变压器极性开关引起绕组直流电阻超标的处理

沈心江

(国网江苏省电力公司苏州供电公司，江苏 苏州 215004)

变压器极性开关引起绕组直流电阻超标的处理

沈心江

(国网江苏省电力公司苏州供电公司，江苏 苏州 215004)

分析了一起110 kV主变调压开关异常处理的全过程，指出了对变压器绕组直流电阻超标故障的处理应遵循现场试验及各项检查、故障前设备运行状态情况调查收集、总结分析以及制定合理的处理方法等步骤，以避免因判断不准确或处理方法失当造成检修扩大的情况。

变压器；直流电阻；有载开关；极性开关

变压器绕组直流电阻试验是一项方便而有效的考察绕组绝缘和电流回路连接状况的试验。它能反应绕组焊接质量、绕组匝间短路、绕组断股或引出线折断、分接开关及导线接触不良等故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段。某供电公司在迎峰度夏前，按惯例对多台主变进行小修、消缺及预防性试验，特别注重变压器绕组直流电阻试验，以避免由于3相直流电阻不平衡，造成在高温高负荷季节出现变压器桩头发热、内部过热甚至放电的情况。

造成3相直流电阻不平衡有内部原因也有外部原因。内部原因主要有以下2点。

(1) 绕组匝间短路、绕组断股。这种极端情况一般很少发生，一旦发生只能返厂进行绕组解体。

(2) 本体内调压线圈，有载开关的切换开关、选择开关、极性开关，引线等连接焊接不好，接触不良。这种情况一般通过钻箱或吊罩及有载开关吊芯，并用补焊、打磨、滤油等手段进行现场处理。

外部原因主要是引线与套管连接不良，接线座与导电杆接触电阻大等。一般可通过砂纸打磨、涂导电脂等方法解决。

1 直流电阻异常现象

1.1 异常情况

110 kV某变电站2号主变小修期间，在进行预防性试验工作时，测量发现110 kV高压绕组3相直流电阻不平衡(见表1)，6～9档超标(按试验规程规定，各相绕组电阻相互间的差别不应大于3相直流电阻平均值的2 %)，其余试验项目均合格。

该主变于2003年8月投运，型号为SZ9-40 000/110，接线方式为YNd11，变比为(110+5-3) ×2 %/10.5，额定电流为209.9/2 199 A，生产日期为2003年5月。有载开关的型号为MⅢ-500Y/72.5B-10091W。

表1 110 kV侧绕组直流电阻测试数据(2014-01-20)

1.2 现场检查与初步分析

发现主变绕组直流电阻问题后，立即对本体取油样进行色谱分析，结果合格且较3月前的数据变化不大，因此排除了内部放电与过热故障。现场检查110 kV 3相套管桩头情况，确认连接紧固，无松动发热现象。查阅运行部门的红外成像测温巡检记录，发现110 kV 3相套管桩头温度无异常。

综合以上检查结果，由于开关短路等试验项目均正常，并排除了引线与套管连接不良，接线座与导电杆接触电阻大等外部原因以及绕组匝间短路、绕组断股等绕组内部故障。则故障可能是由本体内调压线圈，有载开关切换开关、选择开关、极性开关，引线等焊接不好，接触不良造成的。

2 直流电阻异常分析与判断

2.1 历史数据比较

该主变生产日期为2003年5月，投运日期为2003年8月。2003-07-01，曾做过投运前交接性试验，由于试验数据无异常，因此没有对调压线圈、有载切换开关或极性开关进行重点检查。其高压绕组直流电阻数据如表2所示。

表2 110 kV侧绕组直流电阻测试数据(2003-07-01)

该主变于2003年8月投入运行，运行情况正常，无缺陷记录。2005年1月进行首次停电检修，主要项目为主变小修、有载切换开关吊芯检查，换油，预防性试验。各项电试、油化试验均合格。该主变于2005-01-25T18：00投运送电，直到2014-01-20再次停电检修为止，期间无缺陷记录。2005-01-25高压绕组直流电阻数据如表3所示。

根据温度换算R1=R2(235+t1)/(235+t2)，如2005-01-25第1档换算到30 ℃，则3相直流电阻分别为0.539 8 Ω，0.543 0 Ω，0.536 0 Ω，由此可以看出高压绕组直流电阻总体呈增大趋势，且1，6，7，9档不平衡率有明显上升趋势。说明变压器内部唯一的转动部分——有载开关局部接触不良，致使电阻增大，使直流电阻3相不平衡率明显上升。但因为还在合格范围内，且当时负荷紧张，该主变于当天恢复送电。

表3 110 kV侧绕组直流电阻测试数据(2005-01-25)

由于首检出现问题，公司一方面对该主变进行运行跟踪，另一方面积极准备停电检修，以消除隐患。2007-04-24，该主变再次停电，联系厂家人员现场将切换开关吊出，对切换开关动静触头及切换开关筒体静触头进行检查，并用金相砂纸进行打磨。切换开关安装完毕后，按照1～9档及9～1档的顺序反复操作200～300次，最后测量绕组直流电阻。相应数据如表4所示。

表4 110 kV侧绕组直流电阻测试数据(2007-04-24)

隐患消除后，该主变于2007-04-24送电，直到2014年1月再次停电检修。通过比较发现，1～5档直流电阻基本与历史数据一致，6～9档直流电阻明显变大并超标。

2.2 故障判断

经过试验数据分析，排除了切换开关接触不良是故障的原因。因为如果切换开关的单、双触头出现问题，则变压器抽头单、双档位直流电阻数值将出现问题或所有档位直流电阻数值混乱。表1表明，3相不平衡集中在6～9档，因此问题不在切换开关，而在有载开关的选择开关与极性开关。

因有载分接开关为组合型结构，调压方式为正反调压，选择开关和极性开关在切换开关筒体下面。其工作原理为：极性开关与有载开关的转换选择器相连，而极性选择器只在“+”“K”“-”间动作，在开关由“1—N”或“N—1”的2个行程中，极性开关只动作2次，即“K+”、“K-”。根据试验数据分析，3相不平衡主要集中在6～9档，1～4档完全符合标准，而1～4档连接的极性开关触头处于“＋”极，6～9档连接极性开关触头处于“－”极。因此，判断问题出在极性开关“－”触头上，其原因可能为：动静触头传动部分和接触部分松动，造成接触压力不够；动静触头变形，啮合接触不良；接触表面有油泥或氧化膜，致使触头间电阻变大。

通过与运行部门沟通后发现，该主变近2年来有载开关主要使用1～3档，很少使用6～9档。因此判断，可能是由于6～9档长期不处于档位位置，容易产生油膜，致使触头间电阻变大。

在现场进行了100多次反复切换后，试验数据变化不大，6～9档直流电阻还在超标范围内。由于当时急于送电，只能在限制使用6～9档的条件下，先投运供电。

3 直流电阻异常处理

3.1 处理方案

积极调整运行方式后，该变电站2号主变针对可能的故障原因准备了2套方案进行故障处理。

(1) 根据对直流电阻试验数据的分析及档位使用情况的分析，怀疑是由于6～9档长期不处于档位位置，可能产生油膜，致使极性开关“－”触头间电阻变大，造成6～9档直流电阻不平衡。处理方法为：使用电动操作，反复对有载开关4～9档进行切换，重点是4～6档。通过反复切换1 000～2 000次后，将极性开关“－”触头间的油膜和氧化物磨净，中间穿插直流电阻测量。

(2) 可能是由于“－”触头松动或变形，造成接触压力不够或接触不良。准备滤油机和储油罐等工器具对变压器进行放油(17.5 t)；检修人员钻箱检查极性开关，准备在箱体内进行处理或更换工作，并进一步做好吊罩处理准备。

3.2 处理过程

2014-01-26，2号主变停电检修。现场先执行第1套方案，根据处理情况再决定第2套方案的实施进度。现场在主变停电后，立即进行有载开关4～6档的反复切换，大约1 000次后，试验数据明显改善(见表5)。

表5 110 kV侧绕组红色直流电阻测试数据(2014-01-26)

切换到1 500次以后，直流电阻测试合格。再经过反复切换后，数据稳定，如表6所示。

表6 110 kV侧绕直流电阻测试数据(2014-01-26)

此后，再进行其余试验项目及本体、有载开关油样试验均合格，确定消除了故障。在该主变发生高压绕组直流电阻超标故障后，因准确判断了故障原因与部位，避免了主变放油、吊罩等耗时费力的检修方案的实施。该主变于2014-01-26晚上投入运行，并进行色谱油样跟踪、110 kV桩头红外成像测温跟踪，未发现异常。目前已正常运行5个月。

4 结论

(1) 由于M型(组合式)有载开关的极性开关及选择开关在本体油箱内，在周期性小修、有载切换开关吊芯换油工作中，检修人员不能直接接触。为了保证极性、选择开关接触良好，对于运行变压器，应创造条件对分接开关转动1遍，以清除接触面上的氧化膜及污垢。变压器停电检修时，应在分接开关所有的位置上进行多次切换，并测量直流电阻、变比；若发生异常，必须找出原因，排除故障。

(2) 即使在色谱试验证明本体内部无放电与过热故障的情况下，若主变绕组的直流电阻数据出现异常，无论其不平衡率是否超标，都必须对其进行认真分析，查找出造成数据异常的原因，并消除故障。否则，在高温高负荷的状态下，故障会进一步扩大，引起发热、过热、放电等严重后果。

(3) 变压器发生故障后，应通过直流电阻测量、开短路等电试项目，油色谱分析、红外成像测温、运行状态的纵向追溯，以及与同类设备的横向比较等手段，准确判断故障原因与部位，以提高检修的有效性、针对性，降低检修成本。

2014-11-18。

沈心江(1970-)，男，工程师、技师，主要从事变压器检修工作，email：2972470189@qq.com。