變壓器極性開關引起繞組直流電阻超標的處理

沈心江

(國網江蘇省電力公司蘇州供電公司，江蘇 蘇州 215004)

變壓器極性開關引起繞組直流電阻超標的處理

沈心江

(國網江蘇省電力公司蘇州供電公司，江蘇 蘇州 215004)

分析了一起110 kV主變調壓開關異常處理的全過程，指出了對變壓器繞組直流電阻超標故障的處理應遵循現場試驗及各項檢查、故障前設備運行狀態(tài)情況調查收集、總結分析以及制定合理的處理方法等步驟，以避免因判斷不準確或處理方法失當造成檢修擴大的情況。

變壓器；直流電阻；有載開關；極性開關

變壓器繞組直流電阻試驗是一項方便而有效的考察繞組絕緣和電流回路連接狀況的試驗。它能反應繞組焊接質量、繞組匝間短路、繞組斷股或引出線折斷、分接開關及導線接觸不良等故障，也是判斷各相繞組直流電阻是否平衡、調壓開關檔位是否正確的有效手段。某供電公司在迎峰度夏前，按慣例對多臺主變進行小修、消缺及預防性試驗，特別注重變壓器繞組直流電阻試驗，以避免由于3相直流電阻不平衡，造成在高溫高負荷季節(jié)出現變壓器樁頭發(fā)熱、內部過熱甚至放電的情況。

造成3相直流電阻不平衡有內部原因也有外部原因。內部原因主要有以下2點。

(1) 繞組匝間短路、繞組斷股。這種極端情況一般很少發(fā)生，一旦發(fā)生只能返廠進行繞組解體。

(2) 本體內調壓線圈，有載開關的切換開關、選擇開關、極性開關，引線等連接焊接不好，接觸不良。這種情況一般通過鉆箱或吊罩及有載開關吊芯，并用補焊、打磨、濾油等手段進行現場處理。

外部原因主要是引線與套管連接不良，接線座與導電桿接觸電阻大等。一般可通過砂紙打磨、涂導電脂等方法解決。

1 直流電阻異常現象

1.1 異常情況

110 kV某變電站2號主變小修期間，在進行預防性試驗工作時，測量發(fā)現110 kV高壓繞組3相直流電阻不平衡(見表1)，6～9檔超標(按試驗規(guī)程規(guī)定，各相繞組電阻相互間的差別不應大于3相直流電阻平均值的2 %)，其余試驗項目均合格。

該主變于2003年8月投運，型號為SZ9-40 000/110，接線方式為YNd11，變比為(110+5-3) ×2 %/10.5，額定電流為209.9/2 199 A，生產日期為2003年5月。有載開關的型號為MⅢ-500Y/72.5B-10091W。

表1 110 kV側繞組直流電阻測試數據(2014-01-20)

1.2 現場檢查與初步分析

發(fā)現主變繞組直流電阻問題后，立即對本體取油樣進行色譜分析，結果合格且較3月前的數據變化不大，因此排除了內部放電與過熱故障。現場檢查110 kV 3相套管樁頭情況，確認連接緊固，無松動發(fā)熱現象。查閱運行部門的紅外成像測溫巡檢記錄，發(fā)現110 kV 3相套管樁頭溫度無異常。

綜合以上檢查結果，由于開關短路等試驗項目均正常，并排除了引線與套管連接不良，接線座與導電桿接觸電阻大等外部原因以及繞組匝間短路、繞組斷股等繞組內部故障。則故障可能是由本體內調壓線圈，有載開關切換開關、選擇開關、極性開關，引線等焊接不好，接觸不良造成的。

2 直流電阻異常分析與判斷

2.1 歷史數據比較

該主變生產日期為2003年5月，投運日期為2003年8月。2003-07-01，曾做過投運前交接性試驗，由于試驗數據無異常，因此沒有對調壓線圈、有載切換開關或極性開關進行重點檢查。其高壓繞組直流電阻數據如表2所示。

表2 110 kV側繞組直流電阻測試數據(2003-07-01)

該主變于2003年8月投入運行，運行情況正常，無缺陷記錄。2005年1月進行首次停電檢修，主要項目為主變小修、有載切換開關吊芯檢查，換油，預防性試驗。各項電試、油化試驗均合格。該主變于2005-01-25T18：00投運送電，直到2014-01-20再次停電檢修為止，期間無缺陷記錄。2005-01-25高壓繞組直流電阻數據如表3所示。

根據溫度換算R1=R2(235+t1)/(235+t2)，如2005-01-25第1檔換算到30 ℃，則3相直流電阻分別為0.539 8 Ω，0.543 0 Ω，0.536 0 Ω，由此可以看出高壓繞組直流電阻總體呈增大趨勢，且1，6，7，9檔不平衡率有明顯上升趨勢。說明變壓器內部唯一的轉動部分——有載開關局部接觸不良，致使電阻增大，使直流電阻3相不平衡率明顯上升。但因為還在合格范圍內，且當時負荷緊張，該主變于當天恢復送電。

表3 110 kV側繞組直流電阻測試數據(2005-01-25)

由于首檢出現問題，公司一方面對該主變進行運行跟蹤，另一方面積極準備停電檢修，以消除隱患。2007-04-24，該主變再次停電，聯系廠家人員現場將切換開關吊出，對切換開關動靜觸頭及切換開關筒體靜觸頭進行檢查，并用金相砂紙進行打磨。切換開關安裝完畢后，按照1～9檔及9～1檔的順序反復操作200～300次，最后測量繞組直流電阻。相應數據如表4所示。

表4 110 kV側繞組直流電阻測試數據(2007-04-24)

隱患消除后，該主變于2007-04-24送電，直到2014年1月再次停電檢修。通過比較發(fā)現，1～5檔直流電阻基本與歷史數據一致，6～9檔直流電阻明顯變大并超標。

2.2 故障判斷

經過試驗數據分析，排除了切換開關接觸不良是故障的原因。因為如果切換開關的單、雙觸頭出現問題，則變壓器抽頭單、雙檔位直流電阻數值將出現問題或所有檔位直流電阻數值混亂。表1表明，3相不平衡集中在6～9檔，因此問題不在切換開關，而在有載開關的選擇開關與極性開關。

因有載分接開關為組合型結構，調壓方式為正反調壓，選擇開關和極性開關在切換開關筒體下面。其工作原理為：極性開關與有載開關的轉換選擇器相連，而極性選擇器只在“+”“K”“-”間動作，在開關由“1—N”或“N—1”的2個行程中，極性開關只動作2次，即“K+”、“K-”。根據試驗數據分析，3相不平衡主要集中在6～9檔，1～4檔完全符合標準，而1～4檔連接的極性開關觸頭處于“＋”極，6～9檔連接極性開關觸頭處于“－”極。因此，判斷問題出在極性開關“－”觸頭上，其原因可能為：動靜觸頭傳動部分和接觸部分松動，造成接觸壓力不夠；動靜觸頭變形，嚙合接觸不良；接觸表面有油泥或氧化膜，致使觸頭間電阻變大。

通過與運行部門溝通后發(fā)現，該主變近2年來有載開關主要使用1～3檔，很少使用6～9檔。因此判斷，可能是由于6～9檔長期不處于檔位位置，容易產生油膜，致使觸頭間電阻變大。

在現場進行了100多次反復切換后，試驗數據變化不大，6～9檔直流電阻還在超標范圍內。由于當時急于送電，只能在限制使用6～9檔的條件下，先投運供電。

3 直流電阻異常處理

3.1 處理方案

積極調整運行方式后，該變電站2號主變針對可能的故障原因準備了2套方案進行故障處理。

(1) 根據對直流電阻試驗數據的分析及檔位使用情況的分析，懷疑是由于6～9檔長期不處于檔位位置，可能產生油膜，致使極性開關“－”觸頭間電阻變大，造成6～9檔直流電阻不平衡。處理方法為：使用電動操作，反復對有載開關4～9檔進行切換，重點是4～6檔。通過反復切換1 000～2 000次后，將極性開關“－”觸頭間的油膜和氧化物磨凈，中間穿插直流電阻測量。

(2) 可能是由于“－”觸頭松動或變形，造成接觸壓力不夠或接觸不良。準備濾油機和儲油罐等工器具對變壓器進行放油(17.5 t)；檢修人員鉆箱檢查極性開關，準備在箱體內進行處理或更換工作，并進一步做好吊罩處理準備。

3.2 處理過程

2014-01-26，2號主變停電檢修。現場先執(zhí)行第1套方案，根據處理情況再決定第2套方案的實施進度。現場在主變停電后，立即進行有載開關4～6檔的反復切換，大約1 000次后，試驗數據明顯改善(見表5)。

表5 110 kV側繞組紅色直流電阻測試數據(2014-01-26)

切換到1 500次以后，直流電阻測試合格。再經過反復切換后，數據穩(wěn)定，如表6所示。

表6 110 kV側繞直流電阻測試數據(2014-01-26)

此后，再進行其余試驗項目及本體、有載開關油樣試驗均合格，確定消除了故障。在該主變發(fā)生高壓繞組直流電阻超標故障后，因準確判斷了故障原因與部位，避免了主變放油、吊罩等耗時費力的檢修方案的實施。該主變于2014-01-26晚上投入運行，并進行色譜油樣跟蹤、110 kV樁頭紅外成像測溫跟蹤，未發(fā)現異常。目前已正常運行5個月。

4 結論

(1) 由于M型(組合式)有載開關的極性開關及選擇開關在本體油箱內，在周期性小修、有載切換開關吊芯換油工作中，檢修人員不能直接接觸。為了保證極性、選擇開關接觸良好，對于運行變壓器，應創(chuàng)造條件對分接開關轉動1遍，以清除接觸面上的氧化膜及污垢。變壓器停電檢修時，應在分接開關所有的位置上進行多次切換，并測量直流電阻、變比；若發(fā)生異常，必須找出原因，排除故障。

(2) 即使在色譜試驗證明本體內部無放電與過熱故障的情況下，若主變繞組的直流電阻數據出現異常，無論其不平衡率是否超標，都必須對其進行認真分析，查找出造成數據異常的原因，并消除故障。否則，在高溫高負荷的狀態(tài)下，故障會進一步擴大，引起發(fā)熱、過熱、放電等嚴重后果。

(3) 變壓器發(fā)生故障后，應通過直流電阻測量、開短路等電試項目，油色譜分析、紅外成像測溫、運行狀態(tài)的縱向追溯，以及與同類設備的橫向比較等手段，準確判斷故障原因與部位，以提高檢修的有效性、針對性，降低檢修成本。

2014-11-18。

沈心江(1970-)，男，工程師、技師，主要從事變壓器檢修工作，email：2972470189@qq.com。