江蘇并網(wǎng)電廠主要高壓電氣設(shè)備運(yùn)行異常分析

吉亞民

(1.華北電力大學(xué)，北京102206；2.江蘇方天電力技術(shù)有限公司，江蘇南京211102)

截至2010年底，江蘇電網(wǎng)共有43家發(fā)電企業(yè)、132臺(tái)50 MW級(jí)及以上機(jī)組納入并網(wǎng)電廠技術(shù)監(jiān)督網(wǎng)絡(luò)，其中：1 000 MW級(jí)機(jī)組5臺(tái)，600 MW級(jí)機(jī)組32臺(tái)，300 MW級(jí)機(jī)組62臺(tái)，200 MW級(jí)及以下機(jī)組33臺(tái)。根據(jù)省電網(wǎng)調(diào)度信息統(tǒng)計(jì)，2010年江蘇電網(wǎng)技術(shù)監(jiān)督范圍內(nèi)的機(jī)組發(fā)生異常停機(jī)共114次，機(jī)組異常停機(jī)率為0.86次/臺(tái)，其中由于高壓電氣設(shè)備故障造成異常停運(yùn)7次，占機(jī)組異常停運(yùn)總數(shù)的6.1%，停運(yùn)次數(shù)與所占比例與往年相比均有所下降。

1主設(shè)備運(yùn)行情況分析

1.1變壓器

各電廠主變壓器總體運(yùn)行情況良好，未發(fā)生由于運(yùn)行維護(hù)不當(dāng)以及監(jiān)督不力導(dǎo)致的設(shè)備損壞事故。部分電廠油色譜分析數(shù)據(jù)存在異常波動(dòng)現(xiàn)象，需按標(biāo)準(zhǔn)要求規(guī)范取樣，并進(jìn)行油色譜數(shù)據(jù)分析比對(duì)工作。

（1）某220 kV主變，型號(hào)為SFP-720000/220，2005年投運(yùn)，2010年發(fā)現(xiàn)油色譜分析異常，數(shù)據(jù)如表1所示。

表1主變油色譜分析數(shù)據(jù) μL/L

該變壓器油色譜分析呈低溫過熱特征，不涉及固體絕緣，各組分?jǐn)?shù)據(jù)穩(wěn)定，運(yùn)行中紅外測(cè)溫和鐵芯外引接地電流測(cè)試無(wú)異常。停電進(jìn)行電氣試驗(yàn)，結(jié)果正常。隨后進(jìn)行放油檢查，過熱的原因?yàn)殍F芯段間絕緣不良，用大電流沖擊后，消除了短路點(diǎn)，處理后運(yùn)行情況正常。大型變壓器為了進(jìn)一步降低鐵芯損耗，將鐵芯用絕緣物隔為幾段，各段均用金屬銅片短接并一點(diǎn)接地。被絕緣物隔開的鐵芯間隙僅數(shù)毫米，若遇金屬異物短接，會(huì)造成鐵芯局部過熱。而這種故障不會(huì)導(dǎo)致鐵芯外引接地電流的增加，運(yùn)行中不易發(fā)現(xiàn)，只有解開鐵芯段間的連接銅片，測(cè)量絕緣電阻才能進(jìn)行判斷。鐵芯段間絕緣中的金屬異物，應(yīng)采取措施消除，如現(xiàn)場(chǎng)處理困難，可拆除原有的段間短接銅片，串電阻限制局部短路電流。

（2）2010年發(fā)生了2起500 kV主變內(nèi)部無(wú)故障而壓力釋放裝置動(dòng)作噴油的故障。一是某機(jī)組啟動(dòng)調(diào)試過程中，由于主變安裝時(shí)呼吸器封墊未拆除，導(dǎo)致變壓器呼吸器堵塞，壓力釋放裝置動(dòng)作，主變跳閘；另一是某主變運(yùn)行中壓力釋放裝置動(dòng)作，由于該保護(hù)投信號(hào)，未造成主變跳閘，其原因是與油枕膠囊呼吸不暢有關(guān)，且此臺(tái)主變油位和油溫較高，造成壓力偏大。變壓器儲(chǔ)油柜內(nèi)的膠囊如果呼吸不暢，將會(huì)引起變壓器內(nèi)部壓力上升，導(dǎo)致壓力釋放裝置動(dòng)作噴油。膠囊呼吸不暢，多是因儲(chǔ)油柜內(nèi)殘存空氣，膠囊底部將其呼吸孔堵塞造成。各單位應(yīng)加強(qiáng)運(yùn)行和檢修管理，保證變壓器呼吸系統(tǒng)通暢，并且保持變壓器正常油位和油溫。

（3）主變運(yùn)行中存在的缺陷主要表現(xiàn)在滲漏油較多，滲漏油部位主要有主變本體、冷卻器閥門、套管法蘭、氣體繼電器與油枕法蘭處、放油閥門等，大多是由于密封墊質(zhì)量不良、密封材料老化變形和安裝工藝不到位等原因造成。

1.2開關(guān)類設(shè)備

2010年由于開關(guān)設(shè)備造成的機(jī)組異常停運(yùn)比例較高，除設(shè)備故障外，還多次發(fā)生操作機(jī)構(gòu)泄漏造成頻繁打壓、本體SF6泄漏以及二次元器件故障等。

（1）某廠6 kV開關(guān)在操作過程中故障燒毀，開關(guān)型號(hào)為KYN18C-10F-C，2001年產(chǎn)品，故障原因?yàn)樵揊C型開關(guān)操作機(jī)構(gòu)驅(qū)動(dòng)盒材質(zhì)及模件設(shè)計(jì)上存在問題，長(zhǎng)期運(yùn)行存在老化現(xiàn)象，在頻繁操作以及電動(dòng)力沖擊等情況下，驅(qū)動(dòng)盒出現(xiàn)裂紋，導(dǎo)致動(dòng)靜觸頭的斷口距離減小、耐壓水平下降，造成擊穿事故。

（2）某廠220 kV出線在距電廠16.2 km處發(fā)生B相單相接地故障，開關(guān)B相跳閘但未能切除故障電流，失靈保護(hù)動(dòng)作跳開正母線所有開關(guān)，此時(shí)才切除故障。將故障GIS開關(guān)氣室解體檢查，發(fā)現(xiàn)滅弧失敗的原因?yàn)閴簹飧淄绊斏w與筒體折彎處斷裂，鑄鋁壓氣缸筒體不能隨動(dòng)觸頭移動(dòng)，造成開斷故障電流時(shí)熄弧失敗。

除本體故障外，由于操作機(jī)構(gòu)泄漏造成設(shè)備停運(yùn)的故障也時(shí)有發(fā)生。開關(guān)類設(shè)備故障和缺陷基本都與設(shè)備老化有關(guān)，隨著使用年限的增長(zhǎng)，設(shè)備故障率有上升的趨勢(shì)。特別是近幾年隨著GIS設(shè)備的增加，組合電器設(shè)備的缺陷和故障也相繼暴露[1]，應(yīng)重視GIS設(shè)備的設(shè)計(jì)制造、運(yùn)輸安裝、驗(yàn)收、運(yùn)行、檢修，加強(qiáng)備品備件的管理等。

1.3其他設(shè)備

（1）部分電廠通過油色譜分析發(fā)現(xiàn)了電流互感器內(nèi)部缺陷。某廠110 kV電流互感器油色譜分析總烴和乙炔超標(biāo)，解體檢查發(fā)現(xiàn)一次引線抱箍等電位連接線固定螺絲接觸不良，引起放電；某廠500 kV電流互感器油色譜分析有乙炔，對(duì)同批電流互感器進(jìn)行了更換。

（2）某廠500 kV線路避雷器運(yùn)行中內(nèi)部發(fā)生貫穿性放電故障，故障電流約15 kA，下節(jié)瓷套爆裂，造成避雷器整體墜落，上、中、下三節(jié)噴弧口均動(dòng)作噴弧。故障發(fā)生在凌晨，小雨天氣，系統(tǒng)運(yùn)行正常，無(wú)雷擊和運(yùn)行操作。該避雷器為2006年初投運(yùn)，上次預(yù)試時(shí)間為2007年，故障時(shí)已到預(yù)試周期，正在等停電機(jī)會(huì)進(jìn)行預(yù)試。從閥片沿釉層表面放電的現(xiàn)象分析，避雷器有受潮的可能性，但此前記錄的泄漏電流無(wú)異常變化；另該型避雷器內(nèi)部無(wú)均壓電容，是否是由于瓷套表面積污和小雨天氣引起避雷器電位分布改變、局部閥片分布電壓過高發(fā)生沿面閃絡(luò)而最終導(dǎo)致故障發(fā)生，還需進(jìn)一步進(jìn)行試驗(yàn)分析。各發(fā)電廠應(yīng)加強(qiáng)對(duì)避雷器的運(yùn)行和檢修管理，加強(qiáng)避雷器泄漏電流表的運(yùn)行監(jiān)視，嚴(yán)格按照預(yù)試周期要求安排停電試驗(yàn)，并積極開展避雷器帶電測(cè)試工作。部分電廠避雷器瓷套下部未加裝屏蔽環(huán),這會(huì)造成避雷器泄漏電流表指示偏離真實(shí)值。

（3）部分電廠存在封閉母線過熱的缺陷。某電廠在紅外檢測(cè)過程中，發(fā)現(xiàn)發(fā)電機(jī)B相出線封母外殼偏高，夏季最高溫度達(dá)109℃，接近廠家技術(shù)文件規(guī)定的110℃允許值，溫度最高部位在B相與發(fā)電機(jī)相連段的下邊緣處。該發(fā)電機(jī)出口三相封母平行排列，B相處于中間，由于相間效應(yīng)的影響，B相周圍磁場(chǎng)強(qiáng)度高于A，C相，在殼體中的渦流損耗最大，所以B相發(fā)熱最嚴(yán)重。另外渦流損耗存在邊緣效應(yīng)，造成渦流損耗向邊緣過渡集中，并且風(fēng)冷系統(tǒng)對(duì)該部位冷卻效果相對(duì)較差。除加強(qiáng)運(yùn)行監(jiān)視、定期進(jìn)行紅外測(cè)溫外，應(yīng)利用檢修機(jī)會(huì)全面檢查封母外殼各連接部位的絕緣墊是否有損壞，有損壞的必須更換，保證絕緣可靠。在條件允許的情況下，可采取一些改造措施來改善封母外殼的溫度狀態(tài)，如增加通風(fēng)孔、散熱片，以及增加冷卻風(fēng)量和外加風(fēng)機(jī)等。

（4）2010年發(fā)生了2起輔機(jī)電機(jī)故障，均為絕緣擊穿，需加強(qiáng)對(duì)電機(jī)的維護(hù)和檢修工作。

2提高設(shè)備運(yùn)行可靠性建議

2.1進(jìn)一步加強(qiáng)絕緣技術(shù)監(jiān)督的全過程管理

高壓電氣設(shè)備的制造質(zhì)量是導(dǎo)致故障的主要原因，設(shè)備安裝質(zhì)量控制不到位也是造成缺陷隱患的重要因素。各電廠應(yīng)全面實(shí)行重要電氣設(shè)備的全過程管理，包括設(shè)備選型、選廠、合同談判、設(shè)計(jì)聯(lián)絡(luò)、監(jiān)造、運(yùn)輸、現(xiàn)場(chǎng)安裝和試驗(yàn)交接、運(yùn)行維護(hù)、檢修、直至設(shè)備報(bào)廢等整個(gè)過程。重點(diǎn)保證設(shè)備制造質(zhì)量，加強(qiáng)設(shè)備監(jiān)造和安裝調(diào)試的質(zhì)量管理，避免帶有先天缺陷的設(shè)備投入運(yùn)行。

2.2加強(qiáng)設(shè)備缺陷管理

加強(qiáng)設(shè)備的缺陷管理，及時(shí)消除影響設(shè)備安全運(yùn)行的各類缺陷；加強(qiáng)對(duì)老舊設(shè)備的監(jiān)督管理，對(duì)運(yùn)行年限較長(zhǎng)的電氣設(shè)備，應(yīng)全面進(jìn)行評(píng)估，按相關(guān)規(guī)程和制造廠要求進(jìn)行大修。對(duì)于不能滿足安全運(yùn)行要求的老舊設(shè)備，應(yīng)進(jìn)行更換。不斷將先進(jìn)的試驗(yàn)檢測(cè)和故障分析的方法引入到絕緣技術(shù)監(jiān)督工作中，加強(qiáng)紅外檢測(cè)、支柱絕緣子超聲波探傷等工作，開展大型變壓器油帶電度、含硫量[2]和顆粒度[3]檢測(cè)，以及GIS設(shè)備超聲波局放檢測(cè)、超高頻檢測(cè)、SF6氣體分解物檢測(cè)、激光成像檢測(cè)等帶電檢測(cè)工作。

2.3逐步開展?fàn)顟B(tài)檢修工作

目前江蘇省各電廠的設(shè)備檢修方式均為定期檢修，其包含了電氣設(shè)備的定期預(yù)防性試驗(yàn)內(nèi)容，定期檢修堅(jiān)持到期必修，不管設(shè)備狀態(tài)如何，有失科學(xué)性。狀態(tài)檢修是根據(jù)設(shè)備的運(yùn)行狀況和測(cè)試結(jié)果，判斷運(yùn)行中設(shè)備的健康狀態(tài)，確定設(shè)備是否需要檢修和檢修的項(xiàng)目，能有效避免周期性定期檢修帶來的弊端，是今后發(fā)展的趨勢(shì)。

3結(jié)束語(yǔ)

介紹了2010年江蘇省并網(wǎng)電廠高壓電氣設(shè)備總體運(yùn)行情況，通過對(duì)各類故障和缺陷的統(tǒng)計(jì)分析，提出有針對(duì)性的預(yù)防措施及建議，進(jìn)一步提高設(shè)備運(yùn)行可靠性。

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