百花灘電站2號主變頻發性故障的原因及處理

尹文志，汪德勤

（中廣核洪雅百花灘水力發電有限公司，四川眉山620360）

百花灘電站2號主變頻發性故障的原因及處理

尹文志，汪德勤

（中廣核洪雅百花灘水力發電有限公司，四川眉山620360）

隨著科技的不斷進步，越來越多的電力工程采用封閉母線與變壓器引出線相聯，百花灘電站2號主變低壓側套管處因發熱引起套管密封老化滲油，輕瓦斯信號頻繁動作，本文簡單介紹了處理的措施。

變壓器；套管發熱；輕瓦斯動作；油流繼電器故障

1 前言

電力變壓器在電力系統中作為發電和輸電環節的重要紐帶，其低壓側電流達到幾千甚至上萬安培，如此大的電流流過導電部分，在電和磁的交替作用下，對變壓器本身是個巨大的考驗。變壓器經常出現的故障主要有套管滲油和瓦斯保護信號動作，如何判斷出故障出現的原因，從根本上去解決問題，是變壓器運行維護的一個重要課題。

2 低壓套管導電桿發熱滲油故障頻發

百花灘電站2號主變壓器型號為SFP10-5000 0/220，Y0/△-11,額定電壓242/10.5 kV，10 kV側套管引出線通過銅編織軟連接線經三相共箱封閉母線與3號發電機聯接，封閉母線法蘭面與變壓器低壓升高座法蘭面間墊以密封膠條用螺栓把合。自2007年投運以來，每年因變壓器低壓側套管處發熱引起密封老化滲油，都會有幾次停電更換密封的消缺工作，給設備運行維護帶來很大的安全風險。

導致變壓器低壓套管發熱的主要原因有：①由于大電流通過變壓器套管在器身處產生渦流損耗過熱；②導電桿與變壓器及外部母線連接處螺栓把合不牢固，接觸電阻增大引起局部過熱；③導電桿截面不足，同時周圍散熱條件較差，引發過熱。

滲油發生的時間節點主要在3號機組長時間帶滿負荷然后停機，變壓器處于空載運行狀態后，特別是在深夜時分，冬季情況尤為突出。變壓器停運后立即拆開共箱母線檢查低壓側套管溫度平均在80℃以上，與器身其他部件溫度相比高出30℃以上，存在局部過熱現象。

查閱廠家圖紙資料，變壓器低壓升高座采用整塊不銹鋼板作為隔磁墊板法蘭焊接于器身上，低壓套管以及導電桿安裝固定在升高座上，共箱母線全部采用鋁及鋁合金材料，查勘現場低壓套管與封閉母線連接處附近無鐵磁材料構成閉合回路，不存在低壓套管附近因漏磁而產生渦流損耗發熱的情況,軟連接鍍錫銅編織線無發熱變色現象。查閱變壓器歷次檢修試驗記錄，繞組直流電阻值與交接試驗比較無異常變化。低壓套管采用20 kV套管BD-20/3150，額定電流為3150A，導電桿直徑42mm。根據規程要求,單體瓷絕緣導電桿套管在封閉母線中使用的額定電流應為套管的53%[1]。2號主變壓器低壓側額定電流為2 749.3 A，3號發電機額定電流為2 587.6 A。因此，導電桿的過流截面偏小是引起發熱的主要原因。

表1 2號主變壓器低壓側繞組直流電阻比較（單位：mΩ）

根據發電機變壓器近年來現場實際運行情況,發電機經常在功率因數0.95以上工況下運行電流為2 300 A，2300/0.53=4 339 A。

套管額定電流相近的有3000A、4000A、6000A，更換額定電流超過4 000 A的套管需將低壓升高座套管孔由Φ120 mm擴大到Φ140 mm，在變壓器檢修現場進行鐘罩不銹鋼材料的擴孔工作比較困難。經過經濟、技術、施工可行性比較，按照升高座原有孔徑進行套管及導電桿的選型，在升高座不作孔徑擴大的情況下，將低壓套管更換為20 kV套管BD-20/4 000,額定電流4 000 A，導電桿直徑52 mm2,載流截面由1 385 mm2增加到2 123 mm2，電流密度由1.98 A/mm2降到1.29 A/mm2。

變壓器更換低壓套管及導電桿之后經過近4個月滿負荷運行的觀察，通過熱成像技術監測低壓側套管引出線處溫度已降至與本體上層油溫基本一致，未再出現滲油現象。

3 輕瓦斯信號頻繁動作

2號主變壓器從2013年10月取油樣化驗開始，變壓器溶解氣體持續增加。當油中氣體含量較多時會降低變壓器絕緣強度、加速絕緣老化和導致氣體繼電器動作。電站在2014年5月組織對2號主變壓器進行變壓器油脫氣處理，處理時發現個別閥門有關閉不嚴現象。投運后幾小時內輕瓦斯信號就頻繁動作。經幾次停電對瓦斯繼電器排氣處理后，輕瓦斯信號依舊在投運幾小時后動作。

瓦斯繼電器動作有3種原因：①變壓器內部存在故障；②變壓器附件或輔助系統存在缺陷；③瓦斯繼電器發生誤動作。當變壓器內部出現匝間短路、絕緣損壞、接觸不良、鐵心多點接地等故障時，都將產生大量的熱能，使油分解出可燃性瓦斯，向油枕（儲油柜）方向流動，瓦斯繼電器內開口杯下降至干簧接點接通，輕瓦斯信號就動作，嚴重故障時，油流速度達到整定值以上沖擊擋板，此時重瓦斯將動作跳閘。

測試變壓器鐵心引出線對地絕緣電阻為8 000 MΩ，查閱變壓器歷次試驗記錄均無異常，運行中檢查變壓器聲音、負荷、電流、電壓及溫度均無異常。

取油樣做氣相色譜分析時除發現油中溶解氣體含量又迅速增加外，其余氣體含量均無明顯變化,均未達到注意值（見表2）。每次動作后檢查瓦斯繼電器內氣體容積在400 ml左右，進行氣體點燃試驗均為不能點燃的空氣，排除了瓦斯繼電器本體以及二次回路絕緣故障引起誤動作的可能。

對輔助設備呼吸器裝置、防爆裝置、潛油泵、油枕以及變壓器密封件進行檢查均未發現明顯異常，也無明顯滲漏點。檢查散熱器上部各進油閥門、出油閥門均在開啟位置。

表2 檢修前2號變壓器氣相色譜分析報告

2016年4月對2號主變壓器進行吊罩檢修，檢修前變壓器各項電氣試驗均無異常。放油后吊罩檢查，線圈、鐵心正常，各壓緊螺栓均無松動，器身底部油泥較少，1號油泵出油口處掉落油流繼電器擋板一枚。檢查油流繼電器擋板安裝處軸承因油流長期沖擊振動磨損嚴重變形，導致擋板脫落，密封不嚴，外部空氣經玻璃觀察窗進入變壓器本體，運行中管道內為負壓，因而無滲油。

檢修中更換變壓器所有閥門，更換高壓側升高座、鐵心接地套管、放油塞、溫度計座、散熱器、壓力釋放閥、連接管等密封膠珠、膠墊、膠圈，手孔、觀察孔膠板，油枕隔膜，更換損壞的油流繼電器，并檢查其他油流繼電器外觀正常，試驗其轉動靈活。更換變壓器低壓側套管及其導電桿。針對原有氣體繼電器動作后取氣必須將變壓器停運，這次也進行了技術改造，將原有氣體繼電器QJ4-80更換為QJ4-80A，取氣盒與繼電器分離安裝在器身上，取氣試驗不再需要變壓器停電操作。

檢修后2號主變運行5個月來輕瓦斯動作信號沒有再次出現，近兩次油樣分析均無異常。

4 結語

變壓器作為水電站三大主設備之一，它的安全可靠運行關系著電力運營的效益問題。隨著科技的不斷進步，越來越多的電力工程采用封閉母線與變壓器引出線相連，如何避免變壓器套管發熱滲油的發生，在設計階段就應根據設備現場運行條件嚴格按照設計手冊和規程規范進行選型和設計。變壓器輕瓦斯繼電器動作，不僅可能是變壓器內部出現故障，有時因外部密封不嚴漏氣也會動作，應該從內部和外部同時查找原因才能找到故障的根源。

[1]謝毓城.電力變壓器手冊[M].北京：機械工業出版社，2003：1555.

TM407

B

1672-5387（2017）02-0040-02

10.13599/j.cnki.11-5130.2017.02.015

2016-09-07

尹文志（1982-），男，助理工程師，從事電力設備運行維護工作。