變電站一次設備常見故障與檢修方法分析

劉慶新

（廣東電網(wǎng)有限責任公司東莞供電局 廣東東莞 523000）

引言

變電站一次設備檢修直接關系著電力企業(yè)的經(jīng)營效益，這是由于供電服務質量、用戶用電安全與穩(wěn)定、用戶滿意率直接受到變電站一次設備故障的影響，而為了盡可能降低一次設備故障發(fā)生頻率、推動我國電力事業(yè)發(fā)展，正是本文圍繞變電站一次設備常見故障與檢修方法開展具體研究的原因所在。

1 變電站一次設備常見故障分析

1.1 變壓器故障

變壓器屬于變電站主要一次設備，其很容易出現(xiàn)滲漏油故障、溫度異常故障，具體故障表現(xiàn)如下所示：①滲漏油故障。變壓器滲漏油情況較為常見，外側出現(xiàn)發(fā)黑、發(fā)亮的黏稠液體便屬于該故障的典型表現(xiàn)，對于安裝于變電站的變壓器來說，很多因素均可能引發(fā)滲漏油故障，如零部件與油箱的連接處密封措施不合格、相應鑄件及焊件質量不達標、變壓器電力負荷過重且受到外部振動影響、其他故障導致油體受熱膨脹。②溫度異常故障。溫度異常同樣屬于常見的變壓器故障，變壓器鐵芯出現(xiàn)部分短路現(xiàn)象、變壓器長期重負荷運行、變壓器散熱異常、短路均可能引發(fā)溫度異常故障[1]。

1.2 斷路器故障

斷路器同樣屬于變電站主要一次設備，該設備很容易在運行過程中出現(xiàn)異常跳閘故障、誤動故障，具體故障表現(xiàn)如下所示：①異常跳閘故障。斷路器異常跳閘屬于較為典型的變電站一次設備故障，斷路器保護裝置的電路故障、斷路器保護裝置的誤判斷屬于引發(fā)該故障的常見原因。②誤動故障。線路過電壓、線路負載端零線故障、線路導線的對地電容電流均屬于引發(fā)斷路器誤動故障的常見因素，如線路過電壓一般與斷路器合閘接觸器動作門限設置有誤、瞬態(tài)過壓聯(lián)系緊密，這些均應成為故障檢修的重要依據(jù)[2]。

1.3 隔離開關故障

變電站隔離開關很容易出現(xiàn)卡澀、接觸不合格等故障，該一次設備對變電站安全、穩(wěn)定運行造成的影響同樣需要得到重視，具體故障表現(xiàn)如下：①卡澀。維護不到位、空氣污染均可能導致變電站隔離開關卡澀，很多隔離開關因此出現(xiàn)了嚴重的銹蝕問題。②接觸不合格。隔離開關在運行過程中合閘不到位屬于接觸不合格故障的典型表現(xiàn)，這會導致設備觸頭臂和接線處接觸不良，接線處接觸面也會因此出現(xiàn)溫度急劇變化情況，變電站運行自然會因此受到較為負面影響。隔離開關接觸不合格故障的出現(xiàn)與制造工藝不達標、安裝不到位聯(lián)系緊密，如載流接觸面面積裕度偏小、材料選取不當、刀閘檢修時隔離開關安裝不符合要求等，這些應得到檢修人員的重視。

1.4 互感器故障

電壓互感器、電流互感器同樣屬于變電站主要一次設備，二者的常見故障如下所示：①電壓互感器常見故障。在筆者的實踐中發(fā)現(xiàn)，二次側未正確進行斷開操作、自身散熱性能差、設備絕緣部分損壞、高壓出線單相接地均屬于常見的電壓互感器故障，互感器燒毀等問題很容易因此出現(xiàn)。②電流互感器常見故障。絕緣不達標或老化、超負荷運行、半導體部分刷漆不均勻均可能導致電流互感器出現(xiàn)故障，設備緊固質量差、引線端緊固不合格、二次側發(fā)生開路、注油工作不達標等同樣可能引發(fā)電流互感器故障。

2 變電站一次設備常見故障檢修方法

2.1 實例概況

為提升研究的實踐價值，本文選擇了某地擁有3臺主變的變電站作為研究對象，該變電站的10kV系統(tǒng)、35kV系統(tǒng)分別采用單母線4分段與分為3段母線的運行方式，出現(xiàn)故障的變壓器型號為SZ10－20000/35，2013年12月投運、2018年6月因故障退運，變壓器冷卻方式為ONAN、聯(lián)結組標號為YNd11，繞組額定電壓和分接范圍則為35±3×2.5%/10.5kV。

2.2 故障分析

2018年6月6日，變壓器（SZ10－20000/35型號）兩側開關同時動作跳閘，而檢修人員在檢查中發(fā)現(xiàn)，變壓器出現(xiàn)了“二次諧波”、“波形對稱”兩套差動保護動作，且同時向35kV側的303開關、10kV側的203開關動作跳閘，但檢查過程中卻并沒有發(fā)現(xiàn)變壓器存在故障。在變壓器故障發(fā)生后，檢修人員在檢修中發(fā)現(xiàn)其氣體繼電器內有氣體并出現(xiàn)了輕瓦斯動作，在變壓器本體及差動保護范圍內的一次設備未出現(xiàn)異常。故障發(fā)生當天天氣晴朗，變壓器上層油溫為58°、負荷為56%，且當時無任何操作[3]。

2.3 具體檢修

為明確故障變壓器出現(xiàn)故障的原因，檢修人員測量了故障變壓器的繞組變比與繞組直流電阻，并同時開展了油色譜分析，結合取氣、取油、電氣試驗檢查，最終得出了如下診斷結果：①繞組直流電阻測量。結合測量，可確定故障變壓器絕緣電阻正常，其二次側直流電阻三相不平衡率正常（0.14%），一次直流電阻三相不平衡率最大值超過規(guī)定值限制（3.6%），同時故障變壓器還存在C相整體直流電阻偏大問題。②取氣試驗檢查。結合取氣試驗檢查，檢修人員發(fā)現(xiàn)氣體繼電器內部的氣體具備無色、無味、不可燃特征。③變壓器空載損耗檢測。通過檢修人員就故障變壓器的實測，可確定其空載損耗為16.15kW，該值在故障前交接試驗時為16.02kW。④變壓器電壓比測量。通過檢修人員的實際測量，可確定變壓器電壓比最大偏差未超過規(guī)程要求的±0.5%（0.14%），因此可確定其處于正常狀態(tài)。⑤油色譜分析。表1為絕緣油氣相色譜試驗結果，結合試驗可確定故障變壓器C2H2、總烴含量超標明顯，且各氣體含量在故障后出現(xiàn)了顯著增長。

表1 氣相色譜試驗結果（μL/L）

為進一步明確故障原因，檢修人員基于故障變壓器開展了吊罩檢查與解體檢查：①吊罩檢查。在具體的檢查中，檢修人員發(fā)現(xiàn)變壓器本體繞組C相繞組頂部、底部存在大量細微銅屑，且C相高壓下部主包部分存在絕緣紙破損、絕緣紙卷起情況。②解體檢查。結合吊罩檢查，檢修人員就故障變壓器開展了更深入的解體檢查，由此確定了其C相高壓繞組下部主包靠鐵心方向的第12段第1匝并繞導線等處存在絕緣破損，且破損處并繞導線出現(xiàn)了熔化現(xiàn)象。

在確定故障源頭后，檢修人員認為故障源于變壓器內部高能量放電及絕緣材料因弧光放電過程分解，繞組制造工藝缺陷導致的C相高壓繞組匝間短路最終引發(fā)了變壓器故障，制造過程遺留的銅屑等異物便能夠證明這一點。因此，檢修人員首先清理了故障變壓器內部存在的銅屑，并更換了故障處的絕緣紙、并繞導線，由此故障得到了基本解決，而為了避免同類故障再次出現(xiàn)，當?shù)毓╇娋植扇×思訌娺x購變壓器前的抗短路能力校核、拓寬在線監(jiān)測系統(tǒng)覆蓋范圍、加強輸變電設備維護、推進技術監(jiān)督關口前移等一系列故障預防措施，同類故障的發(fā)生幾率由此得以大幅下降，這些理應得到相關業(yè)內人士的重視。

3 結論

綜上所述，變電站一次設備常見故障檢修具備較高現(xiàn)實意義，在此基礎上，本文結合某地變壓器故障實例論述的故障分析、具體檢修等內容，則提供了可行性較高的變電站一次設備故障檢修路徑，而為了進一步提高變電站一次設備運行穩(wěn)定性，耐壓試驗與局部放電試驗等一次設備性能試驗方法、各類新型技術的引入同樣需要得到業(yè)內人士重視。