安康水電廠幾起干式變壓器事故的分析及運行維護(hù)作者匿名2010/10/28，13360533363

渠道：關(guān)鍵詞：摘要：分析了安康電廠幾起干式變壓器事故的原因，闡述了主變壓器運行中的幾個事故多發(fā)點，提出了我廠主變壓器及其輔助設(shè)備改造、運行和維護(hù)的對策。關(guān)鍵詞：主變壓器；色譜分析；高壓出線套管；冷卻器；安康水電廠主變壓器保護(hù)是目前陜西省較大的水電站。西北電網(wǎng)有4臺20萬千瓦機(jī)組和1臺5.25萬千瓦機(jī)組，總裝機(jī)容量82.25萬千瓦，作為調(diào)頻調(diào)峰事故的備用任務(wù)。發(fā)電機(jī)變壓器組采用單元接線方式，出口電壓13.8kv，1 #發(fā)電機(jī)變壓器組接110kV母線。2#、3#和4#發(fā)變組接330千伏母線；330千伏和110千伏系統(tǒng)通過5#接觸干式變壓器運行。三回330千伏線路通過安金圖沙一、二線和安韓馬線與陜西關(guān)中主電網(wǎng)相連，五回110千伏出口向安康電網(wǎng)供電。所有機(jī)組于1992年底投入運行。主變壓器是水電廠的重要設(shè)備之一，其可靠穩(wěn)定運行對電力生產(chǎn)具有重要意義。安康水電廠1號主變壓器已成為240MVA，110/13.8kV，雙線圈三相升壓干式變壓器，2-4號主變壓器已成為240MVA，330/13.8kV，雙線圈三相升壓干式變壓器，5號主變壓器已成為180MVA，330/111干式變壓器中性點采用常規(guī)開路設(shè)備。我廠的4臺主變壓器和5B接線變壓器的安全運行在系統(tǒng)中至關(guān)重要，關(guān)系到電力生產(chǎn)的順利進(jìn)行。所以在日常操作中，要以巡回為主。根據(jù)安康水電廠近年來的事故統(tǒng)計，干式變壓器事故占很大比例，必須詳細(xì)分析事故原因，才能找出事故多發(fā)點的內(nèi)在規(guī)律和缺陷。這有助于我們的正常運營和事故控制與預(yù)防。1色譜分析異常及處理2002年2月，我們發(fā)現(xiàn)4號主變周期色譜分析中CH4、C2H4、C1 C2上升較快，C1 C2超過規(guī)定要求的注意值。通過對4號主變壓器的測試，發(fā)現(xiàn)鐵心絕緣為零，干式變壓器空載時的接地電流為25A，進(jìn)一步證實了4號主變壓器鐵心存在多點接地故障。將所有干式變壓器油排出并放入現(xiàn)場，以檢查干式變壓器的內(nèi)部。由于閾值的限制，沒有發(fā)現(xiàn)故障點。吊蓋后發(fā)現(xiàn)A相鐵芯柱上端側(cè)軛附近的較好塊硅鋼片松動后滑出，重疊在鐵芯夾片上，形成鐵芯多點接地。一方面，事故說明維修水平有待提高；另一方面，我廠氣體檢測分析系統(tǒng)的缺陷和干式變壓器運行中絕緣油的許多缺陷暴露出來，由于裝置的安裝位置不合適，位于干式變壓器出油口油管的死角，未能給出可靠的報警，導(dǎo)致誤報警。因此，建議改進(jìn)氣體檢測分析系統(tǒng)的安裝位置。干式變壓器運行中，絕緣油和固體絕緣材料在電加熱作用下分解產(chǎn)生的氣體中，甲烷、乙烷、氫氣、一氧化碳和二氧化碳是判斷故障的有價值氣體。正常老化過程中產(chǎn)生的氣體主要是一氧化碳和二氧化碳，而原始微量氫含量基本不變或變化不大。故障情況下的氣體含量與正常情況不同。油中溶解的氣體可以有效地發(fā)現(xiàn)和判斷過熱或放電型故障，以及充油設(shè)備不同故障類型產(chǎn)生的氣體組合。不同類型的斷層產(chǎn)生的氣體成分中含有氫氣，根據(jù)不同類型的斷層和斷層發(fā)育程度，石油中的氫氣在不同的區(qū)域不斷積累和上升 #p#分頁標(biāo)題#e#

由于該系統(tǒng)安裝位置不當(dāng)，無法正確反映設(shè)備障礙物。為了保證干式變壓器安全穩(wěn)定運行，并在干式變壓器存在隱患時及時發(fā)現(xiàn)故障位置，我認(rèn)為應(yīng)加強(qiáng)我廠干式變壓器在線檢測系統(tǒng)，以便及早發(fā)現(xiàn)故障及其原因，預(yù)測故障發(fā)展趨勢，減少干式變壓器不必要的停機(jī)，降低運行維護(hù)成本，增加設(shè)備的可調(diào)小時數(shù)，從而提高干式變壓器的運行維護(hù)效益。統(tǒng)計表明，大多數(shù)干式變壓器的故障都有一個漸進(jìn)的過程，實現(xiàn)干式變壓器的在線檢測可以發(fā)現(xiàn)早期故障，避免災(zāi)難性事故的發(fā)生。這對降低運營成本大有裨益。在改進(jìn)我廠原有消火栓20li檢測系統(tǒng)的情況下，根據(jù)目前成熟的技術(shù)，可以考慮采用一種技術(shù)改造，對主變：紅外成像技術(shù)進(jìn)行在線檢測。檢測運行中帶電設(shè)備的內(nèi)部和外部故障非常有效，主要是發(fā)現(xiàn)和診斷主變壓器的熱故障，發(fā)現(xiàn)套管引線接觸不良和過熱。紅外成像技術(shù)還可以判斷儲油柜缺油、冷卻器油泵軸承磨損、套管介質(zhì)損耗高、干式變壓器內(nèi)部局部過熱等。絕緣老化分析。用絕緣油監(jiān)督干式變壓器的介損試驗、酸值和酸堿度試驗等。通過側(cè)干式變壓器絕緣油中糠醛含量，分析絕緣老化情況。局部放電分析。局部放電監(jiān)測對于發(fā)現(xiàn)潛在缺陷非常敏感和有效。但是傳感器成本高，測試系統(tǒng)復(fù)雜，測試系統(tǒng)的效果和抗干擾性有待進(jìn)一步提高。2.干式變壓器保護(hù)故障及處理2000年10月17日，發(fā)現(xiàn)4B冷卻器油壓僅為0.08 ~ 0.09 MPa，4B儲油柜位置看不見，氣體繼電器有氣體，但輕氣未動作。主變壓器大量漏油，如果不及時發(fā)現(xiàn)，將導(dǎo)致嚴(yán)重事故，甚至干式變壓器有爆炸的危險。

2003年7月17日,1B主變釋壓保護(hù)動作,1FB事故跳閘,對系統(tǒng)造成很大沖擊,后經(jīng)檢查系主變釋壓保護(hù)誤動作,原因不明,較后為安全起見,將干式變壓器釋壓保護(hù)改投信號,并將干式變壓器釋壓保護(hù)動作接點由并聯(lián)改為串聯(lián)。2009年3月5B主變過激磁不明原因動作,我廠重新調(diào)整5B過激磁保護(hù)運行方式并安排檢查全廠二次回路存在的隱患,過激磁保護(hù)由跳閘改投信號,根據(jù)主變保護(hù)連續(xù)出現(xiàn)的運行狀況結(jié)合陜西省電力公司要求對0-5號主變的非電氣量保護(hù)也做了相應(yīng)的修改:①正常運行方式下,0-5號主變壓力釋放保護(hù)投信號;②0-5號主變、330kV電抗器沖擊合閘時,壓力釋放保護(hù)投跳閘,充電正常后改投信號;③0-5號主變兩臺釋壓器動作接點由串聯(lián)方式改為并聯(lián)方式;④0-5號主變、330kV電抗器充電及正常運行時,氣體保護(hù)重瓦斯投跳閘,輕瓦斯投信號。當(dāng)進(jìn)行下列工作時,運行中的重瓦斯保護(hù)應(yīng)由跳閘改投信號;⑤0-5號主變冷卻器溫度及全停保護(hù)投信號。這些措施的實施極大的改善了干式變壓器保護(hù)運行的安全性與可靠性,給生產(chǎn)帶來明顯的經(jīng)濟(jì)與安全效益。 3、干式變壓器冷卻器故障與處理 2001年9月29日,5B取水樣不合格。油化驗結(jié)果微水24PPM(應(yīng)不大于15PPM)耐壓試驗46kV(合格標(biāo)準(zhǔn)大于45kV),可以判斷5B內(nèi)絕緣油已進(jìn)水,而5B在系統(tǒng)中有非常重要的地位,而此時正處于汛期,機(jī)組大發(fā),因5B檢修而致使1F停機(jī)備用這給系統(tǒng)帶來重大損失,此次故障的發(fā)生給全廠的安全生產(chǎn)帶來負(fù)面影響。 2002年4月,在進(jìn)行3B預(yù)防性試驗時,發(fā)現(xiàn)3B低壓側(cè)介損超標(biāo)(數(shù)值為0.9%),鐵心絕緣電阻很低(數(shù)值為80兆歐)。隨后對3B冷卻器逐臺打開水室進(jìn)行泄漏檢查。檢查結(jié)果發(fā)現(xiàn)3B五臺冷卻器中1、2、3、4號冷卻器均有內(nèi)漏情況。進(jìn)一步對干式變壓器油進(jìn)行耐壓試驗和微水測量,測量結(jié)果微水值為18.4ppm,超過了標(biāo)準(zhǔn)要求。通過試驗和檢查表明3B絕緣由于冷卻器的內(nèi)漏而受潮,須進(jìn)行干躁處理。3B受潮處理工作歷時9天。期間完成的主要工作有三項:主要冷卻器的更換工作;主變絕緣的干燥處理工作;干式變壓器油的處理工作。 這些事故的發(fā)生,是因為我們的主變冷卻器存在著設(shè)計陳舊和設(shè)備老化的缺陷,造成主變冷卻器系統(tǒng)成為事故多發(fā)點。我廠2-5號主變冷卻器原采用遼寧鞍山冷卻器廠生產(chǎn)的YSS-300型強(qiáng)油水冷卻器。自4FB1990年投產(chǎn)以來相繼投入運行,在冷卻器上下漲口,各水閥、油閥盤根、法蘭、放氣塞等部位均有不同程度地滲漏,尤其是冷卻器山下漲口油漬較為麻煩,其檢修措施較為復(fù)雜,形成平時無力檢修或小修都無法處理此缺陷。如果冷卻器內(nèi)部冷卻銅管的漲口密封損壞,假如此時冷卻水壓在運行中突然高于油壓,水將進(jìn)入干式變壓器油中,則瓦斯保護(hù)動作事故停機(jī)或其他更嚴(yán)重的事故。針對此狀況,我廠2002年以后陸續(xù)對主變冷卻器系統(tǒng)進(jìn)行了改造,收到了良好的經(jīng)濟(jì)和安全效益。 通過以上分析,我們平時在運行中應(yīng)該注意冷卻器的油水壓差問題,注意根據(jù)水頭高低要求冷卻水壓勤調(diào)節(jié),在投運和試驗時要主要其投泵順序,做正反沖時,也應(yīng)禁止產(chǎn)生水錘,進(jìn)行每一周的水樣檢查時一定要認(rèn)真細(xì)心,每臺泵每臺干式變壓器都不能遺漏,一旦發(fā)現(xiàn)水樣異常,就有關(guān)立即匯報。對照色譜認(rèn)真分析。針對這些情況,我廠也對冷卻器進(jìn)行了更新改造,徹底解決了冷卻器的泄漏問題,冷卻器采取了板式結(jié)構(gòu),提高了對油水壓差的要求,可以抵抗較大的壓力沖擊,針對冷卻器閥門易泄漏的特點,將所有進(jìn)出口閥都改成碟閥,對油水壓的檢測采用現(xiàn)地LCU的實時檢測,可以可靠及時的監(jiān)控冷卻器的運行狀態(tài)。這些措施大大提高了干式變壓器運行的安全運行。 4、干式變壓器高壓套管事故與處理 1999年9月5日,5B因B相套管不合格而發(fā)生爆炸,而導(dǎo)致330kV和110kV系統(tǒng)解列,安康地區(qū)大面積停電,全廠停電的事故。 此次事故的發(fā)生之前,類似事故也發(fā)生多起,同是由我廠干式變壓器一個老問題引起的,即我廠的5臺主干式變壓器套管原采用的西安高壓開關(guān)廠的SF6油氣套管,因質(zhì)量問題幾臺干式變壓器均發(fā)生過套管爆裂或短路接地,造成機(jī)組事故,給全廠帶來很大的損失,高壓套管結(jié)構(gòu)復(fù)雜,工況特殊,連續(xù)幾起事故為我廠設(shè)備中急需認(rèn)真對待的設(shè)備薄弱點。在運行當(dāng)中,要多觀察高壓套管的運行工況,專門配置了紅外測溫儀,主要發(fā)現(xiàn)和診斷主干式變壓器的熱故障,發(fā)現(xiàn)套管引線頭等接觸不良過熱十分有效,另外還要注意事故后故障間隔G3氣室的氣壓,若故障間隔G3氣室壓異常降低應(yīng)詳細(xì)檢查高壓套管的運行狀況,預(yù)防事故進(jìn)一步擴(kuò)大。廠里根據(jù)高壓套管普遍存在的制造缺陷積極采取措施將原SF6油氣套管更換為ABB的干式套管,收到了良好的效果,極大保障了主變穩(wěn)定的運行。 綜上所述,安康水電廠主變運行中色譜分析異常,高壓套管,主冷卻器及繼電保護(hù)是其事故多發(fā)點,在日常主變的運行維護(hù)當(dāng)中應(yīng)該加強(qiáng)巡視,多做檢查。而完善主變在線檢測系統(tǒng)對變壓其安全穩(wěn)定運行有著重大意義,在對曾經(jīng)發(fā)生過的事故只有做到“三不放過”的原則,才能吸取教訓(xùn),有針對性的檢查維護(hù),更好的為以后的運行工作服務(wù)。隨著對設(shè)備的不斷更新改造,相信主變的安全運行水平會得到更大的提高。為我廠及陜西電力系統(tǒng)的電力生產(chǎn)做出更大的貢獻(xiàn)。 參考文獻(xiàn): [1]李平.當(dāng)前煤礦機(jī)電管理中的問題探析[J].煤礦開采,2006,(4) 來源：中設(shè)備管理網(wǎng)#p#分頁標(biāo)題#e#