安康水電廠幾起干式變壓器事故的分析及運行維護作者匿名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20萬千瓦機組和1臺5.25萬千瓦機組，總裝機容量82.25萬千瓦，作為調(diào)頻調(diào)峰事故的備用任務。發(fā)電機變壓器組采用單元接線方式，出口電壓13.8kv，1 #發(fā)電機變壓器組接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，導致誤報警。因此，建議改進氣體檢測分析系統(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#分頁標題#e#

由于該系統(tǒng)安裝位置不當，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，我認為應加強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，預測故障發(fā)展趨勢，減少干式變壓器不必要的停機，降低運行維護成本，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，避免災難性事故的發(fā)生。這對降低運營成本大有裨益。在改進我廠原有消火栓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)復雜，測試系統(tǒng)的效果和抗干擾性有待進一步提高。2.干式變壓器保護故障及處理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)，將導致嚴重事故，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誤動作,原因不明,較后為安全起見,將干式變壓器釋壓保護改投信號,并將干式變壓器釋壓保護動作接點由并聯(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,過激磁保護由跳閘改投信號,根據(jù)主變保護連續(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也做了相應的修改:①正常運行方式下,0-5號主變壓力釋放保護投信號;②0-5號主變、330kV電抗器沖擊合閘時,壓力釋放保護投跳閘,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,氣體保護重瓦斯投跳閘,輕瓦斯投信號。當進行下列工作時,運行中的重瓦斯保護應由跳閘改投信號;⑤0-5號主變冷卻器溫度及全停保護投信號。這些措施的實施極大的改善了干式變壓器保護運行的安全性與可靠性,給生產(chǎn)帶來明顯的經(jīng)濟與安全效益。 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(應不大于15PPM)耐壓試驗46kV(合格標準大于45kV),可以判斷5B內(nèi)絕緣油已進水,而5B在系統(tǒng)中有非常重要的地位,而此時正處于汛期,機組大發(fā),因5B檢修而致使1F停機備用這給系統(tǒng)帶來重大損失,此次故障的發(fā)生給全廠的安全生產(chǎn)帶來負面影響。 2002年4月,在進行3B預防性試驗時,發(fā)現(xiàn)3B低壓側(cè)介損超標(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。進一步對干式變壓器油進行耐壓試驗和微水測量,測量結(jié)果微水值為18.4ppm,超過了標準要求。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,水將進入干式變壓器油中,則瓦斯保護動作事故停機或其他更嚴重的事故。針對此狀況,我廠2002年以后陸續(xù)對主變冷卻器系統(tǒng)進行了改造,收到了良好的經(jīng)濟和安全效益。 通過以上分析,我們平時在運行中應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,也應禁止產(chǎn)生水錘,進行每一周的水樣檢查時一定要認真細心,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。對照色譜認真分析。針對這些情況,我廠也對冷卻器進行了更新改造,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,造成機組事故,給全廠帶來很大的損失,高壓套管結(jié)構(gòu)復雜,工況特殊,連續(xù)幾起事故為我廠設(shè)備中急需認真對待的設(shè)備薄弱點。在運行當中,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氣室壓異常降低應詳細檢查高壓套管的運行狀況,預防事故進一步擴大。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是其事故多發(fā)點,在日常主變的運行維護當中應該加強巡視,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,有針對性的檢查維護,更好的為以后的運行工作服務。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。 參考文獻: [1]李平.當前煤礦機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#分頁標題#e#