安 愿
(贵州北源电力股份有限公司正安牛都分公司,贵州遵义 556431)
变压器是电力系统的重要组成部分,也是发电厂和变电所的主要设备之一,所以变压器的安全可靠运行显得十分重要。一旦变压器发生故障,将会对发电厂及电力系统造成不同程度的影响,而变压器瓦斯保护则是反映变压器故障的重要特征。
某电厂变压器由保定天威集团特变电气有限公司生产,其主要参数如表1 所示。
在冬天的一次骤然降温中,主变(主变压器)发轻瓦斯报动作信号,运行人员现场检查确认轻瓦斯动作,并采取排气措施,排气后仍有气体产生。轻瓦斯继续动作,记录显示,最多一天的动作次数为29 次,同时发现主变高压侧套管气室SF6气体压力降低。在发电机开机发电和不开机发电的情况下,观察油温和瓦斯报警关系,发现油温在35 ℃以上时不产生轻瓦斯气体,排气后报警消除;在35 ℃以下时轻瓦斯动作,排气后会连续产生瓦斯气体,轻瓦斯报警频繁动作。
表1 某主变设备的主要参数
(1)轻瓦斯动作后,取油样送当地电科院检验,结果显示油耐压、水分、介质损耗检测合格,油中溶解气体测试合格,排除主变内部故障的因素。具体数据为:油中溶解气体测试CH4:4.3 μL/L;C2H6:1.2 μL/L;C2H4:0 μL/L;C2H4:0 μL/L;总烃:5.7 μL/L;H2:4.5 μL/L;CO:150.9 μL/L;CO2:1260.4 μL/L;水分:12.1 mg/L;击穿电压:85.3 kV;介质损耗因数(90 ℃):0.001 31。
(2)对主变进行常规的电气试验,结果未发现异常,排除主变不存在绝缘受潮和绕组连接缺陷。具体数据如下:
①油面温度为10 ℃时,绝缘电阻测试,高对低地:R15″为24.9 GΩ,R60″为29.1 GΩ,吸收比1.18;低对高地:R15″为15.6 GΩ,R60″为17.6 GΩ,吸收比1.21;铁芯对地为2.56 GΩ。
②油面温度为10 ℃时,高压线圈,RAO为870.9 mΩ,RBO为874.7 mΩ,RCO为875.7 mΩ,平衡度为0.55%;低压线圈,Rab为11.47 Ω,Rbc为11.46 Ω,Rca为11.53 Ω,平衡度为0.61%。
③油面温度为10 ℃时,介质损耗测试,反接法,高对低地,加压10 kV,介质损角0.302tgδ%,电容7857 pF;反接法,低对高地,加压10 kV,介质损角0.264tgδ%,电容11 250 pF。
(3)对1#主变的所有阀门进行检查,发现主变排油阀、加油阀、抽真空阀、呼吸器检修阀、抽真空检修阀、散热器油循环阀等均在正常工作状态,不存在错误开启或关闭情况。
(4)检查呼吸器油位检查正常,拆开油枕胶囊与管道连接口,用手电筒查看胶囊里面干燥清洁。胶囊张开与油面接触良好,未发现胶囊有破损、造成油面和空气接触情况。
(5)对主变器身及套管进行红外测温成像检查,温度显示正常,观察主变绕温及油温正常,不存有整体或局部过热现象。
(6)打开主变的所有排气孔进行排气检查,在排C 相套管时有气体溢出,体量和压力较大,油枕油位指针在7 左右,不存在少油问题。主变已投运4 年多,也不可能有窝倒气存在,也未发现有进气的地方,排除了外部进气的可能。
(7)结合1#主变高压侧油气套管结构,发现在主变轻瓦斯动作时主变高压套管气室压力减少,分析可能套管存在内渗,带压的SF6气体进入主变向瓦斯继电器移动,导致轻瓦斯动作。用SF6气体检漏仪对瓦斯继电器排出的气体进行检测,显示最大值达186×10-6,证实瓦斯气体为SF6气体。
经多方面排查,确定主变瓦斯气体为SF6气体,来自主变高压套管气室。原因为主变高压侧C 相油气套管内渗,当主变压力和套管SF6压力不平衡时,套管气侧向油侧灌气造成。找到原因后,为保证变压器的安全可靠运行,采取措施如下:
(1)因主变高压侧套管气室SF6气体在温度低时向主变灌气,造成气室压力降低,电站备足SF6气体,要求运行人员加强监视套管压力,在压力降低到0.45 MPa 后及时通知维护人员补气。
(2)经过记录负荷、温度、套管气室压力、天气、轻瓦斯动作频繁情况等综合分析,找出主变油温度和气室SF6压力的平衡点为油温在35 ℃以上,套管气室不向主变进气。采取尽量每天开单机运行措施,让主变油温保持在35 ℃以上运行。
(3)轻瓦斯动作后,安排运行人员及时排气,防止气体聚集过多,气体量和压力达到一定值时,造成重瓦斯保护误动作。
(4)积极和厂家联系沟通,并对出现的轻瓦斯动作排查情况及可能存在的C 相套管内渗进行分析,确定是套管缺陷造成SF6气体进入瓦斯继电器,导致轻瓦斯保护动作。制定出更换套管处理方案,在合适的时间申请停电更换处理。
(1)SF6气体回收:用SF6气体回收装置对主变高压侧母线筒A、B、C 三相气室进行回收至零压,对其相邻1111 隔离开关气室进行回收至0.2 MPa。
(2)变压器油回收:用变压器滤油机对油枕进行回收至高压套管油端手控盖以下。
(3)更换高压套管:①拆除主变高压侧C 相母线筒、拆除导体并清理、更换吸附剂和密封圈,清理密封连接部位;②打开变压器油端C 相手控盖,打开油端电缆连接部位,拆除高压套管;③连接油端电缆,安装C 相导体与母线筒。
(4)高压套管气端充SF6气体:①对主变高压侧母线筒A、B、C 三相气室进行抽真空,真空度达到45 Pa;②对主变高压侧母线筒A、B、C 三相气室充SF6气体至额定压力0.52 MPa,对其相邻的1111 隔离开关气室进行充SF6气体至额定压力0.52 MPa。
(5)高压套管油端滤油:①用滤油机导入到储油罐后,用高真空滤油机进行变压器油过滤,采用油箱自循环,做好油箱密封。滤油机的出口温度不应低于50 ℃。滤油机出口油温最低50 ℃,最高不宜超过70 ℃,实际温度在66 ℃;②变压器滤油30 h,真空度达到-0.08 MPa;③静止24 h,油温正常后进行补油至额定值。
(6)SF6气体系统检漏:SF6气体充放气阀及接口;主变高压侧C 相母线筒连接部位及高压套管气端连接部位;母线筒端面及吸附剂盖板;密封良好,未发现有漏气现象。
(7)微量水分监测:主变高压侧母线气室96.63 μL/L,1111隔离气室99.01 μL/L,均小于规程标准150 μL/L。
(8)送油样检查,色谱、水分、耐压、介损等试验结果正常。
(9)通过电气预防性试验,绝缘、介损、直流电阻、泄漏电流测量符合规程标准。
(10)静止24 h 后主变投入运行正常。
对主变C 套管进行解体,并结合油气套管结构分析,油侧和气侧经法兰连接,两法兰中间是末屏,套管由环氧树脂浇筑,漏气点只能在两法兰油气隔离之间。经详细检查发现,油气隔离两法兰和环氧浇筑粘连处有微小裂纹(图1)。
(1)注意收集图纸、试验报告等相关出厂资料交保资料室存档保管,保证设备资料的完整性,为以后查找设备故障及备件制作提供依据。
(2)加强现场设备安装监督管理,提高施工人员的责任心,确保设备的安装质量。
(3)加强设备监造工作,有条件对设备制造的过程及工艺、试验、出产检验等进行全程跟踪,发现不合格的设备、配件及时协调处理,保证出厂设备的质量。
图1 两法兰和环氧浇筑粘连处有微小裂纹
(4)加强设备运行分析工作,对出现的现象做好记录,多维度分析,精准找到故障点并及时协调处理,避免发生设备事故。
通过近一年的运行,经过了冬天气温骤降和油面温度低于35 ℃的考验,未发现主变套管气室SF6气体压力降低和轻瓦斯动作情况,主变轻瓦斯动作原因得到了彻底查清和解决,保证了设备安全可靠运行。经咨询厂家及电力系统部分专家,油气套管内渗造成轻瓦斯频繁动作的案例并未出现过。本案例的所有排查及处理方法,可以为发生类似设备故障的单位提供参考。