600MW火电主变连续轻瓦动作及处理浅析

2012-04-12陈少磊陈骁骏

时代农机 2012年9期

关键词：器身注油主变

陈少磊，陈骁骏

（福建华电可门发电有限公司，福建福州 350512）

某海滨4×6 0 0 M W大型火电机组主变采用特变电工沈变公司5 0 0 k V 7 2 0M V A户外型、三相双绕组铜导线无励磁调压型低损耗升压变压器，具体型号参数如下：

型号：S F P－7 2 0 0 0 0/5 0 0 T H 额定容量：7 2 0M V A

额定电压：5 2 5/2 0 k V 接线组别：Y N,d 1 1

冷却方式：O D A F 绝缘油：#2 5 克拉玛依炼油厂

其中#3主变于2 0 0 8年8月通过1 6 8小时试运行，并于1 0月份停运检修，2 0 0 8年1 2月中旬再次并网发电。

1 主变轻瓦动作事件经过

从某年12月至次年4月期间，#3主变共出现四次主变轻瓦动作报警，均出现在#3机组并网后不久，动作记录如下：①12-16，22:26:14:435ms，主变轻瓦动作；②01-12，21:02:04:860ms，主变轻瓦动作；③02-02，19:14:35:730ms，主变轻瓦动作；④04-11，03:13:20:645ms；主变轻瓦动作。

以第一次为例，某年12月16日晚22点26左右，电厂主控室光字牌“发变组异常”闪烁报警，检查发变组继保小室发变组保护装置E柜非电量保护装置显示“主变轻瓦斯动作”；发变组告警信号无法复归，检查发变组非电量保护回路正常；同时就地检查主变本体温度、油温指示、绕组温度指示正常、油枕油位、冷却风扇工作正常；测量主变本体端子箱轻瓦告警节点闭合，上主变本体检查瓦斯继电器上部气室（集气盒）气体容积超过报警值（轻瓦告警定值为260ml），确认为瓦斯继电器轻瓦告警正确动作。

2 变压器瓦斯继电器轻瓦动作原因分析

变压器瓦斯继电器轻瓦动作机理是：变压器内部有气体产生，通过安装在本体与油枕之间连管的瓦斯继电器时，气体使继电器内部油面下降，干簧接点导通，使“轻瓦告警”信号发出。

据此分析，变压器内部产生气体的可能原因有下面几种：①因滤油、加油或冷却系统不严密以至空气进入变压器。②因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯浮筒以下。③变压器故障产生少量气体④变压器发生穿越性短路故障。在穿越性故障电流作用下，油隙间的油流速度加快，当油隙内和绕组外侧产生的压力差变化大时，气体继电器就可能误动作。穿越性故障电流使绕组动作发热，当故障电流倍数很大时，绕组温度上升很快，使油的体积膨胀，造成气体继电器误动作。⑤气体继电器或二次回路故障。

某年12月16日#3主变“轻瓦告警”出现后，及时对瓦斯继电器气室聚集的气体和主变油样进行取样；排掉瓦斯继电器气室内聚集的气体后，#3主变非电量保护装置“轻瓦告警”信号消失；对采集到的气体样品和变压器油样进行检验分析，各项指标正常。分析此次#3主变“轻瓦告警”原因应为基建安装时滤油、加油或冷却系统不严密以至空气进入变压器，#3主变内部无故障。

3 采取的预防措施

要解决这个问题，就必须对#3主变采取滤油处理，才能彻底消除变压器油内残留的空气成分，稳妥起见，还应进行变压器器身检查。从安全经济性角度考虑，将滤油工作安排在#3机组大修时进行。在这段期间，为了保障#3主变的安全稳定运行，采取如下措施：

（1）正常运行时采取的措施。对正常运行中变压器进行日常巡检和点检时，应特别注意变压器本体温度、油面温度、绕组温度、油枕油位，作好数据记录；并确保冷却器、潜油泵等冷却装置工作正常；注意检查变压器各个部位的接缝处有无漏油渗油情况，如有发现应及时处理；按照规定对瓦斯继电器进行校验，检查二次回路接线是否良好，及时紧固回路上的端子。

（2）异常事故发生时应采取的运行措施。当出现轻瓦告警时，运行人员应立即检查发变组非电量保护装置，确认是否为轻瓦告警；同时应就地检查变压器本体，查看变压器油面温度、绕组温度、油枕油位，确认冷却器风扇是否工作正常及时通知检修人员到达现场，配合检修人员进行检查，对出现过“轻瓦告警”的变压器应加强运行监视，确保轻瓦告警、重瓦跳闸保护正确投入。

（3）异常事故发生时应采取的措施。接到运行人员通知“轻瓦告警”后，相关人员应第一时间赶到现场。检查变压器油面温度、绕组温度、油枕油位，确认冷却器风扇、潜油泵是否工作正常；检查各部分接合部分时候存在漏油；尝试复归发变组保护装置柜上的告警；如无法复归，测量主变本体端子箱轻瓦告警节点是否闭合，检查瓦斯继电器上部气室（集气盒）气体容积是否超过报警值（轻瓦告警定值为260ml）；确认为瓦斯继电器轻瓦告警正确动作；及时对瓦斯继电器气室聚集的气体和主变油进行取样，检验色谱、油中含气量，根据检验结果进行进一步的分析。

4 #3主变滤油并进行器身内部检查

4.1 拆引线、排油要点

修前取油样试验。

变压器、滤油机用油管连接闭环油路进行热油循环，当油温达到60℃、在晴朗、干燥、无尘土飞扬的天气开始排油。排油前，油罐内油化验合格。排油时打开变压器放油阀，打开连接气体继电器蝶阀开始排油。排油完毕后，滤油机与油罐连成闭合油路，进行热油循环。

4.2 器身检查

（1）施工条件与要求.在露天进行时，应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度≤65%为12h，空气相对湿度≤75%为8h。器身暴露时间是指从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止。检查器身时，应由专人进行，穿着专用的检修工作服（连体服）和鞋，并戴清洁手套，照明应采用低压行灯。进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遣留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息,进入前先用氧量计测氧量。

（2）绕组检查内容。①相间隔板和围屏检查；②绕组表面检查；③绕组各部垫块有无位移和松动情况检查；④绕组绝缘检查；⑤用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。

（3）引线、绝缘支架及分接开关检查.①引线及引线锥检查；②绕组至分接开关的引线检查；③绝缘支架检查；④分接开关检查：螺丝无松动，触指用0.05mm塞尺应塞不进。

（4）铁芯检查。①检查铁芯外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物；②检查铁芯上下夹件、绕组压板的紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹。测量绝缘情况（不小于10000MΩ）；③检查压钉、绝缘垫圈的接触情况；④检查铁芯的拉带紧固情况；⑤检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路；⑥检查铁芯接地片的连接及绝缘状况（不小于10000MΩ）。

（5）油箱检查：①清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质。②清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固，表面有无放电痕迹。③检查磁(电)屏蔽装置，有无松动放电现象，固定是否牢固。④检查内部油漆情况，对局部脱漆和锈蚀部位应处理。

4.4 真空注油

（1）准备工作.将使用的油经真空滤油机进行脱水、脱气和过滤处理，油质须符合下述要求后待用。①耐压：≥60kV（标准油杯试验）；②含水量：≤10×10-6；③含气量：≤1%；④TGΔ：≤0.5%；5：其它性能符合有关标准

（2）真空注油。①抽真空及注油应在无雨和无雾，湿试不大的天气进行；②注油前先对除储油柜以外的整个变压器抽真空，真空度应为残压不大于0.13kPa，维持24h后方可真空注油；③将准备好的合格油，用80闸阀同时注油（即油箱和器身内部同时注油）注油速度不超过6t/h，直到油箱注满油为止，注油过程应维持规定的真空度；④再维持真空2h，即可进行油循环；⑤真空无法建立采取的措施：抽真空时若遇真空无法建立，应立即对漏气点进行处理；若长时间仍无法处理，为避免变压器器身暴露空气时间过长，可采取对变压器注入热油，注油速度不超过6t/h，直到油箱注满油为止；通过真空滤油机进行热油循环，油箱中油温度维持在（60～70℃），循环时间不小于96h。热油循环结束后取油样进行化验，应达到4.4.1.1条规定的标准。

（3）热油循环。为消除检修过程中器身绝缘表面的受潮，必须进行热油循环。通过真空滤油机进行热油循环，整个循环系统（包括变压器）的真空度，在整个热油循环过程均为残压不大于0.13KPa，变压器不能注满油（油面至顶盖100mm～200mm)。油箱中油温度维持在（60～70℃），循环时间不小于72h。热油循环结束后取油样进行化验，应达到4.4.1.1条规定的标准。

（4）静置、补油及密封试验。热油循环结束后解除真空，关闭所有与真空泵联结的阀门。安装瓦斯继电器，打开主体与气体继电器连接的蝶阀、气体继电器排气阀，通过真空滤油机向变压器继续补入合格变压器油。气体继电器排气阀出油后，停止补油，打开主体与储油柜连接的蝶阀。变压器密封试验：用真空滤油机向箱内注油，使箱内油压维持在（24～29kPa），12h应无渗漏。（必须关闭连通储油柜的真空蝶阀，储油柜不承受此试验）打开储油柜与变压器主体连接的真空蝶阀，整个变压器静置72h，变压器应无渗漏，再打开所有放气塞放气，确保内部空气全部赶出。注油后必须静置72h以上，方可进行绝缘试验。

4.4 修后试验

检修结束后，按照电力设备交接及预防性试验规程规定进行变压器修后试验。

4.5 注意事项

变压器油操作必须避免雨天进行，而要在晴天、相对湿度80%以下进行以确保质量，而且必须使用耐油软管或金属波纹管；不得将螺栓、螺母、抹布等非产品件丢放在器身上；不得携带不必要的工具和其它物品进行器身检查；通过记录工具、材料的数目等方法避免安装工作完成后将工具、材料遗留器身上；在器身检查时注意不要损伤器身绝缘。