百花滩电站2号主变频发性故障的原因及处理

尹文志，汪德勤

（中广核洪雅百花滩水力发电有限公司，四川眉山620360）

百花滩电站2号主变频发性故障的原因及处理

尹文志，汪德勤

（中广核洪雅百花滩水力发电有限公司，四川眉山620360）

随着科技的不断进步，越来越多的电力工程采用封闭母线与变压器引出线相联，百花滩电站2号主变低压侧套管处因发热引起套管密封老化渗油，轻瓦斯信号频繁动作，本文简单介绍了处理的措施。

变压器；套管发热；轻瓦斯动作；油流继电器故障

1 前言

电力变压器在电力系统中作为发电和输电环节的重要纽带，其低压侧电流达到几千甚至上万安培，如此大的电流流过导电部分，在电和磁的交替作用下，对变压器本身是个巨大的考验。变压器经常出现的故障主要有套管渗油和瓦斯保护信号动作，如何判断出故障出现的原因，从根本上去解决问题，是变压器运行维护的一个重要课题。

2 低压套管导电杆发热渗油故障频发

百花滩电站2号主变压器型号为SFP10-5000 0/220，Y0/△-11,额定电压242/10.5 kV，10 kV侧套管引出线通过铜编织软连接线经三相共箱封闭母线与3号发电机联接，封闭母线法兰面与变压器低压升高座法兰面间垫以密封胶条用螺栓把合。自2007年投运以来，每年因变压器低压侧套管处发热引起密封老化渗油，都会有几次停电更换密封的消缺工作，给设备运行维护带来很大的安全风险。

导致变压器低压套管发热的主要原因有：①由于大电流通过变压器套管在器身处产生涡流损耗过热；②导电杆与变压器及外部母线连接处螺栓把合不牢固，接触电阻增大引起局部过热；③导电杆截面不足，同时周围散热条件较差，引发过热。

渗油发生的时间节点主要在3号机组长时间带满负荷然后停机，变压器处于空载运行状态后，特别是在深夜时分，冬季情况尤为突出。变压器停运后立即拆开共箱母线检查低压侧套管温度平均在80℃以上，与器身其他部件温度相比高出30℃以上，存在局部过热现象。

查阅厂家图纸资料，变压器低压升高座采用整块不锈钢板作为隔磁垫板法兰焊接于器身上，低压套管以及导电杆安装固定在升高座上，共箱母线全部采用铝及铝合金材料，查勘现场低压套管与封闭母线连接处附近无铁磁材料构成闭合回路，不存在低压套管附近因漏磁而产生涡流损耗发热的情况,软连接镀锡铜编织线无发热变色现象。查阅变压器历次检修试验记录，绕组直流电阻值与交接试验比较无异常变化。低压套管采用20 kV套管BD-20/3150，额定电流为3150A，导电杆直径42mm。根据规程要求,单体瓷绝缘导电杆套管在封闭母线中使用的额定电流应为套管的53%[1]。2号主变压器低压侧额定电流为2 749.3 A，3号发电机额定电流为2 587.6 A。因此，导电杆的过流截面偏小是引起发热的主要原因。

表1 2号主变压器低压侧绕组直流电阻比较（单位：mΩ）

根据发电机变压器近年来现场实际运行情况,发电机经常在功率因数0.95以上工况下运行电流为2 300 A，2300/0.53=4 339 A。

套管额定电流相近的有3000A、4000A、6000A，更换额定电流超过4 000 A的套管需将低压升高座套管孔由Φ120 mm扩大到Φ140 mm，在变压器检修现场进行钟罩不锈钢材料的扩孔工作比较困难。经过经济、技术、施工可行性比较，按照升高座原有孔径进行套管及导电杆的选型，在升高座不作孔径扩大的情况下，将低压套管更换为20 kV套管BD-20/4 000,额定电流4 000 A，导电杆直径52 mm2,载流截面由1 385 mm2增加到2 123 mm2，电流密度由1.98 A/mm2降到1.29 A/mm2。

变压器更换低压套管及导电杆之后经过近4个月满负荷运行的观察，通过热成像技术监测低压侧套管引出线处温度已降至与本体上层油温基本一致，未再出现渗油现象。

3 轻瓦斯信号频繁动作

2号主变压器从2013年10月取油样化验开始，变压器溶解气体持续增加。当油中气体含量较多时会降低变压器绝缘强度、加速绝缘老化和导致气体继电器动作。电站在2014年5月组织对2号主变压器进行变压器油脱气处理，处理时发现个别阀门有关闭不严现象。投运后几小时内轻瓦斯信号就频繁动作。经几次停电对瓦斯继电器排气处理后，轻瓦斯信号依旧在投运几小时后动作。

瓦斯继电器动作有3种原因：①变压器内部存在故障；②变压器附件或辅助系统存在缺陷；③瓦斯继电器发生误动作。当变压器内部出现匝间短路、绝缘损坏、接触不良、铁心多点接地等故障时，都将产生大量的热能，使油分解出可燃性瓦斯，向油枕（储油柜）方向流动，瓦斯继电器内开口杯下降至干簧接点接通，轻瓦斯信号就动作，严重故障时，油流速度达到整定值以上冲击挡板，此时重瓦斯将动作跳闸。

测试变压器铁心引出线对地绝缘电阻为8 000 MΩ，查阅变压器历次试验记录均无异常，运行中检查变压器声音、负荷、电流、电压及温度均无异常。

取油样做气相色谱分析时除发现油中溶解气体含量又迅速增加外，其余气体含量均无明显变化,均未达到注意值（见表2）。每次动作后检查瓦斯继电器内气体容积在400 ml左右，进行气体点燃试验均为不能点燃的空气，排除了瓦斯继电器本体以及二次回路绝缘故障引起误动作的可能。

对辅助设备呼吸器装置、防爆装置、潜油泵、油枕以及变压器密封件进行检查均未发现明显异常，也无明显渗漏点。检查散热器上部各进油阀门、出油阀门均在开启位置。

表2 检修前2号变压器气相色谱分析报告

2016年4月对2号主变压器进行吊罩检修，检修前变压器各项电气试验均无异常。放油后吊罩检查，线圈、铁心正常，各压紧螺栓均无松动，器身底部油泥较少，1号油泵出油口处掉落油流继电器挡板一枚。检查油流继电器挡板安装处轴承因油流长期冲击振动磨损严重变形，导致挡板脱落，密封不严，外部空气经玻璃观察窗进入变压器本体，运行中管道内为负压，因而无渗油。

检修中更换变压器所有阀门，更换高压侧升高座、铁心接地套管、放油塞、温度计座、散热器、压力释放阀、连接管等密封胶珠、胶垫、胶圈，手孔、观察孔胶板，油枕隔膜，更换损坏的油流继电器，并检查其他油流继电器外观正常，试验其转动灵活。更换变压器低压侧套管及其导电杆。针对原有气体继电器动作后取气必须将变压器停运，这次也进行了技术改造，将原有气体继电器QJ4-80更换为QJ4-80A，取气盒与继电器分离安装在器身上，取气试验不再需要变压器停电操作。

检修后2号主变运行5个月来轻瓦斯动作信号没有再次出现，近两次油样分析均无异常。

4 结语

变压器作为水电站三大主设备之一，它的安全可靠运行关系着电力运营的效益问题。随着科技的不断进步，越来越多的电力工程采用封闭母线与变压器引出线相连，如何避免变压器套管发热渗油的发生，在设计阶段就应根据设备现场运行条件严格按照设计手册和规程规范进行选型和设计。变压器轻瓦斯继电器动作，不仅可能是变压器内部出现故障，有时因外部密封不严漏气也会动作，应该从内部和外部同时查找原因才能找到故障的根源。

[1]谢毓城.电力变压器手册[M].北京：机械工业出版社，2003：1555.

TM407

B

1672-5387（2017）02-0040-02

10.13599/j.cnki.11-5130.2017.02.015

2016-09-07

尹文志（1982-），男，助理工程师，从事电力设备运行维护工作。