泵站电气设备故障分析及维护管理

2020-01-06孟凡兵朱德龙

山东水利 2020年11期

孟凡兵，秦峰，朱德龙

（南水北调东线山东干线有限责任公司，山东济南 250109）

南水北调东线一期工程自2002 年开工建设，2013 年实现全线正式通水运行，为解决沿途城市工农业用水提供了有力保障。工程实施分三期，建成的第一期工程有21 座泵站，二、三期工程还会陆续增加。与之配套建设的泵站电气设备数量繁多、种类繁杂，所以做好泵站电气设备的管理工作显得尤为重要。

二级坝泵站输电工程由110 kV 架空线路专线供电，经110 kV GIS 开关室、2 台主变压器降压110 kV/6 kV 供机组运行。泵站主要的电气设备包括110 kV GIS 开关室、10 000 kVA 油浸式变压器、630 kVA 干式变压器、6 kV 高开室、西门子罗宾康高压变频器、6 kV 高压同步电机、励磁系统、阿海珐微机继电保护系统、辅机系统、输电线路等。

1 电气设备故障分析

1.1 GIS 设备故障分析

1）GIS 设备本体漏气。二级坝泵站调试运行期间发现GIS 设备系统2#主变进线间隔有漏气现象。该故障多发生在新设备投运的一年之内，通常是由于安装工艺不恰当，或密封件调整不到位引起，当巡检中发现气体压力表数值前后有变化或听到有“呲呲”声时应引起足够重视，检查SF6 气体在线监测装置有无报警信息，条件允许可用SF6 气体检漏仪进行现场检测，但应做好自身防护措施以防中毒。一般漏气会在SF6 气体微水含量试验中有所反应，此类问题出现应高度重视，及时联系厂家及相关安装单位处理，消除SF6 气体泄漏对人身和设备的安全隐患。

2）GIS 室内风机运行可靠性不高。GIS 开关室一般均在室内地面层安装有风机设备，而控制柜一般装在进门处，由于红外探头安装位置不当，或检测不灵敏引起进出人员误检测，或SF6传感器没有定期进行校验都会引起风机不能正常运行。在日常巡检中发现红外探头在雨季极易进水造成损坏，所以为提高运行可靠性可考虑增加一套冗余探头，并对SF6 传感器进行定期返厂校验。经过不断改进，二级坝泵站风机运行可靠性大幅提高。

1.2 变压器故障分析

1）主变压器温度显示故障。变压器的温度测量一般采用分度号Pt100 的铂热电阻，测量范围为-50～150 ℃。而油浸式变压器一般为室外设备，变压器温度信号传输距离较远。二级坝泵站运行人员在运行过程中发现控制室显示温度与变压器现场实测温度均有10 ℃以内的偏差，分析为Pt100 的信号传输是靠电阻值的大小来进行温度的换算，线路接头的连接质量直接影响到温度数据的显示，工作中发现螺栓压接式的接线端子接触电阻较大，在不同季节对温度的变化比较灵敏，不易应用于温度测量回路，后统一更换为弹簧式凤凰端子，运行一年后一切正常。

2）高压套管污闪问题。室外高压设备进出线套管因处室外，长期日晒雨淋，加之灰尘积聚容易引起污闪现象，通过在套管处喷涂RTV 防污闪涂料，可在一定程度上杜绝污闪问题的出现，但灰尘积聚在涂层表面后很难清除，清理时容易引起防污闪涂层破坏，建议2～3 年复涂一次。

1.3 高开柜故障分析

1）高压真空断路器分合闸不同期、弹跳数值大。真空断路器因其独特的优点而被广泛地应用于6 kV 配电系统中。使用过程中由于操作杆间距调整不合适，或本体机械性能下降都会引起分合闸不同期、弹跳数值大的问题。二级坝泵站在进入通水运行期间遇到过合闸过程中出现两次声响的现象，但并不是每次都会出现，后经特性测试仪检测发现合闸不同期率大大超过标准，考虑到设备投运才两年，并且使用次数还不到百次，联系厂家人员现场处理，通过拆解发现三相连杆端阻尼均有不同程度的变形，更换进口阻尼件并调整三相绝缘拉杆的长度，问题得到解决。

2）6 kV 高开柜数显表显示误差大。高压系统中电压、电流信号一般是通过互感器变换而来。泵站试运行期间发现6 kV 多功能数显表电压显示值与实际值有一定的误差，经查阅设计图纸及现场接线均未发现异常。分析原因为设计人员误以为高压系统中电压互感器广泛采用2PT 开口三角接线方式，而现场实际电压信号是从消弧消谐柜取得，连接形式为一台三相五柱电压互感器接成Y0/Y0/Δ（开口三角形），接成Y0 形的二次绕组供给该数显表。辅助二次绕组接成开口三角形供给绝缘监察电压继电器，用来检测三相回路接地情况，电压信号回路中均接入公共线后，问题得到解决。

3）西门子高压变频器故障分析。（1）上控制电报“CPU Temperature Alarm”。在变频器投运前需先上380 V 控制电，开启控制系统及风机后才允许上高压，在冬季运行时“CPU Temperature Alarm”问题较为突出，经查阅相关资料只有CPU温度超过70 ℃时才会报该故障。首先结合当时室温判断有无超温的可能性，其次检查CPU 散热器情况，排除外部可能性，结合当时气温及现场情况基本可以断定为误报警信息，分析原因只能是测温元件检测错误了，一般出现该问题后开启风机通风0.5 h 以上再重新开机问题即得到解决。（2）变频运行报“IOC”故障。变频模式运行过程中报“IOC”瞬时过流故障，导致机组急停，而在旁路模式运行时该故障不会出现。首先查看机组运行情况，查看电压电流是否在规定值内，用摇表摇测高压电缆及电机绕组绝缘情况，条件允许可继续测量电机直阻是否正常。排除负载问题后可怀疑为系统接口板和信号调理板检测回路故障，一般系统接口板出现该问题的可能性较大，随着变频技术的发展，厂家一般会对相关配件进行升级换代，考虑到设备安全运行可适时进行升级改造。

2 泵站主要电气设备运行管理和维护

2.1 GIS 设备的运行管理和维护

GIS 为利用六氟化硫气体进行绝缘操作的设备。每天至少巡视检查1 次，在进入GIS 室前，应通风15 min 以上，通过六氟化硫监控主机查看室内氧气及各监测点的六氟化硫浓度是否超标。氧气含量不得低于18%。进入室内主要对运行中的设备进行状态检查，如各刀闸开关等的位置指示是否与实际运行工况相符；各种压力表和油位计的指示值是否合理（断路器室压力不得小于0.55 MPa，其他气室不得小于0.5 MPa）；避雷器的动作计数器指示情况；GIS 本体有无异常声响及气味；设备的操动机构和控制箱门是否关严；外壳、支架及接地端子有无发热、锈蚀；室内通风系统是否正常工作等。检修维护工作除应按照设备厂家规定以外还应结合电力行业标准《DL/T603-2006 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》规定执行。

2.2 变压器的运行管理和维护

变压器按冷却方式的不同可分为干式和油浸式两大类，因为制造工艺及冷却原理的不同其运行管理和维护方法也有所不同。油浸式变压器主要是进行外观检查，巡视中应注意保持安全距离：听运行的声音（嗡嗡）是否有异常；吸湿器内变色硅胶是否变色，示温蜡片是否变色，也可用红外测温枪测量各部位温度并作好记录；油位和油温是否正常（顶层油温一般不宜经常超过85 ℃，一般限值为95 ℃）；变压器本体及放取油口、瓦斯继电器部位有无渗漏油情况；检测变压器带载情况，当三相负载不平衡时，应重点监视电流最大的一相，且中性线电流不得超过额定电流的25%；外壳接地是否良好。

2.3 西门子高压变频器运行管理和维护

1）环境温度需保持在0～40 ℃，湿度应在运行中95% 无冷凝，室内避免进入碳粉、金属颗粒、硫化物等导电性、腐蚀性粉尘。

2）变频器启动以前，应首先开启空调（如果有除湿功能，请启动除湿功能），再上控制电，最后上高压强电。如果停机，步骤应相反，即先停高压电，再停控制电，最后关闭空调。如果长时间不运行，建议开启空调后，上控制电使风扇运行4 h以上，使变频器内部充分的干燥后再考虑上高压电运行。另外柜内放置的干燥剂应定期进行更换，如果环境潮湿比较厉害，建议在变频器柜体内部加装加热器。变频器室应避免温度的剧烈变化，避免由于温度变化引起的凝水凝露而造成电路板的损坏。

3）定期（6 个月）检查进线、出线口的密封，避免异物以及小的生物体进入变频器柜体。

4）每次运行完成后应检查变频器内部主回路各连接点是否有发热变色或松动现象，也可粘贴示温蜡片观察；检查控制板元器件是否异常，积灰情况并清理；检查电容有无膨胀变形、漏液等。

5）滤网应每3 个月维护、清理或更换，如果现场环境较恶劣，维护周期应适当缩短。

6）如果需要二次送高压电第一、二次送高压电的时间间隔不应小于30 min。

2.4 年度电气设备预防性试验

预防性试验工作是电力设备运行与维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。管理人员可根据试验结果做出综合分析判断后，对不合要求的设备进行维修或更换，及时发现运行中设备的隐患、预防发生事故。另外对于投运不久的厂站来说，预防性试验工作就显得尤为重要，这样可以及时发现安装期间存在的缺陷及漏项。设备从选型、安装、试运行到后期的运行管理经过了不同单位不同人员的参与，加之参与人员的技术水平参差不齐，难免会出现错误及漏项。

3 建议

3.1 制定相关设备的安全运行管理细则

由于每个泵站所处地理位置和设备选型不同，设备维护方法和运行管理方式就有所不同。运行管理人员应根据各自泵站设备特点，依据厂家提供的设备使用说明书和《NSBD16-2012 南水北调泵站工程管理规程》《SL255-2010 泵站技术管理规程》等行业有关规范标准，及时组织编写各自泵站的《安全运行管理细则》，为今后的设备运行管理维护工作提供依据。