核电站变压器漏油原因分析与缺陷处理

王一凡，张水龙，赖泽彬，罗镇城，吴文轩

（中核国电漳州能源有限公司，福建漳州 363300）

0 引言

油浸式变压器是核电站电气系统中的主要电气设备之一。目前，输变电系统中变压器多为油浸式，绝缘油主要起绝缘、散热、灭弧作用，其品质和质量直接影响到变压器的绝缘性能，从而影响变压器的安全稳定运行。变压器渗漏油问题不仅造成环境污染，给企业带来经济损失，还会影响变压器安全稳定运行，甚至发生变压器损毁事故。核电站对于设备可靠性要求相当严格，为了确保变压器设备的可靠性，有必要对之前发生过的问题进行分析，总结消缺过程，为后续处理变压器漏油问题提供借鉴。

1 设备简介

核电站油浸式变压器按照功能主要分为主变压器、辅助变压器和厂用变压器。主变压器的作用是将发电机发出的电力传输给电网，高压厂用变压器的作用是为厂用设备提供电源，辅助变压器的作用是当外电网和发电机均失电时，由220 kV变电站的应急厂外电源通过辅助变压器供给应急和公用厂用设备。

（1）主变压器：铁芯采用单相三柱式，绕组采用铜绕组，油箱为钟罩式结构，采用强迫油循环风冷却器，采用无励磁分接开关（调压范围530±2×2.5% kV）；额定容量430 MV·A，额定频率50 Hz，接线组别YNd11，高压绕组额定电压530 kV、额定电流1405 A，低压绕组额定电压24 kV、额定电流17 917 A；绝缘油重49 100 kg，设备总重283 400 kg，油箱总重25 300 kg。

（2）高压厂用变压器：铁芯采用三相三柱式，绕组采用半硬铜绕组，油箱为钟罩式结构，采用自由循环风冷却器，采用有载分接开关（调压范围24±8×1.25% kV）；额定容量68 MV·A，额定频率50 Hz，接线组别D yn1-yn1，高压绕组额定电压24 kV、额定电流1 636 A，低压绕组额定电压6.9 kV、额定电流2 845 A；绝缘油重26 200 kg，设备总重92 000 kg，油箱总重8 800 kg。

（3）辅助变压器：铁芯采用三相三柱式，绕组采用半硬铜绕组，油箱为钟罩式结构，采用自由循环风冷却器，采用有载分接开关（调压范围220±8×1.25% kV）；额定容量34 MV·A，额定频率50 Hz，接线组别YN yn0+d，高压绕组额定电压220 kV、额定电流89.2 A，低压绕组额定电压6.9 kV、额定电流2 845 A，绝缘油重29 000 kg，设备总重89 100 kg，油箱及附件重22 700 kg。

2 核电站变压器漏油情况分析

某核电站辅助变压器、主厂变分别在2018 年和2019 年投入运行，在变压器投运后的1～2 年内，维修人员在日常维护期间发现了10 余次变压器渗漏油缺陷。油浸式变压器运行期间频繁渗漏油，极大降低了核电站变压器运行期间的可靠性。梳理漏油问题后发现，共有3 处变压器焊缝存在砂眼导致的漏油，3 处在安装阶段紧固不合格导致的漏油，5 处因为变压器附件损坏导致的漏油。按变压器渗漏油故障的占比，可以看出因变压器附件损坏导致的渗漏油占比接近半数（图1）。

图1 渗漏油缺陷原因

2.1 附件损坏

目前该电厂因变压器附件损坏导致渗漏油的缺陷共5 起，其中有两起分别为瓦斯继电器集气联管破损和联管接头密封失效导致，具体发生在瓦斯继电器与集气联管上端接头处以及下端与集气盒接头处。该处渗漏油的现象为轻微持续渗油，有油滴聚集并滴落，油流量不大，不需要立即处理，针对此类问题待到停电检修窗口直接更换联管或更换联管接头内的O 形圈后即可消除缺陷。

有两起为油流继电器内部翻板力矩调节结构密封失效，此类缺陷无法直接通过修复内部翻板动作机构的密封结构进行处理，只能利用停电检修窗口对油流继电器进行整体更换。在停电检修前可先对翻板力矩调节处的螺栓进行紧固，以缓解渗油情况。

有一处因辅助变压器滤油机压力表组件损坏导致的漏油，该缺陷处理的方法是在停电检修期间更换压力表组件，在更换后需要对变压器进行排气。值得思考的是，因滤油机压力表组件故障率较低，多数核电站未购买压力表备件，但因核电站备件采购周期较长、流程较为繁琐，后续参考电站在梳理购买备件时，应充分借鉴该电站的经验反馈，至少购买1 个压力表作为备件。

经过现场缺陷处理并归纳总结，得出目前附件损坏导致渗漏油的根本原因主要有两种：①附件的质量较差存在缺陷；②附件本身的设计不合理或者原设计的安装位置不合理。

2.2 安装期间紧固不到位

因安装阶段紧固不合格导致的渗油共发现3 处，均是由于紧固力度过松导致：经维修人员现场对比发现，辅助变冷却器下方的两处堵头渗油，渗油堵头处均有较大松动，且在紧固处理的过程中两处的堵头均能向拧紧方向继续旋转半圈；而厂变油面温度计底座处渗油，在进行紧固处理时可明显观察到底座底部的密封圈压缩量未满足相关要求（不足2/3）；经过紧固处理后3处渗油问题均已解决。

2.3 变压器焊缝处砂眼

现场出现了3 处因焊缝处存在砂眼导致的变压器漏油，其中通过现场观察发现主变B、C 相低压侧升高座有明显油迹，通过现场观察初步判断渗油点位于油迹最高点一焊缝处（砂眼），因油迹面积较大无法准确确定渗油位置及渗油点数量，在后续停电检修后检查确认了砂眼的位置及数量。其根本原因在于厂内组装焊接过程中，由于焊缝长、焊点多，又受到环境、温度、焊接工人经验、焊接技能水平等多种因素的影响，导致焊接后存在气孔、杂质、凹坑、焊漏等，而出厂验收无损检测试验具有一定的局限性，无法检查出非贯穿性凹坑，等到设备运行之后由于设备振动等其他因素，凹坑进一步恶化产生砂眼。

3 变压器带油补焊缺陷处理

3.1 变压器焊缝砂眼

目前行业内焊缝砂眼比较成熟的处理方法主要有3 种，分别为带油补焊法、金属专用密封胶封堵处理法和捻缝法。密封胶封堵法因为维持时间较短，一般只能用于应急，无法根治砂眼；合金钢焊缝较硬且脆，捻缝法的风险也较大。综合多种因素，该电站决定采用变压器带油补焊的方式进行带油压堵漏。

3.2 焊缝砂眼缺陷

按照核电厂的工作流程，在工作开展前编制好《变压器砂眼带油补焊的工作方案》和《变压器带油补焊防火方案》两份消缺方案，并在ECM（Enterprise Content Management，企业内容管理）系统中发布生效。

在变压器停役后，维修人员首先对主变进行取油样分析，然后再清理砂眼处油污，并在整个区域内撒上面粉，经过24 h 后观察油迹，最终确定主变C 相有一处砂眼、主变B 相有两处砂眼，其位置都与开始发现漏油时判断的位置基本一致。

用砂纸或砂轮将渗漏点周围打磨光滑，并用吸油纸清理掉渗漏出的油渍；对于厚板上的小漏孔，先用尖锤捻死漏孔。用焊条电弧焊进行焊接，焊接时采用断续焊接法：即每次连续焊接不超过10 s，暂停5 s，待温度降到100 ℃以下后再进行二次焊接。依次进行断续焊接直至焊接完成，每次焊接完均需将焊接表面清理干净，焊接过程中密切监视附近焊点周围油箱温度。焊接完毕后观察24 h，确认焊接点再无油渍渗出后方可进行下一步。清理焊接部位，用钢丝刷、扁铲等打磨药皮、氧化渣等异物，用砂纸将焊接位置及周围漆膜烧损位置打磨光滑至具有金属光泽（图2）。

图2 现场示例

3.3 焊接后检查

焊接后24 h 内多次检查瓦斯继电器集气盒是否有气体聚集；24 h 后联系化学专业对变压器进行取油样分析。如果焊接后油色谱分析较焊接前油色谱分析，烃类气体含量增大，需对变压器进行滤油处理。

4 防止变压器漏油的措施

4.1 提高密封垫质量

密封垫圈易随外界温度变化出现热胀冷缩：密封垫圈热胀会造成某些管路流通不畅导致堵塞，继续恶化会造成压力过大，出现变压器报警或部件损坏等故障；密封垫遇冷收缩，直接会导致变压器接头处渗漏油。密封垫圈的物理性能受橡胶材料的化学成分和制造工艺影响较大，厂家提高变压器密封垫质量、研发新的制造工艺会大大减少变压器漏油情况的发生。

4.2 改进检漏技术和方法

检漏技术和方法是变压器渗漏油问题出现前的最后一道屏障。焊接过程中一般使用煤油渗透法和荧光法进行探伤，根据探伤结果初步寻找焊缝漏点；在油箱整体焊接完成后，对整体进行气密性试验。但是此检漏流程很难发现非贯穿性的焊缝缺陷，应针对重要部位增加超声波、磁粉等无损检测，确保焊缝质量。

4.3 提高变压器安装工艺

核电站变压器出现的缺陷，大多数是因为安装不当导致密封圈处松动，最后出现渗漏油的情况。针对这样的问题，在现场安装前应该和厂家人员仔细确认各个部位的安装要求，提前了解各接头处的紧固标准。核电站维修人员在变压器还未出厂时，应多参与变压器在厂内的组装和电气试验，积累变压器工艺经验，对于后续核电站变压器的安装、维修有着很重要的意义。

5 结束语

某核电站变压器渗漏油的原因，主要是焊缝砂眼、附件损坏和安装不当等问题。核电站设备可靠性的好坏，直接影响着整个核电站机组的安全。对变压器焊缝砂眼的带油补焊工作过程进行梳理总结，针对核电站变压器漏油问题，提出了3 点预防措施。油浸式变压器渗漏油受安装人员的技能水平影响较大，在其生产过程中，业主应派出相应的维修技术人员到设备工厂，参与一部分关键部位的组装和试验项目，以增强业主维修人员的技能水平，这对减少变压器渗漏油问题有着很重要的意义。