主变压器损耗率异常的分析

张玉华

胜利油田东辛采油厂 山东东营 257000

1 存在的问题

近几年来,发电厂机组负荷率逐年降低,环保设施改造升级,供热面积增大,造成发电厂用电率逐年呈上升趋势。

某电厂厂用电率统计见表1。

表1 某电厂厂用电率统计

分析表1数据,2017年以来,因绿电消纳及外电入鲁,机组负荷率逐年降低。另外,脱硫超低排放改造增加了脱硫循环泵等大量6 kV电压等级设施,厂用电量增加,发电厂用电率呈上升趋势。2019年组织脱硝系统优化运行,大幅减小了空气预热器的差压,一期、二期风机电耗及制粉电耗同比降低7%,因此在2019年机组负荷率降低的情况下,发电厂用电率没有明显升高。

2016年至2019年,全厂供热比逐年提高,外网供热需求增大,供热厂用电增加基本正常。

2017年之后,全厂主变压器损耗大幅增加。调取近几年数据,选取近两年12个时刻3号、4号机组的功率进行对比,发现4号主变压器损耗随机组负荷高低变化,总体比3号主变压器损耗高1 000 kW～3 000 kW,4号主变压器损耗率达到3号主变压器损耗率的3～8倍。如能查清4号主变压器损耗率大的原因,并进行解决,可以降低厂用电率,经济效益可观。

2 主变压器损耗率理论原因

主变压器损耗电量由机组发电量减去主变压器出口电量、高厂变压器电量、励磁变压器电量后得到,主变压器损耗率为主变压器损耗电量与机组发电量减去高厂变压器电量、励磁变压器电量后所得结果的比值。

分析主变压器损耗率超标的原因,主要是变压器自身存在问题,或电能计量装置有误差。影响电能计量装置误差的因素主要有三方面。

(1) 电流互感器和电压互感器。根据《电力互感器检定规程》,当一次电流由小变大时,电流互感器的误差相对由大变小。即使一次电流相对变化较小,电流互感器也会在误差合格范围内出现较大误差,从而造成电能统计误差增大。电压互感器与电流互感器运行特性曲线基本相同。由于电压互感器通常运行在额定电压下,因此电压互感器一次电压的较小变化对电压互感器误差的影响不大。

(2) 电流互感器二次回路和电压互感器二次回路。电流互感器二次回路断路、接触不良,会造成电能表电流减小,导致电量损失。电压互感器二次回路断路或接触电阻值过大,会使电能表处二次压降超标,同样会导致电量损失,进而影响电能结算。

(3) 电能表。电能表的准确度等级、稳定性和工作电磁环境均会影响电能表计量的准确性。

3 问题原因查找

发电厂的生产是连续不间断的,任何时候都可能出现问题。如电流回路有微小分流或电压回路压降过大等,都会导致关口电量减小,并且不易被察觉,最终发电厂的效益会受到极大影响。要想解决问题,首先要发现问题,掌握主变压器损耗与电能计量的影响关系,根据主变压器损耗率偏差去发现电能计量问题或根据电能计量偏差去分析主变压器损耗率。

3.1 4号主变压器检查

查看近几年4号主变压器检修记录,各项指标均合格。查询历年来电气试验及油样色谱分析,未发现主变压器相关试验数据有变化,油样内气体成分也变化不大。目前4号主变压器运行正常,主变压器温度及其它参数没有明显变化,基本排除变压器自身因素。

3.2 电压互感器和电流互感器检查

利用4号机组大小修时间,对4号机组的关口电压互感器、电流互感器,以及发电机出口电压互感器、电流互感器进行检查检验,均合格,由此排除电压互感器和电流互感器自身原因。

3.3 电能表检查

先后进行三次电能表精度校验,并且更换电能表,均未发现问题。

3.4 电压互感器二次回路和电流互感器二次回路检查

(1) 计量电能表处电压、电流幅值和相位检测。利用PEC-H3A三相电能表现场校验仪检测4号发电机电能表、4号高厂变压器电能表、4号主变压器电能表的二次电压、电流输入值,得到幅值与相位关系,见表2。

表2 电能表电压、电流幅值与相位检测

通过表2数据可以看出,发电机电压互感器输出正常,主变压器高压侧A相电压幅值与另外两相偏差较大。

(2) 主变解压器电压互感器计量回路二次压降检测。为保证数据准确性,避免仪器误差,更换设备后,对4号主变压器出口电压互感器二次压降进行测量,并再次在电压互感器就地端子箱和电能表侧对输入电压进行测量,数据见表3。

表3 4号主变压器出口电压互感器测量结果

通过表3数据可以看出,仍然存在主变压器高压侧A相电压幅值与另外两相偏差较大的情况,且与表2数据相近。

(3) 3号主变压器电压互感器与4号主变压器电压互感器幅值对比。对3号主变压器出口电压互感器与4号主变压器出口电压互感器的计量绕组进行测量,数据见表4。

表4 主变压器出口电压互感器计量绕组测量结果

(4) 核对相关计量回路设备参数。为保证电能表计算数据没有问题,再次核对4号机组相关设备变比参数,见表5。

表5 4号机组设备变比参数

通过检查,未发现4号机组励磁变压器存在与电能误差有关的错误。

(5) 对比3号机组、4号机组同期功率数据。按照功率差为发电机功率减去主变压器高压侧功率与高厂变压器高压侧功率之和,在一体化系统中查找2018年4月至2020年3月间的12组数据,见表6。

表6 3号机组与4号机组同期功率数据

通过数据计算,发现在机组正常运行时,4号机组的损耗随机组负荷高低变化,是同期3号机组的3～8倍。

(6) 测试4号励磁变压器高压侧功率参数。为了彻底掌握功率流向,对4号励磁变压器高压侧功率参数进行了测试,数据见表7。机组有功功率为270.43 MW,无功功率为155.82 Mvar,励磁电流为1 951 A。4号励磁变压器高压侧电压相位,AB相间为120.6°,BC相间为119.4°,CA相间为119°。

计算得到4号励磁变压器有功功率为749.39 kW,无功功率为2 313.04 kvar。

通过本次试验,在全厂第一次通过试验掌握了励磁变压器消耗功率的数据,验证了励磁变压器的有功功率、无功功率及功率因数。通过功率平衡分析,确认4号主变压器低压侧功率消耗仍较大。

表7 4号励磁变压器高压侧功率参数

(7) 4号主变压器高压侧电压互感器检查。对比了2017年2月前后4号主变压器高压侧电压互感器试验数据,没有发现数据异常。为了排除电压互感器运行中内部过热问题,对4号主变压器高压侧电压互感器进行红外成像,并与常规成像进行对比,如图1所示。

从现场观察和成像图像看,未发现顶部接触不良和内部过热问题。

4 问题分析

4号主变压器自2015年9月10日送电后,电能表回路一直没有改动过,其间只在2016年9月19日更换过电能表。按照统计,2017年2月15日以后4号主变压器损耗开始增大,因此损耗增大的原因不是电压互感器二次回路压降大。

通过电能表校验,未发现表计存在问题。

通过励磁变压器功率测试,发现机组负荷为270.22 MW时,约有1.5 MW的有功功率不知去向,按照功率和变比计算,单相电压低1.191 9 V即可造成这一误差。

调取近几年数据,发现2017年2月15日以后,4号主变压器损耗明显增大。2017年2月15日当天,4号机组运行情况如下:10:09,220 kV万九Ⅱ线跳闸,高频距离保护动作,重合闸动作后加速跳闸,220 kV ⅡB段母线差动保护动作跳闸,该母线上所有线路、装置跳闸,4号机组跳闸;检查原因为万九Ⅱ线217-2隔离开关C相气室击穿,ⅡB段母线转检修;18:18,4号机组在ⅠB段母线恢复运行。事故时,3号、4号主变压器高压侧电压互感器电压分别见表8、表9。

查看记录,2017年11月14日4号主变压器高压侧电压互感器电压明显偏差较大,见表10。

表8 事故时3号主变压器高压侧电压互感器电压

表9 事故时4号主变压器高压侧电压互感器电压

表10 2017年11月14日4号主变压器高压侧电压互感器电压

结合以上数据,4号主变压器损耗率增大是发生故障后主变压器电压互感器二次回路出现问题,表计测量不准,唯一可以解释的原因就是电压互感器变比存在较大误差。为检验4号主变高压侧204-PT电压互感器A相电压误差是否对主变压器损耗产生等量影响,将原电能量计量系统电能表与关口计量电能表进行数据对比试验。4号主变压器204断路器处于220 kVⅡB段母线上,应将ⅡB段母线电压互感器电压接入新加电能表,保持电流回路与原关口电能表电流回路一致。考虑到母线电压互感器精度为0.5级,电压由ⅡB段母线最近间隔218万九Ⅱ线的0.2级电压互感器提供计量电压。试验前接线如图2所示,试验接线如图3所示。

为保证数据有效性,试验时长为70 h。试验前对各个电能表再次校验,保证满足仪器标称精度。通过试验得到4号机组电能数据,见表11。

试验中,主变压器关口计量电能表总损耗为142.240 MWh,电能量计量系统电能表总损耗为61.984 MWh。从数据看,主变压器关口计量电能表相比电能量计量系统电能表每小时多计1 147 kWh损耗。通过对变损计算和对比,主变压器损耗率由0.762%降低为0.332%,降低了0.43个百分点。通过对比试验,确认4号主变压器高压侧204-PT电压互感器A相电压偏低是造成4号主变压器损耗率误差偏大的主要原因。

图2 试验前接线

图3 试验接线

表11 4号机组试验电能数据

试验后再次对4号主变压器高压侧204-PT电压互感器三组电压进行测量,数据见表12。

表12 4号主变压器高压侧204-PT电压互感器电压测量结果

按照A相电压低于正常值1.5 V计算,核查高压侧电流平均值为2.975 A,功率因数为0.88,初步计算功率误差为2 073 kW。从数据看,除星型接法A相电压低外,开口三角接法A相电压也略微偏低,三组二次电压都偏低,只有电压互感器一次绕组存在故障时,才会造成三组二次电压都偏低,再次准确定位了电压互感器故障问题,并且与电压互感器接地点、二次压降、电能表、一次设备均无关。

由此通过试验,再次验证了4号主变压器高压侧204-PT电压互感器A相电压偏低是造成4号主变压器计算误差偏大的主要原因。

5 解决措施

通过目前的各项测试和试验,可以判断主变压器不存在损耗增大的问题,出现主变压器损耗率异常的主要原因是4号主变压器高压侧电压互感器A相电压偏低。4号主变压器电能表不是采油厂供电量的结算电能表,而是油田考核采油厂供电量的电能表。更换该电压互感器,需要较长的采购、施工周期,势必对采油厂的经营业绩有相当大影响,应采取其它方式尽快解决。由于主变压器电压和母线电压一致,在电量对比试验时,采取了变更电压回路的方式,基于此,可以将4号主变压器电能表的电压回路变更为母线电压回路。母线电压互感器的精度为0.5级,虽然不符合贸易计量的技术要求,但是仍然可以降低电量损失。

4号主变压器电能表是东营供电公司资产,并已将电量数据远传,不能随意变动,对此,与东营供电公司多次协商,说明变更4号主变压器电能表电压回路接线对双方供电量结算没有影响,最终东营供电公司同意采油厂变更电压回路接线。

班组办理工作票,将4号主变压器220 kV侧电能表输入电压由204-PT电压互感器改接为220 kVⅡB段母线电压互感器二次第一组电压。变更接线一个月后,主变压器损耗率由原来的0.45%降低至0.28%,效果明显。通过实施这一解决措施,每天将增加4号主变压器2.5万kWh～3万kWh的电能考核,经济效益明显。

6 相关建议

针对变压器损耗率异常问题,建议检查主变压器电压互感器二次电压三相幅值。对于存在主变压器电压互感器二次电压多次测量都有幅值偏差较大的情况,建议利用停机时间进行检查、定性试验。目前采油厂内没有合适的试验仪器,无法开展变比、角差等特性试验,考虑引进外部试验单位对主变压器电压互感器进行变比、角差等特性试验,进而得到准确数据。

同时建议对升压站,特别是二期区域接地网进行全面检测。按照目前主变压器电压互感器二次电压A相偏低的问题,除进行电压互感器特性试验外,结合其它母线动作和分段断路器不明原因动作,检查升压站电压互感器区域大接地网是否良好,电压互感器接地点电阻数据是否合格。另一方面,落实计量电压互感器二次接地点问题。如果电压互感器变比没有问题,那么要考虑中性点漂移的问题。