金沙水電站1 號主變壓器鐵心及夾件環(huán)流故障分析及處理

劉均明

（四川省能投攀枝花水電開發(fā)有限有限公司，四川 攀枝花 617068）

0 引言

變壓器在電力系統(tǒng)中地位十分重要，若出現(xiàn)故障將直接嚴(yán)重影響電網(wǎng)的供電可靠性。我國電網(wǎng)已從城市延伸到每一個鄉(xiāng)村，電站裝機容量也從幾百千瓦發(fā)展到一千多萬千瓦，出現(xiàn)了不同電壓等級、不同容量、不同型式的變壓器與之配套，眾多的變壓器在制造、運輸、安裝、調(diào)試、運行中出現(xiàn)故障在所難免。本文研究大型戶內(nèi)式變壓器出現(xiàn)故障后現(xiàn)場處理時機和方法。對故障的分析和處理方案見文獻資料[6-9]。通常對變壓器故障的檢查、處理是及時采用吊罩方式，但這種處理方式需要將變壓器移出工位到方便操作的地方，工作量大，處理工期較長。本文研究了處理時機和不移出工位的就地處理方式，從而保證發(fā)電工期，縮短處理時間，避免經(jīng)濟損失。

1 概述

金沙水電站是金沙江干流中游十級水電樞紐規(guī)劃的第九級,位于攀枝花西區(qū)河段上，壩址控制流域面積25.89 萬km2，多年平均流量1 870 m3/s，多年平均年發(fā)電量為21.77 億kW·h,以發(fā)電為主，兼有供水、改善城市水域景觀和取水條件，對上游觀音巖水電站具有反調(diào)節(jié)等作用。電站裝有4 臺140 MW軸流轉(zhuǎn)槳式水輪發(fā)電機組，轉(zhuǎn)輪直徑10.65 m 為世界第二大轉(zhuǎn)輪直徑。發(fā)電機與雙繞組主變壓器采取單元接線方式。主變壓器低壓側(cè)與13.8 kV 離相封閉母線聯(lián)接，高壓側(cè)通過SF6油氣套管與SF6封閉組合電器聯(lián)接。主變壓器型號S11-160000/242、額定容量160/160 MVA、額定電壓242/13.8 kV(高壓/低壓）、額定電流381.7/6 693.9 A(高壓/低壓）、調(diào)壓范圍242±2*2.5%、聯(lián)結(jié)組標(biāo)號YNd11、絕緣耐熱等級A 級、頂層油/繞組溫升55 K/60 K、變壓器總油34 000 kg、上節(jié)油箱重11 000 kg、變壓器總重171 000 kg。1 號機組2020 年11 月30 日并網(wǎng)發(fā)電，2021 年10 月9 日最后一臺機組投產(chǎn)發(fā)電。

2 1 號主變壓器出現(xiàn)的問題和采取的措施

1 號主變壓器按設(shè)計、廠家和規(guī)程要求完成了所有前置試驗，均符合要求，但在由電網(wǎng)向主變壓器倒送電沖擊合閘試驗過程中，鉗形電流表和在線監(jiān)測裝置均測出主變鐵心及夾件均有電流且相等，經(jīng)多次監(jiān)測其數(shù)據(jù)基本保持27.2 A 左右。該電流遠(yuǎn)大于變壓器運行規(guī)程DL/T 572-2021 要求數(shù)值（不大于0.1 A）。該電流的存在將會使變壓器油質(zhì)劣化，理應(yīng)消除此電流,從而消除設(shè)備運行的安全風(fēng)險。但金沙水電站首臺機組工期十分緊張，其余3 臺變壓器均未到貨，經(jīng)廠家同意，讓1 號主變壓器先帶病運行待后續(xù)機組投運后再作消缺處理。但在運行過程中需采取以下防護措施：變壓器鐵心及夾件必須可靠接地，消除其懸浮電位，防止對地放電，避免導(dǎo)致變壓器油劣化變質(zhì)；縮短取油樣測試間隔時間；加大對鐵心及夾件環(huán)流檢測頻次；加強變壓器運行油溫及繞組溫度監(jiān)測；定期對變壓器油作色譜分析試驗。通過加強對運行工況監(jiān)測數(shù)據(jù)和變壓器油質(zhì)的分析，判定變壓器是否能繼續(xù)運行。

因后續(xù)機組調(diào)試有需要，2021 年4 月6 日1 號機組需短暫停產(chǎn)。1 號主變高壓側(cè)開關(guān)又進行停送電操作，送電后，通過鉗形電流表檢測鐵心及夾件接地線電流，發(fā)現(xiàn)兩者電流均又消失，接地電流基本為零。

變壓器不同運行工況監(jiān)測的數(shù)據(jù)均符合設(shè)計和規(guī)范要求。歷次對變壓器油進行色譜檢測其結(jié)果基本穩(wěn)定，詳見表1。

表1 1 號主變壓器油歷次色譜檢測結(jié)果表

通過對歷次色譜數(shù)據(jù)分析，雖然大于運行規(guī)程DL/T 572-2021 總烴注意值150 ppm 要求，但變壓器色譜檢測數(shù)據(jù)基本穩(wěn)定，且鐵心接地環(huán)流經(jīng)停電、送電又自動消失了，故暫未采取限流措施。

2021 年12 月20 日，決定對1 號主變鐵心及夾件出現(xiàn)非穩(wěn)定性環(huán)流進行處理。處理前按正常流程對1 號機組進行解網(wǎng)監(jiān)測鐵心及夾件電流，均在規(guī)程允許范圍內(nèi)。又按正常流程對機組和主變壓器進行零起升壓試驗，主變鐵心及夾件在額定電壓運行時其接地電流基本沒有，油溫、繞組溫度及變壓器聲音均無異常。但在進行主變沖擊合閘過程中，再次監(jiān)測到主變鐵心及夾件存在接地電流，該電流達(dá)到28 A，最大電流達(dá)到32.2 A，總烴數(shù)據(jù)迅速上升到430 ppm。

3 主變壓器鐵心及夾件出現(xiàn)環(huán)流的原因分析

金沙水電站1 號主變壓器制造組裝完成出廠前，業(yè)主、設(shè)計和監(jiān)理單位均參與設(shè)備出廠驗收，相關(guān)方按照合同約定見證了相關(guān)電氣試驗，試驗合格。然后排油、拆卸部分附件、抽真空、注入干燥氮氣及安裝三維沖擊記錄儀后，運輸至現(xiàn)場，按設(shè)計、廠家圖紙要求進行就位、調(diào)整、附件安裝及試驗檢查（5次沖擊合閘試驗除外），均無異常。說明出廠、運輸、安裝、調(diào)試無問題。

解開主變鐵心及夾件接地把合螺栓，檢查鐵心、夾件對地及彼此間的絕緣電阻，其絕緣均大于1 000 MΩ，滿足預(yù)防性試驗規(guī)程DL/T 596-2021 要求（不小于500 MΩ），其絕緣無異常。

將變壓器本體、油枕及散熱器內(nèi)部的油全部排至干凈的油罐內(nèi)，打開主變檢修進人孔和接線檢查手孔，保持變壓器內(nèi)外空氣暢通，完成內(nèi)部氧氣濃度檢測，合格后（要求氧氣濃度大于18%），專業(yè)人員攜帶低壓防爆安全燈具進入變壓器內(nèi)部進行全面檢查，經(jīng)多次排查，均沒有在視線范圍內(nèi)發(fā)現(xiàn)可疑故障點，故障很可能出現(xiàn)在視線范圍外的地方。

鑒于變壓器內(nèi)部空間狹小，頂部油箱離鐵心較近，檢查人員活動范圍小，檢查視線受限。由于變壓器高低壓側(cè)升高座均采用管型外殼硬聯(lián)接，未設(shè)計主變壓器檢修時拖拽軌道、地錨，未在變壓器房頂埋設(shè)檢修吊具,所以變壓器不具備拖至室外吊罩方式進行檢查處理。故采用變壓器底座不移動，而在散熱器底座點焊14 號工字鋼利用液壓千斤頂將上節(jié)油箱頂起約300 mm 高，擴大變壓器鐵心與外殼上部空間距離，以便檢查人員在變壓器頂部用高放大倍數(shù)的內(nèi)窺鏡進行上夾件、上部鐵心、絕緣拉桿、絕緣拉帶及接地引線等視線外的可疑部位檢查。見圖1。

圖1 液壓千斤頂頂升變壓器上油箱圖

用液壓千斤頂同步緩慢并保持兩側(cè)頂升高度基本一致將上節(jié)油箱頂升至適當(dāng)位置，用硬木質(zhì)墊塊可靠墊入，均勻受力安全可靠后，攜帶內(nèi)窺鏡進入變壓器油箱內(nèi)部相關(guān)部位檢查。發(fā)現(xiàn)A 相高壓引出線附近鐵心上端最外層硅鋼片有一局部變形尖角與毗鄰夾件接觸，并有一小黑點可疑痕跡；同時發(fā)現(xiàn)鐵心上軛端部絕緣墊塊長度較其他部位短，未將端部鐵心硅鋼片卡緊使其與夾件隔離，且鐵心硅鋼片端部出線局部卷角和彎曲現(xiàn)象,見圖2、圖3。再次復(fù)測鐵心、夾件對地絕緣電阻，絕緣電阻為零，夾件與鐵心導(dǎo)通并接地，初步判定可疑黑點即為故障點痕跡。

圖3 鐵心硅鋼片端部彎曲放大圖

由于鐵心硅鋼片與夾件間的絕緣墊板偏短,導(dǎo)致鐵心硅鋼片端部與夾件間存在縫隙,變壓器在沖擊合閘過程中，勵磁涌流達(dá)到額定電流的6～8 倍，其產(chǎn)生的電動力達(dá)到額定電動力36～64 倍，在磁性吸引力、勵磁涌流電動擴張力共同作用下端部縫隙處鐵心硅鋼片變形，變形的硅鋼片與夾件非穩(wěn)定性接觸導(dǎo)通而接地。在靜電感應(yīng)電壓作用下，導(dǎo)通回路形成較大環(huán)流，致使變形鐵心硅鋼片端部與夾件間出現(xiàn)不穩(wěn)定性放電和局部過熱現(xiàn)象,出現(xiàn)放電黑點痕跡，并導(dǎo)致變壓器油質(zhì)分解劣化，總烴監(jiān)測數(shù)據(jù)快速上升。當(dāng)再次進行主變高壓側(cè)斷路器操作時，在巨大勵磁涌流產(chǎn)生的電動力振動下，原變形鐵心硅鋼片尖角與夾件暫時分離，鐵心接地點消失，鐵心夾件環(huán)流返回正常值。在正常運行期間，勵磁涌流電動擴張力消失，端部鐵心硅鋼片不會與夾件接觸導(dǎo)通而接地，不會再次形成環(huán)流。

4 處理及試驗

根據(jù)上述分析的原因，松開A 相高壓引出線附近夾件與鐵心把合螺栓，撬開鐵心硅鋼片尖角，將鐵心硅鋼片端部變形卷角修平處理后，在端部墊入3 mm 厚絕緣墊，把合鐵心與夾件緊固螺栓，確認(rèn)絕緣墊穩(wěn)固無松脫風(fēng)險后，檢查鐵心與夾件對地絕緣電阻及彼此間絕緣電阻，絕緣電阻均為2 200 MΩ，滿足規(guī)程要求。

緩慢對稱下降上節(jié)油箱，更換上下節(jié)油箱之間耐油密封墊后，對稱均勻擰緊油箱把合螺栓?；匮b變壓器各附件并檢查合格后，對變壓器進行真空注油，熱油循環(huán)48 h后靜置，多次排氣后，取油樣送檢，油樣合格后，進行主變常規(guī)試驗。

常規(guī)試驗合格后，安裝主變高壓側(cè)SF6油氣套管、GIS 組合電器分支母線及其附件，并作好相應(yīng)的檢測，滿足要求后，完成主變中性點、低壓側(cè)和高壓側(cè)交流耐壓及高壓側(cè)長時帶感應(yīng)耐壓局放試驗。

主變高壓試驗合格后，進行主變零起升壓和3次沖擊合閘試驗。在沖擊合閘試驗期間，監(jiān)測主變鐵心及夾件接地電流，監(jiān)測數(shù)據(jù)表明，鐵心及夾件接地電流基本為零。經(jīng)處理并運行3 個月后,再次進行主變零起升壓和沖擊合閘試驗,監(jiān)測數(shù)據(jù)表明鐵心及夾件接地電流為零，運行期間在線監(jiān)測的數(shù)據(jù)也為零。

經(jīng)處理后的1 號主變投運前、投運后第8 d、30 d、60 d、90 d 變壓器油樣色譜檢測數(shù)據(jù)符合設(shè)計和規(guī)程的要求，見表2。

表2 1 號主變壓器處理前油色譜檢測結(jié)果表

5 結(jié)論

金沙水電站1 號主變壓器鐵心及夾件出現(xiàn)了不穩(wěn)定環(huán)流故障，由于未設(shè)計主變壓器檢修時拖拽軌道、地錨和未在變壓器房頂埋設(shè)檢修吊具,加上鐵心與夾件間的空間太小。故采用了液壓千斤頂頂升主變壓器上節(jié)油箱，用內(nèi)窺放大鏡的方法進行了原因查找和分析，在鐵心硅鋼片端部和夾件間縫隙處加絕緣墊處理后效果明顯，多次監(jiān)測鐵心及夾件的接地電流，電流均已消失，總烴數(shù)據(jù)無明顯變化，主變油樣色譜檢測結(jié)果、油溫和鐵心溫度均符合規(guī)程要求。此種方法避免了拖拽變壓器，大大節(jié)約了處理時間，可作為大型戶內(nèi)變壓器維護、檢修的借鑒。