江蘇并網電廠主要高壓電氣設備運行異常分析

吉亞民

(1.華北電力大學，北京102206；2.江蘇方天電力技術有限公司，江蘇南京211102)

截至2010年底，江蘇電網共有43家發(fā)電企業(yè)、132臺50 MW級及以上機組納入并網電廠技術監(jiān)督網絡，其中：1 000 MW級機組5臺，600 MW級機組32臺，300 MW級機組62臺，200 MW級及以下機組33臺。根據省電網調度信息統(tǒng)計，2010年江蘇電網技術監(jiān)督范圍內的機組發(fā)生異常停機共114次，機組異常停機率為0.86次/臺，其中由于高壓電氣設備故障造成異常停運7次，占機組異常停運總數的6.1%，停運次數與所占比例與往年相比均有所下降。

1主設備運行情況分析

1.1變壓器

各電廠主變壓器總體運行情況良好，未發(fā)生由于運行維護不當以及監(jiān)督不力導致的設備損壞事故。部分電廠油色譜分析數據存在異常波動現象，需按標準要求規(guī)范取樣，并進行油色譜數據分析比對工作。

（1）某220 kV主變，型號為SFP-720000/220，2005年投運，2010年發(fā)現油色譜分析異常，數據如表1所示。

表1主變油色譜分析數據 μL/L

該變壓器油色譜分析呈低溫過熱特征，不涉及固體絕緣，各組分數據穩(wěn)定，運行中紅外測溫和鐵芯外引接地電流測試無異常。停電進行電氣試驗，結果正常。隨后進行放油檢查，過熱的原因為鐵芯段間絕緣不良，用大電流沖擊后，消除了短路點，處理后運行情況正常。大型變壓器為了進一步降低鐵芯損耗，將鐵芯用絕緣物隔為幾段，各段均用金屬銅片短接并一點接地。被絕緣物隔開的鐵芯間隙僅數毫米，若遇金屬異物短接，會造成鐵芯局部過熱。而這種故障不會導致鐵芯外引接地電流的增加，運行中不易發(fā)現，只有解開鐵芯段間的連接銅片，測量絕緣電阻才能進行判斷。鐵芯段間絕緣中的金屬異物，應采取措施消除，如現場處理困難，可拆除原有的段間短接銅片，串電阻限制局部短路電流。

（2）2010年發(fā)生了2起500 kV主變內部無故障而壓力釋放裝置動作噴油的故障。一是某機組啟動調試過程中，由于主變安裝時呼吸器封墊未拆除，導致變壓器呼吸器堵塞，壓力釋放裝置動作，主變跳閘；另一是某主變運行中壓力釋放裝置動作，由于該保護投信號，未造成主變跳閘，其原因是與油枕膠囊呼吸不暢有關，且此臺主變油位和油溫較高，造成壓力偏大。變壓器儲油柜內的膠囊如果呼吸不暢，將會引起變壓器內部壓力上升，導致壓力釋放裝置動作噴油。膠囊呼吸不暢，多是因儲油柜內殘存空氣，膠囊底部將其呼吸孔堵塞造成。各單位應加強運行和檢修管理，保證變壓器呼吸系統(tǒng)通暢，并且保持變壓器正常油位和油溫。

（3）主變運行中存在的缺陷主要表現在滲漏油較多，滲漏油部位主要有主變本體、冷卻器閥門、套管法蘭、氣體繼電器與油枕法蘭處、放油閥門等，大多是由于密封墊質量不良、密封材料老化變形和安裝工藝不到位等原因造成。

1.2開關類設備

2010年由于開關設備造成的機組異常停運比例較高，除設備故障外，還多次發(fā)生操作機構泄漏造成頻繁打壓、本體SF6泄漏以及二次元器件故障等。

（1）某廠6 kV開關在操作過程中故障燒毀，開關型號為KYN18C-10F-C，2001年產品，故障原因為該FC型開關操作機構驅動盒材質及模件設計上存在問題，長期運行存在老化現象，在頻繁操作以及電動力沖擊等情況下，驅動盒出現裂紋，導致動靜觸頭的斷口距離減小、耐壓水平下降，造成擊穿事故。

（2）某廠220 kV出線在距電廠16.2 km處發(fā)生B相單相接地故障，開關B相跳閘但未能切除故障電流，失靈保護動作跳開正母線所有開關，此時才切除故障。將故障GIS開關氣室解體檢查，發(fā)現滅弧失敗的原因為壓氣缸桶頂蓋與筒體折彎處斷裂，鑄鋁壓氣缸筒體不能隨動觸頭移動，造成開斷故障電流時熄弧失敗。

除本體故障外，由于操作機構泄漏造成設備停運的故障也時有發(fā)生。開關類設備故障和缺陷基本都與設備老化有關，隨著使用年限的增長，設備故障率有上升的趨勢。特別是近幾年隨著GIS設備的增加，組合電器設備的缺陷和故障也相繼暴露[1]，應重視GIS設備的設計制造、運輸安裝、驗收、運行、檢修，加強備品備件的管理等。

1.3其他設備

（1）部分電廠通過油色譜分析發(fā)現了電流互感器內部缺陷。某廠110 kV電流互感器油色譜分析總烴和乙炔超標，解體檢查發(fā)現一次引線抱箍等電位連接線固定螺絲接觸不良，引起放電；某廠500 kV電流互感器油色譜分析有乙炔，對同批電流互感器進行了更換。

（2）某廠500 kV線路避雷器運行中內部發(fā)生貫穿性放電故障，故障電流約15 kA，下節(jié)瓷套爆裂，造成避雷器整體墜落，上、中、下三節(jié)噴弧口均動作噴弧。故障發(fā)生在凌晨，小雨天氣，系統(tǒng)運行正常，無雷擊和運行操作。該避雷器為2006年初投運，上次預試時間為2007年，故障時已到預試周期，正在等停電機會進行預試。從閥片沿釉層表面放電的現象分析，避雷器有受潮的可能性，但此前記錄的泄漏電流無異常變化；另該型避雷器內部無均壓電容，是否是由于瓷套表面積污和小雨天氣引起避雷器電位分布改變、局部閥片分布電壓過高發(fā)生沿面閃絡而最終導致故障發(fā)生，還需進一步進行試驗分析。各發(fā)電廠應加強對避雷器的運行和檢修管理，加強避雷器泄漏電流表的運行監(jiān)視，嚴格按照預試周期要求安排停電試驗，并積極開展避雷器帶電測試工作。部分電廠避雷器瓷套下部未加裝屏蔽環(huán),這會造成避雷器泄漏電流表指示偏離真實值。

（3）部分電廠存在封閉母線過熱的缺陷。某電廠在紅外檢測過程中，發(fā)現發(fā)電機B相出線封母外殼偏高，夏季最高溫度達109℃，接近廠家技術文件規(guī)定的110℃允許值，溫度最高部位在B相與發(fā)電機相連段的下邊緣處。該發(fā)電機出口三相封母平行排列，B相處于中間，由于相間效應的影響，B相周圍磁場強度高于A，C相，在殼體中的渦流損耗最大，所以B相發(fā)熱最嚴重。另外渦流損耗存在邊緣效應，造成渦流損耗向邊緣過渡集中，并且風冷系統(tǒng)對該部位冷卻效果相對較差。除加強運行監(jiān)視、定期進行紅外測溫外，應利用檢修機會全面檢查封母外殼各連接部位的絕緣墊是否有損壞，有損壞的必須更換，保證絕緣可靠。在條件允許的情況下，可采取一些改造措施來改善封母外殼的溫度狀態(tài)，如增加通風孔、散熱片，以及增加冷卻風量和外加風機等。

（4）2010年發(fā)生了2起輔機電機故障，均為絕緣擊穿，需加強對電機的維護和檢修工作。

2提高設備運行可靠性建議

2.1進一步加強絕緣技術監(jiān)督的全過程管理

高壓電氣設備的制造質量是導致故障的主要原因，設備安裝質量控制不到位也是造成缺陷隱患的重要因素。各電廠應全面實行重要電氣設備的全過程管理，包括設備選型、選廠、合同談判、設計聯絡、監(jiān)造、運輸、現場安裝和試驗交接、運行維護、檢修、直至設備報廢等整個過程。重點保證設備制造質量，加強設備監(jiān)造和安裝調試的質量管理，避免帶有先天缺陷的設備投入運行。

2.2加強設備缺陷管理

加強設備的缺陷管理，及時消除影響設備安全運行的各類缺陷；加強對老舊設備的監(jiān)督管理，對運行年限較長的電氣設備，應全面進行評估，按相關規(guī)程和制造廠要求進行大修。對于不能滿足安全運行要求的老舊設備，應進行更換。不斷將先進的試驗檢測和故障分析的方法引入到絕緣技術監(jiān)督工作中，加強紅外檢測、支柱絕緣子超聲波探傷等工作，開展大型變壓器油帶電度、含硫量[2]和顆粒度[3]檢測，以及GIS設備超聲波局放檢測、超高頻檢測、SF6氣體分解物檢測、激光成像檢測等帶電檢測工作。

2.3逐步開展狀態(tài)檢修工作

目前江蘇省各電廠的設備檢修方式均為定期檢修，其包含了電氣設備的定期預防性試驗內容，定期檢修堅持到期必修，不管設備狀態(tài)如何，有失科學性。狀態(tài)檢修是根據設備的運行狀況和測試結果，判斷運行中設備的健康狀態(tài)，確定設備是否需要檢修和檢修的項目，能有效避免周期性定期檢修帶來的弊端，是今后發(fā)展的趨勢。

3結束語

介紹了2010年江蘇省并網電廠高壓電氣設備總體運行情況，通過對各類故障和缺陷的統(tǒng)計分析，提出有針對性的預防措施及建議，進一步提高設備運行可靠性。

[1]宋 杲，李 煒，宋竹生，等.國網公司系統(tǒng)組合電器運行情況分析[J].高壓電器，2009，45（6）：78-82.

[2]彭 偉，陸志浩，黃 華，等.大型變壓器絕緣油含硫量測試方法及腐蝕性硫初步研究[J].華東電力，2008，36（1）：61-82.

[3]于敏潮，肖福明，胡秉海，等.變壓器油中顆粒度對變壓器絕緣強度的影響[J].變壓器，2010，37（12）：26-30.