蔣曉燕
(甘肅電投九甸峽水電開發(fā)有限責(zé)任公司,甘肅 臨洮 730500)
一起110 kV變壓器重瓦斯保護(hù)動作事故分析及處理
蔣曉燕
(甘肅電投九甸峽水電開發(fā)有限責(zé)任公司,甘肅 臨洮 730500)
瓦斯保護(hù)作為變壓器的主保護(hù),能有效反映變壓器的內(nèi)部故障。以一起110 kV變壓器重瓦斯保護(hù)動作事故為例,介紹事故發(fā)生經(jīng)過,采用試驗(yàn)、檢測、檢查等方法進(jìn)行綜合分析判斷,查明事故原因,提出處理方案和改進(jìn)措施,避免同類事故在現(xiàn)場再次發(fā)生。
變壓器;套管;重瓦斯;事故
某水電廠2臺10 MW的水輪發(fā)電機(jī)組采用擴(kuò)大單元接線,主變是型號為SF11-25000/121無載調(diào)壓變壓器,接線組別為:YNd11。主變高壓側(cè)和出線開關(guān)采用GIS設(shè)備,為110 kV單出線。電站于2014年3月投產(chǎn)。
2015年10月12日電站2臺機(jī)組均停機(jī),變壓器空載運(yùn)行。下午天氣轉(zhuǎn)陰,伴有雷電。17:07:24,電站上位機(jī)監(jiān)控報文“主變保護(hù)動作”、“主變壓器高壓側(cè)開關(guān)跳閘”、“主變壓器低壓側(cè)開關(guān)跳閘”;主變保護(hù)裝置報文:“本體重瓦斯動作”、“本體輕瓦斯告警”、“壓力釋放動作”。值班人員現(xiàn)場檢查,發(fā)現(xiàn)變壓器頂部噴油、地面有油污,變壓器高壓側(cè)避雷器C相動作一次。
3.1 變壓器本體檢查及試驗(yàn)
經(jīng)檢查,發(fā)現(xiàn)變壓器高壓側(cè)A、B相套管壓力表顯示正常,C相套管壓力表顯示為滿偏,測試變壓器絕緣電阻,結(jié)果見表1變壓器絕緣電阻測試記錄。變壓器的高、低壓側(cè)直流電阻測試合格。
表1 變壓器絕緣電阻測試記錄
3.2 絕緣油檢驗(yàn)
為進(jìn)一步分析查找故障點(diǎn),對變壓器油進(jìn)行簡化分析發(fā)現(xiàn),其擊穿電壓為30.6 kV,不滿足規(guī)范中≥35 kV的要求;同時,對變壓器本體及三相套管的絕緣油進(jìn)行色譜分析(表2)。
3.3 故障點(diǎn)分析確定及處理
由于變壓器高壓繞組對地的絕緣電阻為0,而高壓繞組對低壓繞組和鐵心夾件絕緣電阻合格,且高、低壓繞組的直阻及低壓繞組的絕緣電阻等其他試驗(yàn)數(shù)據(jù)合格,可判斷故障點(diǎn)在高壓繞組的引線及套管位置;通過進(jìn)一步對比分析表2中的數(shù)據(jù),基本能確定故障點(diǎn)在高壓側(cè)C相套管及引線位置。
根據(jù)以上試驗(yàn)結(jié)果,經(jīng)過初步分析判斷后,在廠家的指導(dǎo)下,打開C相套管進(jìn)人孔進(jìn)行檢查,發(fā)現(xiàn)C相套管連接套筒對升高座有放電痕跡。為進(jìn)一步確定故障范圍,將變壓器C相GIS三通分解后拆出C相套管(見下頁圖1),發(fā)現(xiàn)套管連接套筒與瓷件之間的密封已破裂擠出,且該位置有明顯的放電痕跡。
根據(jù)DL/T 596-1996《電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》中相關(guān)要求對變壓器本體進(jìn)行相關(guān)試驗(yàn),確定變壓器本體無故障后,更換套管,將C相GIS三通回裝,完成抽真空注油、熱油循環(huán)、靜置48 h等一些列工序后,重新進(jìn)行SF6氣體微水測試、油中溶解氣體色譜分析、絕緣電阻、直流電阻、繞組連同套管的介質(zhì)損耗等試驗(yàn),并通過了高壓側(cè)中性點(diǎn)對地對低壓繞組76 kV 60 s的交流耐壓試驗(yàn)。檢修后的變壓器進(jìn)行了零起升壓試驗(yàn)正常和沖擊試驗(yàn)后,投運(yùn)正常。變壓器運(yùn)行72 h后,取油樣進(jìn)行色譜分析,數(shù)據(jù)合格。
表2 故障后變壓器及三相套管油中氣體組分含量
圖1
由于變壓器高壓側(cè)采用油-FS6油紙電容式套管與GIS直接相連,套管更換費(fèi)時、費(fèi)力、費(fèi)錢,為了避免同類故障再次發(fā)生,進(jìn)一步分析C相套管絕緣擊穿的原因并采取防范措施。
4.1 變壓器高壓側(cè)避雷器動作情況及接地電阻檢查測試
由于故障發(fā)生時為雷電天氣,對變壓器高壓側(cè)避雷器及接地電阻進(jìn)行檢查測試。具體情況如下:
(1)從變壓器高壓側(cè)一次接線圖(圖2)看出,變壓器、GIS設(shè)備、110 kV電纜及出線均裝有避雷器,滿足相關(guān)設(shè)計規(guī)范要求。經(jīng)檢查,發(fā)現(xiàn)變壓器高壓側(cè)避雷器C相動作一次;GIS開關(guān)外側(cè)靠近電纜側(cè)的避雷器未動作。由于GIS內(nèi)部避雷器安裝投運(yùn)后受安全距離影響,在現(xiàn)場無法進(jìn)行預(yù)試檢查,故未進(jìn)行檢查試驗(yàn)。
(2)由于出線0號桿上的避雷器沒有放電計數(shù)器,對其進(jìn)行試驗(yàn)檢查,發(fā)現(xiàn)C、B相避雷器不合格。
(3)110 kV電纜護(hù)層保護(hù)接地箱中過電壓保護(hù)器燒損嚴(yán)重(圖3)。
圖2
圖3
(4)110 kV電纜護(hù)層回流線在0號桿塔附近被截斷。
(5)由于該電站處于多巖石山地地區(qū),土壤電阻率較高,對電站的土壤電阻率和接地電阻進(jìn)行復(fù)測,結(jié)果如下:接地電阻約為0.77 Ω,土壤電阻率約為3 000 Ω·m,部分地區(qū)超過了5 000 Ω·m。
4.2 C相套管絕緣擊穿的原因分析
根據(jù)以上檢查結(jié)果可以得出:雷電發(fā)生時,由于0號出線桿塔的避雷器故障,使得雷電過電壓行波通過110 kV C相線路沿電纜進(jìn)入GIS設(shè)備,在變壓器高壓側(cè)C相避雷器動作對地放電。正常情況下,該避雷器動作時的殘壓小于260 kV,而套管的雷電沖擊耐受電壓為550 kV(全波),避雷器動作時的殘壓不足以引起套管絕緣擊穿。因此,分析套管絕緣擊穿的原因是套管自身缺陷使得絕緣強(qiáng)度降低,同時避雷器動作時接地電阻偏大使其在動作時殘壓較高,在避雷器擊穿瞬間最靠近避雷器的變壓器高壓側(cè)套管不能承受該電壓,從而導(dǎo)致套管絕緣擊穿。
此外,110 kV電纜護(hù)層保護(hù)接地箱中過電壓保護(hù)器燒損便可證明110 kV電纜承受了過電壓。由于電纜護(hù)層回流線被截斷,導(dǎo)致在電纜過電壓瞬間,護(hù)層感應(yīng)電壓較高而將過電壓保護(hù)器燒損。
4.3 防范措施
為避免同類故障再次發(fā)生,提出了以下防范措施:
(1)110 kV0號出線桿塔更換合格的避雷器,并加裝放電計數(shù)器,以方便運(yùn)行和維護(hù)人員記錄避雷器動作次數(shù)。
(2)針對安裝在全封閉金屬電氣內(nèi)部避雷器不能進(jìn)行預(yù)防性試驗(yàn)的問題,進(jìn)一步探討能否采用在線測試的試驗(yàn)方法。
(3)按照設(shè)計要求,恢復(fù)110 kV電纜護(hù)層回流接線,使其兩端可靠連接。
(4)油-FS6油紙電容式套管有一壓力報警裝置,可輸出壓力過高或過低信號。將該信號接至電站計算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng),以便值班人員及時發(fā)現(xiàn)套管故障。
GIS設(shè)備占地面積小、元件密封不受環(huán)境干擾、運(yùn)行費(fèi)用低,從而在近年來廣泛使用,但依然存在故障停電范圍廣、修復(fù)時間長、查找故障困難的缺陷。此次事故是一起較典型的主變與GIS的連接套管故障導(dǎo)致變壓器重瓦斯保護(hù)動作后故障查找分析及處理的事例,有很好的借鑒作用。同時,通過此次事故分析,反映出電站主輔設(shè)備的采購和安裝質(zhì)量,以及防雷保護(hù)及接地網(wǎng)設(shè)計,直接影響到電站設(shè)備的安全運(yùn)行,電站應(yīng)該高度重視。
[1]DL/T596-1996電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程[S].
[2]畢 杰.110 kV變壓器高壓套管事故分析[J].變壓器,2002(03).
TM407
B
1672-5387(2017)01-0052-03
10.13599/j.cnki.11-5130.2017.01.016
2016-07-14
蔣曉燕(1974-),女,工程師,從事水電廠電氣設(shè)備檢修與維護(hù)工作。