核電廠主變壓器絕緣受潮故障分析與對策

郭述志，段琰璞，楊慶學

核電廠主變壓器絕緣受潮故障分析與對策

郭述志，段琰璞*，楊慶學

（國核示范電站有限責任公司，山東 榮成 264300）

本文介紹了某核電廠500 kV主變壓器故障情況，通過電氣量、非電量參數(shù)及解體檢查，全面地分析了變壓器故障原因。結(jié)果表明：由于外部潮氣進入變壓器本體內(nèi)部，在低溫低負荷情況下，水分積聚在油紙絕緣上，導致油紙絕緣擊穿放電而造成該變壓器損壞。為避免此類事故的發(fā)生，結(jié)合核電廠主變壓器安裝周期長、長期低負荷運行等特點，提出應對措施。

主變壓器；絕緣受潮

油浸式電力變壓器從制造到投入運行須經(jīng)歷諸多環(huán)節(jié)，而一臺油浸式電力變壓器從出廠運輸?shù)浆F(xiàn)場安裝是其中的重要環(huán)節(jié)，如果方法不當或稍有疏忽，會造成變壓器絕緣系統(tǒng)受潮，使絕緣性能降低，進而導致設備運行的不穩(wěn)定和潛在風險。水分含量大的時候會造成匝絕緣的平均擊穿場強降低，匝絕緣擊穿，從而引發(fā)絕緣事故。而核電廠主變壓器從制造完成到投入運行長達1年半，并且投入運行后長期處于低溫低負荷情況下運行，增加絕緣受潮的風險[1]。為此，變壓器絕緣防潮工作，對其可靠運行有著較大的影響。

1　故障情況簡述

2014年11月14日14:35，#3號主變C相輕瓦斯報警，15日00:21 #3號主變C相差動、重瓦斯、壓力釋放、突發(fā)壓力保護動作，500 kV超高壓斷路器斷開，主變故障退出運行。故障過程使主變C相低壓側(cè)油箱開裂，變壓器油經(jīng)箱壁開裂部位噴出，設備損壞。

該變壓器于2012年4月5日完成出廠試驗，各項結(jié)果合格；2013年9月20日完成安裝及相關(guān)試驗，各項試驗結(jié)果合格；2013年9月26日完成倒送電試驗，處于投產(chǎn)前調(diào)試階段，在此期間，各項運行參數(shù)正常。該變壓設備的型號及參數(shù)如表1所示。

表1　主變C相型號及參數(shù)

故障前，該變壓器定期油樣化驗，各項結(jié)果合格，并且無明顯上升趨勢；該變壓器油面溫度19 ℃，繞組溫度19 ℃，帶有功負荷約28 MW、無功負荷約15 MVar，電流約為50 A。

2　故障檢查分析

2.1　電氣參數(shù)檢查

檢查發(fā)變組保護及故障錄波裝置，檢查結(jié)果如下：

（1）電量保護動作情況

00:21:43:238保護啟動；

00:21:43:245差動速斷保護C相動作；

00:21:43:290500 kV斷路器跳閘。

其中，零序差動保護未動作。

（2）主變高壓側(cè)電壓

啟動前10 ms，C=59.726 V，啟動后10 ms，C=6.293 V=0.1N，如圖1所示。

圖1　主變高壓側(cè)電壓波形

故障錄波器記錄了故障前118 ms的波形，從記錄的波形中沒有看到故障前電壓發(fā)生波動。

（3）主變高壓側(cè)電流

啟動前25 ms：C=0.025 A=0.037N，額定二次電流N=0.68 A；啟動后30 ms電流達到最大值：C=15.557 A=22.9N，折算至一次值約為31 114 A，如圖2所示。

圖2　主變高壓側(cè)電流波形

故障錄波器記錄了啟動前120 ms的波形，未發(fā)現(xiàn)異常。

（4）初步分析

根據(jù)保護動作情況及電氣、非電氣參數(shù)分析，初步判斷變壓器發(fā)生嚴重的匝間短路故障。

2.2　非電氣參數(shù)檢查

（1）油溫和繞組溫度

檢查故障前主變C相油面溫度分別為22 ℃、19 ℃，繞組溫度19 ℃，故障前24 h溫度無異常。

（2）非電量保護動作情況

14日14:35:41.629主變C相輕瓦斯動作；

15 日00:21:43.305主變C相突發(fā)壓力動作；

00:21:43.323主變C相壓力釋放動作；

00:21:43.341主變C相重瓦斯動作。

（3）避雷器動作情況

故障前后，主變高壓側(cè)避雷器計數(shù)器讀數(shù)均為10，主變C相故障期間避雷器未動作。

（4）油色譜分析

輕瓦斯動作后，對變壓器油樣進行了色譜分析，其中H2：349.98 μL/L，CO：373.21 μL/L，CO2：330.36 μL/L，CH4：73.63 μL/L，C2H6：14.54 μL/L，C2H4：73.48 μL/L，C2H2：151.26 μL/L，總烴：312.90 μL/L。

根據(jù)三比值分析法可知，故障類型：電弧放電。

（5）初步分析

根據(jù)非電量參數(shù)檢查結(jié)果，初步判斷為電弧放電，且故障發(fā)展迅速。

2.3　解體檢查

對該變壓器進行返廠解體檢查，檢查結(jié)果如下：

（1）器身檢查

檢查高壓側(cè)A柱圍屏完好，X柱圍屏損壞嚴重，線圈露出且變形，上半部分被熏黑，中部突出，上端部線圈斷裂，如圖3所示。

圖3　變壓器高壓繞組故障情況

檢查X柱高壓線圈內(nèi)部情況，中部線圈和頂部線圈損壞嚴重，如圖4所示。

圖4　變壓器X柱繞組內(nèi)部故障情況

檢查X柱低壓繞組及A主高、低壓繞組，未發(fā)現(xiàn)異常。

（2）絕緣紙板檢查

檢查A、X柱絕緣紙板，發(fā)現(xiàn)X柱高、低壓繞組間絕緣紙板表面有大量的樹枝狀爬電痕跡，并且部分絕緣紙板已經(jīng)燒糊，如圖5所示。

圖5　絕緣紙板表面樹枝爬電痕跡

（3）初步分析

根據(jù)解體檢查結(jié)果，X柱高壓線圈內(nèi)部發(fā)生貫穿性放電。

2.4　原因分析

（1）直接原因

根據(jù)上述檢查結(jié)果，以高壓繞組內(nèi)側(cè)貼近高壓繞組的第一層紙板上的樹枝狀爬電現(xiàn)象為特征，判斷故障直接原因為變壓器絕緣受潮形成了樹枝狀爬電，最終導致主變X柱（上分支）發(fā)生貫穿性短路故障。

（2）根本原因

變壓器在儲存、運輸、安裝、調(diào)試過程均存在受潮風險，經(jīng)過對儲存、運輸和安裝、調(diào)試過程相關(guān)試驗數(shù)據(jù)進行追溯，發(fā)現(xiàn)變壓器油枕膠囊破損，40天后才進行更換，并且在此過程中并未進行相關(guān)保護措施。

因此，判斷故障根本原因是變壓器真空注油完成時破真空過程中因油枕壁上的尖剌造成膠囊破損，但未及時處理，直至40天后才完成膠囊更換，然后進行熱油循環(huán)，使變壓器油保護失效，潮氣進入變壓器內(nèi)部。

（3）促成原因

此主變長期處于低負荷運行，約為5%額定負荷。主變損耗主要取決于空載損耗0和一小部分負載損耗1，其中：

空載損耗0=159 kW；

主變帶5%額定負荷運行，負載損耗：

總損耗：=0+1=160.65 kW。

根據(jù)主變冷卻器投運邏輯，投運后至少要將其中一組冷卻器投入運行，而一組冷卻器的冷卻能力為360 kW，即變壓器自身發(fā)熱可以全部散出，變壓器本體不會由于自身發(fā)熱而升溫，這就導致變壓器運行溫度基本與環(huán)境溫度相同，主變長期處于低溫低負荷情況下運行。

電力變壓器油—紙絕緣結(jié)構(gòu)水分平衡主要受溫度影響，當溫度升高后，紙材料中的水分會大量相油中擴散；反之，當溫度降低后，油中水分會向紙中擴散。尤其核電廠主變壓器長期在冬季的低溫低負荷運行中，內(nèi)部的游離水會結(jié)冰導致氫鍵結(jié)合力減弱，同時由于水分結(jié)冰膨脹導致絕緣內(nèi)部結(jié)構(gòu)遭到破壞，強度下降[2,3]。

因此，初步判斷在紅沿河冬季戶外環(huán)境溫度長期在0 ℃以下，導致變壓器溫度長期處于0 ℃左右，對絕緣不利，促成該事件的發(fā)生。

3　應對措施

3.1　熱油循環(huán)方案改進

針對寒冷地區(qū)冬季變壓器熱油循環(huán)時，油溫度上升緩慢，無法達到標準要求的情況。同時，結(jié)合此次故障中，熱油循環(huán)對繞組內(nèi)部潮氣排除效果不明顯，無法有效排除絕緣紙中的潮氣。

為此，提出了采用低頻通流法（見圖6）進行變壓器的現(xiàn)場加熱干燥，即將對繞組施加一定電流，使繞組發(fā)熱，從內(nèi)部將器身絕緣均勻加熱，達到加熱干燥的效果。這種方法一方面可以加快油溫的提升，另一方面可以將絕緣紙中的潮氣蒸發(fā)至絕緣油中，再通過熱油循環(huán)將潮氣帶出，大大提升了熱油循環(huán)效率。

圖6　低頻通流法原理圖

3.2　冷卻器運行邏輯優(yōu)化

針對寒冷地區(qū)變壓器冷卻器運行邏輯，一組冷卻器長期投入運行，導致變壓器長期處于低溫下運行，不利于變壓器絕緣，提出對冷卻器投入邏輯進行優(yōu)化，避免在低負荷運行時，變壓器溫度過低；同時，油泵正常啟動，保證了油在變壓器中正常循環(huán)。

優(yōu)化方案不改變原有的油泵啟動邏輯，增加中間繼電器，當溫度低于45 ℃時只啟動油泵，自然冷卻；當達到45 ℃時，冗余配置的K91/K92輔助觸點導通KF1勵磁，再通過KF1輔助接點接入風扇，如圖7所示。

圖7　優(yōu)化后的冷卻器控制回路

4　結(jié)論

本文對該變壓器故障原因進行了深入分析，判斷為器身內(nèi)部受潮所致。結(jié)合核電廠變壓器安裝周期較長，并且長期運行在低溫低負荷的情況，提出改進措施：

（1）在設備運輸、儲存、安裝、調(diào)試階段，加強設備的維護和保養(yǎng)，并做好相應記錄。特別關(guān)注變壓器的儲存記錄、抽真空記錄等；

（2）合理安排制造及工程進度，避免長期無油充氮存放情況出現(xiàn)，如條件允許，盡量帶油存放；對于儲存期超過3個月的變壓器，破氮氣前增加氮氣露點測量，判斷變壓器內(nèi)部絕緣狀態(tài)；

（3）對于核電廠大型變壓器投入運行初期，根據(jù)油樣分析情況適當增加油樣分析頻率；

（4）建立變壓器全壽期試驗數(shù)據(jù)庫，便于試驗數(shù)據(jù)趨勢分析，以判斷變壓器運行狀態(tài)。

［1］ 羅軍川．110 kV油浸式電力變壓器絕緣受潮故障原因分析及處理［J］．變壓器，2012（4）：56-60．

［2］ 廖瑞金，尹建國，楊麗君，等．油紙絕緣熱老化過程中含水量變化趨勢及水分轉(zhuǎn)移規(guī)律［J］．高電壓技術(shù)，2010（4）：828-834．

［3］ 柳長寶．采用油-紙絕緣含水量平衡法分析變壓器絕緣受潮［J］．黑龍江電力技術(shù)，1998（5）：286-287．

The Analysis and Countermeasure of Moist Insulation Fault of Main Transformer in Nuclear Power Plant

GUO Shuzhi，DUAN Yanpu*，YANG Qingxue

（State Nuclear Power Demonstration Plant Co.，Ltd.，Rongcheng of Shangdong Prov. 264300，China）

An accident condition of 500 kV main transformer in Nuclear Power Plant was introduced，and the fault reason was completely analyzed，through the examination of electrical and non-electrical parameters and disassembly．The results show that external moisture get into the transformer body，water accumulate in oil-paper insulation in low temperature and low load conditions，caused the breakdown discharge of oil-paper insulation and the damage of transformer．In order to avoid the occurrence of similar accident，the countermeasure are presented，combining with the long installation cycles and long term in low load operation and other characteristics of the Nuclear Power Plant．

Main transformer；Moist insulation

TM411

A

0258-0918（2021）03-0576-05

2020-09-21

郭述志（1977—），男，山東濰坊人，學士，高級工程師，現(xiàn)主要從事核電廠調(diào)試管理與調(diào)試監(jiān)督方面研究

段琰璞，E-mial：duanyanpu@spic.com.cn