论文部分内容阅读
[摘 要]某水电厂#1号主变压器总烃含量超过注意值，通过预防性试验分析，判断为内部可能存在过热故障，由于没有及时进行处理，导致重瓦斯保护动作事故。
[关键词]主变压器；绝缘油总烃含量超标；原因分析；事故处理
引言
某水电厂#1号主变压器型号为SF27/25000/110，由柳州特种变压器厂生产，电压等级分别为10.5/35/110KV，于2000年4月7日投运至今。#1号主变压器曾发生过因总烃含量超标引起主变重瓦斯保护动作事故，在此，笔者将发生这一事故的原因及事故的处理过程进行分析总结，希望今后避免类似事故的发生。
一、缺陷的发现
该水电厂生产部门在#1号主变压器投运前于2000年3月17日对其油样进行了色谱分析，其中总烃含量为0.93μL/L，结果为合格。但投运后不久，#1主变冷却器便出现漏油问题，2000年11月由厂家进行了漏油点补焊，补焊后油样的色谱分析为#1号主变总烃为613.3μL/L，超出规程规定的注意值150μL/L，当时分析认为该主变制造后露天放置的时间较长，而且存在着漏油，在厂时已带油进行过补焊，可能为变压器油脱气不够干净引起总烃超标。此次补焊主变的漏油问题仍然没有得到彻底解决，随着其漏油日趋严重，2002年6月厂家再次进行了现场补焊，焊后同样取油样进行了色谱分析，其总烃含量为9602.08μL/L，远远超出了规程规定的注意值。于是在2002年机组检修期间，对#1号主变绝缘油再次进行了真空滤油，经色谱分析其总烃为4911.09μL/L，当时仍然认为是滤油不彻底的原因引起其总烃超标。同年12月份又进行了一次滤油，滤油后经色谱分析其总烃为1583.02μL/L，较前次有了大幅降低，为了检验此次滤油的效果，经过2个月的运行后，2003年2月28日对#1号主变油样再次进行了色谱分析，其总烃出乎意料地出现了大幅反弹，含量为5168.37μL/L。这样经过几次反复滤油和色谱分析，#1号主变的总烃含量一直严重超标，最后判断其内部可能存在故障。
二、事故的发生
2003年3月8日水电厂在厂长的主持下召开了“#1号主变总烃超标问题”的专门会议，研究处理#1号主变的处理方案。采取了以下措施（1）缩短对#1号变压器油样色谱分析的周期，每周进行一次化验；（2）向厂家和中试所进行咨询，经便确定#1号主变存在的故障；（3）安排对#1号主变进行检修。随后，于2003年3月11日和2003年3月20日进行两次油样色谱分析，总烃含量分别为5586.38μL/L 和5227.95μL/L，对比2003年2月28日的数据，总烃含量有增加趋势。
鉴于#1号主变总烃含量不断增加而且含量超标，厂领导决定立即对#1号主变进行检修，制定了检修方案并做了检修前期准备工作。2003年4月15日向广西电力公司中调申请4月17日至24日对浮石水电厂#1号主变进行停电检修，根据厂家对主变内器身暴露在空气中的时间规定：干燥天气（空气湿度不超过65%）为小于16小时，潮湿天气（空气湿度不超过75%）为小于12小时，因此天气状况对主变检修时间有着直接的影响。而此时正值梅雨季节，天气多雨少晴，4月16日天气又开始下雨，检修工作被迫延迟，于是根据天气和电厂生产安排，安排在五一节后立即进行检修。
2003年5月3日，该水电厂当时的运行方式为：110KV母线单母分段联络运行，110KV双浮线断开，全厂三台机组带有功负荷50.3MW，无功负荷9.6Mvar，通过103QF开关，经110KV浮桃线路向电网供电，其中#1机组带有功负荷17.1MW，无功负荷3.4 Mvar。10：30分中控室电笛响，“1T事故”“1T轻瓦斯”“1G励磁回路故障”光字牌亮，值班员检查为#1号主变重瓦斯保护动作，跳#1发电机出口开关1QF断路器、#1号主变高压侧开关101QF断路器、#1号主变35KV侧开关301QF断路器和厂用变高压侧941QF断路器。
三、事故的处理
事故发生后，运行值班员迅速进行了处理，在做好#1号主变安全措施后，对#1号主变进行了摇测绝缘电阻，测量结果如下：高—地= 500MΩ、中—地= 300MΩ、低—地= 200MΩ、铁芯—地= 300MΩ，检查主变现场温度为55℃。随后电厂生产技术部有关人员赶到现场，经过对现场情况了解后，立即对#1号主变压器瓦斯继电器内瓦斯气体进行取样检查，然后分别在瓦斯继电器气塞和主变放油阀处取油样并联系广西电力试验研究院进行油样色谱分析，同时联系柳州特种变压器厂安排5月4日进行主变放油开盖检查、试验等，并将事故简要向公司领导进行了汇报。
2003年5月4日，柳州特种变压器厂技术人员对#1号主变各侧直流电阻进行了测试，结果如下表：
广西电力试验研究所传真油样色谱分析结果如下表：
Note1：为主变本体油样色谱分析结果；Note2：为主变瓦斯继电器部位色谱分析结果。
之后对#1号主变进行放油，并打开低压侧观察孔，检查低压引线处是否存在故障，经过细致的检查，没有发现有烧痕和断线现象。
四、事故的原因
根据以上数据经过讨论分析认为这次事故的原因是：1.由于主变内部低压侧长期存在的局部过热
问题没有解决，引起#1号主变总烃含量严重超标，为此次#1号主变重瓦斯保护动作事故积累了条件；2.此次#1号主变重瓦斯保护动作事故的间接原因是主变长期事带病运行隐患的积累结果，直接原因为运行中主变内部绕组烧断后引起了强放电或电弧，产生了较多气体引起瓦斯继电器动作，事后的油样色谱分析为乙炔含量为278.64μL/L，说明主变内部的确发生了强放电或电弧。3.低压侧绕组接线方式为三角形接线，三个绕组没有故障时，其绕组电阻基本平衡，设每项绕组电阻为R，则Rab = Rbc = Rca = 2/3*R，根据试验结果，如果bc绕组间存在断线则Rbc = Rab + Rca，Rab=Rca=3/2*R。对比下表的3月18日试验数据：
从两次试验数据可以看出5月4日测量的Rab = 26.38≈3/2*17.11 MΩ，Rca = 26.54≈3/2*17.15 MΩ，Rbc（52.8） = Rab（26.38） + Rca（26.54）MΩ，因此认为故障点存在于低压侧绕组，而且绕组bc间存在断线故障。有关主变绕组内部断线的原因，需要等主变进行检修时，才能进一步的确定。
五、结论
色谱分析法作为判断变压器有无故障、故障性质和故障大致位置是较可行的方法，通过对变压器中气体含量的分析，能判明设备是否存在故障，更重要的是能分析判断故障的性质，从而进一步估计故障的危害性，以便及时采取措施，作出正确的处理。任何一个事故都有一个量变到质变的过程，通过此次事故，我们要认真总结经验和教训，进一步完善电厂设备隐患和缺陷管理，及时加以消除，明确各级人员安全生产岗位职责，确保电厂安全稳定运行。
[作者简介]曹忠业，男，广西融水人，广西融江美亚水电有限公司运行值长，助理工程师。
[关键词]主变压器；绝缘油总烃含量超标；原因分析；事故处理
引言
某水电厂#1号主变压器型号为SF27/25000/110，由柳州特种变压器厂生产，电压等级分别为10.5/35/110KV，于2000年4月7日投运至今。#1号主变压器曾发生过因总烃含量超标引起主变重瓦斯保护动作事故，在此，笔者将发生这一事故的原因及事故的处理过程进行分析总结，希望今后避免类似事故的发生。
一、缺陷的发现
该水电厂生产部门在#1号主变压器投运前于2000年3月17日对其油样进行了色谱分析，其中总烃含量为0.93μL/L，结果为合格。但投运后不久，#1主变冷却器便出现漏油问题，2000年11月由厂家进行了漏油点补焊，补焊后油样的色谱分析为#1号主变总烃为613.3μL/L，超出规程规定的注意值150μL/L，当时分析认为该主变制造后露天放置的时间较长，而且存在着漏油，在厂时已带油进行过补焊，可能为变压器油脱气不够干净引起总烃超标。此次补焊主变的漏油问题仍然没有得到彻底解决，随着其漏油日趋严重，2002年6月厂家再次进行了现场补焊，焊后同样取油样进行了色谱分析，其总烃含量为9602.08μL/L，远远超出了规程规定的注意值。于是在2002年机组检修期间，对#1号主变绝缘油再次进行了真空滤油，经色谱分析其总烃为4911.09μL/L，当时仍然认为是滤油不彻底的原因引起其总烃超标。同年12月份又进行了一次滤油，滤油后经色谱分析其总烃为1583.02μL/L，较前次有了大幅降低，为了检验此次滤油的效果，经过2个月的运行后，2003年2月28日对#1号主变油样再次进行了色谱分析，其总烃出乎意料地出现了大幅反弹，含量为5168.37μL/L。这样经过几次反复滤油和色谱分析，#1号主变的总烃含量一直严重超标，最后判断其内部可能存在故障。
二、事故的发生
2003年3月8日水电厂在厂长的主持下召开了“#1号主变总烃超标问题”的专门会议，研究处理#1号主变的处理方案。采取了以下措施（1）缩短对#1号变压器油样色谱分析的周期，每周进行一次化验；（2）向厂家和中试所进行咨询，经便确定#1号主变存在的故障；（3）安排对#1号主变进行检修。随后，于2003年3月11日和2003年3月20日进行两次油样色谱分析，总烃含量分别为5586.38μL/L 和5227.95μL/L，对比2003年2月28日的数据，总烃含量有增加趋势。
鉴于#1号主变总烃含量不断增加而且含量超标，厂领导决定立即对#1号主变进行检修，制定了检修方案并做了检修前期准备工作。2003年4月15日向广西电力公司中调申请4月17日至24日对浮石水电厂#1号主变进行停电检修，根据厂家对主变内器身暴露在空气中的时间规定：干燥天气（空气湿度不超过65%）为小于16小时，潮湿天气（空气湿度不超过75%）为小于12小时，因此天气状况对主变检修时间有着直接的影响。而此时正值梅雨季节，天气多雨少晴，4月16日天气又开始下雨，检修工作被迫延迟，于是根据天气和电厂生产安排，安排在五一节后立即进行检修。
2003年5月3日，该水电厂当时的运行方式为：110KV母线单母分段联络运行，110KV双浮线断开，全厂三台机组带有功负荷50.3MW，无功负荷9.6Mvar，通过103QF开关，经110KV浮桃线路向电网供电，其中#1机组带有功负荷17.1MW，无功负荷3.4 Mvar。10：30分中控室电笛响，“1T事故”“1T轻瓦斯”“1G励磁回路故障”光字牌亮，值班员检查为#1号主变重瓦斯保护动作，跳#1发电机出口开关1QF断路器、#1号主变高压侧开关101QF断路器、#1号主变35KV侧开关301QF断路器和厂用变高压侧941QF断路器。
三、事故的处理
事故发生后，运行值班员迅速进行了处理，在做好#1号主变安全措施后，对#1号主变进行了摇测绝缘电阻，测量结果如下：高—地= 500MΩ、中—地= 300MΩ、低—地= 200MΩ、铁芯—地= 300MΩ，检查主变现场温度为55℃。随后电厂生产技术部有关人员赶到现场，经过对现场情况了解后，立即对#1号主变压器瓦斯继电器内瓦斯气体进行取样检查，然后分别在瓦斯继电器气塞和主变放油阀处取油样并联系广西电力试验研究院进行油样色谱分析，同时联系柳州特种变压器厂安排5月4日进行主变放油开盖检查、试验等，并将事故简要向公司领导进行了汇报。
2003年5月4日，柳州特种变压器厂技术人员对#1号主变各侧直流电阻进行了测试，结果如下表：
广西电力试验研究所传真油样色谱分析结果如下表：
Note1：为主变本体油样色谱分析结果；Note2：为主变瓦斯继电器部位色谱分析结果。
之后对#1号主变进行放油，并打开低压侧观察孔，检查低压引线处是否存在故障，经过细致的检查，没有发现有烧痕和断线现象。
四、事故的原因
根据以上数据经过讨论分析认为这次事故的原因是：1.由于主变内部低压侧长期存在的局部过热
问题没有解决，引起#1号主变总烃含量严重超标，为此次#1号主变重瓦斯保护动作事故积累了条件；2.此次#1号主变重瓦斯保护动作事故的间接原因是主变长期事带病运行隐患的积累结果，直接原因为运行中主变内部绕组烧断后引起了强放电或电弧，产生了较多气体引起瓦斯继电器动作，事后的油样色谱分析为乙炔含量为278.64μL/L，说明主变内部的确发生了强放电或电弧。3.低压侧绕组接线方式为三角形接线，三个绕组没有故障时，其绕组电阻基本平衡，设每项绕组电阻为R，则Rab = Rbc = Rca = 2/3*R，根据试验结果，如果bc绕组间存在断线则Rbc = Rab + Rca，Rab=Rca=3/2*R。对比下表的3月18日试验数据：
从两次试验数据可以看出5月4日测量的Rab = 26.38≈3/2*17.11 MΩ，Rca = 26.54≈3/2*17.15 MΩ，Rbc（52.8） = Rab（26.38） + Rca（26.54）MΩ，因此认为故障点存在于低压侧绕组，而且绕组bc间存在断线故障。有关主变绕组内部断线的原因，需要等主变进行检修时，才能进一步的确定。
五、结论
色谱分析法作为判断变压器有无故障、故障性质和故障大致位置是较可行的方法，通过对变压器中气体含量的分析，能判明设备是否存在故障，更重要的是能分析判断故障的性质，从而进一步估计故障的危害性，以便及时采取措施，作出正确的处理。任何一个事故都有一个量变到质变的过程，通过此次事故，我们要认真总结经验和教训，进一步完善电厂设备隐患和缺陷管理，及时加以消除，明确各级人员安全生产岗位职责，确保电厂安全稳定运行。
[作者简介]曹忠业，男，广西融水人，广西融江美亚水电有限公司运行值长，助理工程师。