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国家电投集团四川电力有限公司乐山分公司 四川省 乐山市 614000
【摘要】水电站主变压器在水电站的运行中发挥着重要的作用，是一种非常重要的设备，对电能起到升压和降压的效果，使电流可以在安全的使用范围内。但是主变压器在使用的过程中容易受到外界因素的影响，在使用的过程中产生各类故障，导致水电站工作的效率降低。本文首先介绍了水电站变压器故障类型，接着以案例方式阐述水电站检修中变压器故障技术。
【关键字】水电站；变压器；故障；检修
1.水电站变压器故障类型
1.1绕组故障
绕组故障主要有匝间短路、绕组间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点:
(1)变压器出口多次短路, 使绕组受力变形, 从而使匝间绝缘受到损害。
(2)在运行中因长期超负荷、散热不良或运行年久, 从而导致温度高、绝缘老化造成匝间短路。
(3)水分进入变压器内, 破坏原有的绝缘结构。严重者导致绝缘击穿。
一旦发生绝缘损伤, 甚至绝缘击穿, 就会造成绕组短路或接地故障。轻微匝间短路可以引起瓦斯保护动作;严重时差动保护或电源侧过流保护也会动作。油中特征气体也会增加, 绕组的直流电阻也将变化。
1.2套管故障
常见套管故障现象是引线连接板过热、套管外套炸裂和漏油。主要原因有:
(1)密封不良, 因进水而使绝缘受潮损坏;
(2)套管引线接点发红或严重过热;
(3)套管的电容芯子制造不良, 内部放电;
(4)套管积垢严重, 造成闪络。
1.3分接开关故障
常见分接开关故障是触头表面熔化与灼伤, 各接头间放电。主要原因有:
(1)连接螺丝松动;
(2)开关内绝缘板绝缘不良;
(3)开关接头焊锡不满, 接触不良, 触头弹簧压力不足;
(4)油中酸价过高, 导致分接开关触头接触面被腐蚀。
1.4铁芯故障
铁芯故障大部分都体现为过热,变压器油分解劣化。主要原因有:
(1)铁芯内结构件的绝缘结构破损造成两点连接, 出现环流引起局部过热;
(2)铁芯硅钢片间因毛刺或异物引起局部片间短路,产生涡流过热,有时因过热引起迭片间绝缘层损坏,进一步扩大过热面积。
1.5二次保护设备的报警或动作处理
变压器已经装设有气体继电器、压力释放阀、突发压力继电器、温度计、油位表和油色谱在线监测等二次保护设备, 当上述部件发出报警或动作信号时, 应首先排除部件本身、二次回路是否存在问题。如为正确报警, 则需要排查清楚报警原因, 并排除故障:
(1)气体继电器是变压器主保护, 轻瓦斯作用于信号, 重瓦斯作用于跳闸。轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是:变压器内部有低能量放电和过热等轻微故障;变压器中出现一定量值气体,需要立即进行油样分析,检查气体继电器中气体的可燃性(如为可燃气体必须立即停运),并检查变压器是否存在异常现象, 严密注视变压器运行情况。重瓦斯保护动作跳闸时, 变压器内部可能发生严重故障, 引起油分解出大量气体, 此时必须先将变压器退出运行, 同时对变压器进行全面检查, 未查明故障性质和原因前, 不准试送电。
(2)压力释放阀是变压器主保护, 作用于跳闸。当压力释放阀发出跳闸信号时,必须先将变压器退出运行,同时对变压器进行全面检查,注意检查气体继电器中气体量值和气体成分, 判断是否为变压器内部故障;检查油箱等外部情况,判断是否存在连带损伤;检查吸湿器呼吸是否正常,判断是否因油路堵塞、呼吸不畅造成变压器内部压力升高。未查明故障性质和原因前,不准试送电。
(3)油色谱在线监测是应用较为广泛的变压器在线监测装置,在变压器投运初期应连续对比油色谱在线监测装置与人工取样的测量结果,注意总结两者的差异;运行期间注意关注油色谱在线监测装置测量结果的变化情况,如油色谱在线监测发出报警应立即人工取样以判断事故情况。
一旦变压器出现事故, 为正确处理事故, 应及时收集、掌握如下情况:
(1)系统运行方式,变压器负荷情况;
(2)系统有无操作、系统或变压器附近有无故障;
(3)变压器周围有无检修及其他工作;
(4)变压器各保护装置的动作情况,相应地记录数值;
(5)变压器最近一次停电检修时间、检修内容等情况;
(6)变压器油色谱、直流电阻、变比、绝缘电阻、铁芯和夹件接地情况。
2.水电站变压器故障及故障案例
某水电站升压变压器发生瓦斯动作。通过对变压器进行吊装检查发现主变油枕进水锈蚀，主变铁芯生锈，现场对变压器进行了油化、除湿和清洁处理。检修后投入2个月各项指标正常，运行良好，避免了变压器返厂检修的麻烦，可为类似事故提供参考借鉴。
2.1事故特征和主变压器参数
某水电站升压站变压器轻瓦斯频繁报警，泄压阀漏油。该变压器型号：S9-3150/35；额定容量：3150kVA；额定电压：38.5±2×2.5%/6.3kV；冷却方式：ONAN；短路阻抗6.8%；联结组标：YNd11。新疆特变公司生产，投运时间为2014年。
2.2主变外观检查及油色谱分析
轻瓦斯动作后，运维检修人员对站内该变压器进行了外观检查和变压器油取样分析。外观检查位发现异常；油色谱分析显示变压器油氢气含量严重超标，乙炔含量超标，总烃超标，成分主要是甲烷。我们对产生的问题进行了初步分析，采用三比值法判断故障类型，按照编码规则计算的编码组合为1、1、0，初步判断为油中电弧放电或内部发热造成。可能涉及的故障有铁芯漏磁，铁芯层间短路，铁芯多点接地，引线之间油隙闪络，分接引线间油隙闪络，引线对油箱或者其它地电位的放电等。
2.3吊芯检查及故障分析
根据油色谱分析得出的初步故障，为了明确具体的故障源，尽快消除隐患，确保水电站安全生产，我们对该主变进行了吊芯检查。
通过吊芯我们发现在主变铁芯上部有红褐色物质附着，分布总体均匀，而铁芯的侧面未见红褐色物质。
变压器器身和连接螺杆未见明显异常，各连接螺栓和引线夹件未见有松动现象，分接开关接触良好，各部件未见有放电痕迹灼伤的痕迹。变压器铁芯对地绝缘电阻为3500MΩ，排除铁芯多点接地。通过对变压器绕组的直流电阻、绝缘电阻等指标测试，结果亦均在合格的范围。通过对同一水平面的铁芯片间电阻测试，其值在0-1Ω之间，铁芯层间绝缘消失。由此可判定主变铁芯上部红褐色物质为导电金属成分，铁锈可能性最大。通过进一步对变压器进行检查发现，油枕内部放气塞下方锈蚀严重，储油柜下部集污盒内表面锈蚀，集污盒内壁油漆脱落，油枕上部的塑料密封放气塞有一针孔大小破洞。由此可判断邮箱内的锈蚀为油枕内进水造成水与油枕内壁发生化学反应生成铁锈，细小的铁锈通过变压器内部的油循环进入到变压器身内部，遇到铁芯后沉积在铁芯上部，久而久之，越积越多。后期通过对铁芯上部的物质进行化验分析，其主要要成分为Fe2O3，从而验证了铁芯上部的红褐色物质为铁锈。
综合以上，我们得出造成该变压器故障的主要原因为变压器油枕进水锈蚀，大量铁锈进入变压器内部在铁芯上部沉积，同时水份进入变压器本体内部，导致铁芯上铁轭表面生锈，从而造成铁芯层间短路，铁芯产生涡流发热进而使变压器油裂化，产生大量的特征气体。
2.4解决措施
(1)锈蚀处理。油枕内部的锈蚀处理我们采取现场清理、精细打磨、刷涂变压器专用油漆和烘烤干燥固化。铁芯上部的铁锈我们采取软毛刷清理，顺着铁芯层间缝隙用棉布进行擦拭后再用软毛刷蘸无水酒精进行清理，直至用兆欧表测试层间电阻在104水平以上。
(2)进水受潮处理。由于变压器内部进水后会造成铁芯受潮绝缘下降，所以必须对变压器内部进行干燥处理，现场吊芯回装后我们对变压器油进行了热油循环干燥。在现场，我们通过滤油机对变压器油加热恒定在65℃，一端接至变压器底部放油阀，一端接至油枕注油阀，持续循环24小时。通过真空热油循环对主变压器循环油进行加热，加热后的油将热量传导给铁芯、绕组和绝缘纸板等，从而使变压器器身内部中的水分蒸发出来，同时对变压器油进行部间断循环过滤，对油中的熔融物质进行过滤，从而起到对变压器油的纯化作用。
通过以上处理后，对变压器油进行取样各指标均在正常范围内，处理效果良好。
参考文献：
［1］GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》
［2］罗东，孙喆.一起变压器铁芯生锈故障的检查和技术分析.《电工技术》，2015
［3］《国家电网公司变电检修管理规定（试行）》第1分册油浸式变压器（电抗器）检修细则