郭述志，段琰璞，楊慶學(xué)

核電廠主變壓器絕緣受潮故障分析與對(duì)策

郭述志，段琰璞*，楊慶學(xué)

（國核示范電站有限責(zé)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(jìn)入變壓器本體內(nèi)部，在低溫低負(fù)荷情況下，水分積聚在油紙絕緣上，導(dǎo)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(fù)荷運(yùn)行等特點(diǎn)，提出應(yīng)對(duì)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(yùn)行須經(jīng)歷諸多環(huán)節(jié)，而一臺(tái)油浸式電力變壓器從出廠運(yùn)輸?shù)浆F(xiàn)場安裝是其中的重要環(huán)節(jié)，如果方法不當(dāng)或稍有疏忽，會(huì)造成變壓器絕緣系統(tǒng)受潮，使絕緣性能降低，進(jìn)而導(dǎo)致設(shè)備運(yùn)行的不穩(wěn)定和潛在風(fēng)險(xiǎn)。水分含量大的時(shí)候會(huì)造成匝絕緣的平均擊穿場強(qiáng)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(yùn)行長達(dá)1年半，并且投入運(yùn)行后長期處于低溫低負(fù)荷情況下運(yùn)行，增加絕緣受潮的風(fēng)險(xiǎn)[1]。為此，變壓器絕緣防潮工作，對(duì)其可靠運(yùn)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(hào)主變C相輕瓦斯報(bào)警，15日00:21 #3號(hào)主變C相差動(dòng)、重瓦斯、壓力釋放、突發(fā)壓力保護(hù)動(dòng)作，500 kV超高壓斷路器斷開，主變故障退出運(yùn)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(shè)備損壞。

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

表1　主變C相型號(hào)及參數(shù)

故障前，該變壓器定期油樣化驗(yàn)，各項(xiàng)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(fù)荷約28 MW、無功負(fù)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(hù)及故障錄波裝置，檢查結(jié)果如下：

（1）電量保護(hù)動(dòng)作情況

00:21:43:238保護(hù)啟動(dòng)；

00:21:43:245差動(dòng)速斷保護(hù)C相動(dòng)作；

00:21:43:290500 kV斷路器跳閘。

其中，零序差動(dòng)保護(hù)未動(dòng)作。

（2）主變高壓側(cè)電壓

啟動(dòng)前10 ms，C=59.726 V，啟動(dòng)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(dòng)。

（3）主變高壓側(cè)電流

啟動(dòng)前25 ms：C=0.025 A=0.037N，額定二次電流N=0.68 A；啟動(dòng)后30 ms電流達(dá)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(dòng)前120 ms的波形，未發(fā)現(xiàn)異常。

（4）初步分析

根據(jù)保護(hù)動(dòng)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(yán)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(hù)動(dòng)作情況

14日14:35:41.629主變C相輕瓦斯動(dòng)作；

15 日00:21:43.305主變C相突發(fā)壓力動(dòng)作；

00:21:43.323主變C相壓力釋放動(dòng)作；

00:21:43.341主變C相重瓦斯動(dòng)作。

（3）避雷器動(dòng)作情況

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

（4）油色譜分析

輕瓦斯動(dòng)作后，對(duì)變壓器油樣進(jìn)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(duì)該變壓器進(jìn)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(yán)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(yán)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?yàn)樽儔浩鹘^緣受潮形成了樹枝狀爬電，最終導(dǎo)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(chǔ)存、運(yùn)輸、安裝、調(diào)試過程均存在受潮風(fēng)險(xiǎn)，經(jīng)過對(duì)儲(chǔ)存、運(yùn)輸和安裝、調(diào)試過程相關(guān)試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行追溯，發(fā)現(xiàn)變壓器油枕膠囊破損，40天后才進(jìn)行更換，并且在此過程中并未進(jìn)行相關(guān)保護(hù)措施。

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

（3）促成原因

此主變長期處于低負(fù)荷運(yùn)行，約為5%額定負(fù)荷。主變損耗主要取決于空載損耗0和一小部分負(fù)載損耗1，其中：

空載損耗0=159 kW；

主變帶5%額定負(fù)荷運(yùn)行，負(fù)載損耗：

總損耗：=0+1=160.65 kW。

根據(jù)主變冷卻器投運(yùn)邏輯，投運(yùn)后至少要將其中一組冷卻器投入運(yùn)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(huì)由于自身發(fā)熱而升溫，這就導(dǎo)致變壓器運(yùn)行溫度基本與環(huán)境溫度相同，主變長期處于低溫低負(fù)荷情況下運(yùn)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(dāng)溫度升高后，紙材料中的水分會(huì)大量相油中擴(kuò)散；反之，當(dāng)溫度降低后，油中水分會(huì)向紙中擴(kuò)散。尤其核電廠主變壓器長期在冬季的低溫低負(fù)荷運(yùn)行中，內(nèi)部的游離水會(huì)結(jié)冰導(dǎo)致氫鍵結(jié)合力減弱，同時(shí)由于水分結(jié)冰膨脹導(dǎo)致絕緣內(nèi)部結(jié)構(gòu)遭到破壞，強(qiáng)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(dǎo)致變壓器溫度長期處于0 ℃左右，對(duì)絕緣不利，促成該事件的發(fā)生。

3　應(yīng)對(duì)措施

3.1　熱油循環(huán)方案改進(jìn)

針對(duì)寒冷地區(qū)冬季變壓器熱油循環(huán)時(shí)，油溫度上升緩慢，無法達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求的情況。同時(shí)，結(jié)合此次故障中，熱油循環(huán)對(duì)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(jìn)行變壓器的現(xiàn)場加熱干燥，即將對(duì)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(dá)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(yùn)行邏輯優(yōu)化

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

優(yōu)化方案不改變?cè)械挠捅脝?dòng)邏輯，增加中間繼電器，當(dāng)溫度低于45 ℃時(shí)只啟動(dòng)油泵，自然冷卻；當(dāng)達(dá)到45 ℃時(shí)，冗余配置的K91/K92輔助觸點(diǎn)導(dǎo)通KF1勵(lì)磁，再通過KF1輔助接點(diǎn)接入風(fēng)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(duì)該變壓器故障原因進(jìn)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(yùn)行在低溫低負(fù)荷的情況，提出改進(jìn)措施：

（1）在設(shè)備運(yùn)輸、儲(chǔ)存、安裝、調(diào)試階段，加強(qiáng)設(shè)備的維護(hù)和保養(yǎng)，并做好相應(yīng)記錄。特別關(guān)注變壓器的儲(chǔ)存記錄、抽真空記錄等；

（2）合理安排制造及工程進(jìn)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(duì)于儲(chǔ)存期超過3個(gè)月的變壓器，破氮?dú)馇霸黾拥獨(dú)饴饵c(diǎn)測量，判斷變壓器內(nèi)部絕緣狀態(tài)；

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

（4）建立變壓器全壽期試驗(yàn)數(shù)據(jù)庫，便于試驗(yàn)數(shù)據(jù)趨勢分析，以判斷變壓器運(yùn)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(xué)士，高級(jí)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