海滨4600mw大型火电机组#3主变运行维护动作分析

海滨4600mw大型火电机组#3主变运行维护动作分析

采用海上能源输变电装置主要采用特变电阻器，采用500kv720va户外和双电池铜线无励磁压缩性低压压缩器。具体参数如下。型号:SFP-720000/500TH额定容量:720MVA额定电压:525/20kV接线组别:YN,d11冷却方式:ODAF绝缘油:#25克拉玛依炼油厂其中#3主变于2008年8月通过168小时试运行,并于10月份停运检修,2008年12月中旬再次并网发电。1主变轻瓦动作从某年12月至次年4月期间,#3主变共出现四次主变轻瓦动作报警,均出现在#3机组并网后不久,动作记录如下:(1)12-16,22:26:14:435ms,主变轻瓦动作;(2)01-12,21:02:04:860ms,主变轻瓦动作;(3)02-02,19:14:35:730ms,主变轻瓦动作;(4)04-11,03:13:20:645ms;主变轻瓦动作。以第一次为例,某年12月16日晚22点26左右,电厂主控室光字牌“发变组异常”闪烁报警,检查发变组继保小室发变组保护装置E柜非电量保护装置显示“主变轻瓦斯动作”;发变组告警信号无法复归,检查发变组非电量保护回路正常;同时就地检查主变本体温度、油温指示、绕组温度指示正常、油枕油位、冷却风扇工作正常;测量主变本体端子箱轻瓦告警节点闭合,上主变本体检查瓦斯继电器上部气室(集气盒)气体容积超过报警值(轻瓦告警定值为260ml),确认为瓦斯继电器轻瓦告警正确动作。2气体继电器误动作变压器瓦斯继电器轻瓦动作机理是:变压器内部有气体产生,通过安装在本体与油枕之间连管的瓦斯继电器时,气体使继电器内部油面下降,干簧接点导通,使“轻瓦告警”信号发出。据此分析,变压器内部产生气体的可能原因有下面几种:(1)因滤油、加油或冷却系统不严密以至空气进入变压器。(2)因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯浮筒以下。(3)变压器故障产生少量气体(4)变压器发生穿越性短路故障。在穿越性故障电流作用下,油隙间的油流速度加快,当油隙内和绕组外侧产生的压力差变化大时,气体继电器就可能误动作。穿越性故障电流使绕组动作发热,当故障电流倍数很大时,绕组温度上升很快,使油的体积膨胀,造成气体继电器误动作。(5)气体继电器或二次回路故障。某年12月16日#3主变“轻瓦告警”出现后,及时对瓦斯继电器气室聚集的气体和主变油样进行取样;排掉瓦斯继电器气室内聚集的气体后,#3主变非电量保护装置“轻瓦告警”信号消失;对采集到的气体样品和变压器油样进行检验分析,各项指标正常。分析此次#3主变“轻瓦告警”原因应为基建安装时滤油、加油或冷却系统不严密以至空气进入变压器,#3主变内部无故障。3轻瓦模式异常事故的检查要解决这个问题,就必须对#3主变采取滤油处理,才能彻底消除变压器油内残留的空气成分,稳妥起见,还应进行变压器器身检查。从安全经济性角度考虑,将滤油工作安排在#3机组大修时进行。在这段期间,为了保障#3主变的安全稳定运行,采取如下措施:(1)正常运行时采取的措施。对正常运行中变压器进行日常巡检和点检时,应特别注意变压器本体温度、油面温度、绕组温度、油枕油位,作好数据记录;并确保冷却器、潜油泵等冷却装置工作正常;注意检查变压器各个部位的接缝处有无漏油渗油情况,如有发现应及时处理;按照规定对瓦斯继电器进行校验,检查二次回路接线是否良好,及时紧固回路上的端子。(2)异常事故发生时应采取的运行措施。当出现轻瓦告警时,运行人员应立即检查发变组非电量保护装置,确认是否为轻瓦告警;同时应就地检查变压器本体,查看变压器油面温度、绕组温度、油枕油位,确认冷却器风扇是否工作正常及时通知检修人员到达现场,配合检修人员进行检查,对出现过“轻瓦告警”的变压器应加强运行监视,确保轻瓦告警、重瓦跳闸保护正确投入。(3)异常事故发生时应采取的措施。接到运行人员通知“轻瓦告警”后,相关人员应第一时间赶到现场。检查变压器油面温度、绕组温度、油枕油位,确认冷却器风扇、潜油泵是否工作正常;检查各部分接合部分时候存在漏油;尝试复归发变组保护装置柜上的告警;如无法复归,测量主变本体端子箱轻瓦告警节点是否闭合,检查瓦斯继电器上部气室(集气盒)气体容积是否超过报警值(轻瓦告警定值为260ml);确认为瓦斯继电器轻瓦告警正确动作;及时对瓦斯继电器气室聚集的气体和主变油进行取样,检验色谱、油中含气量,根据检验结果进行进一步的分析。4#3主变滤油并进行器身内部检查4.1排油、排油修前取油样试验。变压器、滤油机用油管连接闭环油路进行热油循环,当油温达到60℃、在晴朗、干燥、无尘土飞扬的天气开始排油。排油前,油罐内油化验合格。排油时打开变压器放油阀,打开连接气体继电器蝶阀开始排油。排油完毕后,滤油机与油罐连成闭合油路,进行热油循环。4.2变压器油箱内检修(1)施工条件与要求.在露天进行时,应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行;器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定:空气相对湿度≤65%为12h,空气相对湿度≤75%为8h。器身暴露时间是指从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止。检查器身时,应由专人进行,穿着专用的检修工作服(连体服)和鞋,并戴清洁手套,照明应采用低压行灯。进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记,防止遣留在油箱内或器身上;进入变压器油箱内检修时,需考虑通风,防止工作人员窒息,进入前先用氧量计测氧量。(2)绕组检查内容。(1)相间隔板和围屏检查;(2)绕组表面检查;(3)绕组各部垫块有无位移和松动情况检查;(4)绕组绝缘检查;(5)用手指按压绕组表面检查其绝缘状态。(3)引线、绝缘支架及分接开关检查.(1)引线及引线锥检查;(2)绕组至分接开关的引线检查;(3)绝缘支架检查;(4)分接开关检查:螺丝无松动,触指用0.05mm塞尺应塞不进。(4)铁芯检查。(1)检查铁芯外表是否平整,有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹,绝缘漆膜有无脱落,上铁轭的顶部和下铁轭的底部是否有油垢杂物;(2)检查铁芯上下夹件、绕组压板的紧固程度和绝缘状况,绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹。测量绝缘情况(不小于10000MΩ);(3)检查压钉、绝缘垫圈的接触情况;(4)检查铁芯的拉带紧固情况;(5)检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路;(6)检查铁芯接地片的连接及绝缘状况(不小于10000MΩ)。(5)油箱检查:(1)清扫油箱内部,清除积存在箱底的油污杂质。(2)清扫强油循环管路,检查固定于下夹件上的导向绝缘管,连接是否牢固,表面有无放电痕迹。(3)检查磁(电)屏蔽装置,有无松动放电现象,固定是否牢固。(4)检查内部油漆情况,对局部脱漆和锈蚀部位应处理。4.4注油、热油循环(1)准备工作.将使用的油经真空滤油机进行脱水、脱气和过滤处理,油质须符合下述要求后待用。(1)耐压:≥60kV(标准油杯试验);(2)含水量:≤10×10-6;(3)含气量:≤1%;(4)TGΔ:≤0.5%;5:其它性能符合有关标准(2)真空注油。(1)抽真空及注油应在无雨和无雾,湿试不大的天气进行;(2)注油前先对除储油柜以外的整个变压器抽真空,真空度应为残压不大于0.13kPa,维持24h后方可真空注油;(3)将准备好的合格油,用80闸阀同时注油(即油箱和器身内部同时注油)注油速度不超过6t/h,直到油箱注满油为止,注油过程应维持规定的真空度;(4)再维持真空2h,即可进行油循环;(5)真空无法建立采取的措施:抽真空时若遇真空无法建立,应立即对漏气点进行处理;若长时间仍无法处理,为避免变压器器身暴露空气时间过长,可采取对变压器注入热油,注油速度不超过6t/h,直到油箱注满油为止;通过真空滤油机进行热油循环,油箱中油温度维持在(60~70℃),循环时间不小于96h。热油循环结束后取油样进行化验,应达到4.4.1.1条规定的标准。(3)热油循环。为消除检修过程中器身绝缘表面的受潮,必须进行热油循环。通过真空滤油机进行热油循环,整个循环系统(包括变压器)的真空度,在整个热油循环过程均为残压不大于0.13KPa,变压器不能注满油(油面至顶盖100mm~200mm)。油箱中油温度维持在(60~70℃),循环时间不小于72h。热油循环结束后取油样进行化验,应达到4.4.1.1条规定的标准。(4)静置、补油及密封试验。热油循环结束后解除真空,关闭所有与真空泵联结的阀门。安装瓦斯继电器,打开主体与气体继电器连接的蝶阀、气体继电器排气阀,通过真空滤油机向变压器继续补入合格变压器油。气体继电器排气阀出油后,停止补油,打开主体与储油柜连接的蝶阀。变压器密封试验:用真空滤油机向箱内注油,使箱内油压维持在(24~29kPa),12h应无渗漏。(必须关闭连通储油柜的真空蝶阀,储油柜不承受此试验)打开储油柜与变压器主体连接的真空蝶阀,整个变压器静置72h,变压器应无渗漏,再打开所有放气塞放气,确保内部空气全部赶出。注油后必须静置72h以上,方可进行绝缘试验。4.4试验结束后检修结束后,按照电力设备交接及预防性试验规程规定进行变压器修后试验。4.5注意使用工具、材料变压器油操作必须避免雨天进行,而要在晴天、相对湿度80%以下进行以确保质量,而且必须使用耐油软管或金属波纹管;不得将螺栓、螺母、抹布等非产品件丢放在