南水北调泵站电气设备运行维护相关问题分析与对策研究

姜鸣歧，商 鹏，赵 亮

（南水北调东线山东干线有限责任公司，山东 济南 250100）

1 概述

南水北调山东段现有7 座110 kV 变电站、3 座35 kV 变电站、主变压器20 台，主变总容量达到179.3 MVA。其中，110 kV 变电站含3 套COMPASS、4 套GIS。在运行维护中，采取定期预防性试验的方法，根据《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596-1996）（以下简称《规程》）、《南水北调泵站工程管理规程-电气试验相关部分》等规程规范要求进行试验。通过近几年的电气试验，对及时发现、判断电气设备运行状态和诊断设备缺陷及时进行处置发挥了重要的作用。

确保电气设备的安全及继电保护装置的可靠动作是南水北调泵站安全运行的重要保证和必要条件。电气设备安全稳定运行，必须要求具有良好的绝缘性能，对其性能的诊断检查是一项极其复杂、危险性较高而又非常重要的工作。近几年泵站的运行维护经验表明，电气预防性试验是电气设备运行维护过程中的重要组成部分，对南水北调泵站安全稳定运行发挥不可替代的作用。针对近几年电气设备运行维护中遇到的相关问题进行分析与判断，提出相应解决对策及措施。

2 电气预防性试验执行标准及测量结果分析判断

2.1 执行标准

现阶段执行的《规程》涉及范围较广，分属于电气、化学、机械等不同的专业。各试验项目、周期、要求和说明等已超越了预防性试验的范畴，其中试验类型可分为定期预防性试验、大修试验、诊断试验、预知性试验。通常我们开展的试验项目主要为定期预防性试验。

对于《规程》未涉及的内容，如10、35 kV 电压等级中广泛采用的过电压保护器，只能参照相关行业标准及各制造厂规定。在《规程》中明确指出橡塑绝缘电缆需进行直流耐压试验，但理论和实际运行经验表明不宜采用直流耐压的方法，主要原因为直流耐压试验不易发现树枝化老化缺陷，对此类缺陷的灵敏度不高；在直流电压下累积效应会加速绝缘老化；电缆实际运行中施加交流电压，但在耐压试验时采取直流电压，两者的电场分布不同，试验的等效性不高。若进行工频耐压试验，因电缆对地电容量一般较大，所需的试验变压器输出的试验电流较大，造成试验仪器设备体积、重量、容量较大，不便于现场试验。现场一般采用变频谐振耐压试验对橡塑电缆的绝缘进行考核，其具有绝缘击穿时故障不扩大的优点，若发生绝缘击穿串联谐振条件被破坏，则谐振产生的高压立即消失，防止了事故的扩大。

随着电气设备结构的多样化及密封化、新设备的大量使用和试验技术有效性的提高，原规程中某些内容已不能适应当前电力设备的发展需求。现场试验时，结合《南水北调泵站工程管理规程-电气试验相关部分》及厂家技术资料进行相关试验，确保试验项目不缺项、技术要求不降低。

2.2 测量结果的分析与判断

为便于试验数据相互间的比较，试验时间尽量安排在良好天气条件下进行，同时历次试验温度和湿度等条件尽可能相近。对电气设备进行非破坏性各项绝缘试验所反映的绝缘缺陷、灵敏度不尽相同，仅仅通过其中一项作出试验结论，不能准确、科学地反映被试设备绝缘状况及缺陷性质。将各项试验数据结果进行综合、系统、全面的分析判断，并结合历史资料及试验方法的灵敏性、有效性，作出科学正确的结论[1]。

多数试验项目在《规程》中已明确相关试验要求，一般认为只要符合试验规定，则认为设备性能良好，可以正常投入运行。为便于测量结果的分析与判断，一般可以将所测量的结果与相关数据比较，通常可作为比较的数据包括设备的历年（次）试验数据、同类设备间的数据、同一设备各相间的数据、规程的要求数据、出厂试验数据及耐压前后的数据等[2]。除比较法外，也可结合被试设备运行及检修等情况进行综合分析；在测量泄漏电流时可根据与外施电压的曲线关系判断绝缘是否有缺陷。

3 电气设备运行维护相关问题分析及对策

3.1 变压器油色谱分析检查出的问题分析及对策

对变压器油色谱分析及过滤处理是变压器运行维护中的重要工作，对保证变压器安全运行至关重要。随着电气设备运行时间的增长，必须加强对变压器油的检测监控。如，2017 年二级坝泵站2#主变压器预防性试验发现铁芯对地绝缘电阻为零，为进一步查明故障原因，对变压器油进行了色谱分析，历年色谱分析检测结果详见表1。从表1 可以看出，2016、2017 年的总烃和氢气超过注意值。采用三比值法进行分析判断，发现2016、2017 年比值范围编码均为0，0，2，由此推测该故障为“高温过热（高于700 ℃）”类型。

为进一步明确设备所存在的问题类型，对变压器进行了吊罩大修，发现金属铁片异物造成了二次接地，形成在正常接地点与二次接地点之间的环流，在铁芯二次接地部位发生高温过热现象，与色谱分析结果一致。

表1 二级坝泵站2#主变压器历年色谱分析检测结果 μl/L

又如，2016 年八里湾泵站1#主变压器套管预防性试验中，对介质损耗因数、电容量进行了检测，历年数据详见表2。除B 相套管电容量较A 相、C 相套管偏大外，未发现明显异常，初步判定为合格。但对B 相套管绝缘油色谱分析，发现B 相套管油中溶解有乙炔气体，且含量明显高于标准注意值，色谱分析结果详见表3。

表2 八里湾泵站1#主变压器介质损耗因数和电容量

通过对表3 的分析，可以发现1#主变压器B 相套管中的乙炔含量明显超过标准注意值。在所分析的气体中，乙炔作为故障点周围绝缘油分解的特征气体，含量较高且是总烃的主要成分，内部存在放电的可能性较大。B相套管出厂电容值较A相、C相套管明显偏大，且介质损耗因数值也略大；考虑到变压器实际运行时间短，拆除后检查又未发现明显受潮痕迹，认为在制造阶段就可能存在内部缺陷。为彻底清除存在的安全隐患，对B相套管进行了更换处理。

3.2 电缆“渗油”现象分析及预防措施

2018 年6 月，某泵站例行检查过程中发现电缆外护套表面出现不同程度的析出物现象，其中1#主变压器-1#变压器进线柜及2#主变压器-2#变压器进线柜的6 kV 电缆“渗油”最为严重，同时控制电缆、信号电缆也出现不同程度的“渗油”情况。出现“渗油”情况的电缆主要位于电缆夹层，电缆夹层相对封闭，通风散热条件不好，造成电缆的发热和散热不平衡。

“渗油”较为严重的6 kV 电缆外护套采用的是聚氯乙烯材料，导体线芯最高允许工作温度90℃，在正常负荷情况下不会出现超过90℃的情况。因为所采购的材料为同一厂家生产，所以生产所采用的配方、工艺相同。结合运行资料分析，发现其在运行期内未出现过负荷情况，可以判断外渗物为增塑剂。

针对电缆“渗油”情况，对“渗油”电缆电气性能进行了电气预防性试验，试验项目包括绝缘电阻、变频交流耐压试验。经试验发现，“渗油”电缆的绝缘及交流耐压试验结果均符合相关规程规范要求。从试验结果上，可以推断“渗油”对主绝缘没有大的影响，外护套的“渗油”未影响聚乙烯主绝缘，但也应引起足够重视并采取安全防范措施。为此，在运行期间应做好以下工作：夏季时对电缆夹层进行通风处理，冬季时保持电缆夹层温度不低于-5℃；加强对电缆运行状况巡视、检查，根据规程规定定期对出油电缆进行电气预防性试验。

3.3 35 kV穿墙套管异常放电分析及对策

2019 年7 月，大屯水库泵站值班人员在进行设备巡视时，听到35 kV 开关柜内有放电响声，随后进行了停电检查。通过对母排绝缘电阻测量，发现电阻值符合规程要求。随后进行交流耐压试验，试验电压上升到18 kV 时开始出现放电响声，当电压上升到40 kV 时放电响声明显增大；降压放电后对套管进行了检查，发现屏蔽线隐蔽处存在断线的情况，接线恢复后再次进行交流耐压试验，声音明显小于之前的情况，但依然存在异常放电声响。经分析，初步判断为屏蔽线断线期间造成套管与母排接触部位电场强度较强且相对集中，形成极不均匀电场，进而加速绝缘材料的老化，引起持续的放电，如不及时解决将会影响高压开关柜运行安全。更换套管后，异常放电声消除，交流耐压试验通过。

3座水库所采用的KYN 系列开关柜具有结构紧凑、所占空间小的特点。通过3座水库运行情况看，开关柜异常放电一直是困扰水库安全运行的棘手问题。同时，由于高压室位于水库附近，前期设计时通风方式多采用通风口或窗户通风，加上高压室进出线电缆沟封堵不彻底，造成高压室湿度过大，导致绝缘件吸潮凝露，进而引起绝缘电阻降低，下降到一定程度时就会沿面放电或闪络。

为此，采取封堵通风口、电缆沟等措施，防止潮气进入开关柜内部，并配置除湿设备改善高压室运行条件；采用带有内外屏蔽的穿墙（柜）套管，正确选定屏蔽线位置和合理选择固定螺栓尺寸，确保不存在尖端放电和发热现象。

3.4 35 kV电压互感器损坏分析及对策

双王城水库35 kV 开关柜计量PT 发生烧毁，经过对PT二次回路检查发现接线正确，消弧消谐装置未有动作情况。在检查消弧消谐柜接线时，发现装置保护动作回路的二次线未连接，装置自身无法起到消弧功能。因消弧消谐装置未动作，故无法记录动作情况。经检查与线路相T 接的其他线路发现，消弧消谐装置记录多起单相接地故障。单相接地故障发生时引起系统谐振，PT 谐振产生的过电压导致励磁回路电流急剧增加，造成PT一次侧保险熔断或导致PT烧毁。

通过对事故的分析，基本确定PT烧毁是因线路存在接地故障引起的。通过采取声光报警相关措施，故障后声光报警线路存在接地故障，提示运行人员及时进行处理，可以避免PT烧毁故障发生。

4 结语

（1）电气设备为南水北调泵站的重要组成部分，通过近几年电气预防性试验项目的开展，发现了电气设备存在的一些隐性缺陷，并采取有效措施进行了清除。因此，要高度重视并做好电气预防性试验工作。

（2）规范建立设备运行档案，便于今后为分析判断设备故障提供依据。

（3）设备管理人员需掌握设备结构和工作原理，熟悉设备运行特点，确保调水工作的顺利进行。