核电厂主变压器绝缘受潮故障分析与对策

郭述志，段琰璞，杨庆学

核电厂主变压器绝缘受潮故障分析与对策

郭述志，段琰璞*，杨庆学

（国核示范电站有限责任公司，山东 荣成 264300）

本文介绍了某核电厂500 kV主变压器故障情况，通过电气量、非电量参数及解体检查，全面地分析了变压器故障原因。结果表明：由于外部潮气进入变压器本体内部，在低温低负荷情况下，水分积聚在油纸绝缘上，导致油纸绝缘击穿放电而造成该变压器损坏。为避免此类事故的发生，结合核电厂主变压器安装周期长、长期低负荷运行等特点，提出应对措施。

主变压器；绝缘受潮

油浸式电力变压器从制造到投入运行须经历诸多环节，而一台油浸式电力变压器从出厂运输到现场安装是其中的重要环节，如果方法不当或稍有疏忽，会造成变压器绝缘系统受潮，使绝缘性能降低，进而导致设备运行的不稳定和潜在风险。水分含量大的时候会造成匝绝缘的平均击穿场强降低，匝绝缘击穿，从而引发绝缘事故。而核电厂主变压器从制造完成到投入运行长达1年半，并且投入运行后长期处于低温低负荷情况下运行，增加绝缘受潮的风险[1]。为此，变压器绝缘防潮工作，对其可靠运行有着较大的影响。

1　故障情况简述

2014年11月14日14:35，#3号主变C相轻瓦斯报警，15日00:21 #3号主变C相差动、重瓦斯、压力释放、突发压力保护动作，500 kV超高压断路器断开，主变故障退出运行。故障过程使主变C相低压侧油箱开裂，变压器油经箱壁开裂部位喷出，设备损坏。

该变压器于2012年4月5日完成出厂试验，各项结果合格；2013年9月20日完成安装及相关试验，各项试验结果合格；2013年9月26日完成倒送电试验，处于投产前调试阶段，在此期间，各项运行参数正常。该变压设备的型号及参数如表1所示。

表1　主变C相型号及参数

故障前，该变压器定期油样化验，各项结果合格，并且无明显上升趋势；该变压器油面温度19 ℃，绕组温度19 ℃，带有功负荷约28 MW、无功负荷约15 MVar，电流约为50 A。

2　故障检查分析

2.1　电气参数检查

检查发变组保护及故障录波装置，检查结果如下：

（1）电量保护动作情况

00:21:43:238保护启动；

00:21:43:245差动速断保护C相动作；

00:21:43:290500 kV断路器跳闸。

其中，零序差动保护未动作。

（2）主变高压侧电压

启动前10 ms，C=59.726 V，启动后10 ms，C=6.293 V=0.1N，如图1所示。

图1　主变高压侧电压波形

故障录波器记录了故障前118 ms的波形，从记录的波形中没有看到故障前电压发生波动。

（3）主变高压侧电流

启动前25 ms：C=0.025 A=0.037N，额定二次电流N=0.68 A；启动后30 ms电流达到最大值：C=15.557 A=22.9N，折算至一次值约为31 114 A，如图2所示。

图2　主变高压侧电流波形

故障录波器记录了启动前120 ms的波形，未发现异常。

（4）初步分析

根据保护动作情况及电气、非电气参数分析，初步判断变压器发生严重的匝间短路故障。

2.2　非电气参数检查

（1）油温和绕组温度

检查故障前主变C相油面温度分别为22 ℃、19 ℃，绕组温度19 ℃，故障前24 h温度无异常。

（2）非电量保护动作情况

14日14:35:41.629主变C相轻瓦斯动作；

15 日00:21:43.305主变C相突发压力动作；

00:21:43.323主变C相压力释放动作；

00:21:43.341主变C相重瓦斯动作。

（3）避雷器动作情况

故障前后，主变高压侧避雷器计数器读数均为10，主变C相故障期间避雷器未动作。

（4）油色谱分析

轻瓦斯动作后，对变压器油样进行了色谱分析，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，总烃：312.90 μL/L。

根据三比值分析法可知，故障类型：电弧放电。

（5）初步分析

根据非电量参数检查结果，初步判断为电弧放电，且故障发展迅速。

2.3　解体检查

对该变压器进行返厂解体检查，检查结果如下：

（1）器身检查

检查高压侧A柱围屏完好，X柱围屏损坏严重，线圈露出且变形，上半部分被熏黑，中部突出，上端部线圈断裂，如图3所示。

图3　变压器高压绕组故障情况

检查X柱高压线圈内部情况，中部线圈和顶部线圈损坏严重，如图4所示。

图4　变压器X柱绕组内部故障情况

检查X柱低压绕组及A主高、低压绕组，未发现异常。

（2）绝缘纸板检查

检查A、X柱绝缘纸板，发现X柱高、低压绕组间绝缘纸板表面有大量的树枝状爬电痕迹，并且部分绝缘纸板已经烧糊，如图5所示。

图5　绝缘纸板表面树枝爬电痕迹

（3）初步分析

根据解体检查结果，X柱高压线圈内部发生贯穿性放电。

2.4　原因分析

（1）直接原因

根据上述检查结果，以高压绕组内侧贴近高压绕组的第一层纸板上的树枝状爬电现象为特征，判断故障直接原因为变压器绝缘受潮形成了树枝状爬电，最终导致主变X柱（上分支）发生贯穿性短路故障。

（2）根本原因

变压器在储存、运输、安装、调试过程均存在受潮风险，经过对储存、运输和安装、调试过程相关试验数据进行追溯，发现变压器油枕胶囊破损，40天后才进行更换，并且在此过程中并未进行相关保护措施。

因此，判断故障根本原因是变压器真空注油完成时破真空过程中因油枕壁上的尖剌造成胶囊破损，但未及时处理，直至40天后才完成胶囊更换，然后进行热油循环，使变压器油保护失效，潮气进入变压器内部。

（3）促成原因

此主变长期处于低负荷运行，约为5%额定负荷。主变损耗主要取决于空载损耗0和一小部分负载损耗1，其中：

空载损耗0=159 kW；

主变带5%额定负荷运行，负载损耗：

总损耗：=0+1=160.65 kW。

根据主变冷却器投运逻辑，投运后至少要将其中一组冷却器投入运行，而一组冷却器的冷却能力为360 kW，即变压器自身发热可以全部散出，变压器本体不会由于自身发热而升温，这就导致变压器运行温度基本与环境温度相同，主变长期处于低温低负荷情况下运行。

电力变压器油—纸绝缘结构水分平衡主要受温度影响，当温度升高后，纸材料中的水分会大量相油中扩散；反之，当温度降低后，油中水分会向纸中扩散。尤其核电厂主变压器长期在冬季的低温低负荷运行中，内部的游离水会结冰导致氢键结合力减弱，同时由于水分结冰膨胀导致绝缘内部结构遭到破坏，强度下降[2,3]。

因此，初步判断在红沿河冬季户外环境温度长期在0 ℃以下，导致变压器温度长期处于0 ℃左右，对绝缘不利，促成该事件的发生。

3　应对措施

3.1　热油循环方案改进

针对寒冷地区冬季变压器热油循环时，油温度上升缓慢，无法达到标准要求的情况。同时，结合此次故障中，热油循环对绕组内部潮气排除效果不明显，无法有效排除绝缘纸中的潮气。

为此，提出了采用低频通流法（见图6）进行变压器的现场加热干燥，即将对绕组施加一定电流，使绕组发热，从内部将器身绝缘均匀加热，达到加热干燥的效果。这种方法一方面可以加快油温的提升，另一方面可以将绝缘纸中的潮气蒸发至绝缘油中，再通过热油循环将潮气带出，大大提升了热油循环效率。

图6　低频通流法原理图

3.2　冷却器运行逻辑优化

针对寒冷地区变压器冷却器运行逻辑，一组冷却器长期投入运行，导致变压器长期处于低温下运行，不利于变压器绝缘，提出对冷却器投入逻辑进行优化，避免在低负荷运行时，变压器温度过低；同时，油泵正常启动，保证了油在变压器中正常循环。

优化方案不改变原有的油泵启动逻辑，增加中间继电器，当温度低于45 ℃时只启动油泵，自然冷却；当达到45 ℃时，冗余配置的K91/K92辅助触点导通KF1励磁，再通过KF1辅助接点接入风扇，如图7所示。

图7　优化后的冷却器控制回路

4　结论

本文对该变压器故障原因进行了深入分析，判断为器身内部受潮所致。结合核电厂变压器安装周期较长，并且长期运行在低温低负荷的情况，提出改进措施：

（1）在设备运输、储存、安装、调试阶段，加强设备的维护和保养，并做好相应记录。特别关注变压器的储存记录、抽真空记录等；

（2）合理安排制造及工程进度，避免长期无油充氮存放情况出现，如条件允许，尽量带油存放；对于储存期超过3个月的变压器，破氮气前增加氮气露点测量，判断变压器内部绝缘状态；

（3）对于核电厂大型变压器投入运行初期，根据油样分析情况适当增加油样分析频率；

（4）建立变压器全寿期试验数据库，便于试验数据趋势分析，以判断变压器运行状态。

［1］ 罗军川．110 kV油浸式电力变压器绝缘受潮故障原因分析及处理［J］．变压器，2012（4）：56-60．

［2］ 廖瑞金，尹建国，杨丽君，等．油纸绝缘热老化过程中含水量变化趋势及水分转移规律［J］．高电压技术，2010（4）：828-834．

［3］ 柳长宝．采用油-纸绝缘含水量平衡法分析变压器绝缘受潮［J］．黑龙江电力技术，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，山东潍坊人，学士，高级工程师，现主要从事核电厂调试管理与调试监督方面研究

段琰璞，E-mial：duanyanpu@spic.com.cn