金沙水电站1 号主变压器铁心及夹件环流故障分析及处理

刘均明

（四川省能投攀枝花水电开发有限有限公司，四川 攀枝花 617068）

0 引言

变压器在电力系统中地位十分重要，若出现故障将直接严重影响电网的供电可靠性。我国电网已从城市延伸到每一个乡村，电站装机容量也从几百千瓦发展到一千多万千瓦，出现了不同电压等级、不同容量、不同型式的变压器与之配套，众多的变压器在制造、运输、安装、调试、运行中出现故障在所难免。本文研究大型户内式变压器出现故障后现场处理时机和方法。对故障的分析和处理方案见文献资料[6-9]。通常对变压器故障的检查、处理是及时采用吊罩方式，但这种处理方式需要将变压器移出工位到方便操作的地方，工作量大，处理工期较长。本文研究了处理时机和不移出工位的就地处理方式，从而保证发电工期，缩短处理时间，避免经济损失。

1 概述

金沙水电站是金沙江干流中游十级水电枢纽规划的第九级,位于攀枝花西区河段上，坝址控制流域面积25.89 万km2，多年平均流量1 870 m3/s，多年平均年发电量为21.77 亿kW·h,以发电为主，兼有供水、改善城市水域景观和取水条件，对上游观音岩水电站具有反调节等作用。电站装有4 台140 MW轴流转桨式水轮发电机组，转轮直径10.65 m 为世界第二大转轮直径。发电机与双绕组主变压器采取单元接线方式。主变压器低压侧与13.8 kV 离相封闭母线联接，高压侧通过SF6油气套管与SF6封闭组合电器联接。主变压器型号S11-160000/242、额定容量160/160 MVA、额定电压242/13.8 kV(高压/低压）、额定电流381.7/6 693.9 A(高压/低压）、调压范围242±2*2.5%、联结组标号YNd11、绝缘耐热等级A 级、顶层油/绕组温升55 K/60 K、变压器总油34 000 kg、上节油箱重11 000 kg、变压器总重171 000 kg。1 号机组2020 年11 月30 日并网发电，2021 年10 月9 日最后一台机组投产发电。

2 1 号主变压器出现的问题和采取的措施

1 号主变压器按设计、厂家和规程要求完成了所有前置试验，均符合要求，但在由电网向主变压器倒送电冲击合闸试验过程中，钳形电流表和在线监测装置均测出主变铁心及夹件均有电流且相等，经多次监测其数据基本保持27.2 A 左右。该电流远大于变压器运行规程DL/T 572-2021 要求数值（不大于0.1 A）。该电流的存在将会使变压器油质劣化，理应消除此电流,从而消除设备运行的安全风险。但金沙水电站首台机组工期十分紧张，其余3 台变压器均未到货，经厂家同意，让1 号主变压器先带病运行待后续机组投运后再作消缺处理。但在运行过程中需采取以下防护措施：变压器铁心及夹件必须可靠接地，消除其悬浮电位，防止对地放电，避免导致变压器油劣化变质；缩短取油样测试间隔时间；加大对铁心及夹件环流检测频次；加强变压器运行油温及绕组温度监测；定期对变压器油作色谱分析试验。通过加强对运行工况监测数据和变压器油质的分析，判定变压器是否能继续运行。

因后续机组调试有需要，2021 年4 月6 日1 号机组需短暂停产。1 号主变高压侧开关又进行停送电操作，送电后，通过钳形电流表检测铁心及夹件接地线电流，发现两者电流均又消失，接地电流基本为零。

变压器不同运行工况监测的数据均符合设计和规范要求。历次对变压器油进行色谱检测其结果基本稳定，详见表1。

表1 1 号主变压器油历次色谱检测结果表

通过对历次色谱数据分析，虽然大于运行规程DL/T 572-2021 总烃注意值150 ppm 要求，但变压器色谱检测数据基本稳定，且铁心接地环流经停电、送电又自动消失了，故暂未采取限流措施。

2021 年12 月20 日，决定对1 号主变铁心及夹件出现非稳定性环流进行处理。处理前按正常流程对1 号机组进行解网监测铁心及夹件电流，均在规程允许范围内。又按正常流程对机组和主变压器进行零起升压试验，主变铁心及夹件在额定电压运行时其接地电流基本没有，油温、绕组温度及变压器声音均无异常。但在进行主变冲击合闸过程中，再次监测到主变铁心及夹件存在接地电流，该电流达到28 A，最大电流达到32.2 A，总烃数据迅速上升到430 ppm。

3 主变压器铁心及夹件出现环流的原因分析

金沙水电站1 号主变压器制造组装完成出厂前，业主、设计和监理单位均参与设备出厂验收，相关方按照合同约定见证了相关电气试验，试验合格。然后排油、拆卸部分附件、抽真空、注入干燥氮气及安装三维冲击记录仪后，运输至现场，按设计、厂家图纸要求进行就位、调整、附件安装及试验检查（5次冲击合闸试验除外），均无异常。说明出厂、运输、安装、调试无问题。

解开主变铁心及夹件接地把合螺栓，检查铁心、夹件对地及彼此间的绝缘电阻，其绝缘均大于1 000 MΩ，满足预防性试验规程DL/T 596-2021 要求（不小于500 MΩ），其绝缘无异常。

将变压器本体、油枕及散热器内部的油全部排至干净的油罐内，打开主变检修进人孔和接线检查手孔，保持变压器内外空气畅通，完成内部氧气浓度检测，合格后（要求氧气浓度大于18%），专业人员携带低压防爆安全灯具进入变压器内部进行全面检查，经多次排查，均没有在视线范围内发现可疑故障点，故障很可能出现在视线范围外的地方。

鉴于变压器内部空间狭小，顶部油箱离铁心较近，检查人员活动范围小，检查视线受限。由于变压器高低压侧升高座均采用管型外壳硬联接，未设计主变压器检修时拖拽轨道、地锚，未在变压器房顶埋设检修吊具,所以变压器不具备拖至室外吊罩方式进行检查处理。故采用变压器底座不移动，而在散热器底座点焊14 号工字钢利用液压千斤顶将上节油箱顶起约300 mm 高，扩大变压器铁心与外壳上部空间距离，以便检查人员在变压器顶部用高放大倍数的内窥镜进行上夹件、上部铁心、绝缘拉杆、绝缘拉带及接地引线等视线外的可疑部位检查。见图1。

图1 液压千斤顶顶升变压器上油箱图

用液压千斤顶同步缓慢并保持两侧顶升高度基本一致将上节油箱顶升至适当位置，用硬木质垫块可靠垫入，均匀受力安全可靠后，携带内窥镜进入变压器油箱内部相关部位检查。发现A 相高压引出线附近铁心上端最外层硅钢片有一局部变形尖角与毗邻夹件接触，并有一小黑点可疑痕迹；同时发现铁心上轭端部绝缘垫块长度较其他部位短，未将端部铁心硅钢片卡紧使其与夹件隔离，且铁心硅钢片端部出线局部卷角和弯曲现象,见图2、图3。再次复测铁心、夹件对地绝缘电阻，绝缘电阻为零，夹件与铁心导通并接地，初步判定可疑黑点即为故障点痕迹。

图3 铁心硅钢片端部弯曲放大图

由于铁心硅钢片与夹件间的绝缘垫板偏短,导致铁心硅钢片端部与夹件间存在缝隙,变压器在冲击合闸过程中，励磁涌流达到额定电流的6～8 倍，其产生的电动力达到额定电动力36～64 倍，在磁性吸引力、励磁涌流电动扩张力共同作用下端部缝隙处铁心硅钢片变形，变形的硅钢片与夹件非稳定性接触导通而接地。在静电感应电压作用下，导通回路形成较大环流，致使变形铁心硅钢片端部与夹件间出现不稳定性放电和局部过热现象,出现放电黑点痕迹，并导致变压器油质分解劣化，总烃监测数据快速上升。当再次进行主变高压侧断路器操作时，在巨大励磁涌流产生的电动力振动下，原变形铁心硅钢片尖角与夹件暂时分离，铁心接地点消失，铁心夹件环流返回正常值。在正常运行期间，励磁涌流电动扩张力消失，端部铁心硅钢片不会与夹件接触导通而接地，不会再次形成环流。

4 处理及试验

根据上述分析的原因，松开A 相高压引出线附近夹件与铁心把合螺栓，撬开铁心硅钢片尖角，将铁心硅钢片端部变形卷角修平处理后，在端部垫入3 mm 厚绝缘垫，把合铁心与夹件紧固螺栓，确认绝缘垫稳固无松脱风险后，检查铁心与夹件对地绝缘电阻及彼此间绝缘电阻，绝缘电阻均为2 200 MΩ，满足规程要求。

缓慢对称下降上节油箱，更换上下节油箱之间耐油密封垫后，对称均匀拧紧油箱把合螺栓。回装变压器各附件并检查合格后，对变压器进行真空注油，热油循环48 h后静置，多次排气后，取油样送检，油样合格后，进行主变常规试验。

常规试验合格后，安装主变高压侧SF6油气套管、GIS 组合电器分支母线及其附件，并作好相应的检测，满足要求后，完成主变中性点、低压侧和高压侧交流耐压及高压侧长时带感应耐压局放试验。

主变高压试验合格后，进行主变零起升压和3次冲击合闸试验。在冲击合闸试验期间，监测主变铁心及夹件接地电流，监测数据表明，铁心及夹件接地电流基本为零。经处理并运行3 个月后,再次进行主变零起升压和冲击合闸试验,监测数据表明铁心及夹件接地电流为零，运行期间在线监测的数据也为零。

经处理后的1 号主变投运前、投运后第8 d、30 d、60 d、90 d 变压器油样色谱检测数据符合设计和规程的要求，见表2。

表2 1 号主变压器处理前油色谱检测结果表

5 结论

金沙水电站1 号主变压器铁心及夹件出现了不稳定环流故障，由于未设计主变压器检修时拖拽轨道、地锚和未在变压器房顶埋设检修吊具,加上铁心与夹件间的空间太小。故采用了液压千斤顶顶升主变压器上节油箱，用内窥放大镜的方法进行了原因查找和分析，在铁心硅钢片端部和夹件间缝隙处加绝缘垫处理后效果明显，多次监测铁心及夹件的接地电流，电流均已消失，总烃数据无明显变化，主变油样色谱检测结果、油温和铁心温度均符合规程要求。此种方法避免了拖拽变压器，大大节约了处理时间，可作为大型户内变压器维护、检修的借鉴。