南水北調泵站電氣設備運行維護相關問題分析與對策研究

姜鳴歧，商 鵬，趙 亮

（南水北調東線山東干線有限責任公司，山東 濟南 250100）

1 概述

南水北調山東段現有7 座110 kV 變電站、3 座35 kV 變電站、主變壓器20 臺，主變總容量達到179.3 MVA。其中，110 kV 變電站含3 套COMPASS、4 套GIS。在運行維護中，采取定期預防性試驗的方法，根據《電力設備預防性試驗規程》（DL/T 596-1996）（以下簡稱《規程》）、《南水北調泵站工程管理規程-電氣試驗相關部分》等規程規范要求進行試驗。通過近幾年的電氣試驗，對及時發現、判斷電氣設備運行狀態和診斷設備缺陷及時進行處置發揮了重要的作用。

確保電氣設備的安全及繼電保護裝置的可靠動作是南水北調泵站安全運行的重要保證和必要條件。電氣設備安全穩定運行，必須要求具有良好的絕緣性能，對其性能的診斷檢查是一項極其復雜、危險性較高而又非常重要的工作。近幾年泵站的運行維護經驗表明，電氣預防性試驗是電氣設備運行維護過程中的重要組成部分，對南水北調泵站安全穩定運行發揮不可替代的作用。針對近幾年電氣設備運行維護中遇到的相關問題進行分析與判斷，提出相應解決對策及措施。

2 電氣預防性試驗執行標準及測量結果分析判斷

2.1 執行標準

現階段執行的《規程》涉及范圍較廣，分屬于電氣、化學、機械等不同的專業。各試驗項目、周期、要求和說明等已超越了預防性試驗的范疇，其中試驗類型可分為定期預防性試驗、大修試驗、診斷試驗、預知性試驗。通常我們開展的試驗項目主要為定期預防性試驗。

對于《規程》未涉及的內容，如10、35 kV 電壓等級中廣泛采用的過電壓保護器，只能參照相關行業標準及各制造廠規定。在《規程》中明確指出橡塑絕緣電纜需進行直流耐壓試驗，但理論和實際運行經驗表明不宜采用直流耐壓的方法，主要原因為直流耐壓試驗不易發現樹枝化老化缺陷，對此類缺陷的靈敏度不高；在直流電壓下累積效應會加速絕緣老化；電纜實際運行中施加交流電壓，但在耐壓試驗時采取直流電壓，兩者的電場分布不同，試驗的等效性不高。若進行工頻耐壓試驗，因電纜對地電容量一般較大，所需的試驗變壓器輸出的試驗電流較大，造成試驗儀器設備體積、重量、容量較大，不便于現場試驗。現場一般采用變頻諧振耐壓試驗對橡塑電纜的絕緣進行考核，其具有絕緣擊穿時故障不擴大的優點，若發生絕緣擊穿串聯諧振條件被破壞，則諧振產生的高壓立即消失，防止了事故的擴大。

隨著電氣設備結構的多樣化及密封化、新設備的大量使用和試驗技術有效性的提高，原規程中某些內容已不能適應當前電力設備的發展需求。現場試驗時，結合《南水北調泵站工程管理規程-電氣試驗相關部分》及廠家技術資料進行相關試驗，確保試驗項目不缺項、技術要求不降低。

2.2 測量結果的分析與判斷

為便于試驗數據相互間的比較，試驗時間盡量安排在良好天氣條件下進行，同時歷次試驗溫度和濕度等條件盡可能相近。對電氣設備進行非破壞性各項絕緣試驗所反映的絕緣缺陷、靈敏度不盡相同，僅僅通過其中一項作出試驗結論，不能準確、科學地反映被試設備絕緣狀況及缺陷性質。將各項試驗數據結果進行綜合、系統、全面的分析判斷，并結合歷史資料及試驗方法的靈敏性、有效性，作出科學正確的結論[1]。

多數試驗項目在《規程》中已明確相關試驗要求，一般認為只要符合試驗規定，則認為設備性能良好，可以正常投入運行。為便于測量結果的分析與判斷，一般可以將所測量的結果與相關數據比較，通常可作為比較的數據包括設備的歷年（次）試驗數據、同類設備間的數據、同一設備各相間的數據、規程的要求數據、出廠試驗數據及耐壓前后的數據等[2]。除比較法外，也可結合被試設備運行及檢修等情況進行綜合分析；在測量泄漏電流時可根據與外施電壓的曲線關系判斷絕緣是否有缺陷。

3 電氣設備運行維護相關問題分析及對策

3.1 變壓器油色譜分析檢查出的問題分析及對策

對變壓器油色譜分析及過濾處理是變壓器運行維護中的重要工作，對保證變壓器安全運行至關重要。隨著電氣設備運行時間的增長，必須加強對變壓器油的檢測監控。如，2017 年二級壩泵站2#主變壓器預防性試驗發現鐵芯對地絕緣電阻為零，為進一步查明故障原因，對變壓器油進行了色譜分析，歷年色譜分析檢測結果詳見表1。從表1 可以看出，2016、2017 年的總烴和氫氣超過注意值。采用三比值法進行分析判斷，發現2016、2017 年比值范圍編碼均為0，0，2，由此推測該故障為“高溫過熱（高于700 ℃）”類型。

為進一步明確設備所存在的問題類型，對變壓器進行了吊罩大修，發現金屬鐵片異物造成了二次接地，形成在正常接地點與二次接地點之間的環流，在鐵芯二次接地部位發生高溫過熱現象，與色譜分析結果一致。

表1 二級壩泵站2#主變壓器歷年色譜分析檢測結果 μl/L

又如，2016 年八里灣泵站1#主變壓器套管預防性試驗中，對介質損耗因數、電容量進行了檢測，歷年數據詳見表2。除B 相套管電容量較A 相、C 相套管偏大外，未發現明顯異常，初步判定為合格。但對B 相套管絕緣油色譜分析，發現B 相套管油中溶解有乙炔氣體，且含量明顯高于標準注意值，色譜分析結果詳見表3。

表2 八里灣泵站1#主變壓器介質損耗因數和電容量

通過對表3 的分析，可以發現1#主變壓器B 相套管中的乙炔含量明顯超過標準注意值。在所分析的氣體中，乙炔作為故障點周圍絕緣油分解的特征氣體，含量較高且是總烴的主要成分，內部存在放電的可能性較大。B相套管出廠電容值較A相、C相套管明顯偏大，且介質損耗因數值也略大；考慮到變壓器實際運行時間短，拆除后檢查又未發現明顯受潮痕跡，認為在制造階段就可能存在內部缺陷。為徹底清除存在的安全隱患，對B相套管進行了更換處理。

3.2 電纜“滲油”現象分析及預防措施

2018 年6 月，某泵站例行檢查過程中發現電纜外護套表面出現不同程度的析出物現象，其中1#主變壓器-1#變壓器進線柜及2#主變壓器-2#變壓器進線柜的6 kV 電纜“滲油”最為嚴重，同時控制電纜、信號電纜也出現不同程度的“滲油”情況。出現“滲油”情況的電纜主要位于電纜夾層，電纜夾層相對封閉，通風散熱條件不好，造成電纜的發熱和散熱不平衡。

“滲油”較為嚴重的6 kV 電纜外護套采用的是聚氯乙烯材料，導體線芯最高允許工作溫度90℃，在正常負荷情況下不會出現超過90℃的情況。因為所采購的材料為同一廠家生產，所以生產所采用的配方、工藝相同。結合運行資料分析，發現其在運行期內未出現過負荷情況，可以判斷外滲物為增塑劑。

針對電纜“滲油”情況，對“滲油”電纜電氣性能進行了電氣預防性試驗，試驗項目包括絕緣電阻、變頻交流耐壓試驗。經試驗發現，“滲油”電纜的絕緣及交流耐壓試驗結果均符合相關規程規范要求。從試驗結果上，可以推斷“滲油”對主絕緣沒有大的影響，外護套的“滲油”未影響聚乙烯主絕緣，但也應引起足夠重視并采取安全防范措施。為此，在運行期間應做好以下工作：夏季時對電纜夾層進行通風處理，冬季時保持電纜夾層溫度不低于-5℃；加強對電纜運行狀況巡視、檢查，根據規程規定定期對出油電纜進行電氣預防性試驗。

3.3 35 kV穿墻套管異常放電分析及對策

2019 年7 月，大屯水庫泵站值班人員在進行設備巡視時，聽到35 kV 開關柜內有放電響聲，隨后進行了停電檢查。通過對母排絕緣電阻測量，發現電阻值符合規程要求。隨后進行交流耐壓試驗，試驗電壓上升到18 kV 時開始出現放電響聲，當電壓上升到40 kV 時放電響聲明顯增大；降壓放電后對套管進行了檢查，發現屏蔽線隱蔽處存在斷線的情況，接線恢復后再次進行交流耐壓試驗，聲音明顯小于之前的情況，但依然存在異常放電聲響。經分析，初步判斷為屏蔽線斷線期間造成套管與母排接觸部位電場強度較強且相對集中，形成極不均勻電場，進而加速絕緣材料的老化，引起持續的放電，如不及時解決將會影響高壓開關柜運行安全。更換套管后，異常放電聲消除，交流耐壓試驗通過。

3座水庫所采用的KYN 系列開關柜具有結構緊湊、所占空間小的特點。通過3座水庫運行情況看，開關柜異常放電一直是困擾水庫安全運行的棘手問題。同時，由于高壓室位于水庫附近，前期設計時通風方式多采用通風口或窗戶通風，加上高壓室進出線電纜溝封堵不徹底，造成高壓室濕度過大，導致絕緣件吸潮凝露，進而引起絕緣電阻降低，下降到一定程度時就會沿面放電或閃絡。

為此，采取封堵通風口、電纜溝等措施，防止潮氣進入開關柜內部，并配置除濕設備改善高壓室運行條件；采用帶有內外屏蔽的穿墻（柜）套管，正確選定屏蔽線位置和合理選擇固定螺栓尺寸，確保不存在尖端放電和發熱現象。

3.4 35 kV電壓互感器損壞分析及對策

雙王城水庫35 kV 開關柜計量PT 發生燒毀，經過對PT二次回路檢查發現接線正確，消弧消諧裝置未有動作情況。在檢查消弧消諧柜接線時，發現裝置保護動作回路的二次線未連接，裝置自身無法起到消弧功能。因消弧消諧裝置未動作，故無法記錄動作情況。經檢查與線路相T 接的其他線路發現，消弧消諧裝置記錄多起單相接地故障。單相接地故障發生時引起系統諧振，PT 諧振產生的過電壓導致勵磁回路電流急劇增加，造成PT一次側保險熔斷或導致PT燒毀。

通過對事故的分析，基本確定PT燒毀是因線路存在接地故障引起的。通過采取聲光報警相關措施，故障后聲光報警線路存在接地故障，提示運行人員及時進行處理，可以避免PT燒毀故障發生。

4 結語

（1）電氣設備為南水北調泵站的重要組成部分，通過近幾年電氣預防性試驗項目的開展，發現了電氣設備存在的一些隱性缺陷，并采取有效措施進行了清除。因此，要高度重視并做好電氣預防性試驗工作。

（2）規范建立設備運行檔案，便于今后為分析判斷設備故障提供依據。

（3）設備管理人員需掌握設備結構和工作原理，熟悉設備運行特點，確保調水工作的順利進行。