主變壓器損耗率異常的分析

張玉華

勝利油田東辛采油廠 山東東營 257000

1 存在的問題

近幾年來,發(fā)電廠機組負荷率逐年降低,環(huán)保設施改造升級,供熱面積增大,造成發(fā)電廠用電率逐年呈上升趨勢。

某電廠廠用電率統(tǒng)計見表1。

表1 某電廠廠用電率統(tǒng)計

分析表1數(shù)據(jù),2017年以來,因綠電消納及外電入魯,機組負荷率逐年降低。另外,脫硫超低排放改造增加了脫硫循環(huán)泵等大量6 kV電壓等級設施,廠用電量增加,發(fā)電廠用電率呈上升趨勢。2019年組織脫硝系統(tǒng)優(yōu)化運行,大幅減小了空氣預熱器的差壓,一期、二期風機電耗及制粉電耗同比降低7%,因此在2019年機組負荷率降低的情況下,發(fā)電廠用電率沒有明顯升高。

2016年至2019年,全廠供熱比逐年提高,外網供熱需求增大,供熱廠用電增加基本正常。

2017年之后,全廠主變壓器損耗大幅增加。調取近幾年數(shù)據(jù),選取近兩年12個時刻3號、4號機組的功率進行對比,發(fā)現(xiàn)4號主變壓器損耗隨機組負荷高低變化,總體比3號主變壓器損耗高1 000 kW～3 000 kW,4號主變壓器損耗率達到3號主變壓器損耗率的3～8倍。如能查清4號主變壓器損耗率大的原因,并進行解決,可以降低廠用電率,經濟效益可觀。

2 主變壓器損耗率理論原因

主變壓器損耗電量由機組發(fā)電量減去主變壓器出口電量、高廠變壓器電量、勵磁變壓器電量后得到,主變壓器損耗率為主變壓器損耗電量與機組發(fā)電量減去高廠變壓器電量、勵磁變壓器電量后所得結果的比值。

分析主變壓器損耗率超標的原因,主要是變壓器自身存在問題,或電能計量裝置有誤差。影響電能計量裝置誤差的因素主要有三方面。

(1) 電流互感器和電壓互感器。根據(jù)《電力互感器檢定規(guī)程》,當一次電流由小變大時,電流互感器的誤差相對由大變小。即使一次電流相對變化較小,電流互感器也會在誤差合格范圍內出現(xiàn)較大誤差,從而造成電能統(tǒng)計誤差增大。電壓互感器與電流互感器運行特性曲線基本相同。由于電壓互感器通常運行在額定電壓下,因此電壓互感器一次電壓的較小變化對電壓互感器誤差的影響不大。

(2) 電流互感器二次回路和電壓互感器二次回路。電流互感器二次回路斷路、接觸不良,會造成電能表電流減小,導致電量損失。電壓互感器二次回路斷路或接觸電阻值過大,會使電能表處二次壓降超標,同樣會導致電量損失,進而影響電能結算。

(3) 電能表。電能表的準確度等級、穩(wěn)定性和工作電磁環(huán)境均會影響電能表計量的準確性。

3 問題原因查找

發(fā)電廠的生產是連續(xù)不間斷的,任何時候都可能出現(xiàn)問題。如電流回路有微小分流或電壓回路壓降過大等,都會導致關口電量減小,并且不易被察覺,最終發(fā)電廠的效益會受到極大影響。要想解決問題,首先要發(fā)現(xiàn)問題,掌握主變壓器損耗與電能計量的影響關系,根據(jù)主變壓器損耗率偏差去發(fā)現(xiàn)電能計量問題或根據(jù)電能計量偏差去分析主變壓器損耗率。

3.1 4號主變壓器檢查

查看近幾年4號主變壓器檢修記錄,各項指標均合格。查詢歷年來電氣試驗及油樣色譜分析,未發(fā)現(xiàn)主變壓器相關試驗數(shù)據(jù)有變化,油樣內氣體成分也變化不大。目前4號主變壓器運行正常,主變壓器溫度及其它參數(shù)沒有明顯變化,基本排除變壓器自身因素。

3.2 電壓互感器和電流互感器檢查

利用4號機組大小修時間,對4號機組的關口電壓互感器、電流互感器,以及發(fā)電機出口電壓互感器、電流互感器進行檢查檢驗,均合格,由此排除電壓互感器和電流互感器自身原因。

3.3 電能表檢查

先后進行三次電能表精度校驗,并且更換電能表,均未發(fā)現(xiàn)問題。

3.4 電壓互感器二次回路和電流互感器二次回路檢查

(1) 計量電能表處電壓、電流幅值和相位檢測。利用PEC-H3A三相電能表現(xiàn)場校驗儀檢測4號發(fā)電機電能表、4號高廠變壓器電能表、4號主變壓器電能表的二次電壓、電流輸入值,得到幅值與相位關系,見表2。

表2 電能表電壓、電流幅值與相位檢測

通過表2數(shù)據(jù)可以看出,發(fā)電機電壓互感器輸出正常,主變壓器高壓側A相電壓幅值與另外兩相偏差較大。

(2) 主變解壓器電壓互感器計量回路二次壓降檢測。為保證數(shù)據(jù)準確性,避免儀器誤差,更換設備后,對4號主變壓器出口電壓互感器二次壓降進行測量,并再次在電壓互感器就地端子箱和電能表側對輸入電壓進行測量,數(shù)據(jù)見表3。

表3 4號主變壓器出口電壓互感器測量結果

通過表3數(shù)據(jù)可以看出,仍然存在主變壓器高壓側A相電壓幅值與另外兩相偏差較大的情況,且與表2數(shù)據(jù)相近。

(3) 3號主變壓器電壓互感器與4號主變壓器電壓互感器幅值對比。對3號主變壓器出口電壓互感器與4號主變壓器出口電壓互感器的計量繞組進行測量,數(shù)據(jù)見表4。

表4 主變壓器出口電壓互感器計量繞組測量結果

(4) 核對相關計量回路設備參數(shù)。為保證電能表計算數(shù)據(jù)沒有問題,再次核對4號機組相關設備變比參數(shù),見表5。

表5 4號機組設備變比參數(shù)

通過檢查,未發(fā)現(xiàn)4號機組勵磁變壓器存在與電能誤差有關的錯誤。

(5) 對比3號機組、4號機組同期功率數(shù)據(jù)。按照功率差為發(fā)電機功率減去主變壓器高壓側功率與高廠變壓器高壓側功率之和,在一體化系統(tǒng)中查找2018年4月至2020年3月間的12組數(shù)據(jù),見表6。

表6 3號機組與4號機組同期功率數(shù)據(jù)

通過數(shù)據(jù)計算,發(fā)現(xiàn)在機組正常運行時,4號機組的損耗隨機組負荷高低變化,是同期3號機組的3～8倍。

(6) 測試4號勵磁變壓器高壓側功率參數(shù)。為了徹底掌握功率流向,對4號勵磁變壓器高壓側功率參數(shù)進行了測試,數(shù)據(jù)見表7。機組有功功率為270.43 MW,無功功率為155.82 Mvar,勵磁電流為1 951 A。4號勵磁變壓器高壓側電壓相位,AB相間為120.6°,BC相間為119.4°,CA相間為119°。

計算得到4號勵磁變壓器有功功率為749.39 kW,無功功率為2 313.04 kvar。

通過本次試驗,在全廠第一次通過試驗掌握了勵磁變壓器消耗功率的數(shù)據(jù),驗證了勵磁變壓器的有功功率、無功功率及功率因數(shù)。通過功率平衡分析,確認4號主變壓器低壓側功率消耗仍較大。

表7 4號勵磁變壓器高壓側功率參數(shù)

(7) 4號主變壓器高壓側電壓互感器檢查。對比了2017年2月前后4號主變壓器高壓側電壓互感器試驗數(shù)據(jù),沒有發(fā)現(xiàn)數(shù)據(jù)異常。為了排除電壓互感器運行中內部過熱問題,對4號主變壓器高壓側電壓互感器進行紅外成像,并與常規(guī)成像進行對比,如圖1所示。

從現(xiàn)場觀察和成像圖像看,未發(fā)現(xiàn)頂部接觸不良和內部過熱問題。

4 問題分析

4號主變壓器自2015年9月10日送電后,電能表回路一直沒有改動過,其間只在2016年9月19日更換過電能表。按照統(tǒng)計,2017年2月15日以后4號主變壓器損耗開始增大,因此損耗增大的原因不是電壓互感器二次回路壓降大。

通過電能表校驗,未發(fā)現(xiàn)表計存在問題。

通過勵磁變壓器功率測試,發(fā)現(xiàn)機組負荷為270.22 MW時,約有1.5 MW的有功功率不知去向,按照功率和變比計算,單相電壓低1.191 9 V即可造成這一誤差。

調取近幾年數(shù)據(jù),發(fā)現(xiàn)2017年2月15日以后,4號主變壓器損耗明顯增大。2017年2月15日當天,4號機組運行情況如下:10:09,220 kV萬九Ⅱ線跳閘,高頻距離保護動作,重合閘動作后加速跳閘,220 kV ⅡB段母線差動保護動作跳閘,該母線上所有線路、裝置跳閘,4號機組跳閘;檢查原因為萬九Ⅱ線217-2隔離開關C相氣室擊穿,ⅡB段母線轉檢修;18:18,4號機組在ⅠB段母線恢復運行。事故時,3號、4號主變壓器高壓側電壓互感器電壓分別見表8、表9。

查看記錄,2017年11月14日4號主變壓器高壓側電壓互感器電壓明顯偏差較大,見表10。

表8 事故時3號主變壓器高壓側電壓互感器電壓

表9 事故時4號主變壓器高壓側電壓互感器電壓

表10 2017年11月14日4號主變壓器高壓側電壓互感器電壓

結合以上數(shù)據(jù),4號主變壓器損耗率增大是發(fā)生故障后主變壓器電壓互感器二次回路出現(xiàn)問題,表計測量不準,唯一可以解釋的原因就是電壓互感器變比存在較大誤差。為檢驗4號主變高壓側204-PT電壓互感器A相電壓誤差是否對主變壓器損耗產生等量影響,將原電能量計量系統(tǒng)電能表與關口計量電能表進行數(shù)據(jù)對比試驗。4號主變壓器204斷路器處于220 kVⅡB段母線上,應將ⅡB段母線電壓互感器電壓接入新加電能表,保持電流回路與原關口電能表電流回路一致。考慮到母線電壓互感器精度為0.5級,電壓由ⅡB段母線最近間隔218萬九Ⅱ線的0.2級電壓互感器提供計量電壓。試驗前接線如圖2所示,試驗接線如圖3所示。

為保證數(shù)據(jù)有效性,試驗時長為70 h。試驗前對各個電能表再次校驗,保證滿足儀器標稱精度。通過試驗得到4號機組電能數(shù)據(jù),見表11。

試驗中,主變壓器關口計量電能表總損耗為142.240 MWh,電能量計量系統(tǒng)電能表總損耗為61.984 MWh。從數(shù)據(jù)看,主變壓器關口計量電能表相比電能量計量系統(tǒng)電能表每小時多計1 147 kWh損耗。通過對變損計算和對比,主變壓器損耗率由0.762%降低為0.332%,降低了0.43個百分點。通過對比試驗,確認4號主變壓器高壓側204-PT電壓互感器A相電壓偏低是造成4號主變壓器損耗率誤差偏大的主要原因。

圖2 試驗前接線

圖3 試驗接線

表11 4號機組試驗電能數(shù)據(jù)

試驗后再次對4號主變壓器高壓側204-PT電壓互感器三組電壓進行測量,數(shù)據(jù)見表12。

表12 4號主變壓器高壓側204-PT電壓互感器電壓測量結果

按照A相電壓低于正常值1.5 V計算,核查高壓側電流平均值為2.975 A,功率因數(shù)為0.88,初步計算功率誤差為2 073 kW。從數(shù)據(jù)看,除星型接法A相電壓低外,開口三角接法A相電壓也略微偏低,三組二次電壓都偏低,只有電壓互感器一次繞組存在故障時,才會造成三組二次電壓都偏低,再次準確定位了電壓互感器故障問題,并且與電壓互感器接地點、二次壓降、電能表、一次設備均無關。

由此通過試驗,再次驗證了4號主變壓器高壓側204-PT電壓互感器A相電壓偏低是造成4號主變壓器計算誤差偏大的主要原因。

5 解決措施

通過目前的各項測試和試驗,可以判斷主變壓器不存在損耗增大的問題,出現(xiàn)主變壓器損耗率異常的主要原因是4號主變壓器高壓側電壓互感器A相電壓偏低。4號主變壓器電能表不是采油廠供電量的結算電能表,而是油田考核采油廠供電量的電能表。更換該電壓互感器,需要較長的采購、施工周期,勢必對采油廠的經營業(yè)績有相當大影響,應采取其它方式盡快解決。由于主變壓器電壓和母線電壓一致,在電量對比試驗時,采取了變更電壓回路的方式,基于此,可以將4號主變壓器電能表的電壓回路變更為母線電壓回路。母線電壓互感器的精度為0.5級,雖然不符合貿易計量的技術要求,但是仍然可以降低電量損失。

4號主變壓器電能表是東營供電公司資產,并已將電量數(shù)據(jù)遠傳,不能隨意變動,對此,與東營供電公司多次協(xié)商,說明變更4號主變壓器電能表電壓回路接線對雙方供電量結算沒有影響,最終東營供電公司同意采油廠變更電壓回路接線。

班組辦理工作票,將4號主變壓器220 kV側電能表輸入電壓由204-PT電壓互感器改接為220 kVⅡB段母線電壓互感器二次第一組電壓。變更接線一個月后,主變壓器損耗率由原來的0.45%降低至0.28%,效果明顯。通過實施這一解決措施,每天將增加4號主變壓器2.5萬kWh～3萬kWh的電能考核,經濟效益明顯。

6 相關建議

針對變壓器損耗率異常問題,建議檢查主變壓器電壓互感器二次電壓三相幅值。對于存在主變壓器電壓互感器二次電壓多次測量都有幅值偏差較大的情況,建議利用停機時間進行檢查、定性試驗。目前采油廠內沒有合適的試驗儀器,無法開展變比、角差等特性試驗,考慮引進外部試驗單位對主變壓器電壓互感器進行變比、角差等特性試驗,進而得到準確數(shù)據(jù)。

同時建議對升壓站,特別是二期區(qū)域接地網進行全面檢測。按照目前主變壓器電壓互感器二次電壓A相偏低的問題,除進行電壓互感器特性試驗外,結合其它母線動作和分段斷路器不明原因動作,檢查升壓站電壓互感器區(qū)域大接地網是否良好,電壓互感器接地點電阻數(shù)據(jù)是否合格。另一方面,落實計量電壓互感器二次接地點問題。如果電壓互感器變比沒有問題,那么要考慮中性點漂移的問題。