某抽水蓄能電站SFC 輸入變壓器國產化改造

高從闖，楊 劍，陳忠賓，仲 鳴，王 榮

（江蘇國信溧陽抽水蓄能發電有限公司，江蘇 溧陽 213334）

1 引言

某抽水蓄能電站裝機容量1 500 MW，以500 kV一級電壓等級接入系統，擔負電網調峰、填谷、調頻、調相及緊急事故備用等任務。電站機組抽水工況啟動采用靜止變頻裝置（Static Frequency Converter，簡稱SFC）啟動方式，設有2 套SFC，不設背靠背啟動，每套SFC 額定功率18 MW，額定電壓5 kV，各負責3 臺機抽水啟動，也可通過啟動母線聯絡閘刀互為備用。

電站采用高-低-高型SFC，主要設備包括輸入電抗器、輸入斷路器、輸入變壓器、變頻器、直流平波電抗器、輸出變壓器、輸出斷路器、輸出電抗器及相關輔助設備。機組抽水工況啟動過程中，來自主變低壓側15.75 kV 交流電經輸入變壓器降壓至5 kV 后送至變頻器，整流逆變后得到頻率逐漸升高的交流電。整個啟動過程分為低速運行和高速運行兩個階段，在低速運行階段，頻率較低，變頻器采用強迫換相，輸出的交流電不經輸出變壓器送入發電電動機定子繞組，在高速運行階段，變頻器采用自然換相，輸出的交流電經輸出變壓器升壓后送入發電電動機定子繞組，通過與勵磁電流配合將機組由靜止拖動至額定轉速。

2 原變壓器存在的問題

該抽水蓄能電站原1 號SFC 輸入變壓器為進口油浸式變壓器，安裝在與主變同一高程的1 號SFC 輸入變壓器室內，主要作用是隔離與降壓，自2017 年1 月投運以來，主要存在以下問題：

（1）2018 年9 月至2019 年2 月，多次對原變壓器取油樣檢測發現乙炔含量超標，且總烴產氣速率超過導則[1]提供的注意值，經吊芯檢查發現變壓器箱體與箱蓋之間存在放電現象，后來對變壓器進行脫氣濾油和吊芯檢修處理，乙炔含量有所下降，但未徹底消除，吊芯檢修后安全質量無法得到徹底保證，變壓器安全性能降低，一旦出現問題將影響電站安全生產，同時維護工作量和成本相應增加。

（2）原變壓器輔助設備較多，包括油泵、壓力釋放閥、瓦斯繼電器、油位計、流量計、油溫傳感器等，SFC 在啟機過程中，輸入變壓器空載合閘瞬間，經常出現輔助設備誤動作或信號抖動問題，造成啟機失敗，影響機組抽水啟動。

（3）原變壓器為進口設備，售后服務渠道不暢，備品備件采購周期長、價格高，變壓器出現問題時響應不及時。

3 國產化改造

3.1 必要性分析

原1 號SFC 輸入變壓器存在乙炔含量超標、小缺陷頻發、備品備件采購價格高以及售后服務渠道不暢問題，在安全性、可靠性、經濟性上均存在不足，影響到機組正常抽水啟動，甚至威脅到電站安全穩定運行。因此，電站決定對1 號SFC 輸入變壓器進行國產化改造。

國產化改造有兩種可選方案，方案一是更換1臺全新國產油浸式變壓器，方案二是更換1 臺相同技術參數的國產干式變壓器。經過比較論證，電站最終選擇方案二進行國產化改造。

3.2 可行性分析

2006 年世界最大容量25 MVA 干式變壓器在我國研制成功[2]，2019 年國產干式變壓器的最大容量達到了45 MVA，國內干式變壓器生產廠家的技術水平已走到了國際同行的前列，采用國產干式變壓器作為SFC 輸入變壓器完全具備技術支撐。

國內早期投產的抽水蓄能電站SFC 輸入變壓器大多采用進口油浸式變壓器，運行一段時間后，多個電站出現過故障，后將進口油浸式變壓器改成國產干式變壓器，如黑麋峰[3]、白蓮河抽水蓄能電站等，改造后運行情況良好。目前在建電站SFC 輸入變壓器大多選用國產干式變壓器。

干式變壓器相比油浸式變壓器，具有防火防爆性能好，抗沖擊能力強的優點，安全性更高，且干式變壓器沒有油泵、壓力釋放閥、瓦斯繼電器、油位計、流量計等輔助設備，不需要定期檢測油樣，不需要冷卻及消防用水，運行維護工作量少、成本低。

3.3 改造實施情況

該抽水蓄能電站1 號SFC 輸入變壓器國產化改造所選用的新干式變壓器與原油浸式變壓器主要技術參數如表1 所示。

表1 主要技術參數對比

2021 年1～7 月，干式變壓器在工廠生產制造。2021 年7 月進行干式變壓器出廠試驗，試驗內容包括繞組電阻測量、聯結組標號檢定、電壓比測量、空載損耗和空載電流測量、短路阻抗和負載損耗測量、絕緣電阻測量、外施耐壓和感應耐壓試驗、局部放電測量以及溫升試驗，試驗結果均合格，滿足規范[4]要求，干式變壓器經驗收合格后運至電站地下廠房安裝間。

2021 年9 月，該電站進行了1 號SFC 輸入變壓器國產化改造現場施工，主要包括變壓器室外墻拆除、原變壓器及其附屬設備拆除移位、新干式變壓器及其附屬設備就位安裝、交接試驗和系統調試、變壓器室外墻修復和防護圍欄安裝，具體實施情況如下：

（1）變壓器室外墻拆除

變壓器室凈空為6 150 mm×6 150 mm×6 700 mm（長×寬×高），變壓器頂部布置有電纜橋架，電纜橋架下方凈高為5 450 mm，為保證變壓器進出空間足夠，將變壓器室主變搬運道側外墻拆除。外墻由磚墻和輕鋼龍骨石膏板隔墻組成，配有進人門和百葉通風窗，施工時依次拆除進人門、通風窗、墻內管線、隔墻、磚墻。

（2）原變壓器及其附屬設備拆除移位

首先斷開原變壓器與外部的連接，包括變壓器高低壓側電纜、二次電纜、接地扁鐵，拆除變壓器冷卻水管路和消防管路，管路終端用盲板封堵。利用4 只液壓千斤頂將變壓器頂起，在底部鋪設道木和鋼軌，再利用在軌重物推移機進行移位，如圖1 所示。原變壓器移位路徑為變壓器室-主變搬運道-進廠交通洞-支洞，移位距離約160 m，其中水平移位96 m，坡道移位64 m，坡度6%～8%，耗時15 h。

圖1 變壓器移位示意圖

（3）新干式變壓器及其附屬設備就位安裝

新干式變壓器就位前先制作基礎，采用混凝土加基礎鋼板的承重結構，將原變壓器油池清理干凈后用混凝土（標號C30）澆筑填埋，澆筑時采取二次振搗法提高混凝土的密實度，由下往上逐層澆筑至與地面、預埋基礎鋼板的上表面齊平，并預留出接地扁鐵。澆筑完成后，每24 h 進行灑水保濕養護，持續5 d，最后將基礎鋼板與原預埋基礎鋼板焊接，基礎鋼板尺寸為4 000 mm×400 mm×30 mm（長×寬×厚），并開有灌漿孔。

基礎制作完成后，利用液壓千斤頂和在軌重物推移機將新干式變壓器由地下廠房安裝間移至變壓器室內，移位路徑為安裝間-進廠交通洞-主變搬運道-變壓器室，移位距離約105 m，耗時16 h完成就位。

新干式變壓器就位后，將變壓器支撐底座與基礎鋼板焊接牢固后灌漿填縫加固。下一步安裝干式變壓器高低壓側銅排、接地扁鐵、避雷器、放電計數器、帶電顯示器、測溫裝置以及溫控器。

（4）交接試驗和系統調試

新干式變壓器交接試驗包括繞組絕緣電阻測量、繞組直流電阻測量、電壓比測量以及外施耐壓試驗，試驗結果均合格，滿足規程規范要求。交接試驗后，進行新變壓器高低壓側電纜連接、二次接線對點、溫控器校驗調試、SFC 控制程序修改。在SFC 控制程序中取消與原油浸式變壓器相關的輸入輸出信號，包括油泵啟動開出信號、油泵運行開入信號、壓力釋放閥動作開入信號、輕瓦斯報警開入信號、重瓦斯動作開入信號、水流報警信號、油流報警開入信號、油溫報警開入信號、油溫故障開入信號、油位報警開入信號、油位故障開入信號、油溫模入信號，新增干式變壓器超溫報警信號、超溫跳閘信號和判斷邏輯。

完成以上工作并檢查無誤后，進行新干式變壓器沖擊合閘試驗，無異常通過。下一步進行機組啟動試驗，1 號SFC 拖動4 號機至15%轉速，模擬輸入變壓器超溫跳閘停機成功，拖動1 號機抽水假同期成功，測得變壓器低壓側（SFC 網橋側）電壓波形合格，如圖2 所示。

圖2 新變壓器低壓側電壓波形

最后對新干式變壓器高壓側施加額定電壓，進行24 h 帶電空載試驗，監視變壓器運行情況。期間新干式變壓器運行穩定，電纜接頭和繞組溫度上升平穩，電纜接頭最高溫度47.8 ℃，繞組最高溫度57.9 ℃。

（5）變壓器室外墻修復和防護圍欄安裝

新干式變壓器驗收合格后，修復變壓器室外墻。新干式變壓器與兩側邊墻的距離為825 mm，與前后墻距離為1 925 mm，滿足室內的無外殼干式變壓器與四周墻壁的凈距不小于600 mm 的規范[5]要求。為保證運檢人員巡視安全，在離變壓器1.5 m 處安裝PVC 防護圍欄。

4 改造后運行情況及效益評價

2021 年9 月底，改造后的干式變壓器投入運行，未出現任何異常和故障，1 號SFC 系統運行穩定，各項參數正常，啟機成功率100%。

通過國產化改造，從根本上解決了1 號SFC 輸入變壓器乙炔含量超標問題，一方面消除了電站安全隱患，另一方面避免了因變壓器乙炔含量超標造成1 號SFC 停運的情況發生，節省了濾油和吊芯檢修費用，每次約50 萬元。改造后未再出現變壓器輔助設備誤動作和信號抖動情況，小缺陷數量減少，機組抽水啟動可靠性和能量轉換效率提升，同時輔助設備數量減少，且都為國產，運維工作量和成本降低，備品備件采購費用降低，每年可節省運維成本和備品備件費用約6.5 萬元。

5 結語

該抽水蓄能電站1 號SFC 輸入變壓器國產化改造達到了預期效果，取得了良好的安全經濟效益，為機組長周期安全穩定運行提供了保障，也為其他出現類似情況的電站提供借鑒。