某500 kV高壓線路并聯(lián)電抗器油色譜異常的故障分析

陳 昕

(廣東電網(wǎng)公司汕頭供電局，廣東汕頭515041)

為適應中國經(jīng)濟和社會建設的需求，電網(wǎng)正朝著大容量、遠距離、超高壓的方向發(fā)展.近年投產的500 kV超高壓輸電線由于線路長，其電容效應會降低系統(tǒng)的靜態(tài)和動態(tài)穩(wěn)定性，可以通過加裝并聯(lián)電抗器補償對地電容，減小流經(jīng)線路的電容電流，限制系統(tǒng)工頻過電壓水平和抑制潛供電流.由此可見，電抗器的運行狀態(tài)直接影響電網(wǎng)的安全可靠運行，根據(jù)南網(wǎng)預試規(guī)程，必須定期進行高抗油的化學試驗以監(jiān)測電抗器的運行狀態(tài).

1 線路高抗運行情況

500 kV臚崗站由特變電工衡陽變壓器有限公司生產的500 kV臚禎甲線并聯(lián)電抗器(型號BKD2－30000/550－110)于2011年5月18日投入運行.根據(jù)南網(wǎng)(Q/CSG 1 0007)電力設備預防性試驗規(guī)程要求，500 kV并聯(lián)電抗器在新投運后的第1，4，10，30 d必須進行絕緣油色譜分析，于5月19日取油樣進行色譜分析發(fā)現(xiàn)高抗B，C兩相各項數(shù)據(jù)正常，而 A 相 C2H2含量 7.73 μL/L(＞1 μL/L)嚴重超標，次日再次取樣分析高抗A相C2H2含量增長到8.04 μL/L，總烴和乙炔的絕對產氣速率都超過注意值，絕緣和介損的電氣試驗結果正常，超聲波放電檢測亦未發(fā)現(xiàn)異常.5月20日晚500 kV臚禎甲線并聯(lián)電抗器退出運行，進行排油吊罩內檢.

2 故障診斷

2.1 化學試驗數(shù)據(jù)分析

通過臚禎甲線并聯(lián)電抗器A，B，C三相高抗油的色譜分析數(shù)據(jù)(見表1)發(fā)現(xiàn)A相在相同運行情況下，相比其他兩相的C2H2，H2和總烴體積分數(shù)有較大差異，必須引起足夠重視［2］.

表1 大修前臚禎甲線高抗A，B，C相油中溶解氣體體積分數(shù) μL/L

新投運的電抗器H2體積分數(shù)小于10 μL/L，C2H2體積分數(shù)應為0，利用特征氣體組分含量判斷故障類型，可知高抗A相油色譜主要氣體組分為C2H2和 H2，次要氣體組分為 CH4和 C2H4，而且C2H2為總烴的主要成分，初步診斷存在油中電弧放電故障.計算得到其從5月19日至20日1 d之內油中溶解氣體絕對產氣速率(由于新投運設備總烴含量較低，不宜采用相對產氣速率)如下，C2H2和總烴的絕對產氣速率均超過注意值，說明故障發(fā)展較快.

式中:γa為絕對產氣速率，mL/d;C1為第1次取樣測得某氣體濃度，μL/L;C2為第2次取樣測得某氣體濃度，μL/L;Δt為2次取樣時間間隔中的實際運行時間，d;M為設備總油重，kg;ρ為油的密度，kg/m3.

根據(jù)《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》(DL/T 722—2000)中推薦的改良三比值法求得故障編碼為102(見表2)，查表可知故障類型為電弧放電［1］，同時考慮可能影響比值法診斷結果準確性的鐵芯漏磁和壓緊裝置故障這兩個因素，判斷產氣部位不涉及固體絕緣，應該是合閘過程中電抗器內部存在裸金屬懸浮放電造成，可能存在于以下部位:套管油中均壓球可能在運行振動時產生間歇性懸浮放電;套管末屏可能存在接地不良產生套管懸浮放電;鐵心、夾件接地系統(tǒng)可能存在不可靠接地而產生放電;產品安裝時有金屬遺留物在高場強區(qū)懸浮放電.結合過熱放電圖法［3］，設備內部故障處于放電Ⅱ區(qū)，應退出運行，吊罩內檢查明實際故障原因.

表2 三比值法結果

2.2 電氣試驗數(shù)據(jù)分析

針對臚禎甲線高抗A相的嚴重故障，必須結合高壓試驗，以便更準確地判斷故障的性質和發(fā)生部位［4］.首先，對高抗A相進行超聲波放電探測，按照電抗器底部、中部、上部劃分3個水平截面，在電抗器油箱外壁上環(huán)繞水平面布置4個超聲波傳感器，依次測出底部、中部、上部的超聲波信號，通過與背景超聲波信號的比對，探測不到明顯的放電，可能是放電源不在電抗器本體表面而位于深處所致［5］;在高抗退運后吊罩前，對A相的絕緣電阻、介損及電容量進行測試，結果在合格范圍內(見表3和表4)，判斷不存在絕緣整體受潮、部件表面受潮或臟污現(xiàn)象.

表3 臚禎甲線高抗A相絕緣電阻R

表4 臚禎甲線高抗A相介損tanδ(%)及電容值C

3 吊罩內檢及處理結果

3.1 吊罩內檢及故障分析

5月28日對高抗A相進行熱油循環(huán)后于次日進行排油內檢，分別對本體的繞組、首尾端套管均壓球、油箱磁屏蔽、旁軛地屏、心柱地屏、壓釘、金屬緊固件、器身上下磁屏蔽、鐵芯及夾件接地等進行檢查，在冷卻側上部夾件及器身磁屏蔽、芯柱地屏接地線共同接地點發(fā)現(xiàn)接地線有松動現(xiàn)象，打開接地螺栓發(fā)現(xiàn)M12不銹鋼螺栓下部Φ12平墊圈有黑色油污和放電痕跡，其他未發(fā)現(xiàn)問題.由此判斷，造成此次高抗投產1 d后出現(xiàn)大量C2H2色譜異常的原因，應該是在安裝接地瓷瓶的過程中，由于緊固用M12接地螺栓上只有平墊圈，未安裝防松動蝶環(huán)，在從油箱內拉出接地引線的拉力作用下使接地螺栓造成松動，導致高抗A相投運后因接觸不良產生懸浮放電生成大量C2H2等故障氣體.

3.2 處理結果

首先，對電抗器內部磁屏蔽與芯柱地屏的共用接地引出線緊固螺栓加裝防松蝶環(huán);其次，對高抗油進行真空濾油處理，并且于濾油后和高試耐壓后分別取樣分析，顯示A相高抗的油色譜數(shù)據(jù)恢復正常(見表5)，500 kV臚禎甲線并聯(lián)電抗器重新投入運行.

表5 大修后臚禎甲線并聯(lián)電抗器A相油中溶解氣體含量 μL/L

4 結語

臚崗變電站500 kV臚禎甲線并聯(lián)電抗器A相氣相色譜C2H2含量超標的根本原因是由于設備安裝接地瓷瓶的過程中拉扯導致未安裝防松動蝶環(huán)的接地緊固螺栓松動，投運后接觸不良造成懸浮放電所致，屬于安裝遺留隱患.

故障的分析和處理過程表明，應用油中溶解氣體色譜分析對高抗內部故障進行診斷的結果與吊罩內檢的結果基本一致，說明其對及時發(fā)現(xiàn)設備重大缺陷，避免設備損壞具有非常重要的意義;在綜合分析化學及電氣試驗數(shù)據(jù)的基礎，進行吊罩檢查，可以較為準確地判斷故障類型、定位故障位置并進行科學的處理，對消除設備的故障隱患非常有效.

［1］賈瑞君，范玉華，薛辰東，等.DL/T 722—2000變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則［S］.北京:電力出版社，2001.

［2］趙京武，李紅林.500 kV并聯(lián)電抗器色譜監(jiān)測與故障診斷［J］.變壓器，2002，39(1):81.

［3］孫才新，陳偉根，李儉，等.電氣設備油中氣體在線監(jiān)測與故障診斷技術［M］.北京:科學出版社，2003:73.

［4］謝雁鷹，徐珊玲.利用色譜分析與電氣試驗綜合診斷充油高壓設備故障［J］.湖南電力，2001，21(4):48.

［5］蔣煒華，馬臨超，齊山成.變壓器局放超聲定位測量技術的研究與應用［J］.河南機電高等?？茖W校學報，2008，16(1):10 －12.