一起500kV并聯(lián)電抗器內(nèi)部故障的分析和處理

國投云南大朝山水電有限公司 師存良

一起500kV并聯(lián)電抗器內(nèi)部故障的分析和處理

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本文介紹了一起電抗器內(nèi)部故障的分析和處理，從故障的現(xiàn)象、分析、控制措施、處理過程、試驗(yàn)方法、注意事項(xiàng)等細(xì)節(jié)進(jìn)行了詳細(xì)介紹，對(duì)其他類似故障處理具有借鑒意義。

電抗器 故障 處理

0　引言

大朝山水電站以兩回500kV和兩回220kV兩種電壓等級(jí)接入系統(tǒng)，500kV輸電線路長達(dá)250km，為了補(bǔ)償高壓線路沿線分布電容的容性充電功率，抑制超高壓線路的工頻過電壓，在高壓輸電線路的一側(cè)安裝了高壓并聯(lián)電抗器。而高壓并聯(lián)電抗器本體發(fā)生故障后，除了跳開線路兩側(cè)斷路器，線路停止運(yùn)行，因此，高壓并聯(lián)電抗器的安全穩(wěn)定運(yùn)行，對(duì)整個(gè)系統(tǒng)的安全穩(wěn)定起著至關(guān)重要的作用。電抗器正常運(yùn)行時(shí)，鐵心必須有一點(diǎn)可靠接地，若沒有接地點(diǎn)，則鐵心對(duì)地存在懸浮電壓，會(huì)造成鐵心對(duì)地?cái)嗬m(xù)性擊穿放電。通過鐵心一點(diǎn)接地后消除了形成懸浮點(diǎn)位的可能。但當(dāng)電抗器鐵心出現(xiàn)兩點(diǎn)及以上接地是，鐵心間電位差就會(huì)在接地點(diǎn)之間形成環(huán)流，導(dǎo)致鐵心局部發(fā)熱，嚴(yán)重時(shí)，鐵心局部溫升增加，導(dǎo)致瓦斯保護(hù)動(dòng)作，影響電抗器的安全運(yùn)行。

1　故障現(xiàn)象及分析

2008年4月23日，電站設(shè)備定檢試驗(yàn)時(shí)，發(fā)現(xiàn)500kV線路大寶I回A相心芯夾件對(duì)地絕緣電阻僅為0.06MΩ，型號(hào)和安裝位置相同的B相電抗器為49GΩ，C相為190GΩ。A相電抗器鐵心夾件對(duì)地絕緣明顯低于其他兩相，根據(jù)南網(wǎng)《電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》第5.4條規(guī)定，220kV及以上電抗器絕緣電阻一般不低于500MΩ，由此可見，A相電抗器內(nèi)部絕緣出現(xiàn)了故障。通過查閱2008年以前所有試驗(yàn)數(shù)據(jù)均正常。發(fā)現(xiàn)鐵心夾件絕緣異常后，為了跟蹤故障的演變趨勢(shì)，定期測量將鐵心泄漏，運(yùn)行中監(jiān)視鐵心泄漏電流，如表1所示。

表1　鐵芯泄漏電流測量值?。▎挝唬簃A）

“規(guī)程”規(guī)定：運(yùn)行中鐵心接地電流一般不大于100mA，從上表看出，A相電抗器鐵心泄漏電流在規(guī)定范圍內(nèi)，且與其他兩相幅值相同，并無異常。

絕緣油指標(biāo)分析是電力系統(tǒng)分析充油設(shè)備的一種有效手段。絕緣油的氣相色譜分析用于分析絕緣油中溶解氣體的組分和含量的試驗(yàn)，這一方法可以發(fā)現(xiàn)充油電氣設(shè)備中的一些用其他試驗(yàn)方法不容易發(fā)現(xiàn)的局部性缺陷，如局部過熱、局部放電等。當(dāng)電抗器發(fā)生鐵心接地故障時(shí)，其主要表現(xiàn)有：①總烴含量超過規(guī)定的注意值；②用改良三比值法（編碼規(guī)則如表2所示）進(jìn)行分析特征氣體的比值編碼一般為0、2、2；③故障點(diǎn)估算溫度一般為700～1000℃；④CH4及C2H4含量很高，CO變化很少或不變，但有時(shí)色譜分析中出現(xiàn)乙炔時(shí)，可能反映間歇性接地。

表2　三比值法編碼規(guī)則表

過熱故障，單獨(dú)油裂解產(chǎn)生的氣體包括乙烯和CH4，少量的H2和C2H6；如故障溫度不高，則H2、CH4、C2H2較多；假如故障嚴(yán)重，或包括電場的作用效應(yīng)，也會(huì)生成大量的乙炔。為了進(jìn)一步確定故障發(fā)生部位，對(duì)電抗器絕緣油進(jìn)行了氣相色譜分析。試驗(yàn)結(jié)果見表3。

從上述試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，所有特征氣體含量均為超過注意值，但總烴含量呈現(xiàn)逐年升高趨勢(shì)，CH4及C2H4含量也逐年在增加。C2H2含量為0，可以排除間歇性接地可能性。對(duì)油樣的測試結(jié)果按改良三比值的編碼規(guī)則進(jìn)行計(jì)算，近幾年C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6比值范圍編碼均為0、2、0。根據(jù)編碼組合查表再結(jié)合三次試驗(yàn)結(jié)果油中各種氣體的含量及相對(duì)產(chǎn)氣速率，由此可初步判斷電抗器故障類型為低溫過熱（150～300）℃，估算故障點(diǎn)的問題為：

T=-241log（CO2/ CO）+373 ℃=181.86 ℃

由于絕緣油中CO2含量略高，適時(shí)安排電抗器熱油循環(huán)脫氣處理，處理后的油分析各項(xiàng)數(shù)據(jù)良好。

在2007～2013年期間，A相鐵心夾件對(duì)地絕緣電阻一直很低，歷年數(shù)值見表4。

2013年鐵心夾件絕緣測試結(jié)果為0.11MΩ，500kV大寶I回A相并聯(lián)電抗器鐵心夾件絕緣低隱患也時(shí)刻威脅著大寶I回A相并聯(lián)電抗器安全，需要進(jìn)行徹底檢查處理。

2　故障檢查處理情況

到2013年，電抗器投運(yùn)至今已有十余年，按《電力變壓器檢修導(dǎo)則》（DLT 573—2010）規(guī)定，已達(dá)到大修年限， 500kV大寶I回A相并聯(lián)電抗器鐵心夾件絕緣低隱患也時(shí)刻威脅著大寶I回A相并聯(lián)電抗器安全，結(jié)合電抗器第一個(gè)大修時(shí)限， 2014年對(duì)500kV大寶I回A相并聯(lián)電抗器進(jìn)行了一次吊罩大修。

表3　A相絕緣油色譜分析試驗(yàn)結(jié)果?。▎挝唬骸?0-6μL/L）

表4　2007-2013年A相鐵芯夾件對(duì)地絕緣電阻　Ω

電抗器的吊罩工序主要有以下幾步：

1）抗器高壓側(cè)與GIS連接氣隔SF6氣體回收。

2）將電抗器油全部回收至已清潔好的絕緣油罐內(nèi)，在回油同時(shí)對(duì)電抗器內(nèi)部注入露點(diǎn)低于-40℃的干燥空氣。

3）除電抗器外側(cè)冷卻風(fēng)機(jī)、高壓側(cè)與GIS母管的連接、中性點(diǎn)引線、事故排油閥管路、高壓套管末屏引線和鐵芯接地測試引線，本體上保護(hù)、控制、測量等二次接線。

4）拆除電抗器油枕，拆除電抗器散熱器等。注意對(duì)對(duì)已拆開的孔洞用蓋板密封。

5）電抗器拖出至施工位置，注意對(duì)原來位置做好標(biāo)記。

6）拆除電抗器高壓套管內(nèi)部引線，拆除中性點(diǎn)套管內(nèi)部引線，拆除鐵芯及夾件引出線套管內(nèi)部引線。

7）電抗器鐘罩與內(nèi)部連接部位全部拆除后，吊出電抗器鐘罩。

8）拆除電抗器鐵心與底部的固定螺栓及相關(guān)連接件，將電抗器鐵心吊起約2cm，更換損壞的鐵心絕緣墊，處理絕緣不良的絕緣件?；謴?fù)鐵芯與底部的固定和連接，對(duì)電抗器底部油污及異物進(jìn)行全面清潔。

9）對(duì)電抗器內(nèi)部繞組、鐵心、夾件，圍屏、磁屏蔽等運(yùn)行情況進(jìn)行全面檢查處理。

10）對(duì)電抗器附件的檢查、密封墊進(jìn)行更換。

11）恢復(fù)電抗器鐘罩安裝，完成電抗器高壓套管內(nèi)部引線，中性點(diǎn)套管內(nèi)部引線，鐵心及夾件引出線套管內(nèi)部引線的連接。

12）將電抗器拖回原來位置?；謴?fù)附、連接管路。

13）恢復(fù)電抗器高壓側(cè)與GIS母管的連接，回注氣隔氣體，在注氣過程中注意密度繼電器是否正常。

14）恢復(fù)中性點(diǎn)引線連接，油閥管路，電抗器接地，高壓套管末屏引線和鐵心接地測試引線，二次接線。對(duì)電抗器進(jìn)行抽真空，真空度低于100Pa保持8h以上。

15）對(duì)回收至油罐的絕緣油進(jìn)行24h熱油循環(huán)，確認(rèn)絕緣油指標(biāo)合格后對(duì)電抗器真空注油。注油完成后再進(jìn)行24h熱油循環(huán)。

16）待絕緣油靜止冷卻后按照“規(guī)程”對(duì)電抗器進(jìn)行全面電氣試驗(yàn)。

17）油氣靜放24h，然后對(duì)電抗器油及GIS氣隔SF6氣體進(jìn)行試驗(yàn)，對(duì)電抗器進(jìn)行全面試驗(yàn)。

18）電抗器恢復(fù)帶電運(yùn)行。

通過吊罩檢查，檢查出鐵心底部固定位置環(huán)氧套管因鐵心存在位移而導(dǎo)致?lián)p壞。如圖1～4圖所示。

圖1　存在缺陷的環(huán)氧絕緣套管

圖2　存在缺陷的鐵芯固定螺栓

圖3　電抗器鐵芯有一定的位移

圖4　更換的新絕緣套管

從上圖可以看出，鐵心固定螺栓油漆存在嚴(yán)重的單面磨損，不排除是投產(chǎn)時(shí)絕緣套管就存在一定損傷，隨著運(yùn)行年限的增長，絕緣故障就顯現(xiàn)了出來?，F(xiàn)場更換了絕緣套管后，測試A相電抗器鐵芯夾件絕緣3.03GΩ，鐵心夾件恢復(fù)正常。在對(duì)電抗器內(nèi)部檢查中，發(fā)現(xiàn)鐵心底部固定螺栓有松動(dòng)痕跡，鐵心有位移現(xiàn)象，通過此次內(nèi)檢已將鐵心位置調(diào)正，并將底部固定螺栓再次緊固。

通過現(xiàn)場檢查結(jié)果分析，我們判斷此次電抗器鐵心夾件絕緣故障是由于在運(yùn)輸過程中鐵芯位移，擠壓絕緣套管破損所致。雖然在設(shè)備制造及安裝過程中嚴(yán)格執(zhí)行工藝要求，確保制造及安裝的質(zhì)量，出廠時(shí)也試驗(yàn)合格，但由于水電站距離中心城市較遠(yuǎn)，通過公路運(yùn)輸和吊裝過程，不可避免會(huì)造成器身大幅度運(yùn)動(dòng)。因此，電抗器在投運(yùn)前必須按照“規(guī)程”規(guī)定進(jìn)行完整的油中氣體分析與電氣試驗(yàn)，并將試驗(yàn)數(shù)據(jù)與出廠試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比，一旦發(fā)現(xiàn)有差異，務(wù)必增加繞組變形試驗(yàn)進(jìn)行驗(yàn)證，必要時(shí)在現(xiàn)場吊罩檢查。后期運(yùn)行過程中，加強(qiáng)對(duì)絕緣油色譜試驗(yàn)結(jié)果的分析，以便及時(shí)發(fā)現(xiàn)和排除充油電氣設(shè)備內(nèi)部故障。

3　檢修后的試驗(yàn)

1）測量繞組的絕緣電阻和吸收比或極化指數(shù)；

2）測量繞組連同套管的泄漏電流；

3）測量繞組連同套管的tgδ；

4）測量繞組連同套管一起的直流電阻；

5）測量鐵心（夾件）引外對(duì)地絕緣電阻；

6）總裝后對(duì)電抗器油箱和冷卻器作整體密封油壓試驗(yàn)（根據(jù)檢修情況確定）；

7）繞組連同套管一起的交流耐壓試驗(yàn)；

8）運(yùn)行前后電抗器絕緣油色譜分析。

從表5看可見氣體中特征氣體含量和總烴含量明顯減少。

4　電抗器檢修中需要注意的問題

1）電抗器吊罩內(nèi)檢，在所有過程中要求電抗器本體充干燥空氣保護(hù)，吊開鐘罩時(shí)間宜控制在6h內(nèi)。

2）檢查器身時(shí)，應(yīng)由專業(yè)人員進(jìn)行，穿著專用的工作服和鞋，并戴清潔手套；

3）進(jìn)行器身檢查所使用的工具應(yīng)由專人保管并應(yīng)編號(hào)登記，防止遺留在油箱內(nèi)或器身上；

4）進(jìn)入電抗器油箱內(nèi)檢修時(shí)，需考慮通風(fēng)，防止工作人員窒息；

5）不可隨意改變電抗器內(nèi)部結(jié)構(gòu)及絕緣狀況；

6）拆卸的螺栓等零件應(yīng)清洗干凈分類妥善保管，如有損壞應(yīng)檢修或更換，拆卸時(shí)，首先拆小型儀表和套管，后拆大型組件，組裝時(shí)順序相反；

7）冷卻器、壓力釋放閥，散熱片、儲(chǔ)油柜等部件拆下后，應(yīng)用蓋板密封、對(duì)帶有電流互感器的升高座應(yīng)注入合格的電抗器油或采取其他防潮密封施；

8）套管、油位計(jì)、溫度計(jì)等易損部件拆下后應(yīng)妥善保管，防止損壞和受潮，高壓套管應(yīng)垂直放置；

9）組裝后要檢查冷卻器和氣體繼電器閥門，按照規(guī)定開啟或關(guān)閉，對(duì)套管升高座、上部管道孔蓋、冷卻器和凈油器等上部的放氣孔應(yīng)進(jìn)行多次排氣，直至排盡為止，并重新密封好，擦凈油跡。

5　結(jié)束語

本次電抗器故障處理歷時(shí)13天。從整個(gè)故障處理過程來看，充油設(shè)備的內(nèi)部故障較為隱蔽，只有在通過絕緣油分析、電氣試驗(yàn)，日常的試驗(yàn)數(shù)據(jù)的對(duì)比分析，方能對(duì)其內(nèi)部故障進(jìn)行初步判斷。電抗器吊罩大修是比較復(fù)雜的一項(xiàng)作業(yè)，事前需要做好充分的設(shè)想和計(jì)劃，才能在有限的工期內(nèi)完成既定的檢修項(xiàng)目，達(dá)到檢修的目的。

［1］ 操敦奎.變壓器油中氣體分析診斷與故障檢查［M］.北京.中國電力出版社，2005.

［2］ 中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司.電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程［S］.北京.中國電力出版社，2011.

表5　電抗器運(yùn)行3個(gè)月后的絕緣油色譜分析試驗(yàn)結(jié)果?。▎挝唬骸?0-6μL/L）