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    500kV電流互感器油位偏高故障的處理及分析

    2017-05-11 00:37:24董昱煒
    科技創(chuàng)新與應(yīng)用 2017年1期
    關(guān)鍵詞:電流互感器分析

    董昱煒

    摘 要:文章介紹了一起500kV電流互感器油位過高的故障案例,分析闡述了導(dǎo)致該故障的主要原因,通過油色譜、高壓介質(zhì)損等試驗(yàn)驗(yàn)證了該設(shè)備發(fā)生內(nèi)部局放故障。最后從日常運(yùn)行巡視、例行試驗(yàn)、缺陷處置等方面提出了相關(guān)建議。

    關(guān)鍵詞:電流互感器;油位偏高;分析

    1 故障發(fā)現(xiàn)情況

    2016年11月9日,鹽城運(yùn)維站運(yùn)維人員對(duì)500kV潘蕩變巡視時(shí)發(fā)現(xiàn),500kV陳潘線5063開關(guān)電流互感器A相油位偏高,逼近油位上限,其它兩相油位處于觀察窗中部偏上位置,隨后立即匯報(bào)申請(qǐng)緊急停電檢查。

    陳潘線5063開關(guān)電流互感器(以下簡(jiǎn)稱流變)型號(hào):IOSK550,廠家:上海MWB互感器有限公司,出廠日期:2011年5月,投運(yùn)日期:2011年8月。上次檢修日期為2013年5月,情況正常。

    11月9日21時(shí),對(duì)該組流變完成停電操作;次日上午,試驗(yàn)人員對(duì)該組流變進(jìn)行介損試驗(yàn),測(cè)試數(shù)據(jù)正常,情況如表1所示。

    表1 電容式電流互感器tg及電容量

    對(duì)該組流變進(jìn)行取油樣色譜分析,試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。

    表2 色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)

    從色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出,該組流變A相與B、C相數(shù)據(jù)比較,一氧化碳、二氧化碳組分的含量明顯偏大,結(jié)合該相流變油位偏高的現(xiàn)象,判斷該臺(tái)存在內(nèi)部故障,需更換并進(jìn)行返廠解體分析。

    2 返廠檢查情況

    2.1 試驗(yàn)情況

    返廠后,對(duì)改組流變進(jìn)行了100%絕緣試驗(yàn),試驗(yàn)結(jié)果均無異常。其中,故障相流變介損及電容量如表3所示。局放試驗(yàn)中,預(yù)加電壓629kV,并持續(xù)1分鐘,測(cè)量電壓為550kV時(shí),局放量8.0pC,測(cè)量電壓為381kV時(shí),局放量3.8pC。

    表3 A相流變介損及電容量試驗(yàn)結(jié)果

    2.2 解體情況

    對(duì)故障相流變開展解體分析工作,解體過程中各部分情況如下。

    (1)膨脹器檢查

    故障相流變膨脹器高度為36.0cm,相比B、C相流變,膨脹器高度分別為29.0cm和28.5cm,流變膨脹器發(fā)生塑性變形。

    (2)頭部絕緣檢查

    頭部絕緣外包層P1側(cè)存在褶皺和鼓包現(xiàn)象,零屏錫箔紙及半導(dǎo)電紙存在明顯褶皺,當(dāng)頭部絕緣剝離20層后,頭部絕緣鼓包現(xiàn)象消失。

    (3)二次繞組檢查

    鐵心罩殼及二次繞組檢查未見明顯異常。

    2.3 絕緣紙檢測(cè)情況

    流變解體過程中,于頭部絕緣及二次繞組分別取絕緣紙樣品開展聚合度測(cè)試,共計(jì)27份絕緣紙樣品,除3號(hào)樣品相對(duì)偏低外,其余樣品聚合度均大于800。參照《DL/T 984-2005 油浸式變壓器絕緣老化判斷導(dǎo)則》,新絕緣紙的聚合度大于在1000左右,而樣品聚合度檢測(cè)結(jié)果均大于500,說明該流變整體絕緣情況良好,老化程度較輕。

    3 故障原因分析

    從絕緣油油性能試驗(yàn)來看,故障相流變油中含氣量未出現(xiàn)明顯增高,分析認(rèn)為是本身注油時(shí)油量較大導(dǎo)致油位高,長(zhǎng)期的高油位運(yùn)行導(dǎo)致膨脹器發(fā)生塑性變形。

    根據(jù)三相流變油色譜數(shù)據(jù)分析,故障相流變烴類氣體含量略高于另外兩相,同時(shí)CO和CO2含量相對(duì)較高,初步判斷故障相流變存在局部放電或低溫過熱的可能性。但三相流變介質(zhì)損耗基本一致,故障相流變過熱可能性不大。在流變解體過程中,于頭部絕緣包扎區(qū)域、二次繞組區(qū)域均進(jìn)行絕緣紙取樣,根據(jù)絕緣紙聚合度檢測(cè)結(jié)果,基本可排除一次導(dǎo)電桿過流造成頭部絕緣局部過熱的情況。

    根據(jù)解體情況來看,故障相流變頭部絕緣頂部存在鼓包現(xiàn)象,零屏錫箔紙存在明顯褶皺,剝離20層后絕緣褶皺及鼓包消失,頭部絕緣鼓包可能為流變頭部絕緣裝配過程中受擠壓形成,由于此處為高電位,鼓包區(qū)域電場(chǎng)將發(fā)生畸變。

    綜上所述,認(rèn)為造成流變油位偏高主要是以下兩個(gè)原因:

    (1)產(chǎn)品本身注油量偏大。

    (2)頭部絕緣鼓包區(qū)域電場(chǎng)畸變引發(fā)局部放電導(dǎo)致氣體含量偏高。

    4 下階段工作建議

    電流互感器油位偏高往往預(yù)示者其內(nèi)部發(fā)生故障,若不及時(shí)處理,可能會(huì)發(fā)展成絕緣擊穿、爆炸等惡性事故。根據(jù)此次500kV流變?nèi)毕萏幚斫?jīng)驗(yàn),給出以下四點(diǎn)建議:

    (1)督促互感器廠家加強(qiáng)生產(chǎn)環(huán)節(jié)的質(zhì)量管理,特別是絕緣處理環(huán)節(jié)的質(zhì)量控制。因?yàn)樯a(chǎn)環(huán)節(jié)的任何一個(gè)缺陷,即使是很小的缺陷,都會(huì)引發(fā)影響運(yùn)行環(huán)節(jié)安全穩(wěn)定運(yùn)行的重要問題。

    (2)當(dāng)對(duì)流變絕緣產(chǎn)生懷疑時(shí),應(yīng)進(jìn)行高壓介質(zhì)損。該試驗(yàn)是絕緣檢查的重要手段,較常規(guī)預(yù)防性試驗(yàn),高壓介損更能反映出設(shè)備內(nèi)部絕緣潛在薄弱環(huán)節(jié)及高電壓下局部放電故障。

    (3)加強(qiáng)流變運(yùn)維管理工作。日常巡視時(shí),應(yīng)檢查流變密封是否良好,有無滲漏油,油位是否異常;紅外測(cè)溫時(shí),發(fā)現(xiàn)溫度異常的應(yīng)列入危急缺陷處置,及時(shí)進(jìn)行停電檢查。

    (4)規(guī)范流變?nèi)毕萏幹霉ぷ?,發(fā)現(xiàn)設(shè)備油位異常應(yīng)該引起運(yùn)維單位高度注意,立即組織開展油色譜分析和停電檢查工作。

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