MGA2000-6油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)在某水電站的運用

楊 東,熊婧江

(1.國電大渡河大崗山水電開發(fā)有限公司,四川 雅安 625000;2.國電大渡河流域梯級電站集控中心,四川 成都 610041)

MGA2000-6油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)在某水電站的運用

楊 東1,熊婧江2

(1.國電大渡河大崗山水電開發(fā)有限公司,四川 雅安 625000;2.國電大渡河流域梯級電站集控中心,四川 成都 610041)

絕緣油的色譜分析法能及時有效發(fā)現(xiàn)變壓器、電抗器等油浸式電力高壓設(shè)備內(nèi)部故障,隨著自動檢測技術(shù)水平的發(fā)展,為油浸式電力高壓設(shè)備配置性能可靠的油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)已漸成為一種趨勢。本文介紹了基于MGA2000-6油色譜在線監(jiān)測技術(shù)成功發(fā)現(xiàn)并處理了一起500 kV電抗器氫氣超標隱患,積累了油浸式電力高壓設(shè)備故障分析、判斷、處理的經(jīng)驗,可為高壓電抗器設(shè)備出現(xiàn)類似故障時提供參考。

油色譜;在線監(jiān)測;氫氣

0 引言

某水電站通過兩回500kV線路接入電網(wǎng)500kV變電站,其中一回線路在電站側(cè)配置有一組線路高壓并聯(lián)電抗器,用于限制系統(tǒng)的短路電流以及補償系統(tǒng)的電容電流。電抗器型號BKD-40000/500,為戶外、單相、油浸式結(jié)構(gòu)。該電抗器配置有寧波理工MGA2000-6系列變壓器色譜在線監(jiān)測系統(tǒng),用于對電抗器的油中氣體進行實時在線監(jiān)測。該電抗器的穩(wěn)定運行對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定有著非常重要的意義。

1 MGA2000-6系列油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)介紹

1.1 MGA2000-6油色譜在線監(jiān)測工作原理

MGA2000-6油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)工作時,采用真空差壓方式將變壓器油吸入到油樣采集單元中,通過油泵進行油樣循環(huán);油氣分離單元快速分離油中溶解氣體至氣室,內(nèi)置的微型氣體采樣泵把分離出來的氣樣輸送到六通閥的定量管內(nèi)并自動進樣;在載氣推動下,樣氣經(jīng)過色譜柱分離,順序進入氣體檢測器;數(shù)據(jù)采集單元完成AD數(shù)據(jù)的轉(zhuǎn)換和采集,嵌入式處理單元對采集到的數(shù)據(jù)進行存儲、計算和分析,并通過RS485/CAN/100M以太網(wǎng)接口將數(shù)據(jù)上傳至數(shù)據(jù)處理服務(wù)器(安裝在計算機室),最后由MGA2000-6H V2.0.3狀態(tài)監(jiān)測與預(yù)警軟件進行數(shù)據(jù)處理和故障分析。

1.2 MGA2000-6油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)組成

MGA2000-6油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)由現(xiàn)場監(jiān)測單元(色譜數(shù)據(jù)采集器MGA2000-6H-01)、主站單元(數(shù)據(jù)處理服務(wù)器MGA2000-6H-02)及監(jiān)控軟件(狀態(tài)監(jiān)測與預(yù)警軟件MGA2000-6H V2.0.3)組成?，F(xiàn)場監(jiān)測單元即色譜數(shù)據(jù)采集器由油樣采集單元、油氣分離單元、氣體檢測單元、數(shù)據(jù)采集單元、現(xiàn)場控制處理單元、通訊控制單元及輔助單元組成。其中輔助單元包括置于色譜數(shù)據(jù)采集器內(nèi)的載氣、變壓器接口法蘭、油管及通信電纜等。系統(tǒng)組成見圖1所示。

圖1 MGA2000-6油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)組成

2 電抗器故障基本情況

某水電站500 kV電抗器于2015年9月正式投入運行,投運之前電抗器MGA2000-6油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)已投入使用。電抗器投運后每天通過該線監(jiān)測系統(tǒng)對電抗器進行狀態(tài)監(jiān)測,同時按照《電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》(DL/T 596-1996)要求,分別在電抗器投運后1 d、3 d、10 d和30 d進行了油中溶解氣體色譜分析。

2.1 故障發(fā)現(xiàn)

9月13日,電抗器油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)分析顯示C相氫氣含量為153.32μL/L,超過《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》(GB/T 7252－2001)等相關(guān)規(guī)程規(guī)范中規(guī)定的注意值(150μL/L)。之后觀察發(fā)現(xiàn),C相電抗器氫氣含量及總烴含量仍呈現(xiàn)持續(xù)上漲趨勢。考慮到MGA2000-6油在線監(jiān)測系統(tǒng)剛投入使用,可能存在誤報警的情況,于9月27日進行了電抗器油離線采樣進行油色譜分析。結(jié)果顯示C相氫氣含量為2007.93μL/L,大于在線監(jiān)測顯示的1204.4μL/L,均遠超過了相關(guān)規(guī)程規(guī)范中規(guī)定的注意值。9月28日、29日,進行了取樣復查,氫氣含量(兩份取樣)為2265.19μL/L,雖與油色譜監(jiān)測系統(tǒng)數(shù)據(jù)存在一定的差距,但趨勢、結(jié)論分析基本一致。

2.2 故障分析

對于新投運的500 kV電抗器來說,特征氣體含量(除乙炔)有一定的變化當屬正?，F(xiàn)象,因為在電場熱作用下,油中水分解、絕緣材料熱分解、變壓器油的裂化、脫氫反應(yīng)等會引起氣體含量發(fā)生一定變化,當然這些變化量應(yīng)在規(guī)定的范圍內(nèi),并趨于穩(wěn)定。

(1)特征氣體分析

不同故障類型產(chǎn)生的主要特征氣體和次要特征氣體不同,通過油中氣體含量的監(jiān)測,可以對故障類型和故障的嚴重程度進行判斷。期間,C相電抗器油色譜數(shù)據(jù)如表1、圖2所示:

表1 C相電抗器油色譜分析數(shù)據(jù)

圖2 C相電抗器油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)數(shù)據(jù)趨勢

從色譜跟蹤數(shù)據(jù)來看,C相電抗器H2含量增長較快,遠超過了注意值,但氫氣含量超過2000μL/L后增長變緩慢,初步判斷該電抗器內(nèi)部存在輕微受潮的現(xiàn)象。但是,僅依據(jù)產(chǎn)生氣體的組成及含量作為依據(jù)進行認定是不夠準確的,因為在考慮不同故障類型的同時,還需要考慮故障的強度和故障持續(xù)時間,故需采用三比值法等其它方法進行進一步判斷。

(2)三比值法及圖示法

MGA2000-6油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)提供了三種診斷方法,分別為改良三比值法、大衛(wèi)三角形法以及立方體圖示法。當分析數(shù)據(jù)處于報警狀態(tài)時,可以利用這三種診斷方法對故障情況進行進一步的判斷。表2為三比值法編碼表對比情況。

表2 三比值法編碼表對比情況

通過編碼數(shù)據(jù)對比分析,對于離線采樣數(shù)據(jù)判斷電抗器由局部放電發(fā)展為電弧放電。但對于在線監(jiān)測數(shù)據(jù),H2及總氫的氣體最低監(jiān)測限為1μL/L,其余氣體的最低監(jiān)測限為0.1μL/L,存在C2H4、C2H2等氣體在極低的含量狀態(tài)下不能監(jiān)測出的情況,導致分析結(jié)果與離線采樣數(shù)據(jù)存在一定的差距。

3 應(yīng)對及處理措施

3.1 “帶病”運行期間應(yīng)對措施

(1)對電抗器外觀進行了全面檢查,對電抗器集氣盒進行了排氣(有氣泡溢出),對可能滲油的油枕注排油閥、油枕排氣閥、散熱器進出法蘭、各排氣嘴等進行了緊固。

(2)加強電抗器油色譜監(jiān)測分析,將C相電抗器的氫氣含量按3 000 ppm作為極限控制值。電抗器C相在線監(jiān)測裝置取樣分析頻率由一天一次調(diào)整為每2 h一次,并安排運行人員定時(每隔2 h)抄錄、分析數(shù)據(jù),若數(shù)據(jù)有異常變化立即匯報并檢查處理。同時離線每周取樣一次,進行色譜分析和微水含量測量,嚴密監(jiān)視氫氣含量發(fā)展趨勢。

(3)積極嚴密監(jiān)控電抗器運行工況,加強電抗器運行巡回檢查力度,定期監(jiān)視鐵芯、夾件的接地電流以及大雅一線線路避雷器及電抗器中性點避雷器在線檢測儀、計數(shù)器數(shù)據(jù)并做好記錄分析。

(4)做好電抗器突發(fā)惡性事故導致全廠停電的事故預(yù)想,加強運維人員全廠停電事故預(yù)案學習,熟練掌握事故處理原則及處理程序,準備好事故處理所需工器具,模擬事故操作,保證電站廠用電系統(tǒng)、公用系統(tǒng)等的正常運行,防止事故擴大。

3.2 處理方案

為徹底解決電抗器氫氣含量超標問題,電站積極聯(lián)系調(diào)度停運電抗器,并采取了以下處理方案。

(1)第一步:將C相電抗器排油至儲油罐,打開人孔蓋進人檢查。重點對首末端內(nèi)部引線、內(nèi)部壓緊裝置、磁屏蔽、絕緣紙板等部位檢查,檢查未發(fā)現(xiàn)發(fā)電痕跡、接線松動等異?，F(xiàn)象。但在油箱底部連接焊面部分位置發(fā)現(xiàn)存在有焊渣現(xiàn)象,且發(fā)現(xiàn)了一施工遺留下的雜物。這些雜物在電抗器運行時將會引起放電現(xiàn)象。

(2)第二步:電抗器抽真空,改變抽真空方式,從常規(guī)的儲油柜抽真空,改為拆去油壓繼電器從油箱頂下的50閥門處抽真空,并打開儲油柜旁通閥,關(guān)閉呼吸器DN25閥門,真空度要求小于50 Pa。同時處理C相電抗器油,主要是對電抗器油進行脫氣處理。

(3)第三步:真空注油,電抗器滿足真空度要求時從電抗器底部注油閥注油,油注到瓦斯繼電器。注油完成后進行熱油循環(huán),采取下進上出的方式循環(huán)。濾油機加熱溫度控制在70℃,電抗器油面油溫大概在60～65℃。

(4)第四步:排油,以最快速度(約4 h)放油,放油完畢后,電抗器再次開始抽真空,真空度小于50 Pa后抽48 h。并繼續(xù)濾油,完成后將電抗器油送檢。

(5)第五步:電抗器開始第二次真空注入合格油,從電抗器底部注油閥注油,油注到儲油柜標準油位。完成后熱油循環(huán),采取下出上進的方式循環(huán)。電抗器油面溫度到60℃后循環(huán)12 h結(jié)束,開始靜放并排氣。靜放72 h后做C相電抗器試驗。

完成以上處理后對該電抗器進行了繞組連同套管的直流電阻試驗、直流泄漏電流試驗、絕緣性能等相關(guān)試驗,試驗結(jié)果正常并恢復運行。根據(jù)后續(xù)運行跟蹤分析顯示,電抗器電壓電流及溫度等各個參數(shù)均顯示正常,C相電抗器氫氣含量與A、B相相當且無增大趨勢,運行正常。表明該電抗器氫氣含量超標的隱患得到徹底的解決。

4 結(jié)語

對于油浸式電力高壓設(shè)備定期取樣分析優(yōu)點在于試驗數(shù)據(jù)較準確可靠,但存在分析過程繁雜、環(huán)節(jié)多、人為誤差大、分析周期長等缺點,采用類似MGA2000—6油色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)可定量、自動、快速地在線監(jiān)測變壓器等油浸式電力高壓設(shè)備的油中溶解故障氣體的含量及其增長率,同時結(jié)合定期開展離線取樣色譜分析,對提前發(fā)現(xiàn)充油設(shè)備存在的安全隱患,保證系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行,有著重要的實用價值。

[1]DL/T 722-2000變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則[S].北京:中國電力出版社,2000.

[2]變壓器色譜在線裝置MGA2000-6H使用手冊[Z].

TM404

B

1672-5387(2017)07-0085-03

10.13599/j.cnki.11-5130.2017.07.026

2017-04-27

楊 東(1985-),男,工程師,從事水電站運行維護管理工作。