|
摘要：通过对四川地区500 kV运行中变压器和电抗器投运以 来油中溶解气体、油中含气量、油质情况的分析，从而对其健康状况进行综合评价。
关键词：500 kV高压电抗；500 kV变压器；油中溶解气体；油中含气量； 油质
四川地区已投运的500 kV系统由二滩、广安二厂、石板箐、昭觉、洪沟、龙王、南充五个变 电站构成。该系统的安全与以各厂、站主设备的健康状况息息相关。而充油设备的健康状况 ，离不开油质监控和设备的早期故障诊断。
龙王站、昭觉站、洪沟站、二滩电厂于1998年投运； 石板箐站于2002年投运； 南充站于2003年投运； 广安电厂于2004年投运。
500 kV主变和高抗分布情况(广安电厂未统计)：
主变：共11台33相。其中：国产6相，进口27相。其分布和生产厂家情况如表1所示。 （图片） 高抗：共11台33相。其中：国产7相，进口26相。其分布和生产厂家情况如表2所示。（图片） 1对设备健康状况分析
1.1变压器和高抗中油质状况分析
由于变压器油在运行使用条件下要逐渐氧化，使油品的理化和电性能发生变化。随着氧 化程度的加深，油中含有各种酸及酸性物质，它们会提高油品的导电性，降低油的绝缘性能 。油质深度氧化的最终产物是油泥。当油泥从油液中沉淀出来并形成粘稠状的沥青质，粘附 在绝缘材料、变压器(电抗器)的壳体边缘的壁上，沉积于循环油道、冷却散热片等地方， 其后果不仅加速了绝缘材料的破坏，导致绝缘收缩，从而造成变压器(电抗器)丧失其吸收 冲击负荷的能力，而且会严重影响散热，引起变压器(电抗器)线圈局部过热。对设备的安 全运行构成威胁。
依据GB/T7595-2000《运行中变压器油质量标准》中规定的测试项目和质量标准，对变压器 和高抗本体油进行相关分析，进而了解油质变化情况。
1.2对变压器和高抗产气情况分析
充油变压器和高抗，其绝缘系统主要由绝缘油和固体绝缘材料构成。正常运行时，以上介质 由于受到电场、热、湿度、氧的作用，随运行时间而发生速度缓慢的氧化现象，除产生一些 非气态的劣化物外，还会产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物等。其中，CO(一氧 化碳)、CO2(二氧化碳)成分最多，其次是氢和烃类气体。这些气体大部分溶解在油中。 当以上设备中存在潜伏性故障时，就会加快上述气体的产生速度。并且因故障类型不同，产 生的气体有不同的特征。例如局部放电时总会有H2(氢)；较高温度的过热时总会有C2 H4(乙烯)；电弧放电时总会有C2H2(乙炔)。
因此，通过对设备油中溶解气体的分析，在不停电的情况下，可及时发现其内部是否存在潜 伏性故障。而C1+C2(总烃)和氢(H2)是反映绝缘油过热的指标； CO是反映固体绝 缘材料过热的主要指标。
1.3变压器和高抗油中含气量情况分析
运行油中的含气量(主要是油中空气的含量)与设备的密封程度有极大的关系而与油的质量无 关。即设备的密封程度好，运行中油的含气量可保持在标准数值范围内，否则，油中含气量 会随时间的增长而增大，甚至达到饱和状态，即油中含气量可达到10%左右。故中国运行 中变压器油质量标准(GB 7595)中，油中含气量这一指标是不大于3%。
运行绝缘油中溶解的气体(其主要含量是空气)在低场强时影响不明显，而在高场强的作用下 ，极易发生气体碰撞游离，油中会产生气隙放电现象，有可能导致绝缘的击穿，危及设备安 全运行。油中气泡对绝缘强度的影响，将随电压等级的升高危害更甚。
2500 kV主变和高抗健康状况分析
2.1油质状况
各厂、站主变和高抗投运以来，油质各项目监测结果表明均正常。
二滩电厂2号主变A相和6号主变B相油颜色出现了明显变深情况(与该厂其它相相比)。两相 油颜色变深表明油质有初期老化的特征。从油质测试结果来看，两相油质均合格，与2001年 10月油质分析数据对比无明显变化，但油质监督工作不能放松。
2.2油中产气情况分析
1) 主变(共11台33相)油中产气情况。
投运以来，根据现场设备运行状况和色谱分析结果表明，其中32相主变的油中产气一直正常 。另一相及龙王1号主变A相，2004年测试时，色谱分析表明油中氢含量超标，而其它组分含 量与以前基本一致。其特征为油低温过热脱氢致使H2增高。
经检查发现该相油温较其它二相高出数度，通过进一步查找原因发现，是由于散热器积污严 重，影响了散热效果，导致油中H2含量聚升。经彻底冲洗，三相油温一致，H2含量已得 到控制。
2) 高抗(共11台33相)油中产气情况。（图片） (1) 油中产气一直正常的高抗情况统计。（图片）（图片） 由表4可见：①油中溶解的C1+C2平均值不高。 ②油中溶解的H2含量，不管是平均值还是最大值都不高，且稳定。
(2)不同生产厂的高抗(一直正常)产气情况对比。
对比的是俄罗斯的6台和奥地利的12台高抗，以上高抗已运行了4年至5年。其产气情况见 表5和表6。（图片） （图片） 由表5和表6可见：① 从投运几年来油中溶解的C1+C2和CO含量情况来看,俄罗斯 高抗每年都是奥地利的2倍左右。其产气情况可能与生产厂家设备的结构和绝缘材料有关。 ② 奥地利高抗的油中溶解C1+C2和CO的含量普遍较低。 ③ 俄罗斯和奥地利的高抗的油中溶解的H2含量均较低。
(3) 油中产气异常高抗的情况统计(俄罗斯生产)。
龙王2号高抗C相(1998年投运)、普洪一线高抗A相(1999投运)、普洪三线高抗B相(1998 投运)、普洪三线高抗C相(1998投运)。
色谱分析显示： 油中溶解气体含量均较高。其特征气和三比值(三比值编码：020) 反映的情况表明：四台高抗均属低温过热(150～300 ℃)。
值得注意的是：2004年色谱分析表明，除龙王2号高抗C相外，其余三相总烃含量较去年仍在 上 升。其中普洪三线高抗B相上升最快，油中总烃的绝对产气率(2004年8月色谱分析)已达8. 2mL/d。其总烃含量增长情况如图2所示。对这些设备应加强监督。
(4) 有严重缺陷高抗的产气情况(5台，俄罗斯生产)。
这5台高抗均安装在自贡洪沟站(普洪一线B、C相，普洪二线A、B、C相)。型号为：PO M6C-60000/550，于1998年开始分期投运。投运后色谱分析表明，5台高抗油中溶解气体异常 增大，H2、C1+C2超标，有微量C2H2。由三比值法判断确定，均属低温过热。普 洪一线B、C相，普洪二线B、C相振动值超标［注：设备订货合同规定，电抗器的振动峰一 峰值(取机壳体振动位移)，电抗器外壳上的最大振动值(在1.15额定电压下)，不超过10 0μm］。（图片） 经先后对普洪一线B、C相和普洪二线B、C相检查发现： ①中间铁芯与上铁轭之间空隙过大，致使电抗器振动和噪音较大。 ②铁芯夹件都存在接地不良。主要原因是钢夹件接地的角铁有油漆， 造成接地不良。有明显的过热烧焦现象。 ③压铁芯的七颗大螺杆和顶部的压板的接地有较大的缺陷。
经处理，振动大，色谱超标的缺陷取得较好结果。
为了与正常设备色谱数据比较，列出普洪一线高抗B、C相处理前色谱分析数据，见表7。（图片） 表7中数据表明，两相高抗内部均有明显的局部过热。众所周知，油中溶解气体的绝对产气 速率与故障消耗能量大小、故障部位和故障点的温度有直接关系。两台高抗油中C1+C2 的绝对产气率均大于GB/T 1252-2001中注意值(即≥12 mL/d)。
从表7中可知：两相高抗CO的绝对产气率均小于GB/T1252-2001中注意值(即<100 mL/d)，表 明其过热点涉及的主要是变压器油。
这4相高抗大修后(2001年至2004年6月，已运行4年)情况如下： 普洪一线高抗B、C相油中溶解气体含量正常。普洪二线高抗B、C相油中总烃含量现均超过运行设备注意值(＞150 μL/L)，且呈缓慢上 升趋势。
2.3油中含气量(主要是油中空气含量)情况分析
2004年对运行中33相主变和32相高抗(南龙高抗C相未取样分析)，进行油中含气量分析，6 5相中除以下6相外，均合格。不合格的6相如表8所示。（图片） 石板箐主变B、C相，2002年投运(投运前油中含气量合格)。2004年3月油中含气量测试结 果：B、C相分别为4.2%，4.9%，均超过运行标准(3%)。经检查两相潜油泵阀门均有漏油情 况，认为这与油中含气量升高直接有关。处理：更换阀门，并对设备油进行真空脱气处 理。2004年4月13日(脱气后)测得B、C相油中含气量分别为0.6%、0.7%，均合格。
普洪一线高抗A相、普洪三线高抗B、C相已运行了4～5 a(普洪一线高抗A相已运行4 a，普 洪三线高抗B、C相已运行6 a)。2004年9月8日测定油中含气量三相均不合格(一线A相：3. 2%。三线B相：4.0%：三线C相：3.5%，且经取样复查结果一致)。三相高抗2003年及以前油 中含气量均合格。经检查发现普洪三线高抗C相，散热器有漏油情况。这与油中含气量超标 有关。2004年11月，漏油的散热器已更换，未处理油。
普洪一线高抗A相和普洪三线高抗B相，尚未找到漏点。
昭觉母线高抗A相，投运前油中含气量为0.7%(合格)，1998年投运。2001年1月18日油中含 气量测试结果为2.4(合格)。2002年7月16日测试结果为3.5%(＞3%)，不合格。2004年4 月13日测试结果为3.8%，不合格。至今尚未查出漏点。
3结束语
(1)从洪沟站对4相俄罗斯高抗吊芯检查情况可知：4相俄罗斯电工厂生产的高抗均存 在制造质量不良的问题。俄罗斯在役的高抗共14相，占高抗总台数的42%。目前油中溶解气 体含量及产气异常的高抗均为俄罗斯产品，共6相，占俄罗斯高抗的43%。
据国家电网公司2002～2003年国家电网公司的变压器类设备损坏事故的调查结果：近 两年变压器类设备损坏事故按部位分类仍以绝缘事故居多，按事故发生原因分类主要是制造 质量不良，约占总损坏事故台次的76.7%。
为了保证四川地区500 kV系统的安全，应加强对变压器和高抗色谱监督，尤其是对以上油中 溶解气体含量及产气异常的高抗的色谱监督工作。
(2) 500 kV运行设备油中含气量的监督指标是≤3%(V/V)。对超过此指标的500 kV充油设 备应引起足够重视，应尽早采取措施，找出并消除设备的漏点、脱去油中溶解气体。将运行 油中的含气量保持在3%以下，从而避免危及设备安全运行的事故发生。
(3) 不同生产厂的高抗油中产气有明显差别。例如，俄罗斯高抗油中总烃和一氧化 碳含量是奥地利高抗的2倍左右。这可能与高抗的结构和绝缘材料有关。
参考文献
［1］电力设备［J］.2004年11月第5卷第11期.
［2］郝有明等编著.电力用油(气)实用技术问答［M］.
［3］彭军、刘勇、李世平.俄制500 kV并联电抗器缺陷处理［J］.四川电力技术2002年第5期.
11/11/2005
|
