500kV变压器和电抗器健康状况分析

作者：四川电力试验研究院 张微

欢迎访问e展厅 展厅 5 变压器/变电设备展厅 电力变压器, 移动变电站, 变电站, 互感器, 电抗器, ... 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。 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。 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。 (1) 油中产气一直正常的高抗情况统计。 由表4可见：①油中溶解的C1+C2平均值不高。 ②油中溶解的H2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。 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］。 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。 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。 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.(end)

文章内容仅供参考 (投稿) (如果您是本文作者，请点击此处) (11/11/2005)