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(yùn)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(shí)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(biāo)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(yàn),可為高壓電抗器設(shè)備出現(xiàn)類似故障時(shí)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(bǔ)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(jìn)行實(shí)時(shí)在線監(jiān)測。該電抗器的穩(wěn)定運(yùn)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(shí),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(jìn)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(jìn)樣;在載氣推動下,樣氣經(jīng)過色譜柱分離,順序進(jìn)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(jìn)行存儲、計(jì)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(jì)算機(jī)室),最后由MGA2000-6H V2.0.3狀態(tài)監(jiān)測與預(yù)警軟件進(jìn)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(yùn)行,投運(yùn)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(yùn)后每天通過該線監(jiān)測系統(tǒng)對電抗器進(jìn)行狀態(tài)監(jiān)測,同時(shí)按照《電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》(DL/T 596-1996)要求,分別在電抗器投運(yùn)后1 d、3 d、10 d和30 d進(jìn)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(dǎo)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?？紤]到MGA2000-6油在線監(jiān)測系統(tǒng)剛投入使用,可能存在誤報(bào)警的情況,于9月27日進(jìn)行了電抗器油離線采樣進(jìn)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(yuǎn)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(jìn)行了取樣復(fù)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(yùn)的500 kV電抗器來說,特征氣體含量(除乙炔)有一定的變化當(dāng)屬正常現(xiàn)象,因?yàn)樵陔妶鰺嶙饔孟?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(dāng)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(yán)重程度進(jìn)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(yuǎn)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(jìn)行認(rèn)定是不夠準(zhǔn)確的,因?yàn)樵诳紤]不同故障類型的同時(shí),還需要考慮故障的強(qiáng)度和故障持續(xù)時(shí)間,故需采用三比值法等其它方法進(jìn)行進(jìn)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(dāng)分析數(shù)據(jù)處于報(bào)警狀態(tài)時(shí),可以利用這三種診斷方法對故障情況進(jìn)行進(jìn)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(dǎo)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(yùn)行期間應(yīng)對措施

(1)對電抗器外觀進(jìn)行了全面檢查,對電抗器集氣盒進(jìn)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(jìn)出法蘭、各排氣嘴等進(jìn)行了緊固。

(2)加強(qiáng)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(yùn)行人員定時(shí)(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(bào)并檢查處理。同時(shí)離線每周取樣一次,進(jìn)行色譜分析和微水含量測量,嚴(yán)密監(jiān)視氫氣含量發(fā)展趨勢。

(3)積極嚴(yán)密監(jiān)控電抗器運(yùn)行工況,加強(qiáng)電抗器運(yùn)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(diǎn)避雷器在線檢測儀、計(jì)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(dǎo)致全廠停電的事故預(yù)想,加強(qiáng)運(yùn)維人員全廠停電事故預(yù)案學(xué)習(xí),熟練掌握事故處理原則及處理程序,準(zhǔn)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(yùn)行,防止事故擴(kuò)大。

3.2 處理方案

為徹底解決電抗器氫氣含量超標(biāo)問題,電站積極聯(lián)系調(diào)度停運(yùn)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(jìn)人檢查。重點(diǎn)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(yùn)行時(shí)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(shí)處理C相電抗器油,主要是對電抗器油進(jìn)行脫氣處理。

(3)第三步:真空注油,電抗器滿足真空度要求時(shí)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(jìn)行熱油循環(huán),采取下進(jìn)上出的方式循環(huán)。濾油機(jī)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(biāo)準(zhǔn)油位。完成后熱油循環(huán),采取下出上進(jìn)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(yàn)。

完成以上處理后對該電抗器進(jìn)行了繞組連同套管的直流電阻試驗(yàn)、直流泄漏電流試驗(yàn)、絕緣性能等相關(guān)試驗(yàn),試驗(yàn)結(jié)果正常并恢復(fù)運(yùn)行。根據(jù)后續(xù)運(yùn)行跟蹤分析顯示,電抗器電壓電流及溫度等各個(gè)參數(shù)均顯示正常,C相電抗器氫氣含量與A、B相相當(dāng)且無增大趨勢,運(yùn)行正常。表明該電抗器氫氣含量超標(biāo)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(diǎn)在于試驗(yàn)數(shù)據(jù)較準(zhǔn)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(diǎn),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(shí)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(yùn)行,有著重要的實(shí)用價(jià)值。

[1]DL/T 722-2000變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)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(yùn)行維護(hù)管理工作。