某500 kV高压线路并联电抗器油色谱异常的故障分析

陈 昕

(广东电网公司汕头供电局，广东汕头515041)

为适应中国经济和社会建设的需求，电网正朝着大容量、远距离、超高压的方向发展.近年投产的500 kV超高压输电线由于线路长，其电容效应会降低系统的静态和动态稳定性，可以通过加装并联电抗器补偿对地电容，减小流经线路的电容电流，限制系统工频过电压水平和抑制潜供电流.由此可见，电抗器的运行状态直接影响电网的安全可靠运行，根据南网预试规程，必须定期进行高抗油的化学试验以监测电抗器的运行状态.

1 线路高抗运行情况

500 kV胪岗站由特变电工衡阳变压器有限公司生产的500 kV胪祯甲线并联电抗器(型号BKD2－30000/550－110)于2011年5月18日投入运行.根据南网(Q/CSG 1 0007)电力设备预防性试验规程要求，500 kV并联电抗器在新投运后的第1，4，10，30 d必须进行绝缘油色谱分析，于5月19日取油样进行色谱分析发现高抗B，C两相各项数据正常，而 A 相 C2H2含量 7.73 μL/L(＞1 μL/L)严重超标，次日再次取样分析高抗A相C2H2含量增长到8.04 μL/L，总烃和乙炔的绝对产气速率都超过注意值，绝缘和介损的电气试验结果正常，超声波放电检测亦未发现异常.5月20日晚500 kV胪祯甲线并联电抗器退出运行，进行排油吊罩内检.

2 故障诊断

2.1 化学试验数据分析

通过胪祯甲线并联电抗器A，B，C三相高抗油的色谱分析数据(见表1)发现A相在相同运行情况下，相比其他两相的C2H2，H2和总烃体积分数有较大差异，必须引起足够重视［2］.

表1 大修前胪祯甲线高抗A，B，C相油中溶解气体体积分数 μL/L

新投运的电抗器H2体积分数小于10 μL/L，C2H2体积分数应为0，利用特征气体组分含量判断故障类型，可知高抗A相油色谱主要气体组分为C2H2和 H2，次要气体组分为 CH4和 C2H4，而且C2H2为总烃的主要成分，初步诊断存在油中电弧放电故障.计算得到其从5月19日至20日1 d之内油中溶解气体绝对产气速率(由于新投运设备总烃含量较低，不宜采用相对产气速率)如下，C2H2和总烃的绝对产气速率均超过注意值，说明故障发展较快.

式中:γa为绝对产气速率，mL/d;C1为第1次取样测得某气体浓度，μL/L;C2为第2次取样测得某气体浓度，μL/L;Δt为2次取样时间间隔中的实际运行时间，d;M为设备总油重，kg;ρ为油的密度，kg/m3.

根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》(DL/T 722—2000)中推荐的改良三比值法求得故障编码为102(见表2)，查表可知故障类型为电弧放电［1］，同时考虑可能影响比值法诊断结果准确性的铁芯漏磁和压紧装置故障这两个因素，判断产气部位不涉及固体绝缘，应该是合闸过程中电抗器内部存在裸金属悬浮放电造成，可能存在于以下部位:套管油中均压球可能在运行振动时产生间歇性悬浮放电;套管末屏可能存在接地不良产生套管悬浮放电;铁心、夹件接地系统可能存在不可靠接地而产生放电;产品安装时有金属遗留物在高场强区悬浮放电.结合过热放电图法［3］，设备内部故障处于放电Ⅱ区，应退出运行，吊罩内检查明实际故障原因.

表2 三比值法结果

2.2 电气试验数据分析

针对胪祯甲线高抗A相的严重故障，必须结合高压试验，以便更准确地判断故障的性质和发生部位［4］.首先，对高抗A相进行超声波放电探测，按照电抗器底部、中部、上部划分3个水平截面，在电抗器油箱外壁上环绕水平面布置4个超声波传感器，依次测出底部、中部、上部的超声波信号，通过与背景超声波信号的比对，探测不到明显的放电，可能是放电源不在电抗器本体表面而位于深处所致［5］;在高抗退运后吊罩前，对A相的绝缘电阻、介损及电容量进行测试，结果在合格范围内(见表3和表4)，判断不存在绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污现象.

表3 胪祯甲线高抗A相绝缘电阻R

表4 胪祯甲线高抗A相介损tanδ(%)及电容值C

3 吊罩内检及处理结果

3.1 吊罩内检及故障分析

5月28日对高抗A相进行热油循环后于次日进行排油内检，分别对本体的绕组、首尾端套管均压球、油箱磁屏蔽、旁轭地屏、心柱地屏、压钉、金属紧固件、器身上下磁屏蔽、铁芯及夹件接地等进行检查，在冷却侧上部夹件及器身磁屏蔽、芯柱地屏接地线共同接地点发现接地线有松动现象，打开接地螺栓发现M12不锈钢螺栓下部Φ12平垫圈有黑色油污和放电痕迹，其他未发现问题.由此判断，造成此次高抗投产1 d后出现大量C2H2色谱异常的原因，应该是在安装接地瓷瓶的过程中，由于紧固用M12接地螺栓上只有平垫圈，未安装防松动蝶环，在从油箱内拉出接地引线的拉力作用下使接地螺栓造成松动，导致高抗A相投运后因接触不良产生悬浮放电生成大量C2H2等故障气体.

3.2 处理结果

首先，对电抗器内部磁屏蔽与芯柱地屏的共用接地引出线紧固螺栓加装防松蝶环;其次，对高抗油进行真空滤油处理，并且于滤油后和高试耐压后分别取样分析，显示A相高抗的油色谱数据恢复正常(见表5)，500 kV胪祯甲线并联电抗器重新投入运行.

表5 大修后胪祯甲线并联电抗器A相油中溶解气体含量 μL/L

4 结语

胪岗变电站500 kV胪祯甲线并联电抗器A相气相色谱C2H2含量超标的根本原因是由于设备安装接地瓷瓶的过程中拉扯导致未安装防松动蝶环的接地紧固螺栓松动，投运后接触不良造成悬浮放电所致，属于安装遗留隐患.

故障的分析和处理过程表明，应用油中溶解气体色谱分析对高抗内部故障进行诊断的结果与吊罩内检的结果基本一致，说明其对及时发现设备重大缺陷，避免设备损坏具有非常重要的意义;在综合分析化学及电气试验数据的基础，进行吊罩检查，可以较为准确地判断故障类型、定位故障位置并进行科学的处理，对消除设备的故障隐患非常有效.

［1］贾瑞君，范玉华，薛辰东，等.DL/T 722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则［S］.北京:电力出版社，2001.

［2］赵京武，李红林.500 kV并联电抗器色谱监测与故障诊断［J］.变压器，2002，39(1):81.

［3］孙才新，陈伟根，李俭，等.电气设备油中气体在线监测与故障诊断技术［M］.北京:科学出版社，2003:73.

［4］谢雁鹰，徐珊玲.利用色谱分析与电气试验综合诊断充油高压设备故障［J］.湖南电力，2001，21(4):48.

［5］蒋炜华，马临超，齐山成.变压器局放超声定位测量技术的研究与应用［J］.河南机电高等专科学校学报，2008，16(1):10 －12.