一起500kV并聯電抗器氫氣超標故障的診斷及處理

，，

(中國南方電網超高壓輸電公司柳州局，廣西 柳州 545006)

1 故障情況介紹

2015年02月14日，某變電站500kV并聯電抗器的變壓器油中溶解氣體色譜在線監(jiān)測系統(tǒng)顯示A相油中CH4含量達到86μl/L，為查明CH4突然增長的原因，15日檢修人員立即進行離線色譜分析，分析后發(fā)現H2含量達2880μl/L，CH4達109.9μl/L，總烴143.6μl/L，無C2H4、C2H2。

《Q/CSG114002-2011南方電網電力設備預防性試驗規(guī)程》規(guī)定[1]，C2H2超過1μl/L、H2超過150μl/L、總烴超過150μl/L時應引起注意?？芍?，H2含量已經遠遠超注意值，CH4含量較高，總烴已接近注意值，初步判斷該相高抗H2超標、總烴增大原因為電抗器本體受潮[2-6]。

該500kV并聯電抗器型號為BKD-50000/500，額定電壓為550kV，單相容量50MVA，油重18.5t/相，總重59t，2006年12月生產，2007年06月投運；2013年11月起，該高抗在運行中出現散熱器蝶閥滲漏油、高壓套管升高座底座滲漏油、儲油柜生銹等問題。2014年12月，運行單位更換了A相散熱器蝶閥、儲油柜連接管路、套管升高座及套管(將軍帽)的密封圈并進行儲油柜防腐，維修后電氣試驗、油化試驗均合格。

2 故障分析

2.1 試驗結果分析

16日，取油樣進行復測，試驗項目包括油中溶解氣體分析、含水量、擊穿電壓及介質損耗，結果見表1。

表1 A相高抗油樣測試結果

如表1所示，A相高壓并聯電抗器油中H2含量為2542.8μl/L，CH4含量136.7μl/L，總烴含量149.9μl/L，H2超過了《Q/CSG114002-2011南方電網電力設備預防性試驗規(guī)程》要求的注意值，而總烴含量達較高水平，幾乎達到規(guī)程注意值。對比前次測試結果，油中含水量由5.4mg/L增至11mg/L，含氣量由0.31%增至2.2%，擊穿電壓由65.8kV降至58.4kV，介質損耗無變化。

利用《GB/T 7252-2001變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》推薦的改良三比值法[7-12]對試驗數據進行計算，結果如下：

C2H2/C2H4=0，

CH4/H2=0.054，

C2H4/C2H6=0.015，編碼為010

據上述分析及三比值法分析結果，A相高抗內部可能已受潮并存在低能局部放電。

2.2 氫氣來源分析

為進一步確定故障，需對H2的來源進行排查確定，產生H2的原因可能為：

(1)變壓器油在電場作用下發(fā)生脫氫反應而產生H2。

(2)高抗內一些金屬材料(如不銹鋼、不銹鋼材料的鎳、碳素鋼)促進變壓器油發(fā)生脫氫反應，從而產生H2[13]。

(3)變壓器油在電場和電離的作用下存在較強的放氣或吸氣的現象。溶解于油中的氣泡，在強電場作用下，發(fā)生游離而形成高能量的電子或離子，這些高能量粒子對油分子產生劇烈碰撞使油分子的C-H或部分C-C鏈斷裂，產生活潑氫及活性烴基基團，活潑氫結合析出H2[14]。

(4)絕緣材料中吸附的氫氣釋放到變壓器油。

(5)高抗本體受潮，在電場強度作用下氣泡發(fā)生電暈放電，水分子被電離生成氫氣和氧氣。紙絕緣干燥不徹底或空氣中水分侵入等原因也會引起氫氣的產生，這是因為油浸紙絕緣放電的起始場強隨著固體絕緣的干燥程度而增加。

A相高抗使用#25變壓器油，主要成分為環(huán)烷烴，環(huán)烷烴化學性質穩(wěn)定，且2007年06月投運以來，油中溶解氣體均無異常，可排除變壓器油脫氫、高抗內金屬材料催化、析氣性、絕緣材料釋放四個氫氣產生來源。而2014年12月高抗維修后2個月氫氣即超標，油中含水量由5.4mg/L劇增至11mg/L，因此可判斷，維修過程中工藝不滿足要求或維修后可能出現密封不良而造成本體受潮，本體受潮后高抗內部出現低能放電而產生H2。

3 缺陷處理

針對高抗A相H2超標的缺陷，運行單位采用了有效的控制措施及檢修策略，及時控制、消除了缺陷。

3.1 缺陷控制措施

每4小時進行一次測溫，加強油溫、繞溫、干燥劑的顏色巡視。

每4小時調取油色譜在線監(jiān)測數據，注意乙炔、甲烷是否突變。

(3)每2天進行離線色譜分析，如發(fā)現乙炔、氫氣突變至3000μL/L以上、總烴絕對產氣速率超過12ml/天時，立即匯報。

(4)編寫檢修方案，做檢修準備。

(5)聯系廠家及相關專家，分析缺陷產生原因，及時購買密封圈備品備件。

3.2 檢修前檢查

(1)對高抗進行整體密封性檢查，檢查所有連接處是否存在滲漏。

(2)處理前對對儲油柜及連接頭檢查，檢查是否存在滲漏。

(3)對套管將軍帽進行密封性檢查，并更換套管將軍帽的密封圈。

(4)對濾油機、油路、油管、接頭等部位檢查，用合格備用油對濾油機、油罐進行沖洗。

3.3 檢修前電氣試驗

檢修前對A相高抗進行電氣試驗，試驗項目包括直流電阻、主絕緣電阻、吸收比、套管末屏對地絕緣電阻、本體對地介質損耗及電容量、套管介質損耗及電容量、鐵芯及夾件的絕緣電阻、繞組連同套管的直流泄漏電流測試。測試結果與前次對比，無明顯差別，滿足規(guī)程要求。

3.4 干燥處理

經討論研究，驅潮采用熱油循環(huán)一快速抽真空干燥法，作業(yè)流程如下：

(1)對A相高抗變壓器油進行熱油循環(huán)。高抗本體采用下進上出方式，本體出口溫度達到50℃時開始計時，時間不小于24小時，濾油機出口溫度，控制在60℃左右。天氣溫度較低時，為保證驅潮效果，應盡快提升本體溫度，必要時關閉散熱片蝶閥。

(2)快速將A相高抗本體內油排進油罐內。在排油期間，監(jiān)控濕度不大于75%，排油過程中從排氣口注入干燥氮氣，避免潮氣進入器身表面。

(3)對A相高抗油枕進行檢查。

檢查呼吸器、波紋管正常工作后，關閉呼吸口、儲油柜與本體連接管閥門，在排氣口下接入壓力表后注入氮氣到0.03MPa，連續(xù)觀察12小時，看壓力是否下降。

(4)對高抗本體內進行抽真空并油罐內變壓器油進行熱油循環(huán)。抽真空時關閉散熱器蝶閥、儲油柜與本體連接管蝶閥，啟動真空機組，對電抗器本體抽真空。本體真空度達到100Pa以下后，開始做泄漏比測試，合格后繼續(xù)抽真空，達到100Pa時開始計時，維持抽真空時間 48小時，同時記錄殘壓真空數值。使用濾油機在油罐內進行循環(huán)，防止油受潮。

(5)將油罐內油注入A相高抗本體內，并對A相高抗變壓器油進行24h熱油循環(huán)。真空度及維持時間滿足參數要求，開始真空注油，油溫60℃左右，注油速度4t/h～6t/h，觀察儲油柜油位表至標準油位。

(6)快速將A相高抗本體內油排進油罐內，同(2)。

(7)對高抗本體內進行抽真空并對油罐內變壓器油進行熱油循環(huán)，同(4)。

(8)將油罐內油注入A相高抗本體內，對A相高抗變壓器油進行24h熱油循環(huán)，同(5)。

(9)靜置排氣

熱油循環(huán)停止后，高抗靜置48小時，靜止期間每天對本體高抗進行排氣。

3.5 檢修后試驗

(1)取油樣化驗

在靜置排氣期間，取油樣送檢，試驗結果見表2。

表2 A相高抗油樣測試結果

(2)高抗試驗檢

修后對A相高抗進行電氣試驗，試驗項目包括直流電阻、主絕緣電阻、吸收比、套管末屏對地絕緣電阻、本體對地介質損耗及電容量、套管介質損耗及電容量、鐵芯及夾件的絕緣電阻、繞組連同套管的直流泄漏電流測試。測試結果與檢修前試驗對比，無明顯差別，滿足規(guī)程要求。

經過處理，油化試驗、電氣試驗的所有項目均滿足規(guī)程要求，證明干燥達到預期目的。A相高抗恢復運行后，運行至今其色譜測試結果正常。

4 防護措施

(1)對于500kV并聯電抗器的絕緣分析，尤其是本體受潮后，要綜合分析電氣試驗、油化試驗結果進行故障判斷及處理效果判定，尤其是在出現異常結果時更應認真分析。

(2)油質合格是500kV并聯電抗器投入運行的的前提，檢修各個環(huán)節(jié)中要保證變壓器油是合格的；要保證濾油機的性能良好，并嚴格按照要求注油、濾油。

(3)編寫檢修方案時，按照變壓器工藝要求編寫檢修表單，檢修中通過表單執(zhí)行嚴格控制工藝，保證檢修質量。

5 結論

(1)某變電站500kV并聯電抗器A相氫氣超標且增長速率較快的原因為本體受潮后內部出現低能放電。

(2)對500kV并聯電抗器本體受潮后進行絕緣分析，故障判斷及處理效果判定需認真綜合分析電氣試驗、油化試驗等。

(3)針對500kV并聯電抗器氫氣超標的缺陷，要及時采用有效的控制措施及檢修策略，及時控制、消除了缺陷。

(4)編寫500kV并聯電抗器的檢修方案時，應按變壓器工藝要求及相關標準編寫作業(yè)步驟、工藝要求、檢修表單，檢修中通過表單執(zhí)行嚴格控制工藝，保證檢修質量。