蔺河500 kV变电站蔺廉线电抗器油色谱 异常原因分析及故障处理(一)

详细内容

蔺河500 kV变电站蔺廉线电抗器油色谱
异常原因分析及故障处理
魏东亮，肖魁欧
（河北省电力公司超高压输变电分公司，河北　石家庄　050051） 　 摘 要：通过对500 kV电抗器油的色谱分析，判断故障原因，确定故障类型，并进行了处理。
关键词：电抗器；色谱分析；气体分析；判断方法 　　气相色谱分析是诊断充油电力设备内部故障的技术，具有诊断及时、准确的特点。正常情况下充油电气设备内的绝缘油及固体绝缘材料，随着运行时间的增加，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生各种少量低分子烃类、氢气、CO、CO2等气体，这些气体大部分溶解在油中。当设备内部存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生，不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体不同，故障气体的组成、含量与故障的类型、严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早地发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视故障的发展情况。下面将通过对500 kV变电站蔺廉线电抗器油的色谱数据进行追踪分析实例，对设备故障进行诊断。
1　蔺廉线电抗器B相油气相色谱分析
1．1　电抗器的主要参数（见表1）


1．2　色谱分析
　　蔺河500 kV变电站蔺廉线电抗器于2000－08－21试运行，24 h后停止运行，取油样进行色谱分析，未见异常。后又于2000－08－29投入运行，运行4 d后取样进行色谱分析，发现该电抗器B相油总烃、氢气超标，说明电抗器内部可能存在故障。因此，2000－09－05从设备的中部、底部取样进行追踪分析，结果多种特征气体大大超过了注意值。历次分析数据见表2。
　　从表2中可以看到，总烃、H2分别超过DL／T722－2000变压器油中溶解气体分析和判断导则（以下简称“导则”）规定的150μL／L、150μL／L注意值。在追踪分析时，各种特征气体的含量均有上升趋势，CO、CO2都有所增长，总烃的绝对产气速率也大于0．5 mL／h。所以初步断定该电抗器存在内部故障。
2　故障性质的判断、分析
2．1　三比值法
　　“导则”的三比值法通常作为判断变压器和电抗器等充油电气设备故障性质的主要方法，利用CH4、C2 H6、C2 H4、C2 H2、H2等5种气体含量值计算，对C2 H2／C2 H4、CH4／H2、C2 H4／C2 H6的3对比值以不同的编码表示，每3对值为1个编码组合，查表即得故障类型。见表3、表4。



　　查表3可知编码组合均为“022”，由此推断该电抗器可能是高于700℃的热故障。
2．2　特征气体法
　　a．如果CH4、C2 H4、C2 H6是总烃的主要成分，其中，C2 H4含量一直较高，CH4、C2 H4数量接近，CH4和C2 H4两者之和一般占总烃的80％以上，为中等温度热故障。
　　b．在a．的前提下，H2超标（150μL／L），但占氢烃总量的27％以下，随温度升高，H2的绝对含量有所增长，但其所占比例却相对下降，为高温过热故障。
c．在b．的前提下，早期及中期几乎没有出现C2 H2，即使后有少量C2 H2，但不会超过总烃的6％，为严重过热故障。
　　表2中2000－09－05数据：（CH4＋C2 H4）／（C1＋C2）＝85．6％＞80％；H2／（H2＋C1＋C2）＝19％＜27％；2000－09－01数据：2000－09－05数据：H2／（H2＋C1＋C2）＝14％＜27％；2000－09－05数据：C2 H2／（C1＋C2）＝0．14％＜6％。由此可推断为严重过热故障。
2．3　无编码比值法
　　原理是：油和固体绝缘材料在不同温度、不同放电形式下产生的气体也不同。先计算C2 H2／C2 H4、CH4／H2，然后按表6来判断故障性质。
从表2中2组数据分析：
　　2000－09－05底部取样试验：C2 H2／C2 H4＜0．1，查表6知为低温过热、中温过热或大于700℃的高温过热故障；C2 H4／C2 H6＞3，为高温过热故障；CH4／H2＞1，为高能放电兼过热故障或低能放电兼过热。
　　2000－09－05中部取样试验：C2 H2／2 H4＜0．1，为低温过热、中温过热或高温过热。C2 H4／C2 H6＞3，为高温过热；CH4／H2＞1，为高能放电兼过热故障或低能放电兼过热。
　　综合考虑以上分析结果可判断为高于700℃的高温过热兼高能放电故障。
2．4　根据总烃产气速率判定法
　　当油中总烃含量超过正常值（150μL／L），应考虑采用产气速率判断有无故障。绝对产气速率γ：

式中　γ－绝对产气率，mL／h；
Ci1－第一次取样测得的气体浓度，μL／L；