MGA2000-6油色譜在線監測系統在某水電站的運用

楊 東,熊婧江

(1.國電大渡河大崗山水電開發有限公司,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油色譜在線監測系統在某水電站的運用

楊 東1,熊婧江2

(1.國電大渡河大崗山水電開發有限公司,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有效發現變壓器、電抗器等油浸式電力高壓設備內部故障,隨著自動檢測技術水平的發展,為油浸式電力高壓設備配置性能可靠的油色譜在線監測系統已漸成為一種趨勢。本文介紹了基于MGA2000-6油色譜在線監測技術成功發現并處理了一起500 kV電抗器氫氣超標隱患,積累了油浸式電力高壓設備故障分析、判斷、處理的經驗,可為高壓電抗器設備出現類似故障時提供參考。

油色譜;在線監測;氫氣

0 引言

某水電站通過兩回500kV線路接入電網500kV變電站,其中一回線路在電站側配置有一組線路高壓并聯電抗器,用于限制系統的短路電流以及補償系統的電容電流。電抗器型號BKD-40000/500,為戶外、單相、油浸式結構。該電抗器配置有寧波理工MGA2000-6系列變壓器色譜在線監測系統,用于對電抗器的油中氣體進行實時在線監測。該電抗器的穩定運行對電網的安全穩定有著非常重要的意義。

1 MGA2000-6系列油色譜在線監測系統介紹

1.1 MGA2000-6油色譜在線監測工作原理

MGA2000-6油色譜在線監測系統工作時,采用真空差壓方式將變壓器油吸入到油樣采集單元中,通過油泵進行油樣循環;油氣分離單元快速分離油中溶解氣體至氣室,內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并自動進樣;在載氣推動下,樣氣經過色譜柱分離,順序進入氣體檢測器;數據采集單元完成AD數據的轉換和采集,嵌入式處理單元對采集到的數據進行存儲、計算和分析,并通過RS485/CAN/100M以太網接口將數據上傳至數據處理服務器(安裝在計算機室),最后由MGA2000-6H V2.0.3狀態監測與預警軟件進行數據處理和故障分析。

1.2 MGA2000-6油色譜在線監測系統組成

MGA2000-6油色譜在線監測系統由現場監測單元(色譜數據采集器MGA2000-6H-01)、主站單元(數據處理服務器MGA2000-6H-02)及監控軟件(狀態監測與預警軟件MGA2000-6H V2.0.3)組成。現場監測單元即色譜數據采集器由油樣采集單元、油氣分離單元、氣體檢測單元、數據采集單元、現場控制處理單元、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據采集器內的載氣、變壓器接口法蘭、油管及通信電纜等。系統組成見圖1所示。

圖1 MGA2000-6油色譜在線監測系統組成

2 電抗器故障基本情況

某水電站500 kV電抗器于2015年9月正式投入運行,投運之前電抗器MGA2000-6油色譜在線監測系統已投入使用。電抗器投運后每天通過該線監測系統對電抗器進行狀態監測,同時按照《電力設備預防性試驗規程》(DL/T 596-1996)要求,分別在電抗器投運后1 d、3 d、10 d和30 d進行了油中溶解氣體色譜分析。

2.1 故障發現

9月13日,電抗器油色譜在線監測系統分析顯示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則》(GB/T 7252－2001)等相關規程規范中規定的注意值(150μL/L)。之后觀察發現,C相電抗器氫氣含量及總烴含量仍呈現持續上漲趨勢。考慮到MGA2000-6油在線監測系統剛投入使用,可能存在誤報警的情況,于9月27日進行了電抗器油離線采樣進行油色譜分析。結果顯示C相氫氣含量為2007.93μL/L,大于在線監測顯示的1204.4μL/L,均遠超過了相關規程規范中規定的注意值。9月28日、29日,進行了取樣復查,氫氣含量(兩份取樣)為2265.19μL/L,雖與油色譜監測系統數據存在一定的差距,但趨勢、結論分析基本一致。

2.2 故障分析

對于新投運的500 kV電抗器來說,特征氣體含量(除乙炔)有一定的變化當屬正常現象,因為在電場熱作用下,油中水分解、絕緣材料熱分解、變壓器油的裂化、脫氫反應等會引起氣體含量發生一定變化,當然這些變化量應在規定的范圍內,并趨于穩定。

(1)特征氣體分析

不同故障類型產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測,可以對故障類型和故障的嚴重程度進行判斷。期間,C相電抗器油色譜數據如表1、圖2所示:

表1 C相電抗器油色譜分析數據

圖2 C相電抗器油色譜在線監測系統數據趨勢

從色譜跟蹤數據來看,C相電抗器H2含量增長較快,遠超過了注意值,但氫氣含量超過2000μL/L后增長變緩慢,初步判斷該電抗器內部存在輕微受潮的現象。但是,僅依據產生氣體的組成及含量作為依據進行認定是不夠準確的,因為在考慮不同故障類型的同時,還需要考慮故障的強度和故障持續時間,故需采用三比值法等其它方法進行進一步判斷。

(2)三比值法及圖示法

MGA2000-6油色譜在線監測系統提供了三種診斷方法,分別為改良三比值法、大衛三角形法以及立方體圖示法。當分析數據處于報警狀態時,可以利用這三種診斷方法對故障情況進行進一步的判斷。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

通過編碼數據對比分析,對于離線采樣數據判斷電抗器由局部放電發展為電弧放電。但對于在線監測數據,H2及總氫的氣體最低監測限為1μL/L,其余氣體的最低監測限為0.1μL/L,存在C2H4、C2H2等氣體在極低的含量狀態下不能監測出的情況,導致分析結果與離線采樣數據存在一定的差距。

3 應對及處理措施

3.1 “帶病”運行期間應對措施

(1)對電抗器外觀進行了全面檢查,對電抗器集氣盒進行了排氣(有氣泡溢出),對可能滲油的油枕注排油閥、油枕排氣閥、散熱器進出法蘭、各排氣嘴等進行了緊固。

(2)加強電抗器油色譜監測分析,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相在線監測裝置取樣分析頻率由一天一次調整為每2 h一次,并安排運行人員定時(每隔2 h)抄錄、分析數據,若數據有異常變化立即匯報并檢查處理。同時離線每周取樣一次,進行色譜分析和微水含量測量,嚴密監視氫氣含量發展趨勢。

(3)積極嚴密監控電抗器運行工況,加強電抗器運行巡回檢查力度,定期監視鐵芯、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避雷器在線檢測儀、計數器數據并做好記錄分析。

(4)做好電抗器突發惡性事故導致全廠停電的事故預想,加強運維人員全廠停電事故預案學習,熟練掌握事故處理原則及處理程序,準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、公用系統等的正常運行,防止事故擴大。

3.2 處理方案

為徹底解決電抗器氫氣含量超標問題,電站積極聯系調度停運電抗器,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,打開人孔蓋進人檢查。重點對首末端內部引線、內部壓緊裝置、磁屏蔽、絕緣紙板等部位檢查,檢查未發現發電痕跡、接線松動等異常現象。但在油箱底部連接焊面部分位置發現存在有焊渣現象,且發現了一施工遺留下的雜物。這些雜物在電抗器運行時將會引起放電現象。

(2)第二步:電抗器抽真空,改變抽真空方式,從常規的儲油柜抽真空,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,關閉呼吸器DN25閥門,真空度要求小于50 Pa。同時處理C相電抗器油,主要是對電抗器油進行脫氣處理。

(3)第三步:真空注油,電抗器滿足真空度要求時從電抗器底部注油閥注油,油注到瓦斯繼電器。注油完成后進行熱油循環,采取下進上出的方式循環。濾油機加熱溫度控制在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,油注到儲油柜標準油位。完成后熱油循環,采取下出上進的方式循環。電抗器油面溫度到60℃后循環12 h結束,開始靜放并排氣。靜放72 h后做C相電抗器試驗。

完成以上處理后對該電抗器進行了繞組連同套管的直流電阻試驗、直流泄漏電流試驗、絕緣性能等相關試驗,試驗結果正常并恢復運行。根據后續運行跟蹤分析顯示,電抗器電壓電流及溫度等各個參數均顯示正常,C相電抗器氫氣含量與A、B相相當且無增大趨勢,運行正常。表明該電抗器氫氣含量超標的隱患得到徹底的解決。

4 結語

對于油浸式電力高壓設備定期取樣分析優點在于試驗數據較準確可靠,但存在分析過程繁雜、環節多、人為誤差大、分析周期長等缺點,采用類似MGA2000—6油色譜在線監測系統可定量、自動、快速地在線監測變壓器等油浸式電力高壓設備的油中溶解故障氣體的含量及其增長率,同時結合定期開展離線取樣色譜分析,對提前發現充油設備存在的安全隱患,保證系統的安全穩定運行,有著重要的實用價值。

[1]DL/T 722-2000變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則[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,從事水電站運行維護管理工作。