趙 婧

(國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司伊春供電公司，黑龍江 伊春 153000)

0 引 言

高壓電抗器是電力系統(tǒng)中的重要設(shè)備，通常接在高壓線路末端與地之間，起到無功補(bǔ)償?shù)淖饔?，?dāng)高壓電抗器故障停運(yùn)時，線路末端極易發(fā)生工頻過電壓，因此，高壓電抗器的穩(wěn)定運(yùn)行對電力系統(tǒng)有著十分重要的作用。瓦斯繼電器作為高壓電抗器的保護(hù)裝置，利用器身油受熱分解所產(chǎn)生的熱氣流和熱油流完成對電抗器的保護(hù)?，F(xiàn)階段在高壓電抗器投運(yùn)之后，其本體瓦斯繼電器動作情況較多，因此對瓦斯繼電器動作原因的分析與處理直接影響著高壓電抗器的運(yùn)行可靠性[1-2]。該文針對500 kV高壓電抗器瓦斯繼電器動作情況進(jìn)行深入分析，提出兩點(diǎn)防范措施，達(dá)到有效減少瓦斯繼電器動作頻次、提升電網(wǎng)運(yùn)行可靠性的目的。

1 故障概況

某500 kV變電站高壓并聯(lián)電抗器于2000年11月29日投入運(yùn)行，型號為BKD-50000/500。故障前500 kV系統(tǒng)、220 kV系統(tǒng)、66 kV系統(tǒng)及1號、2號主變壓器正常運(yùn)行，站用交流系統(tǒng)、直流系統(tǒng)、UPS不間斷電源系統(tǒng)正常運(yùn)行，高壓電抗器油色譜在線監(jiān)測裝置故障停運(yùn)。

2022年6月25日9時32分，某500 kV變電站線路B相高壓電抗器重瓦斯動作，跳開本側(cè)斷路器后，保護(hù)裝置啟動遠(yuǎn)跳，跳開對側(cè)斷路器，線路B相高壓電抗器發(fā)生故障，故障過程中保護(hù)裝置正確動作。故障發(fā)生后，變電站值班員對現(xiàn)場進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)線路B相電抗器瓦斯繼電器內(nèi)有氣體、本體呼吸器下方有少量油跡，未見其他異常。13時22分，值班員執(zhí)行省調(diào)令將500 kV線路電抗器由熱備用狀態(tài)轉(zhuǎn)為檢修狀態(tài)。

2 故障檢查分析

2.1 故障設(shè)備試驗(yàn)分析

故障發(fā)生后，專業(yè)人員立即對500 kV線路B相高壓電抗器進(jìn)行全項(xiàng)例行電氣試驗(yàn)，分別開展了油耐壓及微水含量檢測、油色譜分析、繞組直流電阻、繞組對地介損及電容量等高壓局部放電試驗(yàn)。各項(xiàng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)見表1～3。

表1 油耐壓及微水試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表2 油色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表3 高壓試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表1～3分別列出了該高壓電抗器故障前后各項(xiàng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)，通過對故障前后各項(xiàng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行對比分析，發(fā)現(xiàn)故障后試品油中含水量明顯升高，耐壓值降低，表明高壓電抗器有受潮跡象；電抗器本體及瓦斯繼電器中故障特征氣體增長明顯[3-4]，含有大量的H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2，針對此現(xiàn)象，采用三比值法對特征氣體含量進(jìn)行分析，推斷高壓電抗器內(nèi)部可能存在火花放電或電弧放電[5-6]；通過對高壓電抗器開展一系列高壓試驗(yàn)分析，發(fā)現(xiàn)各項(xiàng)數(shù)據(jù)均存在不同程度的異常，例如繞組直流電阻，故障后數(shù)值為故障前的2倍，初步判斷高壓電抗器內(nèi)部絕緣有損壞，可能存在繞組斷股，需要進(jìn)一步進(jìn)行現(xiàn)場檢查[7]。

2.2 故障設(shè)備現(xiàn)場檢查

對上述各項(xiàng)試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析后，專業(yè)人員開展現(xiàn)場檢查，對高壓電抗器進(jìn)行排油內(nèi)檢，沒有直接找到設(shè)備故障點(diǎn)，但發(fā)現(xiàn)高壓電抗器繞組上部、下部均有明顯碳黑痕跡，并發(fā)現(xiàn)碳化物(見圖1)，初步診斷電抗器內(nèi)部存在繞組股間、匝間放電，造成繞組燒損。隨后，將高壓電抗器返廠進(jìn)行全面解體檢查，發(fā)現(xiàn)在500 kV高壓電抗器導(dǎo)線出線左下方約10 cm處有一明顯放電痕跡，線徑燒損約50%，由此確定故障類型為繞組局部電弧放電，造成電磁線燒損[8]。

圖1 電抗器繞組碳黑痕跡

3 故障原因分析及防范措施

3.1 故障原因分析

該高壓電抗器運(yùn)行年限超過20年，在2002年6月曾因總烴過高進(jìn)行過現(xiàn)場吊罩檢修，2002年7月檢修后投入運(yùn)行，再次出現(xiàn)總烴過高的情況，于同年8月返廠大修，同年10月再次投入運(yùn)行至今。

故障當(dāng)天天氣良好，變電站內(nèi)設(shè)備以及各條線路均無操作。故障發(fā)生現(xiàn)場，在本體呼吸器下方發(fā)現(xiàn)少量油跡，應(yīng)為故障發(fā)生時產(chǎn)生的大量氣體造成本體壓力瞬間增大，油囊排氣使呼吸器下方油杯內(nèi)變壓器油溢出。故障發(fā)生后，絕緣油色譜試驗(yàn)各項(xiàng)數(shù)值均有較大增長，微水含量增加，表明高壓電抗器內(nèi)部存在受潮跡象。通過對高壓電抗器進(jìn)行解體檢查，發(fā)現(xiàn)高壓B相導(dǎo)線附近油枕密封膠墊由于熱脹冷縮、老化等原因?qū)е旅芊獠粐?yán)，又因夏季多雨，雨水進(jìn)入高壓電抗器油枕后又逐漸滲透到其內(nèi)部，在高壓B相導(dǎo)線附近形成含水量較高的通道，由于最大電位梯度通常位于高壓側(cè)附近，所以在該處形成局部放電，進(jìn)而造成繞組局部電弧放電，導(dǎo)致電磁線燒損形成多層斷股。

3.2 故障防范措施

通過對該起500 kV線路高壓電抗器進(jìn)行故障分析，在后續(xù)工作中可從以下兩點(diǎn)進(jìn)行防范：一是縮短試驗(yàn)周期，通過對此次的試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行對比發(fā)現(xiàn)，該臺高壓電抗器油色譜試驗(yàn)存在試驗(yàn)超周期問題，330 kV及以上高壓電抗器的油色譜試驗(yàn)周期應(yīng)為3個月，由于變電站的檢修人員未按周期對油質(zhì)進(jìn)行檢測，導(dǎo)致錯過了發(fā)現(xiàn)高壓電抗器內(nèi)部問題的最佳時間；二是加強(qiáng)油色譜在線監(jiān)測裝置的運(yùn)行維護(hù)，該高壓電抗器配置了油色譜在線監(jiān)測裝置，經(jīng)現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)油色譜在線監(jiān)測裝置自2022年1月7日后再未采集數(shù)據(jù)，設(shè)備運(yùn)維單位未及時對該裝置進(jìn)行檢修，使得高壓電抗器失去實(shí)時監(jiān)測作用，致使高壓電抗器運(yùn)行異常問題未被及時發(fā)現(xiàn)。

5 結(jié) 語

通過油務(wù)試驗(yàn)、高壓例行試驗(yàn)、診斷試驗(yàn)以及解體檢查，確定了高壓電抗器故障是由于該高壓電抗器油枕密封膠墊密封不嚴(yán)導(dǎo)致在局部區(qū)域發(fā)生放電，造成繞組股間斷股，故障瞬間產(chǎn)生大量氣體造成重瓦斯動作。

變電站檢修人員應(yīng)加強(qiáng)對高壓電抗器的巡維力度，嚴(yán)格按照檢修試驗(yàn)規(guī)程進(jìn)行相關(guān)試驗(yàn)，綜合分析試驗(yàn)數(shù)據(jù)，及時發(fā)現(xiàn)異常并跟蹤上報。同時要持續(xù)關(guān)注高壓電抗器油色譜在線監(jiān)測裝置的數(shù)據(jù)采集情況，跟蹤高壓電抗器帶電局部放電監(jiān)測信號的變化趨勢，監(jiān)視高壓電抗器的運(yùn)行狀態(tài)，確保并聯(lián)電抗器安全穩(wěn)定運(yùn)行。