李晓敏

(华能龙开口水电有限公司龙开口水电厂，云南 671505)

1 故障情况

某电厂500 kV 线路高压并联电抗器发生“轻瓦斯”故障报警，检查发现瓦斯继电器内充气约400 ml，排气后不断产生气体报警。根据监控上位机报出的电抗器轻瓦斯报警信号，检查发现电抗器已充气约400 mL，对其进行排气后观察，约半小时报警一次。考虑到电抗器装有气体在线色谱装置，为排除气体产生源头，首先关闭气体色谱在线监测装置载气瓶出口阀，关闭色谱在线监测装置进油阀和出油阀。关闭后观察，瓦斯继电器内仍然充气。对电抗器中产气部位进行排除法确定。由于事件发生时电抗器已停运10 余天，且根据油样色谱分析结果，排除电抗器内部故障原因产生气体。经检查二次信号回路无误，排除误发信号因素。

2 原因分析

综合排除以上可能的故障原因，初步怀疑气体来源为高压侧GIS 气室。经对瓦斯继电器内气体取样，使用SF6检漏仪检测，结果表明SF6气体含量较大。将气体样品送至省电科院进行气体组分及含量进行定量分析，结果表明SF6气体成分高达86.41%，高压套管末屏处可排出气体，综合判断，电抗器油/ SF6 高压套管密封不严致SF6气体进入电抗器并导致瓦斯继电器报警，需立即对高压套管进行检查更换。

3 高压套管更换关键工艺

1)回收C 相高压套管SF6气体，相邻气室降压至260kPa 以下;拆除GIS 气隔同电抗器连接的软连接;为防止GIS 导体及盆式绝缘子受潮，将所拆除的GIS 导管端部用专用端盖堵头封装后注入氮气保护。

2)更换套管时对天气要求为无雨、空气湿度75%以下;在确定更换的前一天开始对电抗器进行热油循环，使电抗器内部油温高于环境温度10～20℃;打开油枕的旁通阀及油枕两头的放气塞，对电抗器进行抽油，用真空滤油机将绝缘油抽至准备好的油罐中，直至油抽完;抽油完毕后装好油枕两头的放气塞;先拆除高压升高座上的绝缘筒，往上抬起绝缘筒，拆除套管与线圈的连接引线，然后再将绝缘筒慢慢放下，同时由外部拆除套管顶部的外接线和接线头;松开套管与升高座的连接螺丝，用吊绳绑好套管，缓慢的将套管吊出;将新的套管绑好，用酒精将套管表面擦拭干净，吊装到升高座上，安装好套管与升高座的螺丝，均匀的紧固到位;经人孔进入电抗器内，先把绝缘筒向上抬起，连接套管与线圈的连接线，然后把绝缘筒重新装好;对电抗器器身进行一次全面检查，清理电抗器内的纸屑，工具等;封闭入孔。

3)对电抗器抽真空，真空在65 Pa 以下后，停真空泵，在30 分钟内，真空度上升应小于10 Pa，接着继续对电抗器抽真空至65 Pa 以下保持24 小时;电抗器注油前进行绝缘油耐压、微水、色谱试验;对电抗器进行真空注油，注油速度5 000～6 000 l/h，注油至油位表的曲线规定的位置。注油完毕后，关闭油枕上部的旁通阀，缓慢的解除真空;对电抗器进行48 小时以上的热油循环，至油样合格。静放期间对电抗器试加0.035 Mpa 正压24 小时，电抗器无渗漏油现象。

4 高压套管故障原因

进行故障套管检查及密封性试验结果，发现套管铜导电杆从气端方向整体平移3.8 mm，使气端和油端密封性能降低，造成SF6 气体从GIS 气室渗入套管芯子内腔，经油端密封进入电抗器中。

高压套管在安装就位前已发生导电杆向气端方向平移，密封性能降低，但仍可以承受SF6正常工作压力(0.52MPa)，运行中未发生SF6气体泄漏。电抗器停运后，油温降低，套管及电抗器本体温度降低与环境温度平衡，随着温度降低，密封圈收缩，密封性能进一步下降，导致SF6气体从气室窜入电抗器中。

导电杆平移原因可能为吊装或转移过程中受外力所致，经审查设计结构图，符合要求，套管故障为个例，故此次套管故障应为一起罕见的高压套管密封异常引起的电抗器“轻瓦斯”告警。

参考资料:

［1］华东电力试验研究院.并联干式电抗器故障原因分析.2000.12.

［2］干式空心并联电抗器多起损坏原因分析［J］.电气技术.2012 (07).

［3］特变电工衡阳变压器有限公司.产品出厂文件.2012.

［4］王越明，王朋，杨莹.变压器故障诊断与维修.2008.