杨 东,熊婧江

(1.国电大渡河大岗山水电开发有限公司,四川 雅安 625000;2.国电大渡河流域梯级电站集控中心,四川 成都 610041)

MGA2000-6油色谱在线监测系统在某水电站的运用

杨 东1,熊婧江2

(1.国电大渡河大岗山水电开发有限公司,四川 雅安 625000;2.国电大渡河流域梯级电站集控中心,四川 成都 610041)

绝缘油的色谱分析法能及时有效发现变压器、电抗器等油浸式电力高压设备内部故障,随着自动检测技术水平的发展,为油浸式电力高压设备配置性能可靠的油色谱在线监测系统已渐成为一种趋势。本文介绍了基于MGA2000-6油色谱在线监测技术成功发现并处理了一起500 kV电抗器氢气超标隐患,积累了油浸式电力高压设备故障分析、判断、处理的经验,可为高压电抗器设备出现类似故障时提供参考。

油色谱;在线监测;氢气

0 引言

某水电站通过两回500kV线路接入电网500kV变电站,其中一回线路在电站侧配置有一组线路高压并联电抗器,用于限制系统的短路电流以及补偿系统的电容电流。电抗器型号BKD-40000/500,为户外、单相、油浸式结构。该电抗器配置有宁波理工MGA2000-6系列变压器色谱在线监测系统,用于对电抗器的油中气体进行实时在线监测。该电抗器的稳定运行对电网的安全稳定有着非常重要的意义。

1 MGA2000-6系列油色谱在线监测系统介绍

1.1 MGA2000-6油色谱在线监测工作原理

MGA2000-6油色谱在线监测系统工作时,采用真空差压方式将变压器油吸入到油样采集单元中,通过油泵进行油样循环;油气分离单元快速分离油中溶解气体至气室,内置的微型气体采样泵把分离出来的气样输送到六通阀的定量管内并自动进样;在载气推动下,样气经过色谱柱分离,顺序进入气体检测器;数据采集单元完成AD数据的转换和采集,嵌入式处理单元对采集到的数据进行存储、计算和分析,并通过RS485/CAN/100M以太网接口将数据上传至数据处理服务器(安装在计算机室),最后由MGA2000-6H V2.0.3状态监测与预警软件进行数据处理和故障分析。

1.2 MGA2000-6油色谱在线监测系统组成

MGA2000-6油色谱在线监测系统由现场监测单元(色谱数据采集器MGA2000-6H-01)、主站单元(数据处理服务器MGA2000-6H-02)及监控软件(状态监测与预警软件MGA2000-6H V2.0.3)组成。现场监测单元即色谱数据采集器由油样采集单元、油气分离单元、气体检测单元、数据采集单元、现场控制处理单元、通讯控制单元及辅助单元组成。其中辅助单元包括置于色谱数据采集器内的载气、变压器接口法兰、油管及通信电缆等。系统组成见图1所示。

图1 MGA2000-6油色谱在线监测系统组成

2 电抗器故障基本情况

某水电站500 kV电抗器于2015年9月正式投入运行,投运之前电抗器MGA2000-6油色谱在线监测系统已投入使用。电抗器投运后每天通过该线监测系统对电抗器进行状态监测,同时按照《电力设备预防性试验规程》(DL/T 596-1996)要求,分别在电抗器投运后1 d、3 d、10 d和30 d进行了油中溶解气体色谱分析。

2.1 故障发现

9月13日,电抗器油色谱在线监测系统分析显示C相氢气含量为153.32μL/L,超过《变压器油中溶解气体分析和判断导则》(GB/T 7252－2001)等相关规程规范中规定的注意值(150μL/L)。之后观察发现,C相电抗器氢气含量及总烃含量仍呈现持续上涨趋势。考虑到MGA2000-6油在线监测系统刚投入使用,可能存在误报警的情况,于9月27日进行了电抗器油离线采样进行油色谱分析。结果显示C相氢气含量为2007.93μL/L,大于在线监测显示的1204.4μL/L,均远超过了相关规程规范中规定的注意值。9月28日、29日,进行了取样复查,氢气含量(两份取样)为2265.19μL/L,虽与油色谱监测系统数据存在一定的差距,但趋势、结论分析基本一致。

2.2 故障分析

对于新投运的500 kV电抗器来说,特征气体含量(除乙炔)有一定的变化当属正常现象,因为在电场热作用下,油中水分解、绝缘材料热分解、变压器油的裂化、脱氢反应等会引起气体含量发生一定变化,当然这些变化量应在规定的范围内,并趋于稳定。

(1)特征气体分析

不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体不同,通过油中气体含量的监测,可以对故障类型和故障的严重程度进行判断。期间,C相电抗器油色谱数据如表1、图2所示:

表1 C相电抗器油色谱分析数据

图2 C相电抗器油色谱在线监测系统数据趋势

从色谱跟踪数据来看,C相电抗器H2含量增长较快,远超过了注意值,但氢气含量超过2000μL/L后增长变缓慢,初步判断该电抗器内部存在轻微受潮的现象。但是,仅依据产生气体的组成及含量作为依据进行认定是不够准确的,因为在考虑不同故障类型的同时,还需要考虑故障的强度和故障持续时间,故需采用三比值法等其它方法进行进一步判断。

(2)三比值法及图示法

MGA2000-6油色谱在线监测系统提供了三种诊断方法,分别为改良三比值法、大卫三角形法以及立方体图示法。当分析数据处于报警状态时,可以利用这三种诊断方法对故障情况进行进一步的判断。表2为三比值法编码表对比情况。

表2 三比值法编码表对比情况

通过编码数据对比分析,对于离线采样数据判断电抗器由局部放电发展为电弧放电。但对于在线监测数据,H2及总氢的气体最低监测限为1μL/L,其余气体的最低监测限为0.1μL/L,存在C2H4、C2H2等气体在极低的含量状态下不能监测出的情况,导致分析结果与离线采样数据存在一定的差距。

3 应对及处理措施

3.1 “带病”运行期间应对措施

(1)对电抗器外观进行了全面检查,对电抗器集气盒进行了排气(有气泡溢出),对可能渗油的油枕注排油阀、油枕排气阀、散热器进出法兰、各排气嘴等进行了紧固。

(2)加强电抗器油色谱监测分析,将C相电抗器的氢气含量按3 000 ppm作为极限控制值。电抗器C相在线监测装置取样分析频率由一天一次调整为每2 h一次,并安排运行人员定时(每隔2 h)抄录、分析数据,若数据有异常变化立即汇报并检查处理。同时离线每周取样一次,进行色谱分析和微水含量测量,严密监视氢气含量发展趋势。

(3)积极严密监控电抗器运行工况,加强电抗器运行巡回检查力度,定期监视铁芯、夹件的接地电流以及大雅一线线路避雷器及电抗器中性点避雷器在线检测仪、计数器数据并做好记录分析。

(4)做好电抗器突发恶性事故导致全厂停电的事故预想,加强运维人员全厂停电事故预案学习,熟练掌握事故处理原则及处理程序,准备好事故处理所需工器具,模拟事故操作,保证电站厂用电系统、公用系统等的正常运行,防止事故扩大。

3.2 处理方案

为彻底解决电抗器氢气含量超标问题,电站积极联系调度停运电抗器,并采取了以下处理方案。

(1)第一步:将C相电抗器排油至储油罐,打开人孔盖进人检查。重点对首末端内部引线、内部压紧装置、磁屏蔽、绝缘纸板等部位检查,检查未发现发电痕迹、接线松动等异常现象。但在油箱底部连接焊面部分位置发现存在有焊渣现象,且发现了一施工遗留下的杂物。这些杂物在电抗器运行时将会引起放电现象。

(2)第二步:电抗器抽真空,改变抽真空方式,从常规的储油柜抽真空,改为拆去油压继电器从油箱顶下的50阀门处抽真空,并打开储油柜旁通阀,关闭呼吸器DN25阀门,真空度要求小于50 Pa。同时处理C相电抗器油,主要是对电抗器油进行脱气处理。

(3)第三步:真空注油,电抗器满足真空度要求时从电抗器底部注油阀注油,油注到瓦斯继电器。注油完成后进行热油循环,采取下进上出的方式循环。滤油机加热温度控制在70℃,电抗器油面油温大概在60～65℃。

(4)第四步:排油,以最快速度(约4 h)放油,放油完毕后,电抗器再次开始抽真空,真空度小于50 Pa后抽48 h。并继续滤油,完成后将电抗器油送检。

(5)第五步:电抗器开始第二次真空注入合格油,从电抗器底部注油阀注油,油注到储油柜标准油位。完成后热油循环,采取下出上进的方式循环。电抗器油面温度到60℃后循环12 h结束,开始静放并排气。静放72 h后做C相电抗器试验。

完成以上处理后对该电抗器进行了绕组连同套管的直流电阻试验、直流泄漏电流试验、绝缘性能等相关试验,试验结果正常并恢复运行。根据后续运行跟踪分析显示,电抗器电压电流及温度等各个参数均显示正常,C相电抗器氢气含量与A、B相相当且无增大趋势,运行正常。表明该电抗器氢气含量超标的隐患得到彻底的解决。

4 结语

对于油浸式电力高压设备定期取样分析优点在于试验数据较准确可靠,但存在分析过程繁杂、环节多、人为误差大、分析周期长等缺点,采用类似MGA2000—6油色谱在线监测系统可定量、自动、快速地在线监测变压器等油浸式电力高压设备的油中溶解故障气体的含量及其增长率,同时结合定期开展离线取样色谱分析,对提前发现充油设备存在的安全隐患,保证系统的安全稳定运行,有着重要的实用价值。

[1]DL/T 722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].北京:中国电力出版社,2000.

[2]变压器色谱在线装置MGA2000-6H使用手册[Z].

TM404

B

1672-5387(2017)07-0085-03

10.13599/j.cnki.11-5130.2017.07.026

2017-04-27

杨 东(1985-),男,工程师,从事水电站运行维护管理工作。