500kV变压器和电抗器健康状况分析500kV变压器和电抗器健康状况分析.doc

500kV变压器和电抗器健康状况分析 原作者:四川电力试验研究院 张微??? 　 【论文摘要】通过对四川地区500?kV运行中变压器和电抗器投运以?来油中溶解气体、油中含气量、油质情况的分析，从而对其健康状况进行综合评价。? 四川地区已投运的500 kV系统由二滩、广安二厂、石板箐、昭觉、洪沟、龙王、南充五个变 电站构成。该系统的安全与以各厂、站主设备的健康状况息息相关。而充油设备的健康状况，离不开油质监控和设备的早期故障诊断。 龙王站、昭觉站、洪沟站、二滩电厂于1998年投运； 石板箐站于2002年投运；南充站于2003年投运； 广安电厂于2004年投运。 500 kV主变和高抗分布情况(广安电厂未统计)： 主变：共11台33相。其中：国产6相，进口27相。其分布和生产厂家情况如表1所示。 高抗：共11台33相。其中：国产7相，进口26相。其分布和生产厂家情况如表2所示。 1对设备健康状况分析 1.1变压器和高抗中油质状况分析 由于变压器油在运行使用条件下要逐渐氧化，使油品的理化和电性能发生变化。随着氧 化程度的加深，油中含有各种酸及酸性物质，它们会提高油品的导电性，降低油的绝缘性能。油质深度氧化的最终产物是油泥。当油泥从油液中沉淀出来并形成粘稠状的沥青质，粘附 在绝缘材料、变压器(电抗器)的壳体边缘的壁上，沉积于循环油道、冷却散热片等地方， 其后果不仅加速了绝缘材料的破坏，导致绝缘收缩，从而造成变压器(电抗器)丧失其吸收 冲击负荷的能力，而且会严重影响散热，引起变压器(电抗器)线圈局部过热。对设备的安 全运行构成威胁。 依据GB/T7595-2000《运行中变压器油质量标准》中规定的测试项目和质量标准，对变压器 和高抗本体油进行相关分析，进而了解油质变化情况。 1.2对变压器和高抗产气情况分析 充油变压器和高抗，其绝缘系统主要由绝缘油和固体绝缘材料构成。正常运行时，以上介质 由于受到电场、热、湿度、氧的作用，随运行时间而发生速度缓慢的氧化现象，除产生一些非气态的劣化物外，还会产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物等。其中，CO(一氧 化碳)、CO2(二氧化碳)成分最多，其次是氢和烃类气体。这些气体大部分溶解在油中。当以上设备中存在潜伏性故障时，就会加快上述气体的产生速度。并且因故障类型不同，产 生的气体有不同的特征。例如局部放电时总会有H2(氢)；较高温度的过热时总会有C2 H4(乙烯)；电弧放电时总会有C2H2(乙炔)。 因此，通过对设备油中溶解气体的分析，在不停电的情况下，可及时发现其内部是否存在潜 伏性故障。而C1+C2(总烃)和氢(H2)是反映绝缘油过热的指标； CO是反映固体绝 缘材料过热的主要指标。 1.3变压器和高抗油中含气量情况分析 运行油中的含气量(主要是油中空气的含量)与设备的密封程度有极大的关系而与油的质量无关。即设备的密封程度好，运行中油的含气量可保持在标准数值范围内，否则，油中含气量 会随时间的增长而增大，甚至达到饱和状态，即油中含气量可达到10%左右。故中国运行 中变压器油质量标准(GB 7595)中，油中含气量这一指标是不大于3%。 运行绝缘油中溶解的气体(其主要含量是空气)在低场强时影响不明显，而在高场强的作用下，极易发生气体碰撞游离，油中会产生气隙放电现象，有可能导致绝缘的击穿，危及设备安 全运行。油中气泡对绝缘强度的影响，将随电压等级的升高危害更甚。 2500 kV主变和高抗健康状况分析 2.1油质状况 各厂、站主变和高抗投运以来，油质各项目监测结果表明均正常。 二滩电厂2号主变A相和6号主变B相油颜色出现了明显变深情况(与该厂其它相相比)。两相 油颜色变深表明油质有初期老化的特征。从油质测试结果来看，两相油质均合格，与2001年 10月油质分析数据对比无明显变化，但油质监督工作不能放松。 2.2油中产气情况分析 1) 主变(共11台33相)油中产气情况。 投运以来，根据现场设备运行状况和色谱分析结果表明，其中32相主变的油中产气一直正常 。另一相及龙王1号主变A相，2004年测试时，色谱分析表明油中氢含量超标，而其它组分含量与以前基本一致。其特征为油低温过热脱氢致使H2增高。 经检查发现该相油温较其它二相高出数度，通过进一步查找原因发现，是由于散热器积污严 重，影响了散热效果，导致油中H2含量聚升。经彻底冲洗，三相油温一致，H2含量已得 到控制。 2) 高抗(共11台33相)油中产气情况。 (1) 油中产气一直正常的高抗情况统计。  由表4可见：①油中溶解的C1+C2平均值不高。 ②油中溶解的H2含量，不管是平均值还是最大值都不高，且稳定。 (2)不同生产厂的高抗(一直正常)产