500kV变压器和电抗器健康状况分析

原作者:[标签:作者] 添加时间:2007-06-29 原文发表时间:2007-06-30 人气:1

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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。
关键词：500 kV高压电抗；500 kV变压器；油中溶解气体；油中含气量；油质

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。

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