李曉敏
(華能龍開口水電有限公司龍開口水電廠,云南 671505)
某電廠500 kV 線路高壓并聯(lián)電抗器發(fā)生“輕瓦斯”故障報警,檢查發(fā)現(xiàn)瓦斯繼電器內(nèi)充氣約400 ml,排氣后不斷產(chǎn)生氣體報警。根據(jù)監(jiān)控上位機報出的電抗器輕瓦斯報警信號,檢查發(fā)現(xiàn)電抗器已充氣約400 mL,對其進行排氣后觀察,約半小時報警一次??紤]到電抗器裝有氣體在線色譜裝置,為排除氣體產(chǎn)生源頭,首先關(guān)閉氣體色譜在線監(jiān)測裝置載氣瓶出口閥,關(guān)閉色譜在線監(jiān)測裝置進油閥和出油閥。關(guān)閉后觀察,瓦斯繼電器內(nèi)仍然充氣。對電抗器中產(chǎn)氣部位進行排除法確定。由于事件發(fā)生時電抗器已停運10 余天,且根據(jù)油樣色譜分析結(jié)果,排除電抗器內(nèi)部故障原因產(chǎn)生氣體。經(jīng)檢查二次信號回路無誤,排除誤發(fā)信號因素。
綜合排除以上可能的故障原因,初步懷疑氣體來源為高壓側(cè)GIS 氣室。經(jīng)對瓦斯繼電器內(nèi)氣體取樣,使用SF6檢漏儀檢測,結(jié)果表明SF6氣體含量較大。將氣體樣品送至省電科院進行氣體組分及含量進行定量分析,結(jié)果表明SF6氣體成分高達86.41%,高壓套管末屏處可排出氣體,綜合判斷,電抗器油/ SF6 高壓套管密封不嚴致SF6氣體進入電抗器并導(dǎo)致瓦斯繼電器報警,需立即對高壓套管進行檢查更換。
1)回收C 相高壓套管SF6氣體,相鄰氣室降壓至260kPa 以下;拆除GIS 氣隔同電抗器連接的軟連接;為防止GIS 導(dǎo)體及盆式絕緣子受潮,將所拆除的GIS 導(dǎo)管端部用專用端蓋堵頭封裝后注入氮氣保護。
2)更換套管時對天氣要求為無雨、空氣濕度75%以下;在確定更換的前一天開始對電抗器進行熱油循環(huán),使電抗器內(nèi)部油溫高于環(huán)境溫度10~20℃;打開油枕的旁通閥及油枕兩頭的放氣塞,對電抗器進行抽油,用真空濾油機將絕緣油抽至準備好的油罐中,直至油抽完;抽油完畢后裝好油枕兩頭的放氣塞;先拆除高壓升高座上的絕緣筒,往上抬起絕緣筒,拆除套管與線圈的連接引線,然后再將絕緣筒慢慢放下,同時由外部拆除套管頂部的外接線和接線頭;松開套管與升高座的連接螺絲,用吊繩綁好套管,緩慢的將套管吊出;將新的套管綁好,用酒精將套管表面擦拭干凈,吊裝到升高座上,安裝好套管與升高座的螺絲,均勻的緊固到位;經(jīng)人孔進入電抗器內(nèi),先把絕緣筒向上抬起,連接套管與線圈的連接線,然后把絕緣筒重新裝好;對電抗器器身進行一次全面檢查,清理電抗器內(nèi)的紙屑,工具等;封閉入孔。
3)對電抗器抽真空,真空在65 Pa 以下后,停真空泵,在30 分鐘內(nèi),真空度上升應(yīng)小于10 Pa,接著繼續(xù)對電抗器抽真空至65 Pa 以下保持24 小時;電抗器注油前進行絕緣油耐壓、微水、色譜試驗;對電抗器進行真空注油,注油速度5 000~6 000 l/h,注油至油位表的曲線規(guī)定的位置。注油完畢后,關(guān)閉油枕上部的旁通閥,緩慢的解除真空;對電抗器進行48 小時以上的熱油循環(huán),至油樣合格。靜放期間對電抗器試加0.035 Mpa 正壓24 小時,電抗器無滲漏油現(xiàn)象。
進行故障套管檢查及密封性試驗結(jié)果,發(fā)現(xiàn)套管銅導(dǎo)電桿從氣端方向整體平移3.8 mm,使氣端和油端密封性能降低,造成SF6 氣體從GIS 氣室滲入套管芯子內(nèi)腔,經(jīng)油端密封進入電抗器中。
高壓套管在安裝就位前已發(fā)生導(dǎo)電桿向氣端方向平移,密封性能降低,但仍可以承受SF6正常工作壓力(0.52MPa),運行中未發(fā)生SF6氣體泄漏。電抗器停運后,油溫降低,套管及電抗器本體溫度降低與環(huán)境溫度平衡,隨著溫度降低,密封圈收縮,密封性能進一步下降,導(dǎo)致SF6氣體從氣室竄入電抗器中。
導(dǎo)電桿平移原因可能為吊裝或轉(zhuǎn)移過程中受外力所致,經(jīng)審查設(shè)計結(jié)構(gòu)圖,符合要求,套管故障為個例,故此次套管故障應(yīng)為一起罕見的高壓套管密封異常引起的電抗器“輕瓦斯”告警。
參考資料:
[1]華東電力試驗研究院.并聯(lián)干式電抗器故障原因分析.2000.12.
[2]干式空心并聯(lián)電抗器多起損壞原因分析[J].電氣技術(shù).2012 (07).
[3]特變電工衡陽變壓器有限公司.產(chǎn)品出廠文件.2012.
[4]王越明,王朋,楊瑩.變壓器故障診斷與維修.2008.