基于绝缘油色谱分析的1 000 kV特高压电抗器故障预警

李东敏，杨爱民，王 磊

（国网山西省电力公司检修公司，山西 长治 046603）

基于绝缘油色谱分析的1 000 kV特高压电抗器故障预警

李东敏，杨爱民，王 磊

（国网山西省电力公司检修公司，山西 长治 046603）

以1 000 kV长治—南阳—荆门特高压交流试验示范工程为基础，探讨了基于绝缘油色谱分析的特高压电抗器故障预警原则，通过一起电抗器故障案例验证了该故障预警的有效性，为后续特高压电抗器的运行维护提供借鉴和参考。

绝缘油色谱分析；故障预警；1 000 kV特高压电抗器

0 引言

近期，国家大气污染防治行动计划“四交四直”特高压工程全面开工建设，计划新建、扩建特高压换流站10座、变电站15座，新增变换电容量近140 000 MVA，工程的全部开工标志着特高压电网进入全面大规模建设和加快发展的新阶段。大批特高压交直流设备即将投入运行，如何高效、有效做好突增特高压主设备的运行维护管理成为一个新的课题。

1 特高压电抗器简介及设备参数

对于特高压电网而言，工频过电压和操作过电压是选择和设计特高压电网系统绝缘配合的决定条件，研究表明采用并联电抗器是限制特高压系统过电压的有效技术措施之一。

输电线路具有电感、电容等分布参数特性，超高压、特高压输电线路一般均达数百km，特高压线路电容产生的无功功率非常大，几乎是500 kV线路无功的6倍，长距离线路的电容效应将更加明显。根据“弗兰梯”效应理论分析，容性无功将使线路电压升高，使得线路的末端电压反而超过首端电压[1]。

为了减弱这种因空载长距离输电线路引起的工频电压升高效应，常在线路的首端、中间或末端加装并联电抗器，依靠电抗器的感性无功来补偿线路上的容性充电无功功率，从而达到抑制工频电压升高的目的。

特高压并联电抗器电压等级高、单相容量大，在结构方面和超高压并联电抗器存在较大差异。特高压并联电抗器一般为星形联结，在其中性点经一个小电抗器接地，表1为特高压长治站1 000 kV电抗器主要设备参数。

2 绝缘油色谱分析基本原理

电抗器绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3、CH2和CH化学基团并由C-C键键合在一起；内部固体绝缘材料如纸、层压纸板或木块等分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖甙键。在电或热故障的作用下使绝缘油和固体绝缘材料生成氢气、一氧化碳、二氧化碳和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等[2]，并溶解在绝缘油中。

由于油中氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2） 以及总烃（烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和）等气体的组成和含量与故障类型及其严重程度有密切关系。因此，可以利用气相色谱法分析绝缘油中各气体含量，提前发现电抗器内部潜伏性故障并监视故障的发展趋势。

表1 1 000 kV特高压电抗器主要设备参数

3 电抗器故障预警原则

在采用绝缘油色谱分析方法的基础上，充分考虑电抗器的历史运行数据和设备结构特点等因素，对电抗器运作情况进行综合判断。

a）日常运维中要按照规程规定的周期进行绝缘油色谱分析，做好油色谱数据的分析和积累。1 000 kV电抗器油中溶解气体分析周期为：投运前；新安装后第1 d、2 d、3 d、4 d、7 d、10 d、30 d；运行中1个月[3]。

b）将试验数据中的主要指标如总烃、C2H2、H2与油中溶解气体含量注意值进行比较。1 000 kV电抗器运行中油中溶解气体含量注意值为：H2含量大于150μL/L；C2H2含量大于1μL/L；总烃含量大于150μL/L[3]。需要注意油中溶解气体含量注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，当气体浓度达到注意值时应进行追踪分析查明原因，如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行。

c）电抗器故障常常以低能量的潜伏性故障开始，若不能尽早发现并采取相应措施，可能会发展成较严重的高能量的故障，因此必须结合故障点的产气速率来分析故障发展趋势。

绝对产气速率，即每运行日产生某种气体的平均值，按式 (1)计算[4]。

式中：γa——绝对产气速率，mL/d；

Ci2——第二次取样测得油中某气体浓度，μL/L；

Ci1——第一次取样测得油中某气体浓度，μL/L；

Δt——二次取样时间间隔中的实际运行时间（日），d；

G——设备总油量，t；

ρ——油的密度，t/m3。

[3]中只规定1 000 kV电抗器绝对产气速率注意值为总烃产气速率大于6 mL/d；参考文献 [4]中规定隔膜式电抗器绝对产气速率注意值为总烃大于12mL/d、C2H2大于0.2mL/d、H2大于10mL/d、CO大于100 mL/d、CO2大于200 mL/d，虽该规定不是针对特高压电抗器，但在执行过程中可以作为参考。

相对产气速率，即每运行月（或折算到月）某种气体含量增加原有值的百分数的平均值[4]。

式中：γr——相对产气速率，%/月；

Ci2—— 第二次取样测得油中某气体浓度，μL/L；

Ci1—— 第一次取样测得油中某气体浓度，μL/L；

Δt—— 二次取样时间间隔中的实际运行时间，月。

文献 [3]和文献 [4]中规定相对产气速率注意值为总烃的相对产气速率大于10%，但对总烃起始含量很低的设备不宜采用此判据。

d）经过气体各组分含量的注意值和产气率的注意值判断设备可能存在故障后，最后采用改良3比值法 [4]来判断特高压电抗器故障原因并进行及时处理。

4 特高压电抗器故障预警案例

以特高压长治站1 000 kV长南I线A相电抗器为例，验证绝缘油色谱分析方法对电抗器故障预警的有效性。

4.1 总体情况

1 000 kV长南I线A相电抗器于2009年1月6日投运，投运前后运维单位均按照规定周期进行绝缘油色谱分析，电抗器试验数据和运行情况说明如下。

a） 2009年1月3日A相电抗器投运前油色谱数据H2（3.61μL/L）、C2H2（0μL/L）、总烃（0.30μL/L），满足规程规定H2＜30μL/L、C2H2＜0μL/L、总烃＜20μL/L要求[4]。

b） 2009年4月2日A相电抗器油色谱分析发现油中出现 C2H2气体，各气体含量为 C2H2（0.05μL/L）、H2（78.77μL/L）、总烃（1.32μL/L），各数值均未超过注意值，现场运维人员缩短试验周期改为2 d 1次，密切跟踪监视设备状态变化趋势，在跟踪过程中发现各数据稳定。

c）2009年6月12日A相电抗器油色谱分析发现C2H2气体含量出现突变，由3 d前的0.9μL/L突变至2.11μL/L，超过规定注意值1μL/L，但其他试验数据H2（20.27μL/L）、总烃（5.69μL/L）均未超过注意值，且CO2和CO含量稳定无突变增长。现场检查电抗器外观、声音均无异常，气体继电器内无气体、测量铁芯夹件电流正常，各数据与投运以来带电检测数据相比均正常。鉴于各色谱数据基值低，现场继续跟踪监视，期间各数据呈缓慢增长趋势，乙炔含量缓慢增长至3μL/L左右。

d） 2009年9月20日20时A相电抗器油色谱分析发现C2H2由2.95μL/L突变至5.47μL/L、总烃由16μL/L突变至35.92μL/L；9月22日8 时C2H2增至10.7μL/L、H2增至132.01μL/L、总烃增至254.90μL/L，计算产气速率严重超过注意值，为避免电抗器损坏和事故停电，运维单位紧急将长南I线电抗器申请停运并进行检查处理。

4.2 油色谱数据分析

从A相电抗器投运前至紧急停运期间共进行163次油色谱试验，其中C2H2、H2、总烃气体含量趋势如图1、图2、图3所示。

从图1乙炔趋势图可以看出，乙炔在停运之前曾有2次较小的突变，但每次突变后数值在一定时间内都趋于稳定，但在9月20日20时后乙炔大幅值突变后，产气速率明显加快。图2氢气和图3总烃含量从投运后数值较稳定，各气体含量呈缓慢增长趋势，但同样在9月20日20时后产气速率明显加快，气体含量绝对值大幅增加。

图1 A相电抗器乙炔含量趋势图

图2 A相电抗器氢气含量趋势图

图3 A相电抗器总烃含量趋势图

表2为从A相电抗器全部163组油色谱数据中选取的15组试验数据，能够较全面反映A相电抗器的运行情况，后续文中A相电抗器故障分析中的绝对产气速率、相对产气速率以及故障类型计算均采用表2中数据。

4.3 电抗器气体含量分析

从9月22日0时和9月22日8时2次数据中可以看出，C2H2和总烃含量绝对值都超过注意值，考虑C2H2绝对值之前已超过注意值，故仅仅从注意值进行判断较难全面评价故障情况，需要进一步计算产气速率，结合产气速率来进行综合判断，若产气速率也超过注意值，则可判定确实存在故障。

利用式（1） 和式（2） 计算9月20日20:00时至9月22日00:00时（简称阶段1）、9月22 日00:00时—9月22日08:00时（简称阶段2）两个时间段的产气速率。表2和表3分别为2个时间段的绝对产气速率和相对产气速率计算结果。从表2中可以看出，电抗器2个时间段的产气速率均大幅超过注意值，因此可以判断A相电抗器内部出现故障。

表2 A相电抗器绝缘油色谱分析数据μL/L

表3 阶段1电抗器产气速率

表4 阶段2电抗器产气速率

4.4 故障类型判断

对9月22日8时油色谱数据采用改良3比值法进行分析判断[4]，C2H2/C2H4比值为0.089，编码0；CH4/H2比值为0.810，编码0；C2H4/C2H6比值为7.297，编码2；计算结果编码为002，故障类型可能为高温过热（高于700℃），故障可能原因为分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动或接头焊接不良、涡流引起铜过热、铁芯漏磁、局部短路、层间绝缘不良、铁芯多点接地等。

判断过热性故障是否涉及固体绝缘材料时，若涉及固体绝缘材料则会引起CO、CO2含量明显的增长，当怀疑故障涉及固定绝缘材料裂解时，一般CO2和CO比值小于3[4]，而A相电抗器CO2和CO比值为3.48，不满足小于3的规定。从整个试验数据来看CO、CO2呈缓慢增长趋势，而且中间数据还高于最后一次试验数据。因此，可基本判定A相电抗器过热性故障未涉及固体绝缘为裸金属性过热。

4.5 现场检查处理

为查找故障原因，现场开展了一系列带电检测项目逐个对故障原因进行排查。

a） 红外热成像检测电抗器油箱无明显过热点，排除漏磁环流引起油箱发热的故障原因。

b）测量电抗器铁芯接地电流。铁芯接地电流为49.6 mA，小于300 mA标准要求，且与历史数据相比基本一致，接地电流无异常，排除铁芯多点接地故障原因。

c）测量电抗器夹件接地电流。夹件接地电流为253 mA，小于标准1 000 mA要求，且与历史数据相比基本一致，接地电流无异常。

d）测量电抗器噪声。电抗器4个方向噪声均在70～80 dB，与出厂值、历史数据相比基本一致，噪声无异常。

e）测量电抗器机械振动。振动频谱的测量结果显示振动频率为100 Hz，幅值和频率均同正常相基本一致，振动频谱中没有其他振动频率出现。

从带电检测结果分析，各测试数据均正常，未能找到故障原因，需要停电做进一步检查，现场紧急向调度申请将电抗器停电。停电后首先进行了A相电抗器套管连同绕组直阻测量，经温度换算后直阻测量值为1.049Ω，与现场交接试验值（1.050Ω）、电抗器B相（1.045Ω）、电抗器C相（1.078Ω） 相比数据正常，排除局部短路等绕组故障情况，基本判断故障原因为固定螺栓松动。

现场进一步开展电抗器内检，经过油箱内的仔细检查发现由于绕组下屏蔽一颗固定螺栓松动烧蚀放电，导致出现高温过热故障，与采用预警原则判断一致。重新对A相电抗器内部上下屏蔽螺栓全部进行了铳铆紧固处理，防止再松动放电引起过热故障。经过半个月排油内检处理后，A相电抗器再次投入运行，至今电抗器运行稳定，表明故障原因查找准确、处理得当。

5 结束语

给出基于绝缘油色谱分析的1 000 kV电抗器故障预警案例和分析处理过程，通过对电抗器油色谱试验数据的分析，提前发现内部故障，及时采取停运检查和处理，避免特高压电抗器损坏和特高压系统事故停运事故发生，为后续特高压电抗器的运行维护提供参考和借鉴。

参考文献：

[1]刘振亚.特高压电网 [M].中国经济出版社，2005：36-41.

[2]韩长利，仇明，李智.用油色谱分析方法检测变压器故障[J].变压器，2011，08(1)：17-21.

[3]中国国家标准化管理委员会.1 000 kV交流电气设备预防性试验规程GB/Z 24846—2009[S].北京：中国标准出版社，2009：4-14.

[4]中国国家标准化管理委员会.变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB/T 7252—2001[S].北京：中国标准出版社，2001：10-15.

Fault Prediction of 1 000 kV Reactor Based on Chromatography Analysis of Insulation Oil

LIDongm in，YANG Aim in，WANG Lei

（State Grid ShanxiM aintenance Company of SEPC，Changzhi,Shanxi 046603，China)

In this paperbased on the projectof1 000 kV AC power transmission demonstration project from Changzhivia Nanyang to Jingmen,1 000 kV reactor faultprediction principle based on chromatography analysis of insulation oil is introduced.Then according to a faultofa reactor,the correctness of the principle is verified,which could provide reference for the operation andmaintenance of1 000 kV reactors in the future.

chromatography analysisof insulation oil；faultprediction;1 000 kVUHV reactor

TM866

B

1671-0320（2016）06-0016-05

2016-07-06，

2016-09-20

李东敏（1980），男，山西潞城人，2008年毕业于西南交通大学电力系统及自动化专业，工程师，从事交流特高压运维工作；

杨爱民（1969）男，河南安阳人，1993年毕业于郑州大学电气工程及自动化专业，高级工程师，从事交流特高压管理工作；

王 磊（1983）男，山西大同人，2008年毕业于太原理工大学电气工程及自动化专业，助理工程师，从事交流特高压管理工作。