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[油分析专区] 葛洲坝水电厂油务监督

发布时间：2009/6/8 阅读次数：1335 字体大小: 【小】【中】【大】

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葛洲坝水电厂油务监督

王卫国，邹国武

(葛洲坝水力发电厂，湖北宜昌443002)

关键词：绝缘油；色谱分析；特征气体；葛洲坝水电厂
摘要：针对用气相色谱法检测出的充油电气设备故障，如：80年代初期设计的进口与国产电抗器过热，3号主变0相套管低温过热，65B、66B变压器低温过热等现象，以及30B变压器轻瓦斯事故动作，各类潜伏性故障，进行了实例分析，并对葛洲坝水电厂多年来的绝缘油、透平油油质监督，SF₆设备水分检测等工作做了总结。

电厂油务监督工作主要包括：新油的验收，运行油的质量监督，设备检修时油质的监督和验收，用气相色谱法检测充油电气设备内的潜伏性故障，SF₆气体的验收及其运行的质量监督。葛洲坝电厂已投产20年，绝缘油、透平油、SF₆气体使用时间较长，总结油务管理经验，加强油务监督工作，对发电设备安全运行具有重要的意义。
1 利用气相色谱法检测充油电气设备内的潜伏性故障
绝缘油中的色谱分析法，能尽早地发现充油电气设备内部存在的潜伏性故障，是监督和保障设备运行安全的一个重要手段，经过20多年的运行，技术日趋成熟，效益十分明显。充油电气设备内部存在故障时，绝缘油在故障产生的能量作用下裂解产生可燃性气体溶解于油中，用气相色谱法对绝缘油中溶解气体组分的特征、含量和产气速率进行分析，通过三比值法可以判断设备内部有无故障、故障类型及故障发展的程度。我们通过该方法，已多次检测出潜在的故障。
1.1 500 kV电抗器过热故障分析
并联电抗器作为线路无功补偿装置，在超高压电网中被普遍采用。葛洲坝电厂大江开关站共有9台500 kV单相电抗器，其中51DK为日本富士生产，绝缘油是日本Ⅰ类2号油。52DK、53DK为西安变压器厂生产，绝缘油是国产25号油。 52DK C相返厂大修重新投运后和53DK油中特征气体含量正常，其他电抗器存在不同程度的过热故障。故障主要原因系80年代初期电抗器设计存在一定缺陷。
1.1.1 51DK A、C相存在低温过热故障
51DK A相1989年投入运行，同1986年投运的电抗器相比，最明显的变化就是油中没有乙炔，说明设备内部不存在放电故障。1992年开始发现油中总烃含量超标，一直在追踪分析中；51DK C相是1986年投入运行的，早期色谱分析认为设备内部存在放电和高温过热性故障，后来油中乙炔停止增长，总烃含量逐渐增加，表现为过热性故障，投运15年没有进行排油检修，绝缘油没有进行真空循环过滤处理，一直在追踪分析中。
51DK A、C相油中总烃含量每年增加100 μL／L左右，主要表现在冬季总烃含量降低一些，2～8月增长较快，绝对产气速率有时达到43.2 mL／d，超过DL／T 722—2000规定的注意值（12 mL／d）3倍多，三比值为0 2 0，判断设备内部存在100～300℃低温过热故障，仍要加强追踪分析。
1.1.2 51DK B相存在高温过热故障
51DK B相于1986年7月安装在51DK A 相位置上运行，1989年元月退出运行，1989年4月安装在52DK C 相位置上运行，1991年4月对设备的绝缘油进行真空热油循环脱气处理后继续运行，1994年4月退出运行，送某厂大修后，于2001年元月安装在51DK B相投入运行至今。从试验的结果分析看，三比值为1 2 2，内部故障是“电弧放电兼高于700℃高温过热”所致。与历史分析数据比较，该设备返厂大修前后产气特征、平均产气速率几乎是相同的，说明虽然对设备局部进行了改造，但并没有解决设备内部故障。目前51DK B相绝缘油中总烃含量以10.5 mL／d的产气速率增长，接近DL／T 722—2000规定的注意值（12 mL／d），与其他运行阶段不同的是，油中特征气体是持续不断的增长，必须密切追踪分析，油中特征气体产气速率增长较快时，应考虑退出运行。
1.1.3 52DK A相存在低温过热故障
52DK A相是1988年投入运行的，1989年12月色谱分析发现设备内部存在低温过热故障。设备一直未进行排油检修，油中总烃含量高达1 339 μL／L。据2001年色谱分析结果，5个月的时间内，油中总烃含量增加了380 μL／L，绝对产气速率是34.8 mL／d，三比值为0 2 0，判断设备内部存在100～300℃低温过热故障。油中CO和CO₂的含量比较高，为了判断设备内部固体绝缘是否老化，分析油中糠醛含量为0.04 μL／L，未超标。因是发电的高峰季节，将追踪分析时间缩短为每周2次，追踪分析发现油中总烃含量没有变化，但油的闪点由140℃降至132℃，每次试验下降2℃，油的颜色较深，油质有加速劣化的趋势。为此，我们根据色谱分析数据和油质检测结果，提出该设备应立即停运进行检查。实际检查发现铁心夹件多处严重过热，因此该设备退出运行。
1.1.4 52DK B相存在低温过热故障
52DK B相是1988年投入运行的，1989年12月色谱分析发现设备内部存在低温过热故障。绝缘油因密封隔膜破裂更换，进行过真空热油循环过滤处理，一直在追踪分析中。近期色谱试验数据其三比值为0 2 0，判断设备内部存在100～300℃低温过热故障。该电抗器的绝缘油颜色较深，闪点144℃，与52DK A绝缘油相似，因此正加强追踪分析，密切注意油质的变化。
1.1.5 电抗器过热性故障综合分析
早期的电抗器都存在过热故障，从色谱分析看，2～8月特征气体含量增长较快，但不是持续不断的增长，而是跳跃式增长。改善设备的散热效果，能够降低设备过热故障的程度。我厂9台电抗器在散热片下部加装风扇，大大增强了散热效果。每年冬季停止风扇运行，夏季末才投入运行，宜昌3、4月份天气变化无常，温差极大，造成电抗器油中特征气体含量增长。2001年4月，5台有故障的电抗器总烃急剧增长，启动强风散热装置后，总烃含量有所下降，其后稳定到7月才开始增长。2002年强风散热装置提早投入运行，4台有故障的电抗器总烃从2001年9月至2002年4月处于稳定状态。因此建议：①缩短分析周期，结合环境温度、油温和线路负荷，探讨绝缘油中特征气体含量变化规律；②风扇全年投入运行，考察油中总烃变化幅度是否减小；③在散热器上加装其他降温装置，提高散热器效率。
1.2 3号主变0相套管低温过热故障
1998年12月16日色谱分析发现3号主变0相套管的CH₄，超过注意值，三比值为0 2 0，判断为低温过热故障。后经设备班组换油处理。两次冬修色谱分析发现CH₄明显增长，超过GB／T7595规定的注意值，说明套管内部存在低温过热故障。
1.3 65B、66B变压器低温过热故障分析
65B、66B同为沈阳第二变压器厂产品，1987年投入运行，2000年常规试验时发现66B总烃超过注意值，65B总烃接近注意值，总烃含量中C₂H₄占主要成分，2001年追踪分析发现两台变压器油中C₂H₄都增加了，其他组分没有增长。如果设备内部存在故障，特征气体含量不会仅是C₂H₄增加，其他也应同步增长。因此我们分析认为，可能是设备内部使用了含乙烯成分的材料，如：聚四氟乙烯、聚乙烯等，材料与绝缘油接触，乙烯缓慢地溶解在绝缘油中，造成油中乙烯含量增长。
1.4 30B变压器轻瓦斯动作事故分析
30B因油位下降，于1997年12月进行了补油。1998年2月变压器的瓦斯继电器就发生动作，此后，每隔几天瓦斯继电器就动作一次。对30B本体油样及瓦斯继电器中的气样、油样进行色谱分析，该变压器油中溶解气体含量都没有超过规定的注意值，与以往的色谱数据相比较，并没有大的变化，初步判断该变压器内部并没有潜伏性故障。瓦斯继电器气样中的氢气含量较高，达到962 μL／L，瓦斯继电器油样中的氢气含量只有50 μL／L，利用分配定律来计算，气体组分在溶解平衡时的实际溶解系数，各溶解气体溶解系数的实际值与理论值基本上相符，说明瓦斯继电器中的气体组分含量与油中溶解的气体组分含量基本平衡，从而可以进一步判断该变压器内部没有潜伏性故障，系注油时带进了空气。1998年2月27日，30B停电检查。大量的气体从油管道排气孔中排出，排完气后关闭排气孔。经过此次处理，变压器投运后瓦斯继电器再没发生动作。
2 绝缘油油质监督
新油和运行中的变压器油质量，直接关系到充油电气设备的安全运行和使用寿命。因此必须进行有效的监控。
2.1 50 t新绝缘油的验收
2000年7、8月间，先后对新购进50 t国产25号绝缘油的验收试验，发现油的pH值均比运行油质量标准pH值4.2还小。认定两批绝缘油均不合格，于是两次退回了绝缘油。其后，厂家来人讨论承认油的pH值比较低，主要是炼制过程中工艺改变，造成出厂油的pH值，低于GB2536—90新油标准中pH大于5.0的要求。重新在10月25日再发来50 t新油，经检验该批绝缘油合格。这次新油的验收无疑是对我厂油务监督技术水平的一次检验。
2.2 运行绝缘油的质量监督
我厂绝缘油运行近20年，油的质量都符合GB／T7595运行油质量标准，1999年有2台照明变（共600 kg绝缘油）油的pH值为4.2，接近运行油标准，与历史数据相比有下降的趋势，进行了更换新油处理。从历史数据看，二江安装的1.38 kV以下的电气设备油的pH值都在45以下，可能是设备中油本身的pH值比较低，而不是油质劣化引起的。
3 透平油油质监督
我厂主要使用LAS－46号透平油，1990年以来，大江电厂部分机组调速系统中主配压阀、引导阀等卡塞，造成临时检修清污，系统中发现大量的油泥，产生的原因不明。1997年对大江电厂调速系统供油管道进行了真空热油循环清洗，经过检测油中抗氧化剂和防锈剂含量后，并在油中按一定比例添加了抗氧化剂和防锈剂。通过这一系列措施，基本解决了大江电厂调速系统卡塞问题。由于油压装置、上导、推力、水导共用一个供油系统，检修时四个部位的油混合后，油中抗氧化剂和防锈剂含量将降低，势必影响此次处理的效果。
目前油常规试验项目的分析未发现异常。国家公布的最新电厂运行中透平油质量标准GB／T7596—2000开始实施，从2001年7月份开始，我厂机组的运行油按此标准执行。新标准中，建议对200 MW及以下机组油的颗粒度进行测定。2001年冬修中，对透平油水分做的对比分析表明，当油的定性分析没有水分，且油外观透明时，定量分析水分大约在20～40 μL／L；油的水分达到95 μL／L时，定性检测才能检测到水分；水导油严重乳化时，定量检测水分非常高；油透明，底部有水，溶解在油中的水分则含量不高。
在水力发电厂的上导、推力、油压装置对油质的要求要高于水导，因此运行油标准制定时应区别对待。在取样时发现油样中有水和杂质，主要是其装置下部沉积的水和杂质，一般在50 kg左右，这部分油并不能代表整个本体的油的质量，取样时应尽量多排一点废油。建议在机组检修时应及时进行排污处理，防止运行时搅拌混合后对设备产生影响。
4 SF₆设备水分监测
220 kV开关站的19台断路器为近年安装投运的，SF₆中水分含量都在100×10^-6体积分数以下，500 kV开关站的18台断路器运行时间15年，SF₆的水分含量较高，冬修监测中，发现有19个支柱SF₆水分超标，采取充氮干燥的方法处理，使水分控制在150×10^-6体积分数以下。其中5062号断路器在1998年测试水分就已经高于300，经过干燥处理降至150×10^-6体积分数以下，但第2年水分又超标了，说明设备的密封圈老化严重。从监测结果分析，500 kV开关站SF₆断路器运行时间较长，应逐步大修更换密封圈，2001年已经大修的断路器，经过一年的运行检验，SF₆的水分含量均在100×10^-6体积分数以下，说明有的SF₆的水分较大，主要是设备老化，密封不严所致。

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