论文部分内容阅读
【摘 要】 介绍了云峰发电厂220kV2号主变6022电流互感器C相在预防性试验中发现油中色谱含量异常，氢气和总烃含量超过注意值的原因分析和处理及建议。
【关键词】 电流互感器；异常分析；处理建议
1课题背景及研究的意义
2014年3月31日，云峰发电厂220kV2号主变6022电流互感器C相在预防性试验中发现油中色谱含量异常，氢气和总烃含量超过注意值。
2 试验数据
220kV2号主变6022电流互感器C相近年来色谱分析数据、油化验数据及绝缘试验数据分别见表1-1、表1-2和表1-3所示。
测量绕组的绝缘电阻：
a.绝缘电阻不作规定，但不得低于原始值的60%；
b.电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000 MΩ。
测量绕组连同套管的介质损失角正切值：
a.20℃时tgδ%值不应大于0.8；
b.与历年比较不应有显著变化；
c.同时测量电流互感器主绝缘的电容值，一般不超过初始值的±5%；
d.电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000 MΩ时，应测量末屏对地tgδ%值不大于2%。
220kV2号主变6022电流互感器A、B、C各相近年来油色谱中氢气、总烃数据趋势见图2-1所示：
从以上试验数据看出，220kV2号主变6022电流互感器C相油中H2大幅度超过注意值，总烃含量也超过注意值。故障气体主要由H2和CH4构成，其中CH4含量占总烃的90%以上，与低能量局部放电故障特征相符。
氢气含量升高原因可能有以下几种：设备受潮；固体绝缘老化；油中含有水分，与铁作用生成氢气；制造工艺差或维护不当；环己烷的脱氢反应等。
3.1 分析绝缘受潮的可能性
6022电流互感器C相电气试验时，高压绕组对地、末屏对地绝缘电阻均为20000 MΩ，符合《电气设备高压试验规程（电QJ/1155-08-0201-2008）》要求，绝缘电组不低于1000 MΩ，并且与初始和历次数据没有显著变化；主绝缘tgδ%均为0.257，且历年数据没有显著变化；绝缘油击穿电压为60.6 kV，符合《油务规程（电QJ/1155-08-0202-2008）》要求，大于45 kV。所以绝缘受潮的可能性可以排除。
3.2 分析固体绝缘老化的因素
油色谱分析对发现油浸式电流互感器潜伏性故障是非常重要的，当通过油色谱分析发现油中溶解气体异常时，要以油色谱分析为主，并与历次测量数据进行纵向对比，观察变化趋势，结合其他测试手段所得出的数据，进行综合检测诊断。
当故障涉及到固体绝缘时，会引起CO和CO2的增长。固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中CO和CO2含量上，一般没有严格界限。经验证明，当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般CO2/CO≥7，6022电流互感器的CO2/CO比值为1.4左右，小于7，故不涉及固体绝缘老化，这种可能性可以排除。
3.3 分析油中含水量的可能性
油中含有水，可以与铁作用生成氢气，从简化分析结果来看，油中水含量为11.7 mg/L，这种可能性可以排除。
3.4 分析制造工艺差或维护不当的可能性
3.4.1金属膨胀器可能性
电流互感器氢气基值较高，不锈钢金属膨胀器若在加工时吸附的氢气未得到妥善处理，在油的浸泡和电场长期作用下就可能会慢慢释放出来了。
3.4.2产品制造缺陷的可能性
如真空处理不彻底、装配不良、电屏断裂等因素，都可能致使电流互感器在正常工作电压或过电压下产生局部放电。另外，末屏接触不良，屏极电位悬浮等，也将产生局部放电，最终导致绝缘击穿。
3.4.3电流互感器内部一次连接夹板、螺杆、螺母等松动的可能性
会使接触电阻大，局部温升增加，过热时分解的特征气体，可能最终金属膨胀器伸长顶起上盖。
3.4.4端部胶垫压偏的可能性。可能造成电流互感器密封不良等。
3.5 分析环己烷的脱氢反应的可能性
环烷烃中有一种环己烷，在冶炼变压器油过程中，由于工艺条件的限制，会残留少量成分在油中。在某些条件下，可能因发生脱氢反应而产生氢气。
总之，上述原因分析中，由于制造工艺差或维护不当及环己烷脱氢反应均存在可能性。
4 缺陷严重性
型号为LB7-220的220kV2号主变6022电流互感器C相，在2014年3月31日预防性试验油中色谱检测，H2达到5376.609μL/L，总烃358.867μL/L，严重超过注意值。另外，C2H6、CO、CO2含量也有所增长。虽为低能量放电，分散发生在极小的局部空间内，一般不会立即形成贯穿性通道，但长期发展会使固体绝缘材料产生不可恢复的损伤，使电介质分解、破坏，严重时甚至可能导致发生击穿。
当电流互感器油中气体浓度极高时，会导致超出油的溶解极限，氢气、高组份烃类气体的游离，又致使互感器内部压力增大、金属膨胀器被拉伸变形、油位异常指示、甚至屏蔽罩被变形的金属膨胀器顶变形及互感器超压发生爆裂、绝缘击穿爆炸事故等。
5 处理方法及建议
为防止我厂220kV电流互感器油色谱中气体含量异常。根据220kV电流互感器内部放电发展过程的故障特征，应采取以下措施：
5.1 对220kV2号主变6022电流互感器C相进行局部放电、高电压介损（我厂无此测量仪器）等试验，测局部放电量和高电压下的介损和电容值，进一步判断局部放电缺陷位置。
5.2 春检期间对我厂全部220kV电流互感器及时安排油色谱检测。发现氢气、烃类气体组份同步增长的互感器，适时安排更换。
5.3 运行中220kV电流互感器巡视时，若发现互感器油位指示异常立即进行油色谱检测并进行跟踪。
5.4 对运行中220kV电流互感器定期进行红外测温，对温度异常立即进行油色谱检测并进行跟踪。
5.5 对220kV2号主变6022电流互感器C相进行换油。
然而更换后的油中含有较多的环己烷，尽管当时油中氢浓度很低，但随着电流互感器的投入运行，油中的脱氢反应不断进行，氢气浓度可能将逐渐上升。所以，此法虽然简单但不能解决实质问题。故本次退出运行的电流互感器，不应简单滤油抽真空处理后重复使用。
5.6 利用电流互感器大修期间，从底部油箱的放油阀充入干燥的高纯度氮气，将真空橡胶管接到互感器金属膨胀器顶部的加油阀上，用真空泵抽真空数小时。
因为互感器的膨胀器上部有一定的空间，当氮气穿过油向上运动时，会加速油中的气体（主要是氢气）从油内部跑出，从而提高脱气效率。
6 结束语
220kV电流互感器运行中油色谱氢气和总烃含量超过注意值，是威胁安全生产的突出问题，应加强对电流互感器的巡检、试验，防止电流互感器故障发生。
参考文献：
[1] 王乃慶 王焜明.电力设备预防性试验规程（DL/T596-1996）.北京：中国电力出版社，2012：10
[2]陈化钢.电力设备预防性试验实用技术问答.北京：中国水利水电出版社，2009：11
[3] 徐康健 孟玉婵.变压器油中溶解气体的色谱分析实用技术.北京：中国质检出版社，中国标准出版社，2011：12
【关键词】 电流互感器；异常分析；处理建议
1课题背景及研究的意义
2014年3月31日，云峰发电厂220kV2号主变6022电流互感器C相在预防性试验中发现油中色谱含量异常，氢气和总烃含量超过注意值。
2 试验数据
220kV2号主变6022电流互感器C相近年来色谱分析数据、油化验数据及绝缘试验数据分别见表1-1、表1-2和表1-3所示。
测量绕组的绝缘电阻：
a.绝缘电阻不作规定，但不得低于原始值的60%；
b.电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000 MΩ。
测量绕组连同套管的介质损失角正切值：
a.20℃时tgδ%值不应大于0.8；
b.与历年比较不应有显著变化；
c.同时测量电流互感器主绝缘的电容值，一般不超过初始值的±5%；
d.电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000 MΩ时，应测量末屏对地tgδ%值不大于2%。
220kV2号主变6022电流互感器A、B、C各相近年来油色谱中氢气、总烃数据趋势见图2-1所示：
从以上试验数据看出，220kV2号主变6022电流互感器C相油中H2大幅度超过注意值，总烃含量也超过注意值。故障气体主要由H2和CH4构成，其中CH4含量占总烃的90%以上，与低能量局部放电故障特征相符。
氢气含量升高原因可能有以下几种：设备受潮；固体绝缘老化；油中含有水分，与铁作用生成氢气；制造工艺差或维护不当；环己烷的脱氢反应等。
3.1 分析绝缘受潮的可能性
6022电流互感器C相电气试验时，高压绕组对地、末屏对地绝缘电阻均为20000 MΩ，符合《电气设备高压试验规程（电QJ/1155-08-0201-2008）》要求，绝缘电组不低于1000 MΩ，并且与初始和历次数据没有显著变化；主绝缘tgδ%均为0.257，且历年数据没有显著变化；绝缘油击穿电压为60.6 kV，符合《油务规程（电QJ/1155-08-0202-2008）》要求，大于45 kV。所以绝缘受潮的可能性可以排除。
3.2 分析固体绝缘老化的因素
油色谱分析对发现油浸式电流互感器潜伏性故障是非常重要的，当通过油色谱分析发现油中溶解气体异常时，要以油色谱分析为主，并与历次测量数据进行纵向对比，观察变化趋势，结合其他测试手段所得出的数据，进行综合检测诊断。
当故障涉及到固体绝缘时，会引起CO和CO2的增长。固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中CO和CO2含量上，一般没有严格界限。经验证明，当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般CO2/CO≥7，6022电流互感器的CO2/CO比值为1.4左右，小于7，故不涉及固体绝缘老化，这种可能性可以排除。
3.3 分析油中含水量的可能性
油中含有水，可以与铁作用生成氢气，从简化分析结果来看，油中水含量为11.7 mg/L，这种可能性可以排除。
3.4 分析制造工艺差或维护不当的可能性
3.4.1金属膨胀器可能性
电流互感器氢气基值较高，不锈钢金属膨胀器若在加工时吸附的氢气未得到妥善处理，在油的浸泡和电场长期作用下就可能会慢慢释放出来了。
3.4.2产品制造缺陷的可能性
如真空处理不彻底、装配不良、电屏断裂等因素，都可能致使电流互感器在正常工作电压或过电压下产生局部放电。另外，末屏接触不良，屏极电位悬浮等，也将产生局部放电，最终导致绝缘击穿。
3.4.3电流互感器内部一次连接夹板、螺杆、螺母等松动的可能性
会使接触电阻大，局部温升增加，过热时分解的特征气体，可能最终金属膨胀器伸长顶起上盖。
3.4.4端部胶垫压偏的可能性。可能造成电流互感器密封不良等。
3.5 分析环己烷的脱氢反应的可能性
环烷烃中有一种环己烷，在冶炼变压器油过程中，由于工艺条件的限制，会残留少量成分在油中。在某些条件下，可能因发生脱氢反应而产生氢气。
总之，上述原因分析中，由于制造工艺差或维护不当及环己烷脱氢反应均存在可能性。
4 缺陷严重性
型号为LB7-220的220kV2号主变6022电流互感器C相，在2014年3月31日预防性试验油中色谱检测，H2达到5376.609μL/L，总烃358.867μL/L，严重超过注意值。另外，C2H6、CO、CO2含量也有所增长。虽为低能量放电，分散发生在极小的局部空间内，一般不会立即形成贯穿性通道，但长期发展会使固体绝缘材料产生不可恢复的损伤，使电介质分解、破坏，严重时甚至可能导致发生击穿。
当电流互感器油中气体浓度极高时，会导致超出油的溶解极限，氢气、高组份烃类气体的游离，又致使互感器内部压力增大、金属膨胀器被拉伸变形、油位异常指示、甚至屏蔽罩被变形的金属膨胀器顶变形及互感器超压发生爆裂、绝缘击穿爆炸事故等。
5 处理方法及建议
为防止我厂220kV电流互感器油色谱中气体含量异常。根据220kV电流互感器内部放电发展过程的故障特征，应采取以下措施：
5.1 对220kV2号主变6022电流互感器C相进行局部放电、高电压介损（我厂无此测量仪器）等试验，测局部放电量和高电压下的介损和电容值，进一步判断局部放电缺陷位置。
5.2 春检期间对我厂全部220kV电流互感器及时安排油色谱检测。发现氢气、烃类气体组份同步增长的互感器，适时安排更换。
5.3 运行中220kV电流互感器巡视时，若发现互感器油位指示异常立即进行油色谱检测并进行跟踪。
5.4 对运行中220kV电流互感器定期进行红外测温，对温度异常立即进行油色谱检测并进行跟踪。
5.5 对220kV2号主变6022电流互感器C相进行换油。
然而更换后的油中含有较多的环己烷，尽管当时油中氢浓度很低，但随着电流互感器的投入运行，油中的脱氢反应不断进行，氢气浓度可能将逐渐上升。所以，此法虽然简单但不能解决实质问题。故本次退出运行的电流互感器，不应简单滤油抽真空处理后重复使用。
5.6 利用电流互感器大修期间，从底部油箱的放油阀充入干燥的高纯度氮气，将真空橡胶管接到互感器金属膨胀器顶部的加油阀上，用真空泵抽真空数小时。
因为互感器的膨胀器上部有一定的空间，当氮气穿过油向上运动时，会加速油中的气体（主要是氢气）从油内部跑出，从而提高脱气效率。
6 结束语
220kV电流互感器运行中油色谱氢气和总烃含量超过注意值，是威胁安全生产的突出问题，应加强对电流互感器的巡检、试验，防止电流互感器故障发生。
参考文献：
[1] 王乃慶 王焜明.电力设备预防性试验规程（DL/T596-1996）.北京：中国电力出版社，2012：10
[2]陈化钢.电力设备预防性试验实用技术问答.北京：中国水利水电出版社，2009：11
[3] 徐康健 孟玉婵.变压器油中溶解气体的色谱分析实用技术.北京：中国质检出版社，中国标准出版社，2011：12