葛洲坝水电厂油务监督
2008-01-10 14:53:57 来源：
A-
A+
电力18讯： 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
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
评论
最新评论（0）
相关新闻：
-
无相关信息