浅谈电流互感器氢气超标的处理

35千伏所用变氢气、总烃严重超标诊断分析与处理

摘要：针对新改扩建工程采购的35千伏所用变压器，投产不久后发生多起氢气、总烃升高的事故，通过解体油色谱异常的所用变，从结构、设计及制造工艺等方面分析运行中的35千伏所用变出现氢气、总烃升高的原因。并提出相关处理措施。

关键词：所用变、取油试验、氢气、总烃、绝缘

引言

35千伏所用变是电力系统中重要设备，主要提供变电站内的生活、生产用电。所用变的可靠运行，给设备运维单位提出更高的工作要求。xx供电公司2018年-2019年实施的基建工程、技改工程投产的所用变在运行过程中氢气、总烃严重超标的问题异常突出。所用变的供应商经多次尝试整改，最终找出35千伏所用变氢气、总烃超标的根本原因，保证了设备供电可靠性。

一、所用变第一次取油检测

2018年12月25日，对35kVxxx变电站1号所用变取油试验分析中发现：本体氢气、总烃含量超标（H2含量2381.263μL/L，总烃含量173.025μL/L）。

初步原因分析：高压线圈首头端绝缘部位有局部放电造成变压器油裂解产生氢气。

处理措施：重新生产1台所用变，主要将高压线圈首头端绝缘加强，增加端部绝缘垫块与绝缘纸板，提升首头、分接引线绝缘强度。（根本问题未解决）

二、第二次更换所用变取油检测

2019年01月31日，跟检氢气含量无明显变化，但总烃含量明显增加（H2含量2350μL/L、总烃含量346.422μL/L）。两次试验氢气、总烃严重超标，并且数据已成倍增长。（数据见下表）

初步原因分析：现场气温（白天与夜晚）温差较大，所用变储油柜内的空气结露，导致所用变油中水分增加进而产生氢气。

处理措施：改变所用变储油柜结构，将原来敞开式储油柜改为储油柜胶囊。减小所用变油与空气接触及所用变油中水分。（根本问题未解决）

1 第三部分：变电运行事故及异常处理指导手册

一、事故处理的原则 ............................................................................................................................................................... 2

二、事故处理的一般过程 ....................................................................................................................................................... 2

1、一次设备发生故障或无故障跳闸处理流程 ............................................................................................................. 2

2、二次设备（包括继电保护、安全控制装置，及相关通道）异常或告警 .............................................................. 2

3、遥测、监控系统故障 ................................................................................................................................................. 2

4、设备越限处理 ............................................................................................................................................................. 3

关于发电机氢气露点高的原因及防范措施 温凯

摘要：叙述了水氢氢冷却发电机氢气湿度大的影响因素及处理办法，内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司3-12发电机组，发电机由东方电机股份公司制造，水-氢-氢冷却方式，发电机氢气干燥系统采用QXG-3型吸附式氢气干燥器。我国发电机运行规程规定，发电机内氢气纯度不能低于96%，露点温度应在-25-0℃。

关键词：发电机； 氢气；露点; 干燥器；措施

一、氢气露点超标的危害

露点是指气体中的水分从未饱和水蒸气变成饱和水蒸气的湿度。氢气湿度大是影响发电机绝缘性能的主要因素之一。运行中发电机内氢气湿度超过0℃，不仅会降低氢气纯度，导致气体平均密度增加，使通风摩擦损耗增大，而且水分在运行中蒸发为水蒸气，水汽吸附在绝缘层上，侵入绝缘内部的水将造成内部导体与外部绝缘表面电位相等，成为等电位体，危害发电机定子、转子绕组绝缘强度，并因此发生击穿闪络，造成发电机事故；此外，还可能使转子护环产生应力腐蚀裂纹。运行中发电机内氢气湿度低于-25℃，会使气体过于干燥，绝缘收缩，这样还可能导致定子端部垫块的收缩和支撑环的裂纹。

二、发电机内氢气露点升高的原因

2.1氢气本身带有一定的水分；氢站出口氢气湿度过大、氢气冷却器漏水或定子直接水冷系统漏水、干燥器工作不正常等，都会导致氢气湿度过大。经验总结，大多是氢气露点升高是由于氢气干燥器不能正常工作导致的。

2.2机组启动前遗留在发电机内的水汽，逐渐扩散到氢气中，造成氢气湿度增大，露点升高。

2.3氢冷器发生泄漏也可能使氢气露点升高，冷却器铜管破裂或制造存在砂眼，铜管质量不良，冷却器密封垫不严，并且在运行中冷却器通关内水压比铜管外氢压高，将发生冷却水直接漏入氢气内，造成氢气湿度增大。虽然氢压大于水压，大师仍有可能扩散到氢气系统中。

目程技术　

风电场ＣＴ色谱成绩超标原因分析　

苗继春梁宇飞刘跃武王海庭　中国大唐集团新能源股份有限公司北京检修分公司　

摘要：本文对部分风力发电场变电所　电容式电流互感器近年来频发的绝缘油中氢　气，总烃气体含量超标，由此而造成变电所　停运故障进行了说明。针对故障互感器试验　数据进行了分析，阐述了导致频繁发生电流　互感器内部低能量放电的诱因，提出了风力　发电场选择电流互感器形式的建议。　关键词：电流互感器。氢气ｌ总烃。低　能量放电，谐波；防范措施及设备选型。　１引言　近两年来，笔者所任区域在运的风力发　电场部分变电站陆续发生多起电容式电流互感　器因绝缘油中氢气、总烃类气体含量严重超标　而退出运行的故障，其中有的互感器甚至因氢　气、总烃类气体超出绝缘油的溶解极限，造成　气体溢出，油位指示　常，金属波纹膨胀器冲　顶变形，严重威胁电力设备的安全运行。　２故障互感器分布规律及特点　２．１　故障电流互感器涉及列东北及南　方各主要互感器生产厂的产品，型号包括：　ＬＢ７—２２０ＧＹＷ２、ＬＢ７—２２０ＧＹＷ３、ＬＢ７　２２０Ｗ２、ＬＢ９一ｌ１０ＧＹＷ；　２．２故障多发于Ｂ相电流互感器，占故障互　感器的８８．７％｛　２．３故障互感器均运行卜３年。　３．故障互感器的绝缘油常规性试验，色　蕾分析　发生故障的互感器绝缘油　它试验结果　均合格，色谱分析发现油中氢气、总烃含量严　重超标，并伴有甲烷及微量乙炔气体。下面仪　以四个风力发电场故障电流互感器绝缘油的试　验数据加以分析说明，详见４．１、４．２。　４．故障互感器绝缘油试验检测数据分析　【仅以４台互感器数据为分析对象）　４．１故障电流互感器绝缘油常规试验数据　５．故障性质、故障发展基础及故障发展过　程的分析　・　５．１故障性质分析　故障互感器绝缘油色谱分析发现：油中　含有大量氢气，并含有甲烷和少量乙炔气体，　这是互感器内部发生低能放电时的显著特征气　体。层状绝缘材料致铝箔在卷制过程中的重　叠，会影响固体绝缘表面的平整度。这又是诱　发互感器内部发生局部放电的重要条件之一。　５．２故障形成的基础条件——谐波　风电系统的特点决定了系统电压的不稳　定性，因风速变化是随机性的，所以风电场的　出力也是随机的。风电系统输配电线路变压器　群的特点及风力发电机电源变换系统、风机投　退不稳定性等原因，会引起系统电能　量变　化，经常性的含有谐波分量，其表现形式有以　下几种。　５．２．１电力变压器产生谐波　由于变压器铁芯饱和磁化曲线呈非线　性，设计时又考虑其经济　，工作磁密会选择　在磁化曲线近饱和段上，使变压器运行时磁化　电流会呈尖顶波形，含有奇次谐波。　５．２．２大功率变频器使系统谐波分量增大　风力发电机电源变换系统是由大功率变　频器构成，而变频器是由半导体、晶闸管等非　线性元件组成，存在非线性特性，并在电源的　变换过程中产生谐波，将使电网电压的谐波分　量增大。　５．２．３风电系统风机投退的不稳定性也是　产生谐波的原因之一　风速变化是随机的，　体积电阻率　古水量　序号　位置　试验时间　击穿电压（ＫＶ）　ｔｇ　６（９０。Ｃ）　（９０。Ｃ）Ｑ．ｍ　ＩＩ　ｇ　１　某风场出线Ｂ相　２０１０．７　７　６１．９　３．５４×１０”　ｌ１．１　０．００ｏ８３　２　某风场主变Ｂ相　２０ｌ０．６．１４　５０．０　５．２４×ｌ０　９　５　０．Ｄ０１７６　３　某风场出线Ｂ相　２０１０．７．７　７１．２　１．３３×１０　’　６．ｇ　０．０００４ｌ　４　某风场出线Ｂ相　２０１０．７．４　５２．１　４．７２×ｌ０　９　３　０．００２１４　４．２故障互感器油色谱数据（单位：　Ｌ／Ｌ）　序号　侥鬣　试验日期　Ｈ２　ＣＯ　．（２０＇２　Ｃ　Ｃ啪　Ｃ　总蛏　１　某风场出线Ｂ相　２０１０．７．４　２１７７ｌ＿０ｄ　７８．５ｌ　１５３．０７　ｌ５９１．９４　８４．Ｉ９　０．３４　１．１８　１６７７．６５　２　某风垢主变Ｂ相　Ｚ０１０．６．１４　３９７８５　０　５１．６９　６９　２６　ｌ１７Ｉ＿８９　ｌ５８　２１　Ｉ＇７７　３　ｌ４　１３３５　０Ｉ　３　某风场出线Ｂ相　２Ｏｌ　ｏ．７．７　２２４０５．９　Ｉ】１．０７　ｌ９７　９３　５７２．４６　６５．６８　Ｊ．６０　３．４０　６４２．６０　４　某风场出线Ｂ相　２０１０．７．３　２２０６９．６　ｌ１１．６７　１６３　６０　ｌ２０５　９４　ｌＪ７　Ｏ０　１．３４　２．３３　ｌ３２６　６ｌ　４．３故障互感器油中溶解气体三比值分析　故障２２０ｋＶ互感器绝缘油中溶解气体三比值分析（表三）　Ｃ２１Ｎ／　序号　位置　ＣｔＮ／Ｈ２　Ｃ２Ｈ４／Ｃ２１￣２６　三比值编码　对应放障类型　Ｃ２Ｈ４　ｌ　某风垴出线Ｂ招　３．４７０５８８　０．０７３１２２　０　０￣，０３６４８　２．１．Ｏ　电弧放电　２　菜风ｊ南主变Ｂ相　１．７７４０Ｉ】　０．０２９４６６　０．０ＩＩｌ８７８６　１．１．０　低能放电　３　某风场出线Ｂ相　２．１２５　０．０２５５５　０．０２４３６０５４　Ｊ．１，０　低能放电　４　某风蝎出线Ｂ相　１．７３８８０６　０．０５４６４３　０．０ｌＪ４５２９９　１，１，０　低能放电　所以风机的不定性　投退会使系统电压　发生波动和闪变，　将引起系统频率变　化而产生谐波。　５．２．４无功补　偿电容器经常性投　切，也会使系统谐　波分量增大　风电场机组　启动后，在工作风　速运行过程中，需　要经常投切无功补　偿电容器，这样风　电场电网受到较大　的涌流冲击，会引　起网络电压的较大　波动，无功补偿电　容器投入时所出现　的暂态过渡过程直　接影响涌流峰值大小，任此过程中将会出现　大量的谐波，也会使电刚电压的谐波分量增　大。　６．对在运互感器的防范措施及新奠风力发　电场设备选型建议　６．Ｉ防范措施　目前，风力发电的迅速发展使风电场的　容量逐渐增大，对电网的安全稳定运行起着极　其重要的作用，为了尽量避免互感器上述故障　的发生，保证系统的正常运行，积极建议对于　装有油浸式电容式电流互感器（正立式）的风　力发电场应采取以下措施：　ａ．加强运行巡视，发现互感器油位指示　异常立即进行油色谱检测。　ｂ．缩短互感器油的色谱检测周鲳。　Ｃ．色谱检测中如发现氢气、烃类气体组份　同步增长的互感器，安排油色谱跟踪，适时安　排更换。　Ｄ．因内部局部放电退出运行的互感器，　不应简单滤油处理后重复使用。　６．２风力发电场电流互感器选型建议　对于新建、扩建的风力发电场，应积极　与设计单位沟通，在进行互感器选型时，充分　考虑风力发电场的实际运行环境，建议选择目　前较为成熟的倒立式气体绝缘电流互感器，其　优点是内部充有ｓ　Ｆ６气体，ｓ　Ｆ６气体绝缘性能　及灭弧性能好，而且具有放电自恢复性能，一　次绕组短，动稳定性能好，故应是风力发电场　的首选设备。　７．结束语　２２０ｋＶ电流互感器运行中内部严重局部放　电是严重威胁风电场电网安全运行的主要问　题，互感器厂应严格控制互感器制作全过程的　质量管理，特别是绝缘处理工序的质量管理。　运行单位应加强对投运互感器的巡检、试验、　防止上述故障的发生。　参考文献　ｌ、ＧＢｆｒ　７２５２—２００１变压器油中溶解气体分析　和判断导则　２、ＤＩｄＴ６６４－１９９９带电设备红外诊断技术应用　导则　３、ＧＢ　１２０８．１９９７电流互感器　作者简介　第一作者苗继春：性别：男，出生日期：　１９７６年ｌ２月１９日ｌ学历：大学本科，现就职　干中国大唐集团新能源股份有限公司北京检　修分公司，总经理。籍贯：内蒙古，职称：　工程师资格；研究方向：新能源产业。