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摘要：高压并联电抗器故障机理复杂，反映电抗器内绝缘状态信息的数据因子繁多且具有不确定性。为此，结合工程经验建立了指标体系，基于层次分析法建立了高压并联电抗器的绝缘状况评估模型，通过指数标度法确定了各评估指标的权重；然后着重针对油中溶解气体指标，采用模糊综合评判评估了电抗器油中溶解气体状况，在此基础上综合判断了电抗器绝缘状态，并进行了实例验证。
关键词：高压并联电；抗器绝缘；状态评估方法
1导言
随着中国电力工业和国民经济的迅速发展，电力系统正向超高压、大电网、大容量、自动化方向发展。高压并联电抗器作为电网可靠运行的重要组成部分，可以吸收系统容性无功功率、限制系统的过电压和潜供电流、提高重合闸成功率。线路并联电抗器还可削弱空载或轻载线路中的无功分布并降低线损减少潜供电流，加速潜供电弧的熄灭，提高线路自动重合闸的成功率，有利于消除发电机的自励磁，因此电抗器的安全稳定直接影响电网的安全。统计资料显示，目前云南电网在运500kV并联电抗器已达到140余台，在近几年的缺陷统计中500kV并联电抗器的色谱异常的情况时有发生，且超过半数的500kV并联电抗器事故均是线圈匝间短路事故。因此及时掌握了解电抗器的绝缘状态势在必行。加拿大IREQ通过研制的并联电抗器局部放电在线监测装置，该装置的采样包括电信号和气体信号2部分，对电抗器的绝缘状况进行在线监测，但由于在线检测装置受到较强的电磁干扰，测量所得到的局部放电信号无法准确反应出电抗器内部真实的局部放电量，没有开展现场并联电抗器局部放电试验研究来验证该装置在运行中测量数据真实性。基于三比值法的电抗器故障诊断，该方法虽然实现简单，但准确性不高，具有片面性。国内外目前针对高压并联电抗器绝缘状态评估方法的研究主要集中在对电抗器机械或电气方面的具体参量进行监测和一些宏观的基于单一或少量参量的评估方法，缺乏一种有效的方法来反映电抗器绝缘状态和各种试验、运行条件、设备历史信息等参量之间的综合关系，此外，在电抗器绝缘状态评估结果的划分方面，主要采用“是非制”，即“合格”和“不合格”状态，而没有更细致地进行相对优劣的评价，因此难以指导电抗器状态维修工作的实施。综上所述，开展高压并联电抗器绝缘状态评估的研究工作具有重要的工程实际意义。文中采用层次分析法建立了高压并联电抗器的绝缘状况评估模型，首先建立了较为全面的电抗器绝缘状态评估指标体系，其次采用指数标度法确定了各评估指标的权重，然后针对油中溶解气体指标，采用模糊综合评判判断油中溶解气体的状况，在此基础上结合其他评估指标综合评估电抗器绝缘状态，并进行了实例验证。结果表明：所提出的评估方法能有效判断投运的高压并联电抗器绝缘状况，具有重要的实际意义。
2电抗器绝缘状态评估模型
2.1评估指标体系的建立
表征高压并联电抗器绝缘状态的特征参量繁多，在工程应用中不可能全部考虑，因此文中依据可测性、标志性和有效性的原则，结合高压并联电抗器实际运行情况、导则规程和并联电抗器的典型结构，建立电抗器的综合健康评估指标体系。利用局部放电试验分析、电抗器油化试验分析、常规电气试验项目和运行环境及外观四层指标作为电抗器绝缘状态评估指标体系，见图1。
图1电抗器绝缘状态评估指标体系
2.2权重确定
由于通常所采用九级标度法会带来判断矩阵的不一致性，因此无法反映专家判断的客观性，根据韦伯—费希纳定律，指数标度符合人们心中的估计值，且得到的判断矩阵完全符合一致性[17]。因此，文中采用9k/9指数标度法确定各评估指标的权重系数。假设决策组有m(m≥2)位专家，对n个评估指标进行权重确定。当部分指标缺省时，仅确定该层次下剩余指标的权重，具体步骤如下。1)建立m个判断矩阵。
式(1)中：i、j为评估指标编号，i、j=1，2，…，n；k为专家编号，k=1，2，…，m；aij(k)取值见表1。
表1判断矩阵标度和含义
2)判断专家意见一致性。以Sij表示决策组对某评估目标评估结果的总方差，当S<1时，表示专家意见统一无异议，跳过步骤3)。
3)剔除异义意见。若S≥1时，即表示专家存在分歧，则剔除|Bij(k)|最大对应的专家意见。若剔除后剩余专家人数≥2，则返回步骤2)；否则，重新建立判断矩阵，即返回步骤1)。
4)计算指标权重矩阵R。分别计算判断矩阵Aij(k)对应的最大特征向量Ri(k)，构建权重矩阵，即
5)计算指标权重向量W。将指标权重矩阵R按行取均值，按列归一化后得到指标权重向量，即
式(5)中，wi为第i个评估指标权重，确定指标权重的流程图见图2。
图2指标权重确定流程图
3原因排查及分析
针对并联电抗器存在的问题，提出排查方案：首先进行不吊罩内检，判断油箱与夹件的绝缘状态是否良好；其次进行吊罩内检，查找并联电抗器内部可能存在的绝缘问题。具体实施如下。
3.1 不吊罩内检
3.1.1 第1步：采用电焊机电流冲击法解开并联电抗器X柱夹件接地套管外部接地线，用电焊机在地网上点焊，点焊时始终不起弧，说明油箱与夹件之间不存在杂质、粉尘。
3.1.2 第2步：抽油检查接地引出线绝缘状态将抽油设备的抽油管连接至并联电抗器的注油阀上、排油管连接至油枕下部注油管。拆除呼吸器，开始抽出变压器油，当油位至法兰时停止抽油。拆除夹件接地绝缘子进行检查，夹件引出线无异常，器身上部运输定位钉也无异常，初步排除铁心夹件短路情况。
3.2 吊罩内检
对并联电抗器充干燥空气排油，排油及吊罩结束后，从人孔进入油箱内检查，发现在器身X柱下部靠近中部连线处的减振胶垫边缘翘起，与两柱器身连接处的三角加强板（与X柱夹件共用一点接地）接触，这是导致X柱夹件对地绝缘电阻偏低的根本原因。
3.3 原因分析
以上现象是由于装配过程中操作人员放置减振胶垫时偏移了垫脚位置，靠近两柱器身连接处的三角加强板一侧减振胶垫移出垫脚位置，未被垫脚压住，减振胶垫受器身重力压紧后变形，未被压住的减振胶垫边缘翘起与三角加强板接触。
4处理措施
4.1 短路点处理
将并联电抗器两柱器身连接处的三角加强板拆除，测试X柱夹件对地绝缘电阻正常；之后将与三角加强板接触的减振胶垫切除后，再次测试对地绝缘电阻正常。处理完毕后，重装拆开两柱连接固定板，并对并联电抗器器身和油箱内部进行全面检查，确保油箱清理干净、无杂物遗留在主体内部。全部检查完毕后，测试铁心对夹件、铁心对地、夹件对地、夹件对夹件绝缘电阻均正常。
4.2 处理工艺
4.2.1 抽真空
注油前对并联电抗器抽真空。抽真空工作应在无雨和无雾、湿度不高的天气进行；真空度要达到残压≤13.3 Pa。抽真空后静置30 h方可注油。
4.2.2 注油
用真空滤油机将油注入并联电抗器内，注油速度应控制在4~5 t/h，注油油温（65±5）℃，分4个阶段将油注至并联电抗器规定油位。在注入约30 t、45 t和注至箱油顶以下100~150 mm时各停顿1次，每次停顿约2 h，最后注油至储油柜标准油位微高位置。整个注油过程应维持残压≤20 Pa的真空度。
4.3 后续试验
并联电抗器注油后静置24 h，进行绝缘油试验，72 h后进行常规试验，常规试验合格后，进行外施工频耐压等特殊试验，工频耐压为220 kV。试验过程中，并联电抗器没有出现绝缘击穿、外表闪络、电压突然下降等现象，且试验前后油色谱分析结果无明显差别，说明该并联电抗器可以正常投运。
5结语
基于高压并联电抗器相关规程，并结合局部放电试验项目、电抗器油化试验项目、常规电气试验项目和运行环境与外观，采用层次分析法建立了电抗器绝缘状态评估指标体系，通过指数标度法确定了评估指标的权重，针对油中溶解气体指标，模糊综合评判判断油中溶解气体的整体状况，并将电抗器绝缘状态评估结果较细致地划分为“正常”、“注意”、“异常”、“严重”4种状态，避免了传统“是非制”所存在的问题。结果表明文中所提出的评估方法能有效判断投运的高压并联电抗器的绝缘状况，为电抗器的检修工作提供了重要的科学依据。
参考文献:
[1]张允. 单心柱特高压并联电抗器温度场研究[D].山东大学,2017.
[2]省天艳,董庆芳.750kV开关站高压并联电抗器油色谱数据异常分析[J].科技创新与应用,2015(33):185.
[3]辛振涛. 超高压并联电抗器及线路保护综合研究[D].华中科技大学,2005.
论文作者:陈健,李庚泽,王宾
论文发表刊物:《电力设备》2018年第25期
论文发表时间:2019/1/18
标签：电抗器论文; 权重论文; 状态论文; 指标论文; 高压论文; 标度论文; 矩阵论文; 《电力设备》2018年第25期论文;