相中華，朱林，何玉鵬

(國網(wǎng)寧夏電力有限公司，寧夏 銀川 750001)

換流變壓器在交流電與直流電變換的核心位置，換流變壓器長期處于滿負荷運行狀態(tài)，準確的掌握其狀態(tài)，科學合理的制定檢修方案對直流輸電工程的可靠運行起著至關重要的作用[1-3]。油中溶解氣體分析法(DGA)是監(jiān)測換流變壓器內(nèi)部潛伏性故障、判斷故障類型與嚴重程度的有效方法之一，并已納入國內(nèi)外相關標準[4-7]。本文介紹一起油中溶解氣體分析和調(diào)整運行方式綜合診斷換流變壓器潛伏性過熱故障過程，并通過換流變壓器解體驗證了診斷分析方法的有效性和可行性，為后續(xù)換流變壓器的類似潛伏性故障運維檢修提供可借鑒的經(jīng)驗。

1 換流變壓器結構特點

某換流站極Ⅰ換流變壓器Y/△B相，額定電壓為345/√3(+25，-5)×1.25 %/281.7/√3 kV，容量403 MVA。該換流變壓器鐵芯采用單相五柱式鐵芯結構，主柱套裝有線圈，旁柱構成磁路的一部分，單相三柱帶B旁柱結構(見圖1)。帶有旁柱的鐵芯可以有效降低產(chǎn)品運輸高度，解決高電壓大容量產(chǎn)品的運輸問題。引線采用均壓管屏蔽，網(wǎng)側引線在油箱外實現(xiàn)三柱并聯(lián)，調(diào)壓開關外置(見圖2)。

圖1 單相三柱帶B旁柱鐵芯

圖2 換流變壓器外部引線排布

2 試驗診斷分析

2.1 油中溶解氣體數(shù)據(jù)分析

該換流變壓器自投運以來運行平穩(wěn)，2014年7月14日，油中溶解氣體分析檢測發(fā)現(xiàn)該換流變壓器內(nèi)存在微量C2H2(1.18 μL/L)，至7月23日C2H2增至2.36 μL/L。CH4、C2H4增長較快，總烴含量增長315.32 μL/L，超過規(guī)程中注意值(不大于150 μL/L)。根據(jù)油中溶解氣體跟蹤數(shù)據(jù)和含量變化趨勢分析，CH4、C2H4、C2H6均有顯著增長趨勢，C2H2含量變化趨勢后期增長趨勢緩慢，其中CH4和C2H4在總烴含量中接近90%。

表1 極Ⅰ換流變壓器Y/△B相油中溶解氣體含量

根據(jù)DL/T 722-2014判斷分析方法分析，8月28日與9月3日試驗數(shù)據(jù)，三比值法編碼012，見表2。判斷極Ⅰ換流變壓器Y/△ B相屬于高于700 ℃高溫范圍的熱故障[8-11]。從特征氣體成分來說H2、CH4、C2H4氣體成分大，僅含有少量C2H2、C2H6，符合過熱缺陷(油浸式設備低溫過熱缺陷烴類氣體組分CH4、C2H4、C2H6含量較多，C2H4較C2H6更多，初步分析屬于高溫過熱，且CO和CO2也出現(xiàn)大量增長，綜合分析油和紙絕緣出現(xiàn)過熱)。

表2 極Ⅰ換流變壓器Y/△B相三比值法編碼

以8月28日試驗數(shù)據(jù)為基準，9月4日試驗數(shù)據(jù)計算H2的相對產(chǎn)氣速率293%/月，C2H2絕對產(chǎn)氣速率179%/月,總烴絕對產(chǎn)氣速率359%/月，各氣體的相對產(chǎn)期速率遠遠大于導則要求的10%，H2、CH4、C2H6、C2H4、總烴均呈現(xiàn)持續(xù)較大增長趨勢，初步分析潛伏性過熱故障較嚴重。

2.2 調(diào)整運行方式分析

本次調(diào)功率運行方式為保持電壓恒定不變，通過調(diào)電流改變功率。從7月23日采取降功率后連續(xù)取樣跟蹤監(jiān)視，數(shù)據(jù)穩(wěn)定并呈現(xiàn)下降趨勢。08-25—08-28，極Ⅰ功率保持至1.6 GW，油中溶解氣體各組分含量數(shù)據(jù)基本沒有變化。08-28—09-05，極Ⅰ功率保持至2.0 GW，油中溶解氣體數(shù)據(jù)中，CH4、C2H4、C2H6、C2H2、總烴均有顯著增長趨勢且增長迅速；C2H2含量最高為2.01 μL/L，超過規(guī)程中注意值(不大于1.0 μL/L)；總烴含量478.5 μL/L，超過規(guī)程中注意值(不大于150 μL/L)。經(jīng)過比較分析可知功率降低(電流降低)，油中溶解氣體含量降低或保持不變；08-28—09-04，功率上升后，油中溶解氣體含量均出現(xiàn)上升。分析判斷該臺換流變壓器油中溶解氣體組分變化受負荷電流的影響，初步判斷該臺設備過熱故障與負荷電流大小有關。

2.3 電氣試驗數(shù)據(jù)分析

鐵芯及夾件接地電流測試等電氣試驗，均未發(fā)現(xiàn)該換流變壓器存在異常情況。

(1)鐵芯及夾件接地電流測試

對該換流變壓器進行了鐵芯及夾件接地電流測試，鐵芯接地電流測試為24 mA,夾件測試為25.8 mA，數(shù)值均小于規(guī)程要求的小于300 mA的標準值[12-14]。從測試情況判斷沒有發(fā)現(xiàn)異常現(xiàn)象，排除鐵芯多點接地引起的過熱缺陷。

(2)直流電阻測試

對該換流變壓器先后共進行3次直流電阻測試，未發(fā)現(xiàn)存在異常情況，排除引線或者繞組斷股或者脫焊引起的發(fā)熱缺陷。

(3)紅外精確測溫

7月19日對該換流變壓器進行紅外熱成像檢測，發(fā)現(xiàn)換流變壓器頂蓋(靠近網(wǎng)側套管處)部位溫度為82 ℃，高于周圍箱體溫度及環(huán)境溫度，但通過與A相、C相相同部位進行紅外監(jiān)測對比發(fā)現(xiàn)，溫度基本一致，故排除此部位有局部過熱或放電，在換流變壓器其他部位并未發(fā)現(xiàn)明顯過熱現(xiàn)象。

(4)超聲波定位

由于換流變壓器震動引起的背景噪聲較大，無法對該換流變壓器超聲波定位測試。

綜合分析，電氣試驗對潛伏性過熱故障無法診斷，油中溶解氣體分析能夠較靈敏地反應油浸式設備故障類型。換流變壓器過熱故障受運行負荷和運行電流的影響大，通過調(diào)整運行方式(電流變化)分析過熱故障和運行電流的關系，進一步驗證了該換流變壓器電磁回路內(nèi)部存在過熱故障。

3 廠內(nèi)故障診斷及檢查

2014年9月和10月，換流變壓器廠家組織相關技術人員進箱檢查，但未發(fā)現(xiàn)明顯故障點，初步判斷故障點可能位于繞組或者緊靠鐵芯部位(包裹較嚴)，在變電站無法進行檢查和修復，需返廠檢查故障點并進行修復。故決定將該換流變壓器返廠檢修，徹底查明故障原因并予以消除缺陷，保證其安全運行。

3.1 試驗診斷

首先對該返廠換流變壓器進行各項試驗。對測試數(shù)據(jù)進行分析，該換流變壓器的電壓比、繞組電阻、絕緣電阻、電容、空載損耗、ACLD等試驗結果與出廠測試值無明顯差別，且在技術要求范圍內(nèi)，但溫升試驗中油中溶解氣體分析數(shù)據(jù)變化較大，見表3。

表3 溫升試驗過程中油中溶解氣體含量

由表3油中溶解氣體數(shù)據(jù)分析，該換流壓器變在溫升試驗過程中的產(chǎn)氣特點和現(xiàn)場運行的數(shù)據(jù)一致，可以初步判斷，變壓器內(nèi)部存在高溫過熱情況，需對該換流變壓器進行吊芯并進行詳細檢查，以便查找故障點并確定故障原因。

3.2 解體檢查

所有引線接頭的焊接無異常，磁分路解體檢查未發(fā)現(xiàn)明顯異常。分段測量鐵芯片間電阻，同時測量拉板之間以及拉板與鐵芯之間的絕緣未發(fā)現(xiàn)異常。打開網(wǎng)側、閥側線圈出頭，測量單根導線的直流電阻(伴隨敲擊)、股間絕緣等均無異常。測量細調(diào)線圈的級間耐壓無異常，測量細調(diào)、粗調(diào)線圈直流電阻無異常。在對鐵芯的進一步檢查中，觀察發(fā)現(xiàn)鐵芯疊片稍有不整齊，在制作公差允許范圍內(nèi)。對網(wǎng)側和閥側線圈施加50 A的直流電流，用熱成像儀觀察線圈熱點，未發(fā)現(xiàn)異常。對換流變壓器鐵芯部分進行進一步解體檢查，在拆除靠近閥側出線側下鐵軛端部的屏蔽板時，發(fā)現(xiàn)該屏蔽板與網(wǎng)側下夾件安裝的1個金屬支架直接接觸，接觸面有明顯的發(fā)黑、燒蝕痕跡，初步判斷應為該臺變壓器C2H2及烴類異常增長的故障原因，具體如圖3所示。

圖3 屏蔽板與網(wǎng)側支架接觸處燒蝕痕跡

將該屏蔽板拆除后，金屬支架及屏蔽板上的發(fā)黑燒蝕過熱痕跡如圖4、圖5所示。

圖4 金屬支架發(fā)黑、燒蝕

圖5 屏蔽板發(fā)黑、燒蝕痕跡

4 故障原因分析與處理

4.1 故障原因

閥側出線側下鐵軛端部的鋁質(zhì)屏蔽板與網(wǎng)側下夾件安裝的1個金屬支架直接接觸,同時該屏蔽板有1根電位連線與調(diào)壓側下夾件安裝的另一個金屬支架相連,在整個鐵芯下夾件形成環(huán)路，如圖6所示。在漏磁的作用下,會有環(huán)流通過,從而出現(xiàn)高溫過熱故障,與現(xiàn)場運行及廠內(nèi)溫升試驗的產(chǎn)氣現(xiàn)象相吻合,此部位是導致現(xiàn)場換流變壓器產(chǎn)氣故障的原因。

圖6 鐵芯夾件環(huán)路

4.2 故障處理

對屏蔽板和金屬支架發(fā)現(xiàn)故障的部位進行清理、修復,并重新油漆,并在故障部位處屏蔽板和金屬支架之間增加1張3 mm的絕緣紙板。

圖7 故障部位修復后照片

4.3 修理后試驗

換流變壓器修復后順利通過全部例行試驗，試驗結果合格，溫升試驗時油中溶解氣體數(shù)據(jù)較修復前發(fā)生明顯變化，極Ⅰ換流變壓器Y/△B相修復后油中溶解氣體含量如表4所示。

表4 極Ⅰ換流變壓器Y/△修復后油中溶解氣體含量

5 結 論

(1)本次換流變壓器通過在線油中溶解氣體監(jiān)測裝置提前發(fā)現(xiàn)異常產(chǎn)氣，并跟蹤分析油中溶解氣體分析變化及故障類型。

(2)對于大型電力變壓器設備的管理，應深化在線監(jiān)測和帶電檢測手段應用，有效提升設備管控能力，及時發(fā)現(xiàn)設備異常情況，避免突發(fā)故障造成的重大損失。

(3)在換流變壓器發(fā)現(xiàn)故障的前期，應利用多種檢測技術手段，收集其運行、試驗數(shù)據(jù)，全方面掌握設備運行工況。常規(guī)電氣試驗不能及時檢測發(fā)現(xiàn)的缺陷，油中溶解氣體可及時有效發(fā)現(xiàn)故障缺陷。結合調(diào)整負荷“定分接”、“定功率”等手動控制模式運行方式下，及時檢測運行方式改變過程中油中溶解氣體含量變化，為故障分析提供不同運行方式的數(shù)據(jù)，有利于綜合診斷分析，提高過熱故障的診斷準確性。