張 晗，胡義濤，秦 孜，陳遼語，叢萬林，劉一暢

(國網(wǎng)安徽省電力有限公司檢修分公司，安徽 合肥 230000)

0 引言

換流變是特高壓換流站的核心設(shè)備，換流變區(qū)域的檢修預(yù)試時(shí)間決定全站停電檢修的工期，如何高效地完成換流變區(qū)域檢修預(yù)試至關(guān)重要。換流變閥側(cè)繞組連同套管及閥側(cè)套管預(yù)防性試驗(yàn)是換流變區(qū)域預(yù)試的重點(diǎn)項(xiàng)目，閥側(cè)套管處于晶閘管和換流變的連接處，閥側(cè)套管端部與閥塔相連，其預(yù)防性試驗(yàn)需要斷開閥側(cè)套管與閥塔的引線，但連接處具有質(zhì)量大、高度高以及結(jié)構(gòu)精密的特點(diǎn)，斷復(fù)引工作復(fù)雜，給換流變閥側(cè)套管的預(yù)防性試驗(yàn)帶來很大困擾。

根據(jù)檢修工作統(tǒng)一安排，檢修人員在停電檢修期間對(duì)某特高壓換流站24臺(tái)換流變開展預(yù)防性試驗(yàn)，考慮到現(xiàn)場(chǎng)檢修時(shí)間緊、斷復(fù)引工作量大等因素，對(duì)極1低端YYA相、極2高端YYA相換流變閥側(cè)繞組連同套管及閥側(cè)套管的相關(guān)試驗(yàn)項(xiàng)目進(jìn)行拆線和不拆線兩種情況下的預(yù)防性試驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比研究，為其他換流變閥側(cè)套管在不拆線情況下進(jìn)行預(yù)防性試驗(yàn)作理論鋪墊，極大地減小了現(xiàn)場(chǎng)工作量，有效地縮減了檢修時(shí)間。

1 試驗(yàn)方法

換流變接線方式如圖1所示，換流變網(wǎng)側(cè)套管經(jīng)換流變出線連接至交流側(cè)網(wǎng)絡(luò)，閥側(cè)套管經(jīng)換流閥與直流側(cè)連接。換流變網(wǎng)側(cè)高壓套管端部為A節(jié)點(diǎn)，網(wǎng)側(cè)中性點(diǎn)套管端部為X節(jié)點(diǎn)，閥側(cè)套管端部分別為a、b節(jié)點(diǎn)。

圖1 換流變的接線方式

換流變采用閥側(cè)套管拆線試驗(yàn)方法時(shí)，拆除網(wǎng)側(cè)高壓套管A、中性點(diǎn)套管X接線板連接線和閥側(cè)套管a、b接線板連接線，即拆除換流變所有套管連接線。

換流變采用閥側(cè)套管不拆線試驗(yàn)方法時(shí)，拆除網(wǎng)側(cè)高壓套管A、中性點(diǎn)套管X接線板連接線，保留閥側(cè)套管a、b接線板連接線，試驗(yàn)時(shí)，打開閥廳閥側(cè)套管側(cè)地刀。

換流變閥側(cè)套管引線是否拆除所涉及的預(yù)防性試驗(yàn)主要有閥側(cè)繞組連同套管及閥側(cè)套管的相關(guān)試驗(yàn)項(xiàng)目，其主要包括介質(zhì)損耗、電容量及絕緣電阻。其中介質(zhì)損耗和電容量測(cè)量所采用自動(dòng)抗干擾精密介質(zhì)損耗測(cè)量?jī)x。進(jìn)行閥側(cè)繞組連同套管試驗(yàn)時(shí)，試驗(yàn)接線如圖2所示，均采用內(nèi)高壓內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)電容下的10 kV反接線法，即網(wǎng)側(cè)套管A、X短接并接地，閥側(cè)套管a、b短接并加10 kV電壓。進(jìn)行閥側(cè)單套管試驗(yàn)時(shí)，在拆線情況下，采用常規(guī)接線方法，即在內(nèi)高壓內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)電容情況下，采用一次對(duì)末屏10 kV正接線法，在不拆線情況下，閥側(cè)套管a、b與換流閥相連，在一次側(cè)加壓無法上升至合理電壓，故在內(nèi)高壓內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)電容情況下，采用末屏對(duì)一次反向加壓的方式，即末屏對(duì)一次2 kV正接線法。

圖2 閥側(cè)繞組連同套管試驗(yàn)接線

2 試驗(yàn)數(shù)據(jù)及分析

2.1 閥側(cè)繞組連同套管試驗(yàn)

根據(jù)國家電網(wǎng)企管[2018]209號(hào)《國家電網(wǎng)公司直流換流站檢測(cè)管理規(guī)定》，對(duì)換流變閥側(cè)繞組連同套管開展絕緣電阻、介質(zhì)損耗及電容量測(cè)試，試驗(yàn)要求：

(1)吸收比1.3，極化指數(shù)≥1.5，絕緣電阻≥10 000 MΩ；

(2)20 ℃時(shí)的tan

δ

不大于0.6%；(3)tan

δ

與前次試驗(yàn)值比較，變化一般不大于30%；

(4)電容量與上次試驗(yàn)結(jié)果相比無明顯變化。

試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表1、表2所示，從表中的數(shù)據(jù)可以看出：

(1)不拆線時(shí)閥側(cè)繞組連同套管絕緣電阻小于拆線時(shí)的數(shù)據(jù)，不拆引線檢測(cè)數(shù)據(jù)偏小，但檢測(cè)數(shù)據(jù)均大于10 000 MΩ，規(guī)程要求當(dāng)絕緣電阻大于10 000 MΩ時(shí)，初值差、吸收比和極化指數(shù)均不作要求。拆引線時(shí)絕緣電阻偏差在20%以內(nèi)，且遠(yuǎn)大于試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)值，與試驗(yàn)儀器本身誤差、環(huán)境因素影響有關(guān)。

(2)不拆線時(shí)電容量值、介質(zhì)損耗值比拆線時(shí)大很多，試驗(yàn)數(shù)據(jù)超出規(guī)程規(guī)定“tan

δ

不大于0.6%，與前次試驗(yàn)值比，變化一般不大于30%，電容量測(cè)試值不應(yīng)有明顯變化”的要求，這是因?yàn)殚y側(cè)并聯(lián)有穿墻套管、避雷器、換流閥等設(shè)備的緣故，數(shù)據(jù)的參考意義不大。拆引線時(shí)電容量數(shù)據(jù)偏差為2.6%，介質(zhì)損耗值數(shù)據(jù)偏差絕對(duì)值為0.055%，誤差在接受范圍內(nèi)。

表1 極1低端YYA換流變閥側(cè)繞組對(duì)網(wǎng)側(cè)繞組及地

表2 極2高端YYA換流變閥側(cè)繞組對(duì)網(wǎng)側(cè)繞組及地

2.2 閥側(cè)套管電容量及介質(zhì)損耗因數(shù)測(cè)量

根據(jù)Q/GDW 11933-2018《±1 100 kV換流站直流設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》和國家電網(wǎng)企管[2018]209號(hào)《國家電網(wǎng)公司直流換流站檢測(cè)管理規(guī)定》，試驗(yàn)要求：

(1)20 ℃時(shí)的tan

δ

不大于0.6%；

(2)電容量與交接試驗(yàn)值比較，不大于±5%；

(3)主絕緣電阻≥10 000 MΩ；

(4)末屏對(duì)地絕緣電阻≥1 000 MΩ；

(5)當(dāng)末屏對(duì)地絕緣電阻小于1 000 MΩ時(shí)，應(yīng)測(cè)量末屏對(duì)地tan

δ

，且tan

δ

≤2%。極1低端YYA換流變閥側(cè)套管電容及介損、絕緣電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)分別見表3、表4，極2高端YYA換流變閥側(cè)套管電容及介損、絕緣電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)分別見表5、表6。從表中的試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，拆線使用正接法和不拆線使用末屏反向加壓正接法方法時(shí)，二者測(cè)量的a、b套管電容量及介質(zhì)損耗因數(shù)相差很小，排除試驗(yàn)儀器本身誤差及環(huán)境因素后可以認(rèn)為兩次數(shù)據(jù)基本一致，且現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的tan

δ

值在0.3%左右，電容量初值差均在1.5%以內(nèi)，滿足規(guī)程相關(guān)要求。不拆線時(shí)套管主絕緣電阻小于拆線時(shí)的數(shù)據(jù)，但試驗(yàn)數(shù)據(jù)均大于10 000 MΩ，符合規(guī)程要求。

表3 極1低端YYA換流變閥側(cè)套管電容及介損試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表4 極1低端YYA換流變閥側(cè)套管絕緣電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表5 極2高端YYA換流變閥側(cè)套管電容及介損試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表6 極2高端YYA換流變閥側(cè)套管絕緣電阻試驗(yàn)數(shù)據(jù)

3 試驗(yàn)結(jié)果

閥側(cè)繞組連同套管的介質(zhì)損耗及電容量試驗(yàn)中不拆線時(shí)電容量值、介質(zhì)損耗值比拆線時(shí)大很多，這是因?yàn)殚y側(cè)并聯(lián)有穿墻套管、避雷器、換流閥等設(shè)備的緣故。根據(jù)Q/GDW 11933-2018《±1 100 kV換流站直流設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》和國家電網(wǎng)企管[2018]209號(hào)《國家電網(wǎng)公司直流換流站檢測(cè)管理規(guī)定》，對(duì)換流變預(yù)防性試驗(yàn)項(xiàng)目要求有所差異，預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程中未要求開展換流變閥側(cè)繞組介質(zhì)損耗及電容量測(cè)試，建議將其作為診斷性項(xiàng)目。

閥側(cè)繞組連同套管的絕緣電阻試驗(yàn)中不拆線時(shí)，閥側(cè)繞組連同套管絕緣電阻小于拆線時(shí)的數(shù)據(jù)，不拆引線測(cè)量數(shù)據(jù)偏小，但檢測(cè)數(shù)據(jù)大于規(guī)程要求的10 000 MΩ。因此閥側(cè)繞組連同套管的絕緣電阻可采用不拆引線試驗(yàn)，絕緣電阻要求大于10 000 MΩ，因并聯(lián)有其他設(shè)備絕緣電阻，這樣要求更嚴(yán)格。當(dāng)絕緣電阻小于10 000 MΩ時(shí)，再拆除試驗(yàn)引線進(jìn)行綜合分析。

閥側(cè)套管試驗(yàn)中閥側(cè)套管介質(zhì)損耗及電容量測(cè)試經(jīng)拆線采用傳統(tǒng)正接法和不拆線采用末屏反向加壓正接法時(shí)，二者測(cè)量的a、b套管電容量及介質(zhì)損耗因數(shù)相差很小，排除試驗(yàn)儀器本身誤差及環(huán)境因素后可以認(rèn)為兩次數(shù)據(jù)基本一致，套管絕緣電阻測(cè)試前后兩次數(shù)據(jù)沒有太大偏差。由于末端加壓法不需要對(duì)閥側(cè)套管引出線進(jìn)行斷引，減少了現(xiàn)場(chǎng)的工作量，有效縮短了檢修時(shí)間，建議后期采用不拆引線方式開展閥側(cè)套管試驗(yàn)。

4 結(jié)論

通過分析極1低端YYA相、極2高端YYA相2臺(tái)換流變閥側(cè)繞組連同套管試驗(yàn)、閥側(cè)套管相關(guān)試驗(yàn)項(xiàng)目不拆引線與拆引線數(shù)據(jù)，得到二者的對(duì)應(yīng)關(guān)系和誤差范圍。綜合考慮拆線對(duì)套管的損傷，建議閥側(cè)不拆引線進(jìn)行換流變預(yù)防性試驗(yàn)，并將本次24臺(tái)換流變不拆引線的試驗(yàn)數(shù)據(jù)作為后期預(yù)防性試驗(yàn)的初始值，若后期不拆引線試驗(yàn)時(shí)發(fā)現(xiàn)數(shù)據(jù)異?；?qū)?shù)據(jù)有懷疑，應(yīng)采取拆引線試驗(yàn)進(jìn)行綜合分析。閥側(cè)繞組連同套管及閥側(cè)套管試驗(yàn)不拆線方法較拆線方法大大節(jié)省閥側(cè)套管引線斷復(fù)引工作時(shí)間，縮減了停電檢修的工期，提高了直流輸電系統(tǒng)的利用率。