魏 震 朱鵬飛 王海龍 王群鋒 趙 鈞

國網河南省電力公司直流運檢分公司 河南 鄭州 450000

引言

換流變是高壓直流輸電系統(tǒng)中重要設備之一,在遠距離電能輸送及跨區(qū)域非同步聯(lián)網中發(fā)揮著無可替代的作用。換流變運行環(huán)境比普通變壓器更加復雜,在運維過程中可能出現(xiàn)的問題更多。目前對于運行中換流變故障的檢測手段主要通過油色譜試驗等帶電檢測試驗[1]。

本文通過對某背靠背換流站一臺換流變從投運初期出現(xiàn)油色譜異常后,采用油色譜分析及電氣試驗等手段綜合分析判斷了油色譜異常原因,利用停電檢修機會進行現(xiàn)場排油內檢,隨后返廠進行解體檢查,發(fā)現(xiàn)換流變閥側Y接繞組首端引線接頭壓接工藝不良,引線屏蔽管油流不暢等問題,導致絕緣油局部受熱分解產氣。針對發(fā)現(xiàn)問題,進行相應處理,設備修復完畢投入后運行正常,未在有異常產氣現(xiàn)象。

1 異常情況

1.1 設備參數(shù)

表1 換流變參數(shù)

1.2 設備異常情況 該換流變自投運以來均存在不同程度的總烴及氫氣增長現(xiàn)象,油色譜試驗結果見表2。

表2 換流變油色譜試驗數(shù)據(jù)μL/L

2 數(shù)據(jù)分析

2.1 油色譜試驗數(shù)據(jù)分析 結合油色譜試驗數(shù)據(jù),根據(jù)“三比值法”,該換流變三比值編碼為“001”,對應故障類型判斷方法并無此編碼。由特征氣體法進行分析特征氣體中無乙炔,可判定無電弧及放電發(fā)生,CH4含量較多,C2H4,C2H6相差不多,且CO、CO2含量不多,可判定器身內部出線中高溫過熱情況(高于300℃)。

2.2 排油內檢診斷及分析 利用停電檢修期間對該臺換流變進行內檢及試驗,檢查結果無異常,試驗結果均合格,換流變投入運行正常,但投運后總烴、氫氣等特征氣體繼續(xù)持續(xù)增長。

3 故障查找及處理

3.1 故障查找 將設備返廠進行解體檢查,打開上箱蓋,發(fā)現(xiàn)閥側Y接繞組首端引線均壓管外部絕緣有發(fā)黑碳化現(xiàn)象。

吊出器身后對閥側Y接繞組首端引線均壓管發(fā)黑部位外層絕緣進一步拆除,發(fā)現(xiàn)均壓管外壁有明顯過熱發(fā)黑痕跡,且外部絕緣紙?zhí)蓟鬯椤?/p>

圖1 閥側Y接繞組均壓管絕緣紙?zhí)蓟鬯?/p>

打開Y接繞組均壓管連接部位,發(fā)現(xiàn)內部連接引線發(fā)黑、白布帶及絕緣紙?zhí)蓟瘒乐亍?/p>

圖2 均壓管內部引線絕緣紙?zhí)蓟瘒乐?/p>

3.2 處理措施 重新加工閥側Y接繞組首端第1、第2根均壓管,增加熱油交換導油裝置,新增絕緣支架,改善油流循環(huán),確保油流暢通。如下圖所示。

圖3 Y接繞組首端出線均壓管改造示意圖

圖4 Y接繞組首端出線均壓管改造實物圖

通過仿真分析計算,改進后的均壓管滿足電氣設計要求。

修復換流變投入運行后油色譜數(shù)據(jù)未再增長。

4 結論

本文利用油色譜分析及電氣試驗綜合分析判斷了油色譜異常原因,根據(jù)油中特征氣體含量,判斷是由于局部過熱所產生的氣體特性,最終確定引線屏蔽管無導油通道,管內油流不暢,形成“死油區(qū)”,導致引線及屏蔽管包裹的絕緣紙受熱碳化,絕緣油局部受熱分解產氣是油色譜異常直接原因。