劉鵬華，劉華臣，崔家祥，常東旭

（國網河南省電力公司直流運檢分公司，鄭州450000）

0 引言

換流變壓器是直流輸電工程中的關鍵設備，由換流變壓器和換流閥組成的換流器是交、直流輸電系統(tǒng)中整流、逆變兩端接口的核心設備。換流變壓器故障初期的快速準確診斷，一直是換流變壓器運維工作中的難題[1]。換流變壓器結構較常規(guī)變壓器更加復雜，其內部故障多種多樣，除油色譜分析外[2-3]，故障點的發(fā)現(xiàn)還需配合排油內檢及超聲局放定位[4-5]。本文針對一起特高壓換流站換流變壓器乙炔產氣故障，通過負荷、多處離線油樣等綜合信息，快速判斷定位產氣故障位置，確定了現(xiàn)場處理方案，通過現(xiàn)場內檢排除故障，恢復了換流變壓器正常運行狀態(tài)。

1 故障概況

某特高壓站在建設調試期間，2020年7月11日—12日分別對雙極低端進行了負荷試驗，功率為2000 MW滿負荷熱運行試驗、2400 MW（單換流器額定負荷的1.2倍）過負荷試驗。過負荷試驗后取離線油樣檢測，發(fā)現(xiàn)極Ⅰ低端星接W相YYC換流變壓器乙炔體積分數為0.95×10-6，雙極大負荷試驗結束后復測下部離線油樣，結果為1.17×10-6，三比值法測定結果為0/2/2，具體數據見表1。根據DL/T 722—2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》[6]初步判斷故障類型為換流變壓器內部局部高溫過熱。

表1 極Ⅰ低端星接W相換流變壓器離線油樣數據 ×10-6

2 故障點定位及診斷分析

2.1 設備試驗

極Ⅰ低端YYC換流變壓器型號為ZZDF?PZ-415000/500-400，額定容量為415 MVA，閥側、網側繞組為Y/Y，網側出線套管編號為1.1、1.2，閥側套管編號2.1、2.2。

2020-06-12，開展了極Ⅰ低端YYC換流變壓器繞組連同套管的長時感應電壓帶局部放電測量試驗。試驗采用單邊加壓方式，從閥側繞組加壓，在網側繞組端部測量。在規(guī)定電壓下，網側線端的視在放電量為120 pC，未超過DL/T 274—2012《±800 kV高壓直流設備交接試驗》[7]規(guī)定的300 pC放電水平，局部放電測量試驗合格，試驗前后油色譜未見異常。

調試期間進行了帶電檢測，紅外紫外、振動、聲級測量等，均未發(fā)現(xiàn)異常。

2.2 油色譜數據綜合分析

大負荷試驗前（7月10日），對極Ⅰ低端YYC換流變壓器取樣檢測，油中特征氣體乙炔體積分數為0，總烴體積分數為2.21×10-6，氫氣體積分數為3.54×10-6。

大負荷試驗24 h后（7月12日），油中特征氣體乙炔體積分數增長為0.95×10-6，總烴體積分數增長為70.19×10-6，氫氣體積分數增長為12.29×10-6。

7月13日，復測油中特征氣體乙炔體積分數增長為1.17×10-6，總烴體積分數增長為81.68×10-6，氫氣體積分數增長為16.05×10-6。

運維單位7月13日的檢測結果為乙炔體積分數1.1×10-6，總烴體積分數67.75×10-6，氫氣體積分數9.13×10-6；期間CO和CO2含量的比例和絕對值與其他5臺換流變壓器基本相當。YYC換流變壓器負荷及乙炔體積分數變化趨勢見圖1。

圖1 YYC換流變壓器負荷及乙炔體積分數變化趨勢

由圖1可知，本次油色譜異常與變壓器負荷大小有直接關系，當負荷加大至120%時，內部出現(xiàn)局部過熱。從色譜數據特征氣體增長量分析，除氫氣和乙炔外，甲烷、乙烯、總烴體積分數也有較大增加，CO和CO2增量同比其他5臺換流變壓器未見明顯變化，且CO2與CO的比值大于3[2]，未涉及固體絕緣。綜合分析特征氣體的發(fā)展變化過程，故障類型符合裸電極局部過熱同時伴有放電現(xiàn)象，初步判斷大負荷試驗前油中可能已經開始產生烴類氣體，但該局部過熱的部位處于油流緩慢區(qū)域，乙炔、乙烯等特征氣體數據上升較為緩慢。初步推斷故障位于上部閥側均壓管連接處、閥側套管尾部與載流座套連接處，連接存在虛接、松動情況。

根據故障發(fā)展情況，現(xiàn)場認為該換流變壓器可以50%負荷進行168 h試運行，并在此期間對該換流變壓器上部、下部、網側1.1升高座、閥側2.1、2.2升高座5處取樣閥取離線油樣，結合負荷變化進行分析，進一步定位故障位置。

2.3 故障點的確定及處理方案

根據168 h試運行期間的上部、下部、1.1套管、2.1套管、2.2套管的離線油色譜數據，2.2和2.1套管取樣的乙炔數值最大，增長幅度最明顯，且隨負荷變化有增長趨勢，YYC換流變壓器各處油樣乙炔體積分數變化趨勢見圖2。其中閥側2.2閥門處的總烴和乙炔數值明顯高于其他位置，并且在負荷高于50%時產氣明顯。結合該變壓器結構分析，基本可以確定故障位置位于閥側均壓管連接處、閥側套管尾部與載流座套連接處。分析原因可能為套管尾部表鏈與底座接觸異常、套管尾部均壓球加強板斷裂導致局部環(huán)流。

圖2 YYC換流變壓器各處油樣乙炔體積分數變化趨勢

根據對故障位置的判斷，確定了缺陷處理流程如下：解引→測量網側、閥側繞組直流電阻+測量套管連同繞組介損和電容+繞組對地絕緣電阻→排油→進行內部檢查（使用內窺鏡檢查未拆開時的狀態(tài)，套管尾部連接、閥側均壓管內部、夾件屏蔽線等）→封堵+降噪板+防爆門等的拆除→推出運行位置→拆除閥側2.1、2.2套管及升高座→檢查+處理→復裝→重新工藝處理→試驗驗證（按交接試驗項目開展）。

3 現(xiàn)場內檢排查

7月23日23：50，極Ⅰ低端YYC換流變壓器閥側2.2套管升高座處最新油色譜試驗結果顯示，乙炔體積分數達17.88×10-6，與22日的數值（2.64×10-6）相比存在明顯突變，綜合判斷換流變壓器內部故障存在惡化趨勢，立即向調度申請極Ⅰ低端停運，按既定方案進行內檢處理。

7月27日從人孔進入換流變壓器本體開始內檢。用內窺鏡對閥側2.2套管升高座出線裝置附近進行檢查，未發(fā)現(xiàn)明顯異常；對器身內部分接開關樁頭螺栓進行進行檢查，無松動和過熱情況；檢查磁分路接地螺栓均可靠接地。對換流變壓器本體繞組、鐵心等其他位置檢查，未發(fā)現(xiàn)明顯異?！，F(xiàn)場解體檢查情況見圖3、圖4。

圖3 2.2套管升高座出線檢查

圖4 開關樁頭螺栓檢查

7月28日對均壓球內部及均壓球內套管對接母口進行檢查，其中均壓球內部支撐架構無開裂和松脫情況，套管對接母口上部有少許黑色雜質斑點，見圖5、圖6。

圖5 支撐架構無開裂和松脫

圖6 銅鼻子存在燒蝕發(fā)黑

拆除套管對接母口金具3顆固定螺栓，對金具內側引線進行檢查，發(fā)現(xiàn)金具內側6根引線其中1根引線（3點鐘方向）銅鼻子存在燒蝕發(fā)黑情況，進一步檢查引線線鼻子未壓緊，對其他5根引線進行檢查無異常，金具內側上部也存在少許黑色雜質斑點。

解開6根引線固定螺栓，對金具進行拆除，發(fā)現(xiàn)松動的引線固定螺栓較其他5根偏長10 mm，螺栓偏長是導致線鼻子松動的主要原因。對相應的螺栓孔進行檢查，螺栓孔螺牙正常，故障螺孔內部螺牙擠壓受損。

根據換流變壓器解體處理情況，該換流變壓器產氣的根本原因為閥側2.2引線固定螺栓偏長，在大負荷調試期間，換流變壓器負荷和振動大，導致原本螺栓未壓緊引線的情況逐漸惡化，套管金具與引線連接松動，產生過熱的同時伴隨著裸金屬放電，導致?lián)Q流變壓器油中產生乙炔并持續(xù)惡化。故障實際情況符合前期的分析判斷。

結合內部排查結果，換流變壓器內部無其他放電及故障點。該換流變壓器可以按照安裝工藝進行復裝，并重新進行交接試驗，目前該換流變壓器經耐壓局放試驗檢驗合格，已正常投運。

4 建議

本次故障由閥側引線裝配螺栓不合適引起，反映出特高壓換流變壓器內部產氣故障的復雜性，此類故障需要綜合眾多信息進行判斷。

（1）運維單位應做好設備數據留存及整理工作，換流變壓器的出廠、交接試驗數據、油色譜數據等，可為快速定位故障類型和故障位置提供有效支撐。

（2）設備制造廠應嚴格控制安裝工藝，對閥側引線連接等重要部位的安裝環(huán)節(jié)多層把關；同時，技術監(jiān)督單位駐廠監(jiān)造人員應進行仔細復查。

（3）換流變壓器升高座為油循環(huán)的“死油區(qū)”，該部位發(fā)生內部故障時，特征氣體循環(huán)到本體需要一定時間，不易及時發(fā)現(xiàn)故障點，可結合本體不同位置油樣數據，快速定位故障部位。同時可通過升高座加裝單氫監(jiān)測、瓦斯繼電器等，提升運維監(jiān)測手段。

5 結束語

絕緣油中溶解氣體含量分析是變壓器運行狀態(tài)監(jiān)控的主要手段，對變壓器故障分析、事前干預起著重要作用。某特高壓站換流變壓器發(fā)生閥側出線部位乙炔產氣故障，通過現(xiàn)場排查出廠試驗及交接試驗情況，分析換流變壓器閥側、網側套管升高座等5處典型位置離線油樣數據，結合功率負荷變化時不同位置特征氣體增長情況，定位了故障位置，結合內檢情況進一步確定了故障位置并及時排除了故障，保障了設備的安全穩(wěn)定運行。