伊敏換流站換流變閥側(cè)套管故障分析及處理

喬小冬 賈鴻益

(國網(wǎng)內(nèi)蒙古東部電力有限公司檢修分公司,內(nèi)蒙古呼倫貝爾 021134)

伊敏換流站換流變閥側(cè)套管故障分析及處理

喬小冬 賈鴻益

(國網(wǎng)內(nèi)蒙古東部電力有限公司檢修分公司,內(nèi)蒙古呼倫貝爾 021134)

換流變壓器是換流站內(nèi)最重要和最復(fù)雜的設(shè)備之一,本文研究了伊敏換流站極I Y/Y B相換流變閥側(cè)2.1套管故障事故,通過對故障跳閘相關(guān)保護(hù)錄波圖的細(xì)致分析,推斷出故障性質(zhì)及故障點位置,為迅速查清故障提供了支持。換流變現(xiàn)場吊套管調(diào)查進(jìn)一步證實了波形分析結(jié)論。詳細(xì)介紹了故障處理情況,梳理了此類事故的處理思路,對換流站現(xiàn)場運行和事故處理具有一定的指導(dǎo)意義。

換流變 閥側(cè)套管 放電 閉鎖

1 引言

±500kV伊敏-穆家(呼遼)直流輸電工程是東北地區(qū)第一個超高壓跨區(qū)直流輸電工程。為了滿足遼寧省經(jīng)濟社會發(fā)展對電力的需求，服務(wù)呼倫貝爾大型煤電基地電源送出，實現(xiàn)東北地區(qū)能源優(yōu)化配置的重要工程。為遼寧省經(jīng)濟社會發(fā)展提供充足可靠電力供應(yīng)，每年可輸送電量超過180億千瓦時，減少原煤運輸超過1000萬頓。對于緩解煤炭運輸壓力，實現(xiàn)節(jié)能減排和環(huán)境保護(hù)具有十分重要意義，將對推動內(nèi)蒙古經(jīng)濟社會建設(shè)和振興遼寧老工業(yè)基地發(fā)揮重要作用。2010年9月28日正式投運。工程線路全長913kM，額定直流功率為3000MW，額定直流電流為3000A。

伊敏站雙極有14臺換流變壓器。共28根閥側(cè)套管，分別14根干式套管，14根充SF6氣體套管。均為HSP公司生產(chǎn)。其中充SF6氣體套管型號：GSETF 1950/536-3000AC SPEZ。

2 故障基本情況

2.1 故障描述

2012年6月28日6時23分11秒，伊敏換流站OWS報P1PPR B系統(tǒng)發(fā)直流過流跳閘報警、A系統(tǒng)報閥直流差動保護(hù)動作跳閘報警，極I直流系統(tǒng)閉鎖，極I換流變交流側(cè)5012、5013開關(guān)跳閘、直流場轉(zhuǎn)為極隔離狀態(tài)。安全穩(wěn)定控制裝置動作，切呼倫貝爾電廠1臺機，切鄂溫克電廠1臺機。

2.2 故障前運行方式

(1)直流系統(tǒng)雙極大地回線400kV降壓運行，功率正送，輸送功率1800MW；

(2)直流場設(shè)備正常運行；

(3)500kV交流場Ⅰ、Ⅱ母正常運行，交流場所有交流開關(guān)運行正常，伊換#1線、伊換#2線、巴換#1線、巴換#2線運行正常，500kV 53B主變運行正常；

(4)500kV交流濾波器場，第一大組濾波器5611、5613、5614、運行正常，第二大組濾波器5622、5623運行正常、第三大組濾波器5631、5632運行正常；

(5)站用電系統(tǒng)I、III回運行正常，II回備用正常。

2.3 故障后運行工況

(1)故障發(fā)生后，極Ⅰ直流系統(tǒng)閉鎖，5012、5013開關(guān)跳閘，極Ⅰ直流場轉(zhuǎn)至極隔離狀態(tài)，極Ⅱ單極大地回線功率1211MW運行；

(2)500kV交流濾波器場，5611、5613、5623相繼退出運行；

(3)申請東北網(wǎng)調(diào)將極Ⅱ功率降至1000MW運行。

3 保護(hù)動作情況分析

下面根據(jù)波形圖分析故障的原因。

從圖1中可以看出，故障發(fā)生時刻Y橋2、3閥在導(dǎo)通，故障后B、C相電流一直在增大，初步判斷有可能B相或者C相產(chǎn)生接地故障。

圖1 P1PCPA1錄波

若C相接地，故障回路必須通過逆變站再經(jīng)過C相的接地流回變壓器，IDNC將沒有電流或故障電流不會很大，因此判斷為是B相接地。

根據(jù)以上分析，故障點在極I換流變Y/Y B相至光CT IDP之間及IDP靠近閥塔的區(qū)域。

4 設(shè)備現(xiàn)場檢查情況

極I系統(tǒng)閉鎖后，通過查看圖像監(jiān)控錄像，在事故跳閘瞬間011B換流變B相2.1閥側(cè)套管有閃絡(luò)放電現(xiàn)象，仔細(xì)查看視頻錄像可以看出閃絡(luò)放電火花在距套管頂部1/3處有較大的弧光，并且此弧光一直延續(xù)到套管根部外殼處，據(jù)此初步判斷應(yīng)為套管放電接地導(dǎo)致保護(hù)動作跳閘。根據(jù)此情況我站立即對此套管進(jìn)行了仔細(xì)的檢查，并督促送變電盡快趕到現(xiàn)場進(jìn)行套管絕緣、介損和氣體微水等試驗。

(1)套管主絕緣測試。試驗人員對套管主絕緣進(jìn)行了測試，測試數(shù)值為44.7MΩ，標(biāo)準(zhǔn)值為10000MΩ，懷疑套管內(nèi)已經(jīng)發(fā)生擊穿，絕緣完全破壞，已不能正常使用。

(2)介損、電容量測試。試驗人員對電容量進(jìn)行了測試，測試結(jié)果為：500V電壓測試，介損為-4.104%，電容量為0.283PF ；1000V電壓測試，介損為-245，電容量為0.1PF ；(而2011年6月2日的數(shù)據(jù)為：介質(zhì)損耗因數(shù)為0.342%，電容量為1201PF。)此后加壓至1500V已無法施加電壓，說明套管絕緣能力已經(jīng)嚴(yán)重破壞。

(3)套管SF6氣體微水試驗。試驗人員對套管進(jìn)行SF6分解物測試，測試過程中氣體從儀器排氣口流出，當(dāng)場出現(xiàn)濃重的臭雞蛋氣味，為避免試驗人員中毒，立即停止了試驗，套管內(nèi)氣體已完全分解，不能繼續(xù)使用。

5 故障分析及結(jié)論

根據(jù)上述情況已判定故障為極I換流變Y/Y B相閥側(cè)2.1套管內(nèi)部發(fā)生故障，致使套管絕緣降低發(fā)生擊穿，造成極I直流系統(tǒng)停運。

經(jīng)過套管解體檢查發(fā)現(xiàn)可能存在的故障原因為：

(1)故障套管解體后發(fā)現(xiàn)套管復(fù)合外套無明顯損傷。電容芯子外表面有兩條明顯的放電路，套管氣體側(cè)匯流接地環(huán)炸裂并燒熔，末屏引出線熔斷，末屏測量端子與法蘭間絕緣電阻為零。在套管銅鋁過渡連接處發(fā)現(xiàn)銅導(dǎo)體表面有嚴(yán)重過熱現(xiàn)象，鋁導(dǎo)體管內(nèi)尼龍導(dǎo)向錐大部分已燒熔、碳化，鑲嵌在鋁導(dǎo)體內(nèi)的部分鍍銀彈簧觸指已經(jīng)燒壞。

(2)套管故障起因及其發(fā)展過程為：套管銅鋁過渡接頭處過熱，溫度達(dá)到了尼龍導(dǎo)向錐的熔化溫度后，熔化物沿銅鋁過渡接頭之間的縫隙流出，并沿著套管芯子外表面向變壓器方向流動，由上至下流淌至套管電容芯表面1.2米處。導(dǎo)致套管SF6側(cè)的絕緣距離縮短，從距套管頂部1/3處的半球形均壓球(半球形均壓球可見電弧燒蝕痕跡)到套管氣腔中匯流接地環(huán)方向沿芯子表面閃絡(luò)，故障電流經(jīng)套管金屬法蘭及末屏試驗抽頭接線柱入地。套管故障完全是由于套管本身存在缺陷造成的，缺陷主要集中在銅鋁過渡接頭連接部位。可能的缺陷包括銅鋁過渡接頭裝配不當(dāng)、鋁管內(nèi)部處理不干凈而遺留微量金屬屑、MC觸點缺失導(dǎo)致局部發(fā)熱量增加等。

6 結(jié)語

故障錄波分析在直流輸電系統(tǒng)故障分析中占有舉足輕重的地位。通過對故障錄波圖的細(xì)致分析，可以推斷一次設(shè)備故障點、故障類型和故障的嚴(yán)重程度，為故障快速定位提供支持。本文通過詳細(xì)介紹此次故障處理情況，分析了保護(hù)動作情況，梳理了此類事故的處理思路，對換流站現(xiàn)場運行和事故處理具有一定的指導(dǎo)意義。

[1]國家電網(wǎng)公司建設(shè)運行部.高壓直流輸電系統(tǒng)電氣設(shè)備狀態(tài)維修和試驗規(guī)程[M].北京：中國電力出版社,2007.

[2]趙畹君.高壓直流輸電工程技術(shù)[M].北京：中國電力出版社,2009.

[3]國家電網(wǎng)公司.換流站運行[M].北京：中國電力出版社,2012.

喬小冬(1982-),男,河北張家口人,工程師,主要從事?lián)Q流閥及繼電保護(hù)工作。賈鴻益(1982-),男,內(nèi)蒙古赤峰人,工程師,主要從事?lián)Q流變壓器設(shè)備檢修及油務(wù)工作。