基于套管CCS的高壓并聯(lián)電抗器繞組故障檢測方法研究*

陳攀，余華興，徐菁，周勇，李益峰，趙仲勇

(1.國網(wǎng)重慶市電力公司江北供電局，重慶 401147； 2.西南大學(xué) 工程技術(shù)學(xué)院，重慶 400715)

0 引 言

隨著我國超特高壓電網(wǎng)的建設(shè)和發(fā)展，電力系統(tǒng)的容量不斷增長，據(jù)統(tǒng)計，2017年全國發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到17.8億千瓦，同比增長7.6%[1]。電網(wǎng)中各類電力實施的正常運轉(zhuǎn)，對保證電力系統(tǒng)提供安全、優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟(jì)、環(huán)保的電能質(zhì)量意義重大。高壓并聯(lián)電抗器是變電站重要的電力設(shè)施之一，其具有眾多功能。例如限制工頻電壓升高、抑制諧波過電壓、減少線路功率損耗、加速潛供電弧熄滅、補(bǔ)償長線電容效應(yīng)等[2]。然而，高壓并聯(lián)電抗器在運行過程中可能會發(fā)生內(nèi)部故障，如局部過熱故障、振動噪聲異常、內(nèi)部放電、油介質(zhì)損耗異常和繞組匝間短路故障[3]。我國500 kV及以下電壓等級高壓并聯(lián)電抗器制造和維護(hù)技術(shù)相對成熟，事故率較低，而500 kV以上超特高壓的高壓并聯(lián)電抗器在實際運行過程中存在突發(fā)內(nèi)部故障而導(dǎo)致設(shè)備停運的情況。例如，新疆某變電站曾發(fā)生過750 kV高壓并聯(lián)電抗器因故障而停運的案例，對停運電抗器進(jìn)行離線測試，檢測到油色譜等指標(biāo)異常，而在返廠檢修后發(fā)現(xiàn)電抗器內(nèi)部繞組發(fā)生過匝間短路故障。實際上，繞組匝間短路故障被認(rèn)為是高壓電抗器主要的故障類型之一[4]。

高壓電抗器體積龐大，價格昂貴，一旦發(fā)生嚴(yán)重的繞組故障而停運，將引起電網(wǎng)巨大的經(jīng)濟(jì)損失，故障后設(shè)備維修的時間和經(jīng)濟(jì)成本高昂，又將進(jìn)一步影響電抗器的經(jīng)濟(jì)利用效率。采用狀態(tài)檢修技術(shù)嚴(yán)格監(jiān)測和預(yù)警電抗器的繞組故障，發(fā)現(xiàn)潛伏性缺陷后可針對性地實施電抗器停運計劃，以防止更嚴(yán)重故障的發(fā)生，而且能避免隨意、過分地拆卸設(shè)備的缺陷，狀態(tài)檢修具有重要的工程意義。

脈沖頻率響應(yīng)法可應(yīng)用于高壓并聯(lián)電抗器繞組故障的狀態(tài)檢測中，其具有注入脈沖可控、能量小、檢測時間短等優(yōu)點，且具備在線應(yīng)用的潛力[5]。脈沖頻率響應(yīng)法需要將脈沖信號注入到設(shè)備繞組的一端，然而，高壓并聯(lián)電抗器體積龐大，特別是高壓側(cè)套管直立，具有較大的高度，例如，某800 kV電容式高壓套管高達(dá)11.27 m，若直接采用頻率響應(yīng)法現(xiàn)有的接線方式將會給測試人員帶來較多煩惱，接線繁瑣。因此，針對高壓并聯(lián)電抗器現(xiàn)場開展頻率響應(yīng)測試時存在不便捷、費時費力這一缺陷，基于套管電容耦合傳感器(Capacitive Coupling Sensor, CCS)[6]，研制一種高壓并聯(lián)電抗器繞組故障檢測方法。

首先介紹了脈沖頻率響應(yīng)的原理，充分考慮了高壓并聯(lián)電抗器的結(jié)構(gòu)特點，采取了套管耦合的方式實現(xiàn)信號的注入與測量方式；然后介紹了相關(guān)裝置；并通過仿真和實測驗證了所提方法的可行性。

1 檢測方法的基本原理

脈沖頻率響應(yīng)法通過在高壓并聯(lián)電抗器被試?yán)@組的一端施加激勵脈沖電壓信號，在繞組的另一端測量響應(yīng)脈沖電壓或電流信號，激勵和響應(yīng)信號均在時域內(nèi)完成測量，由式(1)～ 式(2)將時域信號變換到頻域信號，由式(3)構(gòu)造脈沖頻率響應(yīng)曲線[7]，即：

(1)

(2)

(3)

式中Vin(n)為繞組激勵電壓的N點時域采樣信號，Vin(k)為Vin(n)的快速Fourier變換；Rout(n)為繞組響應(yīng)電壓/電流的N點時域采樣信號，Rout(k)為Rout(n)的快速Fourier變換；H(f)表示繞組脈沖頻率響應(yīng)曲線。以響應(yīng)信號的快速Fourier變換和激勵信號的快速Fourier變換的比值作為脈沖頻率響應(yīng)曲線。

然而，在實際測量中，激勵信號并非直接加載至電抗器的繞組(套管端部)，而是考慮了高壓套管的結(jié)構(gòu)特點，通過在高壓套管底部安裝CCS，套管和CCS形成一個耦合電容，將激勵信號耦合至套管內(nèi)部，典型試驗接線如圖1所示。耦合的激勵信號在繞組中傳播，并在繞組另一端通過電流互感器測量響應(yīng)電流信號。

圖1 檢測方法的典型試驗接線

套管CCS的基本原理如圖2所示，傳感器的關(guān)鍵部件是纏繞在高壓套管靠近接地法蘭外絕緣層上的金屬薄帶，并配置引出接口，如圖2(a)所示。110 kV及以上電壓等級的套管內(nèi)絕緣采用電容極板改善電場分布，如圖2(b)所示，該電容式套管由內(nèi)絕緣和外絕緣構(gòu)成。其中內(nèi)絕緣為圓柱形油紙電容芯子，填充著絕緣油，外絕緣為瓷套。因此該套管CCS的耦合電容是由金屬薄帶、套管導(dǎo)桿和套管內(nèi)部電容芯子共同構(gòu)成復(fù)合電容結(jié)構(gòu)，等效為一個耦合電容，由該電容可實現(xiàn)信號的注入與測量[8]。由套管和CCS形成的耦合電容值與CCS的尺寸、套管尺寸、套管內(nèi)部絕緣介質(zhì)、電容芯子等因素相關(guān)，用解析幾何的方式計算較困難。文中采用了有限元法計算該電容值，如圖2(c)所示，110 kV電容性套管的耦合電容值一般約為30 pF。

圖2 套管電容耦合傳感器的安裝及仿真計算

2 檢測方法的仿真分析

本節(jié)從仿真分析的角度研究檢測方法的可行性。高壓并聯(lián)電抗器的繞組的集總參數(shù)電路模型如圖3所示，該模型右側(cè)由多個π型結(jié)構(gòu)單元組成，表示電抗器單個繞組在高頻信號作用下的等效電路。每個π型單元具體包括每餅繞組的電阻R，自電感L，餅間電導(dǎo)g，餅間電容Cs，繞組對油箱的電容Cg和對地電導(dǎo)G，M表示繞組餅間的互感值。仿真模型的左側(cè)包含一個T型結(jié)構(gòu)單元，該單元模擬電抗器的高壓側(cè)套管，其中Lb表示套管導(dǎo)桿的電感值，Rb表示套管導(dǎo)桿的電阻值，Cb表示套管芯子層形成的復(fù)合電容。在T型結(jié)構(gòu)單元左側(cè)，接入了一個電容Cc，模擬套管CCS形成的耦合電容。

Cc連接脈沖電源Vin，將激勵脈沖電壓耦合至套管內(nèi)部的導(dǎo)桿，并在繞組中傳播。在右側(cè)繞組電路模型的末端引線接地，通過電流互感器CT測量響應(yīng)電流信號。該仿真模型繞組的參數(shù)取自文獻(xiàn)[9]，高壓套管的模型參數(shù)取自文獻(xiàn)[10]。根據(jù)有限元法計算，耦合電容Cc取50 pF。

圖3 高壓并聯(lián)電抗器仿真電路模型

根據(jù)文獻(xiàn)[11]，注入激勵脈沖取推薦參數(shù)—幅值600 V，脈沖寬度500 ns的方波脈沖。通過暫態(tài)仿真測量注入激勵脈沖電壓和響應(yīng)脈沖電流的時域波形，依據(jù)式(1)～式(3)計算電抗器處于健康狀態(tài)時的脈沖頻率響應(yīng)曲線。然后，通過改變繞組部分的電感L或電容值Cg，模擬不同狀態(tài)的繞組故障，L或Cg相比健康繞組的值變化10%和20%。在模擬繞組故障后，仍然通過暫態(tài)仿真和快速Fourier變換，得到模擬繞組故障的仿真波形，如圖4所示。

圖4 模擬繞組故障的仿真結(jié)果

圖4(a)為繞組第二個π型單元L改變的仿真結(jié)果，在L減小10%和20%的情況下，故障電抗器的脈沖頻率響應(yīng)曲線相比健康電抗器的曲線向高頻段發(fā)生了偏移，且L改變越大，偏移程度越大。圖4(b)為繞組第二個π型單元Cg改變的仿真結(jié)果，同樣地，在Cg變化10%和20%時，故障電抗器的脈沖頻率響應(yīng)曲線相比健康電抗器的曲線發(fā)生了偏移，并且Cg改變越大，偏移程度也越大，與電感性故障所不同的是曲線整體向低頻方向偏移。仿真結(jié)果初步證實了基于套管CCS的檢測方法,可實現(xiàn)電抗器繞組狀態(tài)的檢測。

3 檢測方法的試驗驗證

3.1 健康電抗器實驗

為了進(jìn)一步驗證檢測方法的可行性，首先開展了健康電抗器實驗。在新疆某變電站分別對與電網(wǎng)完全分離的三相750 kV 高壓并聯(lián)電抗器開展測試，三相電抗器為全新的健康電抗器，從未投入運行，其型號為BKD-120000/750，部分銘牌參數(shù)見表1 所示。實驗接線圖如圖1所示，從750 kV高壓套管法蘭附近的套管CCS注入高壓納秒脈沖信號，在中性點套管接地線上測量響應(yīng)電流信號。

表1 健康電抗器銘牌參數(shù)

分別對A、B、C 三相電抗器按相同的接線方式開展測試，每一相注入相同參數(shù)(脈沖幅值600 V，脈沖寬度400 ns)的激勵納秒脈沖信號。對同一狀態(tài)下測量的10組注入電壓信號和中性點套管電流信號分別求平均值，作為分析的激勵與響應(yīng)數(shù)據(jù)，并按式(1)～ 式(3)構(gòu)建三相電抗器的脈沖頻率響應(yīng)曲線，如圖5所示。

需要說明的是，由于現(xiàn)場條件限制，同一狀態(tài)下測量的數(shù)據(jù)組數(shù)并不多，但從圖示結(jié)果仍然可以看出，三相電抗器的脈沖頻率響應(yīng)曲線走勢基本一致，諧振峰和諧振谷對應(yīng)頻率基本相同，這符合健康電抗器的特征。同時，盡管在實驗過程中盡量保持三相設(shè)備和接線一致，但由于套管電容耦合傳感器為現(xiàn)場制作的簡易版本，不同相套管形成的耦合電容存在差異，導(dǎo)致了脈沖頻率響應(yīng)曲線在縱坐標(biāo)增益上存在恒定差異，這可由文獻(xiàn)[12-13]解釋和驗證。另外，三相頻率響應(yīng)曲線的部分諧振峰和諧振谷對應(yīng)頻率仍然存在差異，這是由于每一相繞組為體積龐大的獨立線圈，繞組結(jié)構(gòu)上的細(xì)微差別造成等效參數(shù)的改變，導(dǎo)致各相電抗器的頻率響應(yīng)曲線又具有一定的獨特性?？傊】惦娍蛊鲗嶒灲Y(jié)果表明由文中檢測方法和裝置獲得的脈沖頻率響應(yīng)曲線能夠反映繞組狀態(tài)。

圖5 健康電抗器三相脈沖頻率響應(yīng)曲線

3.2 故障模擬實驗

考慮到電抗器制造廠商的商業(yè)保密性以及制造750 kV高壓并聯(lián)電抗器繞組故障的成本高昂，通過開展模擬電抗器繞組故障的實驗，以驗證文中的方法具有檢測電抗器繞組故障的潛力。被試的750 kV高壓并聯(lián)電抗器銘牌參數(shù)如下：容量80 MVA、額定電流173.2 A、損耗138.73 kW、額定阻抗2 640 Ω，實驗接線和現(xiàn)場圖如圖6所示，通過在高壓并聯(lián)電抗器的高壓套管出線端并聯(lián)一個容值500 pF的電容來模擬繞組的電容性故障，通過并聯(lián)電容的方式改變了繞組的等值電路模型參數(shù)，進(jìn)而可能引起脈沖頻率響應(yīng)曲線的變化。

實驗仍然從電抗器的高壓套管電容耦合傳感器注入納秒脈沖信號，脈沖幅值600 V，脈寬500 ns，中性點套管出線接地，由于中性點套管引線存在等效特性波阻抗，因此可以通過中性點套管CCS構(gòu)造的電容分壓器測量響應(yīng)電壓信號，具體構(gòu)造方法見文獻(xiàn)[6]。對未并聯(lián)電容和并聯(lián)電容兩種狀態(tài)分別測量多組注入電壓信號和中性點套管電壓信號，并對同一狀態(tài)下的多組信號求平均值作為分析數(shù)據(jù)，并按式(1)～ 式(3)采用快速Fourier算法構(gòu)建電抗器的脈沖頻率響應(yīng)曲線，如圖7所示。

圖6 模擬電抗器繞組故障的實驗接線和現(xiàn)場圖

圖7 模擬電抗器繞組故障實驗結(jié)果

由圖7 可知，電抗器并聯(lián)500 pF 電容后的脈沖頻率響應(yīng)曲線相對于未并聯(lián)電容時發(fā)生較大變化，其改變程度遠(yuǎn)大于圖5中因測量數(shù)據(jù)有限、外界干擾和繞組細(xì)微結(jié)構(gòu)差異造成的頻率響應(yīng)曲線的變化，曲線的兩個主要諧振谷向低頻方向偏移明顯。根據(jù)式(4)諧振頻率形成原因[14]，并聯(lián)電容相當(dāng)于增大繞組等效電容，在等效電感不變的情況下，諧振頻率減小。本節(jié)實驗結(jié)果很好地證實了文中方法具有檢測高壓并聯(lián)電抗器繞組故障的潛力。

(4)

式中L和C分別表示繞組的分布電感和電容；f表示諧振頻率。

4 結(jié)束語

(1)基于套管CCS，提出和研制一種的高壓并聯(lián)電抗器繞組故障檢測方法，說明了方法的基本原理，并對核心裝置—套管CCS進(jìn)行了介紹；

(2)開展了電抗器繞組電路仿真分析，通過改變電路模型中的電感和電容參數(shù)模擬繞組故障，獲得繞組多種狀態(tài)下的脈沖頻率響應(yīng)曲線，頻響曲線的變化趨勢證實了檢測方法的可行性；

(3)開展了實際750 kV高壓并聯(lián)電抗器實驗測試。健康電抗器三相曲線的趨勢和諧振峰谷頻率相似，表明檢測方法確實能反映電抗器繞組的狀態(tài)；通過并聯(lián)電容的方式模擬電抗器繞組故障，故障脈沖頻率響應(yīng)曲線相比健康曲線向低頻段方向偏移明顯，再次證實了檢測方法具備檢測電抗器繞組故障的潛力；

(4)后續(xù)仍需要更多測試實例進(jìn)一步證實檢測方法的可靠性、精確性和魯棒性，并發(fā)展成在線檢測技術(shù)。