特高壓換流變壓器閥側(cè)套管TA 故障分析及檢修

蓋海龍，盛 禎，張海杰，孫佑飛，李厚芝

（國網(wǎng)山東省電力公司檢修公司，山東 濟(jì)南 250118）

0 引言

換流變壓器是特、超高壓直流輸電系統(tǒng)中重要的設(shè)備之一［1-2］，與供電系統(tǒng)的安全穩(wěn)定有密切關(guān)系。換流變壓器閥側(cè)套管TA 是指安裝在換流變閥側(cè)出線套管升高座處的電流互感器，它將閥側(cè)出線高壓電流變換成電壓較低的小電流，供給測量、計(jì)量、保護(hù)、監(jiān)測之用，其正常與否關(guān)系特高壓換流變壓器的安全穩(wěn)定運(yùn)行。目前，國內(nèi)關(guān)于特高壓換流變壓器閥側(cè)套管TA 故障診斷、檢修的案例及論述相對匱乏。針對兩起具體的閥側(cè)套管TA 故障，提出了靈活實(shí)用的檢修策略和方法，為后續(xù)此類故障的解決提供參考。

1 案例一

1.1 故障情況

2016 年3 月26 日，進(jìn)行±660 kV JD 換流站極Ⅰ01B 換流變壓器保護(hù)檢驗(yàn)工作時，對換流變壓器各TA 二次回路進(jìn)行絕緣測試［2］，在測試過程中發(fā)現(xiàn)極Ⅰ換流變壓器B 相閥側(cè)首端TA 二次回路S1-S3對地絕緣為0 MΩ，經(jīng)逐段測試發(fā)現(xiàn)TA 端子箱到B相匯控端子箱段電纜對地絕緣為0 MΩ。2016 年11月至12 月，對換流變壓器放油后拆開TA 接線板，查找故障點(diǎn)。通過分析判斷，該變壓器內(nèi)部TA 二次引線S1-S3 處存在絕緣破損。

1.2 故障查找

首先對該換流變壓器器身及有載分接開關(guān)進(jìn)行排油，排油同時，從器身上部網(wǎng)變壓器內(nèi)部注入干燥空氣。當(dāng)本體油箱內(nèi)排油至閥側(cè)b 套管升高座以下時停止排油［3］。換流變壓器放油位置如圖1 所示。

圖1 換流變壓器放油位置

拆除TA 接線板，通過TA 接線板法蘭孔，檢查TA 二次接線外觀情況，如圖2 所示。因TA 接線板法蘭面積受限，無法對TA 內(nèi)部引線情況進(jìn)行全方位檢查。隨后，借助工業(yè)內(nèi)窺鏡對繞組內(nèi)從接線板內(nèi)側(cè)逐一檢查每段位引線絕緣情況，在檢查中發(fā)現(xiàn)，發(fā)現(xiàn)該TA 二次引線某處與TA 定位螺桿的螺絲刀鋒接觸處有破損，如圖3 所示。

圖2 拆除TA 接線板

圖3 引線絕緣破損

1.3 原因分析

借助現(xiàn)場TA 試驗(yàn)、故障點(diǎn)查找及確認(rèn)，確定該TA 二次引線絕緣故障原因?yàn)椋?）TA 二次引線未良好固定，在變壓器內(nèi)部處于松弛弧垂?fàn)顟B(tài)，破損處靠在TA 定位螺桿的螺絲上；2）TA 定位螺桿的螺絲邊緣有鋒利，未進(jìn)行鈍化處理；3）變壓器運(yùn)行期間各部件持續(xù)振動，導(dǎo)致TA 定位螺桿的螺絲鋒利邊緣對TA 二次引線不斷切割磨損，TA 二次引線絕緣線皮破損，導(dǎo)致螺絲與引線金屬線芯直接接觸，TA 二次對地絕緣電阻為0 MΩ。

1.4 故障處理

解開TA 接線板內(nèi)側(cè)的接線端子，將特制絕緣護(hù)套從破損引線的引線頭處套入，直至覆蓋破損點(diǎn)。根據(jù)閥側(cè)套管TA 內(nèi)部結(jié)構(gòu)，制作專用TA 引線固定工具，用絕緣帶將TA 接線板內(nèi)部繞組引出線綁扎牢固，防止變壓器運(yùn)行振動導(dǎo)致TA 二次引線再次磨損，造成TA 絕緣損壞，如圖4 所示。

圖4 閥側(cè)TA 引線固定

2 案例二

2.1 故障情況

2017 年12 月22 日，GG 換流站進(jìn)行極Ⅰ高端換流器大功率試驗(yàn)（2 500 MW）期間，現(xiàn)場查看波形發(fā)現(xiàn)極Ⅰ高端Y／Y 換流變壓器閥側(cè)首端TA 電流三相不平衡，A 相電流有效值較B 相、C 相電流小約300 A（正常相為約5 000 A），且首端5 個繞組均存在同樣問題，尾端TA 電流正常，保護(hù)無異常信號。進(jìn)一步檢查、試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，套管根部金屬屏蔽與固定TA線圈金屬板存在搭接，現(xiàn)場將金屬板內(nèi)徑擴(kuò)大7 mm。復(fù)裝套管、TA 后，變比試驗(yàn)數(shù)據(jù)合格。

2.2 初步試驗(yàn)及分析

2018 年2 月2 日，檢查二次電流回路接地是否異常引起電流分流，檢查結(jié)果未發(fā)現(xiàn)異常；通過紅外測試閥側(cè)套管升高座（閥廳內(nèi)外）進(jìn)行溫度測量，未發(fā)現(xiàn)異常；結(jié)合現(xiàn)場停電時間，進(jìn)行套管TA 誤差試驗(yàn)，檢查套管側(cè)TA 二次回路小TA 誤差特性一致性；不平衡電流遠(yuǎn)小于差動保護(hù)整定值，不會引起差動保護(hù)誤動作。

2018 年2 月8—9 日及5 月5 日，使用OMICRON TA 分析儀對換流變壓器一次設(shè)備進(jìn)行試驗(yàn)，由于設(shè)備精度或者試驗(yàn)接線等原因未確認(rèn)TA 異常原因；使用繼電保護(hù)試驗(yàn)儀從TA 接線盒處對二次線圈施加電流，從保護(hù)、控制、故錄屏上分別測量比差均無問題，對二次線圈搖絕緣，絕緣良好，排除了TA 因二次絕緣不良導(dǎo)致分流的原因。

圖5 換流變壓器閥側(cè)首端套管TA 接線

分析前期檢查結(jié)果，研究試驗(yàn)方法，2018 年9 月28 日采用OMICRON CPC100 分析儀，對極Ⅰ高端Y／Y A 相閥側(cè)首端套管TA 變比試驗(yàn)。其中，套管二次接線盒預(yù)留有試驗(yàn)用M 端子，M 端子為單點(diǎn)接地，接地點(diǎn)在套管升高座內(nèi)部，如圖5 所示。

現(xiàn)場采用M 試驗(yàn)端子加50 A、100 A、200 A、300 A 瞬時交流電流的試驗(yàn)方法，通過試驗(yàn)線測量5個線圈的變比，額定變比為6 000∶1，測量結(jié)果5 個線圈均誤差較大，橫向?qū)Ρ葮OⅠ高端Y／Y B 相無異常，具體測量數(shù)據(jù)如表1 所示。

表1 現(xiàn)場測量數(shù)據(jù)

通過上述檢查試驗(yàn)分析，初步判斷套管TA 內(nèi)部M 接線可能存在多點(diǎn)接地，通過M 試驗(yàn)端子加一次電流時出現(xiàn)分流情況，導(dǎo)致變比較小，與額定變比相差非常大，如圖6 所示。正常運(yùn)行下，套管主回路導(dǎo)電桿通過運(yùn)行電流時，內(nèi)部預(yù)留試驗(yàn)用M 接線可能存在感應(yīng)環(huán)流，環(huán)流磁場抵消部分主回路導(dǎo)電桿電流產(chǎn)生的磁場強(qiáng)度，最終導(dǎo)致5 個線圈二次回路的電流變小。

圖6 多點(diǎn)接地分流電路

2.3 故障試驗(yàn)及分析

2018 年10 月22—31 日，拆除換流變壓器閥側(cè)首端套管，對TA 進(jìn)行解體檢查及試驗(yàn)。10 月24 日，現(xiàn)場拆除TA 接線盒、接線板后通過接線孔對M 線檢查，未發(fā)現(xiàn)絕緣破損情況?，F(xiàn)場采用M 線加流100 A 進(jìn)行TA 變比試驗(yàn)，試驗(yàn)數(shù)據(jù)異常，且與9 月28 日試驗(yàn)結(jié)果相吻合，詳細(xì)數(shù)據(jù)如表2 所示。

表2 現(xiàn)場測量數(shù)據(jù)

現(xiàn)場拆除換流變壓器閥側(cè)首端套管，從本體取下TA 后進(jìn)行檢查、試驗(yàn)。對TA 的M 線、二次繞組進(jìn)行全面檢查，未發(fā)現(xiàn)絕緣破損和其他異常情況。對M線進(jìn)行更換，更換M 線前后TA 變比試驗(yàn)數(shù)據(jù)均正常，異常情況消失。試驗(yàn)接線情況、具體試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表3 所示。

表3 現(xiàn)場測量數(shù)據(jù)

現(xiàn)場檢查和試驗(yàn)情況表明，TA M 線、二次繞組、鐵芯無異常，M 線多點(diǎn)接地導(dǎo)致分流的情況可以排除。與異常工況相比，存在TA 接線板、套管兩個變化因素，下一步可將TA、套管依次復(fù)裝，查明異常節(jié)點(diǎn)。現(xiàn)場將TA、套管依次復(fù)裝。TA 復(fù)裝后（M 線、TA二次線與接線板連接恢復(fù)），試驗(yàn)數(shù)據(jù)正常，排除TA接線板絕緣薄弱導(dǎo)致分流的情況。套管復(fù)裝后，試驗(yàn)數(shù)據(jù)再次出現(xiàn)異常，且與9 月28 日、10 月24 日（拆除TA 接線盒、接線板）的試驗(yàn)結(jié)果相吻合。具體試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表4 所示。

表4 現(xiàn)場測量數(shù)據(jù)

現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明，換流變壓器閥側(cè)首端TA 電流異常情況與套管復(fù)裝有關(guān)。下一步，將使用內(nèi)窺鏡對TA、套管進(jìn)行內(nèi)部檢查，重點(diǎn)檢查TA 金屬支架與套管根部金屬屏蔽是否存在搭接。

現(xiàn)場使用內(nèi)窺鏡對TA、套管進(jìn)行內(nèi)部檢查，發(fā)現(xiàn)TA 金屬支架上部與套管根部金屬屏蔽存在搭接。

為進(jìn)一步確認(rèn)缺陷位置，現(xiàn)場將故障換流變壓器套管稍微吊起，套管與TA 金屬之間墊上絕緣紙板，TA 變比試驗(yàn)數(shù)據(jù)正常。確診套管根部金屬屏蔽與TA 線圈金屬支架在上部位置存在搭接［4］。故障工況分析：通過上述檢查試驗(yàn)分析，確診套管根部金屬屏蔽與TA 線圈金屬支架在上部位置存在搭接。通過M 試驗(yàn)端子加一次電流時，套管根部金屬屏蔽回路分去部分一次電流，產(chǎn)生反向電流，導(dǎo)致TA 鐵芯內(nèi)的磁通量減小，且磁通方向與正常工況反向，從而造成二次線圈感應(yīng)出的電流偏小，造成變比異常［5］，如圖7（a）所示，具體搭接點(diǎn)實(shí)物分別如圖7（b）與圖7（c）所示。變壓器運(yùn)行工況下，套管主回路導(dǎo)電桿通過運(yùn)行電流時，M 線接地端、套管根部金屬屏蔽、套管法蘭形成的回路存在感應(yīng)環(huán)流，環(huán)流磁場抵消部分主回路導(dǎo)電桿電流產(chǎn)生的磁場強(qiáng)度，最終導(dǎo)致5個線圈二次回路的電流變小。

2.4 故障處理

現(xiàn)場拆除閥側(cè)首端套管和TA，在地面進(jìn)行套裝比對，發(fā)現(xiàn)TA 線圈支架金屬板與套管不同心。因金屬板位置可調(diào)裕度較小，現(xiàn)場將金屬板內(nèi)徑擴(kuò)大7mm。復(fù)裝套管、TA 后，變比試驗(yàn)數(shù)據(jù)合格，具體數(shù)據(jù)如表5 所示。

圖7 套管根部金屬屏蔽與TA 線圈金屬支架搭接分流圖

表5 復(fù)裝后現(xiàn)場測量數(shù)據(jù)

3 預(yù)防措施

兩起故障暴露出的問題：

1）案例一中換流變壓器閥側(cè)套管TA 內(nèi)部二次引線固定措施不到位，在換流變壓器運(yùn)行過程中產(chǎn)生的振動，易造成懸垂?fàn)顟B(tài)的TA 二次引線與周圍部件摩擦，進(jìn)而造成二次引線絕緣破壞；

2）案例一中換流變壓器內(nèi)部所采用部件未進(jìn)行相應(yīng)鈍化處理；

3）案例二中換流變壓器閥側(cè)套管根部金屬屏蔽與套管間絕緣距離不足，套管法蘭材料硬度不足并在閥側(cè)套管應(yīng)力的作用下產(chǎn)生形變。

為防止此類TA 故障再次發(fā)生，提出以下預(yù)防措施：

1）改善TA 安裝工藝，對閥側(cè)套管TA 二次引線進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)固定，防止引線松弛碰觸周圍變壓器部件；

2）對變壓器內(nèi)部螺絲等金屬部件邊沿進(jìn)行鈍化處理，防止變壓器內(nèi)部部件存在鋒利邊沿及尖銳邊角；

3）對變壓器內(nèi)部特殊部位增設(shè)振動緩沖部件，防止變壓器運(yùn)行持續(xù)振動造成部件的磨損；

4）進(jìn)一步加強(qiáng)管理和質(zhì)量控制，嚴(yán)格執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)化、規(guī)范化的制造工藝，提高變壓器閥側(cè)套管TA 標(biāo)準(zhǔn)件的加工工藝與檢驗(yàn)水平，加強(qiáng)設(shè)備部件選材、加工精度、組裝工藝的管理，防止因組部件選材不良、加工不精及施工不良造成閥側(cè)套管TA 故障。

4 結(jié)語

變壓器閥側(cè)套管TA 故障屬于變壓器嚴(yán)重故障，此類故障易造成換流變壓器差動保護(hù)誤動作，嚴(yán)重影響特超高壓直流輸電系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。通過論述兩起換流變壓器閥側(cè)套管TA 故障查找分析檢修案例，并針對此兩起故障，從提高生產(chǎn)工藝、優(yōu)化設(shè)計(jì)、選材質(zhì)量、加工精度等方面提出改進(jìn)措施，為特高壓變電站實(shí)施反事故技術(shù)措施提供相關(guān)借鑒。