一起大型換流變壓器潛伏性故障發(fā)現(xiàn)與處理

相中華，朱林，何玉鵬

(國(guó)網(wǎng)寧夏電力有限公司，寧夏 銀川 750001)

換流變壓器在交流電與直流電變換的核心位置，換流變壓器長(zhǎng)期處于滿負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)，準(zhǔn)確的掌握其狀態(tài)，科學(xué)合理的制定檢修方案對(duì)直流輸電工程的可靠運(yùn)行起著至關(guān)重要的作用[1-3]。油中溶解氣體分析法(DGA)是監(jiān)測(cè)換流變壓器內(nèi)部潛伏性故障、判斷故障類(lèi)型與嚴(yán)重程度的有效方法之一，并已納入國(guó)內(nèi)外相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)[4-7]。本文介紹一起油中溶解氣體分析和調(diào)整運(yùn)行方式綜合診斷換流變壓器潛伏性過(guò)熱故障過(guò)程，并通過(guò)換流變壓器解體驗(yàn)證了診斷分析方法的有效性和可行性，為后續(xù)換流變壓器的類(lèi)似潛伏性故障運(yùn)維檢修提供可借鑒的經(jīng)驗(yàn)。

1 換流變壓器結(jié)構(gòu)特點(diǎn)

某換流站極Ⅰ換流變壓器Y/△B相，額定電壓為345/√3(+25，-5)×1.25 %/281.7/√3 kV，容量403 MVA。該換流變壓器鐵芯采用單相五柱式鐵芯結(jié)構(gòu)，主柱套裝有線圈，旁柱構(gòu)成磁路的一部分，單相三柱帶B旁柱結(jié)構(gòu)(見(jiàn)圖1)。帶有旁柱的鐵芯可以有效降低產(chǎn)品運(yùn)輸高度，解決高電壓大容量產(chǎn)品的運(yùn)輸問(wèn)題。引線采用均壓管屏蔽，網(wǎng)側(cè)引線在油箱外實(shí)現(xiàn)三柱并聯(lián)，調(diào)壓開(kāi)關(guān)外置(見(jiàn)圖2)。

圖1 單相三柱帶B旁柱鐵芯

圖2 換流變壓器外部引線排布

2 試驗(yàn)診斷分析

2.1 油中溶解氣體數(shù)據(jù)分析

該換流變壓器自投運(yùn)以來(lái)運(yùn)行平穩(wěn)，2014年7月14日，油中溶解氣體分析檢測(cè)發(fā)現(xiàn)該換流變壓器內(nèi)存在微量C2H2(1.18 μL/L)，至7月23日C2H2增至2.36 μL/L。CH4、C2H4增長(zhǎng)較快，總烴含量增長(zhǎng)315.32 μL/L，超過(guò)規(guī)程中注意值(不大于150 μL/L)。根據(jù)油中溶解氣體跟蹤數(shù)據(jù)和含量變化趨勢(shì)分析，CH4、C2H4、C2H6均有顯著增長(zhǎng)趨勢(shì)，C2H2含量變化趨勢(shì)后期增長(zhǎng)趨勢(shì)緩慢，其中CH4和C2H4在總烴含量中接近90%。

表1 極Ⅰ換流變壓器Y/△B相油中溶解氣體含量

根據(jù)DL/T 722-2014判斷分析方法分析，8月28日與9月3日試驗(yàn)數(shù)據(jù)，三比值法編碼012，見(jiàn)表2。判斷極Ⅰ換流變壓器Y/△ B相屬于高于700 ℃高溫范圍的熱故障[8-11]。從特征氣體成分來(lái)說(shuō)H2、CH4、C2H4氣體成分大，僅含有少量C2H2、C2H6，符合過(guò)熱缺陷(油浸式設(shè)備低溫過(guò)熱缺陷烴類(lèi)氣體組分CH4、C2H4、C2H6含量較多，C2H4較C2H6更多，初步分析屬于高溫過(guò)熱，且CO和CO2也出現(xiàn)大量增長(zhǎng)，綜合分析油和紙絕緣出現(xiàn)過(guò)熱)。

表2 極Ⅰ換流變壓器Y/△B相三比值法編碼

以8月28日試驗(yàn)數(shù)據(jù)為基準(zhǔn)，9月4日試驗(yàn)數(shù)據(jù)計(jì)算H2的相對(duì)產(chǎn)氣速率293%/月，C2H2絕對(duì)產(chǎn)氣速率179%/月,總烴絕對(duì)產(chǎn)氣速率359%/月，各氣體的相對(duì)產(chǎn)期速率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于導(dǎo)則要求的10%，H2、CH4、C2H6、C2H4、總烴均呈現(xiàn)持續(xù)較大增長(zhǎng)趨勢(shì)，初步分析潛伏性過(guò)熱故障較嚴(yán)重。

2.2 調(diào)整運(yùn)行方式分析

本次調(diào)功率運(yùn)行方式為保持電壓恒定不變，通過(guò)調(diào)電流改變功率。從7月23日采取降功率后連續(xù)取樣跟蹤監(jiān)視，數(shù)據(jù)穩(wěn)定并呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。08-25—08-28，極Ⅰ功率保持至1.6 GW，油中溶解氣體各組分含量數(shù)據(jù)基本沒(méi)有變化。08-28—09-05，極Ⅰ功率保持至2.0 GW，油中溶解氣體數(shù)據(jù)中，CH4、C2H4、C2H6、C2H2、總烴均有顯著增長(zhǎng)趨勢(shì)且增長(zhǎng)迅速；C2H2含量最高為2.01 μL/L，超過(guò)規(guī)程中注意值(不大于1.0 μL/L)；總烴含量478.5 μL/L，超過(guò)規(guī)程中注意值(不大于150 μL/L)。經(jīng)過(guò)比較分析可知功率降低(電流降低)，油中溶解氣體含量降低或保持不變；08-28—09-04，功率上升后，油中溶解氣體含量均出現(xiàn)上升。分析判斷該臺(tái)換流變壓器油中溶解氣體組分變化受負(fù)荷電流的影響，初步判斷該臺(tái)設(shè)備過(guò)熱故障與負(fù)荷電流大小有關(guān)。

2.3 電氣試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

鐵芯及夾件接地電流測(cè)試等電氣試驗(yàn)，均未發(fā)現(xiàn)該換流變壓器存在異常情況。

(1)鐵芯及夾件接地電流測(cè)試

對(duì)該換流變壓器進(jìn)行了鐵芯及夾件接地電流測(cè)試，鐵芯接地電流測(cè)試為24 mA,夾件測(cè)試為25.8 mA，數(shù)值均小于規(guī)程要求的小于300 mA的標(biāo)準(zhǔn)值[12-14]。從測(cè)試情況判斷沒(méi)有發(fā)現(xiàn)異常現(xiàn)象，排除鐵芯多點(diǎn)接地引起的過(guò)熱缺陷。

(2)直流電阻測(cè)試

對(duì)該換流變壓器先后共進(jìn)行3次直流電阻測(cè)試，未發(fā)現(xiàn)存在異常情況，排除引線或者繞組斷股或者脫焊引起的發(fā)熱缺陷。

(3)紅外精確測(cè)溫

7月19日對(duì)該換流變壓器進(jìn)行紅外熱成像檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)換流變壓器頂蓋(靠近網(wǎng)側(cè)套管處)部位溫度為82 ℃，高于周?chē)潴w溫度及環(huán)境溫度，但通過(guò)與A相、C相相同部位進(jìn)行紅外監(jiān)測(cè)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，溫度基本一致，故排除此部位有局部過(guò)熱或放電，在換流變壓器其他部位并未發(fā)現(xiàn)明顯過(guò)熱現(xiàn)象。

(4)超聲波定位

由于換流變壓器震動(dòng)引起的背景噪聲較大，無(wú)法對(duì)該換流變壓器超聲波定位測(cè)試。

綜合分析，電氣試驗(yàn)對(duì)潛伏性過(guò)熱故障無(wú)法診斷，油中溶解氣體分析能夠較靈敏地反應(yīng)油浸式設(shè)備故障類(lèi)型。換流變壓器過(guò)熱故障受運(yùn)行負(fù)荷和運(yùn)行電流的影響大，通過(guò)調(diào)整運(yùn)行方式(電流變化)分析過(guò)熱故障和運(yùn)行電流的關(guān)系，進(jìn)一步驗(yàn)證了該換流變壓器電磁回路內(nèi)部存在過(guò)熱故障。

3 廠內(nèi)故障診斷及檢查

2014年9月和10月，換流變壓器廠家組織相關(guān)技術(shù)人員進(jìn)箱檢查，但未發(fā)現(xiàn)明顯故障點(diǎn)，初步判斷故障點(diǎn)可能位于繞組或者緊靠鐵芯部位(包裹較嚴(yán))，在變電站無(wú)法進(jìn)行檢查和修復(fù)，需返廠檢查故障點(diǎn)并進(jìn)行修復(fù)。故決定將該換流變壓器返廠檢修，徹底查明故障原因并予以消除缺陷，保證其安全運(yùn)行。

3.1 試驗(yàn)診斷

首先對(duì)該返廠換流變壓器進(jìn)行各項(xiàng)試驗(yàn)。對(duì)測(cè)試數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，該換流變壓器的電壓比、繞組電阻、絕緣電阻、電容、空載損耗、ACLD等試驗(yàn)結(jié)果與出廠測(cè)試值無(wú)明顯差別，且在技術(shù)要求范圍內(nèi)，但溫升試驗(yàn)中油中溶解氣體分析數(shù)據(jù)變化較大，見(jiàn)表3。

表3 溫升試驗(yàn)過(guò)程中油中溶解氣體含量

由表3油中溶解氣體數(shù)據(jù)分析，該換流壓器變?cè)跍厣囼?yàn)過(guò)程中的產(chǎn)氣特點(diǎn)和現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行的數(shù)據(jù)一致，可以初步判斷，變壓器內(nèi)部存在高溫過(guò)熱情況，需對(duì)該換流變壓器進(jìn)行吊芯并進(jìn)行詳細(xì)檢查，以便查找故障點(diǎn)并確定故障原因。

3.2 解體檢查

所有引線接頭的焊接無(wú)異常，磁分路解體檢查未發(fā)現(xiàn)明顯異常。分段測(cè)量鐵芯片間電阻，同時(shí)測(cè)量拉板之間以及拉板與鐵芯之間的絕緣未發(fā)現(xiàn)異常。打開(kāi)網(wǎng)側(cè)、閥側(cè)線圈出頭，測(cè)量單根導(dǎo)線的直流電阻(伴隨敲擊)、股間絕緣等均無(wú)異常。測(cè)量細(xì)調(diào)線圈的級(jí)間耐壓無(wú)異常，測(cè)量細(xì)調(diào)、粗調(diào)線圈直流電阻無(wú)異常。在對(duì)鐵芯的進(jìn)一步檢查中，觀察發(fā)現(xiàn)鐵芯疊片稍有不整齊，在制作公差允許范圍內(nèi)。對(duì)網(wǎng)側(cè)和閥側(cè)線圈施加50 A的直流電流，用熱成像儀觀察線圈熱點(diǎn)，未發(fā)現(xiàn)異常。對(duì)換流變壓器鐵芯部分進(jìn)行進(jìn)一步解體檢查，在拆除靠近閥側(cè)出線側(cè)下鐵軛端部的屏蔽板時(shí)，發(fā)現(xiàn)該屏蔽板與網(wǎng)側(cè)下夾件安裝的1個(gè)金屬支架直接接觸，接觸面有明顯的發(fā)黑、燒蝕痕跡，初步判斷應(yīng)為該臺(tái)變壓器C2H2及烴類(lèi)異常增長(zhǎng)的故障原因，具體如圖3所示。

圖3 屏蔽板與網(wǎng)側(cè)支架接觸處燒蝕痕跡

將該屏蔽板拆除后，金屬支架及屏蔽板上的發(fā)黑燒蝕過(guò)熱痕跡如圖4、圖5所示。

圖4 金屬支架發(fā)黑、燒蝕

圖5 屏蔽板發(fā)黑、燒蝕痕跡

4 故障原因分析與處理

4.1 故障原因

閥側(cè)出線側(cè)下鐵軛端部的鋁質(zhì)屏蔽板與網(wǎng)側(cè)下夾件安裝的1個(gè)金屬支架直接接觸,同時(shí)該屏蔽板有1根電位連線與調(diào)壓側(cè)下夾件安裝的另一個(gè)金屬支架相連,在整個(gè)鐵芯下夾件形成環(huán)路，如圖6所示。在漏磁的作用下,會(huì)有環(huán)流通過(guò),從而出現(xiàn)高溫過(guò)熱故障,與現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行及廠內(nèi)溫升試驗(yàn)的產(chǎn)氣現(xiàn)象相吻合,此部位是導(dǎo)致現(xiàn)場(chǎng)換流變壓器產(chǎn)氣故障的原因。

圖6 鐵芯夾件環(huán)路

4.2 故障處理

對(duì)屏蔽板和金屬支架發(fā)現(xiàn)故障的部位進(jìn)行清理、修復(fù),并重新油漆,并在故障部位處屏蔽板和金屬支架之間增加1張3 mm的絕緣紙板。

圖7 故障部位修復(fù)后照片

4.3 修理后試驗(yàn)

換流變壓器修復(fù)后順利通過(guò)全部例行試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果合格，溫升試驗(yàn)時(shí)油中溶解氣體數(shù)據(jù)較修復(fù)前發(fā)生明顯變化，極Ⅰ換流變壓器Y/△B相修復(fù)后油中溶解氣體含量如表4所示。

表4 極Ⅰ換流變壓器Y/△修復(fù)后油中溶解氣體含量

5 結(jié) 論

(1)本次換流變壓器通過(guò)在線油中溶解氣體監(jiān)測(cè)裝置提前發(fā)現(xiàn)異常產(chǎn)氣，并跟蹤分析油中溶解氣體分析變化及故障類(lèi)型。

(2)對(duì)于大型電力變壓器設(shè)備的管理，應(yīng)深化在線監(jiān)測(cè)和帶電檢測(cè)手段應(yīng)用，有效提升設(shè)備管控能力，及時(shí)發(fā)現(xiàn)設(shè)備異常情況，避免突發(fā)故障造成的重大損失。

(3)在換流變壓器發(fā)現(xiàn)故障的前期，應(yīng)利用多種檢測(cè)技術(shù)手段，收集其運(yùn)行、試驗(yàn)數(shù)據(jù)，全方面掌握設(shè)備運(yùn)行工況。常規(guī)電氣試驗(yàn)不能及時(shí)檢測(cè)發(fā)現(xiàn)的缺陷，油中溶解氣體可及時(shí)有效發(fā)現(xiàn)故障缺陷。結(jié)合調(diào)整負(fù)荷“定分接”、“定功率”等手動(dòng)控制模式運(yùn)行方式下，及時(shí)檢測(cè)運(yùn)行方式改變過(guò)程中油中溶解氣體含量變化，為故障分析提供不同運(yùn)行方式的數(shù)據(jù)，有利于綜合診斷分析，提高過(guò)熱故障的診斷準(zhǔn)確性。