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    特高壓站換流變壓器油色譜異常故障分析及處理

    2021-11-21 07:05:24劉鵬華劉華臣崔家祥常東旭
    內(nèi)蒙古電力技術(shù) 2021年5期
    關(guān)鍵詞:乙炔引線套管

    劉鵬華,劉華臣,崔家祥,常東旭

    (國網(wǎng)河南省電力公司直流運(yùn)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(guān)鍵設(shè)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(shè)備。換流變壓器故障初期的快速準(zhǔn)確診斷,一直是換流變壓器運(yùn)維工作中的難題[1]。換流變壓器結(jié)構(gòu)較常規(guī)變壓器更加復(fù)雜,其內(nèi)部故障多種多樣,除油色譜分析外[2-3],故障點(diǎn)的發(fā)現(xiàn)還需配合排油內(nèi)檢及超聲局放定位[4-5]。本文針對(duì)一起特高壓換流站換流變壓器乙炔產(chǎn)氣故障,通過負(fù)荷、多處離線油樣等綜合信息,快速判斷定位產(chǎn)氣故障位置,確定了現(xiàn)場(chǎng)處理方案,通過現(xiàn)場(chǎng)內(nèi)檢排除故障,恢復(fù)了換流變壓器正常運(yùn)行狀態(tài)。

    1 故障概況

    某特高壓站在建設(shè)調(diào)試期間,2020年7月11日—12日分別對(duì)雙極低端進(jìn)行了負(fù)荷試驗(yàn),功率為2000 MW滿負(fù)荷熱運(yùn)行試驗(yàn)、2400 MW(單換流器額定負(fù)荷的1.2倍)過負(fù)荷試驗(yàn)。過負(fù)荷試驗(yàn)后取離線油樣檢測(cè),發(fā)現(xiàn)極Ⅰ低端星接W相YYC換流變壓器乙炔體積分?jǐn)?shù)為0.95×10-6,雙極大負(fù)荷試驗(yàn)結(jié)束后復(fù)測(cè)下部離線油樣,結(jié)果為1.17×10-6,三比值法測(cè)定結(jié)果為0/2/2,具體數(shù)據(jù)見表1。根據(jù)DL/T 722—2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》[6]初步判斷故障類型為換流變壓器內(nèi)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(shù)據(jù) ×10-6

    2 故障點(diǎn)定位及診斷分析

    2.1 設(shè)備試驗(yàn)

    極Ⅰ低端YYC換流變壓器型號(hào)為ZZDF?PZ-415000/500-400,額定容量為415 MVA,閥側(cè)、網(wǎng)側(cè)繞組為Y/Y,網(wǎng)側(cè)出線套管編號(hào)為1.1、1.2,閥側(cè)套管編號(hào)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(zhǎng)時(shí)感應(yīng)電壓帶局部放電測(cè)量試驗(yàn)。試驗(yàn)采用單邊加壓方式,從閥側(cè)繞組加壓,在網(wǎng)側(cè)繞組端部測(cè)量。在規(guī)定電壓下,網(wǎng)側(cè)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(shè)備交接試驗(yàn)》[7]規(guī)定的300 pC放電水平,局部放電測(cè)量試驗(yàn)合格,試驗(yàn)前后油色譜未見異常。

    調(diào)試期間進(jìn)行了帶電檢測(cè),紅外紫外、振動(dòng)、聲級(jí)測(cè)量等,均未發(fā)現(xiàn)異常。

    2.2 油色譜數(shù)據(jù)綜合分析

    大負(fù)荷試驗(yàn)前(7月10日),對(duì)極Ⅰ低端YYC換流變壓器取樣檢測(cè),油中特征氣體乙炔體積分?jǐn)?shù)為0,總烴體積分?jǐn)?shù)為2.21×10-6,氫氣體積分?jǐn)?shù)為3.54×10-6。

    大負(fù)荷試驗(yàn)24 h后(7月12日),油中特征氣體乙炔體積分?jǐn)?shù)增長(zhǎng)為0.95×10-6,總烴體積分?jǐn)?shù)增長(zhǎng)為70.19×10-6,氫氣體積分?jǐn)?shù)增長(zhǎng)為12.29×10-6。

    7月13日,復(fù)測(cè)油中特征氣體乙炔體積分?jǐn)?shù)增長(zhǎng)為1.17×10-6,總烴體積分?jǐn)?shù)增長(zhǎng)為81.68×10-6,氫氣體積分?jǐn)?shù)增長(zhǎng)為16.05×10-6。

    運(yùn)維單位7月13日的檢測(cè)結(jié)果為乙炔體積分?jǐn)?shù)1.1×10-6,總烴體積分?jǐn)?shù)67.75×10-6,氫氣體積分?jǐn)?shù)9.13×10-6;期間CO和CO2含量的比例和絕對(duì)值與其他5臺(tái)換流變壓器基本相當(dāng)。YYC換流變壓器負(fù)荷及乙炔體積分?jǐn)?shù)變化趨勢(shì)見圖1。

    圖1 YYC換流變壓器負(fù)荷及乙炔體積分?jǐn)?shù)變化趨勢(shì)

    由圖1可知,本次油色譜異常與變壓器負(fù)荷大小有直接關(guān)系,當(dāng)負(fù)荷加大至120%時(shí),內(nèi)部出現(xiàn)局部過熱。從色譜數(shù)據(jù)特征氣體增長(zhǎng)量分析,除氫氣和乙炔外,甲烷、乙烯、總烴體積分?jǐn)?shù)也有較大增加,CO和CO2增量同比其他5臺(tái)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(shí)伴有放電現(xiàn)象,初步判斷大負(fù)荷試驗(yàn)前油中可能已經(jīng)開始產(chǎn)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(shù)據(jù)上升較為緩慢。初步推斷故障位于上部閥側(cè)均壓管連接處、閥側(cè)套管尾部與載流座套連接處,連接存在虛接、松動(dòng)情況。

    根據(jù)故障發(fā)展情況,現(xiàn)場(chǎng)認(rèn)為該換流變壓器可以50%負(fù)荷進(jìn)行168 h試運(yùn)行,并在此期間對(duì)該換流變壓器上部、下部、網(wǎng)側(cè)1.1升高座、閥側(cè)2.1、2.2升高座5處取樣閥取離線油樣,結(jié)合負(fù)荷變化進(jìn)行分析,進(jìn)一步定位故障位置。

    2.3 故障點(diǎn)的確定及處理方案

    根據(jù)168 h試運(yùn)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(shù)據(jù),2.2和2.1套管取樣的乙炔數(shù)值最大,增長(zhǎng)幅度最明顯,且隨負(fù)荷變化有增長(zhǎng)趨勢(shì),YYC換流變壓器各處油樣乙炔體積分?jǐn)?shù)變化趨勢(shì)見圖2。其中閥側(cè)2.2閥門處的總烴和乙炔數(shù)值明顯高于其他位置,并且在負(fù)荷高于50%時(shí)產(chǎn)氣明顯。結(jié)合該變壓器結(jié)構(gòu)分析,基本可以確定故障位置位于閥側(cè)均壓管連接處、閥側(cè)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(qiáng)板斷裂導(dǎo)致局部環(huán)流。

    圖2 YYC換流變壓器各處油樣乙炔體積分?jǐn)?shù)變化趨勢(shì)

    根據(jù)對(duì)故障位置的判斷,確定了缺陷處理流程如下:解引→測(cè)量網(wǎng)側(cè)、閥側(cè)繞組直流電阻+測(cè)量套管連同繞組介損和電容+繞組對(duì)地絕緣電阻→排油→進(jìn)行內(nèi)部檢查(使用內(nèi)窺鏡檢查未拆開時(shí)的狀態(tài),套管尾部連接、閥側(cè)均壓管內(nèi)部、夾件屏蔽線等)→封堵+降噪板+防爆門等的拆除→推出運(yùn)行位置→拆除閥側(cè)2.1、2.2套管及升高座→檢查+處理→復(fù)裝→重新工藝處理→試驗(yàn)驗(yàn)證(按交接試驗(yàn)項(xiàng)目開展)。

    3 現(xiàn)場(chǎng)內(nèi)檢排查

    7月23日23:50,極Ⅰ低端YYC換流變壓器閥側(cè)2.2套管升高座處最新油色譜試驗(yàn)結(jié)果顯示,乙炔體積分?jǐn)?shù)達(dá)17.88×10-6,與22日的數(shù)值(2.64×10-6)相比存在明顯突變,綜合判斷換流變壓器內(nèi)部故障存在惡化趨勢(shì),立即向調(diào)度申請(qǐng)極Ⅰ低端停運(yùn),按既定方案進(jìn)行內(nèi)檢處理。

    7月27日從人孔進(jìn)入換流變壓器本體開始內(nèi)檢。用內(nèi)窺鏡對(duì)閥側(cè)2.2套管升高座出線裝置附近進(jìn)行檢查,未發(fā)現(xiàn)明顯異常;對(duì)器身內(nèi)部分接開關(guān)樁頭螺栓進(jìn)行進(jìn)行檢查,無松動(dòng)和過熱情況;檢查磁分路接地螺栓均可靠接地。對(duì)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(chǎng)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(guān)樁頭螺栓檢查

    7月28日對(duì)均壓球內(nèi)部及均壓球內(nèi)套管對(duì)接母口進(jìn)行檢查,其中均壓球內(nèi)部支撐架構(gòu)無開裂和松脫情況,套管對(duì)接母口上部有少許黑色雜質(zhì)斑點(diǎn),見圖5、圖6。

    圖5 支撐架構(gòu)無開裂和松脫

    圖6 銅鼻子存在燒蝕發(fā)黑

    拆除套管對(duì)接母口金具3顆固定螺栓,對(duì)金具內(nèi)側(cè)引線進(jìn)行檢查,發(fā)現(xiàn)金具內(nèi)側(cè)6根引線其中1根引線(3點(diǎn)鐘方向)銅鼻子存在燒蝕發(fā)黑情況,進(jìn)一步檢查引線線鼻子未壓緊,對(duì)其他5根引線進(jìn)行檢查無異常,金具內(nèi)側(cè)上部也存在少許黑色雜質(zhì)斑點(diǎn)。

    解開6根引線固定螺栓,對(duì)金具進(jìn)行拆除,發(fā)現(xiàn)松動(dòng)的引線固定螺栓較其他5根偏長(zhǎng)10 mm,螺栓偏長(zhǎng)是導(dǎo)致線鼻子松動(dòng)的主要原因。對(duì)相應(yīng)的螺栓孔進(jìn)行檢查,螺栓孔螺牙正常,故障螺孔內(nèi)部螺牙擠壓受損。

    根據(jù)換流變壓器解體處理情況,該換流變壓器產(chǎn)氣的根本原因?yàn)殚y側(cè)2.2引線固定螺栓偏長(zhǎng),在大負(fù)荷調(diào)試期間,換流變壓器負(fù)荷和振動(dòng)大,導(dǎo)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(dòng),產(chǎn)生過熱的同時(shí)伴隨著裸金屬放電,導(dǎo)致?lián)Q流變壓器油中產(chǎn)生乙炔并持續(xù)惡化。故障實(shí)際情況符合前期的分析判斷。

    結(jié)合內(nèi)部排查結(jié)果,換流變壓器內(nèi)部無其他放電及故障點(diǎn)。該換流變壓器可以按照安裝工藝進(jìn)行復(fù)裝,并重新進(jìn)行交接試驗(yàn),目前該換流變壓器經(jīng)耐壓局放試驗(yàn)檢驗(yàn)合格,已正常投運(yùn)。

    4 建議

    本次故障由閥側(cè)引線裝配螺栓不合適引起,反映出特高壓換流變壓器內(nèi)部產(chǎn)氣故障的復(fù)雜性,此類故障需要綜合眾多信息進(jìn)行判斷。

    (1)運(yùn)維單位應(yīng)做好設(shè)備數(shù)據(jù)留存及整理工作,換流變壓器的出廠、交接試驗(yàn)數(shù)據(jù)、油色譜數(shù)據(jù)等,可為快速定位故障類型和故障位置提供有效支撐。

    (2)設(shè)備制造廠應(yīng)嚴(yán)格控制安裝工藝,對(duì)閥側(cè)引線連接等重要部位的安裝環(huán)節(jié)多層把關(guān);同時(shí),技術(shù)監(jiān)督單位駐廠監(jiān)造人員應(yīng)進(jìn)行仔細(xì)復(fù)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(nèi)部故障時(shí),特征氣體循環(huán)到本體需要一定時(shí)間,不易及時(shí)發(fā)現(xiàn)故障點(diǎn),可結(jié)合本體不同位置油樣數(shù)據(jù),快速定位故障部位。同時(shí)可通過升高座加裝單氫監(jiān)測(cè)、瓦斯繼電器等,提升運(yùn)維監(jiān)測(cè)手段。

    5 結(jié)束語

    絕緣油中溶解氣體含量分析是變壓器運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)控的主要手段,對(duì)變壓器故障分析、事前干預(yù)起著重要作用。某特高壓站換流變壓器發(fā)生閥側(cè)出線部位乙炔產(chǎn)氣故障,通過現(xiàn)場(chǎng)排查出廠試驗(yàn)及交接試驗(yàn)情況,分析換流變壓器閥側(cè)、網(wǎng)側(cè)套管升高座等5處典型位置離線油樣數(shù)據(jù),結(jié)合功率負(fù)荷變化時(shí)不同位置特征氣體增長(zhǎng)情況,定位了故障位置,結(jié)合內(nèi)檢情況進(jìn)一步確定了故障位置并及時(shí)排除了故障,保障了設(shè)備的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

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