1、 换流变油色谱异常分析及处理刘凡栋，邓文斌（中国南方电网有限责任公司超高压输电公司贵阳局，贵州 贵阳 ）摘要：介绍了一起 换流变油色谱异常故障。通过对该换流变进行故障分析、试验诊断以及解体检查，找到油色谱异常原因，并对故障进行现场修复。关键词：换流变；油色谱；分析中图分类号：，（，）：，：；收稿日期：作者简介：刘凡栋（），从事电气试验及一次设备检修工作，研究方向为过电压与绝缘配合。引言在超高压直流输电系统中，换流变是最重要的设备之一。换流变在工作原理和结构等方面与一般变压器类似，最主要的差别在于阀侧绕组同时承受交流电压和直流电压。本文介绍一起 换流变油色谱异常故障。通过对该换流变进行故障分析、
2、试验诊断以及解体检查，找到油色谱异常原因，并对故障修复给出具体的处理措施。故障基本情况某换流站极角形换流变 相于 年月初投运，年月出现含量超过规程注 意 值（），并缓慢增长，年达到峰值 后开始下降，年稳定在 ，年月 日 日，含量从 上升到 ，具体数据见表。表最近次油色谱数据日期 总烃 年 相 和总烃变化曲线如图、图所示。图 年 相乙炔曲线（单位：）图 年 相总烃曲线（单位：）退运前的故障分析 年，该换流站交流场及相关交流进线未发生短路故障。年期间，每年 月为送电高峰期，截至 年 月 日已送电 亿，具体年送电量如图所示。年，该换流站送电负荷逐渐增大，总烃含量有所增加，但未超标。图某站年送电量（单
3、位：）分接开关渗漏检查 年 月，该换流变进行分接开关吊芯大修时未发现分接开关油室渗漏。检查月巡视记录，未发现分接开电工技术电力设备关油位异常变化。根据变压器检修导则，如果，那么可能分接开关渗漏。分析发现含量一般在 ，根据最近油色谱数据计算值 ，可以排除分接开关渗漏。顶层油温对比及冷却器检查 年月 日，现场检查冷却器风扇及油泵均正常工作，未发现冷却器报警信号。鉴于绕组温度的补偿误差较大，对比 相和相的顶层油温，发现油温相差不大。绝对产气速率分析根据 变压器油中溶解气体分析和判断导则，鉴于该换流变总烃起始含量较低，计算绝对产气速率作为判断依据。根据 相换流变油重、密度，计算 年月 日 日总烃产气速
4、率为 天，大于导则要求的 天的注意值。三比值分析鉴于总烃从 年月 日开始上升，从 年月开始进行三比值法计算，具体数值见表。表 三比值法编码值日期编码 日期编码 根据表，故障编码 属于中温过热（），典型参考故障有分接开关接触不良、引线连接不良、导线接头焊接不良、股间短路引起过热、铁芯多点接地、矽钢片局部短路。退运后的试验诊断分析认为该换流变从 年月投运以来，内部放电点持续存在，且从 年月 日 日的油色谱数据来看，放电趋势开始恶化，中温过热现象明显，故对该相换流变进行更换。在故障换流变退出运行后，开展了绕组、铁芯、夹件绝缘电阻及绕组直流电阻测试，、套管绝缘电阻测试，电容量及介损测试，绕组连同套管的
5、长时感应电压试验及局部放电量测量。与历史值比较，试验数据正常，决定进一步开展相关试验（如负载损耗及温升试验等）来判断故障原因。此次试验的难点在于电流要达到 左右，需要组装一个有 条支路含 只电容器的电容塔作为补偿电容。受现场条件限制，一般只能在工厂的试验大厅开展同类试验。为节约运输成本、缩短试验周期，反复优化试验方案，首次将已投入运行的滤波器组作为补偿电容，使用 架空的钢芯铝绞线连接试验设备，最终满足了试验条件，具体试验接线如图所示。图 温升试验接线此次试验共计持续了，电流从零逐步升高到 ，其中满负荷通流时间为。经过 的负载试验，总损耗 比 出 厂 值 增 大 ，短 路 阻 抗 比 出 厂 值
6、 增 大，均满足标准要求，油色谱基本未变化，试验数据见表。该试验表明换流变内部故障点不明显，产气速率低，依靠短时间的负载试验无法判断内部存在电流型故障。表 分接开关档位为档时换流变负载损耗及温升试验数据时间网侧施加电流网侧施加电压 损耗 油面温度入冷却器油温出冷却器油温入冷却器油温出冷却器油温环境温度 换流变解体及故障修复 换流变解体对故障换流变进行附件拆除，在拆除 换流变、套管过程中发现如下情况：、套管短尾端金属法兰盘上有黑色泥状碳化物，法兰盘上有磨损痕迹；换流变阀侧、套管出线均压球上侧纤维板有磨损痕迹，也存在黑色泥状碳化物；其中 套管更为严重，泥状碳化物更多、面积更大，具体情况如图所示。（
7、）被磨平的油端铜端圈（）铜端圈底部的泥状碳化物（）、套管出线均压球上侧泥状附着物（）、套管出线均压球上侧纤维板图 、套管拆除情况（下转第 页）电力设备电工技术全相状态时，三相不一致保护回路接通，才启动跳闸时间继电器 ，经延时后跳闸出口继电器 动作，断路器跳闸。此措施可有效避免人为误碰、外力作用或三相不一致继电器故障引起的本体不一致保护回路误动，提高运行可靠性。改进 断路器本体三相不一致保护回路如图所示。图改进 断路器本体三相不一致保护回路 保护装置“三相不一致”位置接点改进方案原设计是由断路器 操作箱 跳位继电器、合位继电器辅助接点组合成“三相不一致”位置接点开入至 保护装置，作为判断断路器是
8、否在非全相运行的状态，满足电流判据与三相不一致位置接点，动作出口跳闸。对本事件分析，得出当断路器某相合闸回路处“开路”状态时，“三相不一致”接点未能正常导通开入至 保护装置，造成保护装置拒动。建议采用断路器本体常开、常闭辅助接点组合成“三相不一致”位置接点开入至 保护装置，可有效避免上述安全隐患。结语本文对一起 线路复电过程中，断路器本体三相不一致保护动作出口事故进行分析，发现断路器本体三相不一致保护回路存在较大的误动风险，选用的出口继电器 动 作 功 率、动 作 电 压 也 不 满 足 南 网 反 措 的 要求，由此对现场断路器本体三相不一致保护回路提出有效的改进措施。另外 及以上电压等级系
9、统断路器辅助保护装置的三相不一致位置接点普遍采用操作箱跳位继电器 和合位继电器 组合，当断路器某相合闸回路存在“开路现象”时，“三相不一致”位置接点不能正确开入至保护装置，导致保护装置拒动，给电网安全可靠运行带来较大风险。本文建议直接采用断路本体辅助常开、常闭接点组合成“三相不一致”位置接点开入至保护装置，能真实反映断路器非全相运行状态，提高保护的可靠性。参考文献 国家电力调度通信中心国家电网公司继电保护培训教材北京：中国电力出版社，（上接第 页）根据换流变诊断试验（局放、负载试验等）结果，认为换流变内部载流回路和主绝缘无明显异常。在对上述套管上的泥状物进行拉曼光谱分析后，发现里面含有金属、碳
10、等成分。分析认为套管油中端部铜端圈与出线装置屏蔽筒之间长期摩擦，产生过热或放电。换流变修复对换流变出线装置进行了调整。经测量，出线装置未调整前绝缘筒下垂，导致绝缘筒上端与套管油中铜端圈距离过小，产生摩擦。对此，将套管油中铜端圈与绝缘筒摩擦产生的油泥痕迹擦拭干净，适当增大绝缘筒与升高座下沿距离，确保套管安装后，套管油中铜端圈圆周与绝缘筒圆周相对点最小距离大于，具体如图所示。通过图 、套管出线装置调整调整绝缘筒，有效解决了、套管油端铜端圈与绝缘筒摩擦产生局部放电的问题。结语本文介绍了一起 换流变油色谱异常的故障案例。通过对该换流变开展故障分析、试验诊断及解体检查，找到了故障原因是阀侧套管油中端部铜端圈与出线装置屏蔽筒之间长期摩擦，产生过热。整个处理过程对类似的换流变油色谱异常故障处理有一定参考意义。参考文献 赵畹君 高压直流输电工程技术 北京：中国电力出版社，周秀一起特高压直流低端 相换流变油色谱异常故障的分析变压器，（）：刘青松 换流变乙炔增长及其超声局放定位分析变压器，（）：贺兴容 一起换流站极高端 相换流变产气异常故障的分析变压器，（）：周秀，周利军，马飞越，等 联合检测技术在换流变压器乙炔异常中的应用宁夏电力，（）：电力设备电工技术
