換流變油紙直流套管故障分析與建議

王安全，胡藝馨，李志龍，肖燁輝

（國網(wǎng)上海市電力公司檢修公司直流運(yùn)檢中心，上海 201708）

0 引言

南橋換流站（以下簡稱南橋站）的換流變套管油中部分采用瓷套結(jié)構(gòu)，自1989年投運(yùn)至今，暴露出設(shè)計(jì)和制造工藝上存在諸多問題。為了徹底消除套管隱患，確保葛南直流的安全和穩(wěn)定運(yùn)行，經(jīng)國家電網(wǎng)公司與組織多方專家論證，決定對(duì)所有套管進(jìn)行更換，并列為國家電網(wǎng)公司重點(diǎn)關(guān)注的大型技改項(xiàng)目。

1 換流變與套管概況

南橋站共有7臺(tái)換流變，6臺(tái)運(yùn)行，1臺(tái)備用。換流變?yōu)閱蜗嗳@組式，德國TU產(chǎn)品（后被西門子收購），1986年生產(chǎn)，1989年投運(yùn)。每臺(tái)換流變有6支套管，如圖1所示。

圖1 換流變及套管

換流變1.1套管和1.2套管為F＆G（中國）電氣有限公司生產(chǎn)的裝于交流網(wǎng)側(cè)的充油式套管；2.1套管和2.2套管為閥側(cè)星形繞組套管，有F＆G（中國）電氣有限公司生產(chǎn)的裝于閥側(cè)的星形繞組油紙直流套管，也有德國HSP高壓電瓷設(shè)備公司生產(chǎn)的裝于閥側(cè)的油紙直流套管；3.1套管和3.2套管為F＆G（中國）電氣有限公司生產(chǎn)的裝于閥側(cè)的三角繞組油紙直流套管。2.1套管與2.2套管均為20世紀(jì)80年代產(chǎn)品，油紙直流套管的油中部分采用瓷套，有油、紙和瓷套三種絕緣介質(zhì)。由于瓷套電阻率較大，所以承受沿面電場強(qiáng)度也較高，且瓷套自身的沿面耐受能力差，易積聚空間電荷，長期處在交、直流復(fù)合場強(qiáng)下，一旦介質(zhì)劣化和衰變，容易造成沿面放電。

在20世紀(jì)90年代初，國外已對(duì)該類套管設(shè)計(jì)進(jìn)行了改進(jìn)，取消了油中瓷套，通過減少介質(zhì)界面，提高套管可靠性。國內(nèi)除葛南直流工程外，已經(jīng)不再使用該類套管。近期該類套管發(fā)生多起故障，暴露出設(shè)計(jì)與制造工藝上存在諸多不足。

2 油紙直流套管故障分析

2.1 現(xiàn)場檢查

發(fā)生故障后現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)，極ⅠA相換流變本體頂蓋及左側(cè)底部出現(xiàn)漏油，閥側(cè)Y接上部套管（編號(hào)為2.1）頂部外罩鼓起。吊出套管后，發(fā)現(xiàn)套管根部均壓球（高壓端）、套管法蘭內(nèi)側(cè)和升高座內(nèi)側(cè)有明顯放電痕跡，如圖2所示，電容芯整體完好。

圖2 套管根部均壓球放電點(diǎn)

2.2 保護(hù)動(dòng)作記錄與故障錄波分析

2013年1月31日5：34，極Ⅰ保護(hù)系統(tǒng)發(fā)“換流器差動(dòng)保護(hù)Ⅱ段動(dòng)作”、“Y橋差動(dòng)保護(hù)Ⅲ段動(dòng)作”、“比率差動(dòng)”保護(hù)動(dòng)作，A相換流變重瓦斯跳閘信號(hào)，極Ⅰ直流閉鎖。故障前直流系統(tǒng)雙極功率為460 MW，保護(hù)涉及到電氣量和非電量兩類，如圖3所示。

根據(jù)事件記錄（參見圖4）與故障錄波圖（參見圖5）可見，05：34：51：444發(fā)生故障，極ⅠA、B系統(tǒng)首先檢測到換相失敗，換流器差動(dòng)保護(hù)的差動(dòng)電流有效值達(dá)到1.791 k A，超過差動(dòng)保護(hù)Ⅱ段定值240 A，保護(hù)動(dòng)作，極Ⅰ閉鎖；在后續(xù)8 ms內(nèi)，換流變Y橋差動(dòng)電流約為7 k A，保護(hù)動(dòng)作；換流變比率額定差動(dòng)電流達(dá)到1.521，超過定值0.51，保護(hù)動(dòng)作。結(jié)合保護(hù)動(dòng)作狀況與故障錄波，初步認(rèn)為極Ⅰ換流變A相閥星側(cè)繞組套管流變附近存在接地故障。

圖3 涉及保護(hù)及其TA配置

圖4 事件記錄

圖5 故障錄波

2.3 油色譜測試

故障發(fā)生后，對(duì)故障的極Ⅰ換流變A相和非故障的換流變B、C相本體取油樣分析，以及做其他電氣常規(guī)試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果表明極ⅠA相換流閥觸發(fā)導(dǎo)通試驗(yàn)合格，B、C相換流變?cè)囼?yàn)合格，A相電氣試驗(yàn)狀況顯示繞組絕緣電阻明顯下降，鐵心夾件絕緣正常。

油化性能檢測方面，異常發(fā)生后油色譜測試數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 極Ⅰ換流變油色譜測試數(shù)據(jù) μL／L

從表1數(shù)據(jù)可以看出，極Ⅰ換流變A相相關(guān)氣體含量均已嚴(yán)重超標(biāo)，乙炔達(dá)到297.5μL／L，表明極Ⅰ換流變A相出現(xiàn)內(nèi)部放電故障，極ⅠB、C相氣體含量均在正常范圍。極Ⅰ所有閥側(cè)套管（除故障套管外）進(jìn)行油色譜分析試驗(yàn)結(jié)果正常。極Ⅰ換流變套管B、C相末屏對(duì)地介損試驗(yàn)結(jié)果正常。

3 故障原因分析

通過檢查故障換流變及分析故障波形，認(rèn)為造成換流變差動(dòng)動(dòng)作的主要原因是2.1套管發(fā)生故障，1.791 k A短路電流引發(fā)相關(guān)保護(hù)動(dòng)作，保護(hù)動(dòng)作正確。

通過檢查故障套管與技術(shù)分析，找到了放電點(diǎn)。放電通道從瓷套下部的高壓端部內(nèi)表面處，向套管接地法蘭處放電，形成貫穿性通道，造成下瓷套爆裂，導(dǎo)致套管升高座部位絕緣喪失，繼而發(fā)展為套管均壓球?qū)μ坠躎A升高座部位擊穿。套管實(shí)物放電示意圖，如圖6所示。

圖6 套管實(shí)物放電示意

對(duì)造成閥側(cè)2.1套管的故障原因，進(jìn)行了逐一排查和分析。

1）通過對(duì)故障換流變進(jìn)行試驗(yàn)與檢查，除受污染外，未發(fā)現(xiàn)其他異常，排除了換流變老化或者異常引發(fā)套管故障，而是套管自身發(fā)生了故障。

2）電容芯外觀良好，故障后測試電容量數(shù)據(jù)正常，排除了電容芯異常引發(fā)故障的可能性。

3）套管運(yùn)行中油壓力指示正常。如果套管漏油，應(yīng)該上瓷套部位先發(fā)生故障，現(xiàn)為下瓷套部位發(fā)生故障，排除了套管內(nèi)部漏油引發(fā)故障的可能性。

4）套管運(yùn)行在戶內(nèi)，進(jìn)水可能性極小，而且故障后介損試驗(yàn)正常，可排除受潮而引起故障的可能性。

綜上分析，并從套管放電發(fā)生的部位是套管底部沉淀物易集中區(qū)來看，初步判斷本次套管故障原因，可能是長期運(yùn)行中產(chǎn)生的衍生物、分解物、溶解物等導(dǎo)致了介質(zhì)劣化，進(jìn)而造成了場強(qiáng)畸變，導(dǎo)致套管故障。

4 調(diào)換方案建議

從這次故障可以看出，油紙直流套管在結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)上存在缺陷，建議整體更換為油紙SF6氣體套管（ABB公司技術(shù)）或者膠紙SF6氣體套管（HSP公司技術(shù)），這兩種套管目前使用量大，而且運(yùn)行業(yè)績良好。

為此，建議先對(duì)南橋站極Ⅰ換流變C相閥星側(cè)套管、閥角側(cè)套管以及網(wǎng)側(cè)套管，共計(jì)5支，進(jìn)行調(diào)換，整個(gè)調(diào)換過程包括換流變拖出、新套管現(xiàn)場試驗(yàn)、換流變帶老套管做局放試驗(yàn)、油處理、新舊套管調(diào)換拆裝、常規(guī)電氣試驗(yàn)、換流變帶新套管做局放試驗(yàn)、二次配合工作和閥廳墻體封堵等八大項(xiàng)內(nèi)容。

若采用SF6氣體套管，根據(jù)《國家電網(wǎng)公司防止直流換流站單、雙極強(qiáng)迫停運(yùn)二十一項(xiàng)反事故措施》的要求，應(yīng)對(duì)套管的SF6密度繼電器配置三副獨(dú)立的跳閘接點(diǎn)，按照“三取二”原則出口，3個(gè)開入回路要獨(dú)立，不允許多副跳閘接點(diǎn)并聯(lián)上送，“三取二”出口判斷邏輯裝置及電源應(yīng)冗余配置。

5 結(jié)語

油紙直流套管由于其本身的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)缺陷，當(dāng)前在高壓直流輸電中的在運(yùn)數(shù)量已非常少，通過對(duì)它在實(shí)際應(yīng)用中發(fā)生的故障分析，證實(shí)了油紙直流套管自身存在介質(zhì)容易劣化、衰變等問題，嚴(yán)重影響換流站的安全和穩(wěn)定運(yùn)行，因此對(duì)具備更換條件的套管一定要進(jìn)行調(diào)換，對(duì)暫時(shí)無法調(diào)換的套管，應(yīng)采取相應(yīng)的安全措施，加強(qiáng)紅外測溫和超聲波放電檢測，避免事故再次發(fā)生。