石明壘,陳文強,張 健,步順德,沈正元
(國網(wǎng)浙江省電力有限公司檢修分公司,浙江 杭州 310000)
特高壓直流輸電(UHVDC)具有輸送容量大、送電距離長、線路損耗低、輸電走廊窄、點對點直達輸送、可實現(xiàn)異步非同頻聯(lián)網(wǎng)等特點,在大區(qū)域間能源輸送方面,擔負起越來越重要的任務[1-3]。
換流變壓器是一種特殊類型的變壓器,一次繞組連接至交流系統(tǒng),二次繞組連接至換流閥。換流變壓器利用兩個繞組之間的耦合傳送功率,實現(xiàn)交直流系統(tǒng)的絕緣、隔離以及電壓的變換。換流變壓器內(nèi)部故障時,油箱內(nèi)變壓器油被分解氣化,油箱內(nèi)壓力急劇上升,如不能釋放將導致油箱變形,甚至爆裂。換流變壓器配置壓力釋放閥,油箱內(nèi)壓力值到達釋放閾值,壓力釋放閥迅速開啟,完成泄壓;當內(nèi)部壓力降低到關(guān)閉閾值時,壓力釋放閥可靠關(guān)閉,變壓器內(nèi)部保持正常壓力,有效防止外界空氣、水分等進入本體內(nèi)部[4-11]。
壓力釋放閥作為換流變壓器的附件,其能否保持正確狀態(tài)關(guān)系到換流變壓器的安全穩(wěn)定運行。因此當換流變壓器壓力釋放閥出現(xiàn)故障時,需要及時對壓力釋放閥進行檢查處理,常規(guī)技術(shù)方案耗時長、流程復雜、受環(huán)境影響較大,為減小設(shè)備停役時間,在壓力釋放閥異常時進行快速更換,須研究新的處理方案。
±800 kV 賓金特高壓直流工程2014 年3 月試運行,輸送容量8 000 MW。金華站內(nèi)配置28 臺換流變,24 臺在運,4 臺備用。金華站極1 高Y/Y-C 相換流變壓器型號為ZZDFPZ-382000/500-800。2019 年6 月,本體壓力釋放閥根部與箱蓋法蘭接觸面出現(xiàn)滲油現(xiàn)象,如圖1 所示。
圖1 本體壓力釋放閥滲油
按照常規(guī)檢修方法,處理本體壓力釋放閥滲油要對換流變壓器壓力釋放閥上部進行排油,排油量約6 t,排油區(qū)域如圖2 和圖3 所示,復裝時進行真空注油、熱油循環(huán)、排氣、靜置等工藝,工期約48 h。在迎峰度夏期間金華站滿負荷8 000 MW 運行,停電損失約3.84 億kWh。
圖2 排油前排油區(qū)域
圖3 排油后排油區(qū)域
為提升工作效率,提出了真空原理零排油換流變壓器本體壓力釋放閥更換處理方案。
方案原理是將換流變壓器油枕與本體隔離,利用換流變壓器本體的全密封狀態(tài),將本體部分絕緣油抽至油枕。利用絕緣油在升高座頂部形成的真空帶,如圖4 和圖5 所示,使壓力釋放閥安裝法蘭面(厚度約4 cm)開口處壓力平衡,換流變壓器本體不進氣,絕緣油不溢出,可快速完成壓力釋放閥滲油處理工作。
圖4 真空帶
圖5 真空帶等效原理
2.2.1 油枕剩余空間計算
如圖6 所示,油枕的半徑r 為1.6 m,油枕長h為6.2 m,根據(jù)換流變壓器非電量保護定值要求,油位高85%時報警,則最高油位時油面寬度為
則實際運行時,油面寬度d 應滿足
圖6 油枕參數(shù)
d=3.2 m 時,油枕剩余空間最大,為
此時,油枕剩余空間最小,
2.2.2 換流變壓器高于箱體的油的體積
忽略閥側(cè)套管內(nèi)絕緣組件所占體積,忽略部分細油管的體積。套管油中部分簡化成圓錐。
1)網(wǎng)側(cè)高壓升高座油體積。
網(wǎng)側(cè)高壓升高座半徑r10為0.414 m,高度h10為2.05 m,套管根部半徑r1為0.287 m,套管油中部分高度h1=1.35 m,則網(wǎng)側(cè)高壓升高座油體積為
2)網(wǎng)側(cè)中性點升高座油體積。
網(wǎng)側(cè)中性點升高座半徑r20為0.255 m,高度h20為2.03 m,套管根部半徑r2為0.143 m,套管油中部分高度h2為1.28 m,則網(wǎng)側(cè)中性點升高座油體積為
3)閥側(cè)首端套管升高座油體積。
閥側(cè)首端套管升高座半徑r30為0.72 m,高度h30為2 m,套管根部半徑r3為0.435 m,套管油中部分高度h3為2 m,則閥側(cè)首端套管升高座油體積為
4)主管道中油體積。
查閱圖紙資料,換流變壓器箱沿上部主管道半徑r40為0.048 m,長度h40為3.98 m,則主管道中油體積為
綜上,壓力釋放閥的油面以上油的體積為
結(jié)合換流變壓器內(nèi)部不規(guī)則絕緣件所占體積,根據(jù)工程經(jīng)驗換流變壓器絕緣油數(shù)量取理論計算的1/3 更接近于實際含量,即1.5 m3,記為Vb??紤]最不利情況,絕緣含量Vb接近于4.521 6 m3。
由上可知,理論計算最大絕緣油含量Va仍小于油枕剩余空間,因此,可以將換流變壓器壓力釋放閥上部絕緣油排入到油枕中。
2.2.4 濾油機啟動時間計算
1)計算油在20 ℃下的標準體積。
式中:F 為石油體積溫度系數(shù),換流變壓器采用克拉瑪依絕緣油,根據(jù)GB 1885—1983 可知F 為0.000 69;T 為換流變壓器油枕內(nèi)部油溫,6 月份換流站滿功率8 000 MW 運行,油溫約80 ℃。
2)完成抽油所需的時間。
根據(jù)濾油機銘牌顯示,濾油機的額定速率為v=12 m3/h,進而得出抽油所需時間為
結(jié)合換流變壓器實際內(nèi)部結(jié)構(gòu),計算出濾油機開機時間在7 min 左右。
方案具體操作步驟如圖7 所示。
圖7 工作相關(guān)閥門與排氣塞示意
1)清理本體壓力釋放閥CP082 附近的油漬。檢查壓力釋放閥法蘭是否滲油。
2)拆除本體壓力釋放閥CP082 防雨罩,檢查壓力釋放閥外觀是否有損壞,螺絲是否未上緊。
3)將油管接于油箱底部排油閥AA001 處,另一側(cè)油管與油枕連接。
4)關(guān)閉儲油柜與本體之間的閥門AA200,打開油箱底部排油閥,開啟濾油機約5 min,將本體油抽至油枕,關(guān)閉濾油機。
5)緩慢對角松動壓力釋放閥螺栓,觀察是否存在進氣或溢油現(xiàn)象。
6)若則進氣則打開瓦斯繼電器閥門,注入部分絕緣油;若溢油則繼續(xù)小功率開啟濾油機,直至壓力釋放閥開口處不進氣不溢油。
7)對壓力釋放閥開展檢查、更換等處理工作。
8)緩慢地開啟儲油柜與本體之間的閥門AA200,使儲油柜的油緩慢流下。
9)打開網(wǎng)側(cè)高壓套管、中性點套管、閥側(cè)套管等位置排氣塞進行排氣。
10)從呼吸器處向換流變膠囊打壓至0.03 MPa,保持2 h 后檢查本體壓力釋放閥CP082 法蘭是否還存在滲油現(xiàn)象。
在金華站現(xiàn)場按照新方案開展極1 高端Y/Y-C相換流變壓器本體壓力釋放閥的實際處理工作。打開壓力釋放閥如圖8 所示,換流變壓器本體無進氣,絕緣油無溢出。拆除壓力釋放閥發(fā)現(xiàn)密封墊安裝不到位,導致邊緣壓迫損壞,如圖9 所示。4 h 完成滲油處理工作,現(xiàn)場停電損失由3.84 億kWh 降低至0.08 億kWh,相比于常規(guī)處理方案,本次處理產(chǎn)生1.76 億元經(jīng)濟效益。
圖8 極1 高Y/Y-C 相換流變壓器壓力釋放閥處理驗證
圖9 極1 高Y/Y-C 相換流變壓器壓力釋放閥密封墊破損處理
提出利用真空原理實現(xiàn)零排油快速更換換流變壓器壓力釋放閥方法,使不排油、不破壞換流變壓器本體真空的設(shè)想得到實現(xiàn),完成換流變壓器壓力釋放閥更換工作,技術(shù)方案具有可行性。新型技術(shù)方案受外界環(huán)境等因素干擾較小,操作簡單,流程簡化,縮短了處理工期,降低了停電損失。新型技術(shù)方案具有自適應功能。可應用在各個電壓等級換流變壓器,以及借鑒至常規(guī)變壓器,也可應用于換流變壓器其他附件更換工作。