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一起500kV换流变乙炔异常增长案例的分析及处理

2025-03-20 68 上传者：管理员

摘要：本文中作者介绍了某±500kV换流站换流变在运行过程中，换流变本体油中乙炔、总烃含量异常增长的故障案例。通过在线/离线油色谱取样分析，根据三比值法初步判断存在电弧放电现象，但局放试验暂无明显异常。经解体检查，结合放电痕迹、设备结构，发现带电运行中，由电流负荷感应的电动力引起CT升高座震动，导致拉螺杆螺牙脱离法兰连接盲孔从而局部放电。

关键词：
乙炔
换流变压器
故障诊断
油色谱
直流换流变压器
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近年来,±500kV直流换流变压器的故障事件数量逐渐上升,且推换备用换流变过程耗时久,特别是在用电高峰期,这对换流变的运维管理提出了更高的要求[1-3]｡

本文中笔者介绍了某±500kV直流换流站中一台换流变自2021年4月本体油中乙炔(C2H2)､总烃含量异常增长的故障情况,分析了网侧套管拉杆系统更换前后油中溶解气体成分,换流变带电检测数据及分接开关简化试验数据,介绍了大电流试验后两套在线及离线油色谱数据,综合判断故障类型｡最后阐述了查找故障点情况､现场处理修复过程及现场改进措施｡

1、故障情况

1.1±500kV换流变情况

本案例中所涉及的换流变为ZZDFPZ-283700/500型换流变压器[4],额定电流为936/2449/■3A,总重380t,额定电压2449/■3/200.6kV,冷却方式为OFAF｡该换流变投运时间为2004年,联结组标号为YNd11｡

该换流变因2018年4月29日C2H2含量缓慢增长,30日突增至56.32μL/L,随后临停推换该换流变,发现由于柱Ⅰ绝缘件老化放电,进而更换柱Ⅰ､柱Ⅱ全部绝缘件及网侧引线绝缘｡2019年7月作为备用相;因套管拉杆系统升级,当年11月完成该换流变网侧高压套管拉杆系统更换,各项试验合格｡2021年4月,运行换流变中性点套管渗油,退出运行后,继而推换该换流变｡

1.2±500kV换流变故障情况

2021年4月本案例换流变推换至运行位置,4月12日带电运行,离线色谱发现C2H2,含量为0.1μL/L,并保持稳定,在线色谱装置未检出C2H2｡如图1所示,自2022年4月10日以来,换流变油中C2H2､C2H4､H2､CO2开始呈增长趋势,且C2H2在线监测值突增并超出注意值(注意值为1μL/L)｡如表1所示的4月10日后连续离线色谱取样结果中,发现C2H2含量持续增长,13日C2H2离线值为2.44μL/L､在线值最高为3.18μL/L(13日15时)｡而CO和CO2气体的变化并不明显,与图1的结果类似｡4月12日进行红外测温､高频局放检测､超声检测､紫外检测,均无异常[5-6]｡

2、故障处理和分析

结合在线和离线油中气体特征和数据趋势来看,初步判断本体内部可能存在放电及过热故障｡4月7日22时0分~42分内双极启停,11日22时41分至23时22分双极启停,13日15时58分换流变转空载运行,18时31分停运｡

油中溶解气体数据变化,同该换流变运行负荷4月10日~12日先回落再稳定后增长的变化趋势呈相关关系,进而考虑该故障与双极启停及功率变化有关[7]｡

2.1油中溶解气体分析

由图2得知,2019年7月至2022年4月该换流变离线油色谱数据,投运前离线色谱未明显变化｡2021年5月~2022年4月,烃类气体整体呈增长趋势｡选取2021年8月18日､2022年1月19日､2022年4月11日､2022年4月13日四个不同时间点油中溶解气体含量数据进行分析,前两次三比值编码均为120,后两次为101｡经多次三比值结果分析,故障类型由初始的电弧放电兼过热型逐步演变为纯粹的电弧放电型,并最终稳定在该状态｡

图1换流变在线监测数据趋势

表1连续离线色谱结果

图2离线油色谱数据

2.2内检情况

2.2.1上夹件疑似部位拆解

对该换流变开展内检,发现调压侧Ⅱ柱旁柱轴头拉板与上夹件下沿内侧位置存在发黑痕迹,经过取样分析确定为炭黑,其余组部件在进箱内检期间未发现异常,如图3所示｡

图3上夹件下沿内侧发黑痕迹

在换流变解体前,在现场开展局放试验,并未发现明显异常｡检查换流变相关附件,未发现故障缺陷｡对上夹件疑似点部件检查,拆除夹件绝缘支架,取出铁心与上夹件之间的绝缘环氧板,未见异常,排出疑似点放电可能性,如图4所示｡

图4上夹件疑似部位检修现场图

2.2.2工厂解体检修

如图5所示,在旧铁心拆解过程中发现铁心及油道绝缘等局部出现大量过热发黑痕迹,结合2.1节中三比值编码结果,判断该区域和上夹件疑似部位均存在绝缘受热老化的现象,但并未发现放电位置及通道｡因此,该现象并不支持变压器油色谱中存在C2H2的结论｡

图5过热痕迹

在开展总装配工序前,解体检查阀侧a测量装置时,发现CT固定拉螺杆有一根脱离原安装位置,对应紧固螺母及垫圈有明显放电痕迹,如图6和图7所示,螺杆与法兰盲孔有大量黑色污染物,经过专家一致确认,该位置为放电故障发生原始点位,现象与变压器油色谱产生C2H2基本对应｡

图6拉螺杆脱离原安装盲孔

2.3处理方案

该CT为环氧浇筑式,测量1S1与1S2两个接线柱绝缘导通,现场无法解体检修,更换新CT｡将原螺杆全部报废,重新按照原实物加工不锈钢螺杆,清理法兰安装盲孔,回装新制造环氧浇筑CT,新拉螺杆后,在盲孔内涂装锁紧胶,锁紧螺母紧固后涂装锁紧胶｡再次重新安装换流变附件后,换流变通过现场局部放电试验｡

图7放电螺母与正常螺母对比

2.4故障原因分析

阀侧CT采用四根拉螺杆固定在升高座顶部法兰的盲孔处,如图8所示,底部由两块长方形钢垫块拖住,沿着圆周方向由四根拉螺杆垂直固定,受力点位于升高座法兰的盲孔处,CT底部四根螺杆安装螺母及垫圈,保持CT受夹紧力与法兰中心一致,以确保阀侧套管的正确装配｡如图9所示,中间导流杆长期在负载作用下,螺杆自身会感应电流,进而在负载的交变磁场下会产生垂直于电流方向的力,固定的螺栓会受到扭矩进而松动｡

图8装置结构图

1)随着换流变经过长期带电运行,当CT处于一定斜角度时,造成四根螺杆受力不均匀,在实际解体过程中发现两根螺杆外径已经完全接触CT外径,且在CT外侧圆周位置有螺纹压痕,CT松动后中心位置与法兰内孔中心不一致,有明显下沉现象,外侧圆周表面有与拉螺杆螺牙外径摩擦产生的黑色物质｡

图9螺杆受力示意图

2)升高座法兰螺杆安装盲孔与拉螺杆连接位置产生松动,造成其中一根拉螺杆集中受力,在交变电场作用下,随着电流变化,拉螺杆感应电磁力进而产生轻微震动,尤其是合闸带电运行或大负荷运行时,电动力引起升高座震动,加剧拉螺杆螺牙脱离法兰连接盲孔｡

3)在油色谱结果的基础上,进一步分析｡自2021年再次投运后,该换流变内部逐渐产气｡初时CT螺杆并未完全脱离,在器身内部交变电场下,该螺杆与相邻金属件产生电位差,进而形成电弧放电,但此时放电并不剧烈｡同时,随着运行电流的增大,感应电位差增大,在部分绝缘件老化的作用下,内部存在轻微局部过热情况｡当螺杆完全脱离后,其电弧放电过程逐渐剧烈,最终呈现为电弧放电故障｡

3、结论

排油内检并未发现放电位置,通过解体检查最终确定放电故障发生原始点为CT的一根固定拉螺杆,其失效进而导致了电弧放电｡针对投运时间长的换流变,更需要注意其内部金属紧固件松动和绝缘老化现象｡

参考文献:

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[2]梁永亮,郭汉琮,薛永端.基于特征气体关联特征的变压器故障诊断方法[J].高电压技术,2019,45(2):386-392.

[3]周秀,吴旭涛,罗艳,等.基于局放重症监测技术在750kV主变缺陷检测中的应用[J].变压器,2021,58(2):62-65.

[4]单银忠,王胜龙,谢竟成,等.一起500kV主变压器油色谱异常的分析及处理[J].变压器,2021,58(7):79-82.

[5]刘鹏,宗伟,米西岩,等.变压器常见局放问题浅析[J].变压器,2021,58(6):59-61.

[6]刘青松,伍衡,邓军,等.±800kV换流变乙炔增长及其超声局放定位分析[J].变压器,2018,55(7):73-76.

[7]张丙旭.一起干式复合绝缘套管结构问题引起的变压器产气故障[J].变压器,2019,56(2):9-11.

基金资助:国网湖南省电力有限公司小荷人才项目“基于运行工况的换流变现场负载试验方法研究”(5216A324000T)~~;

文章来源:陈宇,符劲松,肖佩,等.一起500kV换流变乙炔异常增长案例的分析及处理[J].变压器,2025,62(03):13-17.