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换流站500kV换流变压器故障保护动作分析

发表时间：2020/8/24 来源：《基层建设》2020年第10期作者：吴双

[导读] 摘要：现今，为达到用电的需求，我国的高压直流输电工程正在积极投运，工程的稳定运行影响了电网安全控制水平。

        国网湖北省电力公司直流运检公司
        摘要：现今，为达到用电的需求，我国的高压直流输电工程正在积极投运，工程的稳定运行影响了电网安全控制水平。其中换流变压器接地故障是威胁直流输电系统可靠运行的关键因素，这一故障带来较大的危害，是目前需要解决的重要问题。本文根据换流变压器的结构特征，全面分析了换流站500kv换流变压器故障保护动作，指出故障延续中的各种情况，为避免反复发生相似事件提供了理论根据。
        关键词：换流变压器；接地故障；保护动作
        引言：
        直流输电工程最贵重的电力设备即换流变压器，其安全稳定运行决定了直流输电工程的可靠性，故系统研究换流变压器技术可提高电网的安全运行水平。本文初步介绍换流变压器套管转换带来的阀侧接地故障及换流阀换相操作影响故障电流的情况，进一步了解故障特点与位置，讨论发生接地故障时直流系统的保护运作情况，为及时处理故障奠定基础。
        一、换流变压器结构特征
        （一）引线结构
        500kv套管在油箱上端产生引线，通过软铜线与两个单相18级使调压引线和调压开关完成接入操作，末端引线结合需求逐一安装有载调压开关，并联两个有载调压开关从而达到输出端子的目的，以油箱盖和套管共同引出，油箱箱壁一侧外露阀侧y接引线，为网侧首端与阀侧引线提供最大的保护。阀侧引线安装在箱盖连接管套管的位置，发挥了屏蔽的功能，当正常运行及电压冲击时，引线绝缘承受直流与交流的考验，使产品安全稳定。
        （二）铁芯和线圈结构
        换流变压器选择单相两柱带旁轭式结构，优先使用损耗低的冷轧硅钢片，采取强度较高的绑带与铁芯柱绑扎。不断紧固铁芯柱，缓解了短路的冲击力、器身压紧力和起吊重量。上下夹件以铁芯挖潜连接了定位设备，从而保证油箱箱底与箱盖固定配置的强度，在运输中变压器发生了移动。以接地线分别引出铁芯夹件与铁芯片的油箱盖接地，提高了运行水平。换流变压器的联结组包括了不同的铁芯柱和阀侧线圈。铁芯根据合理顺序分别设计了阀侧线圈、网侧线圈和调压线圈，在通信位置安装三个线圈，通过绝缘纸板和绝缘撑条分离每个线圈，使绝缘强度满足要求，合理实行干燥与压装操作得到线圈，注意控制线圈的高度。
        （三）器身和油箱结构
        换流变压器设计了紧凑的结构，器身设置了压板，两端分布了磁分路，通过铁心夹固定磁路，最大程度支撑线圈。压装器在改造的环境内应用，采取特殊的油压管对器身压紧。防止线圈在运输中发生移位，提高了产品的抗短路水平。油箱箱盖、箱壁、箱底等均使用强度较高的结构完成焊接，其中，箱底和箱盖需要完整的一块钢板，无法实施拼焊操作，在检查箱底钢板时利用超声探伤法，按竖直方向拼焊处理箱壁，在真空与正压环境内，油箱不会出现损伤或变形。
        （四）报警模块
        以换流变压器设计的冷却系统涉及若干台风冷器，在变压器本地端单独、竖向安装支架和小车，预留一组备用。在换流变压器分别安装两个油面温度计和一个绕组温度计。而换流变压器保护变压器油时使用隔膜式储油柜，这样做主要为了有效隔离空气。尽可能预防室内污染较重的油干扰本体内部的变压器油。小储油柜与本体储油柜对比，前者的油面更低，有利于增强本体内变压器油的纯净度，提高了有载调压开关的密封性。科学搭配换流变压器和压力释放阀，在事故发展过程中迅速释放油箱本体的压力，将突发压力继电器安装在箱盖上，油箱内的压力剧增时，及时发送警报。把气体在线监测设备安装在箱壁上，对变压器油内气体的改变情况动态监测，保证变压器内油纸绝缘的稳定性。
        二、接地故障分析
        ①换流站直流双极的工作正常，在额定数值内形成相对可靠的功率，运行人员无需开展任何操作。故障出现后，系统保护动作见表1。
        表1 故障后换流器系统保护动作

        ②出现接地故障后，换流变压器借助保护系统全面检测未完成的换相，产生了1800A电流，此时型侧交流电流和角侧交流电流数值都是0。由此精确评估换相失败电流的变化特点，迅速发送警告。
        三、故障保护动作
        （一）第1阶段
        故障出现前，Y桥侧的阀3和4都在导通位置，相同的时间内，Yyn-TA与阀相邻的位置发生对应的闪烁现象，直流电流由故障位置流经阀4，顺利进入大地后，有效汇聚了接地极线。

        图 1 第 1 阶段直流电流走向
        （二）第2阶段
        阀4与阀6结束换相后，阀6可正常运行，但阀4发生了故障，导致电流无法过零，令其不能实施关断操作，从而产生非正常的电流回路。阀4与6通过了故障直流电流，最终到达故障部位，由此判断，A相故障电流是流入点，而B相是流出点，因此出现了录波图中大小相同、方向相反的上下两虚线。

        图 2 第 2 阶段直流电流走向
        （三）第3阶段
        阀6保持导通的状态下，故障部位发生了显著的变化，从最初的A相箱套交流侧实现转移，获得故障的位置，如图3。转移结束后产生故障电流回路，主要以第2阶段的流经模式实现，经过比较TA，转移发生前通过故障部位的是阀6直流电流，转移完成后通过故障部位的是阀4侧直流电流，故而TA改变了电流输入，最终形成电流输出。由图3可知，TA通过的故障电流数值发生了变化，成为正值。故障位置转移后，阀4与阀6形成了统一的电流数值与直流电流，阀6侧电流减小，阀4侧电流增大，说明换相失败，阀4侧电流值与直流电流值一致。

        图 3 第3阶段直流电流走向
        （四）第4阶段
        故障出现后，系统保护阀组提供了对应的闭锁命令，根据保护动作逻辑，回路逆变侧流入旁通，Y桥旁通对选择了阀2与阀5，D桥旁通对选择了阀4与阀1。这时，交流系统输出故障电流，其通过阀5流经阀4与阀1，结合逆变作用顺利流入大地，产生了故障电流回路，见图4。直流电流通过变阀C，产生了类似故障电流的数值。故障电流与接地极电流共同组成了IdDC。
        由图4可知，发生故障时，旁通对流入故障电流，阀组测的短路电流相对较大，并持续至开关跳断。在之后的处理中，在阀组接地故障位置采取移相锁闭不断完善差动保护，这个过程不会形成投旁通对，最大程度保护了阀组与换流器。工作人员对换流站星型套管维修孔综合检验，找到套管底锥的损坏位置。取出套管后发现受损比较严重的是瓷套，造成电容屏蔽层完全裸露，电容纸完好无损。高压侧的放电现象严重。同时，法兰底部也出现了放电的问题。换流变压器星型套管直流电流经过法兰底部，经逐步检查可知，故障状况符合以上分析。

        图 4 第 4 阶段直流电流走向
        结束语
        综合分析检查结果可知，换流变压器阀组星型套管突发爆炸引起了故障，爆炸影响了内部瓷片的引动操作，使故障位置转移，从最初的换流套管移动至交流侧，这个过程比较复杂，且特点显著。而系统分析该次故障，有效解决今后的相似问题。在各个故障的发展环节，逆变侧故障类型各不相同，可不断改进投旁通对方式。对于阀组故障，实施投旁通对无法彻底解决故障，还会对一次设备造成损害。因此，在现实中应根据故障类型制定合理的保护策略。
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