換流變壓器通過有載分接開關(guān)調(diào)整，長(zhǎng)期實(shí)現(xiàn)閥側(cè)直流電壓恒定不變、網(wǎng)側(cè)交流電壓波動(dòng)補(bǔ)償、直流系統(tǒng)降壓運(yùn)行及直流功率調(diào)整等操作功能，多數(shù)特高壓直流工程成為新能源外送的重要通道，由于實(shí)時(shí)現(xiàn)貨交易，直流功率調(diào)整異常頻繁，導(dǎo)致分接頭動(dòng)作次數(shù)頻繁，其故障率也相應(yīng)增加。

本文通過對(duì)某換流站一起分接開關(guān)擋位不一致故障的分析研究，發(fā)現(xiàn)MR真空分接開關(guān)油室溫度超出范圍會(huì)閉鎖調(diào)檔回路，而前期工程設(shè)計(jì)并未將該溫度上傳至監(jiān)控后臺(tái)，未實(shí)現(xiàn)設(shè)備狀態(tài)全面監(jiān)視。針對(duì)這一問題，本文提出針對(duì)性的整改措施和方案，實(shí)現(xiàn)分接開關(guān)油溫實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和預(yù)警功能，達(dá)到全面監(jiān)視分接開關(guān)閉鎖調(diào)檔回路的目的，進(jìn)一步提高換流變壓器運(yùn)維管理水平。

1 故障情況

2020年1月，某換流站直流功率由3 709MW降至2 500MW過程中，監(jiān)控系統(tǒng)閥組控制主機(jī)（converter control protection, CCP）12A/B報(bào)“換流變壓器分接頭同步調(diào)檔失敗”“換流變壓器分接頭不一致”，后臺(tái)及現(xiàn)場(chǎng)顯示極Ⅰ低端Yy-B相換流變壓器分接頭為12檔，其余5臺(tái)換流變壓器分接頭均為11檔。詳細(xì)故障報(bào)文見表1。

現(xiàn)場(chǎng)對(duì)一、二次設(shè)備進(jìn)行詳細(xì)檢查，發(fā)現(xiàn)極Ⅰ低端Yy-B相換流變壓器分接開關(guān)B7溫度傳感器顯示溫度高達(dá)134℃且數(shù)據(jù)呈現(xiàn)跳變現(xiàn)象。現(xiàn)場(chǎng)立即對(duì)同類型三臺(tái)換流變壓器有載分接開關(guān)油樣進(jìn)行絕緣油耐壓值測(cè)試、油中含水量測(cè)定、油中溶解氣體分析，各項(xiàng)數(shù)據(jù)指標(biāo)正常。

表1 分接開關(guān)操作時(shí)故障報(bào)文

初步判斷為分接開關(guān)油室溫度傳感器異常，致使溫度超出正常范圍，從而閉鎖分接開關(guān)調(diào)檔回路。隨后，現(xiàn)場(chǎng)對(duì)B7溫度傳感器進(jìn)行更換，更換后再次出現(xiàn)溫度異常升高的現(xiàn)象，且溫度最高升至200℃以上。通過持續(xù)觀察發(fā)現(xiàn)，傳感器溫度穩(wěn)定時(shí)保持在40℃，然后循環(huán)出現(xiàn)由40℃上升至200℃的跳變現(xiàn)象，溫度跳變時(shí)對(duì)PT100電阻值進(jìn)行測(cè)量，其數(shù)值也存在跳變的情況。現(xiàn)場(chǎng)故障檢查狀況如圖1所示。

圖1 現(xiàn)場(chǎng)故障檢查狀況

2 原因分析

2.1 分接開關(guān)油室溫度閉鎖調(diào)檔回路分析

MR真空有載調(diào)壓開關(guān)電弧的熄滅均在真空泡中進(jìn)行，絕緣油只承擔(dān)冷卻和潤(rùn)滑的作用，由于在換流變壓器有載分接開關(guān)運(yùn)行試驗(yàn)過程中，分接開關(guān)頻繁動(dòng)作，溫度上升，發(fā)生過閃絡(luò)放電、油室破裂等異常情況，故MR廠家在真空型有載分接開關(guān)油室內(nèi)配置了鉑電阻PT100，利用電阻/溫度對(duì)應(yīng)關(guān)系來推算油室溫度，再將溫度值傳送至溫度控制器B7，油溫高于+125℃閉鎖調(diào)檔功能原理示意圖如圖2所示。

B7溫度傳感器內(nèi)有三副觸頭串接在控制回路中：①溫度低觸頭（-25℃）；②溫度高觸頭（125℃）；③運(yùn)行正常觸頭。

當(dāng)油溫高于+125℃時(shí)，溫度控制器觸頭B7:26斷開，切斷有載分接開關(guān)控制回路，致使換流變壓器有載分接開關(guān)調(diào)檔功能被閉鎖。

圖2

2.2 本體接線盒檢查情況

為進(jìn)一步確認(rèn)PT100鉑電阻值跳變的原因，技術(shù)人員對(duì)溫度傳感器本體接線盒進(jìn)行開蓋檢查，發(fā)現(xiàn)接線盒內(nèi)電路板上存在硅脂附著，硅脂的作用是涂抹在密封圈處，防止密封墊老化，使接線盒密封性能更好，但由于換流變壓器運(yùn)行發(fā)熱，使部分硅脂受熱融化后附著在電路板上，并造成電路板輕微腐蝕。

PT100鉑電阻溫度傳感器及接線圖如圖3所示。現(xiàn)場(chǎng)將接線打開后，在本體接線盒對(duì)PT100阻值進(jìn)行測(cè)量，連接于1、2端子之間的PT100阻值為115◆，對(duì)應(yīng)溫度為40℃左右，正好與溫度傳感器穩(wěn)定時(shí)的溫度保持一致，而接于4、5端子間的備用PT100阻值為109◆，對(duì)應(yīng)溫度為24℃左右，此溫度與其他相別換流變壓器分接頭溫度傳感器測(cè)量一致，鉑電阻溫度與電阻對(duì)應(yīng)表見表2。

圖3 PT100鉑電阻溫度傳感器及接線圖

因此，判斷當(dāng)前在用的PT100電阻輸出回路傳感器存在異常，導(dǎo)致溫度發(fā)生跳變，現(xiàn)場(chǎng)將電路板上硅脂清理干凈并更換至備用傳感器輸出接線端子后，溫度傳感器溫度顯示正常，手動(dòng)對(duì)分接開關(guān)進(jìn)行升、降檔操作，分接頭動(dòng)作正確。

表2 鉑電阻PT100溫度與電阻對(duì)應(yīng)表

?3 解決及防范措施?

通過上述故障分析可知，目前MR分接開關(guān)油室絕緣油溫度只能在就地匯控柜進(jìn)行查看，并未將溫度值上送至監(jiān)控后臺(tái)，導(dǎo)致運(yùn)維人員無法實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)換流變壓器分接開關(guān)的油室溫度及其變化趨勢(shì)，不利于對(duì)現(xiàn)場(chǎng)故障快速定位和換流變壓器健康水平的判斷。因此本文提出了兩種換流變壓器分接開關(guān)油室溫度接入后臺(tái)的方案，以供參考。

3.1 方案一

從分接開關(guān)本體接線盒中將備用的PT100端子用二次線引出至分接開關(guān)控制柜內(nèi)，然后接入帶有輸出功能的溫度傳感器中，輸出4～20mA電流量來反映溫度大小，再將4～20mA模擬量接入閥組開關(guān)量接口（converter switch interface, CSI）柜NR1425BL測(cè)量板卡，通過CSI柜上傳至運(yùn)維人員工作站（operator work station, OWS）監(jiān)控后臺(tái)。數(shù)據(jù)傳輸示意圖如圖4所示。

圖4 數(shù)據(jù)傳輸示意圖

分接開關(guān)油室溫度接入測(cè)量板卡后，還需要在CCP軟件程序中增加相應(yīng)的功能模塊，溫度值遙測(cè)點(diǎn)軟件示意圖如圖5所示。同時(shí)，在OWS監(jiān)控界面顯示溫度并設(shè)置相應(yīng)的告警值，該告警值的范圍應(yīng)小于現(xiàn)場(chǎng)溫度傳感器B7的溫度范圍，起到提前預(yù)警的作用。

圖5 溫度值遙測(cè)點(diǎn)軟件示意圖

3.2 方案二

從換流變壓器分接開關(guān)本體的接線盒中，將備用的PT100監(jiān)測(cè)到的溫度數(shù)據(jù)傳送至傳感器測(cè)量模塊，傳感器測(cè)量模塊通過RS485通信方式將數(shù)據(jù)上傳至溫度在線監(jiān)測(cè)智能電子設(shè)備（intelligent elec- tronic device, IED）內(nèi)。

每一臺(tái)換流變壓器有載分接開關(guān)配置一臺(tái)溫度在線監(jiān)測(cè)IED，溫度在線監(jiān)測(cè)IED對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析打包，形成IEC61850規(guī)約數(shù)據(jù)包，再通過原有的光纖網(wǎng)絡(luò)將溫度數(shù)據(jù)上傳至一體化后臺(tái)界面顯示，在后臺(tái)服務(wù)器界面集中顯示，達(dá)到實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)效果，便于運(yùn)行人員實(shí)時(shí)監(jiān)查，系統(tǒng)構(gòu)架如圖6所示。

圖6 系統(tǒng)構(gòu)架

3.3 方案比較

方案一采用硬電纜接入，原可直接利用換流變壓器原有備用芯接入CSI柜，再通過CSI柜經(jīng)光纖接入OWS監(jiān)控后臺(tái)，并對(duì)控制系統(tǒng)軟件進(jìn)行相應(yīng)修改，但因現(xiàn)場(chǎng)換流變壓器備用芯數(shù)量不足，需重新放置電纜，施工繁雜、經(jīng)濟(jì)效益欠佳。

方案二采用一體化監(jiān)控IED將分接開關(guān)油室溫度信號(hào)上傳，可在一體化后臺(tái)實(shí)現(xiàn)聲光告警、趨勢(shì)分析等功能。方案二利用原有一體化光纖回路，不需重新放置新的光纜，工程量較低，且新配置監(jiān)測(cè)IED具有較好的可擴(kuò)展性，后期可接入其他需監(jiān)測(cè)的量。

綜上分析認(rèn)為，方案一在換流變壓器備用芯不足的情況下，需要重新敷設(shè)電纜，工作量大，改造費(fèi)用高，而方案二充分利用原有一體化光纖回路，且新的IED具有較好的可擴(kuò)展性，在經(jīng)濟(jì)性、施工便利性方面更適合該換流站現(xiàn)有改造條件。

3.4 實(shí)施效果

根據(jù)方案二進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)部署，將分接開關(guān)油室溫度上傳至監(jiān)控后臺(tái)并增加預(yù)警、歷史數(shù)據(jù)查詢功能，實(shí)現(xiàn)了換流變壓器分接開關(guān)溫度的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和異常告警。圖7所示為某換流站MR分接開關(guān)油室溫度變化趨勢(shì)，其溫度基本保持在25～40℃之間，與現(xiàn)場(chǎng)溫度傳感器顯示數(shù)據(jù)一致，達(dá)到預(yù)期的效果。

圖7 某換流站MR分接開關(guān)油室溫度變化

?4 結(jié)論

本文通過對(duì)一起換流變壓器分接開關(guān)閉鎖調(diào)檔故障進(jìn)行原因分析，提出了相應(yīng)解決方案和防范措施，為其他換流站提供了參考。

1）建議新建直流工程招投標(biāo)、設(shè)計(jì)聯(lián)絡(luò)會(huì)時(shí)要求換流變壓器廠家將分接開關(guān)油室溫度上送至監(jiān)控后臺(tái)，并能實(shí)現(xiàn)預(yù)警和查閱歷史曲線的功能，便于現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)維人員的實(shí)時(shí)監(jiān)控。

2）加強(qiáng)施工工藝驗(yàn)收管控，防止接線盒硅脂因涂抹過多超出規(guī)范造成熱熔而發(fā)生異常。

3）做好分接開關(guān)故障的事故預(yù)想，增強(qiáng)運(yùn)維人員應(yīng)急處置能力，進(jìn)一步提升事故處理的效率。

本文編自2021年第8期《電氣技術(shù)》，論文標(biāo)題為“一起換流變壓器分接開關(guān)擋位不一致原因分析及改進(jìn)措施”，作者為李小娣、柴斌、雷戰(zhàn)斐。