換流變壓器通過有載分接開關調整，長期實現閥側直流電壓恒定不變、網側交流電壓波動補償、直流系統降壓運行及直流功率調整等操作功能，多數特高壓直流工程成為新能源外送的重要通道，由于實時現貨交易，直流功率調整異常頻繁，導致分接頭動作次數頻繁，其故障率也相應增加。

本文通過對某換流站一起分接開關擋位不一致故障的分析研究，發現MR真空分接開關油室溫度超出范圍會閉鎖調檔回路，而前期工程設計并未將該溫度上傳至監控后臺，未實現設備狀態全面監視。針對這一問題，本文提出針對性的整改措施和方案，實現分接開關油溫實時監測和預警功能，達到全面監視分接開關閉鎖調檔回路的目的，進一步提高換流變壓器運維管理水平。

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，監控系統閥組控制主機（converter control protection, CCP）12A/B報“換流變壓器分接頭同步調檔失敗”“換流變壓器分接頭不一致”，后臺及現場顯示極Ⅰ低端Yy-B相換流變壓器分接頭為12檔，其余5臺換流變壓器分接頭均為11檔。詳細故障報文見表1。

現場對一、二次設備進行詳細檢查，發現極Ⅰ低端Yy-B相換流變壓器分接開關B7溫度傳感器顯示溫度高達134℃且數據呈現跳變現象。現場立即對同類型三臺換流變壓器有載分接開關油樣進行絕緣油耐壓值測試、油中含水量測定、油中溶解氣體分析，各項數據指標正常。

表1 分接開關操作時故障報文

初步判斷為分接開關油室溫度傳感器異常，致使溫度超出正常范圍，從而閉鎖分接開關調檔回路。隨后，現場對B7溫度傳感器進行更換，更換后再次出現溫度異常升高的現象，且溫度最高升至200℃以上。通過持續觀察發現，傳感器溫度穩定時保持在40℃，然后循環出現由40℃上升至200℃的跳變現象，溫度跳變時對PT100電阻值進行測量，其數值也存在跳變的情況?，F場故障檢查狀況如圖1所示。

圖1 現場故障檢查狀況

2 原因分析

2.1 分接開關油室溫度閉鎖調檔回路分析

MR真空有載調壓開關電弧的熄滅均在真空泡中進行，絕緣油只承擔冷卻和潤滑的作用，由于在換流變壓器有載分接開關運行試驗過程中，分接開關頻繁動作，溫度上升，發生過閃絡放電、油室破裂等異常情況，故MR廠家在真空型有載分接開關油室內配置了鉑電阻PT100，利用電阻/溫度對應關系來推算油室溫度，再將溫度值傳送至溫度控制器B7，油溫高于+125℃閉鎖調檔功能原理示意圖如圖2所示。

B7溫度傳感器內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運行正常觸頭。

當油溫高于+125℃時，溫度控制器觸頭B7:26斷開，切斷有載分接開關控制回路，致使換流變壓器有載分接開關調檔功能被閉鎖。

圖2

2.2 本體接線盒檢查情況

為進一步確認PT100鉑電阻值跳變的原因，技術人員對溫度傳感器本體接線盒進行開蓋檢查，發現接線盒內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行發熱，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?，F場將接線打開后，在本體接線盒對PT100阻值進行測量，連接于1、2端子之間的PT100阻值為115◆，對應溫度為40℃左右，正好與溫度傳感器穩定時的溫度保持一致，而接于4、5端子間的備用PT100阻值為109◆，對應溫度為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量一致，鉑電阻溫度與電阻對應表見表2。

圖3 PT100鉑電阻溫度傳感器及接線圖

因此，判斷當前在用的PT100電阻輸出回路傳感器存在異常，導致溫度發生跳變，現場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，手動對分接開關進行升、降檔操作，分接頭動作正確。

表2 鉑電阻PT100溫度與電阻對應表

?3 解決及防范措施?

通過上述故障分析可知，目前MR分接開關油室絕緣油溫度只能在就地匯控柜進行查看，并未將溫度值上送至監控后臺，導致運維人員無法實時監測換流變壓器分接開關的油室溫度及其變化趨勢，不利于對現場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油室溫度接入后臺的方案，以供參考。

3.1 方案一

從分接開關本體接線盒中將備用的PT100端子用二次線引出至分接開關控制柜內，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量接口（converter switch interface, CSI）柜NR1425BL測量板卡，通過CSI柜上傳至運維人員工作站（operator work station, OWS）監控后臺。數據傳輸示意圖如圖4所示。

圖4 數據傳輸示意圖

分接開關油室溫度接入測量板卡后，還需要在CCP軟件程序中增加相應的功能模塊，溫度值遙測點軟件示意圖如圖5所示。同時，在OWS監控界面顯示溫度并設置相應的告警值，該告警值的范圍應小于現場溫度傳感器B7的溫度范圍，起到提前預警的作用。

圖5 溫度值遙測點軟件示意圖

3.2 方案二

從換流變壓器分接開關本體的接線盒中，將備用的PT100監測到的溫度數據傳送至傳感器測量模塊，傳感器測量模塊通過RS485通信方式將數據上傳至溫度在線監測智能電子設備（intelligent elec- tronic device, IED）內。

每一臺換流變壓器有載分接開關配置一臺溫度在線監測IED，溫度在線監測IED對數據進行分析打包，形成IEC61850規約數據包，再通過原有的光纖網絡將溫度數據上傳至一體化后臺界面顯示，在后臺服務器界面集中顯示，達到實時監測效果，便于運行人員實時監查，系統構架如圖6所示。

圖6 系統構架

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柜經光纖接入OWS監控后臺，并對控制系統軟件進行相應修改，但因現場換流變壓器備用芯數量不足，需重新放置電纜，施工繁雜、經濟效益欠佳。

方案二采用一體化監控IED將分接開關油室溫度信號上傳，可在一體化后臺實現聲光告警、趨勢分析等功能。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，且新配置監測IED具有較好的可擴展性，后期可接入其他需監測的量。

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

3.4 實施效果

根據方案二進行現場部署，將分接開關油室溫度上傳至監控后臺并增加預警、歷史數據查詢功能，實現了換流變壓器分接開關溫度的實時監測和異常告警。圖7所示為某換流站MR分接開關油室溫度變化趨勢，其溫度基本保持在25～40℃之間，與現場溫度傳感器顯示數據一致，達到預期的效果。

圖7 某換流站MR分接開關油室溫度變化

?4 結論

本文通過對一起換流變壓器分接開關閉鎖調檔故障進行原因分析，提出了相應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、設計聯絡會時要求換流變壓器廠家將分接開關油室溫度上送至監控后臺，并能實現預警和查閱歷史曲線的功能，便于現場運維人員的實時監控。

2）加強施工工藝驗收管控，防止接線盒硅脂因涂抹過多超出規范造成熱熔而發生異常。

3）做好分接開關故障的事故預想，增強運維人員應急處置能力，進一步提升事故處理的效率。

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