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1、一起换流变真空绝缘有载分接开关故障原因超高压输电公司大理局，大理 671000摘要 针对某土800kV直流发生的一起换流变真空绝缘有载分接开关故障导 致的跳闸事件，文中通过对分接开关进行各项试验，分析得出本次故障为导电异 物通过油流进入分接开关绝缘部分而导致发生放电，提出了分接开关绝缘改进措 施，以避免此类故障再次发生。关键词：有载分接开关；真空；异物；油流Fault analysis and insulation improvement measures of avacuum insulatedOLTC of converter transformerHu huan(DaLi Bureau,
2、 EHV Power Transmission Company, Dali 671000)Abstract In view of a trip event caused by converter transformer vacuum insulated OLTC fault occurred in a 土 800kV DC, through various tests on the OLTC, it is concluded that the fault caused by foreign bodies entering the insulation part of the OLTC thro
3、ugh oil flow. The improvement measures for the insulation of the OLTC is proposed to avoid the recurrence of such fault.Keywords：OLTC;vacuum;foreign bodies;oil flow某土800kV直流极1低端换流变真空绝缘分接开关发生故障，重瓦斯保护正 确动作跳闸，导致极1低端阀组闭锁。本次故障发生在分接开关动作后，本文对 该次故障发生的原因进行试验分析，并提出真空绝缘分接开关的绝缘改进措施。1 故障发生的主要经过故障时，某土800kV直流双极大地回
4、线运行，双极输送功率处于由500MW升 至 800MW 的过程中。工作站主要故障信息如下：08时41分49秒，分接开关调档完成后，极1低端换流变所有分接开关档位 均调节至9档。08时42分03秒，极1低端YD换流变A相本体压力释放阀告警, 分接开关压力释放阀告警。换流变非电气量保护分接开关重瓦斯保护A相跳闸、 本体重瓦斯保护A相跳闸，极1低端阀组闭锁。现场检查发现极1低端YD换流变A相顶部的分接开关压力释放阀已动作， 分接开关外部的档位观察窗口及瓦斯继电器的观察窗口已碎裂，本体的2个压力 释放阀已动作，主油枕的逆止阀已动作，换流变顶部有少量黑色油迹喷出。2 故障原因分析2.1 初步检查分析（1
5、）换流变油色谱为初步分析换流变的故障情况，对其分接开关及本体上、中、下区域的变压 器油进行了取样，并通过色谱分析，使用三比值法1对数据计算得出结果，判断 该换流变本体内部发生了严重故障，结果见表 1。表 1 油样离线色谱数据取C2H2 / C2H4CH4 / H2分 1724.15/1311625.46/1002油位置C2H4 / C2H61317.25/10接7.257.352.27开= 1.4545=0.1621=12.8801关本 1612.80/1091246.78/33921098.40/10体8.40.351.32上部= 1.46=0.3675=10.8409本 983.48/63
6、1.775.33/1569.631.77/54.体779843中部= 1.5567=0.4938=11.6070本 1184.44/814796.87/1575.814.30/78.体.306814下部= 1.4545=0.5057= 10.4210（2）吊芯检查为进一步确定故障点，对换流变分接开关芯体（图1）进行吊出检查，发现 分接开关调压绕组与高压绕组之间存在明显放电迹象。同时，内部的切换开关插 件也存在放电迹象（图2）。图1分接开关芯体 图2切 换开关插件（3）故障电流波形通过分析本次故障的电流波形（图3），发现故障电流呈持续上升趋势，且 电流波形没有典型绝缘油间隙放电的特征。图3故障电
7、流波形2.2可能原因分析因故障发生在分接开关操作完成后14秒，没 有证据表明分接开关在操作过程中出现了问题，所以故障放电是发生于分接开关 处于静止档位位置时。经过分析，导致放电的可能原因有以下几种：（1）放电间隙中存在异物，导致间隙的绝缘能力下降；（2）绝缘油油质下降，导致间隙的绝缘能力下降。故障发生前17日已对绝 缘油进行每月例行取样色谱分析，未发现异常，故此项原因可排除；（3）系统中出现了超过分接开关绝缘能力的过电压，无法被分接开关调压 绕组和切换开关插件的级间氧化锌避雷器所消解，导致发生击穿放电。通过查看 电压历史值，确定交流侧和直流侧不存在瞬时过电压，故此项原因可排除；（4）分接开关自
8、身绝缘能力下降，在换流变的高压试验中已对分接开关内 部固体构件的绝缘能力予以验证，未发现异常，故此项原因可排除。2.3模拟试验分析通过分析可知放电间隙中存在异物为此次击穿放电可能的主要原因。本试验 对分接开关绝缘系统中的多种异物进行模拟，并将试验结果与无异物的参照组进 行对比，以确定不同的因素对绝缘系统击穿电压的影响。试验过程中施加的电压 是一个恒定的4千伏正弦交流电压与雷电脉冲叠加。2.3.1试验过程（1）异物对分接开关的影响。异物（8毫米长的针头）被放置在分接开关的指定区域，见下图。图4异物放置位置1物放置位置2尽管有几个地方放置了异物，但几乎所有的闪 络都发生在MTF/MSV连接导线的区
9、域，见下图。图6闪络位置位于MTF/MSV连接导线（2）导电颗粒对绝缘油的影响。（3）气泡对绝缘油的影响。图9气泡在 分接开关顶盖内,化的影响。图为有载分接开关绝缘油充满气泡。7击穿测试图8针对板间隙利用气泡源产生气泡，以确定气进行绝缘油的针对板击穿测试，见下图。绝缘距离的 设置：1x3mm、3xlmm、1x3mm （带异物）。设置的异物为尺寸介于30Mm和300Mm 之间的导电颗粒，按约250毫克/升的比例插入绝缘油中。2.3.2试验结果1.2.试验数据结果。1、8mm的异物对绝缘系统影响最大，耐压能力降低至27%。1.2.尺寸介于30Pm和300Mm之间的导电颗粒对绝缘系统影响其次，耐压能
10、力降低至32%。3.X伽40%7X负14S气泡的存在对绝缘系统影响最小，耐压能力降低至92%。图10试验结果(2)故障发生在分接开关调档操作完成后的原因。通过损伤照片和大量的试验，此次故障原因可排除分接开关机械故障。分析 表明，即使由于接触问题而产生的强烈气体导致气泡，绝缘性能仅降低10%，也 不能导致击穿。通过在油冷管的T形接头中放置铝刨花(20mmx0.9mm)和铜导线 (20mmx0.07mm )模拟观察，在冷却回路中的异物会被油流冲入油室并向下移动， 在46秒后有异物到达储能机构，在分接开关操作期间，蓄能器区域内的异物被 机械冲击移动，由于过渡电阻器的加热，过渡电阻器区域中的异物向上移
11、动，在 10秒后到达绝缘区域。多个负面的因素叠加造成绝缘击穿，导电异物、油流、高频过电压是需要考 虑的因素，基于目前的认知单个的高频过电压还不足导致击穿，导电异物受过渡 电阻或储能机构振动被油流带入绝缘区域可以解释故障发生在开关完成操作后10 秒左右发生。3结论及建议措施(1)虽然油冷却系统对绝缘能力的影响很小。但是除去油流的直接影响之 外，油流还可使异物直接进入最短的绝缘距离内。此外，油冷却系统增加了“有 载分接开关”系统的复杂性，并且仅在非常罕见的远程高压直流输电系统运行条 件下采用。 因此，建议详细分析特定应用是否需要油冷却系统。如果不需要油 冷却系统，建议不要使用油冷却系统，以达到绝缘
12、系统的最大可能的性能。(2) MTF/MSV连接导线：对导线进行涂覆。涂覆可以提高击穿能力，防止异 物接触直接导致绝缘距离击穿。(3) 压敏变阻器盖：可以减少压敏变阻器元件的数量，以降低压敏变阻器 外壳的盖，从而增加压敏变阻器和MTF之间的绝缘距离。在压敏变阻器盖上涂层, 以防止异物接触直接导致绝缘距离的击穿。(4) 压敏变阻器的响应值：通过减少压敏变阻器插入元件的数量，过压保 护水平刃将从70 kV 1.2/50 s, 3 kA降至56 kV 1.2/50 s,3 kA。这将减少瞬 时过电压引起的最大介电应力。(5) 在分接开关油室定触头和真空泡间加上绝缘隔板，防止异物接触导致 击穿。参考文献1 李文志，朱娟变压器油色谱数据异常的原因分析及处理J,电工技术,2020, 511(01):120-122.2 李鹏,张俊民，李航.压敏电阻单级及多级过电压保护水平J.东北电力 技术,2007, 028(001):15-18.收稿日期：2021-10-05作者简介胡欢（1992-）男，湖北人，本科，助理工程师，从事特高压直流运行维护 工作。
