下瓷套油纸电容式套管故障分析及防范措施

马骥峰，刘斯佳，肖烨辉

（上海市电力公司 检修公司直流运检中心，上海 201708）

0 引言

南桥站共有7台换流变，其中6台运行，1台备用。换流变为单相三绕组型式，德国TU公司产品，后被西门子公司收购。1986年生产，1989年投运。每台换流变有6支套管，套管编号1.1和1.2为交流网侧F＆G的油纸电容式套管；套管编号2.1和2.2为阀侧星形绕组套管，其中12只为F＆G的油纸电容式套管，2只为HSP的油纸电容式套管；套管编号3.1和3.2为阀侧三角绕组F＆G的油纸电容式套管。

1 故障原因分析

1.1 故障现象

2012年1月31日5：34南桥站直流监控系统发出P1PPR A（换流器差动保护Ⅱ段动作）、P1PPR A／B（Y桥差动保护Ⅲ段动作）等报警信号。极1闭锁，交流开关跳开。现场检查，发现极1换流变A相本体顶盖及左侧底部出现漏油；网侧1.1，1.2号套管，阀侧2.1，2.2，3.1，3.2号套管外表面未见异常；套管末屏、电流互感器（TA）端子盒等部位无异常；阀侧2.1号套管顶部外罩鼓起，对该套管进行放油检测，没有绝缘油流出。

1.2 追溯事件记录

根据2012年1月31日5：34事件记录，极1 PPRA／B系统换流器差动保护动作，Y桥差动保护动作，极1换流变1／2套保护比例差动动作，两套换流变非电量保护本体重瓦斯动作。涉及保护动作的相关器件如图1所示。

根据事件记录顺序，最初导致极1闭锁的保护为换流器差动Ⅱ段保护，其保护动作条件为｜IdYC－IdDC｜＞max（0.2×Idnom，0.2×｜IdYC＋IdDC｜／2），动作延时5ms。2012年1月31日5：34：51故障录波记载如图2所示。

图1 差动保护配置示意

图2 故障录波记载

由图2故障录波曲线可知，故障发生时阀组高低压端的直流电流出现差值1 900A左右（0.20s至0.21s间，低压端电流IDDC为0A，高压端电流IDYC为1 900A），持续时间超过5ms，满足动作条件，保护正确动作。

根据换流变比例差动和本体重瓦斯动作分析，怀疑换流变阀星侧绕组存在接地。根据故障录波记载，故障发生时Y桥正处于V3和V4导通期，如图3所示。

故障电流通过故障点流回对站，故障初期电流IDYC和IDYL增大，而阀侧电流和中性母线电流减小到零。只有IDYC有值，IDDC，IVY，IVD都没值。由于存在接地故障点，所以造成换相失败。阀由V3，V4导通→V4，V5导通状态不变→V5，V6导通，如图4所示。

故障发生后，换流器差动保护动作，执行Y闭锁，逆变侧立即投入BPPO，根据录波波形可知BPPO投入为C相，投入BPPO后换流变阀星出现两相短路，根据两相短路波形仅存在C相一相，其他两相均没有故障电流，同时结合非电量保护A相重瓦斯动作，推测故障电流的走向如图5所示。

图5 故障电流的走向

阀星电流波形如图6所示。

图6 阀星电流波形

根据以上分析，推测换流变阀星侧绕组套管A相TA附近存在接地故障。

1.3 电气试验及油样分析

电气性能检测结果为：极1A相换流阀触发导通合格；A相绕组绝缘电阻明显下降，但铁心夹件绝缘正常。油化性能检测结果为：极1A相相关气体含量均已严重超标，表明极1换流变A相出现内部放电故障，但B相和C相气体含量均为正常。

表1 极1换流变A相油化性能检测 μL／L

1.4 现场检测评估

现场检测发现：极1A相换流变本体顶盖及左侧底部出现漏油，阀侧Y接上部2.1号套管的顶部外罩鼓起，将该套管吊出后发现电容芯整体完好，但在套管根部均压球的高压端有明显放电痕迹，如图7所示。套管法兰内侧也有明显放电痕迹，如图8所示。

图7 套管根部均压球（高压端）放电痕迹

图8 套管法兰内侧放电痕迹

分析认为：2.1号套管发生故障时的短路电流引发了相应保护动作。短路电流的放电通道，是从套管下瓷套的下部高压端部内表面，向套管接地法兰处放电，形成贯穿性通道导致下瓷套爆裂，使得套管升高座部位绝缘丧失，继而发展为套管均压球对套管TA升高座部位击穿，如图9所示。

图9 套管放电示意图

2 现场检测分析与防范措施

2.1 现场检测分析

1）通过对故障变压器的测试，除了受污染外未发现其他异常，排除了变压器老化或异常引发故障的可能性。

2）电容芯外观良好，故障后测得电容量数据正常，排除了电容芯异常引发故障的可能性。

3）套管运行时油压正常，故障部位发生在下瓷套，排除了套管内部漏油引发故障的可能性。

4）套管运行在户内，故障后介损试验正常，排除了套管受潮引发故障的可能性。

5）发生故障的套管为下瓷套油纸电容式套管，共有油、纸和瓷套三种绝缘介质。瓷套电阻率大，沿面电场强度高，瓷套自身的沿面耐受能力差，易积累空间电荷，长期在交直流复合场强下，一旦介质发生劣化或者衰变，极易造成沿面放电。从套管放电部位是套管底部沉淀物易集中区来看，套管发生故障的原因是长期运行中产生的衍生物、分解物、溶解物等引起介质劣化，造成场强畸变，导致套管发生故障。

在高压直流套管的油纸绝缘系统中，交流系统电场为电容性特性，直流系统电场为电阻性特性。因此，在交流电压作用下，等位线和最大的电场强度均出现在电容率较低的油隙中，而在直流电压作用下，等位线和最大电场强度主要出现在电阻率高的绝缘纸中。在直流换流中，由于容性电场和阻性电场叠加后使得绝缘纸板中的合成电场降低，油隙中的合成电场增加。绝缘纸中的电场强度较直流时的相对值小，而油隙中的合成电场较直流时与交流情况下的电场强度大。因此，此下瓷套油纸电容式套管油介质中，在交直流合成电场中承受电场强度高，为了防止此类故障的发生，应考虑采用其他绝缘介质结构的套管来替代此套管绝缘方式。

2.2 防范措施

为了防止同类套管再次发生类似故障，采取3种防范措施：一是采取局放超声波监测等辅助手段进行监测；二是结合停电检修，对套管取油样进行分析；三是停电检修时增加套管末屏的介损测量。

3 结语

2012年1月31日南桥站极1换流变A相2.1号套管发生故障，主要原因是套管的油中瓷套结构在设计时考虑不周，此结构瓷套沿面电场强度高，一旦介质劣化、衰变后容易发生故障。建议对该类套管进行改进，取消油中瓷套，减少介质界面，这样可以简化绝缘结构，提高套管可靠性。鉴于该类型油纸直流套管存在结构设计缺陷，建议更换为目前使用量大、运行良好的油纸SF6气体套管或者胶纸SF6气体套管。