中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司超高壓輸電公司檢修試驗中心的研究人員潘志城、鄧軍、陸春玉、張晉寅，在2020年第3期《電氣技術(shù)》雜志上撰文，針對投運12年的缺陷換流變現(xiàn)場長時空載和100%總損耗負(fù)載試驗，對試驗原理、試驗設(shè)備參數(shù)、試驗現(xiàn)場實施進(jìn)行了探究。
空載損耗測量結(jié)果與出廠值的偏差為+1.24%，無明顯變化，換流變鐵心無明顯缺陷。負(fù)載試驗過程發(fā)現(xiàn)局部熱點溫升異常情況（局部溫度達(dá)到92.2℃），檢查分析熱點原因為頂部箱沿螺栓絕緣套性能下降，在漏磁作用下產(chǎn)生過熱。采用加裝引流線的方式進(jìn)行處理，處理后再次開展12h 100%總損耗負(fù)載試驗，相同位置溫度下降至49.7℃，基本消除了熱點缺陷。
換流變壓器是直流輸電系統(tǒng)中連接直流側(cè)與交流側(cè)的核心設(shè)備。換流變壓器空載損耗和負(fù)載損耗是變壓器性能的重要參數(shù)。空載損耗的測量能檢查發(fā)現(xiàn)變壓器鐵心是否存在缺陷，如局部過熱、局部絕緣不良、鐵心多點接地等。負(fù)載試驗是評估換流變繞組缺陷、過熱型故障的重要手段。
100%總損耗電流下的負(fù)載試驗，相當(dāng)于溫升試驗與負(fù)載試驗的二合一，能夠在長時間大電流的試驗條件下診斷出換流變的損耗是否會隨著電流的增大產(chǎn)生額外的損耗，如果換流變內(nèi)部有電流致熱型故障，則換流變的損耗會隨著電流的增大而增大，在最大電流下出現(xiàn)損耗的突增或換流變局部溫度的升高。100%總損耗負(fù)載試驗是判斷換流變電流致熱型故障最為有效、考核手段最為嚴(yán)格的試驗。
本文針對超高壓換流變開展現(xiàn)場長時空載和100%總損耗負(fù)載試驗，對試驗原理、試驗設(shè)備參數(shù)、試驗現(xiàn)場實施進(jìn)行了探究，試驗過程發(fā)現(xiàn)局部熱點溫升異常情況，檢查分析熱點原因為頂部箱沿螺栓絕緣套性能下降，在漏磁作用下產(chǎn)生過熱。采用加裝引流線的方式進(jìn)行處理，處理后再次開展12h 100%總損耗負(fù)載試驗，相同位置溫度下降至49.7℃，基本消除了熱點缺陷。
1 換流變壓器的缺陷情況
貴廣直流輸電工程±500kV安順換流站極2 Y/ A相換流變參數(shù)見表1。換流變在2004年6月投運，2004年7月開始乙炔含量超過規(guī)程注意值（1L/L），并呈現(xiàn)緩慢增長趨勢。2006年穩(wěn)定在峰值21L/L后開始下降，2009—2015年穩(wěn)定在1～4L/L，2016年5月10—15日，乙炔從4.5L/L上升到6.2L/L，增長速度過快。由換流變油色譜數(shù)據(jù)和負(fù)載數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，油色譜異常程度與換流變負(fù)載情況存在關(guān)聯(lián)性。
表1 換流變參數(shù)2016年5月16日，運行單位對缺陷換流變進(jìn)行停電更換，隨后開展診斷分析工作。拆解換流變閥側(cè)3.1、3.2套管過程中發(fā)現(xiàn)油中端部銅環(huán)與出線裝置屏蔽筒之間存在摩擦痕跡和黑色油泥（如圖1所示），取樣檢測黑色油泥中含銅、鋅、碳等成分，分析認(rèn)為該套管油中端部銅環(huán)與出線裝置屏蔽筒之間存在長期摩擦產(chǎn)生過熱或放電。
換流變閥側(cè)3.1、3.2套管運至套管廠家進(jìn)行了修復(fù)及出廠試驗，試驗結(jié)果合格后運回安裝。為評估換流變是否具備投運條件，對檢修后的換流變開展感應(yīng)耐壓及局放試驗，同時增加12h長時空載試驗和12h 100%總損耗負(fù)載試驗，試驗過程中密切監(jiān)測油色譜數(shù)據(jù)。
圖1 閥側(cè)3.1套管和出線裝置屏蔽筒故障在現(xiàn)場開展換流變的感應(yīng)耐壓及局放試驗，試驗結(jié)果合格。
2 長時空載試驗和100%總損耗負(fù)載試驗的現(xiàn)場實施
現(xiàn)場長時空載試驗和100%總損耗負(fù)載試驗受制于現(xiàn)場試驗環(huán)境惡劣、所需試驗容量大、無功補償精度要求高等問題，在國內(nèi)外尚沒有任何開展超高壓換流變現(xiàn)場長時空載試驗和100%總損耗負(fù)載試驗記錄，國內(nèi)外可見報道中僅有在±800kV普洱換流站檢修大廳開展過額定工況下?lián)Q流變現(xiàn)場負(fù)載試驗。
2.1 長時空載試驗
換流變長時空載試驗一般從電壓較低的繞組（該換流變采用在閥側(cè)繞組加壓的形式）施加額定電壓、額定頻率的正弦波，其他繞組（網(wǎng)側(cè)繞組）開路，試驗接線圖如圖2所示。在此條件下測量換流變的空載損耗和空載電流。長時空載試驗的主要目的是精確測量換流變的空載損耗，將測量結(jié)果與出廠值進(jìn)行比較，從而檢查換流變磁路上是否存在缺陷。
圖2 長時空載試驗的接線圖三相交流10kV電壓輸入變頻電源柜，變頻電源柜輸出0～12kV電壓，經(jīng)過中間變壓器，再通過閥側(cè)3.1、3.2套管端子對稱加壓，1.1套管端子懸空，1.2套管接地。將換流變分接開關(guān)檔位置于額定檔，對應(yīng)的閥側(cè)額定電壓為209.5kV，中間變壓器采用對稱加壓（低壓側(cè)反向并聯(lián)，高壓側(cè)串聯(lián)）的方式，則中間變的高壓側(cè)額定電壓選定為120kV，考慮到變頻電源柜的輸出電壓范圍，低壓側(cè)選定為10kV。
出廠試驗的空載損耗值為116.3kW，試驗過程中換流變的視在功率為145.5kVA，因此，高壓側(cè)額定電流選定為1A。變頻電源柜容量為200kW。為測量空載電流和電壓，在試驗回路中增加了精度為0.01級的電流互感器和0.1級的電壓互感器，設(shè)備接線圖如圖3所示。
圖3 長時空載試驗的接線圖2.2 100%總損耗負(fù)載試驗
500kV換流變100%總損耗負(fù)載試驗電流大，為額定電流的1.15倍。100%總損耗一般在600kW左右，試驗所需的變頻電源容量大，試驗無功補償精度要求高。
100%總損耗負(fù)載試驗一般從電流較小的繞組（該換流變采用在網(wǎng)側(cè)繞組加壓的形式）施加額定頻率的電壓，其他繞組（閥側(cè)繞組）短路，使閥側(cè)繞組達(dá)到要求的電流值。100%總損耗負(fù)載試驗主要目的是精確測量換流變的負(fù)載損耗，將測量值與出廠值比較，以評估換流變是否存在繞組缺陷、過熱型故障等。
換流變采用網(wǎng)側(cè)加壓、閥側(cè)短接方式，網(wǎng)側(cè)有載分接開關(guān)置于最小檔位4檔（備注：4檔為最大電流分接，在此檔位下試驗對換流變考核最嚴(yán)格），試驗接線如圖4所示。三相交流10kV電壓輸入變頻電源柜，變頻電源柜輸出0～12kV電壓，經(jīng)過中間變壓器，再通過網(wǎng)側(cè)1.1、1.2套管端子并聯(lián)加壓，3.1、3.2套管端子短接。中間變壓器采用并聯(lián)加壓（低壓側(cè)并聯(lián)，高壓側(cè)并聯(lián)）的方式。
試驗過程中，閥側(cè)繞組短路電流最大達(dá)到1416A，對應(yīng)網(wǎng)側(cè)繞組電流1032A。根據(jù)該臺換流變出廠試驗報告，在4分接檔位、網(wǎng)側(cè)施加額定電流1032A時，阻抗電壓應(yīng)為45.44kV。因此，中間變高壓側(cè)為80kV，為使變頻電源輸出電壓在10kV左右，選擇中間變低壓檔位為18kV（采用10kV抽頭與8kV抽頭串聯(lián)的形式）。同時，為保證高壓輸出電流盡量小，以減小電容補償?shù)膲毫�，采用兩臺中間變并聯(lián)的方式，現(xiàn)場接線圖如圖5所示。
圖4 100%總損耗負(fù)載試驗的接線圖
圖5 100%總損耗負(fù)載試驗的現(xiàn)場接線為確定無功補償?shù)碾娙萘�，�?分接開關(guān)檔位對應(yīng)的額定電流為計算依據(jù)，此時網(wǎng)側(cè)電流為1032A，損耗為585.3kW，電壓約為45.44kV，有功電流約為12.4A，無功電流為1031.92A，因此總電流中以無功電流為主。在45.44kV電壓下，要產(chǎn)生1032A電容電流，需要的電容量為72.33F。
采用改造交流濾波場電容塔的形式提供無功補償容量。一個濾波電容器共6組，每組48個，每個電容量為18.05F，額定電壓為8.167kV。因此，每支路選有6個電容器，每組8個支路，每組電容量為24.07F。如果選用3組電容補償支路，此時的補償電容量為72.21F，補償電流為1030.16A，補償后無功剩余電流為1.76A，為欠補償。
所以中間變需要輸出1.76A的感性無功電流，加上有功電流12.4A，此時中間變輸出總電流約為12.52A，折算至低壓側(cè)為55.66A，此電流亦為變頻電源柜的輸出電流。具體濾波場電容塔改造的接線圖如圖6所示。補償電容塔的連接方式如圖7所示。
圖6 交流濾波場電容塔改造接線圖
圖7 補償電容塔的連接線方式2.3 試驗設(shè)備參數(shù)
為減少現(xiàn)場所需設(shè)備的數(shù)量，將長時空載試驗和100%總損耗負(fù)載試驗的變頻電源柜和中間變壓器使用同一套設(shè)備，同一套設(shè)備同時滿足長時空載試驗和100%總損耗負(fù)載試驗的需求，設(shè)備參數(shù)見表2。
表2 試驗設(shè)備參數(shù)2.4 試驗結(jié)果
1）長時空載試驗
長時空載試驗的空載電流結(jié)果如圖8所示，長時空載試驗的空載損耗結(jié)果如圖9所示�？蛰d損耗在12h試驗時間內(nèi)，最大達(dá)到117.74kW，與出廠試驗的空載損耗值116.3kW比較，變化率為+1.24%，換流變空載損耗無明顯變化。試驗過程每2h取油監(jiān)測絕緣油色譜變化，乙炔含量穩(wěn)定在0.1L/L、總烴穩(wěn)定在0.5～0.7L/L，滿足規(guī)程要求。
圖8 空載電流測試結(jié)果
圖9 空載損耗測試結(jié)果2）100%總損耗負(fù)載試驗
100%總損耗負(fù)載試驗的負(fù)載損耗結(jié)果如圖10所示。負(fù)載損耗在12h試驗時間內(nèi)，最大達(dá)到623.3kW，與出廠試驗的負(fù)載損耗值629.8kW比較，變化率為1.03%，換流變負(fù)載損耗與出廠值相比無明顯變化。試驗過程每2h取油監(jiān)測絕緣油色譜變化，乙炔含量略有增長并穩(wěn)定在0.15L/L、總烴含量略有增長并穩(wěn)定在0.8L/L以下范圍。
乙炔和總烴含量略有增長的原因是：換流變在12年的運行過程中，絕緣油中的溶解氣體隨著絕緣油滲透到絕緣紙板，換流變檢修后熱油循環(huán)過程將絕緣油中的乙炔、總烴循環(huán)過濾，但絕緣紙板的絕緣油熱油循環(huán)過程難以涉及。在100%總損耗負(fù)載試驗過程中，絕緣紙板中的乙炔和總烴滲透到絕緣油中，并在潛油泵的油循環(huán)作用下擴(kuò)散到整個箱體絕緣油中。
圖10 負(fù)載損耗測試結(jié)果3 過熱型缺陷
100%總損耗負(fù)載試驗過程中，對換流變開展紅外溫度檢測，發(fā)現(xiàn)網(wǎng)側(cè)1.1套管升高座附近油箱箱蓋與箱壁連接處存在嚴(yán)重發(fā)熱情況（如圖11所示），達(dá)到92.2℃，明顯高于換流變其他位置的溫度以及正在運行的同類型換流變相同位置的溫度。
檢查發(fā)現(xiàn)產(chǎn)生熱點的原因為：頂部箱沿螺栓絕緣套性能下降，在漏磁作用下產(chǎn)生過熱。采用加裝引流線的方式進(jìn)行處理（如圖12所示），處理后再次開展12h 100%總損耗負(fù)載試驗，相同位置溫度下降至49.7℃（如圖13所示），基本消除了熱點缺陷，處理措施非常有效。
圖11 換流變熱點的溫度分布
圖12 缺陷處理措施-加裝引流線
圖13 處理后的熱點位置溫度分布4 結(jié)論
本文針對超高壓換流變開展現(xiàn)場長時空載和100%總損耗負(fù)載試驗，對試驗原理、試驗設(shè)備參數(shù)、試驗現(xiàn)場實施進(jìn)行了探究。
長時空載試驗中間變壓器采用對稱加壓（低壓側(cè)反向并聯(lián)，高壓側(cè)串聯(lián)）的方式，100%總損耗負(fù)載試驗采用并聯(lián)加壓（低壓側(cè)并聯(lián)，高壓側(cè)并聯(lián)）的方式，整合兩項試驗中間變壓器的功能需求，減少了中間變壓器的數(shù)量和容量。創(chuàng)造性的采用改造濾波器電容塔的形式，解決了無功補償容量大和補償精度要求高的難題，有效減小了試驗用電源的容量。
空載損耗測量結(jié)果與出廠值的偏差為+1.24%，無明顯變化，表明換流變鐵心無明顯缺陷。100%總損耗負(fù)載試驗過程發(fā)現(xiàn)局部熱點溫升異常情況，檢查分析熱點原因為頂部箱沿螺栓絕緣套性能下降，在漏磁作用下產(chǎn)生過熱。采用加裝引流線的方式進(jìn)行處理，相同位置溫度從92.2℃下降至49.7℃，熱點缺陷得到有效消除。
