王安全，胡艺馨，李志龙，肖烨辉

（国网上海市电力公司检修公司直流运检中心，上海 201708）

0 引言

南桥换流站（以下简称南桥站）的换流变套管油中部分采用瓷套结构，自1989年投运至今，暴露出设计和制造工艺上存在诸多问题。为了彻底消除套管隐患，确保葛南直流的安全和稳定运行，经国家电网公司与组织多方专家论证，决定对所有套管进行更换，并列为国家电网公司重点关注的大型技改项目。

1 换流变与套管概况

南桥站共有7台换流变，6台运行，1台备用。换流变为单相三绕组式，德国TU产品（后被西门子收购），1986年生产，1989年投运。每台换流变有6支套管，如图1所示。

图1 换流变及套管

换流变1.1套管和1.2套管为F＆G（中国）电气有限公司生产的装于交流网侧的充油式套管；2.1套管和2.2套管为阀侧星形绕组套管，有F＆G（中国）电气有限公司生产的装于阀侧的星形绕组油纸直流套管，也有德国HSP高压电瓷设备公司生产的装于阀侧的油纸直流套管；3.1套管和3.2套管为F＆G（中国）电气有限公司生产的装于阀侧的三角绕组油纸直流套管。2.1套管与2.2套管均为20世纪80年代产品，油纸直流套管的油中部分采用瓷套，有油、纸和瓷套三种绝缘介质。由于瓷套电阻率较大，所以承受沿面电场强度也较高，且瓷套自身的沿面耐受能力差，易积聚空间电荷，长期处在交、直流复合场强下，一旦介质劣化和衰变，容易造成沿面放电。

在20世纪90年代初，国外已对该类套管设计进行了改进，取消了油中瓷套，通过减少介质界面，提高套管可靠性。国内除葛南直流工程外，已经不再使用该类套管。近期该类套管发生多起故障，暴露出设计与制造工艺上存在诸多不足。

2 油纸直流套管故障分析

2.1 现场检查

发生故障后现场检查发现，极ⅠA相换流变本体顶盖及左侧底部出现漏油，阀侧Y接上部套管（编号为2.1）顶部外罩鼓起。吊出套管后，发现套管根部均压球（高压端）、套管法兰内侧和升高座内侧有明显放电痕迹，如图2所示，电容芯整体完好。

图2 套管根部均压球放电点

2.2 保护动作记录与故障录波分析

2013年1月31日5：34，极Ⅰ保护系统发“换流器差动保护Ⅱ段动作”、“Y桥差动保护Ⅲ段动作”、“比率差动”保护动作，A相换流变重瓦斯跳闸信号，极Ⅰ直流闭锁。故障前直流系统双极功率为460 MW，保护涉及到电气量和非电量两类，如图3所示。

根据事件记录（参见图4）与故障录波图（参见图5）可见，05：34：51：444发生故障，极ⅠA、B系统首先检测到换相失败，换流器差动保护的差动电流有效值达到1.791 k A，超过差动保护Ⅱ段定值240 A，保护动作，极Ⅰ闭锁；在后续8 ms内，换流变Y桥差动电流约为7 k A，保护动作；换流变比率额定差动电流达到1.521，超过定值0.51，保护动作。结合保护动作状况与故障录波，初步认为极Ⅰ换流变A相阀星侧绕组套管流变附近存在接地故障。

图3 涉及保护及其TA配置

图4 事件记录

图5 故障录波

2.3 油色谱测试

故障发生后，对故障的极Ⅰ换流变A相和非故障的换流变B、C相本体取油样分析，以及做其他电气常规试验。试验结果表明极ⅠA相换流阀触发导通试验合格，B、C相换流变试验合格，A相电气试验状况显示绕组绝缘电阻明显下降，铁心夹件绝缘正常。

油化性能检测方面，异常发生后油色谱测试数据如表1所示。

表1 极Ⅰ换流变油色谱测试数据 μL／L

从表1数据可以看出，极Ⅰ换流变A相相关气体含量均已严重超标，乙炔达到297.5μL／L，表明极Ⅰ换流变A相出现内部放电故障，极ⅠB、C相气体含量均在正常范围。极Ⅰ所有阀侧套管（除故障套管外）进行油色谱分析试验结果正常。极Ⅰ换流变套管B、C相末屏对地介损试验结果正常。

3 故障原因分析

通过检查故障换流变及分析故障波形，认为造成换流变差动动作的主要原因是2.1套管发生故障，1.791 k A短路电流引发相关保护动作，保护动作正确。

通过检查故障套管与技术分析，找到了放电点。放电通道从瓷套下部的高压端部内表面处，向套管接地法兰处放电，形成贯穿性通道，造成下瓷套爆裂，导致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。套管实物放电示意图，如图6所示。

图6 套管实物放电示意

对造成阀侧2.1套管的故障原因，进行了逐一排查和分析。

1）通过对故障换流变进行试验与检查，除受污染外，未发现其他异常，排除了换流变老化或者异常引发套管故障，而是套管自身发生了故障。

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

3）套管运行中油压力指示正常。如果套管漏油，应该上瓷套部位先发生故障，现为下瓷套部位发生故障，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，进水可能性极小，而且故障后介损试验正常，可排除受潮而引起故障的可能性。

综上分析，并从套管放电发生的部位是套管底部沉淀物易集中区来看，初步判断本次套管故障原因，可能是长期运行中产生的衍生物、分解物、溶解物等导致了介质劣化，进而造成了场强畸变，导致套管故障。

4 调换方案建议

从这次故障可以看出，油纸直流套管在结构设计上存在缺陷，建议整体更换为油纸SF6气体套管（ABB公司技术）或者胶纸SF6气体套管（HSP公司技术），这两种套管目前使用量大，而且运行业绩良好。

为此，建议先对南桥站极Ⅰ换流变C相阀星侧套管、阀角侧套管以及网侧套管，共计5支，进行调换，整个调换过程包括换流变拖出、新套管现场试验、换流变带老套管做局放试验、油处理、新旧套管调换拆装、常规电气试验、换流变带新套管做局放试验、二次配合工作和阀厅墙体封堵等八大项内容。

若采用SF6气体套管，根据《国家电网公司防止直流换流站单、双极强迫停运二十一项反事故措施》的要求，应对套管的SF6密度继电器配置三副独立的跳闸接点，按照“三取二”原则出口，3个开入回路要独立，不允许多副跳闸接点并联上送，“三取二”出口判断逻辑装置及电源应冗余配置。

5 结语

油纸直流套管由于其本身的结构设计缺陷，当前在高压直流输电中的在运数量已非常少，通过对它在实际应用中发生的故障分析，证实了油纸直流套管自身存在介质容易劣化、衰变等问题，严重影响换流站的安全和稳定运行，因此对具备更换条件的套管一定要进行调换，对暂时无法调换的套管，应采取相应的安全措施，加强红外测温和超声波放电检测，避免事故再次发生。