张东欣 王春阳
国网安徽省电力有限公司检修分公司 安徽合肥 230061
摘要：近年来，电力工程的发展迅速，我国直流输电工程项目飞速发展，其中特高压直流输电成为了超远距离输电的重要组成部分，2017年年底前我国已经有9条特高压输变电线路实现全部投产，未来国家电网公司还将继续加大特高压直流输电网建设力度。特高压换流变压器作为直流输变电线路上的重要组成部分，其自身运行的安全可靠性会对直流输变电线路的安全可靠运行造成直接影响，对于保证特高压直流输电网的稳定运行具有重要意义。电气设备的绝缘结构在设计上总会存在一些电气性能相对较薄弱的点，在场强较高的环境下设备会发生放电现象，但不会立即造成大的绝缘损坏，从而导致整个绝缘结构被贯穿性击穿。根据《高电压试验技术局部放电测量》（GB/T7354—2018）的定义：导体间绝缘仅被局部桥接的电气放电被称为局部放电，这种放电可以在导体附近发生，也可以不在导体附近发生。变压器局部放电测量试验是验证变压器产品绝缘水平的重要试验，可直接反映变压器产品内部绝缘的稳定性，对于保证变压器在长期工作电压下的运行状态具有重要作用。
关键词：直流偏磁；换流变压器；电流影响；抑制研究
引言
高压直流输电换流变压器零序保护原理应用于多端直流配电网时，因输配电系统拓扑结构及运行方式等因素的差异，该保护在特定条件下可能失去选择性而发生误动作。结合多端直流配电网的主接线拓扑和运行要求，研究了交直流侧的故障特征和传变机理，发现交流零序分量和直流零模分量在换流端间的相互传递是导致该问题的主要原因。随后，提出配置交流连接线路差动保护作为交流侧接地故障主保护，采用长延时的换流变压器零序保护作为整个直流场接地故障后备保护，且仅动作于报警的优化方案。
1存在问题
1．1分接开关级电压设计裕度小
换流变压器有载分接开关安装在换流变网侧绕组，调压级数达30多级，通过正反调压模式，实现高压侧大范围的调压，在中间分接位置时受调压绕组悬空端振荡电压的影响，有载分接开关对地处于较高绝缘水平。换流变压器的网侧绕组与750kV交流系统相连时，有载分接开关的级电压接近极限。目前，分接开关最大额定级电压5kV，对于交流电压为750/槡3kV的系统，现有的有载分接开关步长1．25%，无法满足其级电压的限制，因为其级电压750/槡3×1．25%×1000=5413(V)，大于最大值5kV。为了解决此问题，把分接开关的每级电压调整范围降低，则可以通过增加开关的级数来实现预期的调压范围。例如，把每级1．25%的调节范围调整为0．86%，那么级电压为750/槡3×0．86%×1000=3724(V)，小于最大值5kV，相应的额定电流可达到1．2kA。
1．2分接开关动作频繁
换流变压器在运行中为了维持直流工程定电压策略，分接头动作频繁，最多可达1万次/年，直流功率调整频繁，要求有载分接开关能在较多操作次数后依旧能满足少维护或高能量利用率的要求。换流变压器有载分接开关切换时所开断的电流不是交流正弦波波形，而是有较陡波形的方波，主触头在开断方波电流后在触头间的恢复电压也是有较陡波前的方波波形，这就要求绝缘介质能迅速恢复绝缘强度，以达到快速熄弧防止电弧重燃。换流变压器的运行工况非常复杂，其有载分接开关与普通电力变压器有载分接开关有较大区别，运行工况更加严苛，因此，开展换流变压器有载分接开关状态的在线监测及评估，对于减少有载分接开关故障、保证换流变压器安全运行具有重要意义。
2换流变压器零序保护优化配置
2.1?故障特征及保护配置概述
多端直流配电网拓扑结构及运行方式多样，并且大量电力电子换流设备的接入，都将影响系统的故障特征。为满足整体保护需求，实现保护功能无死区，故障可划分为：交流电网故障、换流器内部故障以及直流线路侧故障等。故障可能发生的位置涉及交流和直流配电网，再加上同时具有电源和负荷特性的分布式电源，交直流混联配电网的故障特征将变得更为复杂。鉴于此，根据不同的故障位置、类型以及持续时间，配置的保护出口方式包括：告警、闭锁换流器、跳断路器、启动失灵策略以及运行方式紧急切换等。其中，换流变压器零序保护的主要功能是保护本区域内接地故障。以下重点分析多端直流配电网交直流侧发生接地故障时，故障分量的分布、传递特征以及对换流变压器中性点零序保护动作行为的影响。
2.2换流变压器零序保护优化方案
零序保护通常分为零序电流保护和零序电压保护。任何一端交流连接线路发生接地故障时，零序电流的传变特性将导致三端VSC中性点均感应到零序电流分量。换流变压器零序电流保护将无法区分交流故障区域而失去选择性。直流线路侧任一点发生单极接地故障时，三端VSC的中性点同样能够感应到零模故障电流，换流变压器零序电流保护可反映整个直流场区的单极故障。由于多端直流配电网允许带单极接地故障持续运行一段时间，若换流变压器零序电流保护动作，导致断路器跳闸或换流器闭锁，必将影响供电可靠性及故障选线。传统的高压直流输电中，换流变压器零序保护的配置方法将不再适用于多端直流配电网。因此，本文提出适用于多端直流配电网的换流变压器零序保护优化配置原则为：零序保护不可作为反映换流变压器交流连接线接地故障的保护，需要重新优化配置具有选择性的保护原理。零序保护作为直流侧接地故障的后备保护，只能动作于报警，不能动作于闭锁或跳闸，且动作延时按躲过配电网中所有反映接地故障的保护动作时间整定。
2.3直流控制保护系统综合判断出口
当油色谱乙炔耐压值报警后可以初步判断分接开关存在内部放电或真空泡破损的情况。当切换开关油温小于－25℃时，可以判断绝缘油温度过低，存在绝缘油凝滞情况，影响分接开关内部绝缘;当切换开关油温大于125℃时，可以初步判断分接开关内部存在放电或者绝缘材料过热现象;当油流继电器流速异常可以判断油流管路中压力大，存在油流涌动。上述3个条件分别同非电量保护报警信号相与后，输出闭锁调压开关触发脉冲信号。在随后的局部放电测量时发现，在试验电压下变压器无局部放电信号，因此无法进行超声定位。只能通过油色谱数据对变压器故障进行分析。变压器油中溶解的气体主要是空气。新变压器在高压试验中、正常变压器在运行时，变压器油可能会产生微量或少量氢气、烃类气体、一氧化碳和二氧化碳。若变压器内部存在故障，就会产生较大量的上述气体，把这类气体称为故障特征气体。根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（GB/T7252—2001）的三比值法查表可知，上述情况属于低能放电兼过热的情况。根据该产品的油样数据得出以下结论：本次乙炔含量超标，是由内部存在局部放电缺陷导致，该缺陷与变压器运行时的负荷有关，应该是油中裸金属放电。根据乙炔含量可以推断出在变压器内部应该出现了比较明显的放电痕迹，可以以此发现故障点进行修复。
结语
换流变压器零序电流保护可作为整个直流场区接地故障的后备保护，但只可动作于报警不能动作于闭锁或跳闸，且动作时间按躲过直流配电网中所有反映接地故障的保护动作时间整定。
参考文献
［1］袁清云．特高压直流输电技术现状及在我国的应用前景［J］．电网技术，2005，29(14):1－3．
［2］袁志雄．浅谈电力变压器油质劣化原因和防范措施［J］．青海电力，2006，25(4):50－52．