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某换流站某台换流变于2021年1月20日离线油色谱数据（CH4、H2、C2H6、C2H4、C2H2、总烃、CO、CO2数值分别为2、3、0.1、0.2、0、3.3、24、96ul/l），2021年2月10日在线油色谱显示乙炔突增至0.9ul/l并保持稳定后，测得离线油色谱数据（CH4、H2、C2H6、C2H4、C2H2、总烃、CO、CO2数值分别为4、4、0.2、0.3、1.1、5.6、27、102ul/l）。请分析该台换流变存在的故障类型。（三比值编码规则如下：（1）气体比值范围＜0.1时，C2H2/C2H4=0、CH4/H2=1、C2H4/C2H6=0；（2）0.1≤气体比值范围＜1时，C2H2/C2H4=1、CH4/H2=0、C2H4/C2H6=0；（3）1≤气体比值范围＜3时，C2H2/C2H4=1、CH4/H2=2、C2H4/C2H6=1；（4）气体比值范围≥3时，C2H2/C2H4=2、CH4/H2=2、C2H4/C2H6=2。故障类型判断方法如下：（1）C2H2/C2H4：CH4/H2：C2H4/C2H6=0:1:0时，局部放电，对应高温、气隙、毛刺、杂质等所引起的低能量密度的放电；（2）C2H2/C2H4：CH4/H2：C2H4/C2H6=2:（0、1）:（0、1、2）时，低能放点，对应不同电位之间的火花放电；（3）C2H2/C2H4：CH4/H2：C2H4/C2H6=2:2:（0、1、2）时，低能放电兼过热，对应不同电位之间的火花放电；（4）C2H2/C2H4：CH4/H2：C2H4/C2H6=1:（0、1）:（0、1、2）时，电弧放电，对应线圈匝间、层间放电、相间闪络等。）

某换流站某台换流变于2018年1月正式投运，2019年1月年度检修时开展网侧绕组直流电阻测试，测试时油温为45℃，在1、15、29分接测得直流电阻分别为179.77、161.73、179.85mΩ，对应的油温35℃下出厂试验阶段测得的直流电阻分别为172、154.6、171.8mΩ，请核对换流变直流电阻测试数据是否满足标准要求。

某站现场检修人员开展换流变压器在线监测状态量分析时，发现某台换流变压器阀侧套管压力异常，经检测发现套管本体充气接头断流阀区域存在SF6泄漏，停电检查确认故障位置为换流变压器阀侧套管SF6导气管端部接头。针对上述问题请问你有哪些措施？

某换流站某台换流变于2018年1月正式投，网侧高压套管选用油绝缘套管，2019年年度检修，对该套管开展绝缘电阻测试，末屏对地、套管主绝缘绝缘电阻分别为100MΩ、100MΩ，请问套管绝缘电阻是否满足标准要求。

某换流站极Ⅰ换流变B相阀侧高压套管后台监视系统发出电压波形异常告警，波形显示局部畸变；末屏电压在线监测数据持续漂移，数值在0.3~0.8kV间无规律波动（额定稳定值0.5kV±0.05kV）；后台同步弹出套管末屏状态异常报文，就地检查发现末屏接线盒处有连续轻微“滋滋”电晕异响；换流变本体无重、轻瓦斯保护动作信号，SF₆压力、油位、油温等参数均显示正常。（1）结合后台报文、在线监测数据及就地异常特征，分析本次故障类型及可能成因？（2）如阀侧高压套管末屏接地有轻微烧蚀，应如何开展检查和检修工作？（3）开展末屏接线盒开盖检查、绝缘回路排查及故障处置作业时，存在哪些关键作业风险，应采取哪些具体预控措施？（4）结合本次故障，制定阀侧高压套管末屏管理提升措施？

B3：某站2018年6月21日，离线油色谱监测发现极I Y/D-B相换流变压器总烃（∑CH）含量开始出现异常增长，达到143.0μL/L。7月18日，总烃（∑CH）含量增长至304.0μL/L，超过150μL/L注意值。9月14日，总烃（∑CH）增长至838.1μL/L，乙炔（C2H2）含量也增长至1.1μL/L，大于1μL/L注意值。停电检修后，对换流变压器开展直流电阻、绝缘电阻等例行试验，试验结果未发现异常。对换流变压器开展现场排油内检，对油箱内壁、螺栓、铁心夹件接地连接、上铁轭表面、夹件、外围屏、上下部公共端圈、绕组出线区域、引线表面、有载开关引线、有载分接开关选择开关触头等进行重点排查，均未发现异常。对故障换流变压器返厂开展解体检查，发现靠近阀侧套管侧柱2阀侧线圈导线存在断线，故障点位于绕组上部第7段线饼；导线为四组合导线，剥开绝缘后发现第2股导线断口间的烧结物脱落，出现长约25mm的断口；第1股导线也发生了断裂；第3股导线表面绝缘纸受到高温影响发黑变色；第4股导线无发黑现象。故障设备基本情况：换流变压器为瑞典ABB公司生产，产品型号为TCH146DR，故障前已运行12年。 1.结合本次换流变的设备参数、运行工况及油色谱数据，分析本次故障原因？ 2.本次故障发生后，如依据147号文启动应急处置流程，请简述从在线油色谱告警到设备紧急停运的处置流程？ 3.针对本次故障，现场开展排油内检作业时，需重点防控哪些作业风险？并制定对应的具体预控措施。 4.请结合本次导线焊接缺陷引发异常产气故障制定换流变管控提升措施。

请分析该台换流变存在的故障类型。

请核对换流变直流电阻测试数据是否满足标准要求。

针对上述问题请问你有哪些措施？

请问套管绝缘电阻是否满足标准要求。

某换流站某台换流变于2018年1月正式投运，2019年年度检修，对换流变本体开展离线油色谱分析时，CH4、H2、C2H6、C2H4、C2H2、总烃数值分别为10、160、15、20、0、45ul/l，请问各特征气体含量是否在注意值范围内？

某换流站某台换流变于2018年1月正式投，选用ABB绝缘油灭弧式有载分接开关，2019年年度检修，对分接开关油室绝缘油开展油样分析，击穿电压为50kV，微水为10ul/l，请问分接开关油室变压器油样指标是否满足运行要求？

某站换流变压器阀侧套管过渡接头过热后，碳化物使电容芯子表面污染，后续发生闪络导致套管损坏，保护动作闭锁。针对该套管有哪些建议？

某站换流变投运以来，存在不同程度的总烃及氢气增长，返厂解体后发现阀侧引线接线端子冷压连接工艺质量不良，同时阀侧引线水平屏蔽管内部油流不畅，引发过热产气。针对此类问题应当采取哪些措施。

迎峰度夏期间，某变压器套管存在红外检测异常现象。相应的图谱特征如图1所示，图中套管自左向右依次为A、B、C三相，各发热点温度统计如表1所示(其中现场参考体（环境）温度为20 ℃)。试参照DL/T 664-2016 《带电设备红外诊断应用规范》分析数据异常情况、判断可能存在缺陷及性质（严重等级）、引起缺陷的可能原因、并提出停电后相应的针对性处理建议。

某换流变压器网侧套管在检修后充电时发现末屏有放电声，停电检查发现套管末屏有放电痕迹，套管末屏接地型式类似雷诺尔结构（运行状态：弹簧将金属套顶紧引线柱，末屏→引线柱→金属套→套管外壳→大地，形成可靠接地回路，防止悬浮电位），接地圈未弹出，请分析设备缺陷原因，并提出处理意见。

2016年06月02日10:24，某换流站事件记录发:极1Y/D换流变变压器B相本体轻瓦斯产生，极1换流变保护C保护动作产生，极1换流变本体保护屏F302P角变B相本体瓦斯跳闸，极1换流变本体保护屏F301P角变B相本体瓦斯跳闸，5021、5022开关跳闸，极1闭锁。现场检查，发现靠油枕侧电缆保护套从电缆槽盒中脱落，拆下防雨罩，打开瓦斯继电器盖板，检查发现接线盒内严重积水。该事件暴露了什么问题？可采取何种提升措施？

2011年03月13日23:22，某直流系统极1换流变YYC相本体重瓦斯动作，极1直流系统闭锁。现场检查极1换流变Y/YC相外观检查无异常，本体瓦斯继电器上浮球处于上观察窗上部，下浮球处于下观察窗中下部。换流变色谱分析结果均正常。对该台换流变进行网侧绕组及套管绝缘电阻、直流电阻、电容值、介损等电气试验，将试验结果与出厂、交接试验报告比对分析,认定试验结果合格。对动作的本体瓦斯继电器进行外观检查，从观察窗可见下浮球已落至底部，但观察不到挡板。拆下该瓦斯继电器,发现下浮球异常重、外观颜色较上浮球略深，静置摆放发现有油迹渗出，变压器油渗入下浮球。对下浮球进行详细检查，发现渗油点位于中缝处。结合换流变本体瓦斯继电器动作原理，分析故障原因。

某换流站有载分接开关油流继电器跳闸导致极闭锁，原因为磁铁与干簧接点间装配距离不满足要求，同时油流继电器挡板与磁铁传动的活动接触部分螺纹耐磨损能力不够，在长期运行振动且在特殊条件下挡板振幅加大导致接点误动作。针对此类问题你认为应当在产品设计阶段对非电量保护器件采取哪些措施。

某换流站增加BOX-in后加长了冷却器油路管道，但未对油流继电器保护动作定值重新进行计算整定，后有载分接开关频繁动作后导致保护误动。针对类似问题应采取什么措施？

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