岳明明　李曉溪　劉釗　胡嘉　劉洋洋

摘 要

介紹了一起由相對介質(zhì)損耗及電容量帶電測試發(fā)現(xiàn)的110kV電流互感器初期受潮缺陷。對故障電流互感器進(jìn)行了油色譜試驗(yàn)、絕緣電阻試驗(yàn)、主絕緣全壓介損及電容量測試、末屏介損及電容量測試以及主絕緣局部放電測試，通過綜合分析得出故障主要原因并提出了處理防范措施。

【關(guān)鍵詞】相對介質(zhì)損耗及電容量帶電測試 受潮缺陷 電流互感器 油色譜試驗(yàn)

帶電檢測一般是通過便攜式檢測儀器對變電站內(nèi)運(yùn)行設(shè)備進(jìn)行狀態(tài)量的現(xiàn)場檢測，其相對于停電例行試驗(yàn)來說具有投資小、無需停電、更精確反應(yīng)設(shè)備運(yùn)行時狀況等優(yōu)點(diǎn)。目前省公司開展的帶電測試項(xiàng)目主要有電流互感器相對介質(zhì)損耗因數(shù)及電容量測試、避雷器泄漏電流測試、特高頻及超聲波局部放電檢測技術(shù)。而其中以電流互感器相對介質(zhì)損耗因數(shù)及電容量測試發(fā)現(xiàn)的缺陷最多。

1 故障基本情況

2013年6月19日工作人員在對某110kV變電站進(jìn)行電流互感器帶電測試時，發(fā)現(xiàn)172間隔C相電流互感器相對介質(zhì)損耗因數(shù)（相對介損）值異常。172間隔C相電流互感器基本參數(shù)如下，型號：LCWB6-110W3；出廠日期：2006年12月；投運(yùn)時間：2008年1月。

172間隔電流互感器帶電測試的數(shù)據(jù)為：ABC三相CT相對介損分別為0.24%、0.22%、0.55%；三相電容量比值為1.01、1.06、1.02。 172間隔電流互感器相對介損值的測量是以102-2間隔電流互感器為參考進(jìn)行的。102-2間隔最近一次停電例行試驗(yàn)是在2010年進(jìn)行的，其數(shù)據(jù)為：三相CT相對介損分別為0.24%、0.22%、0.248%；三相電容量分別為815.2 pF、813.4 pF、858.0 pF。在2010年172間隔CT介質(zhì)損耗和電容量測試數(shù)據(jù)為： 三相相對介損分別為0.237%、0.24%、0.232%；三相電容量分別為829.2 pF、865.7 pF、875.6 pF。

根據(jù)2010年停電數(shù)據(jù)，將173間隔相對介損換算為絕對值可以得到C相介損絕對值0.798%遠(yuǎn)大于 A相0.480% 與B相0.442%的介損值，接近《輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗(yàn)規(guī)程》所要求的警示值0.8%，并且與2010年歷史數(shù)據(jù)對比C相介損增量為243.96%。由此可見172間隔C相相對介損存在明顯異?，F(xiàn)象。

2 故障分析

2.1 油化試驗(yàn)情況

次日，油化工作人員對172間隔電流互感器進(jìn)行帶電取油樣分析，C相油色譜數(shù)據(jù)存在異常，其他兩相未見異常。具體情況如下。

172間隔電流互感器歷次油色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)見表1。

由以上數(shù)據(jù)可以看出：172間隔C相電流互感器在2013年6月20日的追蹤試驗(yàn)中測得氫氣、總烴含量已經(jīng)遠(yuǎn)超過了《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》規(guī)定的150μL/L與100μL/L的注意值，乙炔含量為0.61μL/L，雖未超過導(dǎo)則要求的2μL/L的警示值，但是它的出現(xiàn)說明設(shè)備內(nèi)部可能存在放電或高溫過熱。總烴的相對產(chǎn)氣速率達(dá)到3494.99%/月，遠(yuǎn)大于10%/月的注意值。油中微水值較上次測量增長50%，但并未超過規(guī)定25μL/L的注意值。進(jìn)一步通過“三比值”法確定缺陷類型，通過計(jì)算可得三比值編碼為100，初步判斷為設(shè)備內(nèi)部存在低能量放電性故障。

2.2 更換后停電試驗(yàn)

2013年6月24日工作人員對將172間隔C相電流互感器進(jìn)行退運(yùn)、更換。隨后為了確定故障原因，對該退運(yùn)電流互感器進(jìn)行了全面高壓試驗(yàn)。試驗(yàn)項(xiàng)目有：絕緣電阻測試、主絕緣全壓介損及電容量測試、末屏介損及電容量測試和主絕緣局部放電測試。試驗(yàn)時溫度為32℃，濕度60%。

2.2.1 絕緣電阻測試

絕緣電阻試驗(yàn)需要考察的部位包括主絕緣、末屏絕緣以及二次絕緣，測試結(jié)果為：主絕緣50000 MΩ；末屏絕緣2500 MΩ；二次絕緣2500 MΩ。根據(jù)規(guī)程判斷，主絕緣、末屏絕緣以及二次線圈絕緣均無異常

2.2.2 全壓介損試驗(yàn)

全壓介損試驗(yàn)的試驗(yàn)電壓包括10kV、30kV、50kV、73kV，根據(jù)所得數(shù)據(jù)繪制介損隨電壓變化曲線，結(jié)果見圖1。

圖中紅線系列2為降壓測試值，藍(lán)線系列1為升壓測試值。全壓介損結(jié)果顯示，在最高運(yùn)行相電壓Um/√3（73kV）下該電流互感器介損值為0.905%，較10kV介損增長0.373%，國家電網(wǎng)公司輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗(yàn)規(guī)程的規(guī)定，測量電壓從10kV到Um/√3介質(zhì)損耗因數(shù)增量不得大于0.3%（警示值），該設(shè)備介損增長超過規(guī)定值，電容量增量未見異常。并且該曲線形狀、走勢與絕緣介質(zhì)受潮后的全壓介損圖譜相吻合?？梢猿醪脚袛嘣摴收峡赡苁怯捎诮^緣受潮引起的。

2.2.3 末屏介損測試

設(shè)備末屏介損及電容量測試是在2kV的試驗(yàn)電壓下進(jìn)行的，所得試驗(yàn)數(shù)據(jù)為：介損值0.895%；電容量1319 pF。試驗(yàn)結(jié)果無異常。

2.2.4 局部放電測試

對主絕緣進(jìn)行局部放電測試，測試結(jié)果為：起始電壓44kV；熄滅電壓30kV；1.2Um/√3下放電量為2200 pC。

局部放電測試結(jié)果顯示，該設(shè)備在1.2Um/√3電壓下放電量達(dá)到2200pC，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過國家電網(wǎng)公司輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗(yàn)規(guī)程規(guī)定的20pC的注意值；起始放電電壓為44kV，且放電量迅速增長，熄滅電壓為30kV。放電圖譜波形與典型圖譜比較，接近于油紙絕緣介質(zhì)受潮后局放圖譜。

2.3 外觀及解體檢查

現(xiàn)場外觀檢查時，發(fā)現(xiàn)故障電流互感器油位不可見，但無滲漏點(diǎn)，分析為由于內(nèi)部放電導(dǎo)致設(shè)備內(nèi)部溫度升高，從而引起油位超過上限所致。隨后檢修人員對故障電流互感器進(jìn)行解體檢查，未發(fā)現(xiàn)明顯放電痕跡及受潮點(diǎn)。

2.4 結(jié)論

結(jié)合停電、帶電試驗(yàn)結(jié)果以及設(shè)備解體情況，初步分析該設(shè)備內(nèi)部存在由受潮所致的放電性缺陷。故障原因是設(shè)備主絕緣受潮，導(dǎo)致帶電、停電主絕緣介損測試值超標(biāo)，但該設(shè)備絕緣屬于輕微受潮階段，設(shè)備絕緣內(nèi)部并未產(chǎn)生明水，水分子呈游離狀態(tài)，所以設(shè)備電容量未超標(biāo)，主絕緣電阻變化不明顯，解體時并未發(fā)現(xiàn)明顯受潮點(diǎn)。侵入主絕緣的水分處于電場較強(qiáng)位置從而產(chǎn)生局部放電，引起設(shè)備內(nèi)部溫度升高，造成油位上升。

3 防范措施

該故障設(shè)備已經(jīng)退出運(yùn)行。為防止此類缺陷的再次發(fā)生，應(yīng)該對本地區(qū)所轄所有同廠同批次設(shè)備，通過帶電相對介損及電容量測試以及帶電油色譜試驗(yàn)進(jìn)行逐一排查。同時應(yīng)該加強(qiáng)對110kV級以上電壓等級電流互感器赴廠質(zhì)檢驗(yàn)收。

4 結(jié)束語

電力系統(tǒng)中設(shè)備的絕緣受潮缺陷是最常見的分布性缺陷之一。由于設(shè)備密封不良，潮氣侵入，在長期運(yùn)行電壓的強(qiáng)電場作用下，會造成絕緣性能下降。但是受潮初期水分子呈現(xiàn)游離狀態(tài)并未產(chǎn)生明水，此時設(shè)備的絕緣電阻測試值以及電容量未必超標(biāo)，但是此種受潮初期缺陷可以通過油色譜試驗(yàn)、介質(zhì)損耗以及局部放電試驗(yàn)反映出來。電力系統(tǒng)生產(chǎn)中發(fā)生的缺陷故障是復(fù)雜多樣的，這就要求運(yùn)行檢修人員應(yīng)該充分相信帶電測試技術(shù)的精確度和成熟度，并具有綜合分析缺陷故障的能力。

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作者簡介

岳明明（1994-），女，主要從事電氣工程及其自動化方面的研究。

作者單位

1. 南華大學(xué) 湖南省衡陽市 421000

2. 國網(wǎng)河北省電力公司保定供電分公司 河北省保定市 071000

3. 國網(wǎng)河北省電力科學(xué)研究院 河北省石家莊 050021