500 kV電容式電壓互感器介損及絕緣數(shù)據(jù)異常缺陷分析與處理

曾 智

（南方電網(wǎng)超高壓輸電公司梧州局，廣西 梧州 543002）

0 引 言

電容式電壓互感器（Capacitive Voltage Transformer，CVT），是由電容分壓器和電磁單元組成的具有獨特結(jié)構(gòu)的電器設(shè)備，除具有電磁式電壓互感器的作用外，還可以兼作耦合電容器。其在現(xiàn)場應(yīng)用過程中具有顯著的優(yōu)勢，例如重量相對較輕、使用壽命較長、測量精度高、可靠阻尼鐵磁諧振等，但是由于受設(shè)計水平、生產(chǎn)工藝等多重因素的影響，故障率相對高于常規(guī)的電壓互感器[1-10]。本文對一起因絕緣及介損不合格導(dǎo)致的500 kV電容式電壓互感器缺陷進行了分析，并簡單闡述了分析過程、判別方法，對同類故障實例進行分析總結(jié)。

1 故障案例

1.1 現(xiàn)場預(yù)試分析

南網(wǎng)某500 kV變電站#1B主變在停電檢修期間，試驗人員按照預(yù)試定檢計劃對變電站#1B主變相關(guān)一次設(shè)備開展預(yù)防性試驗工作。預(yù)試過程中發(fā)現(xiàn)，#1B主變500 kV側(cè)CVT B相C2介損值超標、絕緣不合格。此次預(yù)試測得C2介損為0.587%，絕緣5 MΩ；介損值不符合Q/CSG1206007-2017《電力設(shè)備檢修預(yù)試規(guī)程》中13.4項第16條介損應(yīng)小于0.2%的規(guī)定，絕緣值不符合Q/CSG1206007-2017《電力設(shè)備檢修預(yù)試規(guī)程》中13.4項第17條應(yīng)大于100 MΩ的要求。本次試驗數(shù)據(jù)如表1所示[11]。

表1 電容量及介質(zhì)損耗因數(shù)試驗數(shù)據(jù)

1.2 缺陷處理過程

按照南網(wǎng)缺陷定級標準，電壓互感器絕緣不合格屬于重大缺陷。該CVT型號為TYD3 500/√3-0.005H，2008年投運，運行年限已超過十年。經(jīng)評估，決定對變電站#1B主變500 kV側(cè)CVT B相進行更換。因此次檢修任務(wù)不包含該項作業(yè)任務(wù)，工作人員填寫了新的檢修申請單，內(nèi)容為變電站#1B主變500 kV側(cè)CVT更換。當日總調(diào)許可此檢修單開工，檢修人員利用備品對#1B主變500 kV側(cè)CVT B相進行了更換，并在次日完成更換及試驗工作。設(shè)備預(yù)試結(jié)果滿足公司相關(guān)反措以及Q/CSG1206007—2017《電力設(shè)備檢修預(yù)試規(guī)程》等相關(guān)規(guī)程中的要求，試驗合格。

1.3 絕緣油油化分析

B相絕緣油色譜分析數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 B相絕緣油色譜分析數(shù)據(jù)

故障CVT更換下來后，試驗人員取油樣進行了色譜分析與微水分析。從表2中可以明顯看出，氫氣含量已經(jīng)超過注意值（150 μL/L），運用特征氣體法分析，CVT內(nèi)部可能存在放電性故障，導(dǎo)致油在高溫下分解出大量氣體。利用改良版三比值法分析特征氣體，比值為：

根據(jù)編碼規(guī)則，其組合為（0、1、0），初步判斷電容式電壓互感器內(nèi)部發(fā)生了由高濕度、高含氣量引起油中低能量密度的局部放電。低能局放通過離子反應(yīng)使油中C—H鍵（338千焦/摩爾）斷裂，具體現(xiàn)象為油中氫氣含量的增多。

利用庫倫法測定絕緣油內(nèi)部水分含量，試驗結(jié)果如表3所示。從表3中可以看出，B相水分含量為54.8 mg/L，超出注意值。

表3 絕緣油微水含量測試數(shù)據(jù)

故障CVT油化試驗中，油中氫氣含量、微水含量均發(fā)現(xiàn)超標，說明設(shè)備內(nèi)部可能已經(jīng)受潮。

查看歷年缺陷記錄，發(fā)現(xiàn)設(shè)備曾經(jīng)發(fā)生過類似缺陷：3年前發(fā)現(xiàn)B相下節(jié)的絕緣值偏低，介損偏大，取油樣做耐壓試驗得耐壓值為24.8 kV，低于廠家≥30 kV的要求。當時經(jīng)廠家建議已對該相CVT進行更換絕緣油處理，處理后試驗得C2介損0.066%，C2末端絕緣1 400 MΩ，試驗結(jié)果合格，缺陷消除。

2 原因分析

綜合油色譜試驗分析數(shù)據(jù)、微水分析數(shù)據(jù)、預(yù)試數(shù)據(jù)與歷年缺陷分析，判斷該CVT出廠品控不嚴，CVT下節(jié)存在密封不嚴缺陷，在長期運行下導(dǎo)致缺陷進一步發(fā)展，進水受潮，絕緣降低。

3 絕緣異常故障典型實例原因分析

3.1 典型故障實例一

某500 kV變電站運維人員巡視時發(fā)現(xiàn)，某線A相CVT油位指示超出觀察窗劃線最高位，下節(jié)電容器與中間電磁單元的密封處冒氣泡。停電試驗發(fā)現(xiàn)該相CVT電容、介損測量值正常但絕緣電阻測量值不到1 MΩ。打開放油閥后流出油水混合物。返廠解體后發(fā)現(xiàn)，中間電磁單元內(nèi)的油面仍然很滿，電磁單元變壓器鐵心表面有多處銹蝕（最大銹斑面積約10 cm2）。綜合分析該設(shè)備由于裝配工藝不良，底座密封不嚴，致使運行過程中電磁單元進水受潮，導(dǎo)致絕緣降低。

3.2 典型故障實例二

某220 kV線路CVT在預(yù)試過程中，發(fā)現(xiàn)C2電容值僅為銘牌的一半，tanδ測量值為25%，絕緣電阻測量值為零。經(jīng)檢查，CVT外觀無異常，端子接線正常，初步分析，預(yù)試數(shù)據(jù)不合格原因為CVT內(nèi)部發(fā)生受潮。檢修人員將故障CVT進行解體，發(fā)現(xiàn)電磁單元油箱法蘭處螺栓存在松脫現(xiàn)象，油箱內(nèi)部有銹斑，并且絕緣油受到污染，為渾濁狀。綜合解體檢查情況與電氣試驗數(shù)據(jù)分析，判斷CVT由于密封不嚴，導(dǎo)致運行過程中外界潮氣和水分進入電磁單元致使設(shè)備內(nèi)部絕緣水平急劇降低。經(jīng)更換絕緣油與箱體烘干處理工藝去除箱體內(nèi)部水分后，CVT重新組裝并進行高壓試驗，試驗結(jié)果合格，缺陷消除。

3.3 典型故障實例三

某500 kV線路CVT在預(yù)試過程中，發(fā)現(xiàn)A相下節(jié)介損測試不能正常升壓，絕緣電阻測試值為0 MΩ?，F(xiàn)場檢查接線無誤，設(shè)備外觀無異常。將其解體后檢查發(fā)現(xiàn)電磁單元油箱內(nèi)部引線絕緣有破損現(xiàn)象，且有明顯放電后的碳化痕跡。推斷其在生產(chǎn)或施工環(huán)節(jié)由于工藝不良造成繞組引線破損，投運后故障進一步發(fā)展，最終造成對地放電?，F(xiàn)場用絕緣材料對引線外皮重新包扎處理后，測量絕緣合格。將CVT重新組裝后進行試驗，試驗數(shù)據(jù)均合格，設(shè)備恢復(fù)正常[12,13]。

4 故障防范措施

通過有針對性的定檢與維護，達到提前發(fā)現(xiàn)故障，阻止缺陷進一步發(fā)展，提高CVT運維可靠性與穩(wěn)定性的目的。針對以上幾個例子所暴露出來的共性問題，提出以下幾點運維建議：

（1）在日常維護定檢過程中運維人員應(yīng)規(guī)范開展專業(yè)巡維工作，確保設(shè)備巡視到位，提升專業(yè)巡維管理水平。CVT投運期間應(yīng)避免帶病運行，運維人員嚴格按照一站一冊及設(shè)備差異化運維要求定期檢查油位視察窗，查看電磁單元油位是否超出最高（低）點，檢查電磁單元連接處是否有肉眼可見的油氣冒出或油漬。

（2）檢修期間專業(yè)班組應(yīng)確認法蘭螺栓緊固無松動，油箱密封良好。規(guī)范開展設(shè)備檢修工作，堅持“應(yīng)修必修，修必修好”原則，以發(fā)現(xiàn)、消除隱患和缺陷為重點，恢復(fù)設(shè)備性能和延長設(shè)備使用壽命為目標。嚴格執(zhí)行公司制定的反事故措施，加強家族性缺陷管控并及時閉環(huán)，控制設(shè)備和電網(wǎng)風(fēng)險，提高設(shè)備健康水平。

（3）嚴格按照檢修試驗規(guī)程開展預(yù)試工作，堅持“應(yīng)試必試，試必試全”原則，試驗過程中發(fā)現(xiàn)CVT介損及絕緣數(shù)據(jù)異常應(yīng)引起重視，如懷疑試驗數(shù)據(jù)存在異常應(yīng)排除外部干擾并進行復(fù)測，并進行橫向與縱向?qū)Ρ确治?；對設(shè)備進行綜合診斷，診斷結(jié)果應(yīng)能互相印證，不單憑某項不合格數(shù)據(jù)斷定故障類型與位置；定位故障后及時處理。

5 結(jié) 論

綜上所述，本文針對某500 kV變電站#1B主變500 kV側(cè)CVT預(yù)試過程中介損、絕緣不合格重大缺陷，分析了導(dǎo)致該起缺陷的原因，并對同類典型故障進行了延伸討論，針對設(shè)備在運期間如何有效避免類似缺陷進一步發(fā)展給出合理的運維建議。