汪曉明，何 萍，童軍心，晏年平

（1.國網江西省電力公司，江西南昌 330077；2.國網江西省電力公司檢修分公司，江西南昌 330096；3.國網江西省電力科學研究院，江西南昌 330096）

0 引言

電容式電壓互感器與電磁式電壓互感器相比，具有絕緣性能好，耐壓水平高，不易與斷路器斷口電容產生諧振、生產成本低、可兼作高頻通信等諸多優(yōu)點，在高壓電網得到廣泛的應用。但近年來，電容式電壓互感器故障的發(fā)生相對頻繁，國內已發(fā)生了多起電容式電壓互感器故障[1-4]，嚴重威脅了電網的安全運行。近期，在某220 kV 變電站又發(fā)生了一起220 kV電容式電壓互感器內部電磁單元絕緣擊穿燒損故障。電容式電壓互感器在運行中的安全問題再次引起大家的注意。

1 事故經過及情況介紹

2012年12月6日，天氣晴朗，某220 kV 變電站X線在完成綜合自動化改造恢復運行的過程中，發(fā)現(xiàn)A相電容式電壓互感器（以下簡稱設備1）二次繞組無電壓輸出。設備1：設備產品型號TYD220/√3-0.005H，2009年9月生產，2009年11月投運，系國內某廠家生產。2011年例行試驗各項試驗結果無異常。

現(xiàn)場對設備1 進行了電容單元電容量及介質損耗、各分壓電容對地絕緣電阻、二次繞組對地絕緣電阻、二次繞組直流電阻、電磁單元油色譜及水分分析等相關試驗，發(fā)現(xiàn)電磁單元油色譜及水分分析測試結果異常，數(shù)據(jù)見表1，其他試驗測試結果無異常。

表1 絕緣油檢測數(shù)據(jù)

對設備1 電磁單元解體檢查，發(fā)現(xiàn)絕緣油渾濁，散發(fā)出焦味。油箱底部存在大量的水，電磁單元箱壁、中間變壓器鐵心及夾件、補償電抗器鐵心等部位銹蝕嚴重。拔出中間變壓器一次線圈及二次線圈，線圈底部絕緣紙板對應一次線圈部位有一圈放電燒蝕痕跡，其中以靠近下鐵軛部位尤為明顯。剝開一次線圈最外部絕緣層，一次高壓引線與繞組漆包線之間匝間及層間絕緣已被擊穿，大面積燒損，見圖1。大量硅鋼片嚴重變色，存在銹蝕或過熱現(xiàn)象。

圖1 被燒損的一次繞組

根據(jù)現(xiàn)場試驗和解體檢查情況，初步分析：1）電磁單元微水含量超標及電磁單元內部箱壁、中間變壓器鐵心、夾件嚴重銹蝕，說明電磁單元密封不嚴，存在長期進水受潮現(xiàn)象；2）中間變壓器一次繞組與下鐵軛之間的絕緣紙板存在燒蝕情況，說明中間變壓器一次繞組對接地的下鐵軛發(fā)生過擊穿放電。而該設備轉檢修前運行穩(wěn)定，例行試驗數(shù)據(jù)無異常，但在由冷備用轉運行時二次側無電壓輸出，可以初步判斷為轉運行時的操作過電壓擊穿了已嚴重劣化的一次繞組與下鐵軛之間的絕緣，導致一次繞組對下鐵軛形成接地短路造成。但由于設備1電磁單元嚴重受潮，絕緣被擊穿的原因究竟是由于受潮引起，還是由于設備本身絕緣問題引起，還需進一步分析。

2 在運設備排查情況

對全省在運的220 kV及以上該廠生產的電容式電壓互感器進行了電磁單元油色譜排查。全省共155 臺（包括已發(fā)生故障的一臺），完成了127 臺的排查，其余28 臺未排查的原因主要是由于設備不具備帶電取油樣條件，或設備放油閥銹蝕，無法取油樣。

已排查的127臺設備中，排查結果正常的有54臺，占已排查總臺數(shù)的42.52%，排查結果存在異常的有73臺，主要存在總烴、乙炔、微水含量異常，占已排查總臺數(shù)的57.81%，其中總烴異常69臺，乙炔和微水含量異常4臺。

排查結果表明，該廠家電容式電壓互感器電磁單元絕緣油色譜普遍存在總烴異?，F(xiàn)象，只有少部分設備微水含量超標，可以初步判斷：1）只有少部分設備存在密封不嚴現(xiàn)象，微水含量異常不是設備電磁單元色譜異常的主要原因；2）電磁單元內部絕緣可能存在問題。

為確定電磁單元內部絕緣存在問題的原因，決定選取一臺該廠家同批次、總烴異常但微水含量無異常的在運設備（以下簡稱設備2）進行解體檢查，并進行相關檢測。

3 設備2解體檢查情況

對設備2進行解體檢查，發(fā)現(xiàn)中間變壓器箱壁無明顯銹蝕，油質透明，無雜質。補償電抗器綁扎完好，鐵心無明顯銹蝕。中間變壓器層間絕緣完好，一次繞組漆包線無放電痕跡。中間變壓器上鐵軛拆裝面及中間芯柱大量硅鋼片存在漆膜脫落及生銹現(xiàn)象，大量硅鋼片存在過熱現(xiàn)象，少量硅鋼片邊緣有明顯燒蝕痕跡，見圖2。圖2中為三片硅鋼片，中間一片為存在過熱現(xiàn)象的硅鋼片，上面和下面兩片為未發(fā)現(xiàn)過熱現(xiàn)象的硅鋼片。

圖2 存在過熱現(xiàn)象的硅鋼片

4 設備2解體后試驗檢測情況

4.1 設備2解體前試驗檢測情況

解體前進行了密封性檢查、絕緣電阻測試、電容量及介損測試、電磁單元絕緣油試驗、中間變壓器繞組直流以及電阻鐵磁諧振試驗。

4.1.1 電磁單元密封性試驗

在電磁單元內部充以0.1 MPa 的壓力，保持8 小時后剩余壓力約0.092 MPa，基本無泄漏，符合GB/T 4703-2007[6]的相關要求。

4.1.2 絕緣電阻

二次繞組、剩余繞組之間及地絕緣電阻3 000 MΩ，電磁單元接地端對二次繞組、剩余繞組之間及地絕緣電阻3 000 MΩ，均滿足《輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程》[5]中規(guī)定的“二次繞組絕緣電阻不小于10 MΩ”的要求。

4.1.3 電容單元電容量及介損

分別對電容單元上節(jié)電容C1 和下節(jié)電容C2 進行了電容量和介損測試，測試結果無異常。

4.1.4 電磁單元絕緣油

對電磁單元絕緣油進行了介質損耗、耐壓、微水、色譜等相關試驗，試驗數(shù)據(jù)見表2，除總烴含量超標外，其他結果無異常。

表2 絕緣油檢測數(shù)據(jù)

4.1.5 中間變壓器繞組直流電阻

使用雙臂電橋測試中間變壓器繞組直流電阻，測試結果見表3，結果無異常。

表3 中間變壓器繞阻直流電阻檢測數(shù)據(jù)

4.1.6 鐵磁諧振試驗

在0.8、1.0、1.2及1.5倍額定電壓下進行鐵磁諧振試驗，測試結果見表4。

表4鐵磁諧振試驗檢測數(shù)據(jù)。

表4 鐵磁諧振試驗檢測數(shù)據(jù)

由表4可知，在0.8Un、1.0Un、1.2Un試驗電壓下，經受規(guī)定時間0.1 s短路工況后，該電壓互感器最長鐵磁諧振振蕩時間為0.39 s，符合GB/T 4703-2007[6]中規(guī)定“不大于0.5 s”的要求；在1.5Un 試驗電壓下，經受規(guī)定時間0.1 s短路工況后，該電壓互感器最長鐵磁諧振振蕩時間為0.16 s，符合GB/T 4703-2007[6]中規(guī)定“不大于2 s”的要求。

4.2 設備2解體后試驗檢測情況

解體后進行了電容單元局部放電試驗及交流耐壓試驗、電磁單元一、二次繞組對地絕緣電阻，一、二次繞組直流電阻，溫升試驗，勵磁特性試驗，空載試驗，中間變壓器感應耐壓試驗，補償電抗器感應耐壓試驗，阻尼器伏安特性測量；中間變壓器一次繞組漆包線耐壓試驗，硅鋼片檢測。

4.2.1 電容器局部放電試驗和耐壓試驗

對上下兩節(jié)電容器分別進行耐壓試驗，并進行局部放電試驗，試驗結果見表5，測試結果無異常。

表5電容器局部放電試驗和耐壓試驗數(shù)據(jù)。

表5 電容器局部放電試驗和耐壓試驗數(shù)據(jù)

4.2.2 電磁單元溫升試驗

在1.2Un電壓，除剩余繞組外的所有繞組帶最大額定負荷，待各部位溫升穩(wěn)定后（持續(xù)8 h），切斷電源，迅速測出各繞組、AN及補償電抗器的直流電阻，通過式（1）計算出各繞組的溫升：

式中：

R0——斷電瞬間繞組熱態(tài)電阻值，單位為Ω；

R1——溫度為θ1時冷態(tài)電阻值，單位為Ω；

θ1——繞組冷態(tài)溫度（冷態(tài)時環(huán)境溫度），單位為℃；

θ2——溫升試驗后期確定溫升的環(huán)境溫度，單位為℃；

Δθ——繞組平均溫升，單位為K；

235——銅導體溫度系數(shù)的倒數(shù)。

根據(jù)測試結果，計算繞組溫升為3.27 K，油面溫升1.5 K，符合GB/T 4703-2007[6]中規(guī)定“1.2 Un下溫升繞組溫升限值60 K、油面溫升限值50 K”的要求。

4.2.3 電磁單元感應耐壓試驗

用三倍頻電壓發(fā)生器，從da-dn繞組逐步施加電壓，加壓至240 V，此時一次繞組感應電壓為31.2 kV（出廠耐受值39 kV），時間40 s，通過，符合《輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程》的規(guī)定。

4.2.4 中間變壓器空載試驗及勵磁特性試驗

從中間變壓器二次繞組da-dn加壓，對中間變壓器進行空載試驗。中間變壓器二次繞組da-dn 施加電壓100 V 時，空載電流230 mA，空載損耗10.8 W。查閱出廠試驗報告，da-dn施加電壓100 V時，空載電流425 mA，空載損耗21 W。測試結果無異常。

圖3 中間變壓器空載試驗及勵磁特性試驗

4.2.5 阻尼電抗器伏安特性曲線

從阻尼電抗器首尾施加電壓，通過測量其中流過的電流與施加的電壓之間的關系，判斷其動作電壓，測得阻尼電抗器拐點電壓為125 V。

圖4 阻尼電抗器伏安特性曲線

4.2.6 漆包線耐壓試驗

將漆包線試樣兩端去除絕緣，對折后，扭絞16 周，在兩處剪斷扭絞部分端環(huán)，并使剪斷處端頭間距最大，在兩根導體之間施加試驗電壓。交流耐壓值為5.2 kV，符合GB6109[7]的相關要求。

4.2.7 硅鋼片測試

隨機選擇5 片硅鋼片試樣進行表面觀測、厚度測量、電磁性能測試、基本和涂層成分檢測、晶粒分析，發(fā)現(xiàn)：1）檢測試樣可能為五、六十年代生產的二次片，其中試樣至少包含兩類牌號產品；2）檢測試驗存在較為嚴重質量缺陷，如表面劃傷、夾渣，涂層脫落等；3）樣板公稱厚度在0.35 mm、0.4 mm；4）樣板電磁性能與當今主流水平相比無任何優(yōu)勢。

5 原因分析

設備2電磁單元密封性能良好，油中水分含量正常，各項電氣及絕緣性能無明顯異常，但中間變壓器上鐵軛拆裝面及中間芯柱大量硅鋼片依然存在漆膜脫落及生銹現(xiàn)象，可以確定：1）制造廠硅鋼片材料選用和互感器制造工藝把關不嚴，是引起硅鋼片片間銹蝕及漆膜脫落的主要原因，與外部水分侵入無關；2）大量硅鋼片漆膜脫落及生銹，引起硅鋼片片間短接，環(huán)流增大，且硅鋼片電磁性能較差等諸多因素，綜合導致中間變壓器局部過熱，是造成該廠家大量電磁單元油色譜分析總烴異常的主要原因；3）設備1中間變壓器也應長期存在局部過溫運行，內部絕緣嚴重受損，電磁單元密封不嚴、進水受潮加劇內部絕緣進一步劣化，最終導致中間變壓器燒損。

6 結論及防范措施

電磁單元中間變壓器硅鋼片材料選用和互感器制造工藝把關不嚴，系導致設備1故障和該廠設備電磁單元總烴普遍異常的主要原因，系產品本身質量原因。

設備廠家要加強電磁單元中間變壓器硅鋼片等關鍵原材料及組部件的采購及質量控制檢測，改進制造工藝，切實提高設備質量。

對遭受過不良工況的設備應積極進行電磁單元油色譜分析，如果發(fā)現(xiàn)色譜異常，應查明原因。

電磁單元油色譜分析能真實的反應設備的運行狀況，應加強相關方面的研究，盡早出臺相關的標準規(guī)范。

[1]張春燕.幾起電容式電壓互感器故障分析[J].江蘇電機工程，2012，31（3）：15-16.

[2]楊洋，許強，覃偉等.某500 kV CVT 的故障原因診斷及分析[J].電力電容器與無功補償，2011，32（4）：68-69.

[3]楊洋，許強，覃偉等.基于兩起故障實例的500 kV CVT 故障原因對比分析[J].四川電力，2012，35（1）：83-85.

[4]李丐燕，張金強.一例500 kV CVT電壓測量異常分析及處理[J].高壓電器，2008，44（1）：76-78.

[5]DL/T 393-2010 輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程[S].北京：中國電力出版社，2010.

[6]GB/T 4703-2007 電容式電壓互感器[S].

[7]GB/T 6109-2008 漆包線[S].