郝曉強(qiáng) 顏士遠(yuǎn) 馬超

（江蘇省電力公司檢修分公司）

一例110kV流變色譜超標(biāo)原因分析

郝曉強(qiáng) 顏士遠(yuǎn) 馬超

（江蘇省電力公司檢修分公司）

本文介紹了一起110kV流變B相色譜超標(biāo)的缺陷，再通過(guò)局放耐壓，高壓介損試驗(yàn)數(shù)據(jù)驗(yàn)證了流變發(fā)生內(nèi)部局放故障。闡述了該流變內(nèi)部發(fā)生局放的原因，提出防止流變發(fā)生類(lèi)似故障的措施。

電容式電流互感器（CT）；介損；色譜；局放

0 引言

110kV及以上電壓等級(jí)戶(hù)外電流互感器，多為油浸倒置式。為及時(shí)發(fā)現(xiàn)設(shè)備的絕緣缺陷，應(yīng)定期對(duì)設(shè)備進(jìn)行預(yù)防性試驗(yàn)，油微水及色譜分析。通過(guò)相應(yīng)的絕緣試驗(yàn)手段診斷運(yùn)行中的設(shè)備絕緣故障，然后再通過(guò)油微水及色譜分析進(jìn)一步確定潛伏性故障性質(zhì)，可有效避免電網(wǎng)事故發(fā)生。

1 故障概述

2015年8月，試驗(yàn)人員發(fā)現(xiàn)220kV某變110kV836間隔流變B相油色譜分析氫氣超過(guò)注意值。此臺(tái)流變是某電力電瓷廠2009年出廠，型號(hào)為L(zhǎng)VB-110W型。由于最初的停電試驗(yàn)數(shù)據(jù)并無(wú)異常，決定對(duì)該設(shè)備進(jìn)行跟蹤色譜分析。歷次色譜分析數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 2011～2015年歷次數(shù)據(jù)比較

從表1中可以看出，進(jìn)入2015年底，色譜特征氣體中出現(xiàn)C2H2，H2也顯著增長(zhǎng)，總烴也逐步接近注意值，總烴相對(duì)產(chǎn)氣率也已超過(guò)10%/月。巡視時(shí)發(fā)現(xiàn)B相油位指示異常偏高，故立即向調(diào)度申請(qǐng)停電，進(jìn)行診斷試驗(yàn)分析。

2 停電試驗(yàn)及解體檢查

停電后現(xiàn)場(chǎng)對(duì)B相流變進(jìn)行外觀檢查，結(jié)果顯示該相流變外表清潔、連接可靠，未見(jiàn)閃絡(luò)、滲油及其他異常，但是頂部膨脹器油位異常升高。

測(cè)試流變一次繞組，二次繞組及末屏的絕緣電阻，一次繞組，二次繞組的直流電阻、變比、伏安特性，測(cè)試結(jié)果均正常，且與交接試驗(yàn)數(shù)據(jù)無(wú)明顯差異。

測(cè)試一次繞組對(duì)末屏的介損及電容量，介損為0.827%，接近注意值1%，且遠(yuǎn)高于交接試驗(yàn)0.283%的測(cè)試值；銘牌電容量527.3pF，測(cè)試值與歷次試驗(yàn)數(shù)據(jù)變化不大。

接著對(duì)該相流變進(jìn)行高壓介損測(cè)試，試驗(yàn)電壓從10kV升到Um/（70kV）。介質(zhì)損耗從10kV下0.823%增長(zhǎng)到70kV下1.243%，增量0.42%，超過(guò)狀態(tài)檢修規(guī)程要求的增量±0.3%，且70kV下的介質(zhì)損1.243%也超過(guò)規(guī)程要求的1%。如表2所示。

表2 介質(zhì)損耗隨電壓變化數(shù)據(jù)

在解體前進(jìn)行油耐壓試驗(yàn)及局部放電測(cè)試，發(fā)現(xiàn)1.2Um/（80kV）下局部放電量為578pC，超過(guò)規(guī)程規(guī)定的20pC，局部放電嚴(yán)重超標(biāo)。起始放電電壓為52kV，熄滅電壓為40kV。

為了確定故障性質(zhì)，對(duì)流變進(jìn)行解體檢查，發(fā)現(xiàn)電容屏絕緣紙間大量蠟狀物析出，絕緣紙發(fā)粘硬化。劃芯檢查還發(fā)現(xiàn)絕緣紙有明顯褶皺處。見(jiàn)圖1～圖2。

圖1 絕緣紙的褶皺處

圖2 絕緣紙層間蠟狀析出物

綜合以上試驗(yàn)結(jié)果可以判斷該故障相流變運(yùn)行過(guò)程中，因內(nèi)部絕緣缺陷發(fā)生局部放電，導(dǎo)致絕緣水平下降。局放產(chǎn)生的氣體又加劇了放電過(guò)程，導(dǎo)致惡性循環(huán)，絕緣油不斷劣化分解，油位異常升高。

3 故障原因及性質(zhì)分析

通過(guò)解體前的高壓介損試驗(yàn)，繪制了高壓介質(zhì)損耗隨電壓升高變化趨勢(shì)圖，見(jiàn)圖3。可以看出在起始放電電壓40kV以下時(shí)，介質(zhì)損耗增長(zhǎng)較平緩。試驗(yàn)電壓超過(guò)40kV時(shí)，局放現(xiàn)象加劇，氣泡放電成為放電的主體因素，介質(zhì)損增長(zhǎng)明顯加劇。介質(zhì)損耗從10kV下0.823%增長(zhǎng)到70kV下1.243%，增量0.42%，超過(guò)狀態(tài)檢修規(guī)程要求的增量±0.3%。且70kV下的介質(zhì)損1.243%已超過(guò)規(guī)程要求的1%。結(jié)合解體后絕緣紙褶皺的情況，以及油裂解產(chǎn)生的蠟狀物，可以判定故障流變內(nèi)部絕緣缺陷導(dǎo)致局部放電，油裂解產(chǎn)生氣泡，運(yùn)行電壓下發(fā)生氣隙放電，導(dǎo)致介質(zhì)損耗顯著增大。

色譜分析如下特點(diǎn)，H2占?xì)錈N總量較高，達(dá)到85.2%～97.9%。CH4占總烴比例較高，達(dá)到90%以上。H2/CH4大于10，兩者基本上同比增加。進(jìn)入故障晚期，C2H6開(kāi)始加快增加，最后出現(xiàn)C2H2氣體。根據(jù)溶解氣體解釋表［4］，C2H2/C2H4大于1，CH4/H2小于0.1，C2H4/ C2H6小于0.2，特征故障為局部放電，如表3所示。

表3 溶解氣體分析解釋表

根據(jù)氣體比值圖示法［4］，使用立體圖示法或大衛(wèi)三角形法予以判定。計(jì)算H4占CH4、C2H4、C2H2三者和的98%以上，即可判定為局放故障。由最后一次色譜分析數(shù)據(jù)可知，H4、C2H4、C2H2三者和為69.8μL/L，而CH4為69.4μL/L，占比高達(dá)99%，判定為局放故障。

4 防范措施

如何避免流變內(nèi)部局放故障，防范故障最終發(fā)展成絕緣擊穿、爆炸等惡性事故，是試驗(yàn)人員關(guān)心的問(wèn)題。根據(jù)以上110kV流變故障特征發(fā)展過(guò)程，我們給出以下幾點(diǎn)建議：

1）互感器廠家應(yīng)加強(qiáng)生產(chǎn)環(huán)節(jié)的質(zhì)量管理，特別是絕緣處理環(huán)節(jié)的質(zhì)量控制。因?yàn)樯a(chǎn)環(huán)節(jié)的任何一個(gè)缺陷，即使是很小的缺陷，都會(huì)引發(fā)影響運(yùn)行環(huán)節(jié)安全穩(wěn)定運(yùn)行的重要問(wèn)題。

2）當(dāng)對(duì)油浸式流變絕緣產(chǎn)生懷疑時(shí)，應(yīng)進(jìn)行高壓介損試驗(yàn)。該試驗(yàn)是絕緣檢查的重要手段，能靈敏反應(yīng)電流互感器的絕緣狀況。較常規(guī)預(yù)防性試驗(yàn)，高壓介損更能反映出設(shè)備內(nèi)部絕緣潛在薄弱環(huán)節(jié)及高電壓下局部放電故障。

3）色譜分析對(duì)油浸設(shè)備的放電故障可以早期發(fā)現(xiàn)，定期開(kāi)展該項(xiàng)試驗(yàn)有助于提高設(shè)備安全穩(wěn)定運(yùn)行。特別是剛投運(yùn)的新設(shè)備，更應(yīng)該開(kāi)展此類(lèi)試驗(yàn)，建立數(shù)據(jù)檔案。

4）加強(qiáng)設(shè)備的巡視工作，如果發(fā)現(xiàn)設(shè)備油位異常一定要加以重視，進(jìn)一步開(kāi)展停電診斷試驗(yàn)及色譜分析。

5 結(jié)束語(yǔ)

電流互感器是電網(wǎng)運(yùn)行的重要設(shè)備，加強(qiáng)巡視和診斷性試驗(yàn)分析是保證其安全穩(wěn)定運(yùn)行的管理措施和技術(shù)手段，兩者缺一不可。及早發(fā)現(xiàn)設(shè)備的早期缺陷，把故障消滅在萌芽狀態(tài)，保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，應(yīng)引起試驗(yàn)人員的高度重視。

［1］陳化剛.電氣設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)方法［M］.北京：水利電力出版社，1994.

［2］西南電業(yè)管理局試驗(yàn)研究所.高壓電氣設(shè)備試驗(yàn)方法［M］.北京：水利電力出版社，1984.

［3］清華大學(xué)，西安交通大學(xué)，合編.高電壓絕緣［M］.北京：電力工業(yè)出版社，1980年.

［4］GB/T 7252—2001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則［S］.2001.

（2016-08-12）