喬小冬，韓 鐸

（國網(wǎng)內(nèi)蒙古東部電力有限公司檢修分公司，內(nèi)蒙古 通遼028000）

0 引言

線路并聯(lián)電抗器可以補償線路的容性充電電流，限制系統(tǒng)電壓升高和操作過電壓的產(chǎn)生，是交流線路不可缺少的設(shè)備。作為大型充油設(shè)備，其內(nèi)部氣體含量可作為日常巡視的重要內(nèi)容，當發(fā)現(xiàn)氣體含量升高時應(yīng)及時進行檢查處理，必要時進行停電解體，尋找故障點。本文以某變電站高壓并聯(lián)電抗器（以下簡稱高抗）C2H2體積分數(shù)突升故障為例，通過排查確定故障原因，并提出建議，為類似故障分析提供參考。

1 設(shè)備概況

A站Ⅰ線L2相高抗為特變電工衡陽變壓器有限公司生產(chǎn)，型號為BKD-240000/1100，2014-12-19投運，設(shè)計參數(shù)見表1。

表1 A站Ⅰ線V相高抗設(shè)計參數(shù)

2 故障現(xiàn)象

2020-02-26，A站Ⅰ線L2相高抗離線C2H2體積分數(shù)為3.71×10-6，與1月13日1.16×10-6相比存在突變，同時在線油色譜監(jiān)測儀顯示C2H2體積分數(shù)由1.8×10-6突增至3.4×10-6。當日進行帶電檢測，結(jié)果表明，A站Ⅰ線高抗V相內(nèi)部有異常連續(xù)局放信號，呈現(xiàn)懸浮放電、絕緣缺陷兩種特征。定位分析放電源位于高抗X柱上部，距高抗北2.14±0.20 m、距東1.08±0.20 m、距底座高3.13±0.30 m的區(qū)域。

3 故障排查

檢查A站Ⅰ線高抗V相外觀正常，瓦斯繼電器未見明顯氣體。最近一次停電檢修時間為2019-09-12，停電例行試驗各項數(shù)據(jù)正常。

3.1 油色譜跟蹤情況

3.1.1 離線油色譜跟蹤

2020-02-26，A站Ⅰ線高抗V相C2H2體積分數(shù)突升至3.4×10-6后，開展離線色譜檢測，C2H2體積分數(shù)為4.45×10-6，2月25日檢測值為1.7×10-6。一天內(nèi)C2H2體積分數(shù)明顯增長，其他烴類特征氣體小幅度增長，H2、CO、CO2未見明顯變化（見表2）。

表2 A站Ⅰ線高抗V相離線氣體體積分數(shù) 10-6

根據(jù)DL/T 722—2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》三比值法進行分析判斷[1]，2月28日及之前C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6比值編碼為1、0、0，故障類型為電弧放電兼過熱。2月29日隨著C2H2體積分數(shù)的進一步增長，三比值編碼變化為2、0、0，故障類型為低能放電。

根據(jù)2020-02-29和2020-01-13檢測數(shù)據(jù)計算，總烴絕對產(chǎn)氣率26.85 mL/天，大于注意值12 mL/天；相對產(chǎn)氣速率58.43%，大于注意值10%要求[1]。從上、中、下部位油色譜C2H2體積分數(shù)可知，上部最高、下部其次、中部最低，結(jié)合高抗內(nèi)部油循環(huán)特征，初步判斷高抗內(nèi)部異常產(chǎn)氣部位位于上部。

3.1.2 在線油色譜跟蹤

從2020-02-26開始，在線C2H2體積分數(shù)及增長速度明顯增加，截至29日13：00，C2H2體積分數(shù)增至10.4×10-6，H2體積分數(shù)也有明顯上升，與離線檢測結(jié)果不同。

3.2 高頻局放檢測

利用PDcheck高頻局放檢測儀對A站Ⅰ線高抗V相進行高頻局放檢測，發(fā)現(xiàn)高抗器身1（X柱）、器身2（B柱）的鐵心和夾件均有明顯的高頻局放信號（見圖1），且具有相位特征，信號相位分布在工頻一、三象限，從圖2可看到器身1夾件高頻電流脈沖時域波形具有陡峭的上升沿和振蕩衰減過程以及單脈沖為3~20 MHz的連續(xù)頻譜分布。按信號強度大小有器身1夾件>器身1鐵心＞器身2鐵心、夾件，初步判斷該高頻局放信號源位于器身1夾件或與夾件相連的部件上。

圖1 鐵心、夾件高頻局放檢測圖譜

圖2 器身1夾件高頻局放波形檢測圖譜

通過重癥監(jiān)護系統(tǒng)檢測到高頻局放信號PRPD圖譜同時呈現(xiàn)懸浮放電、絕緣缺陷兩種特征，且懸浮放電信號幅值明顯高于絕緣缺陷信號，和累積的PRPD圖譜（見圖3）結(jié)果一致。

圖3 高頻PRPD圖譜特征

3.3 特高頻局放檢測與定位

3.3.1 特高頻局放檢測情況

利用EC4000局放儀對高抗進行特高頻局放檢測[2]，傳感器置于高抗油箱上部蓋板與油箱本體連接的縫隙處，檢測圖譜如圖4所示?？梢钥吹剑址艃x各通道同時檢測到異常局放信號，當高抗器身上的特高頻傳感器檢測到異常局放信號時，背景傳感器并無類似信號出現(xiàn)；改變特高頻傳感器的朝向，發(fā)現(xiàn)傳感器遠離或背向高抗油箱上蓋板與油箱本體連接縫隙時，異常特高頻信號明顯減弱，說明異常局放信號來自高抗內(nèi)部。特高頻信號PRPD累積圖譜（見圖5）同時呈現(xiàn)懸浮放電、絕緣缺陷兩種特征，與高頻放電信號圖譜特征一致，推測造成C2H2體積分數(shù)快速增長的主要原因傾向于懸浮電位導致的局部放電，可能是高抗內(nèi)部存在接觸不良或不同電位部件間存在觸碰[3-14]。

圖4 現(xiàn)場特高頻局放檢測圖譜

圖5 特高頻PRPD圖譜特征

3.3.2 特高頻局放定位

為了進一步確定放電源位置，利用高速示波器進行特高頻定位檢測。在高抗器身上同時布置多路特高頻傳感器，通過各路特高頻傳感器之間的相對時差來確定信號源的具體位置。綜合傳感器的定位結(jié)果，確定特高頻信號源位于距高抗底座高度3.13±0.30 m、距高抗東側(cè)壁1.08±0.20 m、距高抗北側(cè)2.14±0.20 m的位置。

3.4 超聲波局放檢測

采用Pocket AE多功能局放巡檢儀對A站Ⅰ線高抗V相進行檢測，檢測圖譜如圖6所示?？梢钥闯?，在高抗東側(cè)中部油箱壁檢測到的超聲特征指數(shù)集中在10 ms和20 ms處，2次放電脈沖間隔時間為10 ms，特征指數(shù)在100 Hz以下具有相關(guān)性。

圖6 超聲波放電檢測圖譜

3.5 紅外熱成像檢測

對A站Ⅰ線高抗V相進行紅外熱成像檢測，未發(fā)現(xiàn)高抗本體及附件存在溫度異常情況。

4 原因分析

根據(jù)廠家提供的高抗結(jié)構(gòu)等相關(guān)資料，綜合高頻、特高頻信號的檢測和定位結(jié)果，放電源應(yīng)位于圖7中的紅色圈的區(qū)域所示的范圍內(nèi)。

圖7 高抗設(shè)備內(nèi)部俯視圖

經(jīng)分析，認為A站Ⅰ線高抗V相異常原因可能為：X柱上部夾件或與其相連接部件如均壓帽、緊固件等發(fā)生觸碰、松動引起懸浮放電；地屏銅帶發(fā)生局部斷裂或褶皺產(chǎn)生懸浮、絕緣類放電[15-16]。

5 防范措施

根據(jù)目前離線油色譜數(shù)據(jù)的增長趨勢，在近期高抗運行期間應(yīng)密切跟蹤油色譜在線監(jiān)測各組分含量、重癥監(jiān)護系統(tǒng)局放信號的放電幅值、頻次的變化趨勢，每日至少進行兩次離線油色譜檢測，并根據(jù)跟蹤情況動態(tài)調(diào)整監(jiān)測策略。

如果局放信號保持目前幅值和持續(xù)不間斷狀態(tài)，且C2H2體積分數(shù)超過10×10-6或日增長量大于2.5×10-6，應(yīng)盡快停電更換處理[17-19]。

6 建議

本文分析了一例高壓并聯(lián)電抗器的典型局放故障，根據(jù)局放信號類型、定位位置和油色譜各組分的變化情況，通過局放檢查分析得出高壓并聯(lián)電抗器內(nèi)部異常原因。結(jié)合試驗過程、現(xiàn)象分析及返廠檢查結(jié)果，對此類電抗器異常分析過程提出如下建議。

（1）局放試驗中的全程錄像對分析放電發(fā)展過程非常重要，對于持續(xù)時間不長但放電脈沖幅值較大的單個放電量不能忽略。

（2）分析放電發(fā)展過程中各測點間的放電量，有益于判斷起始放電部位和放電發(fā)展過程。

（3）應(yīng)重視夾件或連接部件、地屏銅帶的縱向放電現(xiàn)象，這類放電對繞組絕緣的危害較大。