充油设备的放电故障与预防措施

摘要：随着技术的进步，电网在飞速发展，设备在不断增容、更新，建设智能化电网，要求设备运行更加稳定、可靠性更高。然而某些设备（如充油设备）由于设计、制造、安装中某个环节处理不当或运行维护不完善，甚至受到恶劣环境气候的影响，会引起故障的发生，通过对朔州地区充油电气设备近年来发生的放电故障事例统计，分析了引发故障的常见原因，针对性的提出了改进措施，经过实践证明，能够起到降低设备发生故障隐患的目的。

关键词：充油设备 放电故障 原因分析 措施

0 引言

放电故障是充油设备最常见的一种故障。结合朔州地区充油设备近年来发生的放电故障，有针对性地进行了统计，有以下三类故障，即局部放电、火花放电和电弧放电，一旦发生设备内部放电，部分绝缘油将发生裂解，导致油中含气量骤然增加，甚至饱和出现逸出。对于少油设备（如套管、互感器等）将进一步导致内部压力增高。当充油设备发生放电故障时，如果对放电故障处理不及时、不到位，在一定程度上会恶化故障的程度，甚至会引发火灾等。通过情况，借助色谱分析，对放电故障进行检查。利用色谱分析进行检查时，油中氢气、甲烷、乙炔含量的增加是放电故障色谱异常的主要表现形式，借助气体的种类和含量，进而对故障进行分析。通常情况下，氢气和甲烷含量增大是纸绝缘爬电等低能放电故障，乙炔和氢气含量增大是电容屏间局部短路击穿放电等高能放电故障。

1 局部放电故障诊断实例

1.1 事例介绍

2006年11月30日朔州地区向阳堡220kV变电站投运，投产验收时，因220kV所有CT出现油位偏低，在现场厂家通过进行补油，补油后经色谱分析发现CT乙炔含量在5μL/L左右。于是厂家采取了注氮气；处理后，乙炔含量在0.5-1.32μL/L之间；投运一周以后，数值基本稳定。2007年4月1日，运行人员在CT254B的膨胀器上部发现渗油现象，检测数据合格。如表1所示，是一起典型的高密度低能量局部放电故障特例。

1.2 事例简要分析

该例中，CT发生故障的特征气体以H2为主，CH4次之，含水量为16mg/kg、介质损耗因数是0.12%，与交接时相比，基本没有增长。通过IEC分析，故障属于：低能量密度的局部放电。后来厂家对这台CT进行吊罩处理，证明该起故障是由于真空处理不净，造成了这次障碍的发生。

2 火花放电故障诊断实例

2.1 事例介绍

朔州地区增子坊110kV变电站1号主变压器是青岛双星变压器厂生产的SSZ9-40000/110型变压器，2006年6月投入运行。2008年4月28日，色谱分析发现油样异常，如表2所示，是一起悬浮电位引起的火花放电故障，后联系厂家，进行处理。

2.2 事例分析

经三比值编码对增子坊变电站1号主变故障进行分析，其结果为“202”，属于火花放电故障。乙炔作为主要的特征气体，含量100μL/L左右。在试验的误差范围内，油中CO、CO2含量未发生多大变化。4月29日，进行了色谱分析，无异常现象；5月4日，通过采用色谱分析对分接开关油样进行检查，经检查发现，其特征气体含量与本体不符；5月5日，进行高压试验，没有发现问题。5月6日，在处理该主变的大修吊罩中，在对各部位进行检查的过程中，检修工作人员发现：在分接开关油箱中动触头弹簧出现疲劳，出现接触不良，进而造成接触电阻增大，发生放电现象，并且发生烧伤痕迹。

3 电弧放电故障诊断实例

3.1 事例介绍

朔州地区王坪110kV变电站1号主变为山东泰开变压器厂生产，于2008年12月19日投入运营，在2009年7月3日进行的迎峰度夏大检查中，色谱分析结果中出现微量的乙炔，且CO增速较快，因此，评价该变压器状态为“注意”，在2009年12月17日的跟踪分析中，色谱分析发现C2H2超过注意值（见表3），是一起典型的电弧放电故障，后联系了厂家，进行了返厂大修处理。

3.2 事例简要分析

从油中色谱分析列表中可以看出，变压器内部存在故障，经过分析，该故障属于电弧放电。通过高压试验，发现中压侧A相直流电阻严重超过注意值。断定故障区域可能在中压A相引线与套管导电杆连接处及中压A相的引线上下出头位置。在返厂解体时，发现在A相中压线圈出头弯折部位，故障现象是出头弯折点的一根导线被烧蚀，问题的根源在于线圈引出头在弯折时导线产生了皱褶。

4 预防故障措施

4.1 解决问题的思路

针对三类故障情况及原因分析，我们对新设备的安装投运和运行设备的管理维护，进行深入细致的安排，从色谱跟踪周期的制定到检修、试验的工艺方面做了认真研究，确保充油设备健康运行。

4.2 采取的对策表

4.3 具体防范措施

通过对充油设备进行预防性试验检查，确保设备的稳定运行，在一定程度上避免设备在运行过程中出现故障。秉承“安全第一，预防为主”的原则，我们严格遵守《交接和预防性试验规程》的相关规定，对所有的充油设备进行色谱检查，通过色谱分析，跟踪分析气体浓度超过注意值、相对产气率大于10%的充油设备，结合电气试验，排查故障原因。通过利用各种措施缩短试验周期，加强对充油设备的监管，以及限制负荷。如果充油设备出现严重的超标现象，需要果断采取措施，立即更换新的设备，最大限度地降低事故的发生。

4.3.1 对于新装设备

补油前，通过色谱分析试验和油分析试验对耐压、微水、介损等进行测试，在试验全部合格后，方可进行补油；补油时，按照相应的要求进行操作。

4.3.2 对于分接开关

结合春检、大修等，分别测试各分接位置的直流电阻，吊罩检修时测量触头的接触电阻，检查触头镀层和接触是否良好。

4.3.3 对于引线

重点检查低压套管与引线连接螺母是否松动、焊接是否良好、高压引线应力锥是否受潮等。现场预防性试验时注重规范操作行为，正确地拆接引线，防止接触不良引起放电。

4.3.4 对于线圈及套管

特别是在线圈转弯处，不仅要注意工艺标准，而且要包扎好绝缘，以免在安装或运行过程中受损，造成故障；对于套管，要认真清理套管表面，防止表面脏污引起外部闪络。

4.3.5 在日常维护工作中

对互感器着重检查端部密封情况，防止进水受潮；对重要设备一年进行四次红外测温、油色谱监测，及时掌握运行情况；同时，增加恶劣天气的检查，对于因保护动作或雷击等现象，要及时取样分析，及早发现内部隐患，以便迅速采取措施消除隐患，保证设备健康运行。

5 预防效果验证

自2010年实施以来，对于新设备，在设备投运前对其补充油进行全项目化验，投运后除了按《交接和预防性试验规程》执行外，还根据气体的产气速率适当增减色谱跟踪次数；对于老旧设备，如变压器，我们伴随春检、秋检、迎峰度夏及度冬期间增加跟踪次数。此外，在试验、检修方面加强工艺标准、提高工作质量，按以上措施严格执行，至今未发现充油设备发生放电故障，有效地降低了充油设备事故的发生。

参考文献：

[1]陈晓峰，王晓红.充油设备故障类型及其油中气体的特征[J].电力学报，2001（02）.

[2]闫佳文，胡伟涛，郭铬.电力系统充油设备故障定性、定位“三步法”[J].电气技术，2012（12）.

[3]陈元，何正文，黄超.电力充油设备油位异常分析及处理[J].湖北电力，2009（02）.

作者简介：张登宇（1977-），男，山西朔州人，2002年毕业于太原重机学院电力系统及其自动化专业，工程师、技师。