110 kV电容式电压互感器红外测温异常分析及处理方案

(国网重庆市电力公司 市区供电公司，重庆 400015)

2014年7月，国网重庆市区供电公司变电运检室电气试验班对110 kV高家坪变电站设备进行红外精确测温时发现，110 kV 1#母线B相电容式电压互感器(CVT)底部即中间变压器油箱部位明显发热，热点区域温度达到72 ℃，其余A、C两相CVT对应部位的温度约51 ℃。设备的红外图谱及相关信息如图1和表1所示。

图1 110 kV 1#母线B相CVT红外图谱

测试时间环境参照体温度/℃设备型号辐射率风速/(m/s)2014-07-1744FLIR T6300.950.4

由表1可知，环境参照体温度为44 ℃，B相CVT中间变压器油箱表面温度与A、C相油箱表面温度的相对温差δ=(72-51)/(72-44)×100%=75%，根据《带电设备红外诊断应用规范》(DL/T 664—2008)附录A中的诊断依据，判断110 kV高家坪变电站110 kV 1#母线B相CVT的密封油箱存在严重的电流致热型缺陷，同时考虑到油箱表面的温度远低于内部发热部位的温度，故怀疑该CVT密封油箱内有某组件存在持续过热的严重缺陷，并有可能已发展为故障。

对110 kV 1#母线A、B、C三相CVT的密封油箱中的绝缘油取样，进行油中溶解气体色谱分析，得到的特征气体浓度数据如表2所示。

表2 油中溶解气体色谱分析数据 μL/L

综合红外测温分析及油色谱分析可知，在110 kV 1#母线B相电容式电压互感器密封油箱内部确实存在高温过热故障，故重庆市区供电公司申请紧急停电，对该CVT故障原因进行试验分析。

1 故障原因分析

1.1 设备基本情况

110 kV 1#母线B相电容式电压互感器的铭牌参数如下。

厂家：西安电力机械制造公司；

生产日期：1994年7月；

出厂编号：94-7-186。

其结构原理图如图2所示。

在图2中，C1是主电容，C2是分压电容，L是补偿电抗器，F是保护间隙，J是载波装置，TV是中压互感器，Z是阻尼器，当载波装置未接入时，电容式电压互感器运行时应将图中的δ端子与X端子短接后接地。该CVT的结构可分为电容分压器和电磁单元两部分，电容分压器的高压电容C1和分压电容C2均由许多电容元件串联而成，电磁单元的中间变压器TV、补偿电抗器L及阻尼器Z均安装在油箱中[2]。以下通过各项试验分析故障原因。

1.2 绝缘电阻测试

用高压电子式绝缘电阻测试仪测量各绕组及端子的绝缘电阻，测试数据见表3。

表3 绝缘电阻测试数据

根据国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》中的相关标准，可判断该CVT各绕组及端子的绝缘电阻正常，中间变压器绕组的主绝缘未被破坏。

1.3 直流电阻测试

因投运年限太长，未找到该CVT中间变压器绕组ax与afxf直流电阻的交接试验数据，故采用横向比较的方法，用直流电阻测试仪测量A、B、C三相CVT中间变压器绕组ax与afxf(af与az端子间断开，阻尼器未接入)的直流电阻，测试数据见表4。

表4 直流电阻测试数据

由表4可知，ax绕组的相间差与平均值的相对误差为1.86%，afxf绕组的相间差与平均值的相对误差为1.40%，均低于2%。三相间绕组的直流电阻无明显差异，故判断B相CVT中间变压器ax与afxf绕组的直流电阻正常，绕组间应不存在匝间短路。

1.4 C1和C2的介质损耗因数tgδ及电容量测试

用全自动介损测试仪采用自激法测量B相CVT的电容分压器中C1和C2的介质损耗因数和电容量，测试数据与上次例行试验数据见表5。

表5 介损测试数据

由表5可知，电容分压器中的C1和C2的介质损耗因数tgδ均小于等于0.25%，且未发生明显变化，电容量初值差不超过±2%，符合国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》中的相关标准，故该CVT的电容分压器正常，电容内部的电容元件未发生击穿或断线。

1.5 中间变压器TV的空载试验

因未找到B相CVT中间变压器的空载试验数据，故采用横向比较法进行判断，进行空载试验前必须将δ端子与X端子断开， X端子接地，空载试验时应从二次绕组ax或afxf施加合适电压，控制δ端子的悬浮电位不超过2 500 V。中间变压器TV的空载试验分为以下4个步骤。

1)ax绕组施加电压，af端子接地，af端子与az端子断开，即阻尼器未接入。对A、B、C三相CVT测量Uax和Iax，测试数据见表6。

表6 空载测试数据1

2)ax绕组施加电压，af端子接地，af端子与az端子连接，即阻尼器接入。对A、B、C三相CVT测量Uax和Iax，测试数据见表7。

表7 空载测试数2

3)afxf绕组施加电压，a端子接地，af端子与az端子断开，即阻尼器未接入。对A、B、C三相CVT测量Uax和Iax，测试数据见表8。

表8 空载测试数3

4)afxf绕组施加电压，a端子接地，af端子与az端子连接，即阻尼器接入。对A、B、C三相CVT测量Uafxf和Iafxf，测试数据见表9。

表9 空载测试数4

由表6和表8中的数据可知，在未接入阻尼器Z时，B相CVT的ax绕组及afxf绕组的空载电流与其余两相相比无明显差异，证明B相CVT中间变压器TV的铁芯正常，不存在铁芯多点接地、硅钢片短路或松动等可能导致空载电流增大的现象。

对比表6和表7，表8和表9中数据可知，在接入阻尼器Z后，B相CVT的ax绕组及afxf绕组中的电流与A、C相比显著增大，是其余两相的8倍以上，该现象是由阻尼器接入afxf绕组引起的。

由表8和表9可以算出，阻尼器Z两端电压UZ=100 V，f=50 Hz时，流经阻尼器的阻尼电流Iz及阻尼器的阻抗值Zz，见表10。

表10 各相阻尼器阻抗值

图3 谐振型阻尼器的结构原理图

谐振型阻尼器由谐振电抗Lx、谐振电容C和阻尼电阻Rx组成。其物理特征的表现：在工频情况下，阻尼回路中的电容C和电抗Lx产生并联谐振，阻尼回路呈现高阻状态，相当于开路，使流经电阻Rx的电流极小，发热功率也很低；当系统中产生次谐波时，电抗Lx和电容C在次谐波频率下失谐，阻抗降低，阻尼电阻上会流过很大的阻尼电流，阻尼功率也很大，阻尼铁磁谐振[3-4]。

由表10中数据可知，在UZ=100 V，f=fn=50 Hz的正常运行条件下，B相CVT谐振型阻尼器的阻抗值远小于A、C相，阻尼器中通过的电流远大于A、C相，这表明B相CVT谐振型阻尼器未能正常运行，在工频情况下阻尼回路的阻抗值远小于正常值，阻尼器回路中持续通过较大电流。

2 解体检查

在厂家技术人员的指导下，对该B相CVT进行解体检查，发现阻尼器的电容与电感间的连线松动，接触不良，如图4所示。

同时，在绝缘油中发现多处黑色悬浮物且阻尼器的电容上有多处黑点，怀疑是放电所致。将电容器与其他元件间的连线解开，进行进一步检查，用伏安法测试其电容量(出厂设计值250 μF，允许偏差小于±5%)，其试验数据见表11。

(a)(b)图4 阻尼器的电容器与电感间的实际连线情况

U/VI/AC/μFδ/%806.72267.57.01008.43268.47.4

由表11中数据可知，电容器的实测电容量超出设计允许的偏差范围。在进行电容量测试的过程中，电容器的极间电压超过40 V时，内部存在明显的间歇性放电，表明电容器内部串并联的电容器单元发生击穿，同时谐振阻尼器的电阻有明显的发热迹象。

根据CVT解体检查结果可以判断，110 kV高家坪变电站110 kV 1#母线B相CVT密封油箱中出现高温过热故障的原因： CVT中的谐振型阻尼器中的谐振电容C与谐振电抗Lx间的接触不良，运行中接触点长期过热、发生局部放电，进而引起电容器内部的串并联电容器元件发生击穿；在电容击穿后，谐振电容电容量变化，谐振阻尼器运行中失谐，使阻尼电阻Rx长时间流过大电流，导致油箱内部出现高温过热。

3 解决方案及预防措施

解决110 kV高家坪变电站110 kV 1#母线B相CVT油箱内部高温过热故障的方案有两个：方案1是对CVT的谐振型阻尼器更换新的谐振电容，方案2是对该CVT整体更换。决定采用方案2，因新谐振电容与出厂时的原谐振电容的电容量存在偏差，可能使正常运行电压下谐振电容与谐振电抗达不到谐振状态，阻尼回路阻抗偏小，在运行电压下仍产生较大的电流，故更换谐振电容后必须同时对谐振电抗进行调节，使其在正常运行时达到并联谐振状态，这项工作技术难度较大，且现场难以对谐振状态进行核查。考虑到该CVT已投入运行达20年，故决定对该CVT进行整体更换。更换后，对其进行跟踪测温，复测温度正常。

国网公司《输变电设备状态检修试验规程》中电容式电压互感器设备的停电例行试验项目未涉及对其阻尼装置的检查，故难以通过停电例行试验发现CVT的阻尼装置缺陷。因此，在电容式电压互感器的运行维护中，充分发挥红外测温、油色谱分析及超高频局放检测等带电检测手段，关注CVT二次电压变化，对保证电容式电压互感器的安全可靠运行十分重要，亦能及时发现设备内部电磁单元或阻尼装置的缺陷，避免发生设备事故而造成不良社会影响和经济损失[5]。

4 结论

随着CVT在变电站的广泛应用，保证其安全可靠运行已成为检修运维人员的重要职责。本文通过对一个电容式电压互感器红外测温异常案例的分析，发现CVT的停电例行试验项目在发现设备缺陷上存在不足，不能完整反映CVT设备状态。此时，红外测温、局部放电检测及油色谱分析等带电检测技术对于监视CVT的运行状态，及时发现设备缺陷和故障，避免发生设备事故有重要意义，运维检修人员应对其加以重视。