电容式电压互感器发热故障诊断与分析

2022-10-14林根德黄继来刘茂集许璞轩

电力安全技术 2022年8期

林根德，黄继来，刘茂集，许璞轩，陆锋

(国网浙江省电力有限公司温州供电公司，浙江温州 325000)

0 引言

与电磁式电压互感器相比，电容式电压互感器可以防止电力系统出现因互感器铁芯饱和而引起的铁磁谐振，从而得到了广泛应用。电容式电压互感器由分压电容器和电磁单元组成，通过串联电容分压后接入电磁单元。分压电容装在充满绝缘油的瓷瓶内，电磁单元的中间变压器、补偿电抗器和阻尼器装在密封的金属油箱内。

电容式电压互感器是一种电压致热型设备，假如在运行中出现较大温升的情况，通常是由于设备内部存在的故障引起，因此需要及时处理以免引起电网事故。

对运行中的输变电设备开展红外测温可以有效发现设备的发热故障，评估设备运行状态。以下通过红外检测发现某电容式电压互感器油箱部位发热故障，结合停电试验数据分析设备运行状态，并进

一步对设备进行解体检查，最终查找出电容式电压互感器的发热原因。

1 缺陷查找

1.1 发现缺陷

检修人员在开展某变电站输变电设备专项巡检过程中，发现该变电站1号主变35 kV电容式电压互感器B相油箱存在部分发热现象。

该组电容式电压互感器三相油箱近3次的温度监测数据见表1。

表1 电容式电压互感器近三次测温结果单位：℃

由表1可知，在本次测温中，B相电容式电压互感器的互感器部分温差达到7.1 ℃，依据《带电设备红外诊断应用规范》中的电压致热型设备——电压互感器(含电容式电压互感器的互感器部分)缺陷诊断2～3 ℃的温差判据，判断该发热达到缺陷级别。

观察B相电容式电压互感器油箱油位正常、外观正常。后台测控装置显示A，B，C三相电压互感器电压分别为20.21 kV，20.2 kV，20.21 kV，运行电压正常。

对该电容式电压互感器进一步开展声光联合带电测试，采用紫外成像仪检查未发现放电现象，采用超声检测也未发现异常超声信号，现场也未听到放电声。

为进一步查明发热原因，诊断设备运行状态，保障电网的可靠运行，对该组电容式电压互感器进行停电检查。

1.2 停电检查及试验

对B相电容式电压互感器油箱内绝缘油进行试验，相关试验数据如下。

绝缘油击穿电压46 kV，介质损耗0.85 %，水分含量7.8 mg/L，依据Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》击穿电压≥30 kV、介质损耗≤4 %、水分≤35 mg/L的判据，判断B相电容式电压互感器油箱内绝缘油试验合格。

对三相电容式电压互感器进行电容量及介质损耗测试，试验数据如表2所示。

表2 电容量及介质损耗试验数据

由表2可知，三相电容式电压互感器电容量初值差≤±2 %，介质损耗因数≤0.5 %，依据Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》判断电容量及介质损耗因数的试验数据合格。

对三相电容式电压互感器进行变比测试，试验数据见表3。

表3 变比试验数据

由表3可知，三相电容式电压互感器变比实测数据与铭牌的额定值相符，依据GB 50150—2016《电气设备交接试验标准》判断变比试验合格。

测试B相电容式电压互感器的绝缘电阻，试验数据如表4所示。

表4 绝缘电阻试验数据单位：GΩ

由表4可知，B相电容式电压互感器二次绝缘电阻≥10 MΩ，依据Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》判断二次绝缘电阻的试验数据合格，排除分压电容末端N或二次绕组绝缘性能下降导致油箱发热的可能性。

对B相电容式电压互感器进行电脉冲局部放电试验，依据Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》施加试验电压28 kV，试验数据见表5。

表5 局部放电试验数据单位：pC

由表5可知，B相电容式电压互感器局部放电试验数据＜6 pC，依据Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》中局部放电量应≤10 pC的判据，判断局部放电试验合格。进一步解体查找B相电容式电压互感器发热原因。

2 解体检查

解体前，再次对该电压互感器进行外观检查，外观完好，未见破损和裂纹；油箱密封良好，未出现渗油漏油现象，金属部分无锈蚀现象。

该电容式电压互感器原理如图1所示。

图1 电容式电压互感器原理

由图1可见，da-dn绕组两端并联着阻尼器，由电容元件C、电感元件L并联后再与阻尼电阻R串联。

检查阻尼器发现，电感元件和阻尼电阻的外观正常，电感量和阻值均与出厂的数值相符；电容元件的外观正常，测得电容量为36 nF，与出厂值380 nF相比，明显减小。对电容元件进行解体，发现其内部存在放电击穿痕迹，由此判断电容元件发生了故障。该故障导致并联谐振遭到破坏，无法呈现高阻抗的状态，运行中流经阻尼电阻的电流增大，导致电阻发热量增加，最终造成该电容式电压互感器油箱发热的现象。