状态检修技术在电压互感器故障诊断中的应用

状态检修技术在电压互感器故障诊断中的应用

程祝媛

(国网漳州供电公司，福建 漳州 363000)

摘 要：介绍了一起在状态检修体系中发现的110kV电容式电压互感器(CVT)的故障案例，通过综合应用红外测温和油色谱技术进行状态诊断，初步判断B相电压互感器(PT)内部存在严重过热现象，结合电气试验、解体检查等方法验证了该状态检修的故障诊断结果，反映出状态检修体系能有效地掌握电压互感器的运行状况，及时、准确地进行故障诊断。

关键词：红外测温技术；油色谱技术；电容式电压互感器；电气试验；设备解体中图分类号：TM451 文献标识码：A 文章编号：1007-3175(2017)03-0035-03

Application of Condition-Based Maintenance Technology in

Voltage Transformer Fault Diagnosis

CHENG Zhu-yuan

（State Grid Zhangzhou Electric Power Supply Company, Zhangzhou 3󰀶3000, China）

Abstract: Introduction was made to a fault case of 󰀱󰀱0kV capacitive voltage transformer (CVT) founded in condition-based maintenance system. The system integrated the application of infrared thermometry and oil chromatographic technique to carry out state diagnosis. It was ini-tially judged that there existed serious overheating phenomena inside the B-phase voltage transformer. The electrical test and the strip inspection etc. methods were used to verify the results of fault diagnosis, which embodies that the condition-based maintenance system could effectively grasp the running state of voltage transformer and diagnosis faults timely and accurately.

Key words: infrared thermometry technique; oil chromatographic technique; capacitive voltage transformer (CVT); electrical test; equip-ment disintegration

0 引言

状态检修是解决当前检修工作面临问题的重要手段[1]。它是企业以安全、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估、检修决策等手段开展设备检修工作，达到设备运行安全可靠、检修成本合理的一种检修策略。状态检修具有及时处理设备隐患、克服定期检修的盲目性、减少人力投入等优点，从而科学制定检修间隔和检修项目，提高设备检修过程中的针对性和有效性，最大限度延长设备寿命，提高运行可靠性，降低检修成本。

行信息作为检修的凭证，有效的判断设备的健康状况[2]。目前状态检修体系中的检修技术主要包括以下几个方面：(1)绝缘油气相色谱分析技术；(2)局部放电检测分析技术；(3)红外测温技术等。电压互感器(PT)状态检修技术主要包括红外测温技术和油色谱分析技术两类。

红外测温可以在设备不接触、不停运、不取样、不解体的条件下，直观、准确、快速地测量带电设备的温度，对设备的运行状态进行有效监测，判断运行中设备的健康状况，及时发现设备潜在的隐患，为制定合理且安全的状态检修计划提供可靠的科学依据，是现阶段实现状态评价的有效手段之一[3]。

绝缘油气相色谱分析技术是目前国际上公认的对充油类电气设备故障检测最为灵敏且快速的方法[4]。它以正常运行及故障情况下绝缘油分裂出不同分解产物为依据，分析油中所溶解的气体组分和浓度含

1 电压互感器状态检修技术

状态检修优化了传统的定期检修，将设备的运

作者简介：程祝媛(1986- )，女，工程师，技师，硕士，从事变电设备油化试验、电气试验、带电测试及状态检修工作。

3󰀵

电工电气 (20󰀱7 No.3)量，可以及时地发现充油电气设备内部可能存在的潜伏性故障及其发展程度，对于一般互感器常见的故障如设备绝缘受潮、内部放电、过热等，都能通过它发现。因此，加强对充油互感器的色谱检测是十分重要。

2 故障分析与处理

2015年9月10日国网漳州供电公司电气试验人员在对110kV东埔变电站开展红外测温状态检修项目时发现110kV Ⅲ段母线PTB相电磁单元温度较高，环境温度为26℃时，最大值为45.8℃，三相PT温度对比如表1所示。

表1 110kV Ⅲ段母线PT三相红外测温数据对比

℃

相别电磁单元电磁单元电容分压器电容分压器最高温度最高温升最高温度最高温升

A35.29.227.51.5B45.819.827.91.9C

35.5

9.5

27.4

1.4

由表1可知，B相电压互感器电磁单元最高温升为19.8℃，依照DL/T664—2008《带电设备红外诊断应用规范》，对电磁单元使用综合致热型设备判断方法判断标准可知B相电压互感器存在严重发热缺陷。

9月11日，试验人员对110kV Ⅲ段母线PT 开展取油并进行油试验，三相油色谱试验结果如表2所示。

表2 110kV Ⅲ段母线PT三相油色谱及

微水试验数据

μL/L

组分相别ABCH233.0190.045.0CO170.02000.0170.0CO238.03200.0140.0CH42.1140.02.7C2H61.3120.02.0C2H41.2430.01.8C2H2042.00总烃4.6732.06.5水份

15.0

44.0

13.0

由表2可知，依照国家电网公司文件[2014]52kV及以下电容式电压互感器，CH4≤300μL/L；C2H4≤300μL/L；H2≤150μL/L；C2H2≤5μL/L，水份≤35μL/L，该PT的A、C相油中各组分的浓度在标准要求的范围内，而B相的试验数据超过标准要求，3󰀶

状态检修技术在电压互感器故障诊断中的应用对B相色谱试验结果使用特征气体法和三比值法分析如下：

(1)特征气体法。从本次油样的试验结果可知，该B相PT总烃较高，C2H4＞CH4，其乙炔含量占总烃的比例为5.7%，氢气占氢烃总量的26%，因此使用特征气体判断故障类型的方法可初步判断B相PT内部存在严重过热现象。

(2)三比值法。根据三比值法定义及编码规则，混合油样所脱气体三比值法计算结果如表3所示。

表3 三比值法及编码结果

特征气体比

项目C2H2CH4C2H4C2H4H2C2H6比值结果0.0980.7403.583比值编码

0

0

2

由表3可知，三比值法比值编码为002，根据三比值故障类型编码方法可判断，该PT内部可能存在严重过热现象。

由特征气体法和三比值法得出的结论一致，即该B相PT内部可能存在严重过热情况，这种故障引起的原因可能是：引线夹件螺丝松动或接头焊接不良、铁芯饱和、绕组匝间短路等。另由表2可知，该PT油中水分超过标准，PT内部存在受潮现象。

3 停电试验

试验人员于 9月12日安排停电进行检查试验，试验项目为绝缘电阻、介质损耗和电容量测量。该电容互感器结构原理及电气连接如图1、图2所示。

一次接线端外置式金属膨胀器铝合金罩子电

容分高压电容电容分压器套管压器

中压电容中压端子电磁单元箱体电磁中间变压器低压端子阻尼器单元

二次端子箱补偿电抗器图1 电容式电压互感器结构原理

《输变电设备状态检修试验规程》标准，110状态检修技术在电压互感器故障诊断中的应用C1T

a1C2xδa12JxZa2XLfFxf

图2 电容式电压互感器电气连接原理图

对该PT进行绝缘电阻测试，试验结果如表4所示。

表4 110kV Ⅲ段母线PT B相绝缘电阻试验结果

接线方式绝缘电阻/MΩ

接线方式绝缘电阻/MΩ

δ/X350X/δ.E200δ/X.E200a1x1/E1000X/δ

300

a2x2/E

1500

使用AI-6000E型高压全自动介损测试仪对该B相PT进行介质损耗及电容量项目测试，试验结果如表5所示。

表5 110kV Ⅲ段母线PT B相介损及电容量试验结果

介质损耗tanδ/%电容量/pFC1C2C1

C2Cx

Cn

0.0420.038

28790.0

68723.020290.0

20169.1

表5中，Cx为C1、C2并联总电容，Cn为该PT的额定电容量。

通过高压试验项目分析可知：

(1)由表4，δ/X(X不接地)、δ/X.E的绝缘电阻数值可判断δ端的绝缘性能下降；(2)由表4，X/δ(δ不接地)、X/δ.E的绝缘电阻数值可判断中间变一次绕组绝缘性能下降；(3)由a1x1/E、a2x2/E、afxf/E的绝缘电阻数值可判断，二次侧绕组绝缘性能正常；(4)表5表明该PT分压器的电容C1、C2完好。

综合高压试验项目和油化试验项目的结果分析可初步判断，本次故障可能是由于油箱内部受潮，导致箱内设备的绝缘性能下降；中间变压器在运行中长期发热，使绝缘加速老化。

4 设备解体检查情况

该CVT型号为WVB110-20H，2008年6月由某机电有限公司生产，2009年7月投入运行。现场解体检查发现注油口及密封圈存在明显的黑色油渍，电磁单元油箱内部元件表面被油泥覆盖，用布擦去油泥，金属元件未发现明显的锈蚀现象。对中间变压器解体发现其绕组部分绝缘纸已被碳化。

电工电气 (20󰀱7 No.3)

5 原因分析

由绝缘油气相色谱试验结果，通过特征气体法以及三比值法，结合微水试验结果可判断该电压互感器内部存在受潮以及严重过热的情况。受潮可能是取/注油口在取/注油后未保证密封良好，导致长期的运行过程中，外部雨水或潮气进入电压互感器内部；过热可能是由于引线夹件螺丝松动或接头焊接不良、铁芯饱和、绕组匝间短路等原因导致。根据现场高压试验以及解体情况，可判断出因过热导致中间变压器绕组绝缘纸碳化，使得其绝缘性能严重下降。

经查阅历史记录，2010年6月12日该PT进行停电检修试验，安装公司试验人员打开注油口取油。本次故障可能是因为上次检修时恢复取油口紧固不良，导致电磁单元进水受潮，油水长期混合形成油泥，覆盖于金属部件上，造成外引线的绝缘下降；另外，电磁单元受潮造成绝缘性能降低，在长

期的运行过程中严重发热，导致一次绕组纸绝缘受损，发热效应长期积累最终导致绕组绝缘纸碳化，影响设备供电的可靠性。

6 预防措施

针对东埔变110kV Ⅲ段母线PT B相异常情况的建议：(1)对于新投运设备，在投运前应在设备注油口涂抹硅酮胶进行密封，防止空气中的水分进入注油口。运行中的设备则结合停电对注油口进行检查，并密封处理。(2)设备检修取油后，应检查取油口的密封情况，预防因取油口密封不良而导致设备故障。(3)本次案例充分说明开展红外测温、油色谱试验等状态检修项目在电力系统中预防事故的重要性，在日后的工作中，应加强设备的状态检测工作。(4)在工作过程中应严格按照取油标准规范操作，避免因操作不到位导致设备存在潜在故障。

7 结语

由于电容式电压互感器本身的结构特点，现行产品电磁单元变压器的一次联结点在瓷套内部，不可拆卸，在预防性试验和故障分析时，无法直接对

(下转第48页)

37

电工电气 (20󰀱7 No.3)一种室内变电站空气监测调节装置研究C3，其分别用于进行电源滤波、减少电源中纹波等对信号的干扰。

C2T2VCC S+ S-GNDO2-A2传感器C3+5VR4人，HW=0表示没有检测到人；M表示门状态检测变量，M=1表示门为开启状态，M=0表示门为关闭状态。

放大器7U213+62-INA1284854 结语

AD2微处理器对于室内变电站，通风系统首先要保证变电设备运行的安全性，其次要保证当检修工作人员进入长期封闭的变电站时的人身安全。设计的室内高压变电站空气监测调节装置，能够同时满足上述两种要求，通过采用臭氧、氧气、人体红外、门锁四个参数，来控制通风系统，可靠性高；通风系统可以自动判断实现间断开启，无需长时间一直通风，也不是定点通风，从而减少设备使用时间，降低设备使用损耗和电能损耗；其能够及时保证室内变电站的空气质量，保证工作人员身体安全。

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收稿日期：2016-12-14

图4 氧气检测电路示意图

3 检测参量和控制命令对应关系

由图2可知：检测部分主要实现将测量信息转换成检测信号，输出给核心部分，其检测参量对应的控制命令如下：

(1)当CO3≥Cset1，或者CO2≤Cset2，或者

HW=1，或者M=1时，其中一个满足要求就要启动通风控制系统。

(2)当CO3＜Cset1，且CO2＞Cset2，HW=0，M=0，四个状态同时满足，则不需要启动通风系统。

(3)当CO3≥Cset1，或者CO2≤Cset2，长时间室内都处于此种状态，则可能是室内通风系统无法正常工作，导致室内臭氧的浓度一直很高而无法降低，或者氧气浓度很低而无法升高，因此，室内空气质量很差，长时间会损害人身体健康，从而发出报警信号，提醒工作人员。工作人员可以根据报警，做出相应应对措施。

其中，CO3为臭氧检测浓度；CO2为氧气检测浓度；Cset1为臭氧浓度的上限值；Cset2为氧气浓度的上限值；HW为红外人体检测变量，HW=1表示检测到

(上接第37页)

电磁单元的特性和绝缘状态进行分析检测。本案例通过红外测温技术结合绝缘油色谱试验判断电容式电压互感器故障的类型，停电试验和设备解体分析的结果验证了状态检修体系的有效性。说明状态检修体系通过各种的状态监测手段，可以有效地了解电容式电压互感器的运行状况，及时、准确地诊断出故障点，同时通过状态评价，给出风险预测，提出处理措施，可以有效地防止类似故障的发生，最终完成对设备的过程管理。 48

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收稿日期：2016-10-14