一例110kV流变色谱超标原因分析

郝晓强 颜士远 马超

（江苏省电力公司检修分公司）

一例110kV流变色谱超标原因分析

郝晓强 颜士远 马超

（江苏省电力公司检修分公司）

本文介绍了一起110kV流变B相色谱超标的缺陷，再通过局放耐压，高压介损试验数据验证了流变发生内部局放故障。阐述了该流变内部发生局放的原因，提出防止流变发生类似故障的措施。

电容式电流互感器（CT）；介损；色谱；局放

0 引言

110kV及以上电压等级户外电流互感器，多为油浸倒置式。为及时发现设备的绝缘缺陷，应定期对设备进行预防性试验，油微水及色谱分析。通过相应的绝缘试验手段诊断运行中的设备绝缘故障，然后再通过油微水及色谱分析进一步确定潜伏性故障性质，可有效避免电网事故发生。

1 故障概述

2015年8月，试验人员发现220kV某变110kV836间隔流变B相油色谱分析氢气超过注意值。此台流变是某电力电瓷厂2009年出厂，型号为LVB-110W型。由于最初的停电试验数据并无异常，决定对该设备进行跟踪色谱分析。历次色谱分析数据如表1所示。

表1 2011～2015年历次数据比较

从表1中可以看出，进入2015年底，色谱特征气体中出现C2H2，H2也显著增长，总烃也逐步接近注意值，总烃相对产气率也已超过10%/月。巡视时发现B相油位指示异常偏高，故立即向调度申请停电，进行诊断试验分析。

2 停电试验及解体检查

停电后现场对B相流变进行外观检查，结果显示该相流变外表清洁、连接可靠，未见闪络、渗油及其他异常，但是顶部膨胀器油位异常升高。

测试流变一次绕组，二次绕组及末屏的绝缘电阻，一次绕组，二次绕组的直流电阻、变比、伏安特性，测试结果均正常，且与交接试验数据无明显差异。

测试一次绕组对末屏的介损及电容量，介损为0.827%，接近注意值1%，且远高于交接试验0.283%的测试值；铭牌电容量527.3pF，测试值与历次试验数据变化不大。

接着对该相流变进行高压介损测试，试验电压从10kV升到Um/（70kV）。介质损耗从10kV下0.823%增长到70kV下1.243%，增量0.42%，超过状态检修规程要求的增量±0.3%，且70kV下的介质损1.243%也超过规程要求的1%。如表2所示。

表2 介质损耗随电压变化数据

在解体前进行油耐压试验及局部放电测试，发现1.2Um/（80kV）下局部放电量为578pC，超过规程规定的20pC，局部放电严重超标。起始放电电压为52kV，熄灭电压为40kV。

为了确定故障性质，对流变进行解体检查，发现电容屏绝缘纸间大量蜡状物析出，绝缘纸发粘硬化。划芯检查还发现绝缘纸有明显褶皱处。见图1～图2。

图1 绝缘纸的褶皱处

图2 绝缘纸层间蜡状析出物

综合以上试验结果可以判断该故障相流变运行过程中，因内部绝缘缺陷发生局部放电，导致绝缘水平下降。局放产生的气体又加剧了放电过程，导致恶性循环，绝缘油不断劣化分解，油位异常升高。

3 故障原因及性质分析

通过解体前的高压介损试验，绘制了高压介质损耗随电压升高变化趋势图，见图3。可以看出在起始放电电压40kV以下时，介质损耗增长较平缓。试验电压超过40kV时，局放现象加剧，气泡放电成为放电的主体因素，介质损增长明显加剧。介质损耗从10kV下0.823%增长到70kV下1.243%，增量0.42%，超过状态检修规程要求的增量±0.3%。且70kV下的介质损1.243%已超过规程要求的1%。结合解体后绝缘纸褶皱的情况，以及油裂解产生的蜡状物，可以判定故障流变内部绝缘缺陷导致局部放电，油裂解产生气泡，运行电压下发生气隙放电，导致介质损耗显著增大。

色谱分析如下特点，H2占氢烃总量较高，达到85.2%～97.9%。CH4占总烃比例较高，达到90%以上。H2/CH4大于10，两者基本上同比增加。进入故障晚期，C2H6开始加快增加，最后出现C2H2气体。根据溶解气体解释表［4］，C2H2/C2H4大于1，CH4/H2小于0.1，C2H4/ C2H6小于0.2，特征故障为局部放电，如表3所示。

表3 溶解气体分析解释表

根据气体比值图示法［4］，使用立体图示法或大卫三角形法予以判定。计算H4占CH4、C2H4、C2H2三者和的98%以上，即可判定为局放故障。由最后一次色谱分析数据可知，H4、C2H4、C2H2三者和为69.8μL/L，而CH4为69.4μL/L，占比高达99%，判定为局放故障。

4 防范措施

如何避免流变内部局放故障，防范故障最终发展成绝缘击穿、爆炸等恶性事故，是试验人员关心的问题。根据以上110kV流变故障特征发展过程，我们给出以下几点建议：

1）互感器厂家应加强生产环节的质量管理，特别是绝缘处理环节的质量控制。因为生产环节的任何一个缺陷，即使是很小的缺陷，都会引发影响运行环节安全稳定运行的重要问题。

2）当对油浸式流变绝缘产生怀疑时，应进行高压介损试验。该试验是绝缘检查的重要手段，能灵敏反应电流互感器的绝缘状况。较常规预防性试验，高压介损更能反映出设备内部绝缘潜在薄弱环节及高电压下局部放电故障。

3）色谱分析对油浸设备的放电故障可以早期发现，定期开展该项试验有助于提高设备安全稳定运行。特别是刚投运的新设备，更应该开展此类试验，建立数据档案。

4）加强设备的巡视工作，如果发现设备油位异常一定要加以重视，进一步开展停电诊断试验及色谱分析。

5 结束语

电流互感器是电网运行的重要设备，加强巡视和诊断性试验分析是保证其安全稳定运行的管理措施和技术手段，两者缺一不可。及早发现设备的早期缺陷，把故障消灭在萌芽状态，保证系统安全稳定运行，应引起试验人员的高度重视。

［1］陈化刚.电气设备预防性试验方法［M］.北京：水利电力出版社，1994.

［2］西南电业管理局试验研究所.高压电气设备试验方法［M］.北京：水利电力出版社，1984.

［3］清华大学，西安交通大学，合编.高电压绝缘［M］.北京：电力工业出版社，1980年.

［4］GB/T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则［S］.2001.

（2016-08-12）