500 kV电容式电压互感器介损及绝缘数据异常缺陷分析与处理

曾 智

（南方电网超高压输电公司梧州局，广西 梧州 543002）

0 引 言

电容式电压互感器（Capacitive Voltage Transformer，CVT），是由电容分压器和电磁单元组成的具有独特结构的电器设备，除具有电磁式电压互感器的作用外，还可以兼作耦合电容器。其在现场应用过程中具有显著的优势，例如重量相对较轻、使用寿命较长、测量精度高、可靠阻尼铁磁谐振等，但是由于受设计水平、生产工艺等多重因素的影响，故障率相对高于常规的电压互感器[1-10]。本文对一起因绝缘及介损不合格导致的500 kV电容式电压互感器缺陷进行了分析，并简单阐述了分析过程、判别方法，对同类故障实例进行分析总结。

1 故障案例

1.1 现场预试分析

南网某500 kV变电站#1B主变在停电检修期间，试验人员按照预试定检计划对变电站#1B主变相关一次设备开展预防性试验工作。预试过程中发现，#1B主变500 kV侧CVT B相C2介损值超标、绝缘不合格。此次预试测得C2介损为0.587%，绝缘5 MΩ；介损值不符合Q/CSG1206007-2017《电力设备检修预试规程》中13.4项第16条介损应小于0.2%的规定，绝缘值不符合Q/CSG1206007-2017《电力设备检修预试规程》中13.4项第17条应大于100 MΩ的要求。本次试验数据如表1所示[11]。

表1 电容量及介质损耗因数试验数据

1.2 缺陷处理过程

按照南网缺陷定级标准，电压互感器绝缘不合格属于重大缺陷。该CVT型号为TYD3 500/√3-0.005H，2008年投运，运行年限已超过十年。经评估，决定对变电站#1B主变500 kV侧CVT B相进行更换。因此次检修任务不包含该项作业任务，工作人员填写了新的检修申请单，内容为变电站#1B主变500 kV侧CVT更换。当日总调许可此检修单开工，检修人员利用备品对#1B主变500 kV侧CVT B相进行了更换，并在次日完成更换及试验工作。设备预试结果满足公司相关反措以及Q/CSG1206007—2017《电力设备检修预试规程》等相关规程中的要求，试验合格。

1.3 绝缘油油化分析

B相绝缘油色谱分析数据如表2所示。

表2 B相绝缘油色谱分析数据

故障CVT更换下来后，试验人员取油样进行了色谱分析与微水分析。从表2中可以明显看出，氢气含量已经超过注意值（150 μL/L），运用特征气体法分析，CVT内部可能存在放电性故障，导致油在高温下分解出大量气体。利用改良版三比值法分析特征气体，比值为：

根据编码规则，其组合为（0、1、0），初步判断电容式电压互感器内部发生了由高湿度、高含气量引起油中低能量密度的局部放电。低能局放通过离子反应使油中C—H键（338千焦/摩尔）断裂，具体现象为油中氢气含量的增多。

利用库伦法测定绝缘油内部水分含量，试验结果如表3所示。从表3中可以看出，B相水分含量为54.8 mg/L，超出注意值。

表3 绝缘油微水含量测试数据

故障CVT油化试验中，油中氢气含量、微水含量均发现超标，说明设备内部可能已经受潮。

查看历年缺陷记录，发现设备曾经发生过类似缺陷：3年前发现B相下节的绝缘值偏低，介损偏大，取油样做耐压试验得耐压值为24.8 kV，低于厂家≥30 kV的要求。当时经厂家建议已对该相CVT进行更换绝缘油处理，处理后试验得C2介损0.066%，C2末端绝缘1 400 MΩ，试验结果合格，缺陷消除。

2 原因分析

综合油色谱试验分析数据、微水分析数据、预试数据与历年缺陷分析，判断该CVT出厂品控不严，CVT下节存在密封不严缺陷，在长期运行下导致缺陷进一步发展，进水受潮，绝缘降低。

3 绝缘异常故障典型实例原因分析

3.1 典型故障实例一

某500 kV变电站运维人员巡视时发现，某线A相CVT油位指示超出观察窗划线最高位，下节电容器与中间电磁单元的密封处冒气泡。停电试验发现该相CVT电容、介损测量值正常但绝缘电阻测量值不到1 MΩ。打开放油阀后流出油水混合物。返厂解体后发现，中间电磁单元内的油面仍然很满，电磁单元变压器铁心表面有多处锈蚀（最大锈斑面积约10 cm2）。综合分析该设备由于装配工艺不良，底座密封不严，致使运行过程中电磁单元进水受潮，导致绝缘降低。

3.2 典型故障实例二

某220 kV线路CVT在预试过程中，发现C2电容值仅为铭牌的一半，tanδ测量值为25%，绝缘电阻测量值为零。经检查，CVT外观无异常，端子接线正常，初步分析，预试数据不合格原因为CVT内部发生受潮。检修人员将故障CVT进行解体，发现电磁单元油箱法兰处螺栓存在松脱现象，油箱内部有锈斑，并且绝缘油受到污染，为浑浊状。综合解体检查情况与电气试验数据分析，判断CVT由于密封不严，导致运行过程中外界潮气和水分进入电磁单元致使设备内部绝缘水平急剧降低。经更换绝缘油与箱体烘干处理工艺去除箱体内部水分后，CVT重新组装并进行高压试验，试验结果合格，缺陷消除。

3.3 典型故障实例三

某500 kV线路CVT在预试过程中，发现A相下节介损测试不能正常升压，绝缘电阻测试值为0 MΩ。现场检查接线无误，设备外观无异常。将其解体后检查发现电磁单元油箱内部引线绝缘有破损现象，且有明显放电后的碳化痕迹。推断其在生产或施工环节由于工艺不良造成绕组引线破损，投运后故障进一步发展，最终造成对地放电。现场用绝缘材料对引线外皮重新包扎处理后，测量绝缘合格。将CVT重新组装后进行试验，试验数据均合格，设备恢复正常[12,13]。

4 故障防范措施

通过有针对性的定检与维护，达到提前发现故障，阻止缺陷进一步发展，提高CVT运维可靠性与稳定性的目的。针对以上几个例子所暴露出来的共性问题，提出以下几点运维建议：

（1）在日常维护定检过程中运维人员应规范开展专业巡维工作，确保设备巡视到位，提升专业巡维管理水平。CVT投运期间应避免带病运行，运维人员严格按照一站一册及设备差异化运维要求定期检查油位视察窗，查看电磁单元油位是否超出最高（低）点，检查电磁单元连接处是否有肉眼可见的油气冒出或油渍。

（2）检修期间专业班组应确认法兰螺栓紧固无松动，油箱密封良好。规范开展设备检修工作，坚持“应修必修，修必修好”原则，以发现、消除隐患和缺陷为重点，恢复设备性能和延长设备使用寿命为目标。严格执行公司制定的反事故措施，加强家族性缺陷管控并及时闭环，控制设备和电网风险，提高设备健康水平。

（3）严格按照检修试验规程开展预试工作，坚持“应试必试，试必试全”原则，试验过程中发现CVT介损及绝缘数据异常应引起重视，如怀疑试验数据存在异常应排除外部干扰并进行复测，并进行横向与纵向对比分析；对设备进行综合诊断，诊断结果应能互相印证，不单凭某项不合格数据断定故障类型与位置；定位故障后及时处理。

5 结 论

综上所述，本文针对某500 kV变电站#1B主变500 kV侧CVT预试过程中介损、绝缘不合格重大缺陷，分析了导致该起缺陷的原因，并对同类典型故障进行了延伸讨论，针对设备在运期间如何有效避免类似缺陷进一步发展给出合理的运维建议。