高壓開關柜局部放電故障診斷分析方法

(晉城供電公司，晉城 048000)

隨著電網的不斷發展，用電負荷的不斷增長，高壓開關柜被大量應用于電力系統中，是用戶供電的核心設備[1-2]。然而，開關柜在長期運行時，受環境、強電場、熱化學效應等影響[3-4]，柜內設備絕緣處不斷劣化，產生了局部放電現象。局部放電會進一步加快絕緣劣化速度，形成惡性循環，最后產生絕緣擊穿現象，甚至引發開關柜爆炸，造成近區短路事故，降低了供電的可靠性，提高了運維成本。

自開展狀態檢修工作以來，開關柜檢修工作量大幅減少，設備可靠性明顯提高[5]。但是以周期性停電例行試驗為基礎的狀態檢修工作存在停電壓力大、例行試驗無法及時反映設備狀態的變化趨勢、缺陷檢出率低等不足。隨著不停電檢測技術的發展和開關柜制造水平的成熟，國網公司于2016年開展了基于不停電檢測的開關柜狀態檢修工作，實現了開關柜狀態量的實時監測，大大提高了開關柜狀態檢修工作的有效性。

1 高壓開關柜局部放電檢測應用情況

目前，帶電檢測技術在開關柜狀態檢修中的應用已非常廣泛，隨著檢測人員技術水平的大幅提高，形成了一套可操作性強、結構完善的應用體系。不少單位成功開展了暫態地電壓、超聲波、特高頻、紅外測溫、紫外成像等帶電檢測項目，發現了開關柜的誤動、絕緣故障、載流故障、異物入侵等[6-7]。

經過近兩年數據的統計分析，發現絕緣與載流故障約占開關柜缺陷中的70%，其中絕緣缺陷約占絕緣與載流故障中的80%。開關柜絕緣缺陷引起的局部放電類型主要有沿面放電、尖端放電、懸浮放電、內部放電等，其中沿面放電占比最高，約為70%，其他局部放電類型占比依次遞減。局部放電故障主要發生在35 kV的開關柜上，在局部放電故障的所有開關柜中約占75%，局部放電故障發生在不大于10 kV開關柜上的比例僅為25%。開關柜內部設備局部放電分布比例及成因如表1所示，由表1可以看出，穿柜套管、穿墻套管局部放電的占比最高，約為34%。

表1 開關柜內部設備局部放電分布比例及成因

2 高壓開關柜局部放電診斷分析方法

2.1 干擾的排除

開關柜局部放電檢測易受各種干擾，其干擾源主要有4種：① 室外設備干擾信號，主要為室外馬達、變電站場地設備或桿塔電暈信號、主變機械振動干擾等;② 室內輔助設備干擾信號，主要為驅鼠器、照明閃爍、風機干擾等;③ 人員干擾，主要為人員手機信號、身體靜電干擾等;④ 高壓開關柜干擾信號，主要為柜體共振、多個局部放電故障互相干擾、超聲局部放電故障對附近柜體超聲波反射信號的干擾等。

排除干擾首先要關閉室內外輔助設備，進行背景檢測，通過暫態地電壓(TEV),超聲,特高頻信號方向、強度、幅值的變化趨勢，辨別聲音特征等來確定信號來源，必要時可采用具有定位功能的檢測儀器進行精確定位。

2.2 局部放電的檢測定位

2.2.1 局部放電檢測

局部放電檢測時應記錄背景值、環境溫度和濕度、開關柜的運行狀態，必要時記錄負荷，便于后期分析比對。TEV檢測位置應固定，便于跟蹤對比。超聲檢測采用超聲探頭從柜體縫隙、觀察窗等處進行檢測。特高頻信號應從玻璃觀察窗等非金屬封閉處檢測。對于存在局部放電異常故障應進行跟蹤監測，依據局部放電的嚴重程度和發展趨勢安排跟蹤周期。

2.2.2 局部放電定性

開關柜局部放電類型主要有沿面放電、尖端放電、懸浮放電、內部放電等，各種放電的信號特征、產生機理和放電位置不同。沿面放電超聲信號明顯，放電位置集中于設備表面，主要為表面臟污受潮引起絕緣下降；尖端放電超聲信號明顯，多伴隨有TEV(暫態地電壓)信號和特高頻信號，特高頻脈沖序列相位分布(PRPS)圖譜極性效應明顯，放電幅值較小且分散，主要為導電體表面毛刺棱角引起；懸浮放電特高頻信號明顯，多伴隨有TEV信號，PRPS圖譜相位常具有一定對稱性，放電幅值較大且較為穩定，主要由器件松動或異物引起；內部放電TEV信號明顯，多伴隨有特高頻信號，PRPS圖譜放電幅值較分散，且放電次數少，由于放電位置為設備內部，超聲信號衰減較大，超聲檢測不靈敏。

2.2.3 局放定位

利用暫態地電壓,超聲波,特高頻信號方向性、幅值變化趨勢、圖譜特征、聲音特征、開關柜運行狀態變化等進行初步定性定位，判斷局部放電設備及相序，并通過觀察窗查看相應部位及周邊外觀有無異常，必要時可增加紅外測溫、紫外成像等檢測手段，對局部放電缺陷進行定位和類型定性。

有條件時可采用局部放電定位儀進行精確定位，主要有2種方法：① TEV定位法,運用2只TEV傳感器檢測，通過時間差法和幅值來精確定位，信號先到達的傳感器先被觸發，表明該傳感器離放電點的電氣距離較近，且TEV幅值較大。② 特高頻定位法，運用2只特高頻傳感器檢測，采用時差法，當2個傳感器同時觸發時，放電點在垂直于兩個檢測點的平面上，實現精確定位。

2.3 停電檢查驗證

停電檢查局部放電缺陷時，首先檢查設備外觀是否良好，有無異物，接線是否松動等，采用工頻交流耐壓試驗和開關柜局部放電檢測相結合的診斷方法，配以紫外成像和紅外測溫等手段，每相升壓到運行電壓，分析信號變化趨勢，定位某一相后，對該相設備進行分步拆分試驗，最終確定缺陷設備，配以常規試驗進行確認，事實證明該方法對局放定位、分析判斷簡單有效。有條件時應對缺陷設備進行解體檢查，診斷故障的根本原因，對初步診斷結論進行驗證反饋。

采用閾值分析、趨勢分析、橫向分析、圖譜分析等方法，結合放電類型和放電位置，判斷局放缺陷嚴重程度及變化趨勢，并依據規程標準制定科學合理的應對措施。

2.4 缺陷歸類分析

對于高壓開關柜局部放電缺陷，應按照形成原因、設備種類、缺陷類型等進行歸納整理、比對分析、總結規律，查找潛在缺陷。例如：無屏蔽的穿芯套管在臟污受潮情況下易發生表面放電，且超聲信號與季節關聯大，應進行整體更換。35 kV開關柜尺寸設計較小，通過加裝絕緣隔板來彌補設備間距的不足，減小受臟污、受潮及孔距小等影響，35 kV開關柜在長期運行后更易發生表面放電，應加強絕緣隔板的設計制造、安裝維護等管控措施。

2.5 小結

局部放電形成原因多種多樣，且環境狀態復雜，常伴隨有干擾，檢測理論與實際存在一定偏差，應對案例進行總結提煉，形成典型經驗，以指導后續工作。

表面放電是開關柜最常見的放電類型，其根本原因是配電室溫度、濕度控制措施不夠完善，部分設備維護不到位，開關柜內濕度長期較大，甚至產生凝露現象。故應重視配電室溫度、濕度控制工作，必要時增加除濕裝置，采用加熱器貼柜壁安裝方式，35 kV斷路器艙室宜加裝加熱器，開關柜不宜采用全密封結構。

對于設備內部放電，可以在實驗室內將一次設備外殼、工作接地(指變壓器中性點、避雷器尾端接地等)與參考柜體連接，模擬設備在開關柜內的真實運行情況。部分設備內部放電存在局部放電檢測信號異常的現象，但停電試驗數據正常，這是因為設備絕緣存在一定問題，但停電試驗手段無法有針對性地有效檢出。

高壓開關柜帶電檢測較傳統試驗靈敏度高，能夠及時發現傳統試驗無法檢出的潛在性缺陷，可以應用到新設備的交接驗收中，能有效排除設計、制造、安裝工藝中的漏洞，大大提高新投設備的品質。

3 高壓開關柜局部放電檢測應用案例

3.1 故障簡介

2017年3月9日，某220 kV變電站35 kV 2號站變372開關柜后柜暫態地電壓測試數據與其他柜相比整體嚴重偏大，最大相對幅值為49 dB，遠超出標準值20 dB，無超聲信號，特高頻信號幅值為66 dB，懸浮放電位置為后下柜左側設備，經停電檢查為A相避雷器內部閥片松動引起的放電，并對其進行了更換處理。

3.2 故障檢測

3.2.1 背景檢測

背景檢測(指檢測開關柜運行環境有無干擾信號)時，室內除濕機、風機、照明、驅鼠器全部關閉，配電室西側為1號主變、2號主變，北側為主控室，東側為圍墻，南側為電容器組。背景檢測數據見表2(環境溫度為10℃；相對濕度為55%)，由表2可以看出，室內、外干擾較小，可以真實反映開關柜內的局部放電情況。

表2 背景檢測幅值 dB

3.2.2 檢測跟蹤

2017年3月9日，開關柜局部放電檢測數據如表3所示，由表3可以看出，2號站變372開關柜TEV數據異常，后柜下部最大相對幅值49 dB，大于20 dB，且伴有懸浮放電特征的特高頻信號，特高頻PRPS圖譜如圖1所示，初步判斷后柜下部設備存在內部局部放電。2017年3月11日，開關柜局放跟蹤檢測數據與9日相近，無明顯變化。

表3 開關柜局部放電測試數據 dB

圖1 372開關柜特高頻圖譜

3.3 診斷分析

3.3.1 TEV分析

閾值分析：后柜下部(左側A相附近)最大相對值為49 dB，大于20 dB。開關柜TEV橫向數據對比如圖2所示，2號站變372開關柜TEV數據異常，相鄰柜體TEV數據遞減(橫向分析)；2016年10月背景檢測11 dB，2號站變372開關柜后柜下部測試值為18 dB，結果正常，2016年之前檢測數據變化不大(趨勢分析)。2號站變372開關柜TEV檢測數據異常，與歷年數據相比有明顯增長。

圖2 開關柜TEV橫向數據對比

3.3.2 特高頻分析

閾值分析：2號站變372開關柜內部特高頻信

號為66 dB，背景檢測0 dB，相鄰柜體也有相同特征特高頻信號，但幅值較低，并逐步衰減。從圖2可以看出，特高頻信號為兩簇，幅值較大，且基本等高，具有懸浮放電特征。

3.3.3 綜合分析

結合TEV、超聲波、特高頻檢測情況，初步判定其為嚴重缺陷，放電位置在柜體后下左側A相設備處，放電類型為懸浮放電，但不排除設備內部放電。

3.4 停電處理

由于2號站變372開關柜局部放電缺陷較為嚴重，存在內部放電的可能，且站變設備相對易于停電，故于2017年3月11日停電處理。

2號站變372開關柜后柜內部設備有電流互感器、避雷器、電壓傳感器瓶，與相鄰2號站變柜經穿芯套管連接，2號站變柜內部設備有干式站變、電壓傳感器瓶、支柱瓶。定位過程如下所述。

(1) 2號站變柜內設備外觀檢查良好，對每相設備整體進行升壓，模擬運行情況，并實時檢測TEV、超聲波信號、特高頻信號，檢測數據如表4所示，檢測結果為2號站變柜內無局部放電信號。

(2) 2號站變372開關柜內避雷器外觀檢查良好，將避雷器引線打開，對每相進行升壓，模擬運行情況，檢測數據如表5所示，檢測結果為A相避雷器局部放電異常，與停電前局部放電信號極其相似。

(3) 2號站變372開關柜內電流互感器、電壓傳感器瓶、柜間穿芯套管外觀檢查良好，對其進行升壓，模擬運行情況，檢測結果如表6所示，檢測結果為2號站變372開關柜內電流互感器、電壓傳感器瓶、柜間穿芯套管無異常放電。

表4 2號站變柜局部放電測試數據

表5 2號站變372開關柜內避雷器局部放電測試數據

表6 2號站變372開關柜內其他設備局部放電測試數據

3.5 解體驗證

由于三相避雷器運行時間較長，且A相避雷器局部放電超標，故對三相避雷器進行了整體更換，避雷器例行試驗數據如表7所示(U1 mA指電流達到1 mA時的直流電壓)，A相舊避雷器直流泄漏電流超標。新避雷器在升壓模擬運行情況下局部放電檢測正常。

表7 避雷器例行試驗數據

檢查發現A相舊避雷器內部閥片松動嚴重，在平放狀態下運用X射線數字成像檢測，發現內部閥片間有一明顯間隙，與正常B相顯著不同，A,B相避雷器X射線數字圖像分別如圖3,4所示。

圖3 A相避雷器X射線數字圖像

解體后將避雷器倒置，發現底部有明顯間隙，避雷器內部共有兩種型號的18個閥片，每種閥片各有8個和10個，厚度不同，且一種閥片有絕緣橡膠包裹，頂部彈簧和部分閥片有明顯放電痕跡，但無進水受潮跡象，解體情況如圖5～7所示。

根據解體情況可以看出，35 kV 2號站變372開關柜局部放電是內部放電，所以無超聲信號，局部放電是由A相避雷器內部閥片松動引起的。避雷器閥片松動原因主要為彈簧老化而彈力不足，閥片混裝導致內部設計尺寸與實際尺寸產生誤差。

圖4 B相避雷器X射線數字圖像

圖5 底部縫隙外觀

圖6 閥片混裝外觀

圖7 閥片放電痕跡外觀

4 結語

局部放電已成為危及開關柜安全穩定運行的首要隱患，傳統檢修模式已無法有效檢出。基于超聲波、暫態地電壓、特高頻的帶電檢測技術可以對開關柜狀態量進行實時監測，不僅操作簡單，而且應用方便。結合升壓模擬運行檢測方法，能實現局部放電缺陷的精確定位和定性，顯著提升了狀態檢修工作的有效性和針對性。