林根德,黃繼來,劉茂集,許璞軒,陸 鋒
(國網浙江省電力有限公司溫州供電公司,浙江 溫州 325000)
與電磁式電壓互感器相比,電容式電壓互感器可以防止電力系統出現因互感器鐵芯飽和而引起的鐵磁諧振,從而得到了廣泛應用。電容式電壓互感器由分壓電容器和電磁單元組成,通過串聯電容分壓后接入電磁單元。分壓電容裝在充滿絕緣油的瓷瓶內,電磁單元的中間變壓器、補償電抗器和阻尼器裝在密封的金屬油箱內。
電容式電壓互感器是一種電壓致熱型設備,假如在運行中出現較大溫升的情況,通常是由于設備內部存在的故障引起,因此需要及時處理以免引起電網事故。
對運行中的輸變電設備開展紅外測溫可以有效發現設備的發熱故障,評估設備運行狀態。以下通過紅外檢測發現某電容式電壓互感器油箱部位發熱故障,結合停電試驗數據分析設備運行狀態,并進
一步對設備進行解體檢查,最終查找出電容式電壓互感器的發熱原因。
檢修人員在開展某變電站輸變電設備專項巡檢過程中,發現該變電站1號主變35 kV電容式電壓互感器B相油箱存在部分發熱現象。
該組電容式電壓互感器三相油箱近3次的溫度監測數據見表1。

表1 電容式電壓互感器近三次測溫結果 單位:℃
由表1可知,在本次測溫中,B相電容式電壓互感器的互感器部分溫差達到7.1 ℃,依據《帶電設備紅外診斷應用規范》中的電壓致熱型設備——電壓互感器(含電容式電壓互感器的互感器部分)缺陷診斷2~3 ℃的溫差判據,判斷該發熱達到缺陷級別。
觀察B相電容式電壓互感器油箱油位正常、外觀正常。后臺測控裝置顯示A,B,C三相電壓互感器電壓分別為20.21 kV,20.2 kV,20.21 kV,運行電壓正常。
對該電容式電壓互感器進一步開展聲光聯合帶電測試,采用紫外成像儀檢查未發現放電現象,采用超聲檢測也未發現異常超聲信號,現場也未聽到放電聲。
為進一步查明發熱原因,診斷設備運行狀態,保障電網的可靠運行,對該組電容式電壓互感器進行停電檢查。
對B相電容式電壓互感器油箱內絕緣油進行試驗,相關試驗數據如下。
絕緣油擊穿電壓46 kV,介質損耗0.85 %,水分含量7.8 mg/L,依據Q/GDW 1168—2013《輸變電設備狀態檢修試驗規程》擊穿電壓≥30 kV、介質損耗≤4 %、水分≤35 mg/L的判據,判斷B相電容式電壓互感器油箱內絕緣油試驗合格。
對三相電容式電壓互感器進行電容量及介質損耗測試,試驗數據如表2所示。

表2 電容量及介質損耗試驗數據
由表2可知,三相電容式電壓互感器電容量初值差≤±2 %,介質損耗因數≤0.5 %,依據Q/GDW 1168—2013《輸變電設備狀態檢修試驗規程》判斷電容量及介質損耗因數的試驗數據合格。
對三相電容式電壓互感器進行變比測試,試驗數據見表3。

表3 變比試驗數據
由表3可知,三相電容式電壓互感器變比實測數據與銘牌的額定值相符,依據GB 50150—2016《電氣設備交接試驗標準》判斷變比試驗合格。
測試B相電容式電壓互感器的絕緣電阻,試驗數據如表4所示。

表4 絕緣電阻試驗數據 單位:GΩ
由表4可知,B相電容式電壓互感器二次絕緣電阻≥10 MΩ,依據Q/GDW 1168—2013《輸變電設備狀態檢修試驗規程》判斷二次絕緣電阻的試驗數據合格,排除分壓電容末端N或二次繞組絕緣性能下降導致油箱發熱的可能性。
對B相電容式電壓互感器進行電脈沖局部放電試驗,依據Q/GDW 1168—2013《輸變電設備狀態檢修試驗規程》施加試驗電壓28 kV,試驗數據見表5。

表5 局部放電試驗數據 單位:pC
由表5可知,B相電容式電壓互感器局部放電試驗數據<6 pC,依據Q/GDW 1168—2013《輸變電設備狀態檢修試驗規程》中局部放電量應≤10 pC的判據,判斷局部放電試驗合格。進一步解體查找B相電容式電壓互感器發熱原因。
解體前,再次對該電壓互感器進行外觀檢查,外觀完好,未見破損和裂紋;油箱密封良好,未出現滲油漏油現象,金屬部分無銹蝕現象。
該電容式電壓互感器原理如圖1所示。

圖1 電容式電壓互感器原理
由圖1可見,da-dn繞組兩端并聯著阻尼器,由電容元件C、電感元件L并聯后再與阻尼電阻R串聯。
檢查阻尼器發現,電感元件和阻尼電阻的外觀正常,電感量和阻值均與出廠的數值相符;電容元件的外觀正常,測得電容量為36 nF,與出廠值380 nF相比,明顯減小。對電容元件進行解體,發現其內部存在放電擊穿痕跡,由此判斷電容元件發生了故障。該故障導致并聯諧振遭到破壞,無法呈現高阻抗的狀態,運行中流經阻尼電阻的電流增大,導致電阻發熱量增加,最終造成該電容式電壓互感器油箱發熱的現象。
電容式電壓互感器的阻尼器在正常運行中處于并聯諧振狀態,呈現高阻抗,流經阻尼器的電流很小。當阻尼器中的電容元件發生故障時,并聯諧振電路會失去諧振狀態,流經阻尼器上的電流增大,電阻發熱量增加,導致油箱內部發熱,溫度升高。