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220kV 倒置式电流互感器喷油原因分析

作者:论文发表网 更新时间:2019-01-07 19:19:58
19.1K 1 引言
220kV 某变电站倒置式电流互感器 B 相发生膨胀器喷油情况,停
运检查发现设备金属膨胀器严重变形并达到刚性形变,色谱分析确认
了设备内部存在放电故障,油中氢气含量达到 31047.65μL/L,继续运
行有爆炸危险。为了查找设备故障根本原因,将该相互感器于 4 月 28
日返厂进行解体检查,此电流互感器是由江苏思源赫兹互感器厂生产,
型号为:LVB—220W3。
2 故障原因初步分析
故障发生后,调取了该设备的交接试验数据,包括绝缘电阻、直
流电阻测量、电容量及介质损耗因数测量、交流耐压,从交接试验数
据上看未发现异常;从电流互感器精确红外测温图片中看到三相之间
温度也无明显偏差,设备未见异常;但从电流互感器故障前后油色谱
试验数据(见表 1)可以分析出,B 相电流互感器内部出现局部缺陷,
缺陷发展导致局部放电发生,产生特征气体,特征气体的产生进而使
放电进一步加剧,同时使得电流互感器内部温度升高,金属膨胀器内
部压力增大,电流互感器油位指示升高,引起电流互感器金属膨胀器
的密封垫偏移,油位观察窗膨胀变形,金属膨胀器的内部压力使油从
膨胀变形的油位观察窗喷。
3 解体分析
3.1 解体前的准备工作
为了对能查找到设备内部故障的根本原因,思源赫兹互感器厂做
了设备解体的准备,编制的比较详细的解体方案。
(1)对存在故障的 B 相及未发生故障的 A、C 两相进行油色谱测
试;
(2)对 B 相进行补油并静止至少 24 小时后同 A、C 两相一起进
行局部放电、高压介质损耗因数测量等试验(因现场需要,B 相补油
后只静止了两个小时);
(3)各项试验完毕后对存在故障的 B 相进行解体,在解体过程
中查找故障原因,有专人负责设备材料和制造工艺的检查;
3.2 解体前的检查和试验
首先对三相电流互感器内的绝缘油进行了色谱试验,发现故障设
备色谱数据存在异常,初步判断设备内部存在放电性故障,然后对包
括故障互感器在内的三相设备进行了外观检查,发现存在故障的 B 相
电流互感器上部的金属膨胀器发生刚性形变其余两相设备金属膨胀器
正常。外观检查后对设备进行了局部放电和高压介损等试验。局部放
电试验也证明设备内部存在严重的局部放电,当 B 相一次施加电压在
126kV 时其一次绕组对整体绝缘的 tanδ达到 2.85%,证明了设备内部
存在严重的故障导致介质损耗增加。
3.3 故障设备解体检查
3.3.1 对 B 相电流互感器进行解体检查。拆解下已经变形的金属
膨胀器,检查发现金属膨胀器因设备故障产气受到油气压力发生刚性
形变,在薄弱的变形部位出现明显的开裂口,故障发生时绝缘油就是
从这个开裂口喷出。
3.3.2 将变形的金属膨胀器放置在平台上,调整油位指示标的位
置,发现盒式膨胀器在发生膨胀形变后容易产生假油位,证实了电流
互感器 B 相在故障后油位与 A、C 相比较虽然出现偏高但是未达到最
大值上限的情况,说明当时 B 相故障后油位指示标指示了假油位。
3.3.3 将电流互感器外瓷套吊离,在将互感器一次引线穿管拆除,
发现一次引线穿管中间存在黑色物质,分析为一次引线穿管与互感器
主绝缘层摩擦所致,现场用绝缘纸摩擦铝管证明了黑色物质的产生,
其不是放电产物不会影响设备正常运行。
3.3.4 将电流互感器内芯吊起,检查了二次绕组外面绝缘层的金
属屏蔽层、屏蔽带、四根屏蔽层连接线、绝缘层外层绝缘纸、半导体
层等部位,上述部位外观完好无异常情况。
3.3.5 二次绕组外面绝缘层由 36 层绝缘构成,每层绝缘由对二次
绕组屏蔽罩圆环进行辐向缠绕的电缆纸和皱纹纸分别叠成(屏蔽罩外
环还缠绕一层沿着圆环圆周方向的皱纹纸),经过逐层解剖发现,由内
向外数第 28 层绝缘开始,整个圆环上的绝缘层用手触摸能感觉明显粘
稠,解剖至第 17 层时有明显刺激性气味,最终解剖至第 4 层开始用手
触摸绝缘纸无明显粘稠且刺激气味逐渐减弱。
3.3.6 解剖到第 20 层绝缘时发现,二次绕组屏蔽罩外面绝缘层的
内环出现相对的两片区域存在较多的鱼鳞状褶皱,用手触摸没有明显
粘稠感,鱼鳞褶皱层在随后的解剖中不时出现,分析认为因人工缠绕
导致各层绝缘纸松紧存在不可避免的差异,在干燥时就可能因绝缘纸
收缩出现鱼鳞状褶皱。
3.3.7 将二次绕组外面绝缘层全部剖开,发现二次绕组屏蔽罩光
滑无任何异常。
3.3.8 二次引线管外面的绝缘层由整张增强型绝缘纸和 60 个端
屏构成,解剖后未发现异常。
3.3.9 切割二次绕组屏蔽罩后进行检查未发现异常。
3.4 解体情况判断及分析
3.4.1 本次解体前通过油色谱分析、局部放电、高压介损试验确
认设备内部存在放电性故障,通过改良三比值判断设备内部存在高能
局部放电,但根据设备结构特点和尚能经受运行额定电压的事实,初
步判断设备内部可能存在大面积局部放电并逐渐发展到局部放电和低
能量放电并存的放电性故障而不能定义为高能量放电。
3.4.2 设备解体过程中未发现明显的放电痕迹,仅发现二次绕组
屏蔽罩外面的绝缘层中间各层存在手感粘稠物质和刺激性气味,判断
出各绝缘层间存在 X 蜡,且存在面积较大。X 蜡是绝缘油在放电情况
下的产物,因此可证实各绝缘层间存在局部放电和低能量的放电。
3.4.3 由于发现的 X 蜡产物仅能靠手触摸的粘稠感觉和出现刺激
性气味来判断,说明设备故障发现的非常及时,一旦故障度过发展阶
段设备将出现爆炸起火。
3.4.4 解体中发现出现 X 蜡产物部位不是集中部位而是主要分散
于整个绝缘的第 4 层至第 28 层间,由此可判断故障存在大面积的特性,
设备出厂存在真空干燥不彻底残留气泡或水分时就可能造成这种典型
的大面积夹层局部放电进一步发展为局放和低能量放电并存的故障类
型。
4、结论和建议
该设备投运至发现缺陷历时 6 个月零 22 天,在此期间仅能通过巡
视油位和红外测温来对设备进行监督,最终是巡视中发现喷油后才确
定设备存在故障。一般情况下故障都是要经过发生、发展、高潮的过程,因此针对此类设备应开展必要的监督工作,目前相对灵敏和准确
的手段就是油色谱分析,虽然倒置式电流互感器属于密封少油型设备,
但是在必要情况下也是允许取样分析的,按照厂家设计的盒式膨胀器
类互感器结构,取样 500 毫升不会影响互感器密封和油量需要,因此
必要情况下进行 4~5 次色谱分析(验收 1 次,投运后 3 个月 1 次,投
运后 5~6 年 1 次,可根据需要抽检 1~2 次,大体 4~5 次色谱试验就
能有效监督倒置式电流互感器运行状况;特别注意每次 50 毫升油样便
足够)不会对设备造成不良影响。
鉴于解体中出现明显假油位指示情况,在现场这种盒式金属膨胀
器发生刚性形变后容易存在油位指示不变甚至变低的情况,因此不利
于现场对油位的准确巡视和监督,正立式电流互感器很多年以前就不
建议安装盒式膨胀器而采用波纹式金属膨胀器。
参考文献
[1] 操敦奎,变压器油中气体分析诊断与故障检查,中国电力出
版社,2005
[2] GB/T7252—2001,变压器油中溶解气体分析和判断导则
作者简介:
杨宝伟,1962-01 男,高级工程师,从事电气试验工作。
(上接第 1 页)闪络接地故障时,消弧线圈经过自动补偿故障相容性
电流之后就会导致接地电弧出现熄灭,这样就能大大降低雷击线路的
建弧率,这样就能保证 10kV 架空配电线路供电的稳定性。如果 10kV
架空配电线路出现的故障不是瞬间故障,这时候使用消弧线圈就会导
致线路在有故障的情况下继续进行工作,这样就有可能导致线路出现
短路情况的发生。因此应该根据线路选择不同的消弧线圈[3]。在线圈选
择过程中,消弧线圈应该在配电线路中,在电缆混合线和架空裸线中,
如果电缆线的长度较长,使用消弧线圈时应该对实际情况进行仔细考
虑,消弧线圈的运行方式应该是小电阻接地,并且还要有零序保护进
行搭配,这样才能顺利运行。只有正确选择消弧线圈,10kV 架空配电
线路的防雷保护才能做得更好。
四、结语
总而言之,10kV 架空配电线路是电力系统的重要组成部分,有效
防治雷害是降低配电架空线路发生瞬时故障的重要内容。10kV 架空配
电线路的安全运行与人们的生活息息相关,因地制宜做好配网的防雷
规划,科学对比防雷措施的选择,不断提高线路防雷水平,将大幅度
减少配网线路因雷击引起的故障跳闸,有效提高供电可靠性和安全用
电水平。
参考文献
[1]苟晓强.浅谈架空输电线路的防雷措施[J]. 技术与市场,2016,
08:58-59.
[2]孙向博,孔德龙,陆迪. 10kV 配电线路防雷保护措施分析[J]. 通
讯世界,2016,17:119.
[3]林忠远.浅谈 10kV 配电线路防雷现状和对策[J]. 科技创新与应
用,2016,23:223.
(上接第 2 页)5.2.1 故障现象
某 35kV 变电站一台 10kV 断路器在热备用转运行过程中出现储能
电机不运转,储能指示灯不亮,保护测控装置发“控制回路断线”报
警信号,断路器不能合闸,报故障给检修单位。经检査,检修人员发
现储能接点断开,导致合闸回路和储能回路不通 o 取下储能微动断路
器检査,发现微动断路器簧片已失效。
5.2.2 故障分析
由于材质问题,微动断路器没有达到正常使用年限而提前失灵。
5.2.3 处理方法
更换储能微动断路器,经过处理后,储能电机运转,断路器正常
储能,储能指示灯亮,“控制回路断线”报警消失,断路器能正常合闸。
5.3 机构内辅助断路器受潮失灵引起的控制回路断线
5.3.1 故障现象
某断路器在调试过程中,后台监控机报“控制回路断线”故障。
检修人员打开机构箱前盖板,发现机构箱内有烧焦味道,进一步检査
发现辅助断路器有明显烧伤痕迹、机构箱壁有水珠。
5.3.2 故障分析
由于连日阴雨天气,空气湿度很高,机构箱内严重受潮,当进行
一次分合闸操作后,电机储能回路接通开始储能,储能辅助断路器通
电,导致辅助断路器烧毁。
5.3.3 处理方法
更换辅助断路器,然后对断路器机构箱进行除潮干燥处理。当地
湿度较大,在断路器柜内加加热器。
5.4 分合闸线圈烧毁引起控制回路断线
5.4.1 故障现象
在雷雨天气、频繁雷击环境下,多台 10kV 真空断路器在线路故
障跳断路器后,因控制回路断线故障不能进行自动重合闸。
5.4.2 故障分析
断路器跳闸后,合闸回路接通,合闸线圈带电,若此时保护装置
给出合闸指令而合闸电磁铁脱落或卡涩,导致合闸线圈长期通过大电
流从而烧毁。电磁铁脱落是由于断路器在分、合闸操作中产生振动造
成的,长期的振动可使电磁铁的固定螺丝产生松动,直至脱落。卡淫
则可能是由灰尘、铁心端部弯曲造成。
5.4.3 处理方法
更换合闸线圈,对电磁铁进行紧固。定期清扫灰尘,保持柜内清
洁。
6 结语
综上所述,10kV 真空断路器在我国已经大量地生产和使用,但在
真空断路器实际运行中,其缺陷和故障日渐增加,为更好地解决问题,
确保电气设备的安全稳定运行,保证供电的可靠性,对其故障进行分
析,研究其处理措施具有十分重要的意义。本文对 10kV 真空断路器
运行中的故障进行分析,并提出了有效的处理方法,对真空断路器故
障的处理具有重要的参考价值。
参考文献
[1]马鹏.10kV 真空断路器的回路故障与维护分析[J].中国新技术新
产品.2015(23)
[2]左述鹏.10kV 真空断路器常见故障及处理方法[J].中国高新技术
企业.2014(25)
(上接第 3 页)接地电阻越大,雷击杆塔顶部时,作用于线路两端的
电位差就越大,线路的耐雷水平会因此而降低。所以,要想提高输电
线路的耐雷水平,应该尽量减小杆塔的接地电阻[2]

3、其他提高输电线路耐雷水平的绝缘配置方法
1)采用差绝缘方式。所谓差绝缘是指在电力系统输电线路中,对
于同一个基杆塔而言,保持三相绝缘不同,即相对于最上面一相的绝
缘而言,使下面的两相上分别增加一片绝缘子。这样当雷电流袭击输
电线路的杆塔或是上导线时,由于最上面的导线上少一片绝缘子,绝
缘性能比较“弱,因此该相导线会先于下面两条导线击穿,把雷电流
放入大地,从而使输电线路中避免发生两相闪络现象。
2)采用不平衡绝缘方式。不平衡绝缘原则指的是在电力系统中对
于采用双回路供电的系统而言,使两条供电回路的绝缘子串片数有所
差异,这样,当有雷击输电线路时,其中采用绝缘子串片数少的回路
会首先发生闪络现象,发生闪络后的导线相当于地线,把雷电流放入
大地,因而增加了对另一回路导线的耦合作用,提高了另一回路线路
的耐雷水平使之不发生闪络,保障另一回路的连续供电。
结束语
由于雷电现象的复杂性与雷电活动的分散性,其危害不可能完全
消失与避免。为大幅度降低雷害事故的发生,必须在实践中积极探索,
并不断积累运行经验,以完善输电线路的防雷保护措施。对于雷电的
防护措施,既要保证耐雷水平的提高,又要考虑实际的经济问题,所
以本文对于影响输电线路耐雷水平的主要因素进行分析探讨,希望能
对今后的防雷工作大有帮助。
参考文献
[1] 许志元.山区高压输电线路雷击规律及对策研究[D].广西大学,
2014:2-11.
[2] 王叶伟.江西省输电线路差异化防雷技术应用及评估[D].华北
电力大学,2013:9. 220kV 倒置式电流互感器喷油原因分析
http://www.csdy123.com/lwfw/jsjyy/57590.html
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