电容型电气设备故障分析

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1、2008年第12期东北电力技术15电容型电气设备故障分析FaultAnalysisonCapacitiveApparatus张宇昆，王东烨，刘湘辉(1．长春超高压局，吉林长春130033；2．东北电力科学研究院有限公司，辽宁沈阳110006；3．葫芦岛供电公司，辽宁葫芦岛125000)摘要：电容型电流互感器、套管广泛应用于66kV及以上电压等级电网中。通过对3起电容型电气设备故障的分析，介绍了电容型电气设备故障综合分析方法在试验现场的应用。关键词：电容型电流互感器；套管；电气设备；故障分析[中图分类号]TM452．3；TM216．5[文献标识码]B[文章编号]1004—7913

2、(2008)12—0015—03电容型电流互感器、套管等设备长期处于工作2．1．2试验分析状态，受工作电压和过电压及光、热、潮气的作1994年5月7日春检时，发现绝缘油中含乙用，故障率在所有高压电气设备中所占比例较大。炔。油中溶解气体色谱分析数据如表1所示，高压根据《电气设备预防性试验规程》(简称《规绝缘定期试验情况如表2所示。程》)要求进行预防性试验，运用综合分析方法正表1色谱分析数据确判断，可以有效查找出油纸电容型设备绝缘缺陷，及时处理，预防事故发生。l预防性试验定期试验项目末屏绝主绝缘一次对末屏一次对1．1测量绕组及末屏绝缘电阻项目缘电阻电阻的介质损末屏的测量绕组绝缘电阻

3、的主要目的是检查其绝缘是／Mn／MD,失角值／％电容量／pF否有整体受潮或劣化现象。测量电容型电气设备末试验数据500010O0o0．21305屏绝缘电阻对发现绝缘受潮灵敏度较高。油中溶解气体色谱分析数据除含乙炔外，其他1．2测量电容型电流互感器介质损耗因数ta和电容量组分含量正常。同期绝缘试验数据良好。上述设备测量电容型电气设备主绝缘介质损耗因数tan8虽然含有乙炔，但其他试验数据表明设备内部无低能过热、高能放电及绝缘炭化现象。按当时预试规和电容量可以反映电容型电流互感器一次绕组电容程要求，乙炔含量没有达到注意值(3L／L)。高层间绝缘受潮、劣化变质程度。测量末屏对地介质损耗

4、因数tant~和电容量，可以检查电流互感器底压绝缘试验项目合格，设备可在运行中取油，决定部和电容芯子表面的绝缘状况。设备继续投入运行，缩短色谱分析周期，加强色谱1．3油中溶解气体色谱分析监视。乙炔含量监视结果如表3所示。油中溶解气体色谱分析对诊断电流互感器异常根据监视结果，1996年春检后，鉴于乙炔小或缺陷具有重要作用。于注意值而且无明显增长现象，其他组分未见异常，高压试验结果合格，设备无新的乙炔产生，转2故障分析为正常运行。自1997年开始，历次春检的色谱分2．1500kV电容型电流互感器故障析乙炔含量均小于注意值，其他组分正常，但其含2．1．1设备参数量有逐渐增长趋势。20

5、01年春检试验继续对该台型号：BL3—500；电压等级：500kV。1990电流互感器缩短监视周期，色谱监督结果显示年9月出厂，1992年6月投入运行，2001年9月7cH：含量异常，并逐渐增长，其他组分含量正常，日退出运行。CH含量监视记录如表4所示。16东北电力技术2008年第l2期表3乙炔含量监视结果痕迹。2．2500kV电容型套管故障2．2．1500kV高压套管参数500kV并联电抗器一次高压套管型式为GOE1675—1300—2500—0．6一B，额定电压550kV；额定电流2500A。2005年出厂，2006年11月投入运行。2．2．2设备试验电抗器高压套管介质损失

6、角出厂试验值为0．37％，现场验收试验值为0．38％。2007年10月9日秋检预防性试验其数值达到0．587％(试验数据如表6所示)。表6高压试验数据该套管是进口产品，出厂后为全密封结构，通在2001年5月1日春检的预防性试验中，测过厂家配合取油样进行色谱分析，结果如表7所试电流互感器末屏对地绝缘时，绝缘电阻时大时示。小，施加直流电压1min过程中，有击穿放电现表7500kV套管油色谱分析数据象。在电流互感器底座油箱处能听到油箱内部轻微试验项目实验数据／(I．zL·L)的“啪啪”放电声，摇表指针瞬间归0，经万用表氢气12273导通，为金属性直接接地。过几分钟再进行测试甲烷825

7、．51时，绝缘电阻达2000MQ以上，再测试，又放电乙烯2．66乙烷281．96归0，如此反复。绝缘电阻为2000Mn以上时，乙炔4．01主绝缘高压试验结果如表5所示。一氧化碳74表5主绝缘的高压试验结果二氧化碳486总烃1114．14根据5种气体的三比值法：C2H2／C2H4=4．01／2．66=1．51CH4／H2=825．51／12273=0．067C2H4／C2H6=2．66／281．96=0．0094．2000年4月30日，春检预防性试验中，设备三比值编码为100。介质损失角为0．