摘要：状态检修是解决当前检修工作面临问题的重要手段。它是企业以安全、环境、成本为基础，通过设备状态评价、风险评估、检修决策等手段开展设备检修工作，达到设备运行安全可靠、检修成本合理的一种检修策略。状态检修具有及时处理设备隐患、克服定期检修的盲目性、减少人力投入等优点，从而科学制定检修间隔和检修项目，提高设备检修过程中的针对性和有效性，最大限度延长设备寿命，提高运行可靠性，降低检修成本。
关键词：状态检修技术；电压互感器；故障诊断
使用状态检修系统的110千伏电容式电压互感器故障检测为研究对象，通过油色谱技术和故障诊断技术的红外测温，在诊断过程中发现B相电压互感器有严重过热现象，结合的解体检查和电气试验来验证故障诊断的结果，揭示了状态检修能够有效地应用于电压互感器的故障诊断，便于准确地进行故障诊断，希望能给相关人员提供帮助。
一、电压互感器状态检修
相比传统的电力设备检修来说，状态检修在传统检修的基础上进一步优化，从而实现定期检修，将设备的运行信息参数作为检修依据，使其有效地判断设备运行状况。目前在电力设备的检修中包括以下几种检修技术：红外测温技术、绝缘油气相色谱分析、局部放电检测。而对于电压互感器来说，其状态检修技术主要有油色谱分析和红外测温技术两种。其中红外测温技术能够在设备不接触、不停止运行取样的条件下直观快速地检测设备的运行情况，并对设备的运行状态进行实时监测，判断设备在运行过程中的健康状况，及时发现安全隐患，并为制订合理的检修计划提供科学依据，这种方法是目前实现状态评价的有效手段。此外，国际上公认的绝缘油气相色谱分析是一种快速检测电气设备故障的方法，主要的原理是能够使绝缘油在正常运行和故障运行的情况下分解出不同的产物，从而分析油中所溶解的气体组分和浓度含量，便于及时发现设备中可能存在的故障。对于一般的电压互感器常见的故障，比如有内部过热、绝缘受潮都可以通过这种方法进行检测。
二、故障分析与处理
1.2017年8月10日某供电公司电气试验人员在对110kV某变电站开展红外测温状态检修项目时发现110kVⅢ段母线PT B相电磁单元温度较高，环境温度为26℃时，最大值为45.8℃，三相PT温度对比如表1所示。
表1 110 kVⅢ段母线PT三相红外测温数据对比℃
由表1可知，B相电压互感器电磁单元最高温升为19.8℃，依照DL/T664—2008《带电设备红外诊断应用规范》，对电磁单元使用综合致热型设备判断方法判断标准可知B相电压互感器存在严重发热缺陷。8月11日，试验人员对110kVⅢ段母线PT开展取油并进行油试验，三相油色谱试验结果如表2所示。
表2 110 kVⅢ段母线PT三相油色谱及微水试验数据μL/L
由表2可知，依照国家电网公司文件《输变电设备状态检修试验规程》标准，110kV及以下电容式电压互感器，CH 4≤300μL/L；C 2 H 4≤300μL/L；H 2≤150μL/L；C 2 H 2≤5μL/L，水份≤35μL/L，该PT的A、C相油中各组分的浓度在标准要求的范围内，而B相的试验数据超过标准要求，对B相色谱试验结果使用特征气体法和三比值法分析如下：（1）特征气体法。从本次油样的试验结果可知，该B相PT总烃较高，C 2 H 4＞CH 4，其乙炔含量占总烃的比例为5.7%，氢气占氢烃总量的26%，因此使用特征气体判断故障类型的方法可初步判断B相PT内部存在严重过热现象。（2）三比值法。根据三比值法定义及编码规则，混合油样所脱气体三比值法计算结果如表3所示。
表3 三比值法及编码结果
由表3可知，三比值法比值编码为002，根据三比值故障类型编码方法可判断，该PT内部可能存在严重过热现象。由特征气体法和三比值法得出的结论一致，即该B相PT内部可能存在严重过热情况，这种故障引起的原因可能是：引线夹件螺丝松动或接头焊接不良、铁芯饱和、绕组匝间短路等。另由表2可知，该PT油中水分超过标准，PT内部存在受潮现象。
2.停电试验。试验人员于8月12日安排停电进行检查试验，试验项目为绝缘电阻、介质损耗和电容量测量。对该PT进行绝缘电阻测试，试验结果如表4所示。
表4 110 kVⅢ段母线PT B相绝缘电阻试验结果
使用AI-6000E型高压全自动介损测试仪对该B相PT进行介质损耗及电容量项目测试，试验结果如表5所示。
表5 110 kVⅢ段母线PT B相介损及电容量试验结果
表5中，C x为C 1、C 2并联总电容，C n为该PT的额定电容量。通过高压试验项目分析可知：（1）由表4，δ/X（X不接地）、δ/X.E的绝缘电阻数值可判断δ端的绝缘性能下降；（2）由表4，X/δ（δ不接地）、X/δ.E的绝缘电阻数值可判断中间变一次绕组绝缘性能下降；（3）由a 1 x 1/E、a 2 x 2/E、a f x f/E的绝缘电阻数值可判断，二次侧绕组绝缘性能正常；（4）表5表明该PT分压器的电容C 1、C 2完好。综合高压试验项目和油化试验项目的结果分析可初步判断，本次故障可能是由于油箱内部受潮，导致箱内设备的绝缘性能下降；中间变压器在运行中长期发热，使绝缘加速老化。
3.设备解体检查情况。该CVT型号为WVB110-20H，2008年6月由某机电有限公司生产，2009年7月投入运行。现场解体检查发现注油口及密封圈存在明显的黑色油渍，电磁单元油箱内部元件表面被油泥覆盖，用布擦去油泥，金属元件未发现明显的锈蚀现象。对中间变压器解体发现其绕组部分绝缘纸已被碳化。
4.原因分析。由绝缘油气相色谱试验结果，通过特征气体法以及三比值法，结合微水试验结果可判断该电压互感器内部存在受潮以及严重过热的情况。受潮可能是取/注油口在取/注油后未保证密封良好，导致长期的运行过程中，外部雨水或潮气进入电压互感器内部；过热可能是由于引线夹件螺丝松动或接头焊接不良、铁芯饱和、绕组匝间短路等原因导致。根据现场高压试验以及解体情况，可判断出因过热导致中间变压器绕组绝缘纸碳化，使得其绝缘性能严重下降。经查阅历史记录，2012年5月12日该PT进行停电检修试验，安装公司试验人员打开注油口取油。本次故障可能是因为上次检修时恢复取油口紧固不良，导致电磁单元进水受潮，油水长期混合形成油泥，覆盖于金属部件上，造成外引线的绝缘下降；另外，电磁单元受潮造成绝缘性能降低，在长期的运行过程中严重发热，导致一次绕组纸绝缘受损，发热效应长期积累最终导致绕组绝缘纸碳化，影响设备供电的可靠性。
5.预防措施。针对某变110kVⅢ段母线PT B相异常情况的建议：（1）对于新投运设备，在投运前应在设备注油口涂抹硅酮胶进行密封，防止空气中的水分进入注油口。运行中的设备则结合停电对注油口进行检查，并密封处理。（2）设备检修取油后，应检查取油口的密封情况，预防因取油口密封不良而导致设备故障。（3）本次案例充分说明开展红外测温、油色谱试验等状态检修项目在电力系统中预防事故的重要性，在日后的工作中，应加强设备的状态检测工作。（4）在工作过程中应严格按照取油标准规范操作，避免因操作不到位导致设备存在潜在故障。
总之，由于电容式电压互感器本身的结构特点，目前产品电磁单元互感器的主要连接点在瓷套内，不能拆卸。在预防性试验和故障分析中，无法直接分析和检测电磁单元的特性和绝缘状态。在这种情况下，采用红外测温技术结合绝缘油色谱试验对电容式电压互感器的故障类型进行判断，并通过停电试验和设备拆卸分析结果验证了状态维修系统的有效性。显示了状态检修系统通过各种状态监测的手段，可以有效地理解电容式电压互感器（CVT）的运行状态，及时而准确地诊断出故障点，同时通过国家评估、风险预测，并提出治疗措施，能有效防止类似故障的发生，完成设备管理的过程。
参考文献：
[1]张婷.变电站一次设备状态检修探析.2017.
[2]林虹.电压互感器故障诊断中状态检修技术的应用分探究.2017.
论文作者:李文瑞
论文发表刊物:《基层建设》2019年第15期
论文发表时间:2019/8/5
标签：电压互感器论文; 设备论文; 状态论文; 测温论文; 比值论文; 色谱论文; 绕组论文; 《基层建设》2019年第15期论文;