电容式电压互感器故障缺陷分析课件

2000年6月26日，某500kV线路CVT二次电压异常，运行条件下二次电压实测值为：A相58V、B相58V、C相53.6V，电压不平衡率约为-7.6%。 在停电条件下对该CVT进行电容量测试(单位：pF)，结果如下： B相：C11=17543.5，C12=16119.7，C13=19402.7，C2=84906.6； C相：C11=17030.0，C12=16096.7，C13=19383.7，C2=91487.2。 实测分压电容C2与出厂值变化率：B相为2.6%，C相为11.39%；电容分压比计算值与出厂值相差百分数：B相为2.2%，C相为9%；运行条件下二次电压的不平衡率与电容分压比不平衡率基本一致。,1、电容分压器故障,电容型电压互感器典型缺陷分析,二次电压异常,随停电进行解体检查，发现缺陷CVT分压电容器C2中有电容元件击穿，如下图所示。,2004年12月4日，某220kV变电站发“220kV母线表计电压消失”光字牌。检查发现220kV 母CVT二次主绕组、副绕组、剩余绕组均无输出。 停电后：(1)采用“自激法”做C1、C2的电容量及介损，发现电桥显示励磁电流为零，电压加不上去； (2)采用正接线测C上，C下，经过换算与预试结果一致。 (3)用QJ42型直流电桥做三组二次绕组的直流电阻，并与出厂数据进行比较没有异常变化； (4)取油样分析，取样过程中发现该PT的油样颜色呈深黑色。色谱结果严重超标。,2、中间变一次绕组故障,对故障CVT进行了解体检查，发现一次绕组尾端(尾部引线引出部位)有明显的发黑碳化现象，如下图所示。,2009年10月30日，某220kV变电站按计划启动送电，在保护检查过程中，发现220kV母C相电压比其余两相稍低，10月31日，母不平衡电压增长至14V，并且其中间变油箱温度异常升高，红外测温显示C相中间变油箱温度明显高于其它两相。,3、阻尼装置故障,电容分压器首端出线套管根部连接线情况,电磁单元二次引接线情况,某型号为TYD110/ 0.01H的CVT在正常运行条件下，2组二次线圈输出电压均为零(正常状态下分别为110/和100V)。现场检查CVT外观正常，无异常。通过各种试验，检查到CVT中间变一次侧并联的避雷器出现故障。用兆欧表测量该避雷器对地绝缘电阻为零，将该避雷器解体，发现该氧化锌阀片表面已有明显击穿痕迹，由此可知是由于避雷器击穿导通，中间变高压侧短路接地。,4、保护避雷器故障,5、电容分压器首端出线套管故障,2008年9月4日，某集控站值班员发现某220kV母B相CVT电压出现异常，只有6.7kV，而A、C相电压均为131kV。 停电后，试验人员对该只CVT进行高压电气试验，试验时采用自激法测量电容分压器上、下节电容量时，电压加不上去，低压绕组直流电阻数据正常，后改用正接线(试验电压10kV)测量，电桥数据无电容量显示，再用反接线施加5kV至分压电容端部，测量三个低压绕组电压均在0.1V0.2V(正常状况三个低压绕组电压应在4.5V9V间)，确定该只CVT内部存在故障。,电容分压器首端出线套管,对该出线套管的绝缘状况进行了检测，当摇表加压5kV时，绝缘正常，但加压到10kV时该套管即被击穿，这说明该套管绝缘确实存在问题,对该只CVT解体检查发现电容分压器首端出线套管根部有明显的树枝状放电痕迹，而且电磁单元油箱内散发焦糊味。,6、电容分压器顶部缺油,2006年10月10日，某220kV变电站110kV母压变技改更换，安装前测试待装设备正常，投入系统运行，到10月13日18时，110kV母A相电压升高16V，引发控制室内响起警铃声及“110kV母差保护装置异常报警”信号。随即将110kV母线压变退出系统，并对A相CVT进行了解体检查。,取出电容单元后，发现分压电容器顶部缺油，十几个元件无油浸泡痕迹，进一步检查发现分压电容器共83个电容元件，C2为27个 C1为56个，C1顶部击穿18个元件。,2009年8月7日， 某220kV变电站运行人员发现220kV A母压变三相电压不平衡。经检查发现该压变二次公共端子短接片接触不良，将该短接片更换后，压变二次电压正常。,7、二次公共端子短接片接触不良,1、电容分压器故障,2006年8月2日16时左右，某电厂试验人员对2731线路CVT做红外例行检测，发现B相CVT电容分压器下节电容器靠近法兰处温度异常，较其它相同一位置温度相差9，相对温差为100, 红外测温异常,解体后取出电容单元，发现最上端电容单元有爆出现象。,常规试验显示C12增加了32，这说明C12可能存在故障。,打开该电容单元，发现第19片电容有明显的毁坏痕迹，而第1026片电容情况良好，用万用表测得其电容量正常。,某单位进行红外检测，发现某220kV线路A相CVT中间变油箱温度异常，最高温度达67.7，而其它两相温度为41.7。事发前，该设备预试结果、红外检测结果正常。 通过对4812线路A相CVT取油样分析，总烃、乙炔、氢气含量均超过注意值，电容单元C1、C2电容量均正常，分析中间变存在内部故障。,2、中间变一次绕组故障,解体时，拆除电容分压器单元，将CVT底座（电磁单元）打开，把其中的各元件（电磁式电压互感器、阻尼器、补偿电抗器等）拆除，进行了外观检查，未发现明显异常。 随后对中间变一次绕组进行了逐层解体检查，在扒开第6层时即发现绕组漆包线、绝缘层颜色变深，并散发出焦糊味，扒至第9层时漆包线颜色明显变黑，扒至第12层时发现匝间、层间绝缘已完全发黑。,(1)第9层漆包线明显变黑,(2)第12层绝缘已炭化,1、绝缘电阻异常,2008年4月25日，某110kV变电站110kV母B相压变预试发现绝缘电阻只有2M左右。 现场检查后发现一次中性线有破损、对地放电现象，现场采取在中性线加装绝缘护套，绝缘试验合格后，4月27日投运后运行正常。,2007年3月20日，某单位在设备安装前，对待装设备进行测试，发现有1台CVT的电容量及介损无法检测。 解体检查，发现电容量及介损无法测量的原因为C2末端引出线与压变端子盒接线端子连接脱落造成的。,1、异常声响,2009年12月5日14时许，220kVXXX变对110kV母恢复操作，压变受电后，发现B相电压显示异常，且电磁单元油箱内有明显异常声。故障后进行检查测试，发现电磁单元一、二次绕组绝缘均为零，C1、C2电容量及介损无法检测。该CVT系湖南三电2007年8月产品，2007年8月底安装投运。,解体发现的绕线记录单,电磁单元油样异常,制作工艺极为粗糙，二次布线不整齐,电磁单元完全烧毁,2010年2月23日，某220kV变电站运行巡视人员发现某线路压变有油滴从电压互感器接线盒处滴落，大约半分钟一滴。经现场查看，判断为设备运行年限较长，密封圈老化。,2、二次端子渗漏油,af端子处渗漏油,3、观察孔油色异常,2010年5月4日，某220kV变电站运行人员在设备巡视中发现220kV母压变C相中间变观察孔油色较其他两相偏黑。 取油样化验，结果显示该相压变绝缘油中出现了乙炔,某500kV变电站值班员巡视时发现某线A相CVT的下节电容器与中间电磁单元的密封处冒气泡，停电后，打开中间电磁单元端盖的放气孔，发现放气孔有一定压力的油气冒出。停电试验时，发现分压器高、低压电容的电容量和介质损与上次的试验值相比较变化不大，但中间电磁单元的大X端的绝缘电阻从5000M下降为10k。油位指示已经超过油标的最高位，打开放油阀(离底面有2-3cm的距离)放油用以调整油位时，放出的体积约为300cm3的水量，其表面有一层很薄的油膜。 解体后发现，中间电磁单元内的油面仍然很满，其中间电磁单元铁 表面有多处锈蚀(最大锈蚀面积约10cm2)。其原因是底座密封不严，致使中间电磁单元大量进水。,4、电容分压器与中间变的密封处冒气泡,2000年以来，发生多起CVT故障和缺陷，表现形式和原因也千变万化，但都与其采用的工艺、材料、运行维护有关。因此，为确保CVT安全、可靠运行，特提出如下建议： (1)加强对运行中CVT二次电压监测，二次电压即使只有细微变化也要引起高度注意。主要有三种类型，即二次电压不平衡、二次电压无输出、二次瞬间失压。 (2)利用红外成像仪，不定期对CVT进行红外测温，观测电容分压器、中间变内部是否有异常发热迹象。 (3)加强设备巡检、重点关注有无异常震动、异常声音及异味；有无渗漏油现象。,综合分析与建议,(4)认真做好例行试验，要将对电容元件电容量的测量值与历史数据和不同相间电容量进行比较。若电容量变化较大，就可判明有电容元件击穿或受潮的可能，应立即退出运行，以防止部分良好的串联电容元件因承受过高的电压而引起爆炸事故。 (5) 运行维护中要注意电磁单元箱体的检修维护，定期紧固联接螺栓，检查密封胶垫的压紧程度、