（白银供电公司）
摘要：通过理论和试验案例相结合的方法对电容式电压互感器异常的典型案例进行了分析，判断出该类产品出现异常的故障点。
关键词：电容式电压互感器；异常案例；分析
1引言
近年来，电容式电压互感器因其经济性和安全性优于电磁式电压互感器而广泛应用于电网中，但随着运行时间的增长，其各类故障也不断出现。相对而言电容单元故障率较低，且易通过日常的停电例行试验发现。本文介绍了我公司近年来的几起典型事故，结合试验数据和设备解体情况分析了故障原因，指出电磁单元内部元件损坏是引起电容式电压互感器故障的主要原因。
2、电容式电压互感器结构特点
电容式电压互感器由电容分压器和电磁单元组成。电容分压器由C1高压电容和C2中压电容串联组成。电磁单元由中间变压器、补偿电抗器串联组成。电容分压器可作为耦合电容器，在其低压端N端子连接结合滤波器以传送高频信号。通过电容分压器的分压，将分压后得到的中间电压（一般为10～20kV）通过中间变压器降为100/V和100V（或100/3V）的电压，为电压测量及继电保护装置提供电压信号。为了补偿由于负载效应引起的电容分压器的容抗压降，使二次电压随负载变化减小，在中压回路中串接有电抗器，设计时使回路等效容抗和感抗值基本相等，以便得到规定的负荷范围和准确级的电压信号。在中间变压器二次侧的一个绕组上，接有阻尼器，以便能够有效地抑制铁磁谐振。
3、故障案例
3.135kV电容式电压互感器案例简介
3.1.1故障过程
运维人员在红外巡检过程中，发现某变电站35kVⅡ段母线B相电容式电压互感器电磁单元存在异常发热情况，发热部位的温度已达37.9℃（油箱偏上部一周温度最高），而正常A、C相分别为23.7℃、24.9℃。B相与正常相温差高达14K（依据DL/T664-2008《带电设备红外诊断应用规范》中要求电压互感器应不大于2-3K），测试人员用手触摸三相油箱时，明显感觉B相油箱上部一周发热。查阅该设备投运及历年例行试验数据，均无异常。随后安排油色谱取样，三相色谱数据比对分析，B相存在过热，初步判断B相电磁单元内部存在异常。决定停电解体处理。
3.1.2现场检查及试验情况
（1）红外检测分析：红外检测时发现35kVⅡ段母线B相电容式电压互感器电磁单元温度异常，测量红外图谱如图1所示。
从上述色谱结果来看，B相总烃含量较高，超过注意值（150μL/L），且甲烷、乙烯占主要成份，经三比值法分析，编码为020，故障类型属于低温过热。
3.1.3解体检查及分析
电磁单元解体：2014年5月18日，对该电压互感器电磁单元进行解体检查，发现以下问题。
发现阻尼谐振电容Cd表面存在过热现象。如下图2所示。
图3阻尼谐振电容铭牌
3）连接阻尼电容连线穿管有过热痕迹。
综上分析认为，该电压互感器电磁单元发热原因为：阻尼谐振电容Cd部分电容元件击穿损坏，使阻尼谐振电容Cd和谐振阻尼电感Ld并联谐振条件破坏，使该回路电流增大，导致阻尼电阻Rd和谐振阻尼电容同时发热。更换谐振电容Cd后投运正常。
3.2110kV电容式电压互感器故障案例
3.2.1故障简介
2016年7月27日19时25分某变电站110kV母差保护交流断线信号、低周减载信号动作，后台机主接线图画面显示110kV乙母线电压A相2.1kV、B相电压66.4kV、C相电压67.9kV；在110kV乙电压互感器端子箱检查，单相电压快速空开正常，在端子箱检查PT二次绕组保护电压A相电压0.21V、B相电压61.1V、C相电压60.6V，计量电压A相电压0.21V、B相电压60.1V、C相电压60.6V，开口三角电压A相电压2.15V、B相电压103.1V、C相电压102.6V，为了排除由于二次电缆引起二次绕组电压低，进一步从电压互感器二次接线盒将二次电缆解开测量端子二次电压同上述端子箱测量值，由此确定A相电压互感器存在异常。
3.2.2现场检查及试验情况
2016年07月28日，高压试验人员对110kV乙母三相电压互感器进行试验，（停电35分钟后）红外测温发现A相电压互感器本体发热，油箱上部最高温度为38.2℃，相同部位B相为28.6℃，C相为24.2℃，A相与正常相相差10-12K，可判断电磁单元内部元件存在发热。随后进行试验检查A相电压互感器：变比试验数据严重超标，介损及电容量均无法测出，一二次绝缘电阻均不合格，二次侧直阻合格。
图4110kV乙母线电容式电压互感器解体图像
3.2.3解体分析
为分析故障原因，将设备运回试验大厅解体检查和进一步试验。首先对电压互感器电容单元和电磁单元进行了起吊分离，并对电容部分进行了试验。结果表明其绝缘电阻合格，电容量及介损结果也合格，证明电容部分无异常。对电磁单元进行检查和试验，首先进行绝缘电阻测试：一次线圈对地绝缘电阻为零，二次线圈对一次线圈及地绝缘电阻合格。检查发现一次绕组首段并接了一个非线性电阻，打开该电阻与一次绕组首段连接线后，一次绕组对地绝缘电阻合格，电压比及直流电阻测试也合格，初步判断该电阻存在异常。放油拆除该电阻后进行绝缘电阻测试，数据为零，且表面可观察到明显烧蚀痕迹（见图4），确定该电阻内部绝缘击穿，从而引起电压互感器一次绕组对地短路，油箱内部发热。
4、结论及经验体会
（1）上述案例在故障前均存在发热情况，红外热成像检测具有使用方便，图像直观而且精度高，便于比对分析发现异常现象的特点，在电力设备的巡视和检测中是一种非常有效的技术手段。对于电压致热性缺陷，因注重三相设备间的对比。相间温差大于1-2K时，因引起足够重视。
（2）对充油设备，应结合色谱分析，进一步确认设备内部发热情况。
（3）熟悉设备内部结构对分析判断设备缺陷至关重要。
（4）对相同型号和相同厂家的该类设备应及时检查和更换，以防家族型缺陷。
参考文献：
[1]DL/T722-2000，变压器油中溶解气体分析和判断导则[S]
[2]DL/T664-2008，带电设备红外诊断应用规范
[3]李建明，朱康.高压电气设备试验方法.北京：中国电力出版社，2001
[4]Q/GDW168-2008，输变电设备状态检修试验规程
[5]陈天翔、王寅仲、海世杰。电气试验（第二版）[M].北京：中国电力出版社，2008.
作者简介：
武存英（1983.9），女，青海民和人，技师，主要从事高压试验及油务化验工作。