摘要:在电网系统中，电流互感器、套管等起到了保证电力系统安全经济运行的作用,他们广泛应用于110kV、220kV、550kV等以上的电压等级中，本文通过电容型电流互感器、电容型套管等设备试验应用，并对长期工作下出现了故障进行了综合分析。

　　关键词: 电容型设备,设备试验,故障分析

　　引言

　　在高压电网设备运行中，由于电流互感器等设备长期运行工作，并且受到自身电压以及外在作用因素的影响，因此高压设备会在工作状态下常常会出现设备故障，通过对电容型电流互感器的一次对末屏介质损试验在不同的试验条件下变化的分析，可以清晰的判断其绝缘缺陷，及时的发现问题避免事故发生。

　　1、预防性试验定期试验项目

　　1.1测量绕组及末屏绝缘电阻测量绕组绝缘电阻的主要目的是检查其绝缘是否有整体受潮或劣化现象。测量电容型电气设备末屏绝缘电阻对发现绝缘受潮灵敏度较高。

　　1.2测量电容型电流互感器介质损耗因数tanδ和电容量可以反映电容型电流互感器一次绕组电容层间绝缘受潮、劣化变质程度。测量末屏对地介质损耗因数tanδ和电容量, 可以检查电流互感器底部和电容芯子表面的绝缘状况。

　　1.3油中溶解气体色谱分析

　　油中溶解气体色谱分析对诊断电流互感器异常或缺陷具有重要作用。

　　2、故障分析

　　2.1、110kV电容型套管故障

　　2.1.1设备参数

　　110kV变压器110 k V 电容型套管, 型号为BRDW1-126/630-3 ;2000年出厂, 2002年4月投入运行。

　　2.1.2设备试验

　　套管介损历年试验数值及绝缘电阻测试数据如表1所示(B、C相套管介损数据正常未列入表8)。

　　2006年试验时高压绕组连同套管对地绝缘电阻较2003年明显偏低，为上次的 71.9%，接近规程限值(规程要求绝缘电阻一般不低于上次的70%)，A相套管介损较上次轻微增大，电容量无明显变化，绝缘电阻较大。试验结果符合规程要求，但接近规程，因此决定继续运行但缩短试验周期为一年一次。

　　2007年6月1日年试发现A相套管介损继续增大， 但绝缘电阻较上次无明显变化，且介损值小于规程要求值，继续运行。

　　2008年6月11日试验时发现套管介损比2007年增大36.9%，绝缘电阻急剧下降为上次的10.2%，抽取A相套管油进行试验，油中含水量39.2m g /L ;外观检查发现套管油位窗紧固螺丝处有明显渗油痕迹 (如图1所示 ), 决定对设备进行更换。

　　2.2、500 kV电容型套管故障

　　2.2.1 500 k V 高压套管参数

　　550kV并联电抗器一次高压套管型式为GOE1675- 1300 - 2500 - 016 - B , 额定电压550kV;额定电流2500 A。2009年出厂, 2010年11月投入运行。

　　2.2.2设备试验

　　电抗器高压套管介质损耗因数出厂试验值为0.37 % , 现场验收试验值为0.38 %。2011年10月9日预防性试验其数值达到0.587 % (试验数据如表2所示 ) ，绝缘电阻明显减小。

　　通过对套管各项试验数据分析, 认为套管绝缘存在缺陷, 套管内部存在电弧放电。经厂家技术人员确认套管上端部密封垫安装顺序有误, 造成设备密封不良, 进水受潮, 出现电孤放电。最终对设备进行了更换。

　　2.3、550kV电容型电流互感器故障

　　2.3.1 设备参数

　　型号: BL3-550;电压等级: 550kV。2001年9月出厂, 2003年6月投入运行, 2011年 9 月退出运行。

　　2.3.2 试验分析

　　2005年5月7日年试时, 发现绝缘油中含乙炔。油中溶解气体色谱分析数据如表4所示, 高压绝缘定期试验情况如表 5所示。

　　油中溶解气体色谱分析数据除含乙炔外, 其他组分含量正常。同期绝缘试验数据良好。上述设备虽然含有乙炔, 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。按当时预试规程要求, 乙炔含量没有达到注意值 (3μL/L)。高压绝缘试验项目合格, 设备可在运行中取油, 决定设备继续投入运行, 缩短色谱分析周期, 加强色谱监视。乙炔含量监视结果如表 6所示。

　　根据监视结果, 2007年年试后, 鉴于乙炔小于注意值而且 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, 转为正常运行。自 2008年开始, 历次年试的色谱分析乙炔含量均小于注意值, 其他组分正常, 但其含量有逐渐增长趋势。2011 年4月年试后，C2H2含量已较大，决定继续对该台电流互感器缩短周期监视, 色谱监督结果显示含量异常, 并逐渐增长, 其他组分含量正常, C2H2含量监视记录如表7所示。