110 kV 电容式电压互感器电磁单元发热分析

刘 潇

(广东电网公司惠州供电局，广东惠州516001)

0 引言

电容式电压互感器(TYD)是通过串联电容器分压，再经电磁式互感器降压和隔离，作为表计、继电保护等的一种电压互感器，电容式电压互感器还可以将载波频率耦合到输电线用于长途通信、远方测量、选择性的线路高频保护、遥控、电传打字等。与常规的电磁式电压互感器相比，电容式电压互感器除可防止因电压互感器铁芯饱和引起铁磁谐振外，在经济和安全上还有很多优越之处。

运行中各种原因产生的过电压或者长久的运行年限，往往导致与之相连的电压互感器辅助二次阻尼器元件损坏或劣化，进而阻尼器工频谐振条件破坏，从而电气发热使阻尼器所处的互感器电磁单元温度异常。

对运行中的电容式电压互感器进行精确红外诊断是电力设备状态评估和带电诊断行之有效的技术手段和重要方法。电力设备的红外诊断工作具有不停电、不取样、不接触、直观、准确、灵敏度高及应用范围广等优点，可以准确判断设备内部故障，对保证电网安全运行和提高设备运行可靠率有重要作用［1］。

在进行变电站红外测温工作中，笔者通过红外精确测温技术发现并及时处理了一起110 kV 电容式电压互感器电磁单元发热故障。

1 故障情况

2014 年 4 月，对某 110 kV 线路 A 相 TYD 进行红外测温时，发现该TYD 中间变压器部分中上部温度较其余部分高出约4 K。2014 年7 月，对该TYD 进行复测，测温结果与上次相同。为便于对比，以下为异常发热的110 kV 线路A 相TYD(图1)及正常运行的110 kV 线路 A 相TYD(图2)的红外测温图。

图1 异常发热110 kV 线路A 相TYD 红外测温图谱

图2 正常运行110 kV 线路A 相TYD 红外测温图谱

图3 为该异常发热110 kV 线路A 相TYD 下部油箱红外成像分析图。从该分析图可见，油箱最高温与最低温温差为4.4 K。排除分析误差，温差预计在4 K 上下。

上述分析得出结果均不符合《DL/T 664 -2008 带电设备红外诊断应用规范》电压致热型设备诊断判据中“电压互感器(含电容式电压互感器的互感器部分)温差不超过2 ～3 K”的要求［3］。

依据《DL/T 664 -2008 带电设备红外诊断应用规范》等相关规定的要求，2014 年7 月中旬，更换该TYD。随后进行解体分析工作。

图3 异常发热110 kV 线路A 相TYD 下部油箱红外成像分析图

2 TYD 基本参数

2.1 该TYD 铭牌(如表1)

表 1 110 kV 线路 A 相 TYD 铭牌

2.2 该TYD 电气原理图见图4

图4 110 kV 线路A 相TYD 电气原理图

2.3 该TYD 二次接线端子图见图5

图5 110 kV 线路A 相TYD 二次接线端子图

3 TYD 解体分析情况

解体前分别对该TYD 进行常规高压试验、油化验，使用排除法进行分析，详细数据如下。

3.1 高压试验

3.1.1 绝缘电阻、tanδ 及电容量

表2 绝缘电阻、tanδ 及电容量

其中，测出C1、C2后再计算其总电容量C算:10 066 pF，电容量偏差为:0.66%。

整体测量 C1+C2总电容量 C总测:9 974pF，tanδ:0.178%。

结论:电容器方面无明显异常，初步排除为发热原因。

3.1.2 中间变压器

表3 TYD 中间变压器直流电阻、变比、空载试验结果

结论:中间变压器绕组方面无明显异常，初步排除为发热原因。

3.1.3 中间变压器二次辅助绕组阻尼器单元(即图4 中的Z单元)

电容:288.4 μF

电阻:9.038 Ω

电感:38.72 mH

伏安特性曲线:

图6 中蓝色曲线为该TYD 二次辅助绕组阻尼器伏安特性曲线。根据厂家提供的资料，同类型阻尼器在100 V 额定电压下不应大于0.3A。以此为标准作曲线，为图6 中的红色曲线。

图6 TYD 二次辅助绕组阻尼器伏安特性曲线

同时在加压过程中利用红外成像测温仪进行测温，当加至100 V 时，阻尼器中的电阻元件发热明显，且与现场红外测温情况吻合、红外测温图谱如图7 所示。

图7 TYD 二次辅助绕组阻尼器红外测温图谱

结论:初步怀疑阻尼器中的电阻元件为发热源。

3.2 油样试验(单位:μL/L)(见表4)

表4 油样化验结果

结论:总烃含量接近标准要求值(按油浸式电压互感器标准)。通过三比值法初步判断该TYD 油箱内部存在低温范围的过热故障。

4 试验结果分析

从上述试验结果分析，排除其余元件，初步锁定为中间变压器二次辅助绕组阻尼器单元异常。

该阻尼器由产生并联谐振的电容器C 和电抗器L 并联后再串联电阻R 组成，见图8，实物图见图9。正常运行时，电感L、电容C 在工频电压下处于并联谐振状态下而呈高阻抗，但当系统出现操作过电压时，电流分频或高频分量较大，回路并联谐振条件破坏，则电流剧增，流过电阻R 的电流增大，消耗较大功率，可以有效阻止谐振的发生［2］。

图8 TYD 二次辅助绕组阻尼器原理图

图9 TYD 二次辅助绕组阻尼器实物图

正常情况下，阻尼器单元因呈高阻抗状态而几乎没有电流流过，但是经测试得出阻尼器并联部分阻抗为:

XL=jωL=j12.15 808 Ω

XC=1/(jωC)= -j11.042 7 Ω

Xb=(XL* XC)/(XL+XC)= -j120.37 Ω(呈容性)

上式中，XL为阻尼器并联部分的电感的感抗，XC为阻尼器并联部分的电容的容抗。Xb为阻尼器并联部分的阻抗。

阻尼器阻抗为:

此时，运行中电压为:

U=100 V

电流为:

I=U/Xz=0.828 A

与伏安特性曲线吻合(注:伏安特性曲线的测试是在放油前，而上述计算值为放油后测得值，故存在一定偏差)。

根据厂家提供的资料，在额定电压100 V 下的电流不超过0.3 A，设 In= 0. 3 A，U = 100 V，则 Xzn= 333. 33Ω，XCn=-j11.73Ω，Cn=271.5 μF。

即与正常情况相比:电容量增大了8.9 μF，电容偏差为+6.225%。

根据实际运行经验，电容器电容量变化的概率远超电感的电感量变化概率，故初步推断为电容器劣化导致电容量变大。

由此可以看出，随着阻尼器单元中的电容器电容量增大，其容抗XC绝对值变小，阻尼器单元中的并联部分阻抗绝对值变小，阻尼器单元总阻抗Xz变小，导致回路中的电流I 变大，导致阻尼器的电阻持续发热。

我们假设电容量增大到一定程度，电感不变，使运行中电阻两端的电压为10 V，反推计算出这种情况下电流I' =1.106 A，电容量将增大至C'= 297.3 μF，较目前所测增大量ΔC=8.9 μF，电容偏差为+2.994%，则容抗Xc' = -j10.710 9Ω，并联部分阻抗Xb'= 89.96Ω，阻尼器单元的阻抗Xz' = 90.415 9Ω。通过红外成像测温仪拍摄的红外图谱如图10 所示。

图10 模拟电容量增大红外测温图谱

整个加压过程中，大约5 min 时间内，电阻R 从室温32℃左右升至超过100℃，并且温度还在持续上升中。由此可见，随着电容器的劣化，电容量上升，电阻温度会急剧上升。此外，因为电阻的位置在油箱上部，此位置较热的绝缘油不会进行循环，冷却效果不佳。势必造成绝缘油劣化、零部件过热损坏等后果。

5 结语

阻尼器是电容式电压互感器防分频或高频谐振重要的装置，一般由电容器元件和电抗器元件并联组成，在正常运行条件下，呈工频并联谐振状态，但当电容元件应运行时限长等原因老化致电容量变化，工频谐振条件破坏，流过阻尼器的工频电流激增，造成电容器电磁单元发热。对运行中带电设备进行精确红外诊断是电力设备状态评估和带电诊断行之有效的技术手段和重要方法，能够及时发现设备的隐患，避免缺陷发展成设备停电事故，保障电网的安全运行。

［1］李长庆，敬江彬，赵春捷，等.浅谈红外诊断技术在变电站电力设备中的应用［J］. 黑龙江电力，2008，30(2):11 -15.

［2］梁静，吴冬文.35 kV 电容式电压互感器电磁单元发热故障分析［J］.江西电力，2013(2):65 -68.

［3］DL/T 664 -2008 带电设备红外诊断应用规范［S］.

［4］Q/CSG 114002 -2011 电力设备预防性试验规程［S］.