故障发现与处理
一. 故障发现
某发电公司在进行3月份的经济分析时，发现一期厂用电率较2月份提高了约0.5%，而二期厂用电率却下降了0.3%左右。于是对一、二期用于计量的220 kV 母线电压进行了查看，通过查看SIS系统的数据及曲线发现，从3月上旬开始，二期220 kV ⅢA母线电压比二期IVA母线高约3 kV，比一期Ⅲ母线高约5 kV。同时对220 kV ⅢA母线电压互感器进行了红外成像测温，其数据见下表1，根据 DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》，220 kV膜纸电容式电压互感器的相间允许温差为0.6K，可以看出ⅢA母线电压互感器C相的下两节温度明显偏高，而且与其它相相比温差超出了0.6K 的允许值，而IVA母线电压互感器各相之间温差却很小。
表 1 红外测温数值
ⅢA 母线电压互感器（单位：K） A B C A，B，C 最大差值 0.3 0.6 0.9 ⅣA 母线电压互感器（单位：K） A 31.4 31.5 31.2 B 31 C 31.2 A，B，C 最大差值 0.2 0.1 0.5 31.1 31.2 31.4 31.6 31.6 32.2 31.6 31.7 32.5 31.5 31.4 30.8 30.7 初步分析，除了设备自身误差以及网损以外，不排除设备故障的可能。为保证设备的安全运行，避免事故发生，决定对220 kV ⅢA母线电压互感器进行停电检查。
二. 停电后的高压试验数据
（1）介损、电容量、直阻、绝缘电阻试验
针对220 kV ⅢA母线电压偏高问题，4月3日利用8号机组停机检修机会对220 kV ⅢA母线电压互感器进行停电检查。其介损、电容量、直阻、绝缘电阻试验数据见表2。
表2 停电后的介损、电容量、直阻、绝缘电阻的试验数据 相别 序 号 C11 电 容 器 C B A C12 C13 C2 C11 C12 C13 C2 C11 C12 C13 C2 互 感 器 绝缘电阻 MΩ 序 号 1a－1n 2a－2n 3a－3n da－dn tgδ% 0.06 0.06 0.07 0.06 0.05 0.05 0.07 0.07 0.04 0.04 0.08 0.06 A 70000 80000 75000 80000 Cx(PF) 15480 15550 18610（18060） 114100 15510 15530 18320（18130） 115800 15230 15590 17720（17850） 116600 B 80000 80000 85000 75000 R(MΩ) 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 10000 C 80000 80000 90000 80000 试验日期：2011年4月3日 温度：13℃试验性质：预 试 湿度：40%， 试验仪器：JYC 介损仪 Z-2500V 从表中可以看出：三相介损tgδ%远小于预试规程中的注意值0.2，电容值C13均较交接报告值（表中括号内数值为交接报告中数值）偏大，但偏差值均未超过预试规程规定的额定值-5%～+10%的标准值范围，直流电阻和绝缘电阻也与交接报告接近，没有发现设备存在问题。
（2）精度试验
0.8Un电压下比差的检查结果为：A相比差1.1%，B相比差0.37%，C相比差1.07%，均远超过了标准值，在进行1.0Un电压的比差测试时，因受试验设备容量限制，电压无法达到这一数值，试验未能完成。为排除现场干扰因素影响，对准备换上的新电压互感器进行了比差、角差试验，结果0.8Un电压下的比差、角差与交接及出厂数据基本一致，1.0Un电压下的比差、角差试验也能完成，结果也与交接及出厂数据基本一致，说明旧电压互感器存在问题，故对其进行了更换，换后ⅢA母、IVA母线电压基本一致，说明原电压互感器确实存在故障。
从试验数据和故障现象看，介损及电容试验电压是10 kV，电压较低时没有发现问题，而比差、角差试验电压为0.8Un =230 kV和1.0Un =288 kV，电压很高，故检测出了设备故障，故障原因可能为电压互感器有部分电容单元被击穿（在高电压时），电容单元被击穿后，阻抗减小，电流增大，这就是为什么旧电压互感器在做1.0Un比差、角差试验时试验设备容量不够，无法做，而新电压互感器可以做1.0Un比差、角差试验的原因，运行中电压偏高，试验时比差为正误差，所以被击穿的电容单元应在C1部分，具体位置在设备返厂解体后才能确定。
（3）精度试验后，C 相电容及介损试验
精度试验后对准备返厂的C相又进行电容及介损测试，从表5中可看出，此次所测C1，C2介损数值很大，超过预试规程中注意值0.2，可能为试验过程中故障有所扩大引起。
三. 设备返厂后试验及解体情况
（1）返厂后的试验情况
把最可能存在缺陷的C相电容式电压互感器返厂后进行高压试验。与出厂试验数据相比，下节C1的tgδ偏大，但C2的tgδ为正常。将下节分压器与电磁单元分拆后提高电压测试，C1电容量有变化，估计有1个元件击穿，而C2正常。具体数据见表3～9。
表3 产品出厂试验数据(耐压前测量)
部件 C1 C2 C总 C C CX μF 0.01777 0.1120 0.01533 0.01561 0.01556 tgδ % 0.050 0.050 0.050 0.048 0.055 测试电压 kV 5 1 5 5 5 正接法 2801 电桥 备注 表4 产品出厂试验数据(耐压后测量)
部件 C1 C2 C总 C C CX μF 0.01777 0.1120 0.01533 0.01561 0.01556 tgδ % 0.050 0.050 0.050 0.048 0.055 测试电压 kV 83 13 96 96 96 正接法 2801 电桥 备注 表5 用户现场试验数据（在精度试验后的电容、介损数据） 部件 C1 CX μF 0.01762 tgδ % 0.86 测试电压 kV 3 备注 JYC 介损仪，自激C2 C C 0.1159 0.01553 0.01548 0.31 0.036 0.037 3 10 10 法 JYC 介损仪，正接法 从表5可以看出，精度试验后C1、C2 的介损tgδ%数值都超过了预试规程中的注意值0.2，除了现场周围带电设备的影响引起测量误差外，可能是在做精度试验过程中，设备的故障点有所扩大所致。
表6 产品返厂后第一次测试数据
部件 C1 C2 C C CX μF 0.01769 0.1118 0.01558 0.01553 tgδ % 0.867 0.062 0.036 0.037 测试电压 kV 2 2 10 10 备注 AI6000D 介损仪 自激法 AI6000D 介损仪 自激法 表7 产品返厂后下节与电磁单元分拆后测试数据
测试电压 kV 2 10 2 C1 在 10kV 测试电压下电容量变化较大，经C总 0.01540 0.221 10 计算击穿大约 1个元件。 从表6可以看出，返厂后C1的介损tgδ%数值与现场精度试验后的数值相差不大，但 C2的介损tgδ%数值也很小，远小于预试规程中的注意值0.2，说明C2不存在缺陷，表5中的数值可能是受到现场带电设备的影响，有一定的误差。
部件 C1 C1 C2 CX μF 0.01768 0.01788 0.1118 tgδ % 0.871 0.245 0.057 备注 AI6000D 介损仪，正接法； 从表7可以看到C1在先后用2 kV和10 kV两种电压测试时，电容量在2 kV时小，而在10 kV时变大，而介损tgδ%的变化刚好相反，说明C1中的故障电容元件在2 kV时还未完全被击穿，故此时电容量较小，而故障元件引起的介损tgδ%较大；C1中的故障电容元件在10 kV时完全被击穿，故此时电容量变大，而故障元件所引起的介损tgδ%变小。
表8 下节与电磁单元重新叠装后测试数据
部件 C1 C1 CX μF 0.01788 0.1118 Tgδ % 0.388 0.075 测试电压 kV 2 2 备注 AI6000D 介损仪，自激法 表9 电磁单元感应耐压前后空载测试情况
耐压 前 后 施加电压（V） 100 100 空载电流（mA） 300 300 空载损耗（W） 11 11 （2）根据电容量变化计算击穿元件的数量
从表7可以看出在测试电压为2 kV时，C1的电容量为0.01768μF，与出厂时的0.01777μF相比变化不大，但在测试电压为10 kV时，C1的电容量为0.01788μF，出现了较大变化，说明电压在较高时元件发生了击穿，这也是为什么在现场第一次介损和电容量试验没有发现问题的原因。该电容式电压互感器C1部分由133个电容元件串联而成，C2部分由21个电容元件串联而成，因为元件击穿后，互感器显示的电压变高，所以击穿的元件在C1部分。
如果2个元件击穿，则：133/131=1.015727 如果1个元件击穿，则：133/132=1.007576
击穿前后的电容比为：0.01788/0.01768=1.0113 小于 1.015727，更接近 1.007576，所以估计为一个元件击穿。
（3）解体解剖情况
从试验数据可看出，电磁单元部件按出厂试验项目检查，全部通过，数据正常。下节从测试结果来看，可能有一个元件击穿，造成电容变化、损耗变大，为了进一步查明原因，决定对下节进行解剖分析。开盖吊心后，对每个元件施加 2.5kV 的直流电压，发现从心子上部往下数第 81 个元件击穿，其余元件正常。随后对该击穿元件逐层进行解剖，发现在引线片附近铝箔部分断裂引起绝缘击穿。击穿元件损坏情况见图1。
图 1 元件击穿位置
（4）损坏原因分析
从解剖情况看，是由于下节分压器的一个元件击穿造成电容变化、损耗变大。 元件损坏的原因：由于铝箔部分断裂，造成铝箔导电面积减少，在电压、电流的长期作用下，出现过热，致使绝缘击穿。造成铝箔部分断裂的原因是操作工在卷制元件的过程中，在插引线片时，不小心将铝箔碰坏，造成铝箔有部分断裂。
（5）ⅣA母线电压互感器故障的发现
在ⅢA母线电压互感器故障更换一年后，通过SIS系统又监视到ⅣA母线电压升高的问题，经停电检修和高压试验，发现ⅣA母线电压互感器也存在同样的问题，说明这一批次的电压互感器都存在同样的质量问题。
四. 结语
（1）设备的状态分析就是通过一些表象数据的观察和分析，最后得到本质的东西。本文就从厂用电率的变化，经过对数据的观察和分析，最后发现了220 kV电容式电压互感器的故障，从而将缺陷消灭于萌芽状态，避免了事故的进一步扩大，这也是状态检修的初衷所在。
（2）通过对设备的状态分析，发现设备异常后，不能简单地就下结论，需要进行多项试验进行佐证，以免发生误判断。
（3）状态监测是检修技术的核心。设备检修的目的是消除设备故障和隐患。状态监测的主要目的在于设备缺陷的及时发现、避免设备事故扩大。
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