设备故障案例

变压器设备测量绕组变压器直流电阻的目的是检查：

 分接开关是否接触良好。（分接开关内部不清洁，电镀层脱落，弹簧压力不够等原因造成造成分接开关接触不良。）

 变压器套管导电杆与引线接触不良，螺丝松动。（红外测温发现）  焊接不良。由于引线和绕组焊接处接触不良造成电阻偏大，多股并绕绕组，其中有几股没有焊上或脱焊，此时很电阻可能偏大。  三角形接线一相断线。

1、龙门3#主变分接开关接触不良

（1）预试情况。5月6号对龙门220kV 3#主变直流电阻测试时，发现其偶数位臵直阻三相差率均在超2%规程要求；但奇数档直流电阻均在规程要求范围内。龙门 3#主变是青岛青波变压器厂产品，型号SFPSZ9-150000/220，2005年1月投运。配装的有载分接开关为ABB公司UCGRN650/500/I。直组测试数据如下表：

型 号 额定电压 接线组别 天气状况 绕组连同套管的直流电SFPSZ9-150000/220 制造厂 220±8×1.25%/115/36.75 YNyn0d11 晴 温 度 分接位臵 1 2 3 4 5 6 7 8 A0 (mΩ) 415.6 420.9 402.1 406.9 388.7 394.2 375.2 380.8 B0 (mΩ) 417.9 410.5 404.8 397.3 391.6 383.8 377.9 370.2 青岛青波变压器股份有限公司 394/753/1178A 2004.11 湿 度 试验结果 C0 分接位臵 19 18 17 16 15 14 13 12 A0 (mΩ) 415.0 401.4 409.3 387.4 395.2 374.6 381.3 B0 (mΩ) 418.2 411.3 404.6 397.7 391.0 384.1 377.5 370.6 额定电流 制造日期 15℃ 出厂编号 041030 50% C0 (mΩ) 416.8 411.0 403.0 397.5 389.5 38.2 376.2 370.7 项目、标准及要求 1、1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互差别不应大于三相平均值的2%。 2、与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。 (mΩ) 416.9 410.8 403.7 397.7 0.71 383.9 376.7 370.3 ΔR% 0.55 2.46 0.66 2.42 2.68 0.71 2.86 ΔR% 0.69 2.69 0.71 2.98 0.71 2.88 0.74 2.83 阻 9.10.11 373.5 362.5 362.1 3.14 （2）异常分析及现场处理。ABB公司UCGRN650/500/I型开关性能相当于MR公司的M型开关，组合式机构。从电气上讲，它的调压主要靠两部分来

完成——分接选择器和切换开关（如左图，R为过渡电阻）。它的动作原理分两步（以分接3到分接4为例）：

①分接选择器偶数臂在不带电流 的情况下先行选择，由2到4；

②切换开关动作，从奇数臂3切换到偶数臂 4。

由数据规律分析，A相直阻异常原因在有载

分接开关上，或者在分接选择器偶数动触头上（机械磨损严重或弹簧压力不足），或者在切换开关的偶数主接触面上（氧化、脏污）。查看有载开关动作计数器显示动作2513次，故推断问题可能在切换开关（摆杆式切换机构）。

6月5日，配合ABB厂方现场吊出切换开关，检查各触头弹簧压力正常。对各触头回路电阻进行测试，发现A相回路电阻值明显大于其它两相。A相动、静触头均有氧化脏污现象。现场打磨处理，将有载分接开关复位，重新测试直阻合格。试验数据如下：

项目、标准及要求 绕组连同套管的直流

1、1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三试验结果 A0 (mΩ) 412.7 405.3 399.1 391.8 385.9 378.4 372.3 B0 (mΩ) 412.4 404.9 399.1 391.5 385.8 378.1 372.4 C0 (mΩ) 414.2 407.0 400.7 394.0 387.5 380.3 374.0 — 1 —

臵 1 2 3 4 5 6 7 ΔR% 0.43 0.51 0.40 0.63 0.43 0.58 0.48 分接位臵 17 16 15 14 13 12 11 A0 (mΩ) 412.3 405.9 398.9 392.1 385.4 378.8 372.0 B0 (mΩ) 412.4 405.5 399.0 392.0 385.5 378.5 372.2 C0 (mΩ) 414.0 407.7 400.6 394.1 387.1 381.0 373.7 ΔR% 0.41 0.54 0.42 0.56 0.44 0.65 0.48 分接位电相平均值的8 9abc 分头 （ ） 364.8 357.6 Am0 (mΩ) 88.89 364.6 357.1 Bm0 (mΩ) 88.63 366.8 358.9 Cm0 (mΩ) 88.67 0.57 0.47 ΔRm% 0.29 10 低压绕组 365.6 ab (mΩ) 27.85 365.3 bc (mΩ) 27.83 367.5 ca (mΩ) 27.86 0.60 Δr% 0.11 阻 1% 2、与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于1%。 2、桃园1#主变中压侧套管发热（139℃）分析

2011年5月13日22时19分，桃园220KV1#主变(型号：SFPSZ8-150000/220，2000年6月出厂，西安变压器厂)中压侧C相套管发热（A相37℃；B相42℃；C相139℃），当日23时54分停电处理，经高压试验其中压侧直流电阻互差达到6.18%，打开C相套管引线时发现有引线烧熔痕迹，判定为C相套管将军帽与引线接线梗间接触不良，拆下后用铜丝刷进行打磨清理，处理后涂抹导电膏恢复送电至今正常。

该主变4月15日至24日对1#变压器进行A类检修。 21日修后试验（试验项目均合格）及5月13日发热故障前后中压侧直流电阻值如下表。

试验日期 2010.4.21 Am0m Bm0m Cm0m ΔR% 0.19 6.18 0.52 104.5mΩ 104.5 mΩ 104.7 mΩ 发热故障处理前 116.5 mΩ 116.6 mΩ 123.7 mΩ 故障处理处理后 116.5 mΩ 116.6 mΩ 116.0 mΩ 色谱数据如下表：

日期 H2 CH4 2011.1.18 88.2 31.2 2011.5.12 5.7 3.2 2011.6.22 8.6 4.8 C2H6 7.1 2.0 1.8 C2H4 7.6 0.9 1.8 C2H2 0 0 0 CO 737 96 150 CO2 2952 848 910 总烃 45.9 6.1 8.4 该套管型号为BRDLW-110/1250-4，此类套管导电回路结构：接线梗出铜管用轴销穿入固定，将军帽内丝拧入接线梗外丝（无锁帽），然后将军帽4个孔对准油杯4个孔（栽丝）紧固（之间有橡胶密封垫），这样接线梗与

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将军帽间丝扣松紧度不可控。建议：对此类结构的套管进行改造或更换。 3、绛县1#主变绕组焊接不良造成的故障。 （见PPT） 4、龙门2#变低压侧短路

型 号 额定电流 出厂日期 SFDSZ7-150000/220 额定容量 394/716/1125A 1998.9 额定电压 150000/150000/75000KVA 220±8×1.5%/121/38.5KV 980047 制造厂家 太原变压器厂 出厂编号 一、绝缘电阻（MΩ）及吸收比 体温：36℃ 使用仪表：5000V摇表 测试部位 高压对低压中压及地 中压对高压低压及地 低压对高压中压及地 R15” 6000 9000 0 R60” 6000 12000 R60”/R15” 1 1.33 二、介损测试 体温： 36℃ 气温：18℃ 使用仪表: 上海思源 测试部位 高压对低压中压及地 中压对高压低压及地 低压对高压中压及地 三、铁芯绝缘电阻（MΩ） 0 试验电压（kV） 10 10 tgδt 0.23 0.24 tgδ20℃ Cx 14880 21270 0.19 0.19 无 法 加 压 测 试 使用仪表 2500V摇表 四、低压直阻测量（Ω） 体温： 36℃ 使用仪器：直流电阻测试仪 ab 0.02621 bc 0.03235 ca 0.03247 Δr% 23.43 1) 低压绕组接地，对高压、中压绕组及地绝缘电阻为0（高压、中压绕组短路接地）； 2) 铁芯接地，对地绝缘电阻为0（高压、中压、低压绕组短路接地）；

3) 铁芯接地，对地绝缘电阻为0（高压、中压绕组短路接地，低压绕组不接地）； 4) 铁芯低压绕组绝缘电阻为0（高压、中压绕组短路接地，低压绕组不接地）； 5) 低压绕组ab相变化超过20%，分析内部出现绕组匝间短路。 6) 2004年2主变色谱分析数据：

#

日期 3.20 4.28 5.27

H2 10.5 12.4 114.3 CH4 14.3 15.6 32.6 C2H4 1.0 1.2 27.0 C2H6 3.3 5.5 4.5 — 3 —

C2H2 0 0 58 CO 918 875 843 CO2 2667 3069 2778 总烃 18.6 22.3 122.2 属高能放电

分析结论：

1) 铁芯接地（与预试比较绝缘明显降低）。 2) 低压绕组接地。

3) 高压、中压绕组绝缘明显降低（与预试比较），但介损变化不大，绝缘未遭破坏。 4) 低压绕组匝间短路，分析如下：

2004年5月27日，体温=36℃

Rab=26.21 (m) Rbc=32.35 (m) Rca=32.47 (m)

RpRabRbcRca26.2132.3532.4745.515(m)

22RaRcaRpRbRabRpRcRbcRpRabRbc26.2132.3532.4745.51551.952(m)

RcaRp32.4745.515RcaRbc32.3532.4726.2145.51535.106(m)

RabRp26.2145.515RcaRab32.4726.2132.3545.51551.479(m)

RbcRp32.3545.5152003年2月23日春检预防性试验，体温=33℃ Rab=33.60(m) Rbc=33.45(m) Rca=33.55(m) 换算到36℃：

Rab=33.976(m) Rbc=33.825(m) Rca=33.926(m)

RpRabRbcRca33.96733.82533.92650.8635(m)

22RaRcaRpRbRabRpRcRbcRp前后比较：

Ra

RabRbc33.97633.82550.914(m) 33.92650.8635RcaRp33.92650.8635RcaRbc33.92633.82533.97650.863551.065(m)

RabRp33.97650.8635RcaRab33.92633.97633.82550.863550.612(m)

RbcRp33.82550.863551.95250.914100%2.04%

50.914— 4 —

35.10651.065100%31.25%

51.06551.47950.612Rc100%1.71%

50.612Rb很明显，低压B相绕组直流电阻比原来降低31.25%，绕组间存在匝间短路。 5）色谱分析结果：

三比值代码为102，属高能量放电。

四比值代码为0011，属永久性火花放电或电弧放电。

6）鉴于220kV龙门2台主变近距离短路对绕组造成的伤害，建议在主变低压侧进线开关前加电抗器抑制短路电流，减少对绕组的伤害。

7）鉴于2次事故均由主变出线电缆近距离短路故障引起，建议加强三芯胶联电缆相间绝缘，改为单芯电缆。

5、万荣城北1#主变色谱跟踪分析及处理

2008年4月11日，油化验专业发现万荣城北1#主变（型号：SFSZ8-40000/110,出厂日期：1995.9年，厂家：常州变压器厂）色谱异常（乙炔6.2），正在进一步跟踪监视。

07.2.12 07.4.12 07.4.28 07.5.24 07.6.26 07.9.12 07.12.19 08.4.11 08.4.14 08.4.28 1#有载4.28 08.6.4 08.8.1 08.9.10 08.10.17 08.11.27 08.12.16 09.3.6

H2 7 5.9 10.1 14.2 15.8 16.3 20.9 27.3 32.9 27.9 238.3 27.9 28.2 32.6 38.8 34.1 35. 33.7 CH4 1.9 1.5 2.1 2.6 2.8 3.2 3.1 3.2 3.3 3.5 18.7 3.5 3.6 3.7 4 4.1 3.9 6.3 C2H6 0.3 0 0 2.2 0.9 1.4 0.7 0 0 0 0.4 0 0 0 0 0 0 1.1 C2H4 0 0 0 2.6 1.4 1.2 0.1 0 0 0 4.6 0 0 0 0 0 0 2.9 — 5 —

C2H2 0 1.5 1.9 2.6 2.2 2.6 3.3 6.2 6.9 6.7 174.1 7.5 8.3 8.8 9.6 10 9.8 9.8 CO 53 48 101 124 175 206 258 290 330 308 207 325 371 405 412 385 392 391 CO2 851 1054 1480 1770 2103 2284 2927 3073 4103 3224 1057 3057 3008 2985 2930 2806 2834 3112 总烃 2.2 3 3.1 10 7.3 8.4 7.2 9.4 10.2 10.2 197.7 11 11.9 12.5 13.6 14.1 13.7 20.1 09.3.9 09.3.17 09.3.26 4.4 4.4 5.5 1.0 0.9 1.1 0 0.3 0 0.9 0.4 0.3 1.2 1.1 1.3 38 34 51 553 764 898 3.1 2.8 2.8 由上表跟踪数据可以看出，该主变色谱数据为乙炔单值超标，其它数据均在正常范围内，尤其是氢气值正常且基本保持稳定，存在放电的可能性不大；而且主变其他试验数据全部符合《规程》要求，通过综合分析我们认为主变乙炔过大极可能是有载开关与主变本体之间存在渗漏。分公司于春检当中对该变压器进行大修，将有载开关油放完后看到仍有油渗出，即有载和主变存在沙眼渗漏，证明前期判断分析正确。 6、110kV北郊变电站1#主变放电故障

2005年7月14日，110kV北郊变电站1#主变在色谱定检中发现数据异常，结果如下： H2 1028 CH4 85.8 C2H4 30.4 C2H6 1.4 C2H2 117 CO 995 CO2 3085 总烃 234.6 历史数据如下：2005年4月18日 H2 605 CH4 3.8 C2H4 0 C2H6 0 C2H2 0 CO 1069 CO2 2987 总烃 3.8 油中溶解气体增加很快，C2H2的值高达117ppm，故障特征气体的三比值代码为212，故障的类型为电弧放电，故障参考事例为线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等。

从高压试验结果来分析（见报告）：

一、三相直阻平衡，变比合格，排除了故障参考事例中的线圈匝间、层间短路，线圈熔断等线圈和有载分接开关飞弧造成接触不良等故障。

二、线圈、夹件及铁心的绝缘电阻良好，排除了故障参考事例中的相间闪络、引线对其他接地体放电、因环路电流引起电弧等故障。

三、注意到色谱分析结果中的乙炔C2H2约占到总烃的50%，是主要成分，故障的类型为电弧放电，放电的温度为828℃。而磁路故障一般无C2H2产生，分析故障在导电回路。

综合以上所述，可以把故障确定为参考事例中的分接头引线间油隙闪络、引线（包括分接开关的引线）或裸金属对箱壳放电故障进行分析。另外，也不能排除有载开关切换开

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关油室密封不良，向变压器本体内渗漏的情况。

变压器本体放油后进入变压器本体内，发现在有载分接开关的选择开关引线和变压器箱壳间有明显的放电痕迹（见图片），其根本原因在于变压器设计时，没有充分考虑到这一引线与外壳的距离，运行带电当中产生电弧放电，从而引起本次色谱分析数据超出规程注意值。

（图1）北郊1#主变有载开关连接线C相对外壳放电，间距不到20毫米

（图2）北郊1#主变有载开关连接线对外壳间距整体图

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110kV北郊变电站1主变试验报告（1）

型 式 容 量 接 线 出厂编号 出厂日期 SZ10-40000/110 #

电 压 电 流 27.6kW 153.6kW 110±8*1.25%/10.5kV 210/2199A 空载电流 短路阻抗 0.21% 12.50% 40000kVA YN.d11 020686 2002.10 空载损耗 短路损耗 制造厂家 山东现代达驰电工电气有限公司 一、绝缘电阻（MΩ）及吸收比 体温：62℃ 使用仪表：5000V 兆欧表 1# 测试部位 高压对低压及地 低压对高压及地 铁芯对地 夹件对地 R15″ 6000 2100 R60″ 9000 3500 15000 15000 R60″/R15″ 1.5 1.67 铁芯、夹件绝缘电阻测量： 使用仪器：2500V兆欧表1# 二、泄漏电流（μA） 体温：62℃ 气温：35℃ 使用仪表：苏州华电 1# 测试部位 高压对低压及地 低压对高压及地 试验电压（kV） 40 10 电流（μA） 8 3 三、变压比测试 使用仪表： 变比测试仪 1# 测试位置 分接位置 1 2 3 4 5 6 7 8 9 AB//ab -0.03 -0.11 -0.10 -0.09 -0.05 0.02 0.01 -0.02 0.06 高压对低压 BC//bc -0.11 -0.11 -0.10 0.00 -0.06 -0.09 -0.06 -0.03 0.01 CA//ca -0.29 -0.28 -0.10 -0.18 -0.12 -0.18 -0.02 -0.14 -0.09 接线组别 分接位置 17 16 15 14 13 12 11 10 AB//ab 0.28 0.33 0.26 0.20 0.13 0.18 0.15 0.06 BC//bc 0.38 0.20 0.19 0.27 0.20 0.06 0.08 0.00 CA//ca 0.12 0.20 0.07 0.10 0.09 0.05 -0.01 -0.06 — 8 —

110kV北郊变电站1主变试验报告（2）

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四、直阻测量 气温：35℃ 使用仪器： 直阻测试仪 1# 高压绕组测试时的本体温度： AO（58℃）；BO（60℃）；CO（62℃） 低压绕组测试时的本体温度： 62℃ 1、高 压(Ω) 分接位置 1 2 3 4 5 6 7 8 9 A0 0.5967 0.5883 0.5787 0.569 0.5593 0.5497 0.5401 0.5303 0.5194 B0 0.6024 0.5927 05834 0.5736 0.5644 0.555 0.5456 0.5362 0.5246 C0 0.5954 0.5942 0.5841 0.5747 0.5647 0.5548 0.5451 0.5354 0.5232 bc 6.37 差 率 的 计 算 在 附 页 ΔR% 分接位置 10 11 12 13 14 15 16 17 A0 0.5292 0.539 0.5485 0.5582 0.5675 0.5773 0.5868 0.5965 B0 0.5356 0.5459 0.5555 0.5652 0.5751 0.5851 0.5944 0.6033 ca 6.389 C0 0.5288 0.5463 0.5543 0.5637 0.5733 0.5827 0.5926 0.6023 ΔR% 0.298 差 率 的 计 算 在 附 页 ΔR% 2、低 压(mΩ) 分接位置 ab 6.379 五、空载特性试验 空载损耗 P0=69.498kW 六、负载特性试验 PK=161.90kW

I0=0.421% UK=12.14% 试验单位： 电力试验所

试验日期： 2005年7月14日

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高 压 直 流 电 阻 （Ω） 分接 位置 1 2 3 4 5 6 7 8 9 58℃ A 相 Δ27℃ 27℃ r% 2005.7.14 2004.3.22 27℃ 2005.7.14 60℃ 27℃ 27℃ r% 2004.3.22 27℃ 2005.7.14 2004.3.22 27℃ 0.27 0.27 0.05 0.42 B 相 Δ62℃ 27℃ 27℃ Δr% ΔR% C 相 0.5967 0.5336 0.5317 0.35 0.6024 0.5350 0.5346 0.08 0.6057 0.5343 0.5329 0.5883 0.5261 0.5225 0.68 0.5927 0.5264 0.5262 0.04 0.5942 0.5242 0.5239 0.5787 0.5175 0.5135 0.77 0.5834 0.5181 0.5177 0.08 0.5841 0.5153 0.5154 -0.03 0.56 0.569 0.5088 0.5047 0.81 0.5736 0.5094 0.5089 0.11 0.5747 0.5070 0.5068 0.5593 0.5001 0.4964 0.75 0.5644 0.5013 0.5004 0.17 0.5647 0.4982 0.4981 0.5497 0.4915 0.4876 0.81 0.555 0.4929 0.4918 0.23 0.5548 0.4894 0.4894 0.03 0.49 0.01 0.62 0.00 0.71 0.5401 0.4830 0.4793 0.76 0.5456 0.4846 0.4833 0.26 0.5451 0.4809 0.4809 -0.01 0.77 0.5303 0.4742 0.4707 0.74 0.5362 0.4762 0.4749 0.28 0.5354 0.4723 0.4723 0.00 0.83 0.5194 0.4644 0.4608 0.79 0.5246 0.4659 0.4624 0.76 0.5232 0.4615 0.4616 -0.01 0.95 10 11 12 13 14 15 16 17 0.5292 0.4732 0.4701 0.66 0.5356 0.4757 0.4747 0.21 0.5373 0.4740 0.4739 0.539 0.4820 0.4787 0.68 0.5459 0.4848 0.4838 0.21 0.5463 0.4819 0.4816 0.5485 0.4905 0.4872 0.67 0.5555 0.4934 0.4918 0.32 0.5543 0.4890 0.489 0.02 0.52 0.07 0.60 0.00 0.90 0.5582 0.4991 0.4989 0.05 0.5652 0.5020 0.5004 0.31 0.5637 0.4973 0.4983 -0.21 0.95 0.5675 0.5075 0.5044 0.61 0.5751 0.5108 0.5091 0.33 0.5733 0.5057 0.5066 -0.17 0.99 0.5773 0.5162 0.5131 0.61 0.5851 0.5196 0.5175 0.42 0.5827 0.5140 0.5152 -0.23 1.09 0.5868 0.5427 0.5218 0.56 0.5944 0.5279 0.5262 0.32 0.5926 0.5228 0.5237 -0.18 0.98 0.5965 0.5334 0.5313 0.39 0.6033 0.5358 0.5349 0.17 0.6023 0.5313 A 相 B 相 Δ62℃ 27℃ 27℃ r% 5.589 62℃ 27℃ 27℃ r% 5.586 0.60 6.389 5.6361 5.608 0.50 0.30 Δ62℃ 27℃ 27℃ Δr% 0.5327 -0.26 0.85 C 相 ΔR% 低压 （mΩ） 6.379 5.6273

0.68 6.37 5.6193 — 11 —

110kV北郊变电站1主变 检修后的油中溶解气体色谱分析结果

2005年7月17日，110kV北郊变电站1#主变故障处理投运，色谱跟踪分析结果： 日 期 7月15日 7月17日 H2 5.3 9.9 CH4 2.8 2.5 2.9 3.9 3.7 3.6 3.4 C2H4 1.4 0.4 0.3 0 0 0 0 C2H6 0 0 0 0 0 0 0 C2H2 4.9 4.8 5.2 6.9 7.1 6.9 7.0 CO 17 23 37 83 96 114 111 CO2 381 398 420 910 950 1013 1127 总烃 9.2 7.7 8.3 10.8 10.8 10.5 10.4 #

7月19日 16.9 7月21日 24.8 7月25日 21.2 7月29日 28.8 7月31日 27.6 分析绝缘油中气体含量的缓慢增长的原因：其一是由于内部绝缘的正常老化，缓慢析出气体的结果；其二是由于在变压器内部发生放电故障后，气体含量很大（H2为1028、总烃为234.6ppm），油虽经过脱气处理，但绕组及绝缘中仍残留有吸收的气体，这些气体随变压器的运行缓慢释放于油中，使油中的气体含量增加。尤其是C2H2的增长，已经超过《规程》所规定的注意值（C2H2为7.1ppm），除了变压器内部绕组和绝缘吸收气体缓慢释放的原因外，另外一个原因是由于变压器油进行真空脱气后残留在油中的含量本身较高（7月15日C2H2为4.9ppm）。

有关资料表明：虽然变压器在故障检修后经过多次脱气，但运行几个月后仍会有残留在绕组和绝缘中的气体释放出来，而且由于其本身对各种气体的吸收和释放并没有可以遵循的规律，给我们的分析判断带来一定难度。采取的办法就是继续对该变压器进行油中溶解气体色谱分析的跟踪监视，具体的分析周期，根据气体增长的速度而定。

7、城北1#主变直流电阻值测试不合格分析

城北1#主变例行试验直流电阻值分析

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2011年6月24日对城北1#主变（主变型号：SZ10-25000/110，厂家：江苏华鹏变压器有限责任公司，出厂日期：2002.10。）进行例行试验时，发现其直流电阻互差超过标准2%的规定。试验数值见表一

表一：直流电阻测试值

试验日期：2011.6.24 1、1.6MVA以上绕组连同套管的直流电阻 变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 2、与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。 分接位臵 1 2 3 4 5 6 7 8 9 分头 （ ） A0 (mΩ) 922.5 904.1 890.4 888.9 875.0 858.5 841.6 829.5 822.9 Am0(mΩ) B0 (mΩ) 921.2 904.1 887.6 872.1 858.5 843.5 827.1 819.9 796.1 Bm0(mΩ) C0 (mΩ) 933.6 922.8 911.0 898.4 876.2 865.5 850.4 837.6 821.5 Cm0(m) ΔR% 1.34 2.09 2.61 2.98 2.02 2.57 2.77 2.14 3.29 ΔRm% 体 温：40℃ 分接位臵 17 16 15 14 13 12 11 10 低压绕组 A0 (mΩ) B0 (mΩ) C0 (mΩ) ΔR% 2.67 1.77 2.22 1.85 1.87 2.39 1.12 2.55 Δr% 0.09 948.8 924.4 937.8 915.4 909.7 926.9 909.1 894.0 914.2 895.5 878.7 883.1 874.4 864.1 880.5 849.1 843.6 864.1 831.0 829.7 839.1 815.7 809.4 830.3 ab (mΩ) bc (mΩ) ca (mΩ) 10.67 10.67 10.68 蓝色字体表示三相间最大的直流电阻值。

表二：直流电阻各相邻分头差值

分接位臵 1 2 3 4 5 6 7 8 9 A0 (mΩ) B0 (mΩ) C0 (mΩ) ΔR% 分接位臵 17 16 15 14 13 12 11 10 9 A0 (mΩ) B0 (mΩ) C0 (mΩ) ΔR% 18.4 13.7 1.5 13.9 16.5 16.9 12.1 6.6 17.1 16.5 15.5 13.6 15 16.4 7.2 23.8 10.8 11.8 12.6 22.2 10.7 15.1 12.8 16.1 33.4 14.7 10.9 6.3 15.7 12.7 13.6 15.3 31.1 21.1 14.6 18.1 13.9 15.3 20.3 -7.2 13.3 2.6 25 8.8 8.8 25.3 20.5 16.4 说明分头差值是为了观察相邻分头间直流电阻的变化计算的，一般说来，合格的设备其相邻分头的变化基本是平稳的。例：分头1位置计算的是1分头与2分头直流电阻之间的差值。（蓝色字体表示严重不符合变化规律的）

从表一、二数值可以看出：一、其互差超过2%规程；二：各相邻分头间差值变化差异太大，例3分头A0值为1.5，即3分头A0值与

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4分头A0值相差1.5 mΩ，其可能的情况是，有载开关从3分头档位没有达到4分头位置，即两次测量值为同一档位。（不考虑其他因素，如有载接触不好等原因）。10分头出现的-7.2，使正常情况下，9分头A0直阻值最小，变成10分头A0值最小。直流电阻值出现如此大的变化，最可能的原因为有载开关存在动作不到位，有载内部弹簧压力不够等因素导致。建议检查有载开关。

此外，该主变色谱分析结果正常，进一步排除线圈存在问题的情况。 表三：1#主变色谱分析结果

站名 城北 城北 设备名称 1# 1# 日期 2011．6．25 2010．6．25 H2 93.0 83.2 CH4 15.7 14.0 C2H6 2.1 1.6 C2H4 1.0 1.2 C2H2 0 0 CO 429 451 CO2 208 306 总烃 18.8 16.8

表四：其他时间测试直流电阻值 试验日期：2008.3.14 1、1.6MVA以绕组连同套管的直流电阻 上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 2、与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。 分接位臵 1 2 3 4 5 6 7 8 9 分头 （ ） A0 (mΩ) 852.4 837.9 823.3 809.6 793.6 783.3 772.4 754.3 737.5 B0 (mΩ) 850.7 837.0 823.0 817.0 795.7 781.9 769.9 754.0 738.0 C0 (mΩ) 856.8 843.5 830.3 811.0 796.5 783.5 770.8 755.9 743.3 ΔR% 0.71 0.78 0.89 0.91 0.37 0.2 0.32 0.25 0.79 体 温：30℃ 分接位臵 17 16 15 14 13 12 11 10 低压绕组 A0 (mΩ) 769.1 755.0 ab (mΩ) 11.37 B0 (mΩ) 768.1 754.2 bc (mΩ) 11.38 C0 (mΩ) 773.1 757.3 ca (mΩ) 11.38 ΔR% 0.65 0.41 Δr% 0.08 Am0(mΩ) Bm0(mΩ) Cm0(mΩ) ΔRm% 试验日期：2006.10.23 绕组连同套

1、1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均分接位臵 1 2 3 A0 (mΩ) 852.7 838.2 823.7 B0 (mΩ) 851.0 838.5 823.2 C0 (mΩ) 857.1 843.9 830.4 — 14 —

ΔR% 0.72 0.68 0.87 体 温：29℃ 分接位臵 17 16 15 A0 (mΩ) B0 (mΩ) C0 (mΩ) ΔR% 管的直流电值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 部位测得值比较，其变化不应大于2%。 4 5 6 7 8 9 分头 （ ） 810.2 793.8 783.5 772.5 754.5 737.8 816.8 795.9 782.2 770.1 753.8 738.2 811.4 796.6 783.8 770.9 756.1 743.7 0.81 0.35 0.20 0.31 0.31 0.80 14 13 12 11 10 低压绕组 769.4 755.3 ab (mΩ) 11.38 768.2 754.4 bc (mΩ) 11.38 773.5 757.2 ca (mΩ) 11.39 0.69 0.37 Δr% 0.09 阻 2、与以前相同Am0(mΩ) Bm0(mΩ) Cm0(mΩ) ΔRm% 7月16日对有载开关进行了动作试验，动作测试如下表：

分头位置 6-7 由低到高 7-8 8-7 由高到低 7-6 动作特性 过渡时间（ms） 过渡电阻(欧) 过渡时间（ms） 过渡电阻(欧) 过渡时间（ms） 过渡电阻(欧) 过渡时间（ms） 过渡电阻(欧) A 58.4 8.92 57.7 9.06 62.3 9.24 58.3 9.09 B 58.4 9.05 54.3 9.26 37.1 9.38 37.2 9.35 C 55.0 8.97 54.6 9.38 61.9 9.16 62.0 9.24 差值（率） 3.4 1.4% 3.4 3.5% 25.2 2.4% 24.8 2.8% 由动作特性表可以看出，在由高分头到低分头时，过渡时间相差较大。有载开关存在问题。目前该主变基本不带负荷，等待8月中旬进行有载吊出检查。

8月18日处理情况：

首先在试验前对有载开关进行了4次循环动作，以排除油膜干扰，然后对最其中认为严重的分头位置进行了第一次测量，测量值如下表：

试验日期：2011.8.18 绕组连同套管1、1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；无中分接位臵 1 2 3 4 A0 (mΩ) 929.6 909.5 B0 (mΩ) 927.3 909.6 C0 (mΩ) 945.5 925.9 ΔR% 2.16 1.79 体 温：38℃ 分接位臵 17 16 15 14 A0 (mΩ) B0 (mΩ) C0 (mΩ) ΔR% — 15 —

的直流电性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 部位测得值比较，其变化不应大于2%。 5 6 7 8 9 分头 （ ） 826.3 806.1 817.2 797.7 833.6 827.5 2 3.7 13 12 11 10 低压绕组 815.2 ab (mΩ) 814.4 bc (mΩ) 835.2 ca (mΩ) 2.6 Δr% 阻 2、与以前相同Am0(mΩ) Bm0(mΩ) Cm0(mΩ) ΔRm% 此次测量，虽然仍不合格，但数据比较规律，均为C相过大，导致的超标，比起6月24日没有规律的数据而言，具有较好的分析性。为了排除仪器测试原因。测试人员在仪器端将B相接线与C相接线更换，即仪器测试显示B相的数据实际为主变C相的阻值。测量后显示变成B相直流电阻值最大，排除了仪器测试不准的因素。测试人员将C相接线板拆除后，接在导电杆上测量，测试9分头直流电阻合格。

没拆除C相接线板 拆除C相接线板 分头位置 9 9 A0(mΩ) 806.1 795.5 B0(mΩ) 797.7 798.6 C0(mΩ) 827.5 810.2 ΔR% 3.7 1.85 可见测量不合格主要是C相接触不好导致，由于有载厂家在，现场又对有载开关吊出进行了检查，发现动触头上有麻点，弹簧压力不够，厂家对动触头进行了打磨、清洗。同时对三相动触头都加了2个垫片。恢复后测量合格。数据如下：

试验日期：2011.8.18 绕组连同套管的直流1、1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平分接位臵 1 2 3 4 5 6 7 A0 (mΩ) 919.3 904.6 888.5 874.1 857.3 843.3 830.9 B0 (mΩ) 918.0 902.7 887.6 871.6 857.8 841.1 827.0 C0 (mΩ) 919.1 904.4 891.5 872.8 857.4 843.0 826.0 ΔR% 0.14 0.21 0.43 0.29 0.06 0.26 0.59 体 温：36℃ 分接位臵 17 16 15 14 13 12 11 A0 (mΩ) 921.2 904.4 893.5 871.2 856.8 844.1 828.5 B0 (mΩ) 919.2 902.4 889.8 871.3 856.9 839.9 827.0 C0 (mΩ) 925.9 905.9 888.3 874.3 861.9 844.6 832.0 ΔR% 0.73 0.38 0.59 0.35 0.59 0.56 0.60 — 16 —

电均值的1% 部位测得值比较，其变化不应大于2%。 8 9 分头 （ ） 814.4 792.3 814.1 790.3 810.6 794.9 0.46 0.51 10 低压绕组 810.8 ab (mΩ) 809.3 bc (mΩ) 809.9 ca (mΩ) 0.18 Δr% 阻 2、与以前相同Am0(mΩ) Bm0(mΩ) Cm0(mΩ) ΔRm% 有载动作特性良好：

分头位置 6-7 由低到高 7-8 8-7 由高到低 7-6 动作特性 过渡时间（ms） 过渡电阻(欧) 过渡时间（ms） 过渡电阻(欧) 过渡时间（ms） 过渡电阻(欧) 过渡时间（ms） 过渡电阻(欧) A 57.5 8.82 57.7 9.01 60.3 9.18 59.3 9.12 B 57.5 8.65 56.3 9.06 60.9 9.14 59.6 9.07 C 57.0 8.87 56.6 9.18 61.7 9.26 58.4 9.24 差值（率） 0.5 2.5% 1.4 1.9% 1.4 1.3% 1.2 1.9%

可见，直流电阻数据不合格是多种因素共同作用的结果，1、有载分接开关存在油膜的影响；2、测试线尤其C相测试线接触不良；3、有载分接开关动触头弹簧压力不足。

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二、互感器类故障

1、基础知识 见(PPT) 2、设备故障分析

 新绛站某CT介质损耗超标

2007年春检当中测量（正接线）某220kV变电站110kV160CT（型号LB6-110W）时(天气晴,10℃),测量A，B相完全符合《规程》要求(110 kV运行中的油纸电容型电流互感器tgδ%不于0.8),但是在测量C相时，测量tgδ%：3.35,CX:555.7PF,CN:552.4PF,小套管绝缘电阻:7000MΩ。考虑可能是瓷套表面泄漏影响,擦净瓷套表面后,测试tgδ%：3.32,擦拭小套管后复试tgδ%：3.29仍无太大变化，打磨设备顶部与小套管引出部分,使之与高压线和仪器测试线接触良好,再次复试,试验数据合格tgδ%：0.35,CX:559.7PF。测试结果如下表：（电容单位为PF）

试验位置及处理 C（无处理） C（檫净瓷套） C（檫净末屏） C（引线接触良好） 试验接线及电压（kV） 正（10） 正（10） 正（10） 正（10） tgδ% 3．35 3．32 3．29 0．35 CX 555．7 554．3 553．9 553．7 CN 552．4 552．4 552．4 552．4 ΔC% 0．59 0．34 0．24 0．23 分析：当测试电桥高压引线或测量线Cx引出线与被试品接触不良时，相当于被试品的支路串联联了一个附加电阻Rf，等值电路和向量图如图所示：

高压引线 Uz 向量图 图中：CN标准电容R3R4C4为电桥的桥臂参数 CX，RX被试互感器的等值电容和电阻Rf为附加电阻 等值电路 2

由向量图可知，该附加电阻在交流电压的作用下会产生有功损耗的附加损与被试品自身有功损耗叠加，使测量的介质损耗因数tgδ2增大。或从理论得知，tgδ=ωRxcx，由于Rx的增大，cx不变，所以导致测量的tgδ增大，甚至大大超过了《规程》的限值。

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 设备接地不良导致的介质损耗为负

2007年测量（正接线）110kV某化肥厂102电容型CT（型号LB6-110W）时(天气晴,23℃),全站停电，测量的tgδ为负值。测量值如下（电容单位为PF）

试验位置 A B C 试验接线及电压（kV） 正（10） 正（10） 正（10） tgδ% -1.28 -1.31 -1.29 CX 424.3 429.6 427.2 CN 426.6 431.3 429.8 ΔC% -0.54 -0.39 -0.60 经检查,互感器的底座由于腐蚀,(化肥厂酸度大,腐蚀严重), 导致互感器法兰接地不良,使测试仪器接地与互感器法兰之间存在一电阻R0, 等值电路如图所示：

高压引线 图中：CN标准电容 R3 R4 C4为电桥的桥臂参数 CX RX被试互感器的等值电容和电阻Rf为附加电阻 C1互感器对法兰的等效分布电容 C2互感器的法兰与测量屏间的电容 等值电路 2

将由C1,C2,R0组成的星形阻抗转换为三角形阻抗后,与试品Rx,cx并联的等值阻抗ZAC表示为

或: YAC=1/ZAC=-ω2C1C2R0

试品导纳YX=RX+jωCX 由于ZAC(YAC)与YX并联,因此考虑到R0的影响,

互感器的等值导纳Y'X= YX+ YAC=(RX-ω2C1C2R0)+jωCX 即其导纳实部由RX变成RX-ω2C1C2R0 则此时试品的介质损耗:

tg'δ=(RX-ω2C1C2R0)/ ωCX= tgδ-ωC1C2R0/CX

由此可见,由于R0的存在,将使试品的介质损耗测量值偏小。如果试品本身的介质损耗值较小，而R0的数值又较大，则将出现负的介质损耗的测试结果。

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将测试电桥的接地线与被试品的法兰接在一起接地，重新测试电流互感器测的结果符合《规程》要求。

试验位置 A B C 试验接线及电压（kV） 正（10） 正（10） 正（10） tgδ% 0.25 0.28 0.23 CX 423.6 428.7 425.9 CN 426.6 431.3 429.8 ΔC% -0.70 -0.60 -0.91 综上分析,在测试电力设备tgδ%时,要注意以上两种情况下对测试结果的影响,并正确处理,以保证测试结果真实可靠。

 变压器交接时，套管介质损耗超标

交接变压器时，套管电容量与出厂值变化很小，而tgδ变化很大．经检查末屏绝缘良好，套管表面清洁经，经询问是套管没有放气，放气后试验， tgδ和电容量都与出厂值基本没变化，这是由于套管顶部积压了很高压强的气体，在交流电压作用下，气体电离，相互碰撞，致使功率损耗增大．

 干式CT

1、末屏介质损耗较大

新交接干式CT末屏介质损耗较大是09年技改交接试验中发现的一个普遍问题。 5月稷山新更换的192 CT（型号：LGB-110W3，厂家：北京华电云通电力技术有限公司）在交接试验时发现，其中一相末屏对地绝缘为20MΩ，介质损耗为51.72%。2008年7月1日厂家来人解体发现其末屏小套管受潮，经现场处理后后变为1.6%，分析为制造厂制造工艺不合格，防水防潮不能过关所致。建议厂家改进工艺，提高设备的密封性能。8月12日，在三家庄站110kV102CT交接试验时，发现该CT A、B、C三相末屏介损依次为10.84%、14.02%、12.77%，13日厂家来人处理，重新试验结果无变化；由于介损数据过大，8月

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19日，对该CT进行了更换处理；在随后的西范、荣河站发现了类似问题，CT末屏介损最高达9.5%。分析干式CT末屏介质损耗较大，主要有两方面原因：

A、结构上的特殊性。由于干式CT无外壳，外部绝缘为浇注式，绝缘性能受外部环境影响较大，尤其是外引末屏；而省公司2006版规程对干式CT介质损耗没有具体规定，给此类CT的绝缘状态定性又带来一定的困难。

B、生产厂家制造工艺上的差别。 由于近年来固体绝缘互感器生产厂家较多，产品质量良莠不齐，试验结果数据差别也较大。如2007年技改工程所用大多为北京华电产品，2007年以前，多为北京天威瑞恒、杭州杰登产品，末屏介质试验结果大基本在2%范围内；而今年所用产品为北京电科四维和北京国电四维两家产品，末屏介质损耗测量普遍较大。

鉴于上述情况，建议应加强对运行中干式互感器尤其是试验数据大的干式CT运行监视，采用红外监测，一旦发现温度异常，立即停电试验。同时有条件时及早开展带电电容量的测量及局部放电测量。 2、干式电容型电流互感器电容量超标

清涧变电站182 B相CT

型 号 额定电压 LRGBJ2-110 110kV 制造厂 额定电流比 杭州天威登杰电气有限公司 600/5A AI-6000 介损测试仪 CX(pF) CN(pF) 387.7 352 ΔC% 10.14 天 气 状 况 晴 电容量及1、电容实测值与额定值、出厂值比较差别不超出±5%范围 使用仪温 度 30 器 试验日期 测量部位 tgδ% 本次 一次对末屏 末屏 1.16 — 21 —

介质2、干式tgδ%不大于损耗0.5 测量 上次 一次对末屏 末屏 0.97 352.2 352.2 0.57 平陆变电站101C相CT

型 号 额定电压 LRGBJ2-110 110kV 制造厂 额定电流比 杭州天威登杰电气有限公司 600/5A AI-6000 介损测试仪 CX(pF) CN(pF) 404.6 333 333 333 ΔC% 21.5 0 天 气 状 况 晴 1、电容实测值与额定电容值、出厂值比较差量及别不超出±5%范围 介质2、干式tgδ%不大于损耗0.5 测量 使用仪温 度 30 器 试验日期 测量部位 tgδ% 本次 一次对末屏 末屏 一次对末屏 末屏 0.041 0.312 上次 分析：试验末屏及主绝缘均良好，二次绕组绝缘良好，排除其下端接线板受潮因素，（此前发现过二次及末屏接线板受潮导致绝缘不良设备）。仅是主绝缘电容量发生“巨大”变化，说明设备内部串联的电容屏已经有很大变化，电容屏表面可能出现裂纹，或者由于温度原因（冷热变化大）导致聚四氟乙烯裁材料电容屏对冷热不均，由

csd，对应面积和距离改变，导致电容量变化，应及时更换，和厂

家联系解体分析，经厂家解体后回馈，清涧CT存在设备末屏松动迹象，紧固后试验合格；平陆CT存在内部填充材料渗漏现象，导致电容介电系数改变，从而使得电容量大增。

 内部气泡放电

2010年1月17日，高压人员对龙门110kV116电流互感器B进行高压试验时发现，其介质损耗是上次的2倍以上，（试验数据见表一）进一步检查发现，其气体膨胀器鼓起，随即进行了油色谱试验，发现其油中气体含量严重超标。（色谱数据见表二）

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表一：116B相电流互感器高压试验数据

型 号 额定电压 LCWB-110W 110KV 制造厂 额定电流比 醴陵电瓷厂 2×300/1A 1994.05 tgδ% 0.77 0.63 0.36 365mΩ 370mΩ 366mΩ 225mΩ 醴陵电瓷厂 2×300/1A 1994.05 tgδ% 0.77 0.63 0.36 365mΩ 370mΩ 366mΩ 225mΩ CX(pF) 721.1 627.7 723.0 合格 一次、二次及末屏绝缘均合格为10000MΩ 结论及说明 CX(pF) 721.1 627.7 723.0 合格 一次、二次及末屏绝缘均合格为10000MΩ 结论及说明 天 气 状 况 15℃ 1、电容实测值与额定值、出厂值比较差别不超出制造日期 相别 本次 末屏 一次对末屏 上次 末屏 1K 二次直阻检查 2K 3K 4K 制造厂 额定电流比 测量部位 一次对末屏 电容2、tgδ不大于下列量及数值： 介质油纸绝缘： 损耗110kV 1.0% 测量 220kV 0.7% 500kV 0.6% 3、厂家规定：tgδ≤0.2% ±5%范围 型 号 额定电压 LCWB-110W 110KV 天 气 状 况 15℃ 1、电容实测值与额定值、出厂值比较差别不超出制造日期 相别 本次 末屏 一次对末屏 上次 末屏 1K 二次直阻检查 2K 3K 4K 测量部位 一次对末屏 电容2、tgδ不大于下列量及数值： 介质油纸绝缘： 损耗110kV 1.0% 测量 220kV 0.7% 500kV 0.6% 3、厂家规定：tgδ≤0.2% ±5%范围

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表二：116B相电流互感器色谱试验数据

采 样 地 点 设 备 名 称 取 样 原 因 龙门站 CT 高压介损变化较大 电 压 等 级 设 备 编 号 分 析 日 期 110kV 116 B相 2010.01.19 分 析 结 果 位 置 H2 组 分 含 量 uL/L CH4 C2H6 C2H4 C2H2 总烃 CO CO2 结 论 说明 本次 34071 1277 631 2.0 1.5 1911.5 150 1044 异常 上次 94.7 9.4 1.6 0 0 11 251 1445 正常 三比值代码为：110，其对应故障性质为高能量密度的局部放电。 油化验人员随即对其进行了油简化试验，结果见表三

表三：116B相电流互感器油简化试验数据

编号 电压 等级 （kV） 质量指标 投入运行前的油 运行油 B 淡黄 中性 0.009 试验结果 试 验 项 目 1 2 3 外状 水溶性酸（PH值） 酸值，ｍgKOH/g 透明、无杂质或悬浮物 ＞5.4 ≤0.03 ≥140（25号油） ≥4.2 ≤0.1 与新油原始测定值相比不低于10 4 闪点（闭口），℃ 148 — 24 —

5 水分,ｍg/L 500 220 110及以下 500 ≤10 ≤15 ≤20 ≥60 ≥40 ≥35 ≤0.7 ≤1 ≤15 ≤25 ≤35 ≥50 ≥35 ≥30 ≤2 13.6 51 0.0156 6 击穿电压，kV 60～220 35及以下 7 介质损耗因数 (90℃) 500 ≤220 样 品 试 验 结 论 合格 由以上数据可得出：该设备没有受潮，绝缘良好，其氢气及甲烷含量过高，完全是高能量的局部放电所导致。1月27日，在检修车间对该设备进行解体检查，解体人员没有发现发电痕迹，一次、二次绕组绝缘纸外观良好。从油简化结果和高压试验来看，正是由于设备没有受潮，耐压能够通过，所以该设备高压试验仍然合格，尤其其一次对末屏电容量与上次试验几乎没有变化，说明放电不是在绕组内部（即没有改变设备绝缘结构），而是在该设备油中存在高能量气泡放电，从而导致氢气及甲烷含量严重超标，但从高压试验发现其介质损耗是上次试验的2倍以上，仍然引起了高压试验人员的高度注意。如果进一步升高试验电压，由于含气量较高，其气泡放电，必然导致介质损耗增大更多。所以开展额定电压条件下的介质损耗试验势在必行。

 最近186CT介质损耗超标 （原因未定）

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闻喜110kV186电流互感器C相分析

2011年6月13日，高压人员对闻喜110kV186电流互感器C进行高压试验时发现，其介质损耗是上次的5倍以上，试验数据见表一。

表一：186C相电流互感器高压试验数据

型 号 额定电压 LB6-110W 110KV 制造厂 额定电流比 2×300/5A 2003.6 tgδ% 1.87 0.39 CX(pF) 603.3 600.3 CN(pF) 600.3 600.3 ΔC% 0.50 0 天 气 状 况 31℃ 1、电容实测值与额定值、出厂值比较差别不超出制造日期 相别 本次 末屏 一次对末屏 上次 末屏 二次直阻检查 测量部位 一次对末屏 电容2、tgδ不大于下列量及数值： 介质油纸绝缘： 损耗110kV 1.0% 测量 220kV 0.7% 500kV 0.6% 3、厂家规定：tgδ≤0.2% ±5%范围 说明：上次试验其一次及末屏绝缘均大于10000MΩ,本次试验受电场干扰，绝缘测量读数受影响，末屏及一次绝缘电动摇表读数不准确。经分析均应合格。（根据油试验结果判断）油色谱分析见表

表二：186C相电流互感器色谱试验数据

采 样 地 点 设 备 名 称 取 样 原 因 闻喜站 CT 高压介损变化较大 电 压 等 级 设 备 编 号 分 析 日 期 110kV 186C相 2011.6.14 分 析 结 果 位 置 组 H2 CH4 本次 16.8 46.5 上次 21 46.1 — 26 —

分 含 量 uL/L C2H6 C2H4 C2H2 总烃 CO CO2 4.8 0.3 0 68.4 502 733 标准要求≥35kV 标准要求<2 4.8 0.4 0 72.3 525 770 测量值60 kV 测量值0.011 击穿电压 介质损耗因数(90℃) 从表一来看，设备电容量正常，可以断定设备电容屏良好，没有发生击穿或损伤。从油色谱及简化结果来看，油色谱正常，即设备没有受潮，排除设备受潮导致介质损耗增大的原因；各气体组分基本无变化，排除设备内部存在局部放电导致介质损耗增大原因；设备经外观检查，油位正常，排除缺油导致介质损耗增大的原因；设备末屏没有锈蚀，基本排除设备测量时因测试仪与末屏接触不良导致增大因素；

可能因素（不能排除）为：1、末屏松动导致的接触不良；2、电场干扰导致的介质损耗偏大；从测量绝缘时受电场干扰情况看，此因素可能性较大。如在无干扰时，复试正常则为电场干扰影响。如复试介质损耗仍偏大，则为末屏松动。

 PT接地引线未能接地 三家庄246线路PT色谱分析 （1）故障发现及原因

2009年7月17日，三家庄盐三II回246线路PT电磁单元底部滴油（30滴/分钟），油位看不清。检查发现：

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（1）现场PT下方土壤有少许油迹。

（2）油位观察窗清理后观察，油位正常。

（3）红外测温发现线路PT二次接线盒处温度异常，打开盒盖后测量一次载波通讯N端子发热达167.7℃（图）。

（4）一次载波通讯N端子接地线因烧损跌落，N端子悬空，N端子与接地端子间绝缘胶板烧焦致漏油。

现场首先安排带电恢复载波通讯N端子接地，恢复后测量N端子温度立刻降至41℃；然后对该PT采油样分析，视色谱结果确定方案；安排运行对该PT加强巡视，监视油位变化，检修人员每天联系变电站询问情况，如遇缺油立即补充。最后对站内其他PT接线盒接线进行检查，未见异常。 站名 设备 名称 日期 氢气 3.2 182.9 一氧化碳 14 703 二氧化碳 430 甲烷 1.1 乙烷 0 乙烯 0 乙炔 0 1.2 总烃 1.1 950.5 三家庄 246PT 2002.05.24 三家庄 246PT 2009.07.17 2801 223.3 227.8 488.2 由色谱结果可见，氢气、总烃、乙炔三项均超标，属于长期低热并伴有放电现象。这与PT失地运行产生高压放电分析、红外测温结果是相符的。

综合以上分析，由于载波通讯N端子接地不可靠，导致246线路PT运行中开路，PT失地运行，产生高压并对油箱外壳放电，长期发热致绝缘胶板烧损，出现渗漏油现象。

（2）解体分析

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8月1日更换该线路PT，19日对该线路PT进行解体大修。 上方左、右图为该PT二次接线板正、反面。分析PT二次接线螺丝直接浇铸在绝缘板上，一般情况下不会有渗漏。由右图可见由于长期放电碳化导致二次接线板反面出现贯穿性裂纹，是本次渗漏的直接原因。更换绝缘油及PT二次接线板后进行试验合格。

 PT内部避雷器击穿 （1）现场检查情况及分析

现场检查220千伏南母C相PT外观及红外测温无异常，二次小开关在合位，C相小开关上部电压为零，A相、B相电压正常，均为57V。保护人员现场测量其二次端子无电压，判断为电压互感器内部故障。

（2）高压试验情况及分析

经高压绝缘试验，发现故障PT中间变压器一次绝缘为零，判断为内部元件绝缘击穿。

对该PT电磁单元部分油色谱试验数据如下：

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日期 2011.2.10 H2 36.9 CH4 45.9 C2H6 33.5 C2H4 207.8 C2H2 465.2 CO 241 CO2 2310 总烃 751.5 改良三比值为“1 2 2”，对应为电弧放电。 （3）设备解体情况及分析

设备解体后，检查高压避雷器绝缘为零，其它未见异常。

避雷器MOA

以下是故障PT内部原理图：

设备绝缘试验结果与油色谱分析结果一致，综合判断桃园站220千伏南母C相PT故障的原因是长期运行后PT内部避雷器阀芯绝缘老

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化，最终击穿，导致二次无电压输出。

（PT二次输出电压与电容量变化关系密切，正做此类研究，欢迎各位同仁提供此类试验数据。）

三、避雷器类设备

1、运城220kVB母A相避雷器带电测试数据异常处理

5月12日运城220kVB母A相避雷器运行表头指示数据异常，0.2mA, B、C相均为0.5mA ，停电测试试验数据合格，分析为测试表内部受潮所致，更换A相指示表头后运行指示正常。夏季天气潮湿，对于设备防水防潮要求较高，应加强对设备的巡视，发现问题应及时处理，尤其对无人值班站设备，应定期巡视。 2、、苗村1#主变35kV侧氧化锌避雷器缺陷及处理

四季度防雷对避雷器带电试验时，发现苗村1#主变35kV侧C相避雷器（型号：YH5WZ-51/134）阻性电流变化较大，数值如下表。

根据《规程》要求，带电测试阻性电流增加到初始值的200%时，停电检查。11月25日停电测试发现U1mA（直流1mA参考电压）：

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70kV（标准74kV），I0.75U1mA（0.75U1mA）的泄漏电流：192μA，（标准50μA）。打开发现阀片受潮劣化。 3、35KV 电压互感器加装的消谐器

110kV王村变电站35kVI段消谐器（型号XRQW-35B-W，保定市电力互感器厂）电阻测试由原来的2008年的19.2MΩ下降为21KΩ，解体后发现消谐器受潮，主要是因为消谐器安装在室外构架上，防水防潮外罩密封不严所导致。另外发现有的站I、II段消谐器电阻值（分别为十几兆欧和1兆欧）相差比较大，规程中对消谐器试验项目没做规定，建议对加装的消谐器匹配进行计算和联系厂家制定相关试验规定。（此类试验待开展）

四、电容器组类设备

北相1#电容器接线方式为上下两层的星型分散式，两个星型中性点加一接地电流互感器（用来接电流差动保护）。2009年3月24-31日对其分散电容进行逐个检查，都在合格范围。其上下层电容量如下表：

上层 下层 A 39.7 39.6 B 39.5 39.7 C 39.7 39.7 差率% 0.51 0.25 但每次投送都导致保护差流动作，后来将保护推出后，投切电容器组，发现A相上层一电容器鼓肚，将上下层每相各退出一个电容器，加上保护投送成功。（分析：因为保护动作电流来源是上下层星型中性点之间的电流互感器，动作的唯一原因是两星型中性点电流不平衡，而导致不平衡的原因只能是鼓肚的电容器绝缘已经破坏，只是常规的电容量测量无法发现，通常电容器耐压试验因为容量的关系无法做其试

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验项目，而且投送电容器会产生极大的涌流现象，因此电容器的匹配及尽可能的少投切是常用保护其损坏的手段。

（测量三相之间的电容量，即总电容。比如运城500kV站，6个电容器组，每相40个电容器，每个电容器组120个分散电容器。）

五、开关类设备

泽掌站535开关回路电阻测试分析

2008年3月 ，预试发现泽掌站535开关（B相回路电阻为600μΩ（标准为100μΩ），严重超标；

拆除后发现B相回路中触头有氧化痕迹，分析为运行 中发热使得触头氧化接触不良，导致回路电阻严重超标。

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