一起110kV GIS电流互感器气室内部发热故障分析

一起110kV GIS电流互感器气室内部发热故障分析
段辉1,颜廷利1,王伟2,赵全富1,韩明1
(1.国网山东省电力公司莱芜供电公司,山东莱芜271100;2.国网山东省电力公司经济技术研究院,山东济南250021)
摘要:针对红外测温中发现的GIS设备电流互感器气室二次回路开路导致铁芯发热的问题,结合设备结构和超声波、特高频局放检测等综合分析,提出了故障诊断依据。

利用停电检查进行验证,为电流互感器二次回路开路问题的红外检测和判断提供参考。

关键词:红外测温;GIS;电流互感器;故障诊断
中图分类号:TM452文献标志码:B文章编号:1007-9904(2019)07-0078-03
Analysis of an I nner H eating F ault of a110kV GIS
C urrent T rans F ormer
DUAN H ui1,YAN Tingli1,WANG Wei2,ZHAO Quanfu1,H AN Ming1
(1.State Grid Laiwu Power Supply Company,Laiwu250002,China;
2.Economic&Technological Research Institute,State Grid Shandong Electric Power Company,Jinan250003,China)
Abstract:In this paper,aiming at explaining the phenomenon of iron core overheating caused by opening secondary circuit in GIS TA chamber discovered by infrared temperature measurement,the comprehensive analysis of the equipment structure,AE and UHF detection are adopted for fault diagnosis.The off-line inspection is carried out verify the conclusion,which provides a reference for infrared detection and judgment of open circuit problem of TA secondary circuit.
Keywords:infrared temperature measurement;GIS;current transformer;fault diagnosis
0引言
气体绝缘组合电器(GIS)由于占地空间小、运行可靠性高、检修周期长、运输安装方便等优点,自20世纪60年代起被广泛应用[1-3]。

随着GIS设备运行年限的日益增长,各类故障逐渐增多。

由于全封闭结构,如果GIS出现故障,修复更为复杂,一般需要至少10天才能恢复运行。

近年来,由发热引起的设备故障屡见不鲜,已造成多起设备停运甚至爆炸等事故。

因此加强GIS设备发热故障的检测与分析具有重要意义[4-7]。

针对某变电站GIS设备110kV电流互感器气室内部发热现象,结合设备自身结构和其他带电检测手段综合分析,初步判断二次回路开路是导致该电流互感器发热的原因,并停电检查进行验证。

本文旨在通过分析一起GIS电流互感器气室内部发热的案例,探究导致GIS电流互感器内部发热与设备故障原因的典型关系,从而为提高GIS状态检修水平提供一定技术支持。

1变电站及设备基本情况
某110kV变电站2012年12月投入运行,该站共有5个110kV GIS设备间隔,型号为ZF10-126,2012年4月出厂。

110kV电流互感器型号为LRB-110,出厂日期为2012-04-01,额定电压为
100kV,额定电流为800A,额定频率为50Hz,结构型式为贯穿式,绝缘介质为SF6,外绝缘型式为硅橡胶,二次信号输出形式为模拟信号,密封型式为全密封,不是零序电流互感器,额定电流比为800/5,动稳定电流为80kA,热稳定电流为31.5kA,爬电比距为25mm/k V。

2故障描述
检测人员于2018-04-25T18∶00∶00在精确红外测温中发现GIS设备110kV汇枣I线文昌Ⅰ支线断路器下端电流互感器罐体存在发热情况,与断路器
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上端正常电流互感器相同部位比较,最大温差接近2℃,相对温差为89.5%。

根据DL/T664—2016《带电设备红外诊断应用规范》规定,电流互感器相对温差超过80%属于严重故障。

现场变换拍摄角度,同时排除其他热源干扰,发热特征仍然存在。

红外测温和现场实物如图1所示。

(a)红外测温(b)现场实物
图1发热气室的红外测温和现场实物
由图1可以看出,断路器下电流互感器罐体发热明显,最高温度为24.7℃,而相邻部位温度为23.0℃,最大温差接近2℃。

对另一相邻110kV间隔进行红外测温,无发热现象,如图2所示。

图2相邻间隔电流互感器红外测温
3故障分析
首先怀疑发热电流互感器存在一次回路断线或接触不良。

考虑到该情况下必然产生强烈的悬浮放电信号,因此现场进行超声波和特高频局部放电检测,测试结果如图3和图4所示。

图3电流互感器超声波检测图4电流互感器特高频检测
由图3和图4可以看到,数据无异常,可排除存在一次断线或接触不良的可能。

4月26日,带电检测人员进行第二次红外精确测温,发热特征不变,如图5所示。

(a)红外测温(b)现场实物
图5第二次检测
结合检测结果,检测人员分析如下。

1)下电流互感器罐体较上电流互感器罐体整体发热,且红外测温仪呈现明显的均匀辐射状,因此可以排除发射率因素造成的干扰,确定有发热源。

2)仔细检查设备周围,除了电流互感器罐外,无其他温度高于23℃的热源,且上电流互感器罐体不热,排除外界热源热辐射造成下电流互感器发热的可能,从而确定发热来自下电流互感器罐体本身。

3)下电流互感器罐体的最热点位于上部中心,有两种可能:一是发热源位于罐体壳体,二是发热源位于罐体内部。

如果是第一种情况,仅会造成下电流互感器上半部分的极小区域热,而不是电流互感器罐整体热。

由于发热区域较大且不存在接地连接点,可以排除罐体壳体发热的可能,确定发热源为下电流互感器罐体内部,属于组合电器内部发热。

4)现场进行超声波和特高频局放检测,未检测到放电信号,同时对比设备内部结构图,罐体内部一
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次线为整根导体,发热区域对应位置无一次线连接点,所以排除了设备一次断线或者接触不良的可能。

5)由于罐体内部二次接线盒位于罐体侧面,与发热区域不符,因此排除罐体内部二次接线盒接触不良的可能。

6)经过上述排除,将故障原因范围缩小至电流互感器二次侧原因,但是如果二次侧存在断线或接触不良,通常会引起二次信号报警。

综合判断,发热原因极有可能是电流互感器某备用二次回路存在开路或接触不良,从而导致电流互感器罐体内部铁芯发热。

4故障处理
4月27日,将该110kV GIS间隔转为热备用状态,发热特征消失。

次日,检修人员对该间隔进行停电检查,发现该间隔断路器下端电流互感器二次侧有两个端子(备用回路1S1B和1S1C)通过连接片连接后接地,因长期运行连接片松动,造成1S1B端子开路,并且已出现烧蚀痕迹。

工作人员将开路的端子进行短接接地处理,如图6所示。

当日处理完毕后恢复送电并带负荷运行,发热消失。

图6将开路的两端子短接接地
当电流互感器二次回路存在开路时,二次侧无感应电流,失去了对一次侧的去磁,造成铁芯中磁通量增加,在铁芯内产生较大的励磁电流来对抗磁通量的增大,导致铁芯温度整体升高,形成上图中发热区域较大的情况。

由于回路1S1B和1S1C为备用回路,未投入应用,因此回路开路未引起信号报警。

4月29日,检测人员对处理后的间隔进行红外检测,发现断路器下端电流互感器罐体发热现象消失,故障消除。

5结语
综合运用红外测温、超声波及超高频局部放电检测等多种方法,分析和解决了一起典型的110kV
GIS电流互感器内部发热故障。

分析过程中,没有将图谱中发热区域所在位置确定为设备故障所在位置,而是结合电流互感器的设备结构、工作原理以及其他检测手段,判断并证明了二次设备的异常同样可以导致一次设备温度异常,对今后GIS设备红外测温工作的开展具有借鉴意义。

在检测到的GIS电流互感器本体发热案例中,除由于外壳接地不良等比较直观的因素导致的外壳发热外,GIS电流互感器内部发热的原因主要是由于二次回路接触不良或开路导致。

因此加强二次设备和接线端子排等设备的红外测温具有十分重要的意义。

随着红外检测技术的不断发展和红外检测设备的不断更新升级,红外测温在电力系统状态检测中发挥的作用越来越大。

组合电器发热时,通常内部实际情况要比外部看到的严重得多,因此对组合电器进行红外精确测温是必不可少的。

实际工作开展中,可以结合气体成分分析、局放在线监测等多种手段,保障组合电器的安全稳定运行。

参考文献
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收稿日期:2019-04-20
作者简介:
段辉(1990),男,工程师,从事变电设备电气试验和带电检测方面的工作。

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