项目一：高电压绝缘材料的认识工业案例 案例一：云和1号主变压器油发生绝缘异常的分析与故障诊斯 1案例情况简介 云和变电所1号主变压器型号为SSZ9一40000110，油重1九，2005年5月投运，这台 11kV变压器投运后不到一年，在一次定期油色游试验中，发现油中出现较高含量的乙块， 在运用植障诊断法对试验数据进行分析后，判断变压墨内部存在放电放障，随后对该变压器 进行吊罩检查，找到了故障部位并对故障发生的原因进行了分斯。 运行初期。除消中H含量略有小幅增长外。其它特征气体无明显变化，至2006年4 月5日，在定期试验中发现该主变油中C出：含量出现异常。投运后的全部油色情试验数据 见表1。 表1云和1号主变油中溶解气体含量测定值 /L H C C CO 试龄日期 9 CO H He 1: 经 6.6 07 0.1 07 01 2005-06-16 1.4 @ 387 2 3 99 a 0. 04 1.3 323 2005-06-21 07 96 2 1 6 79 0 29 12 02 05 01 21 52 459 200507-03 35 6 23 41. 2.7 0.7 02 42 19见 力7 200k-11-l0 05 2 7 9 2 26 109 21 14 16 34 74 219 69明 2006040S 网 0 2 62 22 2故障分析 根据变压墨油中溶解气体测定结果进行的故障诊断，主要是基于以下依据来实现： )故障下产气的累计性。潜优在设备内部的故障所产生的战障气体，面着被障的持线 会在油中不新溶解和积紧，直至饱和暖析出气泡。大多数情况下，故障设备油中产生的特征 气体含量要高于正常设备。因此，油中特征气体的累积程度、即特征气体含量的大小是判断 设备内部是否存在故障及故障严重程度的一个依据。 6》故障下产气的速率。正常情况下充油设客受到热和电场等因素的作用，油及国体绝 锋材料也会因老化面产生一些特征气体，但与授备内部发生故障相比，两者的产气速率有着 较明显的差别。因此，特征气体的产气速率是判断设备是否存在故障及故障发展趋势的一个 依据。经验表明。与依据油中特征气体含量的判断相比，用特征气体的产气速率进行故障识 别更为可靠， 故障下产气的特征性。不同的故障类型（成故障能量）产生的气体具有不同的特征。 例如，CH和是电无放电或火花收电故障的主要特狂，C出和CH是过热故障的主要 特征，出和CH是局部放电故障的主要特征。因此，故障下产气的特征性是判断故障类型 的一个：据。常用的特征气体法和三比值法，就是根据故障下产气的特征性总结出来用于判 断故障性质的方法。 (导则》中对22外V及以下电压等级的运行变压器油中特征气体含量的注意值规定如
项目一：高电压绝缘材料的认识工业案例 案例一：云和 1 号主变压器油发生绝缘异常的分析与故障诊断 1 案例情况简介 云和变电所 1 号主变压器型号为 SSZ9—40000/110，油重 17t，2005 年 5 月投运。这台 110kV 变压器投运后不到一年，在一次定期油色谱试验中，发现油中出现较高含量的乙炔， 在运用故障诊断法对试验数据进行分析后，判断变压器内部存在放电故障。随后对该变压器 进行吊罩检查，找到了故障部位并对故障发生的原因进行了分析。 运行初期，除油中 H2 含量略有小幅增长外，其它特征气体无明显变化。至 2006 年 4 月 5 日，在定期试验中发现该主变油中 C2H2 含量出现异常。投运后的全部油色谱试验数据 见表 1。 表 1 云和 1 号主变油中溶解气体含量测定值 µL/L 试验日期 H2 CH 4 C2 H6 C2 H4 C2 H2 总 烃 CO CO 2 2005-06-16 6.6 2 0.7 8 0.1 3 0.7 8 0.1 2 1.4 10. 99 387 .99 2005-06-21 10. 96 0.7 0.1 2 0.4 1 0.1 3 1.3 6 18. 79 323 .90 2005-07-05 29. 35 1.2 1 0.2 2 0.5 5 0.1 7 2.1 5 52. 56 459 .23 2005-11-10 41. 32 2.7 7 0.5 0.7 9 0.2 2 4.2 8 192 .26 717 .98 2006-04.05 109 .88 21. 70 1.4 2 16. 62 34. 48 74. 22 219 .8 699 .97 2 故障分析 根据变压器油中溶解气体测定结果进行的故障诊断，主要是基于以下依据来实现： a) 故障下产气的累计性。潜伏在设备内部的故障所产生的故障气体，随着故障的持续 会在油中不断溶解和积累，直至饱和或析出气泡。大多数情况下，故障设备油中产生的特征 气体含量要高于正常设备。因此，油中特征气体的累积程度、即特征气体含量的大小是判断 设备内部是否存在故障及故障严重程度的一个依据。 b) 故障下产气的速率。正常情况下充油设备受到热和电场等因素的作用，油及固体绝 缘材料也会因老化而产生一些特征气体，但与设备内部发生故障相比，两者的产气速率有着 较明显的差别。因此，特征气体的产气速率是判断设备是否存在故障及故障发展趋势的一个 依据。经验表明，与依据油中特征气体含量的判断相比，用特征气体的产气速率进行故障识 别更为可靠。 c) 故障下产气的特征性。不同的故障类型(或故障能量)产生的气体具有不同的特征。 例如，C2H2 和 H2 是电弧放电或火花放电故障的主要特征，C2H4 和 CH4 是过热故障的主要 特征，H2 和 CH4 是局部放电故障的主要特征。因此，故障下产气的特征性是判断故障类型 的一个依据。常用的特征气体法和三比值法，就是根据故障下产气的特征性总结出来用于判 断故障性质的方法。 《导则》中对 220kV 及以下电压等级的运行变压器油中特征气体含量的注意值规定如 下：
(1H=1S0uLL:(2CH=5lL;(3)总经=150LL. 从表1中可知，该主变授运10个多月后，虽然出和总烃含量未超过注意值，但C 含量已大幅超过5和1.的注意值.经过计算，在2005年11月10日至2006年4月5日期间， C的施对产气速率为4.6ml8,运超过了《导则》中0.2mLd的注意植，同时出的产气 速率也较高。面且，由于故障的开始时间肯定要晚于2005年11月0日，因此C出产气速 率的实际值应该还要更高。基于以上分析，可以判定主变内部已发生了故障。 该变压器油中的放障气体主要由C出和H构成，次要气体组分为CH和CH4,根据 《导则》中的气体特征法判断，故类型与电弧收电较相似。又根据《导则》中的改良三比 值法判厮，计算CH/CH,CH4/h,CH/CH这三对气体比值后，得到的编码组合为 102(见表2)，对应的故障类型也是电氯放电。与特狂气体法的判断结果相一致。 电氧放电又称高能放电，由于放电能量密度大。油中产气急期面且量大，产生的气体主 要是C比和出，其含量有时能达数千山L。电弧放电故障常常无先光，较难预测，最终 往住以突发性事故暴露出来（如瓦斯继电器动作跳同）。但本文案例中的这台主变，C出和 山等故障气体含量并不很高，瓦所保护也未动作，似平又与电弧放电故障不是十分喷合。 表2云和1*主变油中气体比值及编码 气体比值 气体比值所在的范国 比置范据时应的国码 CH/Ch=34.4/1662=21 1< L4/1H=21.7/109.3=02 301<1 0 CH/C=1662/12=11.7 233 2 3故障检查 根据上述分析结果，决定对该主变进行停电试验检查。结果发现在分接开关第8档后， 高压侧直流电阻三相不平衡率有明显增大灯最大植为3.%)，其它试险则来发现异常，初步分 析认为分接开关可能存在故障，随即安排对主变进行吊景检查。 在吊罩检查中发现：①11，V有载分接开关的C相分楼这择器引出环与选释墨桥式触 头出现松动、接触不良：②引出环与传动杆上有电弧购伤痕连（主要在引出环上）：③C相高 压线圈有松动、变形现象， 根据检查结果分析后认为，这次故障的原因是由于产品设计不根合理引起：因传动杆是 由金属材料制成（此后厂家线改用绝蜂材料），而传动杆是与中性点相连的，加之选择器引出 环与传动杆之间的施缘距离不是很充裕，在过电压作用下（当时系饶曾出现过过电压），造 成引出环对传动杆（即中性点）发生瞬同电弧放电。同时，在放障电流作用下，引起了选择器 引出环与桥式触头出现松动及C相高压线圈变形的现象。 4结论 )云和变1号主变发生电无放电故障后，油中的故障气体并不十分高，瓦斯保护也表 动作，其原因与故障持续时间根短有关，这是一例比较特殊的电氯收电故障， 》本文案例再次表明，变压器油中溶解气体的色语分析法在检测变压器内部潜优性故 障方面具有的独特优点，这是其它试验方法无法替代的。但是，影响油中溶解气体含量的因 素有很多，在利用油色谱分析法判晰设备内部故障时，结合电气试验等其它检查方法进行综 合分析十分必要· 案例二：廉州站5022高压断路器内部放电分析 1。事故经过 2001年6月28日6时50分，康州站5022开关根据检修计划进行正常停电操作，分
(1)H2=150µL/L；(2)C2H2=5µL/L；(3)总烃=150µL/L。 从表 1 中可知，该主变投运 10 个多月后，虽然 H2 和总烃含量未超过注意值，但 C2H2 含量已大幅超过 5µL/L 的注意值。经过计算，在 2005 年 11 月 10 日至 2006 年 4 月 5 日期间， C2H2 的绝对产气速率为 4.6mL∕d，远超过了《导则》中 0.2mL∕d 的注意值，同时 H2 的产气 速率也较高。而且，由于故障的开始时间肯定要晚于 2005 年 11 月 10 日，因此 C2H2 产气速 率的实际值应该还要更高。基于以上分析，可以判定主变内部已发生了故障。 该变压器油中的故障气体主要由 C2H2 和 H2 构成，次要气体组分为 CH4 和 C2H4，根据 《导则》中的气体特征法判断，故障类型与电弧放电较相似。又根据《导则》中的改良三比 值法判断，计算 C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6 这三对气体比值后，得到的编码组合为 102(见表 2)，对应的故障类型也是电弧放电，与特征气体法的判断结果相一致。 电弧放电又称高能放电，由于放电能量密度大，油中产气急剧而且量大，产生的气体主 要是 C2H2 和 H2，其含量有时能达数千 µL/L。电弧放电故障常常无先兆，较难预测，最终 往往以突发性事故暴露出来(如瓦斯继电器动作跳闸)。但本文案例中的这台主变，C2H2 和 H2 等故障气体含量并不很高，瓦斯保护也未动作，似乎又与电弧放电故障不是十分吻合。 表 2 云和 1#主变油中气体比值及编码 气体比值 气体比值所在的范围 比值范围对应的编码 C2H2/C2H4＝34.48/16.62＝2.1 ≥1～＜3 1 CH4/H2＝21.7/109.88＝0.2 ≥0.1～＜1 0 C2H4/C2H6＝16.62/1.42＝11.7 ≥3 2 3 故障检查 根据上述分析结果，决定对该主变进行停电试验检查。结果发现在分接开关第 8 档后， 高压侧直流电阻三相不平衡率有明显增大(最大值为 3.9%)，其它试验则未发现异常。初步分 析认为分接开关可能存在故障，随即安排对主变进行吊罩检查。 在吊罩检查中发现：①110kV 有载分接开关的 C 相分接选择器引出环与选择器桥式触 头出现松动、接触不良；②引出环与传动杆上有电弧灼伤痕迹(主要在引出环上)；③C 相高 压线圈有松动、变形现象。 根据检查结果分析后认为，这次故障的原因是由于产品设计不很合理引起：因传动杆是 由金属材料制成(此后厂家就改用绝缘材料），而传动杆是与中性点相连的，加之选择器引出 环与传动杆之间的绝缘距离不是很充裕，在过电压作用下（当时系统曾出现过过电压），造 成引出环对传动杆(即中性点)发生瞬间电弧放电。同时，在故障电流作用下，引起了选择器 引出环与桥式触头出现松动及 C 相高压线圈变形的现象。 4 结论 a) 云和变 1 号主变发生电弧放电故障后，油中的故障气体并不十分高，瓦斯保护也未 动作，其原因与故障持续时间很短有关，这是一例比较特殊的电弧放电故障。 b) 本文案例再次表明，变压器油中溶解气体的色谱分析法在检测变压器内部潜伏性故 障方面具有的独特优点，这是其它试验方法无法替代的。但是，影响油中溶解气体含量的因 素有很多，在利用油色谱分析法判断设备内部故障时，结合电气试验等其它检查方法进行综 合分析十分必要。 案例二：廉州站 5022 高压断路器内部放电分析 1．事故经过 2001 年 6 月 28 日 6 时 50 分，廉州站 5022 开关根据检修计划进行正常停电操作，分
闸后数秒内B相发生内部放电故障，随后#2主变差动保护I、Ⅱ动作洗开5021、212、312 开美。同时500V安康线线路生保护【主保护Ⅱ及后备距离保护动作桃开5023开美， 1285m502重合于故障又如速线开，保护装置动作情况正常。事故发生后，西安高压开关 厂立即发往现场一相产品进行更换，事故产品经双方约定运住开关厂进行解体检查。2001 年7月17日省局生技部式高峰、超高压公司隋少臣、电研所阀春雨、陈志勇、霍风鸣、西 开厂石亲民、条明才刷厂长、种亮坤刚总等西开厂多个专业人员在西开厂15车间对事故开 关进行了解体检查， 2。解体检查 开关型号：LW13一500制迹厂家：西安高压开关厂 电压等级：500kV出厂编号：30料 解体检查项目及结果 序号 检查项目 检查结果 标准要求 1 测量对地电阻 2500+M0 1000MD 2 测量屏极罩与大罐 测量屏蔽罩与大罐 内表面气体间障 内表面气体间像1、放电侧：最大 140*1e 148mm,最小139mm(放电点 间142mm) 2,完好侧：最大147mm,最小 138mm 3 测量断口间并联电 1、放电侧549.2pf 540±5%pf 容器容量 2、完好侧548.6pF 4 测量灭室主日路 出厂值：450 <50μ0 电阻（不包括中心 解体测量值：44μ0 导体) 5 解体动、静触头， 1两侧斯口静领触头无烧损，颜色 静气触头外径尺寸要 拆除喷口。检直动： 略呈厘色 求中30±0.1 静触头和弧触头烧 实测外径：完好侧30.0mm,放电侧 静弧触头外径尺寸委 提情况 30.04mm: 求中28±01
闸后数秒内 B 相发生内部放电故障，随后＃2 主变差动保护Ⅰ、Ⅱ动作跳开 5021、212、312 开关。同时 500kV 安廉线线路主保护Ⅰ主保护Ⅱ及后备距离保护动作跳开 5023 开关， 1285ms 502 重合于故障又加速跳开，保护装置动作情况正常。事故发生后，西安高压开关 厂立即发往现场一相产品进行更换，事故产品经双方约定运往开关厂进行解体检查。2001 年 7 月 17 日省局生技部武高峰、超高压公司隋少臣、电研所阎春雨、陈志勇、霍凤鸣、西 开厂石亲民、张明才副厂长、种亮坤副总等西开厂多个专业人员在西开厂 15 车间对事故开 关进行了解体检查。 2．解体检查 开关型号：LW13－500 制造厂家：西安高压开关厂 电压等级：500kV 出厂编号：30＃ 解体检查项目及结果 序号 检查项目 检查结果 标准要求 1 测量对地电阻 2500 ＋ MΩ >1000 MΩ 2 测量屏蔽罩与大罐 内表面气体间隙 测量屏蔽罩与大罐 内表面气体间隙 1、放电侧：最大 148mm，最小 139mm（放电点 间 142mm） 2、完好侧：最大 147mm，最小 138mm 140 ＋10 － 5 mm 3 测量断口间并联电 容器容量 1、放电侧 549.2pF 2、完好侧 548.6pF 540±5%pF 4 测量灭弧室主回路 电阻（不包括中心 导体） 出厂值：45μΩ 解体测量值：44μΩ <50μΩ 5 解体动、静触头、 拆除喷口，检查动、 静触头和弧触头烧 损情况 1 两侧断口静弧触头无烧损，颜色 略呈黑色。 实测外径：完好侧 30.0mm，放电侧 30.04mm； 静弧触头外径尺寸要 求 Φ30±0.1 静弧触头外径尺寸要 求 Φ28±0.1
2两测斯口动弧触头无烧损，颜色 尺寸要求，中36±0.1 略层黑色 实测外径：完好侧279mm,放电侧 28.0mm1 3两侧喷口有轻微烧机寝迹，基本 完好。 实测尺寸：完好侧360mm,放电测 35.9mm: 4经全面检查，装配符合要求，各 零部件完好 无根。 6 检查绝峰件有无放 无成电穰迹 电痕迹 1 放电材质金属元素 金属元素在使用材质的金属元煮范 分析 围以内。 3。故障原因分析 3.I按预试规程规定，sF6微水含量应小于150rpm,现场测量sF6微水含量265ppm, 远小于要求值150m,水分含量合格，并进一步在省电研所作S形全分析，确认合格，SF6 气体压力052Pa,医力值正常，绝缘介质满足要求。 3.2从现场故障录波图分析，S022开关分闸后约7s发生对地放电，线路侧及主变侧避雷墨 均无动作，且无其它操作，排除过电压的可能。 3.3本产品结构的设计电场强度为18一25kVmm,屏蓝罩与罐体同隙140mm,且断路器在 工厂通过79，V1mm工规耐压（斯口和合闸对地）试验，在现场680kV×0%的考核，产 品符合技术要求。返厂后断路器解体实测检查屏蔽罩与罐体可隙植诱足要求（见解体检查记 录)，绝缘电凰2500十M0,绝蜂距离仍符合产品性能要求 3.4根据解体检查结果。并暖电容器、绝蜂件、动静触头、喷口等零件和禁配质量完好，未 发现异常情况。 4.结论 根据前述，断路器通过了出厂90收V1min工频耐压和现场680kV×0%的考核，SF6
2 两侧断口动弧触头无烧损，颜色 略呈黑色。 实测外径：完好侧 27.9mm，放电侧 28.0mm； 3 两侧喷口有轻微烧损痕迹，基本 完好。 实测尺寸：完好侧 36.0mm，放电侧 35.9mm； 4 经全面检查，装配符合要求、各 零部件完好 无损。 尺寸要求：Φ36±0.1 6 检查绝缘件有无放 电痕迹 无放电痕迹 7 放电材质金属元素 分析 金属元素在使用材质的金属元素范 围以内。 3．故障原因分析 3.1 按预试规程规定，SF6 微水含量应小于 150ppm，现场测量 SF6 微水含量 26.5ppm， 远小于要求值 150ppm，水分含量合格，并进一步在省电研所作 SF6 全分析，确认合格。SF6 气体压力 0.52MPa，压力值正常，绝缘介质满足要求。 3.2 从现场故障录波图分析，5022 开关分闸后约 7s 发生对地放电，线路侧及主变侧避雷器 均无动作，且无其它操作，排除过电压的可能。 3.3 本产品结构的设计电场强度为 18－25kV/mm，屏蔽罩与罐体间隙 140mm，且断路器在 工厂通过 790kV1min 工频耐压（断口和合闸对地）试验，在现场 680kV×80％的考核，产 品符合技术要求。返厂后断路器解体实测检查屏蔽罩与罐体间隙值满足要求（见解体检查记 录），绝缘电阻 2500 ＋ MΩ，绝缘距离仍符合产品性能要求。 3.4 根据解体检查结果，并联电容器、绝缘件、动静触头、喷口等零件和装配质量完好，未 发现异常情况。 4．结论 根据前述，断路器通过了出厂 790kV1min 工频耐压和现场 680kV×80％的考核，SF6
气体额定压力和水分满足要求。解体未发现产品零部件有异常。经双方分析讨论初步认为 此次放电可能属清洁度不够，有飘浮性异物造成的偶然性放电。 参考文航及货料阳 1.于长顺、郭琳编著发电厂电气设备北京：中国电力出版社，2008 2,林率编著现代高压电器技术.北京，机械工业出版社，2002 3.徐国政等编著高压断路渴原理和应用.北京：清序大学出版社，2000 4.郭资珊编著.高压开关设备生产运行实用技术北京：中国电力出版社，2006 5,邱志餐编.高压绝缘子的设计与应用.北京：中国电力出版社，2006 6.李建基编著.高压开关设备实用技术.北京：中国电力出版社，2005 7.《电气工程手册》第二版编辑委员会编著.电气工程师手册第二版北京：机械工业出 板社，2000 8,电力工业部西北电力设计院编。电力工程电气设备手历（电气一次部分）.北京：中 国电力出版社，1998 9.电力工业部西北电力设计院编。电力工程电气设备手期（电气二次部分），北京：中 国电力出版社。199% 10.范偶普主编发电厂电气部分.第二版北京：中国电力出版社，1的5 11.中国电墨工业协会，《输配电设备手册》编辑委员会编输配电设备手册（上、下册）。 北京，中国机械工业出版社，2000 12.姚春球编.发电厂电气部分.北京：中国电力出版社，200 13.李最禄，胡经，刘春生编实用电力接地技术北京：中国电力出版社。2001 14.狄富清编著.变电设备合理选择与运行检修.北京：机械工业出版社，2006 15.交流高压断路器(GB1984一2003) 16.高压开关设备和控制设答标准的共用技术要求(DLT593) 17.交流高压断路器参数选用导则(DT615一1997) 18.12~40.5张V高压真空断路卷订货技术条件(DT403一2000) 19,高压电力设备外绝缘污秽等级(GBT5582一1993) 20.在污秒条件下选用绝缘子的导则(IEC60815:1986) 21.国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电200引95号） 22.试验及检修人员发全防护细则(D/163,19的7)
气体额定 压力和水分满足要求，解体未发现产品零部件有异常。经双方分析讨论初步认为 此次放电可能属清 洁度不够，有飘浮性异物造成的偶然性放电。 参考文献及资料： 1．于长顺、郭琳编著.发电厂电气设备.北京：中国电力出版社，2008 2．林莘编著.现代高压电器技术.北京：机械工业出版社，2002 3．徐国政等编著.高压断路器原理和应用.北京：清华大学出版社，2000 4．郭贤珊编著.高压开关设备生产运行实用技术.北京：中国电力出版社，2006 5．邱志贤编.高压绝缘子的设计与应用.北京：中国电力出版社，2006 6．李建基编著.高压开关设备实用技术. 北京：中国电力出版社，2005 7．《电气工程手册》第二版编辑委员会编著.电气工程师手册第二版.北京：机械工业出 版社，2000 8．电力工业部西北电力设计院编。电力工程电气设备手册（电气一次部分）.北京：中 国电力出版社，1998 9．电力工业部西北电力设计院编。电力工程电气设备手册（电气二次部分）.北京：中 国电力出版社，1996 10．范锡普主编.发电厂电气部分.第二版.北京：中国电力出版社，1995 11．中国电器工业协会，《输配电设备手册》编辑委员会编.输配电设备手册（上、下册）。 北京：中国机械工业出版社，2000 12．姚春球 编. 发电厂电气部分. 北京：中国电力出版社，2004 13．李景禄，胡毅，刘春生编. 实用电力接地技术. 北京：中国电力出版社，2001 14．狄富清编著.变电设备合理选择与运行检修. 北京：机械工业出版社,2006 15．交流高压断路器（GB 1984－2003） 16．高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求（DL/T593） 17．交流高压断路器参数选用导则（DL/T615－1997） 18．12～40.5kV 高压真空断路器订货技术条件（DL/T403－2000） 19．高压电力设备外绝缘污秽等级（GB/T5582－1993） 20．在污秽条件下选用绝缘子的导则（IEC60815：1986） 21．国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电[2003]95 号） 22．试验及检修人员安全防护细则(DL/T639-1997)
23.高压断路器检修城意国家电网公司 24.电气设备用图形符号(GBT5465.2-1996)
23．高压断路器检修规范 国家电网公司 24．电气设备用图形符号（GB/T5465.2-1996）