電流互感器高溫漏油故障分析及處理

劉黎明

（湖南省電力公司鳳灘水力發電廠，湖南沅陵 419621）

1 故障現象

某電廠220 kV室內開關站于1997年11月建成投運。電氣一次采用雙母線帶旁路、專用母聯及專用旁路接線形式，四回進線，五回出線共九個電氣間隔，是連接湘西電網和湘西北電網的重要樞紐戶內AIS開關站。2017年3月，電廠檢修人員在進行開關站母聯間隔停電檢修中，發現C相電流互感器瓷套表面附有明顯油珠，仔細檢查發現一次接線板（C2端）有可見縫隙，最上端瓷套表面附著有明顯溢出的熔錫（圖1）。

根據Q/GDW1906—2003《輸變電一次設備缺陷分類標準》、DL/T664—2008《帶電設備紅外診斷技術應用規范》，初步判斷一次接線板承受過高溫，判定為危急缺陷，立即向省公司運檢部專責匯報，及時啟動電網風險預警應急響應，并聯系設備生產廠家前來處理。

2 故障分析

2.1 設備參數

設備出廠日期1997-04-01，設備型號LB10-220，額定變比300/5，600/5，1200/5；頻率50 Hz,額定動穩定電流125 kA,絕緣水平252/460/950 kV。該設備1997年11月投運，無不良運行工況。

2.2 試驗分析

2.2.1 電氣試驗

（1）絕緣電阻。2009年、2012年兩次絕緣電阻試驗數據見表1。對比試驗數據發現，主絕緣電阻下降較為明顯，但仍遠大于Q/GDW1168—2013《輸變電設備狀態檢修試驗規程》中規定的：一次繞組絕緣電阻＞3000 MΩ的標準值，近兩次例行試驗中絕緣電阻滿足狀態檢修試驗規程要求。

圖1 瓷套表面熔錫

表1 電流互感器絕緣電阻試驗數據

（2）介損及電容量。2009年、2012年兩次介損及電容量試驗數據見表2。試驗數據未顯示介損及電容量有明顯變化。各項例行（常規）試驗數據顯示試驗合格，未見設備異常。

表2 電流互感器介損及電容量試驗數據

（3）紅外熱像檢測。2006年5月、6月、7月、8月紅外熱像檢測記錄見表3，2016年5月紅外熱像檢測數據顯示，C相電流互感器溫升達18℃，溫差達10℃，在隨后的水電大發、高溫度夏以及迎峰度冬期間的跟蹤復測中，未見設備異常。

2.2.2 化學試驗

2012年、2015年電流互感器油色譜試驗數據見表4，實驗數據未發現有特征氣體增長或超過注意值，油色譜試驗數據正常。

表3 電流互感器紅外熱像檢測記錄

表4 電流互感器油色譜試驗數據 單位：（μL/L）

2.3 現場排查

2.3.1 解體前故障分析

為查明故障原因，解體前對電流互感器進行診斷試驗。故障處理測量數據見表5，測量數據顯示C相電流互感器一次繞組直流電阻比B相高出近一倍；C相一次接線板接觸面直流電阻比B相異常超高，表明C相電流互感器一次接線板存在明顯接觸不良情況。

表5 故障處理前測量數據

2.3.2 解體后故障分析

解體檢查發現：①內部一次繞組端部壓接螺母松動，密封墊老化彈性減弱（圖2），直流電阻增大，導致高溫漏油。②C相電流互感器一次接線板（C2）熔錫嚴重，接線板表面和軟連接變色嚴重，高溫燒蝕造成接線板表面凹凸不平和壓接部位漏錫，電氣接觸面之間出現可見縫隙致使接觸電阻增大，導致嚴重發熱。③電流互感器一次接線板（L1,L2,C1,C2）與一次繞組連接系單螺母壓接方式（圖3），沒有采用雙螺帽壓接防松動措施。④在電廠水電廠大發、機組全開運行方式下，Ⅰ母與Ⅱ母之間穿越功率非常小，設備承受電流小，紅外檢測不易發現局部高溫缺陷；在機組起停頻繁運行方式下，Ⅰ母與Ⅱ母之間穿越功率大，設備承受電流大，可能漏測未能及時發現局部高溫缺陷。

圖2 密封墊開裂

圖3 單螺母壓接

3 解決措施

（1）對電流互感器一次接線板表面進行打磨拋光鍍銀處理，對接線板（C2）整體搪錫后再進行打磨拋光鍍銀處理。

（2）更換三相電流互感器一次繞組端部密封密封墊，補充同牌號合格的絕緣油至正常油位。

（3）例行試驗。故障處理后進行電氣和化學試驗。試驗項目包括絕緣電阻、介損及電容量、變比檢查、一次繞組直流電阻、油色譜分析等。試驗數據滿足現行試驗標準和規程要求。

4 結論及建議

綜合設備故障排查、解體檢查結果、試驗診斷分析，C相電流互感器直流電阻、單氫含量較A、B兩相增幅明顯，結論為局部承受過高溫燒蝕，且溫度超過錫的熔點。針對故障成因建議：①將油浸式電流互感器納入設備預警管理。注重運行巡視、檢修巡視和專業特巡，加強設備檢修，加快設備改造。②增加紅外熱像檢測頻次。在水電大發、高溫度夏、迎峰度冬以及在開關站Ⅰ母、Ⅱ母間穿越功率較大的特殊運行模式下，及時跟蹤電流互感器一次繞組端部溫度。③在設備檢修中，除例行試驗外，增加檢測一次繞組電阻診斷試驗。