500kV電流互感器油位偏高故障的處理及分析

董昱煒

摘 要：文章介紹了一起500kV電流互感器油位過高的故障案例，分析闡述了導致該故障的主要原因，通過油色譜、高壓介質損等試驗驗證了該設備發生內部局放故障。最后從日常運行巡視、例行試驗、缺陷處置等方面提出了相關建議。

關鍵詞：電流互感器；油位偏高；分析

1 故障發現情況

2016年11月9日，鹽城運維站運維人員對500kV潘蕩變巡視時發現，500kV陳潘線5063開關電流互感器A相油位偏高，逼近油位上限，其它兩相油位處于觀察窗中部偏上位置，隨后立即匯報申請緊急停電檢查。

陳潘線5063開關電流互感器（以下簡稱流變）型號：IOSK550，廠家：上海MWB互感器有限公司，出廠日期：2011年5月，投運日期：2011年8月。上次檢修日期為2013年5月，情況正常。

11月9日21時，對該組流變完成停電操作；次日上午，試驗人員對該組流變進行介損試驗，測試數據正常，情況如表1所示。

表1 電容式電流互感器tg及電容量

對該組流變進行取油樣色譜分析，試驗結果如表2所示。

表2 色譜試驗數據

從色譜試驗數據可以看出，該組流變A相與B、C相數據比較，一氧化碳、二氧化碳組分的含量明顯偏大，結合該相流變油位偏高的現象，判斷該臺存在內部故障，需更換并進行返廠解體分析。

2 返廠檢查情況

2.1 試驗情況

返廠后，對改組流變進行了100%絕緣試驗，試驗結果均無異常。其中，故障相流變介損及電容量如表3所示。局放試驗中，預加電壓629kV，并持續1分鐘，測量電壓為550kV時，局放量8.0pC，測量電壓為381kV時，局放量3.8pC。

表3 A相流變介損及電容量試驗結果

2.2 解體情況

對故障相流變開展解體分析工作，解體過程中各部分情況如下。

（1）膨脹器檢查

故障相流變膨脹器高度為36.0cm，相比B、C相流變，膨脹器高度分別為29.0cm和28.5cm，流變膨脹器發生塑性變形。

（2）頭部絕緣檢查

頭部絕緣外包層P1側存在褶皺和鼓包現象，零屏錫箔紙及半導電紙存在明顯褶皺，當頭部絕緣剝離20層后，頭部絕緣鼓包現象消失。

（3）二次繞組檢查

鐵心罩殼及二次繞組檢查未見明顯異常。

2.3 絕緣紙檢測情況

流變解體過程中，于頭部絕緣及二次繞組分別取絕緣紙樣品開展聚合度測試，共計27份絕緣紙樣品，除3號樣品相對偏低外，其余樣品聚合度均大于800。參照《DL/T 984-2005 油浸式變壓器絕緣老化判斷導則》，新絕緣紙的聚合度大于在1000左右，而樣品聚合度檢測結果均大于500，說明該流變整體絕緣情況良好，老化程度較輕。

3 故障原因分析

從絕緣油油性能試驗來看，故障相流變油中含氣量未出現明顯增高，分析認為是本身注油時油量較大導致油位高，長期的高油位運行導致膨脹器發生塑性變形。

根據三相流變油色譜數據分析，故障相流變烴類氣體含量略高于另外兩相，同時CO和CO2含量相對較高，初步判斷故障相流變存在局部放電或低溫過熱的可能性。但三相流變介質損耗基本一致，故障相流變過熱可能性不大。在流變解體過程中，于頭部絕緣包扎區域、二次繞組區域均進行絕緣紙取樣，根據絕緣紙聚合度檢測結果，基本可排除一次導電桿過流造成頭部絕緣局部過熱的情況。

根據解體情況來看，故障相流變頭部絕緣頂部存在鼓包現象，零屏錫箔紙存在明顯褶皺，剝離20層后絕緣褶皺及鼓包消失，頭部絕緣鼓包可能為流變頭部絕緣裝配過程中受擠壓形成，由于此處為高電位，鼓包區域電場將發生畸變。

綜上所述，認為造成流變油位偏高主要是以下兩個原因：

（1）產品本身注油量偏大。

（2）頭部絕緣鼓包區域電場畸變引發局部放電導致氣體含量偏高。

4 下階段工作建議

電流互感器油位偏高往往預示者其內部發生故障，若不及時處理，可能會發展成絕緣擊穿、爆炸等惡性事故。根據此次500kV流變缺陷處理經驗，給出以下四點建議：

（1）督促互感器廠家加強生產環節的質量管理，特別是絕緣處理環節的質量控制。因為生產環節的任何一個缺陷，即使是很小的缺陷，都會引發影響運行環節安全穩定運行的重要問題。

（2）當對流變絕緣產生懷疑時，應進行高壓介質損。該試驗是絕緣檢查的重要手段，較常規預防性試驗，高壓介損更能反映出設備內部絕緣潛在薄弱環節及高電壓下局部放電故障。

（3）加強流變運維管理工作。日常巡視時，應檢查流變密封是否良好，有無滲漏油，油位是否異常；紅外測溫時，發現溫度異常的應列入危急缺陷處置，及時進行停電檢查。

（4）規范流變缺陷處置工作，發現設備油位異常應該引起運維單位高度注意，立即組織開展油色譜分析和停電檢查工作。