220 kV油浸式電流互感器故障診斷與分析

高志飛，布 赫，王怡然

(內(nèi)蒙古電力(集團(tuán))有限責(zé)任公司烏蘭察布電業(yè)局，內(nèi)蒙古自治區(qū) 烏蘭察布 012000)

1 故障現(xiàn)象

2019年8月27日，220 kV某變電站巡視人員發(fā)現(xiàn)3號主變高壓側(cè)203電流互感器A相膨脹器異常頂起2 cm，隨即將該互感器退出運(yùn)行，3號主變系統(tǒng)停運(yùn)。該互感器為2012年生產(chǎn)的型號為LB7-220GYW3高壓電流互感器，額定電壓為220 kV。

設(shè)備退出運(yùn)行后，現(xiàn)場檢修人員進(jìn)行外觀檢查未發(fā)現(xiàn)滲漏油等異常現(xiàn)象，隨后打開膨脹器發(fā)現(xiàn)有氣體放出，立即取設(shè)備底部油樣進(jìn)行油色譜分析，試驗數(shù)據(jù)如表1所示。

色譜分析發(fā)現(xiàn)氫氣、乙炔、總烴數(shù)值均超標(biāo)根據(jù)Q/ND1050106—2018《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》三比值法分析，放電類型分別為1，1，0，初步判斷為低能量放電，懷疑本體內(nèi)部存在放電故障，為徹底查清設(shè)備故障原因，將該設(shè)備返廠進(jìn)行解體分析[1-3]。

表1 油色譜分析數(shù)據(jù) μL/L

2 診斷試驗

互感器返廠后首先進(jìn)行一、二次接線及外觀檢查，未發(fā)現(xiàn)滲漏油、放電痕跡等異?，F(xiàn)象[1-3]。之后對互感器進(jìn)行除一次工頻耐壓試驗外的全部出廠試驗，試驗情況如下。

2.1 絕緣電阻測試

對互感器進(jìn)行一次繞組對二次繞組及地、二次繞組之間及對地、末屏對二次繞組及地，試驗數(shù)據(jù)如表2，符合GB/T 20840.1—2010《互感器》標(biāo)準(zhǔn)要求[4]。

表2 絕緣電阻測試數(shù)據(jù)

2.2 介質(zhì)損耗因數(shù)及電容值測試

圖1 介質(zhì)損耗因數(shù)隨電壓變化曲線

表3 升壓和降壓過程中介質(zhì)損耗因數(shù)及電容值測試

2.3 互感器油色譜分析

互感器運(yùn)到制造廠首次對油進(jìn)行色譜分析，數(shù)據(jù)見表4。出廠試驗后取互感器頂部、中部、底部油進(jìn)行色譜分析，數(shù)據(jù)見表5。三個部位油樣數(shù)據(jù)無明顯差異，與返廠測試數(shù)據(jù)一致，根據(jù)DL/T722—2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》三比值法分析，放電類型分別為1，1，0，判斷為低能量放電，與現(xiàn)場數(shù)據(jù)分析結(jié)果一致[5]。

表4 試驗前變壓器油色譜分析數(shù)據(jù) μL/L

表5 試驗后變壓器油色譜分析數(shù)據(jù) μL/L

2.4 互感器局部放電試驗

局部放電試驗異常，局放起始電壓為103 kV，局部放電量為73 pC(大于20 pC)，熄滅電壓為53 kV。

根據(jù)試驗結(jié)果綜合判斷，互感器內(nèi)部存在局部放電。

3 解體過程與原因分析

3.1 產(chǎn)品解體分析過程

(1)對互感器進(jìn)行放油，拆除膨脹器，檢查一次連接情況。一次連接可靠，未發(fā)現(xiàn)放電痕跡，如圖2所示。

(2)拆除互感器二次接線板，檢查二次接線。二次引線連接良好，未見放電痕跡；拆下產(chǎn)品瓷套，檢查末屏端子連接，端子連接可靠，未見放電痕跡，如圖3和圖4所示。

圖2 一次連接處

(3)吊出互感器器身，器身表面整潔無異物、無異味；拆除二次線圈并檢查油箱內(nèi)表面，均未見放電痕跡，如圖5所示。

圖3 二次連接處

圖4 末屏連接處

(4)拆除末屏絕緣，檢查末屏表面及引線，末屏包扎良好未見放電痕跡，如圖6所示。

(5)根據(jù)產(chǎn)品設(shè)計器身包扎圖(如圖7所示)。該互感器共有4個主屏(零屏、1屏、2屏、末屏)，每兩個主屏之間分布有一定數(shù)量端屏，以使屏間電場分布均勻。根據(jù)包扎圖逐層對器身進(jìn)行拆解，檢查各絕緣層間未見放電點(diǎn)；檢查各電容屏狀態(tài)無斷裂、放電等異常，對各電容屏進(jìn)行屏位、屏長等尺寸測量測量值均滿足設(shè)計要求。

圖5 器身

圖6 拆除絕緣后的末屏

圖7 設(shè)計包扎圖

(6)在產(chǎn)品拆解過程中，使用10 kV西林電橋(型號：AI-6000E)分別在3 kV和5 kV狀態(tài)下，測試各主屏對零屏的介質(zhì)損耗因數(shù)及電容值，未發(fā)現(xiàn)異?，F(xiàn)象，測試數(shù)據(jù)如表6所示。

(7)拆除零屏引線及零屏絕緣，零屏引線未見放電痕跡；檢查零屏表面狀態(tài)，在器身 P2 側(cè)距端部 590 mm 處出現(xiàn)電容屏鋁箔環(huán)狀裂紋，裂紋邊緣存在明顯放電痕跡，如圖8和圖9所示。

表6 各主屏對零屏測試數(shù)據(jù)

圖8 零屏裂紋處

圖9 零屏裂紋位置

拆除P2側(cè)開裂的電容屏，發(fā)現(xiàn)電容屏鋁箔下絕緣存在放電灼燒痕跡(如圖8所示)，而且裂紋下絕緣電纜紙包扎較其他部位明顯松軟，如圖10所示。

圖10 裂紋下部絕緣狀態(tài)

3.2 故障原因分析

(1)LB7-220型電流互感器采用油—紙復(fù)合絕緣結(jié)構(gòu)，采用的是等厚度、等電壓、等屏差設(shè)計原則，各屏間場強(qiáng)分布均勻，在工頻耐受電壓下各屏間場強(qiáng)控制合理；該類型產(chǎn)品在各地廣泛應(yīng)用，經(jīng)過了二十余年的安全運(yùn)行驗證；通過了國家電力工業(yè)電氣設(shè)備質(zhì)量檢驗測試中心的全部型式試驗，可排除設(shè)計原因?qū)е卤敬喂收系目赡苄浴?/p>

(2)根據(jù)解體實(shí)際情況分析，零屏鋁箔上出現(xiàn)的環(huán)狀裂紋是造成本次故障的根本原因。零屏出現(xiàn)裂紋(如圖8和圖9所示)，邊緣形成尖角，造成該處場強(qiáng)畸變，引發(fā)低能量密度的局部放電，設(shè)備長期運(yùn)行過程中系統(tǒng)發(fā)生過電壓的情況下放電加劇，導(dǎo)致該部位的變壓器油裂解，變壓器油中的溶解氣體含量逐漸增大，最終造成膨脹器異常頂起。

主要原因為在設(shè)備制造過程中，工人包扎零屏下部絕緣時，操作不當(dāng)造成零屏開裂部位下方的絕緣包扎相對較松軟，進(jìn)而在器身干燥過程中松軟部位絕緣收縮較其他部位嚴(yán)重，局部受力集中；再加上工人對零屏包扎不當(dāng)，可能造成電容屏出現(xiàn)損傷；二者綜合作用導(dǎo)致零屏鋁箔出現(xiàn)裂紋。在產(chǎn)品運(yùn)輸及長期運(yùn)行過程中，產(chǎn)品不可避免的存在震動，造成缺陷擴(kuò)大，最終形成 2～3 mm 寬的環(huán)狀裂紋。

4 預(yù)防措施及運(yùn)維建議

4.1 對產(chǎn)品工藝的建議

(1)加強(qiáng)工藝控制，嚴(yán)格按照工藝要求進(jìn)行半疊絕緣包扎。

(2)將零屏包扎質(zhì)量作為專檢項，特別關(guān)注電容屏包扎質(zhì)量，從根本上杜絕此類問題的再次發(fā)生。

(3)提高產(chǎn)品局部放電測試的企業(yè)內(nèi)控標(biāo)準(zhǔn)要求，對 80%工頻耐受電壓下局放量按10pC 控制，提高產(chǎn)品微小缺陷的檢出度。

4.2 運(yùn)行維護(hù)建議

(1)加強(qiáng)在運(yùn)產(chǎn)品油位檢測，現(xiàn)場產(chǎn)品油位異常升高或超出最大值時，及時反饋生產(chǎn)廠家進(jìn)行處理；由于產(chǎn)生的氣體均為可燃性氣體，檢修人員禁止使用金屬工具進(jìn)行放氣處理，以免打火造成安全事故。

(2)在現(xiàn)場產(chǎn)品有檢修計劃時，建議對互感器進(jìn)行油色譜分析，以便準(zhǔn)確判斷產(chǎn)品實(shí)際運(yùn)行狀態(tài)。

(3)采用紅外測溫等方式，對互感器運(yùn)行狀態(tài)進(jìn)行帶電檢測。