電流互感器故障分析及診斷

畢長生，劉利斌，李雙勝，吳 港，周 明，袁 超，岳重辰

(國網遼寧省電力有限公司大連供電公司，遼寧 大連 116000)

0 引言

電流互感器在變電站內數量較多，是確保系統正常運行的關鍵設備。若電流互感器出現故障，將引起斷路器跳閘，甚至演變為停電事件，對電網的安全穩定運行造成不利影響。以一起66 kV變電站主變低壓側電流互感器故障引發的主變差動保護動作事件為例，通過現場檢查、試驗復核和解體研究，分析診斷了故障發生的原因，提出了預防同類型故障的建議。

1 故障分析及診斷

1.1 現場基本狀況

2020年9月，某運行中66 kV變電站的后臺機報警，顯示2號主變第二套縱差保護動作，2號主變高低壓側斷路器均跳閘，分段備自投動作，分段斷路器合閘，未損失負荷。變電運維人員到達現場后對所有相關設備進行了檢查，未發現外觀異常、異物搭掛、焦糊氣味和放電跡象。變電檢修人員到達現場后檢查發現，2號主變第一套保護未檢測到差流，僅后備保護啟動，但啟動后未達到延時設定值，第二套保護檢測到差流并跳開主變兩側斷路器。

1.2 故障原因分析

保護裝置定值設置如表1所示，低壓側電流互感器參數如表2所示。經檢查，定值設置無誤，采樣精度試驗、比率制動、差動試驗及二次諧波制動試驗結果良好。主變低壓側電流互感器二次側接線經復核，端子的外部接線方式正確無誤。

表1 2號主變保護定值

表2 電流互感器參數

通過對差動保護數據及波形的分析發現：第二套保護裝置主變低壓側電流互感器A相測量值存在分流現象。為了進一步驗證分流情況，自主變低壓側電流互感器一次側A，B兩相加電流30 A，結果可知：第一套保護裝置結果正確，A相結果為0.100 A，B相結果為0.099 A；第二套保護裝置B相結果為0.098 A，而A相結果為0.049 A。因此，初步判斷A相電流互感器出現故障。

在電流互感器二次側1S1-1S2加約5 A測試電流，發現第二套保護裝置出現少量電流。為進行對比，在第一套保護裝置上直接加約5 A測試電流，此時第二套保護裝置無電流出現，證明跨過電流互感器的二次接線無誤。對主變低壓側電流互感器進行了耐壓和局放試驗，試驗結果符合規程要求。將A相電流互感器接線單元的外部接線拆除后對電流互感器進行了相間絕緣試驗，結果顯示A相電流互感器1S2與2S1間絕緣電阻值為0，表明電流互感器的上述兩個接線單元間已完全擊穿。由于絕緣擊穿的發生，第二套保護裝置主變低壓側電流互感器A相測量值出現分流現象，無法正確取值。差動保護動作前第一套保護主變低壓側電流互感器量值為8.021 A，而第二套保護主變低壓側電流互感器測量值為4.171 A，與實際情況產生3.850 A的誤差，折算后與主變高壓側電流互感器測量值產生差流3.217 A，大于整定值，致使保護動作。

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1.3 故障診斷

對故障電流互感器進行解體，通過觀察解體后的內部結構和工藝情況，判斷故障根源如下：在制造電流互感器的過程中，需將導線采用漆包線形式引出，臨近接線端子位置時將漆膜去除后通過錫焊連接到二次接線端子，由于引線漆膜去除的長度較大，盡管產品在引線位置采用了專用絕緣管進行防護，但是受產品體積限制，加之漆包線去除和裝模環節均為人工操作，裝模過程中造成二次引線間距離較近，致使絕緣裕度過小。運行一段時間后，在電流持續作用下二次繞組絕緣劣化，導致二次繞組之間出現絕緣擊穿，進而引發了本次事件。

2 故障處理

對同一間隔的B，C兩相電流互感器進行排查，確認安裝方式和接線情況正確，重新開展交接試驗，確認試驗結果滿足規程要求后留用。緊急調用了技術參數相同但不同生產批次的電流互感器，在各項交接試驗合格后投入使用，將站內設備恢復至正常運行方式，目前運行情況穩定。

3 建議和預控措施

結合以上故障案例，給出以下幾點建議：

(1) 設備制造廠商應加強生產環節的工藝管控，針對引線處理和裝模處理開展復檢工作，由質檢人員嚴格把關，確保產品質量。

(2) 在出廠試驗環節，進行線圈之間的耐壓試驗時可以適當提升試驗電壓等級。

(3) 設備運維管理單位應合理安排檢修計劃，提前準備備件，對同一批次的全部電流互感器逐一排查，對存在問題的設備進行換新處理。