一起220 kV電流互感器故障原因分析

付麗君，陸 昊，關艷玲，衛 兵

(1.國網黑龍江省電力有限公司電力科學研究院，哈爾濱 150030； 2.國網黑龍江省電力有限公司哈爾濱供電公司，哈爾濱150001)

0 引 言

電流互感器在電力系統設備中起著非常重要的作用，它可以將一次側電流轉換成可供測量、保護或控制等儀器、儀表或繼電保護裝置使用的二次側電流，其運行的可靠性直接關系到電網能否安全穩定運行[1-3]。目前，電流互感器在電網中大量應用，其設計結構、制造工藝及運行維護水平造成設備內部放電故障甚至事故的情況時有發生[4]。220 kV 及以下電壓等級主要使用油浸式電流互感器，當設備發生故障時，液體絕緣介質可能會引發設備爆炸起火，給電網安全穩定運行帶來嚴重危害[5]。

1 故障情況

2019年10月7日，新勝變電站220 kV新牽丁線8024 A相電流互感器油位異常增長，油位指示超出上限。該電流互感器型號為LB7-220W3，出廠日期為2019年6月，投運日期為2019年6月，剛投運時監測油中溶解氣體含量無異常。電流互感器發現異常后，對異常電流互感器以及相同生產廠家的其他電流互感器進行油中溶解氣體含量檢測，發現新牽丁線8024 A相、新牽丁線8024 B相、新牽丙線8023 B相(以下簡稱新牽丁線A相、新牽丁線B相、新牽丙線B相)電流互感器油中溶解氣體都存在異常情況(見表1)，初步判斷為內部局部過熱兼放電故障。

表1 油中溶解氣體檢測Table 1 Detection of dissolved gas in oil 單位:μL/L

2 解體檢查

2019年11月5日，對新勝變各故障電流互感器進行返廠解體檢查。解體檢查情況：設備膨脹器膨脹節有變形拉伸，瓷套無破損、緊固件無松動；一次端子內部連接緊固無松動，無過熱現象，末屏端子、二次繞組各端子緊固無松動、無異常；器身表面完好、無異常，油箱內部清潔完好；一次繞組絕緣包扎緊實，高壓電纜紙完全浸油，無放電痕跡，屏間絕緣清潔，無鋁屑等雜質。將在設備生產過程追溯及解剖中發現的問題，總結如下。

2.1 設備真空干燥記錄檢查中發現的問題

1)設備編號與數量不符，編號存在遺漏，與裝機容量總數不對應。

2)設備整個干燥過程220 h，在累計時間第 57 h 停電一次，累計停電時間2 h；在累計時間第88 h停氣一次，累計停氣時間70 min(干燥罐通過蒸汽加熱)，但總體真空干燥時間符合工藝要求。

3)設備真空干燥工藝規定，在設備結束真空干燥之前，應通過三次露點測試，并且三次露點測試溫度均超過-60 ℃，可確定完成干燥過程，允許裝配。按照真空干燥記錄，露點溫度均為-60 ℃，測試數據值得商榷。

4)設備工藝規定，真空干燥結束后，破空溫度應在(45±5) ℃。該罐設備破空溫度最高為89 ℃，不符合工藝要求。

2.2 設備一次主絕緣解體中發現的問題

1)3臺設備主屏為打孔鋁箔包繞，圖紙規定鋁箔為1/3疊包繞，在解體中發現局部包繞不平整，鋁箔疊積達到3層。疊積處鋁箔氧化明顯，如圖1所示。

圖1 打孔鋁箔包繞缺陷圖Fig.1 Defect diagram of perforated aluminum foil wrapping

2)3臺設備部分主屏及端屏位置存在一定的偏差，超出圖樣規定；部分絕緣存在褶皺，如圖2所示。

圖2 絕緣缺陷圖Fig.2 Insulation defect diagram

3)3臺設備主屏端部及端屏部位加強絕緣不符合圖樣要求，圖樣規定為2/3疊一層加上3/4疊一層，實際包繞為2/3疊兩層(絕緣紙厚度為0.13 mm)，如圖3所示。

圖3 加強絕緣缺陷圖Fig.3 Reinforced insulation defect diagram

4)新牽丁線A相設備，P2側7主屏到3主屏兩端屏之間變壓器油劣化明顯，油質發黏，如圖4所示。

圖4 新牽丁線A相設備變壓器油劣化圖Fig.4 Transformer oil deterioration diagram

5)新牽丁線B相設備，P2側3主屏3端屏到1主屏之間變壓器油劣化明顯，油質發黏，如圖5所示。

圖5 新牽丁線B相設備變壓器油劣化圖Fig.5 Transformer oil deterioration diagram

6)新牽丙線B相設備，P1側4主屏到2主屏兩端屏之間變壓器油劣化明顯，油質發黏，如圖6所示。

圖6 新牽丙線B相設備變壓器油劣化圖Fig.6 Transformer oil deterioration diagram

7)新牽丁線B相設備和新牽丙線B相設備在解體前經過長時間高壓試驗，在解體中發現P1、P2側溫度相差明顯。新牽丁線B相設備P1、P2側相差5 ℃左右，新牽丙線B相設備P1、P2側相差2 ℃左右，如圖7、圖8所示。

圖7 新牽丁線B相設備溫差圖Fig.7 Temperature difference diagram of phase B equipment of Xinqian IV line

圖8 新牽丙線B相設備溫差圖Fig.8 Temperature difference diagram of phase B equipment of Xinqian III line

3 故障原因分析

局部絕緣受潮(介質損耗增加)、絕緣包扎偏差(電場分布不均)，造成設備運行中發生局部過熱、水分解、局部放電現象。局部放電和過熱的加劇，導致絕緣油劣化和大量氣體析出。

3.1 主絕緣干燥過程偏差

追溯發現，3臺缺陷設備為放置在同一干燥罐內進行同批次處理，通過查詢本批設備的真空干燥過程記錄，發現在真空干燥處理過程中，存在一定的偏差。如停電、停氣等過程，露點測試數據存疑，干燥罐破空時溫度過高，新牽丁線B相和新牽丙線B相電流互感器解體發現的油質發粘部位均在內層絕緣中，說明破空溫度過高，空氣中水分通過一次導體，致使內層絕緣吸潮。以上過程偏差的累計極易導致主絕緣內部存在局部干燥不徹底現象發生。

3.2 主絕緣包扎偏差

該設備為油紙電容型絕緣結構，通過在絕緣中設置一定數量的主屏及端屏，以達到均勻電場的目的。主屏的設置，可以實現設備的徑向電場均勻分布，但是端部電場是相對不均勻的。為了改善端部電場結構，在主屏之間設定數個端屏，以改善軸向電場分布。為了提高設備的局部放電水平，在主屏端部和端屏部位，設置加強絕緣。設備端部耐受電場強度同屏間梯差成正比，同端屏的長度成反比，測量中發現，最大屏間梯差與圖樣規定相差7.5 mm，降低局部放電水平達4.3%。從一次主絕緣解體過程中發現，端部加強絕緣不符合圖樣要求，每處缺少一層紙，降低局部放電水平10%。

由于主屏打孔鋁箔重疊部位較多，以致主屏打孔鋁箔的孔被遮蓋，在影響干燥、注油效率同時，設備局部絕緣的呼吸性能下降，容易導致局部形成相對封閉的小空間。

綜合絕緣解體測量分析，因屏間梯差較大及加強絕緣偏少，嚴重影響設備局部放電水平。

3.3 變壓器油色譜數據

從各設備變壓器油色譜分析數據可以看出，缺陷設備的特征氣體主要成分為H2和CH4，次要成分為C2H6、C2H4和C2H2，為內部局部過熱兼放電故障。

4 預防措施

1)設備運行階段，充分利用油色譜分析等有效監督手段，定期對電流互感器絕緣油中溶解氣體含量進行檢測。

2)加強設備的巡檢工作，重點觀察油位的異常變化和膨脹器的外形變化，發現異常時應及時上報并取樣分析，對存在故障隱患的設備要及時更換。對油位較低的少油設備在冬季到來前應適量補油。寒冷地區冬季長期停運時，應有足夠油量，防止因油位降低影響設備安全運行。

3)設備制造階段依據工廠生產工藝，合理提高設計裕度，留足工藝誤差。提高對設備的工藝要求，努力改進結構、工藝，進一步提高機包率和手工包繞水平。嚴格執行各項工藝要求，保證工藝時間，尤其是浸油、干燥和試驗工藝等，從源頭上提高設備制造質量。改進油樣閥門，實現運行中取油樣和帶電補充油。

4)重視膨脹器容量的設計，并進行實際測試，改進油位標志，確保溫度變化時有充足油量補充。建議油位標志線僅設置最高和最低油位線，且最低油位線應在視窗內最低位，防止誤判斷。由于膨脹器制造時波紋管及底座和防護外罩為成套供應，其油位指示應與其適應，如在互感器廠安裝錯誤，可能導致油位指示不正確，所以，必需保證其配套的準確性，以防止對油位的誤判斷。

5)設備的交接驗收應嚴格開展，并將試驗結果與設備廠家和安裝單位的報告數據進行對比，發現較大差異時，查明原因，以盡早發現設備隱患。

5 結 語

對一起220 kV電流互感器故障原因進行分析，由設備解體檢查及分析可知，電氣設備生產過程中存在未嚴格執行操作規程、國家標準及偷工減料的問題。該電流互感器故障事件警醒電氣設備生產廠家要嚴格執行相關國家標準和操作規程，規范設計工藝，保證電氣設備的生產質量。同時，購置電氣設備的單位也要嚴格把關招、投標等環節，務必做好電氣設備的購買、交貨驗收等工作，進而保障電網的安全、穩定運行。