1例110 kV电容式电流互感器故障分析

陶靖，蔡炜，赵军如

(1.国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007；2.国网湖南省电力公司娄底供电分公司，湖南娄底417000)

1例110 kV电容式电流互感器故障分析

Fault analysis of a 110 kV capacitive current transformer

陶靖1，蔡炜2，赵军如2

(1.国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007；2.国网湖南省电力公司娄底供电分公司，湖南娄底417000)

某台电容式电流互感器出现异常后，采用色谱分析进行了长时间的跟踪监测，对故障类型、可能部位进行了准确诊断。比较设备异常前后电气试验数据，未发现明显变化，解体后发现故障为上部导线弯头处放电。

电容式电流互感器；色谱分析；电气试验；诊断；放电

电流互感器是将一次 (高压)侧交流电流按照额定电压比转换成可供电侧仪表、继电保护装置或者控制装置使用的二次 (低压)侧电流的变压设备。

按照主绝缘结构形式分为:固体绝缘电流互感器、油纸绝缘电流互感器和SF6气体绝缘电流互感器。电缆—电容型油纸绝缘结构由于其更为完善绝缘结构和材料已经广泛使用到电网中。这种结构的特点是在绝缘厚度上装设一系列金属箔，使绝缘内、外层上的电位梯度分布更加均匀。电负荷均匀，绝缘总厚度缩小，从而也缩小外瓷套管的直径，及二次铁芯磁路直径，改善其误差特性。此外缩小厚度使散热得到改善，总重量减轻〔1〕。目前110 kV油浸正立式电流互感器在电网中数量众多，如果发生故障会造成变电站母线停电，损失巨大。随着输变电设备状态检修的深入，开展带电取油样，进行油色谱试验，可在设备运行状态下发现早期潜伏性故障，及时采取措施，保证电力设备的安全稳定运行〔2〕。

1 设备和故障情况简介

湖南电网某台电流互感器为某电瓷电器厂1995年3月产品，1995年7月1日投入运行，无不良运行工况。设备参数见表1。

2009年11月例行色谱检测正常，2012年9月例行色谱分析，发现氢气和乙炔含量超注意值，乙炔含量达到38.09μL/L，严重超注意值 (2μL/L)，随后每月跟踪检测1次，发现色谱各组分都不断增长，至2013年3月乙炔较1月大幅增长至274.12μL/L，3月8日对其进行了更换，并于4月12日进行了解体分析。

2 试验和解体分析

2.1 电气试验

文献 〔3〕规定的电流互感器周期性检测项目有绝缘电阻、主绝缘的介质损耗和电容量。发现异常情况后，于2012年11月11日对该电流互感器进行了例行试验，结果见表2，3。

从表2中可知，互感器A，B和C三相主绝缘电阻和末屏绝缘电阻数据未见异常。从表3中可知，互感器A，B和C三相主绝缘介损都有大幅度的增长，但是仍未超过1.0%的预试规程要求。主绝缘电容量数据无明显变化，电容量初值差远小于±5%的预试规程要求。2012年9月互感器C相出现色谱异常后电气试验并未发现异常，与历史数据纵向比较和与另外两相横向比较均无明显差异。

2.2 色谱分析

色谱分析是发现油浸式电气设备潜伏性故障的最有效手段〔4〕，通过色谱分析及时发现了异常并进行了跟踪监测，数据见表4。

2012年 9月发现乙炔严重超标 (标准为2μL/L)，氢气超标 (标准为150μL/L)，总烃未超过标准值100μL/L，初步判断有严重的放电性故障。这与电流互感器常见的局部放电故障特征气体为H2和CH4的情况具有明显差异〔5〕。2012年9—12月，乙炔、氢气和总烃的绝对产气速率分别为0.10mL/d、0.41mL/d和0.15mL/d，相对产气速率分别为43%，26%和34%；2012年12月至2013年3月，绝对产气速率分别为0.44 mL/d， 1.02mL/d和 0.63 mL/d，相对产气速率分别为80%，44%和68%。故障前期和后期的产气速率有大幅度的增长，说明故障严重程度在不断加大。

根据文献 〔6〕计算色谱数据的三比值，早期为111，112，后期发展成为212，乙炔产气速率不断加快，即早期为线圈匝间、层间短路或因环路电流引起电弧，逐渐转变成为引线对电位未固定的部件之间连续火花放电、不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电。CO2与CO总体变化不大，通常故障部位有绝缘包裹时CO2或CO会有明显变化〔7〕，说明故障并未涉及到互感器的主体绝缘部分，但CO的产气速率明显高于CO2，说明可能存在小范围固体绝缘的非正常老化。

2.3 解体检查

对该互感器进行了解体吊罩检查，互感器上部导线弯头两侧有烧黑迹象，将其拨开，越到里层越黑。检查互感器各部位后发现引线为铜板夹紧式固定，其中1根引线未夹紧，部分松动。互感器末屏与零屏压接处接触牢固可靠，未发现异常；紧挨屏的内外层绝缘纸未发现发电或过热痕迹，也未发现有褶皱或X蜡堆积；铝箔、一次绕组与二次绕组之间、一次绕组底部等均未发现放电现象。

3 原因分析

通过色谱和解体检查的情况分析推测可能的故障原因为:1根引线线夹在出厂时螺丝未完全旋紧，导致其中1股引线松动，每股导线都有绝缘纸包裹，此导线会产生悬浮电位，由于互感器顶端弯头两侧场强较集中，首先在这2个部位产生过热，导致绝缘纸炭化，当绝缘纸破损后在此处产生匝间短路，匝乙炔含量不断升高，随着时间延长，绝缘不断破坏，逐步发展成为匝间火花放电。

4 建议

色谱分析是发现电流互感器潜伏性故障的有效手段，能够发现电气试验无法发现的问题，对于油浸式电流互感器应该严格按照预试规程所要求的1—3年的检测周期进行取样分析，发现异常应根据故障的性质、位置、严重程度等确定缩短周期监测、计划检修或立即更换等检修策略。

〔1〕王士和，刘茂恺.超高压电流互感器绝缘的研究 〔J〕.电气开关，1998，(4):34-39.

〔2〕张利燕，郭猛，陈志勇，等.电流互感器故障诊断与分析 〔J〕.变压器，2011，48(11):57-59.

〔3〕DL/T 596—1996电力设备预防性试验规程 〔S〕.北京:中国电力出版社，1996.

〔4〕张利燕，刘廷众，周小平，等.用色谱法诊断电流互感器绝缘故障 〔J〕.变压器，2010，47(8):29-31.

〔5〕梁之林，王朔.220 kV电流互感器故障分析 〔J〕.变压器，2010，47(4):72-76.

〔6〕DL/T 722—2000变压器油中溶解气体分析和判断导则 〔S〕.北京:中国电力出版社，2000.

〔7〕邹彬，郭森，袁聪波，等.一起220 kV油浸倒立式电流互感器故障原因分析 〔J〕.变压器，2010，47(2):69-72.

TP309

B

1008-0198(2014)06-0035-03

陶靖(1957)，男，工程师，从事电力系统油气试验和研究工作。

10.3969/j.issn.1008-0198.2014.06.010

2014-05-06 改回日期:2014-07-02