110kV电流互感器油色谱异常分析与处理

龚辉

摘要： 针对朔州110kV增子坊变电站110kV玉增线194断路器A相CT油色谱异常情况，进行了故障原因和气体来源的分析，确定了故障类型，介绍了故障的处理情况及该相互感器的解体过程，对发现的问题进行了总结，为同行提供了经验。

Abstract： For the oil chromatographic abnormality of Shuozhou 110kV Zengzifang transformer substation 110kV Yuzeng line 194A CT， this paper analyzed the causes of fault and the gas source， determined the type of fault， described the handling of faults and the disintegration process of transformer， and summarized the problems discovered， to provide experience for peer.

关键词： 电流互感器；色谱分析；故障分析；预防措施

Key words： current transformer；chromatography analysis；fault analysis；preventive measures

中图分类号：TM45 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）25-0048-02

0 引言

引起放电故障的原因包括油纸绝缘浸渍不良、受潮、油中存在气泡、电场高度集中处局部放电和应接地而未接地金属部件悬浮电位放电等等，然而局部放电刚开始时是一种低能量的放电，变压器内部出现这种放电时，情况比较复杂，根据绝缘介质的不同，可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部放电。

1 故障概述

2014年3月31日，在对110kV增子坊变电站110kV玉增线194A相电流互感器（该CT为油浸式户外型，型号为LCWB9-110W3，变比为600/5，由保定天威互感器有限公司制造，2010年7月27日投产使用）进行春检作业时发现该相电流互感器金属膨胀器上盖被顶起，产生严重变形，试验专业对其进行了绝缘电阻和介质损耗测试，合格；进一步进行油样化验，色谱分析异常，其中总烃含量为563.426μL/L、H2含量为18554.529μL/L，远超过注意值150μL/L，见表1。

表1 单位：（μL/L）

■

2 故障分析

2.1 故障类型判断

在这台CT中，含水量分析为14.2mg/kg（运行油的标准是≤35 mg/kg），因此可以认为该相互感器油中氢气含量偏高，不可能是由于进水受潮而引起。从故障特征气体看：以H2为主，CH4次之，是局部放电的产气特征，通过图形法诊断，以H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等5个组分依次排列作为横轴，以各组分之浓度（以浓度最高者为1）为纵轴，绘出气体图形，呈L形，也是局部放电类型。

因此，可以断定该故障类型为局部放电。

2.2 故障原因分析

引起局部放电的原因有以下几种情况：

①由于气体的介电常数小，当油中存在气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔时，在交流电压下所承受的场较高，但其耐压强度却低于油和纸绝缘材料，在气隙中容易首先引起放电。

②制造质量不良。如绝缘不清洁，绝缘包绕松散，绝缘层间有皱折、空隙、少放电屏而造成均压效果不佳，真空处理不彻底等。

③过电压引起，如雷击、重合闸瞬间过电压等。

④金属部件或导体之间接触不良而引起的放电。局部放电的能量密度虽不大，但若进一步发展将会形成放电的恶性循环，最终导致设备的击穿或损坏，从而引起严重的事故。

2.3 故障建议措施

①对朔州地区各变电站所有该厂家出厂的互感器进行统计，并对时间间隔较长的和气体产气速率有增长的进行带电取油跟踪。

②对于这台设备，基于正好有备件，决定更换处理，更换后，对故障设备进行直流电阻、末屏绝缘电阻和局部放电试验，查找故障原因及故障点。

3 故障处理

为了消除设备重大隐患，避免事故的发生，于4月2日对110kV玉增线194A相电流互感器进行了更换。更换后，对该相电流互感器进行了直流电阻测试，数据合格，故排除了设备内部与导电杆连接不牢固或螺母松动的现象。解体中重点检查了：器身零屏引线与储油柜连接是否可靠；绝缘纸包扎情况、有无击穿点。发现了2个问题，说明如下：

①在解体过程中最外面一层的高压电缆纸破损。经过逐层仔细剥离后发现里边没有高压电缆纸破损这种情况，所以判定该现象可能是由于在安装或拆下二次绕组时不慎划伤造成的。

②在剥离高压电缆纸和铝箔纸时发现端屏铝箔小面积发污现象，所以怀疑一次绕组内部有受潮的可能（如图1示）。

■

图1

因此本次故障原因分析为：在设备安装时，由于高压电缆纸和铝箔之间的干燥不到位，在电场中首先极化，形成“小桥”，于是放电先从这部分开始发生和发展，油在高场强下游离而分解出气体，由于气体的介电常数小，比油隙更易击穿，产生放电，使油隙继续产生气泡，从而形成恶性循环，使得运行中的设备不断产生气体，进而将顶部的膨胀器顶起，导致变形。

4 预防措施

4.1 目前，对油浸式互感器等少油设备取样的方法和工具以及带电补油已有成套装置的情况下，适当缩短油色谱分析周期是很有必要的，对色谱分析结果异常的，要及时跟综，考察其增长趋势，若数据增长较快，应引起重视，将事故消灭在萌芽状态。

4.2 设备制造厂在制造过程中要严把质量和工艺关，在制造工艺中应有针对性的措施，保证密封结构和密封材料良好；投产前，使用单位要把好交接验收关，必要时进行局部放电测量。

4.3 防止某些连接松动或金属带电位悬浮的情况，加强现场维护管理。一次端子引线接头要接触良好，有足够的接触面积，以防止产生过热性故障；二次引出端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断；同时L2端子与膨胀器外罩应注意作好等电位连接，防止电位悬浮等。

参考文献：

[1]李明星，唐亮，陈志勇，岳国良.220kV电流互感器油色谱气体含量超标分析及防范措施[J].河北电力技术，2008（01）.

[2]朱大铭，谢蓓敏，潘虹.220kV电流互感器绝缘故障分析[J].吉林电力，2005（02）.

[3]魏晓明，宫文涛，李红卫，李守学.66kV变电站变压器油色谱异常缺陷诊断[J].吉林电力，2013（02）.endprint

摘要： 针对朔州110kV增子坊变电站110kV玉增线194断路器A相CT油色谱异常情况，进行了故障原因和气体来源的分析，确定了故障类型，介绍了故障的处理情况及该相互感器的解体过程，对发现的问题进行了总结，为同行提供了经验。

Abstract： For the oil chromatographic abnormality of Shuozhou 110kV Zengzifang transformer substation 110kV Yuzeng line 194A CT， this paper analyzed the causes of fault and the gas source， determined the type of fault， described the handling of faults and the disintegration process of transformer， and summarized the problems discovered， to provide experience for peer.

关键词： 电流互感器；色谱分析；故障分析；预防措施

Key words： current transformer；chromatography analysis；fault analysis；preventive measures

中图分类号：TM45 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）25-0048-02

0 引言

引起放电故障的原因包括油纸绝缘浸渍不良、受潮、油中存在气泡、电场高度集中处局部放电和应接地而未接地金属部件悬浮电位放电等等，然而局部放电刚开始时是一种低能量的放电，变压器内部出现这种放电时，情况比较复杂，根据绝缘介质的不同，可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部放电。

1 故障概述

2014年3月31日，在对110kV增子坊变电站110kV玉增线194A相电流互感器（该CT为油浸式户外型，型号为LCWB9-110W3，变比为600/5，由保定天威互感器有限公司制造，2010年7月27日投产使用）进行春检作业时发现该相电流互感器金属膨胀器上盖被顶起，产生严重变形，试验专业对其进行了绝缘电阻和介质损耗测试，合格；进一步进行油样化验，色谱分析异常，其中总烃含量为563.426μL/L、H2含量为18554.529μL/L，远超过注意值150μL/L，见表1。

表1 单位：（μL/L）

■

2 故障分析

2.1 故障类型判断

在这台CT中，含水量分析为14.2mg/kg（运行油的标准是≤35 mg/kg），因此可以认为该相互感器油中氢气含量偏高，不可能是由于进水受潮而引起。从故障特征气体看：以H2为主，CH4次之，是局部放电的产气特征，通过图形法诊断，以H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等5个组分依次排列作为横轴，以各组分之浓度（以浓度最高者为1）为纵轴，绘出气体图形，呈L形，也是局部放电类型。

因此，可以断定该故障类型为局部放电。

2.2 故障原因分析

引起局部放电的原因有以下几种情况：

①由于气体的介电常数小，当油中存在气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔时，在交流电压下所承受的场较高，但其耐压强度却低于油和纸绝缘材料，在气隙中容易首先引起放电。

②制造质量不良。如绝缘不清洁，绝缘包绕松散，绝缘层间有皱折、空隙、少放电屏而造成均压效果不佳，真空处理不彻底等。

③过电压引起，如雷击、重合闸瞬间过电压等。

④金属部件或导体之间接触不良而引起的放电。局部放电的能量密度虽不大，但若进一步发展将会形成放电的恶性循环，最终导致设备的击穿或损坏，从而引起严重的事故。

2.3 故障建议措施

①对朔州地区各变电站所有该厂家出厂的互感器进行统计，并对时间间隔较长的和气体产气速率有增长的进行带电取油跟踪。

②对于这台设备，基于正好有备件，决定更换处理，更换后，对故障设备进行直流电阻、末屏绝缘电阻和局部放电试验，查找故障原因及故障点。

3 故障处理

为了消除设备重大隐患，避免事故的发生，于4月2日对110kV玉增线194A相电流互感器进行了更换。更换后，对该相电流互感器进行了直流电阻测试，数据合格，故排除了设备内部与导电杆连接不牢固或螺母松动的现象。解体中重点检查了：器身零屏引线与储油柜连接是否可靠；绝缘纸包扎情况、有无击穿点。发现了2个问题，说明如下：

①在解体过程中最外面一层的高压电缆纸破损。经过逐层仔细剥离后发现里边没有高压电缆纸破损这种情况，所以判定该现象可能是由于在安装或拆下二次绕组时不慎划伤造成的。

②在剥离高压电缆纸和铝箔纸时发现端屏铝箔小面积发污现象，所以怀疑一次绕组内部有受潮的可能（如图1示）。

■

图1

因此本次故障原因分析为：在设备安装时，由于高压电缆纸和铝箔之间的干燥不到位，在电场中首先极化，形成“小桥”，于是放电先从这部分开始发生和发展，油在高场强下游离而分解出气体，由于气体的介电常数小，比油隙更易击穿，产生放电，使油隙继续产生气泡，从而形成恶性循环，使得运行中的设备不断产生气体，进而将顶部的膨胀器顶起，导致变形。

4 预防措施

4.1 目前，对油浸式互感器等少油设备取样的方法和工具以及带电补油已有成套装置的情况下，适当缩短油色谱分析周期是很有必要的，对色谱分析结果异常的，要及时跟综，考察其增长趋势，若数据增长较快，应引起重视，将事故消灭在萌芽状态。

4.2 设备制造厂在制造过程中要严把质量和工艺关，在制造工艺中应有针对性的措施，保证密封结构和密封材料良好；投产前，使用单位要把好交接验收关，必要时进行局部放电测量。

4.3 防止某些连接松动或金属带电位悬浮的情况，加强现场维护管理。一次端子引线接头要接触良好，有足够的接触面积，以防止产生过热性故障；二次引出端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断；同时L2端子与膨胀器外罩应注意作好等电位连接，防止电位悬浮等。

参考文献：

[1]李明星，唐亮，陈志勇，岳国良.220kV电流互感器油色谱气体含量超标分析及防范措施[J].河北电力技术，2008（01）.

[2]朱大铭，谢蓓敏，潘虹.220kV电流互感器绝缘故障分析[J].吉林电力，2005（02）.

[3]魏晓明，宫文涛，李红卫，李守学.66kV变电站变压器油色谱异常缺陷诊断[J].吉林电力，2013（02）.endprint

摘要： 针对朔州110kV增子坊变电站110kV玉增线194断路器A相CT油色谱异常情况，进行了故障原因和气体来源的分析，确定了故障类型，介绍了故障的处理情况及该相互感器的解体过程，对发现的问题进行了总结，为同行提供了经验。

Abstract： For the oil chromatographic abnormality of Shuozhou 110kV Zengzifang transformer substation 110kV Yuzeng line 194A CT， this paper analyzed the causes of fault and the gas source， determined the type of fault， described the handling of faults and the disintegration process of transformer， and summarized the problems discovered， to provide experience for peer.

关键词： 电流互感器；色谱分析；故障分析；预防措施

Key words： current transformer；chromatography analysis；fault analysis；preventive measures

中图分类号：TM45 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）25-0048-02

0 引言

引起放电故障的原因包括油纸绝缘浸渍不良、受潮、油中存在气泡、电场高度集中处局部放电和应接地而未接地金属部件悬浮电位放电等等，然而局部放电刚开始时是一种低能量的放电，变压器内部出现这种放电时，情况比较复杂，根据绝缘介质的不同，可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部放电。

1 故障概述

2014年3月31日，在对110kV增子坊变电站110kV玉增线194A相电流互感器（该CT为油浸式户外型，型号为LCWB9-110W3，变比为600/5，由保定天威互感器有限公司制造，2010年7月27日投产使用）进行春检作业时发现该相电流互感器金属膨胀器上盖被顶起，产生严重变形，试验专业对其进行了绝缘电阻和介质损耗测试，合格；进一步进行油样化验，色谱分析异常，其中总烃含量为563.426μL/L、H2含量为18554.529μL/L，远超过注意值150μL/L，见表1。

表1 单位：（μL/L）

■

2 故障分析

2.1 故障类型判断

在这台CT中，含水量分析为14.2mg/kg（运行油的标准是≤35 mg/kg），因此可以认为该相互感器油中氢气含量偏高，不可能是由于进水受潮而引起。从故障特征气体看：以H2为主，CH4次之，是局部放电的产气特征，通过图形法诊断，以H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等5个组分依次排列作为横轴，以各组分之浓度（以浓度最高者为1）为纵轴，绘出气体图形，呈L形，也是局部放电类型。

因此，可以断定该故障类型为局部放电。

2.2 故障原因分析

引起局部放电的原因有以下几种情况：

①由于气体的介电常数小，当油中存在气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔时，在交流电压下所承受的场较高，但其耐压强度却低于油和纸绝缘材料，在气隙中容易首先引起放电。

②制造质量不良。如绝缘不清洁，绝缘包绕松散，绝缘层间有皱折、空隙、少放电屏而造成均压效果不佳，真空处理不彻底等。

③过电压引起，如雷击、重合闸瞬间过电压等。

④金属部件或导体之间接触不良而引起的放电。局部放电的能量密度虽不大，但若进一步发展将会形成放电的恶性循环，最终导致设备的击穿或损坏，从而引起严重的事故。

2.3 故障建议措施

①对朔州地区各变电站所有该厂家出厂的互感器进行统计，并对时间间隔较长的和气体产气速率有增长的进行带电取油跟踪。

②对于这台设备，基于正好有备件，决定更换处理，更换后，对故障设备进行直流电阻、末屏绝缘电阻和局部放电试验，查找故障原因及故障点。

3 故障处理

为了消除设备重大隐患，避免事故的发生，于4月2日对110kV玉增线194A相电流互感器进行了更换。更换后，对该相电流互感器进行了直流电阻测试，数据合格，故排除了设备内部与导电杆连接不牢固或螺母松动的现象。解体中重点检查了：器身零屏引线与储油柜连接是否可靠；绝缘纸包扎情况、有无击穿点。发现了2个问题，说明如下：

①在解体过程中最外面一层的高压电缆纸破损。经过逐层仔细剥离后发现里边没有高压电缆纸破损这种情况，所以判定该现象可能是由于在安装或拆下二次绕组时不慎划伤造成的。

②在剥离高压电缆纸和铝箔纸时发现端屏铝箔小面积发污现象，所以怀疑一次绕组内部有受潮的可能（如图1示）。

■

图1

因此本次故障原因分析为：在设备安装时，由于高压电缆纸和铝箔之间的干燥不到位，在电场中首先极化，形成“小桥”，于是放电先从这部分开始发生和发展，油在高场强下游离而分解出气体，由于气体的介电常数小，比油隙更易击穿，产生放电，使油隙继续产生气泡，从而形成恶性循环，使得运行中的设备不断产生气体，进而将顶部的膨胀器顶起，导致变形。

4 预防措施

4.1 目前，对油浸式互感器等少油设备取样的方法和工具以及带电补油已有成套装置的情况下，适当缩短油色谱分析周期是很有必要的，对色谱分析结果异常的，要及时跟综，考察其增长趋势，若数据增长较快，应引起重视，将事故消灭在萌芽状态。

4.2 设备制造厂在制造过程中要严把质量和工艺关，在制造工艺中应有针对性的措施，保证密封结构和密封材料良好；投产前，使用单位要把好交接验收关，必要时进行局部放电测量。

4.3 防止某些连接松动或金属带电位悬浮的情况，加强现场维护管理。一次端子引线接头要接触良好，有足够的接触面积，以防止产生过热性故障；二次引出端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断；同时L2端子与膨胀器外罩应注意作好等电位连接，防止电位悬浮等。

参考文献：

[1]李明星，唐亮，陈志勇，岳国良.220kV电流互感器油色谱气体含量超标分析及防范措施[J].河北电力技术，2008（01）.

[2]朱大铭，谢蓓敏，潘虹.220kV电流互感器绝缘故障分析[J].吉林电力，2005（02）.

[3]魏晓明，宫文涛，李红卫，李守学.66kV变电站变压器油色谱异常缺陷诊断[J].吉林电力，2013（02）.endprint