220 kV电流互感器故障分析及处理措施

黄伟东

摘 要：电流互感器（简称“CT”）是电力系统中的重要元件，直接关系到电网的安全运行。对一起220 kV SF6电流互感器发生故障的原因进行了分析，并采取了处理措施，说明了常规绝缘试验不能有效检测出隐蔽性缺陷，需要开展红外检测和相对介质损耗因数等项目，以确保电网安全。

关键词：SF6电流互感器；绝缘试验；红外检测；介质损耗

中图分类号：TM452 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.16.147

1 电流互感器故障情况

1.1 情况简介

某电站选用中山市泰峰电气有限公司生产的220 kV SF6电流互感器，型号为LVQB-220W2，2009-12出厂，2010-04投运。在一次日常巡视中，某变电站发现这台220 kV SF6电流互感器的膨胀器异常升高，随即将其退出运行，隔绝了事故隐患，避免事故扩大化。

1.2 历次绝缘试验

经查阅该组电流互感器历次的绝缘试验数据发现，在C相故障发生前后各相的电容量变化不大。2013年以前，各相之间的介损较为接近。2015年，C相介损比上次增长约54%，但仍小于国网Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》中的注意值0.7%. 故障后，C相介损略微增大，仍在标准注意值范围内。

1.3 故障后的色谱数据

GB/T 7252—2010《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定，对于220 kV电流互感器，乙炔小于等于1 μL/L（注意值），氢气小于等于150 μL/L（注意值），总烃小于等于100 μL/L（注意值）。由故障后色谱试验数据可知，C相各项数据远超注意值。另外，B相的氢气和总烃远超注意值，乙炔与注意值接近，运行状况、历次绝缘试验均未见异常。利用三比值分析法，B相、C相编码均为110，判断为低能放电，不同电位之间的火花放电。表1为电流互感器故障后的色谱试验数据。

2 电流互感器解体情况

2.1 结构分析

经解体后对其进行结构分析，确定该电流互感器一次绕组为“U”形结构，采用油纸电容型绝缘，共有10个主屏，每个主屏由导电的电屏（铝箔）和绝缘纸组成。为使内层绝缘易于干燥，铝箔上有均匀的小孔。其中，最内层的电屏（又称“零屏”）与一次绕组直接连接，“U”形结构两侧的零屏有联结线；最外层的电屏（又称“末屏”“地屏”）通过编织铜带引至二次端子箱后接地。为改善电场分布，在2个主屏端部之间设有较短的端屏。

一次绕组底部穿有6支铁芯，每支铁芯外各绕有1组二次绕组。

2.2 解体情况

将C相电流互感器解体，发现绝缘油色泽良好，一次绕组串、并联接线板未见异常，末屏接地未见异常。

电容屏解体检查，从第6屏开始至第4屏，出现区域宽度约10 cm的X腊，绝缘纸发硬并有轻微褶皱，铝箔上未见放电痕迹。“U”形一次绕组表面光滑，无毛刺及损伤。

解体铁芯，发现有部分硅钢片绝缘损坏，出现过热、局部放电现象。

3 故障原因分析

3.1 绝缘纸褶皱

由于电容屏绝缘纸有褶皱部位，所以注油后绝缘层间空隙变成油隙。依据电场理论，复合绝缘中电场的分布与介电常数成反比。绝缘油的介电常数（约为2.2）比油纸绝缘（约为3.7）要小，而绝缘油的击穿场强比油纸绝缘低得多。于是，在油纸绝缘中，在交流电压作用下的油层为薄弱环节。油隙被击穿后，绝缘油产生气体。电容屏绝缘纸包扎紧密，屏间相对封闭，初始局部放电产生的气体向周围扩散有限，加之X腊进一步阻止气体交换，气体超出油的溶解能力后形成气泡。气体的介电常数更小（约为1），局部放电发展为故障区域大范围的气泡放电，油裂解产生大量气体并析出，致使膨胀器异常升高。

故障初期，局部放电区域小，产生的气体少，低电压介质损耗试验反应不明显。

故障晚期，局部放电快速发展。如果不能及时发现，会因内部压力过高而发生爆炸。这个阶段，故障区域有大量X腊析出、沉积，温度升高，电流互感器表面出现明显的温差。

3.2 铁芯硅钢片绝缘损坏

铁芯中硅钢片的质量不佳，铁芯损耗大，使得运行时的温度较高，硅钢片表面的绝缘漆碳化，层间短路，导致铁芯损耗进一步增大，温度升高，形成恶性循环。在长期的运行过程中，绝缘油受热分解、局部放电产生大量氢气及部分烃类，使膨胀器异常升高。电容屏的环境相对封闭，油中溶解的气体不易渗入，介质损耗试验反应不明显。

依据Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》对电流互感油中溶解气体的分析试验规定：制造商明确禁止取油样时，宜作为诊断性试验。实际运行中，电流互感器由于油量少、采用全封闭微正压结构等原因，厂家要求不用取油样。而一次对末屏介损试验，测量介质损耗因数与电容量，末屏介损试验测量末屏对二次、外壳的介质损耗因数与电容量，它们主要针对整体受潮、劣化故障，不能有效地发现铁芯过热、局部放电导致的油分解缺陷，以及电容屏初期缺陷。这就埋下了一定的安全隐患。

4 电流互感器常见故障分析及处理

由上述案例分析可知，现有的常规绝缘试验不能有效、灵敏地发现某些初期的局部放电缺陷；油色谱试验虽可发现早期缺陷，但由于微正压的结构等原因不易开展。因此，电流互感器的安全运行存在隐患。

4.1 异常运行的处理

运行中的电流互感器可能出现开路、发热、冒烟、声响异常、绕组螺栓松动等异常现象。运行人员应根据出现的异常情况判断处理。比如用试温蜡片检查电流互感器的发热程度，从声音和表计指示情况辨别电流互感器的二次回路是否为开路。开路时，电流表指示为零，电能表不转、有“嗡嗡”声，电流互感器本身有“吱吱”的放电声音或异音，端子排可能烧焦。如果发现上述现象，即认为电流互感器二次回路有开路故障。运行中的电流互感器出现上述故障之一者，应立即退出运行。

4.2 运行中声音不正常或铁芯过热的处理

4.2.1 运行中声音不正常或铁芯过热的原因

运行中的电流互感器在过负荷、二次回路开路、绝缘损坏而发出的放电等情况下，都会产生异常声音；对于半导体漆涂刷的不均匀造成局部电晕，以及夹紧铁芯的螺栓松动，也会产生较大的声音；电流互感器铁芯过热，可能是由于长时间过负荷或二次回路开路引起铁芯饱和而造成的。

4.2.2 处理措施

在运行中，当发现声音不正常或铁芯过热时，首先应观察并通过仪表等来判断引起故障的原因。如果是过负荷造成的，应将负荷降低到额定负载下，并继续监视和观察；如果是二次回路开路引起的，应立即停止运行或将负荷降到最低限度；如果是绝缘破坏造成的放电现象，应及时更换电流互感器。

4.3 二次回路开路处理

4.3.1 二次回路开路的故障现象

由于铁芯中磁通饱和，在二次侧可能产生高压（数千伏至上万伏），在二次回路开路点可能有放电现象，出现放电火花及放电声；铁芯可能因磁通饱和引起损耗增加而发热，使绝缘材料产生异味，并有异常声音；过电流互感器二次侧相连接的电流表指示可能摇摆不定或无指示，电能表转速可能出现异常。

4.3.2 处理措施

在运行中，如果发现电流互感器二次侧开路，应尽可能及时停电处理。如果不允许停电，应尽量降低一次负载电流，然后在保证人体与带电体保持安全距离的情况下，用绝缘工具在开路点前用短路线将电流互感器二次回路短路，再将故障排除，最后将短路线拆除。在操作过程中，要有人监护，注意人身安全。

5 结束语

总之，电流互感器承担着对一次设备运行情况进行监视、测量和保护的重要任务。如果严重损坏，会造成误动、拒动，甚至引发停电。因此对于互感器的故障，应予以必要的重视，对故障现象、原因进行深入分析，并采取相应的处理措施，及时采取技术手段进行监测、分析，及时消除事故隐患，避免同类事故再次发生，以保证系统的安全、稳定运行。

参考文献

[1]王海滨，刘忠顺，于丰友.220 kV电流互感器故障分析及防范措施[J].变电检修技术，2012（01）.

[2]罗悦.浅谈220 kV电流互感器的故障分析与处理[J].科技展望，2014（18）.

〔编辑：刘晓芳〕