电流互感器高温漏油故障分析及处理

刘黎明

（湖南省电力公司凤滩水力发电厂，湖南沅陵 419621）

1 故障现象

某电厂220 kV室内开关站于1997年11月建成投运。电气一次采用双母线带旁路、专用母联及专用旁路接线形式，四回进线，五回出线共九个电气间隔，是连接湘西电网和湘西北电网的重要枢纽户内AIS开关站。2017年3月，电厂检修人员在进行开关站母联间隔停电检修中，发现C相电流互感器瓷套表面附有明显油珠，仔细检查发现一次接线板（C2端）有可见缝隙，最上端瓷套表面附着有明显溢出的熔锡（图1）。

根据Q/GDW1906—2003《输变电一次设备缺陷分类标准》、DL/T664—2008《带电设备红外诊断技术应用规范》，初步判断一次接线板承受过高温，判定为危急缺陷，立即向省公司运检部专责汇报，及时启动电网风险预警应急响应，并联系设备生产厂家前来处理。

2 故障分析

2.1 设备参数

设备出厂日期1997-04-01，设备型号LB10-220，额定变比300/5，600/5，1200/5；频率50 Hz,额定动稳定电流125 kA,绝缘水平252/460/950 kV。该设备1997年11月投运，无不良运行工况。

2.2 试验分析

2.2.1 电气试验

（1）绝缘电阻。2009年、2012年两次绝缘电阻试验数据见表1。对比试验数据发现，主绝缘电阻下降较为明显，但仍远大于Q/GDW1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》中规定的：一次绕组绝缘电阻＞3000 MΩ的标准值，近两次例行试验中绝缘电阻满足状态检修试验规程要求。

图1 瓷套表面熔锡

表1 电流互感器绝缘电阻试验数据

（2）介损及电容量。2009年、2012年两次介损及电容量试验数据见表2。试验数据未显示介损及电容量有明显变化。各项例行（常规）试验数据显示试验合格，未见设备异常。

表2 电流互感器介损及电容量试验数据

（3）红外热像检测。2006年5月、6月、7月、8月红外热像检测记录见表3，2016年5月红外热像检测数据显示，C相电流互感器温升达18℃，温差达10℃，在随后的水电大发、高温度夏以及迎峰度冬期间的跟踪复测中，未见设备异常。

2.2.2 化学试验

2012年、2015年电流互感器油色谱试验数据见表4，实验数据未发现有特征气体增长或超过注意值，油色谱试验数据正常。

表3 电流互感器红外热像检测记录

表4 电流互感器油色谱试验数据 单位：（μL/L）

2.3 现场排查

2.3.1 解体前故障分析

为查明故障原因，解体前对电流互感器进行诊断试验。故障处理测量数据见表5，测量数据显示C相电流互感器一次绕组直流电阻比B相高出近一倍；C相一次接线板接触面直流电阻比B相异常超高，表明C相电流互感器一次接线板存在明显接触不良情况。

表5 故障处理前测量数据

2.3.2 解体后故障分析

解体检查发现：①内部一次绕组端部压接螺母松动，密封垫老化弹性减弱（图2），直流电阻增大，导致高温漏油。②C相电流互感器一次接线板（C2）熔锡严重，接线板表面和软连接变色严重，高温烧蚀造成接线板表面凹凸不平和压接部位漏锡，电气接触面之间出现可见缝隙致使接触电阻增大，导致严重发热。③电流互感器一次接线板（L1,L2,C1,C2）与一次绕组连接系单螺母压接方式（图3），没有采用双螺帽压接防松动措施。④在电厂水电厂大发、机组全开运行方式下，Ⅰ母与Ⅱ母之间穿越功率非常小，设备承受电流小，红外检测不易发现局部高温缺陷；在机组起停频繁运行方式下，Ⅰ母与Ⅱ母之间穿越功率大，设备承受电流大，可能漏测未能及时发现局部高温缺陷。

图2 密封垫开裂

图3 单螺母压接

3 解决措施

（1）对电流互感器一次接线板表面进行打磨抛光镀银处理，对接线板（C2）整体搪锡后再进行打磨抛光镀银处理。

（2）更换三相电流互感器一次绕组端部密封密封垫，补充同牌号合格的绝缘油至正常油位。

（3）例行试验。故障处理后进行电气和化学试验。试验项目包括绝缘电阻、介损及电容量、变比检查、一次绕组直流电阻、油色谱分析等。试验数据满足现行试验标准和规程要求。

4 结论及建议

综合设备故障排查、解体检查结果、试验诊断分析，C相电流互感器直流电阻、单氢含量较A、B两相增幅明显，结论为局部承受过高温烧蚀，且温度超过锡的熔点。针对故障成因建议：①将油浸式电流互感器纳入设备预警管理。注重运行巡视、检修巡视和专业特巡，加强设备检修，加快设备改造。②增加红外热像检测频次。在水电大发、高温度夏、迎峰度冬以及在开关站Ⅰ母、Ⅱ母间穿越功率较大的特殊运行模式下，及时跟踪电流互感器一次绕组端部温度。③在设备检修中，除例行试验外，增加检测一次绕组电阻诊断试验。