220 k V电流互感器故障分析及处理

王卓然,赵 军,冯建萍,韩 光,邢 超

(1.国网河北省电力公司电力科学研究院,石家庄 050021;2.国网河北省电力公司石家庄供电公司,石家庄 050051)

220 k V电流互感器故障分析及处理

王卓然1,赵 军1,冯建萍2,韩 光1,邢 超1

(1.国网河北省电力公司电力科学研究院,石家庄 050021;2.国网河北省电力公司石家庄供电公司,石家庄 050051)

针对某变电站220 k V电流互感器故障情况,从带电检测、停电试验及设备解体等方面进行分析,认为电流互感器芯体绕制过程中包扎不紧密、内部存在空气间隙及真空干燥不彻底是造成电流互感器故障的主要原因,并提出相应的处理及防范措施,避免类似故障发生。

电流互感器;故障分析;带电检测;停电试验;设备解体

电流互感器作为测量、计量、保护等元件,在电力系统中起着重要作用,其运行的可靠性,直接关系到电网能否安全稳定运行。电流互感器发生故障不但会造成自身损坏,还可能引起保护误动、设备跳闸,造成电网安全事故。以下就一起某变电站220 k V电流互感器低能量放电故障进行分析。

1 故障情况介绍

2016年11月22日,石家庄某220 k V变电站运行人员在对变电站进行例行带电检测时发现220 k V 201电流互感器V相相对介质损耗因数较U、W两相数值偏大,但未超过规程要求的注意值。该支互感器型号为LB-220型,额定电压220 k V,额定电流1 600 A,额定电流比2×(800-1 250)/5 A,2016年4月出厂,2016年6月投运。对该互感器带电取油样进行色谱分析,发现氢气含量17 749.61μL/L,总烃含量2 080.23μL/L,乙炔含量3.69μL/L,均超过注意值,与交接试验时相比增长明显。三比值计算结果为110,判断为低能量放电故障[1]。随后对该互感器进行停电处理,结合外观检查,发现其膨胀器防尘罩顶盖被顶起。

2 故障原因分析

2.1 停电试验

2.1.1 介质损耗试验

现场对该电流互感器进行停电诊断试验[2],用10 k V正接法测得主绝缘介质损耗值为0.347%,电容量为910.6 p F,未超出规程中注意值,但对比U、W相增长较为明显,测试数据见表1。绝缘电阻测试未见异常。

表1 介质损耗及电容量测试数据

为进一步分析缺陷原因,对该电流互感器进行解体前试验,增加绝缘油耐压及介质损耗试验、一、二次绕组直流电阻试验、高压介质损耗试验和局部放电试验。

取绝缘油进行耐压及介质损耗试验,油耐压值为65 k V,介质损耗值为0.73%,均符合规程要求。主绝缘介质损耗值为0.399%,电容量为920.1 p F,末屏介质损耗值与电容量分别为0.283%和801.6 p F,绝缘电阻值未见异常。

对互感器做高压介质损耗试验进行进一步诊断,根据规程要求,测量电压从10 k V到Um/3,介质损耗值增量不应超过±0.003,电容量变化量不得大于1%。试验数据见表2。

表2 高压介质损耗、电容量数据

虽然试验中介质损耗值增量不到0.3%,但数值随试验电压升高而升高,当逐步降压测量时,曲线又重合形成闭口环路状。该迹象为绝缘中存在气隙的表现,介质损耗值在试验电压达到气体起始游离电压之前保持稳定,随着电压升高,气体开始游离,介质损耗值急剧增大,曲线出现转折。逐步降压测量时,由于气体放电随时间和电压的增加而增强,故介质损耗值高于升压时相同电压下的值,直至气体放电终止,曲线重合[3]。介质损耗与试验电压关系见图1。做一、二次绕组直流电阻试验,数据无异常。

图1 介质损耗与试验电压关系

2.1.2 局部放电试验

对该电流互感器进行局部放电试验以进一步检查其绝缘性能。起始放电电压为40 k V,放电量达到500 pC,远超规程中20 pC的要求[4],熄灭电压为32 k V。局部放电图谱见图2,根据局部放电图谱分析,应是油纸绝缘介质受潮的表现。

图2 局部放电图谱

2.2 解体检查

对故障电流互感器进行解体检查,该互感器内部电容屏分为10个主屏,每两个主屏之间布置4个端屏。对内部10个屏划芯的过程中,逐屏测量绝缘电阻,未见异常。测量屏间和末屏对所有屏的介质损耗与电容量,试验结果见表3。

表3 电容屏介质损耗、电容量数据

末屏对所有屏的介质损耗及电容量无异常,测量屏间介质损耗及电容量时发现2-3,4-6屏之间介质损耗值明显偏大,初步推断故障位置在2 -3、4-6屏。

进一步解体发现,电流互感器第4-6屏之间绝缘油发生劣化,铝箔与绝缘纸之间有粘性拉丝,已形成X蜡,解体现场情况见图3、图4。

图3 解体现场

图4 绝缘油劣化情况

2.3 结果分析

综合带电检测、油色谱试验、停电试验数据判断,电流互感器内部存在低能量放电缺陷。设备解体后发现,电容屏第4-6屏之间绝缘油劣化,有X蜡生成。综合以上结果分析,造成缺陷的原因是:厂家在生产过程中工艺控制不严,电容芯体绕制过程中包扎不紧密,导致在绝缘层间存在空气间隙;第4-6屏为中间屏,真空干燥时干燥不彻底,内部有水分残留;设备在运行电压下发生局部放电,绝缘油劣化,产生X蜡并析出氢气、乙炔等故障气体,造成膨胀器顶起、油色谱超标、介质损耗值增大。

3 处理及防范措施

a.对同厂家同批次的设备加强监测。根据国家电网公司印发的变电设备带电检测项目、周期及技术要求,220～500 k V电流互感器运维单位每年需做一次相对介质损耗、相对电容量比值测试。对于该批次设备可缩短检测周期,并对具备测试条件的电流互感器增加高频局部放电检测。多种检测手段同时进行,有助于全面掌握设备运行状态。同时应结合停电机会进行试验,彻底排查缺陷设备。

b.为避免此类故障再次发生,应全面加强带电检测、在线监测,提前发现并消除设备隐患。应督促厂家加强生产制造过程中的工艺把控,确保产品生产环境合格、使用材料合格、制造工艺合格,必要时可派遣人员驻厂监造。

4 结束语

电流互感器的稳定运行是电网安全的重要保障。通过对一起电流互感器膨胀器冒顶故障的深入分析,确定故障的主要原因是互感器芯体绕制过程中包扎不紧密,内部存在空气间隙及真空干燥不彻底。为避免类似故障再次发生,应督促厂家加强生产制造过程中的工艺把控,同时应加强设备入网后的带电检测及在线监测。

[1] DL/T 722-2014,变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[2] 李建明,朱 康.高压电气设备试验方法(第2版)[M].北京:中国电力出版社,2013.

[3] 马光侠,魏亚斌.电力设备高电压介质损测量实例分析[J].华北电力技术.2003(3):50-51,54.

[4] DL/T 596-1996,电力设备预防性试验规程[S].

本文责任编辑：谷丽娜

Fault Analysis and Treatment on 220 k V Current Transformer

Wang Zhuoran1,Zhao Jun1,Feng Jianping2,Han Guang1,Xing Chao1
(1.State Grid Hebei Electric Power Research Institute,Shijiazhuang 050021,China; 2.State Grid Hebei Electric Power Company Shijiazhuang Power Supply Branch,Shijiazhuang 050051,China)

This paper presents the fault analysis of a 220 k V current transformer.Based on the results of live detection,routine tests and disassembly examination,it is considered that the main cause of the failure is the air and moisture remained in the winding during the wrapping and drying processes.Some preventive measures will be mentioned after the analysis to avoid similar faults.

current transformer;fault analysis;live detection;routine test;disassembly examination

TM452

B

10019898(2017)02004403

20170109

王卓然(1987-),男,工程师,主要从事变电设备状态检测及评价工作。