一起220 kV电流互感器冒顶故障的诊断与处理

赵 军，张志刚，邢 超，邢文静，李宣义

(1. 国网河北省电力公司电力科学研究院，河北 石家庄 050021；2. 国网河北省电力公司，河北 石家庄 050021;3.邢台技师学院，河北 邢台 054001)

一起220 kV电流互感器冒顶故障的诊断与处理

赵 军1，张志刚2，邢 超1，邢文静3，李宣义1

(1. 国网河北省电力公司电力科学研究院，河北 石家庄 050021；2. 国网河北省电力公司，河北 石家庄 050021;3.邢台技师学院，河北 邢台 054001)

介绍了一起220 kV电流互感器冒顶故障的处理过程，采用带电检测与停电试验相结合的方法对该起故障进行了诊断分析，同时为后续运行维护积累了一定的经验。

电流互感器；冒顶；介损；油色谱；局部放电

电流互感器是电力系统继电保护、自动控制等方面不可缺少的设备，如果发生故障，可能造成变电站区域大面积停电，带来极大的损失和影响。随着输变电设备差异化状态检修的逐步推进，深入开展带电检测，早期发现潜伏性故障，采取有针对性的反事故措施，保证电力设备的安全稳定运行[1]。

1 故障情况

某变电站220 kV B相电流互感器，运行编号为201，型号为LB-220。额定电压为220 kV,额定电流比为2×1 250/5A。制造日期为2016年1月，为2016年6月新投运设备。

11月22日，运行人员巡视中发现此相电流互感器出现冒顶现象(见图1)，检修人员按照差异化状态检修要求，进行例行带电测试。在对220 kV 201电流互感器(以下简称TA)进行相对介损及电容量测试中，发现201间隔B相TA相对介损相比于A、C两相数值较大，但并未超过规程要求的注意值，而相对电容量数值未见异常。为确保设备安全稳定运行，当日又对该设备进行了带电油色谱跟踪检测，发现氢气、乙炔、总烃均超过注意值，甲烷及乙炔增长明显，随后运行人员立即通过改变母线运行方式对此相电流互感器进行停电检修。该设备已于11月24日进行了更换。

图1 B相电流互感器冒顶

2 故障原因

为分析具体故障原因，对更换下来的TA在解体前进行了主电容绝缘电阻、主电容介损测量(高压、低压)、末屏绝缘电阻、末屏低压介损测量、外施工频耐压、局部放电测量、油色谱分析等诊断性试验。同时在解体过程中查找具体故障部位时，采用了主绝缘电阻、末屏绝缘电阻、主屏间介损及电容量、主屏对零屏间的介损及电容量、主屏对末屏间的介损及电容量等试验手段进行了诊断分析。

初步怀疑为主绝缘进水受潮，在正常运行情况下存在局部放电情况，导致绝缘油分解产气，膨胀器不足以释压，金属箱体膨胀[2]。

3 试验数据分析

3.1带电测试数据分析

以该变电站252间隔TA为基准对201间隔TA进行相对介损及电容量带电测试，所得数据均为换算后的绝对值，详细数据见表1。

表1 201间隔TA相对介损及电容量测试数据

从表1中数据可以看出，201间隔B相TA带电测试介损值为0.45%，与A、C相比较数据偏大，但并未超过《输变电设备状态检修试验规程》中规定的注意值0.8%，并且电容量未见明显异常。

3.2油化试验数据分析

为进一步对201间隔B相TA进行诊断分析，2016年11月22日，对201 B相TA进行带电取油样，测得油色谱数据如表2所示。

表2 201间隔B相TA油色谱测试数据

从表2可以看出，11月22日测得的201间隔B相TA氢气含量为17 749.61 μL/L，总烃为2 080.23 μL/L，超过了状态检修规程规定注意值150 μL/L，并与投运后交接测试值相比增长明显，乙炔突增为3.69 μL/L，甲烷突增为1 612.2 μL/L，微水无明显变化，三比值编码为110，初步判断为低能量放电。

3.3停电诊断试验数据分析

11月24日，对该变电站201间隔B相电流互感器进行停电试验，所测得的数据与该TA交接试验数据对比情况如下。

3.3.1 一次及末屏绝缘电阻测试

一次及末屏绝缘电阻测试数据见表3，结论为绝缘电阻测试无异常。

表3 一次及末屏绝缘电阻测试数据 MΩ

3.3.2 主绝缘介损及电容量测试

201间隔B相TA介损测试数据见表4，结论：10 kV电压下介损值为0.347%，并未超出规程规定的注意值，但是相比于A、C两相变化较大。末屏介损测量，采用反接法，介损值tanδ为0.253%，电容量为801.4 pF。

表4 201间隔B相TA介损测试数据

3.3.3 高压介损测量

表5 高压介损测量数据

如图2、图3，试验电压未达到气体游离之前，电压较低时，虽tanδ保持稳定，但tanδ较高；随着试验电压提高，tanδ继续增大，因内部存在大量故障气体，气隙游离后，曲线出现了转折。在逐步降低电压后，由于气体放电可能已随时间和电压的增加而增强，同时介损的增大已使介质发热温度升高，故tanδ高于升压时相同电压下的值。直至气体放电终止，曲线才重合，因而形成闭口环路状[3-4]。

3.3.4 局部放电测量

考虑进行局部放电试验进行确定内部放电情况。加压程序严格按照GB 1208—2006《电流互感器》和DL/T 417—2006《电力设备局部放电现场测量导则》中的要求，见图4和图5。

图2 高压介损测量曲线

图3 高压电容量测试曲线

图4 局部放电测量加压程序

图5 局部放电测量试验接线图

加压测试过程中，一次电压抬高至45 kV时，放电起始，放电量值为500 pC。继续升高电压至100 kV时，放电量值增至1 000 pC。考虑到有较大的内部放电存在，降低电压至35 kV时，放电熄灭。符合内部空间气隙放电的典型特征。放电波形频域、时域、相位图见图6—图8。

4 解体验证

为确定最终内部故障位置，对该TA进行了解体查找，解体过程见图9、图10。同时一次、二次直流电阻测试均无异常。

图6 放电波形频谱图

图7 放电波形时域图

图8 放电波形相位图

图9 解体过程

图10 底座器身密封圈密封不良

图9解体过程中铝箔搭接部分有氧化变色现象。部分绝缘包扎有褶皱，器身各主屏无裂纹。产品的第2至第3主屏间、第4至第6主屏的绝缘层间，发现有变压器油粘稠现象。

图10中可以发现，底座密封圈老化较为严重，出现开裂情况，同时，密封圈完全失去弹性，造成密封效果下降，由于底座器身密封圈密封不良，可能引起局部进水受潮。

由图11—图13可见，绝缘工艺不良，“并腿”位置在收紧过程中用力过大损伤绝缘，同时存在绝缘包绕松紧不均、外紧内松、铝箔纸有褶皱，均可能导致运行中发生局部放电，进一步使得绝缘油劣化产生X蜡[7]。

解体过程对电容芯中每层电容屏做了介损和电容量的测试，以确定具体故障位置。

图11 第2至第3主屏间绝缘油粘稠

图12 第4至第6主屏间铝箔上存在部分X蜡且褶皱明显

图13 “收腿”部位层压木发生断裂

由表6—表8综合分析可以看到，在第2至第3主屏间、第4到第6主屏间介损较大，说明第2至第3主屏间、第4到第6主屏间是故障的起始点。

同时追溯厂家制造过程记录发现，本次故障产品位于真空干燥罐的顶层，工艺执行过程中又突遇真空泵故障停电约1 h。分析认为产品在停电时，破坏了真空，造成了水汽冷凝在干燥罐顶部，可能导致真空干燥罐顶层的产品绝缘层水分较高，在重新进行的干燥工艺中没能有效脱出，因此造成部分主屏间介损偏大。

根据试验数据分析，产品在投运后，由于器身的某一部分干燥不彻底，在高电场作用下，水分发生电解，生成氢气，油中会产生气隙放电现象，局部放电的方式为低能量高密度，产生较多的氢气，放电加剧，产热量增加，油受热稠化，进一步发展发生裂化，产生气体(主要是氢气、甲烷、乙烷)，气泡数量逐步增多，局部放电进一步加强，生成少量乙炔，产气量达到一定程度时导致产品膨胀器顶起[8]。

表6 3 kV零屏对各屏的介损及电容量

表7 3 kV末屏对各屏的介损及电容量

表8 3 kV各屏间的介损及电容量

综上所述，产品的绝缘缺陷在第2至第3主屏间、第4到第6主屏间，绝缘包扎存在大量褶皱现象，加之局部绝缘干燥不彻底，底座密封圈又失去密封效果导致受潮，在多种不良因素的作用下产生低能量局部放电，进而产生大量故障气体，使之投运时间不长就出现冒顶现象。

5 结束语

油中溶解气体分析、相对介质损耗因数测量对诊断电流互感器的异常或缺陷具有重要作用，要高度重视乙炔的含量，因为乙炔是反映放电性故障的主要指标，同时不能忽视氢气和甲烷的含量，因为这些是局部放电初期、低能放电的主要特征气体[9]。

2016年1月出厂投运到11月出现冒顶现象，缺陷发展速度很快，能发现此缺陷带有一定的偶然性，因此建议对新投运设备加强运行监视，并适当缩短带电检测周期。同时督促厂家加强工艺质量的管控力度，必要时可派驻监造人员进行全过程监造，以确保设备零缺陷出厂。

[1] 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.

[2] 纪宏伟.220 kV电流互感器缺陷原因分析[J]. 东北电力技术，2002，23(1)：30-32.

[3] 刘长江. 太平湾电站220 kV电流互感器介损超标原因及处理[J]. 东北电力技术，2004，25(1)：30-34.

[4] 李建明，朱 康. 高压电气设备试验方法[M]. 北京：中国电力出版社,2016.

[5] 电力设备局部放电现场测量导则：DL/T 417—2006 [S].

[6] 电流互感器：GB1208—2006[S].

[7] 陈化钢. 电力设备异常运行及事故处理手册[M]. 北京:中国水利水电出版社,2015.

[8] 变压器油中溶解气体分析和判断导则：DL/T 722—2000[S].

[9] 戴庆华. 电力设备技术监督典型案例变压器类设备[M]. 北京:中国电力出版社,2016.

Diagnosis and Treatment of 220 kV Current Transformer Expander Fault

ZHAO Jun1, ZHANG Zhigang2, XING Chao1, XING Wenjing3, LI Xuanyi1

(1.Electric Power Research Institute of State Grid Hebei Electric Power Co.，Ltd.,Shijiazhuang, Hebei 050021，China;2. State Grid Hebei Electric Power Company, Shijiazhuang, Hebei 050021，China;3. Xingtai Technician College, Xingtai, Hebei 054001，China)

This paper introduces the treatment of 220 kV current transformer expander fault. The fault diagnosis is analyzed by the combination of live detection,power cut test and accumulates some experience for the subsequent operation and maintenance.

transformer；expander fault；dielectric loss；oil chromatogram；partial discharge

TM452

A

1004-7913(2017)08-0029-05

赵 军(1983)，男，硕士，工程师，主要从事变电设备故障诊断及技术监督工作。

2017-04-17)