电流互感器电容屏异常放电原因分析及试验研究

谭　阳，王　芬，万　华，徐碧川，龚绍文

（1.国网江西省电力有限公司抚州供电分公司，江西　抚州　344000；2.国网江西省电力有限公司电力科学研究院，江西　南昌330096；3.国网江西省电力有限公司赣西供电分公司，江西　新余　338000）

0　引言

电流互感器在电力系统中是用来隔离一次侧高电压，保护二次侧仪表和操作人员安全[1-2]，将大电流变换成小电流的。作为后续测量分析设备的数据采集设备，也可以扩大仪表的测量范围，提高测量的准确性。如果电流互感器出现故障，就会出现测量计量不准、数据出错，导致继电保护装置误动作，甚至导致整个电网大面积停电，所以对于互感器的故障不能忽视，必须及时采取有效的措施[3-4]。

近年来电流互感器膨胀器冲顶事故出现较多，某220 kV变电站两套母差保护动作，运维人员发现一起220 kV出线间隔开关电流互感器金属膨胀器出现冲顶故障。分析其故障原因为装配人员在安装过程中由于操作不当，使铁心罩壳顶部及两侧局部错位变形。松动位置发生局部放电，使得变压器油裂解，长时间运行后气体大量累积造成膨胀器冲顶。[5]

1　事件经过

2017年6月8日，运行人员巡视时发现某220 kV变电站218间隔C相电流互感器金属膨胀器冲顶，如图1所示。检查同间隔电流互感器，发现A相电流互感器金属膨胀器正常，但油位异常偏高，B相电流互感器金属膨胀器顶盖一角异常凸起，如图2所示。

该间隔电流互感器型号为LB-220，2017年3月13日投运，运行时间不到3个月。设备投运前开展了交接试验，各项试验数据合格。发现该间隔电流互感器金属膨胀器异常凸起后，运行人员立即申请停电，将三相电流互感器退出运行。

图1C相电流互感器

图2　B相电流互感器

2　试验情况

2.1　现场例行试验

电流互感器退出运行后，现场对三相电流互感器开展了常规试验检查。试验项目包括绕组直流电阻、绝缘电阻、主绝缘介质损耗因数、油中溶解气体分析以及绝缘油试验。试验结果发现B、C相电流互感器主绝缘介质损耗因数超标，A相介损值接近标准值，三相电流互感器出厂验收、交接验收及现场试验介损值对比数据见表1。同时，三相电流互感器油中溶解气体分析中氢气、总烃、乙炔值均超标，试验数据见表2。三相电流互感器绕组直流电阻、绝缘电阻、绝缘油试验结果合格。

表1　电流互感器介质损耗因数测试值对比

表2　电流互感器绝缘油溶解气体分析μL/L

根据三相电流互感器油中溶解气体分析数据，判断电流互感器内部发生放电，产生大量气体，导致金属膨胀器冲顶。根据DLT 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中“三比值法”，确定故障编码为100，判断放电类型为低能放电。

2.2　诊断性试验

为了进一步确定电流互感器放电原因及部位，对电流互感器返厂开展诊断性试验，试验项目包括耐压、局部放电及高电压介损测试。

对B、C相电流互感器进行高电压介损试验，测量不同电压下电流互感器的介质损耗因数。电压首先从10 kV增加到146 kV，然后从146 kV下降到10 kV，电压上升及下降过程中，记录B、C相电流互感器介损值，介损随电压的变化情况分别见图3、4。B、C相电流互感器在电压从10 kV增加到146 kV，其介损值分别增加0.009和0.015，超过标准要求。

图3　B相电流互感器介损值

图4　C相电流互感器介损值

对A相电流互感器进行耐压试验，试验电压值460 kV，耐压试验通过后对电流互感器进行局部放电试验，在1.2Um/√3电压下，测得局放量为500pC，严重超标。

根据三相电流互感器诊断性试验数据，发现电流互感器主绝缘高压介损及局放试验超标。判断电流互感器低能放电部位在主绝缘。

2.3　解体检查情况

对B、C相电流互感器进行解体检查，拆开电流互感器瓷套，检查电流互感器器身、铁心及夹件、二次绕组、末屏引线，外观无明显异常，如图5所示。该型号电流互感器为电容器结构，器身结构图如图6所示。

图5　电流互感器解体检查

图6　电流互感器器身结构

对电流互感器主绝缘一次绕组主绝缘进行解体，重点检查电容屏及绝缘纸，外观检查无明显异常，如图7所示。

图7　检查电容屏及绝缘纸

该电流互感器一次绕组主绝缘为电容型绝缘，共有9张电容屏。将一次绕组主绝缘解体后，分别测量9张电容屏的电容量、介损及绝缘电阻。发现C相电流互感器第4-7张屏的介损值超过厂家内部控制值（0.004），B相电流互感器第3-7张屏的介损值超过厂家内部控制值，B、C两相电流互感器第4-7张屏的绝缘电阻值也明显偏低。具体情况见图8、9。

图8C相电流互感器

图9B相电流互感器

造成绝缘纸介损偏高，绝缘电阻下降的原因包括绝缘老化及受潮。由于本次缺陷电流互感器运行时间不到3个月，排除绝缘老化及运行中受潮的原因，判断电流互感器在制造时中间屏绝缘纸未完全干燥，导致其介损偏高。

2.4　绝缘纸试验

为了确定中间屏绝缘纸未完全干燥，取B相电流互感器电容屏间绝缘纸，在试验室进行干燥处理，在155℃下干燥36 h。干燥前后进行介电常数测试，对比分析绝缘纸干燥前后介电常数变化情况，试验数据见图10。

图10　干燥前后介电常数

根据图10可以发现干燥后，绝缘纸相对介电常数均有降低，且中间电容屏的降幅尤为明显。确定中间屏绝缘纸干燥前含有水分，故干燥后介电常数明显降低。

3　结束语

本次电流互感器金属膨胀器冲顶缺陷是由于互感器内部发生低能放电，产生大量气体导致的。电流互感器放电部位为主绝缘中间电容屏之间。电流互感器中间屏绝缘纸在制造过程中未完全干燥，导致介损值偏高，同时在运行电压下发生局部低能放电。为了防范类似缺陷再次发生，提出如下措施及建议：

1）目前已要求厂家召回同批次干燥的其他电流互感器。

2）严格按照《变电验收通用制度》及《十八项反事故措施》要求，油浸式电流互感器出厂局放试验延长到5 min，现场交流耐压试验前后进行油色谱分析。

3）目前《输变电设备状态检修试验规程》及《变电五项通用制度》都没有对绝缘纸的含水量提出明确要求，而且尚无检测绝缘纸中含水量的有效方法，建议开展绝缘纸中水分含量无损检测方法及判断标准研究。

4）认真做好电流互感器运行情况监督检查，特别是在电网高负荷到来之前和夏季高温天气时，要注意电流互感器油位变化情况。当油位升高明显或达到最高位置时，及时取油样跟踪分析。