电流互感器故障分析及诊断

毕长生，刘利斌，李双胜，吴 港，周 明，袁 超，岳重辰

(国网辽宁省电力有限公司大连供电公司，辽宁 大连 116000)

0 引言

电流互感器在变电站内数量较多，是确保系统正常运行的关键设备。若电流互感器出现故障，将引起断路器跳闸，甚至演变为停电事件，对电网的安全稳定运行造成不利影响。以一起66 kV变电站主变低压侧电流互感器故障引发的主变差动保护动作事件为例，通过现场检查、试验复核和解体研究，分析诊断了故障发生的原因，提出了预防同类型故障的建议。

1 故障分析及诊断

1.1 现场基本状况

2020年9月，某运行中66 kV变电站的后台机报警，显示2号主变第二套纵差保护动作，2号主变高低压侧断路器均跳闸，分段备自投动作，分段断路器合闸，未损失负荷。变电运维人员到达现场后对所有相关设备进行了检查，未发现外观异常、异物搭挂、焦糊气味和放电迹象。变电检修人员到达现场后检查发现，2号主变第一套保护未检测到差流，仅后备保护启动，但启动后未达到延时设定值，第二套保护检测到差流并跳开主变两侧断路器。

1.2 故障原因分析

保护装置定值设置如表1所示，低压侧电流互感器参数如表2所示。经检查，定值设置无误，采样精度试验、比率制动、差动试验及二次谐波制动试验结果良好。主变低压侧电流互感器二次侧接线经复核，端子的外部接线方式正确无误。

表1 2号主变保护定值

表2 电流互感器参数

通过对差动保护数据及波形的分析发现：第二套保护装置主变低压侧电流互感器A相测量值存在分流现象。为了进一步验证分流情况，自主变低压侧电流互感器一次侧A，B两相加电流30 A，结果可知：第一套保护装置结果正确，A相结果为0.100 A，B相结果为0.099 A；第二套保护装置B相结果为0.098 A，而A相结果为0.049 A。因此，初步判断A相电流互感器出现故障。

在电流互感器二次侧1S1-1S2加约5 A测试电流，发现第二套保护装置出现少量电流。为进行对比，在第一套保护装置上直接加约5 A测试电流，此时第二套保护装置无电流出现，证明跨过电流互感器的二次接线无误。对主变低压侧电流互感器进行了耐压和局放试验，试验结果符合规程要求。将A相电流互感器接线单元的外部接线拆除后对电流互感器进行了相间绝缘试验，结果显示A相电流互感器1S2与2S1间绝缘电阻值为0，表明电流互感器的上述两个接线单元间已完全击穿。由于绝缘击穿的发生，第二套保护装置主变低压侧电流互感器A相测量值出现分流现象，无法正确取值。差动保护动作前第一套保护主变低压侧电流互感器量值为8.021 A，而第二套保护主变低压侧电流互感器测量值为4.171 A，与实际情况产生3.850 A的误差，折算后与主变高压侧电流互感器测量值产生差流3.217 A，大于整定值，致使保护动作。

干线公路项目施工过程中的质量安全风险管理问题探析………………………………………………………… 李梅（4-229）

1.3 故障诊断

对故障电流互感器进行解体，通过观察解体后的内部结构和工艺情况，判断故障根源如下：在制造电流互感器的过程中，需将导线采用漆包线形式引出，临近接线端子位置时将漆膜去除后通过锡焊连接到二次接线端子，由于引线漆膜去除的长度较大，尽管产品在引线位置采用了专用绝缘管进行防护，但是受产品体积限制，加之漆包线去除和装模环节均为人工操作，装模过程中造成二次引线间距离较近，致使绝缘裕度过小。运行一段时间后，在电流持续作用下二次绕组绝缘劣化，导致二次绕组之间出现绝缘击穿，进而引发了本次事件。

2 故障处理

对同一间隔的B，C两相电流互感器进行排查，确认安装方式和接线情况正确，重新开展交接试验，确认试验结果满足规程要求后留用。紧急调用了技术参数相同但不同生产批次的电流互感器，在各项交接试验合格后投入使用，将站内设备恢复至正常运行方式，目前运行情况稳定。

3 建议和预控措施

结合以上故障案例，给出以下几点建议：

(1) 设备制造厂商应加强生产环节的工艺管控，针对引线处理和装模处理开展复检工作，由质检人员严格把关，确保产品质量。

(2) 在出厂试验环节，进行线圈之间的耐压试验时可以适当提升试验电压等级。

(3) 设备运维管理单位应合理安排检修计划，提前准备备件，对同一批次的全部电流互感器逐一排查，对存在问题的设备进行换新处理。