黃海波，段建家，劉味果，劉興文

(國(guó)網(wǎng)湖南省電力公司電力科學(xué)研究院，湖南 長(zhǎng)沙 410007)

油浸式電流互感器內(nèi)部局部放電故障的診斷分析

黃海波，段建家，劉味果，劉興文

(國(guó)網(wǎng)湖南省電力公司電力科學(xué)研究院，湖南 長(zhǎng)沙 410007)

介紹了一起油浸式電流互感器由于內(nèi)部絕緣故障導(dǎo)致運(yùn)行中油色譜分析不合格，通過油色譜跟蹤分析、紅外熱像檢測(cè)、高壓介損、局部放電測(cè)量等有效技術(shù)手段，準(zhǔn)確推斷出故障的真實(shí)原因，并經(jīng)解體檢查發(fā)現(xiàn)了互感器內(nèi)部存在局部放電故障。

電流互感器；油色譜分析；高壓介損；局部放電；診斷分析

電流互感器是將一次 (高壓)側(cè)交流電流按照額定電流比轉(zhuǎn)換成可供電側(cè)儀表、繼電保護(hù)裝置或者控制裝置使用的二次 (低壓)側(cè)電流的變流設(shè)備。按絕緣介質(zhì)可分為固體絕緣式、油紙絕緣式、六氟化硫氣體絕緣式〔1〕。油紙絕緣式 (油浸式)電流互感器內(nèi)部絕緣的好壞直接影響著電力系統(tǒng)的測(cè)量、計(jì)量的準(zhǔn)確性和繼電保護(hù)裝置動(dòng)作的可靠性〔2〕。近年來，國(guó)家電網(wǎng)公司通過實(shí)施電網(wǎng)設(shè)備狀態(tài)檢修，要求定期對(duì)互感器進(jìn)行紅外熱像、油色譜分析等帶電檢測(cè)技術(shù)工作，從而判斷內(nèi)部絕緣狀況，為設(shè)備的安全穩(wěn)定運(yùn)行提高了保障。文中介紹一起220 kV油浸式電流互感器內(nèi)部局部放電故障的綜合診斷分析實(shí)例〔3－4〕。

1 故障經(jīng)過

2013年3月1日，某供電公司高壓試驗(yàn)班對(duì)220 kV油浸式電流互感器進(jìn)行油色譜取樣分析，發(fā)現(xiàn)乙炔含量達(dá)到13.3 μL/L，嚴(yán)重超過注意值1 μL/L；而在2010年11月、2007年11月的油樣色譜分析試驗(yàn)均未發(fā)現(xiàn)乙炔。次日下午，再次進(jìn)行取樣跟蹤分析，乙炔含量已增加至15.07 μL/L，設(shè)備故障情況呈迅速發(fā)展趨勢(shì)；該供電公司立即采取應(yīng)急措施，將互感器進(jìn)行停電更換處理。

2 現(xiàn)場(chǎng)故障調(diào)查

2.1 銘牌參數(shù)

該設(shè)備為某互感器廠1996年產(chǎn)品，1997年投入運(yùn)行，無不良運(yùn)行工況。設(shè)備銘牌參數(shù)為:型號(hào):LCWB2－220；額定變比:300/5，600/5，1200/5；頻率:50 Hz；出廠日期:1996－05－01；動(dòng)穩(wěn)定電流:252 kA；絕緣水平:252/395/950 kV。

2.2 解體前試驗(yàn)診斷

2.2.1 化學(xué)試驗(yàn)

該設(shè)備在2010年、2013年分別進(jìn)行了油樣色譜分析試驗(yàn)，具體數(shù)據(jù)見表1。

表1 油色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比分析 μL/L

通過對(duì)表1數(shù)據(jù)的三比值分析，該相電流互感器油中溶解氣體的乙炔含量已嚴(yán)重超過注意值1 μL/L，其異常原因可能是內(nèi)部存在不同電位之間的油中火花放電或懸浮電位之間的火花放電故障。同時(shí)，氫氣含量超過注意值150 μL/L，該電流互感器可能存在進(jìn)水受潮。

2.2.2 電氣試驗(yàn)

發(fā)現(xiàn)異常情況后，用設(shè)備歷年電氣試驗(yàn)報(bào)告數(shù)據(jù)進(jìn)行了分析。分別于2009年10月和2012年3月對(duì)該電流互感器進(jìn)行了例行試驗(yàn)，試驗(yàn)項(xiàng)目有:絕緣電阻、介損及電容量測(cè)量。

1)絕緣電阻數(shù)據(jù)比較

通過對(duì)比2009年、2012年例行試驗(yàn)數(shù)據(jù)，未發(fā)現(xiàn)主絕緣電阻有明顯減少變化，末屏絕緣電阻雖下降較多，但也遠(yuǎn)大于標(biāo)準(zhǔn)值1 000 MΩ，且該絕緣電阻值與測(cè)量環(huán)境、方法有較大關(guān)系。具體數(shù)據(jù)見表2。

表2 絕緣電阻數(shù)據(jù)對(duì)比分析 MΩ

2)介損及電容量數(shù)據(jù)比較

通過對(duì)2009年、2012年例行試驗(yàn)數(shù)據(jù)的比較，未發(fā)現(xiàn)介損及電容量有明顯變化。具體數(shù)據(jù)見表3。

表3 損及電容量數(shù)據(jù)對(duì)比分析

從各項(xiàng)常規(guī)試驗(yàn)數(shù)據(jù)上可以看出，該設(shè)備歷次檢修試驗(yàn)合格，并未發(fā)現(xiàn)異常。

3)帶電巡視

為進(jìn)一步查找原因，試驗(yàn)人員分別對(duì)該電流互感器進(jìn)行了外觀檢查、紅外測(cè)溫和末屏接地檢查，均未發(fā)現(xiàn)異常。

4)解體前診斷性試驗(yàn)

為了進(jìn)一步明確故障發(fā)生的原因，在解體前對(duì)該互感器進(jìn)行了油品質(zhì)量例行性試驗(yàn)、高壓介損試驗(yàn)、局部放電試驗(yàn)和一次繞組直流電阻測(cè)量等。其中油品質(zhì)量試驗(yàn)結(jié)果為:油耐壓值48.4 kV，高于標(biāo)準(zhǔn)警示值40 kV；高壓介損未發(fā)現(xiàn)異常；一次繞組直流電阻為0.165 MΩ，證明不存在繞組接觸不良等問題；局部放電試驗(yàn)過程中，在175 kV電壓下發(fā)現(xiàn)局放量達(dá)到300 pC左右，分析內(nèi)部可能存在局部放電故障。

綜合油色譜、介質(zhì)損耗、電容量、局部放電等診斷性試驗(yàn)結(jié)果分析，初步推斷該互感器內(nèi)部存在不同電位之間的油中火花放電或懸浮電位之間的火花放電故障。

2.3 現(xiàn)場(chǎng)解體檢查

對(duì)該互感器進(jìn)行了解體吊罩檢查發(fā)現(xiàn):一次繞組中下部發(fā)生向內(nèi)側(cè)彎曲變形，其緊固抱箍 (鐵質(zhì))松動(dòng)下滑，造成與底座支架接地連接螺栓松動(dòng)，抱箍接地不良。

繼續(xù)對(duì)互感器末屏與零屏壓接處進(jìn)行了檢查:其接觸牢固可靠，未發(fā)現(xiàn)異常；一次繞組與二次繞組之間、一次繞組底部等均未發(fā)現(xiàn)放電現(xiàn)象?；ジ衅鞯鬃魃韮?nèi)發(fā)現(xiàn)有進(jìn)水受潮生銹現(xiàn)象。

3 故障原因分析

該互感器內(nèi)部除一次繞組鐵質(zhì)緊固抱箍松動(dòng)外，其他均未發(fā)現(xiàn)異常。綜合試驗(yàn)結(jié)果、解體發(fā)現(xiàn)問題分析推斷:由于一次繞組中下部長(zhǎng)期受鐵質(zhì)緊固抱箍拉緊力作用，出現(xiàn)一次繞組向內(nèi)側(cè)變形彎曲，抱箍下滑，造成與底座支架接地連接螺桿松動(dòng)，抱箍存在接地不良；在一次繞組首端高電壓對(duì)地的強(qiáng)電場(chǎng)中，鐵質(zhì)抱箍有可能發(fā)生懸浮放電或瞬間火花放電，造成絕緣油裂解，故油色譜檢測(cè)出現(xiàn)大量乙炔。此外，該互感器由于底座器身密封圈存在密封不良，出現(xiàn)局部進(jìn)水受潮，造成器身內(nèi)部銹蝕，油色譜檢測(cè)氫氣含量超過注意值。

4 結(jié)論及建議

該互感器油色譜檢測(cè)異常的原因?yàn)橐淮卫@組中下部鐵質(zhì)緊固抱箍松動(dòng)下滑，發(fā)生了懸浮放電或瞬間火花放電故障。建議對(duì)所轄范圍內(nèi)同廠同批次的LCWB2－220型電流互感器盡快進(jìn)行油色譜檢測(cè)分析；對(duì)油色譜檢測(cè)結(jié)果出現(xiàn)異常的，應(yīng)及時(shí)進(jìn)行分析，及早消除電網(wǎng)安全隱患。

〔1〕凌子恕.高壓互感器技術(shù)手冊(cè) 〔M〕.北京:中國(guó)電力出版社，2006:5-7.

〔2〕南春雷，李智敏，蘇沛.一起電流互感器內(nèi)部連接故障的綜合診斷實(shí)例 〔J〕.河南電力，2007，4(1):50-53.

〔3〕劉社民.通過分析介損的變化發(fā)現(xiàn)電流互感器的缺陷 〔J〕.河南電力，2002，4(1):50-52.

〔4〕高劍.110－220 kV電容型電流互感器幾種典型故障淺析 〔J〕.四川電力技術(shù)，2008，31(4):64-69.

〔5〕Q/GDW 168—2008輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗(yàn)規(guī)程 〔S〕.北京:中國(guó)電力出版社，2008.

Diagnostic analysis of internal partial discharge fault for an oil-immersed current transformer

HUANG Hai-bo，DUAN Jian-jia，LIU Wei-guo，LIU Xin-wen
(State Grid Hunan Electric PowerCorporation Research Institute，Changsha 410007，China)

This article describes the fault of an oil-immersed current transformer due to internal insulation failure which cause oil chromatographic analysis failed.Through the effective technology methods including oil chromatographic tracking analysis，infrared thermography，high-voltage dielectric loss，partial discharge measurements，the exact causes of the failure are diagnosed.The internal partial discharge faults of transformer are found by strip inspection.

current transformer；oil chromatographic analysis；high-voltage dielectric loss；partial discharge；diagnostic analysis

10.3969/j.issn.1008-0198.2015.02.010

TM452

B

1008-0198(2015)02-0035-02

黃海波(1985)男，湖南婁底人，工程師，碩士，主要從事高電壓設(shè)備技術(shù)管理及科研工作。

2014-11-17