趙 軍，張志剛，邢 超，邢文靜，李宣義

(1. 國網河北省電力公司電力科學研究院，河北 石家莊 050021；2. 國網河北省電力公司，河北 石家莊 050021;3.邢臺技師學院，河北 邢臺 054001)

一起220 kV電流互感器冒頂故障的診斷與處理

趙 軍1，張志剛2，邢 超1，邢文靜3，李宣義1

(1. 國網河北省電力公司電力科學研究院，河北 石家莊 050021；2. 國網河北省電力公司，河北 石家莊 050021;3.邢臺技師學院，河北 邢臺 054001)

介紹了一起220 kV電流互感器冒頂故障的處理過程，采用帶電檢測與停電試驗相結合的方法對該起故障進行了診斷分析，同時為后續(xù)運行維護積累了一定的經驗。

電流互感器；冒頂；介損；油色譜；局部放電

電流互感器是電力系統(tǒng)繼電保護、自動控制等方面不可缺少的設備，如果發(fā)生故障，可能造成變電站區(qū)域大面積停電，帶來極大的損失和影響。隨著輸變電設備差異化狀態(tài)檢修的逐步推進，深入開展帶電檢測，早期發(fā)現(xiàn)潛伏性故障，采取有針對性的反事故措施，保證電力設備的安全穩(wěn)定運行[1]。

1 故障情況

某變電站220 kV B相電流互感器，運行編號為201，型號為LB-220。額定電壓為220 kV,額定電流比為2×1 250/5A。制造日期為2016年1月，為2016年6月新投運設備。

11月22日，運行人員巡視中發(fā)現(xiàn)此相電流互感器出現(xiàn)冒頂現(xiàn)象(見圖1)，檢修人員按照差異化狀態(tài)檢修要求，進行例行帶電測試。在對220 kV 201電流互感器(以下簡稱TA)進行相對介損及電容量測試中，發(fā)現(xiàn)201間隔B相TA相對介損相比于A、C兩相數值較大，但并未超過規(guī)程要求的注意值，而相對電容量數值未見異常。為確保設備安全穩(wěn)定運行，當日又對該設備進行了帶電油色譜跟蹤檢測，發(fā)現(xiàn)氫氣、乙炔、總烴均超過注意值，甲烷及乙炔增長明顯，隨后運行人員立即通過改變母線運行方式對此相電流互感器進行停電檢修。該設備已于11月24日進行了更換。

圖1 B相電流互感器冒頂

2 故障原因

為分析具體故障原因，對更換下來的TA在解體前進行了主電容絕緣電阻、主電容介損測量(高壓、低壓)、末屏絕緣電阻、末屏低壓介損測量、外施工頻耐壓、局部放電測量、油色譜分析等診斷性試驗。同時在解體過程中查找具體故障部位時，采用了主絕緣電阻、末屏絕緣電阻、主屏間介損及電容量、主屏對零屏間的介損及電容量、主屏對末屏間的介損及電容量等試驗手段進行了診斷分析。

初步懷疑為主絕緣進水受潮，在正常運行情況下存在局部放電情況，導致絕緣油分解產氣，膨脹器不足以釋壓，金屬箱體膨脹[2]。

3 試驗數據分析

3.1帶電測試數據分析

以該變電站252間隔TA為基準對201間隔TA進行相對介損及電容量帶電測試，所得數據均為換算后的絕對值，詳細數據見表1。

表1 201間隔TA相對介損及電容量測試數據

從表1中數據可以看出，201間隔B相TA帶電測試介損值為0.45%，與A、C相比較數據偏大，但并未超過《輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程》中規(guī)定的注意值0.8%，并且電容量未見明顯異常。

3.2油化試驗數據分析

為進一步對201間隔B相TA進行診斷分析，2016年11月22日，對201 B相TA進行帶電取油樣，測得油色譜數據如表2所示。

表2 201間隔B相TA油色譜測試數據

從表2可以看出，11月22日測得的201間隔B相TA氫氣含量為17 749.61 μL/L，總烴為2 080.23 μL/L，超過了狀態(tài)檢修規(guī)程規(guī)定注意值150 μL/L，并與投運后交接測試值相比增長明顯，乙炔突增為3.69 μL/L，甲烷突增為1 612.2 μL/L，微水無明顯變化，三比值編碼為110，初步判斷為低能量放電。

3.3停電診斷試驗數據分析

11月24日，對該變電站201間隔B相電流互感器進行停電試驗，所測得的數據與該TA交接試驗數據對比情況如下。

3.3.1 一次及末屏絕緣電阻測試

一次及末屏絕緣電阻測試數據見表3，結論為絕緣電阻測試無異常。

表3 一次及末屏絕緣電阻測試數據 MΩ

3.3.2 主絕緣介損及電容量測試

201間隔B相TA介損測試數據見表4，結論：10 kV電壓下介損值為0.347%，并未超出規(guī)程規(guī)定的注意值，但是相比于A、C兩相變化較大。末屏介損測量，采用反接法，介損值tanδ為0.253%，電容量為801.4 pF。

表4 201間隔B相TA介損測試數據

3.3.3 高壓介損測量

表5 高壓介損測量數據

如圖2、圖3，試驗電壓未達到氣體游離之前，電壓較低時，雖tanδ保持穩(wěn)定，但tanδ較高；隨著試驗電壓提高，tanδ繼續(xù)增大，因內部存在大量故障氣體，氣隙游離后，曲線出現(xiàn)了轉折。在逐步降低電壓后，由于氣體放電可能已隨時間和電壓的增加而增強，同時介損的增大已使介質發(fā)熱溫度升高，故tanδ高于升壓時相同電壓下的值。直至氣體放電終止，曲線才重合，因而形成閉口環(huán)路狀[3-4]。

3.3.4 局部放電測量

考慮進行局部放電試驗進行確定內部放電情況。加壓程序嚴格按照GB 1208—2006《電流互感器》和DL/T 417—2006《電力設備局部放電現(xiàn)場測量導則》中的要求，見圖4和圖5。

圖2 高壓介損測量曲線

圖3 高壓電容量測試曲線

圖4 局部放電測量加壓程序

圖5 局部放電測量試驗接線圖

加壓測試過程中，一次電壓抬高至45 kV時，放電起始，放電量值為500 pC。繼續(xù)升高電壓至100 kV時，放電量值增至1 000 pC。考慮到有較大的內部放電存在，降低電壓至35 kV時，放電熄滅。符合內部空間氣隙放電的典型特征。放電波形頻域、時域、相位圖見圖6—圖8。

4 解體驗證

為確定最終內部故障位置，對該TA進行了解體查找，解體過程見圖9、圖10。同時一次、二次直流電阻測試均無異常。

圖6 放電波形頻譜圖

圖7 放電波形時域圖

圖8 放電波形相位圖

圖9 解體過程

圖10 底座器身密封圈密封不良

圖9解體過程中鋁箔搭接部分有氧化變色現(xiàn)象。部分絕緣包扎有褶皺，器身各主屏無裂紋。產品的第2至第3主屏間、第4至第6主屏的絕緣層間，發(fā)現(xiàn)有變壓器油粘稠現(xiàn)象。

圖10中可以發(fā)現(xiàn)，底座密封圈老化較為嚴重，出現(xiàn)開裂情況，同時，密封圈完全失去彈性，造成密封效果下降，由于底座器身密封圈密封不良，可能引起局部進水受潮。

由圖11—圖13可見，絕緣工藝不良，“并腿”位置在收緊過程中用力過大損傷絕緣，同時存在絕緣包繞松緊不均、外緊內松、鋁箔紙有褶皺，均可能導致運行中發(fā)生局部放電，進一步使得絕緣油劣化產生X蠟[7]。

解體過程對電容芯中每層電容屏做了介損和電容量的測試，以確定具體故障位置。

圖11 第2至第3主屏間絕緣油粘稠

圖12 第4至第6主屏間鋁箔上存在部分X蠟且褶皺明顯

圖13 “收腿”部位層壓木發(fā)生斷裂

由表6—表8綜合分析可以看到，在第2至第3主屏間、第4到第6主屏間介損較大，說明第2至第3主屏間、第4到第6主屏間是故障的起始點。

同時追溯廠家制造過程記錄發(fā)現(xiàn)，本次故障產品位于真空干燥罐的頂層，工藝執(zhí)行過程中又突遇真空泵故障停電約1 h。分析認為產品在停電時，破壞了真空，造成了水汽冷凝在干燥罐頂部，可能導致真空干燥罐頂層的產品絕緣層水分較高，在重新進行的干燥工藝中沒能有效脫出，因此造成部分主屏間介損偏大。

根據試驗數據分析，產品在投運后，由于器身的某一部分干燥不徹底，在高電場作用下，水分發(fā)生電解，生成氫氣，油中會產生氣隙放電現(xiàn)象，局部放電的方式為低能量高密度，產生較多的氫氣，放電加劇，產熱量增加，油受熱稠化，進一步發(fā)展發(fā)生裂化，產生氣體(主要是氫氣、甲烷、乙烷)，氣泡數量逐步增多，局部放電進一步加強，生成少量乙炔，產氣量達到一定程度時導致產品膨脹器頂起[8]。

表6 3 kV零屏對各屏的介損及電容量

表7 3 kV末屏對各屏的介損及電容量

表8 3 kV各屏間的介損及電容量

綜上所述，產品的絕緣缺陷在第2至第3主屏間、第4到第6主屏間，絕緣包扎存在大量褶皺現(xiàn)象，加之局部絕緣干燥不徹底，底座密封圈又失去密封效果導致受潮，在多種不良因素的作用下產生低能量局部放電，進而產生大量故障氣體，使之投運時間不長就出現(xiàn)冒頂現(xiàn)象。

5 結束語

油中溶解氣體分析、相對介質損耗因數測量對診斷電流互感器的異?；蛉毕菥哂兄匾饔?，要高度重視乙炔的含量，因為乙炔是反映放電性故障的主要指標，同時不能忽視氫氣和甲烷的含量，因為這些是局部放電初期、低能放電的主要特征氣體[9]。

2016年1月出廠投運到11月出現(xiàn)冒頂現(xiàn)象，缺陷發(fā)展速度很快，能發(fā)現(xiàn)此缺陷帶有一定的偶然性，因此建議對新投運設備加強運行監(jiān)視，并適當縮短帶電檢測周期。同時督促廠家加強工藝質量的管控力度，必要時可派駐監(jiān)造人員進行全過程監(jiān)造，以確保設備零缺陷出廠。

[1] 張利燕，郭 猛，陳志勇，等. 電流互感器故障診斷與分析[J]. 變壓器，2011，48(11)：57-59.

[2] 紀宏偉.220 kV電流互感器缺陷原因分析[J]. 東北電力技術，2002，23(1)：30-32.

[3] 劉長江. 太平灣電站220 kV電流互感器介損超標原因及處理[J]. 東北電力技術，2004，25(1)：30-34.

[4] 李建明，朱 康. 高壓電氣設備試驗方法[M]. 北京：中國電力出版社,2016.

[5] 電力設備局部放電現(xiàn)場測量導則：DL/T 417—2006 [S].

[6] 電流互感器：GB1208—2006[S].

[7] 陳化鋼. 電力設備異常運行及事故處理手冊[M]. 北京:中國水利水電出版社,2015.

[8] 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則：DL/T 722—2000[S].

[9] 戴慶華. 電力設備技術監(jiān)督典型案例變壓器類設備[M]. 北京:中國電力出版社,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

趙 軍(1983)，男，碩士，工程師，主要從事變電設備故障診斷及技術監(jiān)督工作。

2017-04-17)