冀 輝，劉連升，焦洪濤，李 培，劉晨亮

（1.國網衡水供電公司，河北 衡水 053000；2.國家電網有限公司技術學院分公司，山東 濟南 250002）

0 引言

隨著電網建設的快速發(fā)展，變電站內充油設備的數量逐年增多。對于油浸式電流互感器等充油型電力設備，除了可以采用常規(guī)的紅外熱像測溫技術、相對介質損耗檢測技術進行檢測外，還可采用油色譜帶電檢測技術。本文采用不同檢測技術進行試驗，通過對不同時段和不同檢測手段的試驗數據進行比較，分析了設備缺陷的原因。

1 充油型電力設備的帶電檢測技術

對油浸式電流互感器等充油型電力設備，能夠反映內部絕緣缺陷的帶電檢測手段中，油色譜檢測技術的有效性和缺陷檢出率最高。油色譜帶電檢測技術又稱為油中溶解氣體帶電檢測技術，可檢測設備由于故障而產生的各類烴類氣體及一氧化碳、二氧化碳等氣體，進而分析出設備的故障類型和嚴重程度。該技術成熟可靠，設備缺陷檢測效率較高，已廣泛應用于充油型電力設備帶電檢測，也是油浸式電流互感器例行帶電檢測項目之一。

紅外熱像檢測主要反映油浸式電流互感器的電流型致熱缺陷和電壓型致熱缺陷。相對介質損耗檢測技術發(fā)展較晚，通過相鄰同類型的設備之間的介質損耗差值、電容量的比值，反映絕緣油的絕緣狀況。近年來，通過相對介質損耗檢測技術發(fā)現(xiàn)的充油型電力設備的缺陷案例逐漸增多，主要為運行時間較長的老舊設備[1]。

電力設備內部所采用的材料主要為絕緣材料和導電材料。絕緣材料包括支撐絕緣件、絕緣油等絕緣物質，導電材料包括銅、鋁、硅鋼片等。當電流互感器發(fā)生缺陷時，內部絕緣物質由于高溫、電弧會發(fā)生分解，絕緣件和絕緣油會析出微量氣體。在正常運行中，內部不銹鋼材質含有的催化物質也會使絕緣材料產生氣體。由于設備內部氣體的游離和擴散，當通過氣體分析設備缺陷時，應對數據進行比較，并結合多種檢測手段進行分析，才能準確判斷設備缺陷性質和嚴重程度[2]。

2 220 kV電流互感器缺陷發(fā)現(xiàn)過程

2019年7月，某供電公司帶電檢測人員對某220 kV變電站進行電流互感器試驗時，發(fā)現(xiàn)該間隔的B相油色譜單氫嚴重超標準值，油化驗結果為001，經分析懷疑該設備內部存在微量水分超標，造成油中含水量增加，引起局部放電。

帶電檢測人員對設備進行紅外熱像檢測和相對介質損耗檢測，這兩種檢測數據均未見異常，但油色譜檢測發(fā)現(xiàn)數據異常，所以檢測人員對數據進行統(tǒng)計，并與歷史數據的變化趨勢進行對比。B相電流互感器油中溶解氣體分析如表1所示。其中，甲烷、氫氣、總烴的增長趨勢如圖1—3所示。

表1 B相電流互感器油中溶解氣體分析表 （μL／L）

帶電檢測人員再次對該設備進行相對介質損耗及電容量帶電測試，數據如表2所示。

根據國網公司Q／GDW 11168—2013《輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程》中對于油浸式電流互感器的規(guī)定，220 kV電壓等級電流互感器介質損耗值不大于0.008。該電流互感器的介質損耗值換算至絕對介質損耗值為0.018 9，該值大于標準要求，其電容量為1 042 pF，與開始比較增大1.9%。

圖1 甲烷歷次試驗數據折線圖

圖2 氫氣歷次試驗數據折線圖

圖3 總烴歷次試驗數據折線圖

表2 B相電流互感器介質損耗及電容量數據表

3 設備拆解

拆解前，電流互感器外部無異常，絕緣件等均完好。

拆解時，發(fā)現(xiàn)絕緣牛皮紙質量控制不嚴，中間位置出現(xiàn)破損，在下方出現(xiàn)折痕和損壞，說明該電流互感器在工藝控制上把關不嚴。油浸式電流互感器外表檢查情況如圖4所示。

圖4 油浸式電流互感器外表檢查情況

電氣試驗人員發(fā)現(xiàn)在繞組絕緣紙的內部距離上方66 cm處，存在燒損放電現(xiàn)象，疑似該電流互感器在生產過程中，包繞導電桿時工藝控制不嚴格，存在質檢流程不合理的現(xiàn)象。

在繞組主導電桿部位多處存在放電痕跡，在整個導電桿外部包繞的絕緣牛皮紙中存在大量的碳氫聚合物，該物質為絕緣油與水在高溫和放電過程中形成的蠟狀物，在距離底部44 cm處存在較多的絕緣紙不平整、包繞不嚴格、不標準等情況，如圖5、圖6所示。

圖5 油浸式電流互感器絕緣屏逐層剝離

圖6 包繞導電桿的 錫箔紙上出現(xiàn)碳氫聚合物

通過設備拆解情況及試驗數據分析該油浸式電流互感器故障形成的原因。一次繞組導電桿周圍的絕緣牛皮紙制造工藝和質量控制不嚴格，部分絕緣牛皮紙存在尖角和不平整現(xiàn)象，高電壓下在導電桿、絕緣紙和錫箔紙等位置產生放電，放電造成的高溫導致絕緣油分解。分解的絕緣油和水產生化學反應，碳氫聚合物會使絕緣進一步劣化，形成惡性循環(huán)。絕緣損壞后，使局部放電加劇和溫度升高，再次產生碳氫聚合物，形成區(qū)域性的油狀物。這些油狀物吸附在錫箔紙中，最終導致油浸式電流互感器的故障。

4 采取措施

該設備缺陷發(fā)生后，相關部門對設備進行退役處理，更換相同規(guī)格的電流互感器，并將缺陷設備解體，徹底查清該缺陷的根本原因。同時，組織對同批次電流互感器進行逐個篩查，對油中溶解氣體增長趨勢明顯的設備進行高頻局部放電、相對介質損耗、相對電容量測試及紅外精確測溫等工作。

對于充油型電力設備，設備廠家應加強制造質量管理，細化工藝控制，嚴格把關每一環(huán)節(jié)[3]。供電部門應加強充油型電力設備帶電測試，對油中溶解氣體增長趨勢明顯的電流互感器進行高頻局部放電、相對介質損耗、相對電容量及紅外熱像測溫等測試，對試驗數據進行多方面判斷分析。同時，依據歷年停電試驗時的數據，重點排查同類型、同批次的電流互感器，重點關注充油型電流互感器的老化問題。

5 結語

電流互感器是電網中的重要設備，目前帶電檢測手段主要有紅外熱像檢測、相對介質損耗檢測、油色譜檢測，該案例說明油色譜對早期發(fā)現(xiàn)設備潛伏性缺陷具有重要作用。