鄭曉瓊，嚴(yán)太山，熊澤群，占曉友，徐文婷，史鐘玉

（國網(wǎng)安徽省電力有限公司檢修分公司，安徽 合肥 230061)

電流互感器是測量主變、斷路器等設(shè)備實時運行電流的重要元件，它通過一定比例將一次大電電流互感器換成二次小電流，并傳輸給相關(guān)的保護設(shè)備、自動化裝置、電度表等二次設(shè)備[1-2]。電流互感器運行狀況的好壞不僅關(guān)系到一次設(shè)備安全運行水平，還關(guān)系到相關(guān)二次設(shè)備的運行狀況。電流互感器的故障一般可分為電流互感器內(nèi)部故障和外部故障，內(nèi)部故障一般由于繞組絕緣擊穿、滲油、漏氣等原因造成[3]，外部故障往往是由于連接線夾接觸不良導(dǎo)致發(fā)熱等因素造成。近年來，電流互感器因設(shè)備質(zhì)量問題和工藝不過關(guān)等因素，電流互感器故障引起停電事故的案例頻發(fā)，給電網(wǎng)穩(wěn)定運行和安全供電帶來負(fù)面影響。

1 故障前運行方式

某變電站500kV系統(tǒng)采用3/2接線方式，具體接線如圖1所示，故障前2臺主變、4條線路及500kV開關(guān)均為正常運行狀態(tài)。

2 故障現(xiàn)象及保護動作行為分析

2019年1月22日13:29，某500kV變電站監(jiān)控系統(tǒng)發(fā)500kVⅡ母線母差保護、2號主變保護、5023開關(guān)保護動作信號，后臺監(jiān)控屏顯示5012、5023、5043、5053開關(guān)、5022開關(guān)、2號主變中壓側(cè)4802開關(guān)跳閘，開關(guān)位置在分閘位置。

2.1 現(xiàn)場一次設(shè)備檢查情況

變電站運維人員立即到現(xiàn)場檢查，發(fā)現(xiàn)5023開關(guān)B相電流互感器本體發(fā)生爆炸起火現(xiàn)象，5012、5023、5043、5053開關(guān)以及2號主變5022開關(guān)、4802開關(guān)均跳閘，現(xiàn)場開關(guān)位置在分閘位置?，F(xiàn)場電流互感器故障情形及處理場景如圖2所示。

圖1 某變電站500kV部分設(shè)備一次接線圖

圖2 電流互感器故障現(xiàn)場圖

2.2 現(xiàn)場保護動作情況及分析

2.2.1 500kVⅡ母線第一套母線差動保護動作分析

500kVⅡ母線第一套母線差動保護裝置的型號為PCS-915C-DA-G，在本次故障中未動作出口。500kVⅡ母線第一套母差保護錄波分析如圖3所示，其中第一幅圖中的綠色波形為制動電流，紅色波形為差動電流；第二幅圖的動作標(biāo)志從上到下依次為差流啟動標(biāo)志、穩(wěn)態(tài)量比率差動（0.5）動作標(biāo)志及諧波抗飽和判據(jù)動作標(biāo)志。

圖3 500kVⅡ母線第一套母差保護錄波分析圖

由錄波分析圖可見故障起始第一個周期差動電流小，制動電流相對較大，因此，變化量比率差動動作條件不滿足。從保護啟動開始只開放一個周波，第二個周波變化量比率差動保護被閉鎖，變化量比率差動未及時動作是第一套母差保護差動保護動作速度較慢的原因。

2.2.2 500kVⅡ母線第二套母線差動保護動作分析

Ⅱ母線差動保護型號為NSR-371C-DA-G，差動啟動定值設(shè)為0.7A，接入5012、5023、5043、5053支路，TA變比均為4000/1，基準(zhǔn)TA變比為4000/1。該保護于13:29:44.573動作，跳該母線上所有開關(guān)。從錄波中可以看出，5023支路B相發(fā)生故障，13:29:44.573—13:29:44.578期間，制動電流明顯上升，但母線保護三相均無差流，表明此時發(fā)生了母線區(qū)外故障。從13:29:44.578起，母線保護出現(xiàn)差流，且各支路波形良好無明顯畸變，此時母線區(qū)外故障性質(zhì)已經(jīng)轉(zhuǎn)變?yōu)閰^(qū)內(nèi)故障。B相差動保護中的差流和制動電流情況如圖4所示，其中Y軸為差流，X軸為制動電流，動作點與比率制動曲線的位置位于動作區(qū)，可見，500kVⅡ母線第二套母線差動保護跳閘為正確動作行為。

本次故障為區(qū)外轉(zhuǎn)區(qū)內(nèi)的轉(zhuǎn)換性故障，突變量差動未能動作，由采樣值差動完成差動保護的出口動作，因此動作時間較長。該母線保護的整組動作時間是從保護啟動開始計時，本次故障過程中，先發(fā)生的區(qū)外故障使保護啟動，5ms左右后轉(zhuǎn)換為區(qū)內(nèi)故障，之后12ms的時間內(nèi)，采樣值差動的比率制動特性（采樣值差流與0.5倍的采樣值制動電流比較）一直不滿足，保護判斷為區(qū)外故障分流導(dǎo)致。直到37ms，差流達到動作值，采樣值差動的比率制動特性滿足，采樣值差動動作。

圖4 500kVⅡ母第二套母差保護動作時刻的比率制動曲線

2.2.3 2號主變保護動作情況

2號主變第一套差動保護（RCS-978)于13:29:44.570啟動，3ms分相差動保護動作，17ms分側(cè)差動保護動作，故障相別為B相故障，差動電流5.031A。2號主變第二套分相電流差動保護（CSC-103A）13:29:44.570啟動，10ms分相差動速斷保護動作，故障相別為B相，差動電流6.156A。

3 故障原因分析

本次出現(xiàn)故障的AGU-550型電流互感器于2018年6月16日投入運行，設(shè)備運行后歷次巡視及帶電檢測均未發(fā)現(xiàn)異常。該電流互感器設(shè)備結(jié)構(gòu)類型油浸倒置式，電流互感器頭部儲油柜采用鑄鋁件，其內(nèi)裝有二次器身，一次導(dǎo)電桿從二次器身的鐵芯中穿過，設(shè)備的主絕緣主要由若干個電容屏組成，該電流互感器頭部頂端設(shè)置有不銹鋼膨脹器，二次端子板采用整體澆筑方式。

通過對B相故障電流互感器進行外觀檢查，互感器器身頂部絕緣燒毀嚴(yán)重，只剩下儲油柜和上儲油柜殘片，如圖5所示。對互感器進行進一步解體診斷，發(fā)現(xiàn)一次導(dǎo)體鋁管彎曲變形嚴(yán)重，中間部位有明顯放電點及燒灼痕跡，二次繞組屏蔽鋁殼對應(yīng)位置有明顯放電點及燒灼痕跡，兩處放電點之間的絕緣被擊穿。

圖5 故障電流互感器殘余儲油柜

器身吊出后檢查，器身三角區(qū)無擠壓痕跡，直線段最外層電容屏褶皺嚴(yán)重，如圖6所示。二次引接線鋁管底部固定器身用絕緣法蘭斷裂，底座法蘭表面有放電痕跡，其他部位未見異常。根據(jù)故障電流互感器解體檢查情況及試驗結(jié)果，分析此次故障原因為該臺電流互感器由于生產(chǎn)工藝質(zhì)量控制不到位，電流互感器頭部二次繞組屏蔽鋁殼對接處絕緣油紙包扎工藝不過關(guān)，存在損傷，氣泡積聚引起電場畸變局部放電，長期運行導(dǎo)致絕緣擊穿，造成故障發(fā)生，故障產(chǎn)生的強大沖擊力導(dǎo)致絕緣法蘭斷裂。

圖6 故障電流互感器直線段最外層電容屏

4 改善措施

針對本次電流互感器故障，結(jié)合其運行環(huán)境和設(shè)備特點，從設(shè)備專業(yè)巡檢、元件防爆改造、固化工藝流程3個方面采取改善措施。

對同廠家同型號電流互感器開展巡檢排查，內(nèi)容包括產(chǎn)品外觀、異常聲音、膨脹器油位高度、注放油閥滲漏油、二次端子盒密封等狀況檢查，結(jié)合設(shè)備紅外測溫、油色譜分析等手段，結(jié)合機器人聯(lián)合巡檢，對易發(fā)熱和缺陷部位進行跟蹤周期性監(jiān)測。

及時開展對該型號電流互感器膨脹器的防爆改造工作，尤其是發(fā)現(xiàn)存在警示性家族缺陷的設(shè)備，必須盡快安排大修技改、設(shè)備預(yù)試等改造工作。同時，強化該型號電流互感器運維力度，尤其是在啟停操作過程前后、高溫等惡劣運行環(huán)境情況下，加強特殊巡視，發(fā)現(xiàn)缺陷或異常及時處理。根據(jù)設(shè)備運行狀態(tài)，積極采用少油設(shè)備壓力在線監(jiān)測等新技術(shù)，加強設(shè)備運行狀態(tài)監(jiān)測。

要求生產(chǎn)廠家要提升產(chǎn)品質(zhì)量和進行工藝改進，特別是對頭部“三角區(qū)”絕緣包扎、器身干燥、抽真空注油等環(huán)節(jié)，要固化標(biāo)準(zhǔn)工藝流程。另外，對該型號電流互感器膨脹器視察窗進行改進，加寬視窗鏡，使油位指示更清晰，核算器身與導(dǎo)電桿之間絕緣間隙及絕緣板的機械強度，加大產(chǎn)品設(shè)計裕度。

5 結(jié)束語

設(shè)備安裝工藝和制造質(zhì)量的好壞直接關(guān)系電網(wǎng)安全運行水平，粗糙的工藝和設(shè)計缺陷都會給設(shè)備安全運行帶來巨大隱患。在設(shè)備全過程管理上，要加強對廠內(nèi)監(jiān)造、出廠檢測、關(guān)鍵點見證、驗收質(zhì)量等重要環(huán)節(jié)的管控力度，運檢單位要積極結(jié)合帶電檢測、機器人智能巡檢、充氣式電流互感器SF6壓力在線監(jiān)測及遠(yuǎn)傳系統(tǒng)等有效手段，實現(xiàn)對重要設(shè)備運行工況的實時在線監(jiān)測，降低設(shè)備故障率，保障電網(wǎng)安全運行。