110kV電流互感器油色譜異常分析與處理

龔輝

摘要： 針對朔州110kV增子坊變電站110kV玉增線194斷路器A相CT油色譜異常情況，進行了故障原因和氣體來源的分析，確定了故障類型，介紹了故障的處理情況及該相互感器的解體過程，對發(fā)現(xiàn)的問題進行了總結，為同行提供了經(jīng)驗。

Abstract： For the oil chromatographic abnormality of Shuozhou 110kV Zengzifang transformer substation 110kV Yuzeng line 194A CT， this paper analyzed the causes of fault and the gas source， determined the type of fault， described the handling of faults and the disintegration process of transformer， and summarized the problems discovered， to provide experience for peer.

關鍵詞： 電流互感器；色譜分析；故障分析；預防措施

Key words： current transformer；chromatography analysis；fault analysis；preventive measures

中圖分類號：TM45 文獻標識碼：A 文章編號：1006-4311（2014）25-0048-02

0 引言

引起放電故障的原因包括油紙絕緣浸漬不良、受潮、油中存在氣泡、電場高度集中處局部放電和應接地而未接地金屬部件懸浮電位放電等等，然而局部放電剛開始時是一種低能量的放電，變壓器內(nèi)部出現(xiàn)這種放電時，情況比較復雜，根據(jù)絕緣介質(zhì)的不同，可將局部放電分為氣泡局部放電和油中局部放電。

1 故障概述

2014年3月31日，在對110kV增子坊變電站110kV玉增線194A相電流互感器（該CT為油浸式戶外型，型號為LCWB9-110W3，變比為600/5，由保定天威互感器有限公司制造，2010年7月27日投產(chǎn)使用）進行春檢作業(yè)時發(fā)現(xiàn)該相電流互感器金屬膨脹器上蓋被頂起，產(chǎn)生嚴重變形，試驗專業(yè)對其進行了絕緣電阻和介質(zhì)損耗測試，合格；進一步進行油樣化驗，色譜分析異常，其中總烴含量為563.426μL/L、H2含量為18554.529μL/L，遠超過注意值150μL/L，見表1。

表1 單位：（μL/L）

■

2 故障分析

2.1 故障類型判斷

在這臺CT中，含水量分析為14.2mg/kg（運行油的標準是≤35 mg/kg），因此可以認為該相互感器油中氫氣含量偏高，不可能是由于進水受潮而引起。從故障特征氣體看：以H2為主，CH4次之，是局部放電的產(chǎn)氣特征，通過圖形法診斷，以H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等5個組分依次排列作為橫軸，以各組分之濃度（以濃度最高者為1）為縱軸，繪出氣體圖形，呈L形，也是局部放電類型。

因此，可以斷定該故障類型為局部放電。

2.2 故障原因分析

引起局部放電的原因有以下幾種情況：

①由于氣體的介電常數(shù)小，當油中存在氣泡或固體絕緣材料中存在空穴或空腔時，在交流電壓下所承受的場較高，但其耐壓強度卻低于油和紙絕緣材料，在氣隙中容易首先引起放電。

②制造質(zhì)量不良。如絕緣不清潔，絕緣包繞松散，絕緣層間有皺折、空隙、少放電屏而造成均壓效果不佳，真空處理不徹底等。

③過電壓引起，如雷擊、重合閘瞬間過電壓等。

④金屬部件或?qū)w之間接觸不良而引起的放電。局部放電的能量密度雖不大，但若進一步發(fā)展將會形成放電的惡性循環(huán)，最終導致設備的擊穿或損壞，從而引起嚴重的事故。

2.3 故障建議措施

①對朔州地區(qū)各變電站所有該廠家出廠的互感器進行統(tǒng)計，并對時間間隔較長的和氣體產(chǎn)氣速率有增長的進行帶電取油跟蹤。

②對于這臺設備，基于正好有備件，決定更換處理，更換后，對故障設備進行直流電阻、末屏絕緣電阻和局部放電試驗，查找故障原因及故障點。

3 故障處理

為了消除設備重大隱患，避免事故的發(fā)生，于4月2日對110kV玉增線194A相電流互感器進行了更換。更換后，對該相電流互感器進行了直流電阻測試，數(shù)據(jù)合格，故排除了設備內(nèi)部與導電桿連接不牢固或螺母松動的現(xiàn)象。解體中重點檢查了：器身零屏引線與儲油柜連接是否可靠；絕緣紙包扎情況、有無擊穿點。發(fā)現(xiàn)了2個問題，說明如下：

①在解體過程中最外面一層的高壓電纜紙破損。經(jīng)過逐層仔細剝離后發(fā)現(xiàn)里邊沒有高壓電纜紙破損這種情況，所以判定該現(xiàn)象可能是由于在安裝或拆下二次繞組時不慎劃傷造成的。

②在剝離高壓電纜紙和鋁箔紙時發(fā)現(xiàn)端屏鋁箔小面積發(fā)污現(xiàn)象，所以懷疑一次繞組內(nèi)部有受潮的可能（如圖1示）。

■

圖1

因此本次故障原因分析為：在設備安裝時，由于高壓電纜紙和鋁箔之間的干燥不到位，在電場中首先極化，形成“小橋”，于是放電先從這部分開始發(fā)生和發(fā)展，油在高場強下游離而分解出氣體，由于氣體的介電常數(shù)小，比油隙更易擊穿，產(chǎn)生放電，使油隙繼續(xù)產(chǎn)生氣泡，從而形成惡性循環(huán)，使得運行中的設備不斷產(chǎn)生氣體，進而將頂部的膨脹器頂起，導致變形。

4 預防措施

4.1 目前，對油浸式互感器等少油設備取樣的方法和工具以及帶電補油已有成套裝置的情況下，適當縮短油色譜分析周期是很有必要的，對色譜分析結果異常的，要及時跟綜，考察其增長趨勢，若數(shù)據(jù)增長較快，應引起重視，將事故消滅在萌芽狀態(tài)。

4.2 設備制造廠在制造過程中要嚴把質(zhì)量和工藝關，在制造工藝中應有針對性的措施，保證密封結構和密封材料良好；投產(chǎn)前，使用單位要把好交接驗收關，必要時進行局部放電測量。

4.3 防止某些連接松動或金屬帶電位懸浮的情況，加強現(xiàn)場維護管理。一次端子引線接頭要接觸良好，有足夠的接觸面積，以防止產(chǎn)生過熱性故障；二次引出端子應有防轉動措施，防止外部操作造成內(nèi)部引線扭斷；同時L2端子與膨脹器外罩應注意作好等電位連接，防止電位懸浮等。

參考文獻：

[1]李明星，唐亮，陳志勇，岳國良.220kV電流互感器油色譜氣體含量超標分析及防范措施[J].河北電力技術，2008（01）.

[2]朱大銘，謝蓓敏，潘虹.220kV電流互感器絕緣故障分析[J].吉林電力，2005（02）.

[3]魏曉明，宮文濤，李紅衛(wèi)，李守學.66kV變電站變壓器油色譜異常缺陷診斷[J].吉林電力，2013（02）.endprint

摘要： 針對朔州110kV增子坊變電站110kV玉增線194斷路器A相CT油色譜異常情況，進行了故障原因和氣體來源的分析，確定了故障類型，介紹了故障的處理情況及該相互感器的解體過程，對發(fā)現(xiàn)的問題進行了總結，為同行提供了經(jīng)驗。

Abstract： For the oil chromatographic abnormality of Shuozhou 110kV Zengzifang transformer substation 110kV Yuzeng line 194A CT， this paper analyzed the causes of fault and the gas source， determined the type of fault， described the handling of faults and the disintegration process of transformer， and summarized the problems discovered， to provide experience for peer.

關鍵詞： 電流互感器；色譜分析；故障分析；預防措施

Key words： current transformer；chromatography analysis；fault analysis；preventive measures

中圖分類號：TM45 文獻標識碼：A 文章編號：1006-4311（2014）25-0048-02

0 引言

引起放電故障的原因包括油紙絕緣浸漬不良、受潮、油中存在氣泡、電場高度集中處局部放電和應接地而未接地金屬部件懸浮電位放電等等，然而局部放電剛開始時是一種低能量的放電，變壓器內(nèi)部出現(xiàn)這種放電時，情況比較復雜，根據(jù)絕緣介質(zhì)的不同，可將局部放電分為氣泡局部放電和油中局部放電。

1 故障概述

2014年3月31日，在對110kV增子坊變電站110kV玉增線194A相電流互感器（該CT為油浸式戶外型，型號為LCWB9-110W3，變比為600/5，由保定天威互感器有限公司制造，2010年7月27日投產(chǎn)使用）進行春檢作業(yè)時發(fā)現(xiàn)該相電流互感器金屬膨脹器上蓋被頂起，產(chǎn)生嚴重變形，試驗專業(yè)對其進行了絕緣電阻和介質(zhì)損耗測試，合格；進一步進行油樣化驗，色譜分析異常，其中總烴含量為563.426μL/L、H2含量為18554.529μL/L，遠超過注意值150μL/L，見表1。

表1 單位：（μL/L）

■

2 故障分析

2.1 故障類型判斷

在這臺CT中，含水量分析為14.2mg/kg（運行油的標準是≤35 mg/kg），因此可以認為該相互感器油中氫氣含量偏高，不可能是由于進水受潮而引起。從故障特征氣體看：以H2為主，CH4次之，是局部放電的產(chǎn)氣特征，通過圖形法診斷，以H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等5個組分依次排列作為橫軸，以各組分之濃度（以濃度最高者為1）為縱軸，繪出氣體圖形，呈L形，也是局部放電類型。

因此，可以斷定該故障類型為局部放電。

2.2 故障原因分析

引起局部放電的原因有以下幾種情況：

①由于氣體的介電常數(shù)小，當油中存在氣泡或固體絕緣材料中存在空穴或空腔時，在交流電壓下所承受的場較高，但其耐壓強度卻低于油和紙絕緣材料，在氣隙中容易首先引起放電。

②制造質(zhì)量不良。如絕緣不清潔，絕緣包繞松散，絕緣層間有皺折、空隙、少放電屏而造成均壓效果不佳，真空處理不徹底等。

③過電壓引起，如雷擊、重合閘瞬間過電壓等。

④金屬部件或?qū)w之間接觸不良而引起的放電。局部放電的能量密度雖不大，但若進一步發(fā)展將會形成放電的惡性循環(huán)，最終導致設備的擊穿或損壞，從而引起嚴重的事故。

2.3 故障建議措施

①對朔州地區(qū)各變電站所有該廠家出廠的互感器進行統(tǒng)計，并對時間間隔較長的和氣體產(chǎn)氣速率有增長的進行帶電取油跟蹤。

②對于這臺設備，基于正好有備件，決定更換處理，更換后，對故障設備進行直流電阻、末屏絕緣電阻和局部放電試驗，查找故障原因及故障點。

3 故障處理

為了消除設備重大隱患，避免事故的發(fā)生，于4月2日對110kV玉增線194A相電流互感器進行了更換。更換后，對該相電流互感器進行了直流電阻測試，數(shù)據(jù)合格，故排除了設備內(nèi)部與導電桿連接不牢固或螺母松動的現(xiàn)象。解體中重點檢查了：器身零屏引線與儲油柜連接是否可靠；絕緣紙包扎情況、有無擊穿點。發(fā)現(xiàn)了2個問題，說明如下：

①在解體過程中最外面一層的高壓電纜紙破損。經(jīng)過逐層仔細剝離后發(fā)現(xiàn)里邊沒有高壓電纜紙破損這種情況，所以判定該現(xiàn)象可能是由于在安裝或拆下二次繞組時不慎劃傷造成的。

②在剝離高壓電纜紙和鋁箔紙時發(fā)現(xiàn)端屏鋁箔小面積發(fā)污現(xiàn)象，所以懷疑一次繞組內(nèi)部有受潮的可能（如圖1示）。

■

圖1

因此本次故障原因分析為：在設備安裝時，由于高壓電纜紙和鋁箔之間的干燥不到位，在電場中首先極化，形成“小橋”，于是放電先從這部分開始發(fā)生和發(fā)展，油在高場強下游離而分解出氣體，由于氣體的介電常數(shù)小，比油隙更易擊穿，產(chǎn)生放電，使油隙繼續(xù)產(chǎn)生氣泡，從而形成惡性循環(huán)，使得運行中的設備不斷產(chǎn)生氣體，進而將頂部的膨脹器頂起，導致變形。

4 預防措施

4.1 目前，對油浸式互感器等少油設備取樣的方法和工具以及帶電補油已有成套裝置的情況下，適當縮短油色譜分析周期是很有必要的，對色譜分析結果異常的，要及時跟綜，考察其增長趨勢，若數(shù)據(jù)增長較快，應引起重視，將事故消滅在萌芽狀態(tài)。

4.2 設備制造廠在制造過程中要嚴把質(zhì)量和工藝關，在制造工藝中應有針對性的措施，保證密封結構和密封材料良好；投產(chǎn)前，使用單位要把好交接驗收關，必要時進行局部放電測量。

4.3 防止某些連接松動或金屬帶電位懸浮的情況，加強現(xiàn)場維護管理。一次端子引線接頭要接觸良好，有足夠的接觸面積，以防止產(chǎn)生過熱性故障；二次引出端子應有防轉動措施，防止外部操作造成內(nèi)部引線扭斷；同時L2端子與膨脹器外罩應注意作好等電位連接，防止電位懸浮等。

參考文獻：

[1]李明星，唐亮，陳志勇，岳國良.220kV電流互感器油色譜氣體含量超標分析及防范措施[J].河北電力技術，2008（01）.

[2]朱大銘，謝蓓敏，潘虹.220kV電流互感器絕緣故障分析[J].吉林電力，2005（02）.

[3]魏曉明，宮文濤，李紅衛(wèi)，李守學.66kV變電站變壓器油色譜異常缺陷診斷[J].吉林電力，2013（02）.endprint

摘要： 針對朔州110kV增子坊變電站110kV玉增線194斷路器A相CT油色譜異常情況，進行了故障原因和氣體來源的分析，確定了故障類型，介紹了故障的處理情況及該相互感器的解體過程，對發(fā)現(xiàn)的問題進行了總結，為同行提供了經(jīng)驗。

Abstract： For the oil chromatographic abnormality of Shuozhou 110kV Zengzifang transformer substation 110kV Yuzeng line 194A CT， this paper analyzed the causes of fault and the gas source， determined the type of fault， described the handling of faults and the disintegration process of transformer， and summarized the problems discovered， to provide experience for peer.

關鍵詞： 電流互感器；色譜分析；故障分析；預防措施

Key words： current transformer；chromatography analysis；fault analysis；preventive measures

中圖分類號：TM45 文獻標識碼：A 文章編號：1006-4311（2014）25-0048-02

0 引言

引起放電故障的原因包括油紙絕緣浸漬不良、受潮、油中存在氣泡、電場高度集中處局部放電和應接地而未接地金屬部件懸浮電位放電等等，然而局部放電剛開始時是一種低能量的放電，變壓器內(nèi)部出現(xiàn)這種放電時，情況比較復雜，根據(jù)絕緣介質(zhì)的不同，可將局部放電分為氣泡局部放電和油中局部放電。

1 故障概述

2014年3月31日，在對110kV增子坊變電站110kV玉增線194A相電流互感器（該CT為油浸式戶外型，型號為LCWB9-110W3，變比為600/5，由保定天威互感器有限公司制造，2010年7月27日投產(chǎn)使用）進行春檢作業(yè)時發(fā)現(xiàn)該相電流互感器金屬膨脹器上蓋被頂起，產(chǎn)生嚴重變形，試驗專業(yè)對其進行了絕緣電阻和介質(zhì)損耗測試，合格；進一步進行油樣化驗，色譜分析異常，其中總烴含量為563.426μL/L、H2含量為18554.529μL/L，遠超過注意值150μL/L，見表1。

表1 單位：（μL/L）

■

2 故障分析

2.1 故障類型判斷

在這臺CT中，含水量分析為14.2mg/kg（運行油的標準是≤35 mg/kg），因此可以認為該相互感器油中氫氣含量偏高，不可能是由于進水受潮而引起。從故障特征氣體看：以H2為主，CH4次之，是局部放電的產(chǎn)氣特征，通過圖形法診斷，以H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等5個組分依次排列作為橫軸，以各組分之濃度（以濃度最高者為1）為縱軸，繪出氣體圖形，呈L形，也是局部放電類型。

因此，可以斷定該故障類型為局部放電。

2.2 故障原因分析

引起局部放電的原因有以下幾種情況：

①由于氣體的介電常數(shù)小，當油中存在氣泡或固體絕緣材料中存在空穴或空腔時，在交流電壓下所承受的場較高，但其耐壓強度卻低于油和紙絕緣材料，在氣隙中容易首先引起放電。

②制造質(zhì)量不良。如絕緣不清潔，絕緣包繞松散，絕緣層間有皺折、空隙、少放電屏而造成均壓效果不佳，真空處理不徹底等。

③過電壓引起，如雷擊、重合閘瞬間過電壓等。

④金屬部件或?qū)w之間接觸不良而引起的放電。局部放電的能量密度雖不大，但若進一步發(fā)展將會形成放電的惡性循環(huán)，最終導致設備的擊穿或損壞，從而引起嚴重的事故。

2.3 故障建議措施

①對朔州地區(qū)各變電站所有該廠家出廠的互感器進行統(tǒng)計，并對時間間隔較長的和氣體產(chǎn)氣速率有增長的進行帶電取油跟蹤。

②對于這臺設備，基于正好有備件，決定更換處理，更換后，對故障設備進行直流電阻、末屏絕緣電阻和局部放電試驗，查找故障原因及故障點。

3 故障處理

為了消除設備重大隱患，避免事故的發(fā)生，于4月2日對110kV玉增線194A相電流互感器進行了更換。更換后，對該相電流互感器進行了直流電阻測試，數(shù)據(jù)合格，故排除了設備內(nèi)部與導電桿連接不牢固或螺母松動的現(xiàn)象。解體中重點檢查了：器身零屏引線與儲油柜連接是否可靠；絕緣紙包扎情況、有無擊穿點。發(fā)現(xiàn)了2個問題，說明如下：

①在解體過程中最外面一層的高壓電纜紙破損。經(jīng)過逐層仔細剝離后發(fā)現(xiàn)里邊沒有高壓電纜紙破損這種情況，所以判定該現(xiàn)象可能是由于在安裝或拆下二次繞組時不慎劃傷造成的。

②在剝離高壓電纜紙和鋁箔紙時發(fā)現(xiàn)端屏鋁箔小面積發(fā)污現(xiàn)象，所以懷疑一次繞組內(nèi)部有受潮的可能（如圖1示）。

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圖1

因此本次故障原因分析為：在設備安裝時，由于高壓電纜紙和鋁箔之間的干燥不到位，在電場中首先極化，形成“小橋”，于是放電先從這部分開始發(fā)生和發(fā)展，油在高場強下游離而分解出氣體，由于氣體的介電常數(shù)小，比油隙更易擊穿，產(chǎn)生放電，使油隙繼續(xù)產(chǎn)生氣泡，從而形成惡性循環(huán)，使得運行中的設備不斷產(chǎn)生氣體，進而將頂部的膨脹器頂起，導致變形。

4 預防措施

4.1 目前，對油浸式互感器等少油設備取樣的方法和工具以及帶電補油已有成套裝置的情況下，適當縮短油色譜分析周期是很有必要的，對色譜分析結果異常的，要及時跟綜，考察其增長趨勢，若數(shù)據(jù)增長較快，應引起重視，將事故消滅在萌芽狀態(tài)。

4.2 設備制造廠在制造過程中要嚴把質(zhì)量和工藝關，在制造工藝中應有針對性的措施，保證密封結構和密封材料良好；投產(chǎn)前，使用單位要把好交接驗收關，必要時進行局部放電測量。

4.3 防止某些連接松動或金屬帶電位懸浮的情況，加強現(xiàn)場維護管理。一次端子引線接頭要接觸良好，有足夠的接觸面積，以防止產(chǎn)生過熱性故障；二次引出端子應有防轉動措施，防止外部操作造成內(nèi)部引線扭斷；同時L2端子與膨脹器外罩應注意作好等電位連接，防止電位懸浮等。

參考文獻：

[1]李明星，唐亮，陳志勇，岳國良.220kV電流互感器油色譜氣體含量超標分析及防范措施[J].河北電力技術，2008（01）.

[2]朱大銘，謝蓓敏，潘虹.220kV電流互感器絕緣故障分析[J].吉林電力，2005（02）.

[3]魏曉明，宮文濤，李紅衛(wèi)，李守學.66kV變電站變壓器油色譜異常缺陷診斷[J].吉林電力，2013（02）.endprint