正立式電流互感器膨脹器異常分析

劉龍龍， 劉 宏

（1.山西地方電力有限公司電網(wǎng)分公司，山西 太原 030001；2.國網(wǎng)山西省電力公司電力科學(xué)研究院，山西 太原 030001）

0 引言

電流互感器是電力系統(tǒng)重要的一次設(shè)備，其作用主要有以下3 方面：一是將一次系統(tǒng)大電流轉(zhuǎn)換為標(biāo)準(zhǔn)小電流5 A 或1 A，給測(cè)量裝置、繼電保護(hù)和控制裝置傳遞信號(hào)；二是使測(cè)量、保護(hù)和控制裝置與高電壓電氣可靠隔離，保障人身、設(shè)備安全；三是有利于測(cè)量裝置、儀表和繼電保護(hù)、控制裝置的小型化、標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)。

目前，常用電流互感器分為正立式、倒立式兩種結(jié)構(gòu)，其中，正立式電流互感器一次繞組采用U 型結(jié)構(gòu)，電場(chǎng)分布均勻，二次線圈通過鐵芯套裝在一次繞組底部。正立式電流互感器絕緣設(shè)計(jì)合理，一次繞組外部采用多層油紙絕緣包封，又分為主屏和端屏。主屏主要為均勻分布的一次繞組主絕緣，端屏則設(shè)計(jì)用于改善主屏端部電場(chǎng)分布。絕緣紙采用機(jī)器繞制方式，裝配工藝成熟。與倒立式電流互感器相比，正立式電流互感器故障缺陷小、運(yùn)行安全穩(wěn)定性高。正立式電流互感器為油浸式產(chǎn)品，互感器頂部裝設(shè)膨脹器用于絕緣油儲(chǔ)存和壓力調(diào)節(jié)，但內(nèi)部放電引起氣體含量急劇增大時(shí)，膨脹器異常拉伸，頂部金屬蓋板被頂起或彈飛，運(yùn)維人員可及時(shí)將故障互感器停運(yùn)檢查，能有效避免故障進(jìn)一步擴(kuò)大。

2019 年初，某省電網(wǎng)連續(xù)發(fā)生2 起投運(yùn)3 月以內(nèi)的正立式電流互感器膨脹器沖頂事件，經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)檢查，未發(fā)生受潮及過電壓沖擊現(xiàn)象。歷史同期，省外電網(wǎng)也發(fā)生多起投運(yùn)1 年以內(nèi)的正立式電流互感器同類故障。對(duì)該類型故障互感器的絕緣油取樣分析，氫氣、甲烷、乙烷、總烴氣體含量超標(biāo)嚴(yán)重，氣體體積分?jǐn)?shù)超過1 000 μL/L。同時(shí)，普遍出現(xiàn)乙炔，乙炔體積分?jǐn)?shù)小于10 μL/L，一氧化碳、二氧化碳含量正常。結(jié)合三比值法分析，色譜數(shù)據(jù)表明電流互感器內(nèi)部存在低能量放電，但不涉及固體絕緣。為深入分析正立式電流互感器膨脹器異常沖頂事件，結(jié)合220 kV 某線路電流互感器A 相返廠解體，對(duì)正立式電流互感器膨脹器異常進(jìn)行詳細(xì)排查，得出投運(yùn)期限短的正立式電流互感器膨脹器故障原因，為后期施工工藝改進(jìn)提供相關(guān)建議。

1 典型案例剖析

1.1 故障介紹

2019 年2 月15 日，某公司對(duì)220 kV 某線路進(jìn)行巡視時(shí)，發(fā)現(xiàn)A 相電流互感器膨脹器拉伸，油位指示超過最大值處，金屬蓋掉落在地上。

通過油色譜數(shù)據(jù)分析（見表1），氫氣、總烴氣體超標(biāo)，乙炔增長0.7 μL/L，根據(jù)三比值法編碼組合為110，故障類型判斷為電弧放電。同時(shí)，對(duì)該電流互感器進(jìn)行其他絕緣試驗(yàn)，結(jié)果合格?，F(xiàn)場(chǎng)查看互感器外表，未發(fā)現(xiàn)漏油情況，說明密封良好未受潮；查看互感器以往運(yùn)行電壓，未發(fā)生過電壓沖擊現(xiàn)象。

表1 故障前后色譜數(shù)據(jù)比對(duì) μL/L

1.2 返廠試驗(yàn)

2019 年2 月26 日，220 kV 某線路電流互感器A 相返廠到位，運(yùn)輸過程中電流互感器CT（current transforme）r 未發(fā)生漏油情況（排除運(yùn)輸過程中受潮）。2 月27 日至28 日，A 相CT 靜置2 天，然后于3 月1 日進(jìn)行返廠試驗(yàn)。試驗(yàn)內(nèi)容包含變壓器油性能試驗(yàn)、絕緣電阻試驗(yàn)、電容和介質(zhì)損耗試驗(yàn)（測(cè)量電壓為10 kV、73 kV、146 kV）、局部放電試驗(yàn)、伏安特性試驗(yàn)等。表2 為出廠與返廠試驗(yàn)比對(duì)表。

表2 出廠與返廠試驗(yàn)比對(duì)

返廠試驗(yàn)介損與出廠試驗(yàn)值相差不大，返廠試驗(yàn)中局部放電試驗(yàn)，起始放電電壓為150 kV，174 kV 測(cè)量電壓下局部放電量為400 pC。

1.3 返工后試驗(yàn)

為排除絕緣油問題，3 月3 日至12 日，進(jìn)行了3 次放油、瀝油、靜置和真空注油壓浸，使原CT 絕緣油充分排盡。3 月13 日，進(jìn)行換油后的高壓試驗(yàn)（簡稱返工后試驗(yàn)）。試驗(yàn)內(nèi)容只涉及局部放電試驗(yàn)。

返工后試驗(yàn)在174 kV、252 kV 測(cè)量電壓下未發(fā)生超標(biāo)的局部放電量，初步說明故障點(diǎn)不在CT本體部位。

1.4 長時(shí)耐壓試驗(yàn)

由于初期懷疑內(nèi)部本體存在問題，2019 年3月14 日至15 日進(jìn)行長時(shí)耐壓試驗(yàn)，耐壓時(shí)間48 h，14 日耐壓值為174 kV，15 日耐壓值為218 kV，加壓過程中每隔2 h進(jìn)行局部放電測(cè)量，激發(fā)電壓為368 kV，測(cè)量電壓為174 kV、218 kV、252 kV，未發(fā)生超標(biāo)的局部放電量。

1.5 耐壓后試驗(yàn)

2019 年3 月16 日，耐壓后靜置1 天。3 月17 日，進(jìn)行耐壓后全套試驗(yàn)，耐壓后色譜數(shù)據(jù)（見表3）無乙炔等特征氣體，但局部放電量、介損超標(biāo)。從局部放電圖譜看，類似單極性、非對(duì)稱性放電，介損數(shù)據(jù)較換油前介損值較高。

表3 耐壓后試驗(yàn)數(shù)據(jù)

由于色譜取油次數(shù)過多（耐壓前后共取油4次以上），導(dǎo)致互感器CT 缺油（CT 頂部往下超過40 cm 檢測(cè)不到油位）。為確定耐壓后設(shè)備本體情況，3 月17 日至18 日，重新進(jìn)行放油、瀝油、真空、注油、靜置，3 月19 日重新進(jìn)行耐壓后試驗(yàn)。耐壓后試驗(yàn)局部放電不合格，174 kV 測(cè)量電壓下局部放電量＜5 pC，252 kV 測(cè)量電壓下局部放電量為25 pC 左右，且介損超標(biāo)。

本次局放起始放電電壓213 kV、熄滅電壓198 kV，且252 kV 測(cè)量電壓下的局部放電量為25 pC。由于放電電壓高、放電量低、放電波形特征不明顯，無法判別放電部位。隨著電壓繼續(xù)上升，測(cè)量電壓在368 kV 下局部放電量為167 pC（該電壓放電量不做考核），放電波形正極性峰值，非對(duì)稱性，特征為地電位尖端放電，懷疑試驗(yàn)接地不良導(dǎo)致。

由于返廠后對(duì)原CT 介損測(cè)量正常，但換油后未進(jìn)行介損測(cè)量，結(jié)合耐壓后介損超標(biāo)分析，懷疑返廠換油時(shí)瀝油過程中受潮導(dǎo)致。表4 為換油前后介損比對(duì)表。

表4 換油前后介損比對(duì)

1.6 解體分析

3 月19 日下午，將本臺(tái)CT 吊芯檢查，高壓引線、二次繞組線圈及引線接線板、一次繞組各層絕緣屏和末屏未發(fā)現(xiàn)明顯褶皺、空腔及放電點(diǎn)。同時(shí)，吊芯后重新進(jìn)行一次繞組主絕緣各層主屏介損測(cè)量，測(cè)量結(jié)果見表5。由于第3 屏拆分時(shí)，壁紙刀將3 號(hào)屏、2 號(hào)屏、1 號(hào)屏劃開，導(dǎo)致10 kV 電壓下無法進(jìn)行介損測(cè)量。從測(cè)試結(jié)果可以看出，最外層14 號(hào)～6 號(hào)主屏介損偏大，最內(nèi)側(cè)1 號(hào)～4號(hào)主變主屏介損偏小，說明本體外部受潮嚴(yán)重，內(nèi)部未明顯受潮。

1.7 故障結(jié)論

結(jié)合出廠檢查記錄分析，發(fā)現(xiàn)該臺(tái)電流互感器發(fā)貨前進(jìn)行過室外補(bǔ)油（非真空補(bǔ)油）。電流互感器注油要求在55 ℃條件下進(jìn)行，便于絕緣油充分融入絕緣層。該臺(tái)電流互感器發(fā)貨在11 月底，溫度較低，工人發(fā)現(xiàn)膨脹器油位低于最低油位時(shí)，就在發(fā)貨前進(jìn)行室外補(bǔ)油，且補(bǔ)油時(shí)未經(jīng)過真空處理直接開蓋補(bǔ)油，導(dǎo)致互感器進(jìn)入大量空氣。CT 平躺運(yùn)輸過程中氣泡與本體充分融合，促使氣泡進(jìn)入油紙絕緣之間，在長期運(yùn)行下，發(fā)生低能量放電，導(dǎo)致氣體超標(biāo)。換油前后局放量明顯變化可充分驗(yàn)證本結(jié)論的正確性。

表5 各屏介損比對(duì)表

2 結(jié)論與建議

在本次故障發(fā)生后，通過向其余運(yùn)維單位和制造廠商咨詢，此類電流互感器故障在電力系統(tǒng)發(fā)生多起，為此，本文進(jìn)行深入總結(jié)，并提出具體針對(duì)性運(yùn)維建議。

2.1 油色譜分析異常

通過對(duì)比故障電流互感器，往往存在油色譜異?，F(xiàn)象。具體表現(xiàn)為氫氣、甲烷、乙烷超標(biāo)嚴(yán)重，部分產(chǎn)生微量乙炔，但不涉及一氧化碳和二氧化碳。因此，通過返廠解體往往難以發(fā)現(xiàn)明顯放電點(diǎn)。但又因色譜異常產(chǎn)生大量氣體，導(dǎo)致膨脹器拉伸變形，甚至金屬蓋板跌落。目前，供電公司針對(duì)電流互感器現(xiàn)場(chǎng)絕緣試驗(yàn)手段主要為低電壓介損、絕緣電阻、直流電阻、紅外、油色譜分析。低電壓介損、絕緣電阻、直流電阻需要停電試驗(yàn)，供電公司往往結(jié)合檢修工作才開展，但低電壓介損檢測(cè)絕緣受潮能力有限，當(dāng)油紙絕緣發(fā)生局部受潮后，高電壓介損檢測(cè)相對(duì)靈敏度高；紅外檢測(cè)對(duì)于電流互感器表面發(fā)熱明顯，對(duì)于電流互感器內(nèi)部放電效果欠佳；油色譜分析是目前現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)電流互感器內(nèi)部絕緣故障的最有效的手段，但受制于電流互感器是少油設(shè)備，各供電公司只是結(jié)合每年春檢開展檢測(cè)。

2.2 同類型和同批次特征明顯

從電流互感器故障后現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)分析看，現(xiàn)場(chǎng)未發(fā)現(xiàn)介損超標(biāo)、絕緣電阻不合格等現(xiàn)象，可以排除現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行環(huán)境導(dǎo)致的電流互感器故障。綜合分析多起電流互感器故障后，發(fā)現(xiàn)制造廠生產(chǎn)工藝均存在重大隱患，由于生產(chǎn)工藝不嚴(yán)謹(jǐn)，使得電流壓感器在現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行電壓下逐步發(fā)生異常。對(duì)于此類故障，同廠家、同型號(hào)、同批次特征明顯，一臺(tái)發(fā)現(xiàn)異常往往可能牽出幾臺(tái)的問題。因此，同類設(shè)備隱患排查是預(yù)防大面積電流互感器故障的有效手段。

2.3 季節(jié)變化對(duì)故障的影響

該類型電流互感器故障發(fā)生時(shí)間往往在冬春交替季節(jié)，這與絕緣油受溫度影響有關(guān)系，此類型故障主要集中在北方電網(wǎng)。冬季北方寒冷，絕緣油黏度變大，此時(shí)產(chǎn)品制造過程中存在的微弱缺陷往往易誘發(fā)產(chǎn)生局部放電。春季溫度上升，絕緣油在互感器內(nèi)部流通能力變強(qiáng)，冬季積累的局部放電氣泡隨著絕緣油流動(dòng)至電流互感器上部，同時(shí)，絕緣油熱漲后體積變大，兩種因素導(dǎo)致互感器內(nèi)部壓力增大，從而導(dǎo)致膨脹器拉伸變形。因此，供電公司在春檢時(shí)應(yīng)針對(duì)電流互感器進(jìn)行專項(xiàng)巡視，必要時(shí)可停電從上部取油進(jìn)行色譜分析。

2.4 投運(yùn)時(shí)間與故障的關(guān)聯(lián)性

投運(yùn)1 年內(nèi)發(fā)生故障的電流互感器產(chǎn)生大量氫氣，且總烴超標(biāo)嚴(yán)重，并伴有乙炔產(chǎn)生，現(xiàn)場(chǎng)發(fā)現(xiàn)膨脹器拉伸變形，說明此類故障發(fā)展迅速，往往是產(chǎn)品制造工藝的重大隱患導(dǎo)致的，例如油紙絕緣受潮、注油產(chǎn)生氣泡等；投運(yùn)10 年以上發(fā)生故障的電流互感器，往往只產(chǎn)生甲烷，導(dǎo)致總烴剛剛超標(biāo)，且通過現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)、外觀檢查未發(fā)生CT 破損受潮現(xiàn)象，說明此類故障發(fā)展緩慢，結(jié)合時(shí)間推移氣體慢慢增長，往往是產(chǎn)品生產(chǎn)環(huán)節(jié)微小隱患導(dǎo)致的，例如局部連接松動(dòng)、絕緣油存在雜質(zhì)或渦流損耗發(fā)熱等。