摘要：利用绝缘油色谱分析、电气试验等试验方法对倒置式电流互感喷油的原因进行综合分析。
关键词：倒置式电流互感器；色谱分析；解体
Abstract：The use of insulating oil gas chromatographic analysis，electrical tests and test methods to conduct a comprehensive analysis of the inverted current transformer injection.
Keywords：inverted current transformer；chromatographic analysis；disintegration
1 引言
220kV某变电站倒置式电流互感器B相发生膨胀器喷油情况，停运检查发现设备金属膨胀器严重变形并达到刚性形变，色谱分析确认了设备内部存在放电故障，油中氢气含量达到31047.65μL/L，继续运行有爆炸危险。为了查找设备故障根本原因，将该相互感器于4月28日返厂进行解体检查，此电流互感器是由江苏思源赫兹互感器厂生产，型号为：LVB—220W3。
2 故障原因初步分析
故障发生后，调取了该设备的交接试验数据，包括绝缘电阻、直流电阻测量、电容量及介质损耗因数测量、交流耐压，从交接试验数据上看未发现异常；从电流互感器精确红外测温图片中看到三相之间温度也无明显偏差，设备未见异常；但从电流互感器故障前后油色谱试验数据（见表1）可以分析出，B相电流互感器内部出现局部缺陷，缺陷发展导致局部放电发生，产生特征气体，特征气体的产生进而使放电进一步加剧，同时使得电流互感器内部温度升高，金属膨胀器内部压力增大，电流互感器油位指示升高，引起电流互感器金属膨胀器的密封垫偏移，油位观察窗膨胀变形，金属膨胀器的内部压力使油从膨胀变形的油位观察窗喷。
3 解体分析
3.1解体前的准备工作
为了对能查找到设备内部故障的根本原因，思源赫兹互感器厂做了设备解体的准备，编制的比较详细的解体方案。
（1）对存在故障的B相及未发生故障的A、C两相进行油色谱测试；
（2）对B相进行补油并静止至少24小时后同A、C两相一起进行局部放电、高压介质损耗因数测量等试验（因现场需要，B相补油后只静止了两个小时）；
（3）各项试验完毕后对存在故障的B相进行解体，在解体过程中查找故障原因，有专人负责设备材料和制造工艺的检查；
3.2解体前的检查和试验
首先对三相电流互感器内的绝缘油进行了色谱试验，发现故障设备色谱数据存在异常，初步判断设备内部存在放电性故障，然后对包括故障互感器在内的三相设备进行了外观检查，发现存在故障的B相电流互感器上部的金属膨胀器发生刚性形变其余两相设备金属膨胀器正常。外观检查后对设备进行了局部放电和高压介损等试验。局部放电试验也证明设备内部存在严重的局部放电，当B相一次施加电压在126kV时其一次绕组对整体绝缘的tanδ达到2.85%，证明了设备内部存在严重的故障导致介质损耗增加。
3.3故障设备解体检查
3.3.1 对B相电流互感器进行解体检查。拆解下已经变形的金属膨胀器，检查发现金属膨胀器因设备故障产气受到油气压力发生刚性形变，在薄弱的变形部位出现明显的开裂口，故障发生时绝缘油就是从这个开裂口喷出。
3.3.2 将变形的金属膨胀器放置在平台上，调整油位指示标的位置，发现盒式膨胀器在发生膨胀形变后容易产生假油位，证实了电流互感器B相在故障后油位与A、C相比较虽然出现偏高但是未达到最大值上限的情况，说明当时B相故障后油位指示标指示了假油位。
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3.3.3 将电流互感器外瓷套吊离，在将互感器一次引线穿管拆除，发现一次引线穿管中间存在黑色物质，分析为一次引线穿管与互感器主绝缘层摩擦所致，现场用绝缘纸摩擦铝管证明了黑色物质的产生，其不是放电产物不会影响设备正常运行。
3.3.4 将电流互感器内芯吊起，检查了二次绕组外面绝缘层的金属屏蔽层、屏蔽带、四根屏蔽层连接线、绝缘层外层绝缘纸、半导体层等部位，上述部位外观完好无异常情况。
3.3.5 二次绕组外面绝缘层由36层绝缘构成，每层绝缘由对二次绕组屏蔽罩圆环进行辐向缠绕的电缆纸和皱纹纸分别叠成（屏蔽罩外环还缠绕一层沿着圆环圆周方向的皱纹纸），经过逐层解剖发现，由内向外数第28层绝缘开始，整个圆环上的绝缘层用手触摸能感觉明显粘稠，解剖至第17层时有明显刺激性气味，最终解剖至第4层开始用手触摸绝缘纸无明显粘稠且刺激气味逐渐减弱。
3.3.6 解剖到第20层绝缘时发现，二次绕组屏蔽罩外面绝缘层的内环出现相对的两片区域存在较多的鱼鳞状褶皱，用手触摸没有明显粘稠感，鱼鳞褶皱层在随后的解剖中不时出现，分析认为因人工缠绕导致各层绝缘纸松紧存在不可避免的差异，在干燥时就可能因绝缘纸收缩出现鱼鳞状褶皱。
3.3.7 将二次绕组外面绝缘层全部剖开，发现二次绕组屏蔽罩光滑无任何异常。
3.3.8 二次引线管外面的绝缘层由整张增强型绝缘纸和60个端屏构成，解剖后未发现异常。
3.3.9 切割二次绕组屏蔽罩后进行检查未发现异常。
3.4解体情况判断及分析
3.4.1 本次解体前通过油色谱分析、局部放电、高压介损试验确认设备内部存在放电性故障，通过改良三比值判断设备内部存在高能局部放电，但根据设备结构特点和尚能经受运行额定电压的事实，初步判断设备内部可能存在大面积局部放电并逐渐发展到局部放电和低能量放电并存的放电性故障而不能定义为高能量放电。
3.4.2 设备解体过程中未发现明显的放电痕迹，仅发现二次绕组屏蔽罩外面的绝缘层中间各层存在手感粘稠物质和刺激性气味，判断出各绝缘层间存在X蜡，且存在面积较大。X蜡是绝缘油在放电情况下的产物，因此可证实各绝缘层间存在局部放电和低能量的放电。
3.4.3 由于发现的X蜡产物仅能靠手触摸的粘稠感觉和出现刺激性气味来判断，说明设备故障发现的非常及时，一旦故障度过发展阶段设备将出现爆炸起火。
3.4.4 解体中发现出现X蜡产物部位不是集中部位而是主要分散于整个绝缘的第4层至第28层间，由此可判断故障存在大面积的特性，设备出厂存在真空干燥不彻底残留气泡或水分时就可能造成这种典型的大面积夹层局部放电进一步发展为局放和低能量放电并存的故障类型。
4、结论和建议
该设备投运至发现缺陷历时6个月零22天，在此期间仅能通过巡视油位和红外测温来对设备进行监督，最终是巡视中发现喷油后才确定设备存在故障。一般情况下故障都是要经过发生、发展、高潮的过程，因此针对此类设备应开展必要的监督工作，目前相对灵敏和准确的手段就是油色谱分析，虽然倒置式电流互感器属于密封少油型设备，但是在必要情况下也是允许取样分析的，按照厂家设计的盒式膨胀器类互感器结构，取样500毫升不会影响互感器密封和油量需要，因此必要情况下进行4～5次色谱分析（验收1次，投运后3个月1次，投运后5～6年1次，可根据需要抽检1～2次，大体4～5次色谱试验就能有效监督倒置式电流互感器运行状况；特别注意每次50毫升油样便足够）不会对设备造成不良影响。
鉴于解体中出现明显假油位指示情况，在现场这种盒式金属膨胀器发生刚性形变后容易存在油位指示不变甚至变低的情况，因此不利于现场对油位的准确巡视和监督，正立式电流互感器很多年以前就不建议安装盒式膨胀器而采用波纹式金属膨胀器。
参考文献
[1] 操敦奎，变压器油中气体分析诊断与故障检查，中国电力出版社，2005
[2] GB/T7252—2001，变压器油中溶解气体分析和判断导则
作者简介：
杨宝伟，1962-01男，高级工程师，从事电气试验工作。
论文作者:杨宝伟
论文发表刊物:《电力技术》2016年第9期
论文发表时间:2017/1/6
标签：故障论文; 设备论文; 发现论文; 互感器论文; 绕组论文; 色谱论文; 局部论文; 《电力技术》2016年第9期论文;