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摘要：某电厂一台油浸式220KV CT A相运行中发现膨胀器异常并顶起上端盖，进行拍照、红外测温及超声放电检测，故障发生后，联系厂家取油样进行了色谱分析化验，通过油色谱结果分析，该 CT A相内部存在严重的局部放电故障，确定了立即停运的处理方案。
及时停运避免了缺陷范围扩大导致爆炸的重大事故。本文针对故障原因提出了相应的防范措施，有效降低事故发生概率及减小事故范围及程度。
关键词：油浸式220KV CT；膨胀器异常；油色谱；局部放电
0.概况
某电厂故障前57只220KV CT均为湖南电力电瓷电器厂产品，型号为LB11-220W3，运行年限超过15年，未发生过绝缘缺陷，但存在密封老换渗漏油隐患，近年来计划逐步更换为同厂家的CT。故障CT为2014年11月#3机组大修期间更换的，厂家型号均与原来相同。故障前该CT运行在220KV#3母线，连续运行157天。4月20日上午10：20巡查发现该CT膨胀器异常，顶起上端盖，现场采取隔离措施后，加强监视，进行拍照、红外测温及超声放电检测，同时通知生产厂家该异常缺陷。
1.CT故障诊断及原因分析
为保障其它设备的安全运行，减小故障范围，初步确定了该故障CT立即停运的紧急方案，通知厂家到现场分析处理，下午13：00取油样进行了色谱分析化验，17：30化验结果如下表1所示：
从表3数据分析：A相故障时三相平均温度相差0.8℃，最高温度相差0.5℃，故障相的温度无异常。
综合上述分析确认为CT膨胀器异常原因是CT内部存在缺陷导致局部放电，放电发展后期导致故障部位油分解产生大量气体，CT内压力升高导致膨胀器膨胀顶开顶盖。缺陷原因为厂家产品生产过程中，工艺后期处理环节不到位所致。具体故障点须将CT返厂试验和解体后分析查找。
结合其他CT异常分析资料总结，油浸电容式CT故障多发现于春季气温回升后或夏季高温季节，以运行1年~3年的互感器居多，少数运行5年以上。
互感器内部故障的初、中期，油中氢气、烃类气体组份首先是H2快速增长，CH4/H2<0.2，大多数互感器故障发展过程中，CO、CO2基本保持稳定，表明固体绝缘材料还没有受到严重影响，油纸绝缘中局部放电故障次要气体组份与标准略有差异，为油纸绝缘中局部放电故障。
内部故障晚期，油中气体组份C2H4增长、出现少量C2H2，与标准中油纸绝缘中局部放电故障气体组份判别特征相同。
纸不完全浸渍造成空腔、纸中水份、油的过饱和以及纸的平整度（皱纹或重叠）、绝缘材料不规范，带电位屏尖角毛刺过多过大等都会造成局部放电，生成的X-腊沉积，介损增加。真空干燥浸渍油工艺不稳定是互感器故障的原因之一，但不是共性原因。
互感器故障的共性原因是内部发生严重局部放电，局部电场分布不均引发局部放电，绝缘材料选择、生产过程中绝缘处理工艺（包括干燥、真空注油）质量控制差异等所造成的先天性缺陷导致互感器内部局部电场分布不均。先天性缺陷是局部放电形成和发展的诱发条件，局部放电以H2、CH4、C2H6等受温度影响较小的气体组份为主体，互感器故障位置发热量不大。
2.CT膨胀器故障处理
（1）故障CT由厂家拉回返厂，进行检测、解体分析。电厂人员到厂见证。由厂家出具正式原因、质量保证措施。新换（或可能退货）一台质量合格CT。
（2）对同类型，同型号的CT调研运行中稳定性，后续更换选择可靠性高，无应用故障劣迹的厂家产品。
（3）加强运行巡视，发现互感器油位指示异常立即进行油色谱检测。
（4）加强新投运高压设备的绝缘监督，特别是新投入运行的220KV油浸式 CT，常规电气预防性试验不能及时有效发现此类缺陷隐患，可通过由色谱分析检出。在此类设备投运后1-3个月内应取一次油样进行色谱分析，投运1年后再次进行油色谱分析，投运每3年进行1次油色谱分析。油样分析宜在春季气温回升后，夏季高温气候降温前进行。
3.结语
（1）从此次事故可看出制造厂家绝缘工艺上存在安全隐患，其密封及外绝缘老化问题值得注意，由于生产周期及工序的原因造成先天性家族缺陷，应加强设备选型，安装、交接和运行中存在薄弱环节的管理，及时排查安全隐患。
（2）220kV电流互感器运行中内部严重局部放电是威胁电网安全运行的突出问题，互感器生产厂应严格控制互感器全过程质量管理，特别是绝缘处理工序的质量控制，运行单位加强投运一年内互感器的运行巡检、试验，防止互感器故障发展成事故。
参考文献：
[1]DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则
[2]DL/T 664-2008 带电设备红外诊断应用规范
[3]GB 1208-2006 电流互感器
论文作者:刘惠娟,李亚雄
论文发表刊物:《电力设备》2019年第4期
论文发表时间:2019/7/8
标签：故障论文; 互感器论文; 局部论文; 色谱论文; 缺陷论文; 气体论文; 异常论文; 《电力设备》2019年第4期论文;