摘要：针对某变电站220kV电流互感器故障情况，从带电检测、停电试验及设备解体等方面进行分析，认为电流互感器芯体绕制过程中包扎不紧密、内部存在空气间隙及真空干燥不彻底是造成电流互感器故障的主要原因，并提出相应的处理及防范措施，避免类似故障发生。
关键词：电流互感器；故障分析；带电检测；停电试验；设备解体
电流互感器作为测量、计量、保护等元件，在电力系统中起着重要作用，其运行的可靠性，直接关系到电网能否安全稳定运行。电流互感器发生故障不但会造成自身损坏，还可能引起保护误动、设备跳闸，造成电网安全事故。以下就一起某变电站220kV电流互感器低能量放电故障进行分析。
1故障情况介绍
2016年11月22日，对某变电站的220kV电流互感器进行油中溶解气体带电检测时，发现氢气、总烃以及乙炔含量超标。该支互感器型号为LB-220型，额定电压220kV，额定电流1600A，额定电流比2*（800-1250）/5A，2016年4月出厂，2016年6月投运。对该互感器带电取油样进行色谱分析，发现氢气含量17749.61μL/L，总烃含量2080.23μL/L，乙炔含量3.69μL/L，均超过注意值，与交接试验时相比增长明显。三比值计算结果为110，判断为低能量放电故障。随后对该互感器进行停电处理，结合外观检查，发现其膨胀器防尘罩顶盖被顶起。
2故障原因分析
2.1停电试验
2.1.1介质损耗试验
现场对该电流互感器进行停电诊断试验，用10kV正接法测得B相电流互感器主绝缘介质损耗值为0.347%，电容量为910.6pF，未超出规程中注意值，但对比A、C相增长较为明显，测试数据见表1。绝缘电阻测试未见异常。
表1 介质损耗及电容量测试数据
为进一步分析缺陷原因，对该电流互感器进行解体前试验，增加绝缘油耐压及介质损耗试验、一、二次绕组直流电阻试验、高压介质损耗试验和局部放电试验。
取绝缘油进行耐压及介质损耗试验，油耐压值为65kV，介质损耗值为0.73%，均符合规程要求。主绝缘介质损耗值为0.399%，电容量为920.1pF，末屏介质损耗值与电容量分别为0.283%和801.6pF，绝缘电阻值未见异常。
对互感器做高压介质损耗试验进行进一步诊断，根据规程要求，测量电压从10kV到Uｍ/√3，介质损耗值增量不应超过±0.003，电容量变化量不得大于1%。试验数据见表2。
表2 高压介质损耗、电容量数据
虽然试验中介质损耗值增量不到0.3%，但数值随试验电压升高而升高，当逐步降压测量时，曲线又重合形成闭口环路状。该迹象为绝缘中存在气隙的表现，介质损耗值在试验电压达到气体起始游离电压之前保持稳定，随着电压升高，气体开始游离，介质损耗值急剧增大，曲线出现转折。逐步降压测量时，由于气体放电随时间和电压的增加而增强，故介质损耗值高于升压时相同电压下的值，直至气体放电终止，曲线重合。介质损耗与试验电压关系见图1。做一、二次绕组直流电阻试验，数据无异常。
图1 介质损耗与试验电压关系
2.1.2局部放电试验对该电流互感器进行局部放电试验以进一步检查其绝缘性能。起始放电电压为40kV，放电量达到500pＣ，远超规程中20pＣ的要求，熄灭电压为32kV。局部放电图谱见图2，根据局部放电图谱分析，应是油纸绝缘介质受潮的表现。
图2 局部放电图谱
2.2解体检查
解体现场如图3所示，
图3 解体现场
设备解体后发现，电容屏第4-6屏之间绝缘油劣化，有X蜡生成。综合以上结果分析，造成缺陷的原因是：厂家在生产过程中工艺控制不严，电容芯体绕制过程中包扎不紧密，导致在绝缘层间存在空气间隙；第4-6屏为中间屏，真空干燥时干燥不彻底，内部有水分残留；设备在运行电压下发生局部放电，绝缘油劣化，产生X蜡并析出氢气、乙炔等故障气体，造成膨胀器顶起、油色谱超标、介质损耗值增大。
3结束语
电流互感器的稳定运行是电网安全的重要保障。通过对一起电流互感器膨胀器冒顶故障的深入分析，确定故障的主要原因是互感器芯体绕制过程中包扎不紧密，内部存在空气间隙及真空干燥不彻底。为避免类似故障再次发生，应督促厂家加强生产制造过程中的工艺把控，同时应加强设备入网后的带电检测及在线监测。
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论文作者:柴堃
论文发表刊物:《基层建设》2019年第16期
论文发表时间:2019/8/30
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