110kV電流互感器介質損耗及電容量帶電測試缺陷分析

劉 釗，王 佼

（國網河北省電力公司保定供電分公司，河北 保定，071000）

110kV電流互感器介質損耗及電容量帶電測試缺陷分析

劉 釗，王 佼

（國網河北省電力公司保定供電分公司，河北 保定，071000）

介紹一起110kV電流互感器介質損耗和電容量帶電測試發現的絕緣缺陷情況，從帶電油色譜、停電試驗、設備解體等方面分析缺陷產生的原因，認為電流互感器視窗處丁腈膠墊老化是故障主要原因，并提出防范措施，保證了電流互感器的安全運行。

電流互感器；介質損耗；電容量；帶電測試

電流互感器是電網中最重要的設備之一，其運行可靠性對電力系統起著非常重要的作用［1］。然而，由于設計、制造及其運行維護水平的影響，電流互感器的故障時有發生。電流互感器的傳統定期停電預防性試驗存在費時、費力、試驗效果不理想等諸多弊端［2］，而帶電測試是在設備運行電壓下進行的，相對于停電例行試驗更能反映出容性設備的真實絕緣情況。因此，為加強變電站設備的監測和診斷水平，除停電例行試驗外還應配合開展相應的帶電測試。

1 故障情況

高壓試驗人員對某220kV變電站110kV 111間隔電流互感器進行介質損耗及電容量帶電測試時發現，其V相電流互感器介質損耗值較其它兩相明顯偏大，且較歷史數據有明顯增長，但電容量值未見異常，介質損耗及電容量帶電測試數據見表1。111間隔V相電流互感器的基本參數如下：電流互感器型號LB2-110，1989年2月出廠油紙電容型。

表1 111間隔介質損耗及電容量帶電測試數據

表1測試結果是以113間隔電流互感器作為基準進行測試所得。113間隔電流互感器上一次停電例行試驗數據如表2所示。

表2 113間隔介質損耗及電容量停電試驗數據

根據基準間隔停電試驗數據將111間隔相對介質損耗量轉換為絕對值可以得到U相介質損耗值0.004 75，V 相介質損耗為0.008 06，W 相介質損耗為0.004 09。由此可以看出V相絕對介質損耗值超出其他兩相將近一倍，根據《河北省電力公司輸變電設備狀態檢修試驗規程》規定，111間隔V相電流互感器介質損耗及電容量帶電測試結果超標嚴重。

2 故障原因分析

2.1 帶電油色譜分析

油化人員為了證實帶電測試所得結論，驗證111間隔V相電流互感器的絕緣情況，隨即對其進行了帶電取油樣油色譜分析。

對該電流互感器進行帶電取油樣油色譜分析，發現氫氣、總烴的體積分數分別達到5 801.01μL／L、902.1μL／L，并有少量乙炔產生，其體積分數為1.01μL／L。三比值編碼為100，缺陷類型判斷為低能量放電性缺陷［3］。

同時，油中水分含量測試結果顯示V相較其他兩相試驗結果偏高，但沒有超過規程要求的注意值，標準為20mg／L，U相、V相、W 相微水質量濃度分別為12mg／L、20mg／L、12mg／L。

2.2 停電試驗

2.2.1 常規性試驗

根據規程規定對111間隔V相電流互感器進行了停電常規性試驗，其中包括介質損耗試驗和絕緣電阻試驗。在10kV電壓下用正接線測得V相介質損耗值為0.010 2，超出了規程所要求的值0.008；其電容量為784.2pF，未見異常。絕緣電阻值未見異常。

2.2.2 全壓介質損耗試驗

通過高電壓介質損耗試驗，發現B相電流互感器介質損耗和電容量隨試驗電壓增長而增長，且電壓下降曲線與上升曲線不重合，表現出明顯的絕緣受潮跡象。該電流互感器高電壓介質損耗與試驗電壓關系、高電壓電容量與試驗電壓關系分別見圖1和圖2。

2.2.3 局放試驗

為進一步檢查該電流互感器絕緣性能，試驗人員對其進行了局部放電試驗。在1.2Um／測量電壓下，放電量達到了228pC，遠超過規程要求的20pC，起始放電電壓為29kV，熄滅電壓為19 kV，可見起始放電電壓和熄滅電壓均低于正常運行電壓，由此判斷該設備內部發生局部放電性缺陷，其放電圖譜如圖3所示。

圖1 111間隔V相電流互感器高電壓介質損耗與試驗電壓關系

圖2 111間隔V相電流互感器高電壓電容量與試驗電壓關系

圖3 111間隔V相電流互感器局部放電試驗圖譜

2.3 設備解體檢查

相關專業人員對220kV某變電站111間隔三相電流互感器進行了解體檢查。具體情況如下。

a.在密封均為良好的情況下V相電流互感器內部缺陷產生氣體后內部壓力應高于正常電流互感器，但解體時發現U、W相電流互感器在打開放氣堵時，壓力反而明顯高于V相電流互感器，由此推斷V相電流互感器存在密封不良的情況。

b.拆除U、V兩相電流互感器視窗玻璃固定螺絲后，發現兩相電流互感器所用的丁腈膠墊因使用時間較長均已硬化，V相相對嚴重，已經沒有彈性，且視窗玻璃安裝處有輕微銹跡，U相未發現銹跡。初步判斷因此處密封不良導致電流互感器進水受潮。

c.在一次繞組U型環P1側據端部25cm到60cm處，在第3層到第7層主電容屏間發現少量X蠟，且鋁箔和絕緣紙表面有粘性，判斷為絕緣局部放電點。

3 防范措施

為防止此類缺陷的再次發生，提出以下防范措施：

a.按照相關要求［4］，對于1995年以前出廠的110kV及以上電壓等級油浸式電流互感器，結合春檢試驗，進行一次高電壓條件下的電容量和介質損耗因數測量，以驗證設備工況［2］。測量電壓從10kV到 Um／，電容量的變化量不得大于1%、介質損耗因數增量不得大于0.003。

b.按照相關要求，對于運行20年及以上的220kV油浸式電流互感器，進行一次液相色譜檢查，開展糠醛等參數測試，進一步積累運行數據。另外，對該廠家電流互感器進行一次液相色譜檢查，開展糠醛測試。

c.對具備測試條件的電流互感器，每年至少進行一次介質損耗電容量帶電檢測，測試中注意試驗數據的橫向對比和縱向比較，綜合分析判斷介質損耗電容量變化趨勢。對不具備測試條件的電流互感器，結合各種停電機會，加裝末屏接線盒。

4 結束語

綜合帶電測試、停電診斷性試驗各項試驗結果以及設備解體檢查情況，111間隔V相電流互感器視窗處丁腈膠墊老化導致該處密封不良，在運行中設備內部變壓器油等熱脹冷縮使潮氣侵入，潮氣溶入變壓器油后造成主絕緣受潮、絕緣介質性能劣化，在正常運行電壓下，產生輕微的局部放電，從而造成絕緣薄弱點的變壓器油劣化進而分解析出X蠟并產生故障特征氣體，而X蠟的產生又會進一步導致該處絕緣紙絕緣性能降低，使局部放電加劇和溫度升高，形成惡性循環。建議對本地區安裝的該廠家同一批次的電流互感器進行介質損耗及電容量的帶電普測，并且在今后的停電例行試驗中重點檢查該批次電流互感器視窗處丁腈膠墊的老化情況。

［1］王 佼，劉 釗，胡新超，等.電流互感器狀態診斷方法的研究［J］.云南電力技術，2014，42（4）：92-96.

［2］李建明，朱 康.高壓電器設備試驗方法［M］.北京：中國電力出版社，2013.

［3］汪正剛，周 明，胡芬麗.變壓器超聲波局部放電檢測案例分析［J］.中國新技術新產品，2013（20）：102-103.

［4］陳志勇，閻春雨，張建忠.電流互感器高電壓介質損耗因數tanδ的測量［J］.河北電力技術，2005，24（5）：33-34，51.

本文責任編輯：羅曉曉

AnalysisonDielectricLossof110kVCurrentTransformerand OnlineMeasurementDefectofCapacitance

Liu Zhao，Wang Jiao
（State Grid Hebei Electric Power Corporation Baoding Power Supply Branch，Baoding 071000，China）

This paper introduces an insulation defect of a 110kV current transformer which has been detected by online measurement of dielectric loss and capacitance.Based on the results of equipment routine tests，online oil chromatography analysis and equipment disintegration analysis，considers that the cause of this insulation defect is an insulation aging issue of inner parts of this current transformer，and provides the preventive methods，which have a practical significance to the safe operation of current transformers.

current transform；dielectric loss；capacitance；online measurement

TM452

B

1001-9898（2015）03-0057-03

2015-01-14

劉 釗（1987－），男，工程師，主要從事變電站一次設備的狀態診斷工作。