110kV電流互感器初期受潮缺陷分析

岳明明　李曉溪　劉釗　胡嘉　劉洋洋

摘 要

介紹了一起由相對介質損耗及電容量帶電測試發現的110kV電流互感器初期受潮缺陷。對故障電流互感器進行了油色譜試驗、絕緣電阻試驗、主絕緣全壓介損及電容量測試、末屏介損及電容量測試以及主絕緣局部放電測試，通過綜合分析得出故障主要原因并提出了處理防范措施。

【關鍵詞】相對介質損耗及電容量帶電測試 受潮缺陷 電流互感器 油色譜試驗

帶電檢測一般是通過便攜式檢測儀器對變電站內運行設備進行狀態量的現場檢測，其相對于停電例行試驗來說具有投資小、無需停電、更精確反應設備運行時狀況等優點。目前省公司開展的帶電測試項目主要有電流互感器相對介質損耗因數及電容量測試、避雷器泄漏電流測試、特高頻及超聲波局部放電檢測技術。而其中以電流互感器相對介質損耗因數及電容量測試發現的缺陷最多。

1 故障基本情況

2013年6月19日工作人員在對某110kV變電站進行電流互感器帶電測試時，發現172間隔C相電流互感器相對介質損耗因數（相對介損）值異常。172間隔C相電流互感器基本參數如下，型號：LCWB6-110W3；出廠日期：2006年12月；投運時間：2008年1月。

172間隔電流互感器帶電測試的數據為：ABC三相CT相對介損分別為0.24%、0.22%、0.55%；三相電容量比值為1.01、1.06、1.02。 172間隔電流互感器相對介損值的測量是以102-2間隔電流互感器為參考進行的。102-2間隔最近一次停電例行試驗是在2010年進行的，其數據為：三相CT相對介損分別為0.24%、0.22%、0.248%；三相電容量分別為815.2 pF、813.4 pF、858.0 pF。在2010年172間隔CT介質損耗和電容量測試數據為： 三相相對介損分別為0.237%、0.24%、0.232%；三相電容量分別為829.2 pF、865.7 pF、875.6 pF。

根據2010年停電數據，將173間隔相對介損換算為絕對值可以得到C相介損絕對值0.798%遠大于 A相0.480% 與B相0.442%的介損值，接近《輸變電設備狀態檢修試驗規程》所要求的警示值0.8%，并且與2010年歷史數據對比C相介損增量為243.96%。由此可見172間隔C相相對介損存在明顯異常現象。

2 故障分析

2.1 油化試驗情況

次日，油化工作人員對172間隔電流互感器進行帶電取油樣分析，C相油色譜數據存在異常，其他兩相未見異常。具體情況如下。

172間隔電流互感器歷次油色譜試驗數據見表1。

由以上數據可以看出：172間隔C相電流互感器在2013年6月20日的追蹤試驗中測得氫氣、總烴含量已經遠超過了《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》規定的150μL/L與100μL/L的注意值，乙炔含量為0.61μL/L，雖未超過導則要求的2μL/L的警示值，但是它的出現說明設備內部可能存在放電或高溫過熱?？偀N的相對產氣速率達到3494.99%/月，遠大于10%/月的注意值。油中微水值較上次測量增長50%，但并未超過規定25μL/L的注意值。進一步通過“三比值”法確定缺陷類型，通過計算可得三比值編碼為100，初步判斷為設備內部存在低能量放電性故障。

2.2 更換后停電試驗

2013年6月24日工作人員對將172間隔C相電流互感器進行退運、更換。隨后為了確定故障原因，對該退運電流互感器進行了全面高壓試驗。試驗項目有：絕緣電阻測試、主絕緣全壓介損及電容量測試、末屏介損及電容量測試和主絕緣局部放電測試。試驗時溫度為32℃，濕度60%。

2.2.1 絕緣電阻測試

絕緣電阻試驗需要考察的部位包括主絕緣、末屏絕緣以及二次絕緣，測試結果為：主絕緣50000 MΩ；末屏絕緣2500 MΩ；二次絕緣2500 MΩ。根據規程判斷，主絕緣、末屏絕緣以及二次線圈絕緣均無異常

2.2.2 全壓介損試驗

全壓介損試驗的試驗電壓包括10kV、30kV、50kV、73kV，根據所得數據繪制介損隨電壓變化曲線，結果見圖1。

圖中紅線系列2為降壓測試值，藍線系列1為升壓測試值。全壓介損結果顯示，在最高運行相電壓Um/√3（73kV）下該電流互感器介損值為0.905%，較10kV介損增長0.373%，國家電網公司輸變電設備狀態檢修試驗規程的規定，測量電壓從10kV到Um/√3介質損耗因數增量不得大于0.3%（警示值），該設備介損增長超過規定值，電容量增量未見異常。并且該曲線形狀、走勢與絕緣介質受潮后的全壓介損圖譜相吻合?？梢猿醪脚袛嘣摴收峡赡苁怯捎诮^緣受潮引起的。

2.2.3 末屏介損測試

設備末屏介損及電容量測試是在2kV的試驗電壓下進行的，所得試驗數據為：介損值0.895%；電容量1319 pF。試驗結果無異常。

2.2.4 局部放電測試

對主絕緣進行局部放電測試，測試結果為：起始電壓44kV；熄滅電壓30kV；1.2Um/√3下放電量為2200 pC。

局部放電測試結果顯示，該設備在1.2Um/√3電壓下放電量達到2200pC，遠遠超過國家電網公司輸變電設備狀態檢修試驗規程規定的20pC的注意值；起始放電電壓為44kV，且放電量迅速增長，熄滅電壓為30kV。放電圖譜波形與典型圖譜比較，接近于油紙絕緣介質受潮后局放圖譜。

2.3 外觀及解體檢查

現場外觀檢查時，發現故障電流互感器油位不可見，但無滲漏點，分析為由于內部放電導致設備內部溫度升高，從而引起油位超過上限所致。隨后檢修人員對故障電流互感器進行解體檢查，未發現明顯放電痕跡及受潮點。

2.4 結論

結合停電、帶電試驗結果以及設備解體情況，初步分析該設備內部存在由受潮所致的放電性缺陷。故障原因是設備主絕緣受潮，導致帶電、停電主絕緣介損測試值超標，但該設備絕緣屬于輕微受潮階段，設備絕緣內部并未產生明水，水分子呈游離狀態，所以設備電容量未超標，主絕緣電阻變化不明顯，解體時并未發現明顯受潮點。侵入主絕緣的水分處于電場較強位置從而產生局部放電，引起設備內部溫度升高，造成油位上升。

3 防范措施

該故障設備已經退出運行。為防止此類缺陷的再次發生，應該對本地區所轄所有同廠同批次設備，通過帶電相對介損及電容量測試以及帶電油色譜試驗進行逐一排查。同時應該加強對110kV級以上電壓等級電流互感器赴廠質檢驗收。

4 結束語

電力系統中設備的絕緣受潮缺陷是最常見的分布性缺陷之一。由于設備密封不良，潮氣侵入，在長期運行電壓的強電場作用下，會造成絕緣性能下降。但是受潮初期水分子呈現游離狀態并未產生明水，此時設備的絕緣電阻測試值以及電容量未必超標，但是此種受潮初期缺陷可以通過油色譜試驗、介質損耗以及局部放電試驗反映出來。電力系統生產中發生的缺陷故障是復雜多樣的，這就要求運行檢修人員應該充分相信帶電測試技術的精確度和成熟度，并具有綜合分析缺陷故障的能力。

參考文獻

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[4]李建明，朱康.高壓電氣設備試驗方法[M].北京：中國電力出版社，2001.

[5]劉釗，王佼.110kV電流互感器介質損耗及電容量帶電測試缺陷分析[J].河北電力技術，2015，34（03）：33-34.

作者簡介

岳明明（1994-），女，主要從事電氣工程及其自動化方面的研究。

作者單位

1. 南華大學 湖南省衡陽市 421000

2. 國網河北省電力公司保定供電分公司 河北省保定市 071000

3. 國網河北省電力科學研究院 河北省石家莊 050021