電流互感器電容屏異常放電原因分析及試驗研究

譚　陽，王　芬，萬　華，徐碧川，龔紹文

（1.國網(wǎng)江西省電力有限公司撫州供電分公司，江西　撫州　344000；2.國網(wǎng)江西省電力有限公司電力科學研究院，江西　南昌330096；3.國網(wǎng)江西省電力有限公司贛西供電分公司，江西　新余　338000）

0　引言

電流互感器在電力系統(tǒng)中是用來隔離一次側高電壓，保護二次側儀表和操作人員安全[1-2]，將大電流變換成小電流的。作為后續(xù)測量分析設備的數(shù)據(jù)采集設備，也可以擴大儀表的測量范圍，提高測量的準確性。如果電流互感器出現(xiàn)故障，就會出現(xiàn)測量計量不準、數(shù)據(jù)出錯，導致繼電保護裝置誤動作，甚至導致整個電網(wǎng)大面積停電，所以對于互感器的故障不能忽視，必須及時采取有效的措施[3-4]。

近年來電流互感器膨脹器沖頂事故出現(xiàn)較多，某220 kV變電站兩套母差保護動作，運維人員發(fā)現(xiàn)一起220 kV出線間隔開關電流互感器金屬膨脹器出現(xiàn)沖頂故障。分析其故障原因為裝配人員在安裝過程中由于操作不當，使鐵心罩殼頂部及兩側局部錯位變形。松動位置發(fā)生局部放電，使得變壓器油裂解，長時間運行后氣體大量累積造成膨脹器沖頂。[5]

1　事件經過

2017年6月8日，運行人員巡視時發(fā)現(xiàn)某220 kV變電站218間隔C相電流互感器金屬膨脹器沖頂，如圖1所示。檢查同間隔電流互感器，發(fā)現(xiàn)A相電流互感器金屬膨脹器正常，但油位異常偏高，B相電流互感器金屬膨脹器頂蓋一角異常凸起，如圖2所示。

該間隔電流互感器型號為LB-220，2017年3月13日投運，運行時間不到3個月。設備投運前開展了交接試驗，各項試驗數(shù)據(jù)合格。發(fā)現(xiàn)該間隔電流互感器金屬膨脹器異常凸起后，運行人員立即申請停電，將三相電流互感器退出運行。

圖1C相電流互感器

圖2　B相電流互感器

2　試驗情況

2.1　現(xiàn)場例行試驗

電流互感器退出運行后，現(xiàn)場對三相電流互感器開展了常規(guī)試驗檢查。試驗項目包括繞組直流電阻、絕緣電阻、主絕緣介質損耗因數(shù)、油中溶解氣體分析以及絕緣油試驗。試驗結果發(fā)現(xiàn)B、C相電流互感器主絕緣介質損耗因數(shù)超標，A相介損值接近標準值，三相電流互感器出廠驗收、交接驗收及現(xiàn)場試驗介損值對比數(shù)據(jù)見表1。同時，三相電流互感器油中溶解氣體分析中氫氣、總烴、乙炔值均超標，試驗數(shù)據(jù)見表2。三相電流互感器繞組直流電阻、絕緣電阻、絕緣油試驗結果合格。

表1　電流互感器介質損耗因數(shù)測試值對比

表2　電流互感器絕緣油溶解氣體分析μL/L

根據(jù)三相電流互感器油中溶解氣體分析數(shù)據(jù)，判斷電流互感器內部發(fā)生放電，產生大量氣體，導致金屬膨脹器沖頂。根據(jù)DLT 722-2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》中“三比值法”，確定故障編碼為100，判斷放電類型為低能放電。

2.2　診斷性試驗

為了進一步確定電流互感器放電原因及部位，對電流互感器返廠開展診斷性試驗，試驗項目包括耐壓、局部放電及高電壓介損測試。

對B、C相電流互感器進行高電壓介損試驗，測量不同電壓下電流互感器的介質損耗因數(shù)。電壓首先從10 kV增加到146 kV，然后從146 kV下降到10 kV，電壓上升及下降過程中，記錄B、C相電流互感器介損值，介損隨電壓的變化情況分別見圖3、4。B、C相電流互感器在電壓從10 kV增加到146 kV，其介損值分別增加0.009和0.015，超過標準要求。

圖3　B相電流互感器介損值

圖4　C相電流互感器介損值

對A相電流互感器進行耐壓試驗，試驗電壓值460 kV，耐壓試驗通過后對電流互感器進行局部放電試驗，在1.2Um/√3電壓下，測得局放量為500pC，嚴重超標。

根據(jù)三相電流互感器診斷性試驗數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)電流互感器主絕緣高壓介損及局放試驗超標。判斷電流互感器低能放電部位在主絕緣。

2.3　解體檢查情況

對B、C相電流互感器進行解體檢查，拆開電流互感器瓷套，檢查電流互感器器身、鐵心及夾件、二次繞組、末屏引線，外觀無明顯異常，如圖5所示。該型號電流互感器為電容器結構，器身結構圖如圖6所示。

圖5　電流互感器解體檢查

圖6　電流互感器器身結構

對電流互感器主絕緣一次繞組主絕緣進行解體，重點檢查電容屏及絕緣紙，外觀檢查無明顯異常，如圖7所示。

圖7　檢查電容屏及絕緣紙

該電流互感器一次繞組主絕緣為電容型絕緣，共有9張電容屏。將一次繞組主絕緣解體后，分別測量9張電容屏的電容量、介損及絕緣電阻。發(fā)現(xiàn)C相電流互感器第4-7張屏的介損值超過廠家內部控制值（0.004），B相電流互感器第3-7張屏的介損值超過廠家內部控制值，B、C兩相電流互感器第4-7張屏的絕緣電阻值也明顯偏低。具體情況見圖8、9。

圖8C相電流互感器

圖9B相電流互感器

造成絕緣紙介損偏高，絕緣電阻下降的原因包括絕緣老化及受潮。由于本次缺陷電流互感器運行時間不到3個月，排除絕緣老化及運行中受潮的原因，判斷電流互感器在制造時中間屏絕緣紙未完全干燥，導致其介損偏高。

2.4　絕緣紙試驗

為了確定中間屏絕緣紙未完全干燥，取B相電流互感器電容屏間絕緣紙，在試驗室進行干燥處理，在155℃下干燥36 h。干燥前后進行介電常數(shù)測試，對比分析絕緣紙干燥前后介電常數(shù)變化情況，試驗數(shù)據(jù)見圖10。

圖10　干燥前后介電常數(shù)

根據(jù)圖10可以發(fā)現(xiàn)干燥后，絕緣紙相對介電常數(shù)均有降低，且中間電容屏的降幅尤為明顯。確定中間屏絕緣紙干燥前含有水分，故干燥后介電常數(shù)明顯降低。

3　結束語

本次電流互感器金屬膨脹器沖頂缺陷是由于互感器內部發(fā)生低能放電，產生大量氣體導致的。電流互感器放電部位為主絕緣中間電容屏之間。電流互感器中間屏絕緣紙在制造過程中未完全干燥，導致介損值偏高，同時在運行電壓下發(fā)生局部低能放電。為了防范類似缺陷再次發(fā)生，提出如下措施及建議：

1）目前已要求廠家召回同批次干燥的其他電流互感器。

2）嚴格按照《變電驗收通用制度》及《十八項反事故措施》要求，油浸式電流互感器出廠局放試驗延長到5 min，現(xiàn)場交流耐壓試驗前后進行油色譜分析。

3）目前《輸變電設備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程》及《變電五項通用制度》都沒有對絕緣紙的含水量提出明確要求，而且尚無檢測絕緣紙中含水量的有效方法，建議開展絕緣紙中水分含量無損檢測方法及判斷標準研究。

4）認真做好電流互感器運行情況監(jiān)督檢查，特別是在電網(wǎng)高負荷到來之前和夏季高溫天氣時，要注意電流互感器油位變化情況。當油位升高明顯或達到最高位置時，及時取油樣跟蹤分析。