一起油浸式電流互感器事故分析

徐 鵬，付文波，盛智蕾，陳 昊，譚風雷，張海華

(國網江蘇省電力有限公司檢修分公司，江蘇 南京 211102)

0 引言

電流互感器(current transformer，CT)是電力系統保護及測量的主要設備，其可靠運行對電網的安全穩定有著重要影響[1-5]。近年來，油浸式電流互感器在運行過程中事故頻發[6-9]，導致設備停役與電網運行方式變更，給相關地區電網的安全穩定運行帶來了壓力，在全社會用電量長期保持在高水平的大背景下，對電流互感器故障成因、演變過程、發展趨勢展開研究具有重要意義[10-14]。

文獻[15]針對一起某500 kV 油浸倒置式電流互感器故障，結合同批次產品試驗情況分析故障成因，對預防設備的絕緣損壞具有參考意義。文獻[16]基于油浸倒置式電流互感器的結構特點，針對產品工藝及運行特性展開分析，得出了事故產生的原因。文獻[17]從油浸倒置式CT 絕緣設計的3 個關鍵部位出發，對CT 在運行過程中產生缺陷的原因展開分析，具有重要參考價值。

上述文獻從不同角度對油浸式電流互感器的結構工藝、缺陷產生以及故障演變展開論述，對于提升設備的專業管理水平具有重要指導意義。下面針對一起500 kV 油浸式電流互感器爆炸事件展開調查，基于多種方法的綜合運用，研判了故障原因，并提出了相應的應對措施，為同類型設備的運維決策及故障診斷提供參考。

1 事故簡介

2020 年9 月，某500 kV 變電站1 號、2 號主變壓器相繼跳閘，無負荷損失，相關主變壓器和線路潮流可控。1 號主變壓器5013 A 相CT 本體故障燃燒，站內運維人員立即啟動消防預案。

經現場檢查，發現5013 CT A 相本體故障燃燒，器身散落，瓷套炸毀，5013 CT A 相P1 側一支引線有燒蝕痕跡。5013 CT 上方2 號主變高跨線上部分懸式絕緣子和引線表面有熏黑痕跡。

初步分析認為本次故障原因為：

(1) 5013 CT A 相主絕緣擊穿，導致1 號主變差動保護動作，1 號主變跳閘。

(2) 5013 CT 故障燃燒后產生大量煙霧，升騰的煙霧造成2 號主變高壓側入串跨線(5013 CT 正上方)對故障CT 放電，導致2 號主變差保護動作，2 號主變跳閘。

該CT 為OSKF-550 型，2001-08-10 出 廠，2002-08-30 投運，工頻耐壓水平680 kV。

2 返廠診斷試驗

由于故障相CT 已燒毀，故對非故障CT 開展診斷試驗。取油樣檢測發現兩臺非故障相CT 含氣量分別為17 mg/L，18 mg/L，超出規程要求的10 mg/L。進行絕緣、直阻、介損等常規試驗，未見異常。隨后進行高壓試驗，順序依次為：局部放電→高壓介損→雷電沖擊→雷沖后局放→局放復測→操作沖擊→操作沖擊后局放復測→高壓介損。

采用平衡法，同時測量兩臺非故障相CT B 相、C 相的局部放電量，測試結果為6 pC。局放測試后兩臺非故障CT 的高壓介損測試結果見表1，2。

表1 局放后高壓介損測試結果(B 相)

表2 局放后高壓介損測試結果(C 相)

高壓介損測試結果表明，兩臺非故障相CT 整體介損和頭部介損隨著施加電壓的升高出現一定程度增長，排除了直線段部分受潮的可能。

隨后，對兩臺非故障相CT 并聯進行雷電沖擊試驗，1 550 kV/±極性15 次通過。雷電沖擊后，再次采用平衡法測試兩臺非故障相CT 整體局放。550 kV 電壓下出現局放信號，起始局部放電量16 pC，680 kV 電壓下局部放電量為16 pC，降壓至330 kV 時，局放信號消失。測試兩臺非故障相CT 直線段局放，未見明顯局放信號。測試兩臺非故障相CT 頭部局放，升壓至450 kV 時出現局放信號，550 kV 電壓下局部放電量為14 pC。

單獨測試兩臺非故障相CT 整體局放，C 相CT 550 kV 下未見明顯局放信號，B 相CT 500 kV電壓時出現局放信號，局部放電量為15 pC。

雷電沖擊后局部放電試驗過程中，隨著試驗電壓升高，局放幅值未見明顯增長，局放信號變得密集，符合油隙放電特征。

選擇試驗過程中局放信號較為明顯的B 相CT取油樣檢測，分別取儲油柜上部油樣和本體下部油樣，并且在拆解前排油過程中，每排50 kg 油取一次油樣做色譜檢測，結果如表3 所示。

表3 拆解前油色譜結果(B 相) μL/L

B 相CT 頭部的乙炔含量明顯偏高，與高壓介損試驗結果以及局部放電測試結果表征一致。

3 解體分析

3.1 故障相CT 拆解

故障相CT 已燒毀，對其進行解體檢查，發現器身已炸裂，與二次引線管脫離，一次導桿彎曲變形。取下器身外殼，發現器身P2 側三角區燒損嚴重，絕緣紙碳化碎裂。將絕緣紙剝離后，發現鐵心罩殼外部對應P2 側三角區位置有大面積燒蝕痕跡。兩片罩殼已錯位，P2 側罩殼已裂開。打開鐵心罩殼，檢查內部鐵心及二次繞組，未見明顯燒蝕、碳化痕跡。檢查二次引線管，發現與之相連的接地線存在放電痕跡。

3.2 非故障相CT B 相拆解

隨后對非故障相CT B 相進行解體，剝離器身絕緣紙過程中發現P1 側一處矩形補償腳環存在放電痕跡，位于中間屏和鐵心罩殼之間，貫穿6 層絕緣紙。其余部位檢查未見明顯放電痕跡。

解體過程中發現該CT 頭部包扎工藝分散性較大，手包絕緣存在褶皺、鼓包現象，且局部涂膠不均勻，補償腳環修剪不規整等。另外，該型CT 膨脹器油位指示裝置存在設計缺陷，膨脹器油位指示裝置與膨脹盒下部沒有直連，而是通過卡扣配合，卡扣與杠桿的一端存在一個小的空隙。膨脹盒膨脹時，盒子底部下移，多出一個空的行程，不能反映真實油位。

結合以上拆解可以發現，故障相CT 的擊穿部位與非故障CT B 相的放電部位位置相似，均處于頭部三角區。

故障CT 的絕緣水平偏低，在長期運行過程中絕緣逐漸劣化，最終發展成為主絕緣擊穿。故障電流路徑為一次導桿—頭部罩殼—鐵心罩殼—二次引線管。

4 結論

本次事故原因為電流互感器主絕緣擊穿。該電流互感器工藝分散性較大，存在頭部絕緣褶皺、鼓包、局部涂膠不均、修剪不規整以及膨脹器油位指示裝置無法反映真實油位等共性問題。

該電流互感器入網時間較早，絕緣設計值偏低，工頻耐壓只有680 kV，低于現行標準740 kV 的設計要求。為避免類似事故再次發生，提升設備運行可靠性，建議加強對同型號電流互感器的運行狀態跟蹤，開展隱患排查工作，并結合停電計劃合理安排更換。