一起220 kV 電流互感器絕緣受潮缺陷的診斷分析

盧志學(xué)，曾磊磊，萬 華，晏年平

（國網(wǎng)江西省電力有限公司電力科學(xué)研究院，江西 南昌 330096）

0 引言

電流互感器作為電網(wǎng)電流變換的重要元件，承擔(dān)了電力系統(tǒng)的測量、控制與保護等關(guān)鍵功能。電流互感器一旦出現(xiàn)故障，將可能引起電流測量不準確、保護裝置誤動或拒動，甚至絕緣爆炸等嚴重后果，嚴重威脅電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行[1-2]。

油浸正立式電流互感器因其簡單的制造和維修工藝在220 kV 及以下電壓等級電力系統(tǒng)中被廣泛采用。油浸正立式電力互感器一次繞組采用U型結(jié)構(gòu)，外面包裹油紙絕緣電容屏進行均壓。這種絕緣結(jié)構(gòu)下電容屏繞制難度相對較小，但對干燥工藝要求較高，干燥和注油過程獨立進行，一旦干燥過程工藝控制不佳導(dǎo)致干燥不徹底有可能使得主絕緣存在受潮缺陷。近年來，因主絕緣受潮而導(dǎo)致的電流互感器故障時有發(fā)生[3-4]，因此研究電流互感器受潮缺陷的特征及診斷方法具有重要意義。

文中針對一起220 kV 油浸式電流互感器受潮引起的金屬膨脹器沖頂缺陷，開展了絕緣電阻、直流電阻、油中溶解氣體、高壓介質(zhì)損耗、局部放電等試驗分析，并結(jié)合解體檢查、電容屏間介質(zhì)損耗測量和紅外光譜分析及生產(chǎn)過程排查，確定了故障原因。此次故障診斷分析表明，油中溶解氣體分析、高壓介質(zhì)損耗測量、電容屏間介損測量和紅外光譜分析可對電流互感器的絕緣受潮缺陷進行有效診斷。

1 故障情況

2023年04月20日，某公司發(fā)現(xiàn)一臺220 kV 電流互感器發(fā)生金屬膨脹器沖頂，隨后緊急將該電流互感器退出運行。故障電流互感器為油浸式正立結(jié)構(gòu)，型號為LB7-220，出廠時間為2021 年6 月，投運時間為2021 年11 月，如圖1 所示。故障前電流互感器各項試驗數(shù)據(jù)及跟蹤情況未見明顯異常。

圖1 故障電流互感器

2 試驗分析

對該電流互感器開展直流電阻、絕緣電阻和介損及電容量測試，試驗結(jié)果均合格，說明常規(guī)試驗項目無法有效檢測出電流互感器金屬膨脹器沖頂故障，因此對該電流互感器進一步開展診斷性試驗分析。

2.1 油化測試

對該電流互感器開展油中溶解氣體分析，并檢測油中微水。油中溶解氣體檢測結(jié)果如表1所示。

表1 油中溶解氣體分析結(jié)果

由表1 可知，該電流互感器氫氣和甲烷等特征氣體嚴重超標，表現(xiàn)為典型的局部放電特征。此外，油中微水檢測為25.4 mg/L，超過GB/T 7595—2017《運行中變壓器油質(zhì)量》[5]規(guī)定要求（25 mg/L），因此初步懷疑產(chǎn)氣原因為電流互感器受潮帶來的水分引起局部放電產(chǎn)氣。

2.2 高壓介損測試

測量該電流互感器10 kV 逐步升壓至Um/1.732（145 kV）后逐步降壓至10 kV 的介損，試驗結(jié)果如表2所示。

表2 升壓與降壓的高壓介損

由表3 可知當(dāng)電壓在131.4 kV 及以上時，介損超過標準值（0.8%），且升壓和降壓介損的增量也超過標準值（0.3%）。繪制升壓和降壓介損變化曲線如圖2所示。

表3 局部放電測試結(jié)果

圖2 高壓介損曲線

2.3 局部放電測試

按照GB/T 22071.1—2018《互感器試驗導(dǎo)則第1部分：電流互感器》[6]要求，開展局部放電測試，測試結(jié)果如表3所示。

由表3 可知，當(dāng)施加電壓為44 kV 時，開始出現(xiàn)局部放電，隨著電壓升高，放電量逐漸增大，當(dāng)電壓達到測量電壓（252 kV）時，局放量為2 100～4 000 pC，遠大于標準要求的10 pC，說明電流互感器內(nèi)部存在缺陷引發(fā)局部放電，結(jié)合油中溶解氣體和高壓介損測試結(jié)果，判斷為電流互感器絕緣受潮引起局部放電。

2.4 電容屏間介損及電容量測試

對該電流互感器進行解體檢查，電流互感器內(nèi)部及電容芯子均未發(fā)現(xiàn)明顯的放電痕跡。該電流互感器電容芯子有4 張主電容屏，每張主屏由6 張副電容屏組成，4張主電容屏構(gòu)成3個主電容，由外向內(nèi)分別為末屏電容、中間屏電容和零屏電容，逐步拆解各電容屏并測量介損及電容量如表4所示。

表4 電容屏介損及電容量

由表4 可知，各屏間電容量比較接近，末屏和中間屏的介損值均小于0.3%，而零屏介損達0.783%，遠大于末屏和中間屏，初步判斷電流互感器零屏絕緣受潮。

2.5 紅外光譜分析

取中間屏和零屏的絕緣紙進行傅里葉紅外光譜分析，結(jié)果如圖3所示。

圖3 絕緣紙紅外光譜測試結(jié)果

絕緣紙的主要成分為纖維素，其特征官能團為-OH、-CH2和-CH3。由圖3 可知，零屏的C-H 基團紅外吸收峰強度低于中間屏，說明零屏絕緣紙的纖維素發(fā)生分解，含量低于中間屏，這是因為零屏更靠近一次導(dǎo)體，運行過程中其溫度更高，相比中間屏，零屏絕緣紙（纖維素）熱老化更嚴重。此外，與C-H基團相反，零屏-OH 的紅外吸收峰強度高于中間屏，這說明零屏中的-OH 基團除了來源于纖維素本身，還來源于水分，確認零屏絕緣紙含水量高于末屏絕緣紙。由于零屏位于電容芯子最內(nèi)側(cè)，若是外界潮氣入侵，則外部（末屏和中間屏）絕緣紙含水量高于零屏。因此，懷疑由于廠內(nèi)干燥不徹底導(dǎo)致零屏絕緣紙含水量偏高。

3 生產(chǎn)工藝排查

該廠LB7-220電流互感器采用變壓循環(huán)法干燥，為電流互感器干燥的主流方法，查閱電流互感器干燥記錄滿足干燥工藝要求。

進一步排查電流互感器生產(chǎn)各階段的記錄，發(fā)現(xiàn)一次導(dǎo)桿（鋁管）切削整形后未見清洗和整理記錄，切削液由礦物油、乳化劑和添加劑按照1比30的比例兌水生成，若一次導(dǎo)桿切削液未清理干凈，直接繞制電容屏，切削液的水分會滲入與一次導(dǎo)桿直接接觸的零屏絕緣紙內(nèi)，導(dǎo)致零屏絕緣紙含水量過高，經(jīng)過常規(guī)的干燥工藝流程無法干燥徹底。

4 結(jié)語

文中針對一起220 kV 油浸式電流互感器受潮引起的金屬膨脹器沖頂缺陷，開展了絕緣電阻、直流電阻、油中溶解氣體、高壓介質(zhì)損耗、局部放電等試驗分析，并結(jié)合解體檢查、電容屏間介質(zhì)損耗測量和紅外光譜分析及生產(chǎn)過程排查，確定故障原因為電流互感器制造過程中一次導(dǎo)桿切削液未清理干凈，導(dǎo)致零屏絕緣紙含水量過高，在運行電壓作用下發(fā)生局部放電，并持續(xù)產(chǎn)生氫氣和甲烷等特征氣體，最終導(dǎo)致電流互感器金屬膨脹器沖頂。此次故障診斷分析表明，油中溶解氣體分析、高壓介質(zhì)損耗測量、電容屏間介損測量和紅外光譜分析可對電流互感器的絕緣受潮缺陷進行有效診斷。