劉龍龍， 劉 宏

（1.山西地方電力有限公司電網(wǎng)分公司，山西 太原 030001；2.國網(wǎng)山西省電力公司電力科學研究院，山西 太原 030001）

0 引言

電流互感器是電力系統(tǒng)重要的一次設備，其作用主要有以下3 方面：一是將一次系統(tǒng)大電流轉換為標準小電流5 A 或1 A，給測量裝置、繼電保護和控制裝置傳遞信號；二是使測量、保護和控制裝置與高電壓電氣可靠隔離，保障人身、設備安全；三是有利于測量裝置、儀表和繼電保護、控制裝置的小型化、標準化設計。

目前，常用電流互感器分為正立式、倒立式兩種結構，其中，正立式電流互感器一次繞組采用U 型結構，電場分布均勻，二次線圈通過鐵芯套裝在一次繞組底部。正立式電流互感器絕緣設計合理，一次繞組外部采用多層油紙絕緣包封，又分為主屏和端屏。主屏主要為均勻分布的一次繞組主絕緣，端屏則設計用于改善主屏端部電場分布。絕緣紙采用機器繞制方式，裝配工藝成熟。與倒立式電流互感器相比，正立式電流互感器故障缺陷小、運行安全穩(wěn)定性高。正立式電流互感器為油浸式產(chǎn)品，互感器頂部裝設膨脹器用于絕緣油儲存和壓力調(diào)節(jié)，但內(nèi)部放電引起氣體含量急劇增大時，膨脹器異常拉伸，頂部金屬蓋板被頂起或彈飛，運維人員可及時將故障互感器停運檢查，能有效避免故障進一步擴大。

2019 年初，某省電網(wǎng)連續(xù)發(fā)生2 起投運3 月以內(nèi)的正立式電流互感器膨脹器沖頂事件，經(jīng)現(xiàn)場檢查，未發(fā)生受潮及過電壓沖擊現(xiàn)象。歷史同期，省外電網(wǎng)也發(fā)生多起投運1 年以內(nèi)的正立式電流互感器同類故障。對該類型故障互感器的絕緣油取樣分析，氫氣、甲烷、乙烷、總烴氣體含量超標嚴重，氣體體積分數(shù)超過1 000 μL/L。同時，普遍出現(xiàn)乙炔，乙炔體積分數(shù)小于10 μL/L，一氧化碳、二氧化碳含量正常。結合三比值法分析，色譜數(shù)據(jù)表明電流互感器內(nèi)部存在低能量放電，但不涉及固體絕緣。為深入分析正立式電流互感器膨脹器異常沖頂事件，結合220 kV 某線路電流互感器A 相返廠解體，對正立式電流互感器膨脹器異常進行詳細排查，得出投運期限短的正立式電流互感器膨脹器故障原因，為后期施工工藝改進提供相關建議。

1 典型案例剖析

1.1 故障介紹

2019 年2 月15 日，某公司對220 kV 某線路進行巡視時，發(fā)現(xiàn)A 相電流互感器膨脹器拉伸，油位指示超過最大值處，金屬蓋掉落在地上。

通過油色譜數(shù)據(jù)分析（見表1），氫氣、總烴氣體超標，乙炔增長0.7 μL/L，根據(jù)三比值法編碼組合為110，故障類型判斷為電弧放電。同時，對該電流互感器進行其他絕緣試驗，結果合格?，F(xiàn)場查看互感器外表，未發(fā)現(xiàn)漏油情況，說明密封良好未受潮；查看互感器以往運行電壓，未發(fā)生過電壓沖擊現(xiàn)象。

表1 故障前后色譜數(shù)據(jù)比對 μL/L

1.2 返廠試驗

2019 年2 月26 日，220 kV 某線路電流互感器A 相返廠到位，運輸過程中電流互感器CT（current transforme）r 未發(fā)生漏油情況（排除運輸過程中受潮）。2 月27 日至28 日，A 相CT 靜置2 天，然后于3 月1 日進行返廠試驗。試驗內(nèi)容包含變壓器油性能試驗、絕緣電阻試驗、電容和介質損耗試驗（測量電壓為10 kV、73 kV、146 kV）、局部放電試驗、伏安特性試驗等。表2 為出廠與返廠試驗比對表。

表2 出廠與返廠試驗比對

返廠試驗介損與出廠試驗值相差不大，返廠試驗中局部放電試驗，起始放電電壓為150 kV，174 kV 測量電壓下局部放電量為400 pC。

1.3 返工后試驗

為排除絕緣油問題，3 月3 日至12 日，進行了3 次放油、瀝油、靜置和真空注油壓浸，使原CT 絕緣油充分排盡。3 月13 日，進行換油后的高壓試驗（簡稱返工后試驗）。試驗內(nèi)容只涉及局部放電試驗。

返工后試驗在174 kV、252 kV 測量電壓下未發(fā)生超標的局部放電量，初步說明故障點不在CT本體部位。

1.4 長時耐壓試驗

由于初期懷疑內(nèi)部本體存在問題，2019 年3月14 日至15 日進行長時耐壓試驗，耐壓時間48 h，14 日耐壓值為174 kV，15 日耐壓值為218 kV，加壓過程中每隔2 h進行局部放電測量，激發(fā)電壓為368 kV，測量電壓為174 kV、218 kV、252 kV，未發(fā)生超標的局部放電量。

1.5 耐壓后試驗

2019 年3 月16 日，耐壓后靜置1 天。3 月17 日，進行耐壓后全套試驗，耐壓后色譜數(shù)據(jù)（見表3）無乙炔等特征氣體，但局部放電量、介損超標。從局部放電圖譜看，類似單極性、非對稱性放電，介損數(shù)據(jù)較換油前介損值較高。

表3 耐壓后試驗數(shù)據(jù)

由于色譜取油次數(shù)過多（耐壓前后共取油4次以上），導致互感器CT 缺油（CT 頂部往下超過40 cm 檢測不到油位）。為確定耐壓后設備本體情況，3 月17 日至18 日，重新進行放油、瀝油、真空、注油、靜置，3 月19 日重新進行耐壓后試驗。耐壓后試驗局部放電不合格，174 kV 測量電壓下局部放電量＜5 pC，252 kV 測量電壓下局部放電量為25 pC 左右，且介損超標。

本次局放起始放電電壓213 kV、熄滅電壓198 kV，且252 kV 測量電壓下的局部放電量為25 pC。由于放電電壓高、放電量低、放電波形特征不明顯，無法判別放電部位。隨著電壓繼續(xù)上升，測量電壓在368 kV 下局部放電量為167 pC（該電壓放電量不做考核），放電波形正極性峰值，非對稱性，特征為地電位尖端放電，懷疑試驗接地不良導致。

由于返廠后對原CT 介損測量正常，但換油后未進行介損測量，結合耐壓后介損超標分析，懷疑返廠換油時瀝油過程中受潮導致。表4 為換油前后介損比對表。

表4 換油前后介損比對

1.6 解體分析

3 月19 日下午，將本臺CT 吊芯檢查，高壓引線、二次繞組線圈及引線接線板、一次繞組各層絕緣屏和末屏未發(fā)現(xiàn)明顯褶皺、空腔及放電點。同時，吊芯后重新進行一次繞組主絕緣各層主屏介損測量，測量結果見表5。由于第3 屏拆分時，壁紙刀將3 號屏、2 號屏、1 號屏劃開，導致10 kV 電壓下無法進行介損測量。從測試結果可以看出，最外層14 號～6 號主屏介損偏大，最內(nèi)側1 號～4號主變主屏介損偏小，說明本體外部受潮嚴重，內(nèi)部未明顯受潮。

1.7 故障結論

結合出廠檢查記錄分析，發(fā)現(xiàn)該臺電流互感器發(fā)貨前進行過室外補油（非真空補油）。電流互感器注油要求在55 ℃條件下進行，便于絕緣油充分融入絕緣層。該臺電流互感器發(fā)貨在11 月底，溫度較低，工人發(fā)現(xiàn)膨脹器油位低于最低油位時，就在發(fā)貨前進行室外補油，且補油時未經(jīng)過真空處理直接開蓋補油，導致互感器進入大量空氣。CT 平躺運輸過程中氣泡與本體充分融合，促使氣泡進入油紙絕緣之間，在長期運行下，發(fā)生低能量放電，導致氣體超標。換油前后局放量明顯變化可充分驗證本結論的正確性。

表5 各屏介損比對表

2 結論與建議

在本次故障發(fā)生后，通過向其余運維單位和制造廠商咨詢，此類電流互感器故障在電力系統(tǒng)發(fā)生多起，為此，本文進行深入總結，并提出具體針對性運維建議。

2.1 油色譜分析異常

通過對比故障電流互感器，往往存在油色譜異?，F(xiàn)象。具體表現(xiàn)為氫氣、甲烷、乙烷超標嚴重，部分產(chǎn)生微量乙炔，但不涉及一氧化碳和二氧化碳。因此，通過返廠解體往往難以發(fā)現(xiàn)明顯放電點。但又因色譜異常產(chǎn)生大量氣體，導致膨脹器拉伸變形，甚至金屬蓋板跌落。目前，供電公司針對電流互感器現(xiàn)場絕緣試驗手段主要為低電壓介損、絕緣電阻、直流電阻、紅外、油色譜分析。低電壓介損、絕緣電阻、直流電阻需要停電試驗，供電公司往往結合檢修工作才開展，但低電壓介損檢測絕緣受潮能力有限，當油紙絕緣發(fā)生局部受潮后，高電壓介損檢測相對靈敏度高；紅外檢測對于電流互感器表面發(fā)熱明顯，對于電流互感器內(nèi)部放電效果欠佳；油色譜分析是目前現(xiàn)場檢測電流互感器內(nèi)部絕緣故障的最有效的手段，但受制于電流互感器是少油設備，各供電公司只是結合每年春檢開展檢測。

2.2 同類型和同批次特征明顯

從電流互感器故障后現(xiàn)場試驗分析看，現(xiàn)場未發(fā)現(xiàn)介損超標、絕緣電阻不合格等現(xiàn)象，可以排除現(xiàn)場運行環(huán)境導致的電流互感器故障。綜合分析多起電流互感器故障后，發(fā)現(xiàn)制造廠生產(chǎn)工藝均存在重大隱患，由于生產(chǎn)工藝不嚴謹，使得電流壓感器在現(xiàn)場運行電壓下逐步發(fā)生異常。對于此類故障，同廠家、同型號、同批次特征明顯，一臺發(fā)現(xiàn)異常往往可能牽出幾臺的問題。因此，同類設備隱患排查是預防大面積電流互感器故障的有效手段。

2.3 季節(jié)變化對故障的影響

該類型電流互感器故障發(fā)生時間往往在冬春交替季節(jié)，這與絕緣油受溫度影響有關系，此類型故障主要集中在北方電網(wǎng)。冬季北方寒冷，絕緣油黏度變大，此時產(chǎn)品制造過程中存在的微弱缺陷往往易誘發(fā)產(chǎn)生局部放電。春季溫度上升，絕緣油在互感器內(nèi)部流通能力變強，冬季積累的局部放電氣泡隨著絕緣油流動至電流互感器上部，同時，絕緣油熱漲后體積變大，兩種因素導致互感器內(nèi)部壓力增大，從而導致膨脹器拉伸變形。因此，供電公司在春檢時應針對電流互感器進行專項巡視，必要時可停電從上部取油進行色譜分析。

2.4 投運時間與故障的關聯(lián)性

投運1 年內(nèi)發(fā)生故障的電流互感器產(chǎn)生大量氫氣，且總烴超標嚴重，并伴有乙炔產(chǎn)生，現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)膨脹器拉伸變形，說明此類故障發(fā)展迅速，往往是產(chǎn)品制造工藝的重大隱患導致的，例如油紙絕緣受潮、注油產(chǎn)生氣泡等；投運10 年以上發(fā)生故障的電流互感器，往往只產(chǎn)生甲烷，導致總烴剛剛超標，且通過現(xiàn)場試驗、外觀檢查未發(fā)生CT 破損受潮現(xiàn)象，說明此類故障發(fā)展緩慢，結合時間推移氣體慢慢增長，往往是產(chǎn)品生產(chǎn)環(huán)節(jié)微小隱患導致的，例如局部連接松動、絕緣油存在雜質或渦流損耗發(fā)熱等。