唐 红，赵君娇，郑维刚，郎雪淞

（国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006）

一起220 kV电流互感器故障分析

唐 红1，赵君娇1，郑维刚1，郎雪淞2

（国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006）

介绍了某220 kV电流互感器在运行中出现油色谱异常情况，分析了该电流互感器的局部放电试验、介质损耗试验及绝缘油试验数据，结合解体检查情况找出故障原因，并提出相应的防范措施。

电流互感器；油色谱；局部放电；介质损耗

1 故障情况

某电流互感器型号为LCWB7－220W1，1998年6月出厂，2002年12月投运。2013年3月15日，带电取该电流互感器绝缘油样做色谱试验，出现色谱异常，其氢气含量为199.56 μL／L（标准值≤150 μL／L），其余指标正常［1］。3月22日、3月25日各取1次绝缘油样分析，氢气少量增长，分别为206 μL／L、292 μL／L，如表1所示。运行人员到现场进行检查设备外观未发现问题，绝缘油位正常，红外测温结果正常［2］，三相温度均为26℃，一周内最大电流为200 A。

表1 油色谱试验数据μL／L

2 试验数据分析

为确定互感器故障原因，返厂后对互感器进行局部放电试验、介质损耗试验、绝缘油试验［3］。局部放电试验数据如表2所示，电压为252 kV，视在放电量为32 pC，高于DL／T596—1996电力设备预防性试验规程要求（不大于20 pC），初步判断内部有局部放电现象［4］。

表2 局部放电试验数据

根据DL／T596—1996电力设备预防性试验规程要求：220 kV电流互感器主绝缘tanδ（%）运行中不应大于0.8，大修后不大于0.7，tanδ（%）数值与历年数据比较，不应有显著变化。该电流互感器介质损耗试验结果如表3所示，当试验电压由10 kV升到146 kV时，tanδ（%）增量没有超过0.3%，由此可见，该电流互感器介质损耗试验结果合格。

表3 介质损耗试验数据

对该互感器内的绝缘油在高压试验前后进行油色谱数据比较，结果如表4所示。根据DL／T 596—1996电力设备预防性试验规程要求：220 kV电流互感器氢气应小于150 μL／L，总烃应小于100 μL／L，乙炔小于1.0 μL／L。该互感器氢气、甲烷超标。对绝缘油进行耐压和微水试验，绝缘油耐压值为52 kV，绝缘油中微水为10 mg／L，符合DL／T 596—1996电力设备预防性试验规程要求：220 kV击穿电压应大于35 kV，220 kV绝缘油中微水应不大于25 mg／L。

表4 试验前后绝缘油色谱试验数据μL／L

该电流互感器介质损耗试验、绝缘油耐压和微水试验合格，局部放电试验数据、色谱数据超标［5］，初步判断该电流互感器内部有低能放电现象。

3 解体检查

对该电流互感器进行解体检查，其外观完好，未见瓷套裂纹、漏油迹象。对膨胀器进行检查，其内有绝缘油，未见膨胀器波纹鼓起。对一次引线连接板检查，未见螺丝松动现象及放电烧损痕迹，二次绕组外观及引出线正常。对一次绕组电容屏进行检查，发现多个紧固一次绕组电容屏绝缘垫块的螺栓松动，用手即可轻易拧动，如图1所示。

图1 一次绕组绝缘垫块紧固螺栓

电容屏由14个屏组成，其末屏和“1”屏（靠近一次绕组侧）采用铜带缠绕构成，其余屏是由半导体纸构成。打开末屏，发现末屏引线与铜带连接处有烧损痕迹，一侧出现黑色痕迹，另一侧的绝缘纸颜色变深属于过热痕迹，如图2、图3所示。

4 故障原因分析

图2 电流互感器的末屏铜带及连接引线

图3 电流互感器的末屏引线处下面绝缘纸烧损情况

由于该电流互感器电容屏末屏采用铜带缠绕，为使整体末屏电压均衡，连接良好，将一根引线用焊接方式将各铜带连接，形成一体。解体检查发现部分引线连接点处有烧损或过热痕迹，可能焊接时铜带与引线之间有缝隙，造成局部电位不均匀，发生放电，在持续运行电压作用下，放电点过热，发生烧损变黑。

当一次绕组通过短路电流时，为防止由于电动力作用导致一次绕组移位，采用绝缘垫块及绝缘绑带进行固定，绝缘垫块紧固螺栓是固定绝缘垫块的。在电场作用下，若螺栓松动，将产生局部震动，引起局部放电。

该电流互感器油色谱数据异常的主要原因是其电容屏末屏引线与铜带焊接出现电位不均匀，发生放电，在持续运行电压作用下，放电点过热，发生烧损变黑，部分绝缘纸老化、碳化，导致绝缘油成分分解，油色谱数据超标。

5 防范措施

对同厂家、同型号、同批次出厂的设备，在省内进行一次油色谱试验分析普查，对诊断结果异常的设备应进行油色谱跟踪分析，若其数据有增长趋势，应引起重视，并利用其他检测手段对设备缺陷作进一步判断。

对产品质量应该严格把关，在产品制造过程的关键环节，应有专业的技术人员进行检查或驻厂监造，采取多种有效措施，确保设备制造的质量。

6 结束语

运行人员应重视对设备的运行维护，提高对设备的检修管理水平，结合状态检修开展设备状态评估工作，及时发现运行设备中存在的问题，及时消除隐患，保障设备安全运行。

［1］ 衣国庆，高 朋，王慧杰.110 kV电流互感器油中氢气浓度偏高原因分析［J］.东北电力技术，2008，29（5）：42－43.

［2］ 张 赢.电力设备故障的红外热成像诊断［J］.东北电力技术，2010，31（12）：33－35.

［3］ 潘秀宝，张仲先，高压电流互感器运行情况分析［J］.东北电力技术，2006，27（11）：30－35.

［4］ 电力设备预防性试验规程：DL／T 596—1996［S］.

［5］ 变压器油中溶解气体分析和判断导则：GB／T 7252—2001［S］.

Analysis on 220 kV Current Transformer Fault

TANG Hong，ZHAO Jun⁃jiao，ZHENG Wei⁃gang，LANG Xue⁃song
（Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China）

This paper introduces oil chromatogram anomalies condition in given 220 kV current transformer.Through the analysis of partial discharge test data，dielectric loss test and insulating oil test data，combining disintegration inspection to find out the fault cause，the corresponding preventive measures are put forward.

Current transformer；Oil chromatogram；Partial discharge；Dielectric loss

TM452

A

1004－7913（2016）04－0035－02

唐 红（1987—），女，硕士，工程师，从事变压器技术管理和科研工作。

2016－01－20）