田飞

摘要：运维人员在巡视变电站时发现了一相220kV电流互感器膨胀器异常并且油位指示过于最大值，紧急进行了停运检查，确定了故障类型，及时有效地避免了故障的扩大。

Abstract： The operation and maintenance personnel found an abnormal 220kV current transformer expander and the oil level indication was too maximum when inspecting the substation. The shutdown inspection was carried out urgently， the fault type was determined， and the expansion of the fault was effectively avoided in time.

关键词：电流互感器;试验;分析;处理

Key words： current transformer;test;analysis;treatment

中图分类号：TM835                                     文献标识码：A                                  文章编号：1006-4311（2020）32-0212-02

0  引言

从少油设备事故现象分析，除有的是无前驱现象的突发性事故之外，也有许多是由前驱现象的慢性故障的发展造成的，因此，当发现设备内部存在慢性故障时，且设备尚未退出运行时，必须根据分析结果，掌握故障发展趋势，防止突发性事故（如设备爆炸等）的发生，确保变电站安全、可靠、经济运行。

1  基本情况

该220kV电流互感器由江苏ABB精科互感器有限公司生产，产品型号LB7-220W3，额定电流比2×1200/5，出厂日期2018年10月，投运日期2018年11月26日。该220kV互感器所在母线自11月30日后一直为热备状态，无故障跳闸及异常事件发生，最近一次巡视时间为2月8日，巡视未见异常。

2  故障情况

2.1 故障简述

2019年2月15日10时，变电运维人员巡视发现220kV B相CT膨胀器异常，膨胀器膨胀严重，金属盖掉落在地上（见图1），油位指示过于最大值处，判断为有故障，立即汇报调度及相关单位，申请紧急停运检查处理，随即在12时38分，该母线转检修，迅速进行了试验分析。

2.2 试验情况

油色谱分析发现该相电流互感器乙炔、氢气、总烃均超过注意值。其中乙炔含量为2.1μL/L（标准：1μL/L）;总烃为1039.7μL/L（标准：100μL/L）也严重超标;氢气含量为7287.1μL/L（标准150μL/L）也严重超标，该相CT历次分析见表1。含水量分析中，数据为17.2mg/kg（运行油的标准是≤30mg/kg）;同时油介质损耗因数是0.298%，因此该互感器故障排除受潮原因。（表1）

高压试验分析中，发现介质损耗值虽未超标，但增长迅速。从介质损耗试验结果看介损值为0.459%（标准0.8%），但比出厂值增长39%;电容量962.1pF，比出厂值减少1.75%（标准±2%）;末屏介损值为0.237%，但比出厂值增长24.7%;末屏电容量1119pF，比出厂值减少4.28%。其它两相高压试验均在合格范围内，且与出厂值变化不大。（表2）

2.3 故障类型判断

从油色谱分析数据中可以看出该相CT的H2、总烃含量远大于注意值，而且C2H2也超过注意值，经计算其相对产气速率r>>10%，说明设备存在故障，而且发展较为迅速。

2.3.1 三比值法

根据三比值法编码规则，对C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6的3对比值进行了计算，组合分析为110，按IEC三比值法判断故障类型属于高能量密度的局部放电，按改良后的三比值法判断为电弧放电，为了进一步分析故障类型，特采取图形法。

2.3.2 图形法

从故障特征气体看：H2含量最高，CH4次之，C2H2最小，是局部放电的产气特征，以H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等5个组分依次排列作为横轴，以各组分之浓度（以浓度最高者为1）为纵轴，绘出气体图形，呈L形。

因此，可以判定该故障类型为局部放电。

产生这类故障的原因大多是由于制造质量不良（如：绝缘层间有折叠、凹陷、铝箔有皱折，使纸层间残存气泡导致局部放电）或运行维护不当（如：检修工艺不良、真空注油不完善等）造成的。

2.4 故障处理

鉴于正值正月，元宵节即将来临，为了确保设备安全稳定运行，保障变电站正常供电，随即对2018年卡脖子工程投运的其他6组电流互感器进行油色谱分析和高压试验，发现了该母线所带其他一相CT氢气和总烃均超标，根据三比值法编码组合同样为110，故障类型同样为局部放电，遂申请该母线临停，更换电流互感器。因此于次日2月16日进行了更换电流互感器工作，更换完成后，恢复送电操作。

3  故障原因确定

2月19日，该B相电流互感器返厂试验并解体。油色谱试验氢气10716μL/L，甲烷2394.2μL/L，乙炔1.33μL/L，总烃2836.99μL/L。高压试验10kV介损值为0.55%。高压局放700PC，起始电压58kV。解体检查发现末屏引线接线端子变形，且有少量的烧蚀痕迹，其他主绝缘、引线、绕组铁芯等部位未见异常（见图3）。

从解体检查情况初步认定本次故障存在两种可能：

一是安装工艺不到位致末屏引线接线端子变形，导致接触不可靠，形成接触性悬浮电位放电;二是产品出厂前膨胀器补油过程中，气泡进入产品内部而引起的局部放电。产品补油过程中，产品呈负压状态，气泡进入绝缘上部，在运行电压下，气泡引起的密集型高能量放电。

经返厂解体试验，最终认定导致该相CT故障的原因为：因产品油位较低，操作者没有按工艺规定对产品进行真空补油，导致补油时空气进入油中。再经过長途卧倒运输颠簸后，气泡进入产品一次绝缘上部。在运行电压作用下，气泡首先发生放电，进而导致该部位变压器油分解，产生分解气体，分解气体的产生又加剧了该部位的放电，进而产生大量的分解气体，当产生的气体超出变压器油的饱和溶解度时，就会形成油气分离，最终把膨胀器拉伸变形。

4  暴露问题及措施

该相CT故障暴露出由于安装工艺不良，真空补油不规范等造成密封不严，致使潮气入侵，发生局部放电。为了避免同类设备故障的发生，及时采取了以下措施：

①即刻对同厂家同批次同型号的其他6组电流互感器严格进行检查，重点检查油位，同时取油样进行油色谱分析。

②吸取本次故障教训，严格设备说明书、出厂试验报告、交接试验报告等新设备投运资料的验收管理，明确变电运维巡视重点和要求，及时留存相关影像资料。

③加强现场运行维护管理，应用色谱分析技术等带电检测，及时跟踪新投设备，发现异常，及时处理。

参考文献：

[1]GB/T7252-2001，变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[2]董其国著.电力变压器故障与诊断[M].中国电力出版社，2005.

[3]操敦奎著.变压器油色谱分析与故障诊断[M].中国电力出版社，2011.