付丽君，陆 昊，关艳玲，卫 兵

(1.国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院，哈尔滨 150030； 2.国网黑龙江省电力有限公司哈尔滨供电公司，哈尔滨150001)

0 引 言

电流互感器在电力系统设备中起着非常重要的作用，它可以将一次侧电流转换成可供测量、保护或控制等仪器、仪表或继电保护装置使用的二次侧电流，其运行的可靠性直接关系到电网能否安全稳定运行[1-3]。目前，电流互感器在电网中大量应用，其设计结构、制造工艺及运行维护水平造成设备内部放电故障甚至事故的情况时有发生[4]。220 kV 及以下电压等级主要使用油浸式电流互感器，当设备发生故障时，液体绝缘介质可能会引发设备爆炸起火，给电网安全稳定运行带来严重危害[5]。

1 故障情况

2019年10月7日，新胜变电站220 kV新牵丁线8024 A相电流互感器油位异常增长，油位指示超出上限。该电流互感器型号为LB7-220W3，出厂日期为2019年6月，投运日期为2019年6月，刚投运时监测油中溶解气体含量无异常。电流互感器发现异常后，对异常电流互感器以及相同生产厂家的其他电流互感器进行油中溶解气体含量检测，发现新牵丁线8024 A相、新牵丁线8024 B相、新牵丙线8023 B相(以下简称新牵丁线A相、新牵丁线B相、新牵丙线B相)电流互感器油中溶解气体都存在异常情况(见表1)，初步判断为内部局部过热兼放电故障。

表1 油中溶解气体检测Table 1 Detection of dissolved gas in oil 单位:μL/L

2 解体检查

2019年11月5日，对新胜变各故障电流互感器进行返厂解体检查。解体检查情况：设备膨胀器膨胀节有变形拉伸，瓷套无破损、紧固件无松动；一次端子内部连接紧固无松动，无过热现象，末屏端子、二次绕组各端子紧固无松动、无异常；器身表面完好、无异常，油箱内部清洁完好；一次绕组绝缘包扎紧实，高压电缆纸完全浸油，无放电痕迹，屏间绝缘清洁，无铝屑等杂质。将在设备生产过程追溯及解剖中发现的问题，总结如下。

2.1 设备真空干燥记录检查中发现的问题

1)设备编号与数量不符，编号存在遗漏，与装机容量总数不对应。

2)设备整个干燥过程220 h，在累计时间第 57 h 停电一次，累计停电时间2 h；在累计时间第88 h停气一次，累计停气时间70 min(干燥罐通过蒸汽加热)，但总体真空干燥时间符合工艺要求。

3)设备真空干燥工艺规定，在设备结束真空干燥之前，应通过三次露点测试，并且三次露点测试温度均超过-60 ℃，可确定完成干燥过程，允许装配。按照真空干燥记录，露点温度均为-60 ℃，测试数据值得商榷。

4)设备工艺规定，真空干燥结束后，破空温度应在(45±5) ℃。该罐设备破空温度最高为89 ℃，不符合工艺要求。

2.2 设备一次主绝缘解体中发现的问题

1)3台设备主屏为打孔铝箔包绕，图纸规定铝箔为1/3叠包绕，在解体中发现局部包绕不平整，铝箔叠积达到3层。叠积处铝箔氧化明显，如图1所示。

图1 打孔铝箔包绕缺陷图Fig.1 Defect diagram of perforated aluminum foil wrapping

2)3台设备部分主屏及端屏位置存在一定的偏差，超出图样规定；部分绝缘存在褶皱，如图2所示。

图2 绝缘缺陷图Fig.2 Insulation defect diagram

3)3台设备主屏端部及端屏部位加强绝缘不符合图样要求，图样规定为2/3叠一层加上3/4叠一层，实际包绕为2/3叠两层(绝缘纸厚度为0.13 mm)，如图3所示。

图3 加强绝缘缺陷图Fig.3 Reinforced insulation defect diagram

4)新牵丁线A相设备，P2侧7主屏到3主屏两端屏之间变压器油劣化明显，油质发黏，如图4所示。

图4 新牵丁线A相设备变压器油劣化图Fig.4 Transformer oil deterioration diagram

5)新牵丁线B相设备，P2侧3主屏3端屏到1主屏之间变压器油劣化明显，油质发黏，如图5所示。

图5 新牵丁线B相设备变压器油劣化图Fig.5 Transformer oil deterioration diagram

6)新牵丙线B相设备，P1侧4主屏到2主屏两端屏之间变压器油劣化明显，油质发黏，如图6所示。

图6 新牵丙线B相设备变压器油劣化图Fig.6 Transformer oil deterioration diagram

7)新牵丁线B相设备和新牵丙线B相设备在解体前经过长时间高压试验，在解体中发现P1、P2侧温度相差明显。新牵丁线B相设备P1、P2侧相差5 ℃左右，新牵丙线B相设备P1、P2侧相差2 ℃左右，如图7、图8所示。

图7 新牵丁线B相设备温差图Fig.7 Temperature difference diagram of phase B equipment of Xinqian IV line

图8 新牵丙线B相设备温差图Fig.8 Temperature difference diagram of phase B equipment of Xinqian III line

3 故障原因分析

局部绝缘受潮(介质损耗增加)、绝缘包扎偏差(电场分布不均)，造成设备运行中发生局部过热、水分解、局部放电现象。局部放电和过热的加剧，导致绝缘油劣化和大量气体析出。

3.1 主绝缘干燥过程偏差

追溯发现，3台缺陷设备为放置在同一干燥罐内进行同批次处理，通过查询本批设备的真空干燥过程记录，发现在真空干燥处理过程中，存在一定的偏差。如停电、停气等过程，露点测试数据存疑，干燥罐破空时温度过高，新牵丁线B相和新牵丙线B相电流互感器解体发现的油质发粘部位均在内层绝缘中，说明破空温度过高，空气中水分通过一次导体，致使内层绝缘吸潮。以上过程偏差的累计极易导致主绝缘内部存在局部干燥不彻底现象发生。

3.2 主绝缘包扎偏差

该设备为油纸电容型绝缘结构，通过在绝缘中设置一定数量的主屏及端屏，以达到均匀电场的目的。主屏的设置，可以实现设备的径向电场均匀分布，但是端部电场是相对不均匀的。为了改善端部电场结构，在主屏之间设定数个端屏，以改善轴向电场分布。为了提高设备的局部放电水平，在主屏端部和端屏部位，设置加强绝缘。设备端部耐受电场强度同屏间梯差成正比，同端屏的长度成反比，测量中发现，最大屏间梯差与图样规定相差7.5 mm，降低局部放电水平达4.3%。从一次主绝缘解体过程中发现，端部加强绝缘不符合图样要求，每处缺少一层纸，降低局部放电水平10%。

由于主屏打孔铝箔重叠部位较多，以致主屏打孔铝箔的孔被遮盖，在影响干燥、注油效率同时，设备局部绝缘的呼吸性能下降，容易导致局部形成相对封闭的小空间。

综合绝缘解体测量分析，因屏间梯差较大及加强绝缘偏少，严重影响设备局部放电水平。

3.3 变压器油色谱数据

从各设备变压器油色谱分析数据可以看出，缺陷设备的特征气体主要成分为H2和CH4，次要成分为C2H6、C2H4和C2H2，为内部局部过热兼放电故障。

4 预防措施

1)设备运行阶段，充分利用油色谱分析等有效监督手段，定期对电流互感器绝缘油中溶解气体含量进行检测。

2)加强设备的巡检工作，重点观察油位的异常变化和膨胀器的外形变化，发现异常时应及时上报并取样分析，对存在故障隐患的设备要及时更换。对油位较低的少油设备在冬季到来前应适量补油。寒冷地区冬季长期停运时，应有足够油量，防止因油位降低影响设备安全运行。

3)设备制造阶段依据工厂生产工艺，合理提高设计裕度，留足工艺误差。提高对设备的工艺要求，努力改进结构、工艺，进一步提高机包率和手工包绕水平。严格执行各项工艺要求，保证工艺时间，尤其是浸油、干燥和试验工艺等，从源头上提高设备制造质量。改进油样阀门，实现运行中取油样和带电补充油。

4)重视膨胀器容量的设计，并进行实际测试，改进油位标志，确保温度变化时有充足油量补充。建议油位标志线仅设置最高和最低油位线，且最低油位线应在视窗内最低位，防止误判断。由于膨胀器制造时波纹管及底座和防护外罩为成套供应，其油位指示应与其适应，如在互感器厂安装错误，可能导致油位指示不正确，所以，必需保证其配套的准确性，以防止对油位的误判断。

5)设备的交接验收应严格开展，并将试验结果与设备厂家和安装单位的报告数据进行对比，发现较大差异时，查明原因，以尽早发现设备隐患。

5 结 语

对一起220 kV电流互感器故障原因进行分析，由设备解体检查及分析可知，电气设备生产过程中存在未严格执行操作规程、国家标准及偷工减料的问题。该电流互感器故障事件警醒电气设备生产厂家要严格执行相关国家标准和操作规程，规范设计工艺，保证电气设备的生产质量。同时，购置电气设备的单位也要严格把关招、投标等环节，务必做好电气设备的购买、交货验收等工作，进而保障电网的安全、稳定运行。