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220kv电流互感器故障分析

发表时间：2021/8/9 来源：《中国电业》2021年第11期作者：朱旭王东东刘俊

[导读] 某变电站一220kV间隔U相电流互感器金属膨胀器发生异常顶起

朱旭王东东刘俊

        特变电工康嘉（沈阳）互感器有限责任公司辽宁省 110144

        摘要：某变电站一220kV间隔U相电流互感器金属膨胀器发生异常顶起，通过油色谱分析，发现H2体积分数严重超标，CH4与CO体积分数与故障前相比明显增大，结合特征气体法与三比值法分析，认为电流互感器内部存在低能量放电，遂返厂进行诊断性试验。试验结果表明，绝缘电阻及电容量、介质损耗因数试验均合格，局部放电试验与油色谱分析数据异常，初步判定电流互感器器身内部存在绝缘缺陷。通过解体试验，确定了电流互感器故障原因为零屏铝箔开裂后边缘形成毛刺、尖角等不规则形状使该处场强畸变，导致运行过程中存在低能量放电，变压器油裂解产生气体，最终使金属膨胀器向上顶起。对电流互感器进行返修处理，重新包扎电流互感器一次绕组，试验合格后交付使用。
        关键词：电流互感器；金属膨胀器；低能量放电；解体试验；零屏开裂
        引言：电流互感器是电力系统的重要组成元件，在大型变电站和输电线路中，常见的为油浸电容式电流互感器，主要由金属膨胀器、器身、瓷套、油箱、放油阀和绝缘油等组成[1]。油浸电容式电流互感器典型故障主要有渗漏油、膨胀器冲顶、油中气体超标和二次线圈故障等。其中，膨胀器故障在典型故障中占比较高。金属膨胀器主要用于调整电流互感器油箱内部由于温度变化引起的油体积变化，保护油箱内压力恒定，避免绝缘油与外界空气直接接触，减缓油的劣化速度，确保长期运行过程中油的绝缘性能不会减弱。若设备出现内部故障导致压力过大，会将金属膨胀器顶起甚至引发爆炸。本文对一起220kV电流互感器膨胀器顶起故障进行原因分析，给出解决方法，并提出防范措施及建议。
        1故障概况及初步分析
        某220kV变电站3号主变压器间隔203电流互感器U相膨胀器向上顶起，且油位超出上限。对此进行了紧急停电处理。故障电流互感器的型号为LB7-220GYW3，出厂日期为2012年7月，额定电流比为2×600/5A（2×300/5A抽头），准确级次为0.2S/0.5/5P20/5P20/5P20/5P20。该变压器于2013年6月投运。停电后对故障电流互感器进行现场油色谱试验，通过与故障前试验数据及DL/T722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[9]中关于220kV电流互感器规定值的对比，发现油色谱分析数据异常。由现场油色谱试验数据可知，故障电流互感器特征气体超过标准限值，初步判断为电流互感器器身内部故障。与故障前数据相比，H2体积分数严重超标，CH4与CO体积分数远超故障前，C2H4体积分数相对较小，同时产生少量C2H2气体，根据特征气体法[9]，推断油纸绝缘中可能存在局部放电现象，结合三比值法分析，放电类型为110，初步分析为低能量放电。
        2诊断性试验
        将故障相电流互感器返厂后，首先进行了外观检查，未发现渗漏油等异常情况。同时调取该电流互感器出厂审批文件、出厂试验数据进行排查，未发现异常，出厂试验数据符合标准[要求。为了找到故障原因，进行了以下试验。2.1局部放电试验通过局部放电试验检测该电流互感器的绝缘可靠性。试验发现，该电流互感器的局部放电量为73pC，起始电压为103kV，熄灭电压为52kV。根据Q/ND1050106—2018《输变电设备状态检修试验规程》，电流互感器在试验电压1.2Um/3（Um为最高电压）下放电量不大于20pC，该设备放电量超标，局部放电试验异常，基本确定电流互感器内部存在绝缘缺陷。2.2绝缘电阻测量对故障电流互感器一次侧对二次侧及地、二次线圈之间及对地、末屏对二次侧及地的绝缘电阻进行测量，结果均>3000MΩ，符合规程要求。
        2.3电容量、介质损耗因数测试
        试验测得电容量与最近两次例行试验数据（862.2pF、865.7pF）相符，介质损耗因数测试值未超过规程要求，且在电压上升及下降过程中，介质损耗因数测试值的增减量符合规程规定的0.3%范围内，无异常
        2.4油色谱分析
        从故障电流互感器上、中、下3个不同部位分别取试验油样进行油色谱试验。3个部位油色谱数据无明显差异，特征气体均气体成分与现场数据吻合，按照特征气体法和三比值法分析，判断为低能量放电，与现场油色谱试验结果分析一致。
        3解体试验
        （1）将该电流互感器放油，拆除顶端膨胀器，检查一次端子连接状态，发现一次端子连接可靠，未发现放电痕迹。（2）拆除该电流互感器二次接线板，检查二次接线。发现二次引线连接良好，未见放电痕迹。拆下电流互感器瓷套，检查末屏端子连接，发现末屏端子连接可靠，未见放电痕迹。（3）吊出该电流互感器器身进行检查，器身表面整洁，无异物、无异味；同时检查油箱内表面，未发现放电痕迹。（4）将该电流互感器铁心及二次线圈拆下，再拆除末屏绝缘，检查末屏引线及末屏表面，发现末屏包扎良好，未见放电痕迹。（5）逐层对器身进行拆解，检查各绝缘层间包扎，均未发现放电点；检查各电容屏状态，未发现开裂、放电等异常现象，对各电容屏进行屏位、屏长等尺寸测量，测量值均满足设计要求。（6）拆除零屏引线及零屏绝缘，检查零屏引线未见放电痕迹；检查零屏表面状态时，在器身P2侧距端部590mm处发现电容屏铝箔环状裂纹，裂纹边缘存在明显放电痕迹。（7）拆除P2侧开裂的电容屏，发现电容屏铝箔下绝缘存在放电灼烧痕迹；裂纹下绝缘电缆纸包扎较其他部位明显松软。
        4原因分析
        4.1故障原因
        采用ANSYS软件建立模型，模拟在运行电压下的零屏环状裂纹处的电场分布。对一次绕组的零屏开裂侧（P2侧）进行分析，由于该模型为对称圆盘结构，因此取轴向剖面的一半建立简化二维模型。在模型中只放置4层电容屏，通过仿真计算得到开裂位置附近的电场分布和电压分布，正常情况和零屏开裂后的电压云图如图1所示，电场分布云图如图2所示。零屏与1屏之间轴向电场变化图如图3所示。



        图3零屏与1屏之间轴向电场变化图
        零屏与高压侧P2端子通过引线连接，当有环状裂纹出现后，开裂零屏的下半部分失去等电位，悬浮于1屏与高压绕组间。由图3可知，由于裂纹的不规则形状以及毛刺、尖角等影响，在电位差的作用下，裂纹附近电场发生严重畸变，畸形电场强度远高于正常运行情况的电场强度。根据解体实际情况及模型分析，认为零屏铝箔上出现的环状裂纹是造成本次故障的根本原因。零屏出现裂纹，边缘形成毛刺、尖角等不规则形状，造成该处电场强度畸变，引发低能量密度的局部放电，导致该部位的变压器油裂解，在电流互感器长期运行过程中，变压器油中的溶解气体体积分数逐渐增大，最终造成膨胀器异常顶起。如果遇到电侵入等过电压情况，会使电流互感器绝缘缺陷部位加速劣化，从而加剧局部放电程度甚至诱发高能量放。
        4.2开裂原因
        经分析认为，零屏开裂的原因为零屏绝缘包扎时操作不当，造成零屏开裂部位绝缘包扎相对较松软，在器身干燥过程中松软部位绝缘收缩较其他部位严重，局部受力集中，造成电容屏出现损伤，最终导致零屏铝箔出现裂纹。在电流互感器运输及长期运行过程中，产品不可避免地存在振动，造成缺陷扩大，最终形成2~3mm宽的环状裂纹。
        5解决措施及建议
        对该故障相电流互感器进行返修处理，重新包扎电流互感器一次绕组，严格按照油浸正立式电流互感器工艺要求重新生产及试验，试验合格后，发往现场使用。为了防范类似故障再次发生，提高设备故障预防能力，保证电力系统安全稳定运行，提出如下防范措施及建议：（1）生产厂家应加强生产工艺控制，严格按照工艺要求进行半叠绝缘包扎；（2）将零屏包扎质量作为专检项，特别关注电容屏包扎质量，从根本上杜绝此类问题再次发生；（3）提高电流互感器局部放电测试的内控标准要求，对80%工频耐受电压下局部放电量按10pC控制，提高微小缺陷的检出率。
        参考文献：
        [1]肖耀荣，高祖绵.互感器原理与设计基础[M].沈阳：辽宁科学技术出版社，2003.
        [2]连鸿松.油中气体含量对电容型设备绝缘性能的影响研究[J].电力电容器与无功补偿，2017，38（5）：96-101
        .[3]陈忠源，王延伟，孟杰，等.电流互感器故障案例分析及防范措施[J].变压器，2017，54（9）：76-79.