110 kV倒置少油电流互感器金属膨胀器含氢拉伸故障

2014-06-23董均宇邹德旭周骏颜冰

云南电力技术 2014年1期

董均宇，邹德旭，周骏，颜冰

(1.云南电网公司，昆明 650011;2.云南电网公司电力研究院，昆明 650217)

1 前言

某110 kV倒置少油电流互感器金属膨胀器膨胀冲顶，油位指示弹出，排气后油位指示正常。对该电流互感器取油色谱分析，发现氢气含量达13164.4 μL/L 之高，乙炔为0.74 μL/L，总烃为1127 μL/L，对比投运前色谱分接结果发现，放电和过热故障特征气体增长几百倍，表明互感器内部发生低能局放和过热现象。

2 倒置少油电流互感器结构

2.1 结构特点

少油倒置式电流互感器结构上主要由膨胀器外罩、排气塞、膨胀器油位指示器、金属膨胀器、高压绝缘、二次绕组、一次端子、储油柜、瓷套、底座、二次端子盒、二次端子和注油塞组成。

1)从结构上来来看，该型产品二次绕组及铁芯在顶端，顶部油箱较小，不适于多次取油，多次取油后会影响其绝缘性能;

2)从互感器头部的绝缘分布看出，地电屏在内部，高压电屏在外部，外部属于高场强区，与正立式产品结构正好相反;

3)互感器膨胀器的选用除满足不同运行温度下补偿油位变化作用外，还为了避免互感器内部绝缘油与外部空气的接触，以保证产品绝缘不受潮，所以该型产品必须保证在微正压状态下运行，一但产品形成负压，也就是膨胀器内少油，达到最低油位头部位置的绝缘场强就会发生改变，从而引起低能量局放，并且负压越大，产生的局放量可能就越大，因此此类产品运行过程中始终需要需保证微正压，膨胀器内不允许无油，当油位达到最低位时必须立即停电进行补油［1－4］。

2.2 关键生产工序

对于倒立少油电流互感器，其生产过程中最为重要的工序为绝缘包扎和真空注油［5－6］。

1)绝缘包扎:倒置式电流互感器二次屏蔽头呈环状，若保持环状结构内外径等厚度包绕，需在环状屏蔽壳外径处增加绝缘纸，因此互感器头部包绕时需手工完成;对互感器二次屏蔽外壳进行手工包绕时，需保证绝缘纸包扎紧实，若绝缘层间留有缝隙，则当头部浸油时将形成油隙，另外就是二次绕组器身与导电杆接头处绝缘包扎时需特殊处理以保证绝缘层的连续性，特别当完成器身干燥后，绝缘纸因脱水而产生收缩易导致该连接处出现缝隙，进而在浸油时产生油隙。

2)真空注油:绝缘纸脱气不彻底而残留气泡是诱发绝缘层间局部放电的重要因素，因此真空注油前需从器身顶部以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持规定时间后，从底部向器身注油，注油全过程应保持真空，减少绝缘纸中残留气泡进而降低局部放电发生的概率。

2.3 了解体检查情况

对该互感器进行了解体检查，除铁芯外部用于绝缘的聚酯薄膜有发黄变脆迹象外，未见其他发热或放电痕迹。具体情况如下:

1)金属膨胀器及油箱内表面无放电痕迹。

2)主绝缘无异常。

3)聚酯薄膜存在发黄变脆痕迹。

3 互感器氢气超标原因

1)金属膨胀器中含有镍，油中的环氧烷在镍和电场的作用下，发生了脱氢反应，该反应是可逆的，与温度及油中的氢气含量有关，这是单氢气含量超标的主要原因;

2)新的不锈钢材料和金属膨胀器可能在加工过程和焊接过程中吸附氢气，如果在设备组装时清除氢气不彻底，就会将氢气带入互感器油中，投入运行后在油的浸泡和电场的作用下，它就会慢慢释放出来;

3)互感器受潮，水分子发生电解产生氢气;第一种和第二种原因产生的氢气含量随电流互感器运行时间的增加不会突然增加。

4 故障分析

4.1 油色谱分析

从表1故障前后色谱及微水结果来看，该电流互感器故障后油中氢气和总烃含量严重超标、其中氢气含量严重偏高，微水含量均在5 mg/L左右，根据三比值法判定互感器内部出现低能局放结果及油中氢气含量偏高的各种原因，互感器内部受潮的可能性极小;

4.2 电场强度仿真分析

从该产品头部电场仿真分布情况看出，铁心左右两侧圆弧处电场强度最大，顶部和底部相对较小。若因取油出现少油的情况，必首先会在铁芯壳两侧圆弧处及顶部和底部出现放电。但从解体检查未见铁心左右圆弧处及顶部有放电现象，说明电流互感器的故障不是因少油导致，见图1。

图1 电场强度及等位线仿真

4.3 解体检查结果分析

从解体情况来看，第一、该型电流互感器二次直接组装在一起，铁芯外未用屏蔽罩，外部用半导体材料与引线支架形成主绝缘的低压屏，有可能造成低压屏表面的电场不均匀;第二、二次绕组外除绝缘纸还包有起绝缘作用的聚酯薄膜，聚酯薄膜和绝缘纸介电常数不一样，会造成局放场强不均应，并且聚酯薄膜的存在会阻挡内侧绝缘纸的浸渍、抽空和绝缘干燥的效果;第三、组装在一起的二次线圈外圆面比较齐 (因为二次线圈的外径相等)，多个个线圈放在一起高度比较大，绝缘包扎时若中间纸带拉紧不可靠，干燥注油后形成便会留下油隙。