变电站500 kV SF6电流互感器故障原因分析及对策研究

孟剑

摘 要 在现代电网中SF6电流互感器的运用已经越来越广泛，它也直接关系着整个电力系统的安全与运行。因此，针对SF6电流互感器的故障原因分析以及对策是一个非常重要的研发课题。基于此，本文简要分析变电站500 kV SF6电流互感器主要故障的发生原因，以及相应的应对措施。

关键词 变电站;SF6电流互感器;故障原因;分析

中图分类号：TM452 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）22-0207-02

SF6电流互感器在防爆、绝缘以及安装维护等方面有其独到的优势，因此在500 kV系统中被广泛的运用，但是，近些年来由于500 kV SF6电流互感器的原因所引起的安全事故层出不穷，严重影响到了电网运行的安全和整体质量。究其原因，是SF6电流互感器由于其产品结构和质量控制等方面的原因，因此，我们必须客观的认识到，SF6电流互感器客观存在的问题也是不少的。

1 个例分析

永修500 kV变电站，主要采用3/2界限方式的系统，I母和II母并列运行，永石II回线接于第四串5041及5042开关运行，在线路对策为500 kV变电站，500 kV系统采用的是3/2的接线方式，I母和II母并列运行，永石II回线接于第一串5012以及5013开关运行。（见图1）

图1 永石II回线接线示意图

图2 清理碳化物前的盆式绝缘子

2013年1月23日，天气晴朗，永修500 kV变电站系统没有进行任何实质性的操作，到了当天清晨的8点45左右，就出现了500 kV永石II线双套线路保护及500 kV I母双套母差保护动作，5041以及5042相继出现了三相跳闸，显示故障为0 km;除此之外，石钟山500 kV变电站500 kV永石II线双套线路保护动作，5011和5012开关B相跳闸，重合不成功，跳三相。

2 现场情况解析

事故发生过后，相关工作人员立即进入现场进行科学勘察，经过仔细研究探讨发现了，5041开关B相电流互感器本体接线盒被掀开，且其中有明显的被放电的痕迹，而电流互感器的内部颜色无变化，表盘呈黄色，而其他的设备则没有太明显的变化。

工作人员对5041A、B、C三相电流互感器进行了SF6分解物检测，其中SF6气体湿度：A相、B相、C相分别为193.6、140.4、160.5。H2S的含量A相、B相、C相分别为0、60、0;SO2的含量A相、B相、C相分别为0、100、0;HF的含量A相、B相、C相分别为0、1、0;检测结果显示B相SF6分解物中含有大量的H2S、SO2及HF，这与国家的相关要求明显不符。由此，可以推断出5041开关B相电流互感器的内部发生了放电故障，因此必须进行返厂检查及修理。

3 解体检查情况

经过对该设备详细的科学解体，然后检测出电流互感器一次高压部分对地绝缘电阻为0Ω，根据这个结果显示，一次高压部分对地已经被击穿（详见图2）。

一次导电杆上含有白色粉状放电分解物，但是却没有出现明确的放电烧蚀痕迹。

二次线圈屏蔽罩以及盆式绝缘子等部位没有出现碰撞痕迹，并且螺栓的连接也比较好。

4 电流互感器损坏过程的分析

经过对设备的检查，可以明确的确定电流互感器内部曾经出现过放电击穿，结合实践经验对电流互感器的损坏过程做如下解析：

根据文章前面提到的在5041开关B相电流互感器盆式绝缘子的内部出现了大量的白白色粉状放电分解物和爬虫现象，在一般情况下，根据以往经验来看，如果盆式绝缘子固体绝缘没有被击穿，那么爬虫现象产生的热量就会导致SF6气体膨胀，进而出现放电分解物，在电流互感器内部大范围扩散，进而导致P2侧SF6气体整体绝缘效果大幅度的下降，这也是出现放电的根本原因所在。

5 故障原因解析

通过对设备的检查我们能够看到，相关部件虽然出现了位移和碰撞，但是相关螺栓的连接却很好。此外，按照相关规定电流互感器在出厂时必须通过耐压试验，这也从侧面反映出放电该现象的产生并不是后期人为的安装或者运输所引起的。其次，故障发生时无恶劣天气，因此可排除天气因素的影响，整个系统的运转正常，这也间接说明了电流互感器是在运行相对正常、合理的情况下出现的放电现象，因此我们可以明确的排除过电压等外部因素引起的放电现象。

通过对电流互感器的解体检查以及损毁全过程的分析来看，内部放电产生的最直接原因在于盆式绝缘子的质量没有达到相应的要求，随着放电总量的不断变大，导致积蓄而形成了贯穿性的放电通道，由此引发了设备主绝缘被击穿的情况发生。

6 结论及防范措施

500 kV SF6电流互感器在正式投入使用之前都经过了严格的耐压试验和放电试验，但是却在正常使用一段时间过后出现了内部放电的故障，这反映出了：

1）盆式绝缘子放电故障最开始都只是在表面存在微弱的爬电，随着一定时间的积累，就会成为贯穿性电弧放电的时间又相对比较短。

2）耐压测试是能够检查出一些问题所在，但是不够全面。局部放电试验虽然在发现问题上更加具有针对性，但是受现场环境等客观因素的影响又比较明显，这也就意味着我们需要通过更加全面的方法来对SF6电流互感器的内部状态进行检测。

3）为了能够更早更及时的发现SF6电流互感器内部可能存在的故障，因此，在具体的实践过程中，我们应该将SF6分解物重新列为试验项目，这样更加具有针对性和科学性。

设备厂家还应该进一步加强对盆式绝缘子等关键材料的质量检测，这样才能从根本上提高设备的整体质量，进而确保电力系统的安全运行。

7 结束语

电力系统的运行安全直接关系着国民经济与人民的整体生活质量，因此，我们必须要给予足够的重视，本文谈到的SF6电流互感器，其故障的产生应该是多方面的，这里只是简要的谈到了其中一小部分，对于其他方面的故障原因，我们也应该通过科学的手段尽量减少其故障的发生。

参考文献

[1]白斌.500 kV SF_6电流互感器事故原因分析[J].四川电力技术，2012（4）.

[2]刘占威.500 kV SF_6电流互感器内部故障分析及防范措施[J].变压器，2014（5）.endprint

摘 要 在现代电网中SF6电流互感器的运用已经越来越广泛，它也直接关系着整个电力系统的安全与运行。因此，针对SF6电流互感器的故障原因分析以及对策是一个非常重要的研发课题。基于此，本文简要分析变电站500 kV SF6电流互感器主要故障的发生原因，以及相应的应对措施。

关键词 变电站;SF6电流互感器;故障原因;分析

中图分类号：TM452 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）22-0207-02

SF6电流互感器在防爆、绝缘以及安装维护等方面有其独到的优势，因此在500 kV系统中被广泛的运用，但是，近些年来由于500 kV SF6电流互感器的原因所引起的安全事故层出不穷，严重影响到了电网运行的安全和整体质量。究其原因，是SF6电流互感器由于其产品结构和质量控制等方面的原因，因此，我们必须客观的认识到，SF6电流互感器客观存在的问题也是不少的。

1 个例分析

永修500 kV变电站，主要采用3/2界限方式的系统，I母和II母并列运行，永石II回线接于第四串5041及5042开关运行，在线路对策为500 kV变电站，500 kV系统采用的是3/2的接线方式，I母和II母并列运行，永石II回线接于第一串5012以及5013开关运行。（见图1）

图1 永石II回线接线示意图

图2 清理碳化物前的盆式绝缘子

2013年1月23日，天气晴朗，永修500 kV变电站系统没有进行任何实质性的操作，到了当天清晨的8点45左右，就出现了500 kV永石II线双套线路保护及500 kV I母双套母差保护动作，5041以及5042相继出现了三相跳闸，显示故障为0 km;除此之外，石钟山500 kV变电站500 kV永石II线双套线路保护动作，5011和5012开关B相跳闸，重合不成功，跳三相。

2 现场情况解析

事故发生过后，相关工作人员立即进入现场进行科学勘察，经过仔细研究探讨发现了，5041开关B相电流互感器本体接线盒被掀开，且其中有明显的被放电的痕迹，而电流互感器的内部颜色无变化，表盘呈黄色，而其他的设备则没有太明显的变化。

工作人员对5041A、B、C三相电流互感器进行了SF6分解物检测，其中SF6气体湿度：A相、B相、C相分别为193.6、140.4、160.5。H2S的含量A相、B相、C相分别为0、60、0;SO2的含量A相、B相、C相分别为0、100、0;HF的含量A相、B相、C相分别为0、1、0;检测结果显示B相SF6分解物中含有大量的H2S、SO2及HF，这与国家的相关要求明显不符。由此，可以推断出5041开关B相电流互感器的内部发生了放电故障，因此必须进行返厂检查及修理。

3 解体检查情况

经过对该设备详细的科学解体，然后检测出电流互感器一次高压部分对地绝缘电阻为0Ω，根据这个结果显示，一次高压部分对地已经被击穿（详见图2）。

一次导电杆上含有白色粉状放电分解物，但是却没有出现明确的放电烧蚀痕迹。

二次线圈屏蔽罩以及盆式绝缘子等部位没有出现碰撞痕迹，并且螺栓的连接也比较好。

4 电流互感器损坏过程的分析

经过对设备的检查，可以明确的确定电流互感器内部曾经出现过放电击穿，结合实践经验对电流互感器的损坏过程做如下解析：

根据文章前面提到的在5041开关B相电流互感器盆式绝缘子的内部出现了大量的白白色粉状放电分解物和爬虫现象，在一般情况下，根据以往经验来看，如果盆式绝缘子固体绝缘没有被击穿，那么爬虫现象产生的热量就会导致SF6气体膨胀，进而出现放电分解物，在电流互感器内部大范围扩散，进而导致P2侧SF6气体整体绝缘效果大幅度的下降，这也是出现放电的根本原因所在。

5 故障原因解析

通过对设备的检查我们能够看到，相关部件虽然出现了位移和碰撞，但是相关螺栓的连接却很好。此外，按照相关规定电流互感器在出厂时必须通过耐压试验，这也从侧面反映出放电该现象的产生并不是后期人为的安装或者运输所引起的。其次，故障发生时无恶劣天气，因此可排除天气因素的影响，整个系统的运转正常，这也间接说明了电流互感器是在运行相对正常、合理的情况下出现的放电现象，因此我们可以明确的排除过电压等外部因素引起的放电现象。

通过对电流互感器的解体检查以及损毁全过程的分析来看，内部放电产生的最直接原因在于盆式绝缘子的质量没有达到相应的要求，随着放电总量的不断变大，导致积蓄而形成了贯穿性的放电通道，由此引发了设备主绝缘被击穿的情况发生。

6 结论及防范措施

500 kV SF6电流互感器在正式投入使用之前都经过了严格的耐压试验和放电试验，但是却在正常使用一段时间过后出现了内部放电的故障，这反映出了：

1）盆式绝缘子放电故障最开始都只是在表面存在微弱的爬电，随着一定时间的积累，就会成为贯穿性电弧放电的时间又相对比较短。

2）耐压测试是能够检查出一些问题所在，但是不够全面。局部放电试验虽然在发现问题上更加具有针对性，但是受现场环境等客观因素的影响又比较明显，这也就意味着我们需要通过更加全面的方法来对SF6电流互感器的内部状态进行检测。

3）为了能够更早更及时的发现SF6电流互感器内部可能存在的故障，因此，在具体的实践过程中，我们应该将SF6分解物重新列为试验项目，这样更加具有针对性和科学性。

设备厂家还应该进一步加强对盆式绝缘子等关键材料的质量检测，这样才能从根本上提高设备的整体质量，进而确保电力系统的安全运行。

7 结束语

电力系统的运行安全直接关系着国民经济与人民的整体生活质量，因此，我们必须要给予足够的重视，本文谈到的SF6电流互感器，其故障的产生应该是多方面的，这里只是简要的谈到了其中一小部分，对于其他方面的故障原因，我们也应该通过科学的手段尽量减少其故障的发生。

参考文献

[1]白斌.500 kV SF_6电流互感器事故原因分析[J].四川电力技术，2012（4）.

[2]刘占威.500 kV SF_6电流互感器内部故障分析及防范措施[J].变压器，2014（5）.endprint

摘 要 在现代电网中SF6电流互感器的运用已经越来越广泛，它也直接关系着整个电力系统的安全与运行。因此，针对SF6电流互感器的故障原因分析以及对策是一个非常重要的研发课题。基于此，本文简要分析变电站500 kV SF6电流互感器主要故障的发生原因，以及相应的应对措施。

关键词 变电站;SF6电流互感器;故障原因;分析

中图分类号：TM452 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）22-0207-02

SF6电流互感器在防爆、绝缘以及安装维护等方面有其独到的优势，因此在500 kV系统中被广泛的运用，但是，近些年来由于500 kV SF6电流互感器的原因所引起的安全事故层出不穷，严重影响到了电网运行的安全和整体质量。究其原因，是SF6电流互感器由于其产品结构和质量控制等方面的原因，因此，我们必须客观的认识到，SF6电流互感器客观存在的问题也是不少的。

1 个例分析

永修500 kV变电站，主要采用3/2界限方式的系统，I母和II母并列运行，永石II回线接于第四串5041及5042开关运行，在线路对策为500 kV变电站，500 kV系统采用的是3/2的接线方式，I母和II母并列运行，永石II回线接于第一串5012以及5013开关运行。（见图1）

图1 永石II回线接线示意图

图2 清理碳化物前的盆式绝缘子

2013年1月23日，天气晴朗，永修500 kV变电站系统没有进行任何实质性的操作，到了当天清晨的8点45左右，就出现了500 kV永石II线双套线路保护及500 kV I母双套母差保护动作，5041以及5042相继出现了三相跳闸，显示故障为0 km;除此之外，石钟山500 kV变电站500 kV永石II线双套线路保护动作，5011和5012开关B相跳闸，重合不成功，跳三相。

2 现场情况解析

事故发生过后，相关工作人员立即进入现场进行科学勘察，经过仔细研究探讨发现了，5041开关B相电流互感器本体接线盒被掀开，且其中有明显的被放电的痕迹，而电流互感器的内部颜色无变化，表盘呈黄色，而其他的设备则没有太明显的变化。

工作人员对5041A、B、C三相电流互感器进行了SF6分解物检测，其中SF6气体湿度：A相、B相、C相分别为193.6、140.4、160.5。H2S的含量A相、B相、C相分别为0、60、0;SO2的含量A相、B相、C相分别为0、100、0;HF的含量A相、B相、C相分别为0、1、0;检测结果显示B相SF6分解物中含有大量的H2S、SO2及HF，这与国家的相关要求明显不符。由此，可以推断出5041开关B相电流互感器的内部发生了放电故障，因此必须进行返厂检查及修理。

3 解体检查情况

经过对该设备详细的科学解体，然后检测出电流互感器一次高压部分对地绝缘电阻为0Ω，根据这个结果显示，一次高压部分对地已经被击穿（详见图2）。

一次导电杆上含有白色粉状放电分解物，但是却没有出现明确的放电烧蚀痕迹。

二次线圈屏蔽罩以及盆式绝缘子等部位没有出现碰撞痕迹，并且螺栓的连接也比较好。

4 电流互感器损坏过程的分析

经过对设备的检查，可以明确的确定电流互感器内部曾经出现过放电击穿，结合实践经验对电流互感器的损坏过程做如下解析：

根据文章前面提到的在5041开关B相电流互感器盆式绝缘子的内部出现了大量的白白色粉状放电分解物和爬虫现象，在一般情况下，根据以往经验来看，如果盆式绝缘子固体绝缘没有被击穿，那么爬虫现象产生的热量就会导致SF6气体膨胀，进而出现放电分解物，在电流互感器内部大范围扩散，进而导致P2侧SF6气体整体绝缘效果大幅度的下降，这也是出现放电的根本原因所在。

5 故障原因解析

通过对设备的检查我们能够看到，相关部件虽然出现了位移和碰撞，但是相关螺栓的连接却很好。此外，按照相关规定电流互感器在出厂时必须通过耐压试验，这也从侧面反映出放电该现象的产生并不是后期人为的安装或者运输所引起的。其次，故障发生时无恶劣天气，因此可排除天气因素的影响，整个系统的运转正常，这也间接说明了电流互感器是在运行相对正常、合理的情况下出现的放电现象，因此我们可以明确的排除过电压等外部因素引起的放电现象。

通过对电流互感器的解体检查以及损毁全过程的分析来看，内部放电产生的最直接原因在于盆式绝缘子的质量没有达到相应的要求，随着放电总量的不断变大，导致积蓄而形成了贯穿性的放电通道，由此引发了设备主绝缘被击穿的情况发生。

6 结论及防范措施

500 kV SF6电流互感器在正式投入使用之前都经过了严格的耐压试验和放电试验，但是却在正常使用一段时间过后出现了内部放电的故障，这反映出了：

1）盆式绝缘子放电故障最开始都只是在表面存在微弱的爬电，随着一定时间的积累，就会成为贯穿性电弧放电的时间又相对比较短。

2）耐压测试是能够检查出一些问题所在，但是不够全面。局部放电试验虽然在发现问题上更加具有针对性，但是受现场环境等客观因素的影响又比较明显，这也就意味着我们需要通过更加全面的方法来对SF6电流互感器的内部状态进行检测。

3）为了能够更早更及时的发现SF6电流互感器内部可能存在的故障，因此，在具体的实践过程中，我们应该将SF6分解物重新列为试验项目，这样更加具有针对性和科学性。

设备厂家还应该进一步加强对盆式绝缘子等关键材料的质量检测，这样才能从根本上提高设备的整体质量，进而确保电力系统的安全运行。

7 结束语

电力系统的运行安全直接关系着国民经济与人民的整体生活质量，因此，我们必须要给予足够的重视，本文谈到的SF6电流互感器，其故障的产生应该是多方面的，这里只是简要的谈到了其中一小部分，对于其他方面的故障原因，我们也应该通过科学的手段尽量减少其故障的发生。

参考文献

[1]白斌.500 kV SF_6电流互感器事故原因分析[J].四川电力技术，2012（4）.

[2]刘占威.500 kV SF_6电流互感器内部故障分析及防范措施[J].变压器，2014（5）.endprint