油浸式电流互感器内部局部放电故障的诊断分析

黄海波，段建家，刘味果，刘兴文

(国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南 长沙 410007)

油浸式电流互感器内部局部放电故障的诊断分析

黄海波，段建家，刘味果，刘兴文

(国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南 长沙 410007)

介绍了一起油浸式电流互感器由于内部绝缘故障导致运行中油色谱分析不合格，通过油色谱跟踪分析、红外热像检测、高压介损、局部放电测量等有效技术手段，准确推断出故障的真实原因，并经解体检查发现了互感器内部存在局部放电故障。

电流互感器；油色谱分析；高压介损；局部放电；诊断分析

电流互感器是将一次 (高压)侧交流电流按照额定电流比转换成可供电侧仪表、继电保护装置或者控制装置使用的二次 (低压)侧电流的变流设备。按绝缘介质可分为固体绝缘式、油纸绝缘式、六氟化硫气体绝缘式〔1〕。油纸绝缘式 (油浸式)电流互感器内部绝缘的好坏直接影响着电力系统的测量、计量的准确性和继电保护装置动作的可靠性〔2〕。近年来，国家电网公司通过实施电网设备状态检修，要求定期对互感器进行红外热像、油色谱分析等带电检测技术工作，从而判断内部绝缘状况，为设备的安全稳定运行提高了保障。文中介绍一起220 kV油浸式电流互感器内部局部放电故障的综合诊断分析实例〔3－4〕。

1 故障经过

2013年3月1日，某供电公司高压试验班对220 kV油浸式电流互感器进行油色谱取样分析，发现乙炔含量达到13.3 μL/L，严重超过注意值1 μL/L；而在2010年11月、2007年11月的油样色谱分析试验均未发现乙炔。次日下午，再次进行取样跟踪分析，乙炔含量已增加至15.07 μL/L，设备故障情况呈迅速发展趋势；该供电公司立即采取应急措施，将互感器进行停电更换处理。

2 现场故障调查

2.1 铭牌参数

该设备为某互感器厂1996年产品，1997年投入运行，无不良运行工况。设备铭牌参数为:型号:LCWB2－220；额定变比:300/5，600/5，1200/5；频率:50 Hz；出厂日期:1996－05－01；动稳定电流:252 kA；绝缘水平:252/395/950 kV。

2.2 解体前试验诊断

2.2.1 化学试验

该设备在2010年、2013年分别进行了油样色谱分析试验，具体数据见表1。

表1 油色谱试验数据对比分析 μL/L

通过对表1数据的三比值分析，该相电流互感器油中溶解气体的乙炔含量已严重超过注意值1 μL/L，其异常原因可能是内部存在不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电故障。同时，氢气含量超过注意值150 μL/L，该电流互感器可能存在进水受潮。

2.2.2 电气试验

发现异常情况后，用设备历年电气试验报告数据进行了分析。分别于2009年10月和2012年3月对该电流互感器进行了例行试验，试验项目有:绝缘电阻、介损及电容量测量。

1)绝缘电阻数据比较

通过对比2009年、2012年例行试验数据，未发现主绝缘电阻有明显减少变化，末屏绝缘电阻虽下降较多，但也远大于标准值1 000 MΩ，且该绝缘电阻值与测量环境、方法有较大关系。具体数据见表2。

表2 绝缘电阻数据对比分析 MΩ

2)介损及电容量数据比较

通过对2009年、2012年例行试验数据的比较，未发现介损及电容量有明显变化。具体数据见表3。

表3 损及电容量数据对比分析

从各项常规试验数据上可以看出，该设备历次检修试验合格，并未发现异常。

3)带电巡视

为进一步查找原因，试验人员分别对该电流互感器进行了外观检查、红外测温和末屏接地检查，均未发现异常。

4)解体前诊断性试验

为了进一步明确故障发生的原因，在解体前对该互感器进行了油品质量例行性试验、高压介损试验、局部放电试验和一次绕组直流电阻测量等。其中油品质量试验结果为:油耐压值48.4 kV，高于标准警示值40 kV；高压介损未发现异常；一次绕组直流电阻为0.165 MΩ，证明不存在绕组接触不良等问题；局部放电试验过程中，在175 kV电压下发现局放量达到300 pC左右，分析内部可能存在局部放电故障。

综合油色谱、介质损耗、电容量、局部放电等诊断性试验结果分析，初步推断该互感器内部存在不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电故障。

2.3 现场解体检查

对该互感器进行了解体吊罩检查发现:一次绕组中下部发生向内侧弯曲变形，其紧固抱箍 (铁质)松动下滑，造成与底座支架接地连接螺栓松动，抱箍接地不良。

继续对互感器末屏与零屏压接处进行了检查:其接触牢固可靠，未发现异常；一次绕组与二次绕组之间、一次绕组底部等均未发现放电现象。互感器底座器身内发现有进水受潮生锈现象。

3 故障原因分析

该互感器内部除一次绕组铁质紧固抱箍松动外，其他均未发现异常。综合试验结果、解体发现问题分析推断:由于一次绕组中下部长期受铁质紧固抱箍拉紧力作用，出现一次绕组向内侧变形弯曲，抱箍下滑，造成与底座支架接地连接螺杆松动，抱箍存在接地不良；在一次绕组首端高电压对地的强电场中，铁质抱箍有可能发生悬浮放电或瞬间火花放电，造成绝缘油裂解，故油色谱检测出现大量乙炔。此外，该互感器由于底座器身密封圈存在密封不良，出现局部进水受潮，造成器身内部锈蚀，油色谱检测氢气含量超过注意值。

4 结论及建议

该互感器油色谱检测异常的原因为一次绕组中下部铁质紧固抱箍松动下滑，发生了悬浮放电或瞬间火花放电故障。建议对所辖范围内同厂同批次的LCWB2－220型电流互感器尽快进行油色谱检测分析；对油色谱检测结果出现异常的，应及时进行分析，及早消除电网安全隐患。

〔1〕凌子恕.高压互感器技术手册 〔M〕.北京:中国电力出版社，2006:5-7.

〔2〕南春雷，李智敏，苏沛.一起电流互感器内部连接故障的综合诊断实例 〔J〕.河南电力，2007，4(1):50-53.

〔3〕刘社民.通过分析介损的变化发现电流互感器的缺陷 〔J〕.河南电力，2002，4(1):50-52.

〔4〕高剑.110－220 kV电容型电流互感器几种典型故障浅析 〔J〕.四川电力技术，2008，31(4):64-69.

〔5〕Q/GDW 168—2008输变电设备状态检修试验规程 〔S〕.北京:中国电力出版社，2008.

Diagnostic analysis of internal partial discharge fault for an oil-immersed current transformer

HUANG Hai-bo，DUAN Jian-jia，LIU Wei-guo，LIU Xin-wen
(State Grid Hunan Electric PowerCorporation Research Institute，Changsha 410007，China)

This article describes the fault of an oil-immersed current transformer due to internal insulation failure which cause oil chromatographic analysis failed.Through the effective technology methods including oil chromatographic tracking analysis，infrared thermography，high-voltage dielectric loss，partial discharge measurements，the exact causes of the failure are diagnosed.The internal partial discharge faults of transformer are found by strip inspection.

current transformer；oil chromatographic analysis；high-voltage dielectric loss；partial discharge；diagnostic analysis

10.3969/j.issn.1008-0198.2015.02.010

TM452

B

1008-0198(2015)02-0035-02

黄海波(1985)男，湖南娄底人，工程师，硕士，主要从事高电压设备技术管理及科研工作。

2014-11-17