110kV电流互感器介质损耗及电容量带电测试缺陷分析

刘 钊，王 佼

（国网河北省电力公司保定供电分公司，河北 保定，071000）

110kV电流互感器介质损耗及电容量带电测试缺陷分析

刘 钊，王 佼

（国网河北省电力公司保定供电分公司，河北 保定，071000）

介绍一起110kV电流互感器介质损耗和电容量带电测试发现的绝缘缺陷情况，从带电油色谱、停电试验、设备解体等方面分析缺陷产生的原因，认为电流互感器视窗处丁腈胶垫老化是故障主要原因，并提出防范措施，保证了电流互感器的安全运行。

电流互感器；介质损耗；电容量；带电测试

电流互感器是电网中最重要的设备之一，其运行可靠性对电力系统起着非常重要的作用［1］。然而，由于设计、制造及其运行维护水平的影响，电流互感器的故障时有发生。电流互感器的传统定期停电预防性试验存在费时、费力、试验效果不理想等诸多弊端［2］，而带电测试是在设备运行电压下进行的，相对于停电例行试验更能反映出容性设备的真实绝缘情况。因此，为加强变电站设备的监测和诊断水平，除停电例行试验外还应配合开展相应的带电测试。

1 故障情况

高压试验人员对某220kV变电站110kV 111间隔电流互感器进行介质损耗及电容量带电测试时发现，其V相电流互感器介质损耗值较其它两相明显偏大，且较历史数据有明显增长，但电容量值未见异常，介质损耗及电容量带电测试数据见表1。111间隔V相电流互感器的基本参数如下：电流互感器型号LB2-110，1989年2月出厂油纸电容型。

表1 111间隔介质损耗及电容量带电测试数据

表1测试结果是以113间隔电流互感器作为基准进行测试所得。113间隔电流互感器上一次停电例行试验数据如表2所示。

表2 113间隔介质损耗及电容量停电试验数据

根据基准间隔停电试验数据将111间隔相对介质损耗量转换为绝对值可以得到U相介质损耗值0.004 75，V 相介质损耗为0.008 06，W 相介质损耗为0.004 09。由此可以看出V相绝对介质损耗值超出其他两相将近一倍，根据《河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程》规定，111间隔V相电流互感器介质损耗及电容量带电测试结果超标严重。

2 故障原因分析

2.1 带电油色谱分析

油化人员为了证实带电测试所得结论，验证111间隔V相电流互感器的绝缘情况，随即对其进行了带电取油样油色谱分析。

对该电流互感器进行带电取油样油色谱分析，发现氢气、总烃的体积分数分别达到5 801.01μL／L、902.1μL／L，并有少量乙炔产生，其体积分数为1.01μL／L。三比值编码为100，缺陷类型判断为低能量放电性缺陷［3］。

同时，油中水分含量测试结果显示V相较其他两相试验结果偏高，但没有超过规程要求的注意值，标准为20mg／L，U相、V相、W 相微水质量浓度分别为12mg／L、20mg／L、12mg／L。

2.2 停电试验

2.2.1 常规性试验

根据规程规定对111间隔V相电流互感器进行了停电常规性试验，其中包括介质损耗试验和绝缘电阻试验。在10kV电压下用正接线测得V相介质损耗值为0.010 2，超出了规程所要求的值0.008；其电容量为784.2pF，未见异常。绝缘电阻值未见异常。

2.2.2 全压介质损耗试验

通过高电压介质损耗试验，发现B相电流互感器介质损耗和电容量随试验电压增长而增长，且电压下降曲线与上升曲线不重合，表现出明显的绝缘受潮迹象。该电流互感器高电压介质损耗与试验电压关系、高电压电容量与试验电压关系分别见图1和图2。

2.2.3 局放试验

为进一步检查该电流互感器绝缘性能，试验人员对其进行了局部放电试验。在1.2Um／测量电压下，放电量达到了228pC，远超过规程要求的20pC，起始放电电压为29kV，熄灭电压为19 kV，可见起始放电电压和熄灭电压均低于正常运行电压，由此判断该设备内部发生局部放电性缺陷，其放电图谱如图3所示。

图1 111间隔V相电流互感器高电压介质损耗与试验电压关系

图2 111间隔V相电流互感器高电压电容量与试验电压关系

图3 111间隔V相电流互感器局部放电试验图谱

2.3 设备解体检查

相关专业人员对220kV某变电站111间隔三相电流互感器进行了解体检查。具体情况如下。

a.在密封均为良好的情况下V相电流互感器内部缺陷产生气体后内部压力应高于正常电流互感器，但解体时发现U、W相电流互感器在打开放气堵时，压力反而明显高于V相电流互感器，由此推断V相电流互感器存在密封不良的情况。

b.拆除U、V两相电流互感器视窗玻璃固定螺丝后，发现两相电流互感器所用的丁腈胶垫因使用时间较长均已硬化，V相相对严重，已经没有弹性，且视窗玻璃安装处有轻微锈迹，U相未发现锈迹。初步判断因此处密封不良导致电流互感器进水受潮。

c.在一次绕组U型环P1侧据端部25cm到60cm处，在第3层到第7层主电容屏间发现少量X蜡，且铝箔和绝缘纸表面有粘性，判断为绝缘局部放电点。

3 防范措施

为防止此类缺陷的再次发生，提出以下防范措施：

a.按照相关要求［4］，对于1995年以前出厂的110kV及以上电压等级油浸式电流互感器，结合春检试验，进行一次高电压条件下的电容量和介质损耗因数测量，以验证设备工况［2］。测量电压从10kV到 Um／，电容量的变化量不得大于1%、介质损耗因数增量不得大于0.003。

b.按照相关要求，对于运行20年及以上的220kV油浸式电流互感器，进行一次液相色谱检查，开展糠醛等参数测试，进一步积累运行数据。另外，对该厂家电流互感器进行一次液相色谱检查，开展糠醛测试。

c.对具备测试条件的电流互感器，每年至少进行一次介质损耗电容量带电检测，测试中注意试验数据的横向对比和纵向比较，综合分析判断介质损耗电容量变化趋势。对不具备测试条件的电流互感器，结合各种停电机会，加装末屏接线盒。

4 结束语

综合带电测试、停电诊断性试验各项试验结果以及设备解体检查情况，111间隔V相电流互感器视窗处丁腈胶垫老化导致该处密封不良，在运行中设备内部变压器油等热胀冷缩使潮气侵入，潮气溶入变压器油后造成主绝缘受潮、绝缘介质性能劣化，在正常运行电压下，产生轻微的局部放电，从而造成绝缘薄弱点的变压器油劣化进而分解析出X蜡并产生故障特征气体，而X蜡的产生又会进一步导致该处绝缘纸绝缘性能降低，使局部放电加剧和温度升高，形成恶性循环。建议对本地区安装的该厂家同一批次的电流互感器进行介质损耗及电容量的带电普测，并且在今后的停电例行试验中重点检查该批次电流互感器视窗处丁腈胶垫的老化情况。

［1］王 佼，刘 钊，胡新超，等.电流互感器状态诊断方法的研究［J］.云南电力技术，2014，42（4）：92-96.

［2］李建明，朱 康.高压电器设备试验方法［M］.北京：中国电力出版社，2013.

［3］汪正刚，周 明，胡芬丽.变压器超声波局部放电检测案例分析［J］.中国新技术新产品，2013（20）：102-103.

［4］陈志勇，阎春雨，张建忠.电流互感器高电压介质损耗因数tanδ的测量［J］.河北电力技术，2005，24（5）：33-34，51.

本文责任编辑：罗晓晓

AnalysisonDielectricLossof110kVCurrentTransformerand OnlineMeasurementDefectofCapacitance

Liu Zhao，Wang Jiao
（State Grid Hebei Electric Power Corporation Baoding Power Supply Branch，Baoding 071000，China）

This paper introduces an insulation defect of a 110kV current transformer which has been detected by online measurement of dielectric loss and capacitance.Based on the results of equipment routine tests，online oil chromatography analysis and equipment disintegration analysis，considers that the cause of this insulation defect is an insulation aging issue of inner parts of this current transformer，and provides the preventive methods，which have a practical significance to the safe operation of current transformers.

current transform；dielectric loss；capacitance；online measurement

TM452

B

1001-9898（2015）03-0057-03

2015-01-14

刘 钊（1987－），男，工程师，主要从事变电站一次设备的状态诊断工作。