220 kV油浸式电流互感器故障诊断与分析

高志飞，布 赫，王怡然

(内蒙古电力(集团)有限责任公司乌兰察布电业局，内蒙古自治区 乌兰察布 012000)

1 故障现象

2019年8月27日，220 kV某变电站巡视人员发现3号主变高压侧203电流互感器A相膨胀器异常顶起2 cm，随即将该互感器退出运行，3号主变系统停运。该互感器为2012年生产的型号为LB7-220GYW3高压电流互感器，额定电压为220 kV。

设备退出运行后，现场检修人员进行外观检查未发现渗漏油等异常现象，随后打开膨胀器发现有气体放出，立即取设备底部油样进行油色谱分析，试验数据如表1所示。

色谱分析发现氢气、乙炔、总烃数值均超标根据Q/ND1050106—2018《变压器油中溶解气体分析和判断导则》三比值法分析，放电类型分别为1，1，0，初步判断为低能量放电，怀疑本体内部存在放电故障，为彻底查清设备故障原因，将该设备返厂进行解体分析[1-3]。

表1 油色谱分析数据 μL/L

2 诊断试验

互感器返厂后首先进行一、二次接线及外观检查，未发现渗漏油、放电痕迹等异常现象[1-3]。之后对互感器进行除一次工频耐压试验外的全部出厂试验，试验情况如下。

2.1 绝缘电阻测试

对互感器进行一次绕组对二次绕组及地、二次绕组之间及对地、末屏对二次绕组及地，试验数据如表2，符合GB/T 20840.1—2010《互感器》标准要求[4]。

表2 绝缘电阻测试数据

2.2 介质损耗因数及电容值测试

图1 介质损耗因数随电压变化曲线

表3 升压和降压过程中介质损耗因数及电容值测试

2.3 互感器油色谱分析

互感器运到制造厂首次对油进行色谱分析，数据见表4。出厂试验后取互感器顶部、中部、底部油进行色谱分析，数据见表5。三个部位油样数据无明显差异，与返厂测试数据一致，根据DL/T722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》三比值法分析，放电类型分别为1，1，0，判断为低能量放电，与现场数据分析结果一致[5]。

表4 试验前变压器油色谱分析数据 μL/L

表5 试验后变压器油色谱分析数据 μL/L

2.4 互感器局部放电试验

局部放电试验异常，局放起始电压为103 kV，局部放电量为73 pC(大于20 pC)，熄灭电压为53 kV。

根据试验结果综合判断，互感器内部存在局部放电。

3 解体过程与原因分析

3.1 产品解体分析过程

(1)对互感器进行放油，拆除膨胀器，检查一次连接情况。一次连接可靠，未发现放电痕迹，如图2所示。

(2)拆除互感器二次接线板，检查二次接线。二次引线连接良好，未见放电痕迹；拆下产品瓷套，检查末屏端子连接，端子连接可靠，未见放电痕迹，如图3和图4所示。

图2 一次连接处

(3)吊出互感器器身，器身表面整洁无异物、无异味；拆除二次线圈并检查油箱内表面，均未见放电痕迹，如图5所示。

图3 二次连接处

图4 末屏连接处

(4)拆除末屏绝缘，检查末屏表面及引线，末屏包扎良好未见放电痕迹，如图6所示。

(5)根据产品设计器身包扎图(如图7所示)。该互感器共有4个主屏(零屏、1屏、2屏、末屏)，每两个主屏之间分布有一定数量端屏，以使屏间电场分布均匀。根据包扎图逐层对器身进行拆解，检查各绝缘层间未见放电点；检查各电容屏状态无断裂、放电等异常，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。

图5 器身

图6 拆除绝缘后的末屏

图7 设计包扎图

(6)在产品拆解过程中，使用10 kV西林电桥(型号：AI-6000E)分别在3 kV和5 kV状态下，测试各主屏对零屏的介质损耗因数及电容值，未发现异常现象，测试数据如表6所示。

(7)拆除零屏引线及零屏绝缘，零屏引线未见放电痕迹；检查零屏表面状态，在器身 P2 侧距端部 590 mm 处出现电容屏铝箔环状裂纹，裂纹边缘存在明显放电痕迹，如图8和图9所示。

表6 各主屏对零屏测试数据

图8 零屏裂纹处

图9 零屏裂纹位置

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(如图8所示)，而且裂纹下绝缘电缆纸包扎较其他部位明显松软，如图10所示。

图10 裂纹下部绝缘状态

3.2 故障原因分析

(1)LB7-220型电流互感器采用油—纸复合绝缘结构，采用的是等厚度、等电压、等屏差设计原则，各屏间场强分布均匀，在工频耐受电压下各屏间场强控制合理；该类型产品在各地广泛应用，经过了二十余年的安全运行验证；通过了国家电力工业电气设备质量检验测试中心的全部型式试验，可排除设计原因导致本次故障的可能性。

(2)根据解体实际情况分析，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(如图8和图9所示)，边缘形成尖角，造成该处场强畸变，引发低能量密度的局部放电，设备长期运行过程中系统发生过电压的情况下放电加剧，导致该部位的变压器油裂解，变压器油中的溶解气体含量逐渐增大，最终造成膨胀器异常顶起。

主要原因为在设备制造过程中，工人包扎零屏下部绝缘时，操作不当造成零屏开裂部位下方的绝缘包扎相对较松软，进而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；再加上工人对零屏包扎不当，可能造成电容屏出现损伤；二者综合作用导致零屏铝箔出现裂纹。在产品运输及长期运行过程中，产品不可避免的存在震动，造成缺陷扩大，最终形成 2～3 mm 宽的环状裂纹。

4 预防措施及运维建议

4.1 对产品工艺的建议

(1)加强工艺控制，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的再次发生。

(3)提高产品局部放电测试的企业内控标准要求，对 80%工频耐受电压下局放量按10pC 控制，提高产品微小缺陷的检出度。

4.2 运行维护建议

(1)加强在运产品油位检测，现场产品油位异常升高或超出最大值时，及时反馈生产厂家进行处理；由于产生的气体均为可燃性气体，检修人员禁止使用金属工具进行放气处理，以免打火造成安全事故。

(2)在现场产品有检修计划时，建议对互感器进行油色谱分析，以便准确判断产品实际运行状态。

(3)采用红外测温等方式，对互感器运行状态进行带电检测。