一起500kV电流互感器故障原因诊断分析

郑晓琼，严太山，熊泽群，占晓友，徐文婷，史钟玉

（国网安徽省电力有限公司检修分公司，安徽 合肥 230061)

电流互感器是测量主变、断路器等设备实时运行电流的重要元件，它通过一定比例将一次大电电流互感器换成二次小电流，并传输给相关的保护设备、自动化装置、电度表等二次设备[1-2]。电流互感器运行状况的好坏不仅关系到一次设备安全运行水平，还关系到相关二次设备的运行状况。电流互感器的故障一般可分为电流互感器内部故障和外部故障，内部故障一般由于绕组绝缘击穿、渗油、漏气等原因造成[3]，外部故障往往是由于连接线夹接触不良导致发热等因素造成。近年来，电流互感器因设备质量问题和工艺不过关等因素，电流互感器故障引起停电事故的案例频发，给电网稳定运行和安全供电带来负面影响。

1 故障前运行方式

某变电站500kV系统采用3/2接线方式，具体接线如图1所示，故障前2台主变、4条线路及500kV开关均为正常运行状态。

2 故障现象及保护动作行为分析

2019年1月22日13:29，某500kV变电站监控系统发500kVⅡ母线母差保护、2号主变保护、5023开关保护动作信号，后台监控屏显示5012、5023、5043、5053开关、5022开关、2号主变中压侧4802开关跳闸，开关位置在分闸位置。

2.1 现场一次设备检查情况

变电站运维人员立即到现场检查，发现5023开关B相电流互感器本体发生爆炸起火现象，5012、5023、5043、5053开关以及2号主变5022开关、4802开关均跳闸，现场开关位置在分闸位置。现场电流互感器故障情形及处理场景如图2所示。

图1 某变电站500kV部分设备一次接线图

图2 电流互感器故障现场图

2.2 现场保护动作情况及分析

2.2.1 500kVⅡ母线第一套母线差动保护动作分析

500kVⅡ母线第一套母线差动保护装置的型号为PCS-915C-DA-G，在本次故障中未动作出口。500kVⅡ母线第一套母差保护录波分析如图3所示，其中第一幅图中的绿色波形为制动电流，红色波形为差动电流；第二幅图的动作标志从上到下依次为差流启动标志、稳态量比率差动（0.5）动作标志及谐波抗饱和判据动作标志。

图3 500kVⅡ母线第一套母差保护录波分析图

由录波分析图可见故障起始第一个周期差动电流小，制动电流相对较大，因此，变化量比率差动动作条件不满足。从保护启动开始只开放一个周波，第二个周波变化量比率差动保护被闭锁，变化量比率差动未及时动作是第一套母差保护差动保护动作速度较慢的原因。

2.2.2 500kVⅡ母线第二套母线差动保护动作分析

Ⅱ母线差动保护型号为NSR-371C-DA-G，差动启动定值设为0.7A，接入5012、5023、5043、5053支路，TA变比均为4000/1，基准TA变比为4000/1。该保护于13:29:44.573动作，跳该母线上所有开关。从录波中可以看出，5023支路B相发生故障，13:29:44.573—13:29:44.578期间，制动电流明显上升，但母线保护三相均无差流，表明此时发生了母线区外故障。从13:29:44.578起，母线保护出现差流，且各支路波形良好无明显畸变，此时母线区外故障性质已经转变为区内故障。B相差动保护中的差流和制动电流情况如图4所示，其中Y轴为差流，X轴为制动电流，动作点与比率制动曲线的位置位于动作区，可见，500kVⅡ母线第二套母线差动保护跳闸为正确动作行为。

本次故障为区外转区内的转换性故障，突变量差动未能动作，由采样值差动完成差动保护的出口动作，因此动作时间较长。该母线保护的整组动作时间是从保护启动开始计时，本次故障过程中，先发生的区外故障使保护启动，5ms左右后转换为区内故障，之后12ms的时间内，采样值差动的比率制动特性（采样值差流与0.5倍的采样值制动电流比较）一直不满足，保护判断为区外故障分流导致。直到37ms，差流达到动作值，采样值差动的比率制动特性满足，采样值差动动作。

图4 500kVⅡ母第二套母差保护动作时刻的比率制动曲线

2.2.3 2号主变保护动作情况

2号主变第一套差动保护（RCS-978)于13:29:44.570启动，3ms分相差动保护动作，17ms分侧差动保护动作，故障相别为B相故障，差动电流5.031A。2号主变第二套分相电流差动保护（CSC-103A）13:29:44.570启动，10ms分相差动速断保护动作，故障相别为B相，差动电流6.156A。

3 故障原因分析

本次出现故障的AGU-550型电流互感器于2018年6月16日投入运行，设备运行后历次巡视及带电检测均未发现异常。该电流互感器设备结构类型油浸倒置式，电流互感器头部储油柜采用铸铝件，其内装有二次器身，一次导电杆从二次器身的铁芯中穿过，设备的主绝缘主要由若干个电容屏组成，该电流互感器头部顶端设置有不锈钢膨胀器，二次端子板采用整体浇筑方式。

通过对B相故障电流互感器进行外观检查，互感器器身顶部绝缘烧毁严重，只剩下储油柜和上储油柜残片，如图5所示。对互感器进行进一步解体诊断，发现一次导体铝管弯曲变形严重，中间部位有明显放电点及烧灼痕迹，二次绕组屏蔽铝壳对应位置有明显放电点及烧灼痕迹，两处放电点之间的绝缘被击穿。

图5 故障电流互感器残余储油柜

器身吊出后检查，器身三角区无挤压痕迹，直线段最外层电容屏褶皱严重，如图6所示。二次引接线铝管底部固定器身用绝缘法兰断裂，底座法兰表面有放电痕迹，其他部位未见异常。根据故障电流互感器解体检查情况及试验结果，分析此次故障原因为该台电流互感器由于生产工艺质量控制不到位，电流互感器头部二次绕组屏蔽铝壳对接处绝缘油纸包扎工艺不过关，存在损伤，气泡积聚引起电场畸变局部放电，长期运行导致绝缘击穿，造成故障发生，故障产生的强大冲击力导致绝缘法兰断裂。

图6 故障电流互感器直线段最外层电容屏

4 改善措施

针对本次电流互感器故障，结合其运行环境和设备特点，从设备专业巡检、元件防爆改造、固化工艺流程3个方面采取改善措施。

对同厂家同型号电流互感器开展巡检排查，内容包括产品外观、异常声音、膨胀器油位高度、注放油阀渗漏油、二次端子盒密封等状况检查，结合设备红外测温、油色谱分析等手段，结合机器人联合巡检，对易发热和缺陷部位进行跟踪周期性监测。

及时开展对该型号电流互感器膨胀器的防爆改造工作，尤其是发现存在警示性家族缺陷的设备，必须尽快安排大修技改、设备预试等改造工作。同时，强化该型号电流互感器运维力度，尤其是在启停操作过程前后、高温等恶劣运行环境情况下，加强特殊巡视，发现缺陷或异常及时处理。根据设备运行状态，积极采用少油设备压力在线监测等新技术，加强设备运行状态监测。

要求生产厂家要提升产品质量和进行工艺改进，特别是对头部“三角区”绝缘包扎、器身干燥、抽真空注油等环节，要固化标准工艺流程。另外，对该型号电流互感器膨胀器视察窗进行改进，加宽视窗镜，使油位指示更清晰，核算器身与导电杆之间绝缘间隙及绝缘板的机械强度，加大产品设计裕度。

5 结束语

设备安装工艺和制造质量的好坏直接关系电网安全运行水平，粗糙的工艺和设计缺陷都会给设备安全运行带来巨大隐患。在设备全过程管理上，要加强对厂内监造、出厂检测、关键点见证、验收质量等重要环节的管控力度，运检单位要积极结合带电检测、机器人智能巡检、充气式电流互感器SF6压力在线监测及远传系统等有效手段，实现对重要设备运行工况的实时在线监测，降低设备故障率，保障电网安全运行。