一起500kV油绝缘电流互感器的事故分析

1、一起500kV油浸式电流互感器的事故分析Accident Analysis of 500kV Oil-Insulated Current Transformer韩金华1，杨晓辉1，张嵩阳1，胡志勇2 ，王吉1（1河南电力试验研究院，郑州，450052，2 河南南阳供电公司，南阳，）摘要：本文对一起500kV油浸式电流互感器的爆炸事故进行了分析，在对事故电流互感器解体检查后发现主绝缘击穿是引起事故的主要原因。通过对设备生产制造、运输安装以及出厂试验等各个环节进行详细的调查，找到了造成设备主绝缘产生形变从而导致击穿的原因，并提出了相应的反事故措施。关键词：油浸式电流互感器，倒立式结构，绝缘形变，震

2、动子，反事故措施4 0引言油浸式电流互感器是以变压器油为散热介质，运行时所产生的热量由变压器油传导到金属外壳而散发出去，具有散热快、传导均匀、绝缘性能可恢复的特点，且其产品结构简单、制造和运行经验丰富、运行可靠、制造成本较低、电气性能可满足电力系统的要求。基于这些优点，油浸式电流互感器在高压和超高压电力系统中被广泛应用1。但油浸式电流互感器耐热等级低，具有易燃和易老化的缺点，在运行过程中曾多次发生爆炸事故25。本文主要分析了新近一起500kV油浸式电流互感器爆炸事故，在详细的事故起因调查基础上，提出了相应的反事故措施。1事故情况简介2007年6月27日21：22分，白河站系统无操作，500kV

3、设备区发生爆炸，白5033 A相电流互感器（CT）头部的储油柜爆炸起火。储油柜的膨胀器炸落在附近保护小室的屋顶上继续燃烧，CT头部储油柜上半部分外壳爆炸成碎片飞出，燃烧的绝缘纸爆炸飞出，散落在500kV设备区地面继续燃烧。此次发生事故的电流互感器于2007年6月20日投运，距离故障时运行仅8天。2故障电流互感器的结构故障电流互感器为少油、油浸纸绝缘的倒立式结构，即二次绕组位于顶部高电位的壳体内，二次引线经过低电位的二次引线管引至下部底座，其示意图如图1所示。图1. 电流互感器的外形结构及剖面示意图3解体中发现的问题故障产品解体后发现，原有的穿心式一次导电杆已在现场炸飞，无法观察。CT器身上部的

4、绝缘纸被烧毁，铁心罩壳上部及内部一个测量线圈因燃烧碎裂（见图2，其中P1侧为一次导电杆电流进线侧，P2侧为一次导电杆电流出线侧）；在铁心罩壳P1侧的外径位置有一处直径20mm的放电点（见图3）。铁心罩壳及产品其它部位没有发现其它放电痕迹，电容屏没有损伤（见图4）。图2. 事故CT解体后情况图3. 铁心罩壳上的放电点图4. 事故CT受损检查4事故原因分析判断通过现有受损的实物发现击穿点靠近铁心罩壳的外径，初步断定主绝缘击穿是引起头部故障的直接原因。下图5为新产品在包扎主绝缘的情形。图5. 电流互感器新产品主绝缘包扎情形通过查看产品的生产工艺流程以及对相关产品跟踪记录单和试验报告的查阅，初步分析事

5、故原因如下：1）此次故障的产品在运输过程中均采用卧倒方式运输，由于倒置式互感器结构上的特点，使产品重量的近一半（约1000公斤）都集中在头部。若互感器卧倒时间过长，当运输中发生剧烈震动或器身保护不当时，均可能造成头部主绝缘发生形变，造成“在下的一侧被压紧，在上的一侧变松弛”的情况。产品到现场直立后，这种主绝缘的形变并没有马上恢复，送电后造成头部电场不均匀，“变松弛的一侧”主绝缘易发生局部放电，并最终引发故障。因此按照生产厂家包装运输技术条件的要求：在不同等级的道路，运输车辆均有车速限制；在500kV产品上还必须安放两个震动子，在运输至指定现场后，首先验收震动子是否完好。经查证发现，该批产品的运

6、输记录中没有安放震动子的记录；故障产品在实际运输过程中，互感器的P2侧在下，P1侧在上。在运输过程中极有可能造成互感器“P2侧被压紧而P1侧变松弛”的形变情况。而此次故障产品的放电点正是位于P1侧。2）制造厂的生产工艺存在一定的分散性，对工艺控制不够严格。在对互感器的主绝缘进行包扎是，采用的手工包扎。因此包扎力量大小具有很大分散性，容易出现包扎不紧、松动现象。在工艺检查和控制环节，主要靠“每包扎10层绝缘纸后进行一次绝缘厚度测试，直至包扎60层绝缘纸的包扎全部完成”的方法来对包扎工艺进行检查。从故障设备制造跟踪记录单数据看，在第10、20、30、40和50层包扎后的测试中，主绝缘厚度一直小于厂

7、内规定标准值，在第60层包扎完毕后，竟然出现整体绝缘厚度大于规定标准值3mm的情况。如果不考虑厚度测量误差，则可以得出最后10层绝缘纸（从51至60层）的包扎厚度明显偏厚，即包扎较为松散。如果运输或安装过程中发生振动，必然会加剧绝缘纸层间松动位移，油纸绝缘系统中出现油隙或绝缘纸发生褶皱等现象，从而造成在主绝缘造成场强畸变，发生局部放电，使绝缘炭化或造成绝缘损伤并最终造成主绝缘发生贯穿性的击穿。如果在主绝缘包扎环节的情况良好，所有绝缘层间紧固不松动，即使运输状况稍差，也不易造成互感器内部绝缘出现位移和松动。3）制造厂对设备进行的出厂局部放电试验标准要求偏低，对绝缘缺陷的检测和发现不利。对互感器来

8、讲，检验其工艺和绝缘状况的最灵敏和最有效的试验方法就是局部放电测试。目前，国标GB 1208-1997电流互感器中对电流互感器出厂局放试验的加压标准有两个可选择的程序: A:在进行工频耐压试验（680kV）时，耐受680kV电压1min ,然后直接降低电压至局放测量电压1.2Um/=381kV下进行局放测量。B:在产品通过工频耐压试验（680kV）之后，才可以进行局部放电试验。进行局放试验时，施加的电压升至工频耐受电压的80（6800.8=544kV），持续时间不少于60s,然后降至局放测量电压1.2Um/=381kV下进行局放测量。GB1208-2006中规定：在测量电压下，要求互感器的局放

9、量小于5pC。通过查看故障设备的出厂局放试验报告，发现厂家选用程序B进行试验，局放量为3.5pC。早在2002年前后，由于当时国内接连出现了多台次500kV电压等级的电流互感器爆炸事故，故国网公司组织了一批专家对500kV电流互感器进行了全面测试，发现GB 1208-1997电流互感器中对于局放试验中的激发电压（680kV或544 kV）规定值偏低，对局放的检测不够灵敏3。在680kV激发电压下通过局放试验的产品，当把激发电压提高到740kV时，多数产品会在1.2Um/=381kV测量电压下出现10005000pC数量级水平的局部放电，这对于互感器的运行是非常危险的。同时也说明，对于互感器产品

10、的局部放电检查试验，680kV的激发电压对检测内绝缘缺陷不够灵敏和有效。因此，在2002年国网公司颁布的预防110千伏500千伏互感器事故措施中专门对500kV油浸式电流互感器出厂试验的局部放电试验进行了规定，建议程序如下6：施加740kV激发电压1min，然后降至381kV下进行局放测量。而厂家的局部放电试验程序是施加544kV激发电压1min，然后降至381kV下进行局放测量。厂家所采用的局放试验检查程序不能灵敏、有效地发现产品在制造过程中存在的内部绝缘缺陷。也是造成主绝缘发生形变不能及早发现的原因之一。5反事故措施在对事故起因进行分析和调查后，针对此类故障情况，制定了如下的反事故措施：1

11、）建议生产厂家改进生产工艺，引进机械包扎设备，以避免人工包扎存在的工艺分散性；在目前手工包扎工艺下，应进一步完善和规范产品工艺检验和验收环节。2）要求厂家重新对产品包装运输技术条件的内容及文件执行状况进行严格审核。严格执行并监督在500kV产品上安放震动子，在产品运输至现场后，用户首先对震动子的状况进行验收，然后再在运输单上签字确认。3）采用严格的标准对互感器进行出厂局放试验检查，对于所有的550kV互感器均应按740kV水平进行1分钟工频耐试验，然后降至局部放电测试电压下进行局放量的测试。4）查找与故障产品同车抵达变电站的另一台产品的编号，并检查确认其目前的状态，防止同车运输的产品出现类似的

12、内部绝缘缺陷。6结论通过此次500kV电流互感器的事故原因的调查分析，表明引起油浸式电流互感器发生故障的主要原因在于生产制造的相关工艺控制存在一定的松散性，建议相关厂家在今后的生产制造中加强各个环节的工艺控制，严格执行相关行业标准。参考文献：1 李承政，李先艳，油浸式电流互感器的应用及其新产品的研发，电力设备，2007年1月，第8卷第1期，第29-31页2 张芳，500kV电流互感器爆炸事故分析，电力建设，2006年11月，第27卷第11期，第66-67页3 胡惠然，张俊峰，20002001年500kV电流互感器事故分析及预防措施，电力设备，2002年12月，第3卷第4期，第18-22页4 彭军，刘勇等，500kV电流互感器爆炸情况分析，四川电力技术，2002年第4期，第27-29页5 鲁莽，500kV电流互感器爆炸事故的原因分析，湖北电力，2002年2月，第26卷第1期，第39-41页6 国网公司，预防110千伏500千伏互感器事故措施，2002年7 中国国家标准化管理委员会，GB1208-2006电流互感器，2006年 作者简介：韩金华(1975