220kV电流互感器故障分析

1、1 图1 电流互感器盒式膨胀器油位异常指示 图2 电流互感器局部铜编织带变黑 王 朔1 田 野2 梁之林1 (1 吉林省电力有限公司电力科学研究院 吉林 长春 130021 2 吉林省电力有限公司吉林供电公司 吉林 吉林 132001) ：本文对吉林省近年来 20 余台故障 220kV 电流互感器色谱成绩、返厂试验数据进行分析，阐述了导致频繁发生电流互感器内部局部放电原因的观点，提出了防止220kV 电流互感器爆裂事故的措施。 ：电流互感器；氢气；总烃；局部放电；绝缘材料；质量控制 近年来，吉林省20 余台220kV 电流互感器因氢气、总烃严重超标退出运行。有的互感器氢气、烃类气体产气量超出变

2、压器油溶解极限，气体溢出，油位指示异常，金属膨胀器变形，电流互感器均压罩被顶变形，严重威胁电力设备的安全运行。 2.1 故障电流互感器覆盖了东北各主要互感器生产厂的产品，型号包括 LB7-220、LB7-220W 、LB7-220W2 以及AGU-252 倒置式电流互感器。 2.2 故障多发现于春季气温回升后或夏季高温季节。 2.3 以运行1 年3 年的互感器居多，少数运行5年以上。 2.4 氢气、烃类气体严重超标返厂处理后的互感器再投入运行 1 年内再次出现氢气、总烃严重超标。如原靖宇一次变 220kV 三靖线电流互感器，2005 年 8 月份产品，运行中氢气、烃类组份气体严重超标返厂处理，

3、2008 年 8 月安装到三岔子一次变三临线A 相。2009 年4 月9 日油色谱检测，氢气达到15826 L/L，总烃598.4 L/L。 2.5 发现和退出运行较晚的互感器油中气体浓度极高，超出油的溶解极限，氢气、高组份烃类气体游离，互感器内部压力增大，金属膨胀器被拉伸钢性变形，油位异常指示，甚至屏蔽罩被变形的金属膨胀器顶变形(图1)。 2 图3 电流互感器绝缘纸层间形成的X-腊沉积 2.6 油被裂解，局部油质黏稠，严重的碳氢聚合物（X-蜡）溢出沉积。 2.7 局部放电检测，标准试验电压放电量增大数十倍，介损超标。舒兰变主变一次主B 相电流互感器返厂试验， 172kV 电压下试验局部放电量

4、1332pC（标准值20 pC），10kV 电压下试验tg=1.12%（标准值0.8%）。城南变母联电流互感器B 相返厂试验，80kV 电压下试验局部放电量500pC，70kV 电压下试验tg =0.924%，介质损耗因数随试验电压升高增长(见表1)，约120mm 长电位屏铜铜编织带成浅黑色(图 2)，绝缘纸间大量 X-腊沉积(图3)。 1 220kV 试验电压 （kV） 电容量 （pF） 介质损耗因数 （tg %） 10 940 0.655 20 940 0.785 40 940 0.816 70 940 0.924 3 3.1 故障220kV 电流互感器退出运行时油色谱数据见表2。 2 2

5、20kV L/L 序号 设备安装位置 试验日期 H2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 C1+C2 CO CO2 1 蛟河变松蛟乙A 相 2004.07.09 1680 121.1 0.11 9.70 0.00 130.9 2 蛟河变松蛟乙C 相 2004.07.09 1360 69.1 0.12 4.80 0.00 74.0 3 铁东变松东乙B 相 2005.06.16 22077 1587.4 2.10 334.00 3.10 1926.6 75.0 374.0 4 桦甸变红桦乙B 相 2005.07.03 12228 1164.4 0.20 107.30 0.00 1271.9 90

6、.0 264.0 5 舒兰变主变一次主B 相 2008.07.21 21299 11951 6.2 1816 9.5 13782.7 16.1 249.1 6 城南变母联B 相 2009.03.28 13738 1171.3 0.59 196.50 0.58 1369.0 108.0 293.1 7 长岭变主变一次主B 相 2008.04.08 5152 231.9 0.17 14.79 0.56 247.4 52.2 191.1 8 三岔子变三临A 相 2009.04.09 15826 561.6 0.60 26.30 0.90 589.4 108.0 64.0 9 前郭变主变一次主A 相

7、2009.03.24 4346 267.6 0.70 38.90 0.93 308.1 161.9 1107.0 10 二道江电厂二号线A 相 2009.04.09 14533 3056.9 1.80 241.20 1.70 3301.6 200.0 231.0 3.2 故障220kV 电流互感器烃类气体、氢气气体间比例关系见表3。 3 3 220kV 序号 设备安装位置 CH4/H2 C2H4/C2H6 C2H2/C2H4 100X/ (X+Y+Z) 100Y/ (X+Y+Z) 100Z/ (X+Y+Z) 1 蛟河变松蛟乙A 相 0.072 0.01 0.00 0.00 0.09 99.91

8、 2 蛟河变松蛟乙C 相 0.051 0.03 0.00 0.00 0.17 99.83 3 铁东松东乙B 相 0.072 0.01 1.48 0.19 0.13 99.67 4 桦甸变红桦乙B 相 0.095 0.00 0.00 0.00 0.02 99.98 5 舒兰变1 号主变一次主B 相 0.561 0.00 1.53 0.08 0.05 99.87 6 城南变母联B 相 0.085 0.00 0.98 0.05 0.05 99.90 7 长岭变1 号主变一次主B 相 0.045 0.01 3.29 0.24 0.07 99.69 8 三岔子变三临A 相 0.035 0.02 1.50

9、 0.16 0.11 99.73 9 白城前郭一次变1号主变一次主A 相 0.062 0.02 1.33 0.35 0.26 99.39 10 二道江电厂二号线A 相 0.210 0.01 0.94 0.06 0.06 99.89 表中：X=C2H2 Y=C2H4 Z=CH4 单位： L/L 3.3 故障电流互感器油色谱、油中烃类气体及氢气与总烃的比例关系有以下特征：1. 油中以 CH4 为烃类气体主要组份，占烃类气体组份总量的 82.4%95.3%，C2H6 为次要组份，CH4 与C2H6 气体占烃类气体总量的99%以上。C2H4 基本不变或微量，C2H2 为零或痕量。 2. 电流互感器故障

10、快速发展期在春、夏季高温季节。 3. 电流互感器故障发展至晚期(严重阶段)，烃类气体体组份中C2H6 增长加快，C2H2 始见。 4. 油中氢气与烃类气体组分的体积比4.426.85，分析为故障晚期氢气超出油的溶解度，大量游离，油中烃类气体组份增大，氢气与烃类气体组份的体积比降低。二道江电厂二号线 A 相电流互感器金属膨胀器膨胀导致屏蔽罩变形，氢气与烃类气体组分的体积比降至4.4。 4.1 220kV 电流互感器故障发展过程中的油色谱数据见表4、表5、表6。 单位： L/L序号 试验日期 H2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 C1+C2 CO CO2 1 2008.04.08 22 1.

11、79 0.02 0.06 0 1.87 34.81 177.49 2 2008.10.07 397 18.0 0.07 0.78 0 18.9 62.9 281.8 3 2008.10.09 425 19.3 0.09 1.19 0 20.6 59.3 222.1 4 2008.10.16 490 19.2 0.02 0.89 0 20.1 72.3 198.1 5 2008.10.30 465 20.4 0.16 1.26 0 21.9 63.1 209.5 6 2008.11.28 639 27.9 0.11 1.26 0 29.3 72.5 125.3 7 2008.12.25 694

12、43.0 0.07 2.53 0 45.6 59.6 264.1 8 2009.01.20 1442 79.7 0.02 4.41 0 84.2 67.4 178.4 9 2009.02.04 1349 82.7 0.12 5.64 0.28 88.8 71.1 267.3 4 10 2009.03.10 1460 84.5 0.13 5.66 0.3 90.6 70.2 256.8 11 2009.04.08 5152 231.9 0.17 14.79 0.56 247.4 52.2 191.1 单位： L/L序号 试验日期 H2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 C1+C2 CO CO

13、2 1 2004.06 0 0.9 0.1 0.3 0 1.3 5.0 490.0 2 2004.07 298 15.1 0.22 5.25 0 20.6 28.0 146.0 3 2004.10 865 21.4 0.1 2.5 0 24.0 62.0 232.0 4 2004.12 405 222.1 0.1 3.2 0 225.4 56.0 657.0 5 2005.06.24 7549 765.4 0.1 90.3 0 855.8 65.0 317.0 6 2005.07.03 12228 1164.4 0.2 107.3 0 1271.9 90.0 264.0 单位： L/L 序号

14、试验日期 H2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 C1+C2 CO CO2 1 2001.04.16 0 1.7 0.40 0.30 0.00 2.4 2 2004.04.13 657 136.0 0.00 45.00 1.80 183.0 3 2004.05.21 4696 370.0 0.00 79.00 1.00 452.0 4 2005.06.07 8796 989.0 1.50 238.40 1.80 1230.7 37.0 382.0 5 2005.06.16 22077 1587.4 2.10 334.00 3.10 1926.7 75.0 374.0 4.2 缺陷发展过程分

15、析 电流互感器油中烃类气体、氢气发展过程有以下特征： 1. 在缺陷形成的初期、发展中期，氢气与总烃基本上按比例同步发展。 2. 缺陷的形成和发展与外界温度有关。春、夏季高温季节，缺陷快速发展。 3. 产气率上升快，高温季节以10d 左右为一个周期，油中氢气、烃类气体组分翻一番。 4. 东北冬季低温阶段这类电流互感器氢气、烃类气体组分增长较缓，即冬季是缺陷相对发展稳定阶段。 5.1 5.1.1 互感器内部故障的初、中期，油中氢气、烃类气体组份首先是H2快速增长， CH4/H2故障次要气体组份与标准略有差异，为油纸绝缘中局部放电故障。 5.1.2 互感器内部故障晚期，油中气体组份 C2H4增长、出

16、现少量 C2H2，与标准中油纸绝缘中局部放电 5 故障气体组份判别特征相同。 5.1.3 纸不完全浸渍造成空腔、纸中水份、油的过饱和以及纸的皱纹或重叠造成局部放电，生成的 X-腊沉积，介损增加。真空干燥浸渍油工艺不稳定是互感器故障的原因之一，但不是共性原因。 5.1.4 中科院长春应化所对 X-腊生成原因进行实验室实验，结论固体绝缘材料表面的平整度是诱发互感器内部发生局部放电的重要条件之一，与标准中纸的皱纹或重叠造成局部放电结论相同。 5.1.5 绝缘材料不规范，也可能造成局部放电不稳定。如某互感器厂绝缘纸厚度设计图为 1.5mm，实际使用1.0mm，互感器运行时局部放电导致氢气、烃类气体组份

17、严重超标。 5.1.6 城南变倒置式电流互感器铜编织带电位屏由于局部放电颜色变黑(见图2)，铜编织带电位屏的尖角毛刺过多过大，半导体屏蔽层没有达到应有的屏蔽效果是故障的诱发原因。 5.1.7 互感器故障的共性原因是内部发生严重局部放电，局部电场分布不均引发局部放电，绝缘材料选择、生产过程中绝缘处理工艺(包括干燥、真空注油)质量控制差异等所造成的先天性缺陷导致互感器内部局部电场分布不均。 5.1.8 各互感器厂出厂局部放电试验，放电量比国家标准规定小许多，即使互感器内部生产过程中存有缺陷，新品出厂试验局部放电量的微小变化不会影响互感器试验结论。 5.1.9 实验室故障互感器抽真空处理前后进行局部

18、放电检测，发现抽真空后，互感器局部放电量即能下降到国家标准规定。证明互感器内部缺陷导致了层间发生局部放电，局部放电过程中产生气体的气泡放电又增加了局部放电量，为一个相互关联的恶性循环，是互感器故障后期氢气、烃类气体以快速增长的原因。 5.1.10 在强电场作用下，这些不被认为是缺陷的缺陷缓慢发展成故障，个别发展期长达10 年以上。 5.1.11 大多数互感器故障发展过程中， CO、CO2基本保持稳定，表明固体绝缘材料还没有受到严重影响。 5.2 吉林省近年来220kV 互感器故障主体为油纸绝缘中局部放电，互感器的相对封闭的绝缘结构决定了此类放电的多发性。 5.2.1 相对封闭的绝缘结构是互感器

19、产生局部放电的环境条件。电流互感器绝缘采用多极电容屏，电极采用金属泊，金属泊上开有均匀圆形小孔，层间电容纸绝缘包裹紧密，抽真空注油排除层间空气，油自然浸润充满层间气掘隙。互感器电容屏极间油与油箱油交换只能透过电容纸纤维、电极孔，层间油相对封闭。 5.2.2 气泡放电是故障扩大的必要条件。如果单纯电极对地放电，油中氢气、烃类气体应按根据时间常数成线性增加，只有气泡放电成为局部放电的主要放电因素，互感器才能表现出放电故障急骤加快。由于电流互感器电容极间相对封闭，期间发生局部放电，油中产生的气体只能透过电容纸纤维、电极孔向油箱方向扩散，这种扩散比较困难，在局部区域会有气体游离，油中的溶解气体也只能通

20、过这个渠道向外扩散，扩散不及的气体产生游离并发生气泡放电。如桦甸变220kV 电流互感器故障退出运行8 天后采油样检测，油中氢气增长61.98%，总烃增长48.62%。 5.2.3 故障形成必有初始放电诱发条件。在相对封闭的区域内，残留气体的气泡放电、绝缘材料水份超标导致的局部放电、绝缘纸表面不平整所产生的电场分布不均局部放电、倒置式互感器电位极尖角毛刺过多过大半导体屏蔽层没有达到应有的屏蔽效果发生局部放电等，是故障的诱发条件。 5.2.4 层间油能够溶解其放电产生的氢气、烃类气体，并且由于是油的相对封闭特征，含有氢气、烃类气体给份的油较长时间才会与油箱油交换，将氢气、烃类气体组份带到互感器油

21、箱油中，油检测才会发现，而且自始至终，如果互感器没有达到油饱和程度时，层间油中氢气、烃类气体给份的深度都会高于互感器油箱中气体深度。 5.2.5 当层间局部放电产气速度超过层间的溶解能力和层间油交换量远低于需要的溶解能力时，层间局部放电产生的气体就会以游离的状态存在。油中以气态存在的氢气、烃类气体导致气泡放电，局部放电能量加大，产气量增大，相对封闭的区域内温度升高，油中X-腊沉积，局部压力增高使得封闭区域内的油加速向四周扩散，当然出会不断有油流入补充。氢气、烃类气体、碳氢聚合物(X-腊)被大量带到各层间、油 6 图2 哈斯特气体分压温度关系图 箱中，层间 X-腊与故障层比相对量要少，油质检查黏

22、稠，而油箱中 X-腊被溶解。故障互感器解体检查，越靠近故障层油质越黏。 5.2.6 故障发展晚期，故障位置温度越来越高，油中气体组份中出现C2H4和少量C2H2，压力作用故障位置气体扩散加快，互感器油箱中油气体组份上升速度加速。 5.2.7 当油箱中气体深度超出油的溶解能力后，互感器油箱中形成游离的气体，游离气体在油箱上部集结，互感器整体压力增高，金属膨胀器被拉伸变形，油位指示异常，甚至指示死油位。 5.2.8 所有油纸绝缘层间放电，必定有诱发引发因素，如油中水份超标、绝缘材料脱水达到不规定值、层间有残留气泡、金属电极毛刺过大而半导体屏蔽又没有起到应有作用等。 5.2.9 先天性缺陷是局部放电

23、形成和发展的诱发条件。 5.2.10 油道中的放电不会引发持续放电。 5.3 5.3.1 故障发展的初、中期，互感器油中主要气体组份中 CH4 和次要气体份 C2H6 之和，占烃类气体组份总量的99%以上，次要气体组份中没有或极少见C2H2，根据哈斯特气体分压温度关系(见图 2)分析，故障位置温度应在 300以下，局部放电以 H2、CH4、C2H6等受温度影响较小的气体组份为主体，互感器故障位置发热量不大。 5.3.2 故障发展后期，互感器内部大范围、持续局部放电，油裂变烃类气体组份中出现C2H4、C2H2，外界温度较高故障发展极快，绝缘纸层间大量 X-腊溢出、沉积，放电加剧，故障位置温度升高到500以上，互感器本体温度相间温差超出1.4的缺陷判定值，红外检测可准确结论故障。如舒兰变主变一次主B 相红外检测，本体磁套部分同位置相间最大温差3.1，均压罩最大相间温差10.1。 不同温度对应于不同的油溶解氢气、烃类气体组分的能力。当油中氢气、烃类气体组份浓度超出油溶解能力时，部分气体以游离状态存在，互感器内部压力升高，油位指示高出实际气温值，甚至极限油位。 目前，电网中大量近年生产的 220kV 电流互感器在网运行，每年有相当数量的 220kV 电流互感器要投入电网运行，防止220kV 电流互感器内部局部放电导致的