电流互感器局部放电故障分析

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1、维普资讯http://www.cqvip.com维普资讯http://www.cqvip.com新疆电力技术洲叟生2007年第2期总第93期变哇m坐娃大。因此，引起人们的广泛重视。在电流互感器局部放电故为110，为高能量密度的局部放电故障，已导致固体绝缘的障中，除绝缘内部存在的各种各样的气隙可产生局部放电放电痕迹或㈣穿孔。几个指标分析结果均吻合，显示为设备内外，产品的结构、材料和制造、注油工艺不良等方面存在的部存在高能量的局部放电故障。运行巡视发现已经没有油446一些问题和绝缘缺陷都会产生局部放电。本文

2、将分析电流位指舭示舭，电流互感器金属膨胀器的金属波纹已经被顶起，说9“H2互感器局部放电故障诊断方法，发生的原因、危害和处理措明产气速率很高，油中溶解气体已达到饱和状态，并释放出施。自由气体上浮顶起了金属膨胀器波纹。电流互感器是少油l故障实例设备。由于产气和油膨胀均使设备内部压力剧增，很可能会1．1新湖变电站安装的11OkVCT均使用同一厂家生产的导致电流互感器的爆炸事故，需要立即处理，对故障CT进LCWB一1lOW型号电流互感器，1999年7月制造出厂，行更换。停运更换后从电流互感器金属膨胀器顶部收集

3、到2000年投入运行。截至2006年6月，色谱分析共发现此类故障气体约4L，对收集的气体进行色谱分析，数据与油中设备有4台出现不同程度局部放电故障。另外芳草湖变电溶解气体含量相近。站同时安装的三台同厂家、同型号、同时出厂的电流互感更换后对设备进行了介损测量，介损测试结果为器，其中一台也出现局放故障。色谱分析数据如表1：1．15％，与前次测定值0．25％相比，明显增大。是因为局部放电故障使介损增加。投婀对设备解体检查，未发现一次引线紧固螺母松动；抽头器一而一一一II_紧固螺母松动；末屏接地螺母松动等导致过

4、热的因素和设顶试I3I】5223377326173281107l3569备进水受潮迹象。吊芯检查发现，电流互感器绝缘包绕松紧跟踪1890~277．4278{4234113294096459麒踪22715858674168621111639不均，绝缘纸间有皱格，表面不光滑，弯曲处发现放电碳化彰痕迹。说明是由于设备制造质量不良导致了局部放电故3／662{21223832异市障。『=i尘20I)6513陋试126~0208676d79l867645061558：∞41．2南园变电站1lOkV玛南一线CT199

5、8年投入运行，一ljfTc2O(I6525蹋踪276171{7586l0771203074I】46直运行良好，2003年8月对cT进行排油注油处理法兰渗I】联200146项试13781154185831225O360566362000d漏，2004年检测发现油中氢气、总烃含量超标，跟踪分析增叠Cn2001411蹿2753918658432392531239{9片il0^、斯2oo4l0I^顶试12632¨808308718230．134023长速率超过注意值，数据见表2。20。o4耕蹙垃C僧2005S2

6、o钡踪I25州I38826{74IS6f45II66∞根据特征气体及三比值分析设备内部均存在局部放电故障，由于设备投运后一直运行良好，说明设备内部制造工由于绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组艺良好。无气泡，设备绝缘良好。2003年排油处理渗漏后，成的混合物，依据设备故障能量的大小和不同，不同的故障发现内部出现局部放电故障。分析认为是设备处理渗漏过类型绝缘油裂解产生的主要特征气体和次要特征气体组分程中。真空注油不彻底，注人互感器中的绝缘油内部存在一也不同。上述这些设备油中故障特征气体含量类型基本相

7、些气泡，由于气体的介电系数比油、纸等绝缘材料的介电系同。可以分析属于同一种故障类型。以其中一台为例进行数小，所以，气隙上承受的电场强度比油纸绝缘上的电场强分析：度高，当外施电压达到某一定值时这些气隙就会首先发生新湖变110kV母联CTA投运后1年就因色谱分析特局部放电。这样的气隙放电对设备绝缘造成的初期影响并征气体严重超标，2001年4月进行了更换，三相CT均更换不大，因此建议对设备进行换油脱气及真空注油处理。在真为支柱绝缘子，B、c相退役作为备用CT。2004年8月将原空注油过程中认真按照真空注油标准

8、流程进行。处理后投母联CTB更换安装在l#主变110kVCTC，由于同类设备出入运行，目前运行状况良好。跟踪检测油中氢气含量现过内部故障，更换后虽然仅有单氢198~1／L略有超标，258l／L，其他气体含量不大。分析是由于绝缘材料中吸附其他特征气体含量很小，仍然缩短检验周期，对设备进行了的故障气体，在运行状态中缓慢释放于油中，而不是设备内1年一次的跟踪分析。2006年5月对l#主变CTC色谱分析部故障产气。但仍需加强监督，进一步分析明确设备