110kV电流互感器异常原因分析

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1、内蒙古电力技术NNERMON(；OL1AELECTRICPOWER4l21)1129巷第ll10kv电流互感器异常原因分析唐崇年f阿拉善电也局．内蒙古阿拉善7j(}6)l摘要1针对220kV金诺变电站l10kV电流互感器L3相波纹膨胀器顶盖异常现象，从红外热成像、绝缘油色谱及改进的气体特征法、电气试验数据等方面进行了分析，均未发现异常原因：通过解体检查．发现端屏附近的铝箔表面有部分的蜡状物，且有明显的放电后铝箔变色现象．判断电流互感器在制造工艺方面存在问题，出厂时浸渍不完全造成了充气空腔，长时间运行则引起局部放电．并提出了相关的防范对策

2、f关键词I电流互感器；红外热成像；绝缘油；色谱；解体；局部放电；制造工艺J文献标志码1BI文章编号11008—6218(20l1)01—0041-031异常现象2010—03—22T15：40，220kV金诺变电站运行值班人员在正常例行设备巡视时．发现154诺巴线1l0kV电流互感器(型号为LCWB6—110W2)L相波纹膨胀器顶盖异常检修人员立即停电对陔电流互感器进行检查检查发现，电流互感器并无异常声响，L、L)、L1相二次侧电流指示正常．但k相波纹膨胀器油位指示标图1电流互感器相波纹膨胀器将顶盖顶死志显示不清楚．该组电流互感器相的波

3、纹膨胀器已将顶盖顶死(见图1)．严重影响了设备的安全运行2原因分析及结论2．1红外热成像分析现场对k相电流互感器进行红外测温．红外热成像图见2所示、分析红外热成像图发现，环境温度为0℃时．L1图2L3相电流互感器红外热成像图相接线板处温度为2．1，本体温度为3．2℃：相邻L，、L相的接线板处温度分别为2-4Cc、2．7。【=，本体温度分别为3．0oc、2．8oc，红外热成像未现明显I收稿日期12010-08—05；l修改Et期I2011—01—04I作者简介I心祟‘}‘(1979)，，内蒙『1人，{-，助42内蒙古电力技术2011年第2

4、9卷第1期的发热谱图．L相表面最大温升为3。(=根据DIZI"见表2所示根据表2数据可知．L1相各项特征气664-1999m规定．1l0kV电流互感器表面最大温升体的体积分数均超过试验规程规定的注意值．其中不应超过4℃．因此判断k相电流互感器接线板未总烃、H，及C，H，分别达到注意值的35．0198倍、出现发热异常现象114．12倍和3-49倍2．2绝缘油分析f2利用改进的特征气体法进一步分析．判定电流2．2．1微水、油介损及油耐压试验互感器的异常类型．具体分析方法如下对绝缘油进行微水、油介损及油耐压试验，数据(1)与I．相、L相比较，

5、k相电流互感器的总见表1从表1可以看I叶：，油中水的质量浓度、介损烃含量较高，且(CH)>(C2H)，(CH)占(总值tanB及击穿电压均符合《电力设备预防性试验规烃)的2％以下．由此可以判断该电流互感器存在内程(以下简称试验规程)中的标准值要求因此判部过热(低于500℃)故障：断相电流互感器绝缘未受潮。(2)与H，的生成量比较．总烃的生成量较小，2．2．2色谱(H)>1xl04，且接近(H+总烃)的90％(18对绝缘油进行油样分析．绝缘油色谱分析数据558．35x10)，(CH4)占(总烃)的75％(2626．49x10-6)以上．由

6、此可以判断该电流互感器内部存在局表1绝缘油油中水的质量浓度、【a及击穿电压试验数据部放电故障2．3电气试验数据分析2．3．1历史数据结合该组电流互感器交接试验及2005～2009注：1)按照试验规程要求，绝缘油油巾水的质量浓度、tan6及击年预防性试验数据(见表3)进行综合分析，从表3穿电压的标准值分别为≤2OmI、≤2％、≥35kV。表2绝缘油中各项气体体积分数1O注：1)试验规程中规定注意值为(总烃)≤1xlO-~,(Hz)≤1．5xIO，(CzHz)≤1xl0。6。表3电流互感器交接试验及2005-2009年预防性试验数据注：1)

7、试验规程要求，110kV油纸电容型电流互感器在运行中介损值tan6不应大于l％；各绕组及末屏绝缘电阻不应小于1000MI。2()11年第29卷第1期唐崇年：110kV电流互感器异常原囝分析43可以看以下几点的尺寸和排列符合设计要求，电容屏数量与设计吻(1)L1相电流互感器的绝缘电阻值均>1000合．电容极板表面光滑平整，无错位或断裂现象，绝Mn．其他各绕组未发现绝缘电阻值明显降低的现缘包绕紧同，绝缘层间无皱褶；而存端屏附近、主屏象从外向内第3—4电容屏的铝箔表面有部分的蜡状(2)纵向对比测试数据．IJ1相电流互感器的电物．且附近的铝箔表

8、面有明显放电后的铝箔变色特容量逐年变化量分别为一4．01％、一3．94％、一3．89％、征。一3．83％、一4．08％、一4．03％，平均变化量为一3．96％，无经分析查验．陔蜡状物是矿物绝缘油存放电作明显