一起倒置式电流互感器故障分析

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1、2013年12月Dec．2013第41卷第6期(总第229期)Vo1．41No．6(Ser．No．229)一起倒置式电流互感器故障分析AnalysisonanInvertedCTFault赵春明，白羽，王朔，司昌健，李守学(国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春130021)摘要：通过对发生故障的220kV倒置式电流互感器的相关试验及解体过程发现问题的介绍，详细分析了故障产生的原因，指出及时的油位巡视、适时的红外检测、必要的油色谱分析是发现和避免此类故障发展成事故的方法，并提出高寒地区倒置式电流互感器宜采用波纹式金属膨胀器的建议。关键词：倒置式电流互感器；故障；局部放电；油

2、色谱分析；红外检测；金属膨胀器中图分类号：TM452文献标志码：B文章编号：1009—5306(2013)06—003903倒置式电流互感器是新型设备，近年来66～LVB一220W3倒置式电流互感器安装2只盒式500kV倒置式电流互感器发生的故障比较多，需要金属膨胀器，油量较少。根据规程规定n及制造商我们积累运行经验。红外、局部放电、油色谱等带电、设备技术条件，该组电流互感器投运前进行了交接在线监(检)测技术在倒置式电流互感器内部故障的试验油色谱检测，正常运行时不允许进行油色谱检早期发现和诊断起到重要作用。2011年4月21日，测。交接性试验、故障后油色谱试验数据(见表1)。某

3、220kV变电站220kVTYJ线V相倒置式电流油色谱分析，U、w相电流互感器无异常，V相互感器金属膨胀器漏油，油位指针升高并超出极限电流互感器内部油中的H、C。H。及C+C。严重超油位，显示互感器内部压力异常，立即采油样做油色标，其中H已达到饱和程度。油中溶解烃类气体组谱试验，安排停电更换。故障互感器型号为LVB一分使用改良三比值法、大卫三角形法、T—D图示法220W3，2010年2月出厂，2010年9月30日投入运等综合分析，判定互感器内部存在大范围、持续局部行。故障发生时站内无操作，系统无异常。该组互感放电和低能放电故障。器经返厂试验、解体检查，查找到了故障原因。1．2高

4、压试验该故障电流互感器返厂进行了高压介质损耗因l故障电流互感器检测及试验数(以下简称介损)测量、局部放电试验，高压介损及电容量试验数据见表2，其中V相加压126kV；U、W相加压146kV。故障电流互感器局部放电1．1油色谱检测试验数据见表3，其中三相背景放电量为6．2pC，V表1故障电流互感器2次油色谱数据收稿日期：2013—08—08作者简介：赵春明(1982)，男，工程师，从事高电压试验技术研究、设备状态评价工作。·39·2013年12月Dec．2O13第4l卷第6期(总第229期)Vo1．4lNo．6(Ser．No．229)3故障分析a．由于倒置式电流互感器的结构特点，

5、限制了充油量，不能对其进行定期油色谱检测，应将互感器油位巡视作为一项互感器运行状态的重要监测a．故障电流互感器采用的盒式金属膨胀器发生塑性变形后容易存在油位指示不变甚至变低的情手段。b．绝缘层间发生局部放电集结气体所形成的况，现场观察到的互感器V相在故障后油位与U、压强，释放和平衡需要的时间很长，低温状态下这一w相比较虽然出现偏高但是未达到最大值上限，而时间会更长，特别是在冬季，局部放电的发热量减实际上V相故障后油位指示标指示了假油位，对现场油位的准确巡视和监督造成一定的干扰。小，红外检测不易发现互感器内部故障，更应加强设备油位巡视。b．故障电流互感器油色谱气体组分中CH、CH

6、。体积比占总烃的99以上，解体检查互感器C．在定期油色谱分析受到限制时，合理安排红外检测时间，且环境温度5C以上进行红外精确检二次绕组屏蔽罩外绝缘层28层至4层大范围存在测应能够发现和判定互感器内部局部放电故障。互“X一蜡”，但解体前试验还能经受住运行额定电压，感器绝缘层问局部放电初始发热量很小，应注意与可以判定互感器二『欠绕组屏蔽罩外的绝缘层间发生设备投运初始热像分析数据进行比对，发现温差增持续的夹层局部放电和低能放电。大，有必要进行油色谱检测。C．互感器二次绕组屏蔽罩外绝缘层2O层至5虽然倒置式电流互感器属于密封少油型设备，层间不同程度的存在大面积鱼鳞状褶皱，是由于人但是在

7、必要情况下也是允许取样分析的。220kV及工缠绕导致各层绝缘纸松紧存在不可避免的差异，以上倒置式电流互感器进行4～5次色谱分析是不在干燥时就可能因绝缘纸收缩而导致；另外，故障互会对设备造成不良影响的，验收1次，投运后3个月感器局部放电的产气率很高，受油浸绝缘纸密封限1次，投运后5～6年1次，可根据需要抽检1～2制，局部放电产生的气体，在绝缘层间变压器油已不次，大体4～5次色谱试验就能有效监督运行状况；能溶解，大量气体的集结产生极高的压力进一步导特别注意所有取样工作要求在厂家技术人员指导下致绝