220kV電流互感器故障分析

1、1 圖1 電流互感器盒式膨脹器油位異常指示 圖2 電流互感器局部銅編織帶變黑 王 朔1 田 野2 梁之林1 (1 吉林省電力有限公司電力科學(xué)研究院 吉林 長春 130021 2 吉林省電力有限公司吉林供電公司 吉林 吉林 132001) ：本文對吉林省近年來 20 余臺故障 220kV 電流互感器色譜成績、返廠試驗數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，闡述了導(dǎo)致頻繁發(fā)生電流互感器內(nèi)部局部放電原因的觀點，提出了防止220kV 電流互感器爆裂事故的措施。 ：電流互感器；氫氣；總烴；局部放電；絕緣材料；質(zhì)量控制 近年來，吉林省20 余臺220kV 電流互感器因氫氣、總烴嚴(yán)重超標(biāo)退出運行。有的互感器氫氣、烴類氣體產(chǎn)氣量超出變

2、壓器油溶解極限，氣體溢出，油位指示異常，金屬膨脹器變形，電流互感器均壓罩被頂變形，嚴(yán)重威脅電力設(shè)備的安全運行。 2.1 故障電流互感器覆蓋了東北各主要互感器生產(chǎn)廠的產(chǎn)品，型號包括 LB7-220、LB7-220W 、LB7-220W2 以及AGU-252 倒置式電流互感器。 2.2 故障多發(fā)現(xiàn)于春季氣溫回升后或夏季高溫季節(jié)。 2.3 以運行1 年3 年的互感器居多，少數(shù)運行5年以上。 2.4 氫氣、烴類氣體嚴(yán)重超標(biāo)返廠處理后的互感器再投入運行 1 年內(nèi)再次出現(xiàn)氫氣、總烴嚴(yán)重超標(biāo)。如原靖宇一次變 220kV 三靖線電流互感器，2005 年 8 月份產(chǎn)品，運行中氫氣、烴類組份氣體嚴(yán)重超標(biāo)返廠處理，

3、2008 年 8 月安裝到三岔子一次變?nèi)R線A 相。2009 年4 月9 日油色譜檢測，氫氣達(dá)到15826 L/L，總烴598.4 L/L。 2.5 發(fā)現(xiàn)和退出運行較晚的互感器油中氣體濃度極高，超出油的溶解極限，氫氣、高組份烴類氣體游離，互感器內(nèi)部壓力增大，金屬膨脹器被拉伸鋼性變形，油位異常指示，甚至屏蔽罩被變形的金屬膨脹器頂變形(圖1)。 2 圖3 電流互感器絕緣紙層間形成的X-臘沉積 2.6 油被裂解，局部油質(zhì)黏稠，嚴(yán)重的碳?xì)渚酆衔铮╔-蠟）溢出沉積。 2.7 局部放電檢測，標(biāo)準(zhǔn)試驗電壓放電量增大數(shù)十倍，介損超標(biāo)。舒蘭變主變一次主B 相電流互感器返廠試驗， 172kV 電壓下試驗局部放電量

4、1332pC（標(biāo)準(zhǔn)值20 pC），10kV 電壓下試驗tg=1.12%（標(biāo)準(zhǔn)值0.8%）。城南變母聯(lián)電流互感器B 相返廠試驗，80kV 電壓下試驗局部放電量500pC，70kV 電壓下試驗tg =0.924%，介質(zhì)損耗因數(shù)隨試驗電壓升高增長(見表1)，約120mm 長電位屏銅銅編織帶成淺黑色(圖 2)，絕緣紙間大量 X-臘沉積(圖3)。 1 220kV 試驗電壓 （kV） 電容量 （pF） 介質(zhì)損耗因數(shù) （tg %） 10 940 0.655 20 940 0.785 40 940 0.816 70 940 0.924 3 3.1 故障220kV 電流互感器退出運行時油色譜數(shù)據(jù)見表2。 2 2

5、20kV L/L 序號 設(shè)備安裝位置 試驗日期 H2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 C1+C2 CO CO2 1 蛟河變松蛟乙A 相 2004.07.09 1680 121.1 0.11 9.70 0.00 130.9 2 蛟河變松蛟乙C 相 2004.07.09 1360 69.1 0.12 4.80 0.00 74.0 3 鐵東變松東乙B 相 2005.06.16 22077 1587.4 2.10 334.00 3.10 1926.6 75.0 374.0 4 樺甸變紅樺乙B 相 2005.07.03 12228 1164.4 0.20 107.30 0.00 1271.9 90

6、.0 264.0 5 舒蘭變主變一次主B 相 2008.07.21 21299 11951 6.2 1816 9.5 13782.7 16.1 249.1 6 城南變母聯(lián)B 相 2009.03.28 13738 1171.3 0.59 196.50 0.58 1369.0 108.0 293.1 7 長嶺變主變一次主B 相 2008.04.08 5152 231.9 0.17 14.79 0.56 247.4 52.2 191.1 8 三岔子變?nèi)RA 相 2009.04.09 15826 561.6 0.60 26.30 0.90 589.4 108.0 64.0 9 前郭變主變一次主A 相

7、2009.03.24 4346 267.6 0.70 38.90 0.93 308.1 161.9 1107.0 10 二道江電廠二號線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 電流互感器烴類氣體、氫氣氣體間比例關(guān)系見表3。 3 3 220kV 序號 設(shè)備安裝位置 CH4/H2 C2H4/C2H6 C2H2/C2H4 100X/ (X+Y+Z) 100Y/ (X+Y+Z) 100Z/ (X+Y+Z) 1 蛟河變松蛟乙A 相 0.072 0.01 0.00 0.00 0.09 99.91

8、 2 蛟河變松蛟乙C 相 0.051 0.03 0.00 0.00 0.17 99.83 3 鐵東松東乙B 相 0.072 0.01 1.48 0.19 0.13 99.67 4 樺甸變紅樺乙B 相 0.095 0.00 0.00 0.00 0.02 99.98 5 舒蘭變1 號主變一次主B 相 0.561 0.00 1.53 0.08 0.05 99.87 6 城南變母聯(lián)B 相 0.085 0.00 0.98 0.05 0.05 99.90 7 長嶺變1 號主變一次主B 相 0.045 0.01 3.29 0.24 0.07 99.69 8 三岔子變?nèi)RA 相 0.035 0.02 1.50

9、 0.16 0.11 99.73 9 白城前郭一次變1號主變一次主A 相 0.062 0.02 1.33 0.35 0.26 99.39 10 二道江電廠二號線A 相 0.210 0.01 0.94 0.06 0.06 99.89 表中：X=C2H2 Y=C2H4 Z=CH4 單位： L/L 3.3 故障電流互感器油色譜、油中烴類氣體及氫氣與總烴的比例關(guān)系有以下特征：1. 油中以 CH4 為烴類氣體主要組份，占烴類氣體組份總量的 82.4%95.3%，C2H6 為次要組份，CH4 與C2H6 氣體占烴類氣體總量的99%以上。C2H4 基本不變或微量，C2H2 為零或痕量。 2. 電流互感器故障

10、快速發(fā)展期在春、夏季高溫季節(jié)。 3. 電流互感器故障發(fā)展至晚期(嚴(yán)重階段)，烴類氣體體組份中C2H6 增長加快，C2H2 始見。 4. 油中氫氣與烴類氣體組分的體積比4.426.85，分析為故障晚期氫氣超出油的溶解度，大量游離，油中烴類氣體組份增大，氫氣與烴類氣體組份的體積比降低。二道江電廠二號線 A 相電流互感器金屬膨脹器膨脹導(dǎo)致屏蔽罩變形，氫氣與烴類氣體組分的體積比降至4.4。 4.1 220kV 電流互感器故障發(fā)展過程中的油色譜數(shù)據(jù)見表4、表5、表6。 單位： L/L序號 試驗日期 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 單位： L/L序號 試驗日期 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 單位： L/L 序號

14、試驗日期 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 缺陷發(fā)展過程分

15、析 電流互感器油中烴類氣體、氫氣發(fā)展過程有以下特征： 1. 在缺陷形成的初期、發(fā)展中期，氫氣與總烴基本上按比例同步發(fā)展。 2. 缺陷的形成和發(fā)展與外界溫度有關(guān)。春、夏季高溫季節(jié)，缺陷快速發(fā)展。 3. 產(chǎn)氣率上升快，高溫季節(jié)以10d 左右為一個周期，油中氫氣、烴類氣體組分翻一番。 4. 東北冬季低溫階段這類電流互感器氫氣、烴類氣體組分增長較緩，即冬季是缺陷相對發(fā)展穩(wěn)定階段。 5.1 5.1.1 互感器內(nèi)部故障的初、中期，油中氫氣、烴類氣體組份首先是H2快速增長， CH4/H2故障次要氣體組份與標(biāo)準(zhǔn)略有差異，為油紙絕緣中局部放電故障。 5.1.2 互感器內(nèi)部故障晚期，油中氣體組份 C2H4增長、出

16、現(xiàn)少量 C2H2，與標(biāo)準(zhǔn)中油紙絕緣中局部放電 5 故障氣體組份判別特征相同。 5.1.3 紙不完全浸漬造成空腔、紙中水份、油的過飽和以及紙的皺紋或重疊造成局部放電，生成的 X-臘沉積，介損增加。真空干燥浸漬油工藝不穩(wěn)定是互感器故障的原因之一，但不是共性原因。 5.1.4 中科院長春應(yīng)化所對 X-臘生成原因進(jìn)行實驗室實驗，結(jié)論固體絕緣材料表面的平整度是誘發(fā)互感器內(nèi)部發(fā)生局部放電的重要條件之一，與標(biāo)準(zhǔn)中紙的皺紋或重疊造成局部放電結(jié)論相同。 5.1.5 絕緣材料不規(guī)范，也可能造成局部放電不穩(wěn)定。如某互感器廠絕緣紙厚度設(shè)計圖為 1.5mm，實際使用1.0mm，互感器運行時局部放電導(dǎo)致氫氣、烴類氣體組份

17、嚴(yán)重超標(biāo)。 5.1.6 城南變倒置式電流互感器銅編織帶電位屏由于局部放電顏色變黑(見圖2)，銅編織帶電位屏的尖角毛刺過多過大，半導(dǎo)體屏蔽層沒有達(dá)到應(yīng)有的屏蔽效果是故障的誘發(fā)原因。 5.1.7 互感器故障的共性原因是內(nèi)部發(fā)生嚴(yán)重局部放電，局部電場分布不均引發(fā)局部放電，絕緣材料選擇、生產(chǎn)過程中絕緣處理工藝(包括干燥、真空注油)質(zhì)量控制差異等所造成的先天性缺陷導(dǎo)致互感器內(nèi)部局部電場分布不均。 5.1.8 各互感器廠出廠局部放電試驗，放電量比國家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定小許多，即使互感器內(nèi)部生產(chǎn)過程中存有缺陷，新品出廠試驗局部放電量的微小變化不會影響互感器試驗結(jié)論。 5.1.9 實驗室故障互感器抽真空處理前后進(jìn)行局部

18、放電檢測，發(fā)現(xiàn)抽真空后，互感器局部放電量即能下降到國家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定。證明互感器內(nèi)部缺陷導(dǎo)致了層間發(fā)生局部放電，局部放電過程中產(chǎn)生氣體的氣泡放電又增加了局部放電量，為一個相互關(guān)聯(lián)的惡性循環(huán)，是互感器故障后期氫氣、烴類氣體以快速增長的原因。 5.1.10 在強電場作用下，這些不被認(rèn)為是缺陷的缺陷緩慢發(fā)展成故障，個別發(fā)展期長達(dá)10 年以上。 5.1.11 大多數(shù)互感器故障發(fā)展過程中， CO、CO2基本保持穩(wěn)定，表明固體絕緣材料還沒有受到嚴(yán)重影響。 5.2 吉林省近年來220kV 互感器故障主體為油紙絕緣中局部放電，互感器的相對封閉的絕緣結(jié)構(gòu)決定了此類放電的多發(fā)性。 5.2.1 相對封閉的絕緣結(jié)構(gòu)是互感器

19、產(chǎn)生局部放電的環(huán)境條件。電流互感器絕緣采用多極電容屏，電極采用金屬泊，金屬泊上開有均勻圓形小孔，層間電容紙絕緣包裹緊密，抽真空注油排除層間空氣，油自然浸潤充滿層間氣掘隙?；ジ衅麟娙萜翗O間油與油箱油交換只能透過電容紙纖維、電極孔，層間油相對封閉。 5.2.2 氣泡放電是故障擴大的必要條件。如果單純電極對地放電，油中氫氣、烴類氣體應(yīng)按根據(jù)時間常數(shù)成線性增加，只有氣泡放電成為局部放電的主要放電因素，互感器才能表現(xiàn)出放電故障急驟加快。由于電流互感器電容極間相對封閉，期間發(fā)生局部放電，油中產(chǎn)生的氣體只能透過電容紙纖維、電極孔向油箱方向擴散，這種擴散比較困難，在局部區(qū)域會有氣體游離，油中的溶解氣體也只能通

20、過這個渠道向外擴散，擴散不及的氣體產(chǎn)生游離并發(fā)生氣泡放電。如樺甸變220kV 電流互感器故障退出運行8 天后采油樣檢測，油中氫氣增長61.98%，總烴增長48.62%。 5.2.3 故障形成必有初始放電誘發(fā)條件。在相對封閉的區(qū)域內(nèi)，殘留氣體的氣泡放電、絕緣材料水份超標(biāo)導(dǎo)致的局部放電、絕緣紙表面不平整所產(chǎn)生的電場分布不均局部放電、倒置式互感器電位極尖角毛刺過多過大半導(dǎo)體屏蔽層沒有達(dá)到應(yīng)有的屏蔽效果發(fā)生局部放電等，是故障的誘發(fā)條件。 5.2.4 層間油能夠溶解其放電產(chǎn)生的氫氣、烴類氣體，并且由于是油的相對封閉特征，含有氫氣、烴類氣體給份的油較長時間才會與油箱油交換，將氫氣、烴類氣體組份帶到互感器油

21、箱油中，油檢測才會發(fā)現(xiàn)，而且自始至終，如果互感器沒有達(dá)到油飽和程度時，層間油中氫氣、烴類氣體給份的深度都會高于互感器油箱中氣體深度。 5.2.5 當(dāng)層間局部放電產(chǎn)氣速度超過層間的溶解能力和層間油交換量遠(yuǎn)低于需要的溶解能力時，層間局部放電產(chǎn)生的氣體就會以游離的狀態(tài)存在。油中以氣態(tài)存在的氫氣、烴類氣體導(dǎo)致氣泡放電，局部放電能量加大，產(chǎn)氣量增大，相對封閉的區(qū)域內(nèi)溫度升高，油中X-臘沉積，局部壓力增高使得封閉區(qū)域內(nèi)的油加速向四周擴散，當(dāng)然出會不斷有油流入補充。氫氣、烴類氣體、碳?xì)渚酆衔?X-臘)被大量帶到各層間、油 6 圖2 哈斯特氣體分壓溫度關(guān)系圖 箱中，層間 X-臘與故障層比相對量要少，油質(zhì)檢查黏

22、稠，而油箱中 X-臘被溶解。故障互感器解體檢查，越靠近故障層油質(zhì)越黏。 5.2.6 故障發(fā)展晚期，故障位置溫度越來越高，油中氣體組份中出現(xiàn)C2H4和少量C2H2，壓力作用故障位置氣體擴散加快，互感器油箱中油氣體組份上升速度加速。 5.2.7 當(dāng)油箱中氣體深度超出油的溶解能力后，互感器油箱中形成游離的氣體，游離氣體在油箱上部集結(jié)，互感器整體壓力增高，金屬膨脹器被拉伸變形，油位指示異常，甚至指示死油位。 5.2.8 所有油紙絕緣層間放電，必定有誘發(fā)引發(fā)因素，如油中水份超標(biāo)、絕緣材料脫水達(dá)到不規(guī)定值、層間有殘留氣泡、金屬電極毛刺過大而半導(dǎo)體屏蔽又沒有起到應(yīng)有作用等。 5.2.9 先天性缺陷是局部放電

23、形成和發(fā)展的誘發(fā)條件。 5.2.10 油道中的放電不會引發(fā)持續(xù)放電。 5.3 5.3.1 故障發(fā)展的初、中期，互感器油中主要氣體組份中 CH4 和次要氣體份 C2H6 之和，占烴類氣體組份總量的99%以上，次要氣體組份中沒有或極少見C2H2，根據(jù)哈斯特氣體分壓溫度關(guān)系(見圖 2)分析，故障位置溫度應(yīng)在 300以下，局部放電以 H2、CH4、C2H6等受溫度影響較小的氣體組份為主體，互感器故障位置發(fā)熱量不大。 5.3.2 故障發(fā)展后期，互感器內(nèi)部大范圍、持續(xù)局部放電，油裂變烴類氣體組份中出現(xiàn)C2H4、C2H2，外界溫度較高故障發(fā)展極快，絕緣紙層間大量 X-臘溢出、沉積，放電加劇，故障位置溫度升高到500以上，互感器本體溫度相間溫差超出1.4的缺陷判定值，紅外檢測可準(zhǔn)確結(jié)論故障。如舒蘭變主變一次主B 相紅外檢測，本體磁套部分同位置相間最大溫差3.1，均壓罩最大相間溫差10.1。 不同溫度對應(yīng)于不同的油溶解氫氣、烴類氣體組分的能力。當(dāng)油中氫氣、烴類氣體組份濃度超出油溶解能力時，部分氣體以游離狀態(tài)存在，互感器內(nèi)部壓力升高，油位指示高出實際氣溫值，甚至極限油位。 目前，電網(wǎng)中大量近年生產(chǎn)的 220kV 電流互感器在網(wǎng)運行，每年有相當(dāng)數(shù)量的 220kV 電流互感器要投入電網(wǎng)運行，防止220kV 電流互感器內(nèi)部局部放電導(dǎo)致的