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油浸式电流互感器膨胀器异常变形的故障分析

2024-09-20 42 上传者：管理员

摘要：油浸式电流互感器在电力系统得到广泛的应用，其金属膨胀器起到补偿油位体积与压力释放的作用。本文作者以同一厂家同型号同批次油浸正立式电流互感器膨胀器异常变形顶起的两起案例为例，通过解体前的油色谱、局部放电、高电压介损等试验，确定故障类型。结合解体检查过程中未发现过热和放电痕迹，发现内部电容屏局部褶皱，分析内部油色谱异常的主要原因为生产厂家制造工艺不严，导致电容屏之间存在局部褶皱或是绝缘纸受潮，进而导致过热与局部放电并产生大量气体H2和总烃，为电流互感器膨胀器变形的故障分析提供一定指导意见。

关键词：
CT
油色谱
绝缘纸受潮
膨胀器变形
高电压介损
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油浸式电流互感器（Current transformer,CT）作为变电站的重要组成部分，在我国110k V及以上电力系统中广泛应用。按照结构的不同，又可分为正立式和倒置式，正立式电流互感器具有制造简单、重心低、抗震性能好等优点。油浸正立式电流互感器采用油纸绝缘结构，在长期运行过程中，由于生产制造、运输安装、运行等情况可能导致设备内部出现绝缘劣化、受潮老化、局部放电等故障，如果不及时发现可能会导致设备内部故障，造成电网安全事故。

在现场实际运行过程中，油浸式电流互感器油色谱异常导致膨胀器变形顶起，其H2、总烃或是C2H2超过注意值的情况时有发生。有学者分析主要原因是二次绕组与铁心罩壳间在冲击电流作用下的低能量局部放电；有学者发现主要原因是主绝缘包扎工艺不良使油纸绝缘系统中纸绝缘存在“褶皱”，引起局部场强不均导致故障产气；还有学者认为主要原因是绝缘结构存在油隙、电极尖角及局部电场分布集中等缺陷。

本文中笔者以同一厂家同型号同批次两台运行中CT膨胀器变形顶起，H2、总烃或C2H2超过注意值的故障案例为例，通过解体前油色谱、局部放电、高电压介损等试验及解体检查，在未找到明确放电点或过热点的情况下，通过分析找到故障原因，并对相同情况下该厂家CT解体检查和现场运维提供针对性意见。

1、案例分析一

1.1背景

在对某110k V主变C相CT在预试中发现油色谱试验数据异常，结果如表1所示。H2、总烃、C2H2含量分别为23450μL/L、2861μL/L、1μL/L，其中H2、总烃远超过Q/CSG 1206007-2017《电力设备检修试验规程》要求：对于运行中220k V及以下油浸式电流互感器，总烃、H2含量注意值分别为100μL/L、300μL/L，同时CT内部存在C2H2，认为内部可能存在放电。

表1 油色谱试验结果

μL/L

该CT型号为LB7-110W2，已运行近4年。

现场对其开展电气试验，介损为1.155%，与交接值0.313%相比明显增大，且超过规程介损的要求值（不超过1%），综合判断CT内部存在故障。

1.2解体前试验

为查找设备故障原因，将CT进行返厂检查，并首先开展油色谱、局部放电等试验，为确认CT绝缘是否完好及是否存在绝缘受潮的问题，最后对CT进行抽真空并试验。

在返厂后，发现CT外壳已被顶起变形，透过油表不能看到油位指针，如图1所示。

表2与表1对比，相对于现场油色谱试验的结果，返厂后各特征气体组分及总烃含量有了明显减少，主要原因是互感器长途运输过程中的震荡造成了一定程度上的油气分离，使得溶解在油中气体更少，因此油色谱试验以现场试验数据为准。对比抽真空前后，各特征气体含量明显降低。

表3中，电压87k V时的放电量为120p C，远超出规程要求：在电压为1.2Um/时，放电量在20p C以内，说明内部存在放电。结合抽真空后局部放电试验结果合格，以及油中气体含量较大，认为内部为气泡放电，且为长期隐性故障。

图1 外壳顶起变形图

表2 油色谱试验结果对比

表3 局放试验

表4数据显示，电容量同出厂值相比无明显变化，说明内部电屏完好，无击穿现象。对比抽真空前后，相同电压下介损值变化较小，且均超过1%，结合抽真空后局部放电试验结果合格，认为CT内部存在大量特征气体不是导致10k V电压下介损异常的主要原因。

表4 电容介损值

1.3解体检查

CT为正立式电容型结构，主绝缘共有#0～#6共计7个主屏，相邻主屏间设置4个端屏，以改善端部电场，提高局部放电水平。在解体过程中，依次进行拆卸一次、二次接线端子、取出套管、检查油箱、末屏引线、二次绕组、主绝缘解体等操作，并对各主屏及端屏的控制尺寸进行了测量，均在控制范围内，零屏引线搭接良好、可靠，未发现异常。

在主绝缘解体过程中，在各电容屏及绝缘纸表面均无明显的放电痕迹，在解体至#5主屏时发现靠近最下面绑扎带的附近有明显的绝缘挤压变形现象，直到解体至#1主屏该现象才消失，同时一次绕组弯曲部分绝缘纸存在起皱现象，如图2所示。

图2 主屏挤压

1.4原因分析

通过现场油色谱数据中CH4、H2含量，以及局放试验中局放量远超规程值，介损以及高电压介损值超规程要求值，结合电容量、直流电阻、绝缘电阻等试验结果均无异常，判断内部存在低能量局部放电。

分析本次CT故障的主要原因是一次导体并紧过程中模具放置不当，导致主绝缘的#1主屏至#5主屏间存在绝缘纸起皱现象，即绝缘纸表面凹凸不平，凹槽中存在“空腔”，造成场强不均匀。在长期运行电压下，由于褶皱而导致的电场集中部位过热并产生特征气体CH4等，气体逐渐积累，绝缘强度降低，引发气泡局部放电产生H2、CH4等气体，放电加剧，逐渐产生大量放电特征气体，最终导致膨胀器异常顶起。同时由于CT绝缘采用多级电容屏，层间绝缘包扎紧密，因而其相对封闭，电容屏层间油同油箱内的油交换困难，因此在故障初期很难发现，隐蔽性较强。

2、案例分析二

2.1背景

2021年9月，运维人员发现某220k V变电站某110k V线路A相油浸式电流互感器膨胀器顶起，如图3所示。

CT型号为LB7-110W2，与案例一中产品同一厂生产，运行年限12年。取绝缘油进行试验，试验时环境温度为22℃，湿度61%，具体结果如表5和表6所示。

表5中，故障现场绝缘油中H2、C2H2、总烃含量分别为3034μL/L、3.4μL/L、569.9μL/L，超过规程注意值。与历史值相比，在相邻两次试验周期内，H2、总烃含量大幅度增长，同时存在C2H2。表6中绝缘油的击穿电压、介损、含水量等试验结果均满足规程要求值，排除了绝缘油受潮的可能性。

2.2解体前试验

图3 膨胀器变形

表5 油色谱试验结果对比

表6 油试验结果

将CT返厂解体检查，并开展油色谱、高电压介损、直流电阻、绝缘电阻等试验，其结果见表7、表8、图4和图5。

表7中可以看出，绝缘油中溶解大量CH4、C2H6等特征气体，含量远超Q/CSG 1206007-2017《电力设备检修试验规程》注意值。

从表8与图4中，电容量同出厂时无明显变化，说明内部电屏无击穿现象。10k V试验电压下，介损最小值为2.49%，同时在不同测量电压下增长明显，变化量最大为0.81%，远远超出规程要求：介损不应超过1%，且随试验电压由10k V到Um/，介损变化量不应超过±0.3%。参考图5中曲线4，认为CT内部可能存在绝缘受潮现象。

表7 解体前油色谱结果

表8 介损试验数据

图4 高电压介损试验

图5 不同绝缘情况下介损-电压特性曲线

1—绝缘良好；2—绝缘老化；3—绝缘缺陷；4—绝缘受潮；5—Garton效应

一次绕组直流电阻、本体绝缘电阻、伏安特性曲线、误差特性等试验均无异常。

2.3解体检查

对CT进行解体检查，现场有明显刺激性气味，解体结果如图6所示。图6中膨胀器膨胀节变形拉伸，电容屏间的绝缘纸、铝箔存在局部褶皱，其余未见明显异常。

图6 解体检查

对CT中部与外部绝缘纸取样进行聚合度分析，结果如表9所示。

表9 绝缘纸聚合度与水分分析

表9中，绝缘纸的聚合度超过1000，参照DL/T984-2018《油浸式变压器绝缘老化判断导则》、Q/CSG 1206007-2017《电力设备检修试验规程》要求，聚合度大于500即认为绝缘纸状态良好，无老化，排除了绝缘纸老化的影响。参照DL/T 596-2021《电力设备预防性试验规程》，220k V及以上变压器绝缘纸含水量不宜超过3%，而中间和外侧绝缘纸水分超过4%，结合高电压介损，认为绝缘纸存在受潮。

分析绝缘油水分超规程值而绝缘油含水量未超原因，参照相关文献中油纸绝缘水分平衡曲线Oommen曲线或Fabre曲线如图7所示，温度22℃，绝缘油含水量为9.4μL/L时，绝缘纸中含水量均超过3%，在3.5%～4.5%之间，与实测值接近。

图7 油纸绝缘水分平衡曲线

2.4原因分析

CT介损、油色谱试验异常，解体发现绝缘纸、铝箔存在局部褶皱，同时绝缘纸存在受潮现象，认为故障原因为生产厂家制造工艺不严，绝缘纸干燥不彻底，含水量偏大，在运行电压作用下主绝缘中的气体和水分析出，在电容屏之间形成微小水泡。同时由于局部褶皱，使得油纸之间场强不均，在长期运行条件下局部过热或放电，逐步产生CH4和H2，气体的积累导致局部放电程度加重，并产生大量H2、CH4与少量C2H2，最终导致内部压力增大，膨胀器变形顶起。

3、结论与建议

3.1结论

通过同一厂家同一型号同一批次CT的两起相同故障进行分析，得到导致CT膨胀器变形顶起的主要原因为厂家生产工艺控制不良，导致一次主绝缘包扎缠绕不紧实存在局部褶皱或是绝缘纸受潮。褶皱会畸变电场，而绝缘纸受潮使得运行过程中析出水分，在运行电压下会导致局部过热或是局部放电，产生的气体加强局部过热或放电，并最终产生大量气体，膨胀器变形顶起。

3.2建议

通过对以上同一厂家同一型号同一批次CT相同故障的两起案例进行分析，提出以下运维建议：

1）对该厂家同型号同批次产品加强运维巡视，重点关注膨胀器是否存在变形；

2）在试验方面，加强对该厂家同型号同批次产品介损和电容量的带电测试，关注变化量；缩短油色谱试验与10k V介损电容量停电试验周期，可将周期由6年缩短为3年；

3）在生产制造环节，加强设备供应商CT主绝缘的生产制造技术监督，尤其是注意U型弯处的包扎工艺，确保缠绕紧实平整，无褶皱。

本文彩图可以网上浏览，网址见本期75页

参考文献:

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