110kV电流互感器初期受潮缺陷分析

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摘 要

介绍了一起由相对介质损耗及电容量带电测试发现的110kv电流互感器初期受潮缺陷。对故障电流互感器进行了油色谱试验、绝缘电阻试验、主绝缘全压介损及电容量测试、末屏介损及电容量测试以及主绝缘局部放电测试，通过综合分析得出故障主要原因并提出了处理防范措施。

【关键词】相对介质损耗及电容量带电测试 受潮缺陷 电流互感器 油色谱试验

带电检测一般是通过便携式检测仪器对变电站内运行设备进行状态量的现场检测，其相对于停电例行试验来说具有投资小、无需停电、更精确反应设备运行时状况等优点。目前省公司开展的带电测试项目主要有电流互感器相对介质损耗因数及电容量测试、避雷器泄漏电流测试、特高频及超声波局部放电检测技术。而其中以电流互感器相对介质损耗因数及电容量测试发现的缺陷最多。

1 故障基本情况

2013年6月19日工作人员在对某110kV变电站进行电流互感器带电测试时，发现172间隔C相电流互感器相对介质损耗因数（相对介损）值异常。172间隔C相电流互感器基本参数如下，型号：LCWB6-110W3；出厂日期：2006年12月；投运时间：2008年1月。

172间隔电流互感器带电测试的数据为：ABC三相CT相对介损分别为0.24%、0.22%、0.55%；三相电容量比值为1.01、1.06、1.02。 172间隔电流互感器相对介损值的测量是以102-2间隔电流互感器为参考进行的。102-2间隔最近一次停电例行试验是在2010年进行的，其数据为：三相CT相对介损分别为0.24%、0.22%、0.248%；三相电容量分别为815.2 pF、813.4 pF、858.0 pF。在2010年172间隔CT介质损耗和电容量测试数据为： 三相相对介损分别为0.237%、0.24%、0.232%；三相电容量分别为829.2 pF、865.7 pF、875.6 pF。

根据2010年停电数据，将173间隔相对介损换算为绝对值可以得到C相介损绝对值0.798%远大于 A相0.480% 与B相0.442%的介损值，接近《输变电设备状态检修试验规程》所要求的警示值0.8%，并且与2010年历史数据对比C相介损增量为243.96%。由此可见172间隔C相相对介损存在明显异常现象。

2 故障分析

2.1 油化试验情况

次日，油化工作人员对172间隔电流互感器进行带电取油样分析，C相油色谱数据存在异常，其他两相未见异常。具体情况如下。

172间隔电流互感器历次油色谱试验数据见表1。

由以上数据可以看出：172间隔C相电流互感器在2013年6月20日的追踪试验中测得氢气、总烃含量已经远超过了《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定的150μL/L与100μL/L的注意值，乙炔含量为0.61μL/L，虽未超过导则要求的2μL/L的警示值，但是它的出现说明设备内部可能存在放电或高温过热。总烃的相对产气速率达到3494.99%/月，远大于10%/月的注意值。油中微水值较上次测量增长50%，但并未超过规定25μL/L的注意值。进一步通过“三比值”法确定缺陷类型，通过计算可得三比值编码为100，初步判断为设备内部存在低能量放电性故障。

2.2 更换后停电试验

2013年6月24日工作人员对将172间隔C相电流互感器进行退运、更换。随后为了确定故障原因，对该退运电流互感器进行了全面高压试验。试验项目有：绝缘电阻测试、主绝缘全压介损及电容量测试、末屏介损及电容量测试和主绝缘局部放电测试。试验时温度为32℃，湿度60%。

2.2.1 绝缘电阻测试

绝缘电阻试验需要考察的部位包括主绝缘、末屏绝缘以及二次绝缘，测试结果为：主绝缘50000 MΩ；末屏绝缘2500 MΩ；二次绝缘2500 MΩ。根据规程判断，主绝缘、末屏绝缘以及二次线圈绝缘均无异常

2.2.2 全压介损试验

全压介损试验的试验电压包括10kV、30kV、50kV、73kV，根所得数据绘制介损随电压变化曲线，结果见图1。

图中红线系列2为降压测试值，蓝线系列1为升压测试值。全压介损结果显示，在最高运行相电压Um/√3（73kV）下该电流互感器介损值为0.905%，较10kV介损增长0.373%，国家电网公司输变电设备状态检修试验规程的规定，测量电压从10kV到Um/√3介质损耗因数增量不得大于0.3%（警示值），该设备介损增长超过规定值，电容量增量未见异常。并且该曲线形状、走势与绝缘介质受潮后的全压介损图谱相吻合。可以初步判断该故障可能是由于绝缘受潮引起的。

2.2.3 末屏介损测试

设备末屏介损及电容量测试是在2kV的试验电压下进行的，所得试验数据为：介损值0.895%；电容量1319 pF。试验结果无异常。

2.2.4 局部放电测试

对主绝缘进行局部放电测试，测试结果为：起始电压44kV；熄灭电压30kV；1.2Um/√3下放电量为2200 pC。

局部放电测试结果显示，该设备在1.2Um/√3电压下放电量达到2200pC，远远超过国家电网公司输变电设备状态检修试验规程规定的20pC的注意值；起始放电电压为44kV，且放电量迅速增长，熄灭电压为30kV。放电图谱波形与典型图谱比较，接近于油纸绝缘介质受潮后局放图谱。

2.3 外观及解体检查

现场外观检查时，发现故障电流互感器油位不可见，但无渗漏点，分析为由于内部放电导致设备内部温度升高，从而引起油位超过上限所致。随后检修人员对故障电流互感器进行解体检查，未发现明显放电痕迹及受潮点。

2.4 结论

结合停电、带电试验结果以及设备解体情况，初步分析该设备内部存在由受潮所致的放电性缺陷。故障原因是设备主绝缘受潮，导致带电、停电主绝缘介损测试值超标，但该设备绝缘属于轻微受潮阶段，设备绝缘内部并未产生明水，水分子呈游离状态，所以设备电容量未超标，主绝缘电阻变化不明显，解体时并未发现明显受潮点。侵入主绝缘的水分处于电场较强位置从而产生局部放电，引起设备内部温度升高，造成油位上升。

3 防范措施

该故障设备已经退出运行。为防止此类缺陷的再次发生，应该对本地区所辖所有同厂同批次设备，通过带电相对介损及电容量测试以及带电油色谱试验进行逐一排查。同时应该加强对110kV级以上电压等级电流互感器赴厂质检验收。

4 结束语

电力系统中设备的绝缘受潮缺陷是最常见的分布性缺陷之一。由于设备密封不良，潮气侵入，在长期运行电压的强电场作用下，会造成绝缘性能下降。但是受潮初期水分子呈现游离状态并未产生明水，此时设备的绝缘电阻测试值以及电容量未必超标，但是此种受潮初期缺陷可以通过油色谱试验、介质损耗以及局部放电试验反映出来。电力系统生产中发生的缺陷故障是复杂多样的，这就要求运行检修人员应该充分相信带电测试技术的精确度和成熟度，并具有综合分析缺陷故障的能力。

参考文献

[1]国家电网公司运维检修部.电网设备带电检测技术[M].北京：中国电力出版社，2014.

[2]国家电网公司.输变电设备状态检修试验规程，2014.

[3]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.变压器油中溶解气体分析和判断导则.GB/T7252-2001，2001.

[4]李建明，朱康.高压电气设备试验方法[M].北京：中国电力出版社，2001.

[5]刘钊，王佼.110kV电流互感器介质损耗及电容量带电测试缺陷分析[J].河北电力技术，2015，34（03）：33-34.

作者简介

岳明明（1994-），女，主要从事电气工程及其自动化方面的研究。

作者单位

1. 南华大学 湖南省衡阳市 421000

2. 国网河北省电力公司保定供电分公司 河北省保定市 071000

3. 国网河北省电力科学研究院 河北省石家庄 050021