500kV電流互感器油位偏高故障的處理及分析

董昱煒

摘 要：文章介紹了一起500kV電流互感器油位過高的故障案例，分析闡述了導(dǎo)致該故障的主要原因，通過油色譜、高壓介質(zhì)損等試驗(yàn)驗(yàn)證了該設(shè)備發(fā)生內(nèi)部局放故障。最后從日常運(yùn)行巡視、例行試驗(yàn)、缺陷處置等方面提出了相關(guān)建議。

關(guān)鍵詞：電流互感器；油位偏高；分析

1 故障發(fā)現(xiàn)情況

2016年11月9日，鹽城運(yùn)維站運(yùn)維人員對(duì)500kV潘蕩變巡視時(shí)發(fā)現(xiàn)，500kV陳潘線5063開關(guān)電流互感器A相油位偏高，逼近油位上限，其它兩相油位處于觀察窗中部偏上位置，隨后立即匯報(bào)申請(qǐng)緊急停電檢查。

陳潘線5063開關(guān)電流互感器（以下簡(jiǎn)稱流變）型號(hào)：IOSK550，廠家：上海MWB互感器有限公司，出廠日期：2011年5月，投運(yùn)日期：2011年8月。上次檢修日期為2013年5月，情況正常。

11月9日21時(shí)，對(duì)該組流變完成停電操作；次日上午，試驗(yàn)人員對(duì)該組流變進(jìn)行介損試驗(yàn)，測(cè)試數(shù)據(jù)正常，情況如表1所示。

表1 電容式電流互感器tg及電容量

對(duì)該組流變進(jìn)行取油樣色譜分析，試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。

表2 色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)

從色譜試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，該組流變A相與B、C相數(shù)據(jù)比較，一氧化碳、二氧化碳組分的含量明顯偏大，結(jié)合該相流變油位偏高的現(xiàn)象，判斷該臺(tái)存在內(nèi)部故障，需更換并進(jìn)行返廠解體分析。

2 返廠檢查情況

2.1 試驗(yàn)情況

返廠后，對(duì)改組流變進(jìn)行了100%絕緣試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果均無異常。其中，故障相流變介損及電容量如表3所示。局放試驗(yàn)中，預(yù)加電壓629kV，并持續(xù)1分鐘，測(cè)量電壓為550kV時(shí)，局放量8.0pC，測(cè)量電壓為381kV時(shí)，局放量3.8pC。

表3 A相流變介損及電容量試驗(yàn)結(jié)果

2.2 解體情況

對(duì)故障相流變開展解體分析工作，解體過程中各部分情況如下。

（1）膨脹器檢查

故障相流變膨脹器高度為36.0cm，相比B、C相流變，膨脹器高度分別為29.0cm和28.5cm，流變膨脹器發(fā)生塑性變形。

（2）頭部絕緣檢查

頭部絕緣外包層P1側(cè)存在褶皺和鼓包現(xiàn)象，零屏錫箔紙及半導(dǎo)電紙存在明顯褶皺，當(dāng)頭部絕緣剝離20層后，頭部絕緣鼓包現(xiàn)象消失。

（3）二次繞組檢查

鐵心罩殼及二次繞組檢查未見明顯異常。

2.3 絕緣紙檢測(cè)情況

流變解體過程中，于頭部絕緣及二次繞組分別取絕緣紙樣品開展聚合度測(cè)試，共計(jì)27份絕緣紙樣品，除3號(hào)樣品相對(duì)偏低外，其余樣品聚合度均大于800。參照《DL/T 984-2005 油浸式變壓器絕緣老化判斷導(dǎo)則》，新絕緣紙的聚合度大于在1000左右，而樣品聚合度檢測(cè)結(jié)果均大于500，說明該流變整體絕緣情況良好，老化程度較輕。

3 故障原因分析

從絕緣油油性能試驗(yàn)來看，故障相流變油中含氣量未出現(xiàn)明顯增高，分析認(rèn)為是本身注油時(shí)油量較大導(dǎo)致油位高，長(zhǎng)期的高油位運(yùn)行導(dǎo)致膨脹器發(fā)生塑性變形。

根據(jù)三相流變油色譜數(shù)據(jù)分析，故障相流變烴類氣體含量略高于另外兩相，同時(shí)CO和CO2含量相對(duì)較高，初步判斷故障相流變存在局部放電或低溫過熱的可能性。但三相流變介質(zhì)損耗基本一致，故障相流變過熱可能性不大。在流變解體過程中，于頭部絕緣包扎區(qū)域、二次繞組區(qū)域均進(jìn)行絕緣紙取樣，根據(jù)絕緣紙聚合度檢測(cè)結(jié)果，基本可排除一次導(dǎo)電桿過流造成頭部絕緣局部過熱的情況。

根據(jù)解體情況來看，故障相流變頭部絕緣頂部存在鼓包現(xiàn)象，零屏錫箔紙存在明顯褶皺，剝離20層后絕緣褶皺及鼓包消失，頭部絕緣鼓包可能為流變頭部絕緣裝配過程中受擠壓形成，由于此處為高電位，鼓包區(qū)域電場(chǎng)將發(fā)生畸變。

綜上所述，認(rèn)為造成流變油位偏高主要是以下兩個(gè)原因：

（1）產(chǎn)品本身注油量偏大。

（2）頭部絕緣鼓包區(qū)域電場(chǎng)畸變引發(fā)局部放電導(dǎo)致氣體含量偏高。

4 下階段工作建議

電流互感器油位偏高往往預(yù)示者其內(nèi)部發(fā)生故障，若不及時(shí)處理，可能會(huì)發(fā)展成絕緣擊穿、爆炸等惡性事故。根據(jù)此次500kV流變?nèi)毕萏幚斫?jīng)驗(yàn)，給出以下四點(diǎn)建議：

（1）督促互感器廠家加強(qiáng)生產(chǎn)環(huán)節(jié)的質(zhì)量管理，特別是絕緣處理環(huán)節(jié)的質(zhì)量控制。因?yàn)樯a(chǎn)環(huán)節(jié)的任何一個(gè)缺陷，即使是很小的缺陷，都會(huì)引發(fā)影響運(yùn)行環(huán)節(jié)安全穩(wěn)定運(yùn)行的重要問題。

（2）當(dāng)對(duì)流變絕緣產(chǎn)生懷疑時(shí)，應(yīng)進(jìn)行高壓介質(zhì)損。該試驗(yàn)是絕緣檢查的重要手段，較常規(guī)預(yù)防性試驗(yàn)，高壓介損更能反映出設(shè)備內(nèi)部絕緣潛在薄弱環(huán)節(jié)及高電壓下局部放電故障。

（3）加強(qiáng)流變運(yùn)維管理工作。日常巡視時(shí)，應(yīng)檢查流變密封是否良好，有無滲漏油，油位是否異常；紅外測(cè)溫時(shí)，發(fā)現(xiàn)溫度異常的應(yīng)列入危急缺陷處置，及時(shí)進(jìn)行停電檢查。

（4）規(guī)范流變?nèi)毕萏幹霉ぷ?，發(fā)現(xiàn)設(shè)備油位異常應(yīng)該引起運(yùn)維單位高度注意，立即組織開展油色譜分析和停電檢查工作。