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1、500kV 电流互感器油位偏高故障的处理及分析摘 要：文章介绍了一起 500kV 电流互感器油位过高的故障案例，分析阐述了导致该故障的主要原因，通过油色谱、高压介质损等试验验证了该设备发生内部局放故障。最后从日常运行巡视、例行试验、缺陷处置等方面提出了相关建议。 关键词：电流互感器；油位偏高；分析 1 故障发现情况 2016 年 11 月 9 日，盐城运维站运维人员对 500kV 潘荡变巡视时发现，500kV 陈潘线 5063 开关电流互感器 A 相油位偏高，逼近油位上限，其它两相油位处于观察窗中部偏上位置，随后立即汇报申请紧急停电检查。 陈潘线 5063 开关电流互感器（以下简称流变）型号：
2、IOSK550，厂家：上海 MWB 互感器有限公司，出厂日期：2011 年 5 月，投运日期：2011 年 8 月。上次检修日期为2013 年 5 月，情况正常。 11 月 9 日 21?r，对该组流变完成停电操作；次日上午，试验人员对该组流变进行介损试验，测试数据正常，情况如表 1 所示。 表 1 电容式电流互感器 tg 及电容量 对该组流变进行取油样色谱分析，试验结果如表 2 所示。 表 2 色谱试验数据 从色谱试验数据可以看出，该组流变 A 相与 B、C 相数据比较，一氧化碳、二氧化碳组分的含量明显偏大，结合该相流变油位偏高的现象，判断该台存在内部故障，需更换并进行返厂解体分析。 2 返
3、厂检查情况 2.1 试验情况 返厂后，对改组流变进行了 100%绝缘试验，试验结果均无异常。其中，故障相流变介损及电容量如表 3 所示。局放试验中，预加电压 629kV，并持续 1 分钟，测量电压为550kV 时，局放量 8.0pC，测量电压为 381kV 时，局放量3.8pC。 表 3 A 相流变介损及电容量试验结果 2.2 解体情况 对故障相流变开展解体分析工作，解体过程中各部分情况如下。 （1）膨胀器检查 故障相流变膨胀器高度为 36.0cm，相比 B、C 相流变，膨胀器高度分别为 29.0cm 和 28.5cm，流变膨胀器发生塑性变形。 （2）头部绝缘检查 头部绝缘外包层 P1 侧存在
4、褶皱和鼓包现象，零屏锡箔纸及半导电纸存在明显褶皱，当头部绝缘剥离 20 层后，头部绝缘鼓包现象消失。 （3）二次绕组检查 铁心罩壳及二次绕组检查未见明显异常。 2.3 绝缘纸检测情况 流变解体过程中，于头部绝缘及二次绕组分别取绝缘纸样品开展聚合度测试，共计 27 份绝缘纸样品，除 3 号样品相对偏低外，其余样品聚合度均大于 800。参照DL/T 984-2005 油浸式变压器绝缘老化判断导则 ，新绝缘纸的聚合度大于在 1000 左右，而样品聚合度检测结果均大于500，说明该流变整体绝缘情况良好，老化程度较轻。 3 故障原因分析 从绝缘油油性能试验来看，故障相流变油中含气量未出现明显增高，分析认
5、为是本身注油时油量较大导致油位高，长期的高油位运行导致膨胀器发生塑性变形。 根据三相流变油色谱数据分析，故障相流变烃类气体含量略高于另外两相，同时 CO 和 CO2 含量相对较高，初步判断故障相流变存在局部放电或低温过热的可能性。但三相流变介质损耗基本一致，故障相流变过热可能性不大。在流变解体过程中，于头部绝缘包扎区域、二次绕组区域均进行绝缘纸取样，根据绝缘纸聚合度检测结果，基本可排除一次导电杆过流造成头部绝缘局部过热的情况。 根据解体情况来看，故障相流变头部绝缘顶部存在鼓包现象，零屏锡箔纸存在明显褶皱，剥离 20 层后绝缘褶皱及鼓包消失，头部绝缘鼓包可能为流变头部绝缘装配过程中受挤压形成，由
6、于此处为高电位，鼓包区域电场将发生畸变。 综上所述，认为造成流变油位偏高主要是以下两个原因： （1）产品本身注油量偏大。 （2）头部绝缘鼓包区域电场畸变引发局部放电导致气体含量偏高。 4 下阶段工作建议 电流互感器油位偏高往往预示者其内部发生故障，若不及时处理，可能会发展成绝缘击穿、爆炸等恶性事故。根据此次 500kV 流变缺陷处理经验，给出以下四点建议： （1）督促互感器厂家加强生产环节的质量管理，特别是绝缘处理环节的质量控制。因为生产环节的任何一个缺陷，即使是很小的缺陷，都会引发影响运行环节安全稳定运行的重要问题。 （2）当对流变绝缘产生怀疑时，应进行高压介质损。该试验是绝缘检查的重要手段，较常规预防性试验，高压介损更能反映出设备内部绝缘潜在薄弱环节及高电压下局部放电故障。 （3）加强流变运维管理工作。日常巡视时，应检查流变密封是否良好，有无渗漏油，油位是否异常；红外测温时，发现温度异常的应列入危急缺陷处置，及时进行停电检查。 （4）规范流变缺陷处置工作，发现设备油位异常应该引起运维单位高度注意，立即组织开展油色谱分析和停电检查工作。
