论文部分内容阅读
摘要：对倒置式与正立式电流互感器优缺点作以比较后，根据长期的工作实践，以四家变电站（所）油浸倒置式电流互感器为例，阐述倒置式电流互感器常见故障及诊断分析。
关键词：油浸；倒置式电流互感器；故障；诊断
作者简介：李影（1958-），男，吉林舒兰人，吉林省农电有限公司吉林城郊分公司，副经理，工程师。（吉林 吉林 132013）
中图分类号：TM452 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）05-0199-02
互感器包括电压互感器和电流互感器，是交流电路中一次系统和二次系统间的联络元件，分别向测量仪表、继电器的电压线圈和电流线圈供电，用来正确反映电气设备的正常运行和故障情况，它们统属于特种变压器，工作原理基本与变压器相同。笔者根据自己长期的工作实践，以几家变电所油浸倒置式电流互感器为例，阐述倒置式电流互感器常见故障及诊断分析。
一、倒置式与正立式电流互感器优缺点比较
油浸倒置式电流互感器主要优点是通过改变一次绕组连接方式可得到1∶2∶4三种电流比；正立式互感器只有两种电流比。头部储油柜焊接密封，防渗漏油效果明显。一次导体较短，与正立式相比容易满足较高动热稳定电流的要求，同时也不需要接一次过电压保护器。另外还有一点就是由于一次绕组没有电容屏，不存在正立式一次“U”型底部受潮故障现象，因此接母差保护时可任意选择二次保护圈。
油浸倒置式电流互感器主要缺点：由于二次绕组和铁心在互感器的头部，互感器重心较高；由于体积较小，内部绝缘的变压器油很少（约为正立式同电压等级的60%），不能长期采油样化验；由于结构紧凑，制造工艺和使用材料较常规正立式互感器要求更为严格。
相比正立式互感器，从整体上看还是油浸倒置式电流互感器的优点突出，因而近年来，油浸倒置式电流互感器数量大增。
二、倒置式电流互感器异常及故障情况原因分析
1.HQ变电站66千伏倒置式电流互感器异常原因分析
这批互感器是2001年由SB互感器厂生产，2002年投入运行，2006被发现油中总烃超标，而且H2含量很高，没有乙炔。2007年，这批产品被DL互感器厂解体检查。
解体检查发现二次主绝缘电缆纸层间有大量凝固的X-腊，原因为产品结构设计不合理，造成局部位置场强高度集中，绝缘油在电场的作用下，分解出烃类气体同时生成X-腊。
2.GQ变电站66千伏倒置式电流互感器异常原因分析
（1）异常的表现。GQ千伏变电站一批倒置式电流互感器于2008年1月出厂，当年5月投入运行。2009年某日，运行人员发现几台互感器膨胀器漏油、变形且油位普遍升高，于是GQ变电站对所有66千伏电流互感器进行全面检查。油色谱分析显示，在这批互感器中有9台H2严重超标，并伴有一定的CH4产生，变电站研究决定将这批互感器返厂检查。
（2）返厂检查情况。抽样检查情况：相关人员从全部返厂的互感器中挑选了1/3进行了高压试验，其中带过电的占30%，未带过电的占70%。在带过电的互感器中，除1台没有H2，1台H2为84ppm外，其余的H2均大于10000ppm。工作人员对不带电的互感器全部做了局部放电试验和介损试验，所有抽查到的互感器介损全部合格。
工作人员对9台H2严重超标的互感器（10000ppm以上）进行局部试验，当加压刚到30kV时，放电量就全部大于10000 ppm。又对其中2台进行了抽真空脱气，其中的H2含量由原来的24619ppm/12798ppm降低到1890ppm/735ppm；当加压到72.5kV，局部放电量为5000～8000Pc。这说明了倒置式电流互感器的局部放电量与内部油中的气体含量有关。
（3）解体情况。现场共解体了5台色谱严重超标的互感器。其中3台发现支杆颈部外绝缘层表面有黑色痕迹，经鉴定，其为铸铝外壳的擦痕，母联C相有同样的黑色擦痕。进一步解体发现4台互感器二次引线管电容屏多层有裂纹，而且裂纹全部在同一侧的同一个位置上。检查二次绕组铁芯，发现它们全部使用新硅钢片，接头较少，没有过热痕迹。
（4）原因分析。通过以上试验和对5台产品的解体检查可以确定，这批互感器出厂试验项目全面，指标合格，现场交接试验也全部合格，但带电后部分互感器内部开始产生H2，说明这部分产品内部出现了一般试验无法检测到的隐藏缺陷，这一点通过局部放电试验、介损试验以及色谱分析得以确认。
油位普遍升高是由于厂房交货时，按运行单位要求往互感器内部注油偏多，由于气候变化，油位普遍升高属于正常情况。
通过对异常互感器进行高压试验，5台解体检查可以确认这批互感器产生H2、CH4升高的原因是二次引线管的电容屏裂纹产生低能放电。造成电容屏裂纹的主要原因是互感器受到了严重的摇摆或冲击。产生互感器二次引线管屏裂的主要环节是运输和装卸车。
电容屏产生裂纹的主要原因：GQ变电站为新建变电站，变电站外约700米的道路严重坑洼不平，倒置式电流互感器重心高，经过这段道路时，会发生严重摇摆和颠簸，造成部分互感器二次引线管电容屏在中部发生局部裂纹。而当互感器进入现场后，施工单位在卸车过程中，由于现场施工地面不平，部分互感器发生了倾斜，造成了一定的机械损伤以致电容屏开裂，其中3台返厂更换了一次导杆，但没有更换内绝缘。
3.XF变电站倒置式电流互感器爆炸及异常原因分析
（1）故障经过。2009年某日某时，XF变电站运行人员听到户外有爆炸声，检查发现场区一主一次B相电流互感器上部储油柜爆炸开裂。该互感器2008年4月出厂，当年11月投入运行。
（2）故障原因分析。经现场查看，该电流互感器膨胀器已经完全炸开，储油柜沿焊接面完全开裂，上半部倾斜，内部二次线包被火大面积烧黑，二次包绝缘纸电容屏、等电位连线多处烧断。工作人员通过检查，断定该互感器爆炸为内部故障所致。二次绕组屏蔽罩外绝缘纸烧损，局部有散花炸开状，初步断定为主绝缘击穿故障。解体发现一次绕组导电杆对二次屏蔽罩放电（接地），放电电弧造成内部绝缘油压力突然升高，致使互感器头部储油柜炸开，变压器油与空气接触在短路电弧的作用下起火。 4.JJ变电站倒置式电流互感器爆炸及异常原因分析
（1）故障经过。2008年某日某时，JJ变电站某某线A相电流互感器发生爆炸。现场检查发现电流互感器储油柜炸开，储油柜上半部分连同膨胀器完全脱落，支持磁套中间部位炸碎。
（2）产生故障的原因。经过专家和制造厂技术人员共同研究分析，认为该互感器故障是因制造过程中，二次线圈屏蔽罩外包绝缘局部没有达到工艺要求，毛刺、杂质等使互感器在运行中电场分布不均匀，产生局部放电最后主绝缘击穿。
（3）色谱异常原因分析。事后公司组织对JJ变电站所有倒置式电流互感器取油样化验，发现一些互感器中色谱出现异常或增长较快，而且部分互感器总烃超过150ppm，其中主要成分为H2、甲烷、乙烯，其中2台有少量乙炔。同时重新对所有互感器的交接试验数据进行了审查，发现大部分互感器介质损失较交接试验数据与出厂值有较大变化，最大增加77%。根据这种情况，公司对这些互感器进行了更换和返厂修理。
另外厂家认为H2升高的原因是互感器的金属脱氧工艺没有处理好，致使不锈钢材与绝缘油发生化学反应产生H2。所以对返厂产品全部更换了技术膨胀器。
介质损失角增大是由于现场试验条件与制造厂试验室条件相差较大，如现场的空气湿度、盐密度、屏蔽及温度等等，对介损值的影响较大。厂家对返厂互感器重新进行的试验验证了这种说法。
三、防止倒置式电流互感器出现异常问题的注意事项
通过笔者对以上四起事例的分析，总结出防止倒置式电流互感器出现异常问题的注意事项。
一是由于倒置式电流互感器结构上头重脚轻的特点，国家电网公司技术规范中有明确规定，要求倒置式电流互感器的运输过程中不能有严重震动、颠簸和冲撞现象，并严格规定220千伏及以上倒置式电流互感器必须卧倒运输，并且要求加装冲撞记录仪进行振动监视。制造厂虽然都能做到卧倒运输，但很少有工厂能做到对运输道路提前验道并采取相应措施的。一般新建变电所场区内外路况都不好，极易造成倒置式电流互感器在这段路面发生损伤。
二是部分制造厂在装配环节上还存在一定的问题，如吊装、浸油后静放时间（长）及出厂试验（不合格）等。
三是运行单位要认真审核交接试验和出厂试验数据。运行单位在产品验收时，只将交接试验数据与国家标准对照判断合格与否，而经常忽视与出厂值进行比较，因而不能及时发现部分新产品存在的问题。
四是完善交接验收试验项目，如高电压下的介质损、局部放电试验等。
五是如果对倒置式电流互感器不取油样，实际上就等于运行单位解除了对互感器油色谱的监视，一旦互感器内部出现异常，则无法及时发现。建议运行一个月后应该取一次油样进行油色谱分析。
（责任编辑：宋秀丽）
关键词：油浸；倒置式电流互感器；故障；诊断
作者简介：李影（1958-），男，吉林舒兰人，吉林省农电有限公司吉林城郊分公司，副经理，工程师。（吉林 吉林 132013）
中图分类号：TM452 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）05-0199-02
互感器包括电压互感器和电流互感器，是交流电路中一次系统和二次系统间的联络元件，分别向测量仪表、继电器的电压线圈和电流线圈供电，用来正确反映电气设备的正常运行和故障情况，它们统属于特种变压器，工作原理基本与变压器相同。笔者根据自己长期的工作实践，以几家变电所油浸倒置式电流互感器为例，阐述倒置式电流互感器常见故障及诊断分析。
一、倒置式与正立式电流互感器优缺点比较
油浸倒置式电流互感器主要优点是通过改变一次绕组连接方式可得到1∶2∶4三种电流比；正立式互感器只有两种电流比。头部储油柜焊接密封，防渗漏油效果明显。一次导体较短，与正立式相比容易满足较高动热稳定电流的要求，同时也不需要接一次过电压保护器。另外还有一点就是由于一次绕组没有电容屏，不存在正立式一次“U”型底部受潮故障现象，因此接母差保护时可任意选择二次保护圈。
油浸倒置式电流互感器主要缺点：由于二次绕组和铁心在互感器的头部，互感器重心较高；由于体积较小，内部绝缘的变压器油很少（约为正立式同电压等级的60%），不能长期采油样化验；由于结构紧凑，制造工艺和使用材料较常规正立式互感器要求更为严格。
相比正立式互感器，从整体上看还是油浸倒置式电流互感器的优点突出，因而近年来，油浸倒置式电流互感器数量大增。
二、倒置式电流互感器异常及故障情况原因分析
1.HQ变电站66千伏倒置式电流互感器异常原因分析
这批互感器是2001年由SB互感器厂生产，2002年投入运行，2006被发现油中总烃超标，而且H2含量很高，没有乙炔。2007年，这批产品被DL互感器厂解体检查。
解体检查发现二次主绝缘电缆纸层间有大量凝固的X-腊，原因为产品结构设计不合理，造成局部位置场强高度集中，绝缘油在电场的作用下，分解出烃类气体同时生成X-腊。
2.GQ变电站66千伏倒置式电流互感器异常原因分析
（1）异常的表现。GQ千伏变电站一批倒置式电流互感器于2008年1月出厂，当年5月投入运行。2009年某日，运行人员发现几台互感器膨胀器漏油、变形且油位普遍升高，于是GQ变电站对所有66千伏电流互感器进行全面检查。油色谱分析显示，在这批互感器中有9台H2严重超标，并伴有一定的CH4产生，变电站研究决定将这批互感器返厂检查。
（2）返厂检查情况。抽样检查情况：相关人员从全部返厂的互感器中挑选了1/3进行了高压试验，其中带过电的占30%，未带过电的占70%。在带过电的互感器中，除1台没有H2，1台H2为84ppm外，其余的H2均大于10000ppm。工作人员对不带电的互感器全部做了局部放电试验和介损试验，所有抽查到的互感器介损全部合格。
工作人员对9台H2严重超标的互感器（10000ppm以上）进行局部试验，当加压刚到30kV时，放电量就全部大于10000 ppm。又对其中2台进行了抽真空脱气，其中的H2含量由原来的24619ppm/12798ppm降低到1890ppm/735ppm；当加压到72.5kV，局部放电量为5000～8000Pc。这说明了倒置式电流互感器的局部放电量与内部油中的气体含量有关。
（3）解体情况。现场共解体了5台色谱严重超标的互感器。其中3台发现支杆颈部外绝缘层表面有黑色痕迹，经鉴定，其为铸铝外壳的擦痕，母联C相有同样的黑色擦痕。进一步解体发现4台互感器二次引线管电容屏多层有裂纹，而且裂纹全部在同一侧的同一个位置上。检查二次绕组铁芯，发现它们全部使用新硅钢片，接头较少，没有过热痕迹。
（4）原因分析。通过以上试验和对5台产品的解体检查可以确定，这批互感器出厂试验项目全面，指标合格，现场交接试验也全部合格，但带电后部分互感器内部开始产生H2，说明这部分产品内部出现了一般试验无法检测到的隐藏缺陷，这一点通过局部放电试验、介损试验以及色谱分析得以确认。
油位普遍升高是由于厂房交货时，按运行单位要求往互感器内部注油偏多，由于气候变化，油位普遍升高属于正常情况。
通过对异常互感器进行高压试验，5台解体检查可以确认这批互感器产生H2、CH4升高的原因是二次引线管的电容屏裂纹产生低能放电。造成电容屏裂纹的主要原因是互感器受到了严重的摇摆或冲击。产生互感器二次引线管屏裂的主要环节是运输和装卸车。
电容屏产生裂纹的主要原因：GQ变电站为新建变电站，变电站外约700米的道路严重坑洼不平，倒置式电流互感器重心高，经过这段道路时，会发生严重摇摆和颠簸，造成部分互感器二次引线管电容屏在中部发生局部裂纹。而当互感器进入现场后，施工单位在卸车过程中，由于现场施工地面不平，部分互感器发生了倾斜，造成了一定的机械损伤以致电容屏开裂，其中3台返厂更换了一次导杆，但没有更换内绝缘。
3.XF变电站倒置式电流互感器爆炸及异常原因分析
（1）故障经过。2009年某日某时，XF变电站运行人员听到户外有爆炸声，检查发现场区一主一次B相电流互感器上部储油柜爆炸开裂。该互感器2008年4月出厂，当年11月投入运行。
（2）故障原因分析。经现场查看，该电流互感器膨胀器已经完全炸开，储油柜沿焊接面完全开裂，上半部倾斜，内部二次线包被火大面积烧黑，二次包绝缘纸电容屏、等电位连线多处烧断。工作人员通过检查，断定该互感器爆炸为内部故障所致。二次绕组屏蔽罩外绝缘纸烧损，局部有散花炸开状，初步断定为主绝缘击穿故障。解体发现一次绕组导电杆对二次屏蔽罩放电（接地），放电电弧造成内部绝缘油压力突然升高，致使互感器头部储油柜炸开，变压器油与空气接触在短路电弧的作用下起火。 4.JJ变电站倒置式电流互感器爆炸及异常原因分析
（1）故障经过。2008年某日某时，JJ变电站某某线A相电流互感器发生爆炸。现场检查发现电流互感器储油柜炸开，储油柜上半部分连同膨胀器完全脱落，支持磁套中间部位炸碎。
（2）产生故障的原因。经过专家和制造厂技术人员共同研究分析，认为该互感器故障是因制造过程中，二次线圈屏蔽罩外包绝缘局部没有达到工艺要求，毛刺、杂质等使互感器在运行中电场分布不均匀，产生局部放电最后主绝缘击穿。
（3）色谱异常原因分析。事后公司组织对JJ变电站所有倒置式电流互感器取油样化验，发现一些互感器中色谱出现异常或增长较快，而且部分互感器总烃超过150ppm，其中主要成分为H2、甲烷、乙烯，其中2台有少量乙炔。同时重新对所有互感器的交接试验数据进行了审查，发现大部分互感器介质损失较交接试验数据与出厂值有较大变化，最大增加77%。根据这种情况，公司对这些互感器进行了更换和返厂修理。
另外厂家认为H2升高的原因是互感器的金属脱氧工艺没有处理好，致使不锈钢材与绝缘油发生化学反应产生H2。所以对返厂产品全部更换了技术膨胀器。
介质损失角增大是由于现场试验条件与制造厂试验室条件相差较大，如现场的空气湿度、盐密度、屏蔽及温度等等，对介损值的影响较大。厂家对返厂互感器重新进行的试验验证了这种说法。
三、防止倒置式电流互感器出现异常问题的注意事项
通过笔者对以上四起事例的分析，总结出防止倒置式电流互感器出现异常问题的注意事项。
一是由于倒置式电流互感器结构上头重脚轻的特点，国家电网公司技术规范中有明确规定，要求倒置式电流互感器的运输过程中不能有严重震动、颠簸和冲撞现象，并严格规定220千伏及以上倒置式电流互感器必须卧倒运输，并且要求加装冲撞记录仪进行振动监视。制造厂虽然都能做到卧倒运输，但很少有工厂能做到对运输道路提前验道并采取相应措施的。一般新建变电所场区内外路况都不好，极易造成倒置式电流互感器在这段路面发生损伤。
二是部分制造厂在装配环节上还存在一定的问题，如吊装、浸油后静放时间（长）及出厂试验（不合格）等。
三是运行单位要认真审核交接试验和出厂试验数据。运行单位在产品验收时，只将交接试验数据与国家标准对照判断合格与否，而经常忽视与出厂值进行比较，因而不能及时发现部分新产品存在的问题。
四是完善交接验收试验项目，如高电压下的介质损、局部放电试验等。
五是如果对倒置式电流互感器不取油样，实际上就等于运行单位解除了对互感器油色谱的监视，一旦互感器内部出现异常，则无法及时发现。建议运行一个月后应该取一次油样进行油色谱分析。
（责任编辑：宋秀丽）