（身份证号码：61032419840228xxxx陕西商洛发电有限公司726000）

（身份证号码：61032419840228xxxx陕西商洛发电有限公司726000）

蒋守铭赵保义王平

（华润电力江苏检修有限公司彭城项目部）

摘要：本文介绍了220kV电流互感器预试中发现绝缘故障的过程，并以此情况展开关于充油电容型高压互感器介质损耗试验、油色谱试验及红外和超声波检测的简要论述。

关键词：互感器；介损；红外；色谱；超声波

前言：

徐州某电厂一期升压站母联4610间隔在2018年5月29日预防性试验时，发现A相电流互感器主屏用2500V兆欧表测量绝缘电阻读数为10GΩ，主屏介质损耗值tgδ为0.860%，末屏用2500V兆欧表测量绝缘电阻读数同为5GΩ，末屏介质损耗值tgδ为0.436%，测量电容值与初始值一致；主屏介质损耗超标，初步判定A相互感器存在绝缘故障。

正文：

一．高压互感器绝缘故障的危害、类型和原因

1．故障危害

在电力系统中，220kV电流互感器的运行安全与否，关系到电网运行的稳定性和连续性，例如，本文叙述的4610间隔就是该电厂一期升压站的母联间隔，一期升压站为双母线带旁路母线接线，正常运行时多采用固定连接方式，即双母线同时运行的方式，此时母联断路器处于合闸位置，两组母线并列运行，也就是说母联4610间隔设备始终连接正、付母线，如果4610A相CT在此情况下发生绝缘故障，进而严重发展为爆炸，后果是可想而知的，整个一期面临着全部停电危险，三期03A、03B启动变同样也面临失电的危险。因此，及时发现电流互感器潜伏性故障至关重要。下图为该电厂一期升压站接线图1-1。

2.故障类型

高压互感器在强电场的作用下发生局部放电往往存在于绝缘中的某些薄弱部位，该问题在互感器绝缘中普遍存在。一般情况下局部放电虽然不会引起穿透性绝缘击穿，但电介质可以导致局部损坏。局部放电若长期存在，绝缘在一定条件下会导致劣化甚至出现击穿。

3．查阅各类资料，常见高压互感器故障类型主要有以下几种：

（1）二次短路（PT）。

（2）二次开路（CT）。

（3）主屏、末屏绝缘受潮。

（4）绝缘油位低形成的内部架构放电。

（5）所在电路的谐振过电压。

（6）由于电容屏工艺不良造成的极间击穿以致恶化。

（7）由在变压器内的金属异物和铁芯工艺不良产生的毛刺、铁锈与焊渣等因素引起接地。

二．故障判断及处理

1.4610CT试验数据：

某徐州电厂电气试验报告

一、设备名称：4610间隔预试

二、试验性质：□A修□B修□C修□交接■预试

三、绝缘电阻（MΩ）：、

四、tgσ及电容量（PF）：（正接线）

试验仪器：2500V摇表，AI-6000E介损测试仪

试验时间：2018年05月29日温度：29℃湿度：57%

备注：依据标准：DL/T596-2001，《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》

试验结论：1、A相电流互感器主屏绝缘超标（《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》标准：主屏tgδ≤0.8%，电容量不超出±5%；末屏tgδ≤2%。）需做油色谱分析进一步确认设备情况。

2、B、C相CT介损试验合格。

4610CTA相电流互感器于第二天上午进行取油样色谱试验，

试验时间：2018年5月30日温度：29℃湿度：60%

2.试验数据分析：

从上述报告中可看出，绝缘试验项目数据正常并且绝缘值较高，其中主屏介损测量值超出合格范围，；从色谱数据看，总烃含量严重超标，其中氢气H2含量超标、乙炔C2H2含量严重超标。通过色谱报告数据，我们根据IEC三比值法得出结果：102，匹配故障类型为：高于700℃的高能量的有持续放电电流的电弧放电，并根据各烃含量、比值，通过估算公式判定故障点温度至少在1200℃以上。可以确定4610CTA相内部发生绝缘故障。

定期预试中，对于高压互感器的介损试验灵敏度较高，能有效反应出主屏绝缘隐患；互感器油的色谱分析更能真切、直观的反应出主屏绝缘放电所升成的气体含量，以确认故障类型。

但对于色谱分析中乙炔C2H2含量达到1563.9ppm如此高值，带来的更深层次的疑问是这种高能持续放电的电弧绝缘故障何时在互感器内部发生的，或者说短时的绝缘直接损伤形成的电弧放电还是绝缘逐步劣化成的电弧放电，这种放电已经持续了多久。我们进而排查了母联4610断路器的同期性，合闸不同期0.275ms，分闸不同期0.950ms，断路器接触电阻A：35μΩB：34μΩC：35μΩ，试验数据均合格。对近期及母联4610间隔操作期间系统电压曲线进行了检查，正、付双母线的电压波动平稳，排除了操作波高电压侵入波高电压的影响，如下图2-1：

图2-1

由此，基本判断为母联4610CTA相故障原因为自身内部绝缘劣化。

下图2-2为由南京电瓷厂生产的4610CT：

图2-2

3.处理方案

考虑到4610间隔电流互感器已经运行接近20年，在更换计划内，故将此组电流互感器拆除退出运行，更换新CT组。

三．根据此次预试情况以及目前国内外高压互感器预试和监测手段的总结：

此次预试，发现电流互感器的绝缘故障，及时进行了更换，避免了事故的发生，但也暴露出定期预试设备停运才能检查的不及时性。比如，根据三比值法推算出的绝缘放电类型为高能量的持续的电弧放电，这是非常危险的，是极有可能引起互感器爆炸，因4610又是母联间隔，它出现故障很有可能导致的双母全部失电的严重事故。

本文认为非常有必要开展以下运维项目的工作来保障设备的安全运行和及时发现设备的不稳定状态。

1．红外测温装置对高压互感器的应用

任何温度高于绝对零度的物体都在不停地辐射红外线，红外成像技术目前已经非常成熟可靠，利用其对高压互感器准确测量运行中的温度异常部分。可以及时有效的发现外部引线、末屏和整体性温升。但对于内部放电容量较小的绝缘故障，不易发现。

建议作为设备巡视基本手段进行全方位测量。

2.在红外测温的基础上增加高压互感器运行中的超声波检测

电气设备在产生放电或缺陷时会发出超声波信号，并在一定距离内沿直线传播，具有良好的束射性和方向性。超声波检测非常适合日常设备的巡检，及时发现高压设备运行绝缘放电缺陷。在电气设备发生局部放电时，空气由于局部高强度电场而发生电离，该过程通常由电压引起，并产生微小的热量，此时产生的超声波信号沿直线传播，实现远距离超声波局部放电检测，能大大弥补红外检测对内部小容量放电检测不灵敏的短处。

3.对油浸式高压互感器开展在线气体监测

油浸式高压互感器体积小，储油量低，不易补油，故不宜取油样试验，取油试验可作为后备鉴定试验项目。利用光声光谱检测技术，对运行设备的绝缘油中溶解的H2、CO、CO2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6，油的微水、油温等时时测试以获取油中溶解气体及微水的在线数据信息，及时了解设备绝缘状况及其活佛趋势，及时维护检修，避免事故发生。

参考文献：

[1]董其国著，电力变压器故障与诊断（M），中国电力出版社，2001.4。

[2]IEC标准，第一类、第二类、第三类。

作者简介：蒋守铭，1979-3-7，男，电气工程师；本科；华润电力江苏检修有限公司彭城项目部，专业岗位：电气专业高级工程师；

赵保义，1990-2-13，男，助理工程师；本科；华润电力江苏检修有限公司彭城项目部，专业岗位：电气检修岗；

王平，1989-08-28，男，助理工程师；本科；华润电力江苏检修有限公司彭城项目部，专业岗位：电气检修岗。