曾邵莆
（国网福建省电力有限公司检修分公司，福建福州350013）
一起500 kV电流互感器故障原因分析及思考
曾邵莆
（国网福建省电力有限公司检修分公司，福建福州350013）
近年来国内外电流互感器普遍采用SF6气体作为绝缘介质，目前一般结合CO、CF4含量及其它检测结果、设备电气特性、运行工况等进行综合分析，并没有单独对CO含量偏高进行相关规定。由于现场却存在CO含量偏高，SO2及H2S含量为0的故障，从而提出CO作为一种参考状态量，如果有较大增长，则或许可以及时地发现隐患，能够有效确保变电设备的安全运行。
电流互感器；特征气体；气体分析；状态量
对于敞开式SF6电流互感器的在线监测手段中较为有效的就是SF6气体成分分析法，根据放电后的特征气体质量分数分析互感器内部的放电程度。国网输变电状态检修试验规程中规定对于运行中的SF6设备，其杂质组分SO2和H2S的注意值均为1μL/L，若检测出异常，应结合CO、CF4含量及其它检测结果、设备电气特性、运行工况等进行综合分析，并没有单独对CO含量偏高进行相关规定。而现场却存在CO含量偏高，SO2及H2S含量为0的故障。因此定义是否将CO含量作为特征气体，以及其含量的多少作为注意值对于及早发SF6绝缘电气设备内部故障具有非常重要的意义。
1 故障案例情况2015年08月29日04时06分，500 kV某变1号联变三侧开关跳闸，1号联变RCS978两套保护差动速断、工频变化量差动、比例差动保护动作，1号联变500 kV侧5031、500 kV某路/1号联变5032断路器保护三相跟跳、沟通三跳动作。通过对故障录波及保护数据分析，初步判断1号联变本体A相升高座至500 kV开关CT间一次设备出现对地故障。现场人员首先对5031、5032CTA相进行SF6气体分解物测试，测试结果见同表1。
表1 SF6气体分解物测试分解结果μL/L
由于测试结果未见SO2及H2S故障气体，现场人员只能判断其未故障，继续对1号联变三侧的几乎所有设备均进行试验后仍无法判断故障设备，最后只好采取分段加压方式进行耐压试验。在对5031开关A相CT进行耐压过程中，当电压上升至120 kV时，耐压设备无法继续升压，随后重新测得该CT一次对地绝缘仅为1.69 MΩ，采用10 kV反接法进行电容量、介损试验时仪器显示接地故障无法试验。可判断本次主变跳闸是由于#1联变500 kV侧5031开关A相CT绝缘内部击穿，造成保护动作。为进一步明确设备故障原因，将该设备于2015年9月8日返厂解体检查。
2 解体情况2.1内部结构
故障设备为倒立式SF6气体绝缘结构，主要由壳体、二次绕组组件、一次导体、复合空心绝缘子、底座等几部分组成。
2.2解体前试验
2.2.1SF6气体测量
1）纯度分析（见表2）
表2 纯度分析%
2）分解物分析（见表3）
表3 分解物分析×10-6
2.2.2绝缘电阻测量
一次对二次绕组及地：0.8 MΩ；一次绕组段间：2 500 MΩ；二次绕组间及地：＞2 500 MΩ
2.2.3伏安特性测量、端子标志检验、误差测定
通过气体分解物检测，可以判断内部存在放电性故障。
2.3解体检查
按照标准指导书进行解体，发现原因如下：
1）该盆式绝缘子为环氧树脂浇筑成形，查阅其出厂试验报告所列X光探伤试验、工频耐压试验、局部放电试验结果均合格，抗弯试验和材质玻璃化转变温度测试为批次抽检项目，供应商未提供报告。
2）向互感器制造商了解，其对外购的盆式绝缘子入厂时做外观检查、核对报告，带盆式绝缘子做整体耐压和局部放电试验。现场观察其盆式绝缘子的螺栓紧固均采用力矩扳手，并对称交替锁紧，安装工艺符合要求。
3）该电流互感器采用的是带减震弹簧的钢支架卧倒运输，使用南京欧泰电子式冲击记录仪，三维冲击记录最大值横向2.56 g、纵向1.64 g、幅向1.91 g，满足反措小于10 g的要求。
4）在设备故障后第1天和第3天现场分别采用了气相色谱法和固体电解质传感器两种不同原理气体分解物测试，但均未测得故障特征气体，而在返厂后试验测得H2S、SO2等气体严重超标。说明该类型互感器气室内气体相对固定，在短期温差变化不大的情况下，在密闭的空间内气体无法流动，而故障气体集中在头部空间，导致两次从底部取气孔取气试验均未发现故障气体。只有在返厂运输过程中，因卧倒运输后，气室内部气体充分流动，在厂内进行气体分解物测试时才发现故障气体。
3 其它事故案例比较1）2015年11月1日10：45，福建省500 kV**I路，两端变电站一侧检查：该线路保护测距为91.88 km（603），123.9 km（931），75.612 km（故障录波）；大泉I路保护故障电流为二次值0.92A（603/931），线路全长76.15 km；另一侧变电站检查：故障测距均为0，故障相C相，故障电流二次值1.161 A（103），故障电流二次值7.43 A（603）；泉岗I路故障测距均为0，故障相C相；一次设备检查发现5022开关CTC相表计内部呈现黑色（图片9）；该线路跳闸前负荷363 MW。SF6气体分解物测试数据见表4。
表4 SF6气体分解物测试数据μL/L
2）2016年1月8日，福建某500 kV变电站在某线路例行首检的过程中，发现500 kV电流互感器内含有SO2故障气体，后经厂家协商返厂处理，其SF6气体分解物测试数据如表5。
表5 SF6气体分解物测试数据μL/L
案例分析:通过前述的三个案例中的SF6气体成分分析表1、表4及表5我们可以看出，如果设备存在故障，则不论测试结果是否测试出SO2，H2S的含量多少，CO的含量都很大，且大于50μL/L。
4 结语目前现场检测人员参照的试验规程主要是国网的状态检修试验规程，而其中并没有把CO作为状态量进行判断，对于电气设备固体绝缘发热或者放电的故障往往很难单一从SO2和H2S的多少中判断出来，从而延误了发现设备内部故障的时间。因此，笔者认为把CO作为一种参考状态量，如果有较大增长，则或许可以及时地发现隐患并处理。
（编辑：刘楠）
Together w ith the Reasons for the Current 500kV Transformer Fault Analysis and Reflections
Zeng Shaofu（State Grid Electric Power Co.，Ltd.Fujian Branch M aintenance，Fuzhou Fujian 350013）
s：SF6 gas universally adopted in current transformer at home and abroad in recent years as a dielectric，the current general combined with CO and CF4content and other electrical characteristics and operation condition on test results，and so on carries on the comprehensive analysis，and no separate regulations on CO contenton the high side.Because the site has high CO content，SO2and H2S content of zero failure，this paper puts forward CO as a reference state，if there is a large growth，may find hidden in a timelymanner，can effectively ensure the safe operation of substation equipment.
current transformer；characteristic gas；gas analysis；state quantity
TM 63
A
2095-0748（2016）17-0066-02
10.16525/j.cnki.14-1362/n.2016.17.27
2016-08-02
曾邵莆（1986—），男，福建莆田人，在职研究生，工程师，国网福建省电力有限公司检修分公司，从事变电检修工作。
