220kV油浸倒立式电流互感器故障分析

220kV油浸倒立式电流互感器故障分析摘要：近年来，在使用倒立式电流互感器的时候出现不同故障情况，所以有必要对故障原因等进行分析。

关键词：220kV；油浸倒立式；电流互感器；故障1三台故障设备案例分析1.1第一台倒立式电流互感器故障案例某220kV变电站#2主变一次B相电流互感器上部有火光和黑烟。

经查看，该电流互感器膨胀器已完全胀开，外壳落在互感器的构架上，膨胀器上盖落在距该互感器10m远处。

储油柜沿焊接面完全开裂，上半部倾斜，可见内部二次线包被火大面积烧黑迹象，二次包绝缘纸、电容屏、等电位连线多处烧断。

拔出一次导管，发现导管已经弯曲变形，弯曲度约有12mm。

在靠近母线侧的导管上有6处直径约8mm的电蚀麻点，一次导电杆外护套已经完全烧黑碳化。

解体打开二次屏蔽罩，没有发现二次绕组有放电痕迹，屏蔽罩内表面可见两处烧损孔洞，其中一个较大的直径大约6mm。

1.2第二台倒立式电流互感器故障案例这台倒立式互感器是投运两天后爆炸，上油箱和瓷套均被炸开，主绝缘全部烧光。

在油箱顶部内侧与二次罩顶部油孔上发现放电痕迹，二者位置对应。

值得思考的是该故障互感器出厂试验介损值为0.219%，现场交接试验值为0.383%，虽然在合格范围内，但是有较大偏差。

分析故障原因为油箱内主绝缘干燥不彻底导致发生局部放电，进而发展成贯穿性放电。

1.3第三台倒立式电流互感器故障案例该互感器型号为LVB-220W2。

某年秋检时，发现该倒立式电流互感器乙炔含量达到153μL/L（注意值为1μL/L）。

其例行试验数据见表1。

表1 例行试验数据例行试验中，介质损耗因数：10kV下小于0.3%，正常，但加压到30kV时，数据非常大，无法读数。

局部放电：加压到153kV时，放电量达到10000pC以上（标准：252kV下≤10pC）。

解体检查情况如下。

一次导电杆及二次绕组主绝缘层没有发现异常。

扒开二次引线管绝缘，发现第一个电容屏在距离底部1600mm处铝箔有裂纹，但没有完全断开。

220千伏油浸式电流互感器内部电弧故障试验方案一、试验目的为考核油浸式电流互感器的防爆性能，促进产品内部电弧故障防护能力的提升，特制定本方案。

本方案规定了220千伏油浸式电流互感器(包括倒立式、正立式两种结构)内部电弧故障试验的试验条件、试验场地、试品要求、引弧位置、引弧方式、试验要求、试验线路、试验方法、试验判据、试验报告要求等。

二、参考标准GB/T20840.1—2010互感器第1部分：通用技术要求GB/T20840.2—2014互感器第2部分：电流互感器的补充技术要求三、试验条件试验条件包括：1.试验应在相关附件安装好后的完整试品上进行；2.试验前试品的本体温度与环境温度应无显著差异；3.试验时的环境温度应为-IOC~40℃；4.试验场所不应有明显的外部电磁场影响；5.试验依据使用条件单相进行；6.试品底座应固定安装在至少500mm高的支架上。

四、试验场地(-)试验场地的功能划分内部电弧故障试验是一项破坏性试验，试验过程中可能出现爆炸、着火、漏油、碎片飞逸等多种现象。

内部电弧故障试验的场地根据其功能主要划分为试验区和安全防护功能区。

（二）试验区试验区对其平面、高度有相应要求，应对试验区内试品在试验中出现的漏油、油气混合物扩散、爆炸着火等现象采取相应的处理。

1.试验区平面要求内部电弧故障试验时，电流互感器的部件（例如储油柜、外绝缘套、膨胀器、膨胀器外罩、油箱等）可能会因压力导致破裂从而飞逸，应规定试品周围用于碎片飞逸的遏制区。

原则上遏制区内应无妨碍碎片飞逸的障碍物，遏制区的直径应等于电流互感器对径（最大尺寸）加上两倍试品高度。

遏制区不意图见图1O图1遏制区示意图2.试验区高度要求220千伏油浸式电流互感器内部电弧故障试验时，试验区的空间高度应不低于20m。

3.试验区对试品漏油、油气混合物扩散的处理方法试验区应具备收集、处理试品因试验而泄漏的绝缘油的功能，可采用地面及（或）地面四边带油槽的泄油池，也可布置具有可移动泄油、储油的试验工装等。

220kV倒立式SF6电流互感器内部异常放电原因分析发布时间：2022-11-15T02:55:07.783Z 来源：《中国电业与能源》2022年第13期作者：林旭毅[导读] 针对一台220kV倒立式SF6电流互感器内部异常放电的问题，通过解体分析，发现接地管下端通过锁林旭毅广东电网有限责任公司揭阳供电局生产技术部广东揭阳 522000）摘要：针对一台220kV倒立式SF6电流互感器内部异常放电的问题，通过解体分析，发现接地管下端通过锁紧螺母的方式不可靠，会存在接地不良的情况，从而在该部位出现异常放电。

对于今后改进产品工艺和完善技术标准给出了指导意见。

关键词：倒立式；电流互感器；接地棒；接地不良；异常放电一、前言某供电局220kV变电站?220kV 瑞陌甲线A相电流互感器，自3个月前投产后一直正常，2022 年 5 月 4 日，运行人员巡视中发现的二次接线盒引线槽盒中有轻微异响，存在轻微放电及振动声，红外测温无异常，也未发现引线槽盒内存在发热点。

检查该电路互感器SF6气压正常；当晚停电检测 A 相 6135开关电流互感器的内部气体成分，发现含 SO2：136μL/L,纯度 99.93%，湿度 92.15μL/L，试验数据表明电流互感器内部存在故障。

二、初步分析故障电流互感器器为倒立式SF6结构，产品结构如下图1所示，二次线圈装于上部屏蔽筒内，通过绝缘盆与高电位的外壳绝缘，屏蔽筒通过弹簧触指与接地管连接，接地管下端通过锁紧螺母与产品底座相通，为使屏蔽筒与带低电位的底座确保有效电气连通，又在屏蔽筒上加装一根接地线，与 CT 线圈二次引线一起穿过接地管后，引至产品底座二次接线盘，其中屏蔽筒的接地线接于二次接线盘中心接线柱。

图1对于二次接线盒引线槽盒内存在轻微放电及振动声可能原因：一是二次出线盘中心接线柱未接地，同时接地管下部的锁紧螺母可能出现松动，接地管与底座之间出现电位差，导致锁紧螺母处出现微弱火花放电，声音传至下引线槽盒处。

编号：AQ-JS-00216( 安全技术)单位：_____________________审批：_____________________日期：_____________________WORD文档/ A4打印/ 可编辑油浸式电流互感器运行事故分析及其对策Analysis and Countermeasures of operation accident of oil immersed current transformer油浸式电流互感器运行事故分析及其对策使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。

1引言1996年10月1日中午，宁波电业局220kV跃龙变电所#1主变220kV独立CTA相发生事故，设备投运不足24小时，虽投产试验均合格，这次爆炸事件纯属厂家制造工艺的质量问题，这正说明试验合格不能说产品质量问题是绝对可靠。

油浸式电流互感器在变电所是重要设备之一，有关保护和测量及控制都靠它，虽是小功率设备，不象断路器那样有电弧问题，也不象变压器那样传递强大的功率，因此，它不被人们所重视，特别是值班人员在设备巡视中非常容易忽视，但是由于互感器的使用量大，由于这类产品的设计、结构等原因造成的事故不断出现，危及电网的安全供电，互感器的爆炸事故不但损坏相邻的设备，甚至造成人身伤亡，因此应当引起人们的高度重视。

2电流互感器的事故原因2.1电流互感器事故的分类电流互感器的事故按事故的性质可以分成两大类，即使运行突然中断的事故，例如爆炸或即将爆炸而被迫立即停止运行的事故，如乙炔特别高，严重漏油等，称为严重事故，如果能够按照计划停止运行，并且产品能够修复的事故称为不严重事故。

2.2电流互感器事故的直观原因四例爆炸事故的直观原因a)铁夹处贯穿b)底部贯穿c)油柜内积水d)R处贯穿2.3电流互感器的故障原因分析产品故障分产品内在因素，产品安装运行两部分原因，而内在因素分为设计技术，工艺和检试手段、质量控制。

220kv电流互感器故障分析摘要：某变电站一220kV间隔U相电流互感器金属膨胀器发生异常顶起，通过油色谱分析，发现H2体积分数严重超标，CH4与CO体积分数与故障前相比明显增大，结合特征气体法与三比值法分析，认为电流互感器内部存在低能量放电，遂返厂进行诊断性试验。

试验结果表明，绝缘电阻及电容量、介质损耗因数试验均合格，局部放电试验与油色谱分析数据异常，初步判定电流互感器器身内部存在绝缘缺陷。

通过解体试验，确定了电流互感器故障原因为零屏铝箔开裂后边缘形成毛刺、尖角等不规则形状使该处场强畸变，导致运行过程中存在低能量放电，变压器油裂解产生气体，最终使金属膨胀器向上顶起。

对电流互感器进行返修处理，重新包扎电流互感器一次绕组，试验合格后交付使用。

关键词：电流互感器；金属膨胀器；低能量放电；解体试验；零屏开裂引言：电流互感器是电力系统的重要组成元件，在大型变电站和输电线路中，常见的为油浸电容式电流互感器，主要由金属膨胀器、器身、瓷套、油箱、放油阀和绝缘油等组成[1]。

油浸电容式电流互感器典型故障主要有渗漏油、膨胀器冲顶、油中气体超标和二次线圈故障等。

其中，膨胀器故障在典型故障中占比较高。

金属膨胀器主要用于调整电流互感器油箱内部由于温度变化引起的油体积变化，保护油箱内压力恒定，避免绝缘油与外界空气直接接触，减缓油的劣化速度，确保长期运行过程中油的绝缘性能不会减弱。

若设备出现内部故障导致压力过大，会将金属膨胀器顶起甚至引发爆炸。

本文对一起220kV电流互感器膨胀器顶起故障进行原因分析，给出解决方法，并提出防范措施及建议。

1故障概况及初步分析某220kV变电站3号主变压器间隔203电流互感器U相膨胀器向上顶起，且油位超出上限。

对此进行了紧急停电处理。

故障电流互感器的型号为LB7-220GYW3，出厂日期为2012年7月，额定电流比为2×600/5A（2×300/5A抽头），准确级次为0.2S/0.5/5P20/5P20/5P20/5P20。

220kV油浸式电流互感器故障诊断与分析摘要：某变电站220KV电流互感器膨胀器异常顶起，检查设备外观良好，停运后对电流互感器进行全项诊断试验及油色谱分析，发现设备本体内部氢气、乙炔、总烃数值均超标，判断内部存在低能量局部放电。

关键词：变电站；220KV油浸式电流互感器；故障分析1故障现象220KV某变电站巡视人员发现３号主变高压侧203电流互感器A膨胀器异常顶起2cm，随即将该互感器退出运行，3号主变系统停运。

该互感器为2012年生产的型号为LB7-220GYW3高压电流互感器，额定电压为２２０ｋＶ。

设备退出运行后，现场检修人员进行外观检查未发现渗漏油等异常现象，随后打开膨胀器发现有气体放出，立即取设备底部油样进行油色谱分析。

2诊断试验互感器返厂后首先进行一、二次接线及外观检查，未发现渗漏油、放电痕迹等异常现象。

之后对互感器进行除一次工频耐压试验外的全部出厂试验，试验情况如下。

2.1绝缘电阻测试对互感器进行一次绕组对二次绕组及地、二次绕组之间及对地、末屏对二次绕组及地，试验数据如表1，符合ＧＢ／Ｔ２０８４０．１—２０１０《互感器》标准要求。

一次绕组对二次绕组＞3000MΩ及地绝缘电阻二次绕组之间及对地＞3000MΩ末屏对二次绕组及地＞3000MΩ表1绝缘电阻测试数据2.2介质损耗因数及电容值测试对互感器进行介质损耗与测量电压之间的关系测量，并绘制曲线如图１所示。

测量电压从１０ｋＶ到Ｕｍ／槡３（１４５ｋＶ），以１５ｋＶ为步长。

电容量及介质损耗因数测试值与返厂测试一致，电压上升及下降过程中介质损耗因数值吻合无异常。

2.3互感器油色谱分析互感器运到制造厂首次对油进行色谱分析。

出厂试验后取互感器顶部、中部、底部油进行色谱分析。

三个部位油样数据无明显差异，与返厂测试一致，根据DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》三比值法分析，放电类型分别为1，1，0，判断为低能量放电，与现场数据分析结果一致。

220kV电流互感器故障分析及处理措施摘要：电流互感器在电力系统中是十分常见的设备，通常被用于电厂和变电站，其作用是将一次系统电流按比例缩小，广泛的用于计量和设备监控，一旦互感器出现问题，就很容易导致电力系统不能正常供电。

电流互感器是电力系统中的重要元件，直接关系到电网的安全运行。

对一起220kVSF6电流互感器发生故障的原因进行了分析，并采取了处理措施，说明了常规绝缘试验不能有效检测出隐蔽性缺陷，需要开展红外检测和相对介质损耗因数等项目，以确保电网安全。

关键词：SF6电流互感器；绝缘试验；红外检测；介质损耗引言电流互感器（CurrentTransformer，CT）的作用是把电流幅值较大的一次电流通过一定的变比转换为电流幅值较小的二次电流，用来进行变电站或线路的保护、测量工作。

电流互感器长期串联在线路上运行，将二次电流输入测量仪表或继电保护装置。

造成电流互感器故障的原因很多，常见外部原因有系统负荷不平衡、接线错误、误差超标等，其中二次回路开路、引线接头松动、注油工艺不良、电容末屏接地不良等会导致局部过热或放电，使色谱分析结果异常。

内部原因大多是自身绝缘问题，如绝缘工艺不良，电容型电流互感器绝缘包绕松紧不均、电容屏错位或断裂、绝缘干燥和脱气处理不彻底等缺陷导致运行中绝缘击穿。

电流互感器故障会严重影响测量的准确性及继电保护动作的正确性，干扰电网正常运行。

本文就电流互感器的常见故障原因进行分析，并采用一具体案例阐述解决措施。

1电流互感器故障情况1.1情况简介某电站选用中山市泰峰电气有限公司生产的220kVSF6电流互感器，型号为LVQB-220W2，2009-12出厂，2010-04投运。

在一次日常巡视中，发现这台220kVSF6电流互感器的膨胀器异常升高，随即将其退出运行，隔绝了事故隐患，避免事故扩大化。

1.2历次绝缘试验经查阅该组电流互感器历次的绝缘试验数据发现，在C相故障发生前后各相的电容量变化不大。

220kV 电流互感器故障原因分析摘要：在电力系统中，电流互感器属于关键性的设备之一，同时应用量较大。

但是，在应用电流互感器期间，很容易产生互感器色谱异常的情况，对于电网的安全可靠运行造成不同程度的影响。

鉴于此种情况，本研究通过分析220kV电流互感器异常问题，寻找故障的发生因素，提出科学的处理策略。

关键词：220kV；电流互感器；异常分析文章主要通过分析一起220kV电流互感器介损超标事件，在实施严密的现场检查以及返厂解体之后，对事故产生的因素予以明确，也就是制造厂家没有严格地管理控制好工艺，形成了内部结构缺陷的问题。

本文提出相应整改策略，防止加大事故影响，给未来的220kV互感器安全、可靠地运行提供合理的技术监督工作指导。

1异常发现过程对于电流互感器性能指标构成影响的因素是较多的，例如铁心应用的高导磁率材料、铁心的型式、最大限度地减小磁路长度、增加二次绕组匝数、将磁通密度降低以及增加铁心的截面积等。

在增加二次绕组匝数时，在不能相应提升变比的情况下，应适当地增加一次绕组匝数，增加一次绕组的匝数也存在限制，通常对于油浸式电流互感器来说，两匝是最多的。

在此次研究中，纳入研究的是型号为AGU-273的某220kV电流互感器，某次例行试验过程中，结果显示，介损值是2.25%，跟规程要求标准相比较超出了0.8%，是极其严重的超标介损值现象。

2现场试验与检查情况试验人员对此台电流互感器进行仔细的复测。

进行相应的复测工作以后，观察到介损值基本上一致于之前测试数据情况，作出初步的判断，即异常问题发生在互感器的内部。

对此台设备实施现场的取油样测试工作，测试结果相似，没有发现其他的异常问题。

分析原因就是，首先，可能为外部组配件（瓷套等）的表面部位出现诸多灰尘、杂质，或者具有受潮的现象等。

其次，可能是损伤了外部件，常见的就是末屏引出端子开裂等，以上属于初步的分析。

为了对异常原因进行精准的定位和分析，现场多次试验此互感器，本次研究进行了5次试验。

一起220kV电流互感器故障的诊断分析摘要：某电厂一台油浸式220KV CT A相运行中发现膨胀器异常并顶起上端盖，进行拍照、红外测温及超声放电检测，故障发生后，联系厂家取油样进行了色谱分析化验，通过油色谱结果分析，该 CT A相内部存在严重的局部放电故障，确定了立即停运的处理方案。

及时停运避免了缺陷范围扩大导致爆炸的重大事故。

本文针对故障原因提出了相应的防范措施，有效降低事故发生概率及减小事故范围及程度。

关键词：油浸式220KV CT；膨胀器异常；油色谱；局部放电0.概况某电厂故障前57只220KV CT均为湖南电力电瓷电器厂产品，型号为LB11-220W3，运行年限超过15年，未发生过绝缘缺陷，但存在密封老换渗漏油隐患，近年来计划逐步更换为同厂家的CT。

故障CT为2014年11月#3机组大修期间更换的，厂家型号均与原来相同。

故障前该CT运行在220KV#3母线，连续运行157天。

4月20日上午10：20巡查发现该CT膨胀器异常，顶起上端盖，现场采取隔离措施后，加强监视，进行拍照、红外测温及超声放电检测，同时通知生产厂家该异常缺陷。

1.CT故障诊断及原因分析为保障其它设备的安全运行，减小故障范围，初步确定了该故障CT立即停运的紧急方案，通知厂家到现场分析处理，下午13：00取油样进行了色谱分析化验，17：30化验结果如下表1所示：从表3数据分析：A相故障时三相平均温度相差0.8℃，最高温度相差0.5℃，故障相的温度无异常。

综合上述分析确认为CT膨胀器异常原因是CT内部存在缺陷导致局部放电，放电发展后期导致故障部位油分解产生大量气体，CT内压力升高导致膨胀器膨胀顶开顶盖。

缺陷原因为厂家产品生产过程中，工艺后期处理环节不到位所致。

具体故障点须将CT返厂试验和解体后分析查找。

结合其他CT异常分析资料总结，油浸电容式CT故障多发现于春季气温回升后或夏季高温季节，以运行1年~3年的互感器居多，少数运行5年以上。