500kV电流互感器油位偏高故障的处理及分析

某某变某500kV 线零序电压偏高异常分析报告一、情况简介根据工作计划，9 月10 日变电检修中心检修人员对某某变多个间隔后台显示3U0 偏高原因进行检查。

现场检查发现3U0 幅值超过1V 的间隔包括：某500kV 线、 2 号主变500kV 侧，红前43H1 线、洪勤43H3 线、洪丰43H4 线、洪瓦43H5 线。

某500kV 线3U0 值最高，监控后台显示为 1.92V。

据某某变运行人员反映，明店5837 线3U0 在投产至今期间，也出现过3U0 偏大的情况，数值约为 1.5~2.4V 不等。

现场CVT型号为TYD500/V3 -0.005H，生产厂家为山东泰安-山东泰开互感器有限公司。

其二次绕组一共有四个次级，第一次级为测量与计量用，第二次级为明店5837 线第一套线路保护用，第三次级为明店5837 线第二套线路保护用，第四次级为明店5837 线CVT 3U0 监视用。

二、现场检查情况1. 监控后台与装置情况监控后台数据显示，某500kV线3U0幅值为1.92V,同塔双回线洪店5836线3U0幅值为0.79V。

对侧王店变监控后台显示某500kV 线3U0 幅值为0.34V。

某500kV 线第一套、第二套保护装置上显示其3U0 幅值正常，均小于0.1V。

某500kV线测控装置显示其电压总谐波率1.76%，11 次谐波含量较高为1.45%。

2、CVT 端子箱检查检修人员在某500kV 线CVT 端子箱处对其零序电压二次绕 组进行测量检查。

测量数据如下。

表一某500kV 线零序电压绕组测量结果测试相别 相电压幅值 测试相别 相间相角 Uax 103.3V Uab 119.8 ° Uby 103.4V Ubc 119.7 ° Ucz 103.2VUca120.3 °Uaz2.0V表二计量绕组（ABC ）与零序电压绕组（abc ）相角相对关系图（1监控后台 图（2）测控装置图（3）某500kV 线第一套保护图（4）某500kV 线第二套保护测试相别相角值UA-Ua359.9 °UB-Ub359.8 °UC-Uc359.9 °由表中数据可知，明店5738线零序电压绕组用三相电压幅值、相位对称，数字式万用表FLUKE 15B（未滤除电压中所含谐波分量）测量显示零序电压二次绕组两端电压幅值约 2.0V。

500kV电流互感器油位偏高故障的处理及分析文章介绍了一起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。

标签：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：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時，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。

500kV电流互感器检修常见问题及解决办法摘要：500kV电流互感器在运行中出现故障的主要原因是由于设备的材料、质量、装配等造成的，其会给电力系统的稳定运行带来极大的威胁。

本文主要对500kV SF6电流互感器的故障原因进行了分析，并提出了一些相应的预防措施。

关键词：500kV；SF6电流互感器；故障原因；措施一、SF6电流互感器的故障类型SF6电流互感器的故障主要有 8 种类型，分别是: 主绝缘击穿、内部放电、瓷套断裂、防爆膜破裂、气体泄漏、气体受潮、二次接线板老化、二次引线绝缘破损等。

其中主绝缘击穿、内部放电、瓷套断裂等三类故障对设备、系统及人身安全的威胁最大，本文主要对这三种故障进行分析。

二、故障分析（一）主绝缘击穿造成 SF6电流互感器主绝缘击穿故障的主要原因包括:1、设计不合理，导致 SF6电流互感器内部电位分布不均匀，局部场强过于集中。

2、电容屏连接筒材料机械强度不够，制造或安装工艺不良。

导致电容屏在运输或安装过程中发生位移，引起内部场强发生变化。

3、二次绕组屏蔽罩因材质不良或安装存在缺陷，而发生破裂或屏蔽罩螺丝松动等。

导致电场畸变，直接造成内部主绝缘击穿；或因产生局部放电并持续发展，最终造成内部主绝缘击穿。

4、支撑件的微小裂缝或气泡，以及支撑件的松脱等。

支撑件的微小裂缝或气泡在运行电压的作用下，产生局放并发展至击穿。

支撑件松脱后会造成内部间隙距离发生变化，而导致击穿故障的发生。

5、异物造成主绝缘击穿。

导致 SF6电流互感器主绝缘击穿的异物，可能是由于连接筒和电容屏上端的开口圆筒之间在运输过程中磨擦所产生，也可能是因为接触不良造成的局部放电所生成，还有可能是制造过程中混入杂质。

这些异物散落到电容屏外表面和玻璃钢内壁上，使得电容屏外表面和玻璃钢内壁的电场分布发生畸变，产生持续的局部放电，最终造成了电流互感器内部绝缘击穿。

（二）内部放电造成 SF6电流互感器内部放电的主要原因包括:1、电容屏因固定螺丝松动而出现悬浮电位。

变电站500 kV SF6电流互感器故障原因分析及对策研究作者：孟剑来源：《硅谷》2014年第22期摘要在现代电网中SF6电流互感器的运用已经越来越广泛，它也直接关系着整个电力系统的安全与运行。

因此，针对SF6电流互感器的故障原因分析以及对策是一个非常重要的研发课题。

基于此，本文简要分析变电站500 kV SF6电流互感器主要故障的发生原因，以及相应的应对措施。

关键词变电站;SF6电流互感器;故障原因;分析中图分类号：TM452 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）22-0207-02SF6电流互感器在防爆、绝缘以及安装维护等方面有其独到的优势，因此在500 kV系统中被广泛的运用，但是，近些年来由于500 kV SF6电流互感器的原因所引起的安全事故层出不穷，严重影响到了电网运行的安全和整体质量。

究其原因，是SF6电流互感器由于其产品结构和质量控制等方面的原因，因此，我们必须客观的认识到，SF6电流互感器客观存在的问题也是不少的。

1 个例分析永修500 kV变电站，主要采用3/2界限方式的系统，I母和II母并列运行，永石II回线接于第四串5041及5042开关运行，在线路对策为500 kV变电站，500 kV系统采用的是3/2的接线方式，I母和II母并列运行，永石II回线接于第一串5012以及5013开关运行。

（见图1）图1 永石II回线接线示意图图2 清理碳化物前的盆式绝缘子2013年1月23日，天气晴朗，永修500 kV变电站系统没有进行任何实质性的操作，到了当天清晨的8点45左右，就出现了500 kV永石II线双套线路保护及500 kV I母双套母差保护动作，5041以及5042相继出现了三相跳闸，显示故障为0 km;除此之外，石钟山500 kV变电站500 kV永石II线双套线路保护动作，5011和5012开关B相跳闸，重合不成功，跳三相。

2 现场情况解析事故发生过后，相关工作人员立即进入现场进行科学勘察，经过仔细研究探讨发现了，5041开关B相电流互感器本体接线盒被掀开，且其中有明显的被放电的痕迹，而电流互感器的内部颜色无变化，表盘呈黄色，而其他的设备则没有太明显的变化。

电流互感器的故障分析及处理摘要：电流互感器是电力系统中不可缺少的电气设备，其作用将大电流转化成小电流，为计量、保护、测量等设备提供电流。

电流互感器是由闭合的铁心和绕组组成，它的一次侧绕组匝数很少，串接在需要测量的电流的线路中，有线路的全部电流流过。

二次侧绕组匝数比较多，串接在测量仪表和保护回路中，电流互感器在工作时，二次侧回路始终是闭合的，禁止开路。

电流互感器在运行过程中也会出现各种故障现象，这就要求我们对故障问题进行分析处理。

关键字：故障现象处理办法巡视项目一、电流互感器的常见故障现象1、电流互感器的常见故障与制造缺陷有关。

具体如下：（1）电流互感器的绝缘很厚，有的绝缘包绕松散，绝缘层间有皱折，加上真空处理不良，浸渍不完全而造成含气空腔，从而易引起局部放电故障。

（2）电容屏尺寸与排列不符合设计要求，甚至少放电容屏，电容极板不光滑平整，甚至错位或断裂，使其均压特性破坏。

因此，当局部固体绝缘沿面的电场强度达到一定数值时，就会造成局部放电。

使绝缘油裂解，介损增大，这种放电是有累积效应的，任其发展下去，油中气体分析将可能出现电弧放电的特征。

（3）由于绝缘材料不清洁或含湿高，可能在其表面产生沿面放电。

这种情况多为一次端子引线沿垫块表面放电。

2、电流互感器常见故障与制造缺陷无关。

（1）某些连接松动或金属件电位悬浮将导致火花放电，如一次绕组支持螺母松动，造成一次绕组屏蔽铝箔电位悬浮，末屏引线接触或焊接不良甚至断线，均会引起此类故障。

（2）连接夹板、螺栓、螺母松动，末屏接地螺母松动，抽头紧固螺母松动等，均可能使接触电阻增大，从而导致局部过热故障。

此外，现场维护管理不当也应引起重视。

例如，互感器进水受潮，虽然可能与制造厂的密封结构和密封材料有关，但是，也有维护管理的问题。

一般来说，现场真空脱气不充分或者检修时不进行真空干燥，致使油中溶解气体易饱和或油纸绝缘中残存气泡和含湿较高。

所有这些，都将给设备留下安全隐患。

互感器运行中的异常与事故处理预案模版互感器是电力系统中非常重要的设备之一，它可以将高压电流转变为低压电流进行测量或者保护。

然而，在互感器的使用过程中也不可避免地会出现一些异常情况和事故，这就要求我们要有相应的处理预案来应对这些问题，确保设备的安全运行和电力系统的稳定运行。

下面是一个互感器运行中异常情况和事故处理预案的模板，供参考。

一、互感器运行中的异常情况处理预案1. 互感器温升过高异常表现：互感器表面温度升高，超过正常范围。

处理措施：(1) 检查互感器周围环境，是否存在过热源；(2) 检查互感器是否漏油或油位过低；(3) 检查互感器绕组是否松动或短路；(4) 如有必要，停止使用互感器，并通知相关部门进行维修或更换。

2. 互感器油位异常异常表现：互感器油位过高或过低。

处理措施：(1) 检查油箱密封性，是否存在泄漏；(2) 检查互感器绝缘油是否有异常：有异常应立即停用；(3) 检查油位变化的原因，如漏油或油箱加油；(4) 定期对油位进行检查，确保油位在正常范围。

3. 互感器端子异常异常表现：互感器端子松动或接触不良。

处理措施：(1) 检查互感器端子是否紧固；(2) 清除端子接触表面的氧化物，确保良好的接触；(3) 如有必要，更换损坏的端子。

4. 互感器绝缘损坏异常表现：互感器绝缘损坏导致电流传输不正常。

处理措施：(1) 检查绝缘材料是否老化或破损；(2) 如有发现绝缘损坏，停止使用互感器，并通知维修人员进行维修或更换。

5. 互感器绝缘油污染异常表现：互感器绝缘油出现污染现象。

处理措施：(1) 定期对绝缘油进行抽样检测，确保油质的正常；(2) 如发现绝缘油污染，停止使用互感器，并通知维修人员进行维护。

二、互感器运行中的事故处理预案1. 互感器爆炸事故表现：互感器发生爆炸，造成设备和人员安全受到威胁。

处理措施：(1) 立即停止设备运行，切断电源；(2) 向相关部门报告事故情况，组织人员撤离现场，确保人身安全；(3) 现场扑灭火势，并进行事故调查，找出事故原因；(4) 维修或更换受损的互感器，并进行安全评估。

500 kV变压器绝缘油含气量偏高故障的分析和处理1 前言变压器油是构成变压器主绝缘的材料之一，就绝缘而言，特别对于超高压大容量变压器，其油中含气量的高低对变压器绝缘有较大影响，这是由于气体可能在设备内聚集起来而形成气泡，特别是当温度和压力骤然下降而形成的气泡，聚集在绝缘纸层内或表面时容易产生局部放电。

国际大电网会议（CIGRE）认为油中含气量在3％以下时，析出气体的危险性较小。

新修订的《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996）规定新设备投入运行前油中含气量不大于1％，运行油定为不大于3％。

从当前国内所采用的真空脱气装置来看，投入运行前油中含气量控制在1％以内是比较容易做到的，运行油中含气量与设备的整体密封性能有很大的关系，如隔膜式变压器对油的保护体系完善，密封程度好，运行中油的含气量可控制在规程要求的3％以内，否则油中含气量会随着时间的增加而不断增大，直到饱和状态。

下面介绍北仑电厂1号主变压器绝缘油含气量偏高的分析与处理实例。

2故障概况北仑电厂1号机主变系日本东芝（TOSHIBA）公司制造，额定容量755 MVA，额定电压525±2×2．5％／25 kV，油量91 m3，双油枕隔膜全封闭结构，1991年2月投入运行。

1999年对变压器油历次取样测试过程中发现其含气量偏高，其中处理前最近一次取样测试结果为4．1％，明显超出规程规定的运行油中含气量不大于3％，且呈增长的趋势（详见表1），同时在运行中发现该变压器两只油枕油位指示不一致，其中靠近主厂房固定端1只油枕油位指示为60％，而靠近2号机侧1只油枕油位指示为15％，且其吸湿器几乎不能“呼吸”。

在1999年下半年1号机大修期间，1号主变停运以后，根据事故现象和以往经验，有针对性地进行了检查和处理。

3 故障原因的检查1号主变停运后，对变压器进行了外观检查，发现3号散热器潜油泵进口法兰接合面有严重渗漏油现象，而运行过程中无渗漏油现象。

500 kV 变压器套管油位异常的原因分析周志黔;罗沙;田军【摘要】Equipment defect appeared as abnormal oil level caused by maintenance of bushing tap is intro -duced and the reason is analyzed , according to which appropriate treatment measures are applied .Pre-cautions in the process of the maintenance of transformer bushing are put forward , which have a certain referential significance for operation and maintenance of such devices .%介绍了一起500 kV变压器高压套管末屏渗油处理导致套管油位异常的设备缺陷，对油位异常的原因进行了分析，并采取了相应的处理措施，提出了变压器套管检修过程中的注意事项，对同类型设备的运行维护具有一定的借鉴意义。

【期刊名称】《安徽电气工程职业技术学院学报》【年(卷),期】2013(000)003【总页数】3页(P62-64)【关键词】变压器;套管;油位【作者】周志黔;罗沙;田军【作者单位】安徽省电力公司检修公司，安徽合肥 230061;安徽省电力公司检修公司，安徽合肥 230061;安徽省电力公司检修公司，安徽合肥 230061【正文语种】中文【中图分类】TM410 引言变压器套管是变压器的重要组件，是将变压器内部的高压引线引到油箱外部的出线装置，不但起着引线对地的绝缘作用，而且还起着固定引线的作用。

变压器套管是变压器的载流元件之一，在变压器运行过程中，长期通过负载电流，当变压器外部发生短路时通过短路电流，这就对套管在电气及机械强度、热稳定性、密封性等方面有着严格的要求。

电力充油设备油位异常分析及处理方法摘要：变电站运行过程中，电力充油设备往往会因为各种各样因素的影响而发生油位异常问题，而鉴于电力充油设备油位异常会影响到变电站的稳定运行，所以需要对其加以重视，并采取有效措施进行处理。

本篇文章从电力充油设备油位异常的危害性入手，对电力充油设备油位异常的原因以及处理措施作详细论述，得出结论并形成资料，以供参考。

关键词；电力充油设备；油位异常；问题分析；处理措施引言在电力系统中，高压电气设备由于绝缘和灭弧的需要，采用了充油介质的电气设备。

目前各500kV变电站使用的主要充油设备有：主变压器、油断路器、操作机构、并联电抗器、电流互感器、电压互感器、消弧线圈以及高压电容器等，在发电、变电、供电系统中占有核心地位，做好充油电力设备油位的运行监视和异常状况的分析处理工作，对于保证电网的安全稳定运行具有十分重大的意义。

随着我国大规模电力基础建设的陆续展开，电力网络及设备向着高电压、大容量的方向发展。

电力系统中拥有的高压、超高压、特高压充油电力设备成倍增加。

对这些大型充油电力设备的的关注与保障也将极为重要。

1电力充油设备油位异常的危害性变电站的各类充油设备大多是露天布置，会经常受到气候变化和周围环境的影响，使其状态发生改变。

充油设备运行时间长，运行油温高，促使油质、油位发生变化，油位的过高或过低会导致油质受潮绝缘下降，灭弧能力降低，散热变差等危害。

若油位过高，使油箱上部缓冲空间减小，当充油设备发生故障时电弧高温使油分解出大量气体，由于缓冲空间过小、压力过大引起喷油，严重时可能使油箱变形甚至爆炸；若油位过低，由于空气带有潮气进入油箱内，使充油设备部分结构绝缘下降，当充油设备故障时，电弧可能冲击油面，使游离气流混入空气引起爆炸或发生绝缘事故。

故充油设备对其油位的高低都要求十分严格。

因此探讨变电站充油设备油位异常的原因，掌握其规律采取针对性的防范措施，避免造成事故的扩大十分必要。

2电力充油设备油位异常的原因及处理措施分析2.1温度变化引起的油位异常2.1.1极端气候影响需要清楚的是患力充油设备内部油箱中所存储的绝缘油的体积是随着温度的变化而发生相应的变化。

一起储油柜油位偏高事故分析及处理措施对一起运行中的变压器油位偏高问题进行了分析，阐述了油位计的选型方法，提出了问题的处理方案。

标签：油位计；油位偏高；油位计选型1 情况介绍（1）某变电站主变压器安装完毕并投入运行。

巡检时，发现储油柜油位指示不准。

（2）公司售后人员开展现场工作。

发现油位偏高，便配合安装单位对储油柜进行了放油处理并重新核实了油位。

发现实际油位符合要求时，油位指示偏低，初步判断油位计存在问题。

（3）油位计供货厂家在核对订货数据表后回复现场油位与指示符合订货要求，油位计不存在问题。

根据上述情况判断，可能是油位计的选型出现了问题。

2 油位计选型2.1 工作原理油位计工作原理，当储油柜内部的油位发生变化时，连杆连接的浮球会随油位上下浮动。

当油位上升时，浮球带动连杆与水平的夹角增大，带动油位计的指针沿顺时针转动，即向高油位刻度方向转动。

反之，油位指示向低油位刻度转动。

2.2 变压器补偿容积计算变压器在不同油温下需要的补偿容积，按下述公式进行计算：2.2 油面高度计算变压器均应装有储油柜，其结构应便于清理内部。

储油柜的一端应装有油位计，储油柜的容积应保证在最高环境温度与允许负载状态下油不溢出，在最低环境温度与变压器未投入运行时，应能观察到油位指示。

[1]油位计的选型应符合上述要求。

本台事故变压器油位计选型参数如下：变压器总油重60900kg；最低环境温度-25℃；最高环境温度40℃；-25℃时变压器油的密度为0.906 kg/L；储油柜内壁尺寸为Φ1200×5500。

最低油面一般由儲油柜的设计结构决定，最低高度为Hmin=100mm，见图1最低油面示意图。

图1 最低油面示意图因储油柜最低油位以下的容积，不在油位计的示数范围之内，变压器油容积补偿时，为无效的补偿容积。

计算油面高度时，储油柜实际补偿体积是这部分无效的补偿容积和需要的补偿容积之和。

最高油面存在于变压器运行过程中油温最高时。