油浸式電流互感器事故分析

油浸式電流互感器事故分析

1問題分析與提出近年來，傳統(tǒng)的油水浸泡式能源控制器存在一些問題。在制造過程中，材料和絕緣油的消耗非常高，成本也非常高。隨著電力系統(tǒng)容量的不斷增大,該類型互感器滿足系統(tǒng)熱穩(wěn)定性要求也有一定困難。因此,倒置式電流互感器進入電網(wǎng)運行的數(shù)量越來越多。油浸倒置式電流互感器有一定的優(yōu)越性,如:絕緣油量和材料量消耗較小,成本較低;一次導(dǎo)體短,動熱穩(wěn)定性較好;頭部采用焊接結(jié)構(gòu),減少了密封面;二次繞組置于鐵心罩殼內(nèi),一次繞組從中穿過,其漏抗較小;主絕緣包在二次繞組上,一次繞組通過大電流時,有利散熱;通過改變一次繞組連接可得到三種電流比等。但對該類互感器的制造工藝要求較高,手工包扎絕緣的分散性較大,材料的選用也更嚴(yán)格,運行中油位的控制更需謹(jǐn)慎、嚴(yán)格,對運輸穩(wěn)定性要求更高等。本文中筆者對電流互感器運行狀況進行了簡要分析,其中也列舉了一些倒置式電流互感器的故障情況,并提出了一些建議。目的在于提高制造質(zhì)量,通過科學(xué)、有效的管理,減少倒置式電流互感器事故的發(fā)生。2復(fù)合電流器市場健康兩網(wǎng)融合發(fā)生的事故工況截止到2007年末,國網(wǎng)公司系統(tǒng)擁有66kV及以上電流互感器209125臺,其中油浸式電流互感器約占3/4,GIS型電流互感器占13.45%,其余為氣體和干式電流互感器。電流互感器擁有量如表1所示。在油浸式電流互感器中,500kV和220kV互感器倒置式所占比重較大,氣體互感器則全部為倒置式結(jié)構(gòu)。國網(wǎng)公司2000年至2007年對系統(tǒng)內(nèi)互感器事故的統(tǒng)計情況如表2所示。由表2可知,2000年至2008年共發(fā)生電流互感器事故53臺次,其中500kV互感器為23臺次,占總臺次的43.4%;220kV互感器為21臺次,占總臺次的39.6%;110kV互感器為9臺次,占總臺次的17%?？梢?00kV電流互感器的事故率是最高的,220kV次之。500kV電流互感器的事故近3/4發(fā)生在氣體互感器上。油浸式電流互感器事故26臺次,其中絕大多數(shù)事故發(fā)生在正立式互感器上。氣體絕緣互感器事故為26臺次,其中500kV為17臺次,占總事故次數(shù)的65.4%,220kV為7臺次,占總事故次數(shù)的26.9%,110kV為2臺次。在所發(fā)生的事故中,互感器瓷套或儲油柜發(fā)生爆炸或著火的約占56%,說明事故造成的危害是巨大的,后果也很嚴(yán)重。3獨立電流傳感器事故的示例和分析3.1電容屏開裂事故【實例1】2006年11月21日,220kV某變電站四源線B相電流互感器(型號為LVB-220W2),在現(xiàn)場進行絕緣油更換后投入運行。運行3天后,發(fā)生互感器主絕緣高壓屏與地屏間絕緣擊穿,油大量、迅速分解,內(nèi)部壓力增加,膨脹器爆炸起火。分析原因為:現(xiàn)場進行絕緣油更換時,未能滿足換油的工藝要求,加之制造本身可能存在的缺陷,引發(fā)了事故的發(fā)生?！緦嵗?】2007年6月28日,110kV某變電站725線路B相電流互感器(型號為LVB-110,2007年5月生產(chǎn),6月投入運行),在送電過程中發(fā)現(xiàn)有明顯放電聲,色譜分析表明有高能放電特征氣體。分析為等電位連接片接觸不良?！緦嵗?】2008年遼寧省某220kV變電站66kV倒立式電流互感器(型號為LVB-66W)H2含量偏高,其中曾經(jīng)運行過的互感器中,有7臺H2大于10000μL/L。局放試驗加壓到30kV時,放電量就全部大于10000pC。對其中2臺進行了抽真空脫氣處理,H2含量由原來的24619μL/L和2798μL/L,降低到1890μL/L和735μL/L,局部放電量試驗加壓至72.5kV時為5000pC~8000pC。說明這批互感器局部放電量與內(nèi)部產(chǎn)生的氣體有關(guān)。經(jīng)返廠檢查:部分互感器的支柱電容屏有開裂現(xiàn)象,開裂的電容屏在運行中發(fā)生局部放電,導(dǎo)致H2的不斷增長。電容屏開裂情況如圖1所示。電容屏開裂是由于該變電站為新建變電站,站外約700m的道路嚴(yán)重凹凸不平,倒立式互感器直立運輸、重心高,經(jīng)過這段道路時,發(fā)生嚴(yán)重?fù)u擺和顛簸,造成部分互感器立柱部分電容屏在中部發(fā)生局部裂紋?！緦嵗?】2008年9月22日,遼寧某220kV變電站秋檢時,發(fā)現(xiàn)其中的B相互感器C2H2達到153μL/L(注意值為1μL/L),為防止互感器發(fā)生事故,由廠家提供了一臺相同型號的產(chǎn)品,于9月23日將B相電流互感器進行了更換。在工廠對該互感器進行了解體檢查分析:發(fā)現(xiàn)部分主絕緣電容屏沒有發(fā)生擊穿、放電現(xiàn)象。在解體二次引線管絕緣時,發(fā)現(xiàn)由外向內(nèi)第一個電容屏在距離底部1600mm處鋁箔有裂紋,但沒有完全斷開(見圖2);第二層電容屏,在相同位置電容屏整個圓周完全斷裂約10mm,且在電容屏斷裂處有放電痕跡(見圖3)。在相同位置,第三層、第四層及第五層均有同樣斷裂和放電痕跡(見圖4)。事故是由于引線管、電容屏和絕緣紙的膨脹系數(shù)不同,在干燥過程中產(chǎn)生的應(yīng)力,造成電容屏開裂;在工廠內(nèi)或運輸中,吊裝和運輸中的急停和加速,使電容屏受到軸向沖擊力的作用,導(dǎo)致電容屏和絕緣層產(chǎn)生斷裂?！緦嵗?】2008年9月27日6時43分,遼寧某220kV變電站1號主變B相220kV電流互感器(型號為LVB-220W2,2007年11月29日投運,2007年4月出廠)正常運行中發(fā)生故障,互感器噴油著火(見圖5)。由為其供電的某變電站將線路跳閘?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)互感器的膨脹器完全漲開,互感器上蓋落至距互感器10m遠(yuǎn),儲油柜沿焊口開裂,互感器上部繞組絕緣被嚴(yán)重?zé)齻Ｔ诠S進行解體發(fā)現(xiàn):一次導(dǎo)管已經(jīng)彎曲變形約有12mm。在靠近P1側(cè)的導(dǎo)管上有6處直徑約8mm的電弧燒傷麻點(見圖6),一次導(dǎo)電桿絕緣護套完全燒黑碳化(見圖7)。二次繞組外部主絕緣層大部分嚴(yán)重?zé)龘p(見圖8)。絕緣紙全部剝開后,發(fā)現(xiàn)二次繞組屏蔽罩內(nèi)環(huán)外表面有明顯的放電痕跡(見圖9)。原因分析:根據(jù)該臺互感器在工廠內(nèi)絕緣處理及注油、靜放過程,工藝時間嚴(yán)重不足,互感器存在絕緣干燥不徹底、靜放時間不足等問題,該互感器在投運80多個小時過程中,由氣泡等造成場強畸變,在絕緣薄弱處的局部放電逐步發(fā)展,過熱產(chǎn)生油分解氣體,使膨脹器逐步漲開,最終導(dǎo)致一次導(dǎo)桿對二次繞組屏蔽罩的主絕緣擊穿事故。由于事故發(fā)生在互感器的一次端子P1側(cè)對二次繞組屏蔽罩放電,故障電流未通過該互感器的P2端子,故本側(cè)保護不動作?！緦嵗?】2008年11月30日,某500kV變電站運行人員巡視檢查發(fā)現(xiàn):1號主變壓器220kVB相電流互感器(型號為IOSK245G2)金屬膨脹器發(fā)生嚴(yán)重變形,頭部金屬罩頂起,經(jīng)請示立即退出運行?；ジ衅鞣祻S后,取油進行色譜分析:H2為33254μL/L;C2H2為5.6μL/L;總烴為2037.7μL/L;油介損為0.79%;含水量為6.2μL/L。據(jù)此分析認(rèn)為:互感器內(nèi)部存在過熱及放電性故障。解體檢查:切開頭部儲油柜,器身表面未發(fā)現(xiàn)明顯放電痕跡,但絕緣存在多處明顯可見皺褶,其深度約占絕緣總厚度的1/3。據(jù)了解,該互感器在真空干燥處理中,曾發(fā)生停電17h的情況,互感器的真空系統(tǒng)存在泄漏點,即互感器不能維持負(fù)壓,大量潮濕空氣使器身絕緣表面受潮,再次干燥時,絕緣部分形成皺褶。故障原因分析:互感器中存在大量皺褶,改變了均勻的場強分布,在運行電壓下,局部高場強區(qū)產(chǎn)生油間隙局部放電并產(chǎn)生過熱使絕緣油分解,互感器內(nèi)部壓力增大,造成金屬膨脹器漲開?！緦嵗?】2008年12月21日14時08分,遼寧省500kV變電站后臺機報警,金石乙線、金華乙線、220kVⅢ、Ⅳ母聯(lián)、220kVⅡ、Ⅳ分段開關(guān)跳閘,表計指示為零,220kVⅣ母線失壓。后臺機顯示:金石乙線兩磁縱聯(lián)保護動作、220kVⅢ、Ⅳ母線2號母差保護動作。值班員現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn):220kV金石乙線電流互感器A相(IOSK245型)瓷套炸裂,冒煙著火,爆炸情況見圖10。根據(jù)現(xiàn)場檢查和出廠、交接相關(guān)試驗數(shù)據(jù)分析,本次故障是二次屏蔽罩和一次之間的主絕緣擊穿?；ジ衅髦鹘^緣擊穿損壞情況見圖11。交接試驗介損較出廠試驗值有明顯的增加,本次故障是制造工藝控制不良引起的?？赡苁侵鹘^緣真空干燥、浸油不充分或互感器密封不嚴(yán),造成器身受潮所致。【實例8】2008年12月21日21時32分和22時55分,某電廠2號電流互感器在正常運行中,相繼發(fā)生主絕緣擊穿、瓷套和儲油柜爆炸事故,造成2臺667MVA發(fā)電機組停運,周邊設(shè)備受波及,另有5臺電流互感器不同程度的受損?；ジ衅鞅ㄖ鹎闆r見圖12。在生產(chǎn)廠家對4臺互感器進行局部放電、耐壓、介質(zhì)損失等項試驗和油色譜分析,結(jié)果正常。經(jīng)對互感器進行解剖檢查發(fā)現(xiàn):頂部手包絕緣工藝不良,電容屏兩側(cè)有皺褶、頭部與二次引線管三角接合部絕緣包扎存在缺陷,有的電容屏有放電、接近擊穿,在解體的3臺互感器中,有2臺發(fā)現(xiàn)明顯絕緣缺陷。主絕緣放電情況見圖13。經(jīng)初步分析,故障原因可能為如下幾個方面:運行中產(chǎn)生局部放電,逐步發(fā)展、積累,最終導(dǎo)致主絕緣擊穿。在瓷套碎片中發(fā)現(xiàn)顏色明顯不一致,說明瓷套存在燒制不均勻現(xiàn)象,環(huán)境溫度突變,導(dǎo)致瓷套裂紋漏油,主絕緣降低擊穿?；ジ衅髋渲玫呐蛎浧饔土坎蛔阋匝a充由于溫度變化所需油量,在溫度驟降時,絕緣油收縮、油位偏低,器身出現(xiàn)負(fù)壓,密封面破壞,潮濕空氣侵入,造成主絕緣擊穿。因此,促成事故的原因可能是上述多方面綜合產(chǎn)生的結(jié)果。3.2事故原理分析上述列舉的事故中,主絕緣擊穿,造成互感器爆炸、著火的占4起,其后果相當(dāng)嚴(yán)重,有的還嚴(yán)重波及了周邊設(shè)備,造成的損失巨大。有2起事故是通過對絕緣油進行色譜分析,及時發(fā)現(xiàn)了問題,其中1臺互感器已經(jīng)發(fā)生了部分電容屏擊穿,乙炔大量增長,由于發(fā)現(xiàn)及時,避免了爆炸事故發(fā)生。在所有事故實例中,懷疑干燥不徹底、潮氣侵入、注油工藝不佳的占絕大多數(shù),對倒置式電流互感器絕緣處理和油的處理更為重要。對絕緣油進行色譜分析是捕捉故障先兆的重要手段,應(yīng)創(chuàng)造條件利用。4提高安全運行性能的建議從上述已發(fā)生的互感器事故中,需要認(rèn)真吸取教訓(xùn),從設(shè)計制造、運輸、交接驗收和運行維護等多方面,采取有效措施,減少事故的發(fā)生。4.1完善油質(zhì)監(jiān)督和運輸保障標(biāo)準(zhǔn)(1)依據(jù)工廠生產(chǎn)工藝,合理提高設(shè)計裕度,留足工藝誤差。提高對此類互感器工藝要求,努力改進結(jié)構(gòu)、工藝,進一步提高機包率,提高手工包繞水平。要嚴(yán)格執(zhí)行各項工藝要求,保證工藝時間,尤其是浸油、干燥和試驗工藝等,從源頭上提高產(chǎn)品制造質(zhì)量。(2)對少油設(shè)備也應(yīng)充分利用有效的色譜分析監(jiān)督手段,出廠時留有一定的取油樣油量,明確允許取油次數(shù)及每次取油量等。改進油樣閥門,實現(xiàn)運行中取油樣和帶電補充油。改進油標(biāo),對缺油進行重點監(jiān)視,如研究設(shè)置最低油位報警的可能性等。(3)完善出廠說明書,對運輸、搬運,油的試驗,取油次數(shù)、數(shù)量,取、注油方法、要求等應(yīng)明確規(guī)定;明確補油等操作應(yīng)在廠家人員指導(dǎo)下進行等。(4)加強運輸穩(wěn)定性設(shè)計,防止運輸中異常情況發(fā)生,創(chuàng)造條件進行互感器抗震性能試驗。(5)重視膨脹器容量的設(shè)計,并進行實際測試,改進油位標(biāo)志,確保溫度變化時有充足油量補充。建議油位標(biāo)志線僅設(shè)置最高和最低油位線,且最低油位線應(yīng)在視窗內(nèi)最低位,防止誤判斷。(6)由于膨脹器制造時波紋管及底座和防護外罩為成套供應(yīng),其油位指示應(yīng)與其適應(yīng),如在互感器廠安裝錯誤,可能導(dǎo)致油位指示不正確,所以,必需保證其配套的準(zhǔn)確性,以防止對油位的誤判斷。4.2過大造成的放油速度過(1)采用與工廠試驗等效的方法進行交接對比試驗,發(fā)現(xiàn)與出廠試驗數(shù)據(jù)有較大差異時,嚴(yán)格按標(biāo)準(zhǔn)進行分析判斷,要特別注意電容量的變化,沒有規(guī)定的,可按超差不大于30%提起注意。(2)要科學(xué)選用互感器,合理確定互感器參數(shù),如220kV互感器繞組以不超過5個為宜,每個繞組的容量不可過大,一般不超過30VA,0.2S級只在關(guān)口計量回路中采用等。(3)加強對充油設(shè)備的監(jiān)督,充分利用油色譜分析等有效監(jiān)督手段,對倒置式電流互感器在投運后半年至一年內(nèi)應(yīng)進行一