油浸式电流互感器事故分析

油浸式电流互感器事故分析

1问题分析与提出近年来，传统的油水浸泡式能源控制器存在一些问题。在制造过程中，材料和绝缘油的消耗非常高，成本也非常高。随着电力系统容量的不断增大,该类型互感器满足系统热稳定性要求也有一定困难。因此,倒置式电流互感器进入电网运行的数量越来越多。油浸倒置式电流互感器有一定的优越性,如:绝缘油量和材料量消耗较小,成本较低;一次导体短,动热稳定性较好;头部采用焊接结构,减少了密封面;二次绕组置于铁心罩壳内,一次绕组从中穿过,其漏抗较小;主绝缘包在二次绕组上,一次绕组通过大电流时,有利散热;通过改变一次绕组连接可得到三种电流比等。但对该类互感器的制造工艺要求较高,手工包扎绝缘的分散性较大,材料的选用也更严格,运行中油位的控制更需谨慎、严格,对运输稳定性要求更高等。本文中笔者对电流互感器运行状况进行了简要分析,其中也列举了一些倒置式电流互感器的故障情况,并提出了一些建议。目的在于提高制造质量,通过科学、有效的管理,减少倒置式电流互感器事故的发生。2复合电流器市场健康两网融合发生的事故工况截止到2007年末,国网公司系统拥有66kV及以上电流互感器209125台,其中油浸式电流互感器约占3/4,GIS型电流互感器占13.45%,其余为气体和干式电流互感器。电流互感器拥有量如表1所示。在油浸式电流互感器中,500kV和220kV互感器倒置式所占比重较大,气体互感器则全部为倒置式结构。国网公司2000年至2007年对系统内互感器事故的统计情况如表2所示。由表2可知,2000年至2008年共发生电流互感器事故53台次,其中500kV互感器为23台次,占总台次的43.4%;220kV互感器为21台次,占总台次的39.6%;110kV互感器为9台次,占总台次的17%。可见500kV电流互感器的事故率是最高的,220kV次之。500kV电流互感器的事故近3/4发生在气体互感器上。油浸式电流互感器事故26台次,其中绝大多数事故发生在正立式互感器上。气体绝缘互感器事故为26台次,其中500kV为17台次,占总事故次数的65.4%,220kV为7台次,占总事故次数的26.9%,110kV为2台次。在所发生的事故中,互感器瓷套或储油柜发生爆炸或着火的约占56%,说明事故造成的危害是巨大的,后果也很严重。3独立电流传感器事故的示例和分析3.1电容屏开裂事故【实例1】2006年11月21日,220kV某变电站四源线B相电流互感器(型号为LVB-220W2),在现场进行绝缘油更换后投入运行。运行3天后,发生互感器主绝缘高压屏与地屏间绝缘击穿,油大量、迅速分解,内部压力增加,膨胀器爆炸起火。分析原因为:现场进行绝缘油更换时,未能满足换油的工艺要求,加之制造本身可能存在的缺陷,引发了事故的发生。【实例2】2007年6月28日,110kV某变电站725线路B相电流互感器(型号为LVB-110,2007年5月生产,6月投入运行),在送电过程中发现有明显放电声,色谱分析表明有高能放电特征气体。分析为等电位连接片接触不良。【实例3】2008年辽宁省某220kV变电站66kV倒立式电流互感器(型号为LVB-66W)H2含量偏高,其中曾经运行过的互感器中,有7台H2大于10000μL/L。局放试验加压到30kV时,放电量就全部大于10000pC。对其中2台进行了抽真空脱气处理,H2含量由原来的24619μL/L和2798μL/L,降低到1890μL/L和735μL/L,局部放电量试验加压至72.5kV时为5000pC~8000pC。说明这批互感器局部放电量与内部产生的气体有关。经返厂检查:部分互感器的支柱电容屏有开裂现象,开裂的电容屏在运行中发生局部放电,导致H2的不断增长。电容屏开裂情况如图1所示。电容屏开裂是由于该变电站为新建变电站,站外约700m的道路严重凹凸不平,倒立式互感器直立运输、重心高,经过这段道路时,发生严重摇摆和颠簸,造成部分互感器立柱部分电容屏在中部发生局部裂纹。【实例4】2008年9月22日,辽宁某220kV变电站秋检时,发现其中的B相互感器C2H2达到153μL/L(注意值为1μL/L),为防止互感器发生事故,由厂家提供了一台相同型号的产品,于9月23日将B相电流互感器进行了更换。在工厂对该互感器进行了解体检查分析:发现部分主绝缘电容屏没有发生击穿、放电现象。在解体二次引线管绝缘时,发现由外向内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(见图2);第二层电容屏,在相同位置电容屏整个圆周完全断裂约10mm,且在电容屏断裂处有放电痕迹(见图3)。在相同位置,第三层、第四层及第五层均有同样断裂和放电痕迹(见图4)。事故是由于引线管、电容屏和绝缘纸的膨胀系数不同,在干燥过程中产生的应力,造成电容屏开裂;在工厂内或运输中,吊装和运输中的急停和加速,使电容屏受到轴向冲击力的作用,导致电容屏和绝缘层产生断裂。【实例5】2008年9月27日6时43分,辽宁某220kV变电站1号主变B相220kV电流互感器(型号为LVB-220W2,2007年11月29日投运,2007年4月出厂)正常运行中发生故障,互感器喷油着火(见图5)。由为其供电的某变电站将线路跳闸。现场检查发现互感器的膨胀器完全涨开,互感器上盖落至距互感器10m远,储油柜沿焊口开裂,互感器上部绕组绝缘被严重烧伤。在工厂进行解体发现:一次导管已经弯曲变形约有12mm。在靠近P1侧的导管上有6处直径约8mm的电弧烧伤麻点(见图6),一次导电杆绝缘护套完全烧黑碳化(见图7)。二次绕组外部主绝缘层大部分严重烧损(见图8)。绝缘纸全部剥开后,发现二次绕组屏蔽罩内环外表面有明显的放电痕迹(见图9)。原因分析:根据该台互感器在工厂内绝缘处理及注油、静放过程,工艺时间严重不足,互感器存在绝缘干燥不彻底、静放时间不足等问题,该互感器在投运80多个小时过程中,由气泡等造成场强畸变,在绝缘薄弱处的局部放电逐步发展,过热产生油分解气体,使膨胀器逐步涨开,最终导致一次导杆对二次绕组屏蔽罩的主绝缘击穿事故。由于事故发生在互感器的一次端子P1侧对二次绕组屏蔽罩放电,故障电流未通过该互感器的P2端子,故本侧保护不动作。【实例6】2008年11月30日,某500kV变电站运行人员巡视检查发现:1号主变压器220kVB相电流互感器(型号为IOSK245G2)金属膨胀器发生严重变形,头部金属罩顶起,经请示立即退出运行。互感器返厂后,取油进行色谱分析:H2为33254μL/L;C2H2为5.6μL/L;总烃为2037.7μL/L;油介损为0.79%;含水量为6.2μL/L。据此分析认为:互感器内部存在过热及放电性故障。解体检查:切开头部储油柜,器身表面未发现明显放电痕迹,但绝缘存在多处明显可见皱褶,其深度约占绝缘总厚度的1/3。据了解,该互感器在真空干燥处理中,曾发生停电17h的情况,互感器的真空系统存在泄漏点,即互感器不能维持负压,大量潮湿空气使器身绝缘表面受潮,再次干燥时,绝缘部分形成皱褶。故障原因分析:互感器中存在大量皱褶,改变了均匀的场强分布,在运行电压下,局部高场强区产生油间隙局部放电并产生过热使绝缘油分解,互感器内部压力增大,造成金属膨胀器涨开。【实例7】2008年12月21日14时08分,辽宁省500kV变电站后台机报警,金石乙线、金华乙线、220kVⅢ、Ⅳ母联、220kVⅡ、Ⅳ分段开关跳闸,表计指示为零,220kVⅣ母线失压。后台机显示:金石乙线两磁纵联保护动作、220kVⅢ、Ⅳ母线2号母差保护动作。值班员现场检查发现:220kV金石乙线电流互感器A相(IOSK245型)瓷套炸裂,冒烟着火,爆炸情况见图10。根据现场检查和出厂、交接相关试验数据分析,本次故障是二次屏蔽罩和一次之间的主绝缘击穿。互感器主绝缘击穿损坏情况见图11。交接试验介损较出厂试验值有明显的增加,本次故障是制造工艺控制不良引起的。可能是主绝缘真空干燥、浸油不充分或互感器密封不严,造成器身受潮所致。【实例8】2008年12月21日21时32分和22时55分,某电厂2号电流互感器在正常运行中,相继发生主绝缘击穿、瓷套和储油柜爆炸事故,造成2台667MVA发电机组停运,周边设备受波及,另有5台电流互感器不同程度的受损。互感器爆炸着火情况见图12。在生产厂家对4台互感器进行局部放电、耐压、介质损失等项试验和油色谱分析,结果正常。经对互感器进行解剖检查发现:顶部手包绝缘工艺不良,电容屏两侧有皱褶、头部与二次引线管三角接合部绝缘包扎存在缺陷,有的电容屏有放电、接近击穿,在解体的3台互感器中,有2台发现明显绝缘缺陷。主绝缘放电情况见图13。经初步分析,故障原因可能为如下几个方面:运行中产生局部放电,逐步发展、积累,最终导致主绝缘击穿。在瓷套碎片中发现颜色明显不一致,说明瓷套存在烧制不均匀现象,环境温度突变,导致瓷套裂纹漏油,主绝缘降低击穿。互感器配置的膨胀器油量不足以补充由于温度变化所需油量,在温度骤降时,绝缘油收缩、油位偏低,器身出现负压,密封面破坏,潮湿空气侵入,造成主绝缘击穿。因此,促成事故的原因可能是上述多方面综合产生的结果。3.2事故原理分析上述列举的事故中,主绝缘击穿,造成互感器爆炸、着火的占4起,其后果相当严重,有的还严重波及了周边设备,造成的损失巨大。有2起事故是通过对绝缘油进行色谱分析,及时发现了问题,其中1台互感器已经发生了部分电容屏击穿,乙炔大量增长,由于发现及时,避免了爆炸事故发生。在所有事故实例中,怀疑干燥不彻底、潮气侵入、注油工艺不佳的占绝大多数,对倒置式电流互感器绝缘处理和油的处理更为重要。对绝缘油进行色谱分析是捕捉故障先兆的重要手段,应创造条件利用。4提高安全运行性能的建议从上述已发生的互感器事故中,需要认真吸取教训,从设计制造、运输、交接验收和运行维护等多方面,采取有效措施,减少事故的发生。4.1完善油质监督和运输保障标准(1)依据工厂生产工艺,合理提高设计裕度,留足工艺误差。提高对此类互感器工艺要求,努力改进结构、工艺,进一步提高机包率,提高手工包绕水平。要严格执行各项工艺要求,保证工艺时间,尤其是浸油、干燥和试验工艺等,从源头上提高产品制造质量。(2)对少油设备也应充分利用有效的色谱分析监督手段,出厂时留有一定的取油样油量,明确允许取油次数及每次取油量等。改进油样阀门,实现运行中取油样和带电补充油。改进油标,对缺油进行重点监视,如研究设置最低油位报警的可能性等。(3)完善出厂说明书,对运输、搬运,油的试验,取油次数、数量,取、注油方法、要求等应明确规定;明确补油等操作应在厂家人员指导下进行等。(4)加强运输稳定性设计,防止运输中异常情况发生,创造条件进行互感器抗震性能试验。(5)重视膨胀器容量的设计,并进行实际测试,改进油位标志,确保温度变化时有充足油量补充。建议油位标志线仅设置最高和最低油位线,且最低油位线应在视窗内最低位,防止误判断。(6)由于膨胀器制造时波纹管及底座和防护外罩为成套供应,其油位指示应与其适应,如在互感器厂安装错误,可能导致油位指示不正确,所以,必需保证其配套的准确性,以防止对油位的误判断。4.2过大造成的放油速度过(1)采用与工厂试验等效的方法进行交接对比试验,发现与出厂试验数据有较大差异时,严格按标准进行分析判断,要特别注意电容量的变化,没有规定的,可按超差不大于30%提起注意。(2)要科学选用互感器,合理确定互感器参数,如220kV互感器绕组以不超过5个为宜,每个绕组的容量不可过大,一般不超过30VA,0.2S级只在关口计量回路中采用等。(3)加强对充油设备的监督,充分利用油色谱分析等有效监督手段,对倒置式电流互感器在投运后半年至一年内应进行一