高压电流互感器运行情况分析

电能计量

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东北电力技术

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高压电流互感器运行情况分析Op r to An lss n HV re t a s o me s e a in ay i o Cu r n Trn f r r

潘秀宝，张仲先(北电网有限公司，辽宁沈阳 1 0 0 )东 0 6 1

从绝缘介质分，高压电流互感器 (简称 T有 A)充油和充 S 6体之分。} F气 r于东北电网允S 6 1 F气体的T A数量较少，因此暴露出的问题也不多。问题主要

2 6“ LL和 2 7 u L L 4/ 3 /。厂家认为主要是 T不锈 A钢膨胀去氧不彻底造成的，出厂时并没有反映柬，经过一段时间运行，逐渐扩散到油中，试验时便显现出柬。 还有 油中氧气含量超标，同时其他可燃性种气体，例如沙河营变电站 2 0k 2 V沙绥 l号线 C相 T A和合心变 l 2 0k站 2 V合北乙线 A相 T A,油色谱分析结果参表 l和 2。表 1 2 0k 2 V沙绥 1号线 c相 T A油色谱数据 u LL /

集中在充油T A上，归纳起来主要有以下几种类型。

l油中含有乙炔气体包家变电站 l主变 6 V主三次侧 A相 T型号 6k A(号为 L B 6 W2沈变互感器厂 l9年 8 J产 ) V一6, 99 生 J。

20年 8 3 05月 0日定检发现油中乙炔含量超过注意值，达到 68 .2“L L,8月 3 1/ 1F、9月 l几复试分别为 74 L L和 79 L L,其他气体组分没 . 4/ .5/

有明显增长。} r干乙炔含量增长较快，』 3停电 1 9 1 H进行了更换。

9月 2 3口对其进行了解体检查。在拆除一次导

表 2 2 0k 2 V合北乙线 A相 T A油色谱数据 u LL /

电杆时，发现在其P端与互感器头部各有一处放电 2 点 (约 2 m,长 宽约 04c灼伤深度约为 01m) c . m, .c, 两处放电点位置瓦相对应。 泫T A为倒置式，一次导电杆的 P端与互感其 l

!20 l 0 3 l 8

:兰：:: :: 坚！::鳖73 . 31 . 22 . 31 . l . 77 11 . 11 . l 6 4. 3 6。 4 3

8l 6l 2

2 0 - O一 8 6 7 7 9 0 4 1 1 8 8 4

7 0 3 53 2 .

器头部绝缘， 2 P端与互感器头部应为等电位。战但 处的密封耐油胶垫使 P端与互感器头部接触不良， 2 致使互感器头部电位悬浮， 2与P端之间形成电位差进而引发放电，油中乙炔气体由此产生，存存放电性缺陷。 存在这类缺陷的类似 T A数量少，由于现场缺乏有效的处理手段，对这类 T只能返厂处理 A或者更换，因此对系统的安全运行威胁较大。

埘这种仃在高能放电缺陷的 T A,只能予以更换。

沙营变电站 1号主变三次侧 6 VT ( 6k A型号均为 L一6 3沈变互感器 J 2 0年牛产 ) 2 0 VB 6 W, l 02‘, 04

年 5 1投运。投运前交接试验发现 9月 7日支T A中有3支油中总烃含量超标，支油中氢气含量超标。 2 后经厂家在现场充氮气脱气处理后投入运行。2 0 05年 5J l F,进行定期高压试验时发现 l l】1 l J 号站用变回路 A、C相和 1号电抗器路 A、c相 4支 T A

2油中氢气含量超标这类缺陷以新投产的设备居多，例如沙河营变电站 l主变 50k号 0 V侧 B相 T A和 5 0k 0 V高沙 1号线 C相 T ( A型号均为 L 3— 50,原沈变感 B 0W2器厂生产 ) 0 4投运不久油中 H含量分别达剑，2 0年

介损值超过J家规定的注意值 (. ) 0%。为 r 5进一步判断设备绝缘状况，对同型号的9 A进行油色支T 谱分析 (厂家规定允许取油样 )果发现上述 4,结支T A及 l号土变主三次 B相 T A油中氢气和总烃含量远远超过规程规定的注意值 (表 3。 . )

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从i结果看， _介损值超标的T油氯则 4支 A, t 气含量均接近 3 0 LL 0 0/,总烃主要成分足【 0 t } J 烷， f没有乙炔。综合分析判断，这4 A_能是支T日『密封失效，宅气和潮气进入T A内部，致使绝缘受潮介损超标，油中气泡放电产生大量氢气和甲烷等气体。为避免发生意外，于 5月 3 1日将 9支 T 部 A

热，东侧为 5 _,西侧为 6}4℃{ 4℃,其他正常相 T A…

次接线端『度为 3 .,外温为 2 J温 45℃ 9℃。

8 0只安排调整运行方式，Ⅱ串联络 52

月3将 02开关和 T A退出运行，行人员红外测温发现绥高 l运线 5 2T ( 0 1 A美围雷兹公司产品 )B相一次接线端

西侧过热，温度为 17,最高达 l l 0℃ 2℃。事情发生后，锦州超高压局联系上海霄兹互感器厂派人到现场检查处理。经检查发现过热原因并

更换，具体情况有待于解体检查验证。

3介损值变化以往这类缺陷土要集中任投运时间较长的老旧

非T A本身停住问题。而是由于T A次绕组串并联转接连片在空气中长时问暴露被氧化，现场安装时施工单位未按厂家工艺标准施工，没有去除氧化层和涂导电膏，致使串并联转接连片之间的接触电阻增大，任流经大电流时遂出现过热现象。经厂家人员现场处理后，TA一次接线端子过热问题得到解决。

T上， A例如原沈变瓦感器厂生产的第一代L 50 B 0型 5 0k A以及 5 0k 0 VT 0 V东长哈T程中投运的南京电瓷 J 2 0 VT产 2 A。20 k 0 5年预试中发现冯屯变

电站多台 50 VT 0 A介损值增火、超标，具体数据 k列丁表 4。表 4冯屯变电站 T A介损值眈

5事例分析2 0年 7月 1 04 1日0时 3分，合心变电站运行 9 0

安装置似2o年 o5

堕查塑2o年 o4

堕2o年 03

人员在交接班巡视过程中，发现 2 0 V合西甲线 A 2 k 相T A波纹式膨胀器动作。由于T A内部压力异常增高，波纹式膨胀器动作将 T A上部防护帽上盖顶起， 膨胀器升高并有 4片膨胀盒露在防护帽之外 (图见这几台 T A为原沈变互感器J 19年 9月生产一94的同一批产品，设备型号均为 L 3— 50 9 7 B 0,19年1。 )

将该 T A退出运行进行丰关试验，油色分析 u

1月投运。由于伊冯乙线 c相 T 1 A介损值增长幅度较大且已超标，为避免发生意外，该相T刘‘ A予以更换。其余 3 A,台T虽然介损值增长较快，但还没有超出规程规定，之缺乏备品，加目前仍任监视运行。

结果如表 5所示，而介损值由次的0 0%升到 .3 354%。 _4

根据上述试验数据，可以判断山该 T A内部发生了较严重的放电性故障。表 5油色谱分析结果H2 C O9 9…

4

倒置式 T A一次端子过热20年 8 2 05川 4日，高岭变电站运行值班人员在219 93

,,u

CO2

CH C2 c H4 C2 总烃 4 H6 2 H225 6 32 .4 13 2 0

13 0 10 . 2.3 7 315 7

例行红外热像测温j作中发现 5 0 kⅡ串联络二 0 V 52 T ( 02 A美国雷兹公司产品) C相一次接线端子过(转第3下 5页)

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(新触指较原触指增加了接触面积，增人了相对接触压力);清除动触指鹰及动触指操作杆卜干涸的■硫化钼与尘上顽崮混合物，_细砂纸剖光动触指} f j

g机构箱体密封处理。拆掉原密封条，更换 .为性能较好的胶囊式密封条，住机构箱上盖与箱体之间加装一道密封胶条。

操作杆，对各部位涂低温润滑脂后复装。b将上导电管顶杆更换为绝缘型顶杆，防 . t 止顶杆导流。 C更换下导}管中操作杆肢齿条，操作杆 t . { _ L i t 钢材质更换为铝合金材质，与下导电管保持一致的伸缩性，防止运行中变化。 d对导电轴承进行清洗除尘， .更换烧伤触指， 处理结束后涂低温润滑脂后复装。 e机构箱齿轮更换。拆开机构箱主轴与竖传 . 动杆问联结，卸卜机构箱卜I,。1拆除机构装配所有芏 I￣ .电气连接线路，取机构装配总程，更换大小轮。

5结束语通过对该类型隔离开关的大修及解体检杳，发

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