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110kV电流互感器金属膨胀器膨胀事故原因分析

摘要：本文主要阐述了一起110kV电流互感器金属膨胀器膨胀事故的原因分析及处理经过。本文从油色谱试验结果着手分析故障原因，首先利用特征气体法和三比值法判断故障性质，再结合电气试验结果以及电流互感器结构特点综合分析，对故障原因做出科学合理判断。最后，针对此类电流互感器故障，提出相应的防范措施。

关键词：电流互感器；金属膨胀器膨胀；色谱试验；原因分析

一、设备概况

???????110kV某变电站110kV旋北线1378B相电流互感器型号为LB-110W，沈阳互感器厂2000年9月生产，于2001年10月安装、投运。

???????设备投运前电气、油质分析试验结论合格，设备满足投运要求；在设备投运后的例行性电气、油质分析试验均未发现异常情况。油质色谱周期试验数据详见表1。事故发生前，设备油位在合格范围内，运行人员巡视也未发现过热等异常状况。

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二、设备故障情况

???????2011年7月19日，天气晴，最高气温34℃。运行人员巡视时发现110kV北新变110kV旋北线1378B相电流互感器油位超过上限，金属膨胀器膨胀开，并将互感器上端铁壳顶起，电流互感器周围无明显油迹。

???????在事故发生的第一时间，我们采取电流互感器油样进行分析。油样常规分析结果正常，未发现超标项；色谱分析发现氢气、总烃严重超过注意值（氢气含量是注意值的291倍，总烃含量是注意值的25倍），试验数据详见表2。通过色谱数据判断设备存在局部放电故障。

接着，高压试验人员对事故电流互感器进行了电气试验，试验数据详见表3。

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???????若局部放电长期发展，不但产生大量故障气体、大幅增加电流互感器内部压力，还会使绝缘材料逐渐劣化、失去绝缘性能，最终导致整个绝缘击穿，发生单相接地事故。

三、事故原因分析经过

1、变压器油色谱分析

???????从历年色谱分析数据来看，该电流互感器自投运后到2008年5月油中溶解气体含量无明显变化，而2010年4月H2、CO、CO2含量出现明显增长，说明此时互感器内部已经出现涉及固体绝缘的局部放电现象，但由于互感器处于故障初期，H2和CH4含量虽有增长却未超过注意值。结合电气例行性试验情况，判定该电流互感器可继续运行。

???????到2011年7月19日发现电流互感器金属膨胀器膨胀开时，油中溶解气体中氢气、总烃严重超标，甲烷含量占总烃总量的92%，乙炔含量占总烃总量的0.048%。根据特征气体法，判断电流互感器内部存在局部放电故障。再利用三比值法对试验数据进行分析：

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???????三比值编码为110，对应故障类型为电弧放电。由于设备存在电弧放电故障时，其故障特征气体主要是C2H2和H2，且大多数情况下C2H2含量高于CH4含量，而该电流互感器故障特征气体主要成分为H2和CH4，故电弧放电故障不符合实际情况。依据溶解气体分析解释表：互感器中CH4/H2＜0.2时为局部放电，所以判断电流互感器存在局部放电故障。

2、电气试验分析

???????对该电流互感器进行电气试验时发现，其主绝缘介损tgδ达到0.823%，虽然未超过运行中1%的要求，但是由于介损值明显增加（是最近例行性试验介损tgδ0.209%的近四倍），说明电流互感器绝缘已经受到不可逆转的损坏。

3、电流互感器局部放电原因

???????造成电流互感器局部放电因素较多，具体表现在：

???????1）结构方面：由于电流互感器在设计制造中绝缘结构不合理，从而造成绝缘内部电场分布不均匀，这些部位的电场强度低于绝缘介质的起始放电电压水平，则这些部位就容易发生局部放电。

???????2）材料方面：铜、铝导线表面不光滑、有毛刺，这些毛刺不仅会造成局部放电，而且还会损坏匝间绝缘，造成匝间绝缘短路；绝缘纸板、绝缘纸等绝缘材料表面不光滑，内部有杂质，严重的含有金属粉尘等都容易引起局部放电；互感器油中含有水、纤维等杂质，这些杂质可引起油中电场畸形，使局部场强升高，从而引起局部放电。

???????3）加工制造工艺方面：金属部位，如油箱、夹件等加工制造过程中存在尖角、毛刺，磁屏接地不良，或存在某些其他局部缺陷等；绝缘件，如纸板筒、油隔板、围屏、角环、垫块、撑条等在加工制造过程中粘有铁屑、铜屑和其他杂质，或存在尖角、毛刺等；在器身装配和总装配过程中，由于围档不好、检查不细，造成器身上和油箱内存在一些焊粒或其他金属异物等；由于工艺不完善造成角环、静电板的弯曲处，引线和绕组接头处的油纸绝缘中以及绕组端部绝缘中等存在一些油隙；由于工作环境，如车间降尘量、清洁度等达不到要求，而使产品清洁度较差，或混进一些杂质、异物等；由于真空处理不彻底，注油工艺不良等造成油中小气泡，气泡间很