220kV油浸倒立式电流互感器故障分析

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220kV油浸倒立式电流互感器故障分析

220kV油浸倒立式电流互感器故障分析摘要：近年来，在使用倒立式电流互感器的时候出现不同故障情况，所以有必要对故障原因等进行分析。

关键词：220kV；油浸倒立式；电流互感器；故障1三台故障设备案例分析1.1第一台倒立式电流互感器故障案例某220kV变电站#2主变一次B相电流互感器上部有火光和黑烟。

经查看，该电流互感器膨胀器已完全胀开，外壳落在互感器的构架上，膨胀器上盖落在距该互感器10m远处。

储油柜沿焊接面完全开裂，上半部倾斜，可见内部二次线包被火大面积烧黑迹象，二次包绝缘纸、电容屏、等电位连线多处烧断。

拔出一次导管，发现导管已经弯曲变形，弯曲度约有12mm。

在靠近母线侧的导管上有6处直径约8mm的电蚀麻点，一次导电杆外护套已经完全烧黑碳化。

解体打开二次屏蔽罩，没有发现二次绕组有放电痕迹，屏蔽罩内表面可见两处烧损孔洞，其中一个较大的直径大约6mm。

1.2第二台倒立式电流互感器故障案例这台倒立式互感器是投运两天后爆炸，上油箱和瓷套均被炸开，主绝缘全部烧光。

在油箱顶部内侧与二次罩顶部油孔上发现放电痕迹，二者位置对应。

值得思考的是该故障互感器出厂试验介损值为0.219%，现场交接试验值为0.383%，虽然在合格范围内，但是有较大偏差。

分析故障原因为油箱内主绝缘干燥不彻底导致发生局部放电，进而发展成贯穿性放电。

1.3第三台倒立式电流互感器故障案例该互感器型号为LVB-220W2。

某年秋检时，发现该倒立式电流互感器乙炔含量达到153μL/L（注意值为1μL/L）。

其例行试验数据见表1。

表1 例行试验数据例行试验中，介质损耗因数：10kV下小于0.3%，正常，但加压到30kV时，数据非常大，无法读数。

局部放电：加压到153kV时，放电量达到10000pC以上（标准：252kV下≤10pC）。

解体检查情况如下。

一次导电杆及二次绕组主绝缘层没有发现异常。

扒开二次引线管绝缘，发现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。

220千伏油浸式电流互感器内部电弧故障试验方案(天选打工人)

220千伏油浸式电流互感器内部电弧故障试验方案一、试验目的为考核油浸式电流互感器的防爆性能，促进产品内部电弧故障防护能力的提升，特制定本方案。

本方案规定了220千伏油浸式电流互感器(包括倒立式、正立式两种结构)内部电弧故障试验的试验条件、试验场地、试品要求、引弧位置、引弧方式、试验要求、试验线路、试验方法、试验判据、试验报告要求等。

二、参考标准GB/T20840.1—2010互感器第1部分：通用技术要求GB/T20840.2—2014互感器第2部分：电流互感器的补充技术要求三、试验条件试验条件包括：1.试验应在相关附件安装好后的完整试品上进行；2.试验前试品的本体温度与环境温度应无显著差异；3.试验时的环境温度应为-IOC~40℃；4.试验场所不应有明显的外部电磁场影响；5.试验依据使用条件单相进行；6.试品底座应固定安装在至少500mm高的支架上。

四、试验场地(-)试验场地的功能划分内部电弧故障试验是一项破坏性试验，试验过程中可能出现爆炸、着火、漏油、碎片飞逸等多种现象。

内部电弧故障试验的场地根据其功能主要划分为试验区和安全防护功能区。

（二）试验区试验区对其平面、高度有相应要求，应对试验区内试品在试验中出现的漏油、油气混合物扩散、爆炸着火等现象采取相应的处理。

1.试验区平面要求内部电弧故障试验时，电流互感器的部件（例如储油柜、外绝缘套、膨胀器、膨胀器外罩、油箱等）可能会因压力导致破裂从而飞逸，应规定试品周围用于碎片飞逸的遏制区。

原则上遏制区内应无妨碍碎片飞逸的障碍物，遏制区的直径应等于电流互感器对径（最大尺寸）加上两倍试品高度。

遏制区不意图见图1O图1遏制区示意图2.试验区高度要求220千伏油浸式电流互感器内部电弧故障试验时，试验区的空间高度应不低于20m。

3.试验区对试品漏油、油气混合物扩散的处理方法试验区应具备收集、处理试品因试验而泄漏的绝缘油的功能，可采用地面及（或）地面四边带油槽的泄油池，也可布置具有可移动泄油、储油的试验工装等。

220kV倒立式SF6电流互感器内部异常放电原因分析

220kV倒立式SF6电流互感器内部异常放电原因分析发布时间：2022-11-15T02:55:07.783Z 来源：《中国电业与能源》2022年第13期作者：林旭毅[导读] 针对一台220kV倒立式SF6电流互感器内部异常放电的问题，通过解体分析，发现接地管下端通过锁林旭毅广东电网有限责任公司揭阳供电局生产技术部广东揭阳 522000）摘要：针对一台220kV倒立式SF6电流互感器内部异常放电的问题，通过解体分析，发现接地管下端通过锁紧螺母的方式不可靠，会存在接地不良的情况，从而在该部位出现异常放电。

对于今后改进产品工艺和完善技术标准给出了指导意见。

关键词：倒立式；电流互感器；接地棒；接地不良；异常放电一、前言某供电局220kV变电站?220kV 瑞陌甲线A相电流互感器，自3个月前投产后一直正常，2022 年 5 月 4 日，运行人员巡视中发现的二次接线盒引线槽盒中有轻微异响，存在轻微放电及振动声，红外测温无异常，也未发现引线槽盒内存在发热点。

检查该电路互感器SF6气压正常；当晚停电检测 A 相 6135开关电流互感器的内部气体成分，发现含 SO2：136μL/L,纯度 99.93%，湿度 92.15μL/L，试验数据表明电流互感器内部存在故障。

二、初步分析故障电流互感器器为倒立式SF6结构，产品结构如下图1所示，二次线圈装于上部屏蔽筒内，通过绝缘盆与高电位的外壳绝缘，屏蔽筒通过弹簧触指与接地管连接，接地管下端通过锁紧螺母与产品底座相通，为使屏蔽筒与带低电位的底座确保有效电气连通，又在屏蔽筒上加装一根接地线，与 CT 线圈二次引线一起穿过接地管后，引至产品底座二次接线盘，其中屏蔽筒的接地线接于二次接线盘中心接线柱。

图1对于二次接线盒引线槽盒内存在轻微放电及振动声可能原因：一是二次出线盘中心接线柱未接地，同时接地管下部的锁紧螺母可能出现松动，接地管与底座之间出现电位差，导致锁紧螺母处出现微弱火花放电，声音传至下引线槽盒处。

220kV电流互感器异常分析及处理

２表３所示。、
表ｌ
２１２环乙烷的脱氢反应环己烷是石油（是变压．．也器油）主要成分之一，炼油过程中，于工艺条的在由件的限制，免要在变压器油的馏分中残留下少量难的轻质馏分，中也包含环己烷。这样，某些条件其在
（催化剂、度等），有可能因它发生脱氢反应如温下就而产生氢不锈钢金属膨胀节在加工制作时可吸附氢气，若安装在电流互感器上之前未处理，电流互感器在投运后，油的浸泡和电场的作用下不锈钢金属膨在胀节所吸附的氢气会释放出来。我们认为导致这几台电流互感器氢气超标的主要原因是残留在绝缘油中的环己烷发生了脱氢反应产生氢气。要油中存在极少的环己烷．可能出现只就氢浓度高的现象。因为金属膨胀器的主要构件是用不锈钢（Ｃｒ８９）成，金中的镍是一种加氢１ｌＮｉＴｉ制合和脱氢催化剂，正逆两个方向的反应中它都能起在催化作用。在设备投运初期，中有较多的环己烷，有或油没只有少量的氢，电场和镍的催化作用下，时的脱在这氢反应速度大于加氢反应速度，浓度增高。较长氢经的运行时间后，逆反应的速度逐渐接近，后达到正最平衡，时油中氢气浓度达到最大值。后随着运行此以时间变长，锈钢表面会钝化，化活性减弱，温不催常下不利于向正反应进行，平衡向逆反应方向进行，使加氢反应速度大于脱氢反应速度，中的氢气呈下油降趋势，时间推移，气浓度下降到一定程度会使随氢反应平衡，缘油中的氢气趋于稳定。绝

油浸式电流互感器运行事故分析及其对策

编号：AQ-JS-00216( 安全技术)单位：_____________________审批：_____________________日期：_____________________WORD文档/ A4打印/ 可编辑油浸式电流互感器运行事故分析及其对策Analysis and Countermeasures of operation accident of oil immersed current transformer油浸式电流互感器运行事故分析及其对策使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。

1引言1996年10月1日中午，宁波电业局220kV跃龙变电所#1主变220kV独立CTA相发生事故，设备投运不足24小时，虽投产试验均合格，这次爆炸事件纯属厂家制造工艺的质量问题，这正说明试验合格不能说产品质量问题是绝对可靠。

油浸式电流互感器在变电所是重要设备之一，有关保护和测量及控制都靠它，虽是小功率设备，不象断路器那样有电弧问题，也不象变压器那样传递强大的功率，因此，它不被人们所重视，特别是值班人员在设备巡视中非常容易忽视，但是由于互感器的使用量大，由于这类产品的设计、结构等原因造成的事故不断出现，危及电网的安全供电，互感器的爆炸事故不但损坏相邻的设备，甚至造成人身伤亡，因此应当引起人们的高度重视。

2电流互感器的事故原因2.1电流互感器事故的分类电流互感器的事故按事故的性质可以分成两大类，即使运行突然中断的事故，例如爆炸或即将爆炸而被迫立即停止运行的事故，如乙炔特别高，严重漏油等，称为严重事故，如果能够按照计划停止运行，并且产品能够修复的事故称为不严重事故。

2.2电流互感器事故的直观原因四例爆炸事故的直观原因a)铁夹处贯穿b)底部贯穿c)油柜内积水d)R处贯穿2.3电流互感器的故障原因分析产品故障分产品内在因素，产品安装运行两部分原因，而内在因素分为设计技术，工艺和检试手段、质量控制。

220kv电流互感器故障分析

220kv电流互感器故障分析摘要：某变电站一220kV间隔U相电流互感器金属膨胀器发生异常顶起，通过油色谱分析，发现H2体积分数严重超标，CH4与CO体积分数与故障前相比明显增大，结合特征气体法与三比值法分析，认为电流互感器内部存在低能量放电，遂返厂进行诊断性试验。

试验结果表明，绝缘电阻及电容量、介质损耗因数试验均合格，局部放电试验与油色谱分析数据异常，初步判定电流互感器器身内部存在绝缘缺陷。

通过解体试验，确定了电流互感器故障原因为零屏铝箔开裂后边缘形成毛刺、尖角等不规则形状使该处场强畸变，导致运行过程中存在低能量放电，变压器油裂解产生气体，最终使金属膨胀器向上顶起。

对电流互感器进行返修处理，重新包扎电流互感器一次绕组，试验合格后交付使用。

关键词：电流互感器；金属膨胀器；低能量放电；解体试验；零屏开裂引言：电流互感器是电力系统的重要组成元件，在大型变电站和输电线路中，常见的为油浸电容式电流互感器，主要由金属膨胀器、器身、瓷套、油箱、放油阀和绝缘油等组成[1]。

油浸电容式电流互感器典型故障主要有渗漏油、膨胀器冲顶、油中气体超标和二次线圈故障等。

其中，膨胀器故障在典型故障中占比较高。

金属膨胀器主要用于调整电流互感器油箱内部由于温度变化引起的油体积变化，保护油箱内压力恒定，避免绝缘油与外界空气直接接触，减缓油的劣化速度，确保长期运行过程中油的绝缘性能不会减弱。

若设备出现内部故障导致压力过大，会将金属膨胀器顶起甚至引发爆炸。

本文对一起220kV电流互感器膨胀器顶起故障进行原因分析，给出解决方法，并提出防范措施及建议。

1故障概况及初步分析某220kV变电站3号主变压器间隔203电流互感器U相膨胀器向上顶起，且油位超出上限。

对此进行了紧急停电处理。

故障电流互感器的型号为LB7-220GYW3，出厂日期为2012年7月，额定电流比为2×600/5A（2×300/5A抽头），准确级次为0.2S/0.5/5P20/5P20/5P20/5P20。

220kV油浸式电流互感器故障诊断与分析

220kV油浸式电流互感器故障诊断与分析摘要：某变电站220KV电流互感器膨胀器异常顶起，检查设备外观良好，停运后对电流互感器进行全项诊断试验及油色谱分析，发现设备本体内部氢气、乙炔、总烃数值均超标，判断内部存在低能量局部放电。

关键词：变电站；220KV油浸式电流互感器；故障分析1故障现象220KV某变电站巡视人员发现３号主变高压侧203电流互感器A膨胀器异常顶起2cm，随即将该互感器退出运行，3号主变系统停运。

该互感器为2012年生产的型号为LB7-220GYW3高压电流互感器，额定电压为２２０ｋＶ。

设备退出运行后，现场检修人员进行外观检查未发现渗漏油等异常现象，随后打开膨胀器发现有气体放出，立即取设备底部油样进行油色谱分析。

2诊断试验互感器返厂后首先进行一、二次接线及外观检查，未发现渗漏油、放电痕迹等异常现象。

之后对互感器进行除一次工频耐压试验外的全部出厂试验，试验情况如下。

2.1绝缘电阻测试对互感器进行一次绕组对二次绕组及地、二次绕组之间及对地、末屏对二次绕组及地，试验数据如表1，符合ＧＢ／Ｔ２０８４０．１—２０１０《互感器》标准要求。

一次绕组对二次绕组＞3000MΩ及地绝缘电阻二次绕组之间及对地＞3000MΩ末屏对二次绕组及地＞3000MΩ表1绝缘电阻测试数据2.2介质损耗因数及电容值测试对互感器进行介质损耗与测量电压之间的关系测量，并绘制曲线如图１所示。

测量电压从１０ｋＶ到Ｕｍ／槡３（１４５ｋＶ），以１５ｋＶ为步长。

电容量及介质损耗因数测试值与返厂测试一致，电压上升及下降过程中介质损耗因数值吻合无异常。

2.3互感器油色谱分析互感器运到制造厂首次对油进行色谱分析。

出厂试验后取互感器顶部、中部、底部油进行色谱分析。

三个部位油样数据无明显差异，与返厂测试一致，根据DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》三比值法分析，放电类型分别为1，1，0，判断为低能量放电，与现场数据分析结果一致。

220kV电流互感器故障分析及处理措施

220kV电流互感器故障分析及处理措施摘要：电流互感器在电力系统中是十分常见的设备，通常被用于电厂和变电站，其作用是将一次系统电流按比例缩小，广泛的用于计量和设备监控，一旦互感器出现问题，就很容易导致电力系统不能正常供电。

电流互感器是电力系统中的重要元件，直接关系到电网的安全运行。

对一起220kVSF6电流互感器发生故障的原因进行了分析，并采取了处理措施，说明了常规绝缘试验不能有效检测出隐蔽性缺陷，需要开展红外检测和相对介质损耗因数等项目，以确保电网安全。

关键词：SF6电流互感器；绝缘试验；红外检测；介质损耗引言电流互感器（CurrentTransformer，CT）的作用是把电流幅值较大的一次电流通过一定的变比转换为电流幅值较小的二次电流，用来进行变电站或线路的保护、测量工作。

电流互感器长期串联在线路上运行，将二次电流输入测量仪表或继电保护装置。

造成电流互感器故障的原因很多，常见外部原因有系统负荷不平衡、接线错误、误差超标等，其中二次回路开路、引线接头松动、注油工艺不良、电容末屏接地不良等会导致局部过热或放电，使色谱分析结果异常。

内部原因大多是自身绝缘问题，如绝缘工艺不良，电容型电流互感器绝缘包绕松紧不均、电容屏错位或断裂、绝缘干燥和脱气处理不彻底等缺陷导致运行中绝缘击穿。

电流互感器故障会严重影响测量的准确性及继电保护动作的正确性，干扰电网正常运行。

本文就电流互感器的常见故障原因进行分析，并采用一具体案例阐述解决措施。

1电流互感器故障情况1.1情况简介某电站选用中山市泰峰电气有限公司生产的220kVSF6电流互感器，型号为LVQB-220W2，2009-12出厂，2010-04投运。

在一次日常巡视中，发现这台220kVSF6电流互感器的膨胀器异常升高，随即将其退出运行，隔绝了事故隐患，避免事故扩大化。

1.2历次绝缘试验经查阅该组电流互感器历次的绝缘试验数据发现，在C相故障发生前后各相的电容量变化不大。

220kV 电流互感器故障原因分析

220kV 电流互感器故障原因分析摘要：在电力系统中，电流互感器属于关键性的设备之一，同时应用量较大。

但是，在应用电流互感器期间，很容易产生互感器色谱异常的情况，对于电网的安全可靠运行造成不同程度的影响。

鉴于此种情况，本研究通过分析220kV电流互感器异常问题，寻找故障的发生因素，提出科学的处理策略。

关键词：220kV；电流互感器；异常分析文章主要通过分析一起220kV电流互感器介损超标事件，在实施严密的现场检查以及返厂解体之后，对事故产生的因素予以明确，也就是制造厂家没有严格地管理控制好工艺，形成了内部结构缺陷的问题。

本文提出相应整改策略，防止加大事故影响，给未来的220kV互感器安全、可靠地运行提供合理的技术监督工作指导。

1异常发现过程对于电流互感器性能指标构成影响的因素是较多的，例如铁心应用的高导磁率材料、铁心的型式、最大限度地减小磁路长度、增加二次绕组匝数、将磁通密度降低以及增加铁心的截面积等。

在增加二次绕组匝数时，在不能相应提升变比的情况下，应适当地增加一次绕组匝数，增加一次绕组的匝数也存在限制，通常对于油浸式电流互感器来说，两匝是最多的。

在此次研究中，纳入研究的是型号为AGU-273的某220kV电流互感器，某次例行试验过程中，结果显示，介损值是2.25%，跟规程要求标准相比较超出了0.8%，是极其严重的超标介损值现象。

2现场试验与检查情况试验人员对此台电流互感器进行仔细的复测。

进行相应的复测工作以后，观察到介损值基本上一致于之前测试数据情况，作出初步的判断，即异常问题发生在互感器的内部。

对此台设备实施现场的取油样测试工作，测试结果相似，没有发现其他的异常问题。

分析原因就是，首先，可能为外部组配件（瓷套等）的表面部位出现诸多灰尘、杂质，或者具有受潮的现象等。

其次，可能是损伤了外部件，常见的就是末屏引出端子开裂等，以上属于初步的分析。

为了对异常原因进行精准的定位和分析，现场多次试验此互感器，本次研究进行了5次试验。

一起220kV电流互感器故障的诊断分析

一起220kV电流互感器故障的诊断分析摘要：某电厂一台油浸式220KV CT A相运行中发现膨胀器异常并顶起上端盖，进行拍照、红外测温及超声放电检测，故障发生后，联系厂家取油样进行了色谱分析化验，通过油色谱结果分析，该 CT A相内部存在严重的局部放电故障，确定了立即停运的处理方案。

及时停运避免了缺陷范围扩大导致爆炸的重大事故。

本文针对故障原因提出了相应的防范措施，有效降低事故发生概率及减小事故范围及程度。

关键词：油浸式220KV CT；膨胀器异常；油色谱；局部放电0.概况某电厂故障前57只220KV CT均为湖南电力电瓷电器厂产品，型号为LB11-220W3，运行年限超过15年，未发生过绝缘缺陷，但存在密封老换渗漏油隐患，近年来计划逐步更换为同厂家的CT。

故障CT为2014年11月#3机组大修期间更换的，厂家型号均与原来相同。

故障前该CT运行在220KV#3母线，连续运行157天。

4月20日上午10：20巡查发现该CT膨胀器异常，顶起上端盖，现场采取隔离措施后，加强监视，进行拍照、红外测温及超声放电检测，同时通知生产厂家该异常缺陷。

1.CT故障诊断及原因分析为保障其它设备的安全运行，减小故障范围，初步确定了该故障CT立即停运的紧急方案，通知厂家到现场分析处理，下午13：00取油样进行了色谱分析化验，17：30化验结果如下表1所示：从表3数据分析：A相故障时三相平均温度相差0.8℃，最高温度相差0.5℃，故障相的温度无异常。

综合上述分析确认为CT膨胀器异常原因是CT内部存在缺陷导致局部放电，放电发展后期导致故障部位油分解产生大量气体，CT内压力升高导致膨胀器膨胀顶开顶盖。

缺陷原因为厂家产品生产过程中，工艺后期处理环节不到位所致。

具体故障点须将CT返厂试验和解体后分析查找。

结合其他CT异常分析资料总结，油浸电容式CT故障多发现于春季气温回升后或夏季高温季节，以运行1年~3年的互感器居多，少数运行5年以上。

220kv电流互感器故障分析及处理

220kv电流互感器故障分析及处理摘要：本文针对电流互感器是电力系统重要设备之一，结合案例分析电流互感器的异常情况，为电流互感器的故障排查和原因分析提供参考并提出相应的处理及防范措施，避免类似故障发生。

关键词：220kv电流互感器；故障分析；带电检测；处理导言电流互感器是电力系统中计量和保护的重要设备，一旦发生故障就会造成变电站母线停电，或区域内大面积停电，不仅给企业带来极大损失，也给人们正常生活造成极大影响。

随着输变电设备状态检修的深入，湖北省电力公司检修公司开展了带电取油样和进行油色谱试验等，可在设备运行状态下早期发现隐性故障，通过及时采取相关措施，保证了电力设备的安全与稳定运行。

1设备及方式情况简介1.1设备情况简介某500kv变电站220kv编号为“山243”电流互感器，型号为LB-220，出厂时间2015年9月1日，投运时间2016年1月23日。

在经过18个月的运行后，在2017年1月8日进行了交接试验。

在进行相关实验时，所有的实验数据显示合格。

1.2事件前运行方式某500kv变电站站内有3个不同的电压等级，分别为500k，220kv和35kv。

其中220kv进线共有6回，母线采用双母双分段的接线方式。

500kv采用一个半接线方式，共有4回进线。

35kv采用单母线运行，供站用电运行。

事故发生前的运行方式为：1.2.1500kv系统。

500kv的1#，2#母线，A回线、B回线、C回线和D回线，以及5022，5023，5041，5042，5043，5051，5052，5053开关，均为运行状态。

1.2.2220kv系统。

220kv的E回线在3#母线运行，F回线、G线在4#母线运行，3#变压器的中压侧、H回线在5#母线运行，I回线在6#母线运行，220kv的3#，4#，5#，6#母线是合母运行，母联山241断路器为运行状态，J回线是检修状态。

1.2.335kv系统。

35kv的3-1C，3-2C和0#所用变压器为热备用状态；35kv的3-1L，2-2L为运行状态；35kv的3-2L为热备用状态；35kv的2#变压器，35kv的15#母线设备柜、编号为“山91”开关柜为运行状态。

220kV倒置式电流互感器喷油原因分析

220kV倒置式电流互感器喷油原因分析摘要利用绝缘油色谱分析、电气试验等试验方法对倒置式电流互感喷油的原因进行综合分析。

关键词倒置式电流互感器；色谱分析；解体0 引言220kV某变电站倒置式电流互感器B相发生膨胀器喷油情况，停运检查发现设备金属膨胀器严重变形并达到刚性形变，色谱分析确认了设备内部存在放电故障，油中氢气含量达到31047.65μL/L，继续运行有爆炸危险。

将该相互感器返厂进行解体检查，此电流互感器型号为：LVB—220W3。

1 故障原因初步分析故障发生后，调取了该设备的交接试验数据，从交接试验数据上看未发现异常；从电流互感器精确红外测温图片中看到三相之间温度也无明显偏差，设备未见异常；但从电流互感器故障前后油色谱试验数据（见表1）可以分析出，B相电流互感器内部出现局部缺陷，缺陷发展导致局部放电发生，产生特征气体，同时使得电流互感器内部温度升高，金属膨胀器内部压力增大，电流互感器油位指示升高，引起电流互感器金属膨胀器的密封垫偏移，油位观察窗膨胀变形，金属膨胀器的内部压力使油从膨胀变形的油位观察窗喷出。

2 解体分析2.1解体前的准备工作为了对能查找到设备内部故障的根本原因，进行了如下解体准备。

1）对存在故障的B相及未发生故障的A、C两相进行油色谱测试；2）对B相进行补油并静止至少24小时后同A、C两相一起进行局部放电、高压介质损耗因数测量等试验；3）各项试验完毕后对存在故障的B相进行解体，查找故障原因。

2.2故障设备解体检查1）对B相电流互感器进行解体检查。

拆解下已经变形的金属膨胀器，检查发现金属膨胀器因设备故障产气受到油气压力发生刚性形变，发现明显开裂口，故障发生时绝缘油就是从此开裂口喷出；2）将变形的金属膨胀器放置在平台上，调整油位指示标的位置，发现盒式膨胀器在发生膨胀形变后容易产生假油位；3）将电流互感器外瓷套吊离，在将互感器一次引线穿管拆除，发现一次引线穿管中间存在黑色物质，分析为一次引线穿管与互感器主绝缘层摩擦所致，现场用绝缘纸摩擦铝管证明了黑色物质的产生，其不是放电产物不会影响设备正常运行；4）将电流互感器内芯吊起，检查了二次绕组外面绝缘层的金属屏蔽层、屏蔽带、四根屏蔽层连接线、绝缘层外层绝缘纸、半导体层等部位，上述部位外观完好无异常情况；5）二次绕组外面绝缘层由36层绝缘构成，每层绝缘由对二次绕组屏蔽罩圆环进行辐向缠绕的电缆纸和皱纹纸分别叠成，经过逐层解剖发现，由内向外数第28层绝缘开始，整个圆环上的绝缘层用手触摸能感觉明显粘稠（图5），解剖至第17层时有明显刺激性气味，最终解剖至第4层开始用手触摸绝缘纸无明显粘稠且刺激气味逐渐减弱；6）解剖到第20层绝缘时发现，二次绕组屏蔽罩外面绝缘层的内环出现相对的两片区域存在较多的鱼鳞状褶皱，用手触摸没有明显粘稠感，鱼鳞褶皱层在随后的解剖中不时出现，分析认为因人工缠绕导致各层绝缘纸松紧存在不可避免的差异，在干燥时就可能因绝缘纸收缩出现鱼鳞状褶皱；7）将二次绕组外面绝缘层全部剖开，发现二次绕组屏蔽罩光滑无任何异常；8）二次引线管外面的绝缘层由整张增强型绝缘纸和60个端屏构成，解剖后未发现异常；9）切割二次绕组屏蔽罩后进行检查未发现异常。

某220kV变电站油浸倒置式电流互感器发生爆炸事故的分析与防范

某220kV变电站油浸倒置式电流互感器发生爆炸事故的分析与防范1.事故简况6月15日17时16分，某220kV变电站255开关两套保护同时动作（RCS931A 电流差动保护、距离I段保护动作；RCS901A保护纵联变化量方向、纵联零序方向、距离I段保护动作），跳B相开关，重合闸不成后跳三相开关。

现场检查发现，255间隔B相电流互感器头部发生爆炸后着火燃烧，金属膨胀器及部分金属碎片飞出6～7m。

2.爆炸TA检查情况及继电保护检查情况（1）电流互感器的主绝缘被击穿。

（2）二次绕组铝壳罩顶部有明显电弧烧伤点，其外部包扎的绝缘层（约40mm 厚）已被击穿，经剥离绝缘层后发现铝壳罩烧损面积约2*4cm。

（3）在互感器铸铝外壳上有电弧烧伤的半圆形缺口。

（4）膨胀器的金属波纹管发生永久性膨胀变形。

（5）支撑瓷瓶外观完好，内部油纸绝缘、电容屏、末屏接地引下线以及二次接线盒均完好无损。

（6）查阅两套保护录波数据显示，本次故障相电流达到14280A（二次电流值59.50A）。

根据保护动作波形分析，故障点在后钢线255间隔CT本体靠线路侧。

事故电流互感器是两年前出厂的IOSK245型油浸倒立式电流互感器。

本批次电流互感器15只投运前取油样试验发现油介损有9只超标、6只处于临界值，经与厂家沟通后返厂处理。

该批产品5月17日返厂处理，5月28日返回现场安装，经过交接试验和油试验合格后，6月10日17：33分带电运行，6月11日4时39分，2号主变高压侧252间隔A相TA发生爆炸；“6.11”事故后对该批次所有互感器重新取油样及高压试验，试验合格，并经厂家确认可继续投运后于6月14日1时58分再次带电，6月15日17时16分255间隔B相再次发生爆炸。

3.同批产品返厂试验解剖情况厂家技术人员对该批产品进行了分析和解剖，并列出一下试验检查步骤：（1）对返回13台产品抽取油样进行油色谱、油中含水量、油介损分析；在抽油样前，目测油位。

一起220kV油浸式电流互感器故障分析及防范措

一起 220kV油浸式电流互感器故障分析及防范措贵州电网有限责任公司贵州铜仁 5543000 前言本文针对220kVXX线A相油浸式电流互感器运行期间发生的波纹膨胀器动作故障，从高压电气试验、绝缘油溶解气体、解体划芯检查等方面综合分析，认为该电流互感器内部的铝箔及绝缘纸皱褶形成空腔，导致电容屏周围出现不均匀高压电场，发生局部放电，绝缘油分解出大量故障气体，是造成电流互感器故障的主要原因，由此提出一些防范措施，为修试运维人员分析和处理油浸式电流互感器缺陷提供参考。

1 油浸式电流互感器（正立）图1 油浸式电流互感器内部结构油浸正立式电流互感器的主要部件包括瓷套、器身、油箱、端子盒、一二次绕组、波纹膨胀器等。

如图1，一次绕组为U形结构，采用油纸电容型绝缘,220kV油浸式电流互感器一般有10个主屏，主屏端部之间具有较短的端屏，起改善电场分布的作用。

最内层的电容屏与一次绕组直接相连，称为零屏，最外面的电容屏通过镀锡铜带引出接地，称为末屏（又称地屏）。

如图2所示，一次绕组设成两段，目的是方便在电流互感器瓷套上部直接进行串并联，改变互感器变比。

如图3，多个二次绕组绕在互感器底部的铁芯上，引到端子盒，输出电流信号，进一步实现测控保护功能。

2 故障概况220kVXX线电流互感器由湖南醴陵火炬电瓷电器有限公司生产，型号LB9-220GYW，2003年05月出厂，2003年07月投运，出厂以及交接试验均合格。

2020年05月29日，运行人员在日常巡视过程中发现220kVXX线A 相电流互感器波纹膨胀器外壳被顶开，经停电试验，其tanδ%超标，并且H2、CH4、C2H6、CHx等气体含量明显增大，实测数据详见表1、表2。

表1 电容量及介质损耗试验tanδ(%)C实测(pF)C初始值(pF)△C %绝缘（MΩ）A相0.966728.6730.4-0.2512000 B相0.242711.8711.9-0.0117000 C相0.245730.3731.1-0.11130002019年A相0.241728.9730.4-0.2113000出厂0.241730.2730.4-0.0315000A相表2 油中溶解气体色谱试验μL/L相别H2CH4C2H4C2H6C2H2CC02CHx三比值A15347560225132268078510B22.7.2.1.21211.2C19.8.3.1.2371761.4绝缘油击穿电压(kV）：72.5 / 75.9 / 74.2 油中水分（mg/L）：14.6 /15.3 / 13.6从表1中可以看出A相电流互感器的介质损耗已大于规程要求值0.8%，表2气相色谱结果显示，A相电流互感器绝缘油中H2 、C02、CHx等溶解气体严重超标，根据三比值法编码规则和故障类型判断方法，A相电流互感器的编码为010，属于低能量密度的局部放电。

探讨220kV电流互感器故障原因分析

探讨220kV电流互感器故障原因分析发表时间：2019-03-13T11:30:20.417Z 来源：《电力设备》2018年第28期作者：张晓宇上官元月闫军华孙勇利[导读] 摘要：220V电流互感器作为较为常见的电力设备，容易因过热、受潮等原因出现故障。

（国网山西省电力公司运城供电公司山西运城 044000）摘要：220V电流互感器作为较为常见的电力设备，容易因过热、受潮等原因出现故障。

导致电力系统停止运行，造成大面积的停电。

这就需要工作人员及时发现故障隐患，对故障原因详细分析，找到故障点，进行有效排除。

本文根据对220V电流互感器的工作原理为基础，详细分析了互感器造成故障的原因，提出了有效的诊断方法及排除故障的措施。

关键词：220kV电流互感器；故障原因前言：220kV电流互感器与母线上的电器设备是连通的，因此非常容易造成系统的故障，导致电力系统停止运行，无法正常供电，如果不能及时的排除高压电流互感器的故障，那么电网也就不能正常的运行，会给生产和人们日常生活带来极大不便，也会影响电网的安全性。

一、电流互感器故障原因1、局部放电造成故障。

220kV电流互感器主电容正常运行时电压均匀分布。

但如果其因制造不合格，电容极板不光滑，绝缘包绕松紧不均、外紧内松、绝缘纸有褶皱、断裂等问题，造成绝缘缺陷；下部U型卡子卡得过紧使绝缘变形。

或者因端屏铝箔没有气孔，注油时电容屏间存积气泡，电容屏间的电压分布有所变化，使个别电容屏承受较高的场强，就会出现电晕或局部放电。

此时如不能够及时发现处理，就会造成电容芯棒绝缘裂解击穿的事故。

2、绝缘热击穿。

电流互感器工作中，既通过大电流，又承受高电压。

绝缘介质损耗以及电流热效应会温度升高。

如果绝缘介质自身有缺陷，在超过绝缘材料的工作温度下长期运行，及容易造成绝缘热击穿。

3、受潮原因造成的故障。

常由于互感器端部密封不严而进水受潮，引起内部游离放电。

这是电流互感器绝缘劣化的主要原因。

220KV油浸式电流互感器故障分析及防范措施研究

220KV油浸式电流互感器故障分析及防范措施研究摘要：针对220kV油浸式电流互感器渗漏油的现象，本文对其原因进行分析，就防止220kV油浸式电流互感器渗漏油事故提出了一些建议和处理措施。

关键词：电流互感器；渗漏油；原因；处理措施1引言目前220kV油浸式电流互感器应用于我公司部分500kV变电站中，是变电站220kV设备区重要设备之一，在电力系统中主要是将大电流变为小电流供保护、自动化装置和测量表计等装置使用。

2油浸式电流互感器渗漏油的种类及原因2.1电流互感器出现沙眼导致渗漏油由于电流互感器储油柜的外部质地不良和焊接工艺问题，使得储油柜在充油的情况下，绝缘油沿着沙眼或焊缝从内部渗出。

2.2电流互感器密封不严引起的渗漏油由于电流互感器的密封元件随着时间的推移而变得老化，起不到应有的密封效果，再加上外界环境的变化，引起热胀冷缩效应从而使密封面不严产生渗漏油。

2.3电流互感器的二次小套管渗油由于电流互感器的二次小套管在安装或检修的过程中，没有按照工艺要求将压紧螺母拧紧导致渗漏油的出现。

2.4电流互感器由于膨胀作用发生渗漏油当电流互感器内部发生故障进而产生高温，使得油的体积迅速膨胀导致电流互感器产生渗漏油的现象。

3油浸式电流互感器渗漏油的处理措施3.1电流互感器储油柜沙眼或焊缝渗油：采用密封胶或电焊的办法，为防止影响油的色谱分析结果，电焊后必须换油。

若膨胀器焊缝渗油，应进行更换或补焊。

3.2电流互感器密封件渗油：若密封垫弹性尚好，可能是压缩量不一致原因，应均匀紧固螺栓使压缩量一致；若仍漏油可能是密封面加工不良、有杂质或密封垫老化，应将密封垫取下处理或更换。

3.3电流互感器的二次小套管渗油：拧紧渗油套管的压紧螺母，或轻轻打开螺母在螺杆上缠生料带涂密封胶后再紧固，以防沿螺牙渗油，渗油严重时应更换为防渗密封结构的套管。

3.4绝缘油膨胀渗漏油：将电流互感器拆除，返厂进行修复。

4防范措施4.1严格把好设备验收关验收人员应该对新安装的电流互感器按设备说明书进行全方面的检查，严格执行标准化验收指导卡，对设备的每一个部件、部位都检查细致，不让验收工作流于形式。

倒立式电流互感器常见故障及异常原因分析

四、防止倒立式电流互感器出现问题异常的注意事项
1、倒立式互感器由于头重脚轻的特点，按照规定220kV及以上的倒立式互感器必须卧倒运输，并且要求加装冲撞记录仪进行振动监视。部分制造厂在运输过程中，很少有对运输道路提前验道并采取相应措施，而新建变电站场区内外一般路况都不好，极易造成倒立式互感器在这段路面发生损伤，如上述互感器出现的二次引线管电容屏断裂故障等。 2、部分制造厂在装配环节上还存在一定的问题，如吊装、浸油后静放时间及出厂试验等。
生产厂家传奇电气(沈阳)有限公司德国TRENCH 上海MWB 江苏思源赫兹互感器有限公司大连互感器有限公司
上海TRENCH
沈变互感器厂
2、倒立式电流互感器出现的异常及故障情况二次电流互感器总烃超标；
220kV电流互感器内部故障；
电流互感器色谱异常； 220kV电流互感器爆炸，色谱异常； 220kV电流互感器爆炸，色谱异常
1、故障经过变电站运行人员听到户外有爆炸声，检查发现220kV场区一主一次B相电流互感器上部储油柜爆炸开裂并着火。
8时03分，消防队到现场将火扑灭(着
火时间1小时20分)。
2、设备基本情况
该变电站220kV共有3台电流互感器，全部为倒立式结构，型号为LVB－220W2，***互感器有限公司2007年4月出厂，2007年11月
（二）互感器异常原因分析 1、异常的发现：运行人员发现几台互感器膨胀器有漏油、变形
和油位普遍升高现象，于是对所有电流互感器进行
全面检查，发现这批互感器中有13台H2严重超标，并伴有一定的CH4产生。立即停止运行，并将这批互感器全部返厂。
2、返厂检查情况
（1）抽样情况
在全部返厂的60台电流互感器中，共挑选了39台有代表性的产品进行了高压试验，其中带过电的9台，未带过点的30台。在带过电的9台互感器中，7台H2大于10000ppm，1台H2为 84ppm，1台没有H2；试验项目为局部放电、介损和温升试验。（见明细表）不带电的30台互感器全部做了局部放电试验和介损试验.所有抽查到的互感器介损全部合格。

一起220kV油浸式电流互感器故障分析及防范措施研究

一起220kV油浸式电流互感器故障分析及防范措施研究发布时间：2021-10-26T09:22:08.933Z 来源：《中国电业》2021年第16期作者：吴定亮龙翱翔薛涛[导读]吴定亮龙翱翔薛涛贵州电网有限责任公司贵州铜仁 554300 0 前言本文针对220kVXX线A相油浸式电流互感器运行期间发生的波纹膨胀器动作故障，从高压电气试验、绝缘油溶解气体、解体划芯检查等方面综合分析，认为该电流互感器内部的铝箔及绝缘纸皱褶形成空腔，导致电容屏周围出现不均匀高压电场，发生局部放电，绝缘油分解出大量故障气体，是造成电流互感器故障的主要原因，由此提出一些防范措施，为修试运维人员分析和处理油浸式电流互感器缺陷提供参考。

由于电流互感器的绕制工艺存在一定分散性，工艺不良导致包裹一次绕组的铝箔及绝缘纸层出现皱褶，皱褶的出现，像平地里凸起一个峰，投运后在交流电场作用下发生放电。

故障初期，局部放电区域小，产生的气体少，低电压介质损耗试验反应不明显。

故障晚期，局部放电快速发展，产气速率剧增，顶开金属波纹膨胀器，倘若没有巡视人员及时发现，该电流互感器将会因内部压力过高而发生爆炸，引发复合型设备/人身事故事件。

5 防范措施本文对一起由铝箔及绝缘纸皱褶所导致的220kV油浸式电流互感器内部故障进行了分析。

故障表现为绝缘油中溶解气体严重超标，CHx786μL/L、H215347μL/L、三比值编码为010，判断认为该设备内部存在低能量密度放电故障。

结合解体划芯情况分析，铝箔及绝缘纸的皱褶会形成空腔，使得电容屏周围出现不均匀高压电场，发生局部放电，引起产品介损增加，介损增加后又导致局部过热及局部放电进一步扩大，最终造成产品产气速率剧增，出现膨胀器动作故障。

为了修试运维人员分析和处理油浸式电流互感器缺陷提供参考，特提出以下防范措施：a、该设备故障原因系铝箔及绝缘纸绝缘处理工艺不良导致，建议对同厂家、同批出厂的220kV油浸式电流互感器，在公司范围内有序进行绝缘油色谱试验，进行初步诊断。