110kV电流互感器金属膨胀器膨胀事故原因分析

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1378 B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。

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。

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：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