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。

（2）对问题产品继续解剖分析，检查膨胀器与外壳的密封结构。

（3）对该批产品进行全套出厂试验（部分试验项目提高试验标准），其中包括工频耐压（按出厂试验电压100%进行），局部放电（252kV,5分钟）和额定电压下介质损耗等主要电气绝缘试验。

（4）抽取一台产品进行解体检查。

（5）了解该批次返厂产品的换油处理工艺流程。

按照方案对该批产品进行油样化验的结果与现场试验结果相吻合，高压试验未发现异常。

4.产品解剖结果
“6.15”事故产品：该台产品在现场已被部分解体检查，仅剩器身和一次导电杆及一小部分油柜外壳，并且器身外包已被拆除，铁芯罩壳头部裸露，有击穿痕迹。

在厂里继续解体，直至拆到铁芯罩壳和铝管，未发现其它异常。

对抽取产品的解剖：完整产品进车间，车间通过切割后吊出器身，整个器身表面无任何放电痕迹。

在拆除外包前由车间测量工对器身外包绝缘尺寸进行了测量，测量数据为：外径648 mm，内径87/87 mm，头部高度483 mm，三点高度483 mm，厚度43mm，符合工艺控制标准。

接着车间按用户要求逐层拆除外包，并逐层检查，未发现明显缺陷。

5.产品换油处理工艺流程
厂家产品换油处理流程为放油-抽真空-放油-抽真空-抽真空注油-加压-静置-试验-油色谱试验。

厂家换油的标准工艺流程的时间控制为：预热/真空24h，注油6h以上，静置4天以上。

本次15台产品的换油工艺流程为：预热/真空12h，注油24h，加
油压24小时，静置2.5至3天。

本批产品的返厂换油流程较标准流程缩短了12h真空时间，增加了24h加油压的时间，缩短了1-1.5天静置时间。

本批产品安装前油中氧气含量都在1000ul/l以下，但是返厂后氧气含量却上升到9000～23000ul/l，油中含气量也达到了4%。

氧气含量异常增高一般是因为空气过多地溶解在油中，而如果抽真空工艺控制严格，油中氧气的含量和含气量是不会如此高的，也是因产品在返厂处理过程中抽真空不够彻底引起的。

6.事故原因分析
通过详细调查，分析了产品内部结构、返修工艺、包装、运输等可能存在问题的环节，认为引起电流互感器爆炸的主要原因是返厂处理过程的工艺不当所致。

本批产品在投运前的交接试验中因发现多相产品油介损不合格而实行了返厂检修处理。

据了解在返厂处理中，主要实施了以下处理流程，即放油-抽真空-放油-抽真空-真空注油-加压。

返修处理工艺的抽真空时间要求为24h，返厂处理时缩短了12h。

分析表明，在重新注油过程中，由于绝缘纸处于饱和浸渍状态，其透气性与新绝缘纸有很大的区别，而该厂采用注满油后维持真空时间偏短，导致在“抽真空-注油”环节中出现脱气不彻底，另外新注的绝缘油也可能存在真空滤油脱气不完全的问题，这样就很可能在二次绕组内部腔体上部形成少量的气体，这些气泡短时间内大部分积聚在二次线包铝罩（地电位）附近。

由于注油后抽真空时间偏短，在随后进行的出厂例行交流耐压和局部放电试验时，内部残留气体尚未渗入到油纸内部，而是留在地电位的铝罩附近，因此其绝缘水平是正常的。

经过长途运输后，内部残留气体逐渐渗入油纸绝缘，并使绝缘强度大幅度降低。

设备到达现场后，虽然按规程要求进行了现场电气交接试验和油气分析试验，但这些常规技术手段是无法发现上述注油工艺问题留下的技术隐患的。

在全压带电后即引起高强度局部放电，运行不久就造成绝缘击穿事故。

这点从返厂后油样试品的氧气含量和油中含气量异常升高存在极大相关性，说明返厂注油过程确实使得油中气体含量出现显著异常增大，从而导致这两起严重事故。

目前针对这一工艺缺陷开展现场检验还存在诸多困难，其中主要是局部放电检测的难度很大，除非在专门建设的室内实验室进行，否则现场很难具备背景噪声很小的试验环境。

这类工艺缺陷主要发生在少数返厂或“回炉处理”的产品上。

对于正常出厂的新品，其工艺质量还是有足够保障的，从大量投运的新设备的良好运行状况也验证了这一观点。

7.倒置式电流互感器的技术问题
（1）关于倒置式电流互感器的油介损问题
油的介质损耗因数tanδ反映的是在交流回路中，由于油中内部电荷不平衡，导致与施加电压同相位的电阻性泄漏电流产生有功损耗。

在变压器油质量分析中，我国一直使用介质损耗因数试验值来衡量变压器油的的劣化和受污染程度。

介质损耗因数与油的净化程度，油的老化程度和油中所含水分的状态有关，水在油中呈游离水或乳化水状态时，对介质损耗因数造成的影响明显。

油纸绝缘型互感器的油介损指标的测量主要受到以下因素的影响，包括：含水量，油中杂质含量，油质老化程度（在此排出因试验设备不良，或试验时操作不当，及取样或保存时油样遭到污染所造成的油介损偏高）。

油浸倒置式电流互感器，采用全密封结构，内部的绝缘油与外部空气无接触的通道，且产品内部也不存在任何气体空腔，因此除非产品有渗漏油情况，否则不存在绝缘油因接触空气发生老化或短时间内因运行发生自然老化，以及进水受潮的可能性。

油浸倒置式电流互感器，因其结构设计紧凑，产品的用油量仅为传统产品的1/3至1/4，因此在含水量、试验条件等相同的情况下，倒置式产品更容易出现油介损超标的情况。

这是由于这类产品用油量很小，在单位体积的绝缘油中杂质的含量会高于传统互感器。

特别是在产品放置一段时间后由于油中杂质沉淀，造成底部取油样时杂质被集中取出，容易导致油介损偏高。

从主绝缘的结构来看，油中杂质不可能倾入到主绝缘内部。

油浸倒置式电流互感器主绝缘由电缆纸和皱纹纸相互紧密包裹而成，这种绝缘结构在浸渍绝缘油的同时，已将油中杂质自然隔离于主绝缘之外。

从主绝缘的材料构成来看，油纸复合的绝缘，单一的绝缘油
不能完全代表产品主绝缘。

因此，油介损尽管从一定条件下可以反映绝缘油的品质，但无法真正反映并用于判断互感器本身绝缘性能。

能够反映产品主绝缘性能的主要指标之一是主绝缘介损，特别是10kV至最高运行电压下测得的主绝缘介损及介损增量。

因此，对于油介损超标的产品，可结合停电检修复查产品的主绝缘介损以及油中微水含量。

（2）关于制造工艺
倒置式电流互感器结构紧凑，场强高，因此对制造工艺的要求极高，近乎苛刻，任何工艺程序的改变都可能造成产品质量缺陷。

因此制造厂和用户必须严格按照制造厂的工艺控制标准进行生产和检修，无论任何原因都不能改变工艺流程，以免该产品质量带来安全隐患。

8.防范措施
（1）对于油浸倒置式电流互感器，制造或检修时应严格按照标准工艺进行，不能因为时间问题而降低对检修工艺要求。

（2）对于互感器应严格按照工艺要求取油样。

（3）对于油介损超标的油浸倒置式电流互感器，可结合停电进行主绝缘介损以及油中微水含量测试。