一起油浸式电流互感器事故分析

徐 鹏，付文波，盛智蕾，陈 昊，谭风雷，张海华

(国网江苏省电力有限公司检修分公司，江苏 南京 211102)

0 引言

电流互感器(current transformer，CT)是电力系统保护及测量的主要设备，其可靠运行对电网的安全稳定有着重要影响[1-5]。近年来，油浸式电流互感器在运行过程中事故频发[6-9]，导致设备停役与电网运行方式变更，给相关地区电网的安全稳定运行带来了压力，在全社会用电量长期保持在高水平的大背景下，对电流互感器故障成因、演变过程、发展趋势展开研究具有重要意义[10-14]。

文献[15]针对一起某500 kV 油浸倒置式电流互感器故障，结合同批次产品试验情况分析故障成因，对预防设备的绝缘损坏具有参考意义。文献[16]基于油浸倒置式电流互感器的结构特点，针对产品工艺及运行特性展开分析，得出了事故产生的原因。文献[17]从油浸倒置式CT 绝缘设计的3 个关键部位出发，对CT 在运行过程中产生缺陷的原因展开分析，具有重要参考价值。

上述文献从不同角度对油浸式电流互感器的结构工艺、缺陷产生以及故障演变展开论述，对于提升设备的专业管理水平具有重要指导意义。下面针对一起500 kV 油浸式电流互感器爆炸事件展开调查，基于多种方法的综合运用，研判了故障原因，并提出了相应的应对措施，为同类型设备的运维决策及故障诊断提供参考。

1 事故简介

2020 年9 月，某500 kV 变电站1 号、2 号主变压器相继跳闸，无负荷损失，相关主变压器和线路潮流可控。1 号主变压器5013 A 相CT 本体故障燃烧，站内运维人员立即启动消防预案。

经现场检查，发现5013 CT A 相本体故障燃烧，器身散落，瓷套炸毁，5013 CT A 相P1 侧一支引线有烧蚀痕迹。5013 CT 上方2 号主变高跨线上部分悬式绝缘子和引线表面有熏黑痕迹。

初步分析认为本次故障原因为：

(1) 5013 CT A 相主绝缘击穿，导致1 号主变差动保护动作，1 号主变跳闸。

(2) 5013 CT 故障燃烧后产生大量烟雾，升腾的烟雾造成2 号主变高压侧入串跨线(5013 CT 正上方)对故障CT 放电，导致2 号主变差保护动作，2 号主变跳闸。

该CT 为OSKF-550 型，2001-08-10 出 厂，2002-08-30 投运，工频耐压水平680 kV。

2 返厂诊断试验

由于故障相CT 已烧毁，故对非故障CT 开展诊断试验。取油样检测发现两台非故障相CT 含气量分别为17 mg/L，18 mg/L，超出规程要求的10 mg/L。进行绝缘、直阻、介损等常规试验，未见异常。随后进行高压试验，顺序依次为：局部放电→高压介损→雷电冲击→雷冲后局放→局放复测→操作冲击→操作冲击后局放复测→高压介损。

采用平衡法，同时测量两台非故障相CT B 相、C 相的局部放电量，测试结果为6 pC。局放测试后两台非故障CT 的高压介损测试结果见表1，2。

表1 局放后高压介损测试结果(B 相)

表2 局放后高压介损测试结果(C 相)

高压介损测试结果表明，两台非故障相CT 整体介损和头部介损随着施加电压的升高出现一定程度增长，排除了直线段部分受潮的可能。

随后，对两台非故障相CT 并联进行雷电冲击试验，1 550 kV/±极性15 次通过。雷电冲击后，再次采用平衡法测试两台非故障相CT 整体局放。550 kV 电压下出现局放信号，起始局部放电量16 pC，680 kV 电压下局部放电量为16 pC，降压至330 kV 时，局放信号消失。测试两台非故障相CT 直线段局放，未见明显局放信号。测试两台非故障相CT 头部局放，升压至450 kV 时出现局放信号，550 kV 电压下局部放电量为14 pC。

单独测试两台非故障相CT 整体局放，C 相CT 550 kV 下未见明显局放信号，B 相CT 500 kV电压时出现局放信号，局部放电量为15 pC。

雷电冲击后局部放电试验过程中，随着试验电压升高，局放幅值未见明显增长，局放信号变得密集，符合油隙放电特征。

选择试验过程中局放信号较为明显的B 相CT取油样检测，分别取储油柜上部油样和本体下部油样，并且在拆解前排油过程中，每排50 kg 油取一次油样做色谱检测，结果如表3 所示。

表3 拆解前油色谱结果(B 相) μL/L

B 相CT 头部的乙炔含量明显偏高，与高压介损试验结果以及局部放电测试结果表征一致。

3 解体分析

3.1 故障相CT 拆解

故障相CT 已烧毁，对其进行解体检查，发现器身已炸裂，与二次引线管脱离，一次导杆弯曲变形。取下器身外壳，发现器身P2 侧三角区烧损严重，绝缘纸碳化碎裂。将绝缘纸剥离后，发现铁心罩壳外部对应P2 侧三角区位置有大面积烧蚀痕迹。两片罩壳已错位，P2 侧罩壳已裂开。打开铁心罩壳，检查内部铁心及二次绕组，未见明显烧蚀、碳化痕迹。检查二次引线管，发现与之相连的接地线存在放电痕迹。

3.2 非故障相CT B 相拆解

随后对非故障相CT B 相进行解体，剥离器身绝缘纸过程中发现P1 侧一处矩形补偿脚环存在放电痕迹，位于中间屏和铁心罩壳之间，贯穿6 层绝缘纸。其余部位检查未见明显放电痕迹。

解体过程中发现该CT 头部包扎工艺分散性较大，手包绝缘存在褶皱、鼓包现象，且局部涂胶不均匀，补偿脚环修剪不规整等。另外，该型CT 膨胀器油位指示装置存在设计缺陷，膨胀器油位指示装置与膨胀盒下部没有直连，而是通过卡扣配合，卡扣与杠杆的一端存在一个小的空隙。膨胀盒膨胀时，盒子底部下移，多出一个空的行程，不能反映真实油位。

结合以上拆解可以发现，故障相CT 的击穿部位与非故障CT B 相的放电部位位置相似，均处于头部三角区。

故障CT 的绝缘水平偏低，在长期运行过程中绝缘逐渐劣化，最终发展成为主绝缘击穿。故障电流路径为一次导杆—头部罩壳—铁心罩壳—二次引线管。

4 结论

本次事故原因为电流互感器主绝缘击穿。该电流互感器工艺分散性较大，存在头部绝缘褶皱、鼓包、局部涂胶不均、修剪不规整以及膨胀器油位指示装置无法反映真实油位等共性问题。

该电流互感器入网时间较早，绝缘设计值偏低，工频耐压只有680 kV，低于现行标准740 kV 的设计要求。为避免类似事故再次发生，提升设备运行可靠性，建议加强对同型号电流互感器的运行状态跟踪，开展隐患排查工作，并结合停电计划合理安排更换。