高压电流互感器运行情况分析

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1、维普资讯http://www.cqvip.com30东北电力技术2006年第1】圳高压电流互感器运行情况分析OperationAnalysisonHVCurrentTransformers潘秀宝，张仲先(东北电网有限公司，辽宁沈阳110006)从绝缘介质分，高压电流互感器(简称TA)有246“L／L和237uL／L。厂家认为主要是TA不锈充油和充SF6气体之分。r}1于东北电网允SF6气体的钢膨胀去氧不彻底造成的，出厂时并没有反映TA数量较少，因此暴露出的问题也不多。问题主要柬，经过一段时间运行，逐渐扩散到油中，试验时集中在充油TA上，归纳起来主要有以下几

2、种类型。便显现出柬。还有·种油中氧气含量超标，同时其他可燃性l油中含有乙炔气体气体，例如沙河营变电站220kV沙绥l号线C相TA包家变电站l号主变66kV主三次侧A相TA(型和合心变l站220kV合北乙线A相TA，油色谱分号为LVB一66W2，沈变互感器厂l999年8JJ生产)。析结果参表l和2。2005年8月30日定检发现油中乙炔含量超过注意表1220kV沙绥1号线c相TA油色谱数据uL／L值，达到6．82“L／L，8月31F1、9月l几复试分别为7．44L／L和7．95L／L，其他气体组分没有明显增长。r}1干乙炔含量增长较快，9』13H停电进行了更换

3、。9月23口对其进行了解体检查。在拆除一次导表2220kV合北乙线A相TA油色谱数据uL／L电杆时，发现在其P2端与互感器头部各有一处放电!：兰：：!：：：：：坚鳖点(长约2cm，宽约0．4cm，灼伤深度约为0．1cm)，2003ll88l6l27．33．13．11．1l4．6两处放电点位置瓦相对应。2004-1O一18886477709325．32．2l7．71．1346。3泫TA为倒置式，其一次导电杆的Pl端与互感器头部绝缘，P2端与互感器头部应为等电位。但战埘这种仃在高能放电缺陷的TA，只能予以更处的密封耐油胶垫使P2端与互感器头部接触不良，换。致使

4、互感器头部电位悬浮，与P2端之间形成电位差沙营变电站1号主变三次侧66kVTA(型号进而引发放电，油中乙炔气体由此产生，存存放均为LVB一66W3，沈变互感器Jl‘2002年牛产)，2004电性缺陷。年5月17日投运。投运前交接试验发现9支TA中存在这类缺陷的类似TA数量少，由于现有3支油中总烃含量超标，2支油中氢气含量超标。场缺乏有效的处理手段，对这类TA只能返厂处理后经厂家在现场充氮气脱气处理后投入运行。2005或者更换，因此对系统的安全运行威胁较大。年5lJlJl】F1，进行定期高压试验时发现l号站用变回路A、C相和1号电抗器路A、c相4支TA2油中

5、氢气含量超标介损值超过J家规定的注意值(0．5％)。为r进一这类缺陷以新投产的设备居多，例如沙河营变步判断设备绝缘状况，对同型号的9支TA进行油色电站l号主变500kV侧B相TA和500kV高沙1号谱分析(厂家规定允许取油样)，结果发现上述4线C相TA(型号均为LB3—500W2，原沈变感支TA及l号土变主三次B相TA油中氢气和总烃含器厂生产)，2004年投运不久油中H含量分别达剑量远远超过规程规定的注意值(表3)。．维普资讯http://www.cqvip.com2006年第11期东北电力技术31从i则结果看，4_支介损值超标的TA，油t氯热，东侧为5}

6、{_4℃，西侧为64℃，其他正常相TA气含量均接近30000L／L，总烃t主要成分足【}J⋯次接线端『J温度为34．5℃，外温为29℃。烷，f没有乙炔。综合分析判断，这4支TA_日『能是8月30只安排调整运行方式，将Ⅱ串联络5022密封失效，宅气和潮气进入TA内部，致使绝缘受潮开关和TA退出运行，运行人员红外测温发现绥高l介损超标，油中气泡放电产生大量氢气和甲烷等气线5021TA(美围雷兹公司产品)B相一次接线端体。为避免发生意外，于5月31日将9支TA部西侧过热，温度为107℃，最高达l2l℃。更换，具体情况有待于解体检查验证。事情发生后，锦州超高压局联

7、系上海霄兹互感器厂派人到现场检查处理。经检查发现过热原因并3介损值变化非TA本身停住问题。而是由于TA·次绕组串并联以往这类缺陷土要集中任投运时间较长的老旧转接连片在空气中长时问暴露被氧化，现场安装时TA上，例如原沈变瓦感器厂生产的第一代LB500施工单位未按厂家工艺标准施工，没有去除氧化层型500kVTA以及500kV东长哈T程中投运的南和涂导电膏，致使串并联转接连片之间的接触电阻京电瓷J产220kVTA。2005年预试中发现冯屯变增大，任流经大电流时遂出现过热现象。经厂家人电站多台500kVTA介损值增火、超标，具体数据员现场处理后，TA一次接线端子过

8、热问题得到解列丁表4。决。表4冯屯变电站TA介损值眈5事例分析安装