版权信息 主管单位：中国电力企业联合会 主办单位：中国电力教育协会 国际标准刊号：ISSN 1007-0079 国内统一刊号：CN 11-3776/G4 联系我们
|
电流互感器设计结构优化
1.引言 近年来，油浸倒置式电流互感器以较大的优势逐步取代了常规油浸正立式电流互感器，但对该类互感器的设计水平、制造工艺要求较高[1]。设计人员要充分掌握设备的运行环境（特别是温差变化引起的油位变化）；制造工艺要求较高，材料选用更严格；运行中油位的控制更需谨慎、严格，对运输的稳定性要求更高等特点[2]。 笔者就兰新客专变电站330kV电流互感器的故障情况进行了简要的分析，并提出了一些改进意见。目的在于从根本上解决该类电流互感器存在的不足，优化设计结构，提高设备制造质量，严格控制设备制造工艺流程，减少因油浸倒置式电流互感器故障引发的电网事故，确保电网的安全稳定运行。 2电流互感器故障情况统计 兰新铁路客专（甘青段）系统集成电力电气化工程共安装102台AGU-330电流互感器，该批产品在2014年6月28日-12月1日陆续投运，从11月24日至12月8日共出现5台产品故障，3台产品油位异常，表1。
表1 故障或异常电流互感器 Tab1. Current transformer in fault or exception
6月28日至11月6日，共带电45台，截止12月8日未见异常。从表1看出，11月17日到12月2日共带电57台，截止12月8日出现故障产品8台，故障率为14.03%。在所发生故障的互感器中，互感器瓷套或储油柜发生爆裂着火的占62.5%，说明事故造成的危害是巨大的，后果非常严重。 3 事故调查分析 3.1现场解体检查。
12月6日，在现场对红柳河南变A相（型号：AGU-363,工作号：13A07251-1）油位异常的产品进行解剖（见图1），并取油样进行了色谱分析。从解剖图片看出，绝缘包扎纸无褶皱，制造工艺符合标准。油化验结果：CO(μL/L)含量18.44、CO2(μL/L) 含量128.46、CH4(μL/L)含量366.23、C2H6(μL/L)含量75.17、C2H2(μL/L)含量0.64、H2(μL/L)含量1249.33。从绝缘油简化结果看，存在C2H2、CH4和H2等特征气体，表明互感器内部绝缘受潮。从多个现场观察，互感器没有漏油的情况，潮气不可能进入器身内部，可能是设备制造过程工序干燥不彻底。水在电场的作用下电解产生H2，当H2含量较高时就形成气泡，这些气泡在电场中的电场强度比油高，在高场强的作用下进一步电离，电离出的离子对烃分子撞击，使C-H、C-C键断裂，加速绝缘材料的劣化。造成局部放电、过热和轻微电弧的可能性[9]。生厂家对厂内此批产品整个过程即设计、工艺、原材料、绝缘包扎、器身干燥、产品装配、试验到包装的全过程记录进行检查，发现在产品器身入炉干燥过程中存在入炉台量严重超标的现象，按照规定330kV电压等级电流互感器干燥时每炉为10-12台[4]，而此批产品干燥时每炉为18台以上，导致产品受热不均匀，部分产品干燥不彻底。由于设备存在局部缺陷和受潮，绝缘强度较低，在运行电压作用下，缺陷处局部过热产生气体，并逐渐累积最终导致膨胀器冲顶。
图1 包扎工艺情况 Fig.1 Dressing process 清水北、大通、石板墩南等5台着火的电流互感器进行检查，金属膨胀器冒顶着火，储油柜炸裂（见图2）。一次绕组严重损坏，二次绕组外绝缘层大部分严重烧毁（见图3、图4），发现二次绕组屏蔽罩内环外表面有明显的放电痕迹（见图5）。经过专家组解体鉴定，5台互感器均为主绝缘损坏，一次绕组导电杆对二次绕组屏蔽罩放电，放电电弧造成内部压力突然升高，致使互感器头部储油柜炸裂，可绕气体与空气接触着火。 图2 冒顶着火的情况 Fig.2 Fire on the roof caving
图3 故障着火后的情况 Fig.3 Fire after fault
图4屏蔽罩及二次绕组烧损情况 Fig.4 Burnout of the shield and secondary winding
图5 屏蔽罩内环外表面的放电痕迹 Fig.5 Discharge trace on the exterior surface in inner ring of the shield 3.2工厂解体检查。
为进一步查明事故原因，决定将一台异常的互感器（图6）进行工厂试验和解体。12月16日-17日，该电流互感器在工厂进行了相关验证试验。常规试验（如绕组直流电阻、变比、低压介质损耗等）未发现异常。然后根据事故分析实际需要做了5个小时的工频电压下的特殊试验，即每次局部放电量测试后做高压电容量及介损测量试验。 a)局部放电试验，试验数据如表2
图6 返厂检查的故障互感器 Fig.6 Fault transformer back to the factory
表2 局部放电量测试数据 Tab.2 Test data of partial discharge capacity (a)第一次局放测量 10:35,电压(100～251) kV
(b)第二次加压局放测量 （11:35) 电压(123～408) kV
(c)第三次（1.2～0.8）Um/√3kV电压下监测局放
(d)第四次进行局放监测（15：05～15:55）
规程规定330kV电流互感器在1.1/ b）电容量及介损测量试验，试验数据如表3
表3电容量及介损测量数据 Tab.3 Test data of capacity and dielectric loss (a)第一次：局部放电后介损测量电压(10～210) kV
(b)第二次：局部放电后介损测量电压(10～210) kV
(c)第三次：历时3小时局部放电监测后，复测电容量及介损 电压(10～210) kV
(d)第四次：1.2Um/√3kV电压下1小时局放监测后，复试电容量及介损 电压(10～210) kV
从测试数据看，前两次电容量和介损测量数值与出厂实验数据比较接近。第三次试验，在电压升高至100kV后介损与第二次比较增长较为明显，变化0.13；第四次与第三次电容量及介损测量值变化比较明显，第四次变化超过一倍，介质损耗异常增大，互感器二次绕组部分电容屏可能击穿。 c）绝缘油色谱分析 局部放电检测后进行绝缘油油色谱分析，发现随着试验时间的延长，油中气体除H2和CH4含量有轻微增加外，其余气体含量没有明显变化，表明没有电弧放电的可能性。而H2和CH4含量有所变化是局部放电将附着气泡被击穿时产生的[6]。 d）低温及温差试验 工厂为找到家族性缺陷的症结，将这台互感器与同批产品中的另一台互感器（合格产品）放在加热容器内加热到60℃，完成真空注油，然后冷却至5℃。我们观察互感器的油位，油位在正常范围。我们打开互感器顶部密封盖，油位下降约3.5-5cm，补油17升至正常油位。文献[3]对绝缘油热胀冷缩研究表明，对于温度范围在-17.5～65℃，热膨胀系数为0.00073。该互感器注油量约为420升，假设在60℃时注入400升绝缘油，冷却到5℃经计算其体积为384升，体积变化16升。根据调查，本批产品是在8月份完成真空注油（温度28℃），而设备投运正直严冬12月初（温度-10～-30℃），温差在38～58℃，与模拟实验相吻合。互感器的容积不变，在低温下绝缘油冷缩，在低压强和表面张力的作用下，绝缘油沿器壁爬，形成中间空隙和气泡[4]，结构如图7所示，二次绕组④外绝缘与油面绝缘层减小。
①膨胀器外壳 ②膨胀器位置指示器 ③金属膨胀器 ④二次绕组 ⑤ 一次绕组 ⑥储油柜 ⑦主绝缘 ⑧瓷套 图7 AGU电流互感器纵向剖视图 Fig.7 Longitudinal profile view of AGU current transformer 倒立式电流互感器主绝缘全部包扎在二次绕组上，电容型电流互感器充分利用材料的绝缘性能，在绝缘内设有导体或半导体的电屏，把油纸绝缘分成很多绝缘层，每对电屏连同绝缘层就是一个电容器[1]。为了保证电压在电屏之间的均匀分布，应使每对电屏之间的电容量基本相同，通常按等厚设计[1]。即各相邻电屏之间绝缘厚度彼此相等。倒立式电流互感器外壳和导电杆为等电位，电位分布原理如图8所示。 Fig.8 Partial pressure diagram of vertical current transformer 生产厂家引进国外设计理念，互感器尺寸结构紧凑，容积小[11]（容器外壳在④和⑥处距离二次绕组最外绝缘层只有6mm），节省成本。但引进国外设计理念同时要充分考虑国内各个地区的运行环境。我们查阅了同类型设备其他生产厂家资料，互感器的设计容积均大于该产品，显然，设计技术人员以追求降低成本为出发点，对该批互感器的运行工况考虑欠佳。在低温（投运期间环境温度在-20～-31℃）昼夜温差在30℃左右，一是绝缘油冷缩，导致产品内部出现负压；二是在低压强和表面张力的作用下，绝缘油沿器壁爬，形成中间空隙和气泡，电压分布不均匀。在轻载高场强的工作状态气泡击穿和间隙放电，使绝缘介质的绝缘强度降低，电容屏逐渐破坏[12]，最终一次绕组导电杆对二次绕组屏蔽罩放电，放电电弧造成内部压力突然升高，致使互感器头部储油柜炸裂。另外，小容量设备在经过烘干处理后，在常温下真空注油过程中不可避免的带进水分，在常温运行情况下运行绝缘是不会受到影响，但在低温状态下，绝缘材料和油中水的溶解度是不一样的，在低温下绝缘油中的水分会释放出来进入绝缘材料，达到新的平衡，绝缘材料吸收水分后，绝缘性能进一步降低[13]，此批产品存在干燥不彻底的缺陷，进一步加速绝缘材料劣化的速度（电气设备在低温环境下投运表现更为突出）。 4 技术改进与防范措施 4.1 技术改造
1）引进国外技术的同时，要认真研究倒立式电流互感器的结构，充分考虑设备的运行环境，特别是低温、温差大、高海拔等地区，综合考虑绝缘油热胀冷缩后的特性和电场分布[8]，建立数学模型，计算设备的绝缘余度，并通过试验反复验证，找到最优设计方案，解决局部因绝缘油在低温冷缩，容器内出现负压，形成气泡或间隙，加剧电场分布的不均造成绝缘损坏的事故。针对这批产品的缺陷，经过专家组和生产厂家核算，将磁套管直径由原500mm增加至600mm，头部尺寸采用500kV油浸倒立互感器设计，整个容器增加了约150升。经计算进一步优化了电 图 8 倒立式电流互感器分压原理图 场的分布，增加了绝缘余度。对改造后的产品做了温度试验，有效减少绝缘油低温冷缩后引起沿器壁爬现象，同时降低端屏间电场分布。 2）研制新型电屏材料。柔韧性好、透气性能优良、膨胀系数小、耐腐蚀、抗拉性强度高等优点的电屏材料[5]。 3）工厂进一步研究倒立式电流互感器头部支撑件固定和电容屏接筒的固定，满足运输中振动、颠簸，起吊等因素造成电容屏损坏，二次绕组移位等缺陷[14]。 4）对小容积、真空注油产品，工厂考虑设计取样阀门，便于运行中取样和带电补充油，并明确允许取样次数及每次取油量[12]。 5）针对恶劣环境运行设备，生产厂家要明确规范在低温投运前应做哪些试验和检查。 6）油浸倒立式电流互感器宜采用串组式膨胀器（适当增加串组数量），增加内腔互通，油的流动，压力传递，减压缓冲的能力[15]。改进油位标识，设置油位限制标志[5]，确保在温度骤降时有充足的油量。 4.2提高产品制造质量
1）设备制造要严格按照生产工艺进行，严禁因供货因素赶工期，违背生产控制程序，让存在缺陷的产品出厂。比如对绕组绝缘包绕、干燥、浸渍和试验等，从源头上提高产品的质量。 2）提高设备材料和零部件的质量，厂家应选用最优质的电屏材料、绕组材料、外壳材料和可靠的零部件供应商[5]。从根源上杜绝因选取材料不当引起电击穿事故，用优质新型材料代替铸铁器件和密封材料。 3）控制头部、高压绝缘套管和底座法兰密封面选择的材料，选用收缩系数一致的材料，防止温度骤变引起油泄露[7]。 4.3设备试验
1）设备出厂试验除完成常规例行试验和特殊试验外，建议增减高压电容量和介损测量，完成半运行电压和运行电压下的电容量和介质损耗测量。 2）《电力设备局部放电现场测量导则》DL/T417-2006规定互感器局部放电量测量时间为1.1Um/ 3）新安装的电气设备应完成全项目试验，积极开展对比试验，发现与出厂试验数字有差别时，与厂家及时沟通。有条件，建议投运前做局部放电量和电容量抽检试验。 2）在设备完成安装投运之前，要按照相关标准完成交接验收试验。 3）存放时间较长的设备应重新完成交接试验，在低温环境新投产品，要严格按照出厂说明书完成相关实验和检查，并增加设备巡视次数。 4.4运行维护
1）互感器投运前应检查各部位接地连接是否可靠，如电容型互感器的末屛接地，谨防出现内部悬空的假接地，同时检查接地网状况，防止出现末屛与接地网间的虚接现象。 2）研制和安装互感器在线监测装置、带电检测装置，借助设备状态检修手段，如局部放电、红外测温等结果，及时掌握互感器运行状况，将事故消灭在萌芽状态。 3）在运行中，除了积极开展状态检修、在线监测等工作外，仍需严格执行试验规程的相关条款进行预防性试工作[9]，严密关注设备的运行状况。 5 结论 本文通过对一批存在家族性缺陷的油浸倒置式电流互感器进行跟踪分析，查明事故原因，提出解决方案，从技术改造、产品制造、设备试验和运行维护等方面给出应对措施。 参考文献： [1]Ling Zishu. 《High Voltage Transformer Technical Manual》[M]. Beijing： |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
