互感器事故与故障统计分析

9.5　互感器事故与故障统计分析

9.5.1　互感器损坏事故统计

根据国家电网公司各个省电力公司报送的数据统计，2004年度国家电网公司的110kV及以上电压等级互感器共发生5台次电流互感器和7台次电压互感器损坏事故。以国家电网公司110kV及以上电压等级的各类运行中互感器为基数，计算互感器年损坏事故率：

年损坏事故率＝（损坏事故台次/在运总台数）×100%

　　　　　　＝（12/185　296）×100%＝0.006　5%

2004年度互感器年损坏事故率比2003年上升0.000　5%。尤其是2台进口500kV电流互感器事故应引起关注。

9.5.2　互感器损坏事故原因分析

在5台次电流互感器损坏事故中，2台次是进口500kV电流互感器，3台次是国产200kV电流互感器；在7台次电压互感器损坏事故中，110kV电磁式电压互感器2台次、220kV电容式电压互感器4台次和550kV电容式电压互感器1台次。

2台次500kV进口电流互感器，一台次是德国雷兹公司美国工厂2002年生产的，型号为OSKF－500，安装在江苏苏州车坊变电站5053B相上，2004年6月投入运行，2004年11月24日在正常运行中突发爆炸事故，端部严重损坏，相邻刀闸也损坏。从解体检查情况看，其事故原因是端部绝缘包扎工艺缺陷，再加上内部场强高，导致局部放电，最终击穿爆炸。另一台次是安装在北京顺义变电站顺安二线5021B相上500kV　SF₆电流互感器，它是法国施耐德公司1999年1月1日的产品，2000年10月28日投入运行的，2004年9月6日在运行中发生内部闪络。现场检查发现该电流互感器二次端子盒盖掉落在地上，顶部安全阀防雨帽飞落且安全阀打开。解体发现屏蔽罩、内导电杆、外导电杆和电容均压屏不同程度烧灼，其中外导电杆、电容均压屏和磁屏蔽，部分被烧融，电容锥表面的绝缘已经被烧黑，末屏接地线被烧断等。导致这次事故的主要原因为电容锥场强高（轴向电场强度约为8　000kV/m＞国内控制的3　000～4　000kV/m）、制造及装配工艺不良。

3台次国产220kV电流互感器分别由南京、湖南和广东三家公司生产的。其中，1台次是南京某厂1983年7月产品，型号为LB－220，安装在安徽宜城供电公司220kV宁国变电所莲宁2892间隔B相上。2004年8月19日19时12分，在运行中突发短路爆炸起火事故，瓷套全部炸裂。事故原因是主绝缘电容屏设置数目不足，造成屏间场强高，安全裕度小，再加上该产品为老旧产品，绝缘已老化而造成的。另1台次是湖南某厂1997年8月产品，（型号为LCWB2－220/4x300），安装在重庆永川供电局来苏变电站202号B相上，2000年12月投入运行。2004年3月25日在运行中该电流互感器二次接线端子内部线头子脱落放电。发生事故的原因是制造工艺不良，且线头采用螺母紧固时存在超头现象。第3台次是广东某2003年12月生产的SF₆电流互感器，2004年8月13日投入运行，型号LVWB－220W2，安装在宁夏石嘴山供电局220kV落石滩变电站母联间隔A相上。2004年12月27日在运行中突然爆炸，两套母差保护均动作，220kV母线全停。造成这次事故的原因是由于该电流互感器二次绕组屏蔽罩接地引线脱落，致使二次绕组均压罩电位悬浮且对二次绕组及引线放电，导致电流互感器在运行中发生爆炸。

4台次220kV电容式电压互感器损坏事故中，2台次是桂林某厂产品，其中1台次是2004年2月生产，型号为TYD2－220/3－1.1.5H，安装在江苏南通220kV海门变电站4633海中1线A相上，2004年6月6日投入运行。2004年7月12日17时33分，在运行中突然发生爆炸事故，分压器上节瓷套扎裂。事故原因是长方形夹板的尖角与瓷套间距过小（约4mm），在尖角处电场畸变，场强过于集中，对瓷套造成绝缘损伤；再加上线路侧无避雷器，防雷保护靠母线避雷器，当线路遭雷击跳闸，在重合前线路再次遭雷击，则导致线路侧电容式电压互感器因雷电波冲击损坏。另1台次的型号为TYD－220，安装在湖南岳阳电业局220kV护城变电站，因中间变压器高压侧并联避雷器在工作电压下击穿损坏，二次无电压输出及漏油严重被更换。

再有2台次分别是无锡和锦州某厂的产品。其中安装在500kV沙岭变电站220kVⅡ母线上的是无锡某公司2003年的产品，型号为WVB3220－10H，2003年6月19日投入运行。2004年1月11日9时13分Ⅱ母线差动保护电压闭锁元件及220kVⅠ，Ⅱ母线失灵保护电压闭锁元件动作，现场检查发现220kVⅡ母线电容式电压互感器C相本体有间断性异音，立即退出运行。解体发现高压电容与中压电容之间的抽头与中间变压器的连线在电磁单元内部与电磁单元上盖有放电痕迹，连线绝缘已被烧损50mm左右。其原因是采用连线的绝缘纸材料比较脆，装配时连线角度不合理，电磁单元上盖安装时造成连线出现折角并与电磁单元上盖接触，运行后长时间震动使连线绝缘损坏而放电。而安装在湖南衡阳电业局烟州变电站1母线B相上的是锦州电力电容器厂的产品，型号为TYD－220－0.01，事故原因是由于电磁谐振导致互感器损坏。

1台次500kV电容式电压互感器损坏事故是无锡某公司2003年9月的产品（型号为WVB2　500－511）安装在500kV董家变电站王线C相上，2003年9月25日投入运行。2004年8月27日主控制室警铃响并发出信号，强迫停运。解体发现中间变压器一次线圈与箱体底板的距离太近。同时发生放电处的一次线圈铜皮有皱褶，正是这些问题最终造成了这次贯穿性的击穿事故。

2台次110kV国产电磁式电压互感器损坏事故均是衡阳某厂1991年3月的产品，安装在重庆南岸供电局金家岩变电站110kVⅠ母线A，C相上，型号为JCC1－110GY，2000年6月投入运行。2004年8月9日，在运行中互感器的膨胀器动作，高压绕组绝缘几乎为零。经分析，原因是系统谐振过电压造成互感器绝缘损坏。

9.5.3　互感器故障和缺陷统计

2004年度，通过现场运行、管理人员的认真巡视以及预防性试验，及时发现并消除了大量互感器故障和缺陷，确保了互感器的安全运行。根据公司系统各网省电力公司报送的设备故障和缺陷统计，2004年度共发现110kV及以上电压等级的互感器故障与缺陷860台次，占在运互感器总台次的0.46%。

从统计情况可以看出，互感器故障与缺陷主要集中于绝缘色谱、本体介损、渗漏油或气体泄漏及绝缘油介损超标四大类，其他故障与缺陷有电容式电压互感器的电磁元件故障、电容量变化大及分压器故障等。其中绝缘油色谱超标为381台次，占总故障与缺陷台次的44.3%，其次为互感器本体介损超标、渗漏油或气体泄漏及绝缘油介损超标，它们分别占总故障与缺陷台次的19.1%、14.5%和5.5%，具体见表9－3。

互感器中绝缘油色谱超标台次比2003年度有较大增加，所占比例也较大，其主要原因是由于内部很多情况集中表现在绝缘油色谱分析上，甚至包括一些非放电性故障，如油的质量、材料的情况等。尽管这些不一定造成互感器频繁事故，但毕竟在绝缘油色谱分析上有所反映，再加上现在一般不具备互感器频繁检修条件，于是往往采用更换或返厂修理的方式。

互感器中绝缘油色谱超标主要表现在油中氢气（H2）或乙炔（C₂H2）等成分超标，例如河南省电力公司在26台次电流互感器缺陷中有6台次油色谱超标，其中5台次为乙炔（C₂H₂）超标（包括2台次氢气和总烃均严重超标）、1台次氢气（H2）严重超标。分析认为乙炔（C₂H2）超标缺陷主要发生在运行多年的互感器上，而氢气（H₂）和总烃超标缺陷系绝缘材料干燥不彻底之缘故。

发生互感器本体介损超标故障与缺陷的，主要是20世纪80年代以前的产品，这些产品在后期只有少量加装了膨胀器，其余都没有膨胀器，为此，对早期产品没有加膨胀器的互感器，应尽快进行整体改造或加装膨胀器。再有互感器干燥不彻底，也会造成运行中的互感器本体介损超标。例如河北廊坊供电公司25台110kV电流互感器（型号为LCWB6－110），由于厂家在生产该批产品时，干燥炉的真空表出现问题，造成该批互感器干燥不彻底，互感器本体介损超标，只好全部更换。华东电网还发现沈阳变压器厂1992～1994年生产的电流互感器和如皋高压电器厂1997～1998年生产电流互感器本体介损也常超标，处理和更换数量较多。由于此类产品缺陷检出率极高，所以对这类产品不仅要缩短试验周期为一年一次，而且要逐步安排进行更换。

互感器渗漏油或气体泄漏故障与缺陷，通过这些年的密封改造和老旧互感器的更换，有了较大的改善，但是还有互感器渗漏油或气体泄漏缺陷。主要渗漏部位是电流互感器的膨胀器，电容式电压互感器的电容单元、电压互感器的二次端子箱等。例如江苏省电力公司早期投运的500kV电容式电压互感器（加拿大传奇公司产品）膨胀器普遍存在渗漏油缺陷；即使是在1999年和2000年投入运行的这类互感器的膨胀器，到2004年5月共有6台中间变压器渗漏，还有1台是分压电容第二节预顶部油膨胀器出口管接头处渗漏。又如陕西小南线三相电流互感器（型号为LCWB6－110），西安互感器厂1992年2月产品，1992年9月投入运行。2004年3月由于密封老化，三相互感器的膨胀器处渗漏严重，进行了更换。由此看来，渗漏的原因主要为密封材料选择不当和工艺不良。具体的统计分析见表9－3。

表9－3　110kV及以上互感器故障与缺陷统计表

（续表）

9.5.4　2007年互感器故障统计

截止2007年底，华中电网公司系统在运的500kV电流互感器（包括油浸式、气体式、干式和GIS型）合计2　145台，同比增加758台，其中油浸式560台，气体式1　138台，GIS型447台；220kV电流互感器12　005台，同比增加1　437台。其中油浸式10　670台，气体式701台，GIS型634台。

500kV电压互感器（包括电容型和GIS型）合计1　326台，其中电容型1　276台，GIS型50台，同比增加432台；220kV电压互感器（包括电容型、电磁型和GIS型）5　558台，同比增加791台。其中电容型4　669台，电磁型682台，GIS型207台。

9.5.5　防止和减少互感器事故与故障的措施

（1）加强互感器设备的入网管理。加强基建、技术改造工程中设计、设备选型、安装等环节监督管理，把好设备入网关。

（2）做好互感器的评估管理和技术改造工作。定期统计、分析、评估互感器运行状况，特别是对一些投入运行时间超过20年的老旧互感器，应加强监视，若发现介质损耗因数超标、绝缘老化和受潮等缺陷，应尽快查实或安排更换，以确保设备运行安全。

（3）新安装和检修后的互感器，在投运前应仔细检查密封状况。油浸式互感器不得有渗漏现象，油位低于标准时要补充油量，使之在最低环境温度时有微正压。SF₆绝缘互感器不得有漏气现象，气压不足的要补充，以达到环境温度20℃时为额定气压。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油时，应立即停止运行。

（4）电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气联结应接触良好，防止产生过热性故障，膨胀器外罩应注意做好等电位联结，防止出现电位悬浮。对互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断，凡厂家规定末屏端子要充油的应注意充油，对固体绝缘母线（贯穿）式电流互感器，要注意内壁与一次母线做好等电位连结并牢固可靠，防止发生烧毁事故。

（5）已安装好的互感器，若大于半年未带电运行，在带电运行前应重新进行预防性试验和检查。

（6）为防止铁磁谐振过电压烧毁电磁式电压互感器，在系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线，本条内容应纳入变电站的操作运行规程。如运行方式不能满足要求时，应采取其他措施，如更换为电容式电压互感器等。

（7）为防止电容式电压互感器故障，应注意对电磁单元进行认真检查，当阻尼器未接入时，互感器不得投入运行。固定接入的电阻型阻尼器，宜更新换代，请厂家更换为性能先进的速饱和型阻尼器。当互感器出现异常音响时应退出运行。当测试电磁单元的绝缘电阻时，应注意内接避雷器绝缘电阻的影响，当采用电磁单元作为电源测量电容分压器C₁和C₂电容量和介质损耗因数（tanδ）时，应控制电磁单元一次侧电压不超过3kV，或二次辅助绕组的供电电流不超过10A，以防止过载。

（8）为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应注意将母差保护的二次绕组紧靠一次母线侧安装，以确保母差保护正常投入运行。

（9）根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变线圈变比或安排更换。