基于500kVSF6气体绝缘CT外绝缘闪络典型故障分析

基于500kVSF6气体绝缘CT外绝缘闪络典型故障分析

周俭华

（广东电网有限责任公司佛山供电局广东佛山528500）

摘要：文章首先介绍某500kV变电站CT结构特点，通过故障发生过程现场检查及试验分析故障原因，最后提出相应处理措施及建议。

关键词：500kV；SF6；CT；闪络；故障

1引言

电流互感器（Currenttransformer简称CT）的作用是可以把数值较大的一次电流通过一定的变比转换为数值较小的二次电流，用来进行保护、测量等用途。由于SF6气体具有优良的电绝缘性能，因此随着系统电压的不断升高，SF6气体绝缘CT的使用量不断增加，这些CT在运行中可能发生各种故障。本文中笔者对广东电网一起500kVSF6气体绝缘CT外绝缘闪络的典型故障进行了介绍，结合该类型CT的结构特点分析了故障原因，指出局部场强畸变是此次故障的主要原因。

2CT结构特点

广东电网某500kV变电站内全部采用某合资互感器公司生产的SAS550型CT，该型CT采用倒置式结构，SF6气体绝缘，与传统油浸式CT相比具有绝缘特性稳定、维护简单、抗动热稳定能力强和寿命长等优点。

该型CT所有的二次绕组封装在一个空心圆柱形铝罩内形成一个整体，铝罩用来改善电场的均匀分布，且通过二次引线的保护管直接接地；一次导线由两根铜导电杆组成，且与铝壳绝缘，通过其端部的串、并联装置（在铝壳1的外面）实现两根一次导电杆实行串并联；两根一次绕组的导线封装在一个圆柱形的铝管内，铝管同样是起均匀电场的作用，铝管与铝壳金属联结。绝缘支承杆（共4根）一端接二次绕组的外壳（即接地），一端接铝支承座上（即承接运行电压），所以绝缘支承杆承受全部的运行电压。

3故障过程

该500kV变电站2011年投运以来设备运行一直正常，2016年4月对所有CT进行了红外测温及SF6气体湿度、纯度、分解物及检漏等带电检测，均未发现异常。

2016年5月1日15时05分，该500kV变电站内5013、5022、5031、5032、5033、5042和5053开关跳闸，造成500kVⅡ母失压。经现场查看发现5022开关A相电流互感器，和5032、5033开关B相电流互感器闪络，电流互感器安装位置如图1所示，故障前5021及5023开关在分闸位置。

图1故障点示意图

调看故障录波及保护动作情况，复原故障的详细过程如下。

15时5分50秒：5033开关B相电流互感器闪络造成500kVⅡ母两套母线保护动作三相跳闸，由于故障点位于5033死区位置，5033开关三相跳开，故障未被隔离，5033开关死区保护动作跳开5032开关及BAⅡ线；15时05分50秒：5022开关A相电流互感器闪络，BAⅠ线线路保护单跳A相，由于5022开关电流互感器闪络一直存在，BAⅠ线线路保护单跳三相，5022开关死区保护动作，跳开ACⅡ线对侧开关。

15时5分54秒：5032开关B相电流互感器闪络，BAⅡ线双套线路保护动作，此时5032开关及BAⅡ线已经在分闸位置，ACⅠ线双套线路保护单跳B相，5032开关死区保护动作，5031开关及ACⅠ线对侧开关三跳。

由以上情况可知，首先有两台互感器几乎同时发生闪络接地，4s内又有一台互感器发生了闪络接地。故障时段变电站附近为雷雨天气，气温22.7℃，局部风速接近20m/s。

4现场检查及试验情况

现场检查发现5022电流互感器A相、5032电流互感器B相和5033电流互感器B相外表面均有放电痕迹。其中5032电流互感器B相密度继电器损毁。

故障后现场对5033、5032和5022电流互感器进行了SF6气体湿度、纯度、分解物、直阻和绝缘电阻试验，结果如下。

（1）5033电流互感器A、C相测试结果正常，B相湿度、纯度数据无异常，分解物气体：SO2数值超过100μL/L，H2S为13μL/L，超出标准规定值，绝缘电阻合格。

（2）5032电流互感器A、C相测试结果合格，B相SF6气体完全泄漏，绝缘电阻合格。

（3）5022电流互感器A、B、C三相测试结果合格。

5解体及试验情况

为分析故障的原因，将3台故障的电流互感器运回高压大厅进行了解体检查和进一步的试验。首先对电流互感器的外观进行了详细检查，3台电流互感器外表面均有放电痕迹，电弧烧蚀痕迹明显，复合护套本身无硬化、无裂纹等老化现象；表面有脏污，对三只电流互感器的外绝缘表面污秽进行测试，结果为e级；对三只电流互感器的复合外套进行憎水性测试结果为HC3，憎水性良好，符合防污闪要求。

外观检查及测试后，对内部SF6气体完全泄露的5032电流互感器B相直接解体。解体发现：内部一次导体、屏蔽管表面光洁、无放电或异常；二次绕组屏蔽罩及绝缘支撑件表面干净，无放电痕迹或其他异常；电容屏内部无放电痕迹；玻璃钢筒内表面无放电痕迹或其他异常；电容屏的钢筒与铝接筒接触位置有轻微放电点（如图2所示），该类产品运行后在此部位会产生高频放电痕迹，对主绝缘无影响，在其他正常产品上也多有发现。总体来讲对5032电流互感器B相解体未发现内部绝缘缺陷。

图2电容屏的钢筒与铝接筒接触位置的轻微放电点

首先对5022电流互感器A相进行了介损测量和工频耐受电压试验，均无异常。在对内部绝缘进行考核后，又开展了工频最高运行电压下淋雨试验。人工淋雨采用45°淋雨（模拟风雨交加）方式，雨水的平均值不小于1mm/min。根据当地气象数据，雨水电导率为50μS/cm~2000μS/cm，考虑现场严苛条件，最终选择雨水电导率为2000μS/cm。施加试验电压为318kV，然后淋雨，保持淋雨率连续、稳定。初始淋雨时段，电弧主要集中在高压强场强区，在强场强区最先出现电晕，随后电弧逐步向上、向下发展，在套管形成明显电弧放电。

此外还在淋雨情况下对电流互感器施加雷电全波冲击，冲击耐受电压1106kV，淋雨角度45°，正、负各3次，未发现异常。

6故障原因分析

该类型电流互感器曾在国内大量使用，在运行中出现过电容屏故障、支撑件故障和外绝缘闪络故障等数十起各类故障，其中外绝缘闪络故障出现的很少，大量故障均为内部电容屏和支撑件出现击穿甚至炸毁。

高压SF6气体绝缘电流互感器由于绝缘气体本身特性，其电场分布的均匀程度和电场强度分布必须严格控制，以保证其高绝缘特性。而根据统计分析，该公司电流互感器电容屏故障的主要原因为电容屏高压侧等电位铜带的结构和安装工艺不能相互配合，导致总装以后铜带随意弯曲且贴靠在玻璃钢筒内壁，由于复合外绝缘的上法兰深度不够，铜带会有一部分长度落在法兰屏蔽范围之外，造成场强畸变，极易形成铜带与玻璃钢筒之间在雷击过电压和工频持续运行电压下的放电，在长期运行中，这种放电形成的玻璃钢筒绝缘损伤逐渐扩大，放电生成物造成局部污染，甚至向下不断扩大，最终导致电容屏沿面击穿。

本次电流互感器故障发生时，变电站周围出现雷雨加大风的恶劣微气候，查询雷电定位系统得知，在故障发生14分58秒~15分18秒期间，ACⅠ、Ⅱ回线路走廊内落雷12次。故障发生前的14分40秒~14分58秒也出现了大量的落雷。

综合上述情况，可以判断该类型电流互感器由于电容屏高压等电位铜带的安装过程缺少质量控制，使铜带末端低于套管上法兰，影响到绝缘外护套局部外电场的均匀性，易产生局部放电；同时该互感器绝缘外护套采用等径伞裙设计，在大雨和大风的作用下伞裙与伞裙间易形成连续的雨水导电通道，使局部放电迅速发展，在套管外绝缘形成多处沿面爬电；最终在雷电侵入波的作用下形成贯穿性对地闪络，导致本次跳闸故障。

本次电流互感器故障虽为外绝缘闪络，与经常发生的内部故障现象不同，但故障的起因均为设计和制造原因造成电流互感器存在局部场强畸变，在恶劣天气的作用下缺陷迅速发展，最终形成绝缘击穿，属典型的产品质量问题。

7结论及建议

本次电流互感器故障的根本原因为设计和制造时考虑不周导致产品存在先天缺陷，在外部恶劣天气的激发下形成放电故障。虽然该类型电流互感器的用量很大，但由于造成缺陷的因素较多且整改困难，为保障电网的安全运行，建议将该类型的互感器全部进行更换。

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