电流互感器油中气体异常的分析与处理

电流互感器油中气体异常的分析与处理

作者：姜双东 姜策元

来源：《电子世界》2013年第10期

【摘要】本文通过对多台电流互感器投运前后产生高浓度氢气、甲烷为例，结合多年跟踪试验实际，分析产生氢气、甲烷的原因，提出在运行中含有高浓度氢气、甲烷电流互感器的一般处理意见，提高绝缘油监督工作的准确性，保证充油设备的安全稳定运行。 【关键词】电流互感器；氢气；甲烷；局部放电；防范措施 一、引言

油中溶解气体分析是检测充油设备内部故障的重要手段，采用气相色谱法能有效地发现充油设备内部存在潜伏性故障及故障发展趋势、严重程度，从而实现内部故障的早期发现，保障充油设备安全运行。

2010年初我公司更换一批66kV电流互感器，在验收试验中发现绝缘油中氢气和甲烷含量较高并超出或接近GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（以下称为“导则”）规定的注意值，在以往验收试验中我们发现过个别类似情况，但这种一批设备中大量存在的现象还是第一次遇到，因此我们进行了复查试验及不同试验室对比试验以验证试验数据的准确性，在确定试验数据无误后，发出了设备缺陷通知单，要求生产厂家处理。

这种同一厂家、同一批次设备发生大量油中溶解气体含量超标的情况在实际工作并不多见，虽然绝缘油其它常规试验项目均合格，但我们更多怀疑是注入设备的油品不合格，因工期所限，经生产厂家采用氮气置换法处理合格后投入系统运行。

投入运行后第二年试验中，发现该批电流互感器油中甲烷、氢气含量显著增长，呈油纸绝缘中局部放电故障特性，此次的试验数据让我们认识到最初的“油质问题”的推论是不可靠的，但不能仅仅通过数据即判断为设备故障。 二、电流互感器故障分析

电流互感器内部故障主要有过热性故障、放电性故障和受潮，其中过热性故障发生的机率较少，一般以放电故障或受潮为主。

过热性故障在电流互感器中发生的机率非常小，这是因为电流互感器负荷小、结构简单、用油量小、运行温度低，所以决定了电流互感器发生过热性故障的可能性非常低，一般仅因二次线圈分接线镙母松动引发过热，以我公司为例，多年来尚未通过油色谱试验发现电流互感器内部存在过热性故障的案例，但这并不能说明过热性故障在电流互感器中不存在，仅能从侧面证实发生的机率很小。

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放电性故障在电流互感器中存在较多，对电流互感器所造成的危害也较大。放电故障又分为局部放电、火花放电、电弧放电，不同类型的放电故障所产生的故障气体各不相同，本文以2010年度新投入运行的电流互感器其故障气体为例，重点说明局部放电故障的一般特点，局部放电故障在互感器中发生较多，一般因互感器受潮引发局部放电或因制造工艺不良如纸、铝铂缠的不紧，内部有气体，存在空气间隙或因液体绝缘和固体绝缘中的气泡或金属尖端，因耐压强度低而发生放电，这种放电不断发展会引起绝缘损伤，进而形成电弧放电等。局部放电的主要特征气体为氢气、甲烷、一氧化碳，次要特征气体为乙炔、乙烷、二氧化碳，2010年度新投运的电流互感器其总烃主要成份为甲烷，占95%以上，同时有较高含量的氢气，疑似局部放电故障，下文中将具体分析。

受潮是电流互感器各类故障中的一种特殊故障，一般因密封不良使设备受潮引起。电流互感器受潮也是一种潜伏性故障，其特征气体为氢气，而其它组份并没有显著增长，设备受潮可辅助油微水试验进一步加以判断。 三、案例

2010年，我公司新进一批某电力设备制造厂生产的LB1-66W2型电流互感器，在验收试验中我们即发现油中气体含量普遍偏高，其主要成份为甲烷和氢气，经生产厂家采用氮气置换处理后投入系统运行，设备运行后我们加强了监视，在次年试验中发现油中甲烷、氢气含量大幅度增涨，甲烷成为总烃的主要成份，占总烃95%以上，从数据上分析表明设备内部存在局部放电故障，但多台同类设备同时出现相同的故障，为我们的分析提出了疑问，以下仅以66kV某变电站一主一次电流互感器为例进行分析。 1.数据分析

2010年4月在66kV某变电站投入运行的某电力设备制造厂生产的LB1-66W2型电流互感器，该组电流互感器具有广泛的代表性，投入运行前油中甲烷、氢气含量偏高，由于该变电站地处偏远，工程时间紧迫，综合该厂家同批设备油试验的具体情况，经有关部门同意，厂方采取脱气处理后投入运行，投运后次年试验发现油中甲烷、氢气、一氧化碳等显著增长，呈明显的局部放电故障特征（试验数据见表一），经研究缩短试验周期跟踪试验，在以后的跟踪试验中我们发现油中氢气、甲烷含量持续增长，而油中其它组份含量基本未发生变，这与故障气体产生的机理相左，综合该厂同批设备的具体情况，我们认为油中较高浓度的气体可能与设备故障无关，为非故障情况下产生的，但设备内部存在较高含量的氢气对设备安全运行来一定的隐患。

2012年4月经有公司关部门研究决定，对该组电流互感器进行换油处理，因设备内原绝缘油中甲烷、氢气含量较高，因而换油并不能彻底解决油中气体含量异常问题，换油后油中甲烷、氢气仍偏高，在今年3月试验中油中甲烷、氢气仍有增长，但较换油前增长缓慢（见表二）。

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局部放电故障一般发生在电流互感器一次端或因制造工艺不良引起放电，放电能量较低，在放电初期乙炔不易检出，在对该组设备色谱数据分析中，我们认真分析了该厂同批设备的具体情况，并了解其它供电公司同厂同年度设备色谱试验情况，普遍认为油中甲烷、氢气含量的增长可能是因非电气故障引起，一般认为可能是使用的材料所至。 2.原因分析

（1）设备受潮。色谱分析是一个综合的分析判断过程，非特殊情况下不应单一以一种组分数据来分析设备可能存在故障的情况，但氢气是一个较特殊组分，单一的氢气含量增长可能说明设备受潮，上述电流互感器油中虽然有较高含量的甲烷，但氢气含量亦较高，此在例行试验中我们也特别注意油微水含量及油击穿电压试验数据的变化，通过多次对比试验，我们发现上述两项试验数据基本稳定并在合格范围内，可排除因设备受潮使氢气含量增长。

（2）取样阀门的影响。以工作实践中，我们曾发现个别设备取样阀对油中气体含量存在一定的影响，特别是氢气含量影响较大，比如我公司某变电站一台消弧线圈单一的氢气含量偏高，在进行平衡试验中我们多取了一份油样，试验发现两份油样数据相差非常大，上述某变电站电流互感器我们也在同时取两份油样，试验结果发现，两份样品试验数据偏差较小，因此可排除取样阀门的影响。

（3）金属膨胀器的影响。目前金属膨胀器中主要构件普遍采用不锈钢合金

（1Cr18Ni9Ti）制成，而合金中的镍是一种著名的加氢和脱氢的催化剂，对碳氢化合物的脱氢有一定的催化作用。镍的催化作用具有双向性，故其催化反应是一动态平衡反应，因此在设备投运初期，绝缘油在电场、热和镍的催化作用下，使油中碳氢化合物脱氢，氢浓度增高，经较长的运行时间后，正逆反应的速度逐渐接近，最后达到了平衡，此时油中氢气浓度升至最大值，脱氢反应达到平衡。 3.后期处理建议

绝缘油色谱是早期发现充油设备内部存在潜伏性故障最有效的方法之一，但往往不能仅仅凭一次或几次试验即给设备绝对的定性，需要通过对近期若干次的试验数据进行综合分析后给出最接近的故障判断，而本文所述电流互感器油中氢气、甲烷含量显著增长且超出注意值允许范围的案例，我们认为下列措施对保证设备安全稳定运行较为有效。

（1）跟踪试验。根据具体的试验数据，综合设备运行情况、高压试验情况、历史试验情况等，给出设备最短的试验周期，通过缩短试验周期对异常设备的跟踪，寻找设备油中气体含量变化规律，从而判断判断设备异常原因，如本文所述设备，若仅简单根据一次试验或几次试验数据即给出设备内部存在局部放电故障的结论，将产生非常恶劣的影响。

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（2）氮气置换。采用氮气置换法处理少油设备油中气体含量已被广泛应用在生产现场，一般从互感器油箱底的放油阀充入干燥的氮气，当氮气穿过油向上运动时氮气与油中的其它组分气体进行交换，从而实现脱出油中高含量气体组份的目的。

（3）换油。换油是处理此类异最简单的方法，但笔者也最不推荐采用此种方法进行类似异常处理，首先，造成油资源浪费，其次异常气体回溶严重，设备再次投入运行后，需要较长时间的再次跟踪试验，直至油中气体含量稳定。

（4）设备更换。设备更换能有效减少设备发生故障机率，减少试验人员工作量，彻底解决设备油中气体含量异常问题，保障设备安全稳定运行。 四、防范措施及结论

1.加强新设备验收试验管理，特别是新材料被广泛应用在电力设备中的今天，绝缘油试验人员更应全方位考查试验数据，不能根据经验下结论。

2.应加强检修维护管理工作，以避免由于检修工艺不完善造成新的致氢源，日常维护不能破坏互感器内部真空。 参考文献

[1]陈化刚等.电力设备异常运行及事故处理[M].北京：中国水利水电出版社，1998. [2]操敦奎著.变压器油中气体分析与故障检查[M].北京：中国电力出版社，2007. [3]GB/T7252-2001.变压器油中溶解气体分析和判断导则[S]. 作者简介：

姜双东（1963—），男，工程师，现供职于丹东供电公司检修试验工区，多年从事电力系统电气设备绝缘监督、绝缘油（气）管理、试验工作。 姜策元（1992—），男，现就读于沈阳化工大学。

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