（国网山西省电力公司检修分公司 山西太原 030032）
摘要：针对220kV油浸式电流互感器渗漏油的现象，本文对其原因进行分析，就防止220kV油浸式电流互感器渗漏油事故提出了一些建议和处理措施。
关键词：电流互感器；渗漏油；原因；处理措施
1引言
目前220kV油浸式电流互感器应用于我公司部分500kV变电站中，是变电站220kV设备区重要设备之一，在电力系统中主要是将大电流变为小电流供保护、自动化装置和测量表计等装置使用。
2油浸式电流互感器渗漏油的种类及原因
2.1电流互感器出现沙眼导致渗漏油
由于电流互感器储油柜的外部质地不良和焊接工艺问题，使得储油柜在充油的情况下，绝缘油沿着沙眼或焊缝从内部渗出。
2.2电流互感器密封不严引起的渗漏油
由于电流互感器的密封元件随着时间的推移而变得老化，起不到应有的密封效果，再加上外界环境的变化，引起热胀冷缩效应从而使密封面不严产生渗漏油。
2.3电流互感器的二次小套管渗油
由于电流互感器的二次小套管在安装或检修的过程中，没有按照工艺要求将压紧螺母拧紧导致渗漏油的出现。
2.4电流互感器由于膨胀作用发生渗漏油
当电流互感器内部发生故障进而产生高温，使得油的体积迅速膨胀导致电流互感器产生渗漏油的现象。
3油浸式电流互感器渗漏油的处理措施
3.1电流互感器储油柜沙眼或焊缝渗油：采用密封胶或电焊的办法，为防止影响油的色谱分析结果，电焊后必须换油。若膨胀器焊缝渗油，应进行更换或补焊。
3.2电流互感器密封件渗油：若密封垫弹性尚好，可能是压缩量不一致原因，应均匀紧固螺栓使压缩量一致；若仍漏油可能是密封面加工不良、有杂质或密封垫老化，应将密封垫取下处理或更换。
3.3电流互感器的二次小套管渗油：拧紧渗油套管的压紧螺母，或轻轻打开螺母在螺杆上缠生料带涂密封胶后再紧固，以防沿螺牙渗油，渗油严重时应更换为防渗密封结构的套管。
3.4绝缘油膨胀渗漏油：将电流互感器拆除，返厂进行修复。
4防范措施
4.1严格把好设备验收关
验收人员应该对新安装的电流互感器按设备说明书进行全方面的检查，严格执行标准化验收指导卡，对设备的每一个部件、部位都检查细致，不让验收工作流于形式。对维修后的设备也应好好的验收，严格按照验收细则将检修的项目、试验的数据、现场的清洁、设备的质量去规范化验收。
4.2加强对设备的运维巡视
通过对电流互感器的定期巡视和检查维护，尽早发现问题或问题隐患，并合理的安排工作将问题或隐患及时处理掉，将事故扼杀于萌芽之中。对电流互感器的巡视不光要记录电流互感器的油位，还应注意其本体是否有异常，油位指示是否正确，将电流互感器的工作状态及时反映出来。而对电流互感器的检修也应保证自己的工作质量，不会导致设备出现其他异常现象。
4.3对设备进行定期的红外测温
通过红外测温，定期的检测可以看出电流互感器内部是否有异常发热状态，对测温数据进行统计可以看出有无异常发热的趋向，从而提前发现设备缺陷，以及判断设备缺陷原因，进一步减少设备的损失，提高了设备的质量。
5解体分析
假设运行中220kV油浸式电流互感器B相存在故障，对设备进行解体处理
5.1解体前的准备工作
为了能查找到设备内部故障的根本原因，互感器厂做了设备解体的准备，编制了比较详细的解体方案。
（1）对存在故障的B相及未发生故障的A、C两相进行油色谱测试；（2）对B相进行补油并静止至少24小时后同A、C两相一起进行局部放电、高压介质损耗因数测量等试验；（3）各项试验完毕后对存在故障的B相进行解体，在解体过程中查找故障原因，有专人负责设备材料和制造工艺的检查；
5.2解体前的检查和试验
首先对三相电流互感器内的绝缘油进行了色谱试验，发现故障设备色谱数据存在异常，初步判断设备内部存在放电性故障，然后对包括故障互感器在内的三相设备进行了外观检查，发现存在故障的B相电流互感器上部的金属膨胀器发生刚性形变其余两相设备金属膨胀器正常。外观检查后对设备进行了局部放电和高压介损等试验。局部放电试验也证明设备内部存在严重的局部放电，当B相一次施加电压在126kV时其一次绕组对整体绝缘的tanδ达到2.85%，证明了设备内部存在严重的故障导致介质损耗增加。
5.3故障设备解体检查
5.3.1对B相电流互感器进行解体检查。拆解下已经变形的金属膨胀器，检查发现金属膨胀器因设备故障产气受到油气压力发生刚性形变，在薄弱的变形部位出现明显的开裂口，故障发生时绝缘油就是从这个开裂口喷出。
5.3.2将变形的金属膨胀器放置在平台上，调整油位指示标的位置，发现盒式膨胀器在发生膨胀形变后容易产生假油位，证实了电流互感器B相在故障后油位与A、C相比较虽然出现偏高但是未达到最大值上限的情况，说明当时B相故障后油位指示标指示了假油位。
5.3.3将电流互感器外瓷套吊离，在将互感器一次引线穿管拆除，发现一次引线穿管中间存在黑色物质，分析为一次引线穿管与互感器主绝缘层摩擦所致，现场用绝缘纸摩擦铝管证明了黑色物质的产生，其不是放电产物不会影响设备正常运行。
5.3.4将电流互感器内芯吊起，检查了二次绕组外面绝缘层的金属屏蔽层、屏蔽带、四根屏蔽层连接线、绝缘层外层绝缘纸、半导体层等部位，上述部位外观完好无异常情况。
5.3.5二次绕组外面绝缘层由36层绝缘构成，每层绝缘由对二次绕组屏蔽罩圆环进行辐向缠绕的电缆纸和皱纹纸分别叠成（屏蔽罩外环还缠绕一层沿着圆环圆周方向的皱纹纸），经过逐层解剖发现，由内向外数第28层绝缘开始，整个圆环上的绝缘层用手触摸能感觉明显粘稠，解剖至第17层时有明显刺激性气味，最终解剖至第4层开始用手触摸绝缘纸无明显粘稠且刺激气味逐渐减弱。
5.4解体情况判断及分析
5.4.1本次解体前通过油色谱分析、局部放电、高压介损试验确认设备内部存在放电性故障，通过改良三比值判断设备内部存在高能局部放电，但根据设备结构特点和尚能经受运行额定电压的事实，初步判断设备内部可能存在大面积局部放电并逐渐发展到局部放电和低能量放电并存的放电性故障而不能定义为高能量放电。
5.4.2设备解体过程中未发现明显的放电痕迹，仅发现二次绕组屏蔽罩外面的绝缘层中间各层存在手感粘稠物质和刺激性气味，判断出各绝缘层间存在X蜡，且存在面积较大。X蜡是绝缘油在放电情况下的产物，因此可证实各绝缘层间存在局部放电和低能量的放电。
5.4.3由于发现的X蜡产物仅能靠手触摸的粘稠感觉和出现刺激性气味来判断，说明设备故障发现的非常及时，一旦故障度过发展阶段设备将出现爆炸起火。
5.4.4解体中发现出现X蜡产物部位不是集中部位而是主要分散于整个绝缘的第4层至第28层间，由此可判断故障存在大面积的特性，设备出厂存在真空干燥不彻底残留气泡或水分时就可能造成这种典型的大面积夹层局部放电进一步发展为局放和低能量放电并存的故障类型。
6结论和建议
该设备投运至发现缺陷期间仅能通过巡视油位和红外测温来对设备进行监督，最终是巡视中发现喷油后才确定设备存在故障。一般情况下故障都是要经过发生、发展、高潮的过程，因此针对此类设备应开展必要的监督工作，目前相对灵敏和准确的手段就是油色谱分析，虽然倒置式电流互感器属于密封少油型设备，但是在必要情况下也是允许取样分析的，按照厂家设计的盒式膨胀器类互感器结构，取样500毫升不会影响互感器密封和油量需要，因此必要情况下进行4～5次色谱分析（验收1次，投运后3个月1次，投运后5～6年1次，可根据需要抽检1～2次，大体4～5次色谱试验就能有效监督倒置式电流互感器运行状况；特别注意每次50毫升油样便足够）不会对设备造成不良影响。
参考文献
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[3]郭铁军.220kV倒置式电流互感器喷油原因分析[J].科技传播.2013（22）.
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