互感器原理、试验方法、运行维护及典型缺陷分析.ppt.ppt

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1、,互感器原理、试验方法、运行维护及典型缺陷分析,安徽省电力科学研究院,丁国成,二0一0年十二月,主要内容,一、互感器的基本原理及其结构 二、互感器的运行维护 三、互感器的试验方法及项目 四、典型缺陷分析,一、电流互感器的基本原理及其结构,1、电流互感器是一种专门用于变换电流的特种变压器。 2、在正常工作条件下，其二次电流实质上与一次电流成正比，而且在连接方向正确时，二次电流对一次电流的相位差接近于零。,电流互感器的基本原理,电流互感器工作原理图,电流互感器的基本原理,1、电流互感器的一次绕组串联在高压线路中。其目的是将幅值较大的一次电流变换成规定的二次电流（1A/5A）。 2、 变换原理 先有

2、 通过电磁感应原理，把 变换为 。 3、变换公式 电流大小与匝数之比有如下关系：,电流互感器的作用,1、 测量作用：测量电力线路中的电流、电能（与电压互感器配合） 2、 保护作用：把很大的故障电流传给保护装置，保护装置使电网断电，保护了电网 3、 绝缘作用：电流互感器的一次绕组和二次绕组之间有足够的绝缘，保证所有低压设备与电力线路的高电压相隔离，保证人员和低压设备的安全 4、 标准化、小型化作用：电力系统有不同的额定电流，通过电流互感器一、二次绕组匝数的适当配置，可以将不同的额定一次电流变换成较小的标准电流，一般是1 A或5 A，这样可以减小仪表和继电器的尺寸，简化其规格，有利于仪表和继电器标

3、准化小型化。,电流互感器的分类,按用途分 测量用：指专门用于测量电流和电能的电流互感器。 保护用：指专门用于继电器保护和自动控制装置的电流互感器。,电流互感器的分类,按装置种类分 户内式：即只能安装于户内的电流互感器，其额定电压多不高于35 kV。 户外式：即可以在户外安装使用的电流互感器，其额定电压多在35 kV以上。,电流互感器的分类,按绝缘介质分 油绝缘：即油浸式互感器，实际上产品内部是油和纸的复合绝缘，多用于户外产品，电压可达5001100 kV。 浇注绝缘：用环氧树脂或其他树脂为主的混合胶浇注成型的电流互感器，多在 35 kV采用。国外有用特殊橡胶浇注的电流互感器。 干式绝缘：用聚四

4、氟乙稀绝缘，可作到110 kV。 气体绝缘：即产品内部充有特殊气体，如六氟化硫（SF6）气体作为绝缘的互感器，多用于高压品。,电流互感器的分类,按结构形式分 贯穿式：如单匝贯穿式电流互感器。 母线式：这种电流互感器适用于大电流的场合，例如安装在发电机母线上，发动机母线就是互感器的一次绕组。 套管式：安装在变压器或断路器套管的中间法兰处，主绝缘是套管，一次绕组就是套管内的导电杆。这种互感器的一次绕组也只有一匝。 正立式：二次绕组装在产品下部，产品重心较低，是国内高压油浸式互感器的常用结构。 倒立式：二次绕组装在产品上部，重心较高，头部较大，但一次绕组导体较短，瓷套较细，是近年来比较新的结构。,电

5、流互感器的型号,产品型号均以汉语拼音字母表示，字母的代表意义及排列顺序如下：,电流互感器的基本结构,LVB系列电流互感器为油浸纸绝缘、倒立式结构(见图)。LVQB 一次绕组为贯穿式导电杆结构，导电杆截面大，长度短，散热好。动、热稳定性能好，最大热稳定电流值达63kA/3s（一次绕组串联时）。 一次绕组从二次绕组中心穿过，无漏磁通影响，测量精度能达到0.1 和0.2S级。,LVB系列电流互感器的基本结构,安装运行中的LVB-110,安装运行中的LVB-220,LVQB系列电流互感器基本结构,一次绕组为贯穿式导电杆结构，动、热稳定性能好，最大热稳定电流值达63kA/3s（一次绕组串联时）。 一次绕

6、组从二次绕组中心穿过，无漏磁通影响，测量精度能达到0.2S和0.1级。 优化设计的电极屏蔽结构改善产品内、外电场分布，绝缘性能优异，局部放电量测试在80工频试验电压值下进行。,LVQB系列电流互感器基本结构,运行中的LVQB-110型电流互感器,电压互感器的基本原理及结构,1、电压互感器是一种专门用于变换电压的特种变压器。 2、在正常工作条件下，其二次电压实质上与一次电压成正比，而且在连接方向正确时，二次电压对一次电压的相位差接近于零。,电压互感器的基本原理,电压互感器工作原理图,电压互感器的作用,1、测量作用：测量电力线路的电压，电能（与电流互感器配合）； 2、 保护作用：把过低电压或过高电

7、压传给保护装置，保护装置使电网断电，保护了电网； 3、 绝缘作用：电压互感器的一次绕组和二次绕组之间有足够的绝缘，保证所有低压设备与电力线路的高电压相隔离，保证人员和低压设备的安全。 4、 标准化、小型化作用：电力系统有不同的电压等级，通过电压互感器一、二次绕组匝数的适当配置，可以将不同的一次电压变换称较低的标准电压，一般是100 V或 ，这样可以减小仪表和继电器的尺寸，简化其规格，有利于仪表和继电器标准化小型化,电压互感器的分类,按相数分：有单相和三相。 按绕组个数分：分为双绕组电压互感器、三绕组电压互感器和四绕组电压互感器。 按绝缘介质分： 油绝缘 多在35 kV采用。 浇注绝缘 多在10

8、 kV采用。 一般干式 多在380 V采用。 干式聚四氟乙稀绝缘 110 kV 气体绝缘 多用于高压产品,电压互感器的分类,按装置种类分：有户内式电压互感器和户外式电压互感器。 330 kV只生产电容式,电压互感器的型号,产品型号均以汉语拼音字母表示，字母的代表意义及排列顺序如下：,电压互感器的基本结构,JDQXF型系列电压互感器是以SF6气体作为主绝缘的单相、户外产品，用于额定电压为110kV、220kV的中性点有效接地系统中相与地间，作电压、电能测量及继电保护用。 电容式电压互感器的结构复杂，受系统频率和环境温度的影响很大。因此SF6电磁式电压互感器有广阔的发展前景,全省电压互感器使用情况

9、,从上表可以看出，电压等级越高，电容型互感器所占比例越高，从绝对数量上看220kV和110kV电压等级的电容型互感器数量最多。,充气式电压互感器基本结构,电容型电压互感器基本结构,二、互感器的运行维护,互感器正常运行基本原则： 互感器在电力系统中主要用作测量和保护装置传递信息功能，它的安全运行不仅对设备本身而且直接影响到电网的安全、经济运行，互感器的特殊功能使它的安全运行显得极为重要。为保证互感器的安全、可靠运行，应做到正确使用、把好新产品投运关，做好日常巡视检查和加强技术监督等工作。,1、互感器运行使用基本要求,1、互感器应在铭牌规定技术参数范围内运行，互感器二次绕组所接负荷应在准确等级所规

10、定的负荷范围内，即保持负荷为额定输出的25100% 。 2、互感器的各个二次绕组（包括备用）均必须有可靠的（保护）接地。应为一点接地，接地点位置由二次专业管理单位决定。 3、互感器的所有接地端子应与没备底座可靠连接，设备底座应通过专用端子用两根接地引下线与接地网不同点可靠连接，引下线截面应满足安装地点短路电流的要求，并应明敷，方便检测。 4、运行中全密封油浸式互感器应有油位指示，充氮密封互感器的压力指示应正常。 5、气体绝缘互感器运行中气体压力指示应保持在制造厂规定范围内，表压不小于0.35MP。,6、互感器的引线安装应保证运行中一次端子在任何季节和检修时所承受的机械负载不超过制造厂规定的允许

11、值，防止损坏造成渗漏油。 7、互感器外绝缘爬电距离及伞裙结构应满足安装地点污秽等级及防雨闪要求。 户内树脂浇注互感器运行环境条件，应符合产品规定的污秽等级和通过凝露试验的条件，防止爬电闪络。 8、互感器安装位置应在变电所过电压保护范围之内。防止直击雷或侵入波造成损坏。 9、电容屏型电流互感器一次绕组末（地）屏必须可靠接地。禁止出现接地开路。 10、倒立式电流互感器二次绕组屏蔽罩必须可靠接地。禁止出现接地开路。 11、电流互感器二次侧严禁开路，备用的二次绕组也应短路接地，电压互感器二次侧严禁短路。 12、电压互感器允许的最高运行电压及额定时间，应遵守国家标准规定，对中性点有效接地系统中的互感器，

12、允许在1.5倍额定电压下运行30s，对中性点非有效接地系统中的互感器，在系统无自动切除对地故障保护时，允许在1.9 倍额定电压下运行8h，当系统有自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍额定电压下运行30s。,13、电磁式电压互感器一次绕组接地端子N（X）必须可靠接地。电容式电式互感器的电容分压器低压端子N（）可通过载波回路接地或直接接地。严禁出现接地开路。 14、中性点非有效接地系统中，以作单相接地监视用的电压互感器，一次中性点应接地，为防止谐振过电压，可在一次中性点或二次回路装设消谐装置。 15、保护电压互感器的高压熔断器，应按母线额定电压及短路容量选择，熔丝电流不得随意加大。 16、电压互

13、感器二次回路，除剩余电压绕组和另有专业规定者外，应装设自动开关或熔断器。 17、电容式电压互感器系积木式结构，其电容分压器单元、电磁装置，阻尼器等在出厂时，均通过调整误差后编号配套，安装时不得相互调换。运行中如发生电容分压器等元件损坏，更换后应注意重新调试互感器误差。互感器的阻尼器必须接入，否则不得投入运行。 18、应定期校核电流（尤其是小变比）互感器所在电网实际的动、热稳定电流是否与产品铭牌规定值相符，如不符合要求，则应考虑更换互感器。,2、运行检查,2、运行检查,2、运行检查,2、运行检查,3、互感器的检修,不同类型的互感器其检修项目不同，同一台互感器的检修其类别不同，检修项目也不同。具体

14、到每台互感器的检修根据检修类别，参考相应的检修标准进行检修。 检修分类：,3、互感器的检修,检修周期：,4、互感器的典型检修处理,1、互感器渗漏油处理 2、绝缘油处理 3、真空注油 4、互感器换油 5、互感器绝缘油脱气处理 6、现场更换膨胀器密封改造 7、互感器器身干燥 8、互感器SF6气体含水量超标处理,5、互感器常见故障与处理,互感器在运行中应按巡视检查规定周期进行巡视检查，并按电力设备预防性试验规程（DL/T 596-1996）规定周期进行定期预防性试验。在巡视检查和预防性试验中，将会发现互感器一些异常和缺陷，必须及时予以处理和消除，以避免事故发生。下面分别按巡视检查异常处理和预防性试验

15、缺陷处理进行介绍。,5.1、巡视检查异常处理,1、 电磁式电压互感器 （1）三相电压指示不平衡，一相降低，另两相正常，线电压不正常，或伴有声、光信号，可能是互感器高压或低压熔断器熔断；若是新投运的互感器有可能变比不相符，应及时处理。 （2）在中性点非有效接地系统中，一相电压降低，另两相电压升高或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振，或负荷较轻时，三相对地电容电流不平衡引起；如三相电压同时升高，并超过线电压，则可能是分频或高频谐振，应采取消谐措施。 （3）在中性点有效接地系统中，当母线倒闸操作时，出现相电压升高并以低频摆动，一般为串联谐振现象。若无任何操作，突然出现相电压升高或降低，则可能是互

16、感器内部绝缘故障，如串级式电压互感器可能是绝缘支架击穿或一次绕组层间或匝间短路。上述两种情况均应立即退出运行，进行检查。 （4）在中性点有效接地系统中，电压互感器投运时出现电压表指示不稳定，可能是高压绕组N（X）端接地接触不良，应立即退出运行，进行检查。,5.1、巡视检查异常处理,2、 电容式电压互感器 （1）三相电压不平衡，开口三角有较高电压，设备有异常响声并发热，可能是阻尼回路不良引起自身谐振现象，应立即停止运行。 （2）二次输出为零，可能是中压回路开路或短路，电容单元内部连接断开，或二次接线短路。 （3）二次输出电压高，可能是电容器C1有元件损坏，或电容单元低压端未接地。 （4）二次输出

17、电压低，可能是电容器C2有元件损坏，二次过负荷或连接接触不良或电磁单元故障。 （5）二次电压波动，可能是二次连接松动，或分压器低压端子未接地或未接载波回路，如果是速饱和电抗型阻尼器，有可能是参数配合不当。,5.1、巡视检查异常处理,3、 电流互感器 （1）电流互感器过热，可能是一次端子内外接头松动，一次过负荷或二次开路，应立即停运。 （2）互感器产生异音，可能是有电位悬浮、末屏开路及内部绝缘损坏，二次开路， 螺栓松动，应立即停运。 4、巡视中互感器应停用的情况 当巡视中发现下列情况之一时，应立即将互感器停用。 （1）电压互感器高压熔断器连续熔断23 次。,5.1、巡视检查异常处理,（2）互感器

18、有严重放电现象，高压套管严重裂纹、破损时，浇注绝缘互感器表面裂纹放电时。 （3）互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火。 （4）互感器本体或引线端子严重过热时。 （5）电流互感器末屏开路，二次开路，电压互感器接地端子N（X）开路，二次短路，不能消除时。 （6）膨胀器已永久变形，或压力释放装置已冲破或互感器严重漏油。 （7）电容式电压互感器电容单元出现渗漏油。 （8）SF6气体绝缘互感器严重漏气，压力表指示为0.3MP 以下。,5.2、预防性试验缺陷处理,1、 互感器进水受潮 （1）主要表现。绕组绝缘电阻下降，介损超标或绝缘油指标不合格。 （2）原因分析。产品密封不良，使绝缘受潮，多伴有渗漏油或

19、缺油现象，以老型互感器为多，通过全密封改造后，这种现象已大为减少。 （3）处理办法。应对互感器进行器身干燥处理，如判断为轻度受潮，可采用热油循环干燥，如判断为严重受潮，则需进行真空干燥，具体方法见本章第三节七条。对老型号非全密封结构互感器，应加装金属膨胀器，改为全密封。 2、 绝缘油油质不良 （1）主要表现。绝缘油介损超标，含水量大，简化分析项目不合格如酸值过高等。 （2）原因分析。制造厂对进货油样试验把关不严，劣质油进入系统，或运行维护中对互感器原油的产地、牌号不明，未做混油试验，盲目混油。 （3）处理办法。如系新产品质量问题，不论是否投运，一律返厂处理，通过有关试验确认，如仅污染器身表面，

20、可作换油处理，此时还应注意清除器身内部残油。如严重污染器身，则应更换器身全部绝缘，必要时更换一次绕组导体。如系老产品且投运多年，可视情况采用换油处理或进行油净化处理。 3、 油中溶解气体色谱不良 （1）主要表现。产品在运行中出现H2或CH4单项含量超过注意值，或总烃含量超过注意值。,5.2、预防性试验缺陷处理,（2）原因分析。对气体组分含量超过注意值的产品要作具体分析，对于H2单项超过注意值的可能与金属膨胀器除H2处理不够或油箱涂漆工艺不当有关，如果多次试验结果数值稳定，则不一定是故障的反映，但当H2含量增长较快时，则应给予注意。甲烷单项过高，可能是绝缘干燥不彻底或老化所致。对于总烃含量高的互

21、感器，应认真分析烃类气体的成分，对缺陷类型进行判断，并通过有关电气试验进一步确诊。当出现乙炔时应予以充分重视，因为它是反映放电故障的主要指标。 （3）处理办法。首先视情况补做有关电气试验，如一次绕组直流电阻测量、高压下介损、局部放电测量等进一步判断故障性质和确定故障部位。如判断为非故障性质，可进行换油处理或对绝缘油脱气处理。如判断为悬浮放电或电气接触不良，常见的原因则是电流互感器一次绕组引线内部连接螺栓松动或外部引线接触不良、电压互感器铁芯穿芯螺杆电位悬浮放电等，因此可进行相应处理。如确认为绝缘故障，则必须进行解体检修，必要时返回制造厂处理。,5.2、预防性试验缺陷处理,4、 局部放电量超标

22、主要是由于产品制造工艺不良、绝缘处理不当等先天性缺陷引起，也可能与运行中由于承受过电压、过电流造成绝缘受损有关，一般应进行解体检修，必要时返厂处理。如为注油工艺不良，油中存在大量气体，绝缘油中气泡在电场作用下发生局部放电则可采用现场脱气处理。 5、 串级式电压互感器绝缘支架介损超标 老型号串级式电压互感器，其绝缘支架材质差、介损高，当时制造厂出厂时对电压互感器介损没有要求，造成存在缺陷的产品不能及时发现，致使在产品投运后发生多台事故，处理办法是更换原支架为高性能、低介损的电木板或层压纸板支架。 6、 电容式电压互感器介损超标 当电容式电压互感器电容分压器的10kV下的介损超标时，可提高至额定电

23、压下复试，当试验值符合规程要求时，可继续投运，否则应退出运行。,6、互感器事故预防与缺陷处理,（1）电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即退出运行。SF6气体绝缘互感器气体压力下降到报警压力0.3MP 时要及时补充气体，一般不应在带电情况下补气，以防发生事故，如含水量超过300uL/L 时应停止运行，并作SF6气体脱水处理。油浸式互感器渗漏油的应限期处理，严重漏油的要退出运行。 （2）对采用硅橡胶外绝缘和带有硅橡胶增爬裙的瓷绝缘，要经常检查硅橡胶表面的放电情况，如有放电现象应及时处理。 （3）对确认存在严重缺陷的互感器及时处理或更换。对介损上升或怀疑存在缺陷时应缩短试验周期，进行追踪检测。当油

24、中的溶解气体中有乙炔存在时，应尽快查明原因或退出运行。当氢单项超过注意值时，应考察其增长趋势，如多次测量数据平稳，则不一定是故障的反映，可安排脱气处理。如数据增长较快，则应引起重视。,6、互感器事故预防与缺陷处理,（4）运行中互感器，当发现冒烟或膨胀器急剧变形（如明显向上升起）等危急情况时，应立即切断互感器有关电源。电压互感器当二次电压异常变化时，应迅速查明原因，如电容式电压互感器有可能发生自身铁磁谐振，电磁式电压互感器有可能内部绝缘 出现故障，危急时应退出运行。 （5）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

25、母线，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。 （6）对电容式电压互感器应注意可能出现自身铁磁谐振，安装验收时对速饱和阻尼方式要严格把关，运行中应注意对电磁单元进行认真检查，如发现阻尼器未接入或出现异常时，互感器不得投入运行。 （7）电容屏型（U 型结构）电流互感器，为确保母差保护正常工作，宜将母差保护二次绕组紧靠一次母线侧安装，避免U 型底部事故时扩大事故影响范围。 （8）根据电网发展情况，定期核对运行中电流互感器动热稳定电流，当所在变电所短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时安排更换互感器。 （9）积极开展红外测温等带电监测工作，及时发现运行中互感

26、器的缺陷，减少事故发生。,三、互感器的试验方法及项目,1、电流互感器出厂试验项目 出线端标志检验（极性检查） 二次绕组工频耐压试验 一次绕组段间工频耐压试验 匝间过电压试验 一次绕组工频耐压试验 局部放电测量 误差测定 电容及介质损耗因数测量 绝缘油性能试验 密封性能试验 伏安特性测量（复合误差间接发测量）,2、电压互感器出厂试验项目,绝缘油性能试验 密封性能试验 出线端标志检验（极性检查） 二次绕组工频耐压试验 介质损耗因数测量 绕组段间工频耐压试验 一次绕组工频耐压试验 局部放电测量 励磁特性测量 误差 测定,3、电容式电压互感器出厂试验项目,外观检查 电容分压器的试验 密封性能试验 绕组

27、的极性检验 电磁单元的工频耐受电压试验 电容分压器的低压段子对地工频耐受 电压试验 保护装置工频放电电压试验 准确度试验,互感器的试验条件,一般试验项目按下面要求，具体的试验项目如无另外规定的按下面执行。 环境温度 540（另有规定的出外） 试品温度与环境温度无明显差异 环境相对湿度 60 试验场所不得有明显的交流和直流外来电磁场的干扰 试验应在装配完好的产品上进行 试验场地具有单独工作接地和保护接地，设置保护栅栏 试品与接地体或邻近体的距离一般应大于试品高压部分与接地部分的最小空气距离的1.5倍,试验方法,具体试验方法见 JB/T 5356-2002 电流互感器试验导则 JB/T 5357-

28、2002 电压互感器试验导则,电流互感器试验方法,4、密封性能试验 4.1 油浸式互感器 4.1.1 主要设备：,电流互感器试验方法,电流互感器试验方法,电流互感器试验方法,电流互感器试验方法,电流互感器试验方法,电流互感器试验方法,电流互感器试验方法,电流互感器试验方法,电流互感器试验方法,电流互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,电压互感器试验方法,四、互感器类设备典型缺陷分

29、析,2009年，公司系统110（66）kV及以上互感器缺陷共计164台次。,互感器类设备典型缺陷分析,从缺陷统计情况可以看出，互感器缺陷主要集中于渗漏油或气体泄漏（67台次）、绝缘油色谱超标（23台次）、接头发热（10台次），其他缺陷还包括受潮、末屏接地不良、电容式电压互感器二次电压异常等。 互感器本体渗漏油或气体泄漏为67台次，占总缺陷的40.85%。互感器本体渗漏油或气体泄漏缺陷通过近几年的密封改造和老旧互感器的更新，有了较大的改善，但所占缺陷比例仍然很高。,互感器类设备典型缺陷分析,一、电容型电压互感器典型缺陷分析 二次电压异常,1、电容分压器故障,2000年6月26日，某500kV线路

30、CVT二次电压异常，运行条件下二次电压实测值为：A相58V、B相58V、C相53.6V，电压不平衡率约为-7.6%。 在停电条件下对该CVT进行电容量测试(单位：pF)，结果如下： B相：C11=17543.5，C12=16119.7，C13=19402.7，C2=84906.6； C相：C11=17030.0，C12=16096.7，C13=19383.7，C2=91487.2。 实测分压电容C2与出厂值变化率：B相为2.6%，C相为11.39%；电容分压比计算值与出厂值相差百分数：B相为2.2%，C相为9%；运行条件下二次电压的不平衡率与电容分压比不平衡率基本一致。,随停电进行解体检查，发

31、现缺陷CVT分压电容器C2中有电容元件击穿，如下图所示。,2、中间变一次绕组故障,2004年12月4日，某220kV变电站发“220kV母线表计电压消失”光字牌。检查发现220kV 母CVT二次主绕组、副绕组、剩余绕组均无输出。 停电后：(1)采用“自激法”做C1、C2的电容量及介损，发现电桥显示励磁电流为零，电压加不上去； (2)采用正接线测C上，C下，经过换算与预试结果一致。 (3)用QJ42型直流电桥做三组二次绕组的直流电阻，并与出厂数据进行比较没有异常变化； (4)取油样分析，取样过程中发现该PT的油样颜色呈深黑色。色谱结果严重超标。,对故障CVT进行了解体检查，发现一次绕组尾端(尾部

32、引线引出部位)有明显的发黑碳化现象，如下图所示。,3、阻尼装置故障,2009年10月30日，220kV天柱变按计划启动送电，在保护检查过程中，发现220kV母C相电压比其余两相稍低，10月31日11时30分，母不平衡电压增长至14V，并且其中间变油箱温度异常升高，红外测温显示C相中间变油箱温度明显高于其它两相。,电容分压器首端出线套管根部连接线情况,电磁单元二次引接线情况,4、保护避雷器故障,某型号为TYD110/ 0.01H的CVT在正常运行条件下，2组二次线圈输出电压均为零(正常状态下分别为110/和100V)。现场检查CVT外观正常，无异常。通过各种试验，检查到CVT中间变一次侧并联的避

33、雷器出现故障。用兆欧表测量该避雷器对地绝缘电阻为零，将该避雷器解体，发现该氧化锌阀片表面已有明显击穿痕迹，由此可知是由于避雷器击穿导通，中间变高压侧短路接地。,5、电容分压器首端出线套管故障,2008年9月4日，某集控站值班员发现某220kV母B相CVT电压出现异常，只有6.7kV，而A、C相电压均为131kV。 停电后，试验人员对该只CVT进行高压电气试验，试验时采用自激法测量电容分压器上、下节电容量和tan时，电压加不上去，低压绕组直流电阻数据正常，后改用正接线(试验电压10kV)测量，电桥数据无电容量显示，再用反接线施加5kV至分压电容端部，测量三个低压绕组电压均在0.1V0.2V(正常

34、状况三个低压绕组电压应在4.5V9V间)，确定该只CVT内部存在故障。,对该只CVT解体检查发现电容分压器首端出线套管根部有明显的树枝状放电痕迹，如下图所示，而且电磁单元油箱内散发焦糊味。,电容分压器首端出线套管,对该出线套管的绝缘状况进行了检测，当摇表加压5kV时，绝缘正常，但加压到10kV时该套管即被击穿，这说明该套管绝缘确实存在问题,6、电容分压器顶部缺油,2006年10月10日，某220kV变电站110kV母压变技改更换，安装前测试待装设备正常，投入系统运行，到10月13日18时，110kV母A相电压升高16V，引发控制室内响起警铃声及“110kV母差保护装置异常报警”信号。随即将11

35、0kV母线压变退出系统，并对A相CVT进行了解体检查。 解体前，对其进行了常规试验，结果如下表所示：,取出电容单元后，发现分压电容器顶部缺油，十几个元件无油浸泡痕迹，进一步检查发现分压电容器共83个电容元件，C2为27个 C1为56个，C1顶部击穿18个元件，如下图所示。,2009年8月7日， 某220kV变电站运行人员发现220kV A母压变三相电压不平衡。经检查发现该压变二次公共端子短接片接触不良，将该短接片更换后，压变二次电压正常。,7、二次公共端子短接片接触不良,一、电容型电压互感器典型缺陷分析 红外测温异常,1、电容分压器故障,2006年8月2日16时左右，某电厂试验人员对2731线

36、路CVT做红外例行检测，发现B相CVT电容分压器下节电容器靠近法兰处温度异常，较其它相同一位置温度相差9，相对温差为100,（1）三相对比情况 （2）B相CVT情况,常规试验显示C12增加了32，这说明C12可能存在故障。,解体后取出电容单元，发现最上端电容单元有爆出现象。,打开该电容单元，发现第19片电容有明显的毁坏痕迹，如下图所示，而第1026片电容情况良好，用万用表测得其电容量正常。,2、中间变一次绕组故障,某单位进行红外检测，发现某220kV线路A相CVT中间变油箱温度异常，最高温度达67.7，而其它两相温度为41.7。事发前，该设备预试结果、红外检测结果正常。 通过对4812线路A相

37、CVT取油样分析，总烃、乙炔、氢气含量均超过注意值，电容单元C1、C2电容量均正常，分析中间变存在内部故障。,解体时，拆除电容分压器单元，将CVT底座（电磁单元）打开，把其中的各元件（电磁式电压互感器、阻尼器、补偿电抗器等）拆除，进行了外观检查，未发现明显异常。 随后对中间变一次绕组进行了逐层解体检查，在扒开第6层时即发现绕组漆包线、绝缘层颜色变深，并散发出焦糊味，扒至第9层时漆包线颜色明显变黑，扒至第12层时发现匝间、层间绝缘已完全发黑。,(2)第12层绝缘已炭化,(1)第9层漆包线明显变黑,一、电容型电压互感器典型缺陷分析 试验结果异常,1、绝缘电阻异常,2008年4月25日，某110kV

38、变电站110kV母B相压变预试发现绝缘电阻只有2M左右。 现场检查后发现一次中性线有破损、对地放电现象，现场采取在中性线加装绝缘护套，绝缘试验合格后，4月27日投运后运行正常。,2、N未接地,2007年3月20日，某单位在设备安装前，对待装设备进行测试，发现有1台CVT的电容量及介损无法检测。 解体检查，发现电容量及介损无法测量的原因为C2末端引出线与压变端子盒接线端子连接脱落造成的。,一、电容型电压互感器典型缺陷分析 巡视发现的异常,2009年12月5日14时许，220kV西梁山变对110kV母恢复操作，压变受电后，发现B相电压显示异常，且电磁单元油箱内有明显异常声。故障后进行检查测试，发现

39、电磁单元一、二次绕组绝缘均为零，C1、C2电容量及介损无法检测。该CVT系湖南三电2007年8月产品，2007年8月底安装投运。,1、异常声响,解体发现的绕线记录单,制作工艺极为粗糙，二次布线不整齐,电磁单元完全烧毁,电磁单元油样异常,2、二次端子渗漏油,2010年2月23日，某220kV变电站运行巡视人员发现某线路压变有油滴从电压互感器接线盒处滴落，大约半分钟一滴。经现场查看，判断为设备运行年限较长，密封圈老化。,af端子处渗漏油,3、观察孔油色异常,2010年5月4日，某220kV变电站运行人员在设备巡视中发现220kV母压变C相中间变观察孔油色较其他两相偏黑。 取油样化验，结果显示该相压

40、变绝缘油中出现了乙炔,4、电容分压器与中间变的密封处冒气泡,某500kV变电站值班员巡视时发现某线A相CVT的下节电容器与中间电磁单元的密封处冒气泡，停电后，打开中间电磁单元端盖的放气孔，发现放气孔有一定压力的油气冒出。停电试验时，发现分压器高、低压电容的电容量和介质损与上次的试验值相比较变化不大，但中间电磁单元的大X端的绝缘电阻从5000M下降为10k。油位指示已经超过油标的最高位，打开放油阀(离底面有2-3cm的距离)放油用以调整油位时，放出的体积约为300cm3的水量，其表面有一层很薄的油膜。 解体后发现，中间电磁单元内的油面仍然很满，其中间电磁单元铁 表面有多处锈蚀(最大锈蚀面积约10

41、cm2)。其原因是底座密封不严，致使中间电磁单元大量进水。,综合分析与建议,2000年以来，我省发生多起CVT故障和缺陷，表现形式和原因也千变万化，但都与其采用的工艺、材料、运行维护有关。因此，为确保我省CVT安全、可靠运行，特提出如下建议： (1)加强对运行中CVT二次电压监测，二次电压即使只有细微变化也要引起高度注意。主要有三种类型，即二次电压不平衡、二次电压无输出、二次瞬间失压。 (2)利用红外成像仪，不定期对CVT进行红外测温，观测电容分压器、中间变内部是否有异常发热迹象。 (3)加强设备巡检、重点关注有无异常震动、异常声音及异味；有无渗漏油现象。,(4)认真做好例行试验，要将对电容元

42、件电容量的测量值与历史数据和不同相间电容量进行比较。若电容量变化较大，就可判明有电容元件击穿或受潮的可能，应立即退出运行，以防止部分良好的串联电容元件因承受过高的电压而引起爆炸事故。 (5) 运行维护中要注意电磁单元箱体的检修维护，定期紧固联接螺栓，检查密封胶垫的压紧程度、弹性和老化情况，必要时应设法更换。 (6)投产验收时应进行现场实地查看，并对出厂试验报告、设计图纸资料、开箱验收记录、安装记录、监理报告、交接验收报告、调试报告等全部技术资料进行详细检查，审查其完整性、正确性和适用性。 (7)积极推行不拆引线试验方法，尽量避免拆接一次引接线对设备造成不必要的损伤。 (8)加强信息沟通，出现异

43、常要严格按照省公司技术监督要求，及时向省公司汇报，以便省公司及时发出预警。,二、电流互感器典型缺陷分析,1、一批220kV SF6电流互感器耐压击穿 2008年湖南某厂生产的48台220kV SF6电流互感器在现场老练试验时，其中有6台产品发生绝缘击穿。其中4台产品在支撑绝缘子内表面有明显的放电痕迹。 395/460kV,2、500kV SF6电流互感器耐压击穿 2009年，陕西某厂500kV SF6电流互感器在进行老练试验时击穿，返厂解体发现躯壳内表面油漆大面积脱落、起泡，盆式绝缘子存在明显放电痕迹，分别见图1及2。 检查中还发现部分电流互感器的躯壳内表面脏污程度较为严重，表明在油漆喷涂清理

44、检验环节工艺控制存在问题，见图4。产品躯壳外委生产，外协厂及其简陋，喷漆所用的油漆质量没有保证。本次故障的原因是电流互感器生产厂家对油漆外协厂家的生产工艺控制不严，对外协件把关不严是该批次产品故障的根本原因。,3、充氮密封式结构电流互感器爆炸 2001年8月2日，XX变电站273间隔C相CT在正常运行中发生爆炸，附近的刀闸等设备瓷套受损。该型互感器装设的早期气垫隔板式储油柜是充氮密封式结构，没有金属波纹膨胀器，其外观和盒式膨胀器较为相似，受潮进水后在运行中发生爆炸。,4、试运行期间油浸倒置式电流互感器爆炸 2004年，XX变电站1台220kV电流互感器是江苏某厂生产的LVB-252W2油浸倒置

45、式电流互感器，在带电16小时后突然发生爆炸，爆炸产生的瓷碎四处飞溅，最远飞至60多米外。经现场解剖分析，事故原因是制造工艺缺陷导致主绝缘击穿所致。,5、返厂检修后的油浸倒置式电流互感器爆炸 上海某互感器厂一批油浸倒置式电流互感器由于绝缘油介损超标，整批返厂检修，修后出厂试验和交接试验均正常，但投运后6月11日和6月15日分别发生爆炸，解体分析认为互感器在返厂处理期间，制造厂改变了处理工艺，而造成了互感器存在内部缺陷，但此类缺陷无法通过局部放电、耐压等试验手段检出，带病投运后不久即发生爆炸。,6、SF6电流互感器运行中防爆膜破裂 陕西某厂生产的CT C相压力表指示值仅为0.34Mpa，并可听到异

46、常的漏气响声，且压力表指针仍在不断下降，短时间内降到零，现场检查故障原因是防爆膜破裂。,7、1台SF6电流互感器次末屏未接地引起的故障 上海某互感器厂1台SF6电流互感器投运不久发现内部有放电声。检查发现CT的CN引出端子电位悬浮对二次线放电，分析认为：1）厂家使用说明书未说明该CT是否存在CN引出端子，也未对CN引出端子做任何说明，包括CN引出端子在运行时是否应接地等注意事项，出厂试验报告也没有CN的相关内容；2）CN引出端子在出厂时就必须良好接地，而该CT的CN端子没有接地，在现场检查时未发现该端子有曾被更改变动的痕迹，说明出厂时未接地；3）厂方现场负责安装指导的技术人员未要求安装试验人员

47、对该端子进行任何检查和试验。,8、硅橡胶外护套龟裂 2008年，我省发现上海某互感器厂2003年生产的一批SAS型SF6电流互感器复合硅橡胶绝缘外护套存在严重龟裂现象，见图，用手指碰触瓷裙时，复合绝缘外护套便会产生新的裂纹。此后，我省又陆续发现多个变电站该厂生产的电流互感器存在硅橡胶外护套的龟裂问题。据了解，广东、上海等地也发现了不少该厂的SF6电流互感器存在复合绝缘外护套龟裂老化的问题，产品涉及到110kV-500kV各个电压等级，出厂时间跨度从2001-2005年，龟裂情况也十分严重。本故障是家族性缺陷，处理麻烦，涉及到停电、费用等问题。,9、硅橡胶外护套龟裂 2009年以来,220KV天

48、柱变投运不到半年发生两起220KV SF6流变气体泄漏事件：2010年2月23独天4868流变A相气体压力低报警；2010年3月19日I主变高压4801B相气体压力低报警。,a、现场检查了漏气部位的螺丝紧固情况，发现有部分未可靠紧固，用两个手指头就可以轻松推动套筒扳手。,b、密封圈上的密封胶涂抹不均匀，有部分位置没有涂胶,10、220kV万安变902流变击穿 2010年8月18日14时59分03秒，黄山供电公司220kV万安变110kV 母差保护动作，跳开110kV母902、910、921、922、900断路器。 14时59分04秒，2主变差动保护动作，跳开2主变三侧断路器。,三、存在问题分析

49、及防范措施,近年来高压互感器所暴露的问题中，新产品质量问题尤为突出，运行中设备的问题有其多样性，很难防范 1、新产品质量堪忧：13起19台互感器事故（障碍）中有6起12台均是新产品，说明国网规模招标以来，价格的权重大，在降低基建成本的同时也产生了产品质量下降问题；制造厂盲目上马新项目，缺少技术经验积累，产品不成熟，造成新产品频繁出现问题；一些厂家为争取中标，盲目压低价格，后果即采用劣质材料，降低生产成本；电力产品市场时冷时热，对制造厂十分不利，也影响了产品的质量。,2、上海某厂产品的硅橡胶外护套龟裂问题是家族性缺陷，处理麻烦，涉及到停电、费用等问题。 3、运行中设备发生事故和障碍占到13起中的7起，但其原因呈多样性，是小概率事件，没有特别行之有效的措施，只能按照有关规程规定对其进行全过程技术监督。 4、运行部门不应提出一些不合理的要求。,针对以上问题，建议采取以下措施，以降低互感器事故率： 1、针对目前市场现状，对于SF