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摘要：对一起110kV油侵式电流互感器故障进行了试验分析，通过局放试验和设备解体查找出故障原因，并提出了其在高压试验中存在的问题和解决方案。
关键词：电流互感器 试验
Abstract: the 110 kV together current transformer oil assault type fault the experimental analysis, through the bureau put test and equipment collapse the searching out the cause of the problem, and put forward the high pressure test in the existing problems and solutions.
Keywords: current transformer test
中图分类号：TM452文献标识码：A文章编号：
1.引言
近几年，倒立式电流互感器由于优点突出，在我国应用日渐广泛。倒立式电流互感器有别于传统的正立式电流互感器产品结构之处,在于将二次绕组及一次绕组集中置于整个产品的上部储油柜内,且主绝缘包扎在二次绕组的外侧。这样,倒立式电流互感器就具有了以下特点:
（1）一次导体较短，与正立式相比容易满足较高动热稳定电流的要求，同时也不需要接一次过电压保护器。
（2）当一次电流较小时，容易实现高准确度，且可满足大的短路电流倍数的要求。
（3）瓷套径向尺寸较小，制造工艺性较好。
（4）不存在“U”形一次绕组绝缘处在油箱底部的绝缘容易受潮的薄弱环节，运行可靠性较高，因此接母差保护时可任意选择二次保护。
（5）倒立式电流互感器易于和单级式电压互感器组装，推进组合式互感器的开发。因此，倒立式电流互感器在国外一些工业发达国家的生产量较大。
由于二次绕组和铁心在互感器的头部，使得互感器重心较高，抗震性能较差。由于头部与支撑杆之间连接机械强度较弱，在搬运、运输或安装过程中容易损坏。头部与支撑杆之间电场强度集中，该处易发生放电等现象。顾而在使用过程中，也经常出现故障，因此有必要对故障原因和防止故障的方法进行研究。
2. 基本情况
某110kV变电站，110kV进线间隔两个，母联间隔一个，电流互感器全部为倒置式，电流互感器型号LYB-110W2。2010年12月，运行人员现场巡视时发现110kV 一进线间隔C 相电流互感器的顶盖向上拱起（如图1）。检修人员进行停电检查，现场发现内部气体较多，进行绝缘油色谱试验、绝缘电阻试验、绕组电阻试验，试验结果见表1、表2 。
图1C相电流互感器膨胀器上盖顶起
2.1油色谱数据分析见表 1。
表 1 油色谱试验数据
项目 例行试验 现场试验
油中 CO/μL•L-1 46.18 101.49
油中 CO2/μL•L-1 239.29 393.77
油中 H2/μL•L-1 26.35 690.16
CH4/μL•L-1 9.18 2276.82
C2H6/μL•L-1 0 178.55
C2H4/μL•L-1 0.07 0.93
C2H2/μL•L-1 0 0
总烃/μL•L-1 9.25 2456.30
2.2现场直流电阻数据见表 2.
表 2 直阻数据
一次直阻 二次直阻mΩ
19.53uΩ 1S1-1S2 1S1-1S3 2S1-2S2 2S1-2S3 3S1-3S2
222.5 426 220.9 423.1 221.3
3S1-3S3 4S1-4S2 4S1-4S3 5S1-5S2 5S1-5S3
423.4 112.1 204.7 116.9 211.7
2.3绝缘电阻：
一次对二次及地10000MΩ以上
二次对一次及地10000MΩ以上
末屏对一次及地10000MΩ以上
根据上述试验结果，将该互感器退运，更换新的电流互感器。并在检修部试验大厅进行了局部放电试验和10kV及高电压下介质损耗因数试验。
2.4介质损耗因数：
10kV时，tanδ：0.358%，电容量：1.001nf，正常。但加压到 36kV 时，数据增长迅速，介损增量>0.1%。（如图 2）
图 2介质损耗因数测量
2.5局放试验：
预加压由0V开始升压，当电压生到2kV时，放电量已超出规定值，达到100pC,升压到4kV时有轻微放电声，到10kV时隐约听到电流互感器油箱内部有“咕噜咕噜”产生气泡，且气泡在油中析出的声音，类似烧开水的声音，随着电压声高，声音变大，局部放电量增大，预加压到70kV时，试验电流已达到80A，放电量达到3000pC左右，电流互感器上顶盖拱起，试验结束。
2.6解体检查情况
发现在电流互感器二次绕组上部靠近呼吸器，等电位线部位有一直径为一厘米的烧伤的绝缘破损的孔洞，已穿透了两层绝缘纸及屏蔽铝箔纸。（如图3）
图3 二次绕组上烧蚀孔洞
3.故障设备情况分析
由于故障电流互感器顶盖已经有变形，试验人员到达现场时，油中溶解的故障气体已经析出，所以，油气试验合格。高压试验测试直流电阻合格，说明电流互感器一二次绕组没有断线短路情况。绝缘电阻试验合格，说明一二次绕组及末屏无接地及短路情况，绝缘良好，油中水分及杂质含量低。
10kV时tanδ：0.358%在合格范围内，高压试验介质试验，试验曲线从施加电压36kV开始增长迅速，试验电压从5.21kV到70.18kV，介损增量为0.476%，严重超过规程规定：当测量电压从 到 ，介损因数的增量不能超过0.1%的要求。说明电流互感器内部介质已发生劣化。局部放电试验直接检验出电流互感器内部发生放电。
4.从解体现象来看，故障原因有以下三个方面。
（1）互感器绝缘在制造过程中，二次绕组绝缘层中包有杂质，导致运行过程中在电场作用下发生局部放电。
（2）由于倒立式互感器具有头重脚轻的特点，在运输过程中，运输的颠簸导致二次绕组发生位移，等电位线与二次绕组外屏连接松动，造成二次绕组外屏破损，导致放电。
（3）在互感器芯柱干燥和安装过程中，由于倒立干燥和吊装，吊车在升高和降落过程中，进行反复的急停和加速，电容屏受到轴向冲击力的作用，导致电容屏和绝缘层被拉开，产生松动。
5.小结
本文中介绍了一台倒立式电流互感器的故障情况及故障原因，主要是上油箱内一次导杆和二次绕组罩之间主绝缘击穿，表明在我国目前倒立式电流互感器的制造工艺仍旧存在一定问题，制造厂应严格控制工艺流程，甚至运输流程，使用专用运输工具和冲撞仪。对于倒立式电流互感器的介损测量方法，10kV 电压下的介损试验结果仍然反映不出绝缘存在问题，而当电压加到36kV时，介损值迅速增长，介损增量超出规定值。而局放试验和解体情况表明绝缘确实存在问题。因此在10kV介损试验不能发现很多绝缘问题时，利用高压介损和交流耐压试验是目前检查倒立式电流互感器是否存在绝缘缺陷的有效方法。
参考文献：
1. 陈瑞国 220kV 油浸倒立式电流互感器问题分析变压器第47卷第5期2010年5月
2. 魏朝暉 油浸倒立式电流互感器设计变压器第37卷第9期2000年9月
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。
关键词：电流互感器 试验
Abstract: the 110 kV together current transformer oil assault type fault the experimental analysis, through the bureau put test and equipment collapse the searching out the cause of the problem, and put forward the high pressure test in the existing problems and solutions.
Keywords: current transformer test
中图分类号：TM452文献标识码：A文章编号：
1.引言
近几年，倒立式电流互感器由于优点突出，在我国应用日渐广泛。倒立式电流互感器有别于传统的正立式电流互感器产品结构之处,在于将二次绕组及一次绕组集中置于整个产品的上部储油柜内,且主绝缘包扎在二次绕组的外侧。这样,倒立式电流互感器就具有了以下特点:
（1）一次导体较短，与正立式相比容易满足较高动热稳定电流的要求，同时也不需要接一次过电压保护器。
（2）当一次电流较小时，容易实现高准确度，且可满足大的短路电流倍数的要求。
（3）瓷套径向尺寸较小，制造工艺性较好。
（4）不存在“U”形一次绕组绝缘处在油箱底部的绝缘容易受潮的薄弱环节，运行可靠性较高，因此接母差保护时可任意选择二次保护。
（5）倒立式电流互感器易于和单级式电压互感器组装，推进组合式互感器的开发。因此，倒立式电流互感器在国外一些工业发达国家的生产量较大。
由于二次绕组和铁心在互感器的头部，使得互感器重心较高，抗震性能较差。由于头部与支撑杆之间连接机械强度较弱，在搬运、运输或安装过程中容易损坏。头部与支撑杆之间电场强度集中，该处易发生放电等现象。顾而在使用过程中，也经常出现故障，因此有必要对故障原因和防止故障的方法进行研究。
2. 基本情况
某110kV变电站，110kV进线间隔两个，母联间隔一个，电流互感器全部为倒置式，电流互感器型号LYB-110W2。2010年12月，运行人员现场巡视时发现110kV 一进线间隔C 相电流互感器的顶盖向上拱起（如图1）。检修人员进行停电检查，现场发现内部气体较多，进行绝缘油色谱试验、绝缘电阻试验、绕组电阻试验，试验结果见表1、表2 。
图1C相电流互感器膨胀器上盖顶起
2.1油色谱数据分析见表 1。
表 1 油色谱试验数据
项目 例行试验 现场试验
油中 CO/μL•L-1 46.18 101.49
油中 CO2/μL•L-1 239.29 393.77
油中 H2/μL•L-1 26.35 690.16
CH4/μL•L-1 9.18 2276.82
C2H6/μL•L-1 0 178.55
C2H4/μL•L-1 0.07 0.93
C2H2/μL•L-1 0 0
总烃/μL•L-1 9.25 2456.30
2.2现场直流电阻数据见表 2.
表 2 直阻数据
一次直阻 二次直阻mΩ
19.53uΩ 1S1-1S2 1S1-1S3 2S1-2S2 2S1-2S3 3S1-3S2
222.5 426 220.9 423.1 221.3
3S1-3S3 4S1-4S2 4S1-4S3 5S1-5S2 5S1-5S3
423.4 112.1 204.7 116.9 211.7
2.3绝缘电阻：
一次对二次及地10000MΩ以上
二次对一次及地10000MΩ以上
末屏对一次及地10000MΩ以上
根据上述试验结果，将该互感器退运，更换新的电流互感器。并在检修部试验大厅进行了局部放电试验和10kV及高电压下介质损耗因数试验。
2.4介质损耗因数：
10kV时，tanδ：0.358%，电容量：1.001nf，正常。但加压到 36kV 时，数据增长迅速，介损增量>0.1%。（如图 2）
图 2介质损耗因数测量
2.5局放试验：
预加压由0V开始升压，当电压生到2kV时，放电量已超出规定值，达到100pC,升压到4kV时有轻微放电声，到10kV时隐约听到电流互感器油箱内部有“咕噜咕噜”产生气泡，且气泡在油中析出的声音，类似烧开水的声音，随着电压声高，声音变大，局部放电量增大，预加压到70kV时，试验电流已达到80A，放电量达到3000pC左右，电流互感器上顶盖拱起，试验结束。
2.6解体检查情况
发现在电流互感器二次绕组上部靠近呼吸器，等电位线部位有一直径为一厘米的烧伤的绝缘破损的孔洞，已穿透了两层绝缘纸及屏蔽铝箔纸。（如图3）
图3 二次绕组上烧蚀孔洞
3.故障设备情况分析
由于故障电流互感器顶盖已经有变形，试验人员到达现场时，油中溶解的故障气体已经析出，所以，油气试验合格。高压试验测试直流电阻合格，说明电流互感器一二次绕组没有断线短路情况。绝缘电阻试验合格，说明一二次绕组及末屏无接地及短路情况，绝缘良好，油中水分及杂质含量低。
10kV时tanδ：0.358%在合格范围内，高压试验介质试验，试验曲线从施加电压36kV开始增长迅速，试验电压从5.21kV到70.18kV，介损增量为0.476%，严重超过规程规定：当测量电压从 到 ，介损因数的增量不能超过0.1%的要求。说明电流互感器内部介质已发生劣化。局部放电试验直接检验出电流互感器内部发生放电。
4.从解体现象来看，故障原因有以下三个方面。
（1）互感器绝缘在制造过程中，二次绕组绝缘层中包有杂质，导致运行过程中在电场作用下发生局部放电。
（2）由于倒立式互感器具有头重脚轻的特点，在运输过程中，运输的颠簸导致二次绕组发生位移，等电位线与二次绕组外屏连接松动，造成二次绕组外屏破损，导致放电。
（3）在互感器芯柱干燥和安装过程中，由于倒立干燥和吊装，吊车在升高和降落过程中，进行反复的急停和加速，电容屏受到轴向冲击力的作用，导致电容屏和绝缘层被拉开，产生松动。
5.小结
本文中介绍了一台倒立式电流互感器的故障情况及故障原因，主要是上油箱内一次导杆和二次绕组罩之间主绝缘击穿，表明在我国目前倒立式电流互感器的制造工艺仍旧存在一定问题，制造厂应严格控制工艺流程，甚至运输流程，使用专用运输工具和冲撞仪。对于倒立式电流互感器的介损测量方法，10kV 电压下的介损试验结果仍然反映不出绝缘存在问题，而当电压加到36kV时，介损值迅速增长，介损增量超出规定值。而局放试验和解体情况表明绝缘确实存在问题。因此在10kV介损试验不能发现很多绝缘问题时，利用高压介损和交流耐压试验是目前检查倒立式电流互感器是否存在绝缘缺陷的有效方法。
参考文献：
1. 陈瑞国 220kV 油浸倒立式电流互感器问题分析变压器第47卷第5期2010年5月
2. 魏朝暉 油浸倒立式电流互感器设计变压器第37卷第9期2000年9月
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。