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电流互感器末屏缺陷的发现和分析

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杨志平

摘要：电流互感器是变电站的重要设备之一，其运行状况直接影响系统运行安全可靠性。本文结合两起电容式电流互感器末屏缺陷案例的发现过程及原因分析，通过应用油色谱技术及在线监测技术进行缺陷初步判断，并结合电气试验、解体检查等方法验证了油色谱技术及在线监测技术的缺陷诊断结果，反映综合应用在线监测、带电检测、电气试验等方法可对设备进行及时、准确地缺陷诊断。

关键词：在线监测；电流互感器末屏；带电检测

引言

电流互感器是变电站的重要设备之一，担负着电力系统计量和继电保护所需信号的重任，其运行状况直接影响系统运行安全可靠性。容性电流互感器一般采用油绝缘方式，其内部为油纸复合绝缘，为了提高主绝缘的强度，在绝缘中绕制一定数量的同心圆筒形电容屏，把油纸绝缘分为很多绝缘层，最外一层电容层为末屏，其表面焊有铜引线，引接至外部末屏小瓷套，与接地端子相连。运行中末屏应可靠接地，如果末屏不接地，将造成悬浮高电位对地放电，影响互感器安全运行[1-2，4]。

本文结合两起电容式电流互感器末屏缺陷案例的发现过程及原因分析，论证现有电流互感器检测技术对末屏缺陷检测的有效性。

1、缺陷经过

1.1案例一：某110kV变电站110kV龙凤线106CT型号为LB7-110W。2015年6月4日电气试验班对110kV龙凤线106CT进行带电检测取油样，进行油色谱试验时发现110kV龙凤线106CTB相油中氢气及总烃含量异常（见表一）。

1.2案例二：某220kV变电站220kV红莆线264CT型号为IOSK245。2016年3月28日，维护人员在对220kV红莆线264CT在线监测装置进行缺陷处理时，发现三相末屏电流不一致，A相末屏电流为1.5mA，B、C相电流为11.5mA。进一步查阅在线监测装置历史数据（见表二）

2、缺陷原因分析与处理

上述两起案例分别为带电检测（油色谱技术）与在线监测技术发现的缺陷，为进一步验证此两项技术发现缺陷有效性，分别停电进行诊断性试验，具体如下：

2.1案例一处理过程

油色谱试验：110kV龙凤线106CTB相油中溶解气体组分含量分析，油中总烃和氢气含量严重超过运行注意值，主要成分为氢气和甲烷，三比值为“110”，初步诊断设备内部存在低能量局部放电性质故障。

解体检查试验：B相CT解体后发现末屏内部接线杆处松动、末屏陶瓷绝缘筒外壁处有放电痕迹（见图一）。分析该放电点是由于末屏内部接地引线松动，存在不同电位之间的油中火花放电，产生大量的氢气和甲烷。

2.2案例二处理过程

2016年3月29日，220kV红莆线264CT转检修，试验班对该组电流互感器进行诊断性试验。停电前对末屏电流进行复测，测试值与28日测试结果一致。具体如下：

在线监测数据分析：264电流互感器A相从2月2日以来A相泄漏电流数据从11.8mA下降至1.5mA，B、C两相数据正常。查看264电流互感器上次停电试验报告，该组互感器电容屏电容值分别为281.0pF、284.0pF、282.8pF，根据I=ωCU可计算三相末屏电流的理论值，如表三：

测试值与理论值对比，发现A相电流偏小，B、C相电流基本一致，判断电流互感器内部可能存在异常（电容量改变或者内部分流等）

诊断性试验：停电试验项目有末屏绝缘电阻试验、电容量及介质损耗因数测试。本次试验及上次试验数据如表四：

根据试验记录，B、C试验数据与历史数据基本一致，A相末屏绝缘电阻测试正常，但电容量与介质损耗因数与历史数据存在较大变化，电容量与上次测试值偏差达-86.65%，远超过《输变电设备状态检修试验规程》规定的±5%（警示值），介损值虽然未超过0.8%（注意值）规定，但与上次测试值存在显著增加，按规程要求试验不合格[3]。

264开关CTA相介质损耗为0.585%（即0.00585），电容量为37.5pF，与前面带电测试换算值0.00539，38.54pF基本一致。一般情况下，末屏电容如果受潮或者部分击穿会导致电容增大，电容屏缺油会导致电容变小，但现场观察CT油位正常，故可排除缺油原因。另外可能导致电容量变小，即互感器油箱内末屏引出线存在松动或接触不良，导致末屏与地电位之间相当于串联了一个电容，根据串联电容计算公式可知，会使得整体电容减少。

综合上述分析与解体检查结果验证了互感器油箱内部末屏引出线连接处存在松动现象。

3结语

从上述两起案例的分析中可看到目前变电站电流互感器常用带电检测（油色譜技术）与在线监测技术均能有效发现电流互感器内部末屏松动引起的缺陷。而结合停电电气试验、解体检查可准确定位缺陷位置。同时为防止此类末屏缺陷进一步发展重大设备故障，应做好以下几项工作：

3.1积极应用在线监测技术。停电例行试验之外，应用可实时、准确反映设备内