110kV及以上电压等级互感器故障分析及处理

摘  要  本文结合作者的工作实际分析总结110kV及以上电压等级互感器的绝缘监督和故障判断。

关键词  互感器  故障  绝缘分析  判断

六盘水供电局、六盘水市地方电力局所辖110kV及以上变电站10余所，高压互感器达300余台，大部分是JCCn-220或JCCn-110型，运行电压高，绝缘承受电场强。目前生产的互感器大多不是全密封型，在密封性能上存在不少缺陷，结构设计也不尽合理，在材料的使用、生产工艺方面也存在一定问题，曾发生110kV高压互感器因进水受潮而被停用的现象，大修也较频繁。笔者在实际工作中，经常要对互感器是否有故障做出分析和判断，以及采取相应处理措施，现将工作中常见的互感器故障问题及处理措施作一介绍。

一、高压互感器常见故障原因分析

由于储油柜存在制造质量等方面的问题，加之密封不良，致使其绝缘不良而可能引发爆炸，表现在有些储油柜上盖板较薄、焊接不良、法兰箱沿较薄、螺距较大、加工工艺不精细致使接合面粗糙不平等。另外，如果使用的密封胶垫质量不好，长期使用后会变质而失去弹性，甚至并裂，造成漏水而受潮。

吸湿器安装不合理，如果年久失修，硅胶失效，当气温突变湿度加大时，潮气会进入互感器，致使绝缘下降，水分进入器身造成水击穿。

器身设计、材料选用及加工工艺等存在问题，如110kV及以上电压互感器，多采用漆包线，有的绕制工艺不严，线圈变形，线匝交叉重叠，绕制时松紧不一，或层间绝缘厚薄不均，就可能产生层间或匝间短路引发互感器爆炸；选用材料质量不好，如220kV的电容型结构电流互感器，选用的电缆如果绝缘性能差则易引发故障，又如电压互感器支持绝缘板选用材料的吸水性大，加之没有经过浸油处理，绝缘性能就差，也易造成击穿引发故障。

电压互感器器身支撑板质量不良，运行时开裂，发生局部放电继而扩展成对地击穿。

串级式电压互感器铁芯结构有缺陷，夹紧螺杆有悬浮电位或螺线有尖角而引起局部放电；对有双铁芯的电压互感器，如两铁芯间间距不够，也可能造成运行中爬电闪络引发故障。

互感器的引出端子渗漏油或引出端子板绝缘不良也可能造成故障。

互感器故障除了制造、材料选用、设计和出厂试验把关不严等原因外，还与运行维护不及时，发现问题处理不及时，以及年久失修等有直接关系。

二、绝缘试验检测互感器故障的方法

1．通过油的色谱分析可以判断出互感器局部放电和过热性故障。

2．当互感器密封不良受潮时，如果绝缘电阻测量值降低即说明绕组整体或局部受潮或劣化。对电容型电流互感器，如果末屏对地绝缘电阻低于1000mΩ，则应测量末屏对地的tgδ，当其值超过3时，则互感器底部可能有水，同时应注意与互感器历年来的数据作比较和综合分析。

3．电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值比较，如差值超过±5％则应查明原因。当进水受潮时，因水的介电常数大于互感器绝缘材料的介电常数，故实测的电容量比未进水受潮时大；当局部放电而使电容元件击穿时，电容量会因元件减少而增加，所以测量末屏电容量的大小是监测电容型电流互感器绝缘的重要方法。

4．用tgδ诊断互感器的绝缘状态。

(1)tgδ分析要注意监测标准，同时要重视其增长率。例如实测某电容式电流互感器的tgδ为1．4％(《规程》标准为1．5％)，两年前实测该互感器的tgδ为0．41％，其增长值达3．4倍，但如果认为本次测量值未超标，就不予以重视，结果必然会导致互感2S发生故障，笔者甚至认为互感器tgδ的增长率比其绝对值更为重要和关键。此外对此类互感器还可以比较主屏和末屏的介损及绝缘电阻判断受潮的程度。如某电流互感器主屏的tgδ=0．3％，绝缘电阻R=5000mΩ，末屏对二次及地的tg δ=4．1%，绝缘电阻R=150MΩ，说明外层绝缘受潮但潮气未进入主绝缘，吊芯后发现箱底有水。

(2)tg δ与温度的关系。对于油纸绝缘的互感器。tgδ与温度的关系取决于油纸的综合性能，良好的绝缘油是非极性物质，油的tg δ主要是导电损耗，随温度的升高指数上升，纸是极性介质，其tg δ随偶极子的松弛而损耗减小，故纸的tg δ在-40～60℃的范围内随温度增加而减小，因此在此温度范围内油纸绝缘的tg δ应无变化，不必进行温度换算，当温度上升到60～70℃及以上时，电导损耗的增长占主导地位，tg δ便随温度的升高而增大，此时就需进行温度换算，而不宜简单采用充油式设备的换算方式。

当油纸中残存有较多水分与杂质时，tg δ与温度的关系就不同于上述情况，此时介质损耗以离子电导损耗占主导地位，tg δ随温度的升高而明显增大。如两台LCLWD3-220型电流互感器，接通50％的电流5h，比较通电前后tg δ的变化情况为：tg δ初始值为0.53％的一台无变化，tg δ为0．18％的一台则上升为1.1％。这说明初始值为0．18％的电流互感器绝缘已有缺陷，故其tg δ随温度的升高而增大。因此当常温下测得的tg δ值较大时，就应该考察其较高温度下tg δ的变化情况，若在较高温度下tgδ有明显增加，则其绝缘存在缺陷。

(3)tgδ与电压的关系。良好绝缘的互感器，其tg δ随电压升高应无明显变化，如果有变化则说明绝缘存在缺陷。因此在预试规程中规定了试验电压由10kV升到Um／1.732时，如果tg δ的增减量超过±3％，则该互感器就不宜继续运行。

(4)测量电压互感器绝缘支架tg δ的重要性．串级式电压互感器的铁芯具有一定的电位，由绝缘支架承受，一旦绝缘支架在生产压制过程中工艺把关不严，在运行中就有可能发生事故。近几年来的运行情况表明：绝缘支架的tg δ大于10％的互感器，解体后其绝缘支架均有缺陷，受潮严重的甚至可以捏出水；有的情况稍好，但中间也已分层，并可观察到有放电痕迹；受潮较轻的绝缘支架表面有麻点状变色，螺孔有放电痕迹。

串级式电压互感器的密封不良则易进水受潮，使得绝缘强度明显下降，继续运行则可能引发层匝间和主绝缘击穿故障；如固定铁芯的绝缘支架材质不好，分层开裂内部形成气泡，则在运行电压的作用下气泡发生局部放电，进而整个绝缘支架闪络。在实际工作中采用末端屏蔽法测量绝缘支架的tg δ时，此时一端及底座接地，如果小瓷套或二次接线板受潮脏污时产生的测量误差被屏蔽，则一次静电屏对二次和辅助二次绕组及绝缘支架的tg δ均检测不到，但可测量到下铁芯柱上一次绕组对二次和辅助二次绕组的tg δ，若该处的tg δ值大于2．5％则应查明原因，若其值大于4％且增量较大时，则可以断定该互感器必有缺陷。

三、110kV及以上互感器故障的处理方法

110kV及以上有缺陷的互感器的处理方法主要有吊芯检查、修渗漏、更换密封垫、换油、真空干燥、结构改进等。

对于器身受潮轻微且只能在现场处理的，一般采用真空热油循环处理，当热油进入互感器内部后，绝缘介质受热，其内部水分就会蒸发，由互感器顶部及滤油机排出，通过不断的循环达到干燥的目的。

采用真空干燥处理受潮器身时，真空度要维持在750mmHg柱以上，器身进入烘房后，温度要从低到高缓慢增加。温度在40℃时烘48h，到60℃时烘48h，到75℃时48h， 后到95℃时，每小时应探测绝缘电阻一次，当其值在6～8h保持不变或变化不大时，则真空干燥完毕。实践证明，把烘房上下限温度调节在10℃时，干燥效果 好，应当注意的是在干燥过程中为防止密封垫受热老化，要将其取下，并把一次末端和二次出线端小瓷套松开。

对储油柜密封不良及密封胶囊质量较差的，可以采用加装波纹膨胀器的方法来改变密封性能；对二次板受潮导致的tg δ偏大的问题，可以通过更换原二次接线板，更改二次出线小套管的办法解决。

四、结束语

通过对互感器的检查及对试验数据的分析，可以判断出互感器的故障情况，从实际对故障设备的解体大修情况来看，与笔者所述基本吻合，但高压互感器的故障情况种类繁多，原因错综复杂，还需要在运行实践中不断总结、创新经验。