第六讲 互感器的试验与诊断

第一节  互感器的绝缘试验

一、电流互感器的绝缘试验

         我国目前生产的20kV及以下电压等级的电流互感器多采用干式固体夹层绝缘结构，在进行定期试验时，以测量绕组绝缘电阻和交流耐压为主。

测量绕组绝缘电阻的主要目的是检查其绝缘是否有整体受潮或者劣化现象。测量一次绕组用2500V兆欧表，二次绕组用1000V或2500V兆欧表，而且非被测绕组应接地。测量时候还应考虑空气湿度、套管表面脏污对绝缘电阻的影响。必要时将套管表面屏蔽，以消除表面泄露的影响。温度的变化对绝缘电阻影响很大，测量时应记下准确温度，以便比较。为减小温度的影响，最好在绕组温度稳定后进行测量。

         对于35kV及以上电压等级的互感器，多采用油浸式夹层绝缘结构，除了应进行绝缘电阻和交流耐压试验外，尚需做介质损耗角正切值（tanδ）的试验。

1、电流互感器极性检查

电流互感器极性检查实验接线如图7-1所示，当开关S瞬间合上时，若L1和K1同极性，则毫伏表的指示为正，指针右摆，然后回零。在电流互感器的极性检查中L1和K1在铁芯上起始是按同一方向绕制的，极性检查采用直流感应法。

图7-1电流互感器极性检查接线图

油断路器套管型电流互感器二次侧的始端a与油断路器套管的一次侧接线端同极性。当油断路器两侧电流互感器流过同方向一次电流时，两侧的a端极性恰恰相反，在做极性试验时，要将断路器合上，在两侧套管出线处加电压。如图7-2所示。

图7-2安装在油断路器上套管型电流互感器的极性检查示意图

2、电流互感器的励磁特性试验

         电流互感器的励磁特性试验接线如图7-3所示。

图7-3电流互感器的励磁特性试验接线图

(a)输出电压220~380V；(b)输出电压500V

TR——调压器；PA——电流表；PV——电压表

               测量电流互感器的励磁特性可以发现一次绕组有无匝间短路，如图7-4，计算10%误差曲线，并从励磁特性校核用于继电保护的电流互感器的特性是否符合要求。

试验时电压从零向上递升，以电流为基准，读取电压值，直至额定电流。若对特性曲线有特殊要求而需要继续增加电流时，应迅速读数，以免绕组过热。

由于电流互感器一次绕组匝间短路时，励磁特性在开始部分电流会比正常的略低，因此应在开始部分多测几点。当电流互感器励磁电压较高，电流较大时，输出电压可增至500V左右，但读取的励磁电流值为毫安级，因此对仪表的选取应加以注意。

图7-4电流互感器二次绕组匝间短路时的励磁特性曲线

1——正常曲线；2——短路1匝；3——短路2匝

根据规程规定，电流互感器只对继电保护有特性要求时才进行该项试验，但在调试工作中，当对测量用的电流互感器发生怀疑时，也可测量该电流互感器的励磁特性，以供分析。

3、电流互感器铁芯退磁

（1）目的

对电流互敢器铁芯进行退磁主要是因为在有大电流通过的情况下切断电源或在运行中发生二次开路时，通过短路电流以及在采用直流电源的各种试验后，可能在电流互感器的铁芯中留下剩余磁，使电流互感器的比差，尤其是角差增大。

（2）方法

使一次绕组开路，当二次绕组额定电流为5A时，通入1～2.5A电流,当二次绕组额定电流为1A时,通过0.2～0.5A的50HZ交流电流，然后使电流从最大值均匀降到零，并在切断电流电源前将二次绕组短路。且在上述过程中，电流不应中断或发生突变，重复二、三次后，即可退去电流互感器铁芯中的剩磁。

二、电压互感器的绝缘试验

1. 试验内容

               20kV及以下电压等级的电压互感器，多采用干式固体夹层绝缘结构。但也有一部分是户内用的油浸式夹层绝缘结构。对于它们的绝缘试验和电流互感器基本相同，但根据现场的实际需要，有时增加感应耐压试验。

               35～66kV电压等级的电压互感器应进行绝缘电阻测试、交流耐压（串级绝缘不能进行）、感应耐压、介质损失正切值（tanδ）等项试验。

               66kV以上电压等级的电压互感器还应增加绝缘油中溶解气体分析试验。

               上述各项试验方法，可参考变压器试验和绝缘油试验的有关项目。唯有对串级式电压互感器的tanδ值测量要采取另外的接线才能得到正确的判断。

2. 串级式电压互感器的tanδ值测量方法

    有高压标准电容器自激法、电容式电压互感器的试验方法、低压标准电容器自激法、末端屏蔽法。根据现场具体情况选用测量方法。

（1）高压标准电容器自激法

采用高压交流电桥，高压标准电容器自激法测量串级式电压互感器的tanδ值接线如图7-5所示。图中A-X为两元件铁芯串接高压侧绕组的出线端，a-x为低压侧绕组出线端，ad-xd为低压侧辅助绕组出线端。图中利用电压互感器本身作为试验变压器，套管和绕组的对地电容作为Cx。这种线路的电压分布与电压互感器工作时一致。所以避免了高压侧绕组靠近低压端的容量大，造成主要反映低压端介质损失的缺点。如能采用更高电压的标准电容器，使自激电压达到额定值，就更接近实际。如国产的250kV六氟化硫标准电容器，就能够满足110kv及220kv的电压互感器在工作电压下用自激法测tanδ的试验。试验方法和用QS1型电桥对角接线法测量tanδ的方法完全一样，由于桥体处于低压端，所以标准电容器可以选用更高电压等级的，以满足电压互感器的测量要求。

图7-5采用高压标准电容器自激法测量tanδ值接线

（2）低压标准电容器自激法

如图7-6所示，利用QS1型桥体内的标准电容做电桥的标准臂，对串级式互感器进行自激测量tanδ值。

图7-6 利用低压标准电容器自激法测量tanδ值接线

由图7-6可知，电桥的供电是取自辅助绕组端子上所感应的电压，标准电容桥臂承受的电压较低，此时辅助绕组的负荷很小，U1和U2向量基本上是重合的，经验证明他们之间的角差影响可以忽略不计。

不管用高压标准电容器自激法，还是用低压标准电容器自激法，在测量串级式互感器的值时，仍然避免不了强电场的干扰影响。其干扰源，一个来自互感器高压侧外界电场（附近的高压设备），一个来自二次侧激磁系统。前者可采用高压屏蔽的办法消除，具体办法参考变压器的试验，后者可将调压装置的接地点尽量靠近滑动接点。另外还可以配合调换自激电源的相位，使干扰减少到最小程度。

（3）末端屏蔽法

如图7-7所示，同样可以利用QS1型高压电桥进行测量，并需用高压试验变压器B，在被试电压互感器的高压侧激磁，同时供给电桥电源。低压末端接地，低压绕组也处于较低电位，这样基本上避免了小套管因受潮和脏污对测量值的影响。可见，末端屏蔽法的接线只能测出和低压绕组及辅助绕组直接耦合的高压绕组部分的tanδ值。末端屏蔽法同样有电源系统和外界电场的干扰问题，其防止措施和自激法相同。

 

图7-7用末端屏蔽法测量tanδ值接线

（4）电容式电压互感器的试验方法

电容式电压互感器接线如图7-8所示，由电容分压器（包括主电容器C1，分压电容器C2）、中间变压器（即中间互感器YH）、共振电抗器L1、载波阻抗器L2及阻尼电抗器R等元件组成。

图7-8电容式电压互感器接线图

g——保护间隙；K——断路开关

其介质损失角tanδ值的测试，可分单元件试验。例如，对电容器，可照电力电容的要求进行试验；对中间变压器，可选用“自激法”或“末端屏蔽法”均可得到有效的结果。

 

第二节 互感器的油色谱分析

目前，在互感器的故障诊断中，单靠电气试验的方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷，而通过互感器中气体的油色谱分析这种化学检测的方法，对发现互感器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效，这已为大量故障诊断的实践所证明。

油色谱分析的原理是基于任何一种烃类气体的产生速率随温度变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值；随着温度的升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。

由于互感器的原理结构与变压器相似，因此，互感器的油色谱分析可参考变压器油色谱分析部分。

第三节  互感器的特性试验　

交接和预防性试验规程规定，要检查互感器各分接的变比，要求与铭牌相比没有显著差别，对于更换绕组的互感器则规定要进行变比误差和相角误差的测定，检验互感器准确级是否符合规定的比差、角差标准。采用专用的仪器--互感器综合特性测试仪（有多种型号）。

　　电流互感器在正常工作时，与普通变压器不同；其原边电流不随副边电流变动而变化，只取决于原边回路的电压和阻抗。副边回路所消耗的功率随其回路的阻抗增加而增大，一般副边负载都是内阻很小的仪表，其工作状态相当于短路。　

一、电流互感器的向量分析

如图7-9所示，电流互感器正常工作时，原边绕组的磁势大部分用以补偿副边绕组的磁势，只一小部分作为空载磁势，在铁芯中的磁通较小，所以在副边绕组中感生的电势不大。如果不变，增大副边回路的阻抗，则和副边回路的磁势将减小，而磁势和磁通必然增大，如果副边回路开路（＝∞，＝0），副边回路的磁势便等于零，总的磁势将等于原边回路的磁势，因而在铁芯中建立的磁通将大大超过正常工作时的磁通，使铁芯损失增大，引起过度发热。同时在副边绕组中感生较高的电势，可能达到危险的程度。所以电流互感器副边绕组不能开路运行。

图7-9电流互感器的向量

二、电流比差的测量

理想的电流互感器其电流比应与匝数成反比，即

                                                      (7-1)

式中　　——原边电流（安）；

　　　　——副边电流（安）；

　　　　——原边绕组匝数；

　　　　——副边绕组匝数。

如图的向量图所示，如果旋转后与重合，就能满足式7-1。事实上，由于激磁电流和铁损的存在，会出现电流比差和角差。

比差就是按电流比折算到原边的副边电流与实际的副边电流之间的差值，如实际的电流比为

                            ＝                       (7-2)

那么，由测得副边电流就可以决定原边电流，即

                             ＝                    (7-3)

但实际的电流比，一般不知道，因为它和电流互感器的工作方式有关，为了决定可以下式表示：

                            ＝                    (7-4)

式中　　——近似原边电流（安）；

　　　　——额定电流比（厂家铭牌规定值），＝。

如采用标准电流互感器来测量电流，其误差为

(7-5)

式中　　——电流误差； 

　　　　——电流比差。

从式7-5可见，电流误差也就是电流比差。

电流比一般的测量接线如图7-10所示，为电流发生器，被试电流互感器和标准电流互感器的原边串联在副边回路内，图中的电流表的准确度等级，都必须较所接的电流互感器的准确级高，如被试电流互感器为0.5级，电流表应为0.2级以上，标准电流互感器也要比被试电流互感器的准确级高，才有校验意义。

图7-10电流比测量接线

例如：当图7-10中LHx的额定变比＝200/5，准确度为0.5级；LHN的变比KN＝200/5，

准确度为0.2级；＝５安，＝4.9安时，按式(8-2～8-4)可算出被试的电流比，和电流比差为

＝＝40.82；＝40

＝

＝

当然这种测量方法包括标准和电流表的误差在内，这对电力系统内装设的电流互感器的校验已足够准确。因为一般测量用的电流互感器均为0.5级或1级。

三、电流互感器角差测量

电流互感器除了电流的误差外，还有角误差。它是原边电流和旋转180o后的副边电流的向量之间的差角δ如图7-11所示，从向量图中可以看出：，所在的直角三角形中，斜边等于。所以

 δ（rad）        (7-6)

因为和相比很小，故可忽略不计，由此得

                                 (7-7)

因为                           90o

所以                                              (7-8)

角差δ的测试，需用专门的仪器。这里介绍一种用差流法测量角差δ的接线。如图7-11(a)所示，被校电流互感器和标准电流互感器的原边串联，副便接入仪器形成三个基本电流回路：①标准电流互感器的副边电流，经AB'DE形成一个回路；②被校电流互感器的副边电流经EDCB形成第二个回路；③互感线圈M的副边电流经电阻ab形成第三个回路。图中电阻rcd流过的电流是和的差值。

(a)

(b)

图7-11用差流法测量电流互感器误差原理图

(a)原理接线图；(b)向量图

图7-11(b)向量图，可用来分析上述几个回路中电流的相互关系。由图7-11（b）可见，和互差90o。假设标准互感器的误差等于零，δ就是和之间的角差。

                                               (8-9)

因为δ角较小（不超过1o）所以介质损失角正切值为

                                           (8-10)

图7-11（a）中调节仪器中电阻上的可动点,a'及B'使检流计指示为零，此时在电阻rcd上的压降等于rA和rB上的总压降，如图中7-11(b)的所示；rA上的压降和同相，在电阻rb上的压降和差90o，故abc和a'b'c'相似，所以又得知

                                              (7-11)

　　将式(7-11)代入式(7-10)得

                           (7-12)

设，上式可以写成

                                                (7-13)

从式7-13可以看出，调节rb和rcd电阻值使检流计等于零时的读数，就可得到被校互感器的角差δ。

由图7-11(b)的两个相似三角形同时可以得到：

                                           (7-14)

因为　　　       (7-15)

将式7-14代入式7-15得：

                  (7-16)

所以调节rA和 rcd 电阻值，使检流计等于零时的读数即可得到被校电流互感器的电流比差。

实际上，标准电流互感器也有误差，所以实际误差还应加上标准电流互感器本身的误差，即

                                             (7-17)

                                                (7-18)

式中　　——标准电流互感器的比差；

　　　　——标准电流互感器的角差。

四、影响电流互感器误差的原因

影响电流互感器误差的原因主要由以下三点：

（1）由于铁芯的磁导不好，铁芯的损失增大，激磁电流也大；铁芯的几何尺寸设计得不适当，漏磁偏大。这些都直接影响互感器的角差，使其增大；

（2）副边回路的电阻、电抗和负载因数（即，见图7-9）的大小，会影响δ的大小并使角差发生变化；

（3）副边电流及其频率的大小，可以导致副边阻抗压降的变化，因而不仅使角δ发生变化，而且可使电流比差变化。

五、电压互感器的向量分析

电压互感器的工作特性和电流互感器不同，当原边电压基本不变时，副边绕组的工作电流很小，近似开路状态；电压互感器工作时，其副边绕组不能短路。为了满足测量电压准确度的要求，通常电压互感器的铁芯磁密取得比变压器低（约为6000~10000高斯），而绕组导线截面取得较大。

如图7-12所示，如果原边和副边绕组内在工作时没有阻抗压降（=0及=0），由向量图上可以看出：

，，                      (7-19)

实际上铁芯内有损耗，绕组存在着阻抗，端电压随着负荷发生变化，因而测量电压比，就产生了误差。

图7-12  电压互感器的向量

六、电压比差测量

原边的实际电压对副边的实际电压比，叫做实际电压比(如式7-19所示)。

如果实际电压比为已知，可求出原边的实际电压：

                                                 (7-20)

但实际电压比一般也不知道，因为它和电压互感器的工作方式有关。为了求得，可以利用额定电压比（厂家供给的数据），来求出近似实际的原边电压。即

                                                (7-21)

式中                 （铭牌的额定电压比）           (7-22)

用标准电压互感器校验的电压比误差：

           (7-23)

式中  ——电压的误差；

——电压比的误差。

从式7-23可见，电压的误差，也就是电压比差。电压比差的测量和变压器一样，也可以用电压表法进行。但要求比变压器高，原边应施加额定的稳定电压，用标准测量原边电压，副边要加规定的负荷。其接线如图7-13所示，所用电压表应比电压互感器的准确级高。

图7-13电压互感器电压比测量接线

YHN——标准电压互感器；YHx——被测电压互感器；R——负荷电阻

 

例如：有一型电压互感器，其原边电压为伏，副边电压为伏，准确度为0.5级，容量为150 伏安，试测量其电压比误差。已知额定变压比为

电压表的指示为57.7伏，从而求得伏。如将的电压比误差忽略不计，则电压表的指示为伏。因此，实际电压比为

将整理后的数据代入式得

由此可见，这个型电压互感器准确级，大于1级，比铭牌规定的误差大。

测量时应注意一定要考虑被测电压互感器的负荷，即伏安数，所以还必须测量副边回路的电流。

七、互感器电压角差测量

电压互感器的角差是指原边电压与旋转180o后的副边电压之间的夹角，如图7-14所示。测量电压互感器角差的原理和测量电流互感器的角差原理相同，只是测量回路内的阻抗较大，电流较小。其接线原理如图7-14(a)所示，标准电压互感器与被测电压互感器并联，分接在两个电压互感器并联回路内，的两端由于差电流所产生的压降就代表与的差压。可分解为两个分量，一个为与同相的，一个为与成90o的。因很小，可以近似地认为就是被测的电压比差，并将视为其相角差。联接在副边回路的变压器的作用，是为了满足检测回路的要求，变换电流如图7-14(b)所示，在可调标准电阻上的电压降恰好与相差180o，当调节使等于时，则在仪器的上，以适当的刻度就可直接反映被测的电压比差。

(a)

(b)

图7-14电压互感器误差校验器的接线原理及向量

(a)接线原理；(b)向量图

和测量电流互感器角差的原理一样，利用互感的作用使流经电阻上的电流与相位角差90o，这样也就与相差90o，与相差180o。结果就是。在上以适当的刻度表示，即可直接反映被测的相角差。

目前我国自行设计制造的互感器校验器有、、型三种，其中型的性能最好，携带也很方便。可以校验0.01级到10级的电流、电压互感器的变比差、相角差等。

八、影响电压互感器误差的原因

由图7-12可见，副边回路负载加大，将会改变的大小，使误差发生变化。特别是电阻及的增大，误差明显地随之增大。为了减小电阻，所以电压互感器绕组导线电流密度取的较小。其次是电抗和电阻的比值改变对相角差影响也较大。所以电压互感器的等效电抗不应太小，等效电阻不应太大，所消耗的总功率应在额定范围内。

 

第四节          互感器的故障分析与诊断

对互感器的状态识别依据是使用前几节所述的方法对其进行试验所得到的试验数据。在得到试验数据后，首先要进行试验结果正确性判断，排除试验方法原则上的错误和环境、人为因素等的影响；然后把试验结果与规程、标准相比较，与历史资料相比较，与其它同类产品相比较，综合利用多个试验方法的试验数据进行联合分析；最后根据分析对互感器的状态进行判断。

一、互感器故障种类及分析

1、绝缘结构

35 kV及以上电压等级互感器一般为油纸绝缘结构。220 kV电压等级互感器的主绝缘结构为电容型结构,也就是由串联的电容屏组成的电容芯构成。电容屏由铝箔或半导体纸制成,电缆纸连续缠绕组成屏间绝缘,电容屏主屏端部附有副屏以改善端部电场,电容芯经真空干燥处理后组装在瓷套内。

2、故障形成原因

  2.1 绝缘热击穿

高压电流互感器既承受高电压,又通过大电流,绝缘介质在高电压作用下的介质损耗以及电流热效应使绝缘温度升高。如果有缺陷,将出现热损耗增加,绝缘温度升高,在超过绝缘材料的工作温度下长期运行,就会造成绝缘热击穿。

2.2 局部放电损坏

220 kV电流互感器主电容在正常状态下电压均匀分布,如果生产制造过程中工艺不合格,就会造成电容极板不光滑,绝缘包绕松紧不均、外紧内松、纸有皱格,电容屏错位、断裂,“并腿”时损伤绝缘等缺陷；因下部U型卡子卡得过紧使绝缘变形,还会因端屏铝箔没有孔眼而在非真空注油时,电容屏间存积气泡,从而改变电容屏间的电压分布,使个别电容屏承受较高的场强,出现严重电晕或较强的局部放电,如果没有被发现或处理不及时,将导致整个电容芯棒绝缘裂解击穿事故。

2.3 受潮

由于端部密封不严而进水受潮,引起互感器内部游离放电加剧,内部沿面放电,是电流互感器绝缘劣化的主要原因之一。电流互感器的U型电容芯棒的底部离油箱底部很近,进入互感器内的水沉积于电容芯棒底部,芯棒打弯处绝缘受潮严重,是绝缘最薄弱的部位,在工作场强的长期作用下,使一对或几对主电容屏击穿,甚至导致整个电容芯棒的击穿,从而造成爆炸事故。

2.4　绝缘干燥和脱气处理不彻底

220 kV电流互感器若不进行真空注油,致使内部气体无法排出,或虽然进行了真空注油,但不能保持高真空度,或脱气处理时间不够,干燥不彻底,在运行电压和温度的作用下,就会发生热和(或)电老化击穿。

2.5　人员过失

常见的过失有一次引线接头松动、注油工艺不良、二次绕组开路、电容末屏接地不良等。由于这些过失常导致局部过热或放电,使油中溶解气体色谱分析结果异常。

二、互感器故障诊断方法

1　进行预防性试验

DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》规定了电流互感器的预防性试验项目有：测量绕组及末屏的绝缘电阻、测量介质损耗因数tanδ及电容量和油中溶解气体色谱分析等，通过对这些项目的测试结果进行综合分析，可以发现进水受潮及制造工艺不良等方面的缺陷。

2　局部放电测量

常规绝缘试验不能检出电流互感器的局部放电型缺陷，而进行局部放电测量能灵敏地检出该类型的缺陷。《规程》规定，电流互感器在大修后进行局部放电测量。220 kV油浸式互感器在电压为1.1Um/时，放电量不大于20 pC。

3　在线监测和红外测温

               高压电流互感器开展的在线监测项目主要有：测量主绝缘的介质损耗因数tanδ、电容量和电容电流。现场测试表明，它对检测出绝缘缺陷是非常有效的。

               红外测温是根据电流互感器的内部结构和运行状态，依据传热学理论，分析金属导电回路、绝缘油和气体等引起的传导、对流，从电流互感器外部显现的温度分布热像图，判断内部故障。测试结果表明，它对检测电流互感器内部接头松动是有效的。

4  直观检查方法

（1） 二次回路开路引起的异常“嗡嗡”声

               运行中的某相电流互感器发出较大的“嗡嗡”声，该回路中电流表无指示，功率表、电能表等无指示或指示偏小。导致这种异常现象的原因就是二次侧开路( 因二次回路接线端子接触不良造成的开路， 同时伴有火花放电现象。未开路相的电流互感器声音正常， 相关仪表指示正确 )。

               二次回路开路时在其端口处将产生过电压，严重时可引起绝缘击穿，导致接地或将二次端口烧坏等，过电压也会对人身造成极大危害。因此有关规程规定，电流互感器二次侧严禁开路，造成以上故障的主要原因有以下三点：一是二次侧接线螺丝松动或压接不紧； 二是二次回路中有断线；三是检修人员工作不慎造成的二次回路开路等。

               处理的方法是，将设备停电后，检查二次回路接线，找出开路点并处理。

4.2铁心紧固螺丝松动引起的异常“嗡嗡”声

电流互感器发出较大均匀的“嗡嗡”声，但所接仪表指示正常，这是由于铁心螺丝松动， 铁心振动幅度增大所引起的，而且声音的大小随着负荷变化而变化，负荷愈大声音则愈大。在此情况下长期运行，电流互感器会严重发热，造成绝缘老化、导致接地、绝缘击穿等后果。

对此，除应加强监视外，同时应申请停电处理。处理时应全面检查，找到松动螺丝并将其紧固。

4.3 表面污物或灰尘引起的异常声音

电流互感器表面有污物或灰尘，在阴雨雾天时会引起“噼啪”放电声，同时可能有电晕出现。 如果放电严重应加强监视并申请停电处理。

当电流互感器内部有严重放电声，其主要原因是内部绝缘降低，造成一次对二次绕组或铁心放电。发现这种情况时，应立即停电处理。

三、诊断实例

1、氢气、总烃含量超标

               某电厂220 kV升压站某出线U相电流互感器(型号:LB9220W)运行中金属膨胀器动作,经油中溶解气体色谱分析氢气、总烃含量超标,次日氢气、总烃含量数据增长较快,然后将该设备退出运行。

               试验数据表明：甲烷含量比较高,氢气、总烃严重超标,未出现乙炔,微水量明显增大,分析原因是互感器内部存在局部放电引起绝缘油裂解所致。

               从电气试验结果看,试验电压由10 kV到Um/ 3,介质损耗因数tanδ变化量超过了±0.3%,表明电流互感器内部严重受潮。

               经查,该电流互感器为备品,由于端部密封结构不合理,密封垫老化失去弹性,不仅漏油现象严重,还造成密封不严,致使潮气侵入,互感器严重受潮。投运前,在对该互感器进行干燥和充油过程中,又未做真空处理,这样不仅干燥效果不好,而且在纸层间、油中都积存有大量气体,检修后绝缘得不到根本改变,在投运后产生局部放电,绝缘仍继续劣化,最终发展成放电故障,由于进行了油中溶解气体色谱的跟踪分析及处理及时才避免了一次事故的发生。

2、红外测温异常

               某变电站在进行1号主变压器220 kV侧电流互感器测温时，发现该设备三相整体温度有差异，其三相温度分别为U相27.4℃、V相27.4℃、W相29.2℃(瓷外表面同一位置处),当连续监测到第6天时，三相温差已达到2.9℃。

               设备停电后，分别对三相设备进行了电气和色谱试验，从电气试验结果看，W相电流互感器内部存在绝缘介质劣化或老化现象，介质损耗增大；从油中溶解气体色谱分析结果看，甲烷、乙烯含量比较高，氢气、总烃严重超标,且出现了乙炔，分析是W相电流互感器内部裸金属过热引起绝缘油裂解所致。

               在厂家解剖W相电流互感器时，发现一次绕组引线连接头处有明显的电弧灼伤痕迹，分析认为此灼伤痕迹是由于雷击过电压侵入互感器内部所致。

四、互感器故障预防措施

1、一次端子引线接头要接触良好

电流互感器的一次端子引线接头部位要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止产生过热性故障。L2端子与膨胀器外罩应注意作好等电位连接，防止电位悬浮。另外，对二次线引出端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。

2、测试值异常应查明原因

当投运前和运行中测得的介质损耗因数tanδ值异常时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系；当伴随温度明显变化或试验电压由10 kV上升到Um/，tanδ变化量超过±0.3%时，应退出运行。油中溶解气体色谱分析结果异常时，要跟踪分析，考察其增长趋势，若数据增长较快，应引起重视。检测表明，色谱法对电流互感器的放电等故障是完全可以有效地发现，并将事故消灭在萌芽状态。