高壓電流互感器內部缺陷測量方法研究

沈陽工程學院 鐘丹田 吳 迪 武宏宇 田金禾 黃怡瑾 曲俊東

高壓電流互感器是電力系統的重要聯絡設備之一，為了掌握高電壓等級的電流互感器運行狀態，通常采用檢測互感器絕緣水平和紅外溫度監測的方法，但是此類方法通常采用便攜式儀器人工測量，而互感器內部缺陷很難及時發現。本文將以油浸正立式電流互感器為例，簡要介紹該互感器在運行過程中經常發生的典型故障及常見的檢測方法，提出了一種適合高壓互感器的絕緣油壓力在線監測方法，通過內部油壓力的變化判斷互感器的缺陷狀況，可以有效發現互感器內部短路、劣化和局部放電等故障，保證互感器本體的安全?？s小事故的影響。

1 概述

變電站中電壓、電流互感器是重要的電力設備之一，其安全運行直接影響電網的安全性和可靠性，因此對電壓、電流互感器的運行狀態的監測是十分必要的。當前在國家標準規定互感器內部壓力調節是通過加裝膨脹器來實現的，然而，膨脹器的伸縮性是有一定局限性的，當互感器內部突然出現如短路故障時，膨脹器達到最大極限后，互感器本體受到壓力的影響而無處釋放，容易出現爆炸事故。目前，互感器在正常運行時的檢測手段大都采用便攜式的帶電儀器，如采集互感器內部油介質的樣品，分析油中氣體含量，套管的介質損耗和外部紅外測溫[1]。但是，上述方法不能實時的、準確的測量互感器內部故障，只能在內部故障形成一定時間后，從其他參數間接反映出問題[1]。本文通過對油浸正立式電流互感器的常見故障的產生原因和檢測方法進行分析，并提出一種基于無線通信方式，利用太陽能供電，安裝在互感器頂部膨脹器的在線監測裝置，感知互感器的內部壓力變化，并在互感器內部壓力達到一定壓力值時，主動上送報警的在線監測方法。

2 油浸式電力互感器的典型缺陷

2.1 介質損耗回升

以500kV電流互感器為例，當介質損耗率超過0.6%時就要引起運行人員注意；當介質損耗率超過0.8%，設備發生爆炸的概率就會大增，這時就要考慮將其退出運行。

考慮造成介質損耗率指標回升的因素有：

工藝處理問題。介質損耗量反應的是單位介質有功損耗的情況，提高電流互感器器身干燥溫度，縮短處理時間，短時間內介質損耗量指標可以滿足標準要求。但是長時間后，內部深處的水分會滲透出來。當變電站發現大量油浸式電流互感器介質損耗量回升現象，可能是器身干燥工藝控制上出現了問題。

密封圈老化或密封面設計上有缺陷?；ジ衅鳉んw、法蘭、套管及其他部件的密封面設計上不合理容易造成水分滲透，密封圈本身的老化也是密封出現問題的因素。

絕緣等級與絕緣介質的厚度。電壓等級越高，主絕緣介質的厚度就越厚，干燥處理需要的時間就越長，工藝也就越復雜。

現場測量數據的不可靠性。由于現場試驗的條件限制，使用的儀器設備及干擾、測量方法等因素，獲得的介質損耗率測量不確定度較大，可能導致判斷上的失誤。

檢修緣故。對油浸式電流互感器絕緣油性能的檢測與分析是評估設備狀態的有效方法。每次油性能檢測要抽取一定數量的油樣，再進行補油，混油可能會造成凝固顆粒、水分或其他物質進入產品，降低絕緣油性能。

其中干燥問題是在實際工藝中最重要的部分，互感器是一個全密封的設備，一旦內部出現受潮會對整個機身都造成影響。

2.2 主絕緣損壞

器身設計不合理，內部的局部場強集中處易損壞；由于電容屏移位導致的場強分布不均勻；二次繞組處電場分布不均勻；主絕緣因局部放電擴散而擊穿；內部元件微小裂縫隨發展產生局放并發展至擊穿；器身內異物掉落，使電場分布不均，產生的局放造成擊穿。

2.3 油中溶解氣體總烴超標

油中溶解氣體異常的主要特征為單值H2含量高；單值CH4含量高；H2伴隨CH4含量高；單值微量C2H2。

2.3.1 H2的來源

變壓器油中的水分由于電解產生H2。油中水分子也可與互感器油箱的鐵外殼產生H2。

變壓器油中烷烴的裂化反應產生了H2。烴在高溫作用下，將產生裂化（熱解）。裂化過程中大部分烷烴產生小分子烷烴、不飽和烴及H2。只有在互感器故障時，才會引起過熱或者高溫，導致油裂化。我們可以通過油的氣相色譜分析得知產生的氣體。

變壓器油中的環己烷的脫氫反應產生H2。金屬膨脹器中的Ni作為催化劑，為產生H2提供了條件。

油箱熱鍍鋅造成非電氣原因產生H2。

CH4的來源。根據現場返回的經驗數據分析，甲烷氣體的主要來源是一種橡膠墊和絕緣漆。

H2伴隨CH4含量高。一般有兩種情況，一種是兩種氣體同時產生，且不會持續增長，數值穩定不變，可能是由于采用的材料或者制造工藝引起的。另一種是互感器中氣體含量持續增長，當H2超過500μL/L以上時，設備應立即退出運行。

單值微量C2H2。當絕緣介質內部發生嚴重的局部放電時，可檢測到C2H2的含量較大。

3 油浸式電力互感器監測技術

3.1 紅外測溫法

紅外測溫法是油浸式電流互感器的一種常見監測手段，當發生局部放電時，油中溫度升高，設備溫度的異常情況可在紅外測溫圖中反映出來，根據溫度異常程度判斷設備的實際運行狀態，在缺陷未嚴重發展之前，發出告警。在夏季，紅外測溫法還可觀察設備外表面由于日照所帶來的溫升效應。其缺點是不能及時的反應互感器內部的缺陷。如圖1所示為戶外高壓互感器測溫圖。

圖1 高壓互感器測溫圖

3.2 超聲波局放檢測法

超聲波局部放電檢測技術在用于檢測互感器的局部放電缺陷時，具有較為顯著的作用，可通過波形圖判斷設備的健康狀態。該測量法和紅外線測溫法都是無需人工接觸的在線監測方法，可保證操作人員在足夠的安全范圍內進行檢測，因而在現場中應用較為廣泛，通過將接收到的聲信號傳導到后臺或手持設備中與正常波形進行比較后，進而判斷設備的運行狀態。該監測方法的主要缺點是無法根據波形圖判斷故障的具體位置，只能判斷設備是否存在缺陷。圖2為有無局放的波形對比圖。

圖2 局放波形對比圖

4 油浸式電力互感器內部壓力測量技術

4.1 互感器內部壓力測量方法和原理

互感器正常運行狀態下，其內壓力由兩部分組成，一部分為器身內部正常運行的壓力P0，另一部分為當內部存在缺陷時而產生的壓力增量，當設備正常運行時，壓力增量為0，可用以下公式表示：

P=P0+ΔP

在正常狀態下，取T=20℃時的大氣壓強，其壓力P=P0,ΔP與許多因素有關，ΔP可用放電量Q和短路電流I表達為函數形式，即ΔP=f（Q,I）。在正常狀態下，ΔP=0。

互感器的絕緣介質存在缺陷時，表現為放電量增大，有功損耗增加。這部分能力將會使變壓器油裂解，產氣率增大，內部壓力增大，如圖3所示。

圖3 P-Q關系圖

N點稱拐點，即臨界點。N點以前是正常態，N點過后，內部壓力增大，屬于故障狀態。當互感器內部存在缺陷時，溫度升高，但由于油的散熱性較差，所以溫度的變化是較為緩慢的，而溫度所影響的壓力變化是更為明顯的，該過程如果不能被及時發現，當壓力變化超過膨脹器的壓力調節范圍，就會發生器身爆炸。當絕緣介質發生擊穿時，互感器內部從一種狀態轉變到另一種狀態，內部的壓力也一定隨之變化，這種壓力的沖擊強度遠遠大于瓷套的承受強度，而壓力變化完全在膨脹器上反應處理,如果膨脹器可以承受突然的壓力變化，則可以避免故障的發生，所以壓力傳感器的可以設計在膨脹器上,實時的監測壓力變化。

4.2 互感器內部壓力監測設計

本文利用壓力傳感器對互感器內部的壓力變化情況進行監測，通過壓力變化反映出互感器內部的運行狀況。電信號是由壓力傳感器所采集到的壓力信號，按照一定的規律轉換而成。壓阻式壓力傳感器的基本原理是單晶硅的壓阻效應。單晶硅片置于傳感器腔內。在膨脹器的封口板上焊接上與傳感器相配套的油密封裝置的螺紋座，并將壓力傳感器通過螺紋連接在膨脹器上，當壓力發生變化時，單晶硅產生應變，使直接擴散在上面的應變電阻產生與被測壓力成正比的變化，再由橋式電路獲相應的電壓輸出信號[2]。66kV互感器的壓力監測范圍在0-0.15MPa之間，將壓力信號轉化為電信號后，控制在單片機可接收的范圍內，通過無線傳輸方式把測量結果遠傳到數據終端，裝置原理圖如圖4。

圖4 壓力傳感裝置原理圖

5 結語

本文以油浸式電力互感器為例，通過對此類設備在實際工事中常見故障進行分析，結合現有監測手段，提出了一種基于無線數據傳輸的內部壓力在線監測技術，解決了現有監測手段不能及時發現互感器內部缺陷的問題，提高了設備運行的可靠性和電網運行的穩定性。