电容型电流互感器

电容型电流互感器（精选7篇）

电容型电流互感器 篇1

摘要：对一台220kV油浸式电流互感器交接试验过程中发现缺陷和处理结果进行了分析, 提出了处理此种缺陷的方法。

关键词：电流互感器,末屏受潮,绝缘电阻,介质损耗

1 前言

电流互感器作为电力系统的主设备之一, 被广泛应用于电力系统监控、保护、录波和测距等技术领域。电流互感器运行数量多, 长期处于工作状态, 其工作可靠性对整个电力系统的安全运行具有重要意义。为保证运行中以及新投运的电流互感器的性能, 确保系统安全稳定, 应对电流互感器进行必要的现场试验[1]。以下对油浸式电流互感器试验结果与出厂试验值比较作为依据, 分析数据得出试品缺陷原因, 并提出处理意见。

2 试验原理及方法

2.1 测量绕组及末屏的绝缘电阻

测量绕组绝缘电阻的主要目的是检查其绝缘是否整体受潮或有劣化现象。电容型电流互感器末屏的绝缘电阻对发现绝缘受潮灵敏度较高, 因为受潮后, 水分的比重大于变压器油, 沉积于套管和电流互感器外层 (末层) 或底部 (末屏与法兰间) 而使末屏对地绝缘水平大大降低, 因此, 进行末屏对地绝缘电阻的测量能有效地检测电容型试品进水受潮缺陷[2,3]。规程规定:一次绕组对末屏及地、各二次绕组间及其对地的绝缘电阻与出厂值及历次数据比较, 不应有显著变化。一般不低于出厂值或初始值的70%;电容型电流互感器末屏绝缘电阻不宜小于1000MΩ。

2.2 测量介质损耗因数及电容量

电容式电流互感器为油纸电容型结构, 有供测量tanδ (%) 用的末屏端子引出, 现场测量时可方便的使用AI-6000型电桥正接线进行电容量CX和tanδ (%) 的测量, 测量接线如图1所示。

电流互感器进水受潮后, 水分一般沉积在底部, 最先是底部和末屏受潮, 规程中要求主绝缘tanδ (%) 运行中不应大于0.8, 大修后不大于0.7, 且与历次数据比较, 不应有显著变化;主绝缘电容量与初始值或出厂值差别不应超过±5%;当末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时, 应测量末屏对地tanδ (%) , 其值不大于2%。

2.3 耐压试验

交流耐压是鉴定电力设备绝缘强度的最严格、最有效和最直接的试验方法, 它对判断电力设备能否继续运行具有决定性的意义, 也是保证设备绝缘水平, 避免发生绝缘事故的重要手段。一般一次绕组对二次绕组、末屏及地的工频耐压试验电压为出厂值的0.8倍。试验时, 一次绕组短接接高压, 末屏接地, 所有二次绕组短接后与铁芯、外壳一起接地;二次绕组之间及末屏对地的工频耐压试验电压为2kV, 可用2500V兆欧表代替。

2.4 局部放电试验

局部放电试验是为及时有效地发现互感器中存在的放电型缺陷, 防止其扩大并导致整体绝缘击穿, 测量互感器在规定电压下的局部放电水平, 进行诊断。在电压为1.2Um/ 时, 视在放电量不大于20pC。

3 试验结果分析

某电厂一只型号为LB10-220W2的220kV电流互感器已存放5年, 为了检测其绝缘性能是否具备投运要求, 故对其按交接验收项目进行绝缘电阻、主绝缘介损及电容、末屏绝缘及对地的介损以及交流耐压和局放试验。

试验过程中发现末屏绝缘电阻及二次绕组对地绝缘偏低, 为750MΩ, 小于1000MΩ, 用高压介质损耗测试仪AI-6000E反接线测量末屏tanδ (%) 偏高达12.90。不满足规程要求。怀疑二次端子及末屏受潮所致, 清除末屏套管及二次端子板内侧套管上的表面脏污后, 用电吹风干燥二次端子及末屏后, 试验数据明显改善, 处理后二次绕组对一次绕组及地绝缘电阻为72000 MΩ, 末屏对地的介损tanδ (%) 为0.865, 试验结果符合要求。

绝缘试验结果满足要求后, 对其进行交流耐压及局放试验, 试验结果如下:

4 影响测试结果因素分析

1) 空气湿度。

当试区空气响度湿度达到80%以上时, 用反接法测量的末屏介质损耗因数产生较大的正偏差, 这是因为湿度大时, 在末屏引出的环氧玻璃布板或绝缘小瓷套表面形成游离水膜而产生泄漏电导电流所致。只有试区的空气相对湿度在75%以下时, 才能达到正确数据。

2) 末屏材质。

220kV电流互感器二次端子板制造加工时, 因考虑到运行中处于低电位 (末屏运行应接地) , 绝缘未做具体要求, 而且材质选料也末作规定, 运行中表面易于堆积脏污吸潮使绝缘试验不合格。

3) 试验时末屏表面的泄露电流。

电容式套管末屏引出线 (外部由小套管引出接地) 的绝缘是套一根塑料管, 或者选用多股 (单股) 塑料线, 有时与接地法兰碰触或距离很近, 使绝缘电阻、tanδ (%) 试验结果不合格, 由于末屏绝缘要求不高 (出厂试验:末屏对地交流工频耐压试验为2kV, 1分钟, 或者是用2500V兆欧表代替) , 而介质损耗tanδ (%) 试验时电压为2kV, 由于表面泄漏或引线不良造成明显偏大的测量误差而造成误判断。

4) 末屏表面受潮。

在现场试验时, 大部分是由于电流互感器最近运行于天气阴湿自然环境中, 空气湿度大, 末屏暴露于高湿度的环境中, 其末屏套管表面凝露, 水分渗透至套管内侧, 而又未达到进水受潮的严重情况。待停电试验时, 水分未及时因气候自然原因得到干燥。此种情况下, 可以自然风干、暴晒或用大功率电吹风干燥处理。处理后, 试验结果明显改善。此种情况下, 微量水测定值一般都符合规程要求, 试验合格后可投入运行。往往

5) 套管引线与套管法兰面接触。

末屏电阻很低有时甚至接近于零, 此时往往无法进行套管的绝缘试验。其主要原因可能是套管末屏引线与套管法兰相碰触, 应进行解体检修处理。

5 结论

1) 测量末屏对地绝缘对发现电容型试品的绝缘受潮是有效的, 现场通过末屏绝缘电阻测试可发现设备缺陷。

2) 末屏对地绝缘试验不合格, 有可能是末屏套管表面或内侧进水渗透受潮;大功率电热吹风干燥处理后, 再次测量末屏对地绝缘, 观察试验结果可满足要求。

3) 在简单干燥处理后, 末屏对地绝缘试验不合格时, 应进行绝缘油微水测定, 以验证是否进水受潮。当微水试验不合格时应更换或检修。

参考文献

[1]李建明.高压电气设备试验方法[M].中国电力出版社, 2001.

[2]陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].中国水利水电出版社, 2009

[3]Q/CSG10007-2004电力设备预防性试验规程[S].

电容式电流互感器带电测试 篇2

关键词：带电测试,状态检修

1 目的和意义

随着电网的不断扩大, 电容性设备以其合理的结构、良好的性能和经济的价位等特点迅速在电网中得到普及。同时, 计划检修也逐渐显露出其缺陷和不足:一方面影响售电量且不利于供电可靠性的提高, 另一方面造成大量人力、物力的浪费。电力系统的安全运行决定于电力设备的可靠性, 开展电力设备的在线监测与故障诊断可以及时发现设备中的隐患, 防止突然事故, 可以避免现行预防性维修制度可能维修不及时或过渡维修的固有弱点, 变预防性维修为预知性维修, 即状态检修。因而能够显著提高设备的运行可靠性并减少维修费用。为此, 我局积极开展了电容性设备 (电容式电流互感器和耦合电容器) 的带电测试工作, 满足发展的需要。

2 试验方法的选择

针对以前国内、外对带电测试方法的论证我们认为:

1) 若在现场使用运行中的电压互感器的二次 (或三次) 电压供给标准支路电流, 在二次电压输出端应加装控制保护, 以防止误碰使电压互感器二次相间短路时, 造成继电保护误跳, 但这也不能保证100%的安全;另外由于电压互感器在变电站内的布置位置, 可能与被试设备距离较远, 必须加长C X引线, 引线过长, 不仅对安全不利, 而且会产生过多的测量误差。

2) 若采用悬挂高压标准电容法, 高压标准电容的悬挂本身就很危险, 且一般高压标准电容不适合现场使用。因此, 我们采用同类电容式电流互感器末屏接分压电容取标准信号的方法进行测试。

试验原理:根据规定, 基本上采用电桥平衡原理的方式, 采用低压标准电容法。其原理如图:

为保证电桥平衡, C 1与C X必须取自同一母线下运行的同相设备。C 1:选定的取标准臂信号的电容式电流互感器, 其必须为近几年运行稳定、绝缘状态良好, 停电试验数据合格的设备, 并且应尽量与被试设备属于同厂、同批的产品, 其位置应与其他被试设备不太远, 测试时, 引线尽量短的位置。C 2:串接于C 1末电屏处的可调电容箱, 其作用是给电桥标准臂一稳定的57.7伏的电压。C i、R i:为消除系统误差加入的移相电路。C N:标准电容。

3 电流互感器测量误差分析

现就对在实际操作中一些电桥本身以外的因素引起的测量误差进行分析, 对提高测试准确度, 减少数据误判断有所帮助。

3.1 接入电桥标准电容CN电压变化引起的误差分析

接入标准电容器的电压以电容分压的形式提供是这种测试方法的一个特点, 由测试原理图可知, 当提供电桥标准电容器的电压的分压电容采用无损耗电容器, 其电压U 2值的大小对测试结果是没有影响的, 将电压U 2的数值调整到57.7V, 只是为了计算试品的电容量时方便。但在实际中, 为了测试方便和避免因挂接高压电容器时可能造成的危险, 一般在同相电流互感器的末电屏处外接低压可调电容器抽取U 2, 以互感器主绝缘电容作为高压分压电容C 1。因为担当分压作用的电流互感器主绝缘和末电屏对地都有介质损耗, 低压可调电容也非无损电容器, 当电容C 2并联到互感器末电屏处时, U 2与U之间因此影响出现角差, 影响测试的准确度, 其中末电屏的介质损耗影响较大, 简要分析如下:如图2, C 2M为互感器末电屏对地电容C M与外接可调电容C 2的等效电容;R M为互感器末电屏及对地等效绝缘电阻。

假设互感器末电屏对地绝缘非常好, 接近无损耗时, I与U 2间的角度应为90°, U 2与U同相当存在R M时, U 2与U出现了角差。

因此, 在一个特定的条件下, 当调整tgδi来补偿时, 如根据许营、铜冶220KV进口的电流互感器计算、调整的tgδi, 使得电桥测量这些互感器的准确度较高。

当移到其他站, 如测量国产220KV互感器, 如果国产互感器与进口互感器末电屏介损相差不大, 或者误差在工程允许范围之内, 对测量结果影响不会很大。但当测量末电屏介损较大的互感器, 如测量国产110KV互感器时, 因其末电屏对地介质损耗一般在1%以上, 所以影响就不能忽略, 甚至影响测量数据超出规程的规定值。

解决的方法

根据电桥法测量介损的公式:

解决的办法有两个:

1) 根据不同的被试品, 重新计算和调整tgδi。

计算和调整tgδi+tgδM=ωC N R 4, 对测量220KV互感器与测量110KV互感器的tgδi重新计算和调整后分档, 达到提高测量准确度和一机多用的目的。

2) 在满足测量时电桥平衡要求的前提下, 降低U 2电压值。

互感器末电屏介损的原因, 接入电桥标准电容的U 2电压值的变化, 实际上就是U 2M电容量的变化, 又会引起U 2与U之间角差的变化。所以, 当电桥调整好后, 所选定的U 2电压值在测量中就不宜随意变化太大, 否则回引起测量值或大或小的误差。如果采用第2中方法, 满足测量要求所选定的电压值在今后的测量中也以次为准, 不宜变化太大。选择固定的电压值实际上就是相对固定U 2M, 使互感器末电屏介损引起的误差成为固定误差, 以便于消除, 再有就是为了计算电容量时方便。

3.2 高压电容分压C1绝缘下降引起的误差分析

高压分压电容器的互感器, 其主绝缘介损增大, 也会对测量的准确度产生影响, 但影响程度远小于末屏介损的影响。分析道理同上, 因主绝缘的电容值相对较小, 绝缘电阻R值较大, 由公式tgδ=1/ωC 1R 1与tgδM=1/ωC 2M R M相比较, ωC 2M至少是ωC 1的106倍, 因此主绝缘的下降对测量结果的影响要远小于末屏绝缘下降的影响。但也要看到, 当测量出现介损超标时, 不只表现为被试品C X绝缘不良, 也可能是由担当高压电容分压的互感器主绝缘严重下降所致, 所以要反复对比试验。

3.3 被试品的末屏电容对测量结果的影响

当电桥的R 3臂接入末屏后, 末屏电容C M的存在是不可避免的, 此时流过电桥R 3臂的电流不再是IX而是IR 3, 由IR 3=IX+ (-IC M) , 从相量图可知, IR 3与IN的夹角大于IX与IN的夹角, 产生偏大的测量误差。

如国产电容型电流互感器的末屏电容量与主绝缘电容量之比约为1:1而进口互感器之比却为40:1, 所以当末屏电容量较大时, tgψ就不能忽略了。不过, 一般同一批产品的末屏对地电容大致相同, 所产生的误差基本上可以认为是固定误差, 而且可以用公式计算予以修正。

4 现场注意事项

电容式电流互感器一次是由8~14个元件串联而成, 其接地端即最外层电容屏—末电屏, 运行中必须接地。为满足带电测试的要求, 应将运行中接地的末电屏改为经可断开的接点接地 (一般使用刀闸) , 末屏接地点的允许电流应至少为其工作电流的5倍。为防止末屏因接地引线断开使末屏与地之间产生高电压击穿绝缘, 在末屏与地之间应接入放电管R—250、R—350或放电间隙。测试时必须检查仪器接地良好, 仪器正常后方可断开末屏接地点, 并且要有专人监护。

5 实际使用情况

自1992年我局成功研制开发电容式电流互感器带电测试投入运行, 又于1995年开发了耦合电容器带电测试, 经过数年的测试, 实践证明对发现设备缺陷是有效的, 现将历年带电测试中发现的电容式设备典型缺陷汇总如下:

以上是我公司近年来带电测试中典型缺陷的数据分析, 可见带电测试对发现设备设备缺陷是有效的。

6 结论及前景

电容型电流互感器 篇3

1 110kV干式电流互感器主绝缘电容量变化超标情况概

电力设备预防性试验规程 (DL/T596-1996) 7.1.1条规定“电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过±5%时应查明原因”。

根据试验数据, 登峰一次变有11台电流互感器电容量变化值超过了5%, 其中110kV01002B相电流互感器电容量变化达到了10%。互感器电容量试验数据 (如表1) , 11台电流互感器电容量呈现不同程度增长的趋势。

其他试验诸如介质损失角、绝缘电阻等试验结果与历年包括出厂值比较没有变化。

110kV电流互感器现场局部放电试验显示, 设备的视在放电量都在10pC左右, 稍高于或等于背景噪音, 符合DL417-2006《电力设备局部放电现场测量导则》中干式互感器交接试验要求不大于20pC的标准范围之内[2]。

2 干式电流互感器电容值变化幅度与电场强度之间的量化关系

由于电容屏收缩变化无法精确测量和计算, 可以选择三种假设的理想状态, 估算电容值变化和电场强度变化之间的量化关系, 以此推测产品电容值变化时的安全裕度[1]。

互感器有27屏电容, 假设每屏绝缘厚度均为d, 电容值均为c, 每屏电压u, 电场强

度E=d, 27屏电容串联后, 等值电容=27

(1) 假设只有主绝缘最外层的24屏~27屏收缩, 此时可以看做主绝缘变成了24屏, 此时每屏电容值c不变, 加在主绝缘两端的总压降不变[3]。

油纸绝缘允许的各种电场强度的下限值分别乘以1.125倍, 均小于规定的上限值, 所以互感器绝缘处于安全范围内。

(2) 油纸绝缘各种电场强度的允许值, 上限值除以下限值, 最小倍数为1.67。假设主绝缘最外层有n屏收缩, 采用与前面假设同样的推算方法, 将1.67倍带入最大可取15此时可以看做主绝缘收缩后变成了13屏, 13屏电容串联后, 等值电容主绝缘如此收缩后, 互感器电容值变化量

在这种假设条件下, 电容值变化量即使达到107%, 电场强度还在允许的安全范围内。

(3) 假设各屏绝缘收缩幅度一致, 且每屏的电容极板面积s基本不变, 收缩后每屏绝缘厚度变为d’, 电容值为c’、电压u不变、电场强度。选取E’=1.67E, 根据值不变, 推算;根据电容量值不变, 推算出主绝缘收缩前、后等值电容分别为c/27和c’/27, 则互感器电容值变化量

在这种假设条件下, 电容值变化量即使达到67%, 电场强度还在允许的安全范围内。综上所述, 在三种假设条件下, 干式电流互感器的绝缘强度都在允许的安全范围内, 而且第2种、第3种假设允许的电容值变化范围非常宽松。

3 解体前后产品状态分析

3.1 产品出厂时技术数据

(1) 产品型号:LG B-110, 2×400/5A, 0.5/10P20/10P20/10P20, 输出容量30V A, 编号:0209S25-3, 出厂日期:2002年10月, 投运时间:2004年4月, 退出运行时间:2008年5月。

(2) 主绝缘试验数据。

工频耐压 (1min) :185kV, 通过;局部放电量:在148kv下局部放电量<10pC, 87kv下局部放电量2pC;介质损耗因数:在10kv和73kv下tanδ=0.037%, 电容量Cn=275pF。

3.2 产品返厂解体前复试数据 (见表1、2)

3.3 解体检查结果

(1) 热缩管端部粘接良好, 没有渗漏现象, 地线引出处环氧胶密封良好, 无渗漏现象。 (2) 地屏 (27屏铝箔) 表面有褶皱, 褶皱处电容屏有开裂现象, 25屏、24屏褶皱逐渐减少, 铝箔屏开裂现象消失。 (3) 电容屏尺寸与施工单相符, 没有发生轴向变化。 (4) 电容屏端部没有发现放电痕迹, 电容屏没有发生位移变化。 (5) 主绝缘材料聚四氟乙烯带光亮如新, 没有发现放电痕迹和绝缘击穿现象, 四氟带拉伸宽度与工艺相符。 (6) 电容屏与电容屏之间没有发现击穿现象。

4 电容量变大原因分析

(1) 因为主绝缘采用聚四氟乙烯带包绕, 在包绕过程中聚四氟乙烯带宽度从35mm宽拉伸到29mm~31mm, 外部热缩管保护, 绝缘体随着时间的延长和温度的变化每台产品均有不同程度收缩现象, 电容量Cn=εS/d, 绝缘体收缩后绝缘厚度d减小, 电容量变大[4]。

(2) 由于大庆地区温差大, 24屏以外在外层受环境温度变化和聚四氟乙烯带自身收缩特性影响, 冬季低温时向内收缩, 铝箔表面褶皱, 夏天环境温度高时由于热胀冷缩原理最外面的第27屏 (接地屏) 受温度影响热胀导致铝箔屏褶皱处发生开裂, 第26屏有大的褶皱和轻微的缝隙, 到第25屏和第24屏只有部分褶皱, 23屏开始以内的电容屏没有明显变化。局放量测试结果可以验证电容屏的局部开裂不会影响屏间的电场分布情况。

因此导致电容量变大的原因不是电容屏击穿和绝缘体发生位移变化, 主要原因是绝缘体径向收缩形成。

5 结语

通过分析建议每年例行检修时继续测量干式电流互感器电容值变化量和介质损耗因数的变化量, 跟踪数值变化趋势。当电容值变化量发生显著变化时, 可以通过局放试验辅助诊断。如果局部放电量和介损没有实质性变化, 可以确保干式电流互感器安全运行。

摘要：本文依据干式互感器解剖前各项绝缘性能指标的测试数据, 判断出干式互感器电容值变大后, 绝缘性能没有发生劣化。通过对干式互感器逐层结构进行的解剖观察, 结合干式互感器绝缘计算, 分析出引起互感器电容量显著变化的具体原因。利用理论推导的方法, 估算出干式电流互感器电容值变化幅度与绝缘性能之间的量化关系, 提出了针对干式电流互感器电容量变化的绝缘性能评价方法。

关键词：干式,电流互感器,电容量变化,原因分析

参考文献

[1]张军, 肖耀荣, 刘在勤.互感器设计[M].沈阳:沈阳变压器研究所出版, 1993.

[2]吴华杰.电流互感器的设计选择[J].唐山师范学院学报, 2004 (2) .

[3]高向军.电流互感器的误差分析及运行维护注意事项[J].中小企业管理与科技 (上半月) , 2008 (5) .

电容型电流互感器 篇4

根据《电气试验规程》规定:

(1) 主绝缘的tgδ:主绝缘的tgδ不应大于表1所列的数值, 且与历年数据比较, 不应有显著变化。

(2) 电容型电流互感器主绝缘电容量:电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别不应超出±5%范围。超出时应查明具体原因。

(3) 末屏对地tgδ值:通常在2 k V试验电压下末屏对地tgδ值不大于2%。

(4) tgδ增长率:对所测到的tgδ, 既要注意绝对值, 也要注意增长率。

2 故障情况

2009年5月16日110 k V某变电站110 k V某出线电流互感器预防性试验, 如表2所示。

测得数据显示出:C相末屏tgδ为4.27%, 主屏也有较大的变化, 电容量也明显增大, 末屏对二次绕组及地的绝缘电阻仅为140 MΩ, 初步判断电流互感器末屏受潮。于是跟上次2006年4月8日测量数据 (表3) 相比较, 测量数据存在较大差异。

在试验现场, 我们将电流互感器末屏小套管引出头进行清洁、干燥, 将瓷套表面反复擦拭清洁, 尽量增加高压引线与互感器之间的夹角, 角度不小于90°。复测数据如表4所示。

在进行油样采集时, 发现从放油阀处能够放出水分, 并且油色谱分析和微水测量数据表明:互感器存在受潮现象。

3 原因分析

(1) 由于其一次绕组与一般油浸纸电容式套管很相似, 相当于由10个电容量基本相等的电容元件串联而成。所以在其制造时容易受制造工艺的影响而导致密封不是很好, 从而在运行中易进水受潮。在绝缘受潮时, 泄漏电流会增加并最终使极化加剧, 极化损耗增加。所以介质损耗因数的大小就直接反映绝缘的好坏状况。因此正确测量电容式电流互感器的介质损耗因数并分析结果对于判断其是否能安全运行是很重要的一项依据。

根据这种电容式电流互感器结构和现场解体检查可知, 互感器进水受潮后, 水分往往不是先渗入电容层间使其受潮, 而是沉积到底部并浸入到石英砂中, 这时如果仅测量一次对末电屏的tsδ, 仅能发现一次绕组电容层间受潮, 不易发现端部进水受潮, 而测量一次对末电屏、二次绕组及地的介损也同样不能有效地监测绝缘受潮。若设一次对末电屏的电容和介质损耗因数为Cx1, 、tgδx1, 而一次对其他部分的电容和介质损耗因数为Cx2、tgδx2, 则此时的测量值为上述两部分的并联, 其电容Cx=Cxl/Cx2, 介质损耗因数为:

实测表明, Cx2一般为Cx1的1/15~1/25, 所以式 (1) 中tgδx2对tgδx的实测结果影响较小, tgδx值也就基本相同于一次对末电屏介质损耗因数tgδx1值, 即也仅反映出一次对末电屏的绝缘状况, 不能有效地反映互感器端部进水受潮的绝缘缺陷。

因此, 增加测量末电屏对二次绕组、铁芯和外壳 (地) 的介质损耗因数tgδ, 对发现进水受潮缺陷就比较有效。测量时按QS1型西林电桥反接线, 试验电压2 k V。尽管试验电压较低, 但由于被试部分电容量较大, 因此仍能满足测量灵敏度和准确度要求。末电屏对二次绕组及地的介质损耗因数能有效地发现进水受潮缺陷。同时, 测量末电屏对二次绕组及地的绝缘电阻也要较有效地发现受潮缺陷, 并应该注意历次试验结果的相互比较分析。

应当指出油纸电容型tgδ一般不进行温度换算。这是因为油纸绝缘的介质损耗因数tgδ与温度的关系取决于油与纸的综合性能。良好的绝缘油是非极性介质, 油的tgδ主要是电导损耗, 它随温度升高而增大。而纸是极性介质, 其tgδ由偶极子的松弛损耗所决定, 一般情况下, 纸的tgδ在40~60℃的温度范围内随温度升高而减小。因此, 不含导电杂质和水分的良好油纸绝缘, 在此温度范围内其tgδ没有明显变化, 所以可不进行温度换算。若要换算, 也不宜采用充油设备的温度换算方式, 因此其温度换算系数不符合油纸绝缘的tgδ随温度变化的真实情况。

4 处理方法

根据对缺陷现象分析:进水量较大, 时间不太长。其特征为:底部往往能放出水分;油耐压降低;末屏绝缘电阻较低, tgδ较大;属于严重进水受潮。

我们采用真空热油循环法进行干燥后测试, 试验数据均达到规程要求, 并连续跟踪2个周期, 数据均合格。

5 结语

综上所述, 正确测量并分析介质损耗因数, 能够及时有效地发现设备受潮缺陷。对于保障电容式电流互感器在电力系统中的安全运行有着实际的意义。

参考文献

[1]江苏省电力公司编.电力设备预防性试验规程

[2]江苏省电力公司编.电气试验技能培训教材

电容式电压互感器发热机理分析 篇5

1.1 故障实例1

某日,临河220kV集控站220kV 219 B相CVT二次电压大幅下降,油箱中的油呈黄褐色且浑浊,油箱温度较其它两相高30℃,但电容分压器单元温升不明显。该CTV的工作原理接线图如图1所示,虚线框内为CVT电磁单元。

发现这一情况后,对该CVT进行了解体检查。当拧松电磁单元油箱法兰的几颗螺栓后,刺激的油气从法兰缝隙朝外喷出。拆完一圈螺栓,用吊车将电容器单元稍微吊离下节油箱,在取下中压电容C2下端接线端子E与电磁单元之间的引线时,发现固定中压电容C2下端接线端子E的螺栓少了1只。把油箱中的油慢慢抽出,当油面低于中压互感器的接线板时,发现脱落的螺栓在中压互感器一次绕组抽头的几个接线柱间,在螺栓与接线柱接触的地方有轻微的短路熔焊痕迹,油箱中的油呈黑褐色。当油被抽完后,看到中压互感器的铁心已毁损;中压互感器绕组外包的白布带已被烧成黑炭;油箱内壁沾满了含有炭质的油渍。由此可知,引起CVT故障的原因是中压互感器一次线圈烧损。取油样进行油色谱分析,除乙炔为0外,总烃和氢气均大大超过注意值;三比值为020,故障类型是低温过热(150～300℃)。

根据CVT的解体检查情况,认为中间单元烧损是由脱落的螺栓使一次绕组部分线匝短接引起。但短路并不严重,如果短路严重,那么有可能造成下节油箱爆炸或使高压电容C1两端因电压太高而爆炸。

1.2 故障实例2

巡视某110kV变电站设备时,发现外观正常,但无异响的115 B相线路CVT底座油箱的温度达到42℃,而该站内同型号、同电压等级的CVT底座油箱温度仅为24℃,正常情况下相间的温差不应超过4℃。对该电容式电压互感器进行现场带电检查,发现该CVT二次端子1a1n、2a2n、dadn的电压都接近于0,而正常情况下应分别为100、100、33.3V。

根据故障图谱分析,储油柜温度上高下低,因此,该现象可能是内部绝缘故障、中间变压器内部短路、线圈匝间绝缘损坏或缺油等原因引起。停电,将电容式电压互感器的电容分压器吊起,对底座油箱单元进行解体检查,发现电磁单元外观良好,箱内油色和油质正常,只有中间变压器一次绕组的漆包线的漆膜被烤掉,但绕组并未变形,整个线包在解体过程中仍然排列整齐。这说明一次绕组中虽然存在短时大电流和局部过热现象,但由于油箱体积较大、散热良好,油箱发热并不严重,温度也没有急剧升高。

高压试验中发现1a1n线圈的直流电阻仅为0.002Ω,且无法用自激法测试C1、C2的介损和电容量。检查发现,1a1n线圈a、n端子短接,且其引线的绝缘外皮已经老化严重。将短接打开进行高压试验,没有发现绝缘缺陷,且1a1n线圈的直流电阻、电容的介损和电容量、TV的电压变比合格。因此,故障的主要原因为1a1n线圈a端子与n端子短接。

2 电容式电压互感器常见故障特点分析

电容式电压互感器常见故障主要有以下几种类型:

(1)中间变压器引线或中间变压器一次绕组线圈断线。发生该类故障时,电压全部加在C1上,C2上无电压,在这种情况下CVT油箱不发热。使用直流电阻测试仪进行导通测试或进行电压比测试可判断出该故障。

(2)中间变压器一次绕组对地短路。发生该类故障时,在绕组一次端施加电压进行电压比试验,二次绕组电压表指示会异常。由于一次绕组对地短路,因此较大电流会引起油箱发热。

(3)CVT二次绕组短路。正常运行时,负载阻抗很大,二次侧相当于开路,仅有很小的负载电流流过;若二次侧短路,很大的短路电流会造成油箱温度迅速升高。

(4)二次绕组并联的氧化锌避雷器损坏或二次绕组阻尼器中的阻尼电阻击穿。正常运行时,阻尼器中的电容与电感并联谐振,阻尼器呈高阻态,流经电阻的电流为几毫安,发热功率为1mW。当阻尼器中的电容击穿短路时,辅助绕组上的100V电压全部加在其电阻元件上(一般电阻值为9Ω),流经该电阻的电流为11.11A,发热功率为1.11kW,油箱中的油温会急剧上升。

3 结束语

由常见故障可知,大多故障都会导致油箱温度升高。因此,值班员在正常巡视检查时应注意电容式电压互感器油箱温度的变化,采用红外测温热成像仪能及时有效地发现设备过热性故障和潜伏性故障,有助于发现设备早期隐患。

摘要：通过解体分析变电站发热电容式电压互感器(CVT),指出其发热原因。介绍CVT常见故障类型特点,证实采用红外监测诊断技术对发现CVT设备缺陷、排除事故隐患、提高故障监测能力有效。

关键词：电容式电压互感器,过热,红外诊断

参考文献

[1]胡红光.电力红外诊断技术作业与管理[M].北京:中国电力出版社,2006

电容式电压互感器常见故障浅析 篇6

电压互感器是众多行业中常用的仪器。电容式电压互感器是由电容分压器和电磁单元组成的具有独特结构的电器设备。它可兼顾电压互感器和电力线路载波祸合装置中的祸合电容器两种设备的功能。近几年, 在电力系统中得到广泛应用, 不仅在电力载波线路上使用, 而且在母线和变压器出口上大量应用。

2 电磁单元变压器二次失压故障

2.1 故障特征。

某项500KV的电容式电压互感器在电网正常运行条件下发生故障, 与之相关的保护误发信号, 3个二次电压绕组全部无电压输出。该电容式电压互感器型式。

故障发生后, 在运行状态下, 电气试验人员分别直接对3个二次电压绕组进行输出电压测量, 确认电压输出为零 (正常状态分别为和100V。现场检查电容式电压互感器外观正常, 也无异音现象。

2.2 故障原因的判断分析。

由电容式电压互感器工作原理我们知道, 在正常状态下, 分压电容器C2和油箱电磁单元所承受的额定电压为13KV, 而整只电容式电压互感器承受的电压为KV;如电磁单元部分对地短接, 不承受13KV的电压, 二次将失去电压输出, 对设备整相承受电压的能力影响较小。因此在能够承受系统正常电压的前提下, 电容式电压互感器结合其结构特点, 可以确定二次失去电压的原因与电容量的变化无关, 第1-3节瓷套和第节瓷套中的口电容本身正常, 故障原因可能为:电磁单元变压器一次引线断线或接地;分压电容器C2短路;和电磁单元中变压器并联的氧化锌避雷器击穿导通;各分压电容器之间的联结断线;油箱电磁单元烧坏、进水受潮等其它故障。

2.3 解体检查与故障处理。

在怀疑造成电磁单元变压器一次接地的原因可能是由并接的氧化锌避雷器击穿并导通引起的同时, 我们准备好氧化锌避雷器和一些常规绝缘材料, 将电容式电压互感器第4节瓷套和底座油箱单元解体检查。检查中发现电磁单元变压器至分压电容器之间的连线因过长而与箱壳碰接, 并有明显的烧伤放电痕迹。分别测量电磁单元变压器和氧化锌避雷器的绝缘电阻均在10000MΩ以上。

2.4 预防措施和改进建议。

一是建议制造厂应改进设计, 将电磁单元变压器的一次连接点A点通过小套管引出 (目前已有部分产品采用) , 便于用户直接测量电磁单元的绝缘电阻、介质损耗因数和电容量等参数。二是将电磁单元变压器的接地连接点X点, 引至二次接线盒, 并通过绝缘性能良好的小套管接地, 即可在试验时打开接地点, 直接测量电磁单元变压器、氧化锌避雷器和电容分压器C2的绝缘性能。三是建议制造厂加强最下节瓷套和油箱电磁单元电气连接部分的绝缘强度, 严格设计工艺, 保持各连接线对地及器件之间的距离, 必要时由裸导线更换为绝缘导线 (或进行绝缘包扎) 。四是运行单位加强维护管理, 定期检查和试验。

3 电容分压器电容量变化故障

3.1 故障特征。

某组在220KV母线上使用的电容式电压互感器, 在运行过程中发现其二次开三角电压异常升高, 保护误发信号。该电容式电压互感器型号为TYD220/-0.0075H, 其电容量分别为:C=7300p F, C1=8077p F, C2=75920p F。现场测量发现C相二次输出电压为56V, 其余两相为59V, C相电压偏低, 设备外观检查正常, 也无异音。

3.2 测量电容分析故障原因。

使用QS1电桥测量电容量和介损, 介损小于0.1%, 故障相C1=8256p F, C2=75920p F, C=7320p F;非故障相1=8100p F, C2=76250p F, C=7320p F, 故障相的电容量明显增大。按分压原理UA=Un×C1/C分析, 故障相C1/C已分压比小于非故障相而故障相输出电压低的实际情况与测得电容量的变化规律是一致的。于是我们怀疑C相二次输出电压低的主要原因, 应该是分压电容C2增大, 改变了电容分压器的分压比引起的。C2增大的最可能原因是部分相互串联的电容元件击穿。

3.3 解体检查分析。

现场对电容式电压互感器解体, 发现下节电容器由72个电容器元件组成, 其中C2、C12分别由16个和56个电容器元件组成, 上节电容器C1是由145个电容器元件组成。经测量, 每个元件的正常电容量为11700p F, 并发现C2和C12分别有2个元件击穿, 其它元件也有不同程度损坏。互相串联的电容数量减少, 必然导致电容量增大, 这与电容量的测量结果是一致的。在此种情况下, 我们只能更换损坏的电容单元。

3.4 预防措施和改进建议。

对运行中的电容式电压互感器二次电压即使仅有轻微变化都应该引起高度注意。停电试验时要将对电容元件电容量的测量值与历史数据和不同相间电容量进行比较。若电容量变化较大, 就可判明有电容元件击穿或受潮的可能, 即使低于《电力设备预防性试验规程》规定的5%, 也应立即退出运行, 以防止部分良好的串联电容元件因承受过高的电压而引起爆炸事故。

4 电磁单元受潮

4.1 故障特征。

某线路上的电容式电压互感器, 型号为, 在做预防性实验时发现电磁单元二次绕组绝缘电阻为0MΩ。从B点加压测量电容量和介损其值分别为2100p F和25%, 上节电容器实验数据正常, 初步判断认为电磁单元严重受潮。在运行中未发生事故的原因是电磁单元变压器承受的电压较低。

4.2 解体检查情况。

从电容分压器与电磁单元油箱连接处解体, 发现所有连接螺栓松动, 下节油箱箱沿处仍有积水存在, 油箱内的变压器油浑浊, 电磁单元变压器铁心表面有轻微锈迹。

4.3 进水受潮原因分析。

密封不良是导致进水的直接原因。从其结构我们知道, 由于底部油箱是完全密封的, 考虑到油具有热胀冷缩性质, 通常在油箱上部留有5-10cm的空隙, 以补偿因温度变化引起的变压器油的体积变化, 防止油箱压力过高。

4.4 故障处理。

将电磁单元油箱拆回, 排干受污染的电容器油, 放人烘箱内, 在100°C下连续干燥72h之后, 对电磁单元进行电气试验。一次和二次绝缘电阻上升至1000MΩ和59MΩ, 介损小于0.1%。更换电容器绝缘油后重新组装, 电气试验项目全部合格, 投入运行正常。

4.5 防进水的措施和建议。

电容式电压互感器常见故障及处理 篇7

电容式电压互感器绝大多数故障如失调、分压比变化、匹配不当、中间变压器故障等都可以造成二次输出电压的变化, 因此这些故障首先以二次电压不正确的方式显现出来。

1二次电压失压

故障表现:二次输出电压全部为零, 但互感器外观检查无异常。

故障原因:

(1) 中间变压器一次断线或接地。

(2) 中压电容器C2短路。

(3) 早期产品的保护装置击穿导通。

在正常状态下, 中压电容器C2两端的电压约为13k V, 如果中间变压器一次接地 (如因引线过长碰触外壳使绝缘击穿而造成接地等) 或中压电容器C2击穿短路, 二次侧则无输出电压。但对于整相电容器来说, C2的短路对整相承受电压的影响较小, 以110k V电容式电压互感器为例:[13/ (110/√3) ]×100%≈20.5%, 分到每个电容元件中上升的电压较少, 因此高压电容器不会因中压电容器C2的短路而损坏。

早期产品的保护装置是装在中压电容器C2两端, 其击穿后亦相当于短路C2, 现代产品保护装置多装于补偿电抗器L两端。

故障查找:

(1) 测试中间变压器的空载电流, 可初步区分中压端子引线是断线还是接地。

(2) 有中压端子引出者, 测试的C2电容量。

(3) 无中压端子引出者, 可用历次使用的试验方法, 根据试验中出现的异常现象或用得出的试验数据与历次值和非故障同组产品的试验值相比, 得出分析结论。

2二次电压异常

故障表现:在运行过程中发现二次开口电压异常升高, 二次输出电压一相或两相与标准值相比出现数值偏离, 但设备外观检查无异常

故障原因:

(1) 高压电容器C1和中压电容器C2的电容量出现偏差使分压比出现变化, 测得的电容量变化与输出电压偏离变化规律应是一致的。

电容器是由多个电容元件组成, 当某个电容元件击穿, 相互串联的电容器数量减少, 必然导致电容量增大, 使原有的分压比出现变化, 从而引起二次电压变化。如果高压电容器C1出现部分电容元件击穿将引起二次电压上升;中压电容器C2部分元件击穿将使二次电压下降。

从故障统计数据, 多数是中压电容器C2的部分元件击穿, 引起二次电压下降, 或是由于电容分压器和电磁单元之间的密封破坏, 电容分压器的油渗漏到电磁单元, 造成电容分压器上部缺油而使上部的高压电容器的部分电容元件击穿, 引起二次输出电压升高。

(2) 中间变压器出现匝间短路, 使电压比偏离标准值。

中间变压器出现匝间短路, 相当于二次线圈减少, 二次输出电压降低, 但同时互感器运行噪声增大, 电磁单元的运行温度亦异常升高。

(3) 内部各元件失谐

电磁单元失谐, 如速饱和阻尼器因振动造成铁心气隙变化而失谐, 辅助二次负荷加大使输出电压降低。

故障查找:

(1) 测试各分压元件的电容量。

(2) 测试中间变压器的变比或空载电流。

(3) 吊出电磁单元进行检查。

3电磁单元受潮

故障表现:绝缘电阻严重降低, 红外测温电磁单元油箱温度分布出现局部升高。

故障原因:

密封不良是导致电磁单元进水受潮的直接原因。考虑到油箱中的油热胀冷缩性质, 通常在油箱上部留有5至10厘米的空间, 用以补偿因温度变化引起的油的体积变化, 油箱密封不良, 温度高时, 空间内的空气受热膨胀, 一部分空气排出箱外;温度低时, 外面的空气进入箱内, 这样的“呼吸”将空气中的潮气带入箱内, 导致油受潮。如果呼吸是发生在降雨之后, 可能会将水直接吸入或大量潮气进入箱内, 加速了电磁单元受潮。

由于CVT的油箱底部是全密封的, 上端盖处是空气间隙, 密封不严不易发现, 箱内空间的空气直接与大气连通“呼吸”, 因此一旦密封不严, 受潮的速度是很快的。

故障查找与处理:

检测电磁单元的绝缘电阻, 必要时加测介质损耗因数。

电磁单元的受潮处理可将电磁单元与分压部分拆开, 整体放入烘箱内, 在100℃下连续干燥72小时, 经电气试验合格, 同时更换油箱中的油, 组装后再经电气试验合格后即可继续使用。

4渗漏油

故障表现:外观无异常, 设备突然损坏。

故障原因:渗漏油极易引起受潮, 影响绝缘性能, 严重的甚至发生爆炸事故。电容元件出现渗漏应视为比较严重的缺陷。

电容式电压互感器的元件布置结构是高压电容器最下面一节与中压电容器在同一瓷套内 (见图3) , 电容分压引线和中压电容的末端由套管引入电磁单元的油箱内, 如果引线套管出现渗漏, 高压电容瓷套内的浸渍油将漏到电磁单元的油箱内, 使末节高压电容器上端出现缺油、干涸, 使电容元件出现放电、损坏。

故障查找:

(1) 测量各电容单元的介质损耗因数和电容量, 试验时发现介质损耗因数超标应立即退出运行, 电容单元一旦出现渗漏应立即进行更换。

(2) 红外测温检测各电容单元的温度分布, 三相应一致, 三相中同一位置红外测温的温度差相差1.4℃就应引起重视, 相差2℃及以上, 就应立即停电, 进行检查试验。

5其他故障

5.1电容式电压互感器的每相所有元件, 在出厂时都是匹配调试好的, 绝对不允许相互调换。如果现场有多组互感器需要同时安装, 电容分压器和电磁单元同时存放在同一场地, 若施工人员没有按照制造厂调试好的相别安装, 使不同相的电容分压和电磁单元安装在一起, 该相的二次输出电压可能因参数不匹配而出现不正常。所以应根据制造厂的相别标识进行安装。

5.2电磁单元运行时振动声大, 甚至油箱发热, 而二次输出电压正常。可能是互感器因运输使铁心松动, 或因电磁单元受潮导致中间变压器铁心片间短路。

5.3运行中的互感器在电网操作或参数变化时, 也有出现因铁磁谐振过电压而损坏的现象, 或因电磁单元失调而导致二次输出电压不正常, 此时应对系统参数进行分析, 避免一些特殊的运行操作方式, 也可以更换互感器, 改变其电容量试运行, 确实无法解决的可更换为电磁式电压互感器。

6结论