1、互感器,互感器作用,将电网高电压、大电流的信息传递到低电压、小电流二次侧的计量、测量仪表及继电保护、自动装置的一种特殊变压器，是一次系统和二次系统的联络原件； 将二次设备及二次系统与一次系统高压设备在电气方面隔离，保证设备及人身安全。,第一部分 电流互感器,一、分类 1.按用途分：测量用电流互感器（或测量绕组），保护用电流互感器（或保护绕组） 2.按绝缘介质分：干式、浇注式、油浸式、气体绝缘。 3.按电流变换原理分：电磁式、光电式。 4.按结构型式分：正立式（二次绕组在下部）、倒立式（二次绕组在头部） 5.按密封型式分：微正压（充油型）和全密封（气体）,二、油纸绝缘电流互感器结构 1、正立式,
2、a.外观图,b.剖面图,c.绕组及绝缘结构图,2、倒立式,a.外观图,b.剖面图,c.绕组及绝缘结构图,3.油纸绝缘电流互感器的特点和运行维护要点由其结构决定，倒立式油纸绝缘电流互感器有以下特点： a.易渗漏油。特别是在密封工艺不良或者密封老化的情况下，渗漏油缺陷最易发生，导致本体绝缘受潮 b. 一次绕组的主绝缘难以制作。工艺控制不良最容易发生局部放电，严重者导致互感器发生爆炸。 c.运行维护相对复杂。,三、气体绝缘电流互感器,湖南电力电瓷电器厂生产的220kV、500kV倒立式SF6气体绝缘电流互感器,2.“三电”产气体绝缘互感器剖面图,3.500kV SF6气体绝缘电流互感器的结构500k
3、V SF6气体绝缘电流互感器的基本结构包括：一次线圈、二次线圈和铁芯、外壳、底座、硅橡胶复合绝缘套管、支撑绝缘子、二次线引出管、均压屏蔽筒、均压屏蔽II支持绝缘子、密度继电器、防爆膜等部分组成。但对不同的生产厂家的产品，在内部结构的具体细节上又有不同之处。,4.气体绝缘互感器特点 a.外绝缘套管为硅橡胶复合空心绝缘套管，提高了产品整体绝缘性能。 b.采用了高绝缘性能的SF6气体SF6气体具有很强的吸附电子的能力，称为负电性，比空气高几十倍， SF6气体另一个特征是较低温时（2000K)的高导热性,具有很强的息弧能 力，是空气的100倍。这是SF6气体作为高压电器绝缘介质的主要原因。 c.安装了
4、防爆膜，在设备发生内部放电故障和事故时，外壳不发生炸裂，不会损伤其周围的设备 d.运行维护简单 1）不需要做大量的维护工作，规程规定的维护项目少。每周巡视一次，记录产品气体压力，发现异常，及时处理。 2）每年测水份一次，运行产品水份不能超过25010-6（V/V）（20）。 3）当产品SF6气体泄漏率较高时，应通知厂家派人处理或返厂检修。,5.气体绝缘互感器的缺陷和事故 虽然SF6气体绝缘电流互感器具有优良的电气性能，但由于各种原因， 在实际运行中还是发生了一些缺陷和事故，主要有以下几种： a.漏气 本体密封漏气。 密度继电器漏气。 防爆膜破裂漏气。 b.密度继电器损坏，指示不准确。 c.新互
5、感器送电时或运行后内部发生绝缘事故。 互感器本体内部发生支持绝缘子断裂，送电时造成内部绝缘事故。 互感器本体内部发生支持绝缘子在运行中表面爬电，产生放电炭化通道击穿主绝缘。该种类型的事故拒统计占整个SF6气体绝缘互感器事故的85%，且全部为制造质量不良造成。,二、几个参数技术要求,1.额定短时热电流Ith、额定动稳定电流IdynIth 二次绕组短路，电流互感器在短时间内所能承受而无损伤的一次电流方均根值。Idyn二次绕组短路，电流互感器所能承受其电磁力作用而无电或机械损伤的一次电流峰值。标准要求值见下表,2.电容和介质损耗因数（油浸式电流互感器）,电容式电流互感器初级绕组和次级绕组之间存在着主
6、电容屏，主电容屏间有若干端屏。一般来说，110KVTA有6个主屏，220KVTA有10个主屏，最外面的叫末屏，运行中接地。为改善主屏端部的电场分布，又设有端屏。如果例行试验中发现介损超标或电容量变大，很有可能已经发生了主屏或端屏击穿。 不同标准要求值见下表,不同标准对电容型TA介损要求值,此外，规程规定：10kv Um/3电压下，介损增量不超过0.2%（交规）或0.3（状态检修试验规程），电容变化不超过0.5%电容量与初始值超过5%时应查明原因：进水受潮、主屏或端屏击穿。,3.污秽与爬电距离,我省新投互感器至少应满足III级防污要求。,SF6气体绝缘互感器要求,年泄漏率0.5%（交规、预规、反
7、措1%） 气体含水量250ppmV（交规250、反措300） 应配备气体检测装置（带压力指示的密度继电器） 零表压耐压试验：Um/3电压下耐压5min（型式试验）,互感器运输要求,220/500kV油浸式及SF6绝缘互感器应在卧倒状态下运输，并装设冲撞记录器。对于SF6绝缘互感器，还应减压运输，到达现场后，及时补气并重新加压进行老练试验。,第二部分 电压互感器,一、分类按结构型式分：电磁式、电容式内绝缘型式：通常为油浸式（110及以上）外绝缘型式：瓷套（表面稳定性能好）、硅橡胶（抗污闪和抗震性好） 二、选型原则220kV及以下的：低磁密的电磁式或电容式电磁型谐振条件：空母线、断路器断口电容、隔
8、离开关330kV及以上：电容式 三、污秽等级（与电流互感器相同）,一、电磁式电压互感器 1.结构图,2.油纸绝缘电磁式电压互感器的结构特点a.高压绕组首端和末端绝缘水平不一致，采用了分级绝缘方式（首端的绝缘等级与系统相同，末端的试验电压为交流2000V）。 b.一次绕组采用串级式宝塔形结构，四个绕组自上而下所承受的系统对地电压逐步降低。 c.内部绝缘支撑架在运行中承受电压作用。其中上铁芯固定点承受3/4相对 地电压，下铁芯固定点承受1/4相对地电压。,3.油纸绝缘电磁式电压互感器的常见故障和缺陷a. 因内部绝缘支架材质不良或内部进水受潮，导致绝缘支架介质损耗升 高，最终发生绝缘击穿爆炸事故，这
9、样的事故在上个世纪的80年代末期发 生的较多。 b. 内部进水受潮或者与绝缘油接触的金属部件加工工艺不良，造成互感器 运行后绝缘油中微量水分和色谱时氢气超标。 密封不良或密封老化造成渗漏油缺陷。 d.使用油纸绝缘电磁式电压互感器的系统，在系统进行操作或发生故障 时，易引发铁磁谐振，引起谐振过电压，损坏互感器或与系统相连接的其 它设备，导致绝缘事故发生。（铁磁谐振条件：空母线、开关带断口电容、隔离开关在合位）,4.油纸绝缘电磁式电压互感器的电气试验技术要点按照国家电网公司电力设备预防性试验规程要求，油纸绝缘电磁式电压互感器在预防性试验中应该进行绝缘电阻测量、绕组绝缘和支架绝缘的介质损耗测量、油中
10、溶解气体色谱分析项目。多年的实践证明，通过测量绕组绝缘和支架绝缘的介质损耗，加强绝缘油的色谱分析，是能够及时发现互感器内部的支架绝缘缺陷、受潮、内部局部放电等缺陷的，特别是绝缘油的色谱分析，对于缺陷产生初期的发现，预控缺陷的发展过程、了解缺陷的性质，及时采取有效的技术措施，防止缺陷的扩大和事故的发生，能起到重要的作用，但在进行以上试验时，要把握以下技术要点：,a. 对绝缘油进行色谱分析时，要严格按照色谱规程的要求进行，取样器皿 的准备、取样的过程、油样的保存和运输、脱气及检测、含气量的计算要 规范化，避免出现某一过程失误造成的测量误差，必要时采取多样分析核 对的手段，确保测试结果准确，为缺陷或
11、故障判断打好基础。在发现实验 数据异常时，要适时缩短实验周期，或者辅助以绝缘油耐压和微水实验项 目，增加对故障判断的判据。 b. 绕组绝缘和支架绝缘的介质损耗的测量，要充分考虑互感器的绝缘结构对测量结果的影响（被测绝缘的电容量大小、二次接线端子的脏污、空间电磁场的干扰等），并根据被测量绝缘部位选择正确的接线方式。,5.串级式电压互感器介损测量,1.常规反接法：一次首尾短接加压，二次绕组短路接地。这种接线方式测出的主要是以下三部分的介损：一次绕组静电屏对二次绕组的介损；一次绕组对二绕组端部的介损；绝缘支架对地的介损。相对于2、3来说，一次静电屏对二次绕组的电容值要大得多，所以，这种接线方式难以反
12、映2、3两部分的绝缘情况。此外，由于一次绕组尾端的绝缘较低，所以，这种试验方法所能施加的电压也较低，一般，不允许超过2KV，影响了试验的精确度。而且，容易受一次尾端引出端子板、引出线小磁套脏污的影响。,2.自激法：互感器的二次绕组励磁感应出高压来进行试验。这种方法的优点：试品上的电压分布与其工作时的一致，且一次尾端对地的介损被屏蔽，测量的是一次绕组对二次绕组端绝缘以及绝缘支架对地的介损。主要缺点有：1，一次绕组对地的杂散电容影响试验数据；2，二次励磁引起的试验回路电压的相位偏移；3抗空间电场干扰能力弱。需要说明的是，有的厂家生产的电磁式电压互感器在出厂说明书或出场试验报告上，明确指出，该厂的互
13、感器不允许用自激法作介损试验。 3.末端屏蔽法：一次绕组首端加高压，尾端接电桥屏蔽（正接线时接地），二次绕组尾端短接（二次绕组不能首尾短接），接电桥的CX 。由于一次尾端被屏蔽，故一次静电屏对二次绕组的介损也被屏蔽，正接线时底座法兰接地，小磁套及接线端子板的脏污受潮等产生的影响也被屏蔽。故此种方法只是测量一次绕组对二次绕组的介损。,二、电容式电压互感器,1.结构图,(1) 电 容 分 压 器 (7)阻 尼 器 (12)接 地 端 (2) 电 磁 单 元 (8)电 容 分 压 器 低 压 (13) 绝 缘 油 (3) 高 压 电 容 端 对 地 保 护 间 隙 (14) 电 容 分 压 器 套
14、管 (4) 中 压 电 容 (9)阻 尼 器 连 接 线 (15)电 磁 单 元 箱 体 (5) 中 间 变 压 器 (10) 一 次 接 线 端 (16)端 子 箱 (6) 补 偿 电 抗 器 (11) 二 次 输 出 端 (17)外 置 式 金 属 膨 胀 器,2.电容式电压互感器的特点与电磁式电压互感器相比较，电容式电压互感器有以下特点： a. 体积小，重量轻，现场便于安装和运输。 b. 由温度变化引起的电容量和分压比的变化可以忽略不计。 c. 每节分压电容内装金属膨胀器，在互感器本体温度变化时保持内部压力 微正压，不容易渗漏油。 d. 电容器的电感量小，因此，除用做系统电压测量外，还作
15、为载波或继电 保护信号的上传通道。 e. 正常运行时不需要对其中的绝缘油进行处理和分析。 f. 运行时不易导致系统的铁磁谐振。,3.电容式电压互感器的常见故障和缺陷 a. 渗漏油。包括分压电容器的膨胀器制造质量不良造成的破裂渗漏、端部法兰密封老化造成的渗漏、电磁单元油位观察窗密封不良造成的渗漏。需要特别说明的是，电容式电压互感器一旦发现渗漏油要立即退出运行。 b. 分压电容器介质损耗试验超标。主要因内部电容元件制造工艺不良和总装时真空处理不好造成。 c. 电磁单元内部的补偿电抗器因铁芯松动造成振动大，声音异常。 d. 中压电容接地端子未正常接地或者接地不良造成二次接线盒内部放电。,4.电容式电
16、压互感器的现场试验遇到的问题 a.现场电磁干扰大。当500kV站部分停电，即有干扰时，离地面1.5米高处空间场强约为23kV/m左右，被试设备上感应电压一般约为35kV左右，在此环境下进行试验时，必须采用抗干扰措施或者选择抗干扰性能优良的试验仪器。 b.试验接线方式对对试验结果影响大。受周围干扰源影响（工频50HZ），试验仪器本体测试回路上的干扰信号会因接线方式的不同而变化，需要根据被试验设备所处的环境选择最有利的接线方式，另外，各种高、低压引线的布置要恰当。 c.被试验设备高位布置，一次引线位置高且沉重，拆接线困难，现场全部拆除一次引线危险性大，需要合适的检修工器具和特种车辆，如高架车等。因
17、此，需要在拆线试验和不拆线试验做选择。,5.电容式电压互感器现场试验常规接线方式500kV电容式电压互感器的现场试验建议采用不拆除一次引线的设备试验 状态，对于500kV以下设备可根据现场实际情况决定，基本的原则是：保证 工作安全的情况下，以最小的工作量，最短的工作时间，最准确的试验结 果，完成全部试验工作。 a.测量电容C11的tg和电容量采用电桥反接线法屏蔽（高压屏蔽）测量，此时CVT的C11上端死接地。,电容C11的tg和电容量测量接线图,b. 测量电容C12的tg和电容量原则上采用电桥正接线法测量，此时CVT的C1上端死接地。,电容C12的tg和电容量测量接线图,c. 测量C13和C2
18、的tg和电容量由于C13和C2同在一个瓷套中，连接点打不开，采用感应加压法进行 tg和电容量试验。但由于C2的接地端子设计上只能承受2500V交流电 压，所以要控制C2接地端子的试验电压不能超过2000V，同时控制低压辅 助绕组励磁电流不超过厂家设计的长时间运行电流。图 测C13的tg和电容量 图 测C2的tg和电容量,CVT结构要求中间变压器高压侧不应装设MOA或保护间隙（MOA或保护间隙不是防止中间电磁单元发生铁磁谐振的根本措施，而且在高压侧容易击穿而引起设备事故） 谐振特性对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验。在电
19、压1.2U1n而负荷实际为零的情况下，互感器二次端子短路后又突然消除短路，其二次电压峰值应在10个周波内恢复到与正常值相差不大于10%；在电压1.5U1N(用于中性点有效接地系统)或1.9U1N(用于中性点非有效接地系统)而负荷实际上为零的情况下，互感器的二次端子短路后又突然消除短路，其铁磁谐振持续时间应不超过2s。目的：检查当互感器发生分数次谐振时，能否在短时间内消除谐振状态。,瞬变响应特性要求二次绕组带有25%-100%额定负载，高压端子在额定电压下发生对地短路后，二次输出电压应在额定频率的一个周波内降低到短路前电压峰值的10%运行中的电容式电压互感器可堪称L-R-C储能回路，当对地发生短
20、路时，有个能量释放过程。保护方面要求电压能快速下降，以使二次保护能正确、快速动作。 电容和介损 电容量测得的电容量与额定值之差不应超过额定值的-5%-10% 条件许可时测量单节电容器在10kV 至额定电压范围内，电容 量的变化量大于1%时判为不合格 CVT耦合电容器（高压臂）由100多个单个电容串联组成，一个或几个击穿会导致测试结果变大。 介损20时，膜纸绝缘互感器介损不超过0.15%（出厂）0.2% （交接）。新投运的CVT多为膜纸绝缘结构。,第三部分 基建类和生产类标准差异协调统一条款（变电部分）,电磁式电压互感器交流耐压 GB 50150-2006交规规定：电磁式电压互感器交流耐压试验按
21、出厂试验电压的 80进行。 DL/T 596-1996预规规定：电磁式电压互感器一次绕组交流耐压按出厂的 85进行。协调方案：按出厂试验的80%进行。 SF6绝缘互感器交流耐压试验 十八项反措 规定， 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验及耐压，试验电压为出厂试验值的90。交规规定，互感器交流耐压试验，应符合下列规定：应按出厂试验电压的 80协调方案：现场按出厂值的80%进行交流耐压。,GB 50150-2006交规9.0.6：绝缘介质性能试验，对绝缘性能有怀疑的互感器，应检测绝缘介质性能，并符合下列规定：2、SF6气体的性能应符合如下要求：SF6气体充入设备24 小时后取样，SF6气
22、体水分含量不得大于 250L/L（20 体积分数）。 国 家 电 网 公 司 十 八 项 电 网 重 大 反 事 故 措 施 ，10.3.3.1 条：进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置 1h 后进行 SF6气体微水测量。气体密度表、继电器必须经校验合格，SF6含水量不应超过300L/L。 协调方案：（1）SF6气体的性能应符合如下要求：SF6气体充入设备 24 小时后取样，SF6气体水分含量不得大于 250L/L（20 体积分数）。,第四部分 互感器故障类型及原因,一、故障类型 可按以下分类 1.互感器回路故障 a，过电压过电流入侵互感器引起的接地事故； b，二
23、次回路的短路、开路引起的故障； c，因受潮、漏气、漏油等设备缺陷引起的故障。 2.互感器绕组故障 a，绕组绝缘击穿故障，包括主绝缘击穿和匝间绝缘击穿； b，油浸式互感器绝缘油老化变质； c，互感器局部放电故障； d，介损值不合格或突变。 3.铁芯故障：包括片间绝缘损坏、接地不良、铁芯松动。,故障原因 一、管理方面引起的故障原因 1.制造工艺不良包括绝缘工艺不良、所用原材料质量不良及绝缘干燥和脱气处理不彻底。 2.密封不良、进水受潮此类事故所占比例较大。 3.安装、检修和运行人员过失常见的有引线接头松动过热、注油工艺不良、二次绕组开路（短路）、电容末屏接地不良。,二、铁芯故障原因1.铁芯片间绝缘
24、损坏。表现为：运行中温度升高、空载损耗增大、误差加大。原因：铁芯片间绝缘不良、使用环境条件恶劣或长期在高温下运行，促使片间绝缘老化。2.铁芯接地不良。表现为：铁芯与油箱有放电声。原因：接地片没有插紧、安装螺栓没有拧紧。3.铁芯松动。表现为：互感器在运行中有不正常的振动或噪音。原因：铁芯夹件未夹紧，或铁芯片间有铁片。,三、绕组故障原因 1.绕组匝间短路。表现：温度升高，有放电声，高压熔丝熔断（电压互感器），二次表指示不稳定，三相直阻不平衡，电压互感器耐压试验试验电流增大，且不稳定。 2.绕组断线。表现：断线处产生电弧，有放电声响，断线相的二次表指示降低或为零。原因：出厂时导线焊接工艺不良，或机械强度不够。 3.绕组对地绝缘击穿。原因：主绝缘老化或有裂纹缺陷，绝缘油受潮或严重缺油，绕组内有导电杂物，系统过电压等。 四、介损值增大或突变原因：互感器进水受潮或绝缘劣化、老化。,电流互感器型号的含义,1、型号的含义电流互感器型号组成如下,特殊使用环境代号 1.高原地区GY 2.污秽地区W1、W2、W3分别代表II、III、IV级污区 3.腐蚀地区W、WF1、WF2代表户外低、中、强腐蚀区F1、F2代表户内中、强腐蚀区 4.干热、湿热地区分别为TA、TH 5.干湿热带通用代表符号为“T”,谢谢！,
