高压电流互感器内部缺陷测量方法研究

2022-04-08沈阳工程学院钟丹田武宏宇田金禾黄怡瑾曲俊东

电力设备管理 2022年6期

沈阳工程学院钟丹田吴迪武宏宇田金禾黄怡瑾曲俊东

高压电流互感器是电力系统的重要联络设备之一，为了掌握高电压等级的电流互感器运行状态，通常采用检测互感器绝缘水平和红外温度监测的方法，但是此类方法通常采用便携式仪器人工测量，而互感器内部缺陷很难及时发现。本文将以油浸正立式电流互感器为例，简要介绍该互感器在运行过程中经常发生的典型故障及常见的检测方法，提出了一种适合高压互感器的绝缘油压力在线监测方法，通过内部油压力的变化判断互感器的缺陷状况，可以有效发现互感器内部短路、劣化和局部放电等故障，保证互感器本体的安全。缩小事故的影响。

1 概述

变电站中电压、电流互感器是重要的电力设备之一，其安全运行直接影响电网的安全性和可靠性，因此对电压、电流互感器的运行状态的监测是十分必要的。当前在国家标准规定互感器内部压力调节是通过加装膨胀器来实现的，然而，膨胀器的伸缩性是有一定局限性的，当互感器内部突然出现如短路故障时，膨胀器达到最大极限后，互感器本体受到压力的影响而无处释放，容易出现爆炸事故。目前，互感器在正常运行时的检测手段大都采用便携式的带电仪器，如采集互感器内部油介质的样品，分析油中气体含量，套管的介质损耗和外部红外测温[1]。但是，上述方法不能实时的、准确的测量互感器内部故障，只能在内部故障形成一定时间后，从其他参数间接反映出问题[1]。本文通过对油浸正立式电流互感器的常见故障的产生原因和检测方法进行分析，并提出一种基于无线通信方式，利用太阳能供电，安装在互感器顶部膨胀器的在线监测装置，感知互感器的内部压力变化，并在互感器内部压力达到一定压力值时，主动上送报警的在线监测方法。

2 油浸式电力互感器的典型缺陷

2.1 介质损耗回升

以500kV电流互感器为例，当介质损耗率超过0.6%时就要引起运行人员注意；当介质损耗率超过0.8%，设备发生爆炸的概率就会大增，这时就要考虑将其退出运行。

考虑造成介质损耗率指标回升的因素有：

工艺处理问题。介质损耗量反应的是单位介质有功损耗的情况，提高电流互感器器身干燥温度，缩短处理时间，短时间内介质损耗量指标可以满足标准要求。但是长时间后，内部深处的水分会渗透出来。当变电站发现大量油浸式电流互感器介质损耗量回升现象，可能是器身干燥工艺控制上出现了问题。

密封圈老化或密封面设计上有缺陷。互感器壳体、法兰、套管及其他部件的密封面设计上不合理容易造成水分渗透，密封圈本身的老化也是密封出现问题的因素。

绝缘等级与绝缘介质的厚度。电压等级越高，主绝缘介质的厚度就越厚，干燥处理需要的时间就越长，工艺也就越复杂。

现场测量数据的不可靠性。由于现场试验的条件限制，使用的仪器设备及干扰、测量方法等因素，获得的介质损耗率测量不确定度较大，可能导致判断上的失误。

检修缘故。对油浸式电流互感器绝缘油性能的检测与分析是评估设备状态的有效方法。每次油性能检测要抽取一定数量的油样，再进行补油，混油可能会造成凝固颗粒、水分或其他物质进入产品，降低绝缘油性能。

其中干燥问题是在实际工艺中最重要的部分，互感器是一个全密封的设备，一旦内部出现受潮会对整个机身都造成影响。

2.2 主绝缘损坏

器身设计不合理，内部的局部场强集中处易损坏；由于电容屏移位导致的场强分布不均匀；二次绕组处电场分布不均匀；主绝缘因局部放电扩散而击穿；内部元件微小裂缝随发展产生局放并发展至击穿；器身内异物掉落，使电场分布不均，产生的局放造成击穿。

2.3 油中溶解气体总烃超标

油中溶解气体异常的主要特征为单值H2含量高；单值CH4含量高；H2伴随CH4含量高；单值微量C2H2。

2.3.1 H2的来源

变压器油中的水分由于电解产生H2。油中水分子也可与互感器油箱的铁外壳产生H2。

变压器油中烷烃的裂化反应产生了H2。烃在高温作用下，将产生裂化（热解）。裂化过程中大部分烷烃产生小分子烷烃、不饱和烃及H2。只有在互感器故障时，才会引起过热或者高温，导致油裂化。我们可以通过油的气相色谱分析得知产生的气体。

变压器油中的环己烷的脱氢反应产生H2。金属膨胀器中的Ni作为催化剂，为产生H2提供了条件。

油箱热镀锌造成非电气原因产生H2。

CH4的来源。根据现场返回的经验数据分析，甲烷气体的主要来源是一种橡胶垫和绝缘漆。

H2伴随CH4含量高。一般有两种情况，一种是两种气体同时产生，且不会持续增长，数值稳定不变，可能是由于采用的材料或者制造工艺引起的。另一种是互感器中气体含量持续增长，当H2超过500μL/L以上时，设备应立即退出运行。

单值微量C2H2。当绝缘介质内部发生严重的局部放电时，可检测到C2H2的含量较大。

3 油浸式电力互感器监测技术

3.1 红外测温法

红外测温法是油浸式电流互感器的一种常见监测手段，当发生局部放电时，油中温度升高，设备温度的异常情况可在红外测温图中反映出来，根据温度异常程度判断设备的实际运行状态，在缺陷未严重发展之前，发出告警。在夏季，红外测温法还可观察设备外表面由于日照所带来的温升效应。其缺点是不能及时的反应互感器内部的缺陷。如图1所示为户外高压互感器测温图。

图1 高压互感器测温图

3.2 超声波局放检测法

超声波局部放电检测技术在用于检测互感器的局部放电缺陷时，具有较为显著的作用，可通过波形图判断设备的健康状态。该测量法和红外线测温法都是无需人工接触的在线监测方法，可保证操作人员在足够的安全范围内进行检测，因而在现场中应用较为广泛，通过将接收到的声信号传导到后台或手持设备中与正常波形进行比较后，进而判断设备的运行状态。该监测方法的主要缺点是无法根据波形图判断故障的具体位置，只能判断设备是否存在缺陷。图2为有无局放的波形对比图。

图2 局放波形对比图

4 油浸式电力互感器内部压力测量技术

4.1 互感器内部压力测量方法和原理

互感器正常运行状态下，其内压力由两部分组成，一部分为器身内部正常运行的压力P0，另一部分为当内部存在缺陷时而产生的压力增量，当设备正常运行时，压力增量为0，可用以下公式表示：

P=P0+ΔP

在正常状态下，取T=20℃时的大气压强，其压力P=P0,ΔP与许多因素有关，ΔP可用放电量Q和短路电流I表达为函数形式，即ΔP=f（Q,I）。在正常状态下，ΔP=0。

互感器的绝缘介质存在缺陷时，表现为放电量增大，有功损耗增加。这部分能力将会使变压器油裂解，产气率增大，内部压力增大，如图3所示。

图3 P-Q关系图

N点称拐点，即临界点。N点以前是正常态，N点过后，内部压力增大，属于故障状态。当互感器内部存在缺陷时，温度升高，但由于油的散热性较差，所以温度的变化是较为缓慢的，而温度所影响的压力变化是更为明显的，该过程如果不能被及时发现，当压力变化超过膨胀器的压力调节范围，就会发生器身爆炸。当绝缘介质发生击穿时，互感器内部从一种状态转变到另一种状态，内部的压力也一定随之变化，这种压力的冲击强度远远大于瓷套的承受强度，而压力变化完全在膨胀器上反应处理,如果膨胀器可以承受突然的压力变化，则可以避免故障的发生，所以压力传感器的可以设计在膨胀器上,实时的监测压力变化。

4.2 互感器内部压力监测设计

本文利用压力传感器对互感器内部的压力变化情况进行监测，通过压力变化反映出互感器内部的运行状况。电信号是由压力传感器所采集到的压力信号，按照一定的规律转换而成。压阻式压力传感器的基本原理是单晶硅的压阻效应。单晶硅片置于传感器腔内。在膨胀器的封口板上焊接上与传感器相配套的油密封装置的螺纹座，并将压力传感器通过螺纹连接在膨胀器上，当压力发生变化时，单晶硅产生应变，使直接扩散在上面的应变电阻产生与被测压力成正比的变化，再由桥式电路获相应的电压输出信号[2]。66kV互感器的压力监测范围在0-0.15MPa之间，将压力信号转化为电信号后，控制在单片机可接收的范围内，通过无线传输方式把测量结果远传到数据终端，装置原理图如图4。