电压互感器结构与试验

3.1.3 环氧浇注绝缘电压互感器的常见故障和缺陷 根据多次环氧浇注绝缘电压互感器的实际运行情况，其常见 的故障和缺陷主要有以下二点： a.环氧绝缘炸裂。互感器运行后短时间内（一般不超过1年），在系统电压
下出现表面绝缘开裂或者炸裂现象。 如：某变电站的35kV系统的电容器组使用了国内某厂家生产的环氧浇注 绝缘电压互感器，运行半年后，运行人员在一个阴雨天气巡视设备时， 近距离听到互感器有表面放电声音，停电后检查发现一只互感器的套管 根部出现纵向裂纹，导致放电。
4.3末端屏蔽法：末端屏蔽法有三种接线方式
1）一次绕组首端加高压，底座和尾端接地，二次绕组尾端短接接电桥的CX。 这种方法只能测量一次绕组对二次绕组的介损。 2）一次绕组首端加高压，尾端接地，底座对地绝缘，二次绕组尾端短接和 互感器底座并联接电桥的CX。这种方法只能测量一次绕组对二次绕组和 支架的介损。 3）一次绕组首端加高压，尾端接地，底座对地绝缘，二次绕组尾端短接接 地，互感器底座接电桥的CX。这种方法只能测量一次绕组对支架的介损。 4）由于支架电容量很小（一般为10pF～25pF），因此按图c直接法测量的 灵敏度很低，在电场干扰下往往不易测准，建议使用间接法，按图a和 图b两次测量后，用式（1）计算出绝缘支架的电容量Cc和介损tgδc，既： Cc = Cb – Ca tgδc =（Cbtgδb – Catgδa）/（Cb – Ca） （1） Ca及tgδa —— 图a测得的一次绕组对二次绕组的介损和电容值 Cb及tgδb —— 按图b接线测得的一次对支架与二次绕组并联电容和介损
a.固体绝缘电压互感器
b.油纸绝缘电压互感器
c.SF6气体绝缘电压互感器
3.1固体绝缘电压互感器 固体绝缘电压互感器以目前常用的环氧浇注绝缘电压互 感器最具有代表性，这种结构和材料的互感器, 由于绝缘结 构和材料的限制，一般只用于35kV及以下的电压等级。
3.1.1 环氧浇注绝缘电压互感器的内部结构
c. 产品运行中出现H2或CH4（甲烷）单相含量超过注意值，或总烃含量超 过注意值。主要原因是：对气体组分含量超过注意值的产品要具体分析， 对于H2单相超过注意值的可能与金属膨胀器除H2处理不够或油箱除漆 工艺不当有关，如果多次试验结果数值稳定，则不一定是故障的反应， 但当H2增长过快时，则应给与注意。甲烷（CH4）单相过高，可能是绝 缘干燥不彻底或老化所致。对于总烃含量高的互感器，应认真分析烃类 气体的成分，对缺陷类型进行判断，并通过有关电气试验进一步确诊。 当出现乙炔时应予以充分重视，应为它是反映放电故障的主要指标。 处理方法：首先视情况不做有关电气试验，如一次绕组直流电阻测量、高 压介损、局部放电等进一步判断故障性质和确定故障部位。如判断为费 故障性质，可进行换油处理或对绝缘油进行脱气处理。如判断为悬浮放 电或电气接触不良，常见的原因则互感器铁芯穿芯螺杆电位悬浮放电等， 应进行相应处理。确认为绝缘故障，则必须进行解体检修，必要时返厂 处理
合成硅橡胶外绝缘的防污闪性能
c. 在结构方面，多年来没有根本性的改变，特别是在屏蔽设计上存在着很 大的缺陷，使得局部放电指标成了众多制造厂家难以逾越的障碍。而对 于干式产品，局部放电缺陷恰恰是最致命的（内部绝缘缺陷造成的局部 放电将破坏其绝缘整体性能，放电造成的缺陷具有不可恢复性且永久存 在）。 d. 由于浇注工艺的控制不合理、对不同材料的膨胀及缓冲方法的理解存在 着误区等众多因素，造成了浇注型干式产品爆炸事故频频发生 。
电压互感器结构与试验
1、电压互感器的基本概念 电压互感器是将一次（高压）侧交流电压按照额定电压 比转换成可供电侧仪表、继电保护装置或者控制装置使用的 二次（低压）侧电压的变压设备。 根据以上所述，电压互感器的功能与作用可归纳为以下 三点： a. 将一次系统的电压信息准确地传递到二次侧相关设备； b. 将一次系统的高电压变换为二次侧的低电压、小电流， 使测量、计量仪表和继电器等装置标准化、小型化，并降低 了对二次设备的绝缘要求； c. 将二次侧设备以及二次系统与一次系统高压设备在电 气方面很好地隔离，从而保证了二次设备和人身的安全。
a、电压互感器底座接地测量一次对二次绕组的试验接线
b、电压互感器底座对地绝缘测量一次对支架与二次绕组并联的试验接线
c、末端屏蔽发直接测量支架介损
注意事项：使用常规法测量时，必须将二、三次绕组短 接，使用末端屏蔽法和自激法测量时，二、三次绕组不允许 短接。 因为使用常规法测试时，须将二、三次线圈短接，若此 时一次线圈也不短接，会引入激磁电感和空载损耗影响测得 的介损值出现偏大的误差。而自激法或末端屏蔽法主要测量 的是一次线圈及下铁芯对二、三次和对地的分布电容和介损 值。如果将二、三次短路，则激磁电流大大增加，不仅有可 能烧坏互感器，还使一次电压与二、三次电压相角增加，引 起不可忽视的测量误差。另外从自激法的接线来讲，高压标 准电容器自激法，用一个或二个低压线圈励磁，低压标准电 容器法，两个线圈均已用上，因而不允许短路。
现场常规法测量tgδ的试验结果主要有以下两种： 1）tgδ大于规定值。这既可能是互感器内部缺陷如进水受潮等 引起，也可能是由于外瓷套和二次端子板的影响引起的，一 般受二次端子板影响的可能性较大。若试验时相对湿度较大， 瓷套表面脏污，还应注意外瓷套表面状况对测量结果的影响。 如确认没有上述影响，则可认为互感器内部存在绝缘缺陷。 2）tgδ大于规定值。一般认为此时绕组间和绕组对地绝缘良好。 但应注意，由于绝缘支架电容量仅占测量时总电容的1/2～ 1/100，因此实测tgδ将不能灵敏的反应支架的绝缘状况，这 就是说，即使总体tgδ（一次绕组对二次绕组及地）合格，也 不能表明绝缘支架绝缘良好。而运行中支架受潮和分层开裂 造成的爆炸事故相对较多，故必须监测支架在运行中的绝缘 状况。这个问题是常规法不能解决的，为此有必要选择其他 的试验方法。
3.1.4 环氧浇注绝缘电压互感器的故障和缺陷原因分析
a.传统产品在许多方面存在着缺陷，一些厂家在关键的生产工艺控制和选用 材料上还有差别，特别是在关系到产品性能的关键设计、制造技术上没 有突破原有的理念。由于环氧材料的抗老化性能较差，即使是户外环氧， 也无法真正达到户外运行的要求（防止太阳光下的紫外线照射造成老 化）。 b.绝缘表面抗污秽能力差，也是户外运行所不允许的。对采用硅橡胶外绝缘 和带有硅橡胶增爬裙的瓷绝缘，要经常检查硅橡胶表面的放电情况，如 有放电现象要及时处理。
6.2、例行试验中的缺陷判断及处理
a.绕组绝缘电阻下降，介损超标或绝缘油指标不合格。主要原 因是产品密封不良，使绝缘受潮。 处理方法：应对互感器进行器身干燥处理，如判断为轻度受潮， 可采用热油循环干燥，如判断为重度受潮，则需进行真空干 燥。 b.绝缘油介损超标，含水量大，简化分析项目不合格如酸值过 高等。主要原因是制造厂进货油样试验把关不严，劣质油进 入系统，或运行维护中对互感器原油的产地、牌号不明，未 作混油试验，盲目混油。 处理办法：如系新产品质量问题，不论是否投运，一律返厂处 理，通过有关试验确认，如仅污染器身表面，可做换油处理， 此时还应注意清除器身内部残油。如严重污染器身，则全部 更换器身全部绝缘，必要时更换一次绕组导体。
5、DL/T474.3-2006行业标准 串级式电压互感器20 C°时的tgδ的试验标准如下
电压等级 试验方法 交接及大修后% 运行中%
常规试验法 本体按图a接线 末端屏蔽法 60KV～220KV
2.0 3.5
2.5 5.0
绝缘支架，按图a、图b、 6.0 图c接线 2.5 末端加压法 3.5 自激法 2.5 3.5 5.0
2 、电压互感器的分类 1）按照工作原理分为： a. 电磁式电压互感器 b. 电容式电压互感器 c. 数字式光电电压互感器 2）按照主绝缘结构形式分为： a. 固体绝缘电压互感器 b. 油纸绝缘电压互感器 c. SF6气体绝缘电压互感器（主要用于SF6组合电器）
3、电压互感器的结构
4、串级式电压互感器试验方法 4.1、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：①一次 绕组静电屏对二次绕组的介损；②一次绕组对二绕组端部的 介损；③绝缘支架对地的介损。
常规法测量时，下铁芯与一次绕组等电位， 故为测量tgδ的高压电极，其余为测量电极， 其极间绝缘较薄，因此电容量相对较大，即 测得的tgδ和电容量中绝大部分是一次绕组 （包括下铁芯）对二次绕组间的电容量和tgδ 值。当互感器进水时，水分一般沉积在底部， 且铁芯上绕组端部易于受潮，所以常规法对 监测其进水受潮还是很有效的。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。
环氧浇注固体绝缘电压互感器的内部结构示意图
3.1.2 环氧浇注绝缘电压互感器的特点 与其他形式的互感器比较，环氧浇注绝缘电压互感器主 要有以下优点： a.少维护---产品投入电网运行后不需要做太多的维护工作； b.无油无气、环保清洁----不会因密封不良等产生漏油、漏 气缺陷； c. 重量轻----整个互感器中金属部分所占比例较小，相比于 同样容量的其它类型的互感器轻； d.安装运输方便----在运输箱中只要固定牢固可以多方位装 车运输。 但上述优点必须建立在产品质量优异、运行安全可靠的基础之 上。
3.2 油纸绝缘电压互感器 3.2.1 油纸绝缘电磁式电压互感器
35kV电磁式 电压互感器
110kV电磁式 电压互感器
220kV电磁式 电压互感器
3.2.2电磁式电压互感器结构
3.2.3、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。
6.0
3.5 5.0 3.5 35KV及以下
35KV及以下
常规试验法
6、油纸绝缘电磁式电压互感器的常见故障和缺陷 6.1、巡视检查异常判断与处理
a.三相电压指示不平衡，一相降低，另两相正常，线电压不正常，或伴有声、 光信号，可能是电压互感器高压或低压熔断器熔断；若是新投运的互感 器有可能变比不相符，应及时处理。 b.在中性点非有效接地系统中，一相电压降低，另两相电压升高或指针摆动， 可能是单相接地故障或基频谐振，或负荷较轻时，三相对地电容电流不 平衡引起； 如三相电压同时升高，并超过线电压，则可能是分频或高频谐振，应采取 消谐措施。 c.在中性点有效接地系统中，当母线倒闸操作时，出现相电压升高并以低频 摆动，一般为串联谐振现象。若无任何操作，突然出现相电压升高或降 低，则可能是互感器内部绝缘故障，如串级式电压互感器可能绝缘支架 击穿或一次绕组层间或匝间短路（上绕组故障U升高，下绕组故障U降 低），上述两种情况均应立即退出运行进行检查。 d.在中性点有效接地系统中，电压互感器投运时出现电压表 指示不稳定，可能是高压绕组N(X)端接地不良，应立即退出运行进行检查。
运行中出现的绝缘裂纹
Hale Waihona Puke Baidu
b.外绝缘表面爬电，造成不可恢复的炭化放电通道
如：某供电单位检修人员在秋季对某变电站内的一箱式变电站进行停电例 行试验时，发现35kV进线干式电压互感器套管表面有表面爬电造成的黑 色放电通道，放电痕迹从套管的高压端开始向金属底座发展。分析认为 是由于夏季变电站内湿度大，互感器表面绝缘制造不良造成。
4.2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，该厂的互感器不允许用自激法作介损试验。