林志鹏
广东电网有限责任公司汕头供电局 广东汕头515041
摘要：本文阐述了电流互感器现场高压介损试验中传统试验法及串联补偿法的优劣势，并对电流互感器现场高压介损试验的影响因素进行了研究，以供同仁参考。
关键词：电流互感器；现场高压介损试验；传统试验法；串联补偿法；试验影响因素
一、前言
近年来，随着我国电力事业的发展，互感器在电压和电流的管理过程中的使用越来越多，在电感器的使用过程中，互感器的介损是电力管理过程中的重要问题。而在高压试验中，互感器的介质损耗因数tgδ是一个重要测试项目，它是表征绝缘介质在电场作用下由于电导及极化的滞后效应等引起的能量损耗，是评定设备绝缘是否受潮的重要参数，同时对存在严重局部放电或绝缘油劣化等也有反应，可有效判断电气设备的绝缘状况，是反映设备运行状态的重要参数。基于此，本文阐述了电流互感器现场高压介损试验中传统试验法及串联补偿法的优劣势，并对电流互感器现场高压介损试验的影响因素进行了研究，以供同仁参考。
二、传统的电流互感器高压介损试验方法
传统的电流互感器高压介损测量中,试验所需的电源一般要通过大型的变压器来得到，一般情况下，电流互感器的电压等级在220kV或以下，要测量该等级互感器的高压介损，需要1台高压试验变压器，其额定电压为150kV，额定电流为0.1A，1台调压器，其容量为15kVA，输入电流为60A，1台高压标准电容器，其额定电压为150kV，电容量为50pF，1台介损测量仪器，相应的电源线与专门的引线，虽然传统的电流互感器高压介损测量方法在理论上可以有效地进行测量，但在现场试验中，传统的测量方法有一定的缺陷，由于其所选的仪器电源容量较大，要在现场试验中使一次电流达到30~60A是有一定难度的。以上所列的介损测量所需仪器都是大型设备，在进行现场测量时，需用大型车辆运输，搬运过程中，由于搬运设备的启动运行，势必会对测量仪器造成一定的影响；另外，由于是大型设备，需要较多的技术人员进行操作运行，作业难度较大，人员负担较重，测量仪器还很容易受干扰，若在干扰强的现场，将给测量数值带来较大误差，导致结果的不确定性。
三、电流互感器现场高压介损试验中串联补偿法
在电流互感器现场高压介损试验中，首先应根据互感器的电容量 C及试验电压 UC 决定试验回路电流 I0（I0=ωCUC），然后决定电抗器的额定电压、额定电流和电感量。互感器的高压介损指的是设备最高相电压下的介损测量值，所以电抗器的额定电压必须大于被试互感器的最高相电压，其额定电流必须大于 I0，在此前提下使电抗器的电抗值与互感器的容抗相匹配，即电抗器的电抗值与互感器的容抗越接近补偿，效果越好，一般要求前者小于后者5%。进行互感器高压介损试验时，由于试验频率和电容量都是不可调整的，所以，为了提高补偿效果，电抗器应能灵活调整，且便于现场装卸，基于此目的，选择具有 3个抽头（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ）环氧浇注柱体结构的电抗器，能满足现场电流互感器高压介损的试验。
（1）补偿电抗器台数的确定
根据回路电流 I0 确定电抗器的抽头，使其额定电流大于 I0，然后由式（1） 计算串联电抗器的台数 N ，并校验串联电抗器的电压（N×Un）是否大于被试互感器的最高额定相电压。否则，应调换电抗器的抽头，重新计算串联台数 N，以满足要求。
（2）补偿电抗器电感的估算
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在估算串联电抗器电感时必须考虑互感的存在。为了了解互感的影响，分别进行了2 台和 3 台电抗器的串联测量。测量采用伏安法，分直接串联和间接串联 2 种情况。前者是将一台电抗器直接装在另一台电抗器上，后者是在 2 台电抗器之间垫一高约 150mm 的绝缘垫，根据测量结果可知，直接串联时根据串联台数的不同，互感可达 40％～80％，且振动和噪音都比较大；而电抗器之间垫绝缘垫时互感的影响不到 10％，且噪声较小。所以在进行电抗器台数及电抗估算时，必须考虑不同的串联方式，以达到较好的补偿效果。在进行高压介损试验时，电流互感器主要表现为容性负载，利用电抗与容抗的不同性质，串联补偿法可以大大减小试验电源的容量，其原理接线见图1。
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图1中 L为补偿电抗器；C为电流互感器的等效电容；U0为激磁变压器的电压；I0 为试验回路电流；UL为补偿电抗器两端电压；UC为电流互感器两端电
压；R为试验回路的等效电阻。
采用串联补偿法用于电流互感器高压介损试验，必须正确选择补偿电抗器、激磁变压器、标准电容器的参数等。采用电抗器串联补偿法成功地进行了某220kV 站电流互感器高压介损试验，试验时三相互感器并联加压，其并联电容 C 约为 3700pF，当互感器试验电压为127kV时，回路电流为170mA，激磁变压器输出电压为 8000V，其 Q值达到了15.8，试验电源容量不到2kV·A，这样就大大降低了试验电源的容量。
四、电流互感器现场高压介损试验的影响因素
（1）现场电场干扰的影响。在进行高压介损的试验时，由于试验电源与测量部分的分离，仪器原有的抗干扰措施都失去作用，特别是进行tanδ-U 曲线测量时，试验电压越低测量结果受电场干扰影响越大。在现场对一台互感器测量高压介损时，其试验电源相序不同，结果误差达 200%，这表明电场干扰非常严重。为此，业界开发了适合现场电流互感器高压介质损耗试验的、集高压电源和测量仪器于一体的高压介质损耗测量系统，在实验室和现场都取得了满意结果，彻底解决了高压介损试验的电场干扰问题。
（2）高压引线布置的影响。试验电压越高，高压引线与试品的夹角越小，高压引线与试品外瓷套杂散耦合阻抗越强，对试验结果影响越大，当高压引线与互感器外瓷套夹角分别为 10°、 45°、 90°时，测得的 tanδ比为 4∶2∶1。
（3）高压引线电晕的影响。进行高压介损试验时，由于试验电压比较高，如仍采用普通的导线作高压引线，导线就会产生较严重的电晕，电晕损耗将通过杂散电容耦合影响试品介损的试验值。对于正常绝缘的试品，由于电晕损耗的存在， 也会使试品介损试验值随着电压的升高而升高，这样容易造成误判断。 因此， 进行高压介损试验时应采用直径为 50～100 mm的蛇皮管为高压引线。引线的电晕损耗对测试结果的影响见表1 。
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（4）tanδ与温度的影响。良好的绝缘油是非极性介质，纸的tanδ主要是电导损耗，它随温度升高呈指数上升；而纸又是极性介质，其tanδ由偶机子的松弛损耗所决定，而随着温度升高极性分子随外施电源频率转动的摩擦力减小，由摩擦力引起的能量损耗减小，故纸的tanδ在 -40～60 ℃间随温度增加而减小，因此在此温度范围内油纸绝缘的tanδ没有明 显变化，而到60～70 ℃以上时，电导损耗的增长占了主导地位，tanδ便随温度上升而增加。因此在tanδ温度换算时，不宜简单采用充油设备的温度换算方式，因为其温度换算系数不符合这种油纸绝缘的 tanδ随温度变化的真实情况。但当绝缘中残存有较多水份与杂质时，tanδ与温度关系就不同于上述情况了，此时则以离子电导损耗占主要地位，因此随温度升高明显增加。如施加l0kV电压时，不同温度下 3台电流互感器的介损测量结果见表2。从表 2可以看出，介损随温度的变化上升速度很快，均超过规程规定的标准。故其tanδ随温度上升而增加，说明当常温下测得的tanδ较大时，更应考察其高温下的tanδ变化，当高温下tanδ又有明显增加时，则应认为绝缘存在缺陷。
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（5）tanδ与电压的影响。当绝缘出现老化或存在气隙时，绝缘内部出现电场分布不均匀的现象，在强电场作用下，绝缘内部发生局部放电，随着电压升高，局部放电加大，tanδ随着试验电压升高而变大。当主绝缘干燥不彻底时，绝缘中的水份和杂质在交流电压作用下会产生离子电导，电压升高，离子运动速度加快，电流有功分量波形畸形，致使δ角相对减小，也就是 tanδ在电压升高一定值时会减少，也可以认为电压升高，离子运动速度加快，在交流电场中，离子运动的时间相对减少，有功损耗相应减小。对 tanδ的分析判断，一方面要看绝对值的大小，另一方面tanδ的相对变化值和在不同电压下的变化值非常重要。如果在 10 kV电压下，tanδ值很低，但在不同的较高电压下tanδ变化很大也表明设备的绝缘在运行过程中将趋于不良。互感器内部存在缺陷不同，tanδ-U 曲线的形状也不相同，图 2 是tanδ-U 曲线的几个典型例子。
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图 2中曲线 A对应于良好的绝缘，曲线 B 为绝缘老化的示例，曲线 C是存在局部放电的典型例子，曲线 D 是严重受潮的绝缘。曲线 E是绝缘中含有离子型杂质的情况，tanδ值随试验电压上升而下降。
五、结语
综上所述，作为检测电流互感器绝缘情况的有效手段之一,对高压介损必须进行准确测量试验，本文总结的串联补偿法可解决传统测量方法试验电源容量较大的问题，较好地减小设备体积，便于现场测量与运输，同时也可减轻作业人员的负担。
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