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摘要：电气设备试验维护是为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，是电力设备运行和维护工作中一个重要环节，是保证电气设备安全运行的有效手段之一。本文通过对 3起电容型电气设备电流互感器故障的分析，提出了解决的方法。
关键词：电容型电气设备;电流互感器;试验;预防;解决方法
电容型电流互感器、套管等设备长期处于工作状态，受工作电压和过电压及光、热、潮气的作用，故障率在所有高压电气设备中所占比例较大。电容型电流互感器主要有以下故障：
1、一次导电回路过热故障
电容型电流互感器的一次导电回路由一次外接线板、内接夹件、一次线圈及变比外部改接板等组成。由表1可见，一次导电回路发热均是通过在色谱分析或预检时发现。其中 LB型占绝大部分。LB型电流互感器桩头内外结构示意图如图 1。
1- L1桩头外小瓷套;2- 外瓷套;3- 密封垫;4-内侧螺母;5-螺栓;6-铝线夹件;7- 铜导电杆;8-密封垫;9- 一次线圈
图1 L1桩头内外结构示意图（LB型）
表 1 一次导电回路过热故障色谱及电阻测试表
设备名称
171CT - A
173CT- B
173CT- A
151CT- B
型 号
LB - 110
LB - 110
LB- 110
LCB- 110 W
CH
17.18
6.60
5.75
112.38
C
H
6.68
6.86
14.46
206.48
C
H
16.99
2.49
2.14
38.40
C
H
0.81
0.00
0.00
4.97
H
108.01
16.20
0.00
215.46
CO
302.74
321.64
235.40
187.24
CO
5099.05
3965.92
2013.40
645.00
总 烃
41.66
15.95
22.35
362.25
一次导电回路电阻（处理前 /处理后）
1230/392
865/432
1300/559
三比值：002，故障类型：高温过热（大于 700
）
故障情况
一次外桩头
接触不良
一次外桩头
接触不良
一次内桩头
接触不良
一次内桩头
接触不良
1.1、一次导电回路过热故障原因分析
1.1.1 一次外桩头接触不良
在色谱分析中发现171CT一A，173CT一B总烃未超标且较少，但CH4，C2H4占总烃的绝大部分，并含有少量的乙炔（见表1），怀疑存在低温过热。在预试检修时经测试发现一次回路电阻较正常值高数倍（见表1），分解测试内外桩头回路电阻发现为外接线夹接触不良，在通过大电流时发热温度升高，并通过导电杆传入TA内部，使油产生低温分解。经处理外接线夹后一次回路电阻恢复到正常值。
由于一次外桩头接触不良而产生的原因主要有以下儿种情况：互感器的一次外桩头采用镀银铜板，而外接引线采用铜铝设备线夹，两者接触平面不平整，安装时又未修平，随着运行时间增长，接触面间产生氧化层;外桩头接线板的紧固螺栓未拧紧或紧固工艺不当造成接触不良;在用外桩头L1L2、C1、C2间的连板更改变比时，未清除这些桩头间连板表面长期形成的氧化层，也未检查和修整接触平面，连接时紧固螺栓工艺不当;每年预防性电气试验拆装引线桩 头，因拆装工艺不当或为防止互感器桩头拆装时受力变形，有时只拆除开关侧或刀闸侧桩头，由于导线的自重作用力使互感器引线板弯曲变形。
一次外桩头接触不良温度较高部位在TA外部，通过一次导电杆将热量传入TA内，所以在TA内的温度不太高，因而产生的特种气体也较少，主要为
并可通过一次回路电阻分解测试发现 1.1.2一次桩头接触不良
在后一年度的色谱分析中发现173GT- A，151CT-B的总烃中主要含有乙烯，有的总烃严重超标，后经检查分析均为一次内桩头接触不良。其中151CT- B最具有典型意义：该TA于1月投入运行，在当年8月24日的年度色谱分析中发现异常，并且气体增长速度很快，乙烯占总烃的60﹪左右，乙炔超标。打开TA顶盖后发现L1的内侧螺母松动，用手也可轻易拧下，内侧密封垫已部分碳化并有明显放电痕迹。分析为L1的内侧螺母出厂未拧紧或在运输途中松动，在运行中由于电动力的作用内侧螺母更加松动，从而使该部分回路电阻增大，在通过运行电流时严重发热使油分解和产生局部放电。
由于一次内桩头接触不良而产生的原因主要有以下儿种情况：收紧螺栓松动，使一次线圈线夹与外接导电铜杆间松动，因接触不良而过热，螺栓松动的原因是厂方组装时未拧紧或运输振动所致;外接线铜杆与线夹件内接弧面二者不同心，减少了有效接触面;线夹件为铝材，与接线铜杆材料热膨胀系数不同，当一次大电流通过时，两者发热量不相等，而铝线夹夹口单壁较薄，强度不高，易造成铝线夹变形，使接触面内过热，造成恶性循环，引起严重过热;每年预试拆
外桩头板引线时，用力不当或工艺不对会使外桩头板转动，带动内接线导电铜杆在线夹内转动，引起接触不良。
一次内桩头接触不良温度较高部位在TA内部，严重发热部位浸在油中，使油发生分解并有轻微局部放电，主要特种气体为
、并伴有乙炔。可通过一次回路电阻分解测试发现具体部位，在打开TA顶盖后均能轻易找到发热部位，及时处理。
2、电流互感器受潮故障
2.1 电流互感器进水受潮
电流互感器在运行中由于油箱锈蚀、密封胶垫老化或者金属膨胀器受损等原因造成大气中的水分可轻易进入电流互感器，从而导致电流互感器受潮，这种受潮故障的主要特征为介损和微水超标。外界水分进入电流互感器内部造成的受潮故障在运行中较为少见，并可通过介损测试和微水分析轻易发现。
2.2电容屏受潮故障
电容屏受潮主要原因为电流互感器在出厂之前干燥不彻底，电容屏内层存有潮气，经过多年运行后，潮气不断外渗，导致电容屏主至触暴整体受潮，介损超标。
在预试检修中发现220 kV 261CT-B的介损超标，历年介损测试及色谱分析见表2表3。
从表2、3中可以看到虽然 220 kV 261号CT – B的介损超标，但色谱分析正常，为了能正确找到CT介损超标的原因，又对261号CT作了高电压介损试验。具体情况见表4表、5;图 2、图 3;
表 2 261CT色谱及微水分析
设备名称
型 号
CH
C
H
C
H
C
H
H
CO
CO
总 烃
微水（10
）
A
LCLWD3- 220
15.19
4.12
3.39
0.00
31.25
620.95
1590.32
22.70
6
B
11.31
3.31
2.02
0.00
11.73
665.40
1649.25
16.64
6
C
16.41
3.05
1.36
0.00
30.29
709.69
1917.10
20.82
5
表 3 261CT历年 10 kV试验电压下介损
时间（年）
A年
B年
B年复测
A年
B年
B年复测
A
0.3
0.4
0.6
824
820
815
B
0.4
0.7
1.5
823
829
817
C
0.3
0.4
0.6
797
803
790
表 4 261CT - ATA 介损试验
电压（kV）
10
20
30
40
50
60
70
80
电压升
0.53
0.49
0.46
0.44
0.43
0.39
0.35
0.33
电压降
0.53
0.5
0.47
0.45
0.43
0.39
0.36
0.33
（PF）升
846.5
842
836.4
842.3
842.5
833.2
841.8
8.34
（PF）降
844.2
837.6
836.4
833.5
831.6
833.2
841.8
8.34
最大互差（升） -0.2
最大互差（降）
-0.2
表 5 261CT - B介损试验
电压（kV）
10
20
30
40
50
60
70
80
电压升
1.49
1.39
1.37
1.3
1.27
1.21
1.14
1.09
电压降
1.51
1.46
1.39
1.3
1.27
1.21
1.14
1.09
（PF）升
835.4
837.6
836.4
842.3
842.5
846.5
841.8
851.7
（PF）降
835.4
837.6
836.4
842.3
842.5
846.5
841.8
851.7
最大互差（升）
-0.4
最大互差（降）
-0.42
图 2 261CT- A 介损电压曲线
图3 261CT - B介损电压曲线
根据《电力设备预防性实验规程》DL/T596-1996中规定220 kV油纸电容型TA在常规试验下（Us= 10 kV）时
%≤0 8，当
随试验电压由10 kV升到
/√3时，tg8%的增量超过±0.3%，不应继续运行。由前面的试验数据可以看到，261 CT B相而tg8%>0.8%，∣△tg8%∣>0.3%，而A相的试验数据合格（tg8%<0.8%，∣△tg8%∣<0.3%）.至于tg8%=f（u）曲线的下降特性，根据有关资料指出是由于油中离了的迁移，被纤维阻拦所致，并指出，如tg
值很大，且随电压的上升而下降很多，则必须考虑绝缘污染的问题，应予报废。西林电桥测得的tg
值与电压峰值时的有功电流幅值成正比，当有功电流波形的谐波分量严重后，对应于电压峰值时的电流幅值减小，这时测得的tg
值下降。互感器有功电流的谐波分量是由油中离了运动所阻拦而引起的。在交流低电压作用下，在纸纤维的油层中，离了沿电场方向的来回运动距离，小于油层厚度，纸纤维不能阻拦离子的自由运动，反映为正弦波的有功电流;在较高电压作用下，离子的运动受到纸纤维的阻拦，表现为谐波有功电流，显然，油中离子型杂质（包括水分）的增加，反映为互感器总损耗的有功电流波形的谐波分量加重。由此可以得出结论，互感器tg
值随电压上升而明显下降，并不代表绝缘特性的好转，却正是绝缘劣化的表现。这种现象通过解体实例也发现有些颗粒状杂质。而在试验中互感器的电容量的变化不大，证明电容屏问的绝缘没有击穿现象。 初步分析为上述故障是由于电流互感器一次对末屏主绝缘电容芯了内部水分杂质由于真空干燥不彻底所致。为什么上述电流互感器在运行了十多年后才表现为电容屏受潮致使介损超标，这是因为：电容型电流互感器的主绝缘是由多层电缆纸和很簿的铝箔每层交替问隔制成的电容型绝缘，如果在出厂前缠绕过程中，由于外界因索，如绝缘纸受潮、缠绕绝缘纸的车间湿度大等原因，而使电容屏受潮，电容型电流互感器干燥时，外层绝缘的潮气易于排除，而内层则不易，使靠近电容芯了的电容屏内层存有潮气。当内层干燥不彻底而外层可能相对已干燥，那么进行介损试验时，如图4所示。
C
- - -完好部分电容量 C
- - - 一次对末屏的总电容量
图 4 C1--- 受潮部分电容量
tg=
由于C1远大于C2，则tg
，即测量介损由于干燥绝缘的电容量相对较小受潮绝缘由于水分的电容率
大，其相应电容量较大），此时测得的综合介损主要反映电容量较小的外层干燥部分的介损值，因而相对较小。且电容量Cx值也小于串联元件中最小电容量元件的电容量，即小于外层干燥部分的电容量。又由于电容屏缠绕紧密，电容屏内层存有潮气是很难在短对问内散发的，只有经过多年的运行，潮气不断外渗，扩散均匀，体积增大，此时介损测量值才不断增加，介损增加，损耗也增加;损耗增加，发热多，反而使介损增加得更快，如此恶性循环，导致介损急剧增加而至超标。这也是沪州电业局上电流互感器在运行十多年才表现受潮的原因。 这类故障主要特征为色谱、微水分析正常，但介损超标，做高电压介损测试时介损值随电压的升高而降低，且tg
﹪的增量超过-0.3%。
3、电容芯子内局部放电故障
110 kV 131 CT-A为LB2- 110型电流互感器，在进行年度的绝缘油色谱分析时发现总烃严重超标，马上停电后进行高压试验，发现其10 kV电压下的介损超标，后又测试高电压介损，发现介损值随电压和温度的变化而变化很大，且随电压的上升和下降相对应试验电压点介损不重合，具体情况见表6、7、8，图5。
图5 131CT- A 介损电压曲线
表 5 绝缘油色谱分析（单位：ul/L）
名 称
相 别
日 期
CH
C
H
C
H
C
H
H
CO
CO
总 烃
131号
A
7- 18
557.91
22.25 1650.73
3.87
15157.34
132.86
89891.64
2234.77
表 7 10 kV介损
名 称
相 别
日 期
温 度
tg
﹪
C（p F）
131号
A
7- 18
40
3.993
971.31
7- 19
28
2.250
772.87
表 7 131 CT- A高电压介损
电压（kV）
10
20
30
40
50
60
电压升
1.693
1.955
2.167
2.47
2.888
3.441
电压降
1.684
2.22
2.879 3.413
3.63
3.441
（PF）升
786.93
859.95
863.47
867.54
876.77
887.49
（PF）降
862.99
897.21
873.70
882.46
888.59
887.49
最大互差（升）
+1.748
最大互差（降）
+1.757
根据色谱分析，H2、CH4为主要特征气体，并有 C2H2产生，分析原因是由于运行时问较长（十多年）绝缘劣化、电容芯内存在气隙，气隙在局部固体绝缘介质沿面上的场强达一定数值以上时，就会引起局部放电。这种放电并不立即形成贯穿性通道，但长期的局部放电，会使绝缘的劣化损伤逐步扩大，形成恶性循环，最终造成总烃和介损增长较快并且超标，高电介损测试结果也印证了这点。
这类故障主要特征为色谱分析异常，主要特征气体为H2CH4，严重的伴有少量C2H2，介损超标。做高电压介损测试时介损值随电压的升高而升高，且tg
﹪的增量超过+0.3﹪在试验电压达到局部放电起始电压时，tg
﹪急剧增高，当逐步降低电压时，tg
﹪将高于各相应电压下的值，直至气隙放电熄灭，曲线成为闭合环状。
1-正常绝缘;2-电容屏内存在局部放电;3- 严重进水受潮;4-电容屏内存在粒子性杂质
图6 电容型电流互感器tg
﹪-u曲线
4.结论
通过遇到的110 ～220 kV电容型电流互感器的故障实例及分析，可以看到一次直流电阻测试、色谱分析、介损测试（特别是高电压介损测试）在电容型电流互感器的过热、受潮、局部放电等故障分析中的重要性。
（1）一次回路过热故障分为一次外桩头接触不良和一次内桩头接触不良。一次外桩头接触不良表现为色谱分析主要特征气体是CH4、C2H2，一次内桩头接触不良主要特种气体为C2H2并伴有乙炔。一次回路过热故障可通过一次回路电阻分解测试发现具体部位，及时处理。
（2}电流互感器受潮故障分为严重进水受潮和电容屏由于在出厂之前干燥不彻底受潮故障。严重进水受潮故障的主要特征为介损和微水超标，高电压介损测试时tg
﹪-u曲线如图3曲线3，电容屏由于在出厂之前干燥不彻底受潮故障主要特征为色谱、微水分析正常，但介损超标，做高电压介损测试时介损值随电压的升高而降低，且tg
﹪的增量超过-0.3 ﹪，
tg
﹪-u曲线如图6曲线4。
（3）电容芯了内局部放电故障主要特征为色谱分析异常，主要特征气体为H2CH4，严重的伴有少量C2H2，介损超标。做高电压介损测试时介损值随电压的升高而升高，且tg
﹪的增量超过+0.3﹪，tg
﹪-u曲线如图3曲线2。
作者简介：
李思尧（1986—），男。江西安义人，供职于深圳供电局有限公司，研究方向：配电电力电缆。
关键词：电容型电气设备;电流互感器;试验;预防;解决方法
电容型电流互感器、套管等设备长期处于工作状态，受工作电压和过电压及光、热、潮气的作用，故障率在所有高压电气设备中所占比例较大。电容型电流互感器主要有以下故障：
1、一次导电回路过热故障
电容型电流互感器的一次导电回路由一次外接线板、内接夹件、一次线圈及变比外部改接板等组成。由表1可见，一次导电回路发热均是通过在色谱分析或预检时发现。其中 LB型占绝大部分。LB型电流互感器桩头内外结构示意图如图 1。
1- L1桩头外小瓷套;2- 外瓷套;3- 密封垫;4-内侧螺母;5-螺栓;6-铝线夹件;7- 铜导电杆;8-密封垫;9- 一次线圈
图1 L1桩头内外结构示意图（LB型）
表 1 一次导电回路过热故障色谱及电阻测试表
设备名称
171CT - A
173CT- B
173CT- A
151CT- B
型 号
LB - 110
LB - 110
LB- 110
LCB- 110 W
CH
17.18
6.60
5.75
112.38
C
H
6.68
6.86
14.46
206.48
C
H
16.99
2.49
2.14
38.40
C
H
0.81
0.00
0.00
4.97
H
108.01
16.20
0.00
215.46
CO
302.74
321.64
235.40
187.24
CO
5099.05
3965.92
2013.40
645.00
总 烃
41.66
15.95
22.35
362.25
一次导电回路电阻（处理前 /处理后）
1230/392
865/432
1300/559
三比值：002，故障类型：高温过热（大于 700
）
故障情况
一次外桩头
接触不良
一次外桩头
接触不良
一次内桩头
接触不良
一次内桩头
接触不良
1.1、一次导电回路过热故障原因分析
1.1.1 一次外桩头接触不良
在色谱分析中发现171CT一A，173CT一B总烃未超标且较少，但CH4，C2H4占总烃的绝大部分，并含有少量的乙炔（见表1），怀疑存在低温过热。在预试检修时经测试发现一次回路电阻较正常值高数倍（见表1），分解测试内外桩头回路电阻发现为外接线夹接触不良，在通过大电流时发热温度升高，并通过导电杆传入TA内部，使油产生低温分解。经处理外接线夹后一次回路电阻恢复到正常值。
由于一次外桩头接触不良而产生的原因主要有以下儿种情况：互感器的一次外桩头采用镀银铜板，而外接引线采用铜铝设备线夹，两者接触平面不平整，安装时又未修平，随着运行时间增长，接触面间产生氧化层;外桩头接线板的紧固螺栓未拧紧或紧固工艺不当造成接触不良;在用外桩头L1L2、C1、C2间的连板更改变比时，未清除这些桩头间连板表面长期形成的氧化层，也未检查和修整接触平面，连接时紧固螺栓工艺不当;每年预防性电气试验拆装引线桩 头，因拆装工艺不当或为防止互感器桩头拆装时受力变形，有时只拆除开关侧或刀闸侧桩头，由于导线的自重作用力使互感器引线板弯曲变形。
一次外桩头接触不良温度较高部位在TA外部，通过一次导电杆将热量传入TA内，所以在TA内的温度不太高，因而产生的特种气体也较少，主要为
并可通过一次回路电阻分解测试发现 1.1.2一次桩头接触不良
在后一年度的色谱分析中发现173GT- A，151CT-B的总烃中主要含有乙烯，有的总烃严重超标，后经检查分析均为一次内桩头接触不良。其中151CT- B最具有典型意义：该TA于1月投入运行，在当年8月24日的年度色谱分析中发现异常，并且气体增长速度很快，乙烯占总烃的60﹪左右，乙炔超标。打开TA顶盖后发现L1的内侧螺母松动，用手也可轻易拧下，内侧密封垫已部分碳化并有明显放电痕迹。分析为L1的内侧螺母出厂未拧紧或在运输途中松动，在运行中由于电动力的作用内侧螺母更加松动，从而使该部分回路电阻增大，在通过运行电流时严重发热使油分解和产生局部放电。
由于一次内桩头接触不良而产生的原因主要有以下儿种情况：收紧螺栓松动，使一次线圈线夹与外接导电铜杆间松动，因接触不良而过热，螺栓松动的原因是厂方组装时未拧紧或运输振动所致;外接线铜杆与线夹件内接弧面二者不同心，减少了有效接触面;线夹件为铝材，与接线铜杆材料热膨胀系数不同，当一次大电流通过时，两者发热量不相等，而铝线夹夹口单壁较薄，强度不高，易造成铝线夹变形，使接触面内过热，造成恶性循环，引起严重过热;每年预试拆
外桩头板引线时，用力不当或工艺不对会使外桩头板转动，带动内接线导电铜杆在线夹内转动，引起接触不良。
一次内桩头接触不良温度较高部位在TA内部，严重发热部位浸在油中，使油发生分解并有轻微局部放电，主要特种气体为
、并伴有乙炔。可通过一次回路电阻分解测试发现具体部位，在打开TA顶盖后均能轻易找到发热部位，及时处理。
2、电流互感器受潮故障
2.1 电流互感器进水受潮
电流互感器在运行中由于油箱锈蚀、密封胶垫老化或者金属膨胀器受损等原因造成大气中的水分可轻易进入电流互感器，从而导致电流互感器受潮，这种受潮故障的主要特征为介损和微水超标。外界水分进入电流互感器内部造成的受潮故障在运行中较为少见，并可通过介损测试和微水分析轻易发现。
2.2电容屏受潮故障
电容屏受潮主要原因为电流互感器在出厂之前干燥不彻底，电容屏内层存有潮气，经过多年运行后，潮气不断外渗，导致电容屏主至触暴整体受潮，介损超标。
在预试检修中发现220 kV 261CT-B的介损超标，历年介损测试及色谱分析见表2表3。
从表2、3中可以看到虽然 220 kV 261号CT – B的介损超标，但色谱分析正常，为了能正确找到CT介损超标的原因，又对261号CT作了高电压介损试验。具体情况见表4表、5;图 2、图 3;
表 2 261CT色谱及微水分析
设备名称
型 号
CH
C
H
C
H
C
H
H
CO
CO
总 烃
微水（10
）
A
LCLWD3- 220
15.19
4.12
3.39
0.00
31.25
620.95
1590.32
22.70
6
B
11.31
3.31
2.02
0.00
11.73
665.40
1649.25
16.64
6
C
16.41
3.05
1.36
0.00
30.29
709.69
1917.10
20.82
5
表 3 261CT历年 10 kV试验电压下介损
时间（年）
A年
B年
B年复测
A年
B年
B年复测
A
0.3
0.4
0.6
824
820
815
B
0.4
0.7
1.5
823
829
817
C
0.3
0.4
0.6
797
803
790
表 4 261CT - ATA 介损试验
电压（kV）
10
20
30
40
50
60
70
80
电压升
0.53
0.49
0.46
0.44
0.43
0.39
0.35
0.33
电压降
0.53
0.5
0.47
0.45
0.43
0.39
0.36
0.33
（PF）升
846.5
842
836.4
842.3
842.5
833.2
841.8
8.34
（PF）降
844.2
837.6
836.4
833.5
831.6
833.2
841.8
8.34
最大互差（升） -0.2
最大互差（降）
-0.2
表 5 261CT - B介损试验
电压（kV）
10
20
30
40
50
60
70
80
电压升
1.49
1.39
1.37
1.3
1.27
1.21
1.14
1.09
电压降
1.51
1.46
1.39
1.3
1.27
1.21
1.14
1.09
（PF）升
835.4
837.6
836.4
842.3
842.5
846.5
841.8
851.7
（PF）降
835.4
837.6
836.4
842.3
842.5
846.5
841.8
851.7
最大互差（升）
-0.4
最大互差（降）
-0.42
图 2 261CT- A 介损电压曲线
图3 261CT - B介损电压曲线
根据《电力设备预防性实验规程》DL/T596-1996中规定220 kV油纸电容型TA在常规试验下（Us= 10 kV）时
%≤0 8，当
随试验电压由10 kV升到
/√3时，tg8%的增量超过±0.3%，不应继续运行。由前面的试验数据可以看到，261 CT B相而tg8%>0.8%，∣△tg8%∣>0.3%，而A相的试验数据合格（tg8%<0.8%，∣△tg8%∣<0.3%）.至于tg8%=f（u）曲线的下降特性，根据有关资料指出是由于油中离了的迁移，被纤维阻拦所致，并指出，如tg
值很大，且随电压的上升而下降很多，则必须考虑绝缘污染的问题，应予报废。西林电桥测得的tg
值与电压峰值时的有功电流幅值成正比，当有功电流波形的谐波分量严重后，对应于电压峰值时的电流幅值减小，这时测得的tg
值下降。互感器有功电流的谐波分量是由油中离了运动所阻拦而引起的。在交流低电压作用下，在纸纤维的油层中，离了沿电场方向的来回运动距离，小于油层厚度，纸纤维不能阻拦离子的自由运动，反映为正弦波的有功电流;在较高电压作用下，离子的运动受到纸纤维的阻拦，表现为谐波有功电流，显然，油中离子型杂质（包括水分）的增加，反映为互感器总损耗的有功电流波形的谐波分量加重。由此可以得出结论，互感器tg
值随电压上升而明显下降，并不代表绝缘特性的好转，却正是绝缘劣化的表现。这种现象通过解体实例也发现有些颗粒状杂质。而在试验中互感器的电容量的变化不大，证明电容屏问的绝缘没有击穿现象。 初步分析为上述故障是由于电流互感器一次对末屏主绝缘电容芯了内部水分杂质由于真空干燥不彻底所致。为什么上述电流互感器在运行了十多年后才表现为电容屏受潮致使介损超标，这是因为：电容型电流互感器的主绝缘是由多层电缆纸和很簿的铝箔每层交替问隔制成的电容型绝缘，如果在出厂前缠绕过程中，由于外界因索，如绝缘纸受潮、缠绕绝缘纸的车间湿度大等原因，而使电容屏受潮，电容型电流互感器干燥时，外层绝缘的潮气易于排除，而内层则不易，使靠近电容芯了的电容屏内层存有潮气。当内层干燥不彻底而外层可能相对已干燥，那么进行介损试验时，如图4所示。
C
- - -完好部分电容量 C
- - - 一次对末屏的总电容量
图 4 C1--- 受潮部分电容量
tg=
由于C1远大于C2，则tg
，即测量介损由于干燥绝缘的电容量相对较小受潮绝缘由于水分的电容率
大，其相应电容量较大），此时测得的综合介损主要反映电容量较小的外层干燥部分的介损值，因而相对较小。且电容量Cx值也小于串联元件中最小电容量元件的电容量，即小于外层干燥部分的电容量。又由于电容屏缠绕紧密，电容屏内层存有潮气是很难在短对问内散发的，只有经过多年的运行，潮气不断外渗，扩散均匀，体积增大，此时介损测量值才不断增加，介损增加，损耗也增加;损耗增加，发热多，反而使介损增加得更快，如此恶性循环，导致介损急剧增加而至超标。这也是沪州电业局上电流互感器在运行十多年才表现受潮的原因。 这类故障主要特征为色谱、微水分析正常，但介损超标，做高电压介损测试时介损值随电压的升高而降低，且tg
﹪的增量超过-0.3%。
3、电容芯子内局部放电故障
110 kV 131 CT-A为LB2- 110型电流互感器，在进行年度的绝缘油色谱分析时发现总烃严重超标，马上停电后进行高压试验，发现其10 kV电压下的介损超标，后又测试高电压介损，发现介损值随电压和温度的变化而变化很大，且随电压的上升和下降相对应试验电压点介损不重合，具体情况见表6、7、8，图5。
图5 131CT- A 介损电压曲线
表 5 绝缘油色谱分析（单位：ul/L）
名 称
相 别
日 期
CH
C
H
C
H
C
H
H
CO
CO
总 烃
131号
A
7- 18
557.91
22.25 1650.73
3.87
15157.34
132.86
89891.64
2234.77
表 7 10 kV介损
名 称
相 别
日 期
温 度
tg
﹪
C（p F）
131号
A
7- 18
40
3.993
971.31
7- 19
28
2.250
772.87
表 7 131 CT- A高电压介损
电压（kV）
10
20
30
40
50
60
电压升
1.693
1.955
2.167
2.47
2.888
3.441
电压降
1.684
2.22
2.879 3.413
3.63
3.441
（PF）升
786.93
859.95
863.47
867.54
876.77
887.49
（PF）降
862.99
897.21
873.70
882.46
888.59
887.49
最大互差（升）
+1.748
最大互差（降）
+1.757
根据色谱分析，H2、CH4为主要特征气体，并有 C2H2产生，分析原因是由于运行时问较长（十多年）绝缘劣化、电容芯内存在气隙，气隙在局部固体绝缘介质沿面上的场强达一定数值以上时，就会引起局部放电。这种放电并不立即形成贯穿性通道，但长期的局部放电，会使绝缘的劣化损伤逐步扩大，形成恶性循环，最终造成总烃和介损增长较快并且超标，高电介损测试结果也印证了这点。
这类故障主要特征为色谱分析异常，主要特征气体为H2CH4，严重的伴有少量C2H2，介损超标。做高电压介损测试时介损值随电压的升高而升高，且tg
﹪的增量超过+0.3﹪在试验电压达到局部放电起始电压时，tg
﹪急剧增高，当逐步降低电压时，tg
﹪将高于各相应电压下的值，直至气隙放电熄灭，曲线成为闭合环状。
1-正常绝缘;2-电容屏内存在局部放电;3- 严重进水受潮;4-电容屏内存在粒子性杂质
图6 电容型电流互感器tg
﹪-u曲线
4.结论
通过遇到的110 ～220 kV电容型电流互感器的故障实例及分析，可以看到一次直流电阻测试、色谱分析、介损测试（特别是高电压介损测试）在电容型电流互感器的过热、受潮、局部放电等故障分析中的重要性。
（1）一次回路过热故障分为一次外桩头接触不良和一次内桩头接触不良。一次外桩头接触不良表现为色谱分析主要特征气体是CH4、C2H2，一次内桩头接触不良主要特种气体为C2H2并伴有乙炔。一次回路过热故障可通过一次回路电阻分解测试发现具体部位，及时处理。
（2}电流互感器受潮故障分为严重进水受潮和电容屏由于在出厂之前干燥不彻底受潮故障。严重进水受潮故障的主要特征为介损和微水超标，高电压介损测试时tg
﹪-u曲线如图3曲线3，电容屏由于在出厂之前干燥不彻底受潮故障主要特征为色谱、微水分析正常，但介损超标，做高电压介损测试时介损值随电压的升高而降低，且tg
﹪的增量超过-0.3 ﹪，
tg
﹪-u曲线如图6曲线4。
（3）电容芯了内局部放电故障主要特征为色谱分析异常，主要特征气体为H2CH4，严重的伴有少量C2H2，介损超标。做高电压介损测试时介损值随电压的升高而升高，且tg
﹪的增量超过+0.3﹪，tg
﹪-u曲线如图3曲线2。
作者简介：
李思尧（1986—），男。江西安义人，供职于深圳供电局有限公司，研究方向：配电电力电缆。