互感器运行维护检修与试验

互感器运行维护检修与试验

第一节概述互感器的基本结构原理

互感器的基本结构原理图如下图所示。

互感器基本结构原理图

(a)电流互感器，(b)电压瓦感器

1一铁芯，2-一次绕组；3二次烧组

互感器的功能如下：

(1)绝缘。可用来使仪表、继电器等二次设备与主电路绝缘。这既可避免主电路的高电压

直接引入仪表、继电器等二次设备，又可防止仪表、继电器等二次设备的故障影峋主电路，

提高一、二次电路的安全性和可靠性，并有利于人身安全。

(2)扩大应用范围。可用来扩大仪表、继电器等二次设备的应用范围。例如用一只5A的

电流表，通过不同变流比的电流互感器就可测量任意大的电流。同样，用一只100V的电压表,

通过不同变压比的电压互感器就可测量任意高的电压。而且，由于采用互感器，可使二次仪

表、继电器等设备的规格统一，有利于这些设备的批量生产。

(3)远距离测量。可将信号或电压、电流量通过控制电缆引至控制室进行测量。

(4)小型化与标准化。可使仪表、继电器小型化，生产标准化，并可采用小截面的控制电

缆或导线进行连接，使仪表盘和保护盘布线简单、安装方便。

互感器分为电流互感器和电压互感器，根据其测量原理和结构，电流互感器乂可分为电

磁式电流互感器和电容式电流互感器；而电压互感器可分为电磁式电压互感器和电容式电压

互感器。

由于电流互感器与电压互感器的功能相同，所以其运行基本要求相同，可一并叙述。而

由于结构不同，所以在检修要求方面有差异，这就需要分别说明。

第二节互感器的运行维护

一、运行基本要求

1.基本技术要求

(1)互感器应有标明基本技术参数的铭牌标志，互感器技术参数必须满足装设地点运行工

况的要求。用于电能计量的烧组，其准确级应符合《电能计量装置技术管理规程》(DL/T

448—2000)的要求。

(2)互感器的各个二次绕组(包括备用)均必须有可靠的保护接地，且只允许有一个接地

点，接地点位置按《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB/T14285—1993)及有关规定进

行。

(3)互感器应有明显的接地符号标志，接地端子应与设备底座可靠连接，并从底座接地螺

栓用两根接地引下线与地网不同点可靠连接。接地螺栓直径：35kV及以下应不小于8mm,35kV

以_£应不小于12mm,引下线截面应满足安装地点短路电流的要求。

(4)互感器二次绕组所接负荷应在准确等级所规定的负荷范围内。电压互感器的计量绕组

二次引线压降应符合《电能计量装置技术管理规程》(DL/T448—2000)的要求。

(5)互感器的引线安装，应保证运行中一次端子承受的机械负载不超过制造厂规定的允许

值。

(6)互感器安装位置应在变电站(所)直击雷保护范围之内。

(7)电压互感器二次侧严禁短路。电流互感器二次侧严禁开路，备用的二次绕组也应短接

接地。

(8)电流互感器允许在设备最高电压下和额定连续热电流下长期运行。

(9)电容屏型电流互感器一次绕组的末(地)屏必须可靠接地。

(10)倒立式电流互感器二次绕组屏蔽罩的接地端子必须可靠接地。

(11)三相电流互感器一相在运行中损坏，更换时要选用电压等级、电流比、二次绕组、

二次额定输出、准确级、准确限值系数等技术参数相同，保护绕组伏安特性无明显差别的互

感器，并进行试验合格，以满足运行要求。

(12)电压互感器(含电磁式和电容式电压互感器)允许在1.2倍额定电压下连续运行，+

性点有效接地系统中的互感器，允许在1.5倍额定电压下运行30s,中性点非有效接地系统

中的互感器，在系统无自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍额定电压下运行8h。系统有

自动切除对地故障保护时，允许在1.9倍额定电压下运行30so

(13)电磁式电压互感器一次绕组N(X)端必须可靠接地。电容式电压互感器的电容分压器

低压端子(N、6、J)必须通过载波回路线圈接地或直接接地。

(14)中性点非有效接地系统中，作单相接地监视用的电压互感器，一次中性点应接地。

为防止谐振过电压，应在一次中性点或二次回路装设消谐装置。

(15)保护电压互感器的高压熔断器，应按母线额定电压及短路容量选择，如熔断器断流

容量不能满足要求时应加装限流电阻。

(16)电压互感器二次回路，除剩余电压绕组和另有专门规定者外，应装设自动(快速)开

关或熔断器；主回路熔断电流一般为最大负荷电流的1.5倍，各级熔断器熔断电流应逐级配

合，自动开关应经整定试验合格方可投入运行。

(17)66kV及以上电磁式油浸互感器应装设膨胀器或隔膜密封，应有便于观察的油位或油

温压力指示器，并有最低和最高限值标志。运行中全密封互感器应保持微正压，充氮密封互

感器的压力应正常。互感器应标明绝缘油牌号。

（18）SF6气体绝缘互感器应装设压力表和密度继电器，运行中气体压力应保持在制造厂

规定范围内，设备年泄漏率应小于1%。

（19）电容式电压互感器的电容分压器单元、电磁装置、阻尼器等在出厂时，均经过调整

误差后配套使用，安装时不得互换。运行中如发生电容分压器单元件损坏，更换时应注意重

新调整互感器误差。互感器的外接阻尼器必须接入，否则不得投入运行。

（20）户内树脂浇注互感器外绝缘应有满足使用环境条件的爬电距离并通过凝露试验。

2.设备档案

（1）电力生产企业、供电企业应在生技部门建立66kV及以上互感器技术档案，内容应包

括：

1）设备台账。

2）产品合格证、出厂试验报告（复印件）。

3）交接试验报告及安装验收记录。

4）大修、改造及移装记录。

5）故障、重大缺陷及处理记录。

（2）电力生产企业的车间（分厂）、供电企业变电所应建立互感器设备档案，内容包括：

1）设备台账。

2）产品合格证、出厂试验报告。

3）安装使用说明书，产品结构图。

4）交接试验报告，安装验收记录。

5）大、小修及技术改造记录，移装记录。

6）故障、缺陷及处理记录。

7）绝缘油试验报告、绝缘油加添及更换记录，油中溶解气体色谱分析资料。

8）绝缘预防性试验报告。

9）实施在线监测的互感器，应建立在线监测记录。

10）谐波较大的变电所，应建立互感器计量误差记录。

（3）互感器安装移交或设备移装时，应将设备档案资料•并移交至运行单位。

二、运行检查与操作

（一）互感器投产前的检查

（1）新安装的互感器应按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-1991）

规定的项目进行交接试验并合格，同时应注意与出厂数据比较无明显差异，必要时还应按现

行部颁反事故技术措施要求增加有关试验项目。

（2）新安装互感器验收项目应按《电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》（GBJ

148—1990）及制造厂有关规定和部颁反事故措施要求进行。主要内容为：

⑺各部位接地是否良好［注意检查电流互感器末屏连接情况与电压互感器N(x)端连接情

况］。

(8)电流互感器是否过负荷，引线端子是否过热，或出现火花，接头螺栓有无松动现象。

(9)电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等二次元件是否正常。

(10)特殊巡视补充的其他项目，视运行工况要求确定。

2.电容式电压互感器

除与上述相关项目相同外，还应注意检查如下项目：

(D330kV及以_L电容式电压互感器分压电容器各羊之间防晕罩连接是否可靠。

(2)分压电容器低压端子N(5、J)是否与载波回路连接或直接可靠接地。

(3)电磁单元各部分是否正常，阻尼器是否接入并E常运行。

(4)分压电容器及电磁单元有无渗漏油。

3.SF6气体绝缘互感器

除与上述相关项目相同外，还应注意检查如下项目：

(1)检查压力表指示是否在正常规定范围，有无漏气现象，密度继电器是否正常。

(2)复合绝缘套管表面是否清洁、完整、无裂纹、无放电痕迹、无老化迹象，憎水性良好。

4.树脂浇注互感器

(1)互感器有无过热，有无异常振动及声响。

(2)互感有无受潮，外露铁芯有无锈蚀。

(3)外绝缘表面是否积灰、粉蚀、开裂，有无放电现象。

(四)安全操作原则

(1)互感器一、二次回路作业，必须严格按《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气

部分)(DL408T991)及有关规程、规定办理工作票和操作票，并做好安全措施。

(2)电压互感器停用前应注意下列事项：

1)按继电保护和自动装置有关规定要求变更运行方式，防止继电保护误动。

2)将二次回路主熔断器或自动开关断开，防止电压反送。

(3)66kV及以下中性点非有效接地系统发生单相接地或产生谐振时，严禁就地用隔离开

关或高压熔断器拉、合电压互感器。

(4)严禁就地用隔离开关或高压熔断器拉开有故障(油位异常升高、喷油、冒烟、内部放

电等)的电压互感器。

(5)为防止串联谐振过电压烧损电压互感器，倒闸操作时，不宜使用带断口电容器的断路

器投切带电磁式电压互感器的空母线。

(6)停运一年及以上的互感器，应按DL/T596重新进行有关试验检查合格后，方可投运。

(7)在带电的电流互感器二次回路上工作，应严格遵守DL408的规定。若保护与测量共

用一个二次绕组，当在表计回路工作时，应先将表计端子短接，以防止电流互感器开路或误

将保护装置退出。

（8）电容式电压互感器投运前，应先检查电磁单元外接阻尼器是否接入，否则严禁投入运

行。

（9）电容式电压互感器断开电源后，在接触电容分压器之前，应对分压电容器单元件逐个

接地放电，直至无火花放电声为止，然后可靠接地。

（10）分别接在两段母线上的电压互感器，二次并列前，应先将一次侧经母联断路器并列

运行。

三、异常运行与处理

（1）运行中互感器发生异常现象时，应及时报告并予以消除，若不能消除时应及时报告有

关领导及调度值班员，并将情况记入运行记录本和缺陷记录本中。

（2）当发生下列情况之一时，应立即将互感器停用（注意保护的投切）：

1）电压互感器高压熔断器连续熔断2〜3次。

2）高压套管严重裂纹、破损，互感器有严重放电，己威胁安全运行时。

3）互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火。

4）油浸式互感器严重漏油，看不到油位；SF6气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零;

电容式电压互感器分压甩容器出现漏油时。

5）互感器本体或引线端子有严重过热时。

6）膨胀器永久性变形或漏油。

7）压力释放装置（防爆片）已冲破。

8）电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地端子N（X）开路、二次短路，不能消

除时。

9）树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。

（3）电压互感器常见异常判断与处理。

1）三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相正常，线电压不正常，或伴有声、

光信号，可能是互感器高压或低压熔断器熔断。

2）中性点非有效接地系统，三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相升高（可达

线电压），或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振；如三相电压同时升高，并超过线电

压（指针可摆到头），则可能是分频或高频谐振。

3）高压熔断器多次熔断，可能是内部绝缘严重损坏，如绕组层间或匝间短路故障。

4）中性点有效接地系统，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、突然出现相电压异常升高或降低，则可能是互感器内部绝缘损坏,

如绝缘支架、绕组层间或匝间短路故障。

5）中性点有效接地系统,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）

端接地接触不良。

6）电压互感器回路断线处理。

a.根据继电保护和自动装置有关规定，退出有关保护，防止误动作。

b.检查高、低压熔断器及自动开关是否正常，如熔断器熔断，应查明原因立即更换，

当再次熔断时则应慎重处理。

C.检查电压回路所有接头有无松动、断头现象，切换回路有无接触不良现象。

7)电容式电压互感器常见的异常判断。

a.二次电压波动。二次连接松动，分压器低压端子未接地或未接载波线圈。如果阻尼器

是速饱和电抗器，则有可能是参数配合不当。

b.二次电压低。二次连接不良；电磁单元故障或电容单元C2损坏。

c.二次电压高。电容单元C1损坏；分压电容接地端未接地。

d.电磁单元油位过高。下节电容单元漏油或电磁单元进水。

e.投运时有异音。电磁单元中电抗器或中压变压器螺栓松动。

(4)电流互感器常见异常判断及处理。

1)电流互感器过热，可能是内、外接头松动，一次过负荷或二次开路。

2)互感器产生异音，可能是铁芯或冬件松动，电场屏蔽不当，二次开路或电位悬浮，末

屏开路及绝缘损坏放电。

3)绝缘油溶解气体色谱分析异常，应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》(DL/T

722-2000)进行故障判断并追踪分析。若仅氢气含量超标，旦无明显增加趋势，其他组分正

常，可判断为正常。

4)电流互感器二次回路开路处理。

a.立即报告调度值班员，按继电保护和自动装置有关规定退出有关保护。

b.查明故障点，在保证安全前提下，设法在开路处附近端子上将其短路，短路时不得使

用熔丝。如不能消除开路，应考虑停电处理。

(5)互感器着火时，应立即切断电源，用灭火器材灭火。

(6)发生不明原因的保护动作，除核查保护定值选用是否正确外，还应设法将有关电流、

电压互感器退出运行，进行电流复合误差、电压误差试验和二次回路压降测量。

四、技术监督

(1)按《电力设备预防性试验规程》(DL/T596—1996)对互感器进行定期预试，并将试

验结果、发现缺陷及处理情况记入档案。

(2)根据系统发展情况，及时对电流互感器进行动、热稳定电流校核。

(3)定期对互感器设备状况进行运行分析，内容应包括：

1)异常现象、缺陷产生原因及发展规律。

2)故障或事故原因分析、处理情况及采取对策。

3)根据系统变化、环境情况等作出事故预想。

4)对涉及结算电量的互感器，按DL/T448—2000要求定期进行误差性能试验。

(4)定期检查部颁互感器反事故技术措施执行情况，定期对油浸式互感器密封性能、防雨

进潮情况进行检查。

(5)对互感器在线监测装置，及时做好运行记录，总结效果。

(6)绝缘油监督。

1)绝缘油按《运行中变E器油维护管理导则》(GB/T14542)管理，应符合《运行中变压

器油质量标准》(GB/T7595—2000)和DL/T596—1996的规定。

2)当油中溶解气体色谱分析异常，含水量、含气量、击穿强度等项目试验不合格时，应

分析原因并及时处理。

3)互感器油位不足应及时补充，应补充试验合格的同油源同品牌绝缘油。如需混油时，

必须按规定进行有关试验，合格后方可进行。

(7)SF6气体监督。

DSF6气体按《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》(GB/T8905—1996)管理，应

符合《工业六氟化硫》(GB/T120022—1989)和DL/T596—1996的规定。

2)当互感器SF6气体含水量超标或气体压力下降，年泄漏率大于1%时，应分析原因并及

时处理。

3)补充的气体应按有关规定进行试验，合格后方可补气。

第三节互感器的检修

一、检修分类及周期

(一)检修分类

(1)小修。互感器不解体进行的检查与修理，一般在现场进行。

(2)大修。互感器解体暴露器身(SF6互感器、电容式电压互感器的分压电容器、330kV及

以上电流互感器除外)，对内、外部件进行的检查与修理，一般在检修车间进行。

(3)临时性检修。发现有影响互感器安全运行的异常现象后，针对有关项目进行的检查与

修理。

(二)检修周期

(1)小修。1―3年一次，一般结合预防性试验进行。运行在污秽场所的互感器应适当缩

短小修周期。

(2)大修。根据互感器预防性试验结果及运行中在线监测结果(如有),进行综合分析判断,

认为确有必要时进行。

(3)临时性检修针对运行中发现的严重缺陷及时进行。

二、检修项目

根据《互感器运行检修导则》(DL/T727—2000)小修与大修项目如下。

(一)小修项目

1.油浸式互感器

(1)外部检查及清扫。

(2)检查维修膨胀器、储油柜、呼吸器。

(3)检查紧固一次和二次引线连接件。

(4)渗漏处理。

(5)检查紧固电容屏型电流互感器及油箱式电压互感器末屏接地点，电压互感器N(X)端

接地点。

(6)必要时进行零部件修理与更新。

(7)必要时调整油位或氮气压力。

(8)必要时补漆。

(9)必要时加装金属膨胀器进行密封改造。

(10)必要时进行绝缘油脱气处理。

2.固体绝缘互感器

(1)外部检查及清扫。

(2)检查紧固一次及二次引线连接件。

(3)检查铁芯及夹件。

(4)必要时补漆。

3.SFo气体绝缘互感器(独立式)

(1)外部检查及清扫。

(2)检查气体压力表、阀门及密度继电器。

(3)必要时检漏或补气。

(4)必要时对气体进行脱水处理。

(5)检查紧固一次与二次引线连接件。

(6)必要时补漆。

4.电容式电压互感器

(1)外部检查及清扫。

(2)检查紧固一次与二次引线及电容器连接件。

(3)电磁单元渗漏处理，必要时补油。

(4)必要时补漆。

(二)大修项目

1.油浸式互感器

(1)外部检查及修前试验。

(2)检查金属膨胀器。

(3)排放绝缘油。

(4)一、二次引线接线柱瓷套分解检修。

(5)吊起瓷套或吊起器身，检查瓷套及器身。

(6)更换全部密封胶垫。

(7)油箱清扫、除锈。

(8)压力释放装置检修与试验。

(9)绝缘油处理或更换。

(10)呼吸器检修，更换干燥剂。

(11)必要时进行器身干燥处理。

(12)总装配。

(13)真空注油。

(14)密封试验。

(15)绝缘油试验及电气试验。

(16)喷漆。

2.SF6气体绝缘互感器(独立式)

(1)外部检查及修前试验。

(2)一、二次引线连接紧固件检查。

(3)回收并处理SF6气体。

(4)必要时更换防爆片及其密封圈。

(5)必要时更换二次端子板及其密封圈。

(6)更换吸附剂。

(7)必要时更换压力表、阀门或密度继电器。

(8)补充SF6气体。

(9)电气试验。

(10)金属表面喷漆。

3.电容式电压互感器

(1)外部检查及修前试验。

(2)检查电容器套管，测量电容值及介质损耗因数。

(3)检查电磁单元。

(4)电磁单元绝缘干燥(必要时)。

(5)电磁单元绝缘油处理。

(6)更换密封胶垫。

(7)电磁单元装配。

(8)电磁单元注油或充氮。

(9)电气试验。

(10)喷漆。

三、大修前的准备工作

(1)收集分析运行中发现的缺陷和异常情况、预防性试验结果，结合在线监测数据变化，

确定需要在大修中重点检查处理的项目。

(2)编制大修项目、质量标准、人员分工、进度计划。编制大修技术措施、主要施工工具、

设备明细表，绘制必要的施工图。

(3)编制大修安全组织措施。

(4)准备好检验合格的材料与备件，如密封件、绝缘油、SF6气体、氮气、绝缘纸板、皱

纹纸、环氧树脂配料以及其他常用材料和零件。

(5)准备好主要施工机具，如漉油机、真空泵、充氮机、SP6气体回收装置、储油罐、真

空干燥罐、起吊设备等。

四、小修工艺及质量标准

根据DL/T727—2000小修工艺及质量标准。

五、大修工艺及质量标准

根据DL/T727—2000小修工艺及质量标准。

第四节互感器的试验

互感器在电力系统的电能计量、继电保护、自动控制等装置中用于变换电压或电流，运

亍数量多,长期处于工作状态.其工作可靠性对整个电力系统的安全运行具有重要意义。

电流互感器和电压互感器的结构和原理与电力变压器类似,在一个闭合磁路的铁芯上，

克有互相绝缘的一次绕组和二次绕组.将高电压、大电流转换成低电压、小电流。

根据《规程》规定，互感器交接和预防性试验项目如下：

(1)测量互感器绕组及末屏的绝缘电阻；

(2)测量35kV及以上互感器一次绕组连同套管的介质损耗因数tan心

(3)绕组连同套管一起对外壳的交流耐压试验；

(4)油箱和套管中绝缘油试验及油中溶解气体色谱分析；

(5)测量铁芯夹紧螺栓(可接触到的)绝缘电阻；

(6)互感器的极性、变比、励磁特性等特性试验；

(7)局部放电试验。

电压互感器绝缘试验

一、电压互感器的结构

目前电力系统中运行的电压互感器按绝缘结构可分为电磁式电压互感器、串级式电压互

感器和电容式电压互感器三种。

电磁式电压互感器又可分为油浸单相、油浸三相五柱式、浇注式电压互感器♦多用于

QkV及以下的电压等级。

35〜220kV电压互感器多为串级式电压互感器。近年来.由于电容式电压互感器绝缘

堵构合理，绝缘强度较高，又能充分利用载波通信所必需的耦合电容器.在llOkV及以上

电压等级中得到广泛使用。

图8-1〜图8-3分别示出了三种结构电压互感器的结构及原理。

二、测量绕组的绝缘电阻

测械电压互感器绕组的绝缘电阻的主要目的是检查其绝缘是否有整体受潮或老化的

缺陷。

测量时，一次绕组用25COV绝缘电阻表.二次绕组用1000V或2500V绝缘电阻表，非

被测绕组应接地。试验结果可与历次试验数据比较，进行综合分析判断。一般情况下，一次

绕组的绝缘电阻不应低于出厂值或历次测量值的60%；二次绕组一般不低于10MC。当电

压互感器吊芯检查修理时，应用25OOV绝缘电阻表测成铁芯夹紧螺栓的绝缘电阻，其值一

股不应低于10MC。

(a)

.------------

I~X

(b)

(b)

图8-1JDJ-10型电磁式（单相）电压图8-2jcci-uo型串级式

互感器的结构及原理图电压互感器结构及原理图

（a）外形；（b）结构困（a）结构图：（b）原理图

1-铁芯；2一—次绕组；3—-次绕组引出端；1一储油柜；2-瓷套；3一上柱及绕组；4一隔板；5—铁芯;

4一二次绕组引出端；5一套管绝缘子；6—外壳6一下柱及绕组；7—支撑绝缘板；8—底座；?一一次绕组；

10一平衡绕组；11一二次绕组

F

(b)

图8-3YDR—220型电容式电压互感器结构及原理图

（a）外形；（b）原理图

1、G一主电容；2、Cz一分压电容；3、F—保护间隙；L一电抗器；4、TV-中压互感器;

岛一明尼电阻；。3—防振电容器；S一接地开关；J一载波耦合装置

测量绝缘电阻时，还应考虑并排除空气湿度、互感器表面脏污、温度等对绝缘电阻的影

响，必要时，可在套管下部外表面用软铜线围绕几圈引至绝缘电阻表的“G”端子，以消除

表面泄漏的影响。

三、测量绕组及66〜220kV串级式电压互感器支

架的介质损耗因数tan6和电容量

对35kV及以上电压互感器，测量一次绕组的介

质损耗因数tan8值，能灵敏地发现绝缘受潮、劣化及

套管绝缘损坏等缺陷。

1.串级式电压互感器lan》的测量

以图8-4所示220kV串级式电压互感器原理接线

图为例，说明串级式电压互感器tan8的试验方法。如

图8-4所示，串级式电压互感器为分级绝缘，运行时

其首端“A”接于运行电压，而末端“X”接地。一次

绕组分成4段，绕在两个铁芯上；两个铁芯被支承在

绝缘支架上，铁芯对地电压分别为3U/4和U/4、一

次绕组最末一个静电屏（共有4个静电屏）与末端图8-4220kV串级式电压互

“X”相连接，末静电屏外是二次绕组ax和辅助二次感器原理接线图

绕组画）为）。末端“X”与ax绕组运行中的电位差为卜…静电屏；2-----次绕组；3—铁芯；

4一平衡绕组；5一连耦绕组；6—二次绕

100/V3V,它们之间的电容量:约占整体电容量的80%。

组：7—辅助二次绕组：8一支华

HOkV串级式电压互感器的结构和绕组布置与220kV

的类似，一次绕组共分2段，只有一个铁芯，铁芯对地电压为

U/2。

测量串级式电压互感器tan》和电容的方法主要有：常规试

验法、自激法、末端屏蔽法、末端加压法，试验接线如图8-5〜

图8-8所示。

用这些测量方法测量电压互感器tan》和电容的接线方法及

被测绝缘部位，如表8-1所示。

（1）常规法试验接线如图8-5所示，测量得到的一次绕组

AX与二次绕组ax、辅助二次绕组aDxD及一次绕组AX与

底座和二次端子板的综合绝缘的tanS,包括一、二次绕组

间绝缘支架、二次端子板绝缘的tan%由互感器结构可

知，下铁芯下芯柱上的一次绕组外包一层0.5mm厚的绝

缘纸，其上绕二次绕组ax,而在二次绕组外再包上一层

0.5mm厚的绝缘纸，其上绕辅助二次绕组HDXD。常规法

测量时.下铁芯与一次绕组等电位，故为测量tan8的高压

图8-5测量串级式电压互感器

电极，其余为测量电极，其极间绝缘较薄，因此电容量相

tanb的常规法（反接线）试验接线

对较大，即测得的tan8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tan》值。当互感器进水受潮时，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，还是有效的。

常规法试验时，考虑到接地末端“X”的绝缘水平和QS1电桥的测量灵敏度，试验电压

一般选择为2kV。

现场常规法测量tan8的试验结果主要有以下两种：

1）tan3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的，也可能是由于

表8-1测量电压互感器的tanb和电容的接线方法

西林(QS1)电桥接线方式被试品接线方式被测绝缘邻位

试验绕支三

字号图号接线C.端E踹加压端和次测得结果

方法接地端悬浮端底座组5端

端

方式的连接的连接试验电压子

子

IHJ架

1末端加图8-8(a)正接线X.XD地Aa777

x加2〜3kV接地

2压法图8-8(b)正接线Xf)地A.xa”a777

3图8-7(a)X，XD地X3|)ta7Ct・tan5i

末端屏A加10kV

4图8-7(b)正接线X.XD，底座地Xapta绝缘V7C2«tandj

蔽法(限于CN)

5图8-7(c)底座地X.X.XDan$37C3•tanba

6正接线ax・apxn地AX加10kV绝缘V777

7正接线ax>anXD地AX加lOkV接地7yV

8正接线axanxi),地AX加lOkV接地77

ax，anXD

9常规法图8-5正接线HDXDax.北AX加lOkV接地7V

ax<apxp

10正接线底座ax.anXD地AX加lOkV绝缘7

11反接线AXax«anXD通过E端加接地777

12反接线AX2〜3kV至AX接地7\/77

注1.表中V为做此试验。

2.当用末端加压法和末端屏蔽法试验时，被试电容G的计算式为

G=(I/*)X(RtCN

式中，A是试验时第二、第三绕组(ax.anxr>)所在铁芯的电位与试验电压的比值.当用末端加压法试验时，对于JCC220型电压互感器,^=3/4；对于JCC-UO型

电压互感器.4=1/2。当用末端屏蔽法试验时,对fJ('C-220型电压互感器,-t=l/4»对于J('C-】10型电压互感器.A=l/2.

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）tan3小于规定值。一般认为此时绕组间和绕组对地绝缘良好。但应注意.曰于绝缘

支架电容量仅占测量时总电容的1/2〜1/100•因此实测tan》将不能灵敏地反映支架的绝缘状

况。这就是说,即使总体tan3（一次绕组对二次绕组及地）合格,也不能表明支架绝缘良

好。而运行中支架受潮和分层开裂所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。这一问题是常规法所不能解决的,为此有必要选择其他的试验方法。

（2）自激法试验接线如图8-6所示。自激法测

量UOkV及以上串级式电压互感器绕组间、绕组对

地的介质损耗因数tan3时,不需外加试验用电压互

感器，只要给被试互感器二次绕组（一般为辅助二

次绕组a°xQ施加一较低电压（一般考虑使一次电

压不超过5〜10kV）,利用互感器本身的感应关系，

即可在高压绕组上产生一个较高的试验电压。此时

一次绕组中的电压分布与实际运行情况相似，高压图8-6测量串级式电压互感器

ian6的高压自激法试验接线

端子承受全部试验电压，而其末端只承受QS1电桥

R3上的电压降（一般不超过IV）,既满足了测量tan6对试验电压的要求，乂不会损坏弱绝

缘的末端。由于末端电位接近于地电位，所以二次端子板的影响可以略去不计。

用自激法测量tan3时加压绕组可选辅助二次绕组ax,标准电容器C、选用QS1电桥配

套BR—16型电容器，不加压二次绕组ax一端接地，一端悬空。此时测量的是一次绕组对

地的分布电容Cx，而且沿一次绕组各点对地电压不相等。由于测量时一次绕组电位分布与

常规法测量时不同，因此测得的电容量和tanb与常规法测量的结果也不相同。

应当指出，用自激法测量串级式互感器的tan3时，只要被试绝缘有一点接地，即可采

用QS1型西林电桥的侧接线法测量。由QS1电桥测量原理分析可知，侧接线法测量时除了

有外电场干扰外，还有电源间的干扰和杂散阻抗的影响。因此其测量数据分散性及误差较

大,而且自激法同常规法一样，不能较准确地测量出绝缘支架的介质损失，现场一般采用

不多。

（3）末端屏蔽法测量接线如图8-7所示。测量时被试互感器一次绕组A端加高压，末端

X接电桥屏蔽（正接线时X端接地）。这一试验方法能排除由于X端小套管或二次端子板脏

图8-7测量串级式电压互感器lanb的末端屏蔽法试验接线

（a）末端屏蔽法试验接线；（b）末端屏蔽法测盘支架与线端并联tanS的接线;

<c）末端屏蔽法直接测电支架tan®的接践

污、受潮、有裂纹所产生的测量误差,从而能较真实地反映互感器内部绝缘状况。其不足在

于一次绕组对地部分的部分电容，因被屏蔽而未测入。

在现场用末端屏蔽法测量land时，因为试品电容C*太小，试品表面状况、气候条件及

周围干扰的影响相对较大，不易测准。当试品电容C过小时，桥臂R电阻固定为3184。,

C、=50pF,R3可能很大，有时甚至超过QS1电桥的桥臂电阻R3的最大值（口34

11111.20）0为解决这一问题，一般是在R臂上并联电阻.这样在试品电容不变时可以减

小R3值,使QS1电桥能够满足试验要求。由QS1电桥测量原理可知，当R,上并联外附电

阻，而使其值变为KR时,则电桥的实测值匕口然已不能代表试品真实值，试品真实值

tan3=Ktan6m。

应当指出，采用末端屏蔽法测量时，不能将被试互感器二次绕组ax及aux。短接后接

Cxe这是因为串级式电压互感器空载试验（二次未接负载）时，高压绕组AX上的电压分布

是均匀的，保证了二次绕组上任一点的电压不仅数值上小于一次绕组的电压，而且相位一

致，即被试支路电压与标准支路电压方向一致（这是对QS1电桥保证测吊:准确性的基本要

求）。如果测量时将互感器二次绕组短路，施加5kV及以下试验电压时高压绕组电流以毫安

计，电桥仍能进行测量，但测量误差很大。因为互感器二次绕组短路后，一次绕组电压分布

就不再像空载时那样均匀了，而是自上而下逐级降低，且电压相位也逐点不同，从而引起测

量误差。

末端屏蔽法测量时一次绕组空载,其励磁感抗和铁损感抗并联在电源之间，并未包括在

测量回路及结果中，所以不会引起增大的测量误差。

实测表明，当互感器进水受潮时，末端屏蔽法较常规法测得的tand值要大。①说明末

端屏蔽法对发现互感器进水受潮较常规法要灵敏。因为互感器进水受潮后，水分沉积到下

部，下铁芯及其端部绕组易于受潮，而绕组内部受潮相对就不那么严重。末端屏蔽法测的正

是一般易于受潮的下铁芯对二次绕组端部绝缘，即tanS较大的部分的绝缘。

用末端屏蔽法还可以直接测量绝缘支架的tan8,试验接线如图8-7（c）所示，应当指

出，由于支架的电容量很小（一般为10〜25pF）,因此按图8-7（c）直接测量的灵敏度较

低，在强电场干扰下往往不易测准.建议使用间接法，即按图8-7（a）、（b）所示接线进行

两次测量后（两次测量值分别为C，tanB；C2,tan^）,按下式计算出绝缘支架的电容C

和介质损耗因数tan8,即

c=c2-C,

aCtan5->—Citan^i

tand2=-----------------------

5—C]

（4）末端加压法的测量接线如图8-8（a）所示。测量时.一次绕组的高压端A接地，

末端X施加试验电压（不应超过3kV.一般为2〜3kV）,二次绕组开路；x、XD或a、接

QS1电桥Cx线。设在末端X施加的电压为U,因而对于JCC-220型电压互感器，上铁芯

对地电压为辛U,下铁芯对地电压为卷U。对于JCC―110型电压互感器，铁芯对地电压为

U/2。因此同末端屏蔽法，实测电容值要换算为实际电容值。

末端加压法主要检测的是互感器一、二次绕组间的电容和tan6。由于A端接地，相当

于一个接地屏蔽罩，被试品电容远大于末端屏蔽法所测得的电容等原因，因而使得现场测试

结果几乎不受干扰°另外,由于A端接地,因而试验时可不拆开互感器顶端与避雷器等设

图8-8测量串级式电压互感器lanb的末端加压法试验接线

（a）末端加压法试验接线：（b）末型加压法测量绕组端部tanb的接线

备的高压引线，减少了试验时的工作量。

应当指出，末端加压法同常规法一样，测量:结果易受二次接线板的影响，而且对绕组端

部绝缘受潮反映不灵敏。

《规程》中建议对串级式电压互感器的tan》试验方法，采用末端屏蔽法。

表8-2示出了采用不同试验方法测鼠串级式（分级绝缘）电压互感器tan》值的参考试验

标准（20C时）。

表8-2测■串级式（分级绝缭）电压互感器tanb的试验标准（20C时）

电压等级试验方法交接大修后（％）运行中（％）

35kV及以下常规试验法3.55.0

常规试验法2.53.5

末端按图8-8（a）接线2.53.5

加压法按图8-8（b）接线3.55.0

35kV以上本体.按图8-7（a）接线3.55.0

末端

绝缘支架，按图8-7（a）、（b）.（c）

屏蔽法5.010.0

接线

自激法2.53.5

2.电容式电压互感器tan8的测量

电容式电压互感器由电容分压器、电

碳单元（包括中压互感器、电抗器）和接

线端子盒组成。其原理接线如图8-9所示。

还有一种电容式电压互感器是单元式结构.

即电容分压器和中压互感器分别独立，现

场组装。这种电容式电压互感器的tan》试

验,可按第十一章介绍的耦合电容器tan8

试验及本章介绍的串级式电压互感器tan^

试验分别进行。本节不再介绍。

另有一种电容式电压互感器为整体式图8-9电容式电压互感器原理接线图

结构，分压器和中压互感器合装在一个瓷G一主电容；Cz一分压电容；L-补偿电抗器；Z-阻尼器;

套内，无法使电磁单元同电容分压器两端TV-中压互感器；F保护间隙；J-载波装置

断开.这种电容式电压互感器分为瓷套上有A端子（中压互感器高压侧与电容分压器连接

端）引出的和瓷套上没有A端子引出的两种。本节将介绍对这两种类型电容式电压互感器

tan3的测量方法。

（1）没有A端子引出的电容式电压互感器tan》和电容量C的测量。没有A端子引出的

电容式电压互感器tanb测量接线如图8-10〜图8-12所示。三种测量接线分别测量主电容

G、tan6,分压电容Cz、lan不及中压互感器的电容量gv及tan%v值。

1）主电容G和tan61的测量接线如图8-10所示。

该接线采用自激法，由中压互感器辅助二次绕组加压,

X『点接地.按QS1电桥正接线测量.分压电容G的

“6”点接高压电桥的标准电容器C、的高压端.主电容

G的高压端接高压电桥的Cx线。由于“留点的绝缘水

平较低.所以试验电压不宜超过3kv。这种情况下，a

与标准电容G、串联组成标准支路。一般C、的tan3"0.

而。2》以，因此G与C、串联值以=/当二gC、，串联的介质损耗因数tan%=

5十

所以标准支路中串有cz并不影响测量结果。

中压互感器的一次电流L=W；1U,设Ci=8000pF,U=3000V,则八=0.009A。考虑

到及°的值要求大于50。，QS1电桥分流器位置可选择在0.025挡。

2）分压电容C2和ian&的测量接线如图8-11所示。该接线类似于C.、lang的测量接

线，只是标准支路为G与C、串联，（7的“和端子接电桥仁线.仍由中压互感器辅助二

次绕组加压，XT点接地，按正接线测量。由于a电容较大.加压时应考虑容升电压。中压

互感器一次绕组与辅助二次绕组的电压比为13000/100V.一次电压为10kV时,辅助二次

绕组由内的电压为77V。此时互感器的一次电流L=a）QU,取a=35000pF.U=10kV.

MZt=0.11A,电桥分流器可选择在0.15挡进行测量。此时总功率P=Uh=1100VA。实

际测量时.中压互感器一次额定电压为13000V,一次绕组为0.35mm漆包线.能满足电源

容量要求。但由于被试电容电容量较大，电桥测量灵敏度相对较高，所以现场一般采用

较低电压（4kV以下）进行测量。

图8-10测量G、ta脸接线图图8-11测量:C?、〔an员接线图

3）中压互感器电容量Crv和tan^Tv的测量接线及等值电路如图8-12所示。Q和中压互

感器一次绕组并联，在过电压条件下a易于损坏,且由于互感