三相组合互感器检测

三相组合互感器检测指南

三相组合互感器（通常包含电压互感器PT/VT和电流互感器CT单元）是电力系统中进行电能计量、继电保护及系统监测的关键设备。其性能的准确性和运行的可靠性直接关系到电网安全、经济调度和公平贸易。为确保其长期稳定工作，定期规范的检测至关重要。本文将重点阐述三相组合互感器的核心检测项目。

核心检测项目

检测工作需涵盖电气性能、设备状态、安全特性等多方面，主要项目如下：

一、 电压互感器 (VT/PT) 单元检测

1. 绝缘电阻测量：
   • 目的： 评估一次绕组对地、二次绕组对地及各二次绕组之间的绝缘状况，判断是否存在受潮、劣化或贯穿性缺陷。
   • 方法： 使用绝缘电阻测试仪（如兆欧表）在规定的测试电压下（如500V或1000V DC）测量规定时间（如60秒）的电阻值。结果应符合相关规程要求，并与历史数据及同类型设备进行比较分析。
2. 绕组直流电阻测量：
   • 目的： 检查绕组导体的完整性、焊接质量、连接紧固情况及是否存在匝间短路风险。
   • 方法： 使用直流电阻测试仪（如双臂电桥或微欧计）测量一次和二次绕组的直流电阻。测得值应与出厂值、铭牌值或上次测量值进行比较，变化范围应在允许偏差内（通常要求三相平衡且与历史数据无明显差异）。
3. 变比（电压比）测量：
   • 目的： 验证实际电压变换比例是否符合铭牌标称值和准确度等级要求。
   • 方法： 在二次侧施加低电压（安全电压），在一次侧测量感应电压，计算实际变比；或使用互感器校验仪直接测量。实测变比与额定变比的误差应满足其准确度等级的要求。
4. 极性检查：
   • 目的： 确保互感器一次、二次绕组感应电压的相位关系（同名端）正确，这对于计量和保护回路的正确接线至关重要。
   • 方法： 常用直流法或交流法（如使用互感器校验仪）。结果应为减极性（国家标准规定）。
5. 误差（比值差和相位差）测量：
   • 目的： 这是评估互感器计量和测量精度的核心项目。检查在规定负荷和功率因数下，实际二次电压与理论值（根据变比推算）之间的幅值误差（比值差）和相位角偏差（相位差）。
   • 方法： 使用高精度互感器校验仪，在额定频率、额定电压（或规定百分数）、额定负荷（或实际二次负荷）及其功率因数下进行测试。测量结果必须在其声称的准确度等级（如0.2, 0.5, 1.0级）限值范围内。
6. 励磁特性（空载特性）测量：
   • 目的： 评估铁芯的磁化特性曲线，检查铁芯材质、结构是否正常，有无匝间短路、铁芯松动或饱和点异常等情况。对保护用PT尤为重要（如检查拐点电压）。
   • 方法： 在一次侧施加从零逐渐升高的工频电压，测量对应的励磁电流（或功率）。绘制电压-电流（U-I）曲线，并与出厂或典型曲线比较，观察曲线形状、饱和点是否正常。

二、 电流互感器 (CT) 单元检测

1. 绝缘电阻测量： (同PT单元，关注一次对地、二次对地、二次绕组间及末屏对地绝缘)。
2. 绕组直流电阻测量： (同PT单元，检查一次和二次绕组导体及连接)。
3. 变比（电流比）测量：
   • 目的： 验证实际电流变换比例是否符合铭牌标称值和准确度等级要求。
   • 方法： 在一次侧通入电流（小电流法或大电流法），测量二次侧输出电流计算实际变比；或使用互感器校验仪直接测量。实测变比与额定变比的误差应满足准确度等级要求。
4. 极性检查： (同PT单元，同样要求为减极性)。
5. 误差（比值差和相位差）测量：
   • 目的： 评估CT测量和保护精度的核心项目。检查在规定负荷、功率因数和额定电流百分数下，实际二次电流与理论值之间的幅值误差（比值差）和相位角偏差（相位差）。
   • 方法： 使用互感器校验仪，在额定频率、不同一次电流（如1%~120%额定电流，尤其关注5%和100%点）、额定负荷（或实际二次负荷）及其功率因数下进行测试。测量结果必须在其计量用或保护用准确度等级的限值范围内。
6. 仪表保安系数 (FS) 或准确限值系数 (ALF) 验证 (特殊要求时)：
   • 目的： 对于计量用CT，验证仪表保安系数是否满足要求（防止一次电流过大时误差剧增损坏仪表）；对于保护用CT（特别是P级），验证其在故障电流下的性能（满足复合误差要求）。
   • 方法： 这通常需要专门的测试设备（如大型升流器）和依据特定标准的方法（如间接法通过励磁特性计算，或直接法施加等效极限电动势）。检测机构可根据委托要求执行。
7. 励磁特性（伏安特性）测量：
   • 目的： 这是评估CT性能、计算误差限值系数、检测铁芯状况（如剩磁、饱和特性、匝间短路）的关键项目。
   • 方法： 在CT二次侧施加工频电压（从零逐渐升高），测量对应的励磁电流。绘制电压-电流（U-I）曲线（即伏安特性曲线）。分析曲线的饱和点、形状、拐点电压等，并与出厂报告、典型曲线或计算要求进行比较。对P级保护CT，这是确定其准确限值系数是否达标的依据之一。

三、 通用及设备状态检测项目

1. 外观及机械结构检查：
   • 检查外壳有无损伤、裂纹、锈蚀、变形。
   • 检查瓷套（如有）有无破损、裂纹、闪络痕迹、污秽程度。
   • 检查油位（油浸式）是否正常、油色是否清晰（或检查SF6压力是否正常）。
   • 检查一次、二次接线端子是否完好、有无过热氧化痕迹，标志是否清晰正确。
   • 检查接地是否牢固可靠。
   • 检查安装是否稳固。
2. 密封性检查（油浸式或SF6气体绝缘）：
   • 检查是否有渗漏油或漏气现象。
3. 二次回路检查：
   • 检查二次回路接线是否正确、牢固。
   • 测量二次回路负荷（阻抗）及功率因数，确认其在互感器额定负荷范围内。
   • 检查二次回路一点接地是否符合要求（通常要求保护接地）。
4. 介质损耗因数 (tanδ) 及电容量测量（油纸绝缘或电容型结构）：
   • 目的： 评估高压主绝缘的整体性能，是发现绝缘受潮、老化或劣化非常灵敏的指标。
   • 方法： 使用高压电桥（如西林电桥）或自动介质损耗测试仪，在额定电压或规定电压下，测量一次绕组（或末屏）对地（或二次绕组）的介质损耗角正切值（tanδ）和电容量（C）。测量值应与出厂值、历史数据及规程允许值进行比较分析。
5. 交流耐压试验 (交接或必要时)：
   • 目的： 考核设备主绝缘耐受额定工频电压（或规定过电压）的能力，是验证绝缘强度的破坏性试验。
   • 方法： 在规定的试验电压和持续时间下，对一次绕组（连同瓷套）与地（外壳、二次绕组）之间施加工频交流高压。试验中应无击穿、闪络等异常现象。注意： 此项试验通常在新安装（交接试验）或大修后进行，预防性试验中较少采用，多以感应耐压或局部放电代替或补充。

安全注意事项

• 严格执行安全规程： 检测工作必须遵守相关电力安全工作规程，办理相应工作票，做好安全隔离（断开一次侧电源并可靠接地！）、验电、悬挂标识牌等安全措施。
• 防止二次开路 (CT)： 电流互感器二次回路在试验过程中绝对禁止开路，必须可靠短接或连接在测试设备上，否则将产生危及人身和设备安全的高电压。
• 防止二次短路 (PT)： 电压互感器二次回路在试验过程中禁止短路。
• 高压危险： 进行绝缘电阻、介质损耗、耐压等高压试验时，必须设置安全围栏，并有专人监护。
• 设备接地： 互感器外壳必须可靠接地。试验设备也应按要求良好接地。

结论

对三相组合互感器进行全面、规范的检测，是保障电力系统安全稳定运行、确保电能计量准确公平、实现继电保护可靠动作的基础性工作。检测项目的设定和实施应严格依据相关技术规程和标准规范，侧重电气性能（特别是误差、绝缘、励磁特性）、设备状态（机械、密封、外观）及安全特性（极性、负荷）的评估。通过科学严谨的检测，能够及时发现设备隐患，预防事故发生，为电网的安全、优质、经济运行提供坚实支撑。检测人员需具备专业知识和技能，严格遵守安全规定，确保检测结果的准确性与可靠性。