摘要：在发电、变电、输电、配电和用电的线路中电流大小悬殊，从几安到几万安都有，为便于测量、保护和控制需要转换为比较统一的电流，电流互感器就起到电流变换和电气隔离作用。电流互感器也是变电站一次设备中负责电力系统计量和保护的重要设备，如果发生故障，会造成区域的大面积停电或变电站母线停电，会带来很大的损失和不良影响。基于此，本文主要就1000kV特高压变电站电流互感器的维护进行分析讨论。
关键词：变电站；1000kV；电流互感器；维护
特高压变电站中的电流互感器与低电压等级变电站电流互感器相比，除了在准确级方面不同以外，还存在二次回路接线方式的不同，在日常运行及维护中，一旦电流互感器发生问题就会导致事故的发生。同时，在对电流互感器进行检修维护的同时，还需要认真分析与其它线路是否存在在关联等情况。
11000kV特高压变电站电流互感器的运行注意事项
1.1电流互感器的日常巡视要求：⑴设备外观完整无损，油位正常；⑵外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象；⑶一、二次引线接触良好，二次侧无开路，接头无过热；⑷电流互感器端子箱引线端子无松动、过热、打火现象；⑸无异常振动、异常声音及异味；⑹瓷套、底座、阀门和法兰等部位无渗漏油现象；⑺金属部位无锈蚀，底座、支架牢固，无倾斜变形；⑻设备外壳接地可靠。⑼保护屏内各回路交流采样值正常，保护装置二次接线无松动发热现象，屏内CT回路无异常。
1.2电流互感器的运行方式规定：⑴电流互感器各个二次绕组均必须有可靠地保护接地，且只允许有一个接地点。⑵运行中的电流互感器，二次侧不得开路，不得过负荷运行，有关测量、保护、自动装置电流回路应接通，备用二次电流回路应在电流互感器侧短路接地。⑶电流互感器不作单独操作任务,当互感器要进行停役时,按相应开关状态进行操作。⑷短接电流互感器二次绕组，必须使用短路片或短路线，严禁用导线缠绕。⑸在带电的电流互感器二次回路上工作时，必须有专人监护，使用绝缘工具，并站在绝缘垫上。
21000kV特高压变电站电流互感器的试验项目
1000kV特高压变电站电流互感器的试验项目包括：绝缘电阻测试、介质损耗角正切值测试、极性检查、励磁特性试验、交流耐压试验、局部放电试验。在变电站年度检修中，电流互感器的绝缘电阻测试是非常重要的，在中国南方地区湿气偏大，如果电流互感器密封出现问题很容易导致电流互感器内部受潮。绝缘电阻测试可以在不解体GIS电流互感器的前提下，检测电流互感器内部绝缘情况，有助于检查电流互感器的绝缘状态，判断电流互感器内部是否受潮，防止因电流互感器内部受潮未及时发现导致停电事故发生。
实际案例分析:
某1000kV特高压变电站在开展主变年度检修过程中，发现4号主变50711A相流变二次回路绝缘降低，对地绝缘为5MΩ，B、C相为>100MΩ。该特高压变电站500千伏设备为新东北GIS产品，电流互感器采用GIS外置式，二次线圈通过GIS外罩进行防护。缺少有效的防雨设备及措施，这样很容易受到雨水和潮气的侵袭。
现场检查发现流变二次端子箱有受潮痕迹（如图1所示），经对流变二次端子箱烘干处理后绝缘未显著提高，进一步对流变外观检查发现流变密封处有破损（如图2所示）。
图1 流变二次端子箱有受潮痕迹
现场详细检查后，怀疑流变内部密封不良，流变二次绕组受潮导致绝缘降低，需打开流变GIS防护罩后进行处理。于是汇同新东北厂家人员现场打开流变GIS防护罩后，发现防护罩内进水严重，流变二次线圈受潮，随后现场开展圈烘干处理工作。具体情况如下：
现场利用热空气蒸发潮气的原理，用热风机对电流互感器绕组进行干燥处理后电流互感器绝缘电阻恢复要求，重新对电流互感器GIS防护罩喷涂液态硅橡胶进行密封处理，有效的避免了因受潮导致电流互感器被迫退出运行的事情发生。
图2流变密封处玻璃胶有破损
图3 在打开流变GIS防护罩时，发现流变螺帽处有水珠
图4打开流变GIS外罩发现有明显进水痕迹
图5 现场对绕组进行简单干燥处理
3、结论
总之，1000kV特高压变电站电流互感器的运行状态是否正常直接关系到特高压电网的安全稳定运行，其重要性不言而喻。本文从现场案例出发，对1000kV特高压变电站电流互感器受潮导致绝缘电阻降低进行处理的案例进行分析，希望能为类似工作提供借鉴。
参考文献
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论文作者:王连庆,冯启超,朱建雄
论文发表刊物:《电力设备》2017年第34期
论文发表时间:2018/5/14
标签：电流互感器论文; 变电站论文; 回路论文; 绕组论文; 特高压论文; 防护罩论文; 端子论文; 《电力设备》2017年第34期论文;