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摘要：电流互感器(CT)是电力系统中一次和二次系统的重要联络元件。近年来，电网中SF6（六氟化硫）电流互感器套管爆炸事故频出。初步探究事故原因，提出了环境温度急剧变化是瓷套爆炸诱因的想法，同时也提出了一项必须解决的问题，对电网的经济、稳定运行有着重要的意义。本文主要就环境温度以及CT运行时电流大小对其内部SF6气体微水含量的影响进行实验研究。
关键词：SF6电流互感器；环境温度变化；微水含量
1、电流互感器未带电流负荷实验
电流互感器未流过负荷电流时，其内部没有热源，整体的温度与环境温度一致。由于环境温度的变化影响到微水在CT内表面及绝缘材料中的吸附，故CT内部的SF6微水含量会随着环境温度的变化。
1.1吸附、脱吸附问题的验证
本节就环境温度对微水在CT内表面及绝缘材料中的吸附、脱吸附问题进行了验证。考虑到电流互感器内微水的吸附、脱吸附、凝露与蒸发等物理特性与CT填充气体介质无关，故用较高微水量的压缩空气和较低微水量的纯净N2替代SF6气体进行研究，该方法可比较方便配备不同含水量的气体。
分别在电流互感器未带负荷时充入压缩空气和高纯N2，表压显示为0.4MPa，则实际气压为0.5MPa。利用人工气候室模拟环境温度，改变环境温度，测量不同环境温度下电流互感器的微水值。从结果中可以看出，环境温度下降时，CT内微水值也会下降。这是由于水蒸气在CT内表面和绝缘材料中的吸附和脱吸附与环境温度有关，在一定温度下吸附和脱吸附处于一种平衡状态，当环境温度上升时，脱吸附加强，吸附减弱，原来吸附于CT内表面和绝缘材料中水分会释放到CT内部气体中，从而导致气体中的微水量（亦即测量到的微水量）上升，反之环境温度下降则气体中的微水量下降[1]。
1.2温度回升实验
由于每次测量微水都会导致电流互感器内气体略微减少。为严格验证上述过程的存在，故设计温度回升实验，即测量后将环境温度回升到原来的温度，观测微水值的变化。
温度回升实验显示，在环境温度降低后再回复到原来温度时，其气体的微水量变化很小，几乎保持稳定。实验结果表明在电流互感器内部确实存在容器内壁和绝缘材料中的微水和气体中微水的平衡，该平衡受环境温度的影响，且该平衡是可逆的。为确保实验的准确性，利用低微水量的高纯N2进行重复性实验，结果现实与上述现象一致。
上述研究结果表明，CT未带负荷时其内部气体的微水值随环境温度的增高而增高。
2、带大电流负荷实验
电流互感器在挂网运行时，一次导杆中一般流过数百安培的电流，通过仿真分析结果所显示，长时间的持续运行就会导致电流互感器内部产生较大温差，可能由此而导致高温区域CT内表面或绝缘材料中微水释放到气体中，并扩散到低温区域，造成低温区域的微水增大。
2.1通入大电流进行实验
在电流互感器内充入一定微水含量的气体，首先测量气体的微水含量，并按照国标折算到0.1MPa，20℃的标准条件下，设定不同的环境温度，并分别给一次导杆持续通过400A，600A和800A的电流，测量电流互感器内气体中的微水含量。每个不同电流阶段均保持3h左右。结果如表1所示。
表1中0A电流下的微水是在未加电流负荷前的微水值,这些微水值均未超过国标规定。在通过大电流负荷后，所测得的气体中微水含量急剧增大，且电流负荷越大，微水增加越多。在不同的环境温度条件下，均会出现微水急剧增多的趋势。实验研究表明，在电流互感器通过大电流负荷时，内部会发生微水迁移，导致温度低的区域微水量急剧增大。
2.2长时间持续大电流进行实验
考虑到环境温度在5℃以上时，饱和蒸汽压所对应的临界微水值增速较快，且由于CT中存在30℃左右的温差，电流互感器内不易在较高温度区域产生凝露。故选取环境温度为5℃和-5℃时进行研究。
2.2.1设定环境温度为5℃进行实验
设定环境温度为5℃，将含有一定微水量的气体注入电流互感器内，在国标条件下得到其气体中的微水值为303 ppmv。然后在一次导杆上通过800A电流，保持环境温度长时间不变，测量不同时间下的微水含量。从数据中可以看出，在国标条件下微水值为303 ppmv的气体，设定环境温度为5℃，通过持续运行800A电流后，微水值增大到1417 ppmv，同时相对湿度达到14.5%*5=72.5%。这是由于电流互感器内压强为0.5MPa，而测量工具露点仪的测量气体压强为0.1MPa，所以实际电流互感器内的相对湿度是测量值的5倍[2]。在运行13.5h后，微水量增加较少，接近稳定。
2.2.2设定环境温度为-5℃进行实验
设定环境温度为-5℃，重复上一实验的操作。长时间持续运行大电流负荷导致微水由未带负荷时的347 ppmv（0.1MPa，20℃）增加至604 ppmv（0.5MPa，-5℃）。相对湿度增大至68%。
2.2.3实验分析
以上两个实验结果显示，长时间持续大电流运行最终导致相对湿度最终能达到70%左右或者更高。根据其他研究者的研究结果，在相对湿度达到70%后，电力设备瓷件表面就有凝露的可能性，从而导致沿面闪络电压降低。
2.2.4温度急剧下降的实验及分析
设定环境温度为20℃，保持电流互感器持续通过800A电流负荷，保持一定时间直至微水值基本稳定，而后控制人工气候室温度突然下降至零下，测量在降温过程中电流互感器内的微水值和相对湿度。
加电流负荷前，国标条件下微水值为314ppmv，环境温度由20℃急剧降至-10℃。降温开始后15min内连续测量微水值和相对湿度，降温1h后每隔一小时测一组数据。加电流负荷前，国标条件下微水值为579ppmv，环境温度由20℃急剧降至-10℃。降温开始后15min内连续测量微水值和相对湿度，降温1h后每隔一小时测一组数据。测得微水值和相对湿度随时间变化的对应曲线图如图1所示。
在降温过程中，还利用红外测温仪对电流互感器部位进行温度测量和记录。从结果中可以看出，在降温开始的前30min内，微水值与相对湿度均在急剧下降，而在30min后，微水值变化很小，几乎保持不变，而相对湿度开始逐渐增大，在3.5h后逐渐稳定。稳定后的相对湿度约为70%至80%间，相对湿度达到70%就有凝露的可能性。在降温过程中，很有可能存在部分区域的水蒸气在相对湿度达到70%左右直接在材料内表面凝结为霜或者冰，导致相对湿度不再增长,从而达不到100%。
3.充SF6气体验证性实验
前述实验考虑到成本等问题，一直用压缩空气和N2模拟SF6气体进行微水的研究实验。故在总结出环境温度急剧下降时可能会出现凝露后，采用SF6进行验证实验。验证实验选择带大电流负荷持续运行时的急剧降温情况进行验证。
通过上述装置配取国标条件下（0.1MPa，20℃）微水值为497ppmv的SF6气体。在降温前，保持电流互感器持续运行超过10h，然后设定环境温度由20℃急剧降至-10℃，测量降温过程中微水值及相对湿度的变化情况，同时记录电流互感器不同部位的温度分布。从实验结果中可以看出，微水值和相对湿度在降温前30min内急剧下降，30min后微水值变化很小，几乎不发生变化，而相对湿度则由于电流互感器内的气体温度下降而逐渐升高，在经过3h后趋于稳定，最终微水值保持在450ppmv左右，而相对湿度保持在70%。而通过比较降温过程中电流互感器的温度分布可以看出，在降温相同时间内，电流互感器的温度分布基本无差别，而最终趋于稳定时的温度分布也是十分接近的。
图1急剧降温时微水值与相对湿度随时间变化曲线图（579ppmv）
在上一实验的基础上，即急剧降温到-10℃并且达到稳定后，设定环境温度为0℃，提高CT所处的环境温度，同时测量其微水值和相对湿度相应的变化情况。从曲线图可以看出在环境温度由-10℃回升至0℃，时，在前30min内相对湿度会暂时性的急剧增大，甚至达到100%，略微超过100%部分是由于测量放气导致电流互感器内压强略微小于0.5MPa；微水值是逐渐在增加。而在30min后，相对湿度开始减小，微水值增加速度减小。这种现象说明在环境温度维持在-10℃时，电流互感器内部分区域的微水直接在材料内表面凝结成细小霜或者冰膜，当环境温度回升时，这些细微的冰膜或者霜层就开始融化，变成水蒸汽或是细微水膜，而此时气体的温度还没有升上去，导致在局部地区相对湿度暂时性增大，甚至达到100%。当环境温度上升并维持在0℃时，随时间的推移，气体温度逐渐升高，电流互感器内微水又开始因不同区域的温度开始迁移从而达到平衡，使得温度较低区域的微水逐渐迁移到温度较高区域，从而导致相对湿度开始下降，直至达到环境温度为0℃时的平衡[3]。
在重复性实验中，亦得到在环境温度由-10℃回升至0℃时，相对湿度在升温的前30min内由67%上升至92%。这就说明在急剧降温时，特别是环境温度降至零度以下时，确实存在局部水分凝结。但由于此时微水凝结成固体，覆盖在电流互感器内表面上，故对其绝缘不会产生较大影响。而如果环境温度再回升时，就会导致部分凝结的固体开始融化成水蒸汽或是液态水膜，从而很容易引起绝缘事故。
4. 结论
（1）电流互感器内存在着气体中的微水与内表面及绝缘材料中吸附微水的平衡，而这种平衡由环境温度决定。
（2）在电流互感器带大电流负荷运行时，由于在内部建立起温度场，导致其内部微水由温度高区域向温度低区域迁移，从而使得温度低区域的微水含量急剧增大。
（3）在国标允许的微水含量范围内，在某个环境温度下因带大电流负荷运行而使得相对湿度达到70%及以上时，存在由于凝露的造成绝缘故障的可能性。
（4）在国标允许的微水含量范围内，电流互感器带大电流负荷运行时，若环境温度急剧下降至零度以下时，则其内部相对湿度可达到70%及更高，会产生局部凝霜的现象。当环境温度回升至零度以上的过程中，其内部气体相对湿度暂时性急剧增加，可达到100%。
（5）CT内部充SF6气体与充空气、N2等条件下，形成的温度场基本一致。而且对于气体中微水的变化过程没有影响。
参考文献：
[1]李璐,侯尽然,孔慧欣,向峰,李鹏鸣. 500kV SF6电流互感器内部故障及分析[J]. 供用电,2011,02:52-53+73.
[2]白晨皓. 浅谈500kV SF6电流互感器故障分解产物诊断[J]. 中小企业管理与科技(下旬刊),2013,12:316-317.
[3] ZENG Z H ,XIE B B. The New Type Insulation On-line Monitoring System of SF6 Current Transformer[J][J].Southern Power System Technology, 2012, 6: 019.
论文作者:刘娜
论文发表刊物:《电力设备》2016年第19期
论文发表时间:2016/12/9
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