互感器检测：保障电力系统安全稳定运行的关键环节
互感器（电流互感器CT和电压互感器PT）是电力系统中不可或缺的设备，承担着将高电压、大电流按比例转换为低电压、小电流以供测量、计量、保护和控制设备使用的重任。其性能的准确性和可靠性直接关乎电能计量的公平公正、继电保护动作的正确性以及电网监控的有效性。因此，定期、规范、严谨地进行互感器检测是电力安全生产与优质服务的基础性工作。
一、 互感器检测的核心意义
- 保障计量准确性： 确保电能贸易结算的公平公正，维护供用电双方的合法权益。
- 守护继电保护可靠性： 为继电保护装置提供精确的故障电流/电压信号，确保其在系统故障时能可靠、快速、有选择性地动作，切除故障设备，最大限度缩小停电范围。
- 提升系统监控水平： 为监控系统（SCADA/EMS）提供准确的电网实时运行参数（电流、电压、功率等），支撑调度员做出正确决策。
- 预防设备事故： 通过检测及时发现互感器绝缘老化、内部受潮、连接松动、特性劣化等潜在缺陷，防止设备在运行中发生爆炸、烧毁等恶性事故，保障人身和设备安全。
- 延长设备寿命： 科学的检测与维护能有效延缓设备老化，优化资产全寿命周期管理。
二、 检测的主要项目与方法
互感器检测需依据国家、行业标准（如DL/T 726《电力用电磁式电压互感器使用技术条件》、DL/T 725《电力用电流互感器使用技术条件》、JJG 1021《电力互感器检定规程》等）执行，核心项目包括：
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外观与结构检查：
- 目视检查： 检查外壳（瓷套/复合绝缘子）有无裂纹、损伤、污秽、放电痕迹；油位（油浸式）是否正常、有无渗漏；气体压力（SF6气体绝缘式）是否在合格范围；铭牌标识是否清晰完整；接地是否牢固可靠；一次、二次接线端子是否紧固、有无过热氧化迹象；膨胀器（油浸式）状态是否正常。
- 基础与紧固件检查： 检查安装基础是否牢固，设备固定螺栓、支架等有无松动、锈蚀。
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绝缘性能检测：
- 绝缘电阻测量： 使用绝缘电阻测试仪（兆欧表）测量一次绕组对地、二次绕组对地及各二次绕组之间的绝缘电阻值，评估绝缘整体受潮或脏污程度。
- 介质损耗因数（tanδ）及电容量测量： 使用介质损耗测试仪测量一次绕组对地（含电容型设备主绝缘）、末屏对地的tanδ及电容量。tanδ值能灵敏反映绝缘材料的老化、受潮、分层劣化等集中性或分布性缺陷；电容量变化则可能指示电容屏击穿、受潮或内部连接故障。这是判断电容型设备（如电容式电压互感器CVT、电容型电流互感器）绝缘状态的重要手段。
- 交流耐压试验（必要时）： 对检修后或怀疑有严重绝缘缺陷的互感器，按规定施加高于额定电压的工频交流电压，持续规定时间，考核其主绝缘强度。此试验存在破坏性风险，需谨慎评估后进行。
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电气特性检测：
- 绕组直流电阻测量： 使用直流电阻测试仪测量一次、二次绕组的直流电阻值。主要目的是检查绕组内部导线连接、焊接、引线端子接触是否良好，有无匝间短路、断线等隐患（尤其对一次绕组为多匝结构的CT）。三相设备需比较相同绕组的直流电阻值，判断平衡性。
- 极性检查： 使用极性测试仪（或电池+指针表）验证互感器一次与二次绕组间的极性关系（减极性或加极性）。极性错误将导致计量失准、保护误动或拒动。
- 变比测量（比差检查）： 使用互感器校验仪（或标准源+标准表法）在额定负荷或实际二次负荷下，测量实际变比（或比差）。确认实际变化比例是否符合铭牌标称值及准确度等级要求。
- 励磁特性（伏安特性）测量（针对PT/CVT和保护用P级/PR级CT）：
- PT/CVT： 测量空载电流与施加电压的关系曲线（伏安特性），用于评估铁芯饱和特性，发现匝间短路等故障。
- CT（特别是保护用）： 测量励磁电流与二次感应电动势的关系曲线（励磁曲线），是计算CT准确限值系数（ALF）、仪表保安系数（FS）以及校核其在暂态故障电流下是否满足保护要求（不饱和）的关键依据。也可测量拐点电压（或10%误差点）。
- 误差检定（角差与比差）： 使用高精度互感器校验装置，在规定的负荷点（如额定负荷的25%、100%、100%+特定功率因数）和电流/电压百分比点（如额定值的1%、5%、20%、100%、120%等），测量互感器的比差（f）和角差（δ）。这是确定互感器是否满足其标称准确度等级（如0.2S， 0.5， 5P20）的核心试验。
- 负荷测量与核对： 实际测量互感器二次回路所接仪表、继电器、变送器等设备的总阻抗（或导纳），确认其是否在互感器额定负荷范围内，避免过负荷导致特性劣化甚至损坏。
- 局部放电测量（必要时）： 对重要设备（如超高压设备、GIS内设备）或怀疑存在内部绝缘缺陷的互感器，可进行局部放电检测（离线或在线），定位和评估内部绝缘中存在的微小放电现象，是发现早期绝缘缺陷的有效手段。
- 油中溶解气体分析（针对油浸式互感器）： 定期取样分析绝缘油中溶解的特征气体（H₂、CH₄、C₂H₂、C₂H₄、C₂H₆、CO、CO₂等）含量及产气速率，诊断设备内部是否存在过热、放电性故障。
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特殊项目：
- 密封性检查（油浸/SF6）： 检查是否存在渗漏油/气现象。
- 内部水分含量检测（油浸式）： 测量绝缘油含水量。
- SF6气体湿度、纯度检测（GIS/SF6绝缘式）。
三、 检测流程的关键环节
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前期准备：
- 明确依据： 确认适用的检测标准、规程及设备技术协议要求。
- 制定方案： 编制详细的检测方案，包括项目、方法、设备、安全措施、人员分工等。
- 仪器校验： 确保所有检测仪器仪表均在有效检定/校准周期内，状态良好。
- 安全隔离： 严格执行停电、验电、挂接地线（或合接地刀闸）等安全措施，确保设备可靠隔离于运行系统。
- 现场布置： 设置安全围栏、警示标识，清理作业场地。
- 记录资料： 收集设备出厂报告、历史检测报告等资料。
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现场检测：
- 安全交底： 对所有参与人员明确工作任务、危险点、安全措施。
- 规范操作： 严格按照方案和仪器操作规程进行各项检测。
- 环境记录： 记录检测时的环境温度、湿度等参数。
- 过程监控： 密切关注检测数据和设备状态，发现异常立即停止并分析。
- 原始记录： 即时、清晰、完整地填写原始检测记录。
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数据分析与报告：
- 数据整理： 整理原始数据，进行必要的计算（如换算到标准温度、计算误差等）。
- 结果判定： 将检测结果与标准值、历史数据、出厂值进行比对分析，依据规程判断各项指标是否合格。
- 状态评估： 综合所有检测项目结果，对互感器的整体运行状态做出科学评估（如：合格、注意、异常、严重缺陷等）。
- 报告编制： 出具规范、详实的检测报告，内容包括设备信息、检测依据、项目方法、仪器信息、环境条件、检测数据、结果判定、状态评估、结论与建议（如：继续运行、缩短检测周期、跟踪监视、安排检修或更换等）。
- 存档与传递： 检测报告及相关原始记录按规定存档，并及时提交给设备管理部门和使用部门。
四、 互感器检测中的关键注意事项
- 安全第一： 严格遵守《电力安全工作规程》，防止人身触电、高空坠落、设备损坏。高压试验时设置安全警戒区，专人监护。
- 设备状态： 明确区分被测互感器是可离线检测（已脱离运行状态）还是需进行带电检测（如红外热像、局部放电在线监测、油色谱在线监测等）。
- 负荷影响： 进行误差检定时，必须明确是在额定负荷下还是实际负荷下进行，结果差异可能很大。尽量模拟实际二次负荷进行测试。
- 剩磁影响（对保护用CT）： 大电流开断后剩磁可能影响CT特性，特别是P级/PR级CT的暂态特性。必要时需进行退磁处理后再检测。
- 环境条件： 温度、湿度对绝缘电阻、介质损耗等测量结果有显著影响，需记录并按标准进行换算。
- 接线正确性： 确保一次加压/通流端子和二次测量端子连接正确无误，避免损坏设备或仪器。
- 仪器精度与量程： 选用精度等级和量程合适的检测仪器。
- 历史数据对比： 重视与出厂数据、历次检测数据的纵向对比分析，往往比单次数据更重要，能发现渐变性的缺陷。
- 周期管理： 遵循规程规定的检测周期（如新投运后、定期、大修后、故障后、必要时），并根据设备状态、运行环境、重要性等进行适当调整（状态检修）。
五、 互感器状态评估与后续管理
检测的最终目的是评估互感器状态并指导运维决策。评估应综合考虑：
- 单项指标符合性： 是否满足标准要求。
- 指标发展趋势： 与历史数据的对比变化趋势（如tanδ逐年增长、油中H₂持续升高）。
- 家族性缺陷信息： 关注同厂家、同型号、同批次设备的共性缺陷通报。
- 运行工况： 设备所处位置的短路电流水平、运行年限、环境条件等。
根据评估结果，制定后续管理策略：
- 继续运行： 各项指标合格且稳定，按正常周期检测。
- 缩短检测周期/加强监视： 存在轻微劣化或潜在风险点（如tanδ略有升高、油色谱有异常气体但未超标），需增加检测频次或部署在线监测手段。
- 安排检修： 存在可修复的缺陷（如密封不良、连接松动、轻度受潮）。
- 安排更换： 存在严重绝缘缺陷、特性严重劣化无法满足运行要求、接近或超过设计寿命且状态不佳。
结论
互感器检测是电力系统安全、稳定、经济运行的重要技术保障。它是一项理论严谨、实践性强、安全要求高的工作。只有通过科学制定检测计划，严格执行标准规程，规范操作检测设备，细致分析检测数据，准确评估设备状态，才能有效发现互感器存在的隐患和缺陷，为设备的安全运行、精准计量和可靠保护提供坚实的数据支撑，最终实现电网的安全可靠和优质经济运行。持续提升互感器检测的技术水平和管理水平，是电力工作者永恒的课题。