对互感器的状态识别依据是使用前几文章所述的方法对其进行试验所得到的试验数据。在得到试验数据后，首先要进行试验结果正确性判断，排除试验方法原则上的错误和环境、人为因素等的影响；然后把试验结果与规程、标准相比较，与历史资料相比较，与其它同类产品相比较，综合利用多个试验方法的试验数据进行联合分析；最后根据分析对互感器的状态进行判断。
一、互感器故障种类及分析
1、绝缘结构
35kV及以上电压等级互感器一般为油纸绝缘结构。220kV电压等级互感器的主绝缘结构为电容型结构,也就是由串联的电容屏组成的电容芯构成。电容屏由铝箔或半导体纸制成,电缆纸连续缠绕组成屏间绝缘,电容屏主屏端部附有副屏以改善端部电场,电容芯经真空干燥处理后组装在瓷套内。
2、故障形成原因
2.1 绝缘热击穿
高压电流互感器既承受高电压,又通过大电流,绝缘介质在高电压作用下的介质损耗以及电流热效应使绝缘温度升高。如果有缺陷,将出现热损耗增加,绝缘温度升高,在超过绝缘材料的工作温度下长期运行,就会造成绝缘热击穿。
2.2 局部放电损坏
220 kV电流互感器主电容在正常状态下电压均匀分布,如果生产制造过程中工艺不合格,就会造成电容极板不光滑,绝缘包绕松紧不均、外紧内松、纸有皱格,电容屏错位、断裂,“并腿”时损伤绝缘等缺陷；因下部U型卡子卡得过紧使绝缘变形,还会因端屏铝箔没有孔眼而在非真空注油时,电容屏间存积气泡,从而改变电容屏间的电压分布,使个别电容屏承受较高的场强,出现严重电晕或较强的局部放电,如果没有被发现或处理不及时,将导致整个电容芯棒绝缘裂解击穿事故。
2.3 受潮
由于端部密封不严而进水受潮,引起互感器内部游离放电加剧,内部沿面放电,是电流互感器绝缘劣化的主要原因之一。电流互感器的U型电容芯棒的底部离油箱底部很近,进入互感器内的水沉积于电容芯棒底部,芯棒打弯处绝缘受潮严重,是绝缘最薄弱的部位,在工作场强的长期作用下,使一对或几对主电容屏击穿,甚至导致整个电容芯棒的击穿,从而造成爆炸事故。
2.4 绝缘干燥和脱气处理不彻底
220 kV电流互感器若不进行真空注油,致使内部气体无法排出,或虽然进行了真空注油,但不能保持高真空度,或脱气处理时间不够,干燥不彻底,在运行电压和温度的作用下,就会发生热和(或)电老化击穿。
2.5 人员过失
常见的过失有一次引线接头松动、注油工艺不良、二次绕组开路、电容末屏接地不良等。由于这些过失常导致局部过热或放电,使油中溶解气体色谱分析结果异常。
二、互感器故障诊断方法
1、进行预防性试验
DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》规定了电流互感器的预防性试验项目有：测量绕组及末屏的绝缘电阻、测量介质损耗因数tanδ及电容量和油中溶解气体色谱分析等，通过对这些项目的测试结果进行综合分析，可以发现进水受潮及制造工艺不良等方面的缺陷。
2、局部放电测量
常规绝缘试验不能检出电流互感器的局部放电型缺陷，而进行局部放电测量能灵敏地检出该类型的缺陷。《规程》规定，电流互感器在大修后进行局部放电测量。220 kV油浸式互感器在电压为1.1Um/√3时，放电量不大于20 pC。
3、在线监测和红外测温
高压电流互感器开展的在线监测项目主要有：测量主绝缘的介质损耗因数tanδ、电容量和电容电流。现场测试表明，它对检测出绝缘缺陷是非常有效的。
红外测温是根据电流互感器的内部结构和运行状态，依据传热学理论，分析金属导电回路、绝缘油和气体等引起的传导、对流，从电流互感器外部显现的温度分布热像图，判断内部故障。测试结果表明，它对检测电流互感器内部接头松动是有效的。
4、直观检查方法
4.1 二次回路开路引起的异常“嗡嗡”声
运行中的某相电流互感器发出较大的“嗡嗡”声，该回路中电流表无指示，功率表、电能表等无指示或指示偏小。导致这种异常现象的原因就是二次侧开路( 因二次回路接线端子接触不良造成的开路， 同时伴有火花放电现象。未开路相的电流互感器声音正常， 相关仪表指示正确 )。
二次回路开路时在其端口处将产生过电压，严重时可引起绝缘击穿，导致接地或将二次端口烧坏等，过电压也会对人身造成极大危害。因此有关规程规定，电流互感器二次侧严禁开路，造成以上故障的主要原因有以下三点：一是二次侧接线螺丝松动或压接不紧； 二是二次回路中有断线；三是检修人员工作不慎造成的二次回路开路等。
处理的方法是，将设备停电后，检查二次回路接线，找出开路点并处理。
4.2 铁心紧固螺丝松动引起的异常“嗡嗡”声
电流互感器发出较大均匀的“嗡嗡”声，但所接仪表指示正常，这是由于铁心螺丝松动， 铁心振动幅度增大所引起的，而且声音的大小随着负荷变化而变化，负荷愈大声音则愈大。在此情况下长期运行，电流互感器会严重发热，造成绝缘老化、导致接地、绝缘击穿等后果。
对此，除应加强监视外，同时应申请停电处理。处理时应全面检查，找到松动螺丝并将其紧固。
4.3 表面污物或灰尘引起的异常声音
电流互感器表面有污物或灰尘，在阴雨雾天时会引起“噼啪”放电声，同时可能有电晕出现。 如果放电严重应加强监视并申请停电处理。
当电流互感器内部有严重放电声，其主要原因是内部绝缘降低，造成一次对二次绕组或铁心放电。发现这种情况时，应立即停电处理。
三、诊断实例
1、氢气、总烃含量超标
某电厂220 kV升压站某出线U相电流互感器(型号:LB9220W)运行中金属膨胀器动作,经油中溶解气体色谱分析氢气、总烃含量超标,次日氢气、总烃含量数据增长较快,然后将该设备退出运行。
试验数据表明：甲烷含量比较高,氢气、总烃严重超标,未出现乙炔,微水量明显增大,分析原因是互感器内部存在局部放电引起绝缘油裂解所致。
从电气试验结果看,试验电压由10kV到Um/ 3,介质损耗因数tanδ变化量超过了±0.3%,表明电流互感器内部严重受潮。
经查,该电流互感器为备品,由于端部密封结构不合理,密封垫老化失去弹性,不仅漏油现象严重,还造成密封不严,致使潮气侵入,互感器严重受潮。投运前,在对该互感器进行干燥和充油过程中,又未做真空处理,这样不仅干燥效果不好,而且在纸层间、油中都积存有大量气体,检修后绝缘得不到根本改变,在投运后产生局部放电,绝缘仍继续劣化,最终发展成放电故障,由于进行了油中溶解气体色谱的跟踪分析及处理及时才避免了一次事故的发生。
2、红外测温异常
某变电站在进行1号主变压器220 kV侧电流互感器测温时，发现该设备三相整体温度有差异，其三相温度分别为U相27.4℃、V相27.4℃、W相29.2℃(瓷外表面同一位置处),当连续监测到第6天时，三相温差已达到2.9℃。
设备停电后，分别对三相设备进行了电气和色谱试验，从电气试验结果看，W相电流互感器内部存在绝缘介质劣化或老化现象，介质损耗增大；从油中溶解气体色谱分析结果看，甲烷、乙烯含量比较高，氢气、总烃严重超标,且出现了乙炔，分析是W相电流互感器内部裸金属过热引起绝缘油裂解所致。
在厂家解剖W相电流互感器时，发现一次绕组引线连接头处有明显的电弧灼伤痕迹，分析认为此灼伤痕迹是由于雷击过电压侵入互感器内部所致。
四、互感器故障预防措施
1、一次端子引线接头要接触良好
电流互感器的一次端子引线接头部位要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止产生过热性故障。L2端子与膨胀器外罩应注意作好等电位连接，防止电位悬浮。另外，对二次线引出端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。
2、测试值异常应查明原因
当投运前和运行中测得的介质损耗因数tanδ值异常时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系；当伴随温度明显变化或试验电压由10 kV上升到Um/√3，tanδ变化量超过±0.3%时，应退出运行。油中溶解气体色谱分析结果异常时，要跟踪分析，考察其增长趋势，若数据增长较快，应引起重视。检测表明，色谱法对电流互感器的放电等故障是完全可以有效地发现，并将事故消灭在萌芽状态。
一、互感器故障种类及分析
1、绝缘结构
35kV及以上电压等级互感器一般为油纸绝缘结构。220kV电压等级互感器的主绝缘结构为电容型结构,也就是由串联的电容屏组成的电容芯构成。电容屏由铝箔或半导体纸制成,电缆纸连续缠绕组成屏间绝缘,电容屏主屏端部附有副屏以改善端部电场,电容芯经真空干燥处理后组装在瓷套内。
2、故障形成原因
2.1 绝缘热击穿
高压电流互感器既承受高电压,又通过大电流,绝缘介质在高电压作用下的介质损耗以及电流热效应使绝缘温度升高。如果有缺陷,将出现热损耗增加,绝缘温度升高,在超过绝缘材料的工作温度下长期运行,就会造成绝缘热击穿。
2.2 局部放电损坏
220 kV电流互感器主电容在正常状态下电压均匀分布,如果生产制造过程中工艺不合格,就会造成电容极板不光滑,绝缘包绕松紧不均、外紧内松、纸有皱格,电容屏错位、断裂,“并腿”时损伤绝缘等缺陷；因下部U型卡子卡得过紧使绝缘变形,还会因端屏铝箔没有孔眼而在非真空注油时,电容屏间存积气泡,从而改变电容屏间的电压分布,使个别电容屏承受较高的场强,出现严重电晕或较强的局部放电,如果没有被发现或处理不及时,将导致整个电容芯棒绝缘裂解击穿事故。
2.3 受潮
由于端部密封不严而进水受潮,引起互感器内部游离放电加剧,内部沿面放电,是电流互感器绝缘劣化的主要原因之一。电流互感器的U型电容芯棒的底部离油箱底部很近,进入互感器内的水沉积于电容芯棒底部,芯棒打弯处绝缘受潮严重,是绝缘最薄弱的部位,在工作场强的长期作用下,使一对或几对主电容屏击穿,甚至导致整个电容芯棒的击穿,从而造成爆炸事故。
2.4 绝缘干燥和脱气处理不彻底
220 kV电流互感器若不进行真空注油,致使内部气体无法排出,或虽然进行了真空注油,但不能保持高真空度,或脱气处理时间不够,干燥不彻底,在运行电压和温度的作用下,就会发生热和(或)电老化击穿。
2.5 人员过失
常见的过失有一次引线接头松动、注油工艺不良、二次绕组开路、电容末屏接地不良等。由于这些过失常导致局部过热或放电,使油中溶解气体色谱分析结果异常。
二、互感器故障诊断方法
1、进行预防性试验
DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》规定了电流互感器的预防性试验项目有：测量绕组及末屏的绝缘电阻、测量介质损耗因数tanδ及电容量和油中溶解气体色谱分析等，通过对这些项目的测试结果进行综合分析，可以发现进水受潮及制造工艺不良等方面的缺陷。
2、局部放电测量
常规绝缘试验不能检出电流互感器的局部放电型缺陷，而进行局部放电测量能灵敏地检出该类型的缺陷。《规程》规定，电流互感器在大修后进行局部放电测量。220 kV油浸式互感器在电压为1.1Um/√3时，放电量不大于20 pC。
3、在线监测和红外测温
高压电流互感器开展的在线监测项目主要有：测量主绝缘的介质损耗因数tanδ、电容量和电容电流。现场测试表明，它对检测出绝缘缺陷是非常有效的。
红外测温是根据电流互感器的内部结构和运行状态，依据传热学理论，分析金属导电回路、绝缘油和气体等引起的传导、对流，从电流互感器外部显现的温度分布热像图，判断内部故障。测试结果表明，它对检测电流互感器内部接头松动是有效的。
4、直观检查方法
4.1 二次回路开路引起的异常“嗡嗡”声
运行中的某相电流互感器发出较大的“嗡嗡”声，该回路中电流表无指示，功率表、电能表等无指示或指示偏小。导致这种异常现象的原因就是二次侧开路( 因二次回路接线端子接触不良造成的开路， 同时伴有火花放电现象。未开路相的电流互感器声音正常， 相关仪表指示正确 )。
二次回路开路时在其端口处将产生过电压，严重时可引起绝缘击穿，导致接地或将二次端口烧坏等，过电压也会对人身造成极大危害。因此有关规程规定，电流互感器二次侧严禁开路，造成以上故障的主要原因有以下三点：一是二次侧接线螺丝松动或压接不紧； 二是二次回路中有断线；三是检修人员工作不慎造成的二次回路开路等。
处理的方法是，将设备停电后，检查二次回路接线，找出开路点并处理。
4.2 铁心紧固螺丝松动引起的异常“嗡嗡”声
电流互感器发出较大均匀的“嗡嗡”声，但所接仪表指示正常，这是由于铁心螺丝松动， 铁心振动幅度增大所引起的，而且声音的大小随着负荷变化而变化，负荷愈大声音则愈大。在此情况下长期运行，电流互感器会严重发热，造成绝缘老化、导致接地、绝缘击穿等后果。
对此，除应加强监视外，同时应申请停电处理。处理时应全面检查，找到松动螺丝并将其紧固。
4.3 表面污物或灰尘引起的异常声音
电流互感器表面有污物或灰尘，在阴雨雾天时会引起“噼啪”放电声，同时可能有电晕出现。 如果放电严重应加强监视并申请停电处理。
当电流互感器内部有严重放电声，其主要原因是内部绝缘降低，造成一次对二次绕组或铁心放电。发现这种情况时，应立即停电处理。
三、诊断实例
1、氢气、总烃含量超标
某电厂220 kV升压站某出线U相电流互感器(型号:LB9220W)运行中金属膨胀器动作,经油中溶解气体色谱分析氢气、总烃含量超标,次日氢气、总烃含量数据增长较快,然后将该设备退出运行。
试验数据表明：甲烷含量比较高,氢气、总烃严重超标,未出现乙炔,微水量明显增大,分析原因是互感器内部存在局部放电引起绝缘油裂解所致。
从电气试验结果看,试验电压由10kV到Um/ 3,介质损耗因数tanδ变化量超过了±0.3%,表明电流互感器内部严重受潮。
经查,该电流互感器为备品,由于端部密封结构不合理,密封垫老化失去弹性,不仅漏油现象严重,还造成密封不严,致使潮气侵入,互感器严重受潮。投运前,在对该互感器进行干燥和充油过程中,又未做真空处理,这样不仅干燥效果不好,而且在纸层间、油中都积存有大量气体,检修后绝缘得不到根本改变,在投运后产生局部放电,绝缘仍继续劣化,最终发展成放电故障,由于进行了油中溶解气体色谱的跟踪分析及处理及时才避免了一次事故的发生。
2、红外测温异常
某变电站在进行1号主变压器220 kV侧电流互感器测温时，发现该设备三相整体温度有差异，其三相温度分别为U相27.4℃、V相27.4℃、W相29.2℃(瓷外表面同一位置处),当连续监测到第6天时，三相温差已达到2.9℃。
设备停电后，分别对三相设备进行了电气和色谱试验，从电气试验结果看，W相电流互感器内部存在绝缘介质劣化或老化现象，介质损耗增大；从油中溶解气体色谱分析结果看，甲烷、乙烯含量比较高，氢气、总烃严重超标,且出现了乙炔，分析是W相电流互感器内部裸金属过热引起绝缘油裂解所致。
在厂家解剖W相电流互感器时，发现一次绕组引线连接头处有明显的电弧灼伤痕迹，分析认为此灼伤痕迹是由于雷击过电压侵入互感器内部所致。
四、互感器故障预防措施
1、一次端子引线接头要接触良好
电流互感器的一次端子引线接头部位要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止产生过热性故障。L2端子与膨胀器外罩应注意作好等电位连接，防止电位悬浮。另外，对二次线引出端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。
2、测试值异常应查明原因
当投运前和运行中测得的介质损耗因数tanδ值异常时，应综合分析tanδ与温度、电压的关系；当伴随温度明显变化或试验电压由10 kV上升到Um/√3，tanδ变化量超过±0.3%时，应退出运行。油中溶解气体色谱分析结果异常时，要跟踪分析，考察其增长趋势，若数据增长较快，应引起重视。检测表明，色谱法对电流互感器的放电等故障是完全可以有效地发现，并将事故消灭在萌芽状态。
