2 FDS试验数据讨论与分析
    2.1试验背景
    本次对某220kV变电站的4支110kv油纸绝缘型电流互感器进行FDS试验。试验仪器采用进口IDAX-300型绝缘诊断分析仪，4支被试电流互感器均为同一厂家、同一型号、同一批次产品。4支被试电流互感器的运行环境：#1电流互感器为＃1主变中压侧（110kV）总路开关的B相电流互感器，试验前顶部金属膨胀器已动作且上部顶盖已被顶开；#2电流互感器为＃2主变中压侧（110kV）总路开关的A相电流互感器，试验前顶部金属膨胀器已动作，顶盖明显凸起变形；#3电流互感器和＃4电流互感器为某110kv间隔的A相和C相电流互感器，试验前运行情况正常。4支电流互感器工频介损：#1电流互感器为1.6%; #2电流互感器为0. 65%; # 3电流互感器为0.235%; #4电流互感器为0. 25%。

    2.2电容实部与频率的关系
    复电容实部与频率的关系如图2所示。低频段（1mHz～1Hz）复电容实部对含水量变化敏感，随着含水量的增加呈现增加趋势，且频率越低增幅越大；频率大于1Hz时，复电容实部基本不随着含水量和频率变化，不能灵敏反映含水量的差异。分析其原因为电流互感器受潮或老化，绝缘系统内部杂质离子（极性介质）数目增加，在低频段，由于离子转向极化响应速度可与电场变化周期相比拟，因此绝缘介质内部束缚电荷数增加，导致相对复介电常数实部增大；但是随着电场频率的提高，离子转向极化响应速度落后于电场变化周期，使得可束缚电荷数目下降，复介电常数实部从而在高频段随含水量变化。

    2.3电容虚部与频率的关系
    复电容虚部与频率的关系如图3所示。复电容虚部整体呈现出随着电流互感器含水量的增加而变大，随着电场频率的降低而大幅增加的趋势。#1电流互感器、#2电流互感器的复电容虚部曲线呈凸函数特性，在整个频率内#1电流互感器曲线都高于＃2电流互感器曲线，在高频段（1Hz～1kHz）二者曲线基本平行；#3电流互感器、#4电流互感器复电容虚部曲线呈凹函数特性，在低频段（1mHz～1 Hz） # 4电流互感器曲线高于＃3电流互感器曲线，但在高频段二者曲线基本一致。随着电流互感器含水量的增加，流过纸的传导电流增大，传导损耗增大，传导损耗在整个频率内都存在。除此之外，夹层极化等有损极化产生的有功损耗也会随着含水量的增加而增加，但随着频率的提高增幅越来越小，这是因为高频电场下介质极化响应速度无法跟上电场变化。因此，在高频段，复电容虚部主要受传导损耗影响；在低频段，复电容虚部受传导损耗和极化损耗共同作用。

    2.4介损与频率的关系
    电流互感器频率和介损关系如图4所示。4支电流互感器的介质损耗角正切总体呈现出随电压频率的升高而下降的趋势。#1电流互感器、#2电流互感器的频谱曲线变化趋势较为相似，#1电流互感器频谱曲线几乎是＃2电流互感器频谱曲线的整体大幅抬升，且2支电流互感器频谱曲线整体呈现“凸”状。#3电流互感器、#4电流互感器频谱曲线整体呈现“凹”状，在1mHz-1 Hz区间基本平行，差值较小；1～1 000 Hz区间基本重合。根据介损试验结果和电流互感器诊断结果（表1）可知：#1电流互感器绝缘油介损良好，但本体工频介损已达1.6%，远大于相关标准规定（1.0％以内）；#2电流互感器本体工频介损在允许值内，但与上次试验值。.24％相比增幅明显，另外在25℃下绝缘油介损达到0.444%，根据有关标准，绝缘油存在较严重的老化现象；#3电流互感器、＃4电流互感器各项指标正常。



    分析认为，#1电流百感器内部绝缘纸受潮，纸的亲水性远大于油的亲水性，使得绝大部分微水存在于绝缘纸内，而电流互感器绝缘系统存在的电容屏进一步阻挡了绝缘纸中微水向油中扩散，导致了＃1电流互感器本体介损超标但绝缘油介损合格。#2电流互感器绝缘油发生了较为严重的老化，在老化过程中产生一定量的微水和附加产物，这些老化产物多为极性介质，附着在绝缘纸外壁或屏间，导致本体介损增加；而老化过程产生的微水毕竟少，不至于导致绝缘纸严重受潮。另外，#1电流互感器、#2电流互感器作为变压器中压侧总路开关电流互感器，负荷较重，运行环境相对恶劣，进一步促进了其内部绝缘的劣化。#3电流互感器、#4电流互感器运行情况良好，绝缘状况较好。

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