一起电流互感器介损超标故障的分析
浅谈电流互感器常见故障及处理
浅谈电流互感器常见故障及处理【摘要】电能计量装置中，电流互感器是其中一种必不可少的器具，如果它在运行使用中发生了故障，那么互感器本身的倍率就会成倍增加，进而导致电能计量误差变大。
为了减小电能计量误差，我们有必要对电流互感器故障进行控制。
本文从电流互感器的基本知识谈起，对电流互感器在运行使用中的常见故障进行分析，并在此基础上探讨出了几点相应的处理措施，以供同行参考。
【关键词】电流互感器；故障；处理方法互感器是一种在电力系统中被广泛使用的电力设备，一般分为两种，即电流互感器和电压互感器。
就电流互感器来说，当其应用于电力系统中时，能够成功的将电力系统中的大电流转换为小电流，配合上继电器，可对电力系统的运行安全进行保护。
但是，电流互感器在应用中如果发生了故障，那么就极有可能导致电能电压计量不准，增大计量误差，不利于电力计量管理。
因此，摸清电流互感器故障原因，并采取有效措施对其故障进行消除是当前电能计量工作中应当引起重视的一项工作。
一、电流互感器基本知识介绍所谓电流互感器，主要是指安设于电力系统中，能够将系统中的大电流转换成小电流的一种是电器。
当其与继电器配合时，可以对电力系统进行保护。
从电流互感器的性质上来说，该类电器也属于一种变压器，工作原理与变压器基本类似，只变换的对象不是电能电压，而是电流，所以电流互感器也可成为变流器。
比起变压器，电流互感器具有以下两个独特的特点：（1）电流互感器二次回路的负荷是仪表和继电保护装置的电流线圈，阻抗小，相当于变压器的短路运行。
而一次电流由线路的负载决定，不由二次电流决定。
因此，二次电流几乎不受二次负载的影响，只随一次电流的改变而变化，所以能测量电流，具有一定的准确级。
（2）电流互感器二次绕组不允许开路运行。
这是因为二次电流对一次电流产生的磁通是去磁作用，一次电流一部分用以平衡二次电流，另一部分用作励磁。
如果二次开路，则一次电流全部作为励磁作用，铁芯过饱和，二次绕组开路两端产生很高的电动势，从而产生很高的电压，这种是极不安全的，同时铁损也增加，有烧毁互感器的可能，所以电流互感器二次不能开路运行。
一起电容式电流互感器末屏故障分析与处理
科技与创新┃Science and Technology&Innovation ·132·2017年第16期文章编号：2095－6835（2017）16－0132－02一起电容式电流互感器末屏故障分析与处理李仕荣（肇庆市恒电电力工程有限公司，广东肇庆526000）摘要：随着城市化的进程加快，人们对电能的需求量也在不断增加，因此对在电力系统中电力计量的要求也开始变得越来越高。
电流互感器是一种将大电流变成小电流的特殊变压器，但在使用中电容型电流互感器由于末屏过热缺陷而易引发故障。
对电流互感器末屏故障进行了分析，并对110kV电流互感器末屏过热缺陷引起的故障进行了处理。
关键词：电流互感器；末屏故障；接地连片；螺杆断裂中图分类号：TM452+.3文献标识码：A DOI：10.15913/ki.kjycx.2017.16.132电流互感器是电力系统中用于电流测量、计量和保护等的重要设备。
它利用一定的比例关系将大电流变换为小电流，将高、低电压进行隔离，并配备适当的电流表计，起到测量高电压交流电路内的大电流的作用。
但由于其缺陷而引起的故障时有发生，因此有必要对其末屏过热缺陷进行分析。
1故障的发现在对某220kV变电站进行红外测温时，发现站内的110kV线路114间隔B相油浸式电容型电流互感器的末屏处存在过热，过热点最高温度为20.1℃，其余A相、C相相应部位的温度为5℃；改变观测角度，发现过热现象依然存在。
图1所示为114间隔B相CT 红外图谱及可见光照片。
图1114间隔B相CT红外图谱及可见光照片2缺陷检查试验图2B相CT末屏接地情况该线路停电后，现场检查发现B相电流互感器末屏的接地连片的压接螺杆断开，只有半截螺杆嵌在螺孔中，末屏的接地连片与设备外壳处于虚连状态。
图2为B相CT末屏接地情况。
为检查设备绝缘性能，对三相电流互感器进行主绝缘和末屏绝缘电阻测试、主绝缘和末屏的介损及电容量测试。
一起电容式电压互感器3U 0越线告警缺陷分析及处理
一起电容式电压互感器3U_0 越线告警缺陷分析及处理一．前言电容式电压互感器是一种高电压电力系统中广泛应用的电压互感器。
它采用了一种特殊的结构，利用电场原理将高电压信号转换为低电压信号，以提供仪表及保护继电器的工作所需的输入信号。
然而，由于某些特殊原因，这些电容式电压互感器在使用过程中会出现越线告警的现象，从而影响其正常工作。
因此，本文将从电容式电压互感器3U_0 越线告警的缺陷分析及处理这一角度，对其进行深入探讨，从而更好地保障电力系统的安全稳定运行。
二．电容式电压互感器电容式电压互感器是一种利用电场原理将高电压信号转换为低电压信号的电压互感器，可应用于高电压电力系统中的计量、保护及控制等领域。
由于电容式电压互感器采用了全封闭、零维抗和无噪音的设计，因此其具有如下优点：1.高抗干扰性能和抗污秽能力，可适用于恶劣的环境；2.高精度、长寿命、体积小、重量轻；3.具有较好的频率响应特性，适用于测量高次谐波及频率特性较差的电路。
三．电容式电压互感器3U_0 越线告警的定义电容式电压互感器3U_0 越线告警是指当电容式电压互感器额定电压的3 倍或以上时，电容式电压互感器内部出现越线现象，导致电压互感器的输出误差明显增大，影响测量和保护的准确性。
四．电容式电压互感器3U_0 越线告警的原因1.电容式电压互感器内部结构原因：电容式电压互感器的内部结构采用了一种柿子形折弯绝缘结构，虽然能更好地抵抗高电压和放电的影响，但是在电容式电压互感器高电压下，其内部绝缘件构造会受到热模量效应的影响，从而导致电容式电压互感器内部出现越线现象。
2.电容式电压互感器额定电压与设计误差原因：电容式电压互感器的额定电压是其设计的重要参数之一，这与电容式电压互感器的具体使用场合、环境和工作要求等相关。
在电容式电压互感器在设计过程中存在一定的误差，因此在实际使用过程中通常存在一定的误差。
3.身周电场变化原因：电容式电压互感器在使用过程中，受到周围的环境和电场的影响，这些影响可能会改变电容式电压互感器的内部电场分布和电场强度，从而导致电容式电压互感器输出的误差增大，造成3U_0 越线告警。
介损试验中出现误差的原因分析
介损试验中出现误差的原因分析摘要：测量介质损耗因数是高试工作中一种常用的绝缘试验，但在现场测出的数据不一定能反映设备的真实绝缘情况。
本文从介损仪接地不良、测量引线接触不良等方面对现场测量介损因数产生误差的原因进行分析，并对如何做好介质损耗试验提出几点措施。
关键词：介质损耗；试验方法；误差分析1 引言测量介质损耗因数作为一种能有效判断电气设备绝缘情况的试验，被广泛应用于高试工作中。
与绝缘电阻试验相比，介质损耗试验的灵敏度更高，不仅能检查出设备绝缘是否有贯通性缺陷或者整体受潮，还能检查出小体积设备未贯通的局部缺陷。
测量介质损耗的同时，还可以得到设备的电容量。
电容量的明显变化，说明设备内部电容发生故障。
在高试工作中，由于接线问题导致介损仪发出错误提示、测试结果超出合格范围之事时有发生，但这并不代表待测设备本身的绝缘有问题，也有可能是因为测试方法的错误导致介质损耗因数虚高。
每当遇到这些情况，就会花费高试人员很长时间去找出问题根源。
下面先简单介绍介损试验的原理，然后从测试仪器和测试方法两大方面具体分析在现场介损试验中导致测量误差的原因。
2 介质损耗试验的原理理想情况下，电介质——即绝缘材料不导电。
但现实中，在电压的作用下绝缘材料总会流过电流，产生损耗。
把在电压作用下电介质中产生的一切损耗称为介质损耗。
总电流和电压之间的夹角是功率因数角，将它的余角称为介质损耗角，的正切称为介质损耗因数。
西林电桥是现场常用的测量介质损耗因数的仪器。
在日常预试工作中经常用到的有正接法、反接法和自激法三种接线方法。
正接法适用于被试设备两级均为绝缘的情况，如干式电流互感器，电容型套管。
使用正接法测出来的数据一般比较准确，在条件允许时都应使用正接法。
反接法适用于被试设备一极接地的情况，如测量变压器绕组连同套管的介损，以及不拆线测量220kV及以上电容型电压互感器最顶层电容的介损。
自激法适用于分压电容中间无引出接头的电容型电压互感器，通过在二次剩余绕组上加一个低压，在两节电容中间获得高压，测得上下两节电容的介损因数。
电流互感器常见故障的原因及预防措施
1）电流互感器的绝缘很厚，有的绝缘包绕松散，绝缘层间有皱折，加之真空处理不良，浸渍不完全而造成含气空腔，从而易引起局部放电故障。
2）电容屏尺寸与排列不符合设计要求，甚至少放电容屏，电容极板不光滑平整，甚至错位或断裂，使其均压特性破坏。
因此，当局部固体绝缘沿面的电场强度达到一定数值时，就会造成局部放电。
上述局部放电的直接后果是使绝缘油裂解，在绝缘层间生成大量的x腊，介损增大。
这种放电是有累积效应的，任其发展下去，油中气体分析将可能出现电弧放电的特征。
3）由于绝缘材料不清洁或含湿高，可能在其表面产生沿面放电。
这种情况多见于一次端子引线沿垫块表面放电。
4）某些连接松动或金属件电位悬浮将导致火花放电，例如一次绕组支持螺母松动，造成一次绕组屏蔽铝箔电位悬浮，末屏引线接触或焊接不良甚至断线，均会引起此类故障。
5）-次连接夹板、螺栓、螺母松动，末屏接地螺母松动，抽头紧固螺母松动等，均可能使接触电阻增大，从而导致局部过热故障。
此外，现场维护管理不当也应引起重视。
例如，互感器进水受潮，虽然可能与制造厂的密封结构和密封材料有关，但是，也有维护管理的问题。
一般来说，现场真空脱气不充分或者检修时不进行真空干燥，致使油中溶解气体易饱和或油纸绝缘中残存气泡和含湿较高。
所有这些，都将给设备留下安全隐患。
艾驰商城是国内最专业的MRO工业品网购平台，正品现货、优势价格、迅捷配送，是一站式采购的工业品商城！具有 10年工业用品电子商务领域研究，以强大的信息通道建设的优势，以及依托线下贸易交易市场在工业用品行业上游供应链的整合能力，为广大的用户提供了传感器、图尔克传感器、变频器、断路器、继电器、PLC、工控机、仪器仪表、气缸、五金工具、伺服电机、劳保用品等一系列自动化的工控产品。
如需进一步了解相关互感器产品的选型，报价，采购，参数，图片，批发等信息，请关注艾驰商城。
浅析电流互感器故障处理与改进措施
浅析电流互感器故障处理与改进措施摘要：不管是从适应时代的发展还是从满足客户需求来看，电力企业都需要互感器是电网中最不可或缺的一大主要设备，主要分为电流互感器和电压互感器。
随着电网规模的日益扩大，电流互感器也越来越普遍，而随之互感器故障的发生频率也越来越高，对电网的安全稳定运行造成了严重的影响。
因此，本文对电流互感器故障处理与改进措施进行了具体的阐释和分析。
关键词：电流互感器；故障处理；改进措施一、电流互感器使用注意事项(一)极性连接要正确。
电流互感器一般按减极性标注，如果极性连接不正确，就会影响计量，甚至在同一线路有多台电流互感器并联时，全造成短路事故。
(二)二次回路应设保护性接地点，并可靠连接。
为防止一、二次绕组之间绝缘击穿后高电压窜人低压侧危及人身和仪表安全，电流互感器二次侧应设保护性接地点，接地点只允许接一个，一般将靠近电流互感器的箱体端子接地。
(三)运行中二次绕组不允许开路。
否则会导致以下严重后果：二次侧出现高电压，危及人身和仪表安全；出现过热，可能烧坏绕组；增大计量误差。
(四)用于电能计量的电流互感器二次回路，不应再接继电保护装置和自动装置等，以防互相影响。
二、电流互感器故障产生的原因在电力系统中，电流互感器与电网母线直接连接。
如果电流互感器发生故障，就会直接对电网的稳定运行产生影响，进而造成电力系统故障，导致系统无法正常运行。
（一）人为操作因素电流互感器使用中偶尔也会出现人为操作导致的问题,如电流互感器接线出松动甚至脱落、二次绕组出现开路等,使电流互感器接触不良,出现过热或放电。
（二）电流互感器内部潮湿现有电流互感器的生产工艺存在很多缺陷，互感器的密封性较差。
当电流互感器内部潮湿时，极易导致绝缘性能降低，在经过长时间的使用后，极易导致电容芯棒被击穿，进而引发电流互感器故障和电网故障。
（三）温度过高导致绝缘热击穿在正常情况下，电流互感器能够承受自身的温度和电流荷载。
但是，在某些特殊情况下，电流互感器的绝缘性能因温度过高而降低，导致随时有被击穿的可能。
10kV电压互感器运行故障原因分析及改进措施
10kV电压互感器运行故障原因分析及改进措施10kV电压互感器是电力系统中重要的电气设备，用于测量和监测高压电力系统中的电压变化。
在运行过程中，电压互感器也会出现各种故障，影响电力系统的正常运行。
对10kV电压互感器运行故障原因进行分析，并提出改进措施，对于提高电力系统的稳定性和可靠性具有重要意义。
1. 绝缘老化10kV电压互感器在长期运行过程中，绝缘材料会遭受电场、热场和环境等多方面影响，逐渐老化变质，导致绝缘性能下降，甚至出现击穿故障。
2. 温度过高电压互感器在运行过程中，由于工作电流过大或环境温度过高等原因，导致内部温度过高，加速了设备内部材料老化，降低了设备的工作性能。
3. 外部环境影响10kV电压互感器安装在户外，受到风雨、阳光等自然环境的侵蚀，外部绝缘子表面会积聚灰尘、杂物，导致绝缘子表面电阻增加，增加了放电风险。
4. 设备安装不合理电压互感器的安装位置、接线方式不合理，导致设备的电气连接不良，影响了设备的工作性能和稳定性。
5. 负载的影响10kV电压互感器在负载运行时，如果负载波动较大，设备内部的磁通也会发生变化，从而影响了电压互感器的输出性能。
6. 制造质量不合格电压互感器在制造过程中存在缺陷，如绝缘材料质量不合格、工艺不到位等，导致设备运行不稳定，容易发生故障。
1. 定期检测绝缘老化定期检测10kV电压互感器的绝缘性能，及时发现绝缘老化情况，并采取绝缘处理措施，延长设备的使用寿命。
3. 加强设备维护定期清洁电压互感器外部绝缘子表面，避免污浊物影响设备的绝缘性能，保证设备的安全运行。
5. 优化负载运行对负载运行情况进行监测和分析，采取措施稳定负载运行，减小负载波动对电压互感器的影响。
6. 加强质量管理加强对电压互感器制造过程的质量管理，确保制造工艺的合理性和制造质量的稳定性，提高设备的可靠性和稳定性。
220kv电流互感器变比及介损实验心得
220kv电流互感器变比及介损实验心得介质损耗试验现场对该电流互感器进行停电诊断试验，用10kV正接法测得B 相电流互感器主绝缘介质损耗值为0.347%，电容量为910.6pF，未超出规程中注意值，但对比A、C相增长较为明显，测试数据见表1。
绝缘电阻测试未见异常。
为进一步分析缺陷原因，对该电流互感器进行解体前试验，增加绝缘油耐压及介质损耗试验、一、二次绕组直流电阻试验、高压介质损耗试验和局部放电试验。
取绝缘油进行耐压及介质损耗试验，油耐压值为65kV，介质损耗值为0.73%，均符合规程要求。
主绝缘介质损耗值为0.399%，电容量为920.1pF，末屏介质损耗值与电容量分别为0.283%和801.6pF，绝缘电阻值未见异常。
对互感器做高压介质损耗试验进行进一步诊断，根据规程要求，测量电压从10kV到Uｍ/√3，介质损耗值增量不应超过±0.003，电容量变化量不得大于1%。
虽然试验中介质损耗值增量不到0.3%，但数值随试验电压升高而升高，当逐步降压测量时，曲线又重合形成闭口环路状。
该迹象为绝缘中存在气隙的表现，介质损耗值在试验电压达到气体起始游离电压之前保持稳定，随着电压升高，气体开始游离，介质损耗值急剧增大，曲线出现转折。
逐步降压测量时，由于气体放电随时间和电压的增加而增强，故介质损耗值高于升压时相同电压下的值，直至气体放电终止，曲线重合。
做一、二次绕组直流电阻试验，数据无异常。
局部放电试验对该电流互感器进行局部放电试验以进一步检查其绝缘性能。
起始放电电压为40kV，放电量达到500pＣ，远超规程中20pＣ的要求，熄灭电压为32kV。
根据局部放电图谱分析，应是油纸绝缘介质受潮的表现。
设备解体后发现，电容屏第4-6屏之间绝缘油劣化，有X蜡生成。
综合以上结果分析，造成缺陷的原因是：厂家在生产过程中工艺控制不严，电容芯体绕制过程中包扎不紧密，导致在绝缘层间存在空气间隙；第4-6屏为中间屏，真空干燥时干燥不彻底，内部有水分残留；设备在运行电压下发生局部放电，绝缘油劣化，产生X蜡并析出氢气、乙炔等故障气体，造成膨胀器顶起、油色谱超标、介质损耗值增大。
一起电容式电压互感器3U0越线告警缺陷分析及处理
图 ２ 故障检测步骤
１１４
« 电气开关» (２０２２. Ｎｏ. ４)
文章编号:１００４ － ２８９Ｘ(２０２２)０４ － ０１１４ － ０４
一起电容式电压互感器 ３Ｕ０ 越线告警缺陷分析及处理
郭晓ꎬ李锐锋ꎬ赵旭州ꎬ周刚
( 国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司ꎬ浙江 嘉兴 ３１４０００)
摘 要:本文采用了电容式电压互感器的运行原理、常见故障及其试验的方法ꎬ通过对一起电容式电压互感
ｃｉｆｉｃ ｃａｓｅｓꎬｔｈｒｏｕｇｈ ｔｈｅ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｉｎｓｕｌａｔｉｏｎ ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ ｔｅｓｔ ｄａｔａꎬｄｉｅｌｅｃｔｒｉｃ ｌｏｓｓ ａｎｄ ｃａｐａｃｉｔａｎｃｅ ｔｅｓｔ ｄａｔａꎬｔｈｅ ｄｉａｇ￣
ｎｏｓｔｉｃ ｔｅｓｔ ｏｆ ２２０ｋＶ ａｕｘｉｌｉａｒｙ ｂｕｓ ｖｏｌｔａｇｅ ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ ｉｓ ｃａｒｒｉｅｄ ｏｕｔ. Ｔｈｅ ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｄｉｅｌｅｃｔｒｉｃ ｌｏｓｓ ａｎｄ
可以看出ꎬ当 Ｃ１ 和 Ｃ２ 固定时ꎬ即压降比一定ꎬ
(４) 产品质量引起的故障
度不能满足要求ꎬ所以需在电路中配置补偿电抗器ꎬ
能出现有一些质量不过关的产品ꎬ也有的元件是因
Ｕ２ ＝ Ｋ Ｕ Ｕ１ － ( Ｚ Ｃ ＋ Ｚ Ｌ ) Ｉ
同时巡检的周期也要根据环境适当进行调整ꎮ
电压将随电流的变化而变化ꎬ动态变化的电压比精
ìïＺ Ｃ１ ＝ ｒ ｃ１ ＋ １
ｊωＣ１
ï
ï
íＺ ＝ ｒ ＋ １
ｃ２
ï Ｃ２
ｊωＣ２
ïï
î Ｚ Ｌ ＝ ｒ Ｌ ＋ ｊωＬ
(２) 局部放电故障
ＣＶＴ 的局部放电故障主要原因一般 ＣＶＴ 组件
电流互感器误差解决方案
电流互感器误差产生原因及解决方案一、电流互感器产生误差原因电流互感器主要由三部分组成：铁心、一次线圈和二次线圈。
由于铁心磁阻的存在，电流互感器在传变电流的过程中，必须消耗一小部分电流用于激磁，使铁心磁化，从而在二次线圈产生感应电势和二次电流，电流互感器的误差就是由于铁心所消耗的励磁电流引起的。
影响电流互感器的主要原因是内部参数，大致分为为四点：1、二次线圈内阻和漏抗对误差的影响，要改善误差应尽量减小R2和适当的X2值；2、铁芯截面对误差的影响，铁芯截面增大使铁芯的磁通密度减少，励磁电流减小，这样可以改善比差和角差；3、线圈匝数对误差的影响，增加匝数可以使磁通密度减小；4、减少铁芯损耗和提高导磁率，在铁芯磁通密度不变的条件下，减少铁芯励磁安匝和损耗安匝也将改善比差和角差，因此采用优质的磁性材料和采取适宜的退火工艺都能达到提高导磁率和减少损耗的目的。
在正常工作中的电流互感器其内部参数已经确定，这时它的误差大小将受二次电流（或一次电流）、二次负载阻抗、功率因数以及电源频率、铁芯剩磁、外界磁场和温湿度等影响。
在运行中，电流频率的变动对误差的影响比较复杂，频率变动不但影响铁芯损耗、磁通密度和线圈漏抗的大小，也同时影响了二次侧负载电抗值。
在非运行即正常检测的情况下，电流互感器产生误差的原因有以下几点：1、检测用的直流双臂电桥在测量使用中方法不规范，现使用的电桥为QJ42型携带式直流双臂电桥，使用后没有把倍率开关旋到“G”短路位置上；电源方式为仪器背面电池盒中装入3—5节1号干电池；导线没有原厂配线，为后自行添加配线，因此导线与各接线柱连接不严密，有部分金属丝暴露在空气中，这使得电桥在使用过程中由于导线受温度、湿度、以及人为触碰而产生微小误差。
2、电流互感器的底座为金属底座，易受到存放台面温湿度的影响，螺丝与底座连接处有缝隙，这样会导致电流互感器在清洗或上油漆的过程中水分进入，使得内部线圈受潮；有个别互感器外壳上有裂纹，也会使得内部线圈受潮或受温度影响。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
一起电流互感器介损超标故障的分析
摘要：110kV油纸绝缘电流互感器的介损试验能够有效地发现绝缘的受潮，油或浸渍物脏污或劣化变质以及绝缘中气隙发生放电等。
受粒子运动和粒子极化效应的影响，设备的绝缘发生异常时，粒子的运动和效应变得较为明显，使得介质损耗的测量数值偏大，本文通过一系列现象的分析，确定了各种粒子效应的存在对介质损耗因数的影响情况。
关键词:介质损耗；额定电压下的介损试验；带电粒子；Garton效应
本文主要针对所辖电网中110kV电流互感器设备的tanσ超标问题展开讨论，出现问题的该组设备均系某厂家1998-2004年期间所生产。
按照《国家电网公司输变电设备状态检修》试验规程(以下简称状检规程)的相关要求当tanσ的测量值超过0.8%时，状态评价为严重状态，当tanσ的增量超过30%状态评价为异常状态。
对于CT介损已经超过状检规程的要求，并且根据状检规程：如果测量值偏大或增量偏大，可以通过额定电压下的介损试验，测量介质损耗因数与测量电压之间的关系曲线确定其绝缘状况。
1 事故调查
2010年4月8日，春检例行试验中发现某110kV变电站110kV电流互感器主屏介损值超标(遵照状检规程2008年版110kV等级CT主屏的tgδ%≤0.8%)，与上一周期对比有明显增长，试验数据详见(表1) ，但两周期内CT的绝缘电阻（见表2）数据比较，都在规程范围内，绝缘状况良好。
随后将故障相CT本体油样取回进行油色谱、微水、油介损试验，试验结果证明该CT油品质量是合格的。
(见表3-4)
通过对表1的数据进行分析，表明A、B相主屏介质损耗超标，于是对末屏介质损耗进行了测试，结果均正常，状检规程标准为tanδ≤1.5%））。
同时发现，在4月8日的试验数据中出现的不同时间下tanδ是变化的，设备刚停运不久的tanδ和停运5小时左右后的tanδ，增量尽然高达36.2%。
而现场试验温度变化不大，排除了温度的影响。
不同时间下tanδ数据的增量，首先表明了介质损耗粒子性影响的存在，同时变化过大又说明在油品试验合格的情况下，固体绝缘中的老化问题造成的纤维素等粒子的存在影响了tanδ的测量。
从以上试验数据，可以进行初步的分析，油色谱数据反映出两只故障相CT 的油品质量合格，且试验数据与上周期相比较，没有明显变化，即：CT内部没有发生低能量的放电现象，没有出现密封不严绝缘受潮现象。
在此次设备问题发现之前，该间隔CT中，即和现有A、B两相为同型号的LCWB6-110W2的C相，已经由于介质损耗试验数据不合格将其更换，现有C 相型号为LB6-126GYW2的CT为更换后的CT。
在2007年3月16日的试验中，当时故障相C相的介质损耗试验数据见表5：
针对介质损耗超过标准限值的问题，考虑进行额定电压下的介损试验，用来排除粒子的存在对tanσ的影响，并且在状检规程中也明确指出，当发现介损试验数据存在问题时，要进行额定电压下的介损试验。
于是对A、B两相进行了额定电压下的介损试验，具体试验数据见表8。
并将测试数据进行了整理，绘制曲分析线图，详见图1和图2. 通过曲线图1、2不难看出，介质损耗随着所加试验电压的升高而降低，同时粒子效应从外施电压为20kV开始，这属于Garton 效应的一种现象解释，又存在绝缘老化时纤维素在高电压下的聚合现象，具体的解释，在下边的原因分析中都将做仔细说明。
但介损始终处于标准范围之上。
通过计算介质损耗变化率增量发现，结果远远超过标准中规定的±0.003。
2 原因分析
当发现tanσ超标问题，在排除电场、磁场、空间T型网络的干扰和外部脏污等问题后，对于试验数据本身就可以下结论了，这里主要有两个方面进行分析，一方面Garton效应，另一方面是粒子效应。
（1）介质中存在Garton效应:因为介质中存在带电粒子，在较高电场的作用下，粒子发生极化效应，使得原来离散于介质中的粒子发生了极化，如图3，粒子分布在了介质的两级，从而影响了交流电场下介质损耗的有功分量的通路如图4所示，进而发生了随电压增高介质损耗降低的现象。
油纸绝缘中，这种粒子的离散性和在较高电场下的极化在相关文献和经验中已经得到了证实，即对刚停运的设备立即做介质损耗试验的试验数据要比设备停运几小时后的试验数据小（表一设备刚停和停了几小时复测的试验数据的对比，差距较大，从侧面说明了粒子影响很大），这也要求停运较长时间的设备，要先进行1到2小时工作电压下的耐压试验，排除这种粒子极化效应的影响，才能使得试验数据更加较为真实的反映出设备的状况。
（2）即从离子的角度讲，存在在较高的电场作用下，油中胶体型带电粒子在在交变工作电场作用下的运动受到纸纤维阻拦，而这种阻拦有随电场强度增加而更明显的规律。
因此，含有胶体型带电粒子的油的损耗因数随电场强度提高减小得多；由于胶体型微粒包括微生物等有时会存在于油品中，而在常规的加热滤油等措施下，无法将其滤除，因为其粒子直径要小于滤纸的孔径，考虑到在这种粒子效应的存在会影响的介质损耗的大小，我们进行了额定电压的试验。
但试验结果介质损耗虽有所下降，但依然超过了规程中要求的标准限值。
（3）由于绝缘内部老化问题的出现，固体绝缘中伴随着老化产生的纸纤维，随着电压的升高，纸纤维发生聚合，使得随粒子发生碰撞聚合的起始电压开
始（由图1、2可知），粒子数目又发生逐步减少的现象，进而出现介质损耗出现下降的趋势。
3 结论
通过对一系列可能存在的问题进行了分析，排除了各种干扰的影响，可以断定试验设备存在以上问题，应该对其进行更换，防止其长时间运行在设备绝缘加速劣化的过程中发生事故，要坚决防患事故于未然，保证电网的可靠。
针对高压介损试验的各种影响因素，要进行综合分析：
（1）在常规介质损耗试验中发现tanσ不符合规程要求时，要进行额定电压下的介损试验，在排除各种干扰后，方能断定设备是否异常。
（2）设备停运后，应尽快对其进行介损试验，如果长时间未投运的设备，应在进行介质损耗试验前，进行1到2小时的耐压试验。
（3）由于互感器等设备的小容量特性，虽然油品质量没有发现问题，但其介质损耗试验所发现的潜在缺陷依然要给予非常高的重视。
（4）微观理论下的介质的粒子特性，能够较为全面和准确的解释介质损耗值的各种变化以及趋势，对于工程试验人员也有很大的帮助，能够分析出设备潜在的危害和试验数据表征出的现象本质。
4 防范措施
（1）判断出设备出现老化、劣化、受潮等现象要仔细分析其中原因，排除固有粒子的影响，如极化、胶体粒子引起的增大或减小外，对于依旧存在的试验数据超过标准限制的设备要给予足够的重视，防止劣化现象蔓延导致电网设备的安全性受到威胁。
（2）发现绝缘出现劣化的设备要尽早处理和更换，对于绝缘损坏的现状要尽早的有预见性，随着绝缘的劣化，电压的畸变的影响越来越大，需要及早处理和更换。
参考文献：
【1】C.G.Garton, Dielectric Loss in Thin Films of Insulating Liquids, Journal of IEE, V ol.88, No.23, 1947, pp, 23-40.
【2】李建明、朱康等，高压电气设备试验方法[M].中国电力出版社，1984.
【3】国家电网公司输变电设备状态检修试验规程2008.04
【4】左文启等，Garton效应对膜纸复合绝缘电容器介损测量值的影响及对策[J]
【5】陈化钢.电气设备预防性试验方法[M].水利电力出版社, 1994.。