预防llOkV -500kV互感器事故措施一，各类油浸式互感器1互感器的选用1.1油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正床结构型式•其绝缘油应符合国家 标准和行业标准.1.2所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求, 特别是小电流比的电流互感器.1.3互感器瓷套爬电距离及伞裙结构应满足安装地点污秽等级及防雨闪要求, 对重污秽区应选用复合硅橡胶套管或大小金裙结构的防污型瓷套.1.4对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂吋进行0.8UlrU.0UlnJ.2 U1 n及 1.5Uln的铁磁谐振试验（注:Uln指额定一次相电压，下同）.1.5 110kV-330kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准，规程的要求进行局部 放电试验.5OOkV油浸式互感器岀厂时的局部放电试验，宜按下述程序和要求进 行:740kV（lmin 激发）一一55OkV （lmin）,局放量不大于 1OPC 为合格;或 740kV（lmin 激发）一一381kV（lmin）,局放量不大于5PC为合格.1.6对llOkV及以上电压等级电流互感器，应要求制造厂在出厂吋进行10kV和 额定电床下的介损和电容量测量.220-500kV电流互感器除应进行上述测量外, 还应测取tg6=f（U）的关系曲线（上升和下降），同时注意相应电容量的变化.2新安装和大修后互感器的投运2.1互感器投运前应做好检查和试验,其试验结果应与出厂值一致，差别较大吋 应分析并查明原因.不合格的互感器不得投入运行•对于用于计量的互感器，在 交接试验时应进行误差试验.2.2新安装和检修后的互感器,投运前应仔细检查密封状况•油浸式互感器不应 有渗漏油现象，并调整油面在相应位置,使之在最低环温吋仍有指示•有渗漏油 问题的互感器不得投运.2.3互感器在投运前应注意检查各部位接地是否牢同可靠，如电流互感器的电 容末屏接地，电磁式电床互感器高床绕组的接地端（X或N）接地，电容式电圧互感 器的电容分丿玉器部份的低压端子（6或N）的接地及互感器底座的接地等,严防出 现内部悬空的假接地现象.互感器安装用构架则应有两处与接地网可靠连接.2.4交接试验和投运前,针对有疑问的油浸式互感器应进行90C油介损测量，油 中溶解气体分析和微水分析;电流互感器要分别测量主绝缘和末屏对地介损及 电容量;电磁式电丿*互感器要分别测量整体和绝缘支架的介损.2.5电磁式电压互感器在交接试验和投运前,应进行1.5 Uln（＞|性点有效接地系 统）或1.9 Uln（中性点非有效接地系统）电压下的空载电流测量，其增量不应大于 出厂试验值的10%.2.6电容式电丿衣互感器在投运前，其中间变床器应进行各绕组绝缘试验和空载试 验（由于产品结构原因现场无法拆开吋除外）.2.7电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电 气联结应接触良好,防止产生过热性故障.应检查膨胀器外罩等电位联结是否可 靠，防止出现电位悬浮•互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作 造成内部引线扭断.2.8已安装好的互感器,若未带电运行（110kV及以上大于半年;35kV及以下一年 以上），在投运前应按预试规程规定周期进行预试和检查，测试数据与上次试验 对比应无明显差别.3互感器检修与改造3.1油浸式互感器检修时应注意器身暴露吋间不得超过规定，复装吋必须真空 注油•绝缘油应经真空脱气处理•注油工艺,真空度，抽真空吋间，注油速度等应按” 互感器运行检修导则”规定进行•应从互感器上部注油（带有专用取注油阀的除 外），避免底部注油带入气泡.3.2老型带隔膜式及气梨式储油柜的互感器,应加装金属膨胀器进行密封改造. 密封改造前应对互感器进行试验，属绝缘性能有问题的老旧互感器，则退出运行 不再进行改造•现场密封改造应在晴好天气进行•对尚未改造的互感器应在每年 预试或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换•对隔 膜丄有积水的互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验,试验不合格的互感器 应退出运行.3.3已运行20年以上的互感器，应考虑设备更新改造.4事故预防及缺陷处理4.1对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套,要经常检查硅橡胶表面有无放电 现彖，如有应及时处理.4.2对运行中渗漏油的互感器,应根据情况限期处理.油浸式互感器严重漏油及 电容式电床互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行.根据互感器具体结构，定 期进行油样分析，油中含水量应在运行温度下取样测量，对于含水量大于 10X10-6L/L的互感器要加强监视或进行油处理.4.3应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器;对介损丄升或怀疑存在 缺陷的互感器，应缩短试验周期,进行跟踪检查和分析，以查明原因•全密封型互 感器，当油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速 率,并综合诊断:如产气速率增长较快，应加强监视;如监测数据稳定，则属非故障 性氢超标，可安排脱气处理.为发现油中有乙块存在时，应立即停止运行,进行全 而的电气绝缘性能试验和局部放电测量.4.4运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，表明内部故障，应立即退出运行. 半电床互感器二次电床异常变化吋，应迅速查明原因（如CVT可能发生自身铁磁 谐振，电磁式电压互感器可能发生内部绝缘故障等），并及吋处理.4.5为防止铁磁谐振过电压烧毁电磁式电压互感器，在系统运行方式和倒闸操 作中应避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线，半运 行方式不能满足要求时，应采取其它措施，如更换为电容式电压互感器等.4.6为防止电容式电压互感器故障,应注意对电磁单元进行认真检查，如发现阻 尼器未接入吋，互感器不得投入运行•半互感器出现界常响声吋应退出运行.半 测试电磁单元对地绝缘电阻时，应注意内接避雷器对绝缘电阻的影响.为采用电 磁单元作为电源来测量电容分床器C1和C2的电容量和介损时，应按制造厂说 明书规定进行厂般控制中压端子对地电压不超过2.5RV,以保证安全.测量C2时 应防止补偿电抗器两端的限床元件损坏，对C2电容量大的产品应适半降低试验 电压.4.7为避免油纸电容型电流互感器底部事故吋扩大影响范囤，应将接母差保护 的二次绕组设在一次母线的L1侧.4.8根据电网发展情况，应注意验算老型电流互感器动热稳定电流是否满足要 求，若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值吋，应 及吋安排更换. 4.9积极开展互感器监测及红外测温等带电监测工作，及时发现运行中互 感器的缺陷，以减少事故发生，并逐步实现状态检修.二JlOkV〜500kVSF6电流互感器1工厂验收1.1应要求用铸铝合金制造电容屏接筒，以免因为材质偏软导致电容屏接筒移位 血发生放电故障.1.2加强对绝缘支撑件的检验控制，确保支撑件满足在全电用下20h无局部放 电的要求.此外，装配吋应保证绝缘支撑件的工艺清洁度，确保其沿面的绝缘性 能可靠.1.3电容屏接筒的I古I定螺钉应拧紧，防止螺钉松动造成电容屏接筒移位.2运输2.1产品应卧置装车，其轴线应与运输方向一致，注意防震，可垫放轮胎之类缓冲 物体•并检查SF6气体压力应为0.08^0.1MPa.2.2在每台产品上安装量程为10g的振动记录仪或安装振动子（110kV-220kV安 装10gl个,500kV安装10g和20g各1个），到达H的地后应在各方人员到齐情况 下检查振动记录装置的记录，若记录数值超过10g或10g钢珠落下，则产品应返 厂检查.2.3运输应匀速平稳，按制造厂规定限速行驶.2.4应要求制造厂采取有效措施，防止运输过程中内部构件（特别是电容屏接筒） 震动移位，避免形成事故隐患.用户口行运输吋应按制造厂规定执行.3安装 3.1进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力（0.39一一0.4MPa）＞置lh后进行SF6气体微水测量和老练试验•老练试验程序 如下： 预加1.1倍设备额定相对地电压10分钟，然后下降至0;施加1.0倍设备额定相对地电压5分钟，接着升到1.73倍设备额定相对地电压3分钟，然后下降至0.3.2老练试验后应进行工频耐压试验，所加试验电压值为出厂试验值的90%.3.3 GIS中的电用互感器安装前，也应单独进行倍频感应耐压试验.3.4进行老练试验和工频耐圧试验后，应进行局部放电实验.3.5投运前，应进行SF6气体泄露试验和含水量测定.4运行维护4.1运行中应巡视检查气体密度表工况，产品年漏气率应小于1%.4.1.1若压力表偏出绿色正常压力区（表压小于0.35Mpa）吋，应引起注意,并及吋 按制造厂要求停电补充合格的SF6新气，控制补气速度约为0.1MPa/h.—般应停 电补气，个别特殊情况需带电补气吋，应在厂家指导下进行.4.1.2要特别注意充气管路的除潮干燥，以防充气24h后检测到的气体含水量超 标.4.1.3如气体压力接近闭锁压力,则应停止运行，着重检查防爆片有否微裂泄漏, 并通知制造厂及吋处理.4.1.4补气较多时（表压小于0.2MpaL应进行工频耐压试验（试验电斥为出厂试验 值的80-90%）・4.2运行中应监测SF6气体含水量不超过300mg/l （V/V）,若超标时应尽快退出, 并通知厂家处理.5故障检査程序5.1设备故障跳闸后,先使用SF6分解气体快速测试装置,对设备内气体进行检 测,以确定内部有无放电•避免带故障强送再次放电，扩大产品损坏程度，给解体 分析查找故障原因造成困难.5.2故障设备解体检查前，也应先进行SF6分解气体检测，以确认内部是否放电. 对初步判定没有内部放电的设备，则先进行工频耐床试验或局放测量，然后再解 体;对已查明存在放电的设备，则直接解体检查，不必进行耐床试验，以免再次放 电影响正确分析.。