互感器运行检修导则.doc

输变电标准讲解资料互感器运行检修导则（DL/T727-2000）2008年 8月 目录一、导则编制的依据二、导则的应用范围及引用标准三、运行基本要求四、运行检查与操作五、技术监督六、异常运行与处理七、检修分类与周期八、检修项目九、关于检修时试验的几点说明十、有关专业名词术语一、导则编制的依据互感器在变电站中属于高压配电装置，称为四小器（电流互感器、电压互感器、耦合电容器和避雷器）。虽然是小型电器，但由于一次侧直接联在母线上，一旦发生事故，往往造成全厂或全站停电，甚至引起系统故障。高压互感器爆炸，是一种威胁很大的恶性事故，往往引起大火，瓷片乱飞打坏其他设备，甚至威胁人身安全。针对互感器制造质量和运行维护中存在问题，原电力部早在1981年即发文提出110Kv220kV电压、电流互感器预防事故的技术措施，后来根据电网出现的新设备，新情况多次进行修订。措施对提高产品制造质量和运行水平有一定的指导促进作用。以往各电力生产企业和供电企业在现场运行规程中是将互感器的少数条文纳入高压配电装置中的，内容较少，概念陈旧。对于新产品如SF6绝缘互感器，电容式电压互感器以及膨胀器全密封器件等未列入。对于互感器的正确使用、操作、防谐振问题，动热稳定问题，接地问题以及反事故措施的一些要求也未得到充分的反映。至于检修方面，大多数地区缺乏成文的检修标准，少数地区曾编写过互感器检修导则，但也只有油浸式互感器的一些内容，因此原电力部安生司与国调中心提出，以电力工业部电综1995第44号文发布的电力行业标准制订计划，由中电联标准化部委托国调中心、武高所、东北电管局负责，组织包括全国电力系统共8个单位参加的编制小组，并邀请部分互感器主导制造厂参加，用年多时间，完成中华人民共和国电力行业标准DL/T727-2000互感器运行检修导则的编写任务，由中华人民共和国经贸委批准发布，2001年1月1日实施。本标准主要针对国内互感器而提出的，国外引进的互感器参照执行。二、导则的应用范围及引用标准导则是针对交流高压互感器制定的，最低电压限定到kV，低压互感器（如0.5kV）不属于本导则范围。最高电压在当前国内为k，故标准也限定为此电压，以后全国出现更高电压时，本标准也该到修订之时了。目前，根据国际惯例，凡注明标准日期的引用文件，在引用后的所有修改单（不包括勘误）或修订版本均不适合本标准。但有条件时，应探讨使用最新版本的可能性。凡不注明标准日期的引用文件，其最新版本（应无条件）适用于本标准。标准号中带的应理解为推荐性标准。此外下列通用标准也常被引用：GB/T4705-92 耦合电容器及电容分压器GB16847-1997 保护用电流互感器暂态特性技术要求GB17201-1997 组合互感器JB7068-93 互感器金属膨胀器三、运行基本要求我国目前的互感器制造标准GB1207、GB1208、GB/T4703均已与国际标准IEC接轨，有很多新概念、新规定是我们不够熟悉的，导则的运行基本要求对此作了表述，在此作重点介绍。1、基本技术要求本部分按互感器的共同要求，电流互感器、电压互感器的要求（含功能、安全等）顺序编排，以便于阅读。现将其分别介绍如下：（1）3.3.1 互感器铭牌技术参数应满足运行工况要求。国家标准规定，所有互感器至少应在铭牌上标出下列内容（以电磁式互感器为例）： 电压互感器 电流互感器a、国名（出口产品） a、国名（出口产品）b、制造厂名 b、制造厂名c、互感器名称 c、互感器名称d、互感器型号 d、互感器型号e、标准代号、计量许可标志及批号 e、标准代号、计量许可标志及批号f、电压互感器额定一次和二次电压和剩 f、电流互感器额定一次和二次电流，（额定电流比）余电压绕组（如有）额定电压（kV） 表示为额定一次电流额定二次电流（） （额定电压比）g、额定频率 g、额定频率h、户内或户外，允许使用的海拔高度 h、户内或户外，允许使用的海拔高度i、每个二次绕组的额定电压，输出范围 i、每个二次绕组额定输出和相应准确和相应准确级，极限输出。 级。准确限值系数和仪表保安系数。（二次组合）j、设备最高电压 j、设备最高电压（Um）k、额定绝缘水平 k、额定绝缘水平设备最高电压/工频耐压（操作冲击）/ 雷电全波冲击耐压l、额定电压因数及相应额定时间 l、额定短时热电流和额定动稳定电流（峰值）。m、绝缘耐热等级（A级不标出） m、绝缘耐热等级（A级不标出）n、每个二次绕组的用途和其相应端子,串级n、每个二次绕组的用途和其相应端子，二次绕组排 式和特殊结构互感器原理结线图 列示意图（型结构）o、互感器的总质量和油质量（或气体质量）o、互感器的总质量和油质量（或气体质量）p、出厂序号 p、出厂序号q、制造年月 q、制造年月铭牌已将互感器的主要技术参数标明，因此安装和运行部门必须严格按照铭牌技术参数来使用，互感器技术参数必须满足装设地点运行工况的要求。如额定电压、设备最高电压、额定绝缘水平、电压互感器的额定电压因数及时间、电流互感器的额定电流、短时热电流和动稳定电流等应完全符合高压系统要求，否则将影响互感器的正常使用，甚至引发故障。二次输出及准确级，电流互感器的准确限值系数和仪表保安系数应完全符合计量、测量和继电保护等专业要求。对于电能计量绕组，其准确级按DL/T448-2000规定，如对于、类计量装置，电压互感器准确级不应低于0.2级，电流互感器准确级不应低于0.2级，对于类以下计量装置，电压互感器不低于0.5级、电流互感器不低于0.5级。级互感器标准规定在一次额定电流的20120时电流误差都应达到准确级要求。有关专业名词述语在本宣讲稿第10节进行了介绍。（2）3.1.2 互感器二次绕组应有保护接地。互感器二次接地属于保护接地，以防止传递过电压和一次绝缘损环击穿，二次侧出现高电压，对人身和设备造成危害。但只许一点接地，以防误接分流或引发故障。根据管理分工，从电流互感器或电压互感器二次端子开始的回路，由继电保护和测量、计量专业维护，因此其二次回路接地应由其相应专业规程予以规定。对保护回路在GB/T14285-1993继电保护和安全自动装置技术规程有明确规定，对于有几组电流互感器连接在一起的保护，应在保护屏上经端子排接地，对电压互感器接地点宜设在控制室内，并应牢固焊接在接地小母线上。电流互感器对于备用绕组，应毫无例外地在安装处短路接地。（3）3.1.3 设备（底座）接地应可靠。本条与国电公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求第十七章防止接地网事故中的要求是一致的。该文件.条指出：重要设备（如变压器、断路器、电压及电流互感器）及设备架构等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合故障短路电流通过时热稳定的要求。连接引线应明敷并应便于定期进行检查测试，要严防失地运行。随着经济的发展，电网容量不断增大，一些变电站原设计的接地装置（包括设备接地引下线）热稳定容量愈来愈不能满足电网实际短路容量的要求，同时，随着运行年限增加，在土壤湿度和酸度较大地区，接地装置局部范围腐蚀严重，致使接地装置热稳定能力下降。当短路电流通过时，造成接地网和接地引下线烧断，引起局部接地网和设备地电位升高，高电位窜入二次系统，引发一系列事故，甚至造成主变压器损坏，全站停电等。此类事故在上世纪80年代中期全国造成了灾害。正由于此，必须将此条列入基本技术要求。安装时应注意从互感器本体接地螺栓处接地，而不宜通过基础安装螺栓接地。同时应要求制造厂在本体设置两个接地连接点。（4）3.1.4 互感器二次绕组的额定输出应与实际负荷匹配。GB1207-1997电压互感器标准规定，对电压误差和相位差限值，是指在二次负荷为额定负荷的25100之间的任一值时。GB1208-1997电流互感器标准也规定，对测量绕组电流误差和相位差限值，是指二次负荷为额定负荷的25100之间的任一值时，对保护绕组复合误差当采用直接法试验时，二次绕组为额定负荷。制造厂就是按照此规定调试出厂的。根据以上规定，若要求运行中互感器的准确级为我们所要求的值，实际接入互感器的负荷值，至少为铭牌额定负荷的25，否则准确级将不能保证。因此在工程设计选用互感器二次额定输出时，应根据二次侧实际负荷大小来选择，并不是额定输出越大越好，此点请设计院注意。调查表明，失误尚多，如有的标称350VA（0.2级）电压互感器实际负荷不到30VA。电压互感器二次回路电压降，按DL/T448-2000规定，对、类贸易结算的计量装置应不大于额定二次电压的0.2，对其他计量装置应不大于.5。（5）3.1.5 互感器一次绕组端子机械强度及允许载荷应符合要求。标准规定一次端子任意方向（垂直、水平）机械强度如下表，单位为。设备最高电压kV电压互感器电流互感互器类载荷类载荷72.510050012502500123170100020003000245362125025004000420150040006000在正常运行条件，实际所加载荷的总和应不超过表中所列数据的50，即安全系数 n。电流互感器应能承受罕见的极限动态载荷(如短路时),其值不超上表所列数据的1.4倍。互感器端子受力问题，往往不被人注意，铭牌上也未标明，由于端子受力过载，造成端子损坏，互感器漏油情况并不少见，应引起重视，首先制造厂应提供强度保证，其次安装检修时引线不能过紧，避免上人、以免端子超载发生问题（漏油和发热）。（6）3.1.6 互感器应安装过电压保护。互感器属于配电装置，应有雷电过电压保护，包括直击雷保护应在避雷针(线)保护范围内和雷电侵入波过电压保护应在阀型避雷器保护允许最大电气距离内，详见DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合标准的规定。（7）3.1.7 电流互感器二次侧严禁开路，电压互感器二次侧严禁短路。运行中电流互感器，当一次绕组有电流情况下将二次开路，则二次反磁势不再存在，一次磁势全部用来励磁，励磁磁势为。I，铁心磁感应急剧增加，达到饱和状态，此时磁通波形将成为平顶波，在一个周波内，当磁通由正变到负或反此时，二次感应电势急剧上升，可达到数千伏，（GB1208-1997就提到电压峰值达到4.5kV）。将危及人身及二次设备的安全。因此电流互感器在运行中绝不许开路。对备用绕组（抽头除外）也应如此，不可以疏漏。（还存在剩磁影响误差问题）。电压互感器标准中虽然规定有一定的短路承受能力，即在额定电压下励磁时，应能承受t=ls外部短路的机械效应和热效应而无损伤。但决不是允许运行中可以任意短路。（8）3.1.8 电流互感器的最高运行电压和最大运行电流不得超过铭牌值规定。按国标GB1208-1997规定互感器的绝缘设计是按设备最高电压为设计的根据的，电流互感器的温升设计是以额定连续热电流（标准值为额定一次电流）的温升不超过规定限值而考虑的。同时标准规定对设备最高电压252kV及以上的电流互感器应通过绝缘热稳定试验，即对互感器施加额定连续热电流和1/3 的设备最高电压，直至达到稳定状态（例如介质损耗因数达到稳定），全部试验不少于36h，其中达到稳定状态时间至少连续8h。运行中不能超过以上铭牌值规定。（9）3.1.9 电容屏型电流互感器末屏必须可靠接地。如果末屏开路，末屏对地就形成一个等值电容，它与电流互感器主电屏电容相串联，末屏对地就会由地电位上升为高电位，造成事故。如220kV电流互感器，主屏11个对地电容c726pF，故障后实测电容为c=426pf，计算可得末屏（开路）对地电容C2=CC/(C-C) 1031pF，末屏承受电压（对地）U2CUm/C23=426*146/103160.3Kv。显然此电压对末屏绝缘是不能承受的，将造成击穿放电，并使绝缘油在电弧高温下裂解，进而引起互感器爆炸等事故。（末屏绝缘：220kV及以下为3kV，500kV为5kV）。（10）3.1.11 电流互感器保护绕组的伏安特性应符合要求。从差动保护装置要求出发提出，伏安特性相差过大，穿越短路时将出现较大的不平衡电流，影响保护动作的可靠性。一般认为伏安特性试验目的有二，除检查电流互感器的磁化特性外，还可以发现二次绕组有无匝间或层间短路故障，继电保护装置的反事故措施曾明确规定，新安装及解体检修后的电流互感器应作变比及伏安特性试验，并作三相比较。伏安特性试验应在额定准确限值电流下不明显饱和（极限电压U2ALFI2nZ2）。必须指出测量绕组不作此类试验，在仪表保安电流下应明显饱和。（11）3.1.12 电压互感器允许最高运行电压及持续时间不得超过铭牌规定。根据国标GB1207-1997电压互感器和GB/T47032001电容式电压互感器的规定，在中性点有效接地系统中相与地之间1.5倍额定电压下允许运行时间30S。在中性点非有效接地系统中带有自动切除对地故障装置时相与地之间1.9倍额定电压下允许运行30S；无自动切除对地故障时相与地之间1.9倍额定电压允许运行8h。上述过电压倍数称为额定电压因数，相当于系统单相接地故障时，健全相的电压升高，在这些条件下，互感器温升应符合要求，即不超过限值10K。为表明是否满足上述要求，应进行型式试验。（12）3.1.13 电压互感器一次低压端子应可靠接地。电磁式电压互感器一次绕组准备接地的低压端子对箱壳或底座绝缘时，其能承受额定短时工频耐受电压，标准规定对设备最高电压为40.5kV以下为3Kv，设备最高电压为40.5kV及以上时为5kV（均方根值）。电容式电压互感器电磁单元中压回路的接地端子对地之间的绝缘标准为工频3Kv（均方根值）的试验电压，历时1Min。电容分压器的低压端子对地绝缘标准为10kV历时1Min，不暴露在风雨中为4kV，1Min（均方根值）。根据以上规定，设备一次低压端子必须可靠接地标准不得悬空。（13）3.1.14 中性点非效接地系统中，作单相接地监视用的电压互感器应采取有效消谐措施。常用的10千伏户内式浇注单相三绕组和35千伏户外式油浸单相三绕组（除基本二次绕组外还带有剩余电压绕组）电压互感器。这种互感器端为全绝缘，N(x)端为接地端，其绝缘水平为35kV。由三相构成星形结线，首端分别接在、三相上，接地端N(x)则都联在一起构成中性点并接地，这种结线可得到线电压，相对地电压，开口三角两端则可取得零序电压。供测量、计量和继电保护装置之用。在中性点不接地系统中，频繁发生电压互感器（TV）饱和引起的铁磁谐振，这在中性点不接地系统过电压事故中占很大比例。多年来，国内外众多专家对限制TV铁磁谐振过电压的措施做了大量研究，积累了丰富的经验。目前现场防止铁磁谐振过电压的措施有：a）采用励磁特性好，不易饱和的TV；b）三相TV开口三角绕组两端接入电阻或消谐器；（不能抑制XCO/XLe0.01时，单相接地消失后流经TV的过电流）；c）TV高压侧中性点串联电阻消谐；（宜采用全绝缘互感器）d）4TV接线方式抑制谐振；（宜应采用全绝缘互感器）e）系统中性点经消弧线圈接地抑制谐振。（14）3.1.15 电压互感器的高压熔断器断流容量应满足母线短路要求。35kV以下电压互感器一般设有高压限流熔断器，以便及时将互感器内部及引线故障切除，避免电网受到影响。引线故障相当于母线故障，故高压熔断器应具有相应的断流容量。断流容量不足时，如目前35kV电压互感器的角形熔断器之前通常装有相应的限流电阻。（15）3.1.17 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式。设备最高电压40.5kV(相应额定电压为35kV)及以上的互感器，应有保证绝缘油与外界空气不直接接触或完全隔离的装置（例如金属膨胀器），或其他防油老化措施，并应装有油面（油位）指示装置，应有最低允许油面（油位）的标志。事故统计和障碍统计表明，110kV及以上互感器因进水受潮而引起事故的百分比仍很高（1990-1994年为24%，1995-1999年为11.3%），试验发现本体介损超标（与受潮相关）高达23.7%（1990-1994）和21.2%（1995-1999年）。因此电力部预防110-500kV互感器事故措施明确提出应选用全密封型产品即金属膨胀器密封结构。运行中的非全密封型（胶垫与隔膜密封）互感器，应分期分批逐步改造为金属膨胀器全密封结构，必须指出膨胀器并无防爆作用。必须指出，关于对互感器的结构要求，IEC标准并无明确规定（我国标准根据国内运行经验提出此项要求），订货时应予明确。如近年来有些工程从国外引进的500kV电流互感器中，仍在采用橡胶制品胶囊密封结构。该产品1993年投运后，运行到1999年8月开始发生爆炸事故，以后2000年7月，2001年8月接连发生爆炸，造成附近设备大量损坏。分析认为产品质量差，产品结构，密封性能等存在严重缺陷。检修人员检查发现有头部胶囊周边破裂现象，且有油渗漏。为避免同类事故再次发生，只好把该类型产品逐步淘汰更换。这种教训，应引起我们充分注意。此外，根据新版反事故措施要求，500kV油浸式电流互感器出厂时的局部放电试验，予加电压应提高到740kV，以提高试验有效性。应要求制造厂加强油务管理，提供油源，油牌号，禁止使用混合油或劣质油。（16）3.1.18 加强对SF6气体绝缘互感器的产品监造、安装试验、运行维护等工作。为了保证SF6互感器正常运行，必须使产品内部的SF6气体压力始终保持在规定绿色区范围内，当SF6气体压力低达报警压力（0.35Mpa）时应予补充。应注意在现场补气或气体置换时，所补气体必须符合标准，充气工艺应按制造厂要求进行，充气管路要除潮，以防充气后含水量超标，如补气较多时，应对互感器进行工频耐压试验，合格后方可投运。SF6气体比变压器油更容易泄漏，因此制造厂应特别注意密封结构设计和工艺控制。运行中应监测SF6气体含水量不超过300L/L。必须指出目前SF6互感器质量不够稳定，故障率较高，应加强产品全过程管理，提高运行监督水平。（17）3.1.19 电容式电压互感器应重视选型、防止自身铁磁谐振发生。为了保证电容式电压互感器运行中总误差符合国家标准要求，制造厂出厂试验中，是将实物优选组合后的电容分压器和电磁单元进行调配的(如改变补偿电抗器的气隙及调节绕组和改变中间变压器的调节绕组等)，将电压误差和相位差减小到最低程度。因此在现场安装时，应按制造厂调配时的组合编号对号入座，否则将无法保证电容式电压互感器的误差特性。电容式电压互感器内部有电容和非线性电感元件，在一次侧突然加压、二次侧突然短路又消除的强电冲击瞬变作用下，可能发生自身低次谐波谐振，为此通常必须在产品上配装有阻尼器件，常见的阻尼器的种类有固定电阻型，谐振型、速饱和型等。运行中阻尼器必须接入，否则将造互感器发热损坏。上述各种阻尼器均能有效地抑制谐振的发生，但固定电阻阻尼器有影响测量准确度和二次输出的缺点，谐振型阻尼器则对瞬变响应有不利影响，而速饱和型阻尼器则能较好的解决瞬变响应问题，从而满足了超高压电网快速保护的要求。问题是制造厂采用速饱和型阻尼器后，由于阻尼器的电抗器制造不良，在正常接入的情况下，仍经常发生自身谐振现象，造成电磁单元损坏。典型事例如河北省某变电站18台220kVCVT于1997年10月投运中9台异音，后厂家换上新产品于11月投运12台又有8台有异常响声，开口三角电压达70V。由于目前采用电容式电压互感器的数量越来越大，故对此应预以充分重视。订货时应要求制造厂提供阻尼方式并经用户同意，并进行一次侧电压分别为0.8U1n，1.0U1n，1.2U1n和1.5U1n而二次侧负荷实际为零的情况下，互感器的二次端子短路又突然消除短路的铁磁谐振试验，该试验项目应列入例行（出厂）试验，以确认产品台台过关。全国近年来事故统计表明，CVT事故率比电磁式电压互感器高（约为3.6倍），电容分压器与电磁单元故障均不少，应加强产品全过程管理。加强检测，提高运行监督水平。我国35kV系统是中性点不接地系统，在不投入消弧线圈运行方式下，易发生单相接地造成系统过电压，引发CVT产品自身谐振（1/3fn），阻尼电阻作用消谐，但频繁的接地会使阻尼电阻长期消谐而最终发热烧断，失去阻尼后，电磁系统就会发热损坏。因此35kV系统对CVT应慎用。（18）3.1.20 户内用树脂浇注互感器应重视环境湿度、凝露、污秽等条件的要求。户内电器产品过去我国没有爬电比距的要求，但经常出现树脂浇注产品，由于外绝缘不足，造成户内开关柜事故，火烧连营，其中互感器也是引发事故的根源之一。因此GB1207、GB1208根据我国国情增加了户内型互感器表面最小爬电距离的要求。如浇注互感器不凝露型爬电比距1.4cm/kV，凝露型爬电比距1.6cm/kV（DL/T539-93）。同时原电力部颁发了DL/T539-1993户内交流高压开关柜和元部件凝露及污秽试验技术条件，明确元部件包括电流互感器、电压互感器等应进行凝露及污秽型式试验，凝露试验条件为：空气温度1040，试验室内相对湿度为100%HR，当试品表面形成并保持凝露状态下进行试验。按试验程序升至规定的工频耐受电压保持1Min，试品不得闪络，施加规定的雷电冲击电压，应预通过。明确人工污秽试验采用固体层法，试验雾室温度为5-30 ，施加交流电压为设备最高电压Um ，维持15min。近年来，电力系统因无油化要求而大量采用户外干式互感器，越来越多地区发现干式户外互感器绝缘存在问题，事故率比油浸式互感器要高许多，通过大量现场解体的干式电压互感器来看，几乎所有国内制造产品树脂没有渗透到一次绕组内部，也就是说一次绕组的层间绝缘是纸（或薄膜），而不存在树脂。为促进产品质量提高，应要求浇注产品台台通过局放试验过关，不允许只作抽样试验。2、3.2 设备档案管理规定本部分内容属于技术管理，与部颁变电所运行管理制度要求基本一致。供电企业生技部门与变电所实行分级管理，应建立的技术档案有所不同。应注意的是技术资料应齐全、正确、与现场实际相符。它是安全性评价的重要组成部分。四、运行检查与操作1、4.1 互感器投产前的检查应补充新的内容本条实际上是指工程交接验收时，进行的全面检查，确认其符合运行条件后，方可投入运行。除按GBJ1481990施工及验收规范进行外，还应补充部颁反事故措施及国电公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的要求。如：（1）出厂局部放电试验指标是否符合要求，尤其是固体绝缘互感器（10110kV），应有局放试验报告。（2）介损是否正常，出厂时应提供高电压下介损值（35kV及以上互感器）。（3）绝缘油油源及牌号，各项指标是否正常，色谱分析各项指标是否正常，H2含量是否过高。（4）电流互感器的动、热稳定是否符合要求。（5）电容式电压互感器是否通过自身谐振试验（应列为出厂试验）。（6）户内互感器有无通过凝露污秽试验考核。（7）互感器底座接地是否通过专用接地螺栓接地，（不应利用基础安装螺栓接地，因易造成接触不良）。（8）油浸式互感器（66kV及以上）应采用金属膨胀器全密封结构，非全密封结构（胶垫与隔膜密封结构）应预以改造。（9）SF6气体绝缘互感器硅橡胶外绝缘的浇注质量。（10）电压互感器在三相平衡电压下，剩余电压绕组开口三角端子电压是否在允许值(一般允许13V)及以下。（11）当前瓷外绝缘污闪、雨闪问题仍很严重，应予充分注意，应选用大小伞裙或断水裙瓷套，保证爬电距离。2、4.4 安全操作原则，应预防常见故障导则综合了现场调度规程、运行规程有关条文，并补充了现行反事故措施的有关条文。主要是从人身安全和设备安全方面出发而提出的。（1）母线停电或母线电压互感器停电时，必须防止电压互感器反充电。一般是先断开二次快速开关（或取下二次熔断器），然后拉开高压侧刀闸；送电时相反。（2）中性点非有效接地系统，如10kV系统，在电压不对称情况下，拉开母线电压互感器刀闸时，发生电弧短路现象已有多次，系有操作过电压产生，同时设备有绝缘弱点，造成事故扩大。因此现场规程明确对有故障的电压互感器禁止用刀闸操作。（3）4.4.5条中性点有效接地系统中，在运行方式上和倒闸操作过程中，应避免用带断口电容器的断路器切投带有电磁式电压器的空载母线，以防止铁磁谐振过电压损坏设备。必须指出，虽然部颁反事故技术措施对这类事故早已提出了正确的防范措施，但由于未落实到生产第一线的调度部门和现场的操作者，此类事故在全国各地仍时有发生。目前全国110kV及以上电压互感器的谐振损坏事故，据电科院19901999年统计，十年中因谐振过电压损坏占全部互感器损坏事故21.6%，比例较大。由于这种谐振具有正序和负序性质，消谐措施效果不够理想，目前运行中应尽量避免形成上述谐振回路，防止出现这类谐振。如母线停电时，先断开母线TV，母线送电时，先投入电源侧断路器。这种基本要求应列入中调调度规程及现场运行规程，防止类似事故发生。（4）长期停运设备（超过一年），也应按预试周期进行预试。测试数据与上次试验对比应无异常。（5）为防止人身伤害，在电流互感器二次回路带电工作时，应严防二次开路。在电容式电压互感器上停电后工作时，应严防静电击伤人员。目前安监部门推行的安全作业危险点控制强调的就是这些内容。（6）运行在一次电压相同，不同母线上的电压互感器，二次可并列运行。但在二次并列之前，一次必须先经母联开关并列运行。防止二次并列后，可能由于一次电压不平衡，使二次环流较大。引起熔断器熔断，致使继电保护装置等失去电源，造成不良后果。（7）电容式电压互感器应注意阻尼器必须接入方可投运，对速饱和阻尼方式应注意确认其有效性。五、技术监督1、应定期校核电流互感器的动热稳定性关于5.2条及时对电流互感器（尤其是小电流比互感器）进行动热稳定校核问题，国电公司发布的输电网安全性评价标准已列为互感器查评的重要内容。必须指出，并不是要求用户对互感器进行力学计算，而是对互感器铭牌数据的动、热稳定电流和变电站母线短路容量进行核对。因为系统容量逐年扩大，而电流互感器只要未损坏，一般要服役几十年，早期设计投产的变电站，其互感器的铭牌参数恐怕难以满足要求。小电流比（如100/5及以下）互感器，由于匝数较多，其动稳定能力难以达到要求，应重点关注。为防止制造厂作伪，应要求制造厂提供型式试验报告。2、应加强对SF6互感器在运行中的气体管理关于5.7条SF6气体监督、GB/T8905-1996六氟化硫电气设备中气体管理导则对有电弧分解物的隔室要求：交接150L/L，运行300L/L，无电弧分解物的隔室要求为：交接500L/L，运行1000L/L；DL/T596-1996电力设备预防性试验规程，对前者规定为断路器灭弧室气室，指标同上，对后者规定为其他气室，大修后250L/L，运行中500L/L；而2002年国电公司反事故措施4.2条，运行中应监测SF6气体含水量不超过300L/L（V/V），若超标时应尽快退出，并通知厂家处理，可见三个标准并不统一。据调查，目前SF6互感器制造厂出厂标准均定为150L/L，而实测值均在75L/L以下，故互感器运行中应按厂家标准适当放宽掌握为宜，即应遵照2002年国电公司反事故措施4.2条办理。六、异常运行与处理本部分讲的是在现场值班人员对运行中出现的异常现象的判断与处理，导则所列异常应是最常见的一些异常现象，给值班人员提供一些判断线索，以便尽快处理，使故障不致扩大。如值班人员无能力消除异常，应及时报告有关人员、尽快安排处理。1、6.2 条情况应属于严重（大）缺陷，对人身和设备安全构成威胁，不尽快退出运行，将可能造成重大事故。此外对于严重异常(如谐振等)而无法消除时，也应将互感器停用。2、6.3 条主要介绍如何区分不同类型故障的电压指示（主要是相对地）不正常，本条罗列当出现熔断器熔断、高压绕组N（x）端子接地不良、单相接地故障（注意虚幻接地现象）、铁磁谐振以及互感器内部故障等几种常见的异常时，电压表指示变化的可能性，有利于值班人员尽快判断，进一步查明原因，及时处理。3、6.3.2 条中性点非有效接地系统中异常判断：（1）健全相电压是否升高是判别高压熔断器熔断和系统单相接地类型故障的主要依据。（2）三相对地电压同时升高是分频或高频谐振的重要特征。（3）基波谐振、单相接地或三相电容不对称虚幻接地特征相似，可结合线路长度、回路数及绝缘情况，试操作加以区分。4、6.3.4 条中性点有效接地系统中异常判断：（1）操作时，出现电压异常，一般是发生串联谐振现象。如湖南省某220kV变电站1999年9月25日用母联（600）开关，对220kV I母充电，在带电情况下做220kV母差保护联跳600（母联）、602（出线）开关试验时，在600跳开后，发生了开关断口电容与电磁式电压互感器（614）串联谐振，出现I母零序电压继电器烧坏，I母电压三相指示顶表（超过额定电压1.36倍）。I母614三相声响异常，A相最为严重，由于处理不及时，谐振持续15min，直至三相电压互感器全部烧损（其中A相炸裂）全站失压。（2）无任何操作，出现相电压异常升高或降低，则可能是互感器内部故障。如下述模拟试验证实了这种现象。在Jcc1220互感器，一次加压U1在辅助二次测量U2如下：正常状态：U1120V，U295mV（正常）；最下部线包短路（故障）：U1120V，U218.8mV（下降）；上部第一、二、三线包分别短路（故障）：U1120V，U2158mV（上升）；5、6.3.7 条电容式电压互感器常见异常判断（1）有操作时，若出现三相电压不平衡，二次电压波形畸变，开口三角有较高电压，发接地信号，设备内部发出异常响声，可能是互感器阻尼回路不良，发生自身铁磁谐振现象，将导致互感器发热烧毁，应立即退出运行。（2）无操作时，出现二次电压异常，可能是电容单元或电磁单元损坏。 ，若C1增大（击穿），则U2高；若C2增大（击穿），则U2低。（3）当电容单元内部连接线断开，A（中压）端对地放电，或中压变压器避雷器击穿（荷电率高），或中压回路开路，或二次回路短路时，二次电压均可为零，应立即退出运行。6、6.4.3 条互感器运行中导致H2气体超标的主要原因有：（1）产品绝缘缺陷：内部产生局部放电。（2）互感器内部一次联结夹板、螺杆、螺母等松动，局部过热，造成油分解大量气体。（3）金属膨胀器除氢处理不够，底箱及贮油柜内壁涂漆干燥处理不当，油质不良，铁心防锈液不良等。（4）密封不良，产品受潮。（5）检修不当：如带油电焊补漏，注油不当，脱气不够等。近年来发现较多例因甲烷偏大引起总烃超标，其主要特征是甲烷（CH4）数值异常增大（达数千PPm），数次发生膨胀器冲顶，主要原因为工厂干燥不彻底或老化所致，应作相应处理。七、检修分类与周期互感器检修分小修、大修、临时检修，应贯彻以预防为主，诊断一检修相结合的方针。目前除小修周期为13年结合预试进行外，大修是否进行一般是根据设备运行情况，预试结果而定，基本上属于状态检修。目前一般互感器大修的主要对象是220kV及以下油浸式互感器。进口产品一般不考虑大修。330kV500kV互感器一般是返厂大修。SF6绝缘互感器如须解体应返厂检修，电容式电压互感器的分压电容器也不能在现场检修或补油，必要时应返厂检修。导则是按目前我国实际情况进行编制的。八、检修项目1、8.1 大小修常遇到的项目主要有：（1）油浸式互感器：渗漏油处理、绝缘油脱气处理，绝缘油净化处理、器身干燥、头部加膨胀器密封改造、真空注油等。（2）SF6气体绝缘互感器：SF6气体脱水处理、更换吸附剂，处理漏气和补气。（3）电容式电压互感器：电磁单元渗漏处理，电磁单元绝缘油处理，电磁单元绝缘干燥。2、8.2 重点介绍几个项目作必要说明，供参考：（1）渗漏油处理：设备渗漏油是目前运行部门极为关注的问题，安全性评价也列为重点考核项目之一，事实上有大量供电局已经作到充油设备完全无渗漏，因此只要认真去作，并不难解决。造成产品渗漏油的原因很多，有制造方面原因，也有安装、运行方面原因，一般可分为密封渗漏，焊接渗漏和材质不良渗漏等几种。密封渗漏：主要是密封垫性能差、易老化、弹性减弱，应更换为符合国家（或行业）标准(如JB/T8448.1-1996)的优质密封垫，更换时在密封圈两面应涂密封胶（如801密封胶）。如为密封面加工不良或严重碰伤或存在异物，应进行相应处理。如紧固方法不当，造成密封垫压缩量不均匀，压缩量小的渗漏，压缩量大的失去弹性，应重新调正。有条件的可在密封面外圆上加限位环，改为限位密封。焊接渗漏：由焊缝砂眼、气孔或假焊引起，应用堵漏胶或补焊处理。但金属膨胀器焊缝渗漏，应更换新膨胀器。材质不良渗漏：电流互感器中大量的储油柜为铸铝制造、铸件中常有砂眼气孔，而且是由里至外形成通道而渗漏。临时解决可用样冲打砸堵漏，根本办法是更换为钢板 焊接。（2）绝缘油脱气处理：互感器绝缘油色谱分析，气体含量超标，经诊断无明显缺陷，可进行脱气处理。在油静止的状态下，很难将气体抽出，可采用充氮脱气法。将互感器头部膨胀器取下，装上带有脱气阀的临时盖板；顶部接真空泵，下部放油活门接氮气瓶（氮气纯度99.99%，含水量8g/g）；将氮气阀门缓慢打开，当听到互感器内部出现“沸腾”声音后，保持阀门位置510min，关闭下部氮气阀门及互感器放油活门，顶部抽真空24h，若尚未达到要求，可再抽真空至指标合格；拆下临时盖板，安装复原膨胀器；对膨胀器真空注油至规定油位。（3）现场更换膨胀器密封改造：老型高压互感器常采用胶囊（或隔膜）密封，或胶垫密封，由于材质不良，易老化开裂，受潮进水、部颁反事故措施要求改造为金属膨胀器密封结构。膨胀器型式目前有波纹片式、盒式、串组式三种结构。波纹式膨胀器现已发展为由不锈钢板直接压制的叠形波纹管，因而可减少焊接不良引起的渗漏缺陷。串组式是集波纹式和盒式膨胀器的优点于一体，它是将若干膨胀盒用弹性波纹管串联而成，膜片内腔互通，油互流性好，压力传递灵敏，减压缓冲效果好，又具有两端限位、解决了卧倒运输的难题。不论采用何种膨胀器，安装时都应作好除氢排气处理工作，避免这些气体进入互感器油中。由于互感器原顶盖为弓型，而膨胀器底板为平板型，改造时应注意保证底板与互感器一次绕组螺栓的距离足够，改造后再作电流比试验，以核查安装效果。改造前应对互感器进行有关绝缘试验，性能良好时方可进行改造。改造完毕后，再进行有关试验，合格后方可投入运行。（4）关于器身干燥导则附录c介绍的互感器短路法真空干燥，都是将绝缘油放尽的无油干燥法,效果较好。但对电流互感器，有些制造厂认为，应在产品充满油的状态下进行通电加热，这对于220Kv及以上产品尤其重要，因为这些产品的绝缘包扎比较厚，在无油状态下，传导作用差，即使从外部看来温度较低，而内部绝缘可能因过热而老化，甚至被烧焦，因此最好是在带油状态下对产品通电加热，待温度上升趋于稳定后,再放油进行无油干燥，在无油真空状态下，其一次绕组通过的电流不得高于额定电流的70%。以上要求可供实际操作时参考。对于电压互感器，一般采用无油干燥，一次绕组短路，基本二次绕组通入电流由互感器该绕组的极限容量决定，以避免加热过程中温升过高而使绝缘受损。如极限容量为2000VA，则此电流为35A左右，此时施加电压将远小于57V。应控制加热电流而不是电压，有些资料介绍使基本二次绕组电压均匀升压至57V是不正确的。（5）真空注油方法互感器应采用真空注油，目前常采用普通真空注油，也可用静氮压真空注油（江苏省电研所