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11 防止互感器损坏事故

总体情况说明 本章主要根据国家电网公司《预防110（66）kV～500kV互感器事故措施》（国家电网生〔2004〕641号）、《110（66）kV～500kV互感器技术监督规定》（国家电网生技〔2005〕174号）等有关规定，并参考了国家电网公司2009年发布的《预防倒立式SF6电流互感器事故措施》（国家电网生技〔2009〕80号）和公司《预防油浸式电流互感器、套管设备故障补充措施》（国家电网生技〔2009〕819号）对防止互感器事故措施进行了修编。

编写结构分为防止各类油浸式互感器事故和防止110（66）～500kV SF6绝缘电流互感器事故两部分。编制中对2005年版《十八项反措》中部分要求进行了细化，同时对2005年版《十八项反措》中与国家标准、行业标准及补充反措中有冲突的地方进行了修订。

在“防止各类油浸式互感器事故”方面，2005年版《十八项反措》提出了23条反措，本次修订后提出了24条反措。在防止110（66）～500kV SF6绝缘电流互感器事故方面，2005年版《十八项反措》提出了15条反措，本次修订后提出了16条反措。

条 文 说 明 条文为防止互感器损坏事故，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV 互感器事故措施》（国家电网生〔2004〕641 号）、《110（66）kV～500kV 互感器技术监督规定》（国家电网生技〔2005〕174号）、《预防倒立式SF6电流互感器事故措施》（国家电网生技〔2009〕80号）、《预防油浸式电流互感器、套管设备故障补充措施》（ 国家电网生技〔2009〕819号）等有关规定，并提出以下重点要求：

条文11.1 防止各类油浸式互感器事故

本反措中的各类“油浸式互感器”，包括油浸式电压互感器、电流互感器、油纸电容绝缘的电流互感器和电容式电压互感器等。

条文11.1.1 设计阶段应注意的问题

条文11.1.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。

互感器在设计时要求考虑，基建阶段时因试验要求取油样后仍能保证互感器在最低环境温度下仍然处在微正压状态。

条文11.1.1.2 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，一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。

电流互感器一次绕组在使用不同变比时可采用并联和串联的方式。在一次绕组使用串联

104 方式时，动热稳定性能也应该满足短路容量的要求。

条文11.1.1.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。

正确方法是采用阻尼回路在源头上防止谐振过电压的产生，而不是采用加装MOA的方式限制过电压。

［案例］ 某500kV变电站，某线线路B相CVT，型号：TYD3500/3?0.005H，2006年8月23日，发现CVT的二次侧无电压信号，后经检查一次末端对地绝缘电阻为零，解体检查发现是CVT电磁单元装设的氧化锌避雷器损坏而导致。据统计同厂家同型号设备已多次出现过失压现象。

条文11.1.2 基建阶段应注意的问题

条文11.1.2.1 110（66）～500kV互感器在出厂试验时，局部放电试验的测量时间延长到5min。

由于东北电网主设备电压等级为66～500kV，因此，将“110kV～500kV互感器在出厂试验时进行局部放电试验……”修改为“110（66）～500kV互感器在出厂试验时进行局部放电试验……”。

条文11.1.2.2 对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2U1n

及1.5U1n的铁磁谐振试验（注：U1n指额定一次相电压，下同）。

在电容式电压互感器的现行国家标准中铁磁谐振试验是型式试验项目而不属于出厂例行试验项目，但国家电网公司《110（66）～500kV电压互感器技术标准》规定为工厂的例行试验。

条文11.1.2.3 电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5Um/3（中性点有效接地系统）或1.9Um/3（中性点非有效接地系统）电压下的空载电流测量。

进行电磁式电压互感器的空载电流测量意义与重要性在于：选用励磁特性饱和点较高的TV，防止中性点非直接接地系统发生由于电磁式电压互感器饱和产生的铁磁谐振过电压；高限电压（1.5Um/3或1.9Um/3）下空载电流的限制有助于控制TV在短时最高运行电压下的电流及温升；额定电压下及高限电压下空载电流值及其变化量有助于明确反映TV铁芯特性，从而对制造厂家的设计、制造进行约束；历次试验空载电流的变化又有助于判断匝间绝缘是否完好。

该项试验推荐的试验方法为：从二次绕组加压试验，测量该绕组工频电流，将该电流值折算到一次侧，这样做能提高测量准确性和重复性，降低对试验设备的要求，使试验容易进行。试验时应测量额定电压及高限电压下的空载电流，建议其增量一般情况下不应大于出厂试验值的5%。

建议励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/3（中性点有效接地系统）或1.9Um/3（中性点非有效接地系统）。拐点电压：电压加于被测二次绕组两端，其他绕组开路，测量励磁电流，当电压每增加10%时，励磁电流增加50%。

条文11.1.2.4 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

105 气连接应接触良好，防止产生过热故障及电位悬浮。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。

防止互感器一次及二次端子在安装、检修时，进行拆接一次及二次引线工作时，对引线端子造成的损坏。互感器的二次引线端子应有防转动结构，避免因端子转动导致内部引线受损和断裂。

［案例］ 某变电站母线220kV电流互感器进行检修后，投运时发生零序保护动作，造成严重后果。经检查发现是由于互感器检修工作时二次端子内部引线断裂引发事故。

条文11.1.2.5 已安装完成的互感器若长期未带电运行（110kV及以上大于半年；35kV及以下一年以上），在投运前应按照《输变电设备状态检修试验规程》（DL/T 393—2010）进行例行试验。

条文11.1.2.6 在交接试验时，对110（66）kV及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行交流耐受电压试验，交流耐受电压试验前后应进行油中溶解气体分析。油浸式设备在交流耐受电压试验前要保证静置时间，110（66）kV设备静置时间不小于24h、220kV设备静置时间不小于48h、330kV和500kV设备静置时间不小于72h。

明确规定油浸式设备交流耐压试验前的静止时间要求，以保证在耐压试验时不会因为设备内部的气泡造成局部放电而对设备绝缘造成损坏。

条文11.1.2.7 对于220kV及以上电压等级的电容式电压互感器，其耦合电容器部分是分成多节的，安装时必须按照出厂时的编号以及上下顺序进行安装，严禁互换。

运输和安装互感器时，应严格按照生产厂家安装说明书上的方法进行运输和安装。尤其是电容式电压互感器，进行下节吊装时必须吊在中间变压器下部的专用吊点上，严禁吊在电容器部分的上部吊点。

对于220kV以上电压等级的电容式电压互感器，其耦合电容器部分是分成多节的，安装时必须按照出厂时的编号以及上下顺序进行安装，严禁互换。

对于多节的电容式电压互感器，如其中一节电容器出现问题不能使用，应整套CVT返厂更换或修理，出厂时应进行全套出厂试验，一般不允许在现场调配单节或多节电容器。在特殊情况下必须现场更换其中的单节或多节电容器时，必需对该CVT进行角差、比差校验。 ［案例］ 2005年某500kV变电站某线路出口CVT精度试验时，发现三相CVT的精度都不合格，检查后发现由于500kV CVT由三节组成，基建安装时未按照铭牌装配。

条文11.1.2.8 电流互感器运输应严格遵照设备技术规范和制造厂要求，220kV及以上电压等级互感器运输应在每台产品（或每辆运输车）上安装冲撞记录仪，设备运抵现场后应检查确认，记录数值超过5g的，应经评估确认互感器是否需要返厂检查。

根据《预防油浸式电流互感器、套管设备故障补充措施》（国家电网生技〔2009〕819号）新增的有关要求，防止由于运输环节导致互感器内部出现缺陷。

条文11.1.2.9 电流互感器一次直阻出厂值和设计值无明显差异，交接时测试值与出厂值

106 也应无明显差异，且相间应无明显差异。

防止因一次端子引线内部工艺问题造成事故，需要特别注意负荷较大和负荷波动较大的线路上所使用的电流互感器。

［案例］ 某供电公司风电接入的线路B、C两相220kV正立式电流互感器发生运行中喷油事故，解体后发现电流互感器一次导电杆与一次端子之间连接的铝排，成形工艺较差，不平整，且在铝排与导电杆连接的根部存在疑似高温导致变形的痕迹，见图11-1。

（a）

（b）

图11-1 某220kV正立式电流互感器故障解体照片

（a）一次导电杆与一次端子间连接铝排照片；（b）一次导电杆与主体连接电流互感器处故障后照片

未解体前由接线端子上测量一次绕组直阻与解体后由铝排端子上测量的一次绕组直阻值存在差别，同时与设计值差别较大。B相解体后的主绝缘处的铝箔纸上存在多处浅色黄斑。分析原因认为风电接入线路负荷波动较大，负荷也很重，一旦一次存在局部过热点，容易导致绝缘介质迅速劣化，引发事故。

条文11.1.3 运行阶段应注意的问题

条文11.1.3.1 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间，其中500kV油浸式互感器静放时间应大于36h，110～220kV油浸式互感器静放时间应大于24h。

条文11.1.3.2 对新投运的 220kV 及以上电压等级电流互感器，1～2年内应取油样进行油色谱、微水分析；对于厂家明确要求不取油样的产品，确需取样或补油时应由制造厂配合进行。

由于油净化工艺、绝缘件干燥不彻底等制造工艺造成的隐患，在电流互感器运行1～2年内发生问题的情况时有发生，因此，应在设备投运后1～2年内进行油色谱和微水的测试工作。互感器属于少油设备，倒立式电流互感器油更少，取油过多可能会影响微正压状态。因此，每次取油时应严密注意膨胀器油位，如需要补油，应由厂家补油或在厂家的指导下进行补油。

［案例］ 某变电站内共有18台同类型110kV电流互感器，均为2007年12月投运，2台110kV电流互感器在2008年3月1日和2008年5月21日发生喷油故障，油色谱试验判

107 断该电流互感器内部可能存在局部放电。对站内其他同型号电流互感器进行色谱检验，发现其中9台色谱数据有不同程度的异常。经分析原因在于制造厂变压器油净化工艺存在问题，导致油中环己烷的含量超标，烷烃在裂化、脱氢的反应下，产生氢气。随着氢气的增加在膨胀器内产生压力，除了推动膨胀器升高外，同时加速氢气向互感器本体器身内扩散，氢气在电场的作用下，在油纸间产生局部放电。

条文11.1.3.3 互感器的一次端子引线连接端要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止产生过热性故障。一次接线端子的等电位连接必须牢固可靠。其接线端子之间必须有足够的安全距离，防止引线线夹造成一次绕组短路。

互感器一次引线连接不良易引发过热性故障，造成互感器喷油乃至炸裂等故障。 ［案例］ 某站101B相电流互感器，型号：LCWB6-110W2，2007年4月投运。2007年11 月在红外测试中发现其头部温度比其他两相高约10℃。取油进行色谱分析，发现含有0.4?L/L的乙炔。分析其内部一次连接部分有缺陷。同型号产品同样的缺陷在其他变电站也发生过。

条文11.1.3.4 老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应每年检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。对隔膜上有积水的互感器，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。绝缘性能有问题的老旧互感器，退出运行不再进行改造。

条文11.1.3.5 对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，应经常检查硅橡胶表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。

条文11.1.3.6 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理，必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。

渗漏油的互感器可能会导致外界水分的进入，引发事故。应重视倒立式油浸式互感器的巡视，少油设备发生渗漏油情况应及时处理，避免发生事故。

条文11.1.3.7 应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期并进行跟踪检查和分析查明原因。对于全密封型互感器，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；当发现油中有乙炔时，按《输变电设备状态检修试验、规程》（DL/T 393—2010）规定执行。对绝缘状况有怀疑的互感器应运回试验室进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。

条文11.1.3.8 如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时，应迅速查明原因并及时处理。

条文11.1.3.9 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介质损耗时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。

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