110～500ｋＶｋＶ互感器事故措施华北电网有限公司预防110～500ｋＶ互感器事故措施1加强对互感器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理，重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。22.12.1.1式。2.1.2所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点预防油浸式互感器事故措施选型原则油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型系统短路容量的要求，特别要注意一次绕组串或并联时的不同性能。2.1.3MOA。2.1.4互感器瓷套爬电距离及伞裙结构应满足安装地点污电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设秽等级及防雨闪要求。2.22.2.1出厂试验要求110kV-500kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，不得以抽检方式代替。出厂试验包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。2.2.1.1对110kV及以上电压等级电流互感器，应要求制造厂在出厂时进行10kV和额定电压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tgδ=f(U)的关系曲线（上升和下降），同时注意相应电容量的变化。2.2.1.2油浸式互感器出厂时的局部放电试验的程序及标准，应严格按《电压互感器》GB1207-1997）《电流互感器》（、（GB1208-1997）中的有关规定执行。―1―2.2.2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）。2.32.3.1新安装和大修后互感器的投运互感器投运前应做好检查和试验，其试验结果应与出厂一致，差别较大时应分析并查明原因。不合格的互感器不得投入运行。2.3.1.1差试验。2.3.1.21.5Um/电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.9Um/3（中性点非有效3（中性点有效接地系统）或对于用于计量的互感器，在交接试验时应进行误接地系统）电压下的空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值的5%，并且工频空载电流（折算到高压侧）不大于10mA。2.3.1.2交接试验和投运前，针对有疑问的油浸式互感器应进行90℃油介质损耗因数测量、油中溶解气体分析和微水含量分析；电磁式电压互感器要分别测量整体和绝缘支架的介质损耗因数。2.3.22.3.2.1互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。互感器在投运前应注意检查各部位接地是否牢固可靠，如电流互感器的电容末屏接地、电磁式电压互感器高压绕组的接地端（X或N）接地、电容式电压互感器的电容分压器部分的低压端子（δ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。2.3.3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、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―2―止外部操作造成内部引线扭断。2.3.4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），在投运前应按照规程进行预防性试验。2.3.52.3.5.1事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。放倒运输到变电站马上安装的220～500kV互感器，带电前应静放24小时。2.3.6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，使之在最低环温时仍有指示。有渗漏油问题的互感器不得投运。2.3.7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。2.3.8对于220kV以上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。2.3.9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。2.42.4.1互感器的检修与改造220kV及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。110(66)kV电流互感器，如有条件应按“互感器运行检修导则”或制造厂规定进行。―3―2.4.2油浸式互感器检修时，应严格执行《互感器运行检修导则》（DL/T727-2000），要注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理。2.4.2.1油浸式互感器检修时注油工艺、真空度、抽