预防110(66)kV-500kV互感器事故措施(附编制说明)(2004年[1].11.29)

GB/T7354—1987 局部放电测量
GB/T7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB2536—1990
变压器油
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GB/T7595—2000 运行中变压器油质量标准
GB/T11023—1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法
GB/T14542—1993 运行中变压器油维护管理导则
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（七）已安装好的电压互感器，若未带电运行（110kV 及以上大于半年），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。
第七条 电压互感器检修与改造 （一）油浸式电压互感器检修时应注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空 注油。绝缘油应经真空脱气处理。注油工艺、真空度、抽真空时间、注油速度等应按“互 感 器 运 行 检 修 导 则 ” 规 定 进 行 。 应 从 电 压 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。 （二）老型带隔膜式及气垫式储油柜的电压互感器，宜加装金属膨胀器进行密封改造。 密封改造前应对电压互感器进行试验，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。对尚未改造的电压互感器应在每年预防性试 验或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。对隔膜上有积水 的电压互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的电压互感器应退出运行。 第八条 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 象，如有应及时处理。 第九条 对运行中渗漏油的电压互感器，应根据情况限期处理。油浸式电压互感器严 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 。根 据 电 压 互 感 器 具 体 结 构 ， 必要时进行油样分析。对油中含水量增大或异常升高的电压互感器要加强监视或进行油处 理。 第十条 应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的电压互感器；对介质损耗因数上升 或怀疑存在缺陷的电压互感器，应缩短试验周期，进行跟踪检查和分析，以查明原因。全 密封型电压互感器，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。当发现油中乙炔大于 1µL/L 时，应引起注意，必要时进行全
第十三条 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 阻尼器未接入时，互感器不得投入运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当测试电 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。当采用电磁单元作为电源 来测量电容分压器 C1 和 C2 的电容量和介质损耗因数时，应按制造厂说明书规定进行，一般 控制中压端子对地电压不超过 2.5kV，以保证安全。测量 C2 时应防止补偿电抗器两端的限 压元件损坏，对 C2 电容量大的产品应适当降低试验电压。
预防110（66）KV～500KV互感器事故措施
第一章 总 则
第一条 为预防互感器事故发生，保障电网安全、可靠运行，特制定本预防措施。 第二条 本措施是依据国家、行业和国际有关标准、规程和规范并结合近年来国家电 网公司输变电设备评估报告、生产运行情况分析以及设备现场运行经验制定。 第三条 本措施针对互感器在运行中容易发生的频繁性故障，提出了具体预防措施。 主要包括防渗漏、防受潮、防污闪、防震和防外力破坏等内容。 第四条 本措施适用于国家电网公司系统的110（66）kV500 kV电压等 级互感器的预 防事故措施。35kV互感器可参照执行。
第二章 引用标准
第五条 以下为本措施所引用及应遵循的标准、规程、规范和导则，但不仅限于此。
GB311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合
GB/T16927—1997 高电压试验技术
GB1207—1997
电压互感器
GB1208—1997
电流互感器
GB/T4703—2001 电容式电压互感器
GB/T4705—1992 耦合电容器及电容分压器
IEC60137:1995 交流电压高于 1000V 的套管
IEC60599:1999 运行中变压器和其他油浸设备的气体分析
IEC60156:Βιβλιοθήκη Baidu995 绝缘油电气强度测定方法
IEC60480:1994 电气设备中 SF6 气体的检验导则
IEC60270:2000 局部放电测量
国家电网公司变电站管理规范（试行）（国家电网生 [2003]387 号） 国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电[2003]95 号）
第六条 新安装和大修后电压互感器的投运 （一）电压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 时应分析并查明原因。不合格的电压互感器不得投入运行。 （二）新安装和大修后的电压互感器，投运前应仔细检查密封状况。油浸式电压互感 器不应有渗漏油现象，并调整油面在相应位置，使之在最低环境温度时仍有指示。有渗漏 油问题的电压互感器不得投运。 （三）电压互感器在投运前应注意检查各部位接地是否牢固可靠，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。电压互感器安装用构 架则应有两处与接地网可靠连接。 （四）交接试验和投运前，针对有疑问的油浸式电压互感器应进行 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。 （五）电磁式电压互感器在交接试验时和更换绕组后，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，其增量不应大 于出厂试验值的 10%。 （六）电容式电压互感器在投运前，其中间变压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 时 除 外 ）。
第十二条 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。当运行方式不能 满足要求时，应做好事故预想再进行操作。当在操作过程中，发生电压互感器谐振时，可 投入一台主变压器或一条线路于互感器所在母线，破坏谐振条件达到消除谐振。
JB/T5356—1991 电流互感器试验导则
JB/T5357—1991 电压互感器试验导则
DL/T727—2000 互感器运行检修导则
SD306—1989
六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)
JB/T7068—2003 互感器用金属膨胀器
IEC60815：1986 污秽条件下绝缘子选用导则
IEC60358:1990 耦合电容器及电容分压器
（三）电流互感器在投运前应注意检查各部门接地是否牢固可靠，如电流互感器末屏 应可靠接地，严防出现内部悬空的假接地现象。
（四）交接试验和投运前，针对有疑问的油浸式电流互感器进行 90℃时油的介质损耗 因数测量和油中溶解气体分析和微水分析；要测查电流互感器主屏－对地；末屏－对地的 介质损耗因数和电容量。
第十五条 新安装和大修后电流互感器的投运 （一）电流互感器投运前，应做好检查和试验，其结果应与出厂值一致，差别较大时 应分析原因。不合格的电流互感器不得投入运行。
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（二）新安装和大修的电流互感器，投运前应仔细检查密封状况，油浸式电流互感器 不应有渗漏现象，并使油面在相应位置，使之在最低环境温度下仍有油位指示。有渗漏油 问题的电流互感器不得投运。
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国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意见（生产输电[2003]29 号） 国家电网公司 110（66）kV～500kV 电流互感器技术规范（国家电网生[2004]634 号 国家电网公司 110（66）kV～500kV 电压互感器技术规范(国家电网生[2004]634 号)
第三章 预防电压互感器事故措施
附件 4：
预防 110(66)kV～500kV 互感器 事故措施（附编制说明）
国家电网公司
目录
第一章 总则............................................................... 1 第二章 引用标准........................................................... 1 第三章 预防电压互感器事故措施............................................. 3 第四章 预防电流互感器事故措施............................................. 5 第五章 预防 SF6 电流互感器事故措施......................................... 7 第六章 预防设备运输过程中发生事故措施.................................... 8 第七章 预防设备事故的故障检查程序........................................ 8 预防 110（66）kV～500kV 互感器事故措施编制说明...............................10
（五）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，防止过热性故障。检查膨胀器外罩等电位联结是否可靠，防止出现电位悬 浮。电流互感器的二次引线端子和末屏引出小套管应有防转动措施，以防内部引线扭断。
（六）安装好的电流互感器若未带电运行，超过 6 个月以上时间，在投运时应按预防 性试验规程要求重新试验，测试数据与上次试验对比应无明显差别。
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面的检查和分析。 第十一条 运行中电压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。当电压互感器二次电压异常变化时，应迅速查明原因（如电容式电压互感器可能 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 时 处 理 。
GB/T8905—1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则
GBJ148—1990
电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收
规范
GB50150—1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T596—1996 电力设备预防性试验规程
DL/T726—2000 电力用电压互感器定货条件
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第十九条 确认有严重缺陷的电流互感器，应及时处理或更换；对油中有乙炔或介质 损耗因数上升和电容变化或怀疑绝缘有缺陷的电流互感器，应缩短试验周期进行跟踪分析 并 进 行 油 的 介 质 损 耗 因 数 测 试 ，必 要 时 进 行 高 电 压 下 的 本 体 介 质 损 耗 因 数 和 局 部 放 电 测 量 ， 查明原因。必要时可提高局部放电测量电压。
第十四条 积极开展电压互感器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。型号规格相同的电压致热型设备，可根据其对应点温升值的差异 来判断设备是否正常。电压致热型设备的缺陷宜用允许温升或同类允许温差的判断依据确 定。一般情况下，当同类温差明显时，应考虑互感器存在内部缺陷。
第四章 预防电流互感器事故措施
第十六条 电流互感器检修与改造 （一）220kV～500kV 电流互感器本体现场不宜解体大修，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。 （二）注入电流互感器中的油应经真空脱气处理，真空度及抽真空时间，注油速度等 应按制造厂规定进行。应从电流互感器上部进油，避免底部注油带入空气。 第十七条 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，如发现 有放电现象应及时处理和更换。 第十八条 对运行中渗漏的电流互感器，应根据情况及时处理。油浸式电流互感器有 严重漏油时应立即停止运行。膨胀器渗漏及时更换膨胀器，本体渗漏应及时更换。对于油 中含水量大于 10μＬ／Ｌ的电流互感器要加强监视或进行油处理。