高压互感器事故防范
防止变压器损坏和互感器爆炸事故反事故措施
防止变压器损坏和互感器爆炸事故反事故措施为了防止高压开关的损坏事故发生，应严格执行《电力变压器运行规程》(DL/T572-1995)、《电力变压器检修导则》(DL/T573-1995)、《有载分接开关运行维修导则》(DL/T574-19951《互感器运行检修导则》(DL/T727-2000\《运行中变压器油维护管理导则》(GB/T14542-19931《电力设备预防性试验规程》(DL/T596-1996)、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(国家电力公司国电发[2000]589号)等各项规定，并重点要求如下：1.加强对变压器类设备(变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、耦合电容器等)从招标技术条件制订、选型、选厂、招标、定货、监造、试验、验收、运输、安装、投运的全过程管理。
各单位变压器专责人员必须参与设备技术条件审查、选型、选厂及招标、监造验收工作，对变压器类设备技术及管理全面负责。
2.对新购110kv及以上变压器类设备进行监造验收，并出具监造验收报告。
确保招标技术条件中的改进措施，落实在设备设计、制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。
2.1订货所选变压器厂必须通过同类型产品的突发短路试验，并向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。
2.2220kv及以上变压器应赴厂监造和验收。
按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
2.3要有出厂局放试验的合格标准。
2.3.1220kv及以上变压器，测量电压为1.5Um/V3时，自耦变压器中压端不大于200pc,其它端不大于100pC。
2.3.2110kV变电器，测量电压为1.5Um/V3时，不大于300pC。
2.3.3互感器设备的视在放电量测量电压为1.2Um/V3及1.0Um/V3时，液体浸渍型式不大于10pc,固体型式不大于50pc。
互感器运行中的异常与事故处理预案
互感器运行中的异常与事故处理预案互感器的运行中可能会出现各种异常和事故，以下是一般的处理预案：
1. 异常情况处理预案：
- 温度异常：当互感器温度异常升高时，应立即停止运行，检查是否存在故障或过载情况，并及时采取措施降低温度，如增加通风、停止过载负荷等。
- 震动异常：当互感器发生异常震动时，应立即停止运行，检查是否存在机械故障或外部干扰，修复或消除故障因素后再重新启动。
- 电气异常：当互感器输出电压或电流异常时，应先检查是否存在输入电源异常或外部负荷过大的情况，如检查无异常，则需检查互感器内部的绝缘、导线连接、接地等是否正常，并进行相应的维修和调整。
2. 事故处理预案：
- 短路事故：当互感器发生短路事故时，应立即切断电源，确保工作人员的安全，并迅速排除短路故障，修复或更换受损的元件或设备。
- 漏油事故：当互感器出现漏油事故时，应立即采取措施防止漏油扩散，并清理现场，防止油污对环境和人体的危害，同时查找漏油原因，并进行必要的维修和更换。
- 火灾事故：当互感器发生火灾事故时，应立即报警并按照火灾应急预案进行处理，切断电源，疏散人员，并进行灭火和救援工作，待火势得到控制后，进行事故调查和修复。
针对具体的互感器，其异常和事故处理预案还需根据互感器的特性、工作环境、要求等进行具体设计和制定，确保互感器的安全运行。
此外，定期维护和检查互感器的状态与可靠性也是避免异常和事故的重要措施。
预防66(35)kV互感器事故措施
预防66(35)kV互感器事故措施1总则1.1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。
1.2本措施是依据国家、行业和国际有关标准、规程和规范并结合设备现场运行和检修经验制定。
1.3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。
1.4本措施适用于辽宁省农电系统的66（35）kV电压等级互感器的预防事故措施。
3预防电压互感器事故措施3.1新安装和大修后电压互感器的投运3.1.1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。
3.1.2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。
来源:3.1.3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。
3.1.4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。
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%。
Ö3（中性点有效接地系统）或1.9Um/Ö3.1.5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/3.1.6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）。
3.1.7已安装好的电压互感器，若未带电运行，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。
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的反事故措施
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的反事故措施1.为了防止大型变压器损坏、互感器爆炸事故的发生，依据《关于“变压器类设备管理规定”的通知》（电安生[1996]589）、及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589）的有关规定，特制定本措施。
1.1防止大型变压器损坏事故1.1.1 加强变压器投入运行前的外部检查。
检查一次回路中的全部短路接地线、短路线均应拆除，断开接地刀闸；常设遮栏和标示牌应按规定设置妥当；储油柜和充油套管的油位、油色应正常，无渗、漏油现象；油箱本体、油枕、瓦斯继电器及接缝处应不渗油；核对分接开关就地与集控位置指示全都；冷却装置运转正常，冷却器掌握箱内及集控室无特别信号。
1.1.2 变压器投入运行前均应测其绝缘电阻值，高压侧电压在6KV及以上者应用2500V摇表进行测定，其绝缘电阻值不低于300兆欧（20℃），汲取比≥1.3。
高压侧电压在0.4KV及以下者应用500V摇表进行测定，其绝缘电阻值不低于0.5兆欧（20℃），汲取比≥1.3。
绝缘电阻值不合格的变压器严禁投入运行。
1.1.3加强运行中变压器各表计的监视，定期抄录和分析有关数据，变压器的有关表计每小时抄录一次。
1.1.4运行中电压允许变动范围为额定电压的±5%，电压分接头不论在哪个电压档位置，所加电压都不得高于该档电压的105%。
1.1.5主变、启备变的上层油温不得超过75℃，最高不得超过85℃；启备变、厂高变的上层油温不得超过85℃，最高不得超过95℃。
1.1.6#3、#4主变冷却器在正常运行状况下不得少于3组，负荷超过75%或主变油温超过55℃启动两组帮助风扇。
#1、#2主变冷却器在正常运行状况下不得少于2组，负荷超过75%或主变油温超过55℃启动一组帮助风扇。
在环境温度高的状况下或满负荷运行下，可全部投入冷却器运行。
厂高变冷却风扇正常处于备用状态。
1.1.7主变、启备变正常过负荷以额定负荷的15%为限，厂高变正常过负荷以额定负荷的25%为限，严格监视上层油温不得超过以上规定值。
防止大型变压器、互感器损坏事故预防措施
中山电厂防止大型变压器、互感器损坏事故预防措施为防止发生变压器、互感器损坏事故，根据本厂实际情况，结合国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》国能安全（2014）161号的相关规定，特制定本措施。
1、防止变压器出口短路事故（1）加强变压器选型、订货、验收及投运的全过程管理，完善相关设备台账。
（2）变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。
2、防止变压器绝缘事故（1）新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定进行抽真空、真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。
对采用有载分接开关的变压器油箱应同时按要求抽真空，但应注意抽真空前应用连通管接通本体与开关油室。
为防止真空度计水银倒灌进设备中，禁止使用麦氏真空计。
（2）变压器注油须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行，防止空气进入或漏油，并结合大修或停电对胶囊和隔膜、波纹管式储油拒的完好性进行检查。
（3）加强变压器运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油，如果出现渗漏应切换停运冷却器组，进行堵漏消除渗漏点。
（4）对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试，加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准。
（5）运行超过15年变压器储油柜胶囊和隔膜应更换。
（6）220及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或进入后，应进行现场局部放电试验。
（7）开展变压器红外检测，大修后的变压器（电抗器）在投运带负荷后不超过1个月内（但至少在24h以后）进行一次精确检测。
220及以上电压等级的变压器（电抗器）每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测。
在高温大负荷运行期间，对220及以上电压等级变压器（电抗器）应增加红外检测次数。
精确检测的测量数据和图像应制作报告存档保存。
（8）每月测量铁芯、夹件接地线中有无环流，当运行中环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理，电流一般控制在100以下。
互感器运行中的异常与事故处理预案
互感器运行中的异常与事故处理预案互感器是电力系统中常见的重要设备，其运行异常或出现事故可能会导致电力系统的故障，进而影响电力供应的正常运行。
因此，制定互感器运行中的异常与事故处理预案是非常必要的。
一、互感器运行异常处理预案：1. 检测异常：当互感器发生检测异常，如输出信号不正常或显示异常时，应立即停止互感器运行，并进行以下步骤：- 检查互感器的接线是否松动或破损，及时加以修复；- 检查互感器是否受到外界的干扰，如电磁场干扰等，及时避开干扰源；- 若以上两步操作无效，应及时通知维护人员进行进一步检修。
2. 温度异常：当互感器温度异常，如过热或过冷时，应立即停止互感器运行，并进行以下步骤：- 检查互感器周围环境温度是否符合运行要求，如温度过高需采取降温措施，如安装散热器或通风设备；- 检查互感器本身是否存在故障或异常，及时修复或更换；- 若以上两步操作无效，应及时通知维护人员进行进一步检修。
3. 绝缘异常：当互感器绝缘存在异常问题，如绝缘阻值下降或绝缘击穿时，应立即停止互感器运行，并进行以下步骤：- 进行绝缘检测，确认绝缘阻值是否正常；- 若绝缘阻值不正常，应及时清洗绝缘件或更换绝缘材料；- 若绝缘击穿发生，应及时通知维护人员进行进一步检修。
二、互感器发生事故处理预案：1. 短路事故：当互感器发生短路事故时，应立即进行以下步骤：- 切断互感器与系统的连接，避免短路电流继续流过；- 检查短路原因，如是否是互感器内部故障或外部电路故障等；- 进行必要的修复或更换互感器，并重新恢复电力系统的正常运行。
2. 火灾事故：当互感器发生火灾事故时，应立即进行以下步骤：- 立即切断互感器与系统的连接，并切断相应的电源；- 使用灭火器、灭火器材等进行灭火，尽可能将火势控制在最短时间内；- 拨打火警电话，及时报警并请消防人员前来处理；- 在火灾扑灭后，进行必要的修复或更换互感器，并重新恢复电力系统的正常运行。
3. 其他事故：对于其他类型的互感器事故，应根据具体情况进行相应的处理措施，包括但不限于：- 液体泄漏：立即停止互感器运行，并采取措施防止液体进一步泄漏，通知维护人员进行处理；- 机械损坏：立即停止互感器运行，检查损坏部件，并进行修复或更换；- 漏电事故：切断互感器与系统的连接，采取措施确保人身安全，并通知专业人员进行漏电原因排查并修复。
6KV电压互感器烧毁事故分析及防范措施
２ ． ３电压互感器二次侧没有接地 为 了保证人身和设备 的安全 ， 电压互感器的二次侧有一端必须 接地 ， 若 因二次绕组未作安全接地 ， 万～绝缘损坏 ，高压窜入低压 ， 则与二次 回路接触 的的工作 人员将 有生命危险。再则二次 回路 的绝 缘水平低 ，如没有接地 点，将使绝缘击穿 ，电压互感器损坏 更严重 ， 甚至烧毁 。 ２ ． ４ 铁 磁 谐振 ． 所谓铁磁 谐振 就是由于铁心饱和而引起的一种跃变过程 ，系统 中发生 的铁磁 谐振分 为并联铁磁谐振和 串联铁磁谐振 。激发谐振 的 情况有 ：电源对 只带互感器 的空母线 突然合 闸，单相接地 ；合闸时， 开关三相不 同期。所 以谐 振的产生是在进行操作或系统发生故 障时 出现 。中性 点不 接地 系统中，互感器的非线性 电感往往与 该系 统的 对地 电容构 成铁磁 谐振，使系统中性点位移产生零序 电压 ，从 而使 接互感 器的一相对 地产生 过 电压，这时发 出接地信号 ，很 容易将这 种虚幻接地 误判 别为单相 接地。在合空母线或切 除部分线路或 单相 接地故 障消 失时，也有可能激发铁磁谐振 。此时 ，中性 点电压 （ 零 序 电压 ） 可能 是基波 （ ５ ０ Ｈ ｚ ） 、也可能是分频 （ ２ ５ Ｈ ｚ ） 或高频 （ １ ｏ ０ ～ １ ５ ０ Ｈ ｚ ） 。经 常发生 的是基波谐振和分频谐振 。根据运行经验，当电 源 向只带互 感器的空母线突然合闸时易产生基波谐振 ；当发生 单相 接地 时，两 相 电压瞬时升高 ，三相铁心受到不 同的激励而 呈现不同 程度 的饱和 ，易产生分频谐振 。 产生谐振后引起 电压互感器 的电压升 高危机 设备的绝缘 ，同时 可能在 非线性 电感元件 中产生很大 的过 电流 ， 使电感 线圈过度饱和 ， 引起温度升高，击穿绝缘，以致烧毁。 ３防止 电压互感器烧毁的措施 （ １ ） 防止电压互感器二次侧短路 。 如安装调试结束后，间隔较 长时间才能送 电，送 电前应再次对 电压互感器有 关元 器件 、二次回 路进 行全面检查 ，必须对 电压互感器－ － 次回路进 行绝 缘电阻测试，
对35kV电压互感器异常烧毁事故的分析与防范措施
对35kV电压互感器异常烧毁事故的分析与防范措施摘要：在不接地系统中，电压互感器在运行中存在问题较多，PT 烧毁、一次保险熔断等现象时有发生，其原因多种多样，如电压互感器质量存在问题、避雷器与电压互感器匹配不当导致雷击或操作过电压损坏设备、谐振等。
文章通过对实例对35kV 电压互感器异常燃烧事故的原因进行分析，并提出了改进建议。
关键词：35KV；电压互感器；异常烧毁；措施1. 35kV半绝缘电压互感器的异常烧毁事故1.1 故障发生现象故障一：110kV某变电站35kVII母电压互感器投运时，连续两次烧毁A相保险管，致使II母电压互感器无法按时投运，后台II母电压无法进行监控；故障二：110kV某变电站监控显示I母电压UB：1.9kV、UA：36.21kV、UC：38.32kV、3U0：105.45V。
15分钟后，后台显示I母UB：0kV、UA：20.38kV、UC：20.53kV、3U0：4V。
后台重合闸动作，初步判断B相有瞬间接地现象。
1.2 现场事故排查分析对于故障一进行现场检查，发现A、B、C三相电压互感器外观均完好，每相的避雷器和放电计数器外观检查也均完好；故障二进行现场检查，发现A、C相电压互感器外观均完好，B相电压互感器外壳有放电烧蚀的痕迹。
故对两个故障均进行了现场试验，数据如表1所示。
1.3 事故发生的原因分析从试验数据得出，故障互感器的一次绕组均已烧断，内部绝缘损毁严重。
发生此类故障的原因主要是由于线路发生了单相接地故障，导致非接地相电压升高，电压互感器的电压也随之升高，电流增大，互感器的铁芯出现饱和现象，一旦满足系统的wL=1/wc谐振条件时，就会产生谐振过电压。
各相感抗发生变化，中性点位漂移，产生零序电压。
半绝缘电压互感器在系统出现不对称时，也很容易出现高幅值的铁磁谐振过电压。
谐振过电压引起电压互感器励磁电流剧增，产生几十倍额定电流的过电流，而铁芯处于过饱和状态下，互感器二次电压变化很小，巨大的一次电流引起保险与互感器一次绕组烧断。
电力行业防止大型变压器和互感器损坏事故的重点要求
3 电力行业防止大型变压器和互感器损坏事故的重点要求 1 防止变压器出口短路事故1.1 240MVA 及以下容量变压器应选用通过短路承受能力试验验证的相似产品；500kV 变压器或240MVA 以上容量变压器应优先选用通过短路承受能力试验验证的相似产品。
生产厂家应提供同类产品短路承受能力试验报告或短路承受能力计算报告。
在变压器设计阶段，应取得所订购变压器的短路承受能力校核报告。
220kV 及以上电压等级的变压器还应取得抗震计算报告。
1.2 高压厂用变不宜选用有载调压方式，确需采用时，分接开关应选用单相调压开关，且应与绕组就近布置。
1.3 220kV 及以下主变压器的6~35kV 中（低）压侧引线、户外母线（不含架空母线）及接线端子应绝缘化；500（330）kV 变压器35kV 套管至母线的引线宜绝缘化；变电站出口2km 内的10kV 架空线路应采用绝缘导线。
1.4 变压器受到近区短路冲击未跳闸时，应立即进行油中溶解气体组分分析，并加强跟踪，同时注意油中溶解气体组分数据的变化趋势，若发现异常，应及时安排停电检查；若通过故障录波或监测装置判断短路电流峰值超过变压器能够承受的短路电流峰值的70%时，应尽早安排停电检查。
变压器受到近区短路冲击跳闸后，应开展油中溶解气体组分分析、绕组电阻测量、绕组变形（绕组频率响应、低电压短路阻抗、电容量）及其他诊断性试验，综合判断无异常后方可投入运行。
2 防止变压器绝缘事故2.1 工厂试验时应将实际供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。
2.2 出厂局部放电试验测量电压为1.58Ur/ 时，110（66）kV 电压等级 变压器高压端的视在放电量不大于100pC ；220kV~500kV 电压等级变压器高、中压端的视在放电量不大于100pC ；750kV~1000kV 电压等级变压器高压端的视在放电量不大于100pC ，中压端的视在放电量不大于200pC ，低压端的视在放电量不大于300pC 。
变压器互感器反事故措施安全措施
为提高电站变压器、互感器设备(以下简称开关设备)的运行可靠性，根据国家电力公司颁布的《变压器、互感器设备管理规定》和《变压器、互感器设备质量监督管理办法》的各项条款以及事故分析和各地区、各部门的经验，提出以下反事故技术措施，电站各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验人员均应认真执行。
公司根据运行具体情况和经验，制订适合本厂变压器、互感器设备的补充反事故技术措施。
各级部门要加强对开关设备安装、运行、检修或者试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。
(1)变压器在运行中应防止进水受潮，套管顶部将军帽，储油柜顶部，套管升高坐及其连管等处必须良好密封。
必要时应进行检漏实验，如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。
(2)对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油，其真空度抽真空时间，进油速度等均应达到要求。
(3)从储油柜补油或者带电滤油时，应先将储油柜的积水放尽，不得从变压器下部进油，防止水分。
空气或者油箱底部杂质进入变压器器身。
(4)当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应即将检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成份，同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。
(5) 应定期检查呼吸器的硅胶是否正常，切实保证畅通。
(6) 变压器停运时间超过 6 个月，在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。
(1)变压器更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道，冷却器，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。
如发现异物较多，应进一步检查处理。
(2)要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。
应定期检查滤网和更换吸附剂。
(3)加强定期检查油流继电器指示是否正常。
检查油流继电器挡板是否损坏脱落。
(1) 检修需要更换绝缘件时，应采用符合创造厂要求，检验合格的材料和部件，并经干燥处理。
(2) 变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架(3) 变压器应定期检测其绝缘。
(1) 变压器过负荷运行应按照 GB/T15164-94 《油浸式电力变压器负载导则》和DL/T572-95《电力变压器运行规程》执行。
高压互感器保管实施细则
高压互感器保管实施细则
包括以下内容：
1. 高压互感器的保管场所：应选择通风、干燥、无腐蚀性气体、无火灾隐患的场所，远离易燃易爆物品。
2. 高压互感器的摆放位置：应根据互感器的尺寸和重量确定合适的摆放位置，保证互感器不会受到挤压或损坏。
3. 高压互感器的固定方式：应使用固定装置将互感器固定在场所内的支架或墙壁上，保证互感器在运输或使用过程中不会发生摇晃或倒塌。
4. 高压互感器的防护措施：应为互感器设置防护罩或隔离栅栏，防止人员误碰或触摸到互感器导致电击事故的发生。
5. 高压互感器的保养维护：应定期对互感器进行检查、清洁和维护，保证互感器的正常运行和使用寿命。
6. 高压互感器的操作规程：应建立和完善高压互感器的操作规程，明确互感器的使用方法和注意事项，避免误操作导致事故发生。
7. 高压互感器的标识：应在互感器上设置标识牌，标明互感器的型号、额定电压、额定电流等重要信息，方便操作人员参考和识别。
8. 高压互感器的备件管理：应建立备件管理制度，定期检查备件的完好性，及时更新和更换损坏或过期的备件。
9. 高压互感器的事故处理：应建立应急预案，明确高压互感器事故的处理流程和责任分工，保证事故能够及时有效地得到处理和解决。
10. 高压互感器的定期检测和试验：应按照国家标准和规定，定期对高压互感器进行检测和试验，确保互感器的安全可靠性。
互感器运行中的异常与事故处理预案
互感器运行中的异常与事故处理预案互感器是变压器和电流互感器的组成部分，用于测量电、磁能量之间的相互转换。
在互感器的运行过程中，有时会出现各种异常情况和事故，如果不加以处理，可能会对设备和人员造成严重的损失。
因此，制定互感器运行中的异常与事故处理预案至关重要。
下面是一个关于互感器异常与事故处理的预案，供参考。
一、互感器运行中的异常情况处理：1. 互感器温度异常：(1) 如果互感器温度过高，可能是因为负载过大，长时间运行导致。
此时应立即停止互感器的运行，并检查负载情况。
如果负载过大，应及时调整电力负载。
(2) 如果互感器温度突然升高，并伴有异味或冒烟，可能是由于绝缘材料老化或故障引起。
此时应立即切断电源，停止运行，并进行绝缘材料的更换或维修。
(3) 如果互感器温度异常升高，但没有明显的异味或冒烟，可能是因为环境温度过高导致。
此时应调整环境温度或增加散热措施。
2. 互感器输出异常：(1) 如果互感器输出电压或电流异常，可能是由于互感器绕组接触不良或断路引起。
此时应检查互感器的绕组连接情况，并进行维修或更换。
(2) 如果互感器输出异常波动或起伏，可能是由于电源波动或负载突变引起。
此时应检查电源和负载情况，并进行调整。
3. 互感器绝缘故障：(1) 如果互感器存在绝缘故障，可能会造成电弧、放电或漏电等问题。
此时应停止互感器的运行，并进行绝缘测量和维修。
(2) 如果互感器绝缘损坏严重，可能会对设备和人员造成安全隐患。
此时应立即切断电源，并进行绝缘材料的更换和维修。
4. 其他异常情况处理：(1) 如果互感器存在噪音过大的问题，可能是由于机械故障或设备老化引起。
此时应立即停止互感器的运行，并进行检修或更换。
(2) 如果互感器存在振动过大的问题，可能是由于固定不牢或设备损坏引起。
此时应进行固定和检修。
(3) 如果互感器存在漏油或渗漏问题，可能是由于密封不好或设备损坏引起。
此时应进行密封和维修。
二、互感器运行中的事故处理预案：1. 互感器短路事故：(1) 如果互感器发生短路事故，可能引起电压突然升高或电流突然增大。
防止变压器和互感器损坏事故的措施
防止变压器和互感器损坏事故的措施变压器和互感器是电力系统中非常重要的设备，它们的损坏可能会导致电网短路、停电等严重后果。
因此，采取一系列措施来防止变压器和互感器损坏事故非常重要。
首先，保护装置的使用是防止变压器和互感器损坏的有效措施之一、保护装置能够实时检测变压器和互感器的工作状态，一旦检测到异常情况，例如温度过高、电流过载等，及时切断电源，确保设备的安全运行。
常见的保护装置包括保护继电器、熔断器、熔断开关等。
这些装置能够快速、准确地进行故障判别和隔离，提高设备的运行可靠性。
其次，定期检测和维护也是防止变压器和互感器损坏的重要措施。
定期对设备进行检查，包括外观、绝缘性能、接线连接等方面的检测。
对于变压器来说，需要检查油位、油质，及时更换老化或污染的变压器油。
对于互感器来说，需要定期检查绝缘子的绝缘状况，以及接地装置的可靠性。
此外，对于经常受到负荷变化的变压器和互感器，也需要定期进行负荷测试，以确保设备能够适应不同负荷情况下的工作。
此外，合理运行变压器和互感器也是防止其损坏的关键所在。
合理运行包括合理的电压调整、合理的负荷调节、合理的短路保护等。
首先，电压调整要根据负荷情况进行调节，避免过高或过低的电压对设备造成损害。
其次，负荷调节要根据设备的额定负荷进行，避免超负荷操作。
最后，短路保护要及时切断电源，避免短路电流对设备造成过大的损坏。
另外，为了防止变压器和互感器损坏事故，还应加强对操作人员的培训和管理。
操作人员应具备一定的专业知识和技能，了解设备的工作原理、操作规程以及相应的应急处理措施。
此外，还需建立健全的管理制度，规范操作流程，确保操作人员遵守相关的操作规程，不擅自更改设备参数和运行状态。
最后，加强设备的保护措施也是防止变压器和互感器损坏的重要举措。
对于室外设备，应设置防雷设备，减少雷击带来的损害。
对于变压器来说，还可采取绝缘油采样、气体检测等技术手段进行故障预测和检测，及时发现潜在的故障隐患。
变压器、互感器设备反事故技术措施(6)
变压器、互感器设备反事故技术措施（6）
防止互感损坏事故
(1) 防止互感损坏事故应严格执行国家电网公司《预防110kV~500kV互感器事故措施》等有关规定，并提出以下重点要求。
(2) 加强对互感器类设备从选型、订货、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。
(3) 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式，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，特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能，电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。
(4) 110k V～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，包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。
对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的铁磁谐振试验(注：Uln指一次相电压下同)。
(5) 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。
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，其增量不应大于出厂试验值的10%。
(6) 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，其电气连结应接触良好，防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。
(7) 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。
互感器的注意事项
互感器的注意事项
使用互感器时需要注意以下几点：
1. 安全使用：互感器通常会有高压电流通过，因此在安装和操作时务必遵循相关的安全操作规程，避免电击和火灾等危险事故的发生。
2. 正确安装：互感器的安装位置和安装方式要符合相关的标准和要求。
安装时需保持互感器与电器设备之间的良好接触，避免接触不良导致测量误差。
3. 防护措施：互感器需要定期检查和保养，以确保其正常运行和可靠性。
同时，应该对互感器进行绝缘保护，防止外部环境对其造成损坏或影响其测量精度。
4. 环境条件：互感器的使用环境需符合其规定的工作条件。
在选型时要考虑环境温度、湿度、震动等因素，并选择适应这些条件的互感器。
5. 校验和校准：互感器的测量准确性和稳定性需要经常进行校验和校准。
定期对互感器进行校验，及时发现并修正测量偏差，确保测量结果的准确性。
总之，在使用互感器时，需要根据实际情况选择合适的互感器，并遵循相关的安装和操作规程，保护互感器的正常工作和延长其使用寿命。
及时进行维护和校准，确保互感器的测量结果准确可靠。
防止互感器损坏事故(征求意见稿)
附件1111 防止互感器损坏事故为防止互感器损坏事故，应认真贯彻《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)、《国家电网公司关于印发防止变电站全停十六项措施(试行)的通知》(国家电网运检[2015]376号)、《输变电设备状态检修试验规程》(Q／GDW1168－2013)、《电网设备技术标准差异条款统一意见》、《国家电网公司三十项变电反事故措施》、《提升GIS运行可靠性100项措施》等标准及其它有关规定，并提出以下重点要求：11.1 防止各类油浸式互感器事故11.1.1 设计阶段应注意的问题11.1.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构。
11.1.1.2 油浸式互感器制造商应根据设备运行环境最高和最低温度核算膨胀器的容量，并应留有一定裕度。
11.1.1.3 油浸式互感器的膨胀器外罩应标注清晰耐久的最高（MAX）、最低（MIN）油位线及20℃的标准油位线，油位观察窗应选用具有耐老化、高透明度的材料。
油位指示器应采用荧光材料。
11.1.1.4 制造商应明确倒立式电流互感器的允许最大取油量。
11.1.1.5 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远期要求，一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。
11.1.1.6 220kV及以上电压等级电流互感器必须满足卧倒运输的要求。
11.1.1.7 互感器的二次接线端子应有防转动措施。
11.1.1.8 电容式电压互感器中间变压器高压侧对地不应装设氧化锌避雷器。
11.1.1.9 电容式电压互感器应选用速饱和电抗器型阻尼器，并应在出厂时进行铁磁谐振试验。
10kV电压互感器烧毁事故分析及防范措施
康 万银 （ 承德供电兴隆 分公司
摘要 ： 承德供 电兴隆分公司发生过两起 １ ｋ Ｖ三相五柱 电压互感器烧毁 Ｏ 由图可见 ， 铁芯 电感 的伏 安特性 愈好 ， 即铁芯饱和得愈慢 ， 谐振 事故 ， 从事故分析出发， 分析 了该事故 发生的原 因， 其主要原 因铁磁谐振过 电 区愈 向 右移 ， 即谐 振 所 需 要 的阻 抗 参 数 Ｘ ＯＸ 也 Ｃ ／ Ｌ愈 大 ； 之 ， 向 反 愈 压 。 由此 事 故 分析 及 理 论 分 析 和 实验 ， 避 免 类似 事 故 的发 生 提 出 了防 范 的 左 移 ， 即谐 振 所 需 Ｘ ０Ｘ 对 Ｃ ／ Ｌ愈 小 。还 可 以看 出 ，谐 振 区 域 与 阻抗 比 措 施及 注 意 事 项 。 Ｘ ０Ｘ Ｃ ／Ｌ有 直 接 关 系 ， 对 于 １２分 频 谐 振 区 ， 阻 抗 × ０ Ｌ约 为 ／ Ｃ 关 键 词 ： 互 感 器 事 故 分析 防 范 措 施 电压
ＯＯ ～ ．８ ．１ Ｏ０ ；基 波 谐 振 区 ， Ｃ ／Ｌ约 为 Ｏ０ ￣ ．：高 频 谐 振 区 ， Ｘ ０Ｘ ．８ ０８ １ 现 场 情 况 Ｘ ＯＸ Ｃ ／Ｌ约 为 ０６ ３０ ．～ ｌｌ当 改变 电 网零 序 电容 时 ， Ｃ ／ Ｌ 随 之 改 变 ， × Ｏ） （ 兴 隆供 电分 公 司 所 属 两座 ３ ｋ ５ Ｖ综 合 自动 化 变 电站 ，中 性 点 不 回路 中可能出现 由一种谐振状态转变为另一种谐振状态。如果零序 接 地 方 式 运 行 ，采 用 的 是 电磁 式 三 相 五柱 式 电压 互 感 器 ， 型号 为 电容过大或过小 ， 可以脱离谐振 区域 ， 就 谐振就不会发生。考虑到 电 ＪＺ 一０ Ｓ Ｗ １ ，两 站 自运 行 起 分 别在 一年 内发 生 电压 互 感器 烧 毁事 故 ， 力 系统 中 运 行着 的 电压 互感 器 及 系统 的 具体 情 况 总 与模 拟 情 况有 差 根据 事 故 调 查分 析 ， 是 由铁磁 谐 振 过 电压 引起 。 均 异， 因此 ， Ａ・ ｅｅｓ ｎ的模 拟 试 验 结 果 ， 用 来 定 性 估 计 系 统 阻 Ｈ・ Ｐ ｔｒｏ 仅 为 了使 监 视 中 性 点 不 接 地 的 电力 系统 发 生 接 地 时 得 到 报 警 信 抗 参 数 的 匹配 情 况 ， 对 于 不 同型 号 、 同 出厂 日期 、 同厂 家制 造 而 不 不 号 ， 常 是把 三 线 圈 电压 互 感 器 的一 次 侧 接 成 星 形 ， 性 点 接 地 ： 通 中 二 的 电压 互感 器 ， 谐 振 区域 应 根据 实际 试 验 加 以确 定 。 其 次侧也是星形 ， 中性点也接地 ｉ 三次侧是辅助线圈 ， 接成开 口三角形。 在 现场 ， 一般 可 以测 量 出电 网 的对 地 电容 电流 ， 而 计 算 出对 地 进 接线 图 如 下 ： 电容 ， Ｘ Ｌ 算 该 电 网是 否 处于 谐 振 区 。若 在 谐 振 区 ， 由 Ｃ 估 再进 一 Ｅ Ｒ Ｉ １ １ 步判定可能是哪一种谐振 。电网的 电容电流也可用下列经验公式计 算 Ｉ＝ Ｕ ×１ ３Ｘ ｏ ｃ ３ ０ ／ ｃ ＝ 次 式 中 Ｊ一电容 电流 ， ｃ Ａ： Ｕ 一电 网运 行 相 电压 ，Ｖ， ｘ ｋ Ｘｏ ｃ 一线 路 对 地 容抗 ， Ｑ。 可 知 ， Ｘ ／ｍ ＜００ 当 ０Ｘ １时 ， 发 生 谐 振 ｉ 着 （ ０Ｘ ） 不 随 Ｘ ／ ｍ 的增 大 ， 依 次 发 生 １２分 频 、 频 、 倍 频 谐振 ， 应 地 ， ／ 基 三 相 发生 谐 振 所 需 的外 加 电压也逐渐增大。由于 运行 中的一般都是额定相电压（ ． Ｕ ， ｒ ０５ ｒＵ 为 ８ 额定线 电压 ）因此 １２分频时较多发生基波谐振 ， ， ／ 高次谐波的谐振 较少。分频谐振的频率并 非严格等于 １２次， ／ 分频谐振时 ， 心高度 铁 饱 和 ， 磁 电流剧 增 数 十 甚 至 一百 倍 ， 励 导致 电压 互 感器 烧 毁 或 保护 用 辅 助线 圈 熔 断 器熔 断 。 这样的系统 中性点是不稳定的。虽然 它能够给出真正的接地故 ２２ 电压 互 感器 结 构 的影 响 。 Ａ・ ｅｅｓ ｎ模 拟试 验 采 用 的三 Ｈ・ Ｐ ｔｒｏ 障信号 ，但 系统 的对地容抗和互感器饱和时的励磁 电抗达到一定 的 台单 相 小容 量 变 压 器 ， 当于 三 台单 相 电压 互感 器 ， 相 而现 场 运 行着 的 比例时 ， 就会发生铁磁谐振 ， 生的过 电压也会发生故障信号 ， 产 同时 电压 互 感器 ，既 有 三 台单 相 电压 互 感器 组 ，也 有 三相 五 柱 电压 互 感 由于该型号电压互感器的伏安特性较差， 发生铁磁谐振时 ， 电压互感 器， 它们 在 谐 振激 发 上 是 不 同 的 。 试验 研 究表 明 ， 单相 电压 互 感器 组 器 的三 相 电流 将 达 到励 磁 电流 的 数 十倍 甚 至 一 百倍 ，此 时极 易造 成 的 起振 电压 较 三 相 五柱 电压 互 感 器 的低 ， 也就 是 说 ， 相 电压 互感 器 单 电压 互 感器 线 圈 过 热 烧毁 事 故 。 组 容 易激 发 谐 振 。 主 要 是 由于 两 者 碰 路 结构 的差 异 ， 成 零 序阻 抗 这 造 ２ 原 因 分析 不同所致。 ２１ 电压互感器伏安特性的影响。 Ａ・ ｅｅｓ ｎ曾对两种典 型 ． Ｈ・ Ｐ ｔｒｏ 如 下 图 示 了三 芯 五柱 互 感 器 和 单相 互感 器 组 的磁 路 。 单相 互 感 伏安特性的铁芯 电感进行模拟试验。试验结果如下图所示。［ ２ １ 器 组 零 序磁 通 的磁 路 和正 序 磁 通 的磁 路 一样 ，每相 都 有 自己 的 闭合 声 ｌ 回路 ， 因而 零 序 阻抗 等 于 正 序 阻抗 。 对 三 芯 五柱 电压 互感 器 ， 由于 零 ｌ 、 序 磁 通 经 过 两 个 边往 返 回 ， 以其 磁 路 长 ， 且铁 芯 截 面 小 ， 所 而 因而 其 ： — —一 零 序磁 通磁 阻较 单 相 互感 器 组 要 大 得 多 。 上所 述 ， 振 是 由于 零 序 由 谐 磁 通 造成 的 ， 三芯 五 柱 互 感器 零序 磁 通 遇 到 的磁 阻 大 ， 振就 不容 易 谐
变压器、互感器设备反事故技术措施
变压器、互感器设备反事故技术措施随着电力行业的发展，变压器、互感器等设备在电力系统中扮演着极为重要的角色。
然而，在设备的使用和维护过程中，也存在着一定的安全隐患，容易发生事故，给电力系统带来不小的损失。
因此，为了确保电力系统的正常运行和设备的安全使用，需要采取一些反事故技术措施。
本文将针对变压器、互感器设备常见的安全隐患，提出对应的技术措施。
变压器设备常见安全隐患及反事故技术措施1. 变压器油的泄漏变压器油是变压器运行中必不可少的介质，如果油箱、油管、油枕等出现漏油现象，不仅可能会导致变压器损坏，还可能引发火灾等安全事故。
针对这种情况，应采取以下技术措施：•安装油位报警器，及时检测并提醒漏油情况；•安装漏电监测装置，发现油箱漏电情况及时报警；•定期进行油色谱分析和气相色谱分析，及时发现油中有害物质，并及时更换变压器油。
2. 变压器绕组的局部放电变压器绕组的局部放电是一种常见的故障，会导致绝缘老化、绝缘损坏，进而引发事故。
为了避免这样的情况发生，可以采取以下技术措施：•加强绕组绝缘的巡检和检修；•安装在线监测装置，及时发现绕组局部放电情况；•进行绕组绝缘电阻和耐压试验，发现异常情况及时更换或处理。
3. 变压器过载和短路变压器过载和短路是比较常见的故障，可能会造成设备的严重损坏和安全事故。
为了保证变压器的正常运行，应采取以下技术措施：•定期检验变压器的负荷和温度，避免过载；•安装短路保护装置，短路时能及时切断供电；•定期对变压器进行清洗和检修，除去表面的污垢和导致短路的异物。
互感器设备常见安全隐患及反事故技术措施1. 互感器内部绝缘损坏互感器内部绝缘损坏是一种常见的故障，可能会导致设备失效、烧损甚至引发火灾。
为了避免这种情况的发生，应采取以下技术措施：•加强互感器的巡检和检修，及时发现绝缘损坏情况；•安装在线监测装置，及时发现绝缘损坏情况；•定期对互感器进行例行试验，发现异常情况及时处理并更换。
2. 互感器接线堵塞由于接线堵塞等原因，互感器通常会出现失真的现象，导致测试数据不准确或产生误判等问题。
10kV电压互感器烧毁的原因分析和防范措施
10kV电压互感器烧毁的原因分析和防范措施摘要：变电站的发展与人们用电水平相关，需要管理人员重视管理工作，尤其是在10kV电压互感器的管理中，应该重视保险熔断问题。
由于变电站中10kV电压互感器的使用时间较长，很容易出现保险熔断问题，导致其安全性受到不良影响，并且会出现变电站故障，对配电网发展造成不良影响。
文章根据对10kV电压互感器高压保险熔断危害的分析，提出几点处理方式，以供相关管理人员参考。
在变电站10kV电压互感器高压保险熔断问题解决过程中，相关管理人员应该重视故障处理方式的制定，归纳总结相关经验，保证能够更好的制定预防措施，为其发展奠定良好基础。
关键词：变电站；10kV电压互感器；高压保险熔断率；降低措施1 电压互感器损坏及高压保险熔断的危害1.1危害变电设备在10kV电压系统运行过程中，经常发生异常现象，此时，人们将其称为谐振过电压，虽然此类电压的运行值不高，但是会在系统运行中长期存在。
同时，在低频谐波对相关设备进行影响时，会对设备的绝缘系统造成不利影响，很容易使设备上的薄弱地方出现绝缘问题。
此类问题出现之后，就会导致出现短路事故，甚至会出现变电站大面积停电问题，对其发展造成不利影响。
1.2危害运行方式10kV电压系统在出现互感器高压保险熔断问题之后，无法得到及时的修复，母线的运行将会出现较多故障，使设备出现较多异常情况，导致相关设备无法正常运行，对其发展造成不利影响。
1.3危害人身安全与供电可靠性在10kV电压系统运行过程中，如果出现互感器高压保险熔断问题，就会对人身安全造成不利影响，尤其是巡视的检查人员，同时，还会影响变电站供电可靠性，使变电站供电量得不到正确的计算，对其发展造成不利影响。
2 电压互感器高压保险熔断原因在10kV电压系统出现互感器保险熔断问题时，会对变电站的经营造成不利影响，不能为人们提供较为良好的电力服务，对变电站经济效益较为不利。
所以，相关管理人员对此类问题出现的原因进行分析，具体分为以下几点：首先，部分10kV电压系统中的产品存在质量问题，尤其在绝缘系统中，制造人员为了控制制作成本，不重视绝缘系统的质量，导致出现熔断问题。
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高压互感器事故防范
Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level.
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文件编号：KG-AO-4733-42 高压互感器事故防范
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高压互感器是直接接在母线上，其事故往往造成比较严重后果，多数为爆炸性事故，爆炸时还危及周围设备。
现仅对近年来220kv及以上互感器事故的主要原因及防范措施简述于下。
1.主要原因
互感器事故大多数是由于制造质量不良而造成，谐振过电压及维护不当也占一定比例，主要包括：（1）内外绝缘配合设计不当，接地端绝缘屏设置不合理，以及全电屏端部均压环包扎不良，在小雨中瓷套外部闪络，引起内部放电，导致电流互感器上、下瓷套开裂报废。
（2）500kv电容式电压互感器套管瓷伞结构设计不合理，发生外绝缘雨闪。
（3）容屏绕制工艺粗糙，绝缘包绕不紧，铝箔多
处破损，真空处理不当，容屏内有气泡，导致220kv电流互感器发生粉碎性爆炸。
（4）220kv电容式电压互感器分压电容内部有缺陷，正常运行中，突然爆炸起火；
500kv电容式电压互感器电容元件质量差，在合闸过电压下，部分电容元件击穿，进而造成整体爆炸。
（5）电容式电压互感器内部绝缘支架，采用劣质的酚醛结构，在运行中支架表面爬电，电容纸板边缘烧蚀，整体绝缘下降，在运行中导致贯穿性对地放电。
（6）电压互感器绕组，没有采用单丝漆包线绕制，而是采用普通漆包线绕制，致使发生匝间短路而烧坏。
（7）由于互感器密封不良、渗漏油而导致进水受潮，密封材料失去弹性，密封性能差，以及壳体内缺油等造成进水受潮，严重影响互感器内部绝缘，进而导致损坏事故。
（8）谐振过电压烧坏电压互感器，在运行操作中，当母线电容包括断路器均压电容和电压互感器的电感发生谐振时而产生，谐振过电压最高可达倍相电压，
因而使电压互感器的铁芯处于过饱和状态。
励磁电流增加很大，从而导致绕组烧坏事故。
（9）安装维护不当，电容式电压互感器漏装阻尼器，将二次接线板烧坏；油箱内引线连接螺丝松动发热，运行中引起喷油冒烟；在补油时未采取真空处理，致使运行中整体粉碎性爆炸。
（10）绝缘老化，由于电压互感器绕组导线绝缘老化，发生匝间短路而烧坏。
2.主要防范措施（1）制造厂应改进瓷套伞群设计，提高抗雨闪性能。
提高内绝缘的制作工艺水平，防止绝缘纸、铝箔绕包不紧，发生绉折、破损。
真空干燥处理要彻底。
采取措施，提高密封性能防止渗漏油。
杜绝采用不符合规定的导线。
应按照国家标准认真进行型式试验和出厂试验，没有进行型式试验或试验不合格的产品，不能出厂。
（2）为检验绝缘是否良好，对220kv及以上互感器可测量10kv下的tgδ值和高电压（即Um/Γ3）下的tgδ值，二者应无明显变化，tgδ变化增量一般不
超过±0.3%。
（3）为防止谐振过电压损坏电压互感器，制造厂应改善电压互感器的励磁特性，励磁伏安特性曲线的第一拐点应高于额定电压，避免电压稍有波动铁芯即饱和、励磁电流猛增。
在运行中倒闸操作时的顺序也应改变，如在投入操作时变压器先投，切断时变压器在电压互感器之后退出，以避免产生谐振的可能。
一旦出现谐振过电压，应立即合上一条空载线路或空载变压器，或打开断路器电源侧的隔离开关。
而不应打开电压互感器的隔离开关或合上断路器。
（4）按规程规定进行预防性试验，对介损显著增大，油中气体色谱分析超标者，应尽早采取措施予以处理，对早期产品，其密封材料可能老化，出现渗漏油现象，如其介损和含水量超标，绝缘电阻下降，也要尽早处理，以免酿成事故。
（5）对于瓷套伞群间距低于标准的（IEC8、5）应采取加硅橡胶伞群套等措施，以防止雨闪事故。
（6）加强维修管理，认真执行有关规程和标准，
严格验收制度，防止由于维修不当而发生损坏事故。
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