油浸式电流互感器运行事故分析及其对策(正式)
油浸式电流互感器渗油缺陷的原因分析及处理
油浸式电流互感器渗油缺陷的原因分析及处理摘要：目前，变电站内油浸式电流互感器渗油缺陷比较常见，直接影响电网安全运行。
本文主要介绍了某供电公司220kV变电站内油浸式电流互感器渗油缺陷的原因分析，根据分析结果，对油浸式电流互感器的周期检修提出了具体的检修方案。
关键词：油浸式电流互感器渗油处理Abstract: At present, permeability defects of oil-immersed current transformers in the substation are common, directly affecting the safe operation of power grids. This paper analyzes the causes ofpermeability defects of oil-immersed current transformers in the 220kV substation of a power supply company, and puts forward the specific repair program for its periodic maintenance based on the analysis results.Key words: oil-immersed current transformer; permeability; processing1.缺陷简述2011年12月，在220kV变电站巡视中，检修人员发现型号为LWCB-220W 的一只C相电流互感器的二次出线端接线盒处渗油，连续5个月监视膨胀器油位变化和记录渗油速度（见图1、图2）。
图1膨胀器油位变化图2渗油速度变化随着温度的升高，密封垫和油介质热胀冷缩，膨胀器油位下降速度趋于平缓，并未达到警戒线以下，从而保证电流互感器的绝缘不被击穿，为计划停电检修提供了宝贵的时间。
油浸式电流互感器的缺陷分析和诊断方法
油浸式电流互感器的缺陷分析和诊断方法电流互感器是电力系统测量精度较高的关键组成部分，在精密的电力系统中，它的准确性和可靠性是正常运行的关键。
油浸式电流互感器是一种使用油浸绝缘技术的特殊形式，它在电流互感器中发挥重要作用，但它有缺陷。
而油浸式电流互感器的缺陷分析和诊断技术至关重要，必须被广泛使用，有助于精确诊断油浸式电流互感器的缺陷，从而提高电力系统的可靠性和安全性。
油浸式电流互感器的缺陷分析和诊断方法有多种，其中包括物理表征技术、物理模型技术和先进的故障检测技术。
物理表征技术是指利用一些小变化来描述油浸式电流互感器的物理状态，这些小变化可以是温度变化、电压变化、磁化度或容量变化等。
通过物理表征技术可以从油浸式电流互感器物理状态中检测出缺陷，并定性分析其机理。
油浸式电流互感器的物理模型技术是基于其工作原理和构造特点，构建出反映其物理特性的模型，根据模型结果可以分析和诊断错误或缺陷，从而有效排除故障，提高可靠性。
先进的故障检测技术，如智能技术和深度学习技术，也可用于油浸式电流互感器的诊断。
通过收集历史数据，建立检测模型，可以提前检测到潜在的故障状态，从而及时采取手段防止故障的发生。
另外，先进的仿真技术也可用于油浸式电流互感器的缺陷分析和诊断，通过大量算法分析，可以及早发现潜在的故障并进行模拟预测，诊断精度更高，可以更好地保护安全。
油浸式电流互感器的缺陷分析与诊断有着多种方法，它们都有助
于准确判断油浸式电流互感器的缺陷，保护安全，有效提高电力系统的可靠性和安全性，是值得大力发展的技术。
以上是关于油浸式电流互感器的缺陷分析和诊断方法的研究，希望能够有助于更好地理解油浸式电流互感器的缺陷，更好地保护电力安全。
电流互感器事故分析及处理措施
电流互感器事故分析及处理措施摘要：针对外部故障时电流互感器饱和导致继电保护误动的情况，从故障电流非周期分量和互感器励磁特性两个方面，分析电流互感器饱和产生的原因以及电流互感器饱和时的一二次电流波形。
说明一次电流非周期分量对电流传变的影响,致使电流互感器的二次侧无法如实反映一次侧电流的变化情况,因此在考核互感器饱和对保护的影响时,必须考虑非周期分量引起的暂态饱和。
文中分析了电流互感器饱和对保护的影响，并提出防止电流互感器饱和的方法。
0引言：电流互感器饱和给电网安全稳定运行造成严重隐患。
文中从线路短路时稳态对称电流太大和故障电流非周期分量两方面入手，分析电流互感器饱和的原理，以及防范措施等。
分析故障电流非周期分量导致电流互感器饱和，为确保继电保护可靠动作，对其误动进行分析，并提出防范措施。
1 电流互感器饱和分析电流互感器饱和指的是铁心饱和，电流互感器正常工作时一次电流在铁心中产生交变磁通，二次绕组处在交变磁场中可产生感应电动势，二次侧在工作时不允许开路，因此二次侧可产生感应电流，可以通过二次电流准确地反应一次电流。
1.1电流互感器工作原理电流互感器正常时，励磁阻抗Z0很大，励磁电流I0、励磁电压近似为零；随着一次电流I1的增大，磁密增加，导磁系数减小，励磁阻抗Z0减小，励磁电流I0增加，导致铁心饱和。
1.2电流互感器稳态饱和铁心的饱和可以分为两种情况。
一是稳态饱和，二是暂态饱和。
稳态饱和：励磁电流和二次电流是按比例分流关系。
当一次电流由于发生事故等原因增大时，必然按比例增大，于是铁心磁通密度过大，使铁心趋于饱和。
1.3电流互感器暂态饱和当一次非周期分量长时间作用于互感器时，可能导致铁心严重饱和，其饱和时间由时间常数决定。
当故障发生时，一次电流中有衰减的非周期分量励磁，使励磁电流不能突变。
如果非周期分量存在时间长,则很容易使互感器出现暂态饱和。
2电流互感器饱和对保护的影响：2.1对电流速断保护的影响电流互感器饱和后，短路电流二次值变小，甚至小于电流继电器的定值，导致保护拒动。
油浸式电流互感器的故障与分析李洪波
油浸式电流互感器的故障与分析李洪波发布时间：2021-10-22T05:32:46.720Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第12期作者：李洪波刘长华李卫林商琼玲黄利达朱榜超[导读] 电流互感器是重要的电气一次设备，担负着为系统提供计量和继电保护所需信号的重要任务。
目前，在电网中大量应用的是电容式电流互感器，因其设计结构、制造工艺及运行维护水平原因造成设备内部放电故障甚至事故的情况时有发生。
李洪波刘长华李卫林商琼玲黄利达朱榜超广西电网有限责任公司百色供电局广西百色 533000摘要：电流互感器是重要的电气一次设备，担负着为系统提供计量和继电保护所需信号的重要任务。
目前，在电网中大量应用的是电容式电流互感器，因其设计结构、制造工艺及运行维护水平原因造成设备内部放电故障甚至事故的情况时有发生。
基于此，文章针对一起220kV油浸式电流互感器的故障展开分析，并提出相应的处理及防范措施，为设备制造商、检修及运维人员分析和处理油浸式电流互感器缺陷提供技术参考。
关键词：油浸式电流互感器；油中溶解气体；故障分析1缺陷概述1.1故障过程2017年3月，某500kV变电站220kV线路首次检修过程中，试验人员对油浸式电流互感器进行油中溶解气体分析时发现该组设备A相特征气体数据异常，乙炔含量达到1502μL·L-1，B、C相含有少量乙炔，为保证数据准确性，试验人员分别采用安捷伦6890和中分2000型色谱仪进行复测，试验数据无异常变化，测试结果如表1所示。
试验结果显示，A相（201502285）电流互感器油样色谱中乙炔、氢气、总烃超标，与交接试验时相比明显增长，B相（201502254）、C相（201502284）电流互感器含有少量乙炔，但并未超出GB/T7252规定的注意值。
因此本文对A相进行IEC三比值法比对：A相为1，0，2，结合特征气体法可以判断A相存在电弧放电故障。
1.2设备基本信息500kV某变电站220kV为双母双分段接线方式，检修时220kV3号、4号、5号、6号母线运行，母联断路器为运行状态。
220kV油浸式电流互感器渗漏油原因及处理措施
220kV油浸式电流互感器渗漏油原因及处理措施摘要：针对220kV油浸式电流互感器渗漏油的现象，本文对其原因进行分析，就防止220kV油浸式电流互感器渗漏油事故提出了一些建议和处理措施。
关键词：电流互感器；渗漏油；原因；处理措施1 引言目前220kV油浸式电流互感器应用于我公司部分750kV变电站中，是变电站重要设备之一，在电力系统中主要是将大电流变为小电流供保护、自动化装置和测量表计等装置使用。
2 油浸式电流互感器渗漏油的种类及原因2.1 电流互感器出现沙眼导致渗漏油由于电流互感器储油柜的外部质地不良和焊接工艺问题，使得储油柜在充油的情况下，绝缘油沿着沙眼或焊缝从内部渗出。
2.2 电流互感器密封不严引起的渗漏油由于电流互感器的密封元件随着时间的推移而变得老化，起不到应有的密封效果，再加上外界环境的变化，引起热胀冷缩效应从而使密封面不严产生渗漏油。
2.3 电流互感器的二次小套管渗油由于电流互感器的二次小套管在安装或检修的过程中，没有按照工艺要求将压紧螺母拧紧导致渗漏油的出现。
2.4 电流互感器由于膨胀作用发生渗漏油当电流互感器内部发生故障进而产生高温，使得油的体积迅速膨胀导致电流互感器产生渗漏油的现象3 油浸式电流互感器渗漏油的处理措施3.1 电流互感器储油柜沙眼或焊缝渗油：采用密封胶或电焊的办法，为防止影响油的色谱分析结果，电焊后必须换油。
若膨胀器焊缝渗油，应进行更换或补焊。
3.2 电流互感器密封件渗油：若密封垫弹性尚好，可能是压缩量不一致原因，应均匀紧固螺栓使压缩量一致；若仍漏油可能是密封面加工不良、有杂质或密封垫老化，应将密封垫取下处理或更换。
3.3 电流互感器的二次小套管渗油：拧紧渗油套管的压紧螺母，或轻轻打开螺母在螺杆上缠生料带涂密封胶后再紧固，以防沿螺牙渗油，渗油严重时应更换为防渗密封结构的套管。
3.4 绝缘油膨胀渗漏油：将电流互感器拆除，返厂进行修复。
4 防范措施4.1 严格把好设备验收关验收人员应该对新安装的电流互感器按设备说明书进行全方面的检查，严格执行标准化验收指导卡，对设备的每一个部件、部位都检查细致，不让验收工作流于形式。
220kV油浸式电流互感器故障诊断与分析
220kV油浸式电流互感器故障诊断与分析摘要：某变电站220KV电流互感器膨胀器异常顶起，检查设备外观良好，停运后对电流互感器进行全项诊断试验及油色谱分析，发现设备本体内部氢气、乙炔、总烃数值均超标，判断内部存在低能量局部放电。
关键词：变电站；220KV油浸式电流互感器；故障分析1故障现象220KV某变电站巡视人员发现３号主变高压侧203电流互感器A膨胀器异常顶起2cm，随即将该互感器退出运行，3号主变系统停运。
该互感器为2012年生产的型号为LB7-220GYW3高压电流互感器，额定电压为２２０ｋＶ。
设备退出运行后，现场检修人员进行外观检查未发现渗漏油等异常现象，随后打开膨胀器发现有气体放出，立即取设备底部油样进行油色谱分析。
2诊断试验互感器返厂后首先进行一、二次接线及外观检查，未发现渗漏油、放电痕迹等异常现象。
之后对互感器进行除一次工频耐压试验外的全部出厂试验，试验情况如下。
2.1绝缘电阻测试对互感器进行一次绕组对二次绕组及地、二次绕组之间及对地、末屏对二次绕组及地，试验数据如表1，符合ＧＢ／Ｔ２０８４０．１—２０１０《互感器》标准要求。
2.2介质损耗因数及电容值测试对互感器进行介质损耗与测量电压之间的关系测量，并绘制曲线如图１所示。
测量电压从１０ｋＶ到Ｕｍ／槡３（１４５ｋＶ），以１５ｋＶ为步长。
电容量及介质损耗因数测试值与返厂测试一致，电压上升及下降过程中介质损耗因数值吻合无异常。
2.3互感器油色谱分析互感器运到制造厂首次对油进行色谱分析。
出厂试验后取互感器顶部、中部、底部油进行色谱分析。
三个部位油样数据无明显差异，与返厂测试一致，根据DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》三比值法分析，放电类型分别为1，1，0，判断为低能量放电，与现场数据分析结果一致。
2.4互感器局部放电试验局部放电试验异常，局放起始电压为103KV，局部放电量为73PC，熄灭电压为53KV。
根据试验结果综合判断，互感器内部存在局部放电。
互感器运行中的异常与事故处理预案范文（二篇）
互感器运行中的异常与事故处理预案范文互感器是电力系统中重要的电气设备，负责将高电压（主接线侧）变换为低电压（测量侧）用于测量或保护。
然而，在互感器的长期运行中，可能会出现各种异常情况和事故，例如互感器温度升高、绝缘损坏、接线松动等问题。
为了确保互感器的安全运行，我们需要制定一套详细的异常处理预案。
本文将探讨互感器运行中常见的异常情况，并提供相关处理预案。
一、互感器温度升高互感器温度升高是互感器运行中常见的问题之一，可能是由于负载过重、内部绝缘损坏或冷却系统故障等原因导致的。
处理互感器温度升高的预案如下：1.立即停机。
一旦发现互感器温度异常升高，应立即停机，切断电源。
2.检查负载情况。
检查互感器所接负载情况，确保没有超负荷运行。
如果负载过重，应减少负载。
3.检查绝缘情况。
检查互感器绕组和绝缘是否有损坏。
如发现绝缘损坏，应及时更换或修复。
4.检查冷却系统。
检查互感器冷却系统是否正常工作，如发现故障应及时修复或更换。
5.监测温度。
在互感器运行过程中，应定期监测温度，确保不超过安全范围。
二、互感器绝缘损坏互感器绝缘损坏可能是由于绝缘老化、绝缘材料质量不合格或外界环境恶劣等原因导致的。
处理互感器绝缘损坏的预案如下：1.立即停机。
一旦发现互感器绝缘损坏，应立即停机，切断电源。
2.检查绝缘情况。
对互感器进行绝缘测试，找出绝缘损坏的位置。
3.修复绝缘损坏。
根据实际情况，采取相应的绝缘修复措施。
4.加强维护。
加强互感器的定期维护，确保绝缘材料的正常工作。
三、互感器接线松动互感器接线松动可能是由于长期运行或过度振动等原因导致的。
处理互感器接线松动的预案如下：1.立即停机。
一旦发现互感器接线松动，应立即停机，切断电源。
2.检查接线松动。
对互感器进行接线检查，找出松动的接线位置。
3.重新固定接线。
重新固定接线，确保接线紧密可靠。
4.加强固定措施。
加强互感器的固定，防止接线松动再次发生。
四、互感器漏油或漏液互感器漏油或漏液可能是由于机械损坏、密封失效或工作环境恶劣等原因导致的。
110kV油侵倒立式电流互感器故障分析
110kV油侵倒立式电流互感器故障分析摘要：对一起110kV油侵式电流互感器故障进行了试验分析，通过局放试验和设备解体查找出故障原因，并提出了其在高压试验中存在的问题和解决方案。
关键词：电流互感器试验Abstract: the 110 kV together current transformer oil assault type fault the experimental analysis, through the bureau put test and equipment collapse the searching out the cause of the problem, and put forward the high pressure test in the existing problems and solutions.Keywords: current transformer test1.引言近几年，倒立式电流互感器由于优点突出，在我国应用日渐广泛。
倒立式电流互感器有别于传统的正立式电流互感器产品结构之处,在于将二次绕组及一次绕组集中置于整个产品的上部储油柜内,且主绝缘包扎在二次绕组的外侧。
这样,倒立式电流互感器就具有了以下特点:（1）一次导体较短，与正立式相比容易满足较高动热稳定电流的要求，同时也不需要接一次过电压保护器。
（2）当一次电流较小时，容易实现高准确度，且可满足大的短路电流倍数的要求。
（3）瓷套径向尺寸较小，制造工艺性较好。
（4）不存在“U”形一次绕组绝缘处在油箱底部的绝缘容易受潮的薄弱环节，运行可靠性较高，因此接母差保护时可任意选择二次保护。
（5）倒立式电流互感器易于和单级式电压互感器组装，推进组合式互感器的开发。
因此，倒立式电流互感器在国外一些工业发达国家的生产量较大。
由于二次绕组和铁心在互感器的头部，使得互感器重心较高，抗震性能较差。
由于头部与支撑杆之间连接机械强度较弱，在搬运、运输或安装过程中容易损坏。
电流互感器事故分析及预防
电流互感器事故分析及预防摘要：近些年来，高压电流互感器的爆炸事故时有发生，严重威胁着电网的安全运行。
电流互感器虽小，但爆炸造成的损失和影响却很大。
因此，引起人们的广泛重视。
本节将分析电流互感器发生事故的原因并指出诊断方法和预防措施。
关键词：电流互感器，电容屏，绝缘击穿，局部放电一. 事故原因分析1．绝缘工艺不良。
电容型电流互感器绝缘包绕松紧不均、外紧内松、纸有皱格，电容屏错位、断裂，“并腿”时损伤绝缘等缺陷，都能导致运行中发生绝缘击穿事故。
2．绝缘干燥和脱气处理不彻底。
由于对绝缘干燥和脱气处理不彻底，电流互感器在运行中发生绝缘击穿。
3．在过电压下损坏3.1铁磁谐振过电压。
它是导致110～220kV串级式电压互感器损坏或爆炸的一种常见电压。
它是由断路器均压电容与母线电磁式电压互感器在某些运行状态下产生的串联铁磁谐振过电压。
这种过电压大多数在有空母线的变电所，当打开最后一条线路的断路器时发生。
3.2其他过电压。
运行经验表明，电压互感器也有在雷电过电压、工频过电压下损坏或爆炸的情况。
例如有的电压互感器在单相接地事故引起的电压升高的作用下，不到几分钟就爆炸了。
按理，电压工感器应当能承受这些过电压，然而它却爆炸了，这只能说明这些电压互感器内部有隐患，如设计裕度小，材质和工艺差，若再加受潮，则很难承受这些过电压。
4.安装、检修和运行人员过失。
常见的过失有引线接头松动、注油工艺不良、二次绕组开路、电容末屏接地不良等。
由于这些过失常导致局部过热或放电，使色谱分析结果异常。
二. 电流互感器事故诊断方法1.认真进行预防性试验规程规定，电流互感器的预防性试验项目有：测量绕组及末屏的绝缘电阻、介质损耗因数tgδ和油中溶解气体的色谱分析等。
对这项目的测试结果进行综合分析，可以发现进水受潮及制造工艺不良等方面的缺陷。
表2－7列出了油纸电容式电流互感器的油中溶解气体色谱分析结果和判断检测缺陷的实例。
2.局部放电测量常规绝缘试验不能检出电流互感器的局部放电型缺陷，而进行局部放电测量能灵敏地检出该类型的缺陷，所以规程规定，电流互感器在大修后或必要时按GB5583进行局部放电测量。
电力机车油浸式电压互感器故障分析及预防措施
１ ￣ ＜ １ ５ ０ 、 （ ５
表（ “ ｕＬ ）
状杏描述
正 常
２ ０ １ ０ 一 Ｉ 】 一 ５ （ Ｘ １ ） ４ ３ ｌ ８ Ｉ ４ ３】 １ １ ３ ｌ ９ ８ ２ １ ０ ２ ０ Ｉ Ｉ ３ ｌ ３ （ Ｘ ２ 】 ７ ８ Ｉ ｌ ｌ ７ ０ ６ ３ ９ ３ ５ Ｉ ４ ５ ２ ｌ １ ４ ５ ７ ７ ６ ４
（ ４ ） 引出线连 接装配 ， 连接 高压 出 于 如何 防止 电压互 感 器油 烧损 着火 的发 生 ，从束 手无 策终 于 找到 了一 套完 整 有 型 缩 醛漆 包 扁铜 线 绕 制 而成 ，匝数 １ ０ ０ 线。 做到 了可依 和预 知 。 通过 以上 工 艺改 进 ，避 免 了原 接线 效 办法 ， 匝 ，外 ５ ０ 层是 一 次高 压绕 组 ，由 ‘ ｐ ０ ． １ ７
（ ２ ） 引出线制作 、 焊接 ， 检查高压引
５ 结论
电阻 为 ０ Ｍ Ｑ，绝 缘呈 导通 击穿 状 态 ， 进 出线 ， 重 点检查 其 根部 ， 有 无扭 曲 ， 损 伤
一
步拆 解互 感 器线包 ，发 现 高低 压线 圈 现象。
通过 检修 部 门加 强质 量控 制 和改 进
．
压碱 绝 缘子、 Ｓ ｌ ０ ０ ０ （ 《 ３ ０ ０ ０ 故 障 线过 热、 放电 。 必须 及 时 扣车 检查
出线焊 接状 态 正常 。检测 各绕 组 绝缘 对
（ １ ） 拆解 一 次线 圈（ Ａ端 ） 引 出线 。
故 障已 经 目 显
地绝缘正常，检测高压与低压绕组绝缘
（ ３ ） 焊接 ， 用焊膏在焊接部位涂抹 ， 检修工艺及预防措施的有效实施 ，同时 原 因分 析 ：机 车 电压 互感 器 线包 为层 式 用 电烙 铁 把 锡 焊 丝 流 畅 熔 化 在 焊 接 部 化 验部 门根 据 电压互 感器 油 中溶解 特 征 气体应急响应数据， 作好跟踪和控制 。 对 绕 制 结 构 ，内 ２层 是二 次低 压 绕 组 ， 由 位。 层间绝缘大面积烧损 ， 绝缘呈烧糊状态。
2000～2001年500kV电流互感器事故分析及预防措施
2000～2001年500kV电流互感器事故分析及预防措施胡惠然1，张俊峰21.湖北省电力试验研究院，湖北武汉 430077；2.福建省电力公司,福建福州3500030 前言随着超高压电网的发展，500kV电流互感器日益增多，截止到2000年12月，据不完全统计，在全国电力系统中，在役的500kV电流互感器（TA）约有2894台，主要分布于：华北地区，238台；华东地区，1113台；东北地区，327台；华中地区，440台；南方地区，492台；西南地区，66台；山东地区，126台；福建地区，92台地区。
上述互感器，可分为2种类型，一种是油浸型，另一种是SF6气体绝缘型，外套为硅橡胶。
产品的生产厂家有沈变互感器厂、法国阿尔斯通、比利时宝特、瑞典ABB公司、日本日新公司及上海MWB互感器公司等。
2000～2001年期间发生了7台次事故，其中有5台为油浸型，2台为SF6气体绝缘型。
500kV电流互感器事故时间、地点及相关情况见表1。
表1 500kV电流互感器事故时间、地点及相关情况500kV电流互感器的事故，特别是油浸型产品的事故，一般都伴随有爆炸起火，这不仅会使输送电量受到损失，同时也会对变电站的邻近设备造成严重损坏，对电网运行的威胁很大。
因此，500kV电流互感器事故频发的问题引起了各级电力部门的重视，他们组织有关人员对上述事故情况进行了调查分析以期吸取教训，并制定了预防措施以防止事故的再次发生。
1 500kV电流互感器事故简况1.1 湖北双河变电站500kV电流互感器爆炸事故2000年4月27日17∶30，双河变电站12号TA的A相在正常运行条件下发生爆炸起火，炸裂的瓷片将近旁的B相TA和12号断路器的A、C相各1台Y型支柱瓷套打断。
2000年12月1日，该组TA用国内某厂制造的型号为LB2-500W1、有6个二次绕组、变比为2000/1A的新产品替换。
1.2 湖北凤凰山变电站500kV电流互感器爆炸事故2000年10月30日18∶30，湖北凤凰山变电站500kV 12号TA的A相在试运行中发生爆炸，该电流互感器是国内某厂生产的产品，型号为LB3-500W2。
油浸式电压互感器常见故障及排查
油浸式电压互感器常见故障及排查摘要：随着人们生活水平逐渐提高，对电力供应有了更高的需求。
由于电力系统设备在实际的运行中，受雷电、大风、暴雨等自然环境和施工、车辆等外力破坏以及电力设备制造水平、维护管理等因素的影响，将会导致电力设备运行异常，出现低电压或者被迫停电的现象，严重影响人们的生活。
因此，该文选取对人们供电影响最直接的10kV电压互感器运行中出现的故障进行深入探究，并提出相应的解决策略，以期能够减少对电力系统正常运行的影响因素，确保电力供应。
关键词：电压互感器；运行故障；改进措施引言电压互感器是变电站内重要的一次电气设备之一，负责把一次高电压转换成二次电压，供给继电保护装置、自动装置、计量仪表等二次设备。
它的运行状况不仅关系到一次系统的安全运行，也关系到二次设备的安全运行。
电压互感器的故障分为内部故障和外部故障，内部故障往往是其本体内部发热、渗油、放电等。
外部故障主要指一次部分线夹接触不良导致发热，二次部分接触不良放电、未完全接地、电缆断线等。
近年来，由于“外委队伍”大量的进入，导致施工质量良莠不齐，二次部分的故障屡次发生，并多次造成一次设备停运，影响恶劣。
1变电站运行中电压互感器常见故障分析1.1电磁单元出现故障电磁单元是电压互感器的组成设备之一，其本身由中间变压器、补偿电压器、阻尼器等多个部件组成，因此相对敏感和脆弱，其中任意一个部件出现问题都会影响整个单元的功能，进而导致电压互感器出现故障。
导致电磁单元出现问题最常见的两个原因是电压互感器的运行环境和电磁单元的质量问题。
当运行环境相对潮湿时，电磁单元容易受潮影响绕组阻性，导致设备受损，影响电压互感器的正常运行。
电磁单元的质量存在问题，则其容易被损坏，导致电压互感器出现故障。
因此在采购电磁单元时要注意其生产水平的高低、运输过程和安装过程的稳定性，保证电磁单元的质量。
1.2电容器故障500kV变电站电压互感器运行时，分压电容的电压负载标准值为20kV，但是在实际中由于诸多因素的影响，导致分压电容很难达到电压负载的标准值，导致电压持续上升，最终对500kV变电站的正常、安全运行造成了严重的影响。
油浸式电流互感器漏油故障的研究分析
油浸式电流互感器漏油故障的研究分析摘要:在变电站中，油浸式电流互感器具有良好的动、热稳定性，因此被越来越多的地方广泛应用。
这种油浸式电流互感器能够有效的提高电网的稳定性，保障了人们的用电安全，及工作人员的人身安全。
但是在电流互感器运行时，也会有故障产生，因此本文对油浸式电流互感器漏油故障进行分析。
关键字：油浸式电流互感器；漏油故障；整改措施引言：对于互感器的形式主要有两种，一是电流互感器，二是电压互感器。
电流互感器是针对一次与二次的连接元件，能够向继电保护继电器、电流线圈等供电，以此能够及时反映出电气设备的运行情况，他们都是特别种类的变压器，与基本的变压器原理互通。
本文将以油浸式电流互感器漏油故障研究目标，通过对油浸式电流互感器漏油故障现象分析、油浸式电流互感器漏油故障原因探讨、油浸式电流互感器漏油故障整改措施、油浸式电流互感器漏油故障的防范建议等方面进行探究。
一、油浸式电流互感器漏油故障现象分析油浸式电流互感器主要是由一次端子、器身、瓷套、二次绕组、底座、排气等方面组成，在电网重要枢纽开关站主要是由双母线带旁路、专用旁路接线、专用母联、四回进线、五回出线的形式连接。
在一次电厂检修人员在进行停电检查中，发现油浸式电流互感器瓷套表面有漏油现象出现，如图1所示这种漏油现象的出现容易对变压器的稳定性出现影响，如图所见能够看到表面的熔锡现象，并且有明显开裂问题出现，所以导致设备漏油，由此现象出现及时联系设备厂家进行处理[1]。
图 1变压器漏油现象二、油浸式电流互感器漏油故障原因探讨针对这种故障出现，主要原因包括绝缘电阻、介损及电容量、红外热像温度检测等方面。
第一、绝缘电阻原因，首先对于故障的原因的排查，要对绝缘电阻进行试验，对于绝缘电阻的试验方式主要运用接线测试，在测试中要注意绝缘电阻测试仪的电压要和被测绝缘电阻的电压相同、对绝缘电阻一定要断电处理、在工作电路中不能晃动绝缘电阻等问题。
正常状态下的绝缘电阻，一次性绕组绝缘电阻数值要在>3000兆，如表1所示，就是绝缘电阻测试下的试验数据，相比而言，漏油电流互感器绝缘电阻的数值有明显的下降趋势，但是又远大于标准规定的数值。
油浸式电流互感器运行事故分析及其对策
油浸式电流互感器运行事故分析及其对策引言油浸式电流互感器是电力系统中常见的测量装置之一，广泛应用于电力变电站和高压输电线路中。
然而，在长期运行中，油浸式电流互感器也存在一定的事故风险。
本文将对油浸式电流互感器运行事故进行分析，并提出相应对策，以提高其运行可靠性和安全性。
事故分析油漏油漏是油浸式电流互感器常见的运行事故之一。
油漏的主要原因包括密封件老化、损坏或松动，以及设备本身制造质量问题。
油漏会导致绝缘性能下降，损坏设备并可能引发火灾或爆炸。
短路短路是油浸式电流互感器另一个常见的运行事故。
短路可能是由于绝缘击穿、绝缘老化、绝缘距离不足等原因引起的。
短路会导致电流互感器输出异常，影响电力系统的正常运行。
沉积物堵塞沉积物堵塞是油浸式电流互感器运行事故中的一个潜在问题。
在长期运行中，油浸式电流互感器内部可能会产生一些沉淀物，如果不定期清洗和维护，这些沉淀物可能会堵塞油道，影响电流互感器的运行性能。
对策为了解决油浸式电流互感器的运行事故，提高其可靠性和安全性，以下几个对策可供参考：定期检测和维护定期检测和维护油浸式电流互感器是防范事故的有效手段。
通过定期检查设备的外部和内部状态，及时发现和解决漏油、短路和沉积物堵塞等问题，确保设备的正常运行。
加强绝缘保护绝缘保护是减少事故发生的重要措施。
在制造和安装油浸式电流互感器时，应严格按照规范进行绝缘设计和绝缘距离的设置，确保绝缘强度和可靠性。
此外，定期对绝缘状态进行测试和评估，及时发现绝缘老化和击穿等问题，采取相应的措施修复或更换。
提高产品质量提高油浸式电流互感器的产品质量对于减少事故的发生至关重要。
制造商应加强对关键零部件和材料的质量控制，确保产品的可靠性和使用寿命。
此外，合理的设计和制造工艺也能提高产品的性能和可靠性。
加强培训和管理培训和管理是提高油浸式电流互感器运行安全性的关键措施。
运行人员应定期接受相关培训，了解设备的正确使用方法和维护要求。
同时，建立健全的管理制度，加强对设备运行情况的监控和管理，及时处理和记录设备异常情况。
某220kV变电站油浸倒置式电流互感器发生爆炸事故的分析与防范
某220kV变电站油浸倒置式电流互感器发生爆炸事故的分析与防范1.事故简况6月15日17时16分，某220kV变电站255开关两套保护同时动作（RCS931A 电流差动保护、距离I段保护动作；RCS901A保护纵联变化量方向、纵联零序方向、距离I段保护动作），跳B相开关，重合闸不成后跳三相开关。
现场检查发现，255间隔B相电流互感器头部发生爆炸后着火燃烧，金属膨胀器及部分金属碎片飞出6～7m。
2.爆炸TA检查情况及继电保护检查情况（1）电流互感器的主绝缘被击穿。
（2）二次绕组铝壳罩顶部有明显电弧烧伤点，其外部包扎的绝缘层（约40mm 厚）已被击穿，经剥离绝缘层后发现铝壳罩烧损面积约2*4cm。
（3）在互感器铸铝外壳上有电弧烧伤的半圆形缺口。
（4）膨胀器的金属波纹管发生永久性膨胀变形。
（5）支撑瓷瓶外观完好，内部油纸绝缘、电容屏、末屏接地引下线以及二次接线盒均完好无损。
（6）查阅两套保护录波数据显示，本次故障相电流达到14280A（二次电流值59.50A）。
根据保护动作波形分析，故障点在后钢线255间隔CT本体靠线路侧。
事故电流互感器是两年前出厂的IOSK245型油浸倒立式电流互感器。
本批次电流互感器15只投运前取油样试验发现油介损有9只超标、6只处于临界值，经与厂家沟通后返厂处理。
该批产品5月17日返厂处理，5月28日返回现场安装，经过交接试验和油试验合格后，6月10日17：33分带电运行，6月11日4时39分，2号主变高压侧252间隔A相TA发生爆炸；“6.11”事故后对该批次所有互感器重新取油样及高压试验，试验合格，并经厂家确认可继续投运后于6月14日1时58分再次带电，6月15日17时16分255间隔B相再次发生爆炸。
3.同批产品返厂试验解剖情况厂家技术人员对该批产品进行了分析和解剖，并列出一下试验检查步骤：（1）对返回13台产品抽取油样进行油色谱、油中含水量、油介损分析；在抽油样前，目测油位。
电流互感器常见故障分析及处理的相关问题
电流互感器常见故障分析及处理的相关问题为了保证电力系统安全经济运行，必须对电力设备的运行情况进行监视和测量。
为了保护人身和设备安全，测量和保护装置需要通过电流互感器间接接入系统，来满足对系统的测量和监视。
分析电流互感器在电力系统中出现故障的原因，找出解决的办法，保证系统稳定运行。
电流互感器故障处理稳定运行一、电流互感器的作用为了保证电力系统安全经济运行，必须对电力设备的运行情况进行监视和测量。
但一般的测量和保护装置不能直接接入一次高压设备，而需要将一次系统的大电流按比例变换成小电流，供给测量仪表和保护装置使用。
在测量交变电流的大电流时，为了便于二次仪表测量需要，转换为比较统一的电流（我国规定电流互感器的二次额定电流为5A或1A），另外线路上的电压都比较高，如直接测量是非常危险的。
电流互感器就起到变流和电气隔离作用。
它是电力系统中测量仪表、继电保护等二次设备获取电气一次回路电流信息的传感器，电流互感器将高电流按比例转换成低电流，电流互感器一次侧接在一次系统，二次侧接测量仪表、继电保护等。
二、电流互感器工作原理电流互感器由一次线圈、二次线圈、铁芯、绝缘支撑及出线端子等组成。
电流互感器的铁芯有硅钢片叠置而成，其一次线圈与主电路串联，且通过被测电流I1，它在铁芯内产生交变磁通，使二次线圈感应出相应二次电流I2（其额定电流为5A）。
如将励磁损耗忽略不计，则I1N1=I2N2，其中N1、N2分别为一、二次线圈匝数。
电流互感器的变流比K=I1/I2=N2/N1。
由于电流互感器的一次线圈连接在主电路中，所以一次线圈对地必须采取与一次线路电压相适应的绝缘材料，以保障二次回路与人身的安全。
三、电流互感器的分类电流互感器分为测量用电流互感器和保护用电流互感器；测量用电流互感器的作用是用来计量（计费）和测量运行设备电流的；保护用电流互感器主要与继电装置配合，在线路发生短路过载等故障时，向继电装置提供信号切断故障电路，以保护供电系统的安全。
一起220kV油浸式电流互感器故障分析及防范措
一起 220kV油浸式电流互感器故障分析及防范措贵州电网有限责任公司贵州铜仁 5543000 前言本文针对220kVXX线A相油浸式电流互感器运行期间发生的波纹膨胀器动作故障，从高压电气试验、绝缘油溶解气体、解体划芯检查等方面综合分析，认为该电流互感器内部的铝箔及绝缘纸皱褶形成空腔，导致电容屏周围出现不均匀高压电场，发生局部放电，绝缘油分解出大量故障气体，是造成电流互感器故障的主要原因，由此提出一些防范措施，为修试运维人员分析和处理油浸式电流互感器缺陷提供参考。
1 油浸式电流互感器（正立）图1 油浸式电流互感器内部结构油浸正立式电流互感器的主要部件包括瓷套、器身、油箱、端子盒、一二次绕组、波纹膨胀器等。
如图1，一次绕组为U形结构，采用油纸电容型绝缘,220kV油浸式电流互感器一般有10个主屏，主屏端部之间具有较短的端屏，起改善电场分布的作用。
最内层的电容屏与一次绕组直接相连，称为零屏，最外面的电容屏通过镀锡铜带引出接地，称为末屏（又称地屏）。
如图2所示，一次绕组设成两段，目的是方便在电流互感器瓷套上部直接进行串并联，改变互感器变比。
如图3，多个二次绕组绕在互感器底部的铁芯上，引到端子盒，输出电流信号，进一步实现测控保护功能。
2 故障概况220kVXX线电流互感器由湖南醴陵火炬电瓷电器有限公司生产，型号LB9-220GYW，2003年05月出厂，2003年07月投运，出厂以及交接试验均合格。
2020年05月29日，运行人员在日常巡视过程中发现220kVXX线A 相电流互感器波纹膨胀器外壳被顶开，经停电试验，其tanδ%超标，并且H2、CH4、C2H6、CHx等气体含量明显增大，实测数据详见表1、表2。
表1 电容量及介质损耗试验tanδ(%)C实测(pF)C初始值(pF)△C %绝缘（MΩ）A相0.966728.6730.4-0.2512000 B相0.242711.8711.9-0.0117000 C相0.245730.3731.1-0.11130002019年A相0.241728.9730.4-0.2113000出厂0.241730.2730.4-0.0315000A相表2 油中溶解气体色谱试验μL/L相别H2CH4C2H4C2H6C2H2CC02CHx三比值A15347560225132268078510B22.7.2.1.21211.2C19.8.3.1.2371761.4绝缘油击穿电压(kV）：72.5 / 75.9 / 74.2 油中水分（mg/L）：14.6 /15.3 / 13.6从表1中可以看出A相电流互感器的介质损耗已大于规程要求值0.8%，表2气相色谱结果显示，A相电流互感器绝缘油中H2 、C02、CHx等溶解气体严重超标，根据三比值法编码规则和故障类型判断方法，A相电流互感器的编码为010，属于低能量密度的局部放电。
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。
2 预防油浸式互感器事故措施2.1 选型原则2.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。
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。
2.1.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA 。
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秽等级及防雨闪要求。
2.2 出厂试验要求2.2.1 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()U f tg =δ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。
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）。
2.3 新安装和大修后互感器的投运2.3.1 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 对于用于计量的互感器，在交接试验时应进行误差试验。
2.3.1.2 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5%，并且工频空载电流（折算到高压侧）不大于10mA。
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油浸式电流互感器运行事故分析及其对策(正式)
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文件编号：KG-AO-1743-64 油浸式电流互感器运行事故分析及
其对策(正式)
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1引言
1996年10月1日中午，宁波电业局220kV跃龙变电所#1主变220kV独立CTA相发生事故，设备投运不足24小时，虽投产试验均合格，这次爆炸事件纯属厂家制造工艺的质量问题，这正说明试验合格不能说产品质量问题是绝对可靠。
油浸式电流互感器在变电所是重要设备之一，有关保护和测量及控制都靠它，虽是小功率设备，不象断路器那样有电弧问题，也不象变压器那样传递强大的功率，因此，它不被人们所重视，特别是值班人员在设备巡视中非常容易忽视，但是由于互感器的使用量大，由于这类产品的设计、结构等原因造成的事故
不断出现，危及电网的安全供电，互感器的爆炸事故不但损坏相邻的设备，甚至造成人身伤亡，因此应当引起人们的高度重视。
2电流互感器的事故原因
2.1电流互感器事故的分类
电流互感器的事故按事故的性质可以分成两大类，即使运行突然中断的事故，例如爆炸或即将爆炸而被迫立即停止运行的事故，如乙炔特别高，严重漏油等，称为严重事故，如果能够按照计划停止运行，并且产品能够修复的事故称为不严重事故。
2.2电流互感器事故的直观原因
四例爆炸事故的直观原因
a)铁夹处贯穿b)底部贯穿c)油柜内积水d)R处贯穿
2.3电流互感器的故障原因分析
产品故障分产品内在因素，产品安装运行两部分原因，而内在因素分为设计技术，工艺和检试手段、质量控制。
设计技术分为密封结构和主绝缘两部分。
密封结构为：(1)密封方式不合理，例如：开启式、隔膜式；(2)密封结构不合理，如密封面不平，胶垫在压缩量未控制；(3)密封材料不好，如低温特性不好，弹簧永久变形。
主绝缘原因分为：(1)一次导体刚性差，如铜扁线太重且易变形；(2)一次绕组形状不合理，如拼腿时局部损伤绝缘；(3)一次绕承座结构不合理，如绝缘变形；
(4)机械固定不利，如电动力运输时损坏绝缘；(5)电
场局部集中，电强强度过高；(6)图样技术要求不利。
工艺及检试手段原因：(1)绝缘绕包设备和工艺不合适，如内松外紧，搭盖不均等；(2)器身真空干燥不良，如油炸工艺；(3)真空油浸设备和工艺不合适，如局放大；(4)密封检查手段不合适，如低油压试验；(5)没有局放测试和油的色谱等高试手段；(6)型式试验裕度不够或可靠性试验项目少。
质量控制原因：1)原材料验收不利；2)工艺控制不严。
产品安装运行：1)未做验收试验；2)检拆后，复位不良；3)接地不良或接线错误；4)过电压保护不合适或污秽超过产品规定值；5)没有定期外观检查和电气检查；6)运行检查方式不对。
2.4严重事故分析
1)油柜积水突然灌入器身(如隔膜破裂)；
2)油吸潮而水下沉使器身底下击穿(如呼吸、结露水等)；
3)雷电过电压及其它过电压(如外绝缘放电使瓷套裂开流油等)；
4)末屏末接地或接地不良(如长期局放，烧坏绝缘等)；
5)一次绝缘未屏开裂，有明显的制造缺陷(如长期局放，烧坏绝缘)。
2.5不严重事故分析
1)受潮tgδ大；
2)一次、二次连接不好，有可燃性气体；
3)漏油；
4)局放强度过高，局放量大；
5)制造缺陷及其它原因。
3防止互感器事故的对策
3.1提高产品的内在因素
国内外事故分析表明，事故原因可以归结两个部分：即产品内在因素和产品的使用。
1)产品的设计
产品的设计无论如何对运行事故和产品维护工作
量都起到决定性的作用。
2)密封性能
产品的密封性能无论对严重事故(即进水爆炸)和不严重事故(即受潮和漏油)的影响均较大，而产品的密封性能又由密封结构，密封材料，密封检查等方面的技术组成。
密封方式结构有密封方式和密封具体结构。
密封方式中的开启式和隔膜式已淘汰和改造，现在是大油柜充氮正压全密封或金属膨胀器全密封结构，基本上解决了产品的受潮问题。
3)主绝缘性能
爆炸事故总是在主绝缘击穿开始的，因此，研究适应我国工艺和运输条件的主绝缘结构是非常必要的。
一次、二次导体连接要增加接触面积和接触压力，减少接触电阻，这是一个绝缘系统过程。
采用倒置式绝
缘结构有利于减少爆炸事故的发生。
4)工艺和高测试手段的完善
工艺和高测试手段的完善是产品绝缘系统可靠的一个关键。
真空干燥的真空度、温度、时间及最后鉴定方法是真空干燥的关键，如果工艺合理，产品介损在0.2～0.3％范围内。
产品的浸油工艺相当重要，它直接影响产品的局放水平和使用寿命，如果产品和浸渍系统的残压很低，浸渍后又用氮气填充，这样可以做到1min工频耐压下不发生稳定局放，电压下降到1.1倍Vm时其放电量不大于10PC。
高试验检测手段是保护产品质量的一个手段，如真空检漏技术有水浴法和卤素仪等。
出厂试验有局放、介损、油色谱微水等。
型式试验有工频耐压、冲击耐压、道路振动试验的裕变等。
3.2油浸式电流互感器的使用运行分析
CT运行维护得当是减少爆炸的重要一环。
1)早期电流互感器的改造及淘汰
早期CT绝缘结构有“8”字形(如LCWD2—110)和电容式(如2CLWD3—220)，一般都已进行全密封改造或被产品取代。
2)CT的验收试验
CT的验收试验可以发现漏检和运输中绝缘损坏的产品，试验项目有：局放、介损、油样分析，以便把劣质的产品控制在安装前。
增加的产品考核试验项目，对110～220kVCT进行地屏损耗率测试，用3kV电压，其值不大于2％。
220kVCT还要在73kV及146kV下对产品介损进行测
量，其增值不得大于0.1％。
验收测试中发现有的项目符合规定值标准，但安装时的绝缘电阻比出厂有明显降低，局放及介损明显比出厂试验增加，这是很危险的，突出的问题是CT产品介损经存放运输后tgδ升高，而且通过再次干燥处理也很难降下来，已成为当然CT质量问题的关键。
表1老产品被新产品代替情况
3)电流互感器的运行、维护问题
根据使用要求选择相当的CT，特别注意雷电过电压的保护和污秽问题，另外一次、二次连接要良好，二次不得开路，尽量减少对产品的机械应力，产品末屏和箱体必须由接地板接地。
4)加强绝缘监视
绝缘监视可分为外观检查、不停电检查和定期停
电检查(包括预防性试验)。
外观检查主要是产品油位是否正常，相邻产品是否一致，是否在密封垫处有漏油，瓷套表面是否有污秽或开裂，一次连接是否异常，防爆片是否损坏等，主要是交接班或中间巡视进行，不停电检查有红外线测温仪检查，一次连接上有否有温度过高现象。
油样色谱分析可以每半年到一年进行一次，运行2年后，可以2—3年检查一次。
停电检查(包括预试)有介损、绝缘电阻油样分析，瓷套表面清洁，裂缝检查，螺栓紧松等检查和电气接触有否腐蚀等。
110kV及以上电压等级的高压电流互感器的末屏对二次绕组及地的介质损耗测量，简称为末屏介质损失测量，是近几年来开展的一个新的绝缘测试项目，它主要反映电流互感器底部和电容芯子表面的绝缘状
况。
电流互感器的主绝缘电容芯子干燥不彻底或密封不良而进水受潮的水份往往残留在底部，引起末屏的介质损失升高。
因此，这一试验项目对监测绝缘是否受潮是有很大意义的。
4结束语
只要我们按上述方法进行预防，国产的油浸式电流互感器的事故可以控制在电力系统所限定的范围内，使CT事故减少到最低的限度内，只有这样，才能使电力系统更好地安全运行，国产的油浸式电流互感器只要在质量上下功夫，完全能够满足电力系统的要求，发展我国的民族工业，服务电力行业。
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