互感器事故措施.doc

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/（中性点有效接地系统）或1.9Um/（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。
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。
2.3.2 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。
2.3.2.1 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（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。
2.3.5 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。
2.3.5.1 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。
2.4 互感器的检修与改造
2.4.1 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。
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。
2.4.3 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在每年预试或停电检修时，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。
2.5 运行维护及缺陷处理
2.5.1 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。
2.5.2 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。
2.5.3 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；当发现油中有乙炔大于1μL/L时，应立即停止运行。对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。
2.5.4 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（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。
2.5.5 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量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，应进行事故预想，及早制订预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。
2.5.6 分节的CVT对于上节独立电容器应采用正接线测量10kV下的电容量和介损；对于下节C1和C2，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的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行，应控制电磁单元一次侧电压一般不超过2.5kV，且加压绕组不得过流。
2.5.7 为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。
2.5.8 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。
2.5.9 积极开展一次设备红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。
2.5.9.1 对110kV及以上互感器每半年至少开展一次红外成像测温，并认真分析变化趋势。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。电流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。
2.5.9.2 积极开展互感器介损在线监测工作，及时发现运行中互感器的缺陷，以减少事故发生。发现异常，应及时停电复试。
2.5.10 加强油质管理。用户可根据运行经验选用合适的油种。新油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。对运行中油应严格执行有关标准。对不同油种的混油应按照GB/T7595-2000的规定执行。
3 预防SF6电流互感器事故措施
3.1 工厂验收及出厂试验要求
3.1.1 应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、验收工作。500kV SF6绝缘电流互感器宜对其出厂试验进行逐台监造。
3.1.2 如具有电容屏结构，其电容屏连接筒应要求采用强度足够的铸铝合金制造，以防止因材质偏软导致电容屏接筒移位。
3.1.3 加强对绝缘支撑件的检验控制。
3.1.3.1 确保支撑件满足在全电压下20h无局部放电的要求。装配时应保证绝缘支撑件的工艺清洁度，确保其沿面的绝缘性能可靠。
3.1.4 出厂试验时各项试验包括局部放电试验和耐压试验必须逐台进行。
3.2 运输
3.2.1 制造厂应采取有效措施，防止运输过程中内部构件震动移位。用户自行运输时应按制造厂规定执行。
3.2.2 运输时应注意防震，可垫放缓冲物体，并按制造厂规定匀速限速行驶。运输时在每台产品上安装振动测试记录仪器，到达目的地后应在各方人员到齐情况下检查振动记录，若振动记录值超过允许值，则产品应返厂检查。
3.2.3 运输时所充气压应严格控制在允许的范围内。
3.3 新安装互感器的投运
3.3.1 进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置24h后进行SF6气体微水测量。气体密度表、继电器必须经校验合格。
3.3.2 气体绝缘电流互感器安装后应进行现场老炼试验和交流耐压试验。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。
3.3.2.1 老练试验程序：预加1.1倍设备额定相对地电压10分钟，然后下降至0；施加1.0倍设备额定相对地电压5分钟，接着升到1.73倍设备额定相对地电压3分钟，然后下降至0。
3.3.2.2 老练试验后应进行工频耐压试验，所加试验电压值为出厂试验值的90%。
3.4 运行维护
3.4.1 1～4年应对气体密度继电器进行校验。
3.4.2 运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于1%。
3.4.3 若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6新气。一般应停电补气，个别特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行。
3.4.3.1 补充气体后静置24h后进行SF6气体微水测量。要特别注意充气管路的除潮干燥，以防充气24h后检测到的气体含水量超标。
3.4.4 补气较多时（表压小于0.2Mpa），应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值的80－90%）。
3.4.5 运行中SF6气体含水量不应超过300ppmV，若超标时应尽快退出运行。
3.4.6 设备故障跳闸后，应先使用SF6分解气体快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确定内部有无放电。避免带故障强送再次放电。
3.4.6.1 故障设备解体检查前，应先进行SF6分解气体检测，以确认内部是否放电。对初步判定没有内部放电的设备，则先进行工频耐压试验或局放测量，然后再解体；对已查明存在放电的设备，则直接解体检查，不必进行耐压试验，以免再次放电影响正确分析。
3.4.6.2 参与解体操作的人员应注意SF6气体分解物对人身和环境的危害。应备有防护措施。
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