互感器反事故措施

互感器反事故措施一、 目的：指导加强互感器的日常管理，关注互器温度、声音、油位等物理量的变化，保证发现隐患于萌芽之中，从而保证互感器始终处于可控的健康状况。二、 电压互感器反事故措施1、 新安装和大修后电压互感器的投运前，应做好检查和试验，其试验结果应与出厂值或者是上一次试验值基本一致，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。2、 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。电压互感器本体有渗油问题不得投运。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（8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，每年应做一次导通试验。4、 新安装的互感器交接试验和投运前，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。3.4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。3.5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1L/L时，应引起注意，必要时进行全面的检查和分析。3.6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。3.9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。三、电流互感器反事故措施1、新安装和大修后电流互感器的投运前，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。4.1.2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。4.1.3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，检查接地小套管是否有裂纹。4.1.4交接试验和投运前，针对有疑问的油浸式电流互感器进行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。4.1.5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。4.1.6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。4.4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lOpL/L的电流互感器要加强监视或进行油处理。4.5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。4.6电流互感器，当油中气体仅出现H2气单值超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，如产气速率增长较快，应加强监视；如监测数据稳定，则属非故障超标，可考虑将油脱气处理。当油中乙炔超过1L/L时应引起注意，进行全面检测和分析。4.7运行中电流互感器的膨胀器异常，可能存在内部故障，应立即退出运行。4.8根据电网发展情况，应在实际运行的电流比条件下，验算电流互感器动