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，采用自激法测量时，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。

条文11.1.3.10 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。

条文11.1.3.11 严格按照《带电设备红外诊断应用规范》 （DL/T 664—2008）的规定，开展互感器的精确测温工作。新建、改扩建或大修后的互感器，应在投运后不超过1个月内（但至少在24h以后）进行一次精确检测。220kV及以上电压等级的互感器每年在季节变化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220kV及以上电压等级互感器应增加红外检测次数。精确检测的测量数据和图像应存入数据库。

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。对于220kV及以上电压等级的互感器，每年在迎峰度夏和迎峰度冬前后应进行精确测温。

条文11.1.3.12 加强电流互感器末屏接地检测、检修及运行维护管理。对结构不合理、截面偏小、强度不够的末屏应进行改造；检修结束后应检查确认末屏接地是否良好。

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。

结构不合理、截面偏小、强度不够的末屏在运输、吊装、运行时容易发生破损、放电、断裂的情况，严重时会引发互感器爆炸的情况。因此，对于这种结构的末屏应进行改造。 ［案例］ 某电厂升压站某相倒立式电流互感器检修后运行中发生爆炸，对相邻相电流互感器进行油色谱分析，发现乙炔和总烃均严重超标，对邻相互感器解体后发现末屏连线较细，有磨损和放电的痕迹。事故原因：由于末屏结构不合理、截面偏小，在运输、吊装时发生破损，运行时引发放电，最终导致互感器爆炸。爆炸后电流互感器如图11-2所示。

条文11.2 防止110（66）～500kV SF6绝缘电流互感器事故

条文11.2.1.1 应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、验收工作。

图11-2 某电厂升压站电流互感器爆炸后照片

近年来SF6绝缘电流互感器已成为220kV及以上高压等级独立式电流互感器的主要产品，应用越来越多，进口产品、合资产品和国产设备均发生过事故，因此，应加强对气体绝缘的电流互感器的监造和验收工作。

109 条文11.2.1.2 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连接筒移位。

气体绝缘对于场强的均匀性比较敏感，相同条件下，均匀电场和不均匀电场情况下气体的绝缘特性相差较大，不均匀电场气体的绝缘耐受电压较低，当连接筒移位和变形后对电场的均匀性影响较大。建议进行振动试验，验证产品设计强度。

［案例］ 1999年，某500kV变电站发生多起SF6绝缘电流互感器运行中击穿，经解体分析认为其主要原因是该批产品的电容屏连接筒为铝板材压制，其强度不够，在运输、安装等环节中易发生移位或变形，后全部换成了强度高的铸铝合金材料。

条文11.2.1.3 加强对绝缘支撑件的检验控制。

SF6绝缘电流互感器内部绝缘支撑件承受机械应力和电气绝缘作用，是SF6绝缘电流互感器内的重要部件，应确保支撑件满足在全电压下20h无局部放电的要求。此外，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。

条文11.2.2 基建阶段应注意的问题

条文11.2.2.1 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。 条文11.2.2.2 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。

条文“11.2.2.3 110kV及以下互感器推荐直立安放运输，220kV及以上互感器必须满足卧倒运输的要求。运输时110（66）kV产品每批次超过10台时，每车装10g振动子2个，低于10台时每车装10g振动子1个；220kV产品每台安装10g 振动子1个；330kV及以上每台安装带时标的三维冲撞记录仪。到达目的地后检查振动记录装置的记录，若记录数值超过10g一次或10g振动子落下，则产品应返厂解体检查。”

本条文提出了加强电流互感器运输的过程控制和保证的措施。国内有几次电流互感器（包括油浸倒置式电流互感器）的故障与运输中受到强烈冲撞有关，这些互感器虽然又回到制造厂通过了相关试验，但仍在运行中发生爆炸事故。例如，运输中汽车翻倒或包装箱主梁断裂时，应考虑将电流互感器的主绝缘重绕，避免存在工厂常规试验中发现不了局部缺陷（如绝缘局部裂纹或二次引线管的局部移位开裂）。

条文11.2.2.4 运输时所充气压应严格控制在允许的范围内。

条文11.2.2.5 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。

由于气体设备内部绝缘部件中含有的水分的析出，设备内部水分分布达到平衡需要时间，因此，SF6气体微水测量应在充SF6气体至额定压力、静置24h后进行，以保证测试的准确性。 ［案例］ 北京某变电站某相气体电流互感器安装时，气体充至额定压力后，立即进行微水试验，测试结果为80?L/L，而第二天进行老炼试验前又进行微水测试，发现微水含量达到550?L/L。

110 条文11.2.2.6 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的80%。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。

老炼试验程序如下预加1.1倍设备额定相对地电压10min，然后下降至0；施加1.0倍设备额定相对地电压5min，接着升到1.73倍设备额定相对地电压3min，然后下降至0。老炼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80%。

在安装后进行现场老炼试验和耐压试验以进行投运前最后的把关，排除运输、安装过程中可能造成的内部部件移位、变形和进入杂质等隐患。主要原因在于现场进行互感器类的局放测量，升压设备和现场干扰问题都不易解决，强制执行确有困难。同时局放和介损试验与电流互感器结构有关，如非电容屏结构可不进行介损试验。

条文11.2.3 运行阶段应注意的问题

条文11.2.3.1 运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于0.5%。

2005年版《十八项反措》规定“产品年漏气率应小于1%”，本次修改为“产品年漏气率应小于0.5%”，修改后与现行国家标准一致。

条文11.2.3.2 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。

补充气体时需要注意充气管路的除潮干燥。为防止在补气时由于管路泄漏、接头漏气、逆止阀损坏而导致设备本体漏气，影响设备运行安全，一般情况下应停电补气。

条文11.2.3.3 补气较多时（表压小于0.2MPa），应进行工频耐压试验。

由于泄漏原因导致补气较多时，为防止设备内绝缘部件由于泄漏而受潮，投运前应对设备进行耐压试验。

条文11.2.3.4 交接时SF6气体含水量小于250?L/L。运行中不应超过500?L/L（换算至20℃），若超标时应进行处理。

2005年版《十八项反措》规定“运行中SF6气体含水量不应超过300?L/L，若超标时应尽快退出运行”，本次修订改为“运行中不应超过500?L/L（换算至20℃）”，修改后与国标、行业标准及状态检修试验规程一致。水分超过300?L/L退出运行，要求过于严格，同时含水量测试需要注意温度的换算。

条文11.2.3.5 设备故障跳闸后，应进行SF6气体分解产物检测，以确定内部有无放电，避免带故障强送再次放电。

设备故障跳闸后，应先使用SF6分解气体快速测试装置（分解产物测试仪、特征气体检气管或色谱分析仪均可），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；带故障强送将对电网造成冲击，设备内再次放电将进一步破坏内部结构。

条文11.2.3.6对长期微渗的互感器应重点开展SF6气体微水量的检测，必要时可缩短检测时间，以掌握SF6电流互感器气体微水量变化趋势。

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