500kV电流互感器检修常见问题及解决办法
500kV电流互感器油位偏高故障的处理及分析
500kV电流互感器油位偏高故障的处理及分析文章介绍了一起500kV电流互感器油位过高的故障案例，分析阐述了导致该故障的主要原因，通过油色谱、高压介质损等试验验证了该设备发生内部局放故障。
最后从日常运行巡视、例行试验、缺陷处置等方面提出了相关建议。
标签：电流互感器；油位偏高；分析1 故障发现情况2016年11月9日，盐城运维站运维人员对500kV潘荡变巡视时发现，500kV 陈潘线5063开关电流互感器A相油位偏高，逼近油位上限，其它两相油位处于观察窗中部偏上位置，随后立即汇报申请紧急停电检查。
陈潘线5063开关电流互感器（以下简称流变）型号：IOSK550，厂家：上海MWB互感器有限公司，出厂日期：2011年5月，投运日期：2011年8月。
上次检修日期为2013年5月，情况正常。
11月9日21時，对该组流变完成停电操作；次日上午，试验人员对该组流变进行介损试验，测试数据正常，情况如表1所示。
表1 电容式电流互感器tg及电容量对该组流变进行取油样色谱分析，试验结果如表2所示。
表2 色谱试验数据从色谱试验数据可以看出，该组流变A相与B、C相数据比较，一氧化碳、二氧化碳组分的含量明显偏大，结合该相流变油位偏高的现象，判断该台存在内部故障，需更换并进行返厂解体分析。
2 返厂检查情况2.1 试验情况返厂后，对改组流变进行了100%绝缘试验，试验结果均无异常。
其中，故障相流变介损及电容量如表3所示。
局放试验中，预加电压629kV，并持续1分钟，测量电压为550kV时，局放量8.0pC，测量电压为381kV时，局放量3.8pC。
表3 A相流变介损及电容量试验结果2.2 解体情况对故障相流变开展解体分析工作，解体过程中各部分情况如下。
（1）膨胀器检查故障相流变膨胀器高度为36.0cm，相比B、C相流变，膨胀器高度分别为29.0cm和28.5cm，流变膨胀器发生塑性变形。
（2）头部绝缘检查头部绝缘外包层P1侧存在褶皱和鼓包现象，零屏锡箔纸及半导电纸存在明显褶皱，当头部绝缘剥离20层后，头部绝缘鼓包现象消失。
电流互感器常见故障判断及处理
电流互感器常见故障判断及处理电流互感器是电力系统中重要的电气元器件之一，它主要用于对交流电路中的电流进行测量和控制。
在电力系统中，电流互感器的工作可靠性对系统的正常运行和保障安全稳定具有极大的影响。
但是，电流互感器在长期使用中难免会出现各种故障，这时候，需要进行故障的判断和处理，以保证电流互感器的正常工作。
常见故障类型电流互感器的故障类型较多，不同类型的故障也会表现出不同的特点。
此处仅列出常见的几种常见故障类型以供参考。
开路故障开路故障指的是电流互感器的绕组在工作过程中断路。
当电流互感器发生开路故障时，电路中的电流会变得极小，因此无法有效地测量电流，从而影响整个电力系统的正常运行。
短路故障当电流互感器的导线产生短路现象时，会导致电流互感器的计算电流传递到接收端，从而影响后续电路的运行。
通常，短路故障是由于导线绝缘损坏或者导线之间短路引起的。
精度故障电流互感器在使用过程中，精度是非常重要的一个指标。
当电流互感器的精度发生异常时，可能导致电路的计算出现偏差，严重的情况甚至会导致电气设备的损坏和电力系统的停机。
饱和故障电流互感器在高于其额定电流范围的时候，可能会出现明显的磁滞现象，导致计算电流出现偏差或者误差较大的情况，这就是饱和故障。
处理方式对于电流互感器的各种故障，我们需要根据实际情况来采取相应的处理方式，以保证电流互感器的正常工作。
开路故障的处理如果电流互感器出现开路故障，通常的处理方式是检查电流互感器的绕组，查看是否有引线断裂、接触不良以及端子松动等情况。
如果绕组短路较为严重的话，则需要更换绕组或电流互感器。
短路故障的处理短路故障的处理方式和开路故障类似。
处理时需要检查电流互感器的导线，查看是否有短路、绝缘破损等情况。
如果故障较为严重，则需要更换相应的导线或是整个电流互感器。
精度故障的处理电流互感器的精度异常是一种比较常见的故障，我们需要根据实际情况来判断该如何处理。
一般来说，精度异常较小的话，我们可以通过校准来处理，而精度异常较大的话，则可能需要更换整个电流互感器。
浅谈变电站500kVSF6电流互感器故障原因及对策
1 故障剖析以某城市变电站为例，在变电站运行过程中，变电站内部500KV贺罗II线中的C相故障，SF6电流互感器出现故障问题，不到一秒时间，其余互感器相继出现故障问题，为保护变电站整体运行安全，变电站内部自动断路器工作，并采取自主保护方式。
在故障出现后，针对故障问题对SF6互感器进行检查，在检查过程中发现，行波测距存在问题。
针对这一问题，在实际的检修过程中，采用试送方式，对变电站内部互感器进行检查。
但是，在实际的检查过程中试送方式检查失败。
因而检测方式转换为线路检查，对变电站内部互感器进行全面试验与检查。
在线路检查过程中发现，500KVSF6互感器II线路B、C点相不符合稳定运行系数，其内部数值高于现场量程，致使内部C相绝缘值不断下降，甚至降到零点。
因此，对互感器故障问题进行分析，主要故障点为SF6互感器内部的B、C相，对故障进行录波，故障录波如图1所示。
图1 故障录波对变电站内部互感器三相进行分析，其内部C相高压能够支持内部防电闪络稳定运行。
但是，对电容屏显示进行分析，在显示中，并为观察到防电闪络，并未在A点发现问题，这也能够证明，变电站内部SF6互感器主要为B、C相存在问题。
要想解决这一问题，一定要针对产生故障原因进行分析，并制定有效解决之策，对变电站互感器故障原因加以分析，具体内容如下所示。
2 变电站500KVSF6互感器出现故障的主要原因以B向故障点为例，对B相故障问题进行分析，究其原因，主要源于变电站SF6互感器内部电容均压屏与镀锡铜带之间呈现紧压问题，在紧压环境下，互感器能够与电容屏形成绝缘部分，并与另一端的零部件保持一定距离，对于绝缘筒进行分析，绝缘筒主要目的为平滑过渡。
但是，B相故障点内部绝缘铝环只是接触，却并未压实，从而导致无效压实问题出现，这些无效压实，在实际的应用过程中，很容易演变为接触不良问题，从而影响互感器正常运转，或是难以进行放电。
在变电站互感器运行过程中，受到电波冲击带来的影响，其内部电位分布出现问题，最终导致高压放电不稳定，从而导致故障出现，而互感器内部C相问题，基本与B相一致，在此不制作赘述。
500kV电压互感器异常故障的处置与分析
500kV电压互感器异常故障的处置与分析摘要：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。
500kV变电站500kV侧电流互感器维护常见问题探讨
回路发生两点接地 ，由于地电位间存在压差 ，产生 的零序 电流造成零序反时限保护误动作 ，跳开 ５ ０ ０ ｋ Ｖ线路两侧断
路 器 。现场 接 线 如 图 １ 所 示 。通 过 线 路 两 侧 开 关 电流 互 感
图２ ５ ０ ２ ２开 关 误 跳 闸 示 意 图
事故 发 生前 ，５ ０ ２ ２开 关 处 于合 闸 位 置 ， ５ ０ ２ ｌ 开 关 处 于 分 闸位 置 ，间隔 ３通 过 ５ ０ ２ ２开 关 传 送 功 率 。 由 于 开 关 侧 电 流互 感 器 的 电阻远 远 大 于保 护 装 置 线 圈 的 电阻 ， 因此 用 短接 线 短 封 电流互 感 器 的二 次 侧 ａ和 ａ 时 ，短 接 线 电 阻 和 保 护装 置 线 圈电 阻 相 当 ，短 接 线将 产 生 分 流 ，使 间 隔 ３ 保 护测 得 的 Ａ 相 电流 减 小 ，Ｂ 、Ｃ相 电流 不 变 ，不 平 衡 电 流 导致 保 护误 动 ，如 图 ３ 所示 。
流 回路进行操作时 ，先将电流 回路的 Ａ、Ｂ 、ｃ 、Ｎ用短接
线 短接 在 一起 ；所 谓 “ 后断 ” 是 指 在 执 行 短 接 操 作 后 ，用 电流钳 表 量测 短 接线 后 无 电 流 ，再 推 开 电流 连 片 。 但 是 在 ５ ｏ ｏ ｋ Ｖ保 护 电流 回路操 作 中 ，一 旦 执 行该 原 则 就 有 可 能 导 致 运行 间隔 的误 跳 闸 。 某 ５ ｏ ｏ ｋ Ｖ变电站 １ Ｍ 母线及 ５ Ｏ ｌ １ 、５ ０ ２ １ 、５ ０ ３ １ 开 关
７ ２ Ｉ Ｗ ＷＷ ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ｅ ｔ ． ｎ ｅ ｔ ｌ 中国电工网
运 行 维 护
行了交流耐压试验与绝缘试验 ，试验合格后于 当 日 ８时 ４
500kV SF6电流互感器故障浅析
ｊ
１ 一上部 壳体 ； ２一套 管 内筒 ； ３一套 管 外 绝 缘 伞 裙 ； ４一环 氧 树 脂 绝 缘
筒 ； 一 压均压罩 ； 一 ５ 低 ６ 二次绕组 、 铁芯及铝合金屏 蔽罩 ； 一一次导 ７ 电杆 ； 一高压屏 蔽罩； 一 ８ ９ 二次引线及屏蔽管 圈 １ Ｔ ５ ０型 Ｔ Ｇ５ Ａ结构示意圈
，
Ａｂ ｔａ ｔ Ａｃ ｏ ｄｎ ｏ ｔ ｅ ｓｒ ｃｕ ａ ｈ ｒｃｅｉ— ｓｒ ｃ ： ｃ ｒ ｉｇ ｔ ｈ ｔｕ ｔ ｒｌｃ ａ ａ ｔｒｓ
ｔ ｓ ｏ ｉ ｆＴＧ５ ０ ｃ ｒｅ ｔｔａ ｓｏｍ ｅ ， ｈｓ ｐ ｐ ｒ ａ ａ ｃ ５ ｕ ｒｎ ｒｎ ｆｒ ｒ ｔ ｉ ａ ｅ ｎ 一 １ｚｓｃ ｒｅ ｐ ｎ ｉｇｙ ｓｍ ｅａ ｃｄ ｎ ｆＴＡ ｆｉｖ ｒｅ ｙ ｅ ｏ ｒ ｓ ｏ ｄｎ ｌ ｏ ｃｉｅ ｔｏ ｏ ｅｓ ｎ
Ｚ ＨＡＮＧ ｈ ｕｚ ｉ Ｓ ｏ －ｈ
（ ｉｉ ｏ ｒ ｕ ｐｙＳ ｂｏ ａ ｙ Ｘｉｉ ０ １０ ， ｈｎ ） Ｘ ｘａ Ｐ ｗｅ ｐ ｌ ｕ ｃｍｐ ｎ ， ｘａ ｎ Ｓ ｎ ４ ３ ０ Ｃ ｉａ
摘
要 ： 结合 Ｔ ５ ０型 电流 互 感 器的 结 构 特点 ， Ｇ５
经验， 制开发 出的新 一代 高压 电气产 品。该 型 研 Ｔ Ａ顶部壳体（ 见图 １ 由 １ ） 种特殊 的铝合金制成 ， 有 很强的气密性 ， 保证 Ｓ ６ Ｆ 气体的年泄露率小于 １ ％。
压 强约 为 ０ ８ＭＰ 的 防爆 片Ｌ 。 ． ａ １ Ｊ
８月 ２ １日 １ ：４ 霍 兆 线 ／ 临 Ｉ ５４ ６１ ， 霍 线 ０２Ｃ相 Ｔ Ａ在 正常运 行 中 发 生故 障 ， 起 霍 临 Ｉ 和霍 兆 引 线
线 跳 闸。现 场检查 发 现 ：０ ２Ｃ相 Ｔ ５４ Ａ顶 部 的 法 兰
电流互感器产生故障的原因和故障处理方法
电流互感器产生故障的原因和故障处理方法电流互感器是电力系统中常用的测量设备，它能够将高电流转化为低电流，并将其送给测量仪表进行显示和记录。
然而，由于使用环境、设备老化、操作失误等原因，电流互感器在长期使用过程中可能会发生故障。
下面将就电流互感器产生故障的原因和故障处理方法进行详细阐述。
1.使用环境恶劣：电流互感器通常安装在供电设备中，而供电设备往往处于高温、高湿、高腐蚀的环境中，这些极端条件会对电流互感器的内部零件和绝缘材料造成损害。
2.设备老化：长期使用会导致电流互感器元器件老化，如绝缘材料老化、绝缘子破损、铁芯饱和等，从而引发故障。
3.操作失误：操作人员在使用或维护电流互感器时，如果操作不当，如超过额定容量、接错线、接触不良等，都可能导致电流互感器故障。
针对电流互感器产生的不同故障，需要采取相应的处理方法：1.外观损坏：若电流互感器外观有明显损坏，如绝缘子破损、外壳裂纹等，需要及时更换或修复。
2.线圈损坏：如线圈绝缘破损，应进行绝缘处理或更换线圈。
3.铁芯饱和：铁芯饱和常表现为输出信号失真，应采取增加铁芯断面积或更换合适的铁芯材料等方式解决问题。
4.绝缘材料老化：若互感器绝缘材料老化，应及时更换绝缘材料，并进行绝缘测试，确保其性能达标。
5.过负荷运行：若电流互感器因过负荷运行而损坏，需要重新评估负荷条件，选择合适容量的互感器进行替换。
6.接触不良：若电流互感器的接触存在故障，应清洁接触面，确认接线正确，保证良好的接触。
总结地说，电流互感器产生故障的原因包括使用环境恶劣、设备老化和操作失误等，针对不同故障需要采取相应的处理方法。
为确保电流互感器的正常运行和测量精度，必须定期进行检查和维护，并根据具体情况及时进行修复或更换。
电流互感器常见故障及处理
电流互感器是由闭合的铁心和绕组组成。
它的一次侧绕组匝数很少，串在需要测量的电流的线路中，二次侧绕组匝数比较多，串接在测量仪表和保护回路中，电流互感器在工作时，它的二次侧回路始终是闭合的，因此测量仪表和保护回路串联线圈的阻抗很小。
电流互感器是把一次侧大电流转换成二次侧小电流来使用，二次侧不可开路。
注意事项：1)电流互感器的接线应遵守串联原则:即一次绕阻应与被测电路串联，而二次绕阻则与所有仪表负载电流互感器串联2）按被测电流大小，选择合适的变化，否则误差将增大。
同时，高压电流互感器二次侧一端必须接地，以防绝缘一旦损坏时，一次侧高压窜入二次低压侧，造成人身和设备事故3）二次侧绝对不允许开路，因一旦开路，一次侧电流全部成为磁化电流，造成铁心过度饱和磁化，发热严重乃至烧毁线圈﹔同时，磁路过度饱和磁化后，使误差增大。
电流互感器在正常工作时，二次侧近似于短路，若突然使其开路，则励磁电动势由数值很小的值骤变为很大的值，铁芯中的磁通呈现严重饱和的平顶波，因此二次侧绕组将在磁通过零时感应出很高的尖顶波，其值可达到数千甚至上万伏，危机工作人员的安全及仪表的绝缘性能。
4）为了满足测量仪表、继电保护、断路器失灵判断和故障滤波等装置的需要，在发电机、变压器、出线、母线分段断路器、母线断路器、旁路断路器等回路中均设多个二次绕阻的电流互感器。
对于大电流接地系统﹐一般按三相配置;对于小电流接地系统，依具体要求按二相或三相配置5）对于保护用电流互感器的装设地点应按尽量消除主保护装置的不保护区来设置。
例如:若有两组电流互感器，且位置允许时，应设在断路器两侧，使断路器处于交叉保护范围之中6)为了防止支柱式电流互感器套管闪络造成母线故障，电流互感器通常布置在断路器的出线或变压器侧。
7)为了减轻发电机内部故障时的损伤，用于自动调节励磁装置的电流互感器应布置在发电机定子绕组的出线侧。
为了便于分析和在发电机并入系统前发现内部故障，用于测量仪表的电流互感器宜装在发电机中性点侧。
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500kV电流互感器检修常见问题及解决办法
摘要：500kV电流互感器在运行中出现故障的主要原因是由于设备的材料、质量、装配等造成的，其会给电力系统的稳定运行带来极大的威胁。
本文主要对500kV SF6电流互感器的故障原因进行了分析，并提出了一些相应的预防措施。
关键词：500kV；SF6电流互感器；故障原因；措施
一、SF6电流互感器的故障类型
SF6电流互感器的故障主要有 8 种类型，分别是: 主绝缘击穿、内部放电、瓷
套断裂、防爆膜破裂、气体泄漏、气体受潮、二次接线板老化、二次引线绝缘破
损等。
其中主绝缘击穿、内部放电、瓷套断裂等三类故障对设备、系统及人身安
全的威胁最大，本文主要对这三种故障进行分析。
二、故障分析
（一）主绝缘击穿
造成 SF6电流互感器主绝缘击穿故障的主要原因包括:
1、设计不合理，导致 SF6电流互感器内部电位分布不均匀，局部场强过于集中。
2、电容屏连接筒材料机械强度不够，制造或安装工艺不良。
导致电容屏在运输或安装过程中发生位移，引起内部场强发生变化。
3、二次绕组屏蔽罩因材质不良或安装存在缺陷，而发生破裂或屏蔽罩螺丝松动等。
导致电场畸变，直接造成内部主绝缘击穿；或因产生局部放电并持续发展，最终造成内部主绝缘击穿。
4、支撑件的微小裂缝或气泡，以及支撑件的松脱等。
支撑件的微小裂缝或气泡在运行电压的作用下，产生局放并发展至击穿。
支撑件松脱后会造成内部间隙
距离发生变化，而导致击穿故障的发生。
5、异物造成主绝缘击穿。
导致 SF6电流互感器主绝缘击穿的异物，可能是由
于连接筒和电容屏上端的开口圆筒之间在运输过程中磨擦所产生，也可能是因为
接触不良造成的局部放电所生成，还有可能是制造过程中混入杂质。
这些异物散
落到电容屏外表面和玻璃钢内壁上，使得电容屏外表面和玻璃钢内壁的电场分布
发生畸变，产生持续的局部放电，最终造成了电流互感器内部绝缘击穿。
（二）内部放电
造成 SF6电流互感器内部放电的主要原因包括:
1、电容屏因固定螺丝松动而出现悬浮电位。
2、连接筒和电容屏上端的开口圆筒之间接触不良。
3、二次绕组屏蔽罩失地后，可能出现电位悬浮。
（三）瓷套断裂
造成 SF6电流互感器瓷套断裂的主要原因包括:
1、制造质量不良。
瓷套断裂故障的发生与环境温度的急剧变化密切相关，但温度变化不会直接导致瓷套的断裂。
理论计算表明，水压试验中采用带躯壳和带
两端盖板两种方式时，瓷套上应力分布大体一致，但在上法兰和瓷套的结合处，
带躯壳的瓷套上存在明显拉应力集中，这个应力值约是平均应力的 5 倍。
该应力
区不是环形分布，在躯壳两个肩部以下对应的法兰瓷套结合处最大。
温度急剧变
化时，SF6电流互感器内部的压力会相应发生变化。
理论计算还表明，沥青缓冲
层对于降低温度导致的内应力作用非常明显。
而发生断裂故障的瓷套无沥青缓冲层，因此最终发生了断裂。
由于电瓷产品制造业属于劳动密集型产业，生产环节
多，手工操作多，产品的质量影响因素涉及面广，产品的生产流程、产品的配方、产品的生产工艺、产品的生产周期、产品的出厂检验等都对产品的质量起着决定
性的作用。
因此电瓷产品的质量分散性相对较大，采用湿法工艺生产的电瓷产品
尤其明显。
一般而言，采用等静压法（即干法）工艺，由于生产环节少，生产流
程相对简单，因此产品质量一般比较稳定。
电瓷产品存在老化现象，根据国外研究，高硅瓷（普通瓷）质绝缘子的强度15 年就达到设计极限，而高铝瓷（高强瓷）质绝缘子的寿命则长得多，但也存在老化的问题。
因此SF6电流互感器瓷套
的长期运行性能还值得进一步研究。
2、运输和吊装不当。
理论计算表明，如果瓷套上产生裂纹，内压可能会进入裂纹面内，增加裂尖的应力，极易造成裂纹快速扩展瓷套断裂。
若运输和吊装过
程存在剧烈振动，可能导致在互感器颈部瓷套等部位的材料损伤。
因此在设备的
运输和吊装过程中，必须严格按照有关规定的要求进行。
三、预防 SF6电流互感器故障的措施
（一）主绝缘击穿故障
1、设备的生产制造阶段
（1）制造厂应提高产品的设计水平，新型产品投产前，应严格对内部的场强进行充分的理论计算和实际测量。
（2）SF6电流互感器生产制造应选择质量优异的材料和零、部件，严格对每
批次材料和零、部件进行入厂检验。
对于电容屏连接筒材应充分验证其机械强度
和延展性，支撑件必须满足全电压下20h 无局部放电的要求。
（3）生产厂家应制订合理的装配流程，并要求工作人员严格执行，同时应切实保证厂房的环境条件满足装配要求。
（4）产品出厂前，应严格进行一次绕组的工频耐压试验、局部放电试验。
必要时，订货单位应安排人员对产品的出厂试验进行现场监督。
2、设备的运输过程
（1）运输中，每台产品上应安装量程为 10g 的振动记录仪或安装振动子
（110kV～220kV 安装 10g的 1 只，330kV～500kV 安装 10g 和 20g 各 1 只），到达目的地后检查振动记录装置，若记录数值超过 10g 或 10g 钢球落下，则产品应返
厂检查。
（2）运输车辆的行驶速度应符合产品技术标准的规定。
3、设备的交接验收
1、在 SF6电流互感器现场安装完成后，投运前应严格进行一次绕组的老炼及
工频耐压试验。
2、有条件时，应对投运前的 SF6电流互感器进行局部放电试验。
由于现场试
验背景噪声一般难以满足常规局部放电测试的要求，因此SF6电流互感器局部放
电试验通常只能在试验条件较好的试验室内进行。
但随着特高频局部放电测试技
术的成熟，通过现场特高频局部放电测试，可能能够有效地发现 SF6电流互感器
内部的绝缘缺陷。
（二）内部放电故障
设备内部放电故障的最终结果将会导致主绝缘击穿故障的发生。
因此，防止SF6电流互感器主绝缘击穿的措施，对防止设备内部放电故障同样有效。
一些类
型的 SF6互感器，当屏蔽罩失地后，因电位悬浮也会发生内部放电故障。
对于这
种类型的设备，在设备的出厂前和安装前，还应对二次绕组屏蔽罩的接地连通进
行检查。
接地连通检查可采用电压电流法或电容量测试法。
其中电压电流法适用
于二次绕组屏蔽罩经接地端子接地，或通过二次穿线管接地的互感器；而电容量
测试法则仅适用于通过互感器接地端子接地的二次绕组屏蔽罩接地连通检查。
（三）瓷套断裂故障
1、设备的生产制造阶段
随着市场竞争的日益激烈，个别瓷套生产厂家为了更多的赚取利润，而不顾
工艺流程的要求，忽视了产品的质量，同时也不能严格开展出厂检验，导致产品
存在质量隐患，且不能有效检出。
而一些产品质量优良的瓷套生产厂家，因为需
要严格按照工艺流程组织生产，往往难以及时供货。
互感器生产厂家为了及时供货，有时便选用质量低劣的瓷套，特别是 220kV 及以下电压等级的 SF6电流互感器，这种现象比较突出。
最终将危险带入了电网中。
因此，为了预防 SF6电流互
感器瓷套断裂事故的发生，瓷套生产厂家应该严格按照工艺流程组织生产。
互感
器生产厂家应选用质量优良的瓷套。
此外，在 SF6电流互感器的质量能够得到保
证的前提下，建议优先选用复合绝缘套管，从根本上消除瓷套断裂的故障隐患。
2、设备的运输和吊装
互感器的运输和吊装工作，必须按照相应的技术标准进行。
、设备检验
（1）瓷套必须要按相关技术标准抽样或者逐只试验。
瓷套的内压耐受，要采取安装电流互感器躯壳的方式进行。
（2）SF6电流互感器的生产厂家要对每批次的瓷套进行安装 SF6电流互感器
躯壳方式的抽样内压试验。
（3）SF6电流互感器在装配前，要对符合检测条件的瓷套进行超声探伤检测。
四、结语
对500kV SF6电流互感器的故障原因进行分析，从而能够采取有效的措施进
行预防，加强对电流互感器的检验工作，还可以在设备投入运行前进行工频耐压
试验、超声探伤检测，必要时还可以进行局部放电测量，从而保证电流互感器的
正常运行。
参考文献：
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