电流互感器事故原因
电流互感器事故原因
电流互感器事故原因近些年来，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。
例如，华东某电厂的220kV母联开关C相 LCLWD。
一220型电流互感器事故爆炸起火燃烧，火焰高达horn以上。
导致两台300MW机组停机，220kV正、副母线和5条出线全停，全厂出力由 735MW 突降到160MW，使某地区大面积停电，少送电量5×106kw·h以上。
可见，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。
事故原因分析。
（一）制造工艺不良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。
例如：（l）某高压开关厂1985年后生产的654台LB～110型电流互感器，有不少由于制造中不注意质量控制，器身上有金属粉片、炭灰粉末及细砂粒、电容屏有搭接错位等，投运不到半年，油中氢气和甲烷含量急剧增加，测量发现局部放电严重，有的发生了爆炸事故。
��220型电流互感器，运行中于1988年7月发生C相爆炸（2）某变电所一台LCLWD6事故。
事故后解剖发现电容屏绝缘包扎外紧内松、形成大量凹槽，运行中产生局部放电，最后导致绝缘热击穿，引起爆炸。
（3）某变电所一台LCWB�220型电流互感器，在运行中发生爆炸事故。
事故后解剖发现，电流互感器内部有四处放电烧伤痕迹，其中最严重处导线有破口，而且绝缘凹凸不平，电容屏铝箔上打孔处可见毛刺；主得铅箱包扎不均匀并有错位。
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。
例如：（1）某变电所三台LCLWD6�22D型电流互感器于1987年7月22日和23日连续发生爆炸，是典型的热不稳定因素造成的。
35kV电流互感器烧毁原因分析及防范措施
35kV电流互感器烧毁原因分析及防范措施在我国随着经济的快速发展对于电力方面的要求也是越来越高，所以对于供电的可靠性、稳定性也要求越来越严格。
因此做为电力心脏的变电站要经常性的检查和维护设备，尽量的减少停电时间，保证人民的生活和工业的正常运行。
在各类的电网设备的事故中电流互感器的烧毁事故经常发生，从而影响电网的安全运行。
标签：电流互感器、原因、预防。
一、引言电流互感器是变电站中继电保护和表计计量的重要组成部分，如果电流互感器烧毁将影响电力系统的安全正常运行及电费计量准确率，所以电流互感器在电网中是非常重要的组成部分。
二、电流互感器的主要功能：电流互感器的主要功能就是把大电流按互感器的比例变换成为可以用测量仪器测量的小电流的设备。
同时并将高电压系统隔离开的功能，以保护维护人员的人身安全和自动化设备的安全。
在电力线路中串联安装电流互感器，电流互感器分别由一次绕组和二次绕组组成，在电流互感器工作过程中电流通过一次绕组产生的交变磁通感应现象，从而产生按照相应的电流互感器比例减小而产生的二次电流；由于二次绕组的线圈匝数较多，与仪表、继电器、变送器等电流线圈的二次负荷串联形成闭合回路。
三、电流互感器烧毁的原因：经过长时间的积累我们发现了电流互感器烧毁的原因有很多，比如电流互感器的二次侧开路、电流互感器使用的时间过长未曾更换，局部地方被电弧击穿或放电，从而产生高电压、变压器在使用过程中超过限制使用的额定功率并且使用时间过长、还有就是电流互感器在出厂时就存在着缺陷、在安装和检修工程中不认真负责、电流互感器在选用时不配套这些都是可能导致电流互感器烧毁的原因。
下面详细分类的分析一下这些烧毁电流互感器的原因。
1.由于电流互感器的质量或设计结构上的缺陷安装使用中发生螺杆和铜板螺孔接触不良，造成开路。
2.由于电流互感器连接片胶木头过长，而把旋转端子的金属接头误压，接在胶木头上，看着是把旋转金属接头和电流互感器的实验端子接在了一起可是事实却是产生了开路。
110kV变电站电流互感器故障原因分析
110kV变电站电流互感器故障原因分析一、引言电流互感器是变电站中非常重要的一种设备，主要用于测量和检测电网中的电流。
它是保护装置和计量装置的重要组成部分，在电力系统中起着至关重要的作用。
随着变电站的规模越来越大、电力负荷越来越重、电网状况越来越复杂，电流互感器的故障问题也日益凸显。
对110kV变电站电流互感器故障原因进行深入分析，对确保电力系统的安全稳定运行具有重要意义。
二、110kV变电站电流互感器故障类型及典型案例110kV变电站电流互感器主要存在以下几种故障类型：短路故障、开路故障、绝缘老化故障、误差大故障等。
具体的典型案例如下：1. 短路故障：变电站中的一台电流互感器因为绝缘老化和外部环境因素等原因导致短路故障，造成了电流互感器的输出信号异常，影响了变电站的正常运行。
2. 开路故障：一台电流互感器的绕组接触不良，导致输出信号断开，造成测量不准确，严重影响了变电站的电网运行和安全性。
3. 绝缘老化故障：电流互感器长期运行后绝缘老化，导致绝缘强度降低，出现绝缘击穿现象，引发变电站事故。
4. 误差大故障：电流互感器内部元件老化导致误差增大，影响了电流互感器的测量准确性，影响了变电站的计量和保护。
以上典型案例反映了110kV变电站电流互感器故障的常见类型和表现形式，下面将分析其故障原因，并提出相应的解决方案。
三、110kV变电站电流互感器故障原因分析1. 短路故障：110kV变电站电流互感器因为绝缘老化、外部环境因素（如潮湿、腐蚀等）和操作不当等原因，导致内部元件短路或接触不良，造成输出信号异常。
解决方法：加强电流互感器的绝缘保护和定期检测，及时更换老化元件。
2. 开路故障：110kV变电站电流互感器绕组接触不良或断路，导致输出信号中断。
解决方法：加强电流互感器的绕组连接检查和定期维护，确保正常运行。
以上分析了110kV变电站电流互感器的故障原因，并提出了相应的解决方法。
但实际工程中，还需要根据不同情况采取具体的措施，如定期检测、加强维护、使用新型电流互感器等，从而保证变电站电流互感器的正常运行。
一起10千伏干式电流互感器开裂事故的原因分析
一
量小 ， 绝 缘特性好 等优 良的特性 。 得 到广泛 的应用 。 然
而随着它们在配 电网中的大量运行 ，各种缺 陷及 故障 出现频 率较高 。 其原因主要是设备工艺上 的缺陷 ， 如浇
次对二次绝 缘 电阻为 ５ ０ ＭＱ， 试验 不合格 ； 其余 绝缘
引起部 分线圈短路 ， 后来产生恶性循环使短路 加剧 ， 同 视的带 电检测工作 。 时产生很 大的机械应力 ， 将浇注体爆裂 ， 这一 过程发生
的时间是很短 的。 （ １ ） 局部放电试验
局部放 电试验 能有效 地发现 固体绝缘 内部 的裂纹
经过对 ｌ Ｏ ｋ Ｖ东凌线 Ｃ相 电流互感器 的解剖 ， 发现 和残 留气泡 等缺陷 ，以往 由于相关 的试验标 准和规程 其一次绕组 即一次铜排 上焊接 的螺丝对二次线圈存在 没有要求对 ｌ Ｏ ｋ Ｖ干式互感器进行 局部放 电试 验 ． 只是 放 电痕迹 ， 且螺丝 已被短路 电流烧熔 ， 验证了上述 的推 通过交流耐压试 验来检查设备 的好坏 ．结果发现 绝大 论 ．即在螺丝与二次绕组之 间浇注 的环氧树脂 中存在 部分设备都是合格 的。 但是 随着运行 时间的延长 ． 一部
电阻均为 １ ０ ０ ０ ０ ０ Ｍ ￣， 试验合格 。在对 断路 器进行 １ 分
注材料不合适 ， 一次绕组未做缓冲包扎等 ， 这些 都容易
引起树脂开裂 ， 最终导致事故的发 生。 结合干式 电流互 感器工艺缺陷和上述实际事故情况 ，引起 电流互感 器 开裂爆炸 的主要 原因是 １ ０ ｋ Ｖ东 凌线 Ａ相接地故 障发
和绝缘 电阻试验结果分析 ，发现其外观有 明显 裂痕和 放 电熏黑 的痕迹 ，且绝缘 电阻值 明显小 于其他两相 电
互感器爆炸事故案例
互感器爆炸事故案例某市供电公司在进行线路改造时，将一条高压线路的互感器拆除。
然而，在改造完成后不久，这条线路发生短路故障，电流瞬间增大，导致互感器发生爆炸。
事故经过：当故障电流通过互感器时，由于过热和压力增加，互感器内部的橡胶材料开始软化，并逐渐分解产生气体。
随着气体不断积累，压力不断增大，最终导致互感器外壳破裂，碎片四射，造成现场施工人员受伤和设备损坏。
事故原因分析：1. 施工人员没有按照规定拆除互感器，导致在短路故障时，互感器成为故障点，承受了巨大的电动力和过热。
2. 互感器质量不过关，制造工艺不良，导致在过热和压力增加时容易发生爆炸。
3. 施工现场安全管理不到位，施工人员违规操作，也是事故发生的原因之一。
防范措施：1. 在施工过程中，应严格遵守相关规定和安全操作规程，确保施工安全。
2. 加强设备维护和管理，定期检查互感器的运行状况，及时发现并处理隐患。
3. 针对互感器质量不过关的问题，应加强产品质量监管，确保设备质量合格。
4. 制定应急预案，在事故发生时能够迅速采取救援措施，减少人员伤亡和财产损失。
通过这个案例我们可以看到，互感器爆炸事故不仅会造成设备损坏和人员受伤，还会影响电力系统的正常运行。
因此，我们需要加强设备维护和管理，加强施工现场安全管理，确保施工安全和设备安全。
同时，相关部门也应加强对电力设备的监管和检测，及时发现并处理隐患，预防类似事故的发生。
此外，电力企业也需要加强对员工的培训和教育，提高员工的安全意识和操作技能，确保在面对突发事件时能够迅速采取正确的应对措施，避免事故扩大化。
同时，企业也应建立健全的安全管理制度和责任制度，明确各级人员的安全职责和工作要求，确保各项安全措施得到有效落实。
电流互感器极性错误引起误跳闸分析
２０ ５ ｍｍ 根 据 以 上 公 式 ， 算 两 种 回 流 线 上 的感 应 电 压 和 对 计
三相 电 缆 余 属护 层 的 感 廊 电 压 结 果 见表 ｌ ．
表 １ 回流 线 与 护层 的 感应 电 压计 算值 （ 位 ： 单 Ｖ）
回流 线 敷 设 方 式
无 回流 线
Ｕｐ
１ 事 故案例
２１ ０ １年 ５月 ， 公 司 一 用 户 变 ３ ｋ 进 线 ３ １开关 连 续 我 ５Ｖ ０
Ｕ ｐ
一
２ 案例 分析
为 找 出 １ ６开 关 的 跳 闸 原 因 ， 们 进 行 了 调 查 分 析 。 ０ 我 电 压 有 一 定 影 响 ， 大 感 应 电 压 计 算 值 从 ２ ． ２ Ｖ 上 升 到 最 ３ ２ ２ ． ７Ｖ。 而 回流 线 采 用 “ ５ ３ 三七 开 ” 置 时 ， 流 线 上 的 感 应 布 回
［ ］ＧＢ５ ２ ７ ０ ７电力工程 电缆设计规 范Ｉ ］ ２ ０ ． ７ ０ １ —２ ０ ｓ．０７
作者 简 介 ： 涛 （ ９ ８ ） 丰 县 供 电公 司 ， 理 工程 师 。 程 １６一 ， 助
一 一
２ ２ 一 ７
现代商 贸工业
Ｎｏ １ ２ １ ． ４， ０ １
Ｍｏ ｅｎＢ ｓ ｅ ｒｄ ｄ ｓ ｙ ｄ ｒ ｕｉ ｓ Ｔ ａｅＩ ｕｔ ｎｓ ｎ ｒ
找 到真 正原因 。这次出现 问题后 ， 采取 了扩 大检查 范 围的方 器起动 经出 口中间继 电器引 至跳 闸 回路 ， 使开关 跳 闸动 作 。
法 ， 运 行 状 态 下 ， １６开 关 Ｃ 二 次 电 流 监 测 时 发 现 Ｉ－ 实 际 上 此 时 线 路 一 次 电 流 并 未 达 到 １ ０安 的 过 流 动 作 值 ， 在 对 ０ Ｔ ａ－ ５ １８安 ， － １８安 ， 流 互 感 器 零 线 电 流 Ｉ ＝ ３ １安 ， 步 怀 １ Ｊ ２ Ｊ 并 未 超过 过 流动 作值 ， ． Ｉ －． ｅ 电 ｎ ． 初 Ｌ 、Ｌ 也 仅是 由于 Ａ、 Ｃ相 Ｃ Ｔ极 疑 问题 出 在 二 次 保 护 接 线 上 。再 一 次 全 面 检 查 二 次 接 线 ， 发 性方 向不一致 ， 导 致 ３ Ｊ电流增 加 达到 了动作 值致 使 开 而 Ｌ 现是采 用两电流互感器三继 电器 的保护 接线方 式 ， 接线方 关跳 闸 。 此
电流互感器开路的危害、原因、现象及处理方法和防范措施
5.尽快设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点。
短接时，应使用良好的短接线，并按图纸进行。短接时应在开路的前级回路中选择适当的位置短接。
6.若短接时发现火花，说明短接有效。故障点就在短接点以下的回路中，可以进一步查找。若短接时无火花，可能是短接无效。
4.二次线端子触头压接不紧，回路中电流很大时，发热烧断或氧化过热而造成开路。
5.二次回路的过度端子氧化后松动。
6.室外端子箱、接线盒受潮，端子螺丝和垫片锈蚀过重，接触不良造成开路。
二、电流互感器开路时产生的现象
二次回路开路时对不同的回路分别产生下列现象：
5.开路故障点有火花放电声、冒烟和烧焦的现象，故障点出现异常的高电压。
6.电流互感器本体有严重发热，并伴有异味、变色、冒烟现象。
7.继电保护及自动装置发生误动或拒动。
8.仪表、电流表、继电保护等冒烟烧坏。
三、电流互感器开路时的处理方法
1.二次回路开路时，首先要防止二次绕组开路而危及设备与人身安全。
一、电流互感器开路的原因
1.交流电路回路中的实验接线端子，由于结构和质量上的缺陷，在运行中发生螺杆与铜板螺孔接触不良，造成开路。
2.电流回路中的试验端子连接片，由于连接片胶木头过长，旋转端子金属片未压在连接片的金属片上，而是误压在胶木套上，造成开路。
3.检修工作中失误，如忘记将继电器内部触头接好，或误断开了电流互感器二次回路，或对电流互感器本体试验后未将二次接线接上零。
电流互感器虽不是电力系统的主设备，但其运行状况的好坏直接关系到电力系统的安全运行。尤其电流互感器二次开路，如发现不及时或处理不当，极易造成设备被迫停用和（保护误动、拒动）事故的发生，所以有必要了解并掌握电流互感器开路的危害、原因、现象及处理方法和防范措施，有助于我们在今后的工作中，当发生类似异常时，能够及时准确的查找原因作出处理。
浅析电流互感器故障处理与改进措施
浅析电流互感器故障处理与改进措施摘要：不管是从适应时代的发展还是从满足客户需求来看，电力企业都需要互感器是电网中最不可或缺的一大主要设备，主要分为电流互感器和电压互感器。
随着电网规模的日益扩大，电流互感器也越来越普遍，而随之互感器故障的发生频率也越来越高，对电网的安全稳定运行造成了严重的影响。
因此，本文对电流互感器故障处理与改进措施进行了具体的阐释和分析。
关键词：电流互感器；故障处理；改进措施一、电流互感器使用注意事项(一)极性连接要正确。
电流互感器一般按减极性标注，如果极性连接不正确，就会影响计量，甚至在同一线路有多台电流互感器并联时，全造成短路事故。
(二)二次回路应设保护性接地点，并可靠连接。
为防止一、二次绕组之间绝缘击穿后高电压窜人低压侧危及人身和仪表安全，电流互感器二次侧应设保护性接地点，接地点只允许接一个，一般将靠近电流互感器的箱体端子接地。
(三)运行中二次绕组不允许开路。
否则会导致以下严重后果：二次侧出现高电压，危及人身和仪表安全；出现过热，可能烧坏绕组；增大计量误差。
(四)用于电能计量的电流互感器二次回路，不应再接继电保护装置和自动装置等，以防互相影响。
二、电流互感器故障产生的原因在电力系统中，电流互感器与电网母线直接连接。
如果电流互感器发生故障，就会直接对电网的稳定运行产生影响，进而造成电力系统故障，导致系统无法正常运行。
（一）人为操作因素电流互感器使用中偶尔也会出现人为操作导致的问题,如电流互感器接线出松动甚至脱落、二次绕组出现开路等,使电流互感器接触不良,出现过热或放电。
（二）电流互感器内部潮湿现有电流互感器的生产工艺存在很多缺陷，互感器的密封性较差。
当电流互感器内部潮湿时，极易导致绝缘性能降低，在经过长时间的使用后，极易导致电容芯棒被击穿，进而引发电流互感器故障和电网故障。
（三）温度过高导致绝缘热击穿在正常情况下，电流互感器能够承受自身的温度和电流荷载。
但是，在某些特殊情况下，电流互感器的绝缘性能因温度过高而降低，导致随时有被击穿的可能。
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电流互感器事故原因近些年来，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。
例如，华东某电厂的220kV母联开关C相 LCLWD。
一220型电流互感器事故爆炸起火燃烧，火焰高达horn以上。
导致两台300MW机组停机，220kV正、副母线和5条出线全停，全厂出力由 735MW 突降到160MW，使某地区大面积停电，少送电量5×106kw·h以上。
可见，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。
事故原因分析。
（一）制造工艺不良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。
例如：（l）某高压开关厂1985年后生产的654台LB～110型电流互感器，有不少由于制造中不注意质量控制，器身上有金属粉片、炭灰粉末及细砂粒、电容屏有搭接错位等，投运不到半年，油中氢气和甲烷含量急剧增加，测量发现局部放电严重，有的发生了爆炸事故。
��220型电流互感器，运行中于1988年7月发生C相爆炸（2）某变电所一台LCLWD6事故。
事故后解剖发现电容屏绝缘包扎外紧内松、形成大量凹槽，运行中产生局部放电，最后导致绝缘热击穿，引起爆炸。
（3）某变电所一台LCWB�220型电流互感器，在运行中发生爆炸事故。
事故后解剖发现，电流互感器内部有四处放电烧伤痕迹，其中最严重处导线有破口，而且绝缘凹凸不平，电容屏铝箔上打孔处可见毛刺；主得铅箱包扎不均匀并有错位。
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。
例如：（1）某变电所三台LCLWD6�22D型电流互感器于1987年7月22日和23日连续发生爆炸，是典型的热不稳定因素造成的。
这是因为电流互感器若不能保持高真空度，或处理时间不够，在运行电压和温度的作用下，就会发生热和（或）电老化击穿。
（2）某变电所一台LB一110型电流互感器运行不到一年就发生爆炸事故。
为查明原因，对运行不到半年的同型号、同厂家、同时期生产的电流互感器进行解剖发现，内部屏间有大量的X蜡，纸绝缘的颜色已变深，说明干燥不彻底，再加上没有进行真空注油，内部气体不能排出。
在多种不良因素作用下，使之投运时间不长就发生爆炸。
4．在过电压下损坏（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过电压。
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。
这种过电压造成电压互感器损坏或爆炸的原因是：l）过电压幅值高。
现场实测到的过电压为（1． 65～3） Uxg，在这样高的电压作用下，电，这个电流将破坏绝缘。
同时高压使得绝缘击压互感器的励磁电流急剧增加，有时可达80IN穿，造成互感器事故。
2）过电流数值大。
当断路器的均压电容与母线电磁式电压互感器引起分频谐振时，虽然电压幅值并不高，但是磁通密度可达额定电压下的3倍，产生数值甚大的过电流，它将使得高压绕组绝缘严重受烤，从而损坏电压互感器，国内目前对前一种过电压研究较多，已引起充分重视，而对后一种过电压还很少引起重视。
研究表明，铁磁谐振过电压与断路器的均压电容、电压互感器的励磁特性、线路的分布电容有关。
均压电容越大时，谐振越严重，过电压越高。
电压互感器的励磁特性曲线越容易饱和时，谐振的概率越高，但过电压较低。
有关单位曾做过对比试验，结果发现JCCZ一110型电压互感器的诸振发生概率远大于 JCC1一110型的电压互感器，因为前者铁芯截面小、磁通密度高、容易饱和，因而其事故居多。
（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。
（三）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。
例如：(1）某发电厂主变压器已相的LB�220型电流互感器，1990年6月测得油中总烃为139ppm，检查发现为一次绕组与其出线端子之间的连接螺丝松动。
（2）某发电厂的一台LB-220型电流互感器，1990年7月测得油中氢气、甲烷、总烃的含量分别为1302、133．69、139．30PPm。
检查发现该电流互感器色谱分析结果异常是由于检修后未采用真空注油造成的。
（ 3）某变电所一台 LB-220型电流互感器， 1988年9月测得油中的乙炔含量为4.13ppm，检查时发现末屏连接松动，产生悬浮电位，从而引起放电。
电流互感器事故诊断方法（一）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。
对这些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。
（二）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。
110kV及以上油浸式互感器在电压力1.1Um/√3时，放电量不大于20PC。
例如：（1）某台220kV电流互感器，出厂试验和投运后历年的常规试验和高压介质损耗因数tgδ测量值均合格。
而进行局部放电测量测出其放电量达1400PC（161kV），色谱分析的乙炔含量为1200Ppm。
停运后吊芯检查发现在一次绕组的L1和L2二腿上部有lm长的沿面放电痕迹。
（2）某变电所一台LCLWD。
一220型电流互感器，1977年底投入运行，1982年5月进行油中溶解气体色谱分析时发现：氢气、乙炔、总烃的含量分别为43153、10． 28、10461PPm。
表2-7 油纸电容式电流互感器的油色谱试验结果的综合分析和判断检出缺陷实例局部放电试验表明，起始放电电压为98kV，在160kV时的放电量为150PC。
初步判定油中溶解气体色谱分析结果异常是由于内部局部放电所引起的。
为查明原因，加最高运行相电压146kV、历时35h后，听到内部有放电声，试验电压降到约13kV时，放电尚未终止，无法进行局部放电测量。
吊瓷套解部时发现，该电流互感器电容屏击穿约86％，最大烧伤面积为230mm×180mm，放电碳通道长度达900mm。
此电流互感器存在放电性故障的直接原因为电容得热击穿。
（3）某变电所一台 LCLWD一220型电流互感器， 1981年底投入运行，1982年 9月进行2油中溶解气体色谱分析时发现：氢气、乙炔、总烃的含量分别为6050、142、1310ppm，疑此电流互感器有放电性故障存在。
进行局部放电测量时发现：在140kV时有悬浮电位放电现象发生，但不稳定。
为查明原因，加最高运行相电压146kV，历时9.5h后，听到内部有放电声，局部放电起始放电电压仅为43kV，终止放电电压为39．5kV，在45kV时的放电量达3000PC，在63kV时的放电量达十万PC以上，吊瓷套解剖时发现，该电流互感器电容屏击穿约70％，最大烧伤面积为100mm×90mm，放电碳通道长度达1000mm以上，电容屏间绝缘纸上有大量X腊。
由上述可见，局部放电测量与油中溶解气体色谱分析结果对检测放电性故障具有一致性，有时它们还可以相互补充，更有效地发现电流互感器内部放电性故障。
例如，对某台220kV电流互感器进行色谱分析，其结果出现了乙炔，就重做局部放电测量，放电量为30PC。
经吊芯检查，发现约有2mm直径的击穿点，击穿路径从末屏到器身的金属固定卡箍处（金属卡箍是接地的）。
产生的原因是工频耐压时末屏未接地，电位高，导致未得对卡箍（接地）击穿。
局部放电测量时，电流互感器末屏接检测阻抗，外壳接地，检测阻抗西端电压很低，放电现象．也无法重视，所以放电量不大。
电流互感器事故预防措施预防电流互感器爆炸事故的措施，在产品选择、投运前的检测、密封改造、注油等方面的要求与电压互感器相似，此处不再赘述，下面仅介绍适用于电流互感器的预防措施。
（一）一次端子引线接头要接触良好电流互感器的一次端子引线接头部位要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止产生过热性故障。
L端子与膨胀器外罩应注意作好等电位连接，2防止电位悬浮。
另外，对二次线引出端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。
（二）测试值异常应查明原因当投运前和运行中测得的介质损耗因数tgδ值异常时，应综合分析电J与温度、电压的关系；当办随温度明显变化或试验电压由10kV上升到Um/√3，tgδ增量超过±3%时，应退出运行。
对色谱分析结果异常时，要跟综分析，考察其增长趋势，若数据增长较快，应引起重视，将事故消灭在萌芽状态。
（三）保证母线差动保护正常投入与b为避免电流互感器电容芯底部发生击穿事故时扩大事故影响范围，应注意一次端于L2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确，以确保母线差动保护的正常投入运行，如图2一67所示。
（四）验算短路电流图2-67 L1与L2端子的安装方向及二次绕组的极性连接方式（a）错误接法；（b）正确接法根据电网发展情况，注意验算电流互感器所在地点的短路电流，超过互感器铭牌的动热稳定电流值时，要及时安排更换。
（五）积极开展在线监测和红外测温目前电流互感器开展的在线监测项目主要有：测量主绝缘的电容量和介质损耗因数tgδ；测量求屏绝缘的绝缘电阻和介质损耗因数tgδ测试经验表明，它对检测出绝缘缺陷是有效的。
对红外测温，有的单位已在开展，现有测试结果表明，它对检测电流互感器内部接头松动是有效的，但仍需积累经验。