1  总  则
        1.1  为预防互感器事故发生，保障电网安全、可靠运行，特制定本预防措施。
        1.2  本措施是依据国家、行业和国际有关标准、规程和规范并结合设备现场运行和检修经验制定。
        1.3 本措施针对互感器在运行中容易发生的频繁性故障，提出了具体预防措施。主要包括防渗漏、防受潮、防污闪、防震和防外力破坏等内容。
        1.4  本措施适用于中电投某风电场的110（35）kV电压等级互感器的预防事故措施。
        2  引用标准
         以下为本措施所引用及应遵循的标准、规程、规范和导则，但不仅限于此。
        GB311.1-1997    高压输变电设备的绝缘配合
        GB/T16927-1997  高电压试验技术
        GB1207-1997     电压互感器
        GB1208-1997     电流互感器
        GB/T4703-2001   电容式电压互感器
        GB/T4705-1992   耦合电容器及电容分压器
        GB/T7354-1987   局部放电测量
        GB/T7252-2001   变压器油中溶解气体分析和判断导则
        GB2536-1990     变压器油
        GB/T7595-2000   运行中变压器油质量标准
        GB/T11023-1989  高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法
        GB/T14542-1993  运行中变压器油维护管理导则
        GB/T8905-1996   六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则
        GBJ148-1990     电气装置安装工程 电力变压器油浸电抗器互感器施工及验收规范
        GB50150-1991    电气装置安装工程电气设备交接试验标准
        DL/T596-1996    电力设备预防性试验规程
        DL/T726-2000    电力用电压互感器定货条件
        JB/T5356-1991   电流互感器试验导则
        JB/T5357-1991   电压互感器试验导则
        DL/T727-2000    互感器运行检修导则
        SD306-1989      六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)
        JB/T7068-2003   互感器用金属膨胀器
       
        3  预防电压互感器事故措施
        3.1  新安装和大修后电压互感器的投运
        3.1.1电压互感器投运前应做好检查和试验，其试验结果应与出厂值一致，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。
        3.1.2新安装和大修后的电压互感器，投运前应仔细检查密封状况。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。有渗漏油问题的电压互感器不得投运。
        3.1.3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（δ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。
        3.1.4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。
        3.1.5电磁式电压互感器在交接试验时和更换绕组后，应进行1.5Um/?3（中性点有效接地系统）或1.9Um/?3（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10%。
        3.1.6电容式电压互感器在投运前，其中间变压器应进行各绕组绝缘试验和空载试验（由于产品结构原因现场无法拆开时除外）。
        3.1.7已安装好的电压互感器，若未带电运行，在投运前应按预试规程规定周期进行预试和检查，测试数据与上次试验对比应无明显差别。
        3.2  电压互感器检修与改造
        3.2.1油浸式电压互感器检修时应注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空注油。绝缘油应经真空脱气处理。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。应从电压互感器上部注油（带有专用取注油阀的除外），避免底部注油带入气泡。
        3.2.3老型带隔膜式及气垫式储油柜的电压互感器，宜加装金属膨胀器进行密封改造。密封改造前应对电压互感器进行试验，属绝缘性能有问题的老旧互感器，则退出运行不再进行改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的电压互感器应在每年预防性试验或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。对隔膜上有积水的电压互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的电压互感器应退出运行。
        3.3  对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，要经常检查硅橡胶表面有无放电现象，如有应及时处理。
        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及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。根据电压互感器具体结构，必要时进行油样分析。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1?L/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。