3.7  为防止铁磁谐振过电压烧毁电磁式电压互感器，在系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线。当运行方式不能满足要求时，应做好事故预想再进行操作。当在操作过程中，发生电压互感器谐振时，可投入一台主变压器或一条线路于互感器所在母线，破坏谐振条件达到消除谐振。
        3.8  为防止电容式电压互感器故障，应注意对电磁单元进行认真检查，如发现阻尼器未接入时，互感器不得投入运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当测试电磁单元对地绝缘电阻时，应注意内接避雷器对绝缘电阻的影响。当采用电磁单元作为电源来测量电容分压器C1和C2的电容量和介质损耗因数时，应按制造厂说明书规定进行，一般控制中压端子对地电压不超过2.5kV，以保证安全。测量C2时应防止补偿电抗器两端的限压元件损坏，对C2电容量大的产品应适当降低试验电压。
        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。
       
        4  预防电流互感器事故措施
        4.1  新安装和大修后电流互感器的投运
        4.1.1电流互感器投运前，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。
        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90℃时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。
        4.2  电流互感器检修与改造
        4.2.1 110(66)kV电流互感器，如有条件应按 “互感器运行检修导则”或制造厂规定进行。
        4.2.2注入电流互感器中的油应经真空脱气处理，真空度及抽真空时间，注油速度等应按制造厂规定进行。应从电流互感器上部进油，避免底部注油带入空气。
        4.3  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，如发现有放电现象应及时处理和更换。
        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10μＬ／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。必要时可提高局部放电测量电压。
        4.6 全密封电流互感器，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1?L/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，验算电流互感器动热稳定电流和额定连续热电流是否满足要求，若所在变电站短路电流超过电流互感器铭牌规定值应及时变换电流比或更换电流互感器。对额定连续热电流有怀疑时应将二次绕组短路进行温升试验，不合要求时应更换电流互感器。
       
        5  预防SF6气体绝缘电流互感器事故措施
        5.1  SF６气体绝缘电流互感器的安装
        5.1.1安装时密封检查合格后方可对电流互感器充SF６气体至额定压力(0.39MPa～0.4MPa)，放置1h后进行SF６气体微水测量和老练试验。
        5.1.2老练试验程序
        加1.1倍设备额定相对地电流10min，然后下降至0。
        施加1.0倍设备额定相对地电流5min，接着升至1.73倍额定相对地电流3min，然后下降至0。
        5.1.3老练试验后应进行工频耐压，所加试验电压值为出厂试验值的90%。
        5.1.4进行老练试验和工频耐压试验后必要时应进行局部放电测量。
        5.1.5投运前应进行SF６气体泄漏试验和含水量测定。
        5.2  运行维护要求
        5.2.1运行中应巡视检查气体密度，互感器年漏气率应小于1%。
        5.2.2若压力表偏出绿色正常压力区(表压小于0.35MPa)时，应引起注意，并及时按制造厂规定停电补充合格SF６新气(补气速度为0.1MPa/h)。
        5.2.3要特别注意充气管路的除潮、干燥，以防止充气24h后检测到的气体含水量超标。 
        5.2.4当气压接近闭锁压力，应停止运行，检查防爆片有否微量泄漏，并通知制造厂及时处理。
        5.2.5补气较多时(在小于0.2MPa补气)，应进行工频耐压试验，(试验电压为出厂值80-90%)。
        5.2.6运行中，SF６气体含水量异常增大，应尽快查明原因。
       
        6  预防互感器运输过程中发生事故措施
        6.1  互感器应卧置装车，其轴线与运输方向一致，注意防震，可垫放橡胶之类缓冲物。
        6.2  对SF６气体绝缘电流互感器，在运输过程中要检查SF６气体压力应符合制造厂规定。
        6.3  运输应均速平稳，按制造厂规定限速行驶。
       
        7  预防互感器事故的故障检查程序
        7.1  SF６气体绝缘电流互感器故障跳闸后，先使用SF６分解气体快速测试装置，对互感器内气体进行检测，以确定内部有无放电。避免带故障强送再次放电，扩大互感器损坏程度，给解体分析查找故障原因造成困难。
        7.2  参与解体操作的人员应注意SF６气体分解物对人身和环境的危害。应备有防护措施。
        7.3  油浸式互感器故障跳闸后，应及时对互感器进行检查试验，并详细收集故障前后的运行数据，以便故障分析。
        7.4  对爆炸损坏的油浸式电流互感器应及时通知制造厂进行故障分析，必要时应对互感器本体解剖分析。