为防止互感器损坏事故，应认真贯彻执行《互感器 第8部分：电子式电流互感器》（GB/T 20840.8-2007）、《互感器 第7部分：电子式电压互感器》（GB/T 20840.7-2007）、《标称电压高于1000V使用的户内和户外聚合物绝缘子 一般定义、试验方法和接受准则》（GB/T 22079-2008）、《互感器 第 2 部分：电流互感器的补充技术要求》（GB20840.2-2014）、《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》（GB 50148-2010）、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB 50150-2016）、《电子式互感器现场交接验收规范》（DL/T 1544-2016）、《国家电网公司关于印发防止变电站全停十六项措施(试行)的通知》(国家电网运检[2015]376号)、《关于印发<国家电网公司防止直流换流站单、双极强迫停运二十一项反事故措施>的通知》（国家电网生〔2011〕961号）、《输变电设备状 态 检 修 试 验 规 程 》 (Q ／ GDW1168 － 2013) 、《1003001-0220-01-220kV SF6气体绝缘电流互感器专用技
术规范》、《国家电网公司变电运维通用管理规定 第7分册 电压互感器运维细则》（国网（运检/3）828-2017）等标准及相关规程规定，结合近6年生产运行情况和典型事故案例，提出以下重点要求：
11.1 防止油浸式互感器损坏事故
11.1.1 设计制造阶段
11.1.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构。
11.1.1.2 油浸式互感器生产厂家应根据设备运行环境最高和最低温度核算膨胀器的容量，并应留有一定裕度。
11.1.1.3 油浸式互感器的膨胀器外罩应标注清晰耐久的最高（MAX）、最低（MIN）油位线及20℃的标准油位线，油位观察窗应选用具有耐老化、透明度高的材料进行制造。油位指示器应采用荧光材料。
11.1.1.4 生产厂家应明确倒立式电流互感器的允许最大取油量。
11.1.1.5 所选用电流互感器的动、热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的远期要求，一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。
11.1.1.6 220kV及以上电压等级电流互感器必须满足卧倒运输的要求。
11.1.1.7 互感器的二次引线端子和末屏引出线端子应有防转动措施。
11.1.1.8 电容式电压互感器中间变压器高压侧对地不应装设氧化锌避雷器。
11.1.1.9 电容式电压互感器应选用速饱和电抗器型阻尼器，并应在出厂时进行铁磁谐振试验。
11.1.1.10 110（66）～750kV 油浸式电流互感器在出厂试验时，局部放电试验的测量时间延长到5min。
11.1.1.11 电容式电压互感器电磁单元油箱排气孔应高出油箱上平面10mm以上，且密封可靠。
11.1.1.12 电流互感器末屏接地引出线应在二次接线盒内就地接地或引至在线监测装置箱内接地。末屏接地线不应采用编织软铜线，末屏接地线的截面积、强度均应符合相关标准。
11.1.2 基建阶段
11.1.2.1 电磁式电压互感器在交接试验时，应进行空载电流测量。励磁特性的拐点电压应大于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）。
11.1.2.2 电流互感器一次端子承受的机械力不应超过生产厂家规定的允许值，端子的等电位连接应牢固可靠且端子之间应保持足够电气距离，并应有足够的接触面积。
11.1.2.3 110（66）kV及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行交流耐压试验。试验前应保证充足的静置时间，其中110（66）kV互感器不少于24h，220～330kV互感器不少于48h、500kV互感器不少于72h。试验前后应进行油中溶解气体对比分析。
11.1.2.4 220kV 及以上电压等级的电容式电压互感器，其各节电容器安装时应按出厂编号及上下顺序进行安装，禁止互换。
11.1.2.5 互感器安装时，应将运输中膨胀器限位支架等临时保护措施拆除，并检查顶部排气塞密封情况。
11.1.2.6 220kV及以上电压等级电流互感器运输时应在每辆运输车上安装冲击记录仪，设备运抵现场后应检查确认，记录数值超过10g，应返厂检查。110kV及以下电压等级电流互感器应直立安放运输。
11.1.3 运行阶段
11.1.3.1 事故抢修的油浸式互感器，应保证绝缘试验前静置时间，其中500（330）kV设备静置时间应大于36h，110（66）～220kV设备静置时间应大于24h。
11.1.3.2 新投运的110（66）kV及以上电压等级电流互感器，1～2年内应取油样进行油中溶解气体组分、微水分析，取样后检查油位应符合设备技术文件的要求。对于明确要求不取油样的产品，确需取样或补油时应由生产厂家配合进行。
11.1.3.3 运行中油浸式互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖时，应退出运行。
11.1.3.4 倒立式电流互感器、电容式电压互感器出现电容单元渗漏油情况时，应退出运行。
11.1.3.5 电流互感器内部出现异常响声时，应退出运行。
11.1.3.6 应定期校核电流互感器动、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，应及时改变变比或安排更换。
11.1.3.7 加强电流互感器末屏接地引线检查、检修及运行维护。
11.2 防止气体绝缘互感器损坏事故
11.2.1 设计制造阶段
11.2.1.1 电容屏结构的气体绝缘电流互感器，电容屏连接筒应具备足够的机械强度，以免因材质偏软导致电容屏连接筒变形、移位。
11.2.1.2 最低温度为-25℃及以下的地区，户外不宜选用SF6气体绝缘互感器。
11.2.1.3 气体绝缘互感器的防爆装置应采用防止积水、冻胀的结构，防爆膜应采用抗老化、耐锈蚀的材料。
11.2.1.4 SF6密度继电器与互感器设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求，户外安装应加装防雨罩。
11.2.1.5 气体绝缘互感器应设置安装时的专用吊点并有明显标识。
11.2.2 基建阶段
11.2.2.1 110kV 及以下电压等级互感器应直立安放运，220kV及以上电压等级互感器应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及以上电压等级每台安装带时标的三维冲击记录仪。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。
11.2.2.2 气体绝缘电流互感器运输时所充气压应严格控制在微正压状态。
11.2.2.3 气体绝缘电流互感器安装后应进行现场老练试验，老练试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的80％。
11.2.3 运行阶段
11.2.3.1 气体绝缘互感器严重漏气导致压力低于报警值时应立即退出运行。运行中的电流互感器气体压力下降到0.2MPa（相对压力）以下，检修后应进行老练和交流耐压试验。
11.2.3.2 长期微渗的气体绝缘互感器应开展SF6气体微水检测和带电检漏，必要时可缩短检测周期。年漏气率大于1%时，应及时处理。
11.2.3.3 应定期校核电流互感器动、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。
11.2.3.4 运行中的互感器在巡视检查时如发现外绝缘有裂纹、局部变色、变形，应尽快更换。
11.3 防止电子式互感器损坏事故
11.3.1 设计制造阶段
11.3.1.1 电子式电流互感器测量传输模块应有两路独立电源，每路电源均有监视功能。
11.3.1.2 电子式电流互感器传输回路应选用可靠的光纤耦合器，户外采集卡接线盒应满足IP67防尘防水等级，采集卡应满足安装地点最高、最低运行温度要求。
11.3.1.3 电子式互感器的采集器应具备良好的环境适应性和抗电磁干扰能力。
11.3.1.4 电子式电压互感器二次输出电压，在短路消除后恢复（达到准确级限值内）时间应满足继电保护装置的技术要求。
11.3.1.5 集成光纤后的光纤绝缘子，应提供水扩散设计试验报告。
11.3.2 基建阶段
11.3.2.1 电子式互感器传输环节各设备应进行断电试验、光纤进行抽样拔插试验，检验当单套设备故障、失电时，是否导致保护装置误出口。
11.3.2.2 电子式互感器交接时应在合并单元输出端子处进行误差校准试验。
11.3.2.3 电子式互感器现场在投运前应开展隔离开关分/合容性小电流干扰试验。
11.3.3 运行阶段
11.3.3.1 电子式互感器更换器件后，应在合并单元输出端子处进行误差校准试验。
11.3.3.2 电子式互感器应加强在线监测装置光功率显示值及告警信息的监视。
11.4 防止干式互感器损坏事故
11.4.1 设计阶段
11.4.1.1 变电站户外不宜选用环氧树脂浇注干式电流互感器。
11.4.2 基建阶段
11.4.2.1 10（6）kV及以上干式互感器出厂时应逐台进行局部放电试验，交接时应抽样进行局部放电试验。
11.4.2.2 电磁式干式电压互感器在交接试验时，应进行空载电流测量。励磁特性的拐点电压应大于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）。
11.4.3 运行阶段
11.4.3.1 运行中的环氧浇注干式互感器外绝缘如有裂纹、沿面放电、局部变色、变形，应立即更换。
11.4.3.2 运行中的35kV及以下电压等级电磁式电压互感器，如发生高压熔断器两相及以上同时熔断或单相多次熔断，应进行检查及试验。
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