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来源：百度文库 编辑：中财网 时间：2024/04/28 06:49:30
互感器故障排除案例
（一）电压互感器的故障排除案例
1. 电磁式电压互感器铁磁谐振引起的事故
某厂自备发电机（l0kV、1.5MW）与系统并网运行，三次发生电压互感器一次侧熔断器熔丝熔断事件，其中两次为A相熔断，一次为B相熔断。熔断器熔断使电压互感器开口三角形绝缘监察继电器动作，接地光字牌、断线光字牌亮，同时引起低电压减载保护、低频率保护动作，使两台变压器断路器和母联断路器跳闸。在退出保护拉出电压互感器柜小车之后换上熔断器，一切恢复正常。110kV变电所停电、约3h后恢复送电，送电时又发生电铃报警，同时中央控制屏系统接地、系统断线光字牌亮，以及公共设备继电器屏低压减载保护、低频率保护动作发出信号。立即到高压室检查，开门即闻到胶木、绝缘漆糊味，同时从进线电压互感器柜发出“嘶嘶”燃烧声和间断电弧光。随即联系110kV变电所停电。全厂停产12h，检查后发现进线电源电压互感器柜A相严重烧毁，陶瓷骨架爆裂。
四次事故情况类似，说明存在共性问题。发生第四次事故后，分析有以下四种可能：
(1）电磁式电压互感器励磁特性不良。
(2）室内潮湿引起电压互感器绝缘击穿、匝间短路。
(3）电压互感器二次侧负荷过大或短路。
(4）电磁式电压互感器引起铁磁谐振过电压。
经过一系列认真试验，电压互感器本身不存在质量问题。经过计算，电压互感器二次侧负荷并未超过额定容量，同时也判断二次回路无短路点。由此推测最大可能是铁磁谐振引起的。但铁磁谐振存在很大随机性，很难明确判断。于是先恢复生产，进一步观察、分析。
此后一段时间操作人员时常反映拉出电压互感器柜检查时，发现某一相或两相一次侧熔断器温很高（一次侧熔断器阻值约100Ω左右，电流大时发热严重），推测电压互威器一次电流较大，仍存在隐患。要求值班人员监视系统电压和绝缘监察装置。后又发现发电机频率曾在短时间内（约持续5min）达到表盘最大值（55Hz) ，绝缘监视三相相电压均达到8500V，远远高于正常值。在此期间发电机与系统并网进行，转速稳定，励磁电流稳定。与上级供电单位110kV变电所联系，得知大系统未出现异常。
根据上述一系列的情况，经仔细分析，推断为电磁式电压互感器引起铁磁谐振过电压所致。
由于该厂自备电站共有发电机、进线电源、Ι段和Ⅱ母线四个电压互感器柜，与110kV变电所所有电压互感器相并联，其并联电感与导线对地电容组成一个接近谐振回路。当系统突然送电或避雷器对地放电时，有可能满足谐振条件而出现谐振过电压。如果谐振时间较短，会使电压互感器一次侧熔断器发热甚至熔断；如果谐振自保持时间较长，则可能会使电压互感器燃烧爆炸。
该厂在主控室装设了两台微型电脑多功能消谐装置。该装置能在电网谐振时使零序回路短接，而向电网施加阻尼达到消谐目的。谐振消除后自动复位。装设消谐装置后，该厂未再出现类似故障。
2. 电压互感器烧毁故障
新建的35kV变电所有两段10kV母线，每段都装有由三台电压互感器组成的电压互感器组。将10kV母线分段投入试运行时，遇到了一些奇怪现象：第Ι段母线送电后，该段母线上的电压互感器二次侧电压值很不平衡，而且开口三角处出现很高的电压。立即停电对10kV母线及电压互感器等作了全面的检查和测试，没有发现任何问题。再次投入运行时，三相电压仍然很不平衡，而且使该组互感器中的两相很快烧损。于是换上不同厂家生产的、经全面试验合格的互感器进行几次试投，但二次侧电压值有时正常，有时又不正常，而且每次投人的电压数值也不相同，并伴有接地信号。
这种现象实际上就是供电系统中偶然发生的铁磁谐振。当供电线路各相对地电容形成的容抗与线路上，所接入的电压互感器各相的综合感抗数值相近或相等时；就发生铁磁谐振。因为在10kV母线段试送电时，各相的容抗XC较大。单组电压互感器的各相的感抗XL值也较大，两者数值接近。
出现各相电压不平衡，而且每次投入时电压数值又不断变化，由于各相母线对地的相对位置不同，所以各相对地电容的大小有差异；另外每次投人电压互感器时，各相的接触电阻以及同期性都随手车推人的速度、力量大小的变化而变化，所以引起的各相谐振程度也就不一样。
各相电压在铁磁谐振时的严重不平衡，使电压互感器组二次侧开口三角处感应出很高的电压。
铁磁谐振对供电系统的危害是很大的。它可引起供电系统中供电线路三相、两相或单相对地电压升高，使电气设备或线路中的绝缘薄弱点被击穿，造成接地或短路从而引起大面积停电事故。它也可能使变压器、断路器的套管发生闪络和损坏，或避雷器爆炸等。
改进措施
可以采取改变供电系统中一些电气参数，以破坏产生谐振条件的办法。如可在电压互感器的开口三角处并接30~60Ω、500W左右的阻尼电阻；或在电压互感器高压侧的中性点到地之间串接一只9kΩ、150W的电阻，用以削弱或消除引起系统谐振的高次谐波。当系统中只有一组电压互感器投入时，可投入部分备用线路，以增加分布电容值来防止谐振的发生。
3. 电压互感器缺少接地线造成的事故
某厂2号发电机投入运行后，曾多次出现非金属性接地故障，接地信号有时持续一段时间，有时一瞬间就消除了。对2号发电机一次设备和电压互感器一、二次熔断器检查，未发现接地点和出现接地信号的原因。给运行人员交代要加强监视，发电机定子可能存在故障隐患。
这种现象随机出现，原因不明。因在小接地短路电流系统中发生单相接地时，相间电压保持不变，因此规程规定可允许短时（2h）运行不切除故障设备。特别是当发生间歇性电弧接地时，未接地相的对地电压升高到相电压，对系统安全威胁很大，可在绝缘薄弱处引起另一相对地击穿，发展成为两相接地短路，甚至烧坏发电机定子铁芯。
为了尽快查明故障原因，将绝缘监视用电压互感器一次侧（高压侧）熔断器断开两相，用万用表测二次开口三角形绕组两端电压。当测试人员手笔靠近电压互感器的铁芯时，在还有一定距离的情况下就被电击，这说明互感器铁芯带有高压，已将铁芯与表笔间的空气间隙击穿。为此，对电压互感器做停电检查，发现生产厂家将电压互感器一次侧中性点接地改为接至铁芯后再经铁芯接地，而实际上铁芯对地又是绝缘的，即中性点未接地。当电压互感器高压一相投入时，铁芯对地带有一相电压，在万用表表笔靠近时，当然会使一定距离的空气隙击穿，使测量人员被电击。
4. 电压互感器励磁特性不一样引起的故障
10kV为中性点不接地系统，供测量及监视用的3台电压互感器，开口三角接法。3台电压互感器，生产厂和型号均不一致：A相为宁波产品，B相为上海产品，C相为大连产品。对这三只电压互感器在安装前作直流电阻测量、变比试验、极性试验及绝缘试验，合格后投入试运行，但系统出现C相接地信号。
从二次电压值分析，似系统确有接地之处。对 C 相进行绝缘测量，绝缘电阻为二，加 30kV 交流电压进行耐压试验，没有击穿。当系统恢复供电，用一只电压互感器测量，测得各相对地电压值分别为 8700V , 8700V , 90oV 。可见一次系统各相对地电压不一致。
对二次电压进行测量，结果见表1。
表1 二次电压测量值 单位：V
UAN
UBN
UCN
UAB
UBC
UCA
UCB
86
86
12
96
96
96
96
出现三相对地电压不一致的因素可能有三个方面：
(1）各相对地的绝缘电阻Rr实测为∞，因此不影响各相对地的电压。
(2）各相对地电容的容抗Xc：断开3只电压互感器的一次侧中性点，再测各相对地电压均为5600V，说明各相的对地电容相近，不影响相对地的电压。
(3）各相电压互感器的激磁阻抗Zm：将三只电压互感器的一次接成星形，但不接地，测二次侧输出电压，如表2所示，可知3只电压互感器的激磁阻抗Zm不一致，使中性点电位产生了偏移，其二次侧开口三角的输出电压Ub已能使绝缘监视的电压继电器动作发出信号。
表2 不接地系统二次电压测量值 单位：V
UAN
UBN
UCN
UAB
UBC
UCA
UCB
57.7
63
45
97
97
97
33
试投运时，C相电压较中性点不接地时低得多，是因该相电压互感器与系统的对地电容发生谐振而引起的。将中性点经10kΩ的电阻接地，则与不接地时的电压就相近了。
改进措施
对3只电压互感器作励磁特性测试，其曲线如图5-1所示。从图1可看出3只电压互感器的励磁阻抗Zm，相差十分大，且随电压的变化而变化。鉴于电压互感器存在问题，把宁波和大连产品换成2只与上海产品同型号的电压互感器，并再作励磁特性曲线试验，结果如图2所示。与图2中的上海产品曲线相比，基本一致，投运后一切正常。
图1 3只互感器励磁特性图 图2 2只互感器励磁特性图
1-上海产品84号； 2-大连产品； 3-宁波产品 1、2 一上海产品
由此可见，对于3台一组的电压互感器，其励磁特性曲线一定要一致，如果激磁阻抗Zm不一致，就可能造成中性点漂移而引起误动作。为保持一致，建议采用同一生产厂同批制造的电压互感器。
5. 电压互感器二次中性线未引出造成的故障
10kV侧电压互感器装有一只电压回路断线监察继电器，该继电器的原理接线如图3所示，继电器内有一只具有五个绕组的中间变压器T。当电网正常运行或发生相间短路故障时，中间变压器T的绕组W2、W3、W4上只有正序和负序电压，此时T的磁导体内的合成磁通为零；当电网发生接地故障或电压互感器高压熔丝熔断时，电压互感器开口三角形侧出现的零序电压3U0将作用于W1上，与作用于W2、W3、W4上的零序电压U0产生的磁通互相抵消，合成磁能仍为零，所以W5上没有感应电势，执行元件KM不动作。只有电压二次回路一相或两相断线时，变压器T磁导体内的磁通不平衡，在绕组W5上产生的感应电势，使执行元件KM动作。
该监察继电器在运行中发出信号，但检测三相线电压是平衡的，后来在继电器上测量A、B、C三相对中性点的电压，发现B相电压为49V，而A、C相的电压为68V。从测得的数据发现有中性点位移现象，但测开口三角形无输出。在该继电器上将中性点的进线断开后，测量A、B、C三相对该继电器中性点的电压是平衡的，而对中性点进线的电压分别为100V、 0V、100V，至此即可判断出继电器的三相线圈正常，而问题在中性点进线上。将电压互感器停电检查，发现电压互感器二次侧中性点未接到端子排，也就是说引入继电器中性点的是一根很长的悬空线，且该线的绝缘已相当低（用250V兆欧表已测不出对地绝缘）。将电压互感器中性点引出接至端子排后，断线信号即消失。
图3 监察继电器原理接线图 图4 错误接线图
改进措施
如图4所示，当电压互感器上中性点未接时，由三相四线变为三相三线。该电路等效于继电器中性点经阻抗Zm接地，而电压互感器二次回路B相是接地的，即Zm并接在继电器的B相阻抗Zb上，使B相总阻抗减小，而使中性点发生位移，导致B相电压降低，A、C相电压升高。当在继电器上将中性点进线断开后，因继电器三相阻抗平衡，则在继电器上测量A、B、C三相电压平衡；而中性线绝缘低，近似于接地，即与二次回路B相等电位，所以此时B相对中性线的电压将变为0，而A、C相对中性线的电压分别上升为UAB、 UCB。显然，Zm越小，在继电器上引起的三相电压不平衡程度将越严重；相反，Zm越大，三相电压将越趋于平衡。
6. 互感器受潮后处理措施
在电力系统中，35kV及以上的户外式电流互感器，由于安装质量，运行维护等方面的原因，每年在预防性试验中总有一部分互感器受潮，曾遇到两台电压互感器，绝缘降低到
在查明设备受潮后，应及时把帽盖打开，将水分清除干净，并拧开放油阀，排除器身底部残集的水。在干燥之前应先将烘房内清扫干净，并加温到
改进措施
(1）器身进入烘房内，温度从低到高缓慢地增加，一般是在
(2）绝缘电阻值与水分蒸发有关，在干燥阶段，绝缘电阻是逐渐降低的，这是因为绕组受热后，所含的水分不断被蒸发出来，在加温到
(3）在干燥器身时，为了防止密封垫老化，应将它取下来，并把一次末端和二次出线端小瓷套松开。
(4）烘房内最高温度应控制在95士
曾经对两台严重受潮的电压互感器进行干燥，温度和时间都达到要求，可是绝缘电阻达不到
(5）绝缘件受潮时膨胀，干燥后收缩。在器身干燥完毕后，仔细对各元件进行检查，发现问题处理后才能组装。器身在组装前瓷套要用无水乙醇将内外擦净，密封垫有裂纹或老化的要更换。组装好后，要用合格的变压器油将器身内冲洗一次，然后用真空滤油机从底部注油，静放24h后再做试验。
在实际工作中，烘房温度从低温到高温是用电接点温度控制的，在升温的过程中，温差应控制在
用以上的方法处理受潮的互感器，95％以上的产品都是一次组装，经试验合格。
7. 单相接地引起电压互感器二次开关多次跳闸的事故
变电所（接线见图5）发生35kV单相接地故障，造成副母线电压互感器TV2二次快速小开关S2跳闸。接地消失后，值班员合上S2恢复正常。后因该站35kV副母线单相再次接地（时间较长），造成正母线一段TV恢复送电后引起副母线S2跳闸，再合副母线S2时，再一次引起正母线一段S1跳闸，造成保护和仪表装置长时间的失压。
图5 变电所接线
事后，对正、副母线两台TV作电压测量，二次回路绝缘及模拟单相接地试验，检查正常。在正母线一段TV1单独运行，副母线TV2停用的方式下，发现副母线TV2相电压均为
最后检查出35kV某馈线虽处在正母线一段运行，正母线一段电压切换中间继电器KM1 正常动作，副母线电压切换中间继电器KM2处于失磁状态，但其中A相触头没有断开， TV1、 TV2二次A相经该触头相连接。
改进措施
电网单相接地引起TV2二次小开关跳闸，当时该站35kV电网的运行方式是：母线断路器在断开位置（热备用状态），1号主变压器送35kV正母线负荷，2号主变压器送副母线负荷，正副母线的1TV单独运行，虽然KM2的触头形成TV1、TV2二次A相连接，但是由于负载比较平衡，二次环流较小，不足以使空气小开关跳闸。当35kV小电流接地系统发生单相接地故障时，非故障相电压升高
8. 停电的35kV电压互感器发生的事故
变电所35kVI段母线电压互感器进行停电检修和试验。检修中检修人员对电压互感器高、低压接头和二次回路进行检查。在将电压互感器高压侧接头拆开时，遭到C相电压互感器高压侧电击，检修人员即从电压互感器构架上摔下来。
为了查明电压互感器高压侧带电的原因，在35kVI段母线电压互感器停电情况下作了现场试验和进行分析。查明停电中的电压互感器有如下两种带电途径：
(1) 35kVI段母线及电压互感器的相邻设备在运行中，因此电压互感器及高压熔丝座均处于电场中，电压互感器高压侧产生感应电势。为了验证，取下电压互感器高压侧悬挂的接地线，用10kV的验电器验明无电后，再用万用表测量，结果A相对地190V，B相对地60V，C相对地194V，证明是有感应电势。但用万用表串一只2.2kΩ的限流电阻，再分别测量A、 B、C相的对地电流，结果均小于0.01mA，不可能对人形成电击。
(2）在电压互感器端子箱里取下电压互感器的低压熔丝，使三台电压互感器与低压侧负载全断开，但电压互感器的低压侧中性点与电缆及小母线仍旧相连接，如图6所示。用万用表测量电压互感器低压侧电压时，除B相对地为零外，A相、C相对地电位均为54V。该电位来自运行中的35kVⅡ段母线电压互感器低压侧，B相是接地的，中性点对地电位为57V。正常时，该电位在线路中，由于没有回路，不能产生电流，所以不会构成电压互感器高压侧产生感应电势。但是如果在工作中将电压互感器低压侧C相（或B相或A相）同接地外壳相碰或连接，54V的电压就会在电压互感器高压侧产生很高的电压，电压值能达10kV 以上，因此使检修人员电击。
改进措施
事故情况查明以后，认识到35kVI段母线电压互感器在检修和试验时，除了应在高压侧挂接地线和低压侧取下熔丝外，还必须要有相应的安全措施。为此在电压互感器的二次中性点安装一把小闸刀以供检修时断开，如图7所示。这样就解决了在电压互感器检修中发生的电击问题。并且对所辖变电所各个电压等级的电压互感器二次回路进行了检查，类似情况均作了处理，避免今后再重复发生此类事故。建议设计人员设计时，要从检修角度出发考虑，杜绝绝缘漏洞，提高检修人员在电器设备上安全工作的可靠性。
图6 出事故时互感器的接线 图7 改造后的接线 图8 互感器二次接线
9. 电压互感器二次接线错误
某35kV变电所空载试运中，发现6kV电压表指示不正确。A相与B相指示相同（约 4800V ) ，但比正确值（3464V）高很多，而C相指示（约1500V）比正确值低很多。切换线电压时发现三相指示正常，由此判断为相电压电位偏移。
电压互感器二次侧正确接线应如图8所示，由图分析，产生上述情况，电压互感器二次接线错误。拉出电压互感器手车检查，发现零序电压绕组的接地点接错，以致于引出的为“假接地”，如图9 (a）、（b）所示。此时三相电压表的中性点经C相零序绕组后接地。
图9 互感器二次错误接线图
(a）、（b）错误接线图； (c）相量图
改进措施
根据此接线作出电压相量图如图9（c）所示，分别计算各相电压有效值与前述现象相符。按图8对接线进行了改正，改正接线后指示正常。
10. 电压互感器接线中的隐患
在正常的接线中，往往忽略隔离开关辅助触头的作用，其实隔离开关辅助触头不但起到显示合分隔离开关的作用，有时也起不到电气连锁的作用。以电压互感器TV为例，说明隔离开关辅助触头是决不可省略的。
许多户外变电所10kV母线的电压互感器，往往只用跌落式熔断器而未用隔离开关，这样停高压时就不能停低压。虽然可以用拔掉低压熔断器的方法来分断低压，但毕竟无法与高压连锁。有的电压互感器虽然安装了隔离开关，但是其辅助触头没接低压，同样也无法与高压连锁，也是很危险的。
(1）当停电压互感器高压侧电源时，如果没接低压侧辅助触头，如图10所示，电压互感器TV。线圈和电压互感器二次回路仍然构成通路。当整定电压互感器时，在线圈两端加一整定电压，此电压也加在电压互感器的低压侧，从而使电压互感器高压侧感应出高电压。如果有工作人员清扫电压互感器高压侧，其安全就会受到威胁。
(2）对于有两段母线的变电所，每一段母线上都有一台电压互感器。当其中一段母线检修，另一段母线运行时，如果检修的电压互感器高压分断，而没有同时分断其低压侧的连锁措施，那么检修段电压互感器的低压仍与控制室的电压母线接通。这样运行段电压互感器二次电压就会通过电压小母线，窜至检修段电压互感器低压侧。再在检修段电压互感器高压侧感应出高电压，给检修造成不安全因素。
改进措施
要排除电压互感器接线中的隐患，必须按图11所示接线，在电压互感器的低压侧加高压隔离开关的辅助触头（图11）。当分断高压的同时，低压也分断。对于只安装跌落式熔断器而无高压隔离开关的电压互感器，应当重新加装高压隔离开关，并且利用其辅助触头，使低压侧与高压侧连锁。
图10 错误接线图 图11 正确接线图
11. 电压互感器铁芯和中性点引起的事故
某发电厂两台6000kW发电机中性点接地，是经避雷器接地的小接地短路电流系统。在发电机定子回路采用绝缘监察装置，监视接地故障，监察装置的电压信号取自三只电压互感器（图12）。其一、二次的接线发电机投入运行后，多次出现非金属性接地故障，接地信号的持续时间有长有短，有时瞬间即逝。值班人员对发电机及电压互感器进行检查，均未发现接地点。由于在小接地短路电流系统中发生单相接地时，相间电压保持不变，可以在 2h带故障运行的，但是此时非故障相的对地电压将升高1.73倍。当发生间歇性电弧接地时，非故障相的对地电压升高。电压升高对系统安全威胁很大，可发展为两相接地短路，甚至会烧坏发电机。因此，在单相接地发生后，应在2h内进行处理或将故障隔离，避免故障扩大。
图12 JDZJ-10型互感器的接线
（a）3XJDZJ-10型接线； (b）二次接线
为了尽快查明故障，将绝缘监视用电压互感器高压侧的熔断器断开两相，在只有一相熔断器的情况下投入，用万用表测开口三角形绕组电压是否与接地电压表指示相符。当测试人员手持测表笔靠近电压互感器的铁芯，还有一定距离，就被电击。这说明互感器铁芯带有高电压。于是，将电压互感器停电检查。结果发现，生产厂家将电压互感器高压侧中性点接地改接至铁芯，然后再经铁芯接地，但实际上铁芯却没有接地。在这种情况下，当互感器只有一相投入时，铁芯对地便带有一相电压，在万用表表笔靠近时，击穿一定距离的空气隙，使测量人员被电击。
改进措施
互感器中性点未接地是发电机多次出现非金属性接地的故障原因，一般非金属性接地故障是由于系统电压或负荷不对称造成的中性点位移，产生较大的零序电压，使继电器动作。故障处理经过，提示运行人员，电压互感器的铁芯必须接地，在安装和运行中必须进行认真的检查。
（二）电流互感器的故障排除案例
1. 电流互感器二次侧多处接地引起的故障
某电站，发生电流互感器二次侧多处接地而引起保护误动作的事故。该电站是小型孤立电站，分两期施工。其中1#机组已投产发电，2#机组正在安装。1#机的保护屏、控制屏已就位，欲将屏的框架与槽钢点焊固定。交流电焊机的接地引出线就近接在1#机保护屏基础槽钢上，电焊机的相线引到2#机保护屏的框架上进行焊接。电焊开始，1#机的断路器突然跳闸，过流保护电流继电器掉牌。检查机组和输电线路均无故障。重新开机送电，表计反映正常。电焊又开始后，1#机断路器再次跳闸。随着弧光的出现，发电机交流电流表的指针向上摆动，听到继电器动作响声，随即断路器跳闸。
检查二次接线无错误，但发现二次回路有三处接地点，一处在配电装置，另两处在保护屏和控制屏。保护误动作是由于电焊电流过大。
电流互感器二次回路有两处与屏的基础槽钢连通。电焊时，电焊机的二次绕组一端接被焊物，一端接焊钳。电焊电流除经槽钢形成回路外，还可经电流互感器二次绕组、电流表、电流继电器形成回路。电焊电流达几十安甚至上百安，虽经几条回路分流，仍大大超过电流继电器的动作整定值，足以使其动作造成断路器跳闸。
改进措施
除了在配电装置保留电流互感器的一处接地点外，其余接地点均予排除，而后进行电焊时，不再发生保护误动作现象。
电流互感器二次回路只应有一个接地点的规定是十分必要的。除了与上述类似的情况下多处接地，会使继电保护装置误动作外，在运行中当线路发生故障时，还有可能会因接地线分流而使得保护装置拒动。因此对于各种设备，使用单位在组装于同一电流互感器二次回路时，如果会形成多处接地点，要根据具体情况对接地点决定取舍。
2. 电流互感器安装间隙放电故障
某主变压器10kV侧出口开关柜安装的三台电流互感器为全绝缘母线式。该母线安装于互感器正中央时，则母线与互感器内圆壁最小距离为
由于空气间隙电场强度高，所以易被击穿。但在空气干燥时达不到放电条件；当空气潮湿时，空气中的水分浸入互感器绝缘体表面及表面尘土中。由于水的介电系数大，所以水分附着绝缘体表面后，表面介质极化增加，致使其介电系数比绝缘体干燥时增加20多倍。放电间隙处空气中虽也含有水分，但介电系数的增加相对于绝缘体表面增加得少。根据电场强度分布理论，使空气间隙的电场强度急骤增加，导致了空气间隙的放电。
改进措施
一是消除空气间隙；二是使导体与互感器绝缘体放电间隙处于等电位状态。采用前一种方法，即使用与互感器绝缘材料相同的宽
3. 电流互感器没考虑热稳定造成的事故
为了继电保护动作和计量准确，在使用电流互感器时尽量采用较小的变比。使电流互感器一次侧额定电流接近线路实际电流。这种做法没有考虑其热稳定性，给设备事故留下了隐患。
某变电所接地铃响，发现母线起火，线路电流互感器烧坏，66 kV主变压器断路器跳闸，全所停电，并涉及周围有关的几个变电所全停，排除该故障后，送电恢复正常。
电流互感器烧损时，值班员曾听见雷声，事故时系统情况如图13所示。调查时发现，离变电所3km处28＃杆有一台10kV、10kVA变压器高压侧B、C相套管闪络；离变电所300m 处有一台
图13 主接线图
经调查，种种迹象似乎说明电流互感器烧毁的原因是雷击所致。但是再仔细分析，虽然事故发生时确有雷声。并且确实发现28＃杆上变压器套管闪络，但变压器套管闪络是由于该变压器未装避雷器保护所致。而电流互感器装设地点的变电所内装了避雷器，避雷器动作已将残压限制在50kV以内。解剖避雷器看出，避雷器本身过电流并不严重，说明没有更大的续流通过，这样，残压一定更低。因此该次雷击不足以将电流互感器烧毁。
此外，该电流互感器刚进行过定期试验，试验时耐压38kV。距定期试验时间不过一个月，所以，一般不存在内过电压引起绝缘击穿的可能性。
从解体一台电流互感器可以看出，绕组铜导线断线处有的发黑，有的发亮，这说明断线的原因有烧断和拉断两种；进一步查看，又发现绕组缠绕时紧紧地卡在瓷套拐弯的棱角处，且有两根导线被卡变形，这说明该电流互感器绕组受力过大；此外发现绕组的焊接点有几处恰在受力最大的拐角处，处于这样的位置的焊接点已断裂，这也说明绕组断裂的主要原因是受力过大。
从电流互感器的铭牌标注的一次侧额定电流和1s热稳定允许的倍数，可以算出电流互感器热稳定允许的电流：
该线路在当时运行方式下的短路电流为
改进措施
从上例事故可以看出，投入运行的电流互感器（特别是变比较小，热稳定倍数不高的电流互感器）在投运前应该进行热稳定校验。
如果热稳定校验时，发现原选用的电流互感器不符合要求，可采取以下办法：
(1）为限制短路电流，可以在线路上加装电抗器。
(2）选用热稳定倍数更高的电流互感器。
4. 电流互感器热稳定性能不合格造成的事故
某站6kV出线柜1＃柜内电流互感器突然爆炸造成全矿停电。该柜带一台200kVA的移动变压器，用
检查发现，与移动变压器连接的高压电缆头因绝缘老化，造成相间短路。进一步查阅爆炸的电流互感器1s热稳定电流指标为
不合格产品主要存在以下问题：
(l）短时热稳定电流耐受能力达不到标准要求。
(2）局部放电量超标。
(3）复合误差严重超标，造成继电保护装置拒动或误动，直接威胁供电的可靠性。
改进措施
在选用互感器时，要选用有合格证的产品，以防造成事故。
5. 电流互感器一次侧绕组匝间短路故障
值班员发现变电站有功电能表与有功功率表对照存在较大的误差，电能表偏慢约6％。经仪表工作人员校对，电能表与功率表误差均在允许范围内。试验人员进一步检查发现，电能表用电流互感器C相二次回路电流小于功率表额定电流。
将电流互感器拆下进行检查，对其二次绕组作了伏安特性试验，没有发现匝间短路现象；随后又作变比试验，发现该互感器二次侧的两个绕组（一个为0.5级，用于测量；另一个为D级，用于保护）的变比一致。由这两项试验可以看出，互感器二次侧绕组没有问题，故障出在一次绕组。
拆开该互感器外壳，发现互感器一次侧绕组有一处的绝缘纸被磨穿，致使一次侧两匝绕组间有不完全短路，所以电流通过该处时有分流，使穿过铁芯中的两匝一次绕组短路。
改进措施
(1）将该互感器一次绕组匝间绝缘进行更换，对两匝绕组交汇处弯曲易磨部分，用纱带牢固捆绑，其他部位绝缘也相应加强。
(2）在电流互感器上进行一次线固定时，应尽量避免摇动互感器一次绕组外接部位，以免磨损匝间绝缘。
6. 电流互感器长期严重过负荷引起的故障
配电室的配电盘后（背面）进行检查，发现B相电流互感器有冒烟现象，绝缘物烧化、流油，当即将配电变压器停止运行。将B相电流互感器拆下检查，发现绝缘物焦糊、发脆，局部二次绕组烧毁。
经分析B相电流互感器过热烧毁的原因是，长期严重过负荷引起。该电流互感器变比为50 /
改进措施
(1）建立健全正常的巡视检查制度，特别是当设备出现过负荷运行时，应进行特巡。检查一次回路的负荷；检查互感器外壳绝缘状况，如外表像熔化变色或炭化情况，是否有焦糊等泡味；检查一次接头，是否有过热、变色等情况，发现过负荷，应立即减少回路负荷更换大容量电流互感器等。
(2）加强技术培训，正确进行设备监视与维护。
7. 电流互感器过电压烧毁故障
配电盘后发出一声巨响，并随着光亮，盘后A相电流互感器着火、冒烟，变压器二次熔断器烧断，立即将一次熔断器拉开，并用衣服和黄土将火扑灭。将A相电流互感器拆下，互感器一、二次击穿，部分烧毁。
A相电流互感器，击穿烧毁的原因是绝缘强度低。在雷击前，天气潮湿，有时听到互感器有微弱的放电声。发现此种情况，未引起重视。互感器长年没有进行绝缘试验。
改进措施
(1）电流互感器运行后应定期进行绝缘试验，发现有异常现象应及时查找原因，进行处理。
(2）运行中发现设备有异常情况应及时进行分析和查找异常现象的原因。
(3）配电室应备有砂箱或细砂袋（用纸粘成的口袋）并经常检查，长期保持干燥。一旦发生电气火灾，即可用沙子扑灭。如有条件可准备一些灭火器，或其他适用电气灭火的化学灭火剂。扑灭电气火灾时，要严禁使用水浇或泼水，以防人身电击事故。
8. 电流互感器一次接头接触不良引起的烧毁事故
进入配电室巡视检查盘后，发现电流互感器起火冒烟。立即停电，用泡沫灭火器将火扑灭。停电后检查，电流互感器外绝缘烧焦，一次接头外部裹紧的胶布烧毁。与互感器连接螺栓严重松动。接头接触面烧有大量麻点，并有过火现象。这些现象证明，起火原因系螺栓连接不紧，回路负荷较大，过热引起。先将接头外部胶布烧着，并蔓延到互感器，使电流互感器起火。
(1）加强施工工艺培训和竣工验收制度。认真巡视检查，该接头连接缺陷可能早被发现。
(2）扑灭电气火灾时，设备带电，不允许用导电的液体灭火（泡沫灭火器熔液导电） , 设备停电也不允许用泡沫灭火器灭火。因为溶液含水，浇在线圈绝缘上，会破坏其绝缘强度。其绝缘必须进行干燥处理，恢复绝缘性能。