下载文档原格式
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。
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。
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。
电流互感器二次回路两点接地导致的保护误动摘要：梅州供电局220kV畲江站发生了一起110kV线路保护装置误动的事故，经过一系列的排查，发现是电流互感器二次回路两点接地，再加上相邻变电站发生了接地故障，出现了地电位差，又存在阻抗，因此回路中出现了额外的电流，引起了110kV畲南甲线保护装置的误动。
本文介绍了该起事故原因排查的全程。
关键词：电流互感器；两点接地；保护误动前言如果同一电流回路存在两个或多个接地点的时候，就可能会出现部分电流经大地分流；或者因地电位差的影响，回路中出现额外的电流；又或者会加剧电流互感器的负载，导致电流互感器误差增大甚至饱和等等。
而上述这些情况可能会造成保护误动或拒动。
本文介绍了一起由于电流互感器二次回路两点接地导致的保护误动的情况，并介绍了介绍了该起事故原因排查的全过程。
1现场介绍事故前的运行方式：110kV畲南甲线1276开关在合位，运行在110kV 1M母线。
110kV畲南乙线1277出线运行在110kV 2M母线，110kV母联1012开关在合位。
110kV畲南甲线1276、110kV畲南乙线1277对侧开关均在分位，线路充电运行。
2017年2月16日20时51分46秒470毫秒，220kV畲江站110kV畲南甲线1276保护动作出口跳开1276开关，20时51分47秒393毫秒，110kV畲南甲线1276保护再次动作。
事件造成原充电运行的110kV畲南甲线1276失压。
2故障排查变电运行人员现场检查保护动作情况如下：2017年2月16日20时51分46秒470毫秒，110kV畲南甲线1276电流差动保护动作（定值为：差动电流低值0.1A，延时0.0S、差动电流高值0.2A，延时0.0S），三相开关跳开。
检查保护装置发现是A相故障，故障电流约264A。
重合闸未动作（定值为：重合闸时间1S）。
20时51分47秒393毫秒，110kV畲南甲线1276电流差动保护再次动作，检查保护装置发现是A相故障，故障电流约264A。
110kV电流互感器金属膨胀器膨胀事故原因分析摘要：本文主要阐述了一起110kV电流互感器金属膨胀器膨胀事故的原因分析及处理经过。
本文从油色谱试验结果着手分析故障原因，首先利用特征气体法和三比值法判断故障性质，再结合电气试验结果以及电流互感器结构特点综合分析，对故障原因做出科学合理判断。
最后，针对此类电流互感器故障，提出相应的防范措施。
关键词：电流互感器；金属膨胀器膨胀；色谱试验；原因分析一、设备概况110kV某变电站110kV旋北线1378 B相电流互感器型号为LB-110W，沈阳互感器厂2000年9月生产，于2001年10月安装、投运。
设备投运前电气、油质分析试验结论合格，设备满足投运要求；在设备投运后的例行性电气、油质分析试验均未发现异常情况。
油质色谱周期试验数据详见表1。
事故发生前，设备油位在合格范围内，运行人员巡视也未发现过热等异常状况。
二、设备故障情况2011年7月19日，天气晴，最高气温34℃。
运行人员巡视时发现110kV北新变110kV旋北线1378B相电流互感器油位超过上限，金属膨胀器膨胀开，并将互感器上端铁壳顶起，电流互感器周围无明显油迹。
在事故发生的第一时间，我们采取电流互感器油样进行分析。
油样常规分析结果正常，未发现超标项；色谱分析发现氢气、总烃严重超过注意值（氢气含量是注意值的291倍，总烃含量是注意值的25倍），试验数据详见表2。
通过色谱数据判断设备存在局部放电故障。
接着，高压试验人员对事故电流互感器进行了电气试验，试验数据详见表3。
若局部放电长期发展，不但产生大量故障气体、大幅增加电流互感器内部压力，还会使绝缘材料逐渐劣化、失去绝缘性能，最终导致整个绝缘击穿，发生单相接地事故。
三、事故原因分析经过1、变压器油色谱分析从历年色谱分析数据来看，该电流互感器自投运后到2008年5月油中溶解气体含量无明显变化，而2010年4月H2、CO、CO2含量出现明显增长，说明此时互感器内部已经出现涉及固体绝缘的局部放电现象，但由于互感器处于故障初期，H2和CH4含量虽有增长却未超过注意值。
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。
