电容式电压互感器故障分析处理.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流电容式电压互感器故障分析处理.精品文档.电容式电压互感器故障分析处理来源：中国论文下载中心 06-03-02 09:18:00 作者：孙 茁编辑：studa9ngns摘要：电容式电压互感器在电力系统中的应用非常广泛，但象这次因螺栓脱落而造成故障的情况却是十分罕见的。对电力设备制造厂家来说，在出厂产品中若万分之一有问题，对设备用户来说就是百分之百的故障隐患。 关键词：电容式电压互感器 故障 分析处理 2001年3月中旬，我局继电保护人员在对110kV金原变电站新安装设备电源自动投入（以下简称BZT）装置进行投运前检查时，发现备用电源侧无电压。因

2、为这个电压是通过安装在备用电源线路侧的电容式电压互感器（以下简称CVT）而引入的，于是继电保护和高压试验人员对CVT及其二次回路进行了一系列的检查试验，结果发现该CVT电磁单元烧损的严重故障，检修人员及时对其进行了更换，避免了一起设备事故的发生。 1设备故障发现经过我局金原变电站有两条110kV电源线路，正常运行时，一条主供一条CVT备用。为了在主供线路发生永久性故障时能快速合上备用线路开关，110kV系统装设了BZT装置。如图1所示，BZT装置接入金原110kV南北两段母线电压和两条线路侧电压，通过装置的切换把手，可以分别将每条线路转换为主供线路或备用线路，并把相应母线电压、线路电压和二次回

3、路做相应的切换。正常运行方式下，紫金线为主供电源，T金线备用，这时将金原110kV北母线电压和T金2线路侧电压切入BZT装置，北母线电压反映主供电源工作状态，T金2线路侧电压反映备用电源是否正常，能否起到备用作用。 这套BZT装置是2000年12月份安装的。今年3月中旬，继电保护人员对装置进行投运前检查。工作人员在装置屏后端子排上测量了两段母线电压和紫金线路侧电压，正常：当测量备用电源T金2线路侧CVT的二次电压时，没有电压。当时工作人员认为线路没带电，就将此事搁下，而只对装置本身进行了检验。因那时全站设备要进行定期高压试验，只有将备用线路投入运行，主供线路设备才能停下作试验。运行人员同调度联

4、系后将T金线投运带全站负荷，紫金线停运。这时继电保护人员确知T金线有电，便再次在BZT装置屏上测其线路侧电压，仍旧没有。CVT二次保险，没有爆；拆了回路核对线芯，没有问题；拔下二次保险，直接在二次出线端子上测量，还是没有电压。继电保护人员这才意识到可能是CVT内部出了故障。所以在很快对紫金线设备做完高压试验后，将紫金线投入运行，安排T金线停电，拆除其线路侧CVT的一次引线进行试验。 这台电容式电压互感器的型号是是2000年12月份才投入运行时，CVT的电气原理如图2所示。高压试验人员先测试了CVT的高压电容C1、中压电容C2以及总电容量，再试验了介质损耗，与设备出厂时和投运前的试验数据相比变化

5、不大，说明电容分压器单元没有问题。为查清CVT的电磁单元有什么问题，试验人员先用万用表的电阻档测中压互感器的一次线圈电阻，其阻值为500多欧姆；然后在中压互感器的一次线圈上加交流电压，测二次电压的值，当一次电压升高时二次电压不仅不升反而下降；最后在中压互感器二次侧的da、dn线圈上加交流电压，用静电电压表测一次电压的值，电压均为零。根据这些试验情况和数据，试验人员初步判断电磁单元内部可能有短路。因没有更为详细的关于这些型号CVT的技术和试验数据，所以当时无法判定具体的故障。鉴于设备要尽快投运（该站载波通讯的结合滤波器接在这台CVT下），检修人员就将这台CVT拆下，我局物资公司通知设备厂家在郑州

6、的办事处，第二天就送来一台新的电容式电压互感器。 新CVT与原来的型号一样，只是电磁单元的结构稍有不同。有这台新CVT作参考，工作人员又对拆下的CVT电磁单元的线圈直流电阻和在二次侧加压重做了试验，对比试验数据如表1所示。这些数据表明，T金线路侧电容式电压互感器电磁单元的中压互感器一次绕组发生了短路。于是，工作人员很快对新CVT进行了试验和安装，及时投入了运行，并将旧CVT运回局里准备解剖检查。2CVT解体检查和故障原因分析 2001年4月，我局专业技术人员和CVT厂家人员一起，对拆下的CVT进行了解体检查。当工作人员用扳手拧松电磁单元油箱法兰的几颗螺栓后，刺鼻和刺眼的油气从法兰缝隙朝外喷出，

7、明显感到内部聚有很大压力。拆完一圈螺栓，用天车将电容器单元稍微吊离下节油箱，在取下中间电压端子A和中压电容C2下端接线端子与电磁单元之间的引线时，发现固定中压电容C2下端接线端子的4只螺栓少了一只，因油箱中的油较满，也看不到这只螺栓掉到了哪里。工作人员用器具把油箱中的油慢慢抽出，当油面低于中压互感器的接线板时，人们终于看清了，掉下的螺栓落在了中压互感器一次绕组抽头的几个接线柱中间。在螺栓与接线柱接触的地方，发现有轻微的短路熔焊痕迹。油箱中的油已经失去了其应有的淡黄色，而变成了象酱油一样的黑褐色。在往外抽油的过程中，油中不断有气体逸出，油中泛起黑褐色的泡沫。当油被全部抽完后，人们看到了中压互感器

8、的铁芯已经烧得没有了硅钢片特有的光泽，最外层的硅钢片已被烧变了形，中间鼓起来了。中压互感器绕组外面包的白布带已被烧成黑炭质，用手一扣就有渣子掉下来。油箱内壁沾满了含有炭质的油渍，用手一摸全是黑。为了拆掉补偿电抗器的引线，工作人员将出线端子盒上方的盖板拆开，发现这个盖板因内部压力太大已经鼓肚。至此，CVT的故障已经十分清楚，那就是中压互感器一次线圈烧损。既是这样，我们还是让油务人员取了油样，进行了油色谱分析。分析结果：除乙炔为零值外，总烃和氢气均大大超过注意值；经计算三比值为020，故障类型是低温过热（150300），这进一步印证了故障的情况。根据对CVT解体检查所发现的情况，我局技术人员和设备

9、厂家人员一致认为，造成中间单元烧损的原因是，固定中压电容C2下端的一只螺栓掉入中压互感器一次绕组的接线柱丛中，使一次绕组部分线匝被短接，其交流阻抗减小，一次电流超过额定值，造成一次绕组烧毁。但螺栓造成的短路不是太严重，或者说被螺栓短接的匝数并不多，因为如果短路严重，短路电流所产生的热将在短时间内使变压器油分解出大量气体，这有可能造成下节油箱爆炸，或使高压电容C1两端所加电压太高而使其爆炸。至于这只螺栓为什么会在运行中脱落，我们认为，这是该设备在安装时未紧固好，工序间检查时也未发现。设备运行后，它位于中压互感器的交变电磁场中，在交变电磁场的作用下不断振动、转动和向下移位，以至于最后脱落，造成中间

10、互感器一次绕组短路。所幸的是，在这次对继电保护自动装置检验中，发现了这个问题，并及时进行了更换，防止了更为严重的设3经验教训 电容式电压互感器在电力系统中的应用非常广泛，但象这次因螺栓脱落而造成故障的情况却是十分罕见的。对电力设备制造厂家来说，在出厂产品中若万分之一有问题，对设备用户来说就是百分之百的故障隐患。T金线路侧的这只CVT，幸亏发现及时，才未酿成更大的设备事故。因此，作为电力设备的生产厂家，安装人员一定要加强责任心，质检人员一定要把好验收关，以确保每台产品的质量。 另一方面，拆下来的是那台CVT的电磁单元，从方便运行的角度考虑，在结构上也有一些不合理的地方需要改进。下节油箱没有可观察

11、油色和油位的油标，运行人员看不到油的颜色和油面；油箱没有注油孔和油样阀门，修试人员无法定期取油样进行分析和重新加油。补偿电抗器的低压端XL与“地”不能断开，给试验造成麻烦。阻尼器为外装式，因CVT出厂时是将电容分压器、电磁单元和阻尼器配套调整误差，阻尼器不能互换，这给CVT的存放、运输、安装和调试带来不便，最好能用内置式阻尼器。这些问题希望电容式电压互感器的制造厂家在今后进行产品设计时予以考虑。 设备厂家对CVT电磁单元的结构进行改进后，就会给设备的运行和维护提供方便。运行人员在巡视检查时，通过油标可观察油的状态，若有问题可及早发现；试验人员可利用油样阀门定期或发现问题后取出油样进行分析，及早

12、发现CVT内部的潜伏性故障或确定故障性质。此外，若金原变电站的BZT装置能早日投运，将备用线路的电压经互感器接入装置，那么当互感器一出现故障，二次电压一消失，BZT装置就会报出“备用电压消失”的光字牌，故障就能够发现得更早。转贴于 中国论文下载中备事故发生。110kV及以上电压等级互感器故障分析及处理（张磊 付业伟） 2006年12月25日中国农村水电及电气化信息网编辑：宋金凤摘 要 本文结合作者的工作实际分析总结110kV及以上电压等级互感器的绝缘监督和故障判断。关键词 互感器 故障 绝缘分析 判断六盘水供电局、六盘水市地方电力局所辖110kV及以上变电站10余所，高压互感器达300余台，大

13、部分是JCCn-220或JCCn-110型，运行电压高，绝缘承受电场强。目前生产的互感器大多不是全密封型，在密封性能上存在不少缺陷，结构设计也不尽合理，在材料的使用、生产工艺方面也存在一定问题，曾发生110kV高压互感器因进水受潮而被停用的现象，大修也较频繁。笔者在实际工作中，经常要对互感器是否有故障做出分析和判断，以及采取相应处理措施，现将工作中常见的互感器故障问题及处理措施作一介绍。一、高压互感器常见故障原因分析由于储油柜存在制造质量等方面的问题，加之密封不良，致使其绝缘不良而可能引发爆炸，表现在有些储油柜上盖板较薄、焊接不良、法兰箱沿较薄、螺距较大、加工工艺不精细致使接合面粗糙不平等。另

14、外，如果使用的密封胶垫质量不好，长期使用后会变质而失去弹性，甚至并裂，造成漏水而受潮。吸湿器安装不合理，如果年久失修，硅胶失效，当气温突变湿度加大时，潮气会进入互感器，致使绝缘下降，水分进入器身造成水击穿。器身设计、材料选用及加工工艺等存在问题，如110kV及以上电压互感器，多采用漆包线，有的绕制工艺不严，线圈变形，线匝交叉重叠，绕制时松紧不一，或层间绝缘厚薄不均，就可能产生层间或匝间短路引发互感器爆炸；选用材料质量不好，如220kV的电容型结构电流互感器，选用的电缆如果绝缘性能差则易引发故障，又如电压互感器支持绝缘板选用材料的吸水性大，加之没有经过浸油处理，绝缘性能就差，也易造成击穿引发故障

15、。电压互感器器身支撑板质量不良，运行时开裂，发生局部放电继而扩展成对地击穿。串级式电压互感器铁芯结构有缺陷，夹紧螺杆有悬浮电位或螺线有尖角而引起局部放电；对有双铁芯的电压互感器，如两铁芯间间距不够，也可能造成运行中爬电闪络引发故障。互感器的引出端子渗漏油或引出端子板绝缘不良也可能造成故障。互感器故障除了制造、材料选用、设计和出厂试验把关不严等原因外，还与运行维护不及时，发现问题处理不及时，以及年久失修等有直接关系。二、绝缘试验检测互感器故障的方法1通过油的色谱分析可以判断出互感器局部放电和过热性故障。2当互感器密封不良受潮时，如果绝缘电阻测量值降低即说明绕组整体或局部受潮或劣化。对电容型电流互

16、感器，如果末屏对地绝缘电阻低于1000m，则应测量末屏对地的tg，当其值超过3时，则互感器底部可能有水，同时应注意与互感器历年来的数据作比较和综合分析。3电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值比较，如差值超过5则应查明原因。当进水受潮时，因水的介电常数大于互感器绝缘材料的介电常数，故实测的电容量比未进水受潮时大；当局部放电而使电容元件击穿时，电容量会因元件减少而增加，所以测量末屏电容量的大小是监测电容型电流互感器绝缘的重要方法。4用tg诊断互感器的绝缘状态。(1)tg分析要注意监测标准，同时要重视其增长率。例如实测某电容式电流互感器的tg为14(规程标准为15)，两年前实测该互感器的tg为041

17、，其增长值达34倍，但如果认为本次测量值未超标，就不予以重视，结果必然会导致互感2S发生故障，笔者甚至认为互感器tg的增长率比其绝对值更为重要和关键。此外对此类互感器还可以比较主屏和末屏的介损及绝缘电阻判断受潮的程度。如某电流互感器主屏的tg=03，绝缘电阻R=5000m，末屏对二次及地的tg =41%，绝缘电阻R=150M，说明外层绝缘受潮但潮气未进入主绝缘，吊芯后发现箱底有水。(2)tg 与温度的关系。对于油纸绝缘的互感器。tg与温度的关系取决于油纸的综合性能，良好的绝缘油是非极性物质，油的tg 主要是导电损耗，随温度的升高指数上升，纸是极性介质，其tg 随偶极子的松弛而损耗减小，故纸的t

18、g 在-4060的范围内随温度增加而减小，因此在此温度范围内油纸绝缘的tg 应无变化，不必进行温度换算，当温度上升到6070及以上时，电导损耗的增长占主导地位，tg 便随温度的升高而增大，此时就需进行温度换算，而不宜简单采用充油式设备的换算方式。当油纸中残存有较多水分与杂质时，tg 与温度的关系就不同于上述情况，此时介质损耗以离子电导损耗占主导地位，tg 随温度的升高而明显增大。如两台LCLWD3-220型电流互感器，接通50的电流5h，比较通电前后tg 的变化情况为：tg 初始值为0.53的一台无变化，tg 为018的一台则上升为1.1。这说明初始值为018的电流互感器绝缘已有缺陷，故其tg

19、 随温度的升高而增大。因此当常温下测得的tg 值较大时，就应该考察其较高温度下tg 的变化情况，若在较高温度下tg有明显增加，则其绝缘存在缺陷。(3)tg与电压的关系。良好绝缘的互感器，其tg 随电压升高应无明显变化，如果有变化则说明绝缘存在缺陷。因此在预试规程中规定了试验电压由10kV升到Um1.732时，如果tg 的增减量超过3，则该互感器就不宜继续运行。(4)测量电压互感器绝缘支架tg 的重要性串级式电压互感器的铁芯具有一定的电位，由绝缘支架承受，一旦绝缘支架在生产压制过程中工艺把关不严，在运行中就有可能发生事故。近几年来的运行情况表明：绝缘支架的tg 大于10的互感器，解体后其绝缘支架

20、均有缺陷，受潮严重的甚至可以捏出水；有的情况稍好，但中间也已分层，并可观察到有放电痕迹；受潮较轻的绝缘支架表面有麻点状变色，螺孔有放电痕迹。串级式电压互感器的密封不良则易进水受潮，使得绝缘强度明显下降，继续运行则可能引发层匝间和主绝缘击穿故障；如固定铁芯的绝缘支架材质不好，分层开裂内部形成气泡，则在运行电压的作用下气泡发生局部放电，进而整个绝缘支架闪络。在实际工作中采用末端屏蔽法测量绝缘支架的tg 时，此时一端及底座接地，如果小瓷套或二次接线板受潮脏污时产生的测量误差被屏蔽，则一次静电屏对二次和辅助二次绕组及绝缘支架的tg 均检测不到，但可测量到下铁芯柱上一次绕组对二次和辅助二次绕组的tg ，

21、若该处的tg 值大于25则应查明原因，若其值大于4且增量较大时，则可以断定该互感器必有缺陷。三、110kV及以上互感器故障的处理方法110kV及以上有缺陷的互感器的处理方法主要有吊芯检查、修渗漏、更换密封垫、换油、真空干燥、结构改进等。对于器身受潮轻微且只能在现场处理的，一般采用真空热油循环处理，当热油进入互感器内部后，绝缘介质受热，其内部水分就会蒸发，由互感器顶部及滤油机排出，通过不断的循环达到干燥的目的。采用真空干燥处理受潮器身时，真空度要维持在750mmHg柱以上，器身进入烘房后，温度要从低到高缓慢增加。温度在40时烘48h，到60时烘48h，到75时48h，最后到95时，每小时应探测绝

22、缘电阻一次，当其值在68h保持不变或变化不大时，则真空干燥完毕。实践证明，把烘房上下限温度调节在10时，干燥效果最好，应当注意的是在干燥过程中为防止密封垫受热老化，要将其取下，并把一次末端和二次出线端小瓷套松开。对储油柜密封不良及密封胶囊质量较差的，可以采用加装波纹膨胀器的方法来改变密封性能；对二次板受潮导致的tg 偏大的问题，可以通过更换原二次接线板，更改二次出线小套管的办法解决。四、结束语通过对互感器的检查及对试验数据的分析，可以判断出互感器的故障情况，从实际对故障设备的解体大修情况来看，与笔者所述基本吻合，但高压互感器的故障情况种类繁多，原因错综复杂，还需要在运行实践中不断总结、创新经验

23、。摘要：针对电容式电压互感器的特点，介绍运行中的电容式电压互感器二次失压后，现场故障的定位分析、综合判断和试验方法，故障处理办法，对结构和制造工艺提出了减少此类故障的改进方案。 关键词：电容式电压互感器 故障分析 处理 改进方案 1引言电容式电压互感器由电容分压器和中间电压电磁单元组成，可兼顾电压互感器和电力线路载波耦合装置中的耦合电容器两种设备的功能，同时在实际应用中又能可靠阻尼铁磁谐振和具备优良的瞬变响应特性等1；故近几年在电力系统中应用的数量巨大，不仅在变电站线路出口上使用，而且大量应用在母线和变压器出口上代替电磁式电压互感器。电容式电压互感器一般适用于110kV及以上电压等级，由于受设

24、计制造经验、工艺水平和原材料等多种因素的限制，投运后发生故障，就会影响电网安全运行；由于运行环境和电压等级的影响，特别是500kV的设备，由于个头高大，引线沉重，拆头电气试验的难度大；特别是在设备故障状态下，由于受停电范围的限制，各种电磁干扰严重，通过常规电气试验方法准确判断故障部位就更加困难；本文通过对一只500kV电容式电压互感器在运行中二次失压后，在现场对故障进行分析判断、对试验方法、现场修复和改进方案的介绍，给出现场遇到电容式电压互感器类似故障的分析处理方法，以及设备在不拆头状态下查找故障的试验方法。2故障现象1996年2月山东淄博500kV变电站，500kV线路A相电容式电压互感器在

25、电网正常运行条件下，发生故障，与之相关的保护误发信号，3个二次电压线圈全部无电压输出。该电容式电压互感器型号为TYD500 -0.005H，1994年7月产品，为了便于故障分析的情况说明和论述，首先给出其结构原理图如下： 该电容式电压互感器由4节瓷套外壳的电容分压器和安装在下部油箱的电磁单元两部分构成，其中C11，C12、C13分别安装在13节瓷套内，C14和分压电容C2共装在第4节瓷套内；其电容量分别为：C1119499pF，C1219703 pF，C1319868 pF，C14和C2串联后的电容量为19636 pF（其中C1423856 pF，C2116920 pF），油箱电磁单元中变压器

26、的一次端A在第4节瓷套内，连接在C14和C2之间，3个二次绕组的接线端子al xl，a2 x2，afxf通过接线盒引出，X端在出线盒接地。 故障发生后，在运行状态下，电气试验人员分别直接对3个二次电压线圈进行输出电压测量，确认电压输出为零（正常状态分别为和100V），现场检查电容式电压互感器外观正常也无异音现象。3故障原因的判断分析由其工作原理可知，分压电容器C2和油箱电磁单元正常状态下，承受的额定电压为13kV，而整台电容式电压互感器承受的电压为500/KV;如电磁单元部分对地短接，不承受13kV的电压，二次将失去电压输出，对设备整相承受电压的能力影响较小。而假设电容分压器C11，C12、C

27、13，C14的其中之一存在缺陷，该节将承受较低的电压，其它节承受的电压升高，会造成整台设备运行异常，有二次电压输出但不是正常值，设备会有异音发出或损坏。如果电磁单元的变压器一次端断线，电压将不能正常传递，二次失去电压输出；若C2的电容量变大，二次电压输出且会降低。由此可见，在电容式电压互感器能够承受系统正常电压的前提下，结合其结构特点，可以确定二次失去电压的原因与电容量的变化无关，第13节瓷套和第4节瓷套中的C14电容本身正常，故障原因可能为： （1）电磁单元变压器一次引线断线或接地。 （2）分压电容器C2短路。 （3）和电磁单元中变压器并联的氧化锌避雷器击穿导通。 （4）油箱电磁单元烧坏、进

28、水受潮等其它故障。 随后对设备停电，通过电气试验对故障原因进一步具体分析。4电气试验分析原因由于设备高大，引线沉重，周围设备全部带电，拆除引线的难度和危险性都比较大，故本次试验采用不拆头的电气试验方法。41试验方案1在电容式电压互感器上端H点接地状态下，从二次线圈al xl反向加压，在第4节瓷套上端B处直接测量一次电压（可用测量变压器T，电容式分压器或周围停电的其它相电容式电压互感器），试验接线见图2。 图2中C11，C12，C13串联后的电容量Cla1（1C111C121C13）6563pF若在二次线圈al xl上，加Ua1xl10V的电压，在电容式电压互感器正常状态下，B点测的电压的理论值

29、UB，而原理图中：即B点应测量到177kV的电压。 但在实际加压过程中，电磁单元变压器二次侧电流急剧上升，试验变压器过流掉闸，电容式电压互感器的B点测不到电压，进一步说明分压电容器C2或油箱电磁单元部分短接，电压不能反向传递。42试验方案2从B点加压进行电容量和介质损失角的测量，考虑现场的电磁干扰严重，采取故障相和非故障相比较法，由于XLXc故可忽略电磁单元变压器电感影响，试验接线见图3。 上述接线在无故障状态下，B和E两点间的电容量为C11、C12、C13串联和C2、C14串联再并联的电容量；理论计算值CCla1（1C21C14）26199pF。若A点接地，B和E两点间的电容量为C11、C1

30、2、C13串联和C14并联的电容量；理论计算值CClaC1430419pF，显然C应该大于C；现场实际测量的结果为： 故障相：C30904 pF，介质损失角小于01 非故障相：C26289 pF，介质损失角小于01 同样C大于C，得出和理论计算值相同的结果，而介质损失角正常，进一步证实了电容式电压互感器无二次电压输出，与分压器电容量的变化及各类断线无关，而是由电磁单元变压器一次接地引起。5解体检查与故障处理根据试验分析的结论和综合判断情况，在怀疑电磁单元变压器一次接地可能由并接的氧化锌避雷器击穿导通引起的同时，准备好氧化锌避雷器和一些常规绝缘材料，将电容式电压互感器第4节瓷套和底座油箱单元解体

31、检查；发现电磁单元变压器至分压电容器之间的联结线因过长而与箱壳碰接，并有明显的烧伤放电痕迹，分别测量电磁单元变压器和氧化锌避雷器的绝缘电阻均在10G以上。随后将该联结线缩短，并用绝缘材料包扎固定，回装完毕后，再用试验方案2测量其电容量和介质损失角，C26371pF，介质损失角小于01，测量结果与相邻非故障相及理论计算值基本一致，投入运行后运行正常，该故障点消除。6结束语 61由于电容式电压互感器本身的结构特点，现行产品电磁单元变压器的一次联结点在瓷套内部，不可拆卸，在预防性试验和故障分析时，无法直接对电磁单元的特性和绝缘状态进行分析检测，在对产品有怀疑时，可参照上述试验方案对比分析。62建议制

32、造厂改变设计，将电磁单元变压器的一次联结点A点通过小套管引出（目前已有部分产品采用），便于用户直接测量电磁单元的绝缘电阻、介质损失角和电容量等参数。63电磁单元变压器的接地联结点X点是引至二次接线盒接地的，可在试验时打开接地点，直接测量电磁单元变压器、氧化锌避雷器和电容分压器C2的绝缘性能，同时X点引出后，运行单位可通过X点进行在线或带电测量电容式电压互感器运行过程中的容性泄漏电流。64安装在线路上的电容式电压互感器由于停电检修困难，故障后的影响面广，解体检查修复的周期相对较长，建议制造厂加强最下节瓷套和油箱电磁单元电气联结部分的绝缘强度，严格设计工艺，保持各联结线对地及器件之间的距离，必要时由裸导线更换为绝缘导线（或进行绝缘包扎），严格出厂试验和外协器件的质量把关，确实有效地防止类似故障的发生。 参考资料1GBT47031984电容式电压互感器S2盛国钊等19951999年电容式电压互感器的运行及故障情况分析J电力设备，2001，（2）3DLT5961996电力设备预防性试验规程S