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贵州盘南电厂2225022开关A相
文章来源：肺曲菌病 发布时间:2017-10-14 3:46:17 点击数： 次
一、事件经过
年2月22日14点24分30秒，贵州粤黔电力有限责任公司（以下简称盘南电厂）开关间隔A相电流互感器爆燃，造成第二串A相接地故障，盘换乙线主一、主二保护动作跳、开关A相，接着跳、开关三相。
14点24分30秒，2号发变组A、B套主变差动保护和短引线差动保护跳闸，跳、开关，甩负荷MW；汽机跳闸、锅炉MFT动作正常，厂用电切至备用电源,汽机锅炉侧保护联锁动作正常。
14点24分30秒，开关合闸，4号发变组误上电、程跳逆功率t1，1s后开关分闸。
14时24分31秒，1号发变组短引线差动、1号发变组主变差动保护动作于全停出口，、开关跳闸，甩负荷MW；汽机跳闸、锅炉MFT动作正常，厂用电切至备用电源,汽机锅炉侧保护联锁动作正常。
14点24分32秒，盘换甲线主一、主二保护动作，开关跳闸。
14点24分34秒，3号机汽机转速飞升至.75r/min，机械超速保护动作跳闸；14点24分35秒，发变组A柜复合电压过流保护动作于发电机解列灭磁；14点24分36秒，开关分闸，锅炉MFT动作正常，厂用电切至备用电源,汽机锅炉侧保护联锁动作正常。
（一）事件发生前运行方式
盘南电厂kV主接线为3/2接线，2、3号机组正常运行，均接带负荷MW；1号机开机升负荷过程中，接带负荷MW；4号机组热备用；kV升压站Ⅰ母、Ⅱ母线正常运行；kV盘换甲线、盘换乙线正常运行。主接线方式见图1。
（二）事件前CT运行及缺陷情况
盘南电厂总装机为4×MW亚临界机组，1、2号机组于年投产，3、4号机组于年投产，kV主接线为3/2接线，升压站共计27台CT，机组投产时为上海MWB公司生产的SAS型CT（SF6）,投产运行后由于多台CT出现硅橡胶裙边龟裂，贵州电科院测试时发现光指数/分钟超标。由于同型号、同一厂家CT在国内事故频繁，-年期间，盘南电厂将CT更换为特变电工（沈阳康嘉）互感器有限责任公司生产的AGU-型CT（油浸式），具体参数见表1。
年kV升压站CT全部更换完毕，更换后CT在年1月19日及年1月21日相继发生爆燃，其中：首台故障产品（B相）投运时间为年8月29日，故障时间：年1月19日7点23分，累计运行时间1年零5个月；第二台故障产品（B相）投运时间为年4月11日，故障时间：年1月21日20点39分，累计运行时间为9个月。故障发生后由国家变压器质量监督检查中心、国家电网公司电科院、广东省电科院、贵州省电科院、粤电集团公司、盘南电厂、CT生产厂家（特变电工（沈阳康嘉）互感器有限责任公司）专家进行了专项分析，经专家组讨论及抽样解体情况分析，推断CT故障为产品器身包扎分散性和运输冲击，造成局部绝缘质量问题，处理方案为kV升压站CT分批次返厂解体检查、检修和试验，所有返厂CT按照《电气预防性试验规程》及《电气设备交接试验规程》执行试验检测。
1.故障前CT试验检验情况
年1月CT爆燃后，对所有CT按照标准全部进行了试验，试验合格后投入使用，结合间隔停电检修安排，逐步进行CT的返厂检修和复装工作，在此期间，制定了CT运行维护措施，并按要求开展。截止年1月4日，全厂27台CT已完成24台返厂检修，返厂检修后的CT按照《电气设备交接试验规程》要求开展试验，试验均合格并已投入使用，目前只剩kV盘换甲线CT三相未拆除返厂检修，根据厂家检修进度安排预计年3月中旬将返厂检修CT运送到盘南电厂，CT到场后再根据线路停电安排更换。投运后的CT运行中按要求定期开展油位检查、红外测温工作，停运后对一次设备进行清扫，取油样进行油色谱分析，所有检查项目均正常。
2.本次爆燃CT情况
（1）返厂检修情况
A相CT于年4月2日返厂检修，CT返厂后由厂家重新取油样分析，并将CT解体检修，修后的出厂试验合格。年6月检修完成后运至现场安装，安装前盘南电厂按照《电气设备交接试验规程》开展交接试验，所有测试数据均合格，安装后于年7月14日投入该CT运行，到发生爆燃事件时，运行时间7个月，断路器操作仅有3次。A相CT运行期间，盘南电厂严格按照相关规范进行巡查、红外测温、油样化验等工作，未见异常。其中最近一次的红外测温工作于年1月17日开展，最高油温仅为7.4℃，最近的一次油色谱分析于年2月21日开展。
（2）爆燃情况
年2月22日，A相CT（出厂编号：15A-1）运行中发生爆燃，爆燃照片见图2。
图2：CT现场爆燃照片
（3）解体情况
年2月25日，对发生爆燃的A相CT进行解体检查，检查情况如下：
a)外部件及绝缘表面情况：产品器身从瓷套中取出，外部件及绝缘表面未发现放电痕迹，检查照片见图3。
b)直线部分解剖情况：发现绝缘在高压屏与3主屏之间的第4、5、8以及第11和第14端屏（自外向内）内部绝缘上放电痕迹，其它端屏大部分也有痕迹，较这几个端屏内绝缘上痕迹较轻；3主屏与2主屏之间的端屏内绝缘上无放电痕迹；2主屏与1主屏之间第1、2、3个端屏，向内的第15个端屏内部绝缘上有放电痕迹，其中第15端屏内部绝缘的放电痕迹面积较大；1主屏与零屏之间的部分端屏下端绝缘上有放电痕迹，个别痕迹重，绝缘结构示意图见图4。
图4：倒立式电流互感器主绝缘结构示意图
c)二次绕组及封闭铝壳：环部绝缘去除后，发现铝壳边缘有轻微放电烧蚀痕迹，但铝壳内部对应位置光滑，检查图片见图5。
图5：铝壳边缘有轻微放电烧蚀痕迹及二次线圈表面照片
（4）初步原因分析
产品存在绝缘缺陷或其他隐患，投入运行后，操作电压激发产品内部出现局部放电，过度损伤的绝缘没有能力熄灭局部放电，致使投入运行后局部放电始终存在。局部放电产生的气体向产品上部聚集，聚集的气体放电又加重的局部放电，形成恶性循环。严重的局部放电产生了大量气体在产品头部形成很高的压力，涨破了储油柜及膨胀器，破裂同时起火。
（三）事件前保护设备运行及定检情况
1.主设备运行情况和保护投运情况
kV盘换甲线、盘换乙线，1-4号机组保护装置均运行正常，保护按照要求投入，保护按照定值单要求正确整定，具体投入保护情况见表2。
表2：保护装置投运信息表
装置
型号
设备厂家
版本
定值单编号
投运状态
kV盘换甲线主一保护
RCS-DMMV
南瑞继保
R6.20
16-盘南厂-盘换甲线-RCSDMMV-01
正常投运
kV盘换甲线主二保护
PSLGW
国电南自
4.2
10-盘南厂-盘换甲线-PSLGW-01
正常投运
kV盘换甲线辅A保护
RCS-A
南瑞继保
2.00
08盘盘换甲线-RCS-A-01
正常投运
kV盘换甲线辅B保护
SSR-
国电南自
2.02
08盘盘换甲线-SSR-01
正常投运
kV盘换乙线主一保护
RCS-DMMV
南瑞继保
R6.20
16-盘南厂-盘换乙线-RCSDMMV-01
正常投运
kV盘换乙线主二保护
PSLGW
国电南自
4.2
10-盘南厂-盘换乙线-PSLGW-01
正常投运
kV盘换乙线辅A保护
RCS-A
南瑞继保
2.00
08盘盘换乙线-RCS-A-01
正常投运
kV盘换乙线辅B保护
SSR-
国电南自
2.02
08盘盘换乙线-SSR-01
正常投运
1号发变组保护A套
DGT-B
国电南自
V1.2
粤黔电继16-01
正常投运
1号发变组保护B套
DGT-B
国电南自
V1.2
粤黔电继16-02
正常投运
2号发变组保护A套
DGT-B
国电南自
V1.2
粤黔电继16-01
正常投运
2号发变组保护B套
DGT-B
国电南自
V1.2
粤黔电继16-02
正常投运
3号发变组保护A套
DGT-B
国电南自
V1.2
粤黔电继16-07
正常投运
3号发变组保护B套
DGT-B
国电南自
V1.2
粤黔电继16-08
正常投运
4号发变组保护A套
DGT-B
国电南自
V1.2
粤黔电继16-07
正常投运
4号发变组保护B套
DGT-B
国电南自
V1.2
粤黔电继16-08
正常投运
2、发变组、断路器和线路保护定检情况
根据年度继电保护装置定检滚动计划，厂内主设备继电保护设备在定检周期范围内，上次主设备保护装置均检验合格，保护装置定检情况见表3。
表3：保护装置定检情况表
保护名称
上次定检
日期
上次定检类型
计划定检
日期
计划定检类型
盘换甲线主一保护
年4月
全检
年4月
部检
盘换甲线辅A保护
年4月
全检
年4月
部检
盘换甲线主二保护
年4月
全检
年4月
部检
盘换甲线辅B保护
年4月
全检
年4月
部检
盘换乙线主一保护
年4月
全检
年4月
部检
盘换乙线辅A保护
年4月
全检
年4月
部检
盘换乙线主一保护
年4月
全检
年4月
部检
盘换乙线辅B保护
年4月
全检
年4月
部检
1号机发变组保护A柜
年7月
全检
年7月
部检
1号机发变组保护B柜
年7月
全检
年7月
部检
1号机发变组保护C柜
年7月
全检
年7月
部检
2号机发变组保护A柜
年6月
部检
年6月
全检
2号机发变组保护B柜
年6月
部检
年6月
全检
2号机发变组保护C柜
年6月
部检
年6月
全检
3号机发变组保护A柜
年10月
全检
年10月
部检
3号机发变组保护B柜
年10月
全检
年10月
部检
3号机发变组保护C柜
年10月
全检
年10月
部检
4号机发变组保护A柜
年8月
全检
年8月
部检
4号机发变组保护B柜
年8月
全检
年8月
部检
4号机发变组保护C柜
年8月
全检
年8月
部检
（四）事件经过及分析
年2月22日14点24分30秒，盘南电厂开关A相电流互感器爆燃，导致三台机组和两条线路跳闸。继电保护动作时序图见图7。
图7：继电保护动作时序
1.盘换乙线及2号发变组保护动作分析
kV盘换乙线保护及2号发变组保护动作过程如下，保护动作时序图见图8：
（1）A相CT故障11ms后盘换乙线主一保护RCS保护A相电流差动及A相距离I段动作，同时27ms盘换乙线主二保护PSLGW接地距离I段动作,跳开A相和A相开关。
（2）38ms后,故障发展到机组范围内，2号机发变组A柜、B柜主变差动、短引线差动动作跳和三相。
（3）ms后，盘换乙线主一保护电流差动保护动作跳开关ABC三相。
图8：kV第二串保护动作时序
2.盘换甲线及1号发变组保护动作分析
kV盘换甲线保护及1号发变组保护动作过程如下：
（1）A相CT爆燃产生的浓厚油烟向V升压站第一串方向持续扩散到CT两侧（见图9）。
（2）故障发展到1号发变组范围，ms后#1号主变引线C相放电，电流突变，电压降低。1号主变保护AB两套的主变差动、引线差动保护动作跳开、开关。
（3）ms后，故障点发展成BC相短路，甲线主一保护RCS电流差动及距离I段动作保护跳三相，甲线开关跳开，同时ms甲线主二保护永跳。保护动作时序图见图10
图10：第一串保护动作时序
3.3号发变组保护动作分析
3号发变组保护动作过程如下，保护动作时序图见图10：
（1）盘换甲线、乙线跳闸后，3号机组负荷不能送出，导致发电机转速最高升至.75转/min（折合频率为54.18Hz），汽轮机超速保护跳汽轮机，汽机跳闸后联启电动给水泵。
（2）3号机电动给水泵电机容量为kW，启动时最大一次电流达到A，A高厂变高压侧最大电流达到A，折算到二次侧电流达到4.09A，达到高厂变A复压过流保护电流启动值；当时电压频率由于发电机转速上升已经发生变化，当频率变化时，发变组保护装置检测计算所得到负序电压也会发生变化（具体试验数据见表4），保护动作时，保护装置采集并计算出的负序电压为8.47V,达到高厂变A复压过流保护动作负序电压启动值，高厂变A复压过流保护正确动作。
图10：kV第三串保护动作时序
4.开关的动作及检查情况
事件发生前，、开关处于热备状态。在kV第二串A相CT爆燃的同时，kV第三串开关偷合。对开关偷合的原因进行了排查：
(1)检查开关合闸回路是否存在寄生回路
对开关合闸回路是否存在寄生回路进行核查，核查现场接线与设计图纸是否相符，并检查控制电源投、退并测试回路电压，来判别合闸回路是否存在寄生回路，测试数据见表5。
表5：测试数据
上端头
之间直流电压
下端头
之间直流电压
上端头
正极直流电压
上端头
负极直流电压
下端头
正极直流电压
下端头
负极直流电压
4DK1投，4DK2退，
测量4DK2电压
.8V
0V
+58V
-54V
-0.6V
-0.6V
4DK2投，4DK1退，
测量4DK1电压
V
0V
+77.8V
-28V
0V
0V
注：4DK1为第一路控制电源，4DK2为第二路控制电源。
通过检查，现场接线与设计图纸相符，同时当断开单路控制电源后，另外一路控制电源下端头电压为零，二次不存在寄生回路。
（2）回路绝缘测试
采用绝缘电阻表V电压档进行绝缘测试，在开关保护屏柜右侧4D端子排中将-a、-b、-a、-a合闸回路（3号机组同期合闸、4号机组同期合闸、网监合闸、操作箱出口）电缆芯拆开进行绝缘测试，绝缘测试值见表6：
表6：回路绝缘测试值
排查回路
正极对地
负极对地
正、负极之间
#3机同期至开关保护4D端子排a电缆的合闸回路
M?
M?
M?
#4机同期至开关保护4D端子排b电缆的合闸回路
M?
M?
M?
网络监控系统至开关保护4D端子排a电缆的合闸回路
14.5G?
12.4G?
18.9G?
开关保护4D端子排至开关本体a电缆的合闸回路
M?
97M?
M?
断开开关4DK1、4DK2控制电源，然后将-a、-b、-a、-a合闸回路电缆芯恢复至端子后再进行测量正电、负电、负电R回路绝缘电阻值，测试值见表7：
表7：断开电源后回路绝缘测试值
回路
回路
R回路
40.5M?
75.2M?
55.2M?
根据《Q/CSG-南方电网继电保护检验规程》对二次回路绝缘的要求，二次回路绝缘电阻应大于1M?，此次测量各回路电缆对地绝缘值均合格。
(3)直流电源系统核查
调取年02月22日14时30分前、后网络直流监控绝缘装置历史记录，没有发现直流接地告警记录。
(4）网络监控系统遥控板、开关FCX22J型操作箱及同期装置检查情况：
a)检查网络监控系统年02月22日14点24分前、后没有发生死机、系统异常现象，将开关测控装置的电源板及遥控板拔下来观察无任何明显的放电现象，也没有积灰的现象，网络监控系统未见异常。
b)检查开关断路器FCX22J型操作箱合闸插件，没有明显的放电痕迹。插件有轻微积灰，不会造成继电器短路动作的可能性。
c)测试开关FCX22J型操作板手合继电器直流电阻、动作电压、返回电压及操作板的合闸继电器的直流电阻、动作电压、返回电压，测试结果见表8。
表8：测试电压数据
端子号
直流电阻值(k)
动作值(V)
返回值(V)
手合继电器
4n7,4n68
20.35
56.4
14.8
合闸监视回路
4n1,4n24
3.5
57
26
注：四方厂家给的标准值为：动作电压在55V～77V为合格。
d)检查3、4号机组同期合闸回路，R、R正、负极端子接线紧固，电缆芯没有裸露部分，没有松动及毛刺情况，端子不会因为抖动接通引起误合闸。
（5）控制回路屏蔽接地检查
a)检查3号机组同期装置至开关保护屏-b电缆、#4机组同期装置至开关保护屏-a电缆、测控装置至开关保护屏-a电缆、开关保护屏至开关汇控箱-a电缆、开关汇控箱至分相操作箱电缆均为屏蔽电缆，两端屏蔽及接地完好。
针对开关偷合的现象，现场已经从以上几个方面做了排查工作，排查过程中未发现异常，说明在静态条件下，开关合闸回路及相关设备状态是完好的。由于盘南电厂kV升压站第三串带有3、4号两台机组，机组同期装置距离升压站距离约５００米，合闸回路继电器功率较小，计算值仅有０.１７Ｗ，在站内发生大电流接地的特殊电磁环境下，极易受到电磁场等外部因素的干扰，造成开关误合的现象，继电保护反事故措施对长电缆跳闸回路有相关增加出口继电器动作功率的反措要求，但对长电缆合闸回路功率没有具体的要求。
（五）事件处置情况
1.运行方式的恢复情况
事件发生后，立即启动《全厂停电事故应急处理预案》，相关人员立即前往kV升压站进行应急处置，经检查确认1、2、3号发变组保护及盘换甲、乙线线路保护正确动作，将发生故障的断路器间隔进行隔离。对盘换甲线受油烟影响发生放电的断路器间隔进行隔离，并进行人工清污后进行检查试验，除隔离的、断路器间隔，kV升压站具备复电条件。
22日20时11分兴仁站向盘换甲线充电正常，20时13分盘南电厂用开关对kVⅡ母充电正常，23时44分兴仁换流站向盘换乙线充电正常，23日00时33分盘南电厂用开关对kVⅠ母充电正常，01时04分盘南电厂1号机通过开关并网正常，02时44分盘南电厂2号机通过开关并网正常。
2.、、间隔的试验、检修安排
（1）、间隔于年2月25日转为检修状态，针对、开关及电流互感器按照《电气设备交接试验规程》进行试验，确认设备状态。
（2）对开关进行传动试验。
3.下一步CT及保护装置的工作安排
（1）电流互感器
a）制定更为严格的特殊运维措施，按照标准要求制定检查项目，并对检查项目频次加密，严密监视CT的运行情况。
b）对断路器A相CT进行全面解体检查，进一步分析故障原因。
c）启动CT更换的调研工作。
（2）保护装置
a）大部分保护装置投运年限超过10年，下一步有计划地开展保护装置更换的技改工作，目前kV升压站断路器保护装置和操作箱更换已列入年技改计划。
b）开展长电缆合闸回路上增加大功率继电器或光电接口装置可行性研究，提高合闸回路抗干扰能力，防止开关误合情况的发生。
（六）其他CT隐患排查情况
故障发生后，立即对站内其他CT进行了专项的隐患排查，检查情况如下：
1.油样化验：年2月24日，A相CT故障发生后，盘南电厂立即采取紧急措施，对第一串、、CT，第二串、CT，第三串CT共计18台进行取油样测试分析，所有测试结果均合格，未见异常。
2.油位情况：厂家生产的AGU-型油浸倒立式CT，顶部储油柜油位通过油位显示金属膨胀器最高界面，金属膨胀器共计14格，正常油位指示介于油位表最低与最高油位1/2-3/4区域，所有CT油位界面均在7.5-9.5刻度之间，均正常。
3.温度监测：年2月25日对全站CT进行了一次红外测温，测试温度均满足要求，未见异常。
4.末屏检查：年2月25日对全站27台CT末屏进行检查，检查末屏接地连接完好、且紧固，未见异常。
二、事件原因
（一）直接原因
根据开关A相电流互感器现场解体检查情况，电流互感器放电爆燃，是造成本次事件的直接原因。
（二）间接原因
1.开关A相电流互感器爆燃时产生的浓油烟向V升压站第一串方向持续扩散，扩散范围延申至盘换甲线和1号机发变组引线附近，盘换甲线保护和1号机发变组保护动作，V升压站第一串失压。
2.盘换甲线、乙线跳闸后，3号机负荷不能送出，导致发电机转速和频率上升，汽轮机超速保护跳机，3号发变组保护A高厂变复压过流保护动作，3号机组跳闸。
三、暴露问题
（一）技术方面
1.该型号的电流互感器在年发生过两起类似的爆燃事件，虽然当时组织相关单位、专家组对该事件进行深入的分析，并在之后制定了一系列返厂检修、试验及日常运维措施。从本次事件发生情况来看，说明还该型号电流互感器存在问题还有待进一步分析，接下来需要组织相关专家对该设备存在的问题进一步深入研究。
2.事件发生后，现场应急处理人员对开关A相电流互感器爆燃时产生的油雾扩散准确判断，对V升压站第一串失压原因分析滞后。
3.未及时发现开关误合闸，在初期判断时误认为开关实际未合闸，未进行全方位的信息核实。
4.发变组保护装置在偏离工频工况下负序采样算法不正确。
（二）管理方面
全站失压后，由于现场跳闸设备多、保护动作信息量大，保护动作信息收集、汇总工作时间较长，现场运行值班员和继保人员对事故处理经验不足，未能及时、完整地按照调度机构的规定汇报设备保护动作信息。
四、整改措施
（一）技术措施
序号
技术方面存在的问题
整改措施
电厂责任人部门
完成时间
总调跟进人员
1
互感器爆燃的深层次原因未明确
1.对互感器爆燃的原因再次进行分析，并寻求国内技术专家的支持，找出互感器爆燃的原因。
2.启动互感器更换的调研工作。
生技部
2
互感器爆燃后对相邻间隔设备的影响，可能造成相邻间隔设备故障，导致事故扩大。
1.彻底分析互感器爆燃的原因，从源头杜绝发生类似事件；
2.在设备选型时针对CT故障后对相邻设备的影响进行专项评估。
生技部
3
对防止开关偷合的技术防范措施不全面
在开关合闸回路上增加大功率继电器或同期回路采用光路传输方式
电热部
（二）管理措施
序号
管理方面存在的问题
整改措施
电厂责任人部门
完成时间
总调跟进人员
1
发生全站失电后，整个事件的汇报、处理、信息汇总不及时，影响事件处理
1.每年开展一次全站停电事故应急演练，提高公司事故应急处置能力。
2.对值长、二次班技术人员进行专题培训，提高技术业务水平。
3.在全厂停电事故应急预案中增加电流互感器专项处置预案，并每年开展演练。
安监部
电热部
附件1：“2.22”爆燃现场及设备照片
附件10：年1月19日、21日连续发生两起kV升压站CT爆燃事件后，有关隐患排查和整改情况说明。
一、情况简述
盘南电厂kV升压站27台CT为特变电工（沈阳康嘉）互感器有限责任公司生产的AGU-型CT（油浸倒立式），年1月19日、1月21日B相CT与B相CT运行中相继发生两台CT爆燃。后对站内其他２５台电流互感器进行隐患排查，排查过程中发现C、C相CT绝缘油中氢气含量超标，返厂复查氢气含量超标、且2台CT绝缘油中含有微量乙炔。在返厂解体检查中发现其中1台CT（编号：13A-9）铝管存在碳粉颗粒，经专家组评估2台产品故障为器身包扎分散性和运输冲击，造成的局部绝缘质量问题。
二、工作情况
（１）加密对ＣＴ油位巡检，并建立油位巡检台账，电流互感器金属膨胀器共计14个，正常运行巡检时油位指示应在在7～10刻度。
（２）结合机组检修时，对电流互感器瓷套进行检查及清扫，同时检查电流互感器末屏接地是否完好。
（３）增加电流互感器红外成像检测密度，将周期由6次/年（即：每两月开展1次）提高至每月一次并做好台账记录。
（４）根据《GB/T-一变压器油中溶解气体分析和判断导则》第5.5条规定电流互感器检测周期为1～3年制定滚动计划，结合机组检修开展电气一、二次设备定检及绝缘油色谱分析，以及瓷套清扫检查。
（３）根据南方电网新版的Q/CSG-《电力设备预防性试验规程》按时开展电流互感器预防性试验检查测试，试验中做到不缺项、不漏项。
（４）根据运行方式，在运产品在第一次停电期间，复测电流互感器绝缘油色谱。
（５）新安装电流互感器，除做好交接试验及常规试验测试外，还应做好电流互感器交流耐压及耐压前后绝缘油色谱分析。
(６)盘南电厂将分批将ＣＴ返厂检查、修理和试验，互感器厂家重新生成６台ＣＴ，作为盘南电厂返厂检修时的轮换。
三、整改情况
（１）运行部门每天对kV升压站电流互感器进行巡检，维护部门每周安排人员对油位巡检，并建立了油位巡检台账，电流互感器金属膨胀器共计14个，正常运行巡检时油位指示均在正常的7～10刻度范围内。
（２）结合机组检修，维护部门对电流互感器瓷套进行检查及清扫，同时检查电流互感器末屏接地均完好接地。
（３）每月对电流互感器进行一次红外热成像，未发现温度异常情况。
（４）严格按照交接试验标准，对新安装的电流互感器做交接试验，并委托第三方开展交流耐压及耐压前后的油色谱分析，结果正常。
(５)将厂内所有电流互感器分批全部返厂检查、检修和试验。现已完成８个间隔２４台互感器返厂工作，返回的电流互感器未发现外观损伤。
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