1　爆炸情况
　　洪沟站500 kV第一串至第四串所有开关均处于运行状态，500 kV普洪Ⅰ、Ⅲ线，洪龙Ⅰ、Ⅱ线，洪陈Ⅰ、Ⅱ线在运行状态；由于500 kV普洪Ⅱ线尚在基建中，5031和5032开关没有带普洪Ⅱ线线路负荷。500kV母线电压为523 kV。事故发生当天，洪沟站500kV系统没有进行任何倒闸操作，天气晴朗。
　　2000年5月19日16时11分，500 kV第三串5032开关C相电流互感器发生爆炸并发生火灾，电流互感器中约3 t变压器油和绝缘纸一起燃烧，40min后扑灭了明火，由于现场组织得力，明火没有蔓延到电缆沟，没有造成更大的后果。
　　发生爆炸后，5031和5032开关的保护全部正常动作，没有扩大事故，5031和5032开关是普洪Ⅱ线的出线开关，由于普洪Ⅱ线没有投运，该次事故没有损失负荷。
　　除已爆炸的电流互感器外，相邻的三只电流互感器的外瓷套部分损坏，一台500 kV刀闸严重损坏，五台刀闸部分绝缘瓷瓶损坏，少量控制电缆烧损。
　　发生爆炸的电流互感器外瓷套完全炸碎，但是，电流互感器的防爆玻璃完好无损。最远爆炸碎片飞了72 m。
2　爆炸设备
　　该台电流互感器在交接试验时，油中含有乙炔，并超过注意值，达1．3×10^－6，厂家对此问题的答复是这台电流器在出厂时由于漏油，对它进行了补焊，可能是补焊时产生的乙炔，厂家在现场进行了47 h冲氮脱气处理，含气量由3．05％降到了2．6％，乙炔也降到0．2×10^－6。在1999年7月27日预检中发现，该电流互感器的乙炔又增大到1．01×10^－6，1999年8月13日又跟踪取样测试，乙炔为0．91×10^－6。厂家认为，电流互感器本身没有问题，同时在有停电机会的时候，可以将油中的乙炔气体脱掉。该电流互感器的其它试验数据无异常。该电流互感器爆炸后，2000年5月21日，四川省电力公司和制造厂共同对爆炸原因进行了初步分析，经过查看损坏设备和认真分析讨论认为：该台电流互感器存在制造固有缺陷，由于产品质量原因造成这台电流互感器在正常运行中，内部发生突发性绝缘击穿短路，引起互感器爆炸。
　　其后，邀请国内有关专家对该电流互感器进行了分析，其结论是：
　　1）该电流互感器在制造过程中存在绝缘包扎缺陷，主要体现在零屏外，直径从98 mm到126 mm范围内的绝缘包扎有断层、凹坑现象。
　　2）由于电流互感器绝缘层包扎缺陷引起局部放电，导致电流互感器内部绝缘层损坏，最后发生爆炸。
3　有关问题讨论　　
　　该公司的500 kV电流互感器在2000年发生了三次爆炸，另两台电流互感器解体的情况也是绝缘包扎有缺陷。
　　500 kV系统是电网的骨干网，同类设备在川渝电网中有93台，如何搞好该类设备的绝缘监督，避免同类事故的发生，是大家关心的问题。
3．1　质量管理
　　同类设备连续三次发生爆炸，说明该厂在绕制绝　　缘时确实存在工艺控制不严，只有制造厂家提高产品质量，消除设备的固有缺陷，才能保证设备安全运行。在产品制造过程中，一次线圈的包扎主要是将宽16mm厚0．2 mm的电缆纸带，半叠均匀绕在一次绕组上，每台需包扎约两百多层，因此，工人对绕制工艺的执行好坏直接影响到产品质量。发生事故后，制造厂家在一次线圈绝缘绕制工序中从五个方面进行了质量整改，加强了对一次绕组绝缘包扎的质量监督管理。
3．2 局部放电试验
　　对于这种缺陷，用局部放电试验可以比较有效地发现缺陷。在现场，由于试验电压较高，现场电场干扰大，电晕放电噪音大，基本上无法进行该项试验。因此，要认真作好出厂试验中局部放电试验，从技术上把好质量关。
　　国家标准对局部放电试验有两个程序，即程序A和程序B。
　　程序A：工频耐压试验之后，在降压过程中，降到局部放电测量电压，在30 s内测量局部放电量。
　　程序B：工频耐压试验后，进行局部放电试验，施加的电压是工频耐压的80％，持续时间不少于60 s。然后，直接降到规定的局部放电测量电压，在30 s内测量局部放电量。
测量电压Um时，局部放电量不大于10 pC，测量电压为（ 1.2Um/)时局部放电量不大于5 pC。
　　该电流互感器的厂家是按照程序B进行的。这些设备出厂试验的局部放电量合格，为什么运行后又发生事故？厂方对此进行了分析和对比试验，认为一是由于局部放电测量是在工频耐压试验后进行，可能在680 kV时激发的局部放电已经消失。二是局部放电测量的预加电压较低，不能激发局部放电。因此，厂家改进了局部放电的试验方法：加电压680 kV做工频耐压试验，耐压1 min，降至550 kV。1min后，测量局部放电量，其值不大于5 pC。
　　据厂家介绍，按新试验程序发现，通过新程序的电流互感器绝缘包扎良好，符合图纸及工艺要求。而未通过新程序的产品，绝缘包扎有断层，内侧起棱现象。
3．3　油色谱
　　厂家对油色谱进行了一定的分析，对新局部放电试验方法，查处有问题的两台产品，反复做了局部放电试验和色谱分析，其结果如下：当放电量达到10万pC时，加压40 h，油色谱中乙炔从0上升到1．5×10^－6。
4　运行中监督
　　该厂的这种型号的产品已经运行了二十多年，全国目前已有600多台在运行，1997年发现1993年、1994年出厂的产品，有由于混油问题（大连油和锦西油混用）造成的介损上升问题，目前又出现绝缘包扎的问题。由于在现场无法检测哪些设备的绝缘包扎存在缺陷，因此，洪沟站的同类设备全部回厂重新包扎绝缘，按照新的局部放电测量方法测量局部放电，确保产品质量。
　　这批电流互感器投运后，由于油色谱超标，现场充氮脱气处理了两台次，同样由于油色谱超标，更换了3台，新安装时由于二次绕组绝缘电阻不合格（为0）更换了一台。1999年，一台电流互感器由于油色谱中氢（H₂）含量超过20，000×10^－6，解体检查发现CT内部一次引线的螺丝松动造成氢含量超标。
　　这批电流互感器投运后的油色谱中都含有乙炔（C₂H₂）。
　　由于电流互感器绝缘层较多，如果是内层的绝缘包扎不好，出现局部放电，产生的乙炔气体是很难逸出到油中，因此，油色谱检测的及时性和有效性值都较差。但是，仍然发现爆炸的电流互感器的色谱数据和其它电流互感器之间的差别，增长速度和绝对值比其它的要大。目前，已将注意值定为0．6×10^－6，检测周期改为3个月1次。标准中没有规定油中含气量，如果油中含气量大，可能出现油中的局部放电，产生乙炔，这对用乙炔发现油纸绝缘中缺陷是不利的，因此应该控制油中含气量。