变压器、互感器设备反事故技术措施1

第一章 总则

第一条 变压器、互感器是电力系统的主要设备之一，为准确掌握变压器、互感器设备的运行状况，及时发现设备缺陷，保证变压器、互感器设备安全稳定运行，结合目前运行变压器、互感器设备结构及运行可靠性等实际情况，特制订变压器、互感器设备反事故技术措施。

第二条 本措施适用于分公司系统输变电设施。 第三条 有关术语的解释: （一）变压器、互感器设备简介

1.变压器设备分为两类：油浸式变压器和干式变压器。 2.互感器设备分为两大类：电压互感器和电流互感器。 3.电压互感器按电压变换原理又分为电磁式电压互感器和电容式电压互感器两类，电流互感器按主绝缘介质不同又分为干式电流互感器（35kV母线CT等）、油浸式电流互感器、气体绝缘电流互感器。

第二章 反事故技术措施

第四条 为保证变压器、互感器设备安全运行，必须建立和健全专业管理体系，加强变压器、互感器设备专业的技术管理工作，应认真贯彻和执行如下标准的各项条款。

DL/T596-2005 电力设备预防性试验规程 DL/T573-1995 电力变压器检修导则

DL/T572-1995 电力变压器运行规程 GB/T17468-2008 电力变压器选用导则 GB 1207-1997 电压互感器 GB 1208-1997 电流互感器 JB/T5356-2002 电流互感器试验导则 JB/T5357-2002 电压互感器试验导则

GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 50148-2010 电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范

GB8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 GB/T12022-2006 工业六氟化硫

DL506-2007 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测试方法 DL/T595-1996 六氟化硫电气设备气体监督细则

DL/T639-1997 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则

第五条 加强对变压器、互感器设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内变压器、互感器设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。

第六条 按巡视周期、巡视要求切实做好巡回检查工作，发现异常及时汇报并处理。

第七条 按维护周期、检修规程要求切实做好变压器、互感器设备的检修维护、预试工作，消除设备缺陷。

（一）110kV变压器检查项目为：油枕油位、中性点套管油位检查，法兰、阀门、本体渗漏情况检查，电气连接、外壳接地状况检查，高低压套管、中性点套管检查，温度计状况检查，法兰、阀门连接螺栓检查，瓦斯继电器检查，呼吸器检查，压力释放阀检查，分接开关检查，线圈、铁芯、绝缘材料检查，设备环境检查。

预试项目为：绝缘油色谱分析，绝缘油简化分析，绕组直流电阻测量，绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数测量，绕组的介质损耗因数测量，电容型套管的介质损耗因数和电容值测量，铁芯绝缘电阻测量，绕组泄漏电流测量，绕组所有分接的变比测量，套管中的电流互感器绝缘电阻试验，交流耐压试验，局部放电测量。

(二)树脂绝缘干式变压器检查项目为：铁芯及其接地检查，线圈检查，分接头检查，绝缘检查，垫块检查，电流互感器检查，绝缘子检查，电气连接螺栓检查，铁芯夹件检查，外壳检查，设备环境检查。

预试项目为：绕组直流电阻测量，绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数测量，铁芯绝缘电阻测量，绕组所有分接的变比测量，交流耐压试验。

(三)互感器检查项目：互感器一次和二次引线连接件检查紧固，互感器接地引线检查，互感器铁芯及夹件检查，互感器外绝缘检查，SF6气体绝缘互感器阀门及密度继电器检查，SF6气体绝缘互感器检漏，电容式电压互感器瓷瓶及电容器连接件检查，电容式电压互感器电磁单元及油箱检查。

预试项目为：绝缘电阻测量，交流耐压试验，局部放电测量，极性检查，介质损耗因数及电容值测量。

第八条 定期完善设备台账、检修履历，做好记录。 第九条 加强变压器的全过程管理

（一） 加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。在设备订购前，应向生产厂家索取做过相似变压器突发短路试验的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力动态计算报告，并进行核算工作。

（二） 严格按有关规定对新购变压器进行验收，确保变压器按订货合同要求进行制造、安装、试验。

（三） 110kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，有关监造关键控制点应在合同中予以明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。参与110KV变压器的出厂试验，对重要试验项目如出厂局放试验等要严格把关。

（四） 出厂试验要求：测量电压为1.5Um/3时， 110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC。

（五） 应向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。

（六） 认真执行交接试验规程。110kV及以上电压等级变压器

在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形或做低电压短路阻抗测试以留原始记录。110kV及以上电压等级的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验；110kV及以上电压等级变压器进行涉及变压器绝缘部件或线圈的大修后，应进行现场局部放电试验。

（七） 停运时间超过6个月的变压器在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。

（八） 变压器出厂时应进行绕组变形试验：包括低电压阻抗试验或频响试验（相间频响特性应具有良好的一致性），作为变压器的基本数据建档。在交接、大修和出口短路时应开展此项工作，与原始数据比较，并结合油色谱分析和其它常规检查试验项目进行综合分析，对判明绕组有严重变形并逐渐加重的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理。防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。禁止变压器出口短路后，未经检查就盲目投运。

（九） 对于现有采用螺栓式末屏引出方式的套管，在试验时要注意防止螺杆转动，避免内部末屏引出线扭断。试验结束应及时将末屏恢复接地并检查是否可靠接地，常接地式末屏应用万用表检查，如发现末屏有损坏应及时处理。

（十） 大型变压器在运输过程中，应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。到达目的地后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。

第十条 预防变压器绝缘击穿事故 （一）防止水分及空气进入变压器

由于有相当数量的变压器绝缘事故是因进水进气造成的，对此必须引起足够重视。

1.保证变压器本体及冷却系统各部位密封良好，各法兰面密封圈应安装正确，保持完好。对使用性能不明的胶垫材料应取样进行耐油试验。

2.冷却器安装时应进行漏水检测试验，冷却器疏通时不得损伤冷却管壁，漏水检测仪应定期进行检测。

3.注意保持套管油位正常，运行人员巡视时应检查记录套管油面情况。若套管油位有异常变动，应结合红外测温、渗油等情况判断套管内漏或是外漏。套管渗漏时应及时处理。

4.应定期检查吸湿器的油封、油位及吸湿器上端密封是否正常，干燥剂应保持干燥、有效。呼吸器油杯油位应保持在红色刻度线上并保持畅通，硅胶应保持干燥，若变色超过三分之二则应及时更换，保证吸湿效果良好。

5.定期检查变压器压力释压阀，防止变压器油与空气直接连通，造成变压器油中水份、含气量增大，使油的绝缘性能变坏。

6.变压器应采用真空注油，当需要带电补油或带电滤油时应防止将空气带入内部。

7.110kV及以上新变压器安装时，要求制造厂应派人到现场指导和把关。新变压器运到现场后，应立即检查密封情况，确认有无受潮。充氮运输的变压器应尽快注油，严防进水受潮。对短期内不能安装投运的变压器，应安装上油枕和胶囊。

8. 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真空。还应通过抽真空检查油箱的强度，并进行整体密封性能检查。

9.装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入，并结合大修或停电对胶囊和隔膜的完好性进行检查。

10. 装有金属波纹管储油柜的重压器，当出现波纹管渗漏应及时通知制造厂进行更换处理。在选用金属波纹管储油柜时，一般应选波纹垂直运动的内油或储油柜。并应防止异物长涩滑道，保证呼吸顺畅。

11. 装有排污阀的储油柜，应结合小修进行排污放水。从储油柜补油或带电滤油时，应先将储油柜的积水放尽。不得从变压器下部进油，防止水分、空气或油箱底部杂质进入变压器器身。

（二）防止焊渣、铜丝网及其他金属杂物进入变压器 1.变压器组装、安装及开孔检查时，应实行严格的进出变压器物品登记制度，防止物品遗留在变压器内。

2.变压器滤油时滤油机及油管路应用变压器油清洗干净。滤油机应定期进行检查维护，防止过滤器中滤网或其他物体进入变压器中。

3.防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉未进入变压器。对于全密封变压器不宜采用净油器。

（三）防止线圈温度过高，绝缘劣化

1.一般油浸变压器采用A级绝缘，最高允许温度105℃。运行中变压器上层油温温升不超过55℃，线圈温升不超过65℃，为防止油的老化，上层油面的温升不超过45℃。应按环境温度调整油温报警上限，根据汉中地区实际情况，春秋季宜设为65℃；夏季宜设为80℃；冬季宜设为55℃.

2.对变压器油温及绕组温度计定期进行校验。

（四）应及时分析运行中变压器的油样，并从变压器投运带电起开始监测绝缘油色谱。取油样应严格按照规程规定，用玻璃注射器进行密封取样。运行中的变压器，当油色谱分析出现异常，应缩短试验周期，跟踪注意其变化趋势。当色谱分析怀疑有放电性故障时，首先应采取多种手段排除受潮、油流带电等其它原因，必要时应进行现场局部放电试验。

（五)对新的变压器油要加强质量控制，可根据运行经验选用合适的油号。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油号的混油应慎重。

(六)要严格按照预防性试验规程的要求对变压器进行试验。 第十一条 预防变压器铁芯多点接地及短路故障

(一)检修时防止焊条头、铁屑及其他金属杂物掉入变压器内，发现后应彻底清除。

（二）器身检修和安装后，应要用兆欧表检测铁芯与紧固件、外壳之间的绝缘电阻状况，同时检查接地片安装位置和方法是否合理。

(三)穿芯螺栓的绝缘应良好，注意检查铁芯穿芯螺杆绝缘外套

两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。

（四） 铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理，例如环流超过300mA又无法消除时，可在接地回路中串入限流电阻作为临时性措施。

(五)线圈压钉应紧固，防止螺母和座套松动掉下。 第十二条 预防变压器套管闪络或爆炸事故

（一）定期对套管进行清扫，保持清洁，防止积垢闪络。 （二）套管安装前应核对出厂试验结果，认真检查套管各部位的密封情况，防止进水、吸潮，引起爆炸。

（三）运行、检修中应注意检查变压器高、低压套管引出线端子的发热情况，防止因接触不良或引线开焊、过热引起套管碎裂或爆炸。

（四）对变压器电容型套管定期做介质损耗因数及电容值测量。分析所测数据的变化趋势，发现问题及时处理。

（五）定期检查套管末屏的绝缘状况和连接情况，保证变压器带电时末屏可靠接地。

（六）套管安装就位后，带电前必须进行静放，110kV套管静放时间应大于24小时。对局放试验，静放时间要求为110 kV套管不得少于24小时，且在静放期间，要进行多次排气。

（七）如套管的伞裙间距低于规定标准，应采取加硅橡胶伞裙

套等措施，防止污秽闪络和大雨时闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。

（八）每年应至少进行一次红外成像测温检查。

（九）定期采用红外热成像技术检查运行中套管引出线联板的发热情况及油位，防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的套管故障。

（十）作为备品的110kV及以上套管，应竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的110kV及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。

（十一）110kV及以上油纸电容型变压器套管发生故障，原则上应返厂检修或更换。如自行检修，应严格按制造厂要求的检修工艺进行检修，应采用真空注油技术，真空度及抽真空时间应符合制造厂的要求。检修后的套管应进行局部放电测量和额定电压下的介质损耗因数试验。

（十二）套管取油样原则上按照制造厂的要求。油纸电容型套管补油应采取真空注油技术。事故抢修所装上的套管，静放时间未达到要求的，投运后的3个月内，应取样做一次色谱试验。

（十三）运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持套管油位正常。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮损坏。

（十四）变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修、检

查更换。运行15年以上的套管应检查储油柜的密封圈是否脆化龟裂。

第十三条 预防变压器引线事故

（一）各引线接头应焊接良好。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻，及时发现接头过热故障。检修后应做检查试验，保证焊接质量。

（二）在安装套管时，应注意引线长度及位置是否合适。防止引线受力绝缘损伤或位置不正确绝缘距离不够。

（三）检查套管将军帽的密封情况及引线接头有无过热烧伤痕迹，检查套管上部注油孔的螺栓密封胶垫老化开裂情况，打开检查后的密封垫必须进行更换，以防止进水受潮。

第十四条 预防分接开关事故

（一）变压器安装后投入运行前，必须测量各分接位置的直流电阻，并应核对箱外的分接指示位置与内部分接连接情况是否一致。在调至所需的分接位置后，仍要测量该分接位置时的直流电阻，以保证接触良好。

（二）无载分接开关在改变分接位置时，为了消除触头接触部分的氧化膜及油污等，应将触头转动多次。 无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。

（三）安装及检修中，应对分接开关进行认真检查，对有载分接开关应按出厂说明书对操作机构、选切开关及过度电阻等进行全面检查和调试。对无载开关应注意检查操作杆安装位置是否正确，弹簧状态、触头表面镀层及接触情况是否正常，分接引线是否断裂及紧固件

是否松动。为防止拨叉产生悬浮电位放电，应采取等电位连接措施。

（四）加强有载分接开关的运行维护管理。

1.当开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换时间进行测试。

2.有载分接开关在安装时及运行中，应按出厂说明书进行调试和定期检查。要特别注意分接引线距离和固定状况、动静触头间的接触情况和操作机构指示位置的正确性。

3.结合预试，在测量变压器直流电阻前对有载分接开关进行全程切换。

4.应掌握变压器有载分接开关（OLTC）带电切换次数。对调压频繁的OLTC，为使开关灭弧室中的绝缘油保持良好状态，可考虑装设带电滤油装置。对于长期不切换的OLTC，也应每半年启动带电滤油装置。无带电滤油装置的OLTC，应结合主变压器小修安排滤油，必要时也可换油。

第十五条 预防变压器保护装置误动、拒动

（一）变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器高低压侧设备无保护投入运行。

（二）瓦斯继电器应安装调整正确，定期校验，消除因接点短接等造成的误动因素。

（三）压力释放阀的动作接点应接入信号回路，并且动作正确可靠。

（四）变压器的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，

应预先制定安全措施，经总工程师批准，并限期恢复。

（五）新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。

（六）气体继电器应定期校验。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。如果瓦斯气样为可燃气体且瓦斯保护在短期内连续发信号时，则应申请变压器停运。

（七）气体继电器、压力释放装置和温度计等非电量保护装置应结合检修（压力释放装置应结合大修）进行校验，避免不合格或未经校验的装置安装在变压器上运行。为减少变压器的停电检修时间，压力释放装置、气体继电器宜备有经校验合格的备品。

（八）非电量保护装置的二次回路应结合变压器保护装置的定检工作进行检验。

（九）变压器在检修时应将非电量保护退出运行。

（十）有条件时，可结合大修将变压器安全气道改换为压力释放装置。

（十一） 在有效接地系统中，中性点不接地运行的变压器，在投、切前，变压器中性点应可靠接地。

（十二）变压器本体保护应加强防雨、防震措施。

（十三）变压器故障时继电保护装置应快速准确动作，后备保护动作时间不应超过变压器所能承受的短路持续时间。为此，要求制造厂提供变压器承受短路能力试验的有关数据。

第十六条 防止变压器出口短路

（一）为了减小短路电流对变压器的冲击,采取分裂运行及适当提高变压器短路阻抗、加装限流电抗器等措施，降低变压器短路电流。 （二）应在技术和管理上采取有效措施，改善变压器运行条件，最大限度地防止或减少变压器的出口短路。为减少变压器低压侧出口短路几率，可根据需要在母线桥上装设绝缘热缩保护材料。 （三）电缆出线故障多为永久性的，因此不宜采用重合闸，以防止变压器连续遭受短路冲击。

（四）35 110kV及以上电压等级变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录进行比较，同时应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目进行综合分析。正常运行的变压器应至少每6年测一次绕组变形。

第十七条 预防变压器火灾事故

（一）加强变压器的防火工作，特别应注意对套管的质量检查和运行监视，防止运行中发生爆炸喷油，引起变压器火灾。运行中应有事故预想，变压器周围消防设施应保持良好，一旦发生事故，能尽量缩小事故范围。

（二）在变压器器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。

（三）进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，周围放置足够的消防器材，并防止加热系统故障或线圈过热烧损变压器。

（四）变压器放油后，进行电气试验时，严防因感应高电压打

火或通电时发热而引燃油纸等绝缘物。 在进行变压器引线焊接时，应做好焊接部位的防护措施，在变压器周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施。

（五）变压器事故储油坑的鹅卵石大小和厚度应符合要求，要保持储油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。并有符合要求的防火隔离墙。防止绝缘油进入电缆沟内。室内变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。

（六） 变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定要求。

第十八条 预防SF6气体绝缘互感器设备气体泄漏 (一)新装或检修SF6气体绝缘互感器设备必须严格按照相关技术标准执行。

(二)当SF6气体绝缘互感器发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按安全防护规定进行事故处理。

(三)运行中SF6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时SF6气体应予回收，不得随意向大气排放，以免污染环境及造成人员中毒事故。

(四)密度继电器及气压表应结合安装、大小修定期校验。 (五）SF6气体绝缘互感器设备应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。

第十九条 变压器、互感器改造更新时的技术措施

（一）加强对变压器、互感器设备从验收到投运的全过程管理。

（二）严格按有关规定对新购变压器、互感器设备进行验收，确保改进措施落实在安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。

1. 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。

2.认真执行交接试验规程；对110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。110kV电压等级的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验；变压器空载电流和空载损耗试验值与出厂值相比应无明显变化。

3.对于电容式电压互感器，应要求制造厂将铁磁谐振试验项目列为出厂例行试验，试验电压取0.8U1N及1.2U1N（U1N指额定一次相电压），同时厂家不宜采用中压端避雷器的方式来限制谐振过电压。

4.SF6气体绝缘互感器头部支撑固定要稳定可靠，防止运输中发生故障。外绝缘采用硅橡胶时要确保浇注质量，避免事故发生。

5.固体绝缘互感器，要求制造厂保证树脂渗透到一次绕组层间内部，以防事故发生。户内产品应选用通过污秽凝露试验的产品，以满足环境条件要求。

6.对小电流比的互感器应特别注意动稳定问题。 第二十条 其他预防措施

（一）变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可

投运。

（二）干式电压互感器空载电流测量应从二次侧加压，感应耐压前后均应进行空载电流测量，关注耐压前后的变化量和历次试验的变化量。

（三）110kV的变压器未做绕组变形试验的，必须利用停电机会进行此项试验。

（四）对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试。

（五）电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即退出运行，SF6气体绝缘互感器气体压力下降到报警压力时要及时补充气体，一般不应在带电情况下补气，防止发生事故。

（六）对确认存在严重缺陷的互感器应及时处理或更换。对介损上升或怀疑存在缺陷时应缩短试验周期，进行跟踪检测。当绝缘油中的溶解气体中有乙炔存在时，应尽快查明原因,尽快处理，未处理前，必须加强监视。

（七）对电容式电压互感器应注意可能出现自身铁磁谐振，安装验收时对速饱和阻尼方式要严格把关，运行中应注意对电磁单元进行认真检查，如发现阻尼器未接入或出现异常时，互感器不得投入运行。

（八）积极开展红外测温等带电监测工作，及时发现运行中的变压器、互感器设备的缺陷，减少事故发生。变压器、66KV电压等级及以上互感器每年应至少进行两次红外成像测温检查。

第二十一条 需要准备的试验报告： （一）红外测温报告

（二）油样报告（运行十年以上的主变做糠醛含量测试） (三)绕组变形报告

(四)耐压试验报告、预试报告 (五)出厂试验报告

(六)变压器保护单元试验、校验报告单、定值单 (七)绝缘电阻、直流电阻测试记录

第三章 附 则

第二十二条 分公司系统各单位遵照执行。 第二十三条 本细则由公司生产技术部负责解释。 第二十四条 本细则自发布之日起施行。

xxxxx电站变压器、互感器反事故技术措施

概述

变压器、互感器是电力系统的主要设备之一，为准确掌握变压器、互感器设备的运行状况，及时发现设备缺陷，保证变压器、互感器设备安全稳定运行，结合xxxxx电站变压器、互感器设备结构及运行可靠性等实际情况，特制订变压器、互感器设备反事故技术措施。

变压器、互感器设备简介

xxxxx电站变压器设备分为两类：油浸式变压器（500kV变压器）和树脂绝

缘干式变压器（xxkV/xxV厂高变、xxkV/xxV励磁变、xxkV/xxV接地变和6.3kV/0.4kV自用变、公用变、照明变及其他厂用变压器）。

xxxxx电站500kV变压器由xxxxx公司生产，共xx台（1台备用）型号为SUW的单相、双卷、油浸式、无载分接、壳式变压器组，额定容量3×214MVA，额定电压550/18kV。变压器三相中性点经穿墙套管在B相变压器室连接并经电缆接地；变压器的冷却方式为强迫油循环水冷（ODWF）；每台单相变压器共三组冷却器，运行方式为两台优先、一台备用。变压器系统由线圈、铁芯、主变油箱、变压器油、调压装置、瓦斯继电器、油枕及油位计、压力释放器、测温装置、冷却系统等组成。另外，变压器还安装了气相色谱在线监测装置，每周对变压器油进行溶解气体检测，以便判断设备运行状况。

xxxxx电站树脂绝缘干式变压器包括6台xxkV/xxV厂高变、6台xxkV/xxV励磁变、6台xxkV/xxV接地变和38台6.3kV/0.4kV厂用变压器。树脂绝缘干式变压器依靠空气对流进行冷却。

xxxxx电站互感器设备分为两大类：电压互感器和电流互感器。电压互感器按电压变换原理又分为电磁式电压互感器和电容式电压互感器（500kV出线电压互感器）两类，而电磁式电压互感器按主绝缘介质不同又主要分为浇注式电压互感器（6kV电压互感器、18kV电压互感器）、SF6气体绝缘电压互感器（500kV GIS电压互感器）。电流互感器按主绝缘介质不同又分为干式电流互感器（发电机中性点CT、发电机出口CT、18kV母线CT等）、树脂浇注式电流互感器（接地变CT、500kV电缆零序CT等）、油浸式电流互感器（主变高、低压套管CT等）、SF6气体绝缘电流互感器（500kV GIS电流互感器）。

反事故技术措施

3.1

为保证变压器、互感器设备安全运行，必须建立和健全专业管理体系，

加强变压器、互感器设备专业的技术管理工作，应认真贯彻和执行如下标准的各项条款。

DL/T596-2005 电力设备预防性试验规程 DL/T573-1995 电力变压器检修导则

DL/T572-1995 电力变压器运行规程 GB/T17468-2008 电力变压器选用导则 GB 1207-1997 电压互感器 GB 1208-1997 电流互感器

JB/T5356-2002 电流互感器试验导则 JB/T5357-2002 电压互感器试验导则

GB/T7252-2001 GB 50148-2010 工及验收规范

GB8905-1996 GB/T12022-2006 DL506-2007 DL/T595-1996 DL/T639-1997 变压器油中溶解气体分析和判断导则

电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 工业六氟化硫

六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测试方法 六氟化硫电气设备气体监督细则

六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则

3.2 加强对变压器、互感器设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工

作，使之熟悉和掌握所辖范围内变压器、互感器设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。 3.3

按巡回周期及巡检工艺工序卡要求切实做好巡回检查工作，发现异常及

时汇报并处理。 3.4

按维护周期、检修规程要求切实做好变压器、互感器设备的检修维护、

预试工作，消除设备缺陷。

3.4.1 500kV变压器检查项目为：油枕油位、中性点套管油位检查，法兰、阀门、本体渗漏情况检查，进出冷却水流量开关、压力表及冷却器冷却管路检查，潜油泵及油流电磁示流信号器检查，电气连接、外壳接地状况检查，高低压套管、中性点套管检查，温度计状况检查，法兰、阀门连接螺栓检查，瓦斯继电器检查，呼吸器检查，压力释放阀检查，分接开关检查，线圈、铁芯、绝缘材料检查，设备环境检查。预试项目为：绝缘油色谱分析，绝缘油简化分析，绕组直流电阻测量，绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数测量，绕组的介质损耗因数测量，电容型套管的介质损耗因数和电容值测量，铁芯绝缘电阻测量，绕组泄漏电流测量，绕组所有分接的变比测量，套管中的电流互感器绝缘电阻试验，交流耐压试验，局部放电测量。

3.4.2 树脂绝缘干式变压器检查项目为：铁芯及其接地检查，线圈检查，分接头检查，绝缘检查，垫块检查，电流互感器检查，绝缘子检查，电气连接螺栓检查，铁芯夹件检查，外壳检查，设备环境检查。预试项目为：绕组直流电阻测量，绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数测量，铁芯绝缘电阻测量，绕组所有分接的变比测量，交流耐压试验。

3.4.3 互感器检查项目：互感器一次和二次引线连接件检查紧固，互感器接地引线检查，互感器铁芯及夹件检查，互感器外绝缘检查，SF6气体绝缘互感器阀门及密度继电器检查，SF6气体绝缘互感器检漏或补气，电容式电压互感器瓷瓶及电容器连接件检查，电容式电压互感器电磁单元及油箱检查。预试项目为：绝缘电阻测量，交流耐压试验，局部放电测量，极性检查，介质损耗因数及电容值测量。 3.5

定期完善设备台账、检修履历，做好记录。

3.6 预防变压器绝缘击穿事故

3.6.1 防止水分及空气进入变压器

由于有相当数量的变压器绝缘事故是因进水进气造成的，对此必须引起足够重视。

3.6.1.1 保证变压器本体及冷却系统各部位密封良好，各法兰面密封圈应安装正确，保持完好。对使用性能不明的胶垫材料应取样进行耐油试验。 3.6.1.2 冷却器安装时应进行漏水检测试验，冷却器疏通时不得损伤冷却管壁，漏水检测仪应定期进行检测。

3.6.1.3 呼吸器油杯油位应保持在红色刻度线上并保持畅通，硅胶应保持干燥，若变色超过三分之二则应及时更换，保证吸湿效果良好。

3.6.1.4 定期检查变压器压力释压阀，防止变压器油与空气直接连通，造成变压器油中水份、含气量增大，使油的绝缘性能变坏。

3.6.1.5 变压器投入运行前应启动全部潜油泵，使油循环较长时间，检查有无漏气或残留空气。

3.6.1.6 变压器应采用真空注油，当需要带电补油或带电滤油时应防止将空气带入内部。

3.6.2 防止焊渣、铜丝网及其他金属杂物进入变压器

3.6.2.1 变压器组装、安装及开孔检查时，应实行严格的进出变压器物品登记制度，防止物品遗留在变压器内。

3.6.2.2 变压器滤油时滤油机及油管路应用变压器油清洗干净。滤油机应定期进行检查维护，防止过滤器中滤网或其他物体进入变压器中。

3.6.2.3 加强潜油泵及油流电磁示流信号器检查，防止潜油泵故障或油流电磁示流信号器叶片损坏脱落，引起金属异物进入变压器中。

3.6.2.4 变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中产生的游离、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。 3.6.3 防止线圈温度过高，绝缘劣化

3.6.3.1 合理控制变压器冷却器潜油泵的启停，使运行中变压器上层油温温升不超过55K，线圈温升不超过65K。

3.6.3.2 对变压器油温及绕组温度计定期进行校验。

3.6.4 定期进行绝缘油色谱分析、简化分析，发现异常要及时分析并采取有效措施。当轻瓦斯保护动作后，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱分析，查明原因，及时排除故障。

3.6.5 对新的变压器油要加强质量控制，可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。

3.6.6 要严格按照预防性试验规程的要求对变压器进行高压试验。

3.6.7 对于改造或新造的变压器，应根据设计、制造、运行等方面的经验，合理地选定匝绝缘厚度及纵绝缘油道布局。要认真检验导线焊接质量、光洁度及绝缘状况，保证各加工工序的质量，并进行试验。对于全部或局部更换线圈的变压器，要积极创造条件进行感应耐压试验。 3.7

预防变压器铁芯多点接地及短路故障

3.7.1 检修时防止焊条头、铁屑及其他金属杂物掉入变压器内，发现后应彻底清除。

3.7.2 器身检修和安装后，应要用兆欧表检测铁芯与紧固件、外壳之间的绝缘电阻状况，同时检查接地片安装位置和方法是否合理。

3.7.3 穿芯螺栓的绝缘应良好，注意检查铁芯穿芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。

3.7.4 线圈压钉应紧固，防止螺母和座套松动掉下。 3.8

预防变压器套管闪络或爆炸事故

3.8.1 定期对套管进行清扫，保持清洁，防止积垢闪络。

3.8.2 套管安装前应核对出厂试验结果，认真检查套管各部位的密封情况，防止进水、吸潮，引起爆炸。

3.8.3 运行、检修中应注意检查变压器高、低压套管引出线端子的发热情况，防止因接触不良或引线开焊、过热引起套管碎裂或爆炸。

3.8.4 对变压器电容型套管定期做介质损耗因数及电容值测量。分析所测数据的变化趋势，发现问题及时处理。

3.8.5 定期检查套管末屏的绝缘状况和连接情况，保证变压器带电时末屏可靠接地。 3.9

预防变压器引线事故

3.9.1 进入变压器内部检查时，应注意引线间、引线对地的绝缘距离，必要时给予校正，并注意去掉引线上的毛刺和尖角，防止在运行中发生放电击穿。

3.9.2 各引线接头应焊接良好。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻，及时发现接头过热故障。检修后应做检查试验，保证焊接质量。

3.9.3 在安装套管时，应注意引线长度及位置是否合适。防止引线受力绝缘损伤或位置不正确绝缘距离不够。 3.10 预防分接开关事故

3.10.1 变压器安装后投入运行前，必须测量各分接位置的直流电阻，并应核对箱外的分接指示位置与内部分接连接情况是否一致。在调至所需的分接位置后，仍要测量该分接位置时的直路电阻，以保证接触良好。

3.10.2 无载分接开关在改变分接位置时，为了消除触头接触部分的氧化膜及油污等，应将触头转动多次。

3.10.3 安装及检修中，应对分接开关进行认真检查，对有载分接开关应按出厂说明书对操作机构、选切开关及过度电阻等进行全面检查和调试。对无载开关应注意检查操作杆安装位置是否正确，弹簧状态、触头表面镀层及接触情况是否正常，分接引线是否断裂及紧固件是否松动。 3.11 预防变压器保护装置误动、拒动

3.11.1 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器高低压侧设备无保护投入运行。

3.11.2 瓦斯继电器应安装调整正确，定期校验，消除因接点短接等造成的误动因素。

3.11.3 压力释放阀的动作接点应接入信号回路，并且动作正确可靠。 3.11.4 线圈温度计和上层油温度计接入的接点用来启动潜油泵和接入报警和跳闸信号回路，接点应正确可靠，定期进行校验。

3.11.5 强迫油循环的冷却系统必须有两个互相独立的电源，并装有自动切换装置，定期进行切换试验，信号装置应齐全可靠。

3.11.6 变压器的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，经总工程师批准，并限期恢复。 3.12 预防变压器火灾事故

3.12.1 加强变压器的防火工作，特别应注意对套管的质量检查和运行监视，防止运行中发生爆炸喷油，引起变压器火灾。运行中应有事故预想，变压器周围消防设施应保持良好，一旦发生事故，能尽量缩小事故范围。

3.12.2 在变压器器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。

3.12.3 进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，周围放置足够的消防器材，并防止加热系统故障或线圈过热烧损变压器。

3.12.4 变压器放油后，进行电气试验时，严防因感应高电压打火或通电时发热而引燃油纸等绝缘物。

3.12.5 变压器事故贮油坑的鹅卵石大小和厚度应符合要求，要保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。

3.12.6 要定期试验变压器室内消防雨淋阀动作是否可靠。 3.12.7 考虑将变压器雨淋阀系统投入自动运行。 3.13 预防SF6气体绝缘互感器设备气体泄漏

3.13.1 新装或检修SF6气体绝缘互感器设备必须严格按照相关技术标准执行。 3.13.2 在GIS安装能报警的氧量仪和SF6气体泄漏报警仪，人员进入设备区前必须先行通风15min以上。

3.13.3 当SF6气体绝缘互感器发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按安全防护规定进行事故处理。

3.13.4 运行中SF6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时SF6气体应予回收，不得随意向大气排放，以免污染环境及造成人员中毒事故。 3.13.5 密度继电器及气压表应结合安装、大小修定期校验。

3.13.6 SF6气体绝缘互感器设备应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。 3.14 变压器、互感器改造更新时的技术措施

3.14.1 加强对变压器、互感器设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理。 3.14.2 严格按有关规定对新购变压器、互感器设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。

3.14.2.1 订购前，应向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。

3.14.2.2 220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。

3.14.2.3 出厂局放试验的合格标准：220kV及以上变压器，测量电压1.5Um/3时，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC；中性点接地系统的互感器，测量电压为1.0Um时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50pC。测量电压为1.2Um/3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20pC。

3.14.2.4 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。

3.14.2.5 大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。

3.14.2.6 认真执行交接试验规程；对110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。110kV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验；变压器空载电流和空载损耗试验值与出厂值相比应无明显变化。 3.14.3 对于电容式电压互感器，应要求制造厂将铁磁谐振试验项目列为出厂例行试验，试验电压取0.8U1N及1.2U1N（U1N指额定一次相电压），同时厂家不宜采用中压端避雷器的方式来限制谐振过电压。

3.14.4 SF6气体绝缘互感器头部支撑固定要稳定可靠，防止运输中发生故障。外绝缘采用硅橡胶时要确保浇注质量，避免事故发生。

3.14.5 固体绝缘互感器，要求制造厂保证树脂渗透到一次绕组层间内部，以防事故发生。户内产品应选用通过污秽凝露试验的产品，以满足环境条件要求。 3.14.6 对小电流比的互感器应特别注意动稳定问题。 3.15 其他预防措施

3.15.1 变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。 3.15.2 发电机出口电压互感器出厂时应进行空载电流测量。

3.15.3 干式电压互感器空载电流测量应从二次侧加压，感应耐压前后均应进行空载电流测量，关注耐压前后的变化量和历次试验的变化量。

3.15.4 110kV及以上的变压器未做绕组变形试验的，必须利用停电机会进行此项试验。

3.15.5 对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试。

3.15.6 电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即退出运行，SF6气体绝缘互感器气体压力下降到报警压力时要及时补充气体，一般不应在带电情况下补气，防止发生事故。

3.15.7 对确认存在严重缺陷的互感器应及时处理或更换。对介损上升或怀疑存在缺陷时应缩短试验周期，进行跟踪检测。当绝缘油中的溶解气体中有乙炔存在时，应尽快查明原因,尽快处理，未处理前，必须加强监视。

3.15.8 对电容式电压互感器应注意可能出现自身铁磁谐振，安装验收时对速饱和阻尼方式要严格把关，运行中应注意对电磁单元进行认真检查，如发现阻尼器未接入或出现异常时，互感器不得投入运行。

3.15.9 积极开展红外测温等带电监测工作，及时发现运行中的变压器、互感器设备的缺陷，减少事故发生。

变压器、互感器设备反事故技术措施

张锋 顾志国

黄伟岗

神华神东电力新疆米东热电厂

2013年01月05日

一、概述

变压器、互感器是电力系统的主要设备之一，为准确掌握变压器、互感器设备的运行状况，及时发现设备缺陷，保证变压器、互感器设备安全稳定运行，结合神华新疆米东热电厂变压器、互感器设备结构及运行可靠性等实际情况，特制订变压器、互感器设备反事故技术措施。

二、变压器、互感器设备简介

神华新疆米东热电厂变压器设备分为两类：油浸式变压器（220kV变压器）和树脂绝缘干式变压器（20kV/6kV厂高变、20kV/720V励磁变和6.3kV/0.4kV自用变、公用变、照明变及其他厂用变压器）。

我厂高压变压器由特变电工新疆公司生产，共7台（2台主变、2台联络变、2

台

高

厂

变

、

1

台

高

备

变

）

额

定

容

量

2*180MVA+2*370MVA+2*55MVA+1*55MVA。变压器的冷却方式为强迫油循环风冷；变压器系统由线圈、铁芯、主变油箱、变压器油、调压装置、瓦斯继电器、油枕及油位计、压力释放器、测温装置、冷却系统等组成。另外，变压器还安装了气相色谱在线监测装置，对变压器油进行溶解气体检测，以便判断设备运行状况。

我厂互感器设备分为两大类：电压互感器和电流互感器。电压互感器按电压变换原理又分为电磁式电压互感器和电容式电压互感器（220kV出线电压互感器）两类，而电磁式电压互感器按主绝缘介质不同又主要分为浇注式电压互感器（6kV电压互感器、20kV电压互感器）、SF6气体绝缘电压互感器（220kV、110 kV GIS电压互感器）。电流互感器按主绝缘介质不同又分为干式电流互感器（发电机中性点CT、发电机出口CT等）、树脂浇注式电流互感器（接地变CT、220kV主变零序CT等）、油浸式电流互感器（主变高、低压套管CT等）、SF6气体绝缘电流互感器（220kV、110kV GIS电流互感器）。 三、反事故技术措施

3.1为保证变压器、互感器设备安全运行，必须建立和健全专业管理体系，加强变压器、互感器设备专业的技术管理工作，应认真贯彻和执行如下标准的各

项条款。

DL/T596-2005 电力设备预防性试验规程 DL/T573-1995 电力变压器检修导则 DL/T572-1995 电力变压器运行规程 GB/T17468-2008 电力变压器选用导则 GB 1207-1997 电压互感器 GB 1208-1997 电流互感器 JB/T5356-2002 电流互感器试验导则 JB/T5357-2002 电压互感器试验导则

GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则

GB 50148-2010 电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范

GB8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 GB/T12022-2006 工业六氟化硫

DL506-2007 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测试方法 DL/T595-1996 六氟化硫电气设备气体监督细则

DL/T639-1997 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 3.2加强对变压器、互感器设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内变压器、互感器设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。

3.3按巡回周期及巡检工艺工序卡要求切实做好巡回检查工作，发现异常及时汇报并处理。

3.4按维护周期、检修规程要求切实做好变压器、互感器设备的检修维护、预试工作，消除设备缺陷。

3.4.1 220kV变压器检查项目为：油枕油位、中性点套管油位检查，法兰、阀门、本体渗漏情况检查，压力表及冷却器冷却管路检查，潜油泵及油流电磁示流信号器检查，电气连接、外壳接地状况检查，高低压套管、中性点套管检查，温度计状况检查，法兰、阀门连接螺栓检查，瓦斯继电器检查，呼吸器检查，压力释放阀检查，分接开关检查，线圈、铁芯、绝缘材料检查，设备环境检查。预试项目为：绝缘油色谱分析，绕组直流电阻测量，绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数测量，绕组的介质损耗因数测量，电容型套管的介质损耗因数和电容值测量，铁芯绝缘电阻测量，绕组泄漏电流测量，绕组所有分接的变比测量，套管中的电流互感器绝缘电阻试验，交流耐压试验，局部放电测量。

3.4.2树脂绝缘干式变压器检查项目为：铁芯及其接地检查，线圈检查，分接头检查，绝缘检查，垫块检查，电流互感器检查，绝缘子检查，电气连接螺栓检查，铁芯夹件检查，外壳检查，设备环境检查。预试项目为：绕组直流电阻测量，绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数测量，铁芯绝缘电阻测量，绕组所有分接的变比测量，交流耐压试验。

3.4.3互感器检查项目：互感器一次和二次引线连接件检查紧固，互感器接地引线检查，互感器铁芯及夹件检查，互感器外绝缘检查，SF6气体绝缘互感器阀门及密度继电器检查，SF6气体绝缘互感器检漏或补气，电容式电压互感器瓷瓶及电容器连接件检查，电容式电压互感器电磁单元及油箱检查。预试项目为：绝缘电阻测量，交流耐压试验，局部放电测量，极性检查，介质损耗因数及电容值测量。

3.5定期完善设备台账、检修履历，做好记录。 3.6预防变压器绝缘击穿事故 3.6.1防止水分及空气进入变压器

由于有相当数量的变压器绝缘事故是因进水进气造成的，对此必须引起足够重视。

3.6.1.1保证变压器本体及冷却系统各部位密封良好，各法兰面密封圈应安装正确，保持完好。对使用性能不明的胶垫材料应取样进行耐油试验。

3.6.1.2呼吸器油杯油位应保持在红色刻度线上并保持畅通，硅胶应保持干燥，若变色超过三分之二则应及时更换，保证吸湿效果良好。

3.6.1.3定期检查变压器压力释压阀，防止变压器油与空气直接连通，造成变压器油中水份、含气量增大，使油的绝缘性能变坏。

3.6.1.4变压器投入运行前应启动全部潜油泵，使油循环较长时间，检查有无漏气或残留空气。

3.6.1.5变压器应采用真空注油，当需要带电补油或带电滤油时应防止将空气带入内部。

3.6.2防止焊渣、铜丝网及其他金属杂物进入变压器

3.6.2.1变压器组装、安装及开孔检查时，应实行严格的进出变压器物品登记制度，防止物品遗留在变压器内。

3.6.2.2变压器滤油时滤油机及油管路应用变压器油清洗干净。滤油机应定期进行检查维护，防止过滤器中滤网或其他物体进入变压器中。

3.6.2.3加强潜油泵及油流电磁信号器检查，防止潜油泵故障或油流电磁信号器叶片损坏脱落，引起金属异物进入变压器中。

3.6.2.4变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中产生的游离、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。

3.6.3防止线圈温度过高，绝缘劣化

3.6.3.1合理控制变压器冷却器潜油泵的启停，使运行中变压器上层油温温升不超过55K，线圈温升不超过65K。

3.6.3.2对变压器油温及绕组温度计定期进行校验。

3.6.4定期进行绝缘油色谱分析、简化分析，发现异常要及时分析并采取有效措施。当轻瓦斯保护动作后，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱分析，查明原因，及时排除故障。

3.6.5对新的变压器油要加强质量控制，可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。

3.6.6要严格按照预防性试验规程的要求对变压器进行高压试验。 3.6.7对于改造或新造的变压器，应根据设计、制造、运行等方面的经验，合理地选定匝绝缘厚度及纵绝缘油道布局。要认真检验导线焊接质量、光洁度及绝缘状况，保证各加工工序的质量，并进行试验。对于全部或局部更换线圈的变压器，要积极创造条件进行感应耐压试验。

3.7预防变压器铁芯多点接地及短路故障

3.7.1检修时防止焊条头、铁屑及其他金属杂物掉入变压器内，发现后应彻底清除。

3.7.2器身检修和安装后，应要用兆欧表检测铁芯与紧固件、外壳之间的绝缘电阻状况，同时检查接地片安装位置和方法是否合理。

3.7.3穿芯螺栓的绝缘应良好，注意检查铁芯穿芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。

3.7.4线圈压钉应紧固，防止螺母和座套松动掉下。 3.8预防变压器套管闪络或爆炸事故

3.8.1定期对套管进行清扫，保持清洁，防止积垢闪络。

3.8.2套管安装前应核对出厂试验结果，认真检查套管各部位的密封情况，防止进水、吸潮，引起爆炸。

3.8.3运行、检修中应注意检查变压器高、低压套管引出线端子的发热情况，防止因接触不良或引线开焊、过热引起套管碎裂或爆炸。

3.8.4对变压器电容型套管定期做介质损耗因数及电容值测量。分析所测数据的变化趋势，发现问题及时处理。

3.8.5定期检查套管末屏的绝缘状况和连接情况，保证变压器带电时末屏可靠接地。

3.9预防变压器引线事故

3.9.1进入变压器内部检查时，应注意引线间、引线对地的绝缘距离，必要时给予校正，并注意去掉引线上的毛刺和尖角，防止在运行中发生放电击穿。

3.9.2各引线接头应焊接良好。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻，及时发现接头过热故障。检修后应做检查试验，保证焊接质量。

3.9.3在安装套管时，应注意引线长度及位置是否合适。防止引线受力绝缘损伤或位置不正确绝缘距离不够。

3.10预防分接开关事故

3.10.1变压器安装后投入运行前，必须测量各分接位置的直流电阻，并应核

对箱外的分接指示位置与内部分接连接情况是否一致。在调至所需的分接位置后，仍要测量该分接位置时的直路电阻，以保证接触良好。

3.10.2无载分接开关在改变分接位置时，为了消除触头接触部分的氧化膜及油污等，应将触头转动多次。

3.10.3安装及检修中，应对分接开关进行认真检查，对有载分接开关应按出厂说明书对操作机构、选切开关及过度电阻等进行全面检查和调试。对无载开关应注意检查操作杆安装位置是否正确，弹簧状态、触头表面镀层及接触情况是否正常，分接引线是否断裂及紧固件是否松动。

3.11预防变压器保护装置误动、拒动

3.11.1变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器高低压侧设备无保护投入运行。

3.11.2瓦斯继电器应安装调整正确，定期校验，消除因接点短接等造成的误动因素。

3.11.3压力释放阀的动作接点应接入信号回路，并且动作正确可靠。 3.11.4线圈温度计和上层油温度计接入的接点用来启动潜油泵和接入报警和跳闸信号回路，接点应正确可靠，定期进行校验。

3.11.5强迫油循环的冷却系统必须有两个互相独立的电源，并装有自动切换装置，定期进行切换试验，信号装置应齐全可靠。

3.11.6变压器的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，经总工程师批准，并限期恢复。

3.12预防变压器火灾事故

3.12.1加强变压器的防火工作，特别应注意对套管的质量检查和运行监视，

防止运行中发生爆炸喷油，引起变压器火灾。运行中应有事故预想，变压器周围消防设施应保持良好，一旦发生事故，能尽量缩小事故范围。

3.12.2在变压器器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。

3.12.3进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，周围放置足够的消防器材，并防止加热系统故障或线圈过热烧损变压器。

3.12.4变压器放油后，进行电气试验时，严防因感应高电压打火或通电时发热而引燃油纸等绝缘物。

3.12.5变压器事故贮油坑的鹅卵石大小和厚度应符合要求，要保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。

3.12.6要定期试验变压器室内消防雨淋阀动作是否可靠。 3.12.7考虑将变压器雨淋阀系统投入自动运行。 3.13预防SF6气体绝缘互感器设备气体泄漏

3.13.1新装或检修SF6气体绝缘互感器设备必须严格按照相关技术标准执行。

3.13.2在GIS安装能报警的氧量仪和SF6气体泄漏报警仪，人员进入设备区前必须先行通风15min以上。

3.13.3当SF6气体绝缘互感器发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按安全防护规定进行事故处理。

3.13.4运行中SF6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时SF6气体应予回收，不得随意向大气排放，以免污染环境及造成人员中毒事故。

3.13.5密度继电器及气压表应结合安装、大小修定期校验。

3.13.6 SF6气体绝缘互感器设备应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。

3.14变压器、互感器改造更新时的技术措施

3.14.1加强对变压器、互感器设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理。 3.14.2严格按有关规定对新购变压器、互感器设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。

3.14.2.1订购前，应向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。

3.14.2.2 220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。

3.14.2.3出厂局放试验的合格标准：220kV及以上变压器，测量电压1.5Um/3时，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC；中性点接地系统的互感器，测量电压为1.0Um时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50pC。测量电压为1.2Um/3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20pC。

3.14.2.4向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。

3.14.2.5大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收，

记录纸和押运记录应提供用户留存。

3.14.2.6认真执行交接试验规程；对110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。110kV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验；变压器空载电流和空载损耗试验值与出厂值相比应无明显变化。

3.14.3对于电容式电压互感器，应要求制造厂将铁磁谐振试验项目列为出厂例行试验，试验电压取0.8U1N及1.2U1N（U1N指额定一次相电压），同时厂家不宜采用中压端避雷器的方式来限制谐振过电压。

3.14.4 SF6气体绝缘互感器头部支撑固定要稳定可靠，防止运输中发生故障。外绝缘采用硅橡胶时要确保浇注质量，避免事故发生。

3.14.5固体绝缘互感器，要求制造厂保证树脂渗透到一次绕组层间内部，以防事故发生。户内产品应选用通过污秽凝露试验的产品，以满足环境条件要求。

3.14.6对小电流比的互感器应特别注意动稳定问题。 3.15其他预防措施

3.15.1变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。

3.15.2发电机出口电压互感器出厂时应进行空载电流测量。

3.15.3干式电压互感器空载电流测量应从二次侧加压，感应耐压前后均应进行空载电流测量，关注耐压前后的变化量和历次试验的变化量。

3.15.4 110kV及以上的变压器未做绕组变形试验的，必须利用停电机会进行此项试验。

3.15.5对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试。

3.15.6电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即退出运行，SF6气体绝缘互感器气体压力下降到报警压力时要及时补充气体，一般不应在带电情况下补气，防止发生事故。

3.15.7对确认存在严重缺陷的互感器应及时处理或更换。对介损上升或怀疑存在缺陷时应缩短试验周期，进行跟踪检测。当绝缘油中的溶解气体中有乙炔存在时，应尽快查明原因,尽快处理，未处理前，必须加强监视。

3.15.8对电容式电压互感器应注意可能出现自身铁磁谐振，安装验收时对速饱和阻尼方式要严格把关，运行中应注意对电磁单元进行认真检查，如发现阻尼器未接入或出现异常时，互感器不得投入运行。

3.15.9积极开展红外测温等带电监测工作，及时发现运行中的变压器、互感器设备的缺陷，减少事故发生。