预防110(66)kV-500kV变压器(电抗器)事故措施.doc

1、附件2二：预防110（66）kV500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施(附编制说明)事故措施国家电网公司1717前 言本措施是国家电网公司输变电设备技术管理的规定。本措施由国家电网公司提出并负责解释。本措施自发布之日起执行本措施起草单位：华东电网有限公司、福建省电力公司、福建省电力试验研究院。本措施主要起草人：施广宇、张俊峰、陆志浩、胡修瑾。本措施审核人：、。本措施批准人：、。目 录前言 I目录 II第一章 总则 1第二章 引用标准 21第三章 预防设备事故的技术管理措施 21第四章 预防设备事故的运行要求 54第五章 预防设备在安装、检修和试验过程中发生事故的技术措施 65第六章 预防壳式

2、变压器事故 7第七章 其它预防设备事故的措施 7预防110（66）kV500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施编制说明 8 8本措施对原国家电力公司印发的预防110-500kV变压器（电抗器）事故措施（发输电输2002158号）删除条文的说明 12预防110（66）kV500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施第一章 总则第一条 为预防变压器（电抗器）的事故发生，保障电网安全、可靠运行，特制定本预防措施。第二条 本措施是依据国家的有关标准、规程和规范并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析及设备运行经验而制定的。第三条 本措施针对已投运的变压器（电抗器）设备在运行中容易导致典

3、型、频繁出现的事故（障碍）等环节提出了具体的预防措施，主要包括预防在安装、检修、试验和运行中发生变压器（电抗器）本体及其附件事故，以及预防发生事故的技术管理措施等内容。第四条 本措施适用于国家电网公司系统的110（66）kV500 kV电压等级油浸式变压器（电抗器）的预防事故措施。35kV油浸式变压器（电抗器）可参照执行。第五条 各网省公司可根据本措施，结合本地区实际情况制定相应的实施细则。第二章 引用标准 以下为设备设计、制造及试验所应遵循的国家和、行业和企业的标准及规范，但不仅限于此：GB1094.1-1996 电力变压器 第1部分 总则GB1094.2-1996 电力变压器 第2部分 温

4、升GB1094.3-2003 电力变压器 第3部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094.5-1985 电力变压器 第5部分 承受短路的能力GB10229-1988 电抗器GB2900.15-1982 电工术语 变压器 互感器 调压器 电抗器GB2536-1990 变压器油 GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB7449-1987 电力变压器和电抗器的雷电冲击波和操作冲击波试验导则GB7328-1987 电力变压器和电抗器的声级测定GB7354-1987 局部放电测量GBll604高压电气设备无线电干扰测量方法(缺年号)GB50150-1991电气装置安装工程电气设备

5、交接试验标准GB/T16434-1996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准GB/T16927.l-1997 高压试验技术：第一部分：一般试验要求GB/T16927.2-1997 高压试验技术：第二部分：测量系统GB10230-1988 有载分接开关JB/T8637-1997无励磁分接开关GB/T16274-1996 500kV电压等级油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级GB/T6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T13499-1992 电力变压器应用导则GB/T17468-1998 电力变压器选用导则GB/T15164-1994 油浸式电力变

6、压器负载导则JB/T8751-1998 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求GB/T8287.1-1997 高压支柱瓷绝缘子 技术条件GB/T8287.2-1999 高压支柱瓷绝缘子 尺寸与特性GB/T4109-1999 高压套管技术条件GB1208-1997 电流互感器GB16847-1997 保护用电流互感器暂态特性技术要求GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T7595-2000 运行中变压器油质量标准JB/T3837-1996 变压器类产品型号编制方法国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电200395号）国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意

7、见（生产输电200329号）国家电网公司110（66）kV500kV油浸式变压器技术规范标准（国家电网生2004634号） 下列为所参照的IEC标准名称，但不仅限于此:IEC60076-1:2000 电力变压器 总则IEC60076-2:1993 电力变压器 温升IEC60076-3:2000 电力变压器 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙IEC60076-4:2002 电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则IEC60076-5:2000 电力变压器 承受短路的能力IEC60076289-61987 电抗器（缺年号）IEC60354076：-7 油浸式电力变压器负荷导则（缺年号）IEC

8、60076-8:1997 电力变压器应用导则IEC60076-9 端子和分接标志（缺年号）IEC60076-10:2001 变压器和电抗器声级测定IEC60060-1:1989 高压试验技术 第一部分 一般定义和试验要求IEC60060-2:1994 高压试验技术 第二部分 测量系统IEC60071-1:1993 绝缘配合.第一部分 定义、原理和规则 IEC60071-2:1996 绝缘配合 第二部分 应用导则 IEC60071-3:1982 绝缘配合 第三部分 相同的绝缘配合 原理、规则和应用导则 IEC60137:1984 交流电压高于1000V的套管IEC60156:1995 绝缘油电气

9、强度确定法IEC60168：1994 标称电压高于1000V系统用的户内和户外瓷或玻璃支柱绝缘子的试验 （缺年号）IEC60044-1:2003 电流互感器IEC60044-6:1992 互感器 第六部分 保护电流互感器动态性能的要求IEC60214:1987 有载分接开关IEC60270:1981 局部放电测量IEC60296：2003 变压器与断路器用新绝缘油规范（缺年号）IEC60354:1991 油浸式电力变压器的负载导则IEC60474 抗氧化矿物绝缘油氧化稳定性的试验方法（缺年号）IEC60551:1976 变压器与电抗器噪声测量IEC60815：1986 污秽条件下绝缘子选用导则

10、（缺年号）IEC60507:1975 交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头和螺帽均应遵照ISO及SI公制标准。第三二章 预防设备事故的技术管理要求第六条 防止变压器本体故障（一）防止变压器短路损坏事故1. 容性电流超标的666kV不接地系统，宜装设有自动跟踪补偿功能的消弧线圈或其它设备，防止单相接地发展成相间短路。2. 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。3. 电缆出线故障多为永久性的，因此不宜采用重合闸。例如：对6-10kV电缆或短架空出线多，且发生短路事故次数多的变电站，可考虑停用线路自动重合闸，防止变压器连

11、续遭受短路冲击。4. 加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪。对110kV及以上电压等级变电站电瓷设备的外绝缘，可以采用调整爬距、加装硅橡胶辅助伞裙套，涂防污闪涂料，提高外绝缘清扫质量等措施，避免发生污闪、雨闪和冰闪。特别是变压器的低压侧出线套管，应有足够的爬距和外绝缘空气间隙，防止变压器套管端头间闪络造成出口短路。5. 加强对低压母线及其所联接设备的维护管理，如母线采用绝缘护套包封等；防止小动物进入造成短路和其它意外短路；加强防雷措施；防止误操作；坚持变压器低压侧母线的定期清扫和耐压试验工作。6. 加强开关柜管理，防止配电室“火烧连营”。当变压器发生出口或近区短路时，应确保开关正确动作切除

12、故障，防止越级跳闸。7. 对10kV的线路，变电站出口2公里内可考虑采用绝缘导线。8. 对早期产品，随着电网系统容量的增大，有条件时可开展对早期变压器产品抗短路能力的校核工作，根据设备的实际情况有选择性地采取措施，包括对变压器进行改造。9. 对运行年久、温升过高或长期过载的变压器可进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化的程度，必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。10. 对早期的薄绝缘、铝线圈且及投运时间超过二十年的老旧变压器，应加强跟踪，变压器本体不宜进行涉及器身的大修。若发现严重缺陷，如绕组严重变形、绝缘严重受损等，应安排更换。（二）变压器在运输和存放时，必须密封良好。充气运输的变压

13、器运到现场后，必须密切监视气体压力，压力过低时（低于0.01MpaPa）要补干燥气体，使压力满足要求。现场放置时间超过6个月的变压器应注油保存，并装上储油柜油枕贮油柜和胶囊，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压力，核检查密封状况，必要时应测露点。为防止变压器在安装和运行中进水受潮，套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须密封良好。必要时应进行检漏试验。如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。（三）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。（四）500kV（含330kV）变压器、并联电抗器绝缘油中出现乙炔时，应立即缩短监测周期，跟踪监测变化趋势。

14、对于并联电抗器，当油中可燃气体增加，并伴有少量乙炔产生，但乙炔含量趋于稳定时，可区别对待，适当放宽运行限值。但应查明原因，并注意油中含气量的变化。（五）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，当运行中环流异常增长变化，应尽快查明原因，严重时应检查处理并采取措施及时处理，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。（六）对220kV及以上电压等级的三相变压器，根据运行经验和监测结果，如果怀疑存在围屏树枝状放电故障，则在吊罩检修时应解开围屏直观检查。第七条 防止变压器组、附件部件故障（一）套管1. 定期对

15、套管进行清扫，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，可考虑在瓷套上加装硅橡胶辅助伞裙套（也称增爬裙）或采用涂防污闪涂料等措施。加装增爬裙时应注意固体绝缘界面的粘结质量，并应利用停电机会检查其劣化情况，出现问题及时处理。2. 应采用红外热成像测温技术检查运行中的套管引出线联板的发热情况、及油位，和油箱温度分布防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的绝缘事故。3. 作为备品的110kV及以上套管，应竖直放置，如水平存放，其油枕贮储油柜抬高角度应满足制造厂要求。存放时间超过一年，并且不能确保电容芯子浸没在油中的备用套管，安装前应进行局放局部放电测量和额定电压下的介损介质损耗因数试验

16、。4. 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。如需自行检修，需应严格按制造厂要求的检修工艺进行检修，尤其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损介质损耗因数试验。5. 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，套管应保持微正压。（二）分接开关1. 无励磁分接开关改变分接位置后，必须测量所使用分接的直流电阻及变比，合格后方能投入运行。长期使用的无励磁分接开关，即使运行不要求改变分接位置，也应结合变压器停电，每12年主动转动分接开关，防止运行触点接触状态的劣化。2. 安装

17、和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、触头表面镀层及接触情况、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。3. 有载分接调压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。4. 结合预试，在测量变压器直流电阻前对有载分接调压开关进行全程切换。5. 应掌握变压器有载分接调压开关（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。有带电滤油装置的OLTC，在带电切换操作后，应自动或手动投入滤油装置。对于长期不切

18、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，应结合主变主变压器小修安排滤油，。必要时也亦可换油。（三）潜油泵应采用耐磨性能好的D、E级轴承，禁止使用无级别轴承。有条件时，上轴承应改用向心推力球轴承。推荐选用转速不大于1500r/min的低速油泵。对转速为3000r/min的高速油泵应安排更换。（四）对于装有金属波纹管贮储油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应及时更换处理。要防止卡涩，保证呼吸顺畅。第八条 防止继电保护装置误动或拒动（一）提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现的保护拒动。220kV及以上变压器的高、低压侧后备保护，应由不同的直流电源供电，防止因故失

19、去直流时，造成后备保护失灵全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。（二）220kV及以上主变压器电源侧宜装设故障录波器，录取故障情况下的主变主变压器电流、电压、相别、持续时间等参数，以提高事故分析质量，为制定防范措施提供可靠依据。（三）变压器故障时继电保护装置动作时间应快速准确动作，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。（四）变压器的保护装置必须完善可靠，确因工作需要使保护装置短时停用时，应制定相应的安全防护措施，并于工作完成后立即将变压器保护装置恢复使用。第九条 防止非电量保护装置误动或拒动（一）非电量保护装置应注意消

20、除因接点短接等造成的误动因素，如接点盒增加防潮措施等。（二）强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源，并装有自动切换装置。要定期进行切换试验。信号装置应齐全可靠。（三）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。（四）非电量保护装置的二次回路应结合主变主变压器保护装置的定检工作进行检验，中间继电器、时间继电器、冷却器的控制元件及相关信号元件等也亦应同时进行。（五）变压器在检修时应将非电量保护退出运行。（六）有条件时，可结合

21、大修将变压器安全气道改换为压力释放装置。第十条 防止绝缘油故障劣化（一）加强油务监督管理工作，定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析，保持油质良好。对新油要加强质量控制，油运抵现场经处理并取样分析合格后，方能注入设备。用户可根据运行经验选用合适的油种。变压器的绝缘油应严格按规程监测控制含水量、油击穿强度和介损介质损耗因数等指标，500kV（330kV）kV变压器、电抗器还应控制监测绝缘油的含气量，如含气量突变或增长较快，应查明原因。（二）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。（三）变压器在运行中出现绝缘油介损介质损

22、耗因数值超过规程要求、且影响本体绝缘性能时，应及时查明绝缘下降原因，并对绝缘油进行处理。（四）对于装有金属波纹管贮油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应及时更换处理。要防止卡涩，保证呼吸顺畅。（四五）运行年久旧的变压器应严格控制绝缘油的质量，特别是运行时间超过15年的500kV（330kV）kV变压器，要重视油质劣化问题，包括绝缘油带电度上升。第四三章 预防设备事故的运行要求第十一条 运行（一）通过长电缆（或气体绝缘电缆）与GIS相连的变压器，为避免因特高频操作过电压（VFTO）造成高压线圈首端匝间绝缘损坏事故，除了要求制造厂采取相关措施外（如加大变器入口等值电容等），运行中应采用“带电冷备用

23、”的运行方式（即断路器分闸后，其母线侧刀闸保持合闸状态运行），以减少投切空载母线产生VFTO的概率。（二）变压器内部故障跳闸后，应及时切除油泵，避免故障产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部件。（三）当气体继电器发出轻瓦斯动作讯号时，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。（四）运行中变压器在切换潜油泵时应逐台进行，每次间隔时间不少于3min分钟。第十二条 巡检（一）注意检查变压器的渗漏情况，防止进水受潮，特别是变压器顶部和容易形成负压区部位（如潜油泵入口及出口法兰处），以及胶囊等易老化损坏的部件。发现异常及时处理。（二）注意保

24、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，应结合红外热成像测温、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。（三）应定期检查呼吸器吸湿器的油封、油位及呼吸器吸湿器上端密封是否正常，干燥剂应保持干燥、有效。（四）运行中油流继电器指示异常时，注意检查油流继电器档板是否损坏脱落。（五）水冷变压器运行中必须保证油压大于水压（除制造厂另有规定外），定期监视水冷却器的压差继电器和压力表的指示，并放水检查水中有无油花（亦可采取随时监视的措施）。在冬季应防止未运行冷却器冻裂。第十三条 投切（一）变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处

25、的残存气体。强油循环变压器在投运前，要启动全部冷却设备使油循环，停泵排除残留气体后方可带电运行。更换或检修各类冷却器后，不得在变压器带电情况下将新装和检修过的冷却器直接投入，防止安装和检修过程中在冷却器或油管路中残留的空气进入变压器。（二）为防止运行在中性点有效接地系统中的中性点不接地变压器，在投运、停运以及事故跳闸过程中，出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压间隙保护。（三）变压器油纸电容套管安装或更换后，110Kv-220kV变压器套管应静放24h，500kV（330kV）kV变压器套管应静放36h后方可带电。在此过程中，如变压器器身暴露，则变压器的静放时间分别为110kV变压器24h

26、、220kV变压器48h、500（330）kV变压器72h。第五章 预防设备在安装、检修、试验过程中发生事故的技术措施第十四条 吊罩（进人）检查（一）除制造厂有特殊规定外，在安装变压器时，应进入油箱检查清扫，必要时应吊罩（芯、盖）检查、清除箱底异物。（二）吊罩（进人）时，除应尽量缩短器身暴露于空气的时间外，还要防止工具、材料等异物遗留在变压器内。进行真空油处理时，要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成金属粉末或异物进入变压器。为防止真空泵停用或发生故障时，真空泵润滑油被吸入变压器本体，真空系统应装设逆止阀或缓冲罐。（三）吊罩（进人）时，应注意检查引线、均压环（球）、木支架、胶木螺钉等是否有变形

27、、损坏或松脱。注意去除裸露引线上的毛刺及尖角，发现引线绝缘有损伤的应予修复。对线端调压的变压器要特别注意检查分接引线的绝缘状况。对高压引出线结构及套管下部的绝缘筒应在制造厂代表指导下安装，并检查各绝缘结构件的位置，校核其绝缘距离及等电位连接线的正确性。（四）吊罩（进人）时，应防止绝缘受伤。安装变压器穿缆式套管应防止引线扭结，不得过分用力吊拉引线。如引线过长或过短应查明原因予以处理。检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。（五）安装时注意检查钟罩顶部与铁心上夹件的间隙，如有碰触，应及时消除。用于运输中临时固定变压器器身的定位装置，安装时应将其脱开。（六）穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁心穿芯螺杆绝缘外套

28、两端的金属座套，防止座套过长触及铁心造成短路。（七）线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁心短路，电屏蔽引线应固定好，防止出现电位悬浮产生放电。（八）在线圈下面水平排列的裸露引线，宜加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。（九）在大电流套管导杆引线两端，都应配有锁母和蝶形弹簧垫圈以防止螺母松动。（十）变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线及导管。（十一）为防止抽真空时麦氏真空计的水银进入变压器器身，宜使用数字式或指针式真空计。第十五条 工艺要求（一）对新安装或大修后的变压器应按制造厂说明书规定进行真空处理和注油，其真空度、抽真空时间、进油速度等

29、均应达到要求。装设有载调压分接开关的油箱要与本体油箱连通后同时抽真空，并与变压器本体油箱同时达到相同的真空度，避免开关油箱渗油。（二）装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，要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。并结合大修或必要时对胶囊和隔膜的完好性进行检查。（三）套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面。并检查端子受力和引线支承支撑情况，检查外部引线的伸缩节及其热胀冷缩性能。防止套管因过度受力引起的渗漏油。与套管相连接的长引线，当垂直高差较大时要采用引线分水措施。（四）现场进行变压器干燥时，应事先做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。（五）防止因储油柜系统安装不当

30、，造成喷油、出现假油面或使保护装置误动作。（六）变压器安装或更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵内部，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多，应进一步检查处理。（七）安装或检修中需要更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求，、检验合格的材料和部件，并经干燥处理。（八）对于在役的水冷变压器，其水冷却器和潜油泵在安装前应逐台按照制造厂的安装使用说明书进行检漏试验，必要时解体检查。应结合检修对变压器水冷却器的油管进行检漏。第十六条 维护和年检（一）因冷却器（散热器）外部脏污、油泵效率下降等原因，使冷却器（散热器）的散热效果降低并导致油温上升时，要适当缩短允许过负荷时间。

31、变压器的风冷却器每1-2年用水或压缩空气进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。（二）运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗漏油等异常时，应安排停运检修。各地应结合设备实际运行情况，合理安排潜油泵的定期检查修理。对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面磨擦。（三）要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器。运行单位应定期检查滤网和更换吸附剂。（四）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。（五）冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度，注意定期维护，保证正常运行。

32、对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。（六）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。第十七条 试验（一）局部放电测量试验1. 大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器，应进行局部放电测量试验。2. 运行中的变压器油色谱异常、怀疑设备存在放电性故障时，首先应采取多种手段排除受潮、油流带电等其它原因。进行局部放电测量试验应慎重。（二）变压器出厂时应进行绕组变形试验：包括低电压阻抗试验和或频响试验（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，并与原始数据比较，并结合油

33、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。（三）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。（四）变压器放油后进行电气试验（如测量绝缘电阻或施加低电压试验）时，应严防因感应高压放电或通电打火而引燃、引爆油纸绝缘物和油箱内聚集的可燃气体。第六章 预防壳式变压器事故第十八条 对于在运的壳式变压器，应加强

34、油品管理，定期监测绝缘油的体积电阻率、带电度和变压器泄漏电流，以防绝缘油老化（或油流带电）危害变压器绝缘。油中一旦出现乙炔，即应跟踪分析，必要时可考虑换油处理。具体措施如下：第十九条 在对壳式变压器绝缘油的定期色谱监测中，一旦发现放电性故障迹象即应引起高度重视：提高色谱监测频次，同时还要测试油的含气量、带电度和油中硫化铜含量等参数。第七章 其它预防设备事故的措施第二十条 在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先采取防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。第二十一条 事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮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

35、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。第二十二条 充氮灭火装置应确保不发生误动，否则将引起变压器事故。第二十三条 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。第二十四条 变压器应采用氧化锌避雷器保护。预防110（66）kV500kV变压器（电抗器）事故措施编制说明预防110（66）kV500kV变压器（电抗器）事故措施编制说明本反措是根据有关技术标准、规程及110（66）kV500kV电压等级油浸式变压器（电抗器）设备评估分析编写的，有关条文说明如下：第一条 为了加强变压器的专业管理，完善各项反事故措施，保障电网变压器的

36、安全可靠运行，根据相关技术标准、规范（规定）及110(66)kV500kV电压等级油浸式变压器（电抗器）设备评估分析，制订本反事故措施。此次制定的变压器技术标准和管理规范包括110(66)kV500kV变压器（电抗器）技术标准、110(66)kV500kV变压器（电抗器）运行规范、110(66)kV500kV变压器（电抗器）检修规范、110(66)kV500kV变压器（电抗器）技术监督规定以及110（66）kV500kV变压器（电抗器）设备评估分析等，已经对变压器订货、运行、检修、技术监督作了详细的规定，本反措不再赘述，仅针对已投运变压器运行中容易导致典型和频繁出现的事故（障碍）的环节提出措施

37、。第六条（一）1点 容性电流超标的66kV不接地系统，宜装设有自动跟踪补偿功能的消弧线圈或其它设备，防止单相接地发展成相间短路。DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合中对容性电流作了详细的规定，其与是否带发电机系统、杆塔材质等因素都有关系，不同情况下对容性电流的规定值都不同，实际执行中应先查规程再对电容电流超标的安排加装消弧线圈等。第六条（一）7. 对10kV的线路，变电站出口2公里内可考虑采用绝缘导线。变电站出口架空线使用绝缘导线可减少近区短路的次数，2公里以外由于线路阻抗的影响，短路电流对变压器的冲击已经大为减小，一般不会造成变压器短路损坏事故。第六条（一）8. 对早期

38、产品，随着电网系统容量的增大，有条件时可开展变压器抗短路能力的校核工作，根据设备的实际情况有选择性地采取措施，包括对变压器进行改造。早期产品存在抗短路能力不足的问题，随着电网系统容量的增长，有的变压器不能满足安全运行的情况日益突出。根据变压器所处位置的重要性和能掌握的变压器内部结构资料，可对其抗短路能力进行校核。在采取防止变压器外部短路措施的基础上，对抗短路能力严重不足的变压器，结合老旧设备改造，进行部分线圈甚至整个变压器的更新改造。第六条（一）10.对早期的薄绝缘、铝线圈且投运时间超过二十年的老旧变压器，应加强跟踪，变压器本体不宜进行涉及器身的大修。若发现严重缺陷，如绕组严重变形、绝缘严重受

39、损等，应安排更换。以上产品都已经到了寿命的晚期，由于早期工厂制造水平和绝缘老化等因素的影响，其已经到了事故多发期，应加强监督和跟踪。若存在绝缘严重下降、绕组严重变形等，不宜应进行涉及器身的大修。因为在大修中处理，反而容易因为受潮和机械紧固等因素，而导致变压器事故。此类变压器的损耗普遍较大，当在绕组严重变形、绝缘严重受损时，从运行经济性的角度考虑，大修也不适合，应安排更换处理。第六条（二）变压器在运输和存放时，必须密封良好。充气运输的变压器运到现场后，必须密切监视气体压力，压力过低时（低于0.01MpaPa）要补干燥气体，使压力满足要求。当充气运输的变压器油箱内部气压低于0.01MPAPa时，潮

40、气、水分进入变压器内部的概率将增大，对变压器的绝缘可能造成不利影响，因此应按制造厂要求或运行经验即时补气。第七条（一）3. 作为备品的110kV及以上套管，应竖直放置，如水平存放，其储油柜抬高角度应满足制造厂要求。存放时间超过一年，并且不能确保电容芯子浸没在油中的备用套管，安装前应进行局部放电测量和额定电压下的介质损耗因数试验。备用套管在投运后易发生故障是由于电容芯子没有浸没在油中，空气易进入电容芯子，投运后气泡在电容芯子中放电所导致。第七条（一）4. 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。如需自行检修，需严格按制造厂要求的检修工艺，尤其应采用真空注油，真空度及

41、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。油纸电容型变压器套管不宜在现场大修，因为少油量设备对大修的工艺要求较高，若现场设备工艺无法严格按照制造厂的要求，容易给套管留下缺陷。此外，套管电容芯严重受潮、绝缘劣化或存在放电故障，即使在制造厂也是全部更换电容芯绝缘，一般的真空干燥或局部修理，难以保证质量。大修后为检验大修质量，局部放电测量和额定电压下的介质损耗因数试验是必须的。第七条（二）1. 无励磁分接开关改变分接位置后，必须测量所使用分接的直流电阻及变比，合格后方能投入运行。长期使用的无励磁分接开关，即使运行不要求改变分接位置，也应结合变压器停电

42、，每12年主动转动分接开关，防止运行触点接触状态的劣化。当改变无励磁分接开关的分接位置后，进行直流电阻和变比测量可以检查分接触点接触和档位的正确性，且相对容易，测试结果也更直观、准确。长时间使用的分接开关触点，由于电流、热和化学等因素的作用，会生成氧化膜，使接触状态会变差。通过转动触点，有利于磨掉氧化膜。第七条（二）4. 结合预试，在测量变压器直流电阻前对分接开关进行全程切换。有些变压器的有载分接开关长期不用，有的分接开关经常只在很少几个分接位置上运行，这那些长期使用或不用不用的分接的触点将产生氧化膜和污垢，为避免对试验和一旦使用的影响时接触不良，需要利用切换的方法清除氧化膜和污垢。第七条（三

43、）潜油泵应采用耐磨性能好的D、E级轴承，禁止使用无级别轴承。有条件时，上轴承应改用向心推力球轴承。推荐选用转速不大于1500r/min的低速油泵。对转速为3000r/min的高速油泵应安排更换。转速不大于1500r/min的油泵，在运行中不易会引起油流带电，质量可靠、耐磨性能好的D、E级轴承运行中磨损的概率很低，因此可予以选用。第七条（四） 对于装有金属波纹管贮油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应及时更换处理。要防止卡涩，保证呼吸顺畅。采用金属波纹管储油柜不会象胶囊和隔膜那样存在材料的老化现象，但存在焊缝劣化，特别是若金属波纹管储油柜的导轮若卡涩后突然运动，有可能引起重瓦斯误动。第九条（三）

44、 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。据一些省份对压力释放装置的校验发现，不少产品质量存在问题，因此必须加强对非电量保护装置的校验工作，同时要准备备品，发现不合格及时更换，以免影响停电时间。第九条（四） 非电量保护装置的二次回路应结合主变保护装置的定检工作进行检验，中间继电器、时间继电器、冷却器的控制元件及相关信号元件等亦应同时进行。非电量保护装置的二次回路问题是非电量保护误动的重要原因，必须加强对二次回路元件的定检

45、工作。第九条（五） 变压器在检修时应将非电量保护退出运行。变压器的检修如放（注）油等易引起非电量保护的误动作（如重瓦斯保护等），在3/2开关接线方式下，可能会导致变电站其他运行中断路器误跳。第十条（二） 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。某些运行单位取油样未严格按照规定进行，导致油色谱数据失真，影响到跟踪变压器的故障分析。第十条（四） 运行年久的变压器应严格控制绝缘油的质量，特别是运行时间超过15年的500（330）kV变压器，要重视油质劣化问题，包括绝缘油带电度上升。一些变压器油中添加了抗氧化剂、抗静电剂等物质，在运行中，这些添加剂会逐渐消耗，并可能使油质发生劣化或带电度上升，因此运行时间长的变压器应注意监测油质变化。日产500kV的变压器在运行时间超过15年后，这类现象较为突出。第十一条（四） 运行中变压器在切换潜油泵时应逐台进行，每次间隔时间不少于3min。避免多台潜油泵同时投运，油流速度和油箱压力突变，产生不良后果，对于片散、冷却器的手动与自动控制方式，每次间隔时间不少于3min是根据运行经验而定。第十二条（一） 注意检查变压器的渗漏情况，防止进水受潮，特别是变压器顶部和容易形成负压区部位（如潜油泵入口及出口法兰处），以