《预防110500kV变压器事故措施》解读Word文档下载推荐.docx

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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。

1.1.5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、进油速度等均应达到要求。

装设有载调压开关的油箱要同时抽真空，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。

1.1.6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。

1.1.7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。

1.1.8应检查呼吸器的油封、油位是否正常，切实保证畅通。

干燥剂应保持干燥、有效。

1.1.9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。

对于油中含水量超标或本体绝缘性能不良的变压器，如在寒冬季节停运一段时间，则投运前要用真空加热滤油机进行热油循环，按规程试验合格后再带电运行。

1.1.10加强潜油泵、储油柜的密封监测，如发现密封不良应及时处理。

1.2防止异物进入变压器

1.2.1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，必要时应吊心检查、清除箱底异物。

导向冷却的变压器要注意清除进油管道和联箱中的异物。

1.2.2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。

1.2.3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。

对于全密封变压器不宜采用净油器。

运行单位应定期检查滤网和更换吸附剂。

1.2.4潜油泵应采用耐磨性能好的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1000r/min的低速油泵。

对转速为3000r/min的高速油泵应安排更换。

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。

运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗油等异常时，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。

1.2.5变压器内部故障跳闸后，应切除油泵，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。

1.2.6在安装、大修吊罩或进入检查时，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。

1.2.7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。

1.3防止绝缘损伤

1.3.1变压器在吊检和内部检查时应防止绝缘受伤。

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。

1.3.2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。

1.4防止线圈温度过高、绝缘劣化或烧损

1.4.1变压器过负荷运行应按照GB/T5164-94《油浸式电力变压器负载导则》和DL/T572-95《电力变压器运行规程》执行。

如果过负荷运行时间较短，例如少于5min，可作为应急处理。

1.4.2应要求制造厂提供变压器的负荷能力表。

负荷能力表经用户校核后执行。

1.4.3运行中变压器的热点温度不得超过GB/T15164-94规定的限值和特定限制。

在实际运行中应对负载电流和顶层油温加以监控。

1.4.4因散热器（冷却器）外部脏污、油泵效率下降等原因，使散热器（冷却器）的散热效果降低时，要适当缩短允许过负荷时间。

变压器的风冷却器每1-2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。

1.4.5当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过额定电流运行，并加强运行监视。

1.4.6对于负荷能力受到怀疑或经过改造的变压器，必要时应进行温升试验来确定其负荷能力。

当怀疑线圈局部过热时（如由绝缘膨胀或油道堵塞等引起），可酌情降低极限出力。

1.4.7强油循环变压器的冷却系统故障时，变压器允许的负荷水平、持续时间和顶层油温等均应符合变压器运行规程或制造厂规定。

1.4.8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。

1.4.9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。

对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。

1.4.10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。

1.5防止过电压击穿事故

1.5.1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，为防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。

在投切空载变压器时，中性点必须可靠接地。

1.5.2变压器应采用氧化锌避雷器保护。

1.5.3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”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。

1.5.4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。

1.6防止工作电压下的击穿事故

1.6.1新安装220kV及以上电压等级的变压器，交接试验中应按照国标或行业标准进行局部放电试验，并要求加于匝间和主绝缘的试验电压为1.5倍设备最高电压。

110kV电压等级的新安装变压器，可比照执行。

1.6.2大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器，也应进行局部放电试验。

试验中要以局部放电量的限制水平作为试验的另一项控制指标，而不应仅以试验电压是否达到《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）规定的电压值来要求，以免因施加电压过高而造成缺陷的扩大。

1.6.3运行中的变压器油色谱异常、怀疑设备存在放电性故障时，可进行局部放电试验。

进行试验的原则同1.6.2。

1.6.4500kV（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。

对于500kV（含330kV）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。

1.6.5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。

1.6.6对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督。

如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装。

1.7防止保护装置误动、拒动

1.7.1变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器中低压侧设备无保护投入运行。

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。

1.7.2气体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。

如加装防雨罩，避免接点受潮误动。

1.7.3防止因储油柜系统安装不当，造成喷油、出现假油面或使保护装置误动作。

1.7.4压力释放阀的动作接点应接入信号回路。

当根据需要将压力释放阀的动作接点接入跳闸回路时，应有完备的防误动措施：

如同一设备上两台压力释放装置的动作接点互相串联，接点盒增加防潮措施等。

1.7.5线圈温度计和顶层油温度计的动作接点应接信号，不宜接跳闸。

1.7.6220kV及以上主变压器宜装设故障录波器，录取故障情况下的主变电流、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。

1.7.7220kV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，防止因故失去直流时，造成后备保护全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。

2预防铁心多点接地和短路故障

2.1在检修时应测试铁心绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。

2.2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。

2.3用于运输中临时固定变压器器身的定位装置，应在安装时将其脱开。

2.4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两端的金属座套，防止座套过长触及铁心造成短路。

2.5线圈钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁心短路。

铁心及铁轭静电屏蔽引线等应固定好，防止出现电位悬浮产生放电。

2.6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，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。

3预防套管事故

3.1订货时，对变压器套管外绝缘不仅要提出与所在地区污秽等级相适应的爬电比距要求，也应对伞裙形状提出要求。

重污区可选用大小伞结构瓷套，并满足IEC60815的要求。

应要求制造厂提供淋雨条件下套管人工污秽试验的形式试验报告。

不得订购有机粘结接缝过多的瓷套管和密集形伞裙的瓷套管，防止瓷套出现裂纹断裂和外绝缘污闪、雨闪故障。

3.2鉴于套管出厂试验的周边条件与安装在变压器上运行条件的差异，应要求套管的工频耐受电压和雷电冲击耐受电压的水平比变压器线圈的绝缘水平高一级。

高原地区可只按海拔进行校正。

3.3500kV套管今后宜选用导杆式结构套管，防止穿缆结构密封不良所带来的进水受潮问题和其它弊病。

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。

3.4安装在供货变压器上的套管必须是进行出厂试验时该变压器所用的套管。

油纸电容套管安装到位后，110-220Vk套管应静放24h，330-500kV套管应静放36h后方可带电。

3.5定期对套管进行清扫，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。

3.6对110kV及以上变压器套管进行解体检修时，组装后应采用真空注油，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试验。

3.7经常注意保持套管油位正常，运行人员正常巡视时应检查记录套管油面情况。

套管渗漏油时应及时处理，防止内部受潮而损坏。

3.8应采用红外热成像技术检查运行中的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绝缘事故。

3.9变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。

3.10注意油纸电容型套管的介损、电容量、油色谱分析结果的变化趋势，发现问题及时处理。

新安装的变压器套管及事故抢修所装上的套管，投运后的半年内，应测量一次套管介损，必要时可取油样做一次色谱分析。

3.11作为备品的110kV及以上套管，应竖直放置，如水平存放，其油枕抬高角度应满足制造厂要求。

安装前应进行局放测量和额定电压下的介损试验。

4预防引线事故

4.1在安装或大修时，应注意检查引线、均压环（球）、木支架、胶木螺钉等是否有变形、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。

4.2应要求制造厂提供测试用套管末屏接地线的引出线连接端子。

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。

如有损坏应及时处理，保证带电时末屏可靠接地。

对于新订设备，要求制造厂采取防止螺杆转动的措施。

4.3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。

4.4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。

4.5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。

5预防分接开关事故

5.1变压器安装完毕准备投入运行前及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，合格后方能投入运行。

5.2安装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。

5.3有载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。

5.4应掌握变压器有载调压开关（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。

对于长期不切换的OLTC，也应定期（周期不应长于半年）启动带电滤油装置。

无带电滤油装置的OLTC，应结合主变小修安排滤油。

必要时亦可换油。

6预防绝缘油劣化

6.1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控制含水量、油击穿强度和介损等指标，500kV（含330kV）变压器、电抗器还应控制绝缘油的含气量。

6.2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。

并结合大修或有必要时对胶囊和隔膜的完好性进行检查。

6.3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，应通知制造厂更换处理。

要防止异物卡涩导轨，保证呼吸顺畅。

6.4变压器在运行中出现绝缘油介损值超过规程要求、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。

6.5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。

6.6对于运行时间超过15年的500kV变压器，应严格控制变压器油的质量，管理好变压器的附属设备，以防止变压器绝缘性能下降或附属设备发生故障。

7预防变压器短路损坏事故

7.1订货时变压器制造厂应提供参数相同或相近的同类型变压器短路试验报告及其变压器动热稳定性能的计算报告，并提供合同变压器的具体结构参数，以便计算校验合同变压器的抗短路能力。

同等条件下，应优先选用通过突发短路试验的同类产品。

7.2宜采用半硬铜、自粘性换位导线以及用硬绝缘筒绕制线圈等措施提高变压器抗短路能力。

对于制造厂在变压器内采用高机械强度的环氧等材料，应以不增大绕组绝缘的介损值和局部放电量为前提，防止因提高抗短路强度而降低绝缘性能。

加密线圈的内外撑条也应以不影响变压器散热性能为前提条件。

7.3应要求制造厂提交确保变压器动热稳定性能的技术和工艺措施。

采取措施保证大型变压器线圈轴向压紧，包括线圈垫块采用预密化、内外多个线圈均能压紧撑实的工艺和检测措施等。

应在线圈整体套装并烘燥后，采用压敏纸等方法检测各线圈圆周和轴向的压紧状况。

330～500kV变压器和大容器220kV变压器宜设置单独的调压线圈，做到结构对称、安匝平衡，尽量降低轴向力。

7.4继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。

为此，要求制造厂提供承受短路能力试验的有关数据。

7.5采取有效措施，减少变压器的外部短路冲击次数，改善变压器的运行条件。

7.5.1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（2次以上）变电站，可考虑临时停用线路自动重合闸，防止变压器连续遭受短路冲击。

7.5.2容性电流超过20A的10kV或超过10A的35kV（应为3-10kV电缆线路）不接地系统，应装设有自动跟踪补偿功能的消弧线圈，防止单相接地发展成相间短路。

7.5.3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。

7.5.4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。

7.5.5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。

7.5.6加强开关柜管理，防止配电室“火烧连营”。

定期对保护装置的整定值进行检查校验，确保变压器发生近区故障时能够可靠动作。

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故障，防止越级跳闸。

7.6对于新投变压器，宜根据系统情况及变压器安装位置，选择合理的调压方式，减少调压分接数量，使变压器结构更为简单合理，提高变压器的电气和机械性能。

7.7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。

7.8变压器出厂时宜进行线圈变形试验：

包括频响试验（相间频响特性应具有良好的一致性）及低电压阻抗试验，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，并结合油色谱分析和其它常规检查试验项目进行综合分析，对判明线圈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。

防止因变压器线圈变形累积造成的绝缘事故。

禁止变压器出口短路后，未经线圈变形试验及其它检查试验就盲目将其投入运行。

8预防壳式变压器事故

8.1壳式变压器订货时，应选取已提高绝缘裕度、改进结构设计的最新结构产品。

8.2对于在运的壳式变压器，应加强油品管理，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：

8.2.1定期监测绝缘油的体积电阻率（应大于1×

1013Ω.cm/80℃）、带电度（应小于500pC/ml/20℃）和停电启动油泵状态下的变压器线圈泄漏电流（应小于∣-3.5∣μA）。

一旦出现或接近出现绝缘油老化（或油流带电）现象（如体积电阻率低于1×

1013Ω.cm/80℃、带电度高于500pC/ml/20℃等情况），应及时更换为含硫量低的绝缘油。

8.2.2由于在油温40℃左右时，油流的带电倾向最大，故壳式变压器可通过控制油泵运行数量来尽量避免变压器绝缘油运行在35～45℃温度区域。

8.3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。

8.4壳式变压器的局部放电试验，要按照1.6.2的原则进行，以免因施加电压过高而造成缺陷的扩大化。

9预防变压器火灾事故

9.1加强变压器的防火工作，重点防止变压器着火引起的事故扩大。

变压器应按规定要求完善消防设施，并加强管理。

运行中应有火灾事故预想。

应特别注意对套管的质量检查和运行监视，防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。

9.2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。

9.3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。

9.4在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。

9.5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。

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。

9.6对于油浸变压器应按“消防法”要求装设灭火装置。

特别是地下洞室、城市人口密集区域等特殊安装场所的油浸变压器，应安装自动遥控水喷雾或其它灭火装置。

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二、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

15防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故

为了防止大型变压器损坏、互感器爆炸事故的发生，应严格执行《关于印发“变压器设备管理规定”的通知》（电安生[1996]589号）、《关于发送“全国变压器类设备专业工作会纪要”的通知》（调网[1996]89号）、《关于加强变压器消防设施的通知》[能源部（87）电生火字117号]以及其他有关规定，并提出以下重点要求：

15.1加强对变压器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理，明确变压器专责人员及其职责

15.2严格按有关规定对新购变压器类设备进行验收，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。

15.2.1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。

15.2.2220kV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