《预防110-500kV变压器事故措施》解读教学资料

1、Good is good, but better carries it.精益求精，善益求善。预防110-500kV变压器事故措施解读预防110-500kV变压器（电抗器）事故措施解读一、预防110-500kV变压器（电抗器）事故措施1预防变压器绝缘击穿事故1.1防止水及空气进入变压器1.1.1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，在安装前应装设压力表，密切监视气体压力。压力过低时要补干燥气体。现场放置时间超过6个月的变压器应注油保存，并装上油枕和胶囊，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压力，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

2、部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须良好密封。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。1.1.2对于延伸式结构的冷却器，冷却器与箱体之间宜PAGE#页：#软连接：延伸式冷却器、瓦斯，其他按制造厂，不强求采用金属波纹管连接。1.1.3新建或扩建工程的变压器一般不采用水冷却方式，如因特殊场合必须采用水冷却方式，则应采用双层铜管冷却系统。对于在役的水冷却变压器，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进行检漏试验，必要时解体检查。运行中的水冷器必须保证油压大于水压。应打开潜油泵进油阀门，用出油阀调节油流量。运行中要定期监视压差继电器和压力表的指示。每台

3、水冷却器都应装有放水阀门，并检查水中有无油花。在冬季应防止未运行冷却器冻裂。结合大、小修对冷却器的油管进行检漏。1.1.4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。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

4、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PAGE#页：#一般按厂家选：隔膜或胶囊（如进口、合资厂），无异常也不必改金属膨胀器油枕，新购变压器或异常的油枕除外，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

5、，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

6、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PAGE#页：#即要求变压器重瓦斯、差动保护动作的同时切除油泵电源。油泵，避

7、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

8、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PAGE#页：#而不建议用绕组温度来控制冷却器等启停，因绕组温度高于

9、顶层油温，因此用顶层油温控制更合适。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.

10、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PAGE#页：#电、声信号（变压器运行规程规定）；省公司刚发的通知：要定期对冷却器回路、元件进行检查与试验，要明确管理责任人，杜绝类似事件重复发生。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

11、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

12、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

13、（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

14、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PAGE#页：#严禁从变压器底部补充油，同时底部补油将杂质、异物、气泡直接带绕组内部的可能性加大，因为之后不再抽真空了。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

15、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

16、.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300mAPAGE#页：#原反措规定是不大于100mA，正常运行中的变压器绝大多数在100mA以下。又无法消除时，可在接地回

17、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PAGE#页：#即是酸雨。在华东地区如上海、山东包括福建沿海地区在久旱逢甘雨时特别容易发生，发出的危害主要是套管表面贯穿性放电。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

18、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

19、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PAGE#页：#建议不在运行单位检修，而采取返厂检修或直接更新为上策。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

20、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

21、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

22、压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布PAGE#页：#南平局马站、邵武局故县、嵩屿电厂带，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

23、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PAGE#页：#包括长期不切换的OLTC也应在不带电情况下定期切换。NLTC切换后投运前必须测量直流电阻。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

24、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

25、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

26、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PAGE#页：#压敏纸等措施等。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。330500kV变压器和大容器220kV变压器宜设置单独PAGE#页：#旁扼布置的调压线圈，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，

27、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

28、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PAGE#页：#马站、福州东郊、三明明溪变主变事故电源的可靠性，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

29、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

30、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11013.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-3.5A）。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

31、低于11013.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40PAGE#页：#三菱变压器要特别注意；此温度下的带电倾向性同样适应于其他生产厂的变压器，220KV及以上要特别注意左右时，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3545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PAGE#页：#华东规程提倡取1.3Um/3而造成

32、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

33、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。*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1996589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199689号）、关于加强变压器消防设施的通知能源部（87）电生火字1

34、17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PAGE#Page:#1,发标书前应做的事2,可要求按华东简易校核办法先交一份。3，可在标书中注明。，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PAGE#Page:#目前我省绝大多数都没有做，应取得所订购变压器的抗短路能力PAGE#Page:#见华东反措：附件1：变压器抗短路能力计算报

35、告简易校核方法变压器抗短路能力计算报告的校核，主要是采用日本变压器专门委员会提供的计算公式，对变压器辐向力进行校核：线圈每一线饼的受力：Fc=Fr/(M1*Dm)（N/mm）其中：Fr为整个内线圈的辐向力（N）；M1为线圈的线饼数；Dm为线圈平均直径（mm）。整个内线圈的辐向力：Fr=1.97（ImN）2Dm/Hw10-6(N)其中：Im为短路电流的最大峰值（A）；N为线圈匝数；Hw为线圈几何高度（mm）。每个线饼的临界失稳强度FB=EI(m2-1)/R3(N/mm)其中：E为铜导线的弹性模量。对于软铜导线取：E=1.25105N/mm2I为导线的惯性矩；m为内线圈有效支撑数，为实际支撑（撑条

36、）数的一半；R内线圈的平均半径（mm）。导线的惯性矩：I=nbyb3ntt/12（mm4）其中：nb为线吧饼中幅向的导线根数；nt为线饼中轴向的导线根数；b为每根导线的幅向高度（mm）；t为每根导线的轴向高度（mm）；y为经验系数，取决于线饼和导线的结构，1y3；对于普通结构的线饼和导线：一般，y=1；对于采用自粘性换位导线：一般，2.3y2.5；具体数值取决于制造厂的试验结果。当按式（3）算出的线饼临界失稳强度大于按式（1）算出的线圈每一线饼的受力，且安全系数FB/Fc大于1.8-2，则可认为该台变压器有较强的耐受幅向电动力的能力。计算报告。15.2.2220kV及以上电压等级的变压器应赴厂

37、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。15.2.3出厂局放试验的合格标准。15.2.3.1220kV及以上变压器，测量电压为1.5UmPAGE#Page:#1，原规定：220KV变压器，在1.5Um/3时，Q小于500pC，在1.3Um/3时，Q小于300pC2,1.5Um/3时严于1.3Um/3时3,二十五项规定严于GB1094,因此按二十五项规定执行/3时，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC。15.2.3.2110kV变压器，测量电压为1.5Um/3时，不大于300pC。15.2.3.3中性

38、点接地系统的互感器，测量电压为1.0Um/3PAGE#Page:#1,错误,且解释本也没有解释和更正2,实际应为1.0Um/3,按现执行的电压互感器、电流互感器国标（GB/1207-1997、GB/1208-1997）提出的标准：测量电压为1.0Um时，对液体浸渍的不大于10pc，固体型式的不大于50pc，或1.2Um/3，对液体浸渍的不大于5pc，固体型式的不大于20pc。3，永安高压试验技术比武，泉州局意识到了，但立场不坚定。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。15.2.3.4对220kV及以上电压等

39、级互感器应进行高电压下的介损试验。15.2.4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PAGE#Page:#1，如棉花滩变压器（套管进口）出厂时厂家认为可用另配套管做，不允许，已执行；2，进口套管由于工期常遇到这个问题，是不允许的，因为套管均压帽尺寸可能不同、长短可能不同、电场不同；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。15.2.5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PAGE#Page:#低电压阻抗法是GB和IEC均允许的，且据国际大电网会议介绍认为

40、：阻抗法在一定条件下比频响法具有更高灵敏度。总体认为：频响法灵敏度高于阻抗法，但频响法要求经验多，阻抗法较易于一般高压试验人员判断，电业局可用于粗测量，当然如有钱用频率响应分析最好。绕组变形以留原始记录。220kV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。220kV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。15.2.6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。15.3设备采购时，应要求制造厂有可靠、密封措施。对运行中的设备，

41、如密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或空气受潮。加强运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。防止套管、引线、分接开关引起事故。套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止雨闪事故。15.4潜油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵应选用转速不大于1000r/min的低速油泵。为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。15.5变压器的本体、有载开关的重瓦保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。15.6对220kV及以上电压等级变电设备还需每年进行至少一次红外成像测温检查。在技术

42、和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器的运行条件。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用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。15.7新建或扩建变压器一般不采用水冷却方式，对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。对目前正在正常使用的单铜管水冷却的变压器，应始终要保持油压大于水压，并要加强维护，采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。15.8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。15.9对新的变压器

43、油要加强质量控制，用户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。15.10按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。15.11防止套管存在的问题。15.11.1套管安装就位后，带电前必须静放。500kV套管静放时间不得少于36h，110220kV套管不得少于24h。15.11.2对保存期超过1年PAGE#Page:#本人理解是：指垂直安装，水平存放油浸套管。见DL/Txxx电力设备预防性试验规程的110kV及以上套管，安装前应进行局放试验、额定电压下的介损试验和油

44、色谱分析。15.11.3事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。15.11.4作为备品的110kV及以上套管，应置于户内且竖直放置。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而受潮。15.11.5套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。*三、福建省电力公司提高主变压器安全运行补充措施1.选型定货1.1原则上尽量少用自耦变压器优点：空、负载损耗低，体积小，无载调压时价格低，质量轻；缺点：阻抗小、保护困难，高中压电和磁均直接联系，造成传递过电压倍数高，安匝不平衡造成抗短路能力差是致命缺点，中性点直接接地（如全绝缘，造价增加），运行不方便，且同一变电

45、站另一台变压器选型困难，有载调压变压器三台进口开关差价高，价格无明显优势，且故障率理论上增加2-3倍（机械连动、额定工作电压）。结论：特大型（件）500KV变压器只能用，运输、安装位置有限制时用，其他非用不可时再用PAGE#Page:#；除300MW及以上大机组厂用变外，不宜选用分裂变压器PAGE#Page:#同一芯柱串套两个完全相同的低压绕组，事故率高。；对三绕组变压器，除非必要，一般情况中压绕组不设调压绕组PAGE#Page:#高压主绕组的中部引出线穿过调压绕组，电场局部集中；安装位置决定了其安匝不很平衡，降低短路能力。1.2110kV变压器应选用通过突发性短路试验的厂家；220kV变压器

46、应提供抗短路能力计算书PAGE#页：#变压器抗短路能力计算报告简易校核方法变压器抗短路能力计算报告的校核，主要是采用日本变压器专门委员会提供的计算公式，对变压器辐向力进行校核：线圈每一线饼的受力：Fc=Fr/(M1*Dm)（N/mm）其中：Fr为整个内线圈的辐向力（N）；M1为线圈的线饼数；Dm为线圈平均直径（mm）。整个内线圈的辐向力：Fr=1.97（ImN）2Dm/Hw10-6(N)其中：Im为短路电流的最大峰值（A）；N为线圈匝数；Hw为线圈几何高度（mm）。每个线饼的临界失稳强度FB=EI(m2-1)/R3(N/mm)其中：E为铜导线的弹性模量。对于软铜导线取：E=1.25105N/m

47、m2I为导线的惯性矩；m为内线圈有效支撑数，为实际支撑（撑条）数的一半；R内线圈的平均半径（mm）。导线的惯性矩：I=nbyb3ntt/12（mm4）其中：nb为线吧饼中幅向的导线根数；nt为线饼中轴向的导线根数；b为每根导线的幅向高度（mm）；t为每根导线的轴向高度（mm）；y为经验系数，取决于线饼和导线的结构，1y3；对于普通结构的线饼和导线：一般，y=1；对于采用自粘性换位导线：一般，2.3y2.5；具体数值取决于制造厂的试验结果。当按式（3）算出的线饼临界失稳强度大于按式（1）算出的线圈每一线饼的受力，且安全系数FB/Fc大于1.8-2，则可认为该台变压器有较强的耐受幅向电动力的能力。

48、，优先选择通过突发性短路试验的厂家。1.3原则上应选用有2年及以上运行经验的定型成熟PAGE#Page:#首批产品事故率可能更高，我省已有教训。的产品。1.4标书和技术协议应有针对性PAGE#Page:#不同电压、容量、不同要求的变压器参数等差别较大，因此应有针对性。，并经有关变压器专业人员会签。评标时应适当提高技术权重PAGE#Page:#要用最少的钱买最好的变压器仅建议：先评技术标，再评商务标。1.5签定合同时应给制造厂留有合理的生产周期。1.6110kV/31500kVA及以上双线圈降压变压器，短路阻抗宜提高到14-15%PAGE#Page:#山西省规定15-16%，香港多为17-18%

49、，欧州部分21%，但太大时变压器本身漏抗大，抗短路能力下降。；其他变压器应按GB6451规定范围高限选取。1.7绕组的铜导线电流密度一般不大于2.8A/mm2PAGE#Page:#一般在2.5A/mm2及以下，但有的绕组可能较大，因此要限制；与抗短路能力有关；同样截面时，与导线厚-宽比有关。1.8以下容量变压器的低压绕组宜用自粘PAGE#Page:#质量好坏顺序：半硬自粘自粘-半硬-普通性换位导线:升压变220kV/150MVA及以上、110KV/63MVA及以上；降压变500KV/750MVA三相一体、220kV/120MVA及以上、110kV/50MVA及以上，低压绕组为半容量PAGE#P

50、age:#电流密度小一半，铭牌上标的是全容量时的阻抗,实际上只有铭牌值的50%,因此短路电流增大100%,短路能力降低约50%，因此要用好导线。的三绕组变压器。1.9110kV及以上主变要求采用环烷基PAGE#Page:#克拉玛依原油如兰炼产品，稳定性好，介损稳定；它好于石蜡基油。变压器油。1.10可推广应用金属波纹式油枕。1.11110kV/31.5MVA及以下变压器的有载调压开关可选用V型PAGE#Page:#1，V型开关级电压小，极性转换时调压绕组电位瞬间悬浮：V型开关一般恢复电压15kV、电容电流一般只允许在100mA及以下；M型开关极性转换时调压绕组电位瞬间悬浮：一般恢复电压35kV

51、、，电容电流150-300mA。因此V型开关限用在50MVA/110kV及以下，同时必要时应加电位电阻。合资V型比国产M型价格相当或更高，因此认为选M型也有优势，因为级间绝缘水平高、检修维护方便。；110kV/31.5MVA以上可选用M型；对110kV重要变电站及220kV的变压器可选用进口MR或ABB公司产品。1.12油封干燥器应选用性能良好的产品。1.13宜选用性能好的不锈纲或铜质的蝶阀。1.14220kV及以上变压器，应提供零序阻抗出厂实测值PAGE#Page:#保护专业整定需要。如合同未明确，一般情况则另需增加费用约8000元。2.设备监造、验收和运输2.1监造人员应选派责任心强、富有

52、经验的专业人员参加。在前往监造之前，应编写监造、验收大纲PAGE#Page:#见：DL/T586-95电力设备用户监造技术导则;结束时提交监造报告。2.2监造主要内容：2.2.1绕组总装过程。2.2.2出厂试验全过程，重点是耐压值、感应耐压接线方式PAGE#页：#请用计算机功能：视图（V）/批注（C），打开可看到接线图。（和局部放电（包括起始放电电压、熄灭电压）。2.2.3出厂应提交用频响法测定绕组变形的试验报告（频谱图）和绕组半成品的直流电阻PAGE#页：#如有异常，便于判断、比较。实测值。2.3对充氮（或空气）运输的变压器，其内部压力应保持在0.020.03MPa。充入气体湿度应小于30L

53、/L。在设备就位后，应测定其箱内气体湿度，推算出内部绝缘材料的含水量，其值应小于1%。3.设备安装和交接验收试验3.1钟罩式变压器一般应吊罩PAGE#页：#我省的历史经验表明首次吊罩有必要。检查；油箱焊死、吊芯式和短途运输的变压器应打开所有人孔、升高座，进人检查。3.2抽真空时，麦式真空计应该安装在油箱的侧面，严防误操作引起水银倒灌。3.3对出厂局放试验曾有多次不合格史或运输中有异常的110kV变压器，投运前应进行局放试验。3.4新安装的35kV及以上变压器的压力释放阀PAGE#页：#我省夏天中午误动多；2002年检出不合格率约30%。、瓦斯继电器应检测合格。10kV及以下变压器的压力释放阀，

54、宜安排检测。3.5验收时对变压器的油质进行全分析。4.运行维护4.1严防变压器出口短路和减少近区短路故障。4.1.1变压器低压侧电气设备，应选用全工况（如经凝露等试验合格）、性能好的设备。4.1.2加强主变各侧套管、引线、母排支持绝缘子、出线电缆头及电缆中间接头等设备的维护检修工作，消除隐患，防止主变遭受近区短路冲击。4.1.3避免变压器低压侧母线小动物短路。4.1.4避免高压线路失地短路。4.1.5杜绝带地线合闸等误操作。4.1.6严防变电站6-35kV母线谐振过电压。可采取装设性能好的消谐装置。4.1.735kV及以下中性点绝缘系统，电容电流超过规定值时应装设消弧线圈或其他接地方式。4.2

55、变压器低压侧必须有一段不大于2sPAGE#Page:#热稳定2S，局部温度250，导线受热变软，抗短路能力极大下降，同时要看短路电流大小；以省公司调通中心发的文为准。的电流保护。4.2.1对已投运且低压侧无母差的变电站，采用以下针对性措施：4.2.1.1原低压侧复压过流时限应不大于2s，如不满足要求，需加装限时速断保护该保护在在最小方式下满足对低压母线有1.5倍以上灵敏度，在最大运行方式下和下级的电流速断保护配合。其动作时间取0.5s-2s跳主变低压侧开关。4.2.1.2经计算在大小方式下无法同时满足灵敏度及选择性要求时，可采取低压母线分裂和牺牲下级保护选择性的办法，同样满足主变低压侧跳闸时间

56、不大于2S。4.2.1.3各厂局变压器专责每年初向继电保护专责提供本厂局变压器绕组变形测试情况及最大运行方式下三相出口短路时短路电流有效值,当短路电流达到变压器额定电流5倍时，应引起足够重视并采取措施,同时，继电保护专责据以考虑主变保护及低压系统保护的配合。4.2.1.4以上临时更改措施报省公司安监部及调通中心备案。4.2.2对新建变电站,设计单位还可以考虑适当的措施。如:主变低压侧装设母线差动保护；采用微机保护减少保护配合时差，使主变低压侧保护动作时间不大于2s，或仍采用旧站方案，以彻底解决问题。3对于主变低压10（35）kV侧的CT在开关内侧的主变保护，其10（35）kV侧复合电压过流保护

57、要求有跳主变三侧开关的时间段，并控制其动作时间不大于2.5s。本段保护在不同的运行方式下与主变110kV和220kV侧复合电压过流保护、主变低压10（35）kV侧的出线保护可能失配。此两种情况应报省公司安监部备案并抄报调通中心。4.4当发生因短路引起主变开关跳闸后，应尽快进行频响法或低电压阻抗法绕组变形测试。4.4.1当绕组中度变形PAGE#页：#大部分已损坏或还厂检修，只余下莆田1台在运行。且油中故障气体含量明显增多时，应安排感应耐压、局部放电试验，可考虑安装变压器油中气体连续在线监测装置。4.4.2当绕组中度变形并再次发生短路后，应尽快放油进人或吊罩检查。45变压器出口短路3次后，应结合绕

58、组变形、油色谱等测试结果进行综合诊断，并采取放油进人或吊罩检查等措施。4.6一般情况，应安排首次（5年）吊罩大修，以后可结合状态检修进行。大修中对压力释放阀、瓦斯继电器应检测。4.7加强防潮防老化工作。4.7.1油枕密封要可靠，应结合年检进行检查。若胶囊或隔膜已老化失效,可改造为金属波纹式油枕。4.7.2每年3月和10月应检查维护油封干燥器，使其保持良好。年检时应排放油枕集污槽中沉积物。4.7.3一般情况,变压器不选用水冷却方式PAGE#Page:#25项反措有规定；压力不好控制，尤其是冷却器老化时；如有问题就是破坏性的大事故。对已采用水冷却方式的变压器每月应测定油中水分含量，并创造条件开展油

59、中水分连续在线监测。4.7.4投运10年以上的变压器，每1-2年测定油中糠醛含量。4.8对1985年以前生产的变压器，应尽快向厂家确认其绝缘结构。若为薄绝缘PAGE#页：#薄绝缘：指匝间绝缘低于下表厚度的匝绝缘,指相邻两匝每个导线半边绝缘厚度的和额定电压：10KV/0.45mm;35KV/0.95mm;110KV/1.35mm:220KV/1.95mm结构，应安排退役更新；在退役前应加强油中气体含量测试，当发现有异常时，应进行吊罩检查，以便进一步确定能否继续运行。4.9在大修吊罩或进入内部检查时，应使用合格的变压器油檫洗低压角接线木支架和相间层压纸板。4.10结合年检，应开展有载调压开关切换录

60、波。加强对自耦变压器有载调压开关油PAGE#页：#如厦门梧铝变1号主变；LOTC所处电压为额定电压，而非中性点位移电压。的质量监督维护。对220kV重要变电站的主变有载调压开关每日操作超过5次和110kV直供负荷的主变有载调压开关每日操作超过10次的，可安装在线净油装置。4.12对间断出现C2H2PAGE#Page:#我省有4台此类变压器发生事故。的变压器，也应引起足够重视，创造条件吊罩检查。4.13应加强主变大修过程的质量监督，并认真组织大修质量验收PAGE#Page:#恢复验收，通过验收可相互交流经验。4.14应建立完整的变压器台帐及设备档案材料（包括变压器缺陷及故障记录、检修记录等）。4