变压器电抗器事故的防范措施

华北电网有限公司预防110kV～500kV

变压器(电抗器)事故措施1.防止变压器本体故障1.1防止变压器短路损坏事故1.1.1容性电流超标的不接地系统，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。1.1.2.采取分裂运行、适当提高变压器短路阻抗、加装限流电抗器降低变压器短路电流等措施。1.1.3.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，防止变压器连续遭受短路冲击。1.1.4.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。1.1.5.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。1.1.6.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故障，防止越级跳闸。1.1.7.对10kV的线路，变电站出口2公里内可考虑采用绝缘导线。1.1.8.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。1.1.9.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。1.1.10.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、绝缘严重受损等，应安排更换。1.2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0.01MPa）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，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压力，核查密封状况，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。1.3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。1.4500kV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。1.5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。1.6对220kV及以上电压等级的变压器，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。1.7变压器应采用氧化锌避雷器保护。2.防止变压器组、部件故障2.1套管2.1.1.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。2.1.2.应采用红外测温技术检查运行中套管及引出线联板的发热情况、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。对110kV及以上电压等级变压器类设备每半年至少进行一次红外成像测温检查。大负荷时应增加检查次数，红外成像测温应详细记录环境温度、当时负荷、测点温度。2.1.3.66kV及及以以上上油油纸纸绝绝缘缘套套管管应应至至少少10年年进进行行一一次次油油色色谱谱分分析析.2.1.4.作作为为备备品品的的66kV及及以以上上套套管管，，应应竖竖直直放放置置，，如如水水平平存存放放，，其其储储油油柜柜抬抬高高角角度度应应满满足足制制造造厂厂要要求求。。存存放放时时间间超超过过一一年年，，并并且且不不能能确确保保电电容容芯芯子子浸浸没没在在油油中中的的备备用用套套管管，，安安装装前前应应进进行行局局部部放放电电测测量量和和额额定定电电压压下下的的介介质质损损耗耗因因数数试试验验。。2.1.566kV及及以以上上油油纸纸电电容容型型变变压压器器套套管管发发生生故故障障，，原原则则上上应应返返厂厂检检修修或或更更换换。。如如需需自自行行检检修修，，应应严严格格按按制制造造厂厂要要求求的的检检修修工工艺艺进进行行检检修修，，尤尤其其应应采采用用真真空空注注油油技技术术，，真真空空度度及及抽抽真真空空时时间间应应符符合合制制造造厂厂的的要要求求。。检检修修后后的的套套管管应应进进行行局局部部放放电电测测量量和和额额定定电电压压下下的的介介质质损损耗耗因因数数试试验验。。2.1.6套套管取油油样原则则上按照照制造厂厂的要求求。油纸纸电容型型套管补补油应采采取真空空注油技技术。2.2分分接接开关2.2.1无无励磁分分接开关关改变分分接位置置后，必必须测量量所使用用分接的的直流电电阻，合合格后方方能投入入运行。。长期使使用的无无励磁分分接开关关，即使使运行不不要求改改变分接接位置，，也应结结合变压压器停电电，每1~2年年主动转转动分接接开关，，防止运运行触点点接触状状态的劣劣化。2.2.2安安装和检检修时应应检查无无励磁分分接开关关的弹簧簧状况、、触头表表面镀层层及接触触情况、、分接引引线是否否断裂及及紧固件件是否松松动。为为防止拨拨叉产生生悬浮电电位放电电，应采采取等电电位连接接措施。。2.2.3有有载分接接开关在在安装时时及运行行中，应应按出厂厂说明书书进行调调试和定定期检查查。要特特别注意意分接引引线距离离和固定定状况、、动静触触头间的的接触情情况和操操作机构构指示位位置的正正确性。。2.2.4结结合预试试，在测测量变压压器直流流电阻前前对有载载分接开开关进行行全程切切换。2.2.5应应掌握变变压器有有载分接接开关（（OLTC）带带电切换换次数。。对调压压频繁的的OLTC，为为使开关关灭弧室室中的绝绝缘油保保持良好好状态，，可考虑虑装设带带电滤油油装置。。有带电电滤油装装置的OLTC，在带带电切换换操作后后，应自自动或手手动投入入滤油装装置。对对于长期期不切换换的OLTC，，也应每每半年启启动带电电滤油装装置。无无带电滤滤油装置置的OLTC，，应结合合主变压压器小修修安排滤滤油，必必要时也也可换油油。2.3潜潜油油泵应采采用耐磨磨性能好好的D、、E级轴轴承，禁禁止使用用无级别别轴承。。有条件件时，上上轴承应应改用向向心推力力球轴承承。推荐荐选用转转速不大大于1500r/min的低低速油泵泵。对转转速为3000r/min的的高速油油泵应安安排更换换。2.4对对于变变压器的的储油柜柜，如发发现渗漏漏，应及及时处理理。对波波纹管式式储油柜柜应结合合大修或或停电进进行检查查，避免免卡涩造造成变压压器误动动。对运运行年限限超过15年的的胶囊和和隔膜宜宜更换。。2.5应应定定期检查查呼吸器器的油封封、油位位及呼吸吸器上端端密封是是否正常常，干燥燥剂应保保持干燥燥、有效效，保证证呼吸顺顺畅。2.6变变压压器中性性点应有有两根与与主接地地网不同同地点连连接的接接地引下下线，且且每根接接地引下下线均应应符合热热稳定要要求。3.防防止继继电保护护装置误误动或拒拒动3.1提提高高直流电电源的可可靠性，，防止因因失去直直流电源源而出现现的保护护拒动。。220kV及及以上变变压器的的高、低低压侧后后备保护护，应由由不同的的直流电电源供电电，防止止因故失失去直流流时，造造成后备备保护失失灵，长长时间切切不断故故障并扩扩大事故故的后果果。3.2220kV及以上上主变压压器电源源侧宜装装设故障障录波器器，录取取故障情情况下的的变压器器电流、、电压、、相别、、持续时时间等参参数，以以提高事事故分析析质量，，为制定定防范措措施提供供可靠依依据。3.3变变压压器故障障时继电电保护装装置应快快速准确确动作，，后备保保护动作作时间不不应超过过变压器器所能承承受的短短路持续续时间。。为此，，要求制制造厂提提供变压压器承受受短路能能力试验验的有关关数据。。3.4变变压压器的保保护装置置必须完完善可靠靠，确因因工作需需要使保保护装置置短时停停用时，，应制定定相应的的安全防防护措施施，并于于工作完完成后立立即将变变压器保保护装置置恢复使使用。4.防止非电电量保护护装置误误动或拒拒动4.1非非电电量保护护装置应应注意消消除因接接点短接接等造成成的误动动因素，，如接点点盒增加加防潮措措施等。。4.2强强油油循环的的冷却系系统必须须有两个个相互独独立的电电源，并并装有自自动切换换装置。。要定期期进行切切换试验验。信号号装置应应齐全可可靠。4.3新新安安装的气气体继电电器、压压力释放放装置和和温度计计等非电电量保护护装置必必须经校校验合格格后方可可使用。。运行中中应结合合检修（（压力释释放装置置应结合合大修））进行校校验。为为减少变变压器的的停电检检修时间间，压力力释放装装置、气气体继电电器宜备备有经校校验合格格的备品品。压力力释放阀阀运行超超过15年宜更更换。4.4非非电电量保护护装置的的二次回回路应结结合变压压器保护护装置的的定检工工作进行行检验，，中间继继电器、、时间继继电器、、冷却器器的控制制元件及及相关信信号元件件等也应应同时进进行。4.5变变压压器在检检修时应应将非电电量保护护退出运运行。4.6结结合合大修将将变压器器安全气气道改换换为压力力释放装装置。4.7对对于自自然循环环自冷、、风冷的的油浸式式变压器器和高压压并联电电抗器，，顶层油油温报警警值宜设设定为85℃；；对于强强迫油循循环风冷冷油浸式式变压器器和高压压并联电电抗器，，顶层油油温报警警值宜设设定为80℃。。4.8油油浸浸式变压压器和高高压并联联电抗器器不宜设设绕组温温度跳闸闸保护和和顶层油油温跳闸闸保护。。4.9油油浸浸式变压压器和高高压并联联电抗器器以顶层层油温测测量为主主，绕组组温度测测量可作作为参考考量。4.10强强油循环环风冷和和强油循循环水冷冷变压器器，当冷冷却系统统故障切切除全部部冷却器器时，允允许带额额定负载载运行20min。如如20min后后顶层油油温尚未未达到75℃，，则允许许上升到到75℃℃，但在在这种状状态下的的最长时时间不得得超过1h。4.11油油浸式变变压器和和高压并并联电抗抗器的压压力释放放阀接点点宜作用用于信号号。5.防防止绝绝缘油劣劣化5.1加加强强油务监监督管理理工作，，定期进进行绝缘缘油的色色谱分析析和简化化分析。。对新油油要加强强质量控控制，油油运抵现现场经处处理并取取样分析析合格后后，方能能注入设设备。用用户可根根据运行行经验选选用合适适的油种种。变压压器的绝绝缘油应应严格按按规程监监测含水水量、油油击穿强强度和介介质损耗耗因数等等指标，，500kV变变压器、、电抗器器还应监监测绝缘缘油的含含气量，，如含气气量突变变或增长长较快，，应查明明原因。。5.2应应及及时分析析运行中中变压器器的油样样，并从从变压器器投运带带电起开开始监测测绝缘油油色谱。。取油样样应严格格按照规规程规定定，用玻玻璃注射射器进行行密封取取样。5.3变变压压器在运运行中出出现绝缘缘油介质质损耗因因数超过过规程要要求、且且影响本本体绝缘缘性能时时，应及及时查明明绝缘下下降原因因，并对对绝缘油油进行处处理。5.4运运行行年久的的变压器器应严格格控制绝绝缘油的的质量，，特别是是运行时时间超过过15年年的500kV变压器器，要重重视油质质劣化问问题，包包括绝缘缘油带电电度上升升。6.运运行要要求6.1通通过过长电缆缆（或气气体绝缘缘电缆））与GIS相连连的变压压器，为为避免因因特高频频操作过过电压（（VFTO）造造成高压压线圈首首端匝间间绝缘损损坏事故故，除了了要求制制造厂采采取相关关措施外外（如加加大变器器入口等等值电容容等），，运行中中应采用用“带电电冷备用用”的运运行方式式（即断断路器分分闸后，，其母线线侧刀闸闸保持合合闸状态态运行）），以减减少投切切空载母母线产生生VFTO的概概率。6.2变变压压器故障障跳闸后后，应及及时切除除油泵，，避免故故障产生生的游离离碳、金金属微粒粒等异物物进入变变压器的的非故障障部件。。6.3当当气气体继电电器发出出轻瓦斯斯动作讯讯号时，，应立即即检查气气体继电电器，及及时取气气样检验验，以判判明气体体成分，，同时取取油样进进行色谱谱分析，，查明原原因及时时排除。。6.4运运行行中变压压器在切切换潜油油泵时应应逐台进进行，每每次间隔隔时间不不少于3min。7.巡检检要要求求7.1注注意意检检查查变变压压器器的的渗渗漏漏情情况况，，防防止止进进水水受受潮潮，，特特别别是是变变压压器器顶顶部部和和容容易易形形成成负负压压区区部部位位（（如如潜潜油油泵泵入入口口及及出出口口法法兰兰处处）），，以以及及胶胶囊囊等等易易老老化化损损坏坏的的部部件件。。发发现现异异常常及及时时处处理理。。7.2注注意意检检查查套套管管油油位位正正常常，，运运行行人人员员巡巡视视时时应应检检查查记记录录套套管管油油面面情情况况。。若若套套管管油油位位有有异异常常变变动动，，应应结结合合红红外外测测温温、、渗渗油油等等情情况况判判断断套套管管内内漏漏或或是是外外漏漏。。套套管管渗渗漏漏时时应应及及时时处处理理。。7.3应应定定期期检检查查呼呼吸吸器器的的油油封封、、油油位位及及呼呼吸吸器器上上端端密密封封是是否否正正常常，，干干燥燥剂剂应应保保持持干干燥燥、、有有效效。。7.4运运行行中中油油流流继继电电器器指指示示异异常常时时，，注注意意检检查查油油流流继继电电器器档档板板是是否否损损坏坏脱脱落落。。7.5注注意意检检查查本本体体储储油油柜柜和和分分接接开开关关储储油油柜柜油油位位。。7.6水水冷冷变变压压器器运运行行中中必必须须保保证证油油压压大大于于水水压压（（除除制制造造厂厂另另有有规规定定外外）），，定定期期监监视视水水冷冷却却器器的的压压差差继继电电器器和和压压力力表表的的指指示示，，并并放放水水检检查查水水中中有有无无油油花花（（亦亦可可采采取取随随时时监监视视的的措措施施））。。在在冬冬季季应应防防止止未未运运行行冷冷却却器器冻冻裂裂。。8．．投切切要要求求8.1变变压压器器投投入入运运行行前前必必须须多多次次排排除除套套管管升升高高座座、、油油管管道道中中的的死死区区、、冷冷却却器器顶顶部部等等处处的的残残存存气气体体。。强强油油循循环环变变压压器器在在投投运运前前，，要要启启动动全全部部冷冷却却设设备备使使油油循循环环，，停停泵泵排排除除残残留留气气体体后后方方可可带带电电运运行行。。更更换换或或检检修修各各类类冷冷却却器器后后，，不不得得在在变变压压器器带带电电情情况况下下将将新新装装和和检检修修过过的的冷冷却却器器直直接接投投入入，，防防止止安安装装和和检检修修过过程程中中在在冷冷却却器器或或油油管管路路中中残残留留的的空空气气进进入入变变压压器器。。8.2为为防防止止运运行行在在中中性性点点有有效效接接地地系系统统中中的的中中性性点点不不接接地地变变压压器器，，在在投投运运、、停停运运以以及及事事故故跳跳闸闸过过程程中中，，出出现现中中性性点点位位移移过过电电压压，，必必须须装装设设可可靠靠的的过过电电压压间间隙隙保保护护。。8.3变变压压器器油油纸纸电电容容套套管管安安装装或或更更换换后后，，66kV～～220kV套套管管应应静静放放24h，，500kV套套管管应应静静放放36h后后方方可可带带电电。。在在此此过过程程中中，，如如变变压压器器器器身身暴暴露露，，则则变变压压器器的的静静放放时时间间分分别别为为110kV变变压压器器24h、、220kV变变压压器器48h、、500kV变变压压器器72h。。9.吊吊罩罩（（进进人人））检检查查要要求求9.1放放油油前前应应检检查查油油罐罐、、滤滤油油回回路路、、真真空空回回路路是是否否清清洁洁.9.2禁禁止止用用大大气气解解除除真真空空。。9.3除除制制造造厂厂有有特特殊殊规规定定外外，，在在安安装装变变压压器器时时，，应应进进入入油油箱箱检检查查清清扫扫，，必必要要时时应应吊吊罩罩（（芯芯、、盖盖））检检查查、、清清除除箱箱底底异异物物。。9.4吊吊罩罩（进进人））时，，除应应尽量量缩短短器身身暴露露于空空气的的时间间外，，还要要防止止工具具、材材料等等异物物遗留留在变变压器器内。。进行行真空空油处处理时时，要要防止止真空空滤油油机轴轴承磨磨损或或滤网网损坏坏造成成金属属粉末末或异异物进进入变变压器器。为为防止止真空空泵停停用或或发生生故障障时，，真空空泵润润滑油油被吸吸入变变压器器本体体，真真空系系统应应装设设逆止止阀或或缓冲冲罐。。9.5严严禁禁将不不合格格变压压器油油注入入变压压器。。9.6吊吊罩罩（进进人））时，，应注注意检检查引引线、、均压压环（（球））、木木支架架、胶胶木螺螺钉等等是否否有变变形、、损坏坏或松松脱。。注意意去除除裸露露引线线上的的毛刺刺及尖尖角，，发现现引线线绝缘缘有损损伤的的应予予修复复。对对线端端调压压的变变压器器要特特别注注意检检查分分接引引线的的绝缘缘状况况。对对高压压引出出线结结构及及套管管下部部的绝绝缘筒筒应在在制造造厂代代表指指导下下安装装，并并检查查各绝绝缘结结构件件的位位置，，校核核其绝绝缘距距离及及等电电位连连接线线的正正确性性。9.7吊吊罩罩（进进人））时，，应防防止绝绝缘受受伤。。安装装变压压器穿穿缆式式套管管应防防止引引线扭扭结，，不得得过分分用力力吊拉拉引线线。如如引线线过长长或过过短应应查明明原因因予以以处理理。检检修时时严禁禁蹬踩踩引线线和绝绝缘支支架。。9.8安安装装时注注意检检查钟钟罩顶顶部与与铁心心上夹夹件的的间隙隙，如如有碰碰触，，应及及时消消除。。用于于运输输中临临时固固定变变压器器器身身的定定位装装置，，安装装时应应将其其脱开开。9.9穿穿心心螺栓栓的绝绝缘应应良好好，并并注意意检查查铁心心穿芯芯螺杆杆绝缘缘外套套两端端的金金属座座套，，防止止座套套过长长触及及铁心心造成成短路路。9.10线线圈压压钉螺螺栓应应紧固固，防防止螺螺帽和和座套套松动动掉下下造成成铁心心短路路，电电屏蔽蔽引线线应固固定好好，防防止出出现电电位悬悬浮产产生放放电。。9.11在在线圈圈下面水平平排列的裸裸露引线，，宜加包绝绝缘，以防防止金属异异物碰触引引起短路。。9.12在在大电电流套管导导杆引线两两端，都应应配有锁母母和蝶形弹弹簧垫圈以以防止螺母母松动。9.13变变压器器套管的穿穿缆引线应应包扎绝缘缘白布带，，以防止裸裸引线与套套管的导管管相碰。9.14为为防止止抽真空时时麦氏真空空计的水银银进入变压压器器身，，宜使用数数字式或指指针式真空空计。10.工艺要求10.1对对新安安装或大修修后的变压压器应按照照华北电网网有限公司司《35kV及以以上电力变变压器现场场检修作业业指导书》》和制造厂厂说明书规规定进行真真空处理和和注油，其其真空度、、抽真空时时间、进油油速度等均均应达到要要求。抽真真空前应检检查真空系系统的真空空度(小于于10Pa)。装设设有载分接接开关的油油箱要与本本体油箱连连通后同时时抽真空，，并与变压压器本体油油箱同时达达到相同的的真空度，，避免开关关油箱渗油油。不得从从变压器下下部进油，，防止水分分、空气或或油箱底部部杂质进入入变压器器器身。10.2装装有密密封胶囊、、隔膜或波波纹管的大大容量变压压器，要严严格按照制制造厂说明明书规定的的工艺要求求进行注油油，防止空空气进入。。结合大修修或必要时时对胶囊、、隔膜或波波纹管的完完好性进行行检查。10.3套套管安安装时注意意处理好套套管顶端导导电连接和和密封面。。并检查端端子受力和和引线支撑撑情况，检检查外部引引线的伸缩缩节及其热热胀冷缩性性能。防止止套管因过过度受力引引起的渗漏漏油。与套套管相连接接的长引线线，当垂直直高差较大大时要采用用引线分水水措施。10.4现现场进进行变压器器干燥时，，应事先做做好防火措措施，防止止加热系统统故障或线线圈过热烧烧损。10.5防防止因因储油柜系系统安装不不当，造成成喷油、出出现假油面面或使保护护装置误动动作。10.6变变压器器安装或更更换冷却器器时，必须须用合格绝绝缘油反复复冲洗油管管道、冷却却器和潜油油泵内部，，直至冲洗洗后的油试试验合格并并无异物为为止。如发发现异物较较多，应进进一步检查查处理。10.7安安装或或检修中需需要更换绝绝缘件时，，应采用符符合制造厂厂要求、检检验合格的的材料和部部件，并经经干燥处理理。10.8对对于于在在役役的的水水冷冷变变压压器器，，其其水水冷冷却却器器和和潜潜油油泵泵在在安安装装前前应应逐逐台台按按照照制制造造厂厂的的安安装装使使用用说说明明书书进进行行检检漏漏试试验验，，必必要要时时解解体体检检查查。。应应结结合合检检修修对对变变压压器器水水冷冷却却器器的的油油管管进进行行检检漏漏。。11.维护护和和年年检检要要求求11.1注注意意检检查查冷冷却却器器进进出出口口温温差差，，避避免免因因冷冷却却器器（（散散热热器器））外外部部脏脏污污、、油油泵泵效效率率下下降降等等原原因因，，使使冷冷却却器器（（散散热热器器））的的散散热热效效果果降降低低并并导导致致油油温温上上升升，，否否则则要要适适当当缩缩短短允允许许过过负负荷荷时时间间。。变变压压器器冷冷却却器器每每年年应应至至少少进进行行1次次冲冲洗洗或或根根据据实实际际情情况况多多次次冲冲洗洗。。11.2运运行行中中如如出出现现过过热热、、振振动动、、杂杂音音及及严严重重渗渗漏漏油油等等异异常常时时，，应应安安排排停停运运检检修修。。各各地地应应结结合合设设备备实实际际运运行行情情况况，，合合理理安安排排潜潜油油泵泵的的定定期期检检查查修修理理。。对对于于盘盘式式电电机机油油泵泵，，应应注注意意定定子子和和转转子子的的间间隙隙调调整整，，防防止止铁铁心心的的平平面面磨磨擦擦。。11.3要要防防止止净净油油器器装装置置内内的的活活性性氧氧化化铝铝或或硅硅胶胶粉粉末末进进入入变变压压器器。。运运行行单单位位应应定定期期检检查查滤滤网网和和更更换换吸吸附附剂剂。。11.4装装有有排排污污阀阀的的储储油油柜柜，，应应结结合合小小修修进进行行排排污污放放水水。。从从储储油油柜柜补补油油或或带带电电滤滤油油时时，，应应先先将将储储油油柜柜的的积积水水放放尽尽。。11.5冷冷却却器器的的风风扇扇叶叶片片应应校校平平衡衡并并调调整整角角度度，，注注意意定定期期维维护护，，保保证证正正常常运运行行。。对对振振动动大大、、磨磨损损严严重重的的风风扇扇应应进进行行更更换换。。11.6变变压压器器套套管管上上部部注注油油孔孔的的螺螺栓栓胶胶垫垫，，应应结结合合检检修修、、检检查查更更换换。。运运行行15年年以以上上的的套套管管应应检检查查储储油油柜柜的的密密封封圈圈是是否否脆脆化化龟龟裂裂。。12.试验验要要求求12.1局局部部放放电电测测量量12.1.1.110kV电电压压等等级级的的变变压压器器新新安安装装时时宜宜进进行行现现场场局局部部放放电电试试验验。。220kV及及以以上上电电压压等等级级或或120MVA及及以以上上容容量量的的变变压压器器在在新新安安装装和和大大修修后后，，应应进进行行现现场场局局部部放放电电试试验验。。12.1.2.运运行行中中的的变变压压器器油油色色谱谱异异常常、、怀怀疑疑设设备备存存在在放放电电性性故故障障时时，，首首先先应应采采取取多多种种手手段段排排查查。。然然后后进进行行局局部部放放电电测测量量。。12.2变变压压器器出出厂厂时时应应进进行行绕绕组组变变形形试试验验：：包包括括频频响响试试验验（（相相间间频频响响特特性性应应具具有有良良好好的的一一致致性性））或或低低电电压压阻阻抗抗试试验验，，作作为为变变压压器器的的基基本本数数据据建建档档。。在在交交接接、、大大修修和和出出口口短短路路时时应应开开展展此此项项工工作作，，与与原原始始数数据据比比较较，，并并结结合合油油色色谱谱分分析析和和其其它它常常规规检检查查试试验验项项目目进进行行综综合合分分析析，，对对判判明明绕绕组组有有严严重重变变形形并并逐逐渐渐加加重重的的变变压压器器，，应应尽尽快快吊吊罩罩检检查查和和检检修修处处理理。。防防止止因因变变压压器器绕绕组组变变形形累累积积造造成成事事故故。。变变压压器器的的出出口口短短路路、、近近区区多多次次短短路路包包括括低低压压侧侧短短路路和和高高压压侧侧、、中中压压侧侧相相间间短短路路和和单单相相接接地地短短路路（（中中性性点点接接地地运运行行时时））。。近近区区短短路路包包括括出出线线2公公里里内内的的短短路路。。禁禁止止变变压压器器出出口口短短路路后后，，未未经经检检查查就就盲盲目目投投运运。。12.3对对于现现有采采用螺螺栓式式末屏屏引出出方式式的套套管，，在试试验时时要注注意防防止螺螺杆转转动，，避免免内部部末屏屏引出出线扭扭断。。试验验结束束应及及时将将末屏屏恢复复接地地并检检查是是否可可靠接接地，，常接接地式式末屏屏应用用万用用表检检查，，如发发现末末屏有有损坏坏应及及时处处理。。12.4变变压器器放油油后进进行电电气试试验（（如测测量绝绝缘电电阻或或施加加低电电压试试验））时，，应严严防因因感应应高压压放电电或通通电打打火而而引燃燃、引引爆油油纸绝绝缘物物和油油箱内内聚集集的可可燃气气体。。12.5对对试验验结果果的判判断不不能仅仅仅满满足以以标准准规定定值为为依据据，还还要认认真地地进行行比较较分析析，注注意发发现早早期的的潜在在缺陷陷。12.6出出厂试试验和和运输输要求求12.6.1测测量电电压为为1.5Um/时，，110kV及及以上上电压压等级级变压压器的的局部部放电电试验验的放放电量量：自自耦变变压器器中压压端不不大于于200pC，，高压压端不不大于于100pC。。12.6.2500kV变压压器应应分别别在油油泵全全部停停止和和全部部开启启时(除备备用油油泵)进行行局部部放电电试验验。12.6.3应应向制制造厂厂索取取主要要材料料和附附件的的工厂厂检验验报告告和生生产厂厂家出出厂试试验报报告；；工厂厂试验验时应应将供供货的的套管管安装装在变变压器器上进进行试试验；；所有有附件件在出出厂时时均应应按实实际使使用方方式经经过整整体预预装。。12.6.4大大型型变压压器在在运输输过程程中，，应按按照相相应规规范安安装具具有时时标且且有合合适量量程的的三维维冲击击记录录仪。。到达达目的的地后后，制制造厂厂、运运输部部门、、用户户三方方人员员应共共同验验收，，记录录纸和和押运运记录录应提提供用用户留留存。。13.预预防壳壳式变变压器器事故故13.1对于在在运的的壳式式变压压器，，应加加强油油品管管理，，定期期监测测绝缘缘油的的体积积电阻阻率、、带电电度和和