防止变压器套管事故的技术措施
防止大型变压器损坏和互感器事故重点要求及实施细则
防止大型变压器损坏和互感器事故重点要求及实施细则1.1 防止变压器出口短路事故1.1.1 加强变压器选型、订货、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。
240MVA及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品；500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。
220kV及以上电压等级的变压器都应进行抗震计算。
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。
1.1.2 全电缆线路不应采用重合闸，对于含电缆的混合线路应采取相应措施，防止变压器连续遭受短路冲击。
1.1.3 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。
1.2 防止变压器绝缘事故1.2.1 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。
1.2.2 出厂局部放电试验测量电压为1.5Um/√3时，220kV及以上电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于100pC。
110kV（66kV）电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于100pC。
330kV及以上电压等级强迫油循环变压器应在油泵全部开启时（除备用油泵）进行局部放电试验。
1.2.3 生产厂家首次设计、新型号或有运行特殊要求的220kV及以上电压等级变压器在首批次生产系列中应进行例行试验、型式试验和特殊试验（承受短路能力的试验视实际情况而定）。
1.2.4 500kV及以上并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进行短时感应耐压试验。
1.2.5 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进行抽真空、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。
变压器、互感器设备反事故技术措施.docx
变压器、互感器设备反事故技术措施目录1.总则2.防止水及空气进入变压器技术措施3.防止异物进入变压器技术措施4.防止变压器绝缘损伤技术措施5.防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损技术措施6.防止过电压击穿事故7.防止工作电压下的击穿事故技术措施8.防止保护装置误动/拒动技术措施9.预防铁芯多点接地和短路故障技术措施10.预防套管事故技术措施11.预防引线事故技术措施12.防止分接开关事故技术措施13.预防绝缘油劣化技术措施14.预防变压器短路损坏事故技术措施15.防止变压器火灾事故技术措施16.防止互感损坏事故技术措施17.防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故技术措施1、总则(1)为提高故县水力发电厂变压器、互感器设备（以下简称开关设备）的运行可靠性，根据事故分析和各地区、各部门的经验，提出以下反事故技术措施，故县水电厂各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验人员均应认真执行。
各运行单位亦应结合电厂具体情况和经验，制订适合变压器、互感器设备的补充反事故技术措施。
(2)为保证变压器、互感器安全运行，必须建立和健全专业管理体系，加强开关设备专业的技术管理工作，各单位均应认真贯彻和执行国家电力公司颁布的《变压器、互感器设备管理规定》和《变压器、互感器设备质量监督管理办法》的各项条款。
(3)电厂各级部门要加强对开关设备安装、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开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。
2、防止水及空气进入变压器(1)变压器在运行中应防止进水受潮，套管顶部将军帽，储油柜顶部，套管升高坐及其连管等处必须良好密封。
必要时应进行检漏实验，如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。
(2)对大修后的变压器应按制定说明书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。
(3)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。
变压器套管故障分析与预防对策
变压器套管故障分析与预防对策摘要：作为电力变压器的重要组件之一，套管将变压器的绕组引线引至变压器外部，这样就实现了绝缘以及固定引线的效果，所以变压器的套管一定要达到相应的机械与电气的强度要求。
调查数据表明，在电力变压器事故中因套管发生事故的次数比较少，并且一些套管隐患及异常暂时不会导致事故发生，但如果不能够及时地处理，那么极有可能导致不可估量的后果，将直接的影响到电力系统的安全稳定运行。
因此，对变压器套管的故障及处理方法进行分析是非常重要的。
基于此，本文就针对变压器套管故障分析与预防对策进行了分析与探讨，以供参考。
关键词：变压器；套管；故障；预防对策在电力系统中，电力变压器必不可少，它是一种改变电压和电流的设备。
变压器内部绕组的引线靠套管引出变压器器身。
因工作属性，套管需要适应各种条件，既要具有足够的机械强度，又要满足良好的绝缘性能。
套管形式多样，有纯瓷套管、充气套管、充油套管、电容式套管（胶纸电容式、油纸电容式）等不同形式。
套管的故障也是多种多样的。
为维护电力系统安全，加强套管维护，防止套管出现问题是工作重点。
1电力变压器套管故障类型及原因分析电力变压器套管结构如图1所示，其常见故障有以下几种。
1.1套管发热故障电力变压器套管发热通常是由于内部接头发热故障或者外部接头故障引起的。
引起内部接头故障的原因主要包含以下两个方面：1）变压器其绕组引线与引线接头之间的焊接或压接工艺不良，导致接触电阻过大或者过流截面较小，从而发生内部接头发热故障；二是绕组引线接头与导电头间的螺纹连接接触不良或者不紧固等。
比如说，绕组引线接头与导电头间的定位圆柱销或者定位螺母没有装，再或者运行振动造成松脱，最终导致两者间的接触不良、结合不紧固等。
引起外部接头发热故障的原因同样包含两个方面：一是变压器套管接线的加紧螺栓与导电头的上部圆柱体配合不当或者没有拧紧，从而使得接触电阻增大，导致接头处的温度越来越高。
2）外部引接导线与变压器套管接线掌间的加工安装工艺不良或者接触面积不足。
防止变压器套管故障的措施
防止变压器套管故障的措施为了防止变压器套管故障，可以采取以下措施：1.定期对套管进行清扫，防止污秽闪络和大雨闪络。
在严重污秽地区运行变压器时，可以考虑在瓷套上加装硅橡胶辅助伞套裙或采用涂防污闪涂料等措施。
2.假加装曾爬裙时应注意固体绝缘界面的粘结质量，并应利用停电的机会检查器劣化情况，出现问题及时处理。
3.采用红外线测温技术，测量套管引出线联板的发热情况、油位和油箱温度分布情况，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。
4.作为备品的油纸电容型套管应竖直放置，如水平存放，其储油柜抬高角度应满足制造厂的要求。
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。
5.变压器本体保护应加强防雨、防震措施，户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。
6.变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。
若需退出重瓦斯保护，应预先制订安全措施，并经总工程师批准，限期恢复。
7.定期校验气体继电器。
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。
8.变压器大修时应校验压力释放阀。
9.运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油拒各阀门由关闭位置旋转至开启位置时，以及当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放油或放气阀门时，均应先将变压器重瓦斯保护退出改投信号。
10.变压器运行中，若需将气体继电器集气室的气体排出时，为防止误碰探针，造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换为信号方式；排气结束后，应将重瓦斯保护恢复为跳闸方式。
如何预防变压器烧毁事故
如何预防变压器烧毁事故引言变压器是电力系统中重要的设备，用于将高电压的电能转换为低电压的电能，并将电能输送到各个用户。
然而，由于各种原因，变压器烧毁事故时有发生，给电力系统的稳定运行带来严重威胁。
本文将就如何预防变压器烧毁事故展开详细探讨。
1. 定期进行维护保养定期进行变压器的维护保养是预防烧毁事故的重要一环。
以下是一些常见的维护保养措施： - 清洁变压器：保持变压器外壳的清洁，并定期清理变压器表面积聚的灰尘和杂物。
- 检查油位：定期检查变压器油位，确保油位在正常范围内。
- 检查油质：定期进行油质检测，确保变压器油质正常，没有污染和水分。
- 检查绝缘材料：定期检查变压器的绝缘材料，如绝缘纸和绝缘胶带，确保其完好无损。
- 检查冷却系统：定期检查变压器的冷却系统，保证冷却系统的正常运行。
2. 加强设备监测设备监测是及时发现潜在问题并采取措施的关键。
以下是一些常见的设备监测措施： - 温度监测：安装温度传感器监测变压器的温度，当温度异常升高时及时发出警报并采取相应的措施。
- 油质监测：使用油质监测装置实时监测变压器油质，当油质异常时及时进行处理。
- 气体监测：安装气体监测装置，检测变压器内部可能存在的故障气体，及时排除潜在隐患。
- 振动监测：安装振动传感器监测变压器的振动情况，当振动异常时进行维修或更换。
3. 加强操作管理良好的操作管理可以减少人为操作导致的烧毁事故。
以下是一些操作管理的建议： - 培训人员：为操作人员提供必要的培训，确保他们了解变压器的基本原理和操作规程。
- 编制操作规程：编制详细的操作规程，确保操作人员能够按照规程进行操作，避免错误操作。
- 提供安全设备：为操作人员提供必要的安全设备，如绝缘手套、绝缘靴等，确保他们在操作过程中的安全。
- 严禁超负荷运行：严格控制变压器的负荷运行，避免超负荷运行导致变压器过热损坏。
4. 加强防雷措施雷击是导致变压器烧毁的常见原因之一。
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故(标准版)
( 安全技术 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故(标准版)Technical safety means that the pursuit of technology should also include ensuring that peoplemake mistakes防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故(标准版)为了防止大型变压器和互感器爆炸事故的发生，应严格执行国电集团《重大事故预防措施》以及其他有关规定，并提出以下重点要求：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。
2新投运或大修的变压器，投入运行前所有的试验必须完成且合格，检修人员做出可以运行的交待。
按规定测量绝缘合格。
新投入或检修后的变压器在充电时，应将重瓦斯保护投跳闸。
3变压器投运前要排除内部空气，如套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶等部残存气体。
强油循环变压器在安装（或检修）完毕投运前，应启动全部油泵将油循环，使残留气体逸出。
4从储油柜带电补油或带电滤油，应先将储油柜中的积水放尽，不应自箱底补油,以防止空气或箱底杂质带入器身中。
5变压器及其辅助设备应严格按照规定参数运行，对变压器过负荷运行应严格按照规程规定执行。
6加强检查变压器、互感器,防止接头套管、引线、分接开关进水受潮引起事故,发现问题及时处理。
应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区有无出现的渗漏油。
7为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。
发现冷却器脏污时，应及时通知检修清理。
8加强油温监视，防止绝缘老化，发现上层油温高，主变达65℃，其它油浸变压器达75℃，应查找原因，主变达70℃，其它油浸变压器达85℃，应由检修设法进行降温或降负荷、倒变压器运行。
9加强油质监督，对运行中的油应严格执行有关标准。
变压器、互感器设备反事故技术措施1
变压器、互感器反事故技术措施（试行）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。
变压器反事故措施
变压器反事故技术措施—、预防变压器绝缘击穿事故1．防止水分及空气进入变压器1．1变压器在运输和存放时必须密封。
对于充氮或干燥空气运输的变压器、现场存放期按基建验收规范，在安装前应测定密封气体的压力及露点(压力＞0．1kg ,，露点一40℃)，以判断固体绝缘中的含水情况，当已知受潮时必须进行干燥处理合格后才能投入运行。
必须严格防止变压器在安装以及运行中进水，要特别注意高于储油柜油面的部件，如套管顶部、安全气道、储油柜顶部和呼吸管道等处的密封，对这些部位应进行检漏试验。
1．2变压器本体及冷却系统各连接部位的密封性，是防止渗油、进潮的关键。
这些部位的金属部件尺寸应正确，密封面平整光洁，密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料，要特别注意潜油泵、油阀门等部件。
禁止使用过期失效或性能不明的胶垫。
1．3水冷却器和潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书逐台进行检漏试验，必要时解体检查。
并列运行的冷却器，应在每台潜油泵出口加装逆止阀。
运行中的冷却器必须保证油压大于水压。
潜油泵进油阀应全部打开，出油阀调节油的流量避免形成负压。
运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示以及出水中有无油花(每台冷却器应装有监测水中有无油花的放水阀门)。
在冬季应防止停用及备用冷却器钢管冻裂。
对冷却路的油管结合大、小修应进行检漏。
1．4安全气道应与储油柜连通或经呼吸器与大气连通，定期排放储油柜内部积水。
闲压力释放阀取代安全气道有利于提高变压器的密封性能，应逐步更换。
1．5呼吸器的油封应注意加油和维修，切实保证畅通、干燥剂应保持干燥。
1．6对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油。
真空度、抽空时间、注油、真空范围均应达到要求。
时装有有载调压开关的油箱要同时抽真空，避免造成开关油箱渗油。
1．7变压器投入运行前要特别注意排除内部空气，如套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处都应多次排除残存气体。
强加循环变压器在安装(或检修)完毕投运前，应启动全部冷却设备将汕循环，使残留气体逸出。
500kV变压器、电抗器的套管事故分析及预防
500kV变压器、电抗器的套管事故分析及预防摘要：变压器、电抗器是电力系统的重要组成部分，一旦变压器、电抗器出现事故，将会影响到电力系统的正常运行，甚至造成大面积停电问题。
套管是变压器、电抗器运行的主要附件，在使用套管的过程中，经常因使用不当而使得套管出现运行事故，给500kV变压器、电抗器带来极大的损害，甚至是出现严重事故。
关键词：500kV变压器电抗器套管事故预防中图分类号：TM47 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2016）06-0280-01前言近些年，500kV变压器、电抗器的套管事故频繁发生，事故的影响非常大，为了避免或降低500kV变压器、电抗器事故发生率，本文主要对500kV变压器、电抗器的套管事故以及预防措施等展开分析。
一、500kV变压器、电抗器套管事故分析随着电力行业的飞速发展，500kV变压器、抗电器被广泛地应用到电力系统中，可以更好地满足用户的供电需求，当然，500kV变压器以及电抗器在运行过程中，由于受到内部或外部因素的影响，经常会出现运行故障[1]。
据统计，500kV变压器、电抗器容易发生事故主要是套管结构，而且，套管事故的种类比较多，如，接头烧熔、外绝缘闪络、瓷件裂纹渗漏油、绝缘局部击穿等，这些只是轻度的套管事故，虽然不会影响到变压器、电抗器的正常运行，但如果不及时维护维修，将会引发更严重的套管事故，甚至造成500kV变压器、电抗器损毁的问题。
另外，500kV变压器、电抗器套管经常出现下瓷套外绝缘成型件破损、套管爆炸甚至是着火燃烧等严重事故，尤其是在套管爆炸时，不仅会造成瓷件损毁，而且瓷件碎片极易损坏其他的电力设备，甚至会造成大范围停电的问题。
例如，以下是近些年500kV变压器、电抗器套管事故以及故障的具体分类（如表1所示）。
二、导致500kV变压器、电抗器套管事故的因素分析500kV变压器、电抗器的套管受到多方面因素影响而引发套管事故，以下主要是一些典型的套管事故类型[2]。
变压器套管吊装要求及注意事项
变压器套管吊装要求及注意事项在进行变压器套管吊装作业时，为了确保工作的高效、安全和准确，以下要求及注意事项需予以遵守：1.确认设备在开始吊装作业前，需要对变压器套管的相关信息进行仔细确认，包括其型号、规格、数量等。
确保选择的吊装方法和工具适用于所吊装的变压器套管，同时对设备进行检查，确保其完好无损，无任何潜在的质量问题。
2.安全措施在进行吊装作业时，必须采取严格的安全措施。
工作人员需佩戴安全带，确保自身的安全。
同时，需要确保作业现场的地面坚实可靠，防止在吊装过程中出现意外情况。
3.吊装精度在吊装过程中，需要确保吊装精度。
工作人员在操作时需缓慢进行，避免吊装过程中产生剧烈晃动。
对于关键的吊装步骤，需要由专业人员进行指导和监控，确保整个吊装过程的精度和质量。
4.绝缘测试吊装完成后，需要对变压器套管进行绝缘测试，以确保其电气性能符合标准。
在测试过程中，应使用合格的测试工具，并按照规范进行测试。
如发现任何绝缘问题，应立即进行处理并重新测试，确保变压器套管的安全性和稳定性。
5.清理现场在吊装作业完成后，需要对现场进行清理。
将吊装过程中产生的垃圾进行收集和处理，保持现场的整洁和卫生。
同时，需要擦拭和清洁变压器套管，去除表面的污垢和杂质。
6.运行检测完成吊装和清理工作后，需要对变压器套管进行运行检测。
通过通电测试，检查变压器套管是否能够正常工作。
在检测过程中，应密切关注设备的运行状态，确保其性能良好，无任何潜在问题。
7.维护在变压器套管投入使用后，需要按照维护手册进行定期维护。
这包括清洁设备表面、检查连接部位是否紧固、润滑轴承等。
此外，应定期对变压器套管进行性能检测，确保其始终处于良好的工作状态。
8.应急预案为应对可能出现的突发事件，需要制定详细的应急预案。
在预案中，应包括应急联系方式、应急处置措施等内容。
同时，应定期组织演练，提高员工应对突发事件的能力。
在紧急情况下，应立即停机并切断电源，然后按照应急预案采取相应的措施。
变压器(电抗器)事故的防范措施
• 2.1.3. 66kV及以上油纸绝缘套管应至少10 年进行一次油色谱分析.
• 2.1.4. 作为备品的66kV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。
• 4.11 油浸式变压器和高压并联电抗器的压力释 放阀接点宜作用于信号。
5. 防止绝缘油劣化
• 5.1 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。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 严格按规程监测含水量、油击穿强度和介 质损耗因数等指标，500kV变压器、电抗器 还应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。
• 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
• 7.3 应定期检查呼吸器的油封、油位及呼吸器上 端密封是否正常，干燥剂应保持干燥、有效。
2.2 分接开关
• 2.2.1 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，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1~2年主 动转动分接开关，防止运行触点接触状态的劣化。
变压器常见故障分析与预防维护措施（3）
变压器常见故障分析与预防维护措施（3）变压器常见故障分析与预防维护措施一、异常运行分析变压器在发生事故之前，一般都会有异常情况出现，因为变压器内部故障是由轻微发展为严重的。
值班人员应随时对变压器的运行状况进行监视和检查。
通过对变压器运行时的声音、震动、气味、变色、温度、及外部状况等现象的变化,来判断有无异常,分析异常运行的原因、部位及程度，以便采取相应措施，变压器运行中的异常一般有以下几种情况：（一）声音异常变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声，如果产生不均匀或其他响声都属于不正常现象。
（1）内部有较高且沉着的“嗡嗡”声。
则可能是过负荷运行，可根据变压器负荷情况鉴定并加强监视。
（2）内部有短时“哇哇”声。
则可能时电网中发生过电压，可根据有无接地信号，表计有无摆动来判定。
（3）内部有尖细的“哼哼”声。
则可能是系统中有铁磁谐振、有一相断线或单项接地故障，可根据当时有无接地信号和表计指示来判断。
（4）变压器有放电声。
则可能是套管或内部有放电现象，这时应对变压器作进一步检测或停用。
（5）变压器有水沸声。
则为变压器内部短路故障或接触不良，这时应立即停用检查。
（6）变压器有爆裂声。
则为变压器内部或表面绝缘击穿，这时应立即停用变压器进行检查。
（7）其他可能出现“叮当”声或“嘤嘤”声。
则可能是个别零件松动，可以根据情况处理。
（二）油温异常（1）变压器的绝缘耐热等级为A级时，线圈绝缘极限温度为105度，根据国际电工委员会的推荐，保证绝缘不过早老化，温度应控制在85度以下。
若发现在同等条件下温度不断上升则认为变压器内部出现异常。
（2）导致温度异常的原因有：散热器堵塞引起温度异常、冷却器异常引起温度异常、内部故障引起温度异常等多种原因。
这时应根据情况进行检查处理。
（三）油位异常变压器油位变化应该在标记范围之间，如有较大波动则认为不正常。
常见的油位异常有：（1）假油位，如果温度正常而油位不正常，则说明是假油位。
风电场防止变压器和互感器损坏事故措施
风电场防止变压器和互感器损坏事故措施风电场中的变压器和互感器是重要的电力设备，它们的损坏可能会导致整个风电场停运或造成重大事故。
为了保障变压器和互感器的安全运行，以下是一些防止损坏事故的措施。
1.做好设备的选型和安装：在选购和安装变压器和互感器时，必须考虑到设备的负载容量、耐压能力和可靠性等因素，以确保其适应风电场的实际要求，并严格按照相关标准进行安装。
2.加强设备的维护管理：定期进行设备的巡视检查和维护保养工作，及时发现和排除可能存在的故障隐患，如松动、老化或损坏的接线、绝缘破损等问题。
3.建立完善的保护系统：安装和配置可靠的保护装置，如过电流保护、过温保护、短路保护等，及时发现异常情况，并对设备进行断电保护。
4.加强电气安全防护：设置可靠的接地装置，使用合格的电缆和绝缘材料，以防止电气设备的漏电或短路引发火灾或安全事故。
5.定期进行设备的检验和试验：定期进行设备的绝缘电阻测试、套管电阻测量、泄漏测试等试验，确保设备的绝缘状态良好，减少因绝缘老化而引发的事故。
6.加强环境监测和防护：安装温度、湿度、漏电等监测装置，及时掌握设备运行环境的变化，保证风电场内的湿度、温度、灰尘等因素对设备不会产生损坏。
7.加强人员培训和安全意识提高：对风电场的工作人员进行安全知识和操作技能的培训，提高他们对设备运行和维护的重要性的认识和了解。
8.加强事故救援和处理能力：及时建立健全的事故应急预案，配备相应的救援设备和人员，建立快速响应机制，能够迅速处置设备事故，防止事故扩大。
总之，为了防止变压器和互感器的损坏事故，风电场必须加强变压器和互感器的选型、安装、维护、保护和应急预案的管理工作，提高设备的安全性和可靠性，并加强人员的培训和安全意识，确保整个风电场的安全运行。
预防大型变压器事故的技术措施
预防大型变压器事故的技术措施一、预防变压器绝缘击穿事故???????1.防止水分及空气进入变压器???????(1)变压器在运输和存放时必须密封良好，在安装过程中以及运行中必须采取措施防止进水；在安装中必须特别注意高于油枕油面的部件，如套管顶部、防爆膜、油枕顶部和呼吸道等处的密封应确实良好，并进行检漏试验，每年结合检修，应检查这些部件的密封情况。
???????(2)强油循环的变压器，在安装时应保证本体及冷却系统各部位的连接密封良好。
密封垫应安装正确，保持完好，制造上有缺陷的应处理好，例如潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根、压差继电器的连接管等。
更换胶垫时，对性能不明的胶垫材料应取样作耐油试验。
???????(3)水冷却冷油器和潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书对每台作检漏试验。
几台并列运行的冷油器，最好在每台潜油泵的出口加装逆止阀，以免备用冷油器中的油流倒向。
运行中和备用的冷油器必须保证油压大于水压。
潜油泵进油阀应全部打开，而用出油阀调节油的流量以避免负压。
运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示以及出水中有无油花(每台冷油器应装有监察出水中有无油花的放水阀门)。
北方应采取措施防止冷油器停用时铜管冻裂。
???????(4)防爆筒应与油枕连通或经呼吸器与大气连通。
定期排放油枕内下部积水。
???????(5)呼吸器的油封应注意加油维护，保证畅通。
干燥器应保持干燥。
???????(6)220千伏及以上的变压器应采用真空注油以排除线圈中的气泡。
110千伏的变压器应积极创造条件采用真空注油。
???????(7)变压器投入运行前特别要注意排除内部空气，如高压套管法兰、升高座、油管路中的死区、冷油器顶部等处都应排除残存空气。
强油循环变压器在安装完毕投运前，应启动全部冷却设备，将油循环较长时间，使残留空气逸出。
???????(8)从油枕带电补油或带电滤油时，应先将油枕中的积水放尽。
不应自变压器下部注油以防止将空气或将箱底水份、杂物等带入线圈中。
变压器套管密封不良的安全隐患与防范措施 王维令
变压器套管密封不良的安全隐患与防范措施王维令摘要：现阶段，我国的各行各业的发展迅速，变压器是电力系统中的关键设备。
近年来，在运行中，因变压器套管端部密封问题引起了多起变压器故障，致使主变受损而返厂修理。
按运行经验，在发生密封不良的套管中，尤以穿缆型套管、拉杆型套管为多。
为防范类似问题重复发生，有必要对套管发生密封不良的情况进行总结。
本文中笔者从套管结构入手，结合故障案例，深入分析了故障原因，针对故障原因提出了防范措施。
关键词：变压器套管密封不良；安全隐患；防范措施引言作为变压器的重要部件，套管的可靠性会直接对变压器的安全运行产生影响。
套管必须有足够的机械强度和绝缘性，因为套管除将变压器内部的高低压侧引线导出外，还担负着连接外部架空线路及固定引线的作用。
电力变压器在电力系统安全稳定运行中起着十分关键的作用，而套管又是其重要部件，因此套管对于电力系统的重要性不言而喻。
套管出现问题，不但影响其所在变压器更会影响到附近电网。
文章通过分析几种常见的套管故障，提出针对性的解决措施，希望对电力企业有所帮助。
1套管的结构在电力系统中，电力变压器必不可少，它是一种改变电压和电流的设备。
变压器内部绕组的引线靠套管引出变压器器身。
因工作属性，套管需要适应各种条件，既要具有足够的机械强度，又要满足良好的绝缘性能。
套管形式多样，有纯瓷套管、充气套管、充油套管、电容式套管（胶纸电容式、油纸电容式）等不同形式。
套管的故障也是多种多样的。
为维护电力系统安全，加强套管维护，防止套管出现问题是工作重点。
变压器套管主要起支撑引出线对地绝绝缘、通流、防污秽、防雨防潮等作用。
变压器套管按通流回路结构的不同区分，主要分为穿缆型、导杆型、拉杆型等结构。
一般载流量在1250A及以下时，选用穿缆型套管。
穿缆型套管内部由铝管隔离套管本体绝缘与载流导体，绕组出线电缆由套管尾部穿过套管内部的铝管后，经定位销固定在套管端部，经电缆端部丝扣与将军帽联接。
预防110[66]kV_500kV变压器[电抗器]事故措施
![预防110[66]kV_500kV变压器[电抗器]事故措施](https://img.taocdn.com/s3/m/5703eb11aaea998fcd220e17.png)
附件2：预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施(附编制说明)国家电网公司目录第一章总则 (1)第二章引用标准 (1)第三章预防设备事故的技术管理措施 (2)第四章预防设备事故的运行要求 (5)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 (6)第六章预防壳式变压器事故 (7)第七章其它预防设备事故的措施 (7)预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施编制说明 (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[2002]158号）删除条文的说明 (12)预防110（66）kV～500kV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）kV～500 kV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、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GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准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〔2003〕95号）国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意见（生产输电〔2003〕29号）国家电网公司110（66）kV～500kV油浸式变压器技术规范（国家电网生〔2004〕634 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IEC60289-1987 电抗器IEC60354：油浸式电力变压器负荷导则IEC60076-8:1997 电力变压器应用导则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IEC60354:1991 油浸式电力变压器的负载导则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。
变压器出线套管线夹开裂事故分析与预防
变压器出线套管线夹开裂事故分析与预防21世纪电力电网的迅猛发展已经成为我国经济建设快速增长的强效助推剂，而电力设备特别是主变压器设备的运行质量是影响电网安全稳定运行的重要因素，近几年浙江省主变压器套管线夹开裂事故频发，对电网的可靠性和设备运维工作提出了更高的要求。
标签：变压器;出线套管线夹开裂;事故分析与预防引言随着人们生活水平和经济发展水平的不断提高，对于电力需求与日俱增，电网安全显得尤为重要。
主变压器及其附属设备质量问题造成的设备事故中，出线套管线夹开裂事故占据过半数比例。
据了解，主变设备出线套管线夹按材质又可分为铜铝过渡设备线夹和铝设备线夹，现有运行设备多采用铜管/铝管焊接端子板或整体铸造的方法加工。
然而，无论是采用焊接还是铸造的加工方法，管形结构和端子板之间的接合处始终是一个薄弱环节，此处在加工过程中容易形成缺陷，在使用過程中容易产生失效，进而危及设备安全。
1宏观检查在近期发生的主变压器（以下简称“主变”）出线套管线夹事故中，我选取了三起典型的事故进行宏观检查。
一是某变电站一台500kV主变B相35kV侧出线套管线夹（1号线夹）裂纹的局部照片，如图1，裂纹贯穿整个横面，但未贯穿纵面，底部尚有部分相连。
该线夹系一体铸造而成，厂家提供为HPb59-1材质。
二是另一主变110kV套管线夹（2号线夹）裂纹宏观照片，如图2所示，裂纹由外壁延伸至内壁，已贯穿。
开裂处位于线夹的变截面部位，且贯穿整个部件。
这三起典型事故是同一主变发生的多起套管线夹碎裂事故中的其中两个失效线夹，如图3（3号线夹）和图4（4号线夹）所示，可见其断裂位置均位于线夹管型结构和端子板结合位置，且裂纹都沿45°方向贯穿壁厚。
综上，这三起典型线夹开裂位置均位于变截面、变弧处等应力集中处。
2变压器套管引出线及出线结构特点介绍①低压线圈导线（1）轴向出线后以一角度（避开夹件腹板下边沿）从线圈压板的豁口引出，沿线圈压板向变压器油箱侧水平布置，直到伸出线圈压板边沿第一距离后再向下方垂直布置到第二距离，最后向两边（a，x各走一边）水平布置到低压引线接线端子（4），与铜排（3）连接，再由铜排（3）引出到低压套管接线板（8）上。
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防止变压器套管事故的技术措施
第一条为防止变压器套管损坏事故，特制定本技术措施。
第二条加强套管采购管理。
要求制造厂按照《126kV －550kV电容式瓷套管技术规范》（DL/T865）提供型式试验报告，提供套管取油样及补油的方法、取油样专用工具。
第三条加强备件储放管理和安装前的检验测试工作。
（一）110kV（66kV）及以上的备品套管，应竖直放置。
如确无条件竖直放置而采用水平存放时，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面。
（二）对保存期超过1年的110kV(66kV）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。
（三）对水平放置的套管，在安装就位后，带电前必须进行静放，其中330kV及以上套管静放时间应大于36h，110－220kV套管静放时间应大于24h。
第四条套管的红外检测按照《带电设备红外诊断应用规范》（DL/T664－2016）执行。
第五条套管外绝缘防污等级不符合要求的，或套管安装于空冷岛下方时，应采取加装伞裙或喷涂RTV涂料等措施。
第六条加强套管末屏接地检测、检修及运行维护管理。
每次拆接末屏后应确认末屏接地状况良好，对结构不合理的套管末屏接地端子应进行改造。
第七条加强日常巡回检查。
应每日检查记录套管油位情况，当油位异常时，应进行红外精确测温，确认套管油位，当套管渗漏油时，应立即处理，防止内部受潮损坏。
第八条油纸电容型套管在最低环境温度下不应出现负压，应避免频繁取油样造成其负压，取样时应注意套管内部的油位是否正常；如发现套管内部存在负压（抽油取样困难），应采取补油等措施消除负压。
第九条套管顶部取油后，应严格按照厂家要求恢复密封。
并应结合停电检修，对套管上部注油孔的密封状况进行检查，发现异常时应及时处理。
第十条应定期（每年不少于两次）对本企业安装的套管进行情报查新，防止设备批次性缺陷。
针对系统内已发生的故障率较高的ABB公司GOE油纸电容型高压套管以及HSP公司油纸电容型高压套管，应采取以下措施，必要时应进行技术改造。
（一）每3年应进行一次油色谱分析，每年应测量一次介损和电容值，并与出厂值及历史数据比对分析。
电容量变化超过2%的应取油样进行色谱分析，变化量超过3%的必须予以更换。
介损值如有突变(与出厂值相比变化超过30%)或者超过0.5%，应查明原因，及时处理。
已加装套管在线监测装置且监测数据稳定，可按照1－3年的正常预试周期进行试验。
（二）每月应至少进行一次红外成像检测。
若温度分布不匀、温度分布较以往发生明显变化（热点或整体温升变化
超过2－3k），应停运检查，防止套管出现故障。
第十一条未按照6年周期进行色谱分析的套管，应利用最近一次停机机会取样分析，后续严格按照正常周期取样，当结果存在异常时，应查明原因，及时处理。
第十二条参照变压器套管检测与维护标准（附件1）开展日常检测工作；定期对套管进行隐患排查，参照套管隐患排查表（附件2）进行详细记录。
附件：1. 变压器套管检测与维护标准
2. 套管隐患排查表
附件1
变压器套管检测与维护标准
1
附件2
套管隐患排查表
2。