变压器、互感器设备反事故技术措施.docx
防止变压器损坏和互感器爆炸事故反事故措施
防止变压器损坏和互感器爆炸事故反事故措施为了防止高压开关的损坏事故发生，应严格执行《电力变压器运行规程》(DL/T572-1995)、《电力变压器检修导则》(DL/T573-1995)、《有载分接开关运行维修导则》(DL/T574-19951《互感器运行检修导则》(DL/T727-2000\《运行中变压器油维护管理导则》(GB/T14542-19931《电力设备预防性试验规程》(DL/T596-1996)、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(国家电力公司国电发[2000]589号)等各项规定，并重点要求如下：1.加强对变压器类设备(变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、耦合电容器等)从招标技术条件制订、选型、选厂、招标、定货、监造、试验、验收、运输、安装、投运的全过程管理。
各单位变压器专责人员必须参与设备技术条件审查、选型、选厂及招标、监造验收工作，对变压器类设备技术及管理全面负责。
2.对新购110kv及以上变压器类设备进行监造验收，并出具监造验收报告。
确保招标技术条件中的改进措施，落实在设备设计、制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。
2.1订货所选变压器厂必须通过同类型产品的突发短路试验，并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。
2.2220kv及以上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。
2.3要有出厂局放试验的合格标准。
2.3.1220kv及以上变压器，测量电压为1.5Um/V3时，自耦变压器中压端不大于200pc,其它端不大于100pC。
2.3.2110kV变电器，测量电压为1.5Um/V3时，不大于300pC。
2.3.3互感器设备的视在放电量测量电压为1.2Um/V3及1.0Um/V3时，液体浸渍型式不大于10pc,固体型式不大于50pc。
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的反事故措施
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的反事故措施1.为了防止大型变压器损坏、互感器爆炸事故的发生，依据《关于“变压器类设备管理规定”的通知》（电安生[1996]589）、及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589）的有关规定，特制定本措施。
1.1防止大型变压器损坏事故1.1.1 加强变压器投入运行前的外部检查。
检查一次回路中的全部短路接地线、短路线均应拆除，断开接地刀闸；常设遮栏和标示牌应按规定设置妥当；储油柜和充油套管的油位、油色应正常，无渗、漏油现象；油箱本体、油枕、瓦斯继电器及接缝处应不渗油；核对分接开关就地与集控位置指示全都；冷却装置运转正常，冷却器掌握箱内及集控室无特别信号。
1.1.2 变压器投入运行前均应测其绝缘电阻值，高压侧电压在6KV及以上者应用2500V摇表进行测定，其绝缘电阻值不低于300兆欧（20℃），汲取比≥1.3。
高压侧电压在0.4KV及以下者应用500V摇表进行测定，其绝缘电阻值不低于0.5兆欧（20℃），汲取比≥1.3。
绝缘电阻值不合格的变压器严禁投入运行。
1.1.3加强运行中变压器各表计的监视，定期抄录和分析有关数据，变压器的有关表计每小时抄录一次。
1.1.4运行中电压允许变动范围为额定电压的±5%，电压分接头不论在哪个电压档位置，所加电压都不得高于该档电压的105%。
1.1.5主变、启备变的上层油温不得超过75℃，最高不得超过85℃；启备变、厂高变的上层油温不得超过85℃，最高不得超过95℃。
1.1.6#3、#4主变冷却器在正常运行状况下不得少于3组，负荷超过75%或主变油温超过55℃启动两组帮助风扇。
#1、#2主变冷却器在正常运行状况下不得少于2组，负荷超过75%或主变油温超过55℃启动一组帮助风扇。
在环境温度高的状况下或满负荷运行下，可全部投入冷却器运行。
厂高变冷却风扇正常处于备用状态。
1.1.7主变、启备变正常过负荷以额定负荷的15%为限，厂高变正常过负荷以额定负荷的25%为限，严格监视上层油温不得超过以上规定值。
最新整理电力局反事故技术措施工作计划.docx
最新整理电力局反事故技术措施工作计划
20xx年各专业反措工作重点：
一、变压器类设备
1、切实执行国电公司《防止电力生产重大事故的十八项重点要求》中对变压器类设备的规定；
2、为有效防止变压器出口短路，逐步安排变压器低压侧硬母排绝缘热缩套的加装工作；
3、做好主变压器保护装置的定值整定和维护校验工作；
4、重视变压器附件的选用和更换工作，切实减少因附件质量问题引起的各
种变压器缺陷；
5、继续加强对变压器油色谱跟踪工作，争取开展变压器类设备的红外线测温工作；
6、更换因短路容量增大而动、热稳定不合格的电流互感器。
7、部分10kV线路配变接地环安装。
二、开关类设备
1、认真执行国电公司《防止电力生产重大事故的十八项重点要求》中防止开关设备事故的有关规定；
2、根据系统可能出现的最大运行方式，定期核算开关设备安装地点的短路开断容量；。
防止变压器和互感器损坏事故的措施
1.预防变压器的绝缘击穿事故
（2）防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器
潜油泵的轴承，应采用E级或D级，可将其改为向心推力球轴承；禁止使用无铭牌、无级别的 轴承。油泵应选用转速不大于1000转/分的低速油泵。运转中如出现过热、振动、杂音及严重 渗漏油时，应立即停运并及时加以检修。大修后的潜油泵，应使用千分表检查叶轮上端密封 环外圆的径向跳动公差，不得超过0.07mm。 变压器故障后应尽快切除油泵，避免故障中产生的游离炭、金属微粒等杂物进入变压器的非 故障部分。
必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置，应每半个月 定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠。
为保证冷却效果，风冷却器应每半年进行水冲洗，水冲洗前应采取有效措施防止风扇电动机 进水损坏绝缘。 为防止风冷散热器的风扇电动机大量损坏，风扇叶片应校平衡并调整角度，作好维修工作， 以保证正常运行。
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。
套管渗油时，应及时处理，防止内部受潮。
4.预防引线事故
在吊芯（吊罩）检查时，应注意保持足够的引线间及对地的绝缘距离， 并注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角，防止在运行中发生放电击穿。发 现有损伤的引线绝缘，应立即予以修复。 各引线接头应焊接良好。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻，可 以及时发现接头过热故障。对套管及分装开关的引线接头如发现缺陷要 及时处理。检修后应作检查试验，保证焊接质量。
二、预防互感器损坏事故
1、新安装和检修后的互感器，要坚持分别按《电气装置安装工程施工及验收规范第 十七篇电气设备交接试验标准篇》和《电气设备预防性试验规程》的规定进行试验。 在投运前进行油的色谱分析，并尽可能做局部放电和油的含水量测量，作为设备投运 时的起始值，并与出厂试验值相比较，当相差较大时，应注意分析原因，必要时可适 当增加试验项目，以查明原因。 2、对新安装和检修后重新投入运行的互感器，在投运前，要仔细检查密封情况。严 禁有渗、漏现象发生。 3、在安装、检修和试验后，应注意检查电压互感器的高压绕组X端和电流互感器的电 容未屏，是否已与接地网可靠连接，避免出现悬空或假接地现象。 4、对已投入运行的电压、电流互感器，应采取有效的密封防潮措施。 5、利用预防性试验及检修停电机会，每年要对互感器进行一次仔细的外观检查，如 密封状态是否良好，装有呼吸器的互感器是否正常。 6、对经试验确定存在严重缺陷的互感器，应及时予以处理或更换。对怀疑存在缺陷 的互感器，应适当缩短试验周期，进行综合分析，查明原因。当发现运行中的互感器 冒烟时，应迅速切断有关电源。
防止大型变压器、互感器损坏事故预防措施
中山电厂防止大型变压器、互感器损坏事故预防措施为防止发生变压器、互感器损坏事故，根据本厂实际情况，结合国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》国能安全（2014）161号的相关规定，特制定本措施。
1、防止变压器出口短路事故（1）加强变压器选型、订货、验收及投运的全过程管理，完善相关设备台账。
（2）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。
2、防止变压器绝缘事故（1）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。
对采用有载分接开关的变压器油箱应同时按要求抽真空，但应注意抽真空前应用连通管接通本体与开关油室。
为防止真空度计水银倒灌进设备中，禁止使用麦氏真空计。
（2）变压器注油须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行，防止空气进入或漏油，并结合大修或停电对胶囊和隔膜、波纹管式储油拒的完好性进行检查。
（3）加强变压器运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油，如果出现渗漏应切换停运冷却器组，进行堵漏消除渗漏点。
（4）对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试，加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准。
（5）运行超过15年变压器储油柜胶囊和隔膜应更换。
（6）220kV及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或进入后，应进行现场局部放电试验。
（7）开展变压器红外检测，大修后的变压器（电抗器）在投运带负荷后不超过1个月内（但至少在24h以后）进行一次精确检测。
220kV及以上电压等级的变压器（电抗器）每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测。
在高温大负荷运行期间，对220kV及以上电压等级变压器（电抗器）应增加红外检测次数。
精确检测的测量数据和图像应制作报告存档保存。
（8）每月测量铁芯、夹件接地线中有无环流，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，电流一般控制在100mA以下。
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、互感器设备反事故技术措施3
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。
变压器反事故措施
变压器反事故措施1.预防变压器绝缘击穿事故：a)防水及空气进入变压器：经常经常吸潮器，定期更换硅胶；进油时不得从变压器底部进油，防止水分、空气和油箱底部杂质进入变压器器身。
b)当气体继电器发瓦斯信号时，应立即检查继电器，及时取样校验，以判明气体成分，同时进行油样色谱分析，查明原因及时排除。
2.预防变压器绝缘损伤：a)严密监视变压器绕组温度、油面温度。
发现油温升高超过允许值时，及时采取降温措施。
b)没1－2年用压缩空气或者水进行一次外部冲洗散热器，以保证散热效果。
c)定期对风扇电源进行双电源切换试验，以保证变压器风扇能正确可靠工作。
3.防止变压器保护误动或者拒动。
a)严禁变压器无保护投入。
b)气体继电器应安装调整正确，并进行定期校验，继电器应加装防雨罩，避免雨水渗入引起误动。
c)双套主变保护应分别采用不同直流控制电源供电。
防止因故市区直流电源时，造成保护瘫痪。
4.预防套管事故：a)要求制造厂提供雨淋条件下套管人工污秽试验的形式报告。
b)定期对套管进行清扫检查，防止污秽闪络和大雨闪络。
c)经常巡视设备时注意检查套管引出线接头是否有发热现象。
d)听变压器内部是否有异音。
5.预防分接开关：a)在变压器改变分接头位置后投入前要必须进行分接头的直流电阻测试。
合格后方可投入运行。
b)在检修安装是应检查开关的弹簧状况、触头表面、及分接头是否断裂松动情况。
6.预防变压器的火灾事故：a)在变压器附近或者上面检修明火作业时，必须预先做好防火措施，现场设置一定数量的消防器材。
b)变压器间设置防火墙，防止火灾事故蔓延，变压器底部放置一定厚度的卵石，以便于发生火灾事故时能迅速排油。
电气维护班。
防止变压器和互感器损坏事故的措施
防止变压器和互感器损坏事故的措施变压器和互感器是电力系统中非常重要的设备，它们的损坏可能会导致电网短路、停电等严重后果。
因此，采取一系列措施来防止变压器和互感器损坏事故非常重要。
首先，保护装置的使用是防止变压器和互感器损坏的有效措施之一、保护装置能够实时检测变压器和互感器的工作状态，一旦检测到异常情况，例如温度过高、电流过载等，及时切断电源，确保设备的安全运行。
常见的保护装置包括保护继电器、熔断器、熔断开关等。
这些装置能够快速、准确地进行故障判别和隔离，提高设备的运行可靠性。
其次，定期检测和维护也是防止变压器和互感器损坏的重要措施。
定期对设备进行检查，包括外观、绝缘性能、接线连接等方面的检测。
对于变压器来说，需要检查油位、油质，及时更换老化或污染的变压器油。
对于互感器来说，需要定期检查绝缘子的绝缘状况，以及接地装置的可靠性。
此外，对于经常受到负荷变化的变压器和互感器，也需要定期进行负荷测试，以确保设备能够适应不同负荷情况下的工作。
此外，合理运行变压器和互感器也是防止其损坏的关键所在。
合理运行包括合理的电压调整、合理的负荷调节、合理的短路保护等。
首先，电压调整要根据负荷情况进行调节，避免过高或过低的电压对设备造成损害。
其次，负荷调节要根据设备的额定负荷进行，避免超负荷操作。
最后，短路保护要及时切断电源，避免短路电流对设备造成过大的损坏。
另外，为了防止变压器和互感器损坏事故，还应加强对操作人员的培训和管理。
操作人员应具备一定的专业知识和技能，了解设备的工作原理、操作规程以及相应的应急处理措施。
此外，还需建立健全的管理制度，规范操作流程，确保操作人员遵守相关的操作规程，不擅自更改设备参数和运行状态。
最后，加强设备的保护措施也是防止变压器和互感器损坏的重要举措。
对于室外设备，应设置防雷设备，减少雷击带来的损害。
对于变压器来说，还可采取绝缘油采样、气体检测等技术手段进行故障预测和检测，及时发现潜在的故障隐患。
变压器、互感器设备反事故技术措施(6)
变压器、互感器设备反事故技术措施（6）
防止互感损坏事故
(1) 防止互感损坏事故应严格执行国家电网公司《预防110kV~500kV互感器事故措施》等有关规定，并提出以下重点要求。
(2) 加强对互感器类设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理，重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。
(3) 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式，所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求，特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能，电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。
(4) 110k V～500kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。
对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的铁磁谐振试验(注：Uln指一次相电压下同)。
(5) 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。
电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5Um/3(中性点有效接地系统)或1.9Um/3(中性点非有效接地系统)电压下的空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值的10%。
(6) 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气连结应接触良好，防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。
(7) 互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。
变压器、互感器设备反事故技术措施(8)
变压器、互感器设备反事故技术措施（8）(14) 对于全密封型互感器，油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断。
如产气速率增长较快，应加强监视;如检测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理;当发现油中有乙炔大于1x106? L/L时，应立即停止运行。
(15) 对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。
如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。
当互感器出现异常响声时应退出运行。
当电压互感器二次电压异常时，应须速查明原因并及时处理。
(16) 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线;当运行方式不能满足要求时，应进行事故预想，及早制定预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。
(17) 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。
(18) 为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。
(19) 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。
(20) 若互感器所在变电站短路电流超过互感器名牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。
每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。
(21) 加强油质管理。
用户可根据运行经验选用合适的油种。
新油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。
对运行中油应严格执行有关标准。
对不同油种的混油应按照GB/T7595—2000的规定执行。
变压器、互感器设备反事故技术措施(5)
变压器、互感器设备反事故技术措施（5）预防变压器短路损坏事故
(1) 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。
(2) 采取有效措施，减少变压器的外部短路冲击次数，改善变压器运行条件。
(3) 加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪
(4)提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现保护拒动。
防止变压器火灾事故
(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，变压器应配备完善消防设施，并加强管理。
(2) 做好变压器火灾事故预想，加强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。
(3) 现场进行变压器干燥时，应事先做好放火措施，防止因加热系统故障或线圈过热烧损。
(4) 在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施。
变压器反事故措施
变压器反事故措施为防止大型变压器损坏事故，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施》（国家电网生[2004]641号）、《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术监督规定》（国家电网生技[2005]174号）等有关规定，并提出以下重点要求：1 加强变压器的全过程管理1.1 加强变压器选型、定货、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。
在设备订购前，应向生产厂家索取做过相似变压器突发短路试验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动态计算报告，并进行核算工作。
1.2 严格按有关规定对新购变压器进行验收，确保变压器按订货合同要求进行制造、安装、试验。
1.3 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，有关监造关键控制点应在合同中予以明确。
监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
2 相关试验和运输要求2.1 出厂试验要求2.1.1 测量电压为1.5Um/ 时，220kV及以上电压等级变压器的局部放电试验的放电量：自耦变压器中压端不大于200pC，高压端不大于100pC；其他变压器不大于100pC。
2.1.2 测量电压为1.5Um/ 时，110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC。
2.1.3 500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。
2.2 应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；所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。
2.3 认真执行交接试验规程。
110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形或做低电压短路阻抗测试以留原始。
变压器、互感器设备反事故技术措施(7)
变压器、互感器设备反事故技术措施（7）(8) 已安装完成的互感器长期未带电运行(110kv及以下大于半年;35kv及以下一年以上)，在投运前应按照规程进行预防性试验。
事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。
(9) 互感器的检修与改造。
油浸式互感器检修时，应严格执行《互感器运行检修导则》(DL/T727—2000)，要注意器身暴露时间不得超过规定，回装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理。
(10) 老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。
现场密封改造应在晴好天气进行。
对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化胶垫与隔膜应予更换。
对隔膜上有积水的互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的互感器应退出运行。
绝缘性能有问题的老旧互感器，退出运行不再进行改造。
(11) 对硅胶套管和加装硅胶伞裙的瓷套，应经常检查硅胶表面表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。
(12) 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。
对运行
中渗油的互感器，应根据情况限期处理。
必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。
(13) 油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。
应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。
对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。
变压器、互感器设备反事故技术措施
变压器、互感器设备反事故技术措施随着电力行业的发展，变压器、互感器等设备在电力系统中扮演着极为重要的角色。
然而，在设备的使用和维护过程中，也存在着一定的安全隐患，容易发生事故，给电力系统带来不小的损失。
因此，为了确保电力系统的正常运行和设备的安全使用，需要采取一些反事故技术措施。
本文将针对变压器、互感器设备常见的安全隐患，提出对应的技术措施。
变压器设备常见安全隐患及反事故技术措施1. 变压器油的泄漏变压器油是变压器运行中必不可少的介质，如果油箱、油管、油枕等出现漏油现象，不仅可能会导致变压器损坏，还可能引发火灾等安全事故。
针对这种情况，应采取以下技术措施：•安装油位报警器，及时检测并提醒漏油情况；•安装漏电监测装置，发现油箱漏电情况及时报警；•定期进行油色谱分析和气相色谱分析，及时发现油中有害物质，并及时更换变压器油。
2. 变压器绕组的局部放电变压器绕组的局部放电是一种常见的故障，会导致绝缘老化、绝缘损坏，进而引发事故。
为了避免这样的情况发生，可以采取以下技术措施：•加强绕组绝缘的巡检和检修；•安装在线监测装置，及时发现绕组局部放电情况；•进行绕组绝缘电阻和耐压试验，发现异常情况及时更换或处理。
3. 变压器过载和短路变压器过载和短路是比较常见的故障，可能会造成设备的严重损坏和安全事故。
为了保证变压器的正常运行，应采取以下技术措施：•定期检验变压器的负荷和温度，避免过载；•安装短路保护装置，短路时能及时切断供电；•定期对变压器进行清洗和检修，除去表面的污垢和导致短路的异物。
互感器设备常见安全隐患及反事故技术措施1. 互感器内部绝缘损坏互感器内部绝缘损坏是一种常见的故障，可能会导致设备失效、烧损甚至引发火灾。
为了避免这种情况的发生，应采取以下技术措施：•加强互感器的巡检和检修，及时发现绝缘损坏情况；•安装在线监测装置，及时发现绝缘损坏情况；•定期对互感器进行例行试验，发现异常情况及时处理并更换。
2. 互感器接线堵塞由于接线堵塞等原因，互感器通常会出现失真的现象，导致测试数据不准确或产生误判等问题。
(整理)变压器、互感器反事故技术措施
xxxxx电站变压器、互感器反事故技术措施1 概述变压器、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xxxxx电站变压器、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。
2 变压器、互感器设备简介xxxxx电站变压器设备分为两类：油浸式变压器（500kV变压器）和树脂绝缘干式变压器（xxkV/xxV厂高变、xxkV/xxV励磁变、xxkV/xxV接地变和6.3kV/0.4kV自用变、公用变、照明变及其他厂用变压器）。
xxxxx电站500kV变压器由xxxxx公司生产，共xx台（1台备用）型号为SUW的单相、双卷、油浸式、无载分接、壳式变压器组，额定容量3×214MVA，额定电压550/18kV。
变压器三相中性点经穿墙套管在B相变压器室连接并经电缆接地；变压器的冷却方式为强迫油循环水冷（ODWF）；每台单相变压器共三组冷却器，运行方式为两台优先、一台备用。
变压器系统由线圈、铁芯、主变油箱、变压器油、调压装置、瓦斯继电器、油枕及油位计、压力释放器、测温装置、冷却系统等组成。
另外，变压器还安装了气相色谱在线监测装置，每周对变压器油进行溶解气体检测，以便判断设备运行状况。
xxxxx电站树脂绝缘干式变压器包括6台xxkV/xxV厂高变、6台xxkV/xxV 励磁变、6台xxkV/xxV接地变和38台6.3kV/0.4kV厂用变压器。
树脂绝缘干式变压器依靠空气对流进行冷却。
xxxxx电站互感器设备分为两大类：电压互感器和电流互感器。
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（500kV出线电压互感器）两类，而电磁式电压互感器按主绝缘介质不同又主要分为浇注式电压互气体绝缘电压互感器（500kV GIS 感器（6kV电压互感器、18kV电压互感器）、SF6电压互感器）。
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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。
(4)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，以判明气体成份，同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。
(5)应定期检查呼吸器的硅胶是否正常，切实保证畅通。
(6)变压器停运时间超过6个月，在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。
3、防止异物进入变压器。
(1)变压器更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道，冷却器，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。
(2)要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。
应定期检查滤网和更换吸附剂。
(5)加强定期检查油流继电器指示是否正常。
检查油流继电器挡板是否损坏脱落。
4、防止变压器绝缘损伤
(1)检修需要更换绝缘件时，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。
(2)变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架
(3)变压器应定期检测其绝缘。
5、防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损
(1)变压器过负荷运行应按照GB/T15164-94《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。
(2)运行中变压器的热点温度不得超过GB/T15164-94《油浸式电力变压器负载导则》限值和特定限值。
(3)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。
(4)当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过规定电流运行，并加强运行监视。
(5)定期检查冷却器的风扇叶片应平衡，定期维护保证正常运行，对震动大，磨损严重的风扇电机应进行更换。
6、防止过电压击穿事故
(1)在投切空载变压器时，中性点必须可靠接地
(2)变压器中性点应装设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
7、防止工作电压下的击穿事故
(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，进行局部放电试验。
8、防止保护装置误动/拒动
(1)变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器高/中/低压側设备无保护投入运行。
(2)气体继电器应安装调整正确，定期实验，消除因接点短路等造成的误动因素，如加装防雨罩避免接点受潮误动。
(3)压力释放阀动作信号应接入信号回路，绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。
(4)变压器应装设故障录波器，变压器各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。
9.预防铁芯多点接地和短路故障
(1)在检修时应側试铁芯绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。
(2)穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。
(3)线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路，铁芯及铁扼静电屏蔽引线等应固定良好，防止出现电位悬浮产生放电。
10.预防套管事故
(1)定期对套管进行清扫，防止污移闪络和大雨时闪络
(2)定期检查套管油位是或正常，渗漏油应及时处理，防止内部受潮而损坏。
(3)变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。
11.预防引线事故
(1)在进行大修时，应检查引线、均匀环(球)、木支架、胶木螺钉等是或有变形，损坏或松脱。
(2)在线圈下面水平排列的裸露的引线，须加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。
(3)变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸露引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线。
12.防止分接开关事故
(1)有载调压开关在运行中，应接出厂说明书进行维护和定期检查
(2)应掌握有载调压开关带电切换次数,应逐级调压,同时监视分接开关及时电压电流的变化,每调一档后间隔1分钟以上,才能进行下一档调节.
(3)有载调压变压器并联运行时,其调压操作轮流逐级进行.
13.预防绝缘油劣化
(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。
(2)变压器在运行中出现绝缘油介质值超过规程要求，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。
14.预防变压器短路损坏事故
(1)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。
(2)采取有效措施，减少变压器的外部短路冲击次数，改善变压器运行条件。