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。
• 2.2.2 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。
• 2.3 潜油泵应采用耐磨性能好的D、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1500r/min的低速油泵。对转速为 3000r/min的高速油泵应安排更换。
• 2.4 对于变压器的储油柜，如发现渗漏，应及时 处理。对波纹管式储油柜应结合大修或停电进行 检查，避免卡涩造成变压器误动。对运行年限超 过15年的胶囊和隔膜宜更换。
• 2.2.3 有载分接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。
• 2.2.4 结合预试，在测量变压器直流电阻前对有载分接开 关进行全程切换。
• 2.2.5 应掌握变压器有载分接开关（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，也应每半年启动带电滤油 装置。无带电滤油装置的OLTC，应结合主变压器小修安 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。
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。
• 1.1.5. 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。
• 2.1.5 66kV及以上油纸电容型变压器套管 发生故障，原则上应返厂检修或更换。如 需自行检修，应严格按制造厂要求的检修 工艺进行检修，尤其应采用真空注油技术， 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 电压下的介质损耗因数试验。
• 2.1.6 套管取油样原则上按照制造厂的要求。 油纸电容型套管补油应采取真空注油技术。
7. 巡检要求
• 7.1 注意检查变压器的渗漏情况，防止进水受潮， 特别是变压器顶部和容易形成负压区部位（如潜 油泵入口及出口法兰处），以及胶囊等易老化损 坏的部件。发现异常及时处理。
• 7.2 注意检查套管油位正常，运行人员巡视时应 检查记录套管油面情况。若套管油位有异常变动， 应结合红外测温、渗油等情况判断套管内漏或是 外漏。套管渗漏时应及时处理。
• 3.2 220kV及以上主变压器电源侧宜装设故障录 波器，录取故障情况下的变压器电流、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。
• 3.3 变压器故障时继电保护装置应快速准确 动作，后备保护动作时间不应超过变压器 所能承受的短路持续时间。为此，要求制 造厂提供变压器承受短路能力试验的有关 数据。
• 6.2 变压器故障跳闸后，应及时切除油泵，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。
• 6.3 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。
• 6.4 运行中变压器在切换潜油泵时应逐台 进行，每次间隔时间不少于3min。
• 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。
• 4.3 新安装的气体继电器、压力释放装置和温度 计等非电量保护装置必须经校验合格后方可使用。 运行中应结合检修（压力释放装置应结合大修） 进行校验。为减少变压器的停电检修时间，压力 释放装置、气体继电器宜备有经校验合格的备品。 压力释放阀运行超过15年宜更换。
• 4.4 非电量保护装置的二次回路应结合变压器保 护装置的定检工作进行检验，中间继电器、时间 继电器、冷却器的控制元件及相关信号元件等也 应同时进行。
• 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。
• 2.5 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，保 证呼吸顺畅。
• 2.6 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。
3. 防止继电保护装置误动或拒动
• 3.1 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。220kV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，造成后备保护失灵，长时间 切不断故障并扩大事故的后果。
• 1.4 500kV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。
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。
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。
• 4.5 变压器在检修时应将非电量保护退出运行。 • 4.6 结合大修将变压器安全气道改换为压力释放
装置。 • 4.7 对于自然循环自冷、风冷的油浸式变压器和
高压并联电抗器，顶层油温报警值宜设定为85℃； 对于强迫油循环风冷油浸式变压器和高压并联电 抗器，顶层油温报警值宜设定为80℃ 。
• 4.8 油浸式变压器和高压并联电抗器不宜设绕组 温度跳闸保护和顶层油温跳闸保护。
• 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。
• 5.2 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。取油样应严 格按照规程规定，用玻璃注射器进行密封取样。
• 5.3 变压器在运行中出现绝缘油介质损耗因数超 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。
• 5.4 运行年久的变压器应严格控制绝缘油的质量， 特别是运行时间超过15年的500kV变压器，要重 视油质劣化问题，包括绝缘油带电度上升。
• 4.9 油浸式变压器和高压并联电抗器以顶层油 温测量为主，绕组温度测量可作为参考量。
• 4.10 强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当 冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负 载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75℃， 则允许上升到75℃，但在这种状态下的最长时间 不得超过1h。
• 3.4 变压器的保护装置必须完善可靠，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。
4. 防止非电量保护装置误动或拒动
• 4.1 非电量保护装置应注意消除因接点短接等造 成的误动因素，如接点盒增加防潮措施等。
• 4.2 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。