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1、防止大型变压器损坏和互感器事故的重点要求1.1 防止变压器出口短路事故1.1.1 240MVA及以下容量变压器应选用通过短路承受能力试验验证的相似产品；500kV变压器或240MVA以上容量变压器应优先选用通过短路承受能力试验验证的相似产品。生产厂家应提供同类产品短路承受能力试验报告或短路承受能力计算报告。在变压器设计阶段，应取得所订购变压器的短路承受能力校核报告。220kV及以上电压等级的变压器还应取得抗震计算报告。1.1.2 高压厂用变不宜选用有载调压方式，确需采用时，分接开关应选用单相调压开关，且应与绕组就近布置。1.1.3 220kV及以下主变压器的6kV35kV中（低）压侧引线、户外
2、母线（不含架空母线）及接线端子应绝缘化；500（330）kV变压器35kV套管至母线的引线宜绝缘化；变电站出口2km内的10kV架空线路应采用绝缘导线。1.1.4 变压器受到近区短路冲击未跳闸时，应立即进行油中溶解气体组分分析，并加强跟踪，同时注意油中溶解气体组分数据的变化趋势，若发现异常，应及时安排停电检查，若通过故障录波或监测装置判断短路电流超过变压器能够承受的短路电流的70%时，应尽早安排停电检查。变压器受到近区短路冲击跳闸后，应开展油中溶解气体组分分析、直流电阻、绕组变形（绕组频率响应、低电压短路阻抗、电容量）及其他诊断性试验，综合判断无异常后方可投入运行。1.2 防止变压器绝缘事故1
3、.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1.58Ur/时，110（66）kV电压等级变压器高压端的视在放电量不大于100pC；220kV500kV电压等级变压器高、中压端的视在放电量不大于100pC；750kV1000kV电压等级变压器高压端的视在放电量不大于100pC，中压端的视在放电量不大于200pC，低压端的视在放电量不大于300pC。强迫油循环变压器出厂试验时还应在潜油泵全部开启时（除备用潜油泵）进行局部放电试验，试验电压为1.58Ur/，局部放电量应小于以上的规定值。500kV及以
4、上并联电抗器在出厂进行温升试验时，应进行局部放电监测。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感应耐压试验（IVW）。1.2.5 充气运输及现场保存的变压器应监视气体压力，压力低于0.01MPa时要补干燥气体。现场充气保存时间不应超过3个月，否则应注油保存，并装上储油柜。1.2.6 强迫油循环变压器安装结束后，应按顺序开启全部油泵进行油循环，并经充分静放、排气后方可进行交接试验。1.2.7 110
5、（66）kV及以上电压等级或120MVA及以上容量的变压器在新安装时应进行现场局部放电试验；对110（66）kV电压等级变压器在新安装时应抽样进行额定电压下空载损耗试验和负载损耗试验；如有条件时，500kV并联电抗器在新安装时可进行现场局部放电试验。现场局部放电试验验收，应在所有额定运行油泵（如有）启动以及工厂试验电压和时间下，110（66）kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC；220550kV电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于100pC；7501000kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC，中压端的局部放电量不大于200pC，低压端的局部放电量不大于30
6、0pC。1.2.8 变压器在交接或者大修后可采取单相加压方式进行局部放电测量，有条件时，可采取三相加压测量。1.2.9 110(66)kV及以上电压等级变压器、50MW及以上机组配置的高压厂用变压器在出厂和投产前，应用频响法和低电压短路阻抗法测试绕组变形，并留原始记录。1.2.10 高压厂用变宜在交接和大修后开展带有局部放电测量的感应电压试验（IVPD）。1.2.11 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。1.2.12 对运行10年以上且负载率长期运行在90%以上的变压器，应进行一次油中糠醛含量测试。不同油基、牌
7、号、添加剂类型的油原则上不宜混合使用；如必须混合使用时，参与混合的新油（或运行中油）应符合各自的质量标准，且应预先进行相关试验。1.2.13 220kV及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或进人后，应进行现场局部放电试验。1.2.14 积极开展红外检测，新建、改扩建或大修后的变压器（电抗器），应在投运带负荷后不超过1个月内（但至少在24小时以后）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。1.3 防止变压器保护
8、事故1.3.1 气体继电器、油流速动继电器、压力释放阀在新安装和变压器大修时应进行校验。1.4 防止分接开关事故1.4.1 油浸式真空有载分接开关轻瓦斯报警后应暂停调压操作，并对气体和绝缘油进行色谱分析，根据分析结果确定恢复调压操作或进行检修。1.4.2 无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比。1.5 防止变压器套管事故1.5.1 如套管的伞裙间距低于规定标准，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污秽闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。1.5.2 处于8度及以上地震烈度区域的110kV及以上变压器和500kV及以上高压并联电抗器高压侧套管不应
9、选用卡装式瓷绝缘套管，宜选用通过抗震试验的无机粘接的胶装式瓷绝缘套管（地震波水平峰值加速度不低于主变所处地震烈度区域的水平最大峰值加速度）。1.5.3 油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压，制造厂应明确规定套管可取绝缘油总量。1.5.4 运行中变压器套管油位视窗无法看清时，继续运行过程中应按周期结合红外成像技术掌握套管内部油位变化情况，防止套管事故发生。1.6 防止冷却系统事故1.6.1 强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30秒以上，以防止气体继电器误动。1.6.2 对目前正在使用的单铜管水冷却变压器，应始终保持油压大于水压，并加强运行维护工作，同时应采取有效的运行监视方法，
10、及时发现冷却系统泄漏故障。1.6.3 强迫油循环变压器内部故障跳闸后，潜油泵应同时退出运行。1.7 防止变压器火灾事故1.7.1 排油注氮灭火装置应满足:（1）对于重锤结构，采用电磁铁驱动脱扣结构的，排油及注氮阀动作线圈功率应大于DC220V1.5A；采用电磁铁直接支撑结构的，排油及注氮阀动作线圈功率应大于DC220V3A；（2）对于采用其他结构的注氮阀，注氮阀动作线圈功率应大于DC220V1.5A；（3）注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门；（4）动作逻辑关系应满足本体重瓦斯保护、主变断路器开关跳闸、油箱超压开关（火灾探测器）同时动作时才能启动排油充氮保护。1.7.2 当采用水喷雾灭火系统时，
11、应满足以下要求：（1）水喷雾动作功率应大于8W。（2）动作逻辑关系应满足变压器火灾探测器与变压器断路器开关跳闸同时动作。1.7.3 变压器固定灭火装置进行远方或就地手动操作时，应能够实现一键启动，不应串入气体继电器、压力释放阀及各侧断路器的接点。1.7.4 励磁变压器上方不宜布置水管道，若无法避免应采取防水隔离措施。1.7.5 当采用泡沫灭火系统时，宜采用泵组式泡沫喷雾灭火系统，具备先期采用泡沫快速灭火、后期采用水喷雾持续降温的功能。1.7.6 应结合例行试验检修，定期对灭火装置进行维护和检查，以防止误动和拒动。1.7.7 现场进行变压器干燥时，应做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。
12、1.7.8 应定期对变压器固定灭火系统进行维护保养，并结合变压器停电检修工作进行灭火系统功能测试，防止误动和拒动。维护保养检测人员应具备相应等级消防设施操作员（消防设施检测维护保养职业方向）资格和高压电工从业资格。1.8 防止互感器事故1.8.1 防止各类油浸式互感器事故1.8.1.1 新采购的电容式电压互感器电磁单元油箱排气孔应高出油箱上平面10mm以上，且密封可靠。1.8.1.2 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远期要求，一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。1.8.1.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。1.8.1.4 110（6
13、6）kV750kV油浸式电流互感器在出厂试验时，局部放电试验的测量时间延长到5min。1.8.1.5 电容式电压互感器宜选用速饱和电抗器型阻尼器，并应在出厂时进行0.8Un、1.0Un、1.2Un及1.5Un的铁磁谐振试验(注:Un指额定一次相电压)。1.8.1.6 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过规定的允许值。互感器的二次引线端子和末屏引出线端子应有防转动措施。1.8.1.7 110(66)kV及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行交流耐受电压试验，交流耐压试验前后应进行油中溶解气体分析。1.8.1.8 对于220kV及以上等级的电容式电压互感器，其耦合电容器部分是分成多节的，
14、安装时必须按照出厂时的编号以及上下顺序进行安装，严禁互换。1.8.1.9 220kV及以上电压等级油浸式电流互感器运输时，应在每辆车的产品上至少安装一台冲击记录仪。设备运抵现场后应检查确认，记录数据超过5g应进行评估，超过10g应返厂检查。110kV及以下电压等级电流互感器应直立运输。1.8.1.10 电磁式接地电压互感器在交接试验时，应进行空载电流测量。对中性点有效接地系统，励磁特性的拐点电压应大于1.5Un/；对中性点非有效接地系统，励磁特性的拐点电压应大于1.9Un/，电磁式非接地电压互感器励磁特性的拐点电压应大于1.2Un。1.8.1.11 故障抢修安装的油浸式互感器，应保证绝缘试验前
15、静置时间，其中500（330）kV750kV设备静置时间应大于36h，110（66）kV220kV设备静置时间应大于24h。1.8.1.12 对新投运的220kV及以上电压等级电流互感器，1-2年内应取油样进行油色谱、微水分析；对于厂家明确要求不取油样的产品，确需取样或补油时应由制造厂配合进行。1.8.1.13 对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，应经常检查硅橡胶表面有无放电或老化、龟裂现象，如果有应及时处理。1.8.1.14 油浸倒立式电流互感器漏油应停止运行。1.8.1.15 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
16、时，应迅速查明原因并及时处理。1.8.1.16 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。若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。1.8.2 防止110（66）kV500kV SF6绝缘电流互感器事故1.8.2.1 SF6密度继电器与互感器设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求，户外安装应加装防雨罩。1.8.2.2 互感器出厂时必须逐台进行各项试验，包括局部放电试验和耐压试验。1.8.2.3 制造厂应采取有效措施，防止运输过程中内部构件震动移位。用户自行运输时应按制造厂规定执行。1.8.2.4 110kV及
17、以下互感器推荐直立安放运输，220kV及以上互感器必须满足卧倒运输的要求。运输时110（66）kV产品每批次超过10台时，每车装10g振动子2个，低于10台时每车装10g振动子1个；220kV产品每台安装10g振动子1个；330kV及以上每台安装带时标的三维冲撞记录仪。到达目的地后检查振动记录装置的记录，若记录数值超过10g一次或10g振动子落下，则产品应返厂解体检查。1.8.2.5 运输时所充气压应严格控制在允许的范围内。1.8.2.6 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的80。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。1.8.2.7 互感器安装时，应将运输中膨胀器限位支架等临时保护措施拆除，并检查顶部排气塞密封情况。1.8.2.8 运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于0.5%。1.8.2.9 气体绝缘互感器严重漏气导致压力低于报警值时应立即退出运行。运行中的电流互感器气体压力下降到0.2MPa（相对压力）以下，检修后应进行老练和交流耐压试验。1.8.2.10 交接时SF6气体含水量小于250L/L。运行中不应超过500L/L（换算至20），若超标时应进行处理。1.8.2.11 对长期微渗的互感器应重点开展SF6气体微水量的检测，必要时可缩短检测时间，以掌握SF6电流互感器气体微水量变化趋势。