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牛变压器、互感器损坏事故，根据木厂实际情况，结合国家能源局 防止电力牛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、防止变压器岀口短路事故（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C（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、抽真空吋间、注油速度及热油循环吋间、 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）220RV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。220RV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，严重吋应采取措施及吋处理，电流一般控制在100mA以下。（9）严格按照试验周期进行油色谱检验。3、防止变压器保护事故（1）新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用；气体继电器应在真 空注油完毕后再安装；瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。（2）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製防雨罩。（3）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。（4）定期校验气体继电器。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号吋，应立即 检查气体继电器，及吋取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析, 查明原因及吋排除。（5）变压器大修时应校验压力释放阀。（6）运行小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 至开启位置吋，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 放油或放气阀门吋，均应先将变压器重瓦斯保护退出改投信号。（7）变压器运行中，若需将气体继电器集气室的气体排出吋，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。4、防止分接开关事故（1）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；有载分接开关检修后，应测量全程的直流电阻和变比，合格后方可投运。（2）安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、触头表而镀层及接 触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动，机械指示到位后触头所处位置是 否到位（3）新购有载分接开关的选择开关应有机械限位功能，束缚电阻应采用常 接方式。(4) 有载分接开关在安装时应按出厂说明书进行调试检查。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。 新安装的有载分接开关，应对切换程序与吋间进行测试。(5) 加强有载分接开关的运行维护管理当开关动作次数或运行吋间达到 制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换程序与时间进行测。5、防止变压器套管事故(1) 技术部门应保存套管将军帽结构图。(2) 检修吋当套管水平存放，安装就位后，带电前必须进行静放，其中330RV 及以上套管静放时间应大于36h, 110220kV套管静放吋间应大于24h。事故抢 修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样进行一次色谱试验。(3) 加强变压器的巡视检查，如套管发牛闪络现象，应查明原因，及时处 理。(4) 作为备品的套管应竖直放置。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受潮。对水平放置保存期超过一年110Kv(66kV) 及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油而以下时，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。(5) 油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压，应避免频繁取油样分 析而造成其负压。运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持套管油 位止常。套管渗漏油吋，应及时处理，防止内部受潮损坏。(6) 加强套管末屏接地检测、检修及运行维护管理，每次拆接末屏后应检 查末屏接地状况，在变压器投运时和运行中开展套管末屏接地状况带电测量。(7) 运行中变压器套管油位视窗无法看清吋，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，防止套管事故发牛。6、防止冷却系统事故(1) 强油循环冷却系统的两个独立电源应定期进行切换试验，有关信号装 置应齐全可靠。(2) 强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延吋间隔应在30s以上，以防止气体继电器误动。7、防止变压器火灾事故(1) 加强变压器消防设施的维护管理，防止变压器着火吋的事故扩大。(2) 现场进行变压器干燥吋，应做好防火措施，防止加热系统故障或线圈 过热烧损。(3) 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。8、防止互感器事故&1防止各类油浸式互感器事故(1) 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式C(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要 求，一次绕组出联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。(3) 电磁式屯压互感器在交接试验时，应进行空载电流测量。1(4) 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， 其电气连接应接触良好，防止产牛过热故障及电位悬浮。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。(5) 在交接试验时，对llOkV (66Kv)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。 油浸式设备在交流耐压试验前要保证静置吋间，llOkV (66Kv)设备静置时间不 小于24h、220kV设备静置时间不小于48h、330kV和500kV设备静置时间不小于 72ho(6) 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，安装时必须按照出厂吋的编号以及上下顺序进行安装，严禁互换。(7) 电流互感器运输应严格遵照设备技术规范和制造厂要求，220RV及以 上电压等级互感器运输应在每台产品(或每辆运输车)丄安装冲撞记录仪，设备 运抵现场后应检查确认，记录数值超过59的，应经评估确认互感器是否需要返 厂检查。(8) 电流互感器一次直阻岀厂值和设计值无明显差异，交接吋测试值与出 厂值也应无明显差异，且相间应无明显差异C(9) 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间，其中330RV及以上油 浸式互感器静放时间应大于36h, ,110-220kV油浸式互感器静放时间应大于24h。(10) 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；对于产家明确要求不取油洋的产品，确需取样或补油应由 制造厂配合进行。(11) 互感器的一次端子引线连接端要保证接触良好，并有足够的接触面积, 以防止产牛过热性故障。一次接线端子的等电位连接必须牢固可靠。其接线端子 之间必须有足够的安全距离，防止引线线夹造成一次绕组短路。(12) 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，如果有应及吋处理(13) 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互 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。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元漏 油的应立即停止运行C(14) 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。对于全密封型互感器， 油小气体色谱分析仅92单项超过注意值吋，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；如监测数据稳定，则属非故障性 氢超标，可安排脱气处理；当发现油中有乙块时，按相关标准规定执行。对绝缘 状况有怀疑的互感器应运回试验室进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电 试验。(15) 如运行中互感器的膨胀器异常仲长顶起上盖，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,应迅速查明原 因并及吋处理。(16) 当釆用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器口和口的 电容量和介损吋，必须严格按照制造厂说明书规定进行。(17) 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 及吋改变变比或安排更换。(18) 严格按照带电设备红外诊断应用规范(DL/T664-2008)的规定， 开展互感器的精确测温工作。新建、改扩建或大修后的互感器，应在投运后不超 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 互感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及以上电压等级互感器应增加红外检测次数。精确检测的测量数据和图像 应归档保存。（19）加强电流互感器末屏接地检测、检修及运行维护管理。对结构不合理、 截面偏小、强度不够的末屏应进行改造；检修结束后应检查确认末屏接地是否良 好。8.2防止110（66） -500kV六氟化硫绝缘电流互感器事故。（1）应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、验收工作。（2）加强对绝缘支撑件的检验控制。（3）出厂试验时各项试验包括局部放电试验和耐压试验必须逐台进行。（4）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。（5）气体密度表、继电器必须经校验合格。（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。（7）运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于0.5%。（8）若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及吋按制造厂要求 停电补充合格的六氟化硫新气。一般应停电补气，个别特殊情况需带电补气时， 应在厂家指导下进行。（9）补气较多吋（表压小于0. 2Mpa），应进行工频耐压试验（10）交接吋六氟化硫气体含水量小于250rJL/Lc运行中不应超过500rJL/L （换算至20C）若超标吋应进行处理。（11）设备故障跳闸后，应进行六氟化硫气体分解产物检测，以确定内部有 无放电避免带故障强送再次放电（12）对长期微渗的互感器应重