变压器、互感器反事故措施安全措施(通用版)

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。

变压器反事故措施变压器反事故措施是指为了防止变压器发生事故和降低事故损害的一系列措施。

变压器作为电力系统中不可或缺的设备，一旦发生事故可能会导致电网短路、停电、设备损坏甚至人身伤亡等严重后果。

因此，加强变压器反事故措施的宣传和实施具有重要意义。

下面我将为大家介绍一些常见的变压器反事故措施。

首先，变压器的日常维护保养非常重要。

定期对变压器进行全面的检查，包括外观、油位、油色、油温、油泡、液面等方面的检测。

及时发现异常情况并及时处理，如发现油位不足、油色变黄、油泡异常等情况，应及时添加油料或更换变压器油。

同时，还要注意变压器周围的环境卫生，保持变压器场地的整洁和干燥。

其次，进行定期的绝缘测试是保证变压器安全运行的重要措施。

变压器绝缘性能的良好与否直接关系到变压器的安全性，因此定期进行绝缘测试是非常必要的。

绝缘测试主要包括绕组绝缘电阻测试、绝缘油介质损耗测试、绝缘油介质电阻率测试等。

根据实际情况，可以选择适当的测试方法和测试频率，以确保变压器的安全运行。

第三，及时对变压器设备进行保护和维修也是非常重要的。

当发现变压器存在故障或异常时，应立即切断电源，停止运行，并及时通知维修单位进行检修。

定期对变压器进行清洗、紧固和防腐等工作，确保变压器设备的正常运行。

此外，还要定期检查变压器的各种保护装置是否正常工作，如过载保护、温度保护、短路保护等，确保在发生故障时能够及时切断电源并采取相应的措施。

另外，对变压器进行防雷接地也是重要的反事故措施。

适当的接地可以有效地防止雷击和电压过高对变压器设备造成的损害。

在选择接地方式时，应根据变压器的具体情况和周围环境来确定。

一般来说，可以采用接地体与变压器设备的接地母线相连接的方式，以提供有效的防雷保护。

此外，在建设变电站和变压器场时，还要考虑到变压器的安全距离和防火措施。

为了预防事故的发生，应将变压器设备与其他设备和建筑物保持一定的安全距离，并设置好防火设施，如消防器材、防火墙等。

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。

变压器、互感器设备反事故技术措施（4）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。

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。

变压器反事故措施计划-.预防变压器绝缘击穿1、防止水及空气进入变压器（1）变压器在运行中应防止进谁受潮，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）强迫循环变压器在投运前，要启动全部冷却设备使油循环，停泵排除残留气体后方可带电运行。

更换或检修各类冷却器后，不得在变压器带电情况下将新装和检修过的冷却器直接投入运行，防止安装和检修过程中在冷却器或油管中残留的空气进入变压器。

（3）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。

装设有载跳压开关的油箱要同时抽真空，并与变压器本体油箱同时达到相同的真空度，避免开关油箱渗油。

（4）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。

（5）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。

（6）应定期检查呼吸器的油封，油位是否正常，切实保证畅通，干燥剂保持干燥，有效。

（7）停止时间超过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。

（8）定期加强潜油泵，储油柜的密封监测。

如发现密封不良应及时处理。

2、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，冷却器和潜油泵内部，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。

(3)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。

3、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4、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。

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）
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。

J.15 防止变压器损坏及互感器爆炸事故措施J.15.1 加强变压器类设备的管理，明确生产技术管理部门、生产部门专业工程师及设备管理班组人员对全厂变压器类设备的管理职责，收集有关的技术资料，建立设备档案，加强技术管理、技术监督和检修运行管理工作，不断提高设备的健康水平，保证其安全运行。

J.15.2 采取措施防止误操作、开关拒动、非同期合闸、小动物进入等短路事故的发生，降低变压器低压侧出口短路的几率，主要措施有：做好电缆隧道及电缆夹层防火隔离及电缆孔洞封堵，电缆接头加装防火槽盒；完善高厂变及启备变低压侧6KV进线开关五防闭锁功能；做好厂用切换装置的运行维护工作；做好变压器及低压进线开关保护定期校验工作。

J.15.3 利用检修机会完成主变、高厂变、启备变绕组变形试验，保留原始指纹，以便与其他试验综合判断，防止变形的积累变成绝缘事故。

如果变压器遭受近区突发短路故障，也需进行绕组变形测试，判断变压器无故障后方可投入运行。

J.15.4 利用检修机会检查启备变有载分接开关各个位置的接触电阻，保证触点接触良好，防止接点过热、放电烧毁及断轴事故。

进行有载分接开关控制回路传动试验，防止分接开关拒动、联动、位置指示失灵。

此外依据规程要求，按照分接开关切换次数或运行时间对其进行大修工作，使有载分接开关经常保持良好运行状态，以保证安全运行。

J.15.5 变压器类设备检修中要进行变压器散热器的水冲洗。

J.15.6 变压器注油前，必须经过取样化验合格方可注入设备，如果所注油与运行中的变压器油规格不同，注油前必须进行混油试验。

J.15.7 在主变压器检修时，应进行消防设施试验，以确保事故时消防设施能正常使用，不使事故扩大。

J.15.8 检修、运行人员应加强设备巡视，发现变压器超温或冷却系统故障时，及时处理。

应特别注意冷却器潜油泵负压区出现渗漏油，防止变压器受潮。

潜油泵的轴承应采用E级或D级，转速应不大于1000r/min，不符合要求时及时更换。

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）。

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。

防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故安全技术措施为了防止变压器、互感器事故，依据电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、电力部《66kV及330kV电压、电流互感器预防事故的技术措施》、水电部《预防大型变压器事故的技术措施》、《关于加强变压器消防设施的通知》结合公司实际状况，特制定本平安技术措施。

1预防大型变压器损坏事故：1.1预防变压器的绝缘击穿事故1.1.1防止水分及空气进入变压器1.1.1.1每年检查套管顶部、防爆膜、油枕顶部和呼吸管道等处的密封状况，应的确良好，结合检修进行检漏试验。

1.1.1.2强迫油循环的变压器，对于潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根等，每次检修后，密封垫应安装正确，保持完好；不允许使用性能不明的耐油胶垫。

潜油泵入口处消失的渗漏油应特殊留意。

1.1.1.3呼吸器的油封应留意加油和维护，保证畅通。

干燥剂应保持干燥，使用变色硅胶。

1.1.1.4110kV及以上的变压器应采纳真空注油以排解内部的气泡，其真空度应符合制造厂要求，防止变压器变形。

1.1.1.5禁止带电补油或滤油。

1.1.1.6当轻瓦斯爱护发信号时，应准时取气，判明成分，并取油样作色谱分析，查明缘由。

如因空气漏入，使轻瓦斯爱护频繁动作时，也要准时排解故障，不得长期运行。

若气体色谱分析中乙炔含量较高，超过《电气设备预防性试验规程》的允许范围，并经过分析表明可能存在放电性故障时，应将变压器停运，抓紧进行处理。

1.1.1.7气体继电器的接线盒应防水，每次检修后应将防水装置恢复。

1.1.2防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器1.1.2.1潜油泵的轴承，应采纳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。

油泵应转速不大于1000转/分的低速油泵。

运转中如消失过热、振动、杂音及严峻渗漏油时，应马上停运并准时加以检修。

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、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。