变压器(电抗器)缺陷、事故

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。

**供电有限公司设备缺陷分类定级参考标准紧急缺陷：设备或设施发生直接威胁安全运行并需立即处理，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故者。

重大缺陷：对人身、电网和设备有严重威胁，尚能坚持运行，不及时处理有可能造成事故者。

一般缺陷：短时之内不会劣化为重大缺陷、紧急缺陷，对运行虽有影响但尚能坚持运行者。

一、变电一次设备（一）变电部分紧急缺陷：1. 设备瓷件有明显裂缝。

2. 设备内部有明显的放电声或异常声响。

3. 主设备与地网连接线断裂。

4. 外绝缘有严重放电现象。

5. 设备接头发热严重、变红、变色。

重大缺陷：1. 35kV及以上电压等级设备试验超周期且无相应的批准手续。

2. 高、低压室、开关柜防小动物措施失效。

3.电气及油预试结果超标。

4.不能按铭牌运行且无批准手续。

5.带电设备之间或对地距离小于规程规定未采取措施。

6.外绝缘爬距不满足污区要求。

7. 基础下沉。

8. 设备接头发热。

一般缺陷：1. 设备接头温度超过同类运行设备的温度。

（二）主变压器（消弧线圈、接地变、站用变、电抗器参照执行）紧急缺陷：1.绝缘油色谱试验重要指标超标。

2. 油中烃类、氢气产气速率超过10%/月。

3. 电气预防性试验主要项目不合格。

4. 套管破损、裂纹，并有严重放电声。

5. 测温装置全部损坏或失灵。

6. 主变压器强油循环冷却器全停。

7. 油浸变压器油位异常。

8. 有载调压开关动作异常，极限位置不能闭锁。

9. 内部有异常响声。

10. 铁芯接地电流超过规定，串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展趋势。

11. 铁芯或外壳接地不良。

12. 压力释放器动作。

13. 变压器本体大量漏油。

14. 110kV以上套管渗油严重造成油位过低。

15. 主变油箱进水。

16. 潜油泵损坏，金属物可能进入油箱。

重大缺陷：1. 引线桩头螺丝松动连接处发热。

2. 绝缘油化学、电气性能不良，气相色谱数据指示可能有潜伏故障。

3. 温度指示不准确，超温信号异常（失灵）。

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）220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。

220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220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100以下。

电力设备缺陷的分类标准————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期：电力设备缺陷的分类标准1、紧急缺陷1.1变电部分设备接头发热烧红、变色。

设备瓷件有明显裂缝。

设备内部有明显的放电声或异音。

设备的绝缘、温升等技术参数超过极限值。

主设备与地网没有可靠连接。

外绝缘有严重放电现象。

高、低压室、开关柜防小动物措施失效。

1.1.1变压器冷却装置故障严重，影响出力或威胁安全运行。

分接开关操作卡阻或跳档。

铁芯接地电流不合格，串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展的趋势。

本体漏油严重或大量喷油。

套管漏油，套管油位超过下限，密封失效。

主变油箱进水。

潜油泵损坏，金属物可能进入油箱。

电气及油试验结果严重超标。

1.1.2高压断路器操动机构有卡涩，运行中有拒合、拒分或误合、误分的现象，储能元件损坏，液（气）压机构的压力超出闭锁限额，油开关严重漏油或大量喷油，不能保证安全运行者；开关短路开断电流不能满足运行要求，又无保证安全运行的措施，额定电流小于负荷电流者。

SF6开关设备的SF6气体质量不合格，或有严重漏气，其压力低于制造厂规定的下限。

真空开关的真空泡有裂纹或严重漏气者。

真空开关的真空泡失去光泽、发红。

液(气)压机构油(气)泵频繁启动，打压间隔时间小于10分钟，连续5次及以上者。

断路器辅助接点、液(气)压闭锁接点失灵。

断路器绝缘拉杆脱落。

1.1.3 刀闸、母线瓷件有破裂，刀闸触头铸铝件部分有裂纹。

刀闸严重锈蚀，以致操作卡阻，不能正常停送电。

母线一串绝缘子串上零值或破损瓷瓶片数110kV 3片、220kV 4片、500kV 4片及以上者。

1.1.4 电压互感器、电流互感器、电容式电压互感器、耦合电容器、阻波器漏（气）油严重或大量喷油。

电压互感器二次回路失压、电流互感器二次回路开路。

电容式电压互感器、耦合电容器本体滴油。

阻波器拉杆脱落。

变电站设备缺陷分类标准【1】及处理办法第一条变压器和油浸电抗器1、危急缺陷（1）在正常负荷情况下，变压器和电抗器油温急剧上升至温度超过105℃，且还有上升趋势。

处理办法：首先比对现场温度表与后台远传温度显示是否一致，与绕温对比是否差距不大，用红外测温对比正常相与故障相温度是否一致，判断是温度表损坏还是油温的确上升。

若是温度表损坏，结合停电更换温度表，若是油温上升，则应立即停电，对变压器和电抗器进行试验找出故障原因。

（2）变压器强迫油循环风冷却装置全停.处理办法：退出冷却器全停跳闸压板，密切监视油温变化，检查风冷电源是否正常，检查各级空开是否正常，若在处理过程中油温不断上升，则应申请停电，防止变压器受损。

2、严重缺陷（1）变压器任意一组冷却器故障退出。

处理办法：密切监视油温变化，手动投入辅助风冷电源，检查故障组风冷电源是否正常，检查各级空开是否正常，检查风冷电机是否正常。

3、一般缺陷（1）变压器调压机构箱和冷却器控制箱内照明、加热器故障，各断子接头锈蚀，继电器、接触器、小开关等异常或故障，但能继续运行。

处理办法：更换相应配件。

第二条继电保护、自动装置、测量仪表等二次设备1、危急缺陷（1）继电保护和自动装置误动或拒动。

处理办法：班组管理人员作为工作负责人，对故障装置进行整租试验检查，找出误动或拒动的原因，形成书面材料上交上级管理部门。

（2）各种控制电缆损坏（包括绝缘降低）、断线（包括二次回路断线）导致相应主设备不能运行。

处理办法：若能找出备用芯线，则用之，若无，则更换电缆。

（3）继电保护、自动装置（含故障录波器）定值严重错误，不能运行。

处理办法：立即退出不能运行装置，联系省调方式处，出具新的合格定值后方可启用。

（4）按双重化配置的线路或元件保护（包括自动装置），其两套主保护均故障（故障告警或闭锁出口）。

处理办法：应立即申请拉开被保护线路或原件开关，待主保护故障处理完毕后，方可投运。

（5）高频保护收发讯机故障，不能正常收发讯（包括通道故障），使相应主设备无高频保护运行。

《设备缺陷分类标准》试行稿一、设备缺陷分类原则：设备缺陷是指使用中的设备、设施发生异常或存在的隐患。

设备缺陷按其性质及严重程度可分为三类：1、紧急缺陷：设备或设施发生直接威胁安全运行并需立即处理，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故者。

2、重大缺陷：对人身、电网和设备有严重威胁，尚能坚持运行，不及时处理有可能造成事故者。

3、一般缺陷：短时之内不会发展为重大缺陷、紧急缺陷、对运行虽有影响但尚能坚持运行者。

二、设备缺陷分类标准：1、变电一次设备缺陷分类标准：1.1变压器和消弧线圈：（1）紧急缺陷：1、绝缘油不合格或呈酸性、有水分，气相色谱分析指标明显超标；2、套管破损、裂纹；3、压力释放阀动作；4、引线或桩头过热发红；5、电气试验不合格；6、冷却设备故障2/5以上；7、严重漏油每分钟5滴以上，或油面低到变压器运行规定值以下；8、套管有放电，闪络爬距达瓷裙的2/3；9、重瓦斯动作、差动保护动作；10、分接开关手动、电动均失灵；11、引线相间或对地距离不够；12、分接开关动作不到位；13、铁芯及夹件接地引下线断；14、风扇电源控制箱进水严重，影响运行；15、分接开关调压机构箱进水严重，影响运行；16、轻瓦斯发信频繁；（2）重大缺陷：1、响声不正常；2、套管有放电，闪络爬距达瓷裙的1/3；3、轻瓦斯发信；4、冷却设备故障小于2/5而影响出力；5、严重渗油，每分钟1-5滴；6、硅胶全部变红；7、分接开关手动失灵，但电动可调；8、分接开关电动失灵，但手动可调;9、风扇电源控制箱进水，有积水，但不影响运行；10、分接开关调压机构箱进水，有积水，但不影响运行；（3）一般缺陷：1、接地引线锈蚀严重；2、硅胶变红1/2以上；3、冷却设备不齐全，运行不正常，但尚不影响出力；4、附件震动太大；5、风扇电源控制箱进水，无积水，不影响运行；6、分接开关调压机构箱进水，无积水，不影响运行；7、油泵运行状态指示器显示异常1.2断路器（1）紧急缺陷：1、套管裂纹或放电痕迹、密封舱漏气；2、主要项目试验不合格；3、接触部分桩头、引线过热发红；4、严重漏油每分钟5滴以上；5、机构失灵拒动；6、真空泡变色；7、液压、气压、机构压力异常启动频繁，管道渗漏；8、SF6压力低闭锁；9、小车推不进或拉不出；10、机构不储能或不建压；11、控制室无断路器实时状态；12、断路器不能分合；13、分合闸线圈烧坏；14、操作机构箱、端子箱进水严重，影响运行；15、控制回路断线；16、小车闭锁装置损坏，无法操作；（2）重大缺陷：1、断路器机构箱、端子箱漏水，有积水，但不影响运行。

附件2：预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施(附编制说明)国家电网公司目录第一章总则 (1)第二章引用标准 (1)第三章预防设备事故的技术管理措施 (2)第四章预防设备事故的运行要求 (5)第五章预防设备在安装、检修和试验过程中发生事故的技术措施 (6)第六章预防壳式变压器事故 (7)第七章其它预防设备事故的措施 (7)预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施编制说明 (8)本措施对原国家电力公司印发的《预防110-500kV变压器（电抗器）事故措施》（发输电输[2002]158号）删除条文的说明 (12)预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施第一章总则第一条为预防变压器（电抗器）的事故发生，保障电网安全、可靠运行，特制定本预防措施。

第二条本措施是依据国家的有关标准、规程和规范并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析及设备运行经验而制定的。

第三条本措施针对已投运的变压器（电抗器）设备在运行中容易导致典型、频繁出现的事故（障碍）等环节提出了具体的预防措施，主要包括预防在安装、检修、试验和运行中发生变压器（电抗器）本体及其附件事故，以及预防发生事故的技术管理措施等内容。

第四条本措施适用于国家电网公司系统的110（66）kV～500 kV油浸式变压器（电抗器）的预防事故措施。

35kV油浸式变压器（电抗器）可参照执行。

第五条各网省公司可根据本措施，结合本地区实际情况制定相应的实施细则。

第二章引用标准以下为设备设计、制造及试验所应遵循的国家、行业和企业的标准及规范，但不仅限于此：GB1094.1-1996 电力变压器第1部分总则GB1094.2-1996 电力变压器第2部分温升GB1094.3-2003 电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094.5-1985 电力变压器第5部分承受短路的能力GB10229-1988 电抗器GB2900.15-1982 电工术语变压器互感器调压器电抗器GB2536-1990 变压器油GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB7449-1987 电力变压器和电抗器的雷电冲击波和操作冲击波试验导则GB7328-1987 电力变压器和电抗器的声级测定GB7354-1987 局部放电测量GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T16434-1996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准GB/T16927.l-1997 高压试验技术：第一部分：一般试验要求GB/T16927.2-1997 高压试验技术：第二部分：测量系统GB10230-1988 有载分接开关JB/T8637-1997 无励磁分接开关GB/T16274-1996 500kV电压等级油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T13499-1992 电力变压器应用导则GB/T17468-1998 电力变压器选用导则GB/T15164-1994 油浸式电力变压器负载导则JB/T8751-1998 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求GB/T8287.1-1997 高压支柱瓷绝缘子技术条件GB/T8287.2-1999 高压支柱瓷绝缘子尺寸与特性GB/T4109-1999 高压套管技术条件GB1208-1997 电流互感器GB16847-1997 保护用电流互感器暂态特性技术要求GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T7595-2000 运行中变压器油质量标准JB/T3837-1996 变压器类产品型号编制方法国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电〔2003〕95号）国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意见（生产输电〔2003〕29号）国家电网公司110（66）kV～500kV油浸式变压器技术规范（国家电网生〔2004〕634 号）下列为所参照的IEC标准名称，但不仅限于此:IEC60076-1:2000 电力变压器总则IEC60076-2:1993 电力变压器温升IEC60076-3:2000 电力变压器绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙IEC60076-4:2002 电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则IEC60076-5:2000 电力变压器承受短路的能力IEC60289-1987 电抗器IEC60354：油浸式电力变压器负荷导则IEC60076-8:1997 电力变压器应用导则IEC60076-10:2001 变压器和电抗器声级测定IEC60060-1:1989 高压试验技术第一部分一般定义和试验要求IEC60060-2:1994 高压试验技术第二部分测量系统IEC60071-1:1993 绝缘配合.第一部分定义、原理和规则IEC60071-2:1996 绝缘配合第二部分应用导则IEC60071-3:1982 绝缘配合第三部分相同的绝缘配合原理、规则和应用导则IEC60137:1984 交流电压高于1000V的套管IEC60156:1995 绝缘油电气强度确定法IEC60168：1994 标称电压高于1000V系统用的户内和户外瓷或玻璃支柱绝缘子的试验IEC60044-1:2003 电流互感器IEC60044-6:1992 互感器第六部分保护电流互感器动态性能的要求IEC60214:1987 有载分接开关IEC60270:1981 局部放电测量IEC60296：2003 变压器与断路器用新绝缘油规范IEC60354:1991 油浸式电力变压器的负载导则IEC60551:1976 变压器与电抗器噪声测量IEC60815：1986 污秽条件下绝缘子选用导则IEC60507:1975 交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头和螺帽均应遵照ISO及SI公制标准。

500kV变压器、电抗器的套管事故及障碍分析变压器、电抗器是电力系统的主要设备之一，在电力系统中起着举足轻重的作用，因此他们所发生的事故和障碍倍受关注。

变压器、电抗器除本体所发生的事故和障碍外，附件套管的事故和障碍也占相当的比例。

近年来，500kV变压器、电抗器的事故和障碍频繁发生，已经引起了有关部门的重视。

文章介绍了近年来在我国运行的国产和进口500kV变压器、电抗器的套管事故和障碍情况，并进行了分析。

1 在运500kV变压器、电抗器概况目前，在我国运行的500kV变压器截止到2000年底的统计数字是701台，186 054MVA。

其中，进口单相变压器335台，80 978MVA；进口三相变压器59台，28 932MVA；国产（含合资企业）单相变压器259台，58 964MVA；国产三相变压器47台，17 200MVA。

500kV并联电抗器截止到2000年底的统计数字是230台，11 230Mvar。

其中，进口有88台，4400Mvar；国产有142台，6 830Mvar。

据有关方面的统计，如果将变压器、电抗器所发生的事故及障碍按损坏部位分类的话，套管所发生的事故及障碍居第2位，仅次于线圈。

2 事故及障碍情况据不完全统计，迄今为止，国产和进口500kV变压器、电抗器上安装的套管先后共发生事故23台次，其中国产套管事故8台次，进口套管事故15台次。

占同期变压器、电抗器事故总台次的36％。

障碍27台次，其中国产套管16台次，进口套管11台次。

占同期统计到的变压器、电抗器障碍总台次的12.4％。

来源:套管事故有多种，轻者如外绝缘闪络、接头烧熔、套管绝缘局部击穿或瓷件裂纹渗漏油等，不会影响变压器、电抗器的线圈和器身绝缘，只需进行局部处理或更换套管即可恢复运行。

而重者则可造成套管爆炸、下瓷套外绝缘成型件破损甚至着火燃烧，套管爆炸时瓷件碎片还会打坏其他电器设备，致使事故扩大，甚至需要长期停电修复，带来巨大的经济损失。

500kV变压器、电抗器的套管事故分析及预防摘要：变压器、电抗器是电力系统的重要组成部分，一旦变压器、电抗器出现事故，将会影响到电力系统的正常运行，甚至造成大面积停电问题。

套管是变压器、电抗器运行的主要附件，在使用套管的过程中，经常因使用不当而使得套管出现运行事故，给500kV变压器、电抗器带来极大的损害，甚至是出现严重事故。

关键词：500kV变压器电抗器套管事故预防中图分类号：TM47 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2016）06-0280-01前言近些年，500kV变压器、电抗器的套管事故频繁发生，事故的影响非常大，为了避免或降低500kV变压器、电抗器事故发生率，本文主要对500kV变压器、电抗器的套管事故以及预防措施等展开分析。

一、500kV变压器、电抗器套管事故分析随着电力行业的飞速发展，500kV变压器、抗电器被广泛地应用到电力系统中，可以更好地满足用户的供电需求，当然，500kV变压器以及电抗器在运行过程中，由于受到内部或外部因素的影响，经常会出现运行故障[1]。

据统计，500kV变压器、电抗器容易发生事故主要是套管结构，而且，套管事故的种类比较多，如，接头烧熔、外绝缘闪络、瓷件裂纹渗漏油、绝缘局部击穿等，这些只是轻度的套管事故，虽然不会影响到变压器、电抗器的正常运行，但如果不及时维护维修，将会引发更严重的套管事故，甚至造成500kV变压器、电抗器损毁的问题。

另外，500kV变压器、电抗器套管经常出现下瓷套外绝缘成型件破损、套管爆炸甚至是着火燃烧等严重事故，尤其是在套管爆炸时，不仅会造成瓷件损毁，而且瓷件碎片极易损坏其他的电力设备，甚至会造成大范围停电的问题。

例如，以下是近些年500kV变压器、电抗器套管事故以及故障的具体分类（如表1所示）。

二、导致500kV变压器、电抗器套管事故的因素分析500kV变压器、电抗器的套管受到多方面因素影响而引发套管事故，以下主要是一些典型的套管事故类型[2]。

变电运行中常见事故的原因分析及防范措施随着电力系统的不断发展，变电站作为电力系统的重要组成部分，其运行安全和稳定性变得愈发重要。

变电运行中常见事故仍然时有发生，给电力系统的安全稳定带来了不容忽视的隐患。

对变电运行中常见事故的原因进行深入分析，并提出相应的防范措施，对于保障电力系统的安全稳定具有重要意义。

1. 设备故障变电站设备故障是造成变电运行事故的主要原因之一。

设备故障可能是由于制造缺陷、安装不合理、维护不到位等原因导致，如变压器内部故障、断路器操作失灵、隔离开关失灵等。

2. 人为操作失误变电站的运行涉及多个操作手段，人为操作失误是常见的事故原因之一。

例如误动操作手柄、误操作开关、误对设备进行试验等，都有可能造成严重后果。

3. 外部环境因素变电站受外部环境的影响较大，例如雷电天气、风沙天气等极端天气情况都可能对变电站的设备运行带来影响，甚至引发事故。

4. 设备老化变电设备长期运行后，由于内部材料老化等原因，设备的可靠性和稳定性会下降，容易引发故障。

5. 操作维护不当变电站的长期运行需要人员进行日常的操作维护，如果操作维护不当，比如维护不及时、未按要求进行检修等，都会对设备的安全运行产生影响。

1. 做好设备巡视检修对变电站的设备进行定期巡视和检修，及时发现并排除潜在故障，提高设备的可靠性和稳定性。

2. 严格执行操作规程变电站操作人员应严格遵守操作规程，确保操作的准确性和稳定性，避免因误操作导致事故的发生。

3. 加强设备维护对变电站设备的维护工作要加强，保证设备的正常运行，对设备进行预防性维护，提高设备的可靠性。

4. 强化人员培训变电站的操作人员要定期接受操作技能培训，提高其操作技能和意识，增强应对突发情况的能力。

5. 天气预报预警对于可能受到天气影响的变电站，可以利用天气预报预警系统，提前做好防范措施，避免因极端天气导致的事故。

6. 完善的安全保护系统在变电站内部建立完善的安全保护系统，包括防火系统、漏电保护系统等，提高变电站的安全性。

预防110-500kV变压器（电抗器）事故措施解读一、预防110-500kV变压器（电抗器）事故措施1 预防变压器绝缘击穿事故1.1 防止水及空气进入变压器1.1.1 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，在安装前应装设压力表，密切监视气体压力。

压力过低时要补干燥气体。

现场放置时间超过6个月的变压器应注油保存，并装上油枕和胶囊，严防进水受潮。

注油前，必须测定密封气体的压力，检查密封状况，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良好密封。

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。

1.1.2 对于延伸式结构的冷却器，冷却器与箱体之间宜采用金属波纹管连接。

1.1.3新建或扩建工程的变压器一般不采用水冷却方式，如因特殊场合必须采用水冷却方式，则应采用双层铜管冷却系统。

对于在役的水冷却变压器，其水冷却器和潜油泵在安装前应逐台按照制造厂的安装使用说明进行检漏试验，必要时解体检查。

运行中的水冷器必须保证油压大于水压。

应打开潜油泵进油阀门，用出油阀调节油流量。

运行中要定期监视压差继电器和压力表的指示。

每台水冷却器都应装有放水阀门，并检查水中有无油花。

在冬季应防止未运行冷却器冻裂。

结合大、小修对冷却器的油管进行检漏。

1.1.4 变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的残存气体。

强油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，防止安装和检修过程中在冷却器或油管路中残留的空气进入变压器。

1.1.5 对新安装或大修后的变压器应按制造厂说明书规定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。

装设有载调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。

《设备缺陷分类标准》试行稿一、设备缺陷分类原则：设备缺陷是指使用中的设备、设施发生异常或存在的隐患。

设备缺陷按其性质及严重程度可分为三类：1、紧急缺陷：设备或设施发生直接威胁安全运行并需立即处理，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故者。

2、重大缺陷：对人身、电网和设备有严重威胁，尚能坚持运行，不及时处理有可能造成事故者。

3、一般缺陷：短时之内不会发展为重大缺陷、紧急缺陷、对运行虽有影响但尚能坚持运行者。

二、设备缺陷分类标准：1、变电一次设备缺陷分类标准：1.1变压器和消弧线圈：（1）紧急缺陷：1、绝缘油不合格或呈酸性、有水分，气相色谱分析指标明显超标；2、套管破损、裂纹；3、压力释放阀动作；4、引线或桩头过热发红；5、电气试验不合格；6、冷却设备故障2/5以上；7、严重漏油每分钟5滴以上，或油面低到变压器运行规定值以下；8、套管有放电，闪络爬距达瓷裙的2/3；9、重瓦斯动作、差动保护动作；10、分接开关手动、电动均失灵；11、引线相间或对地距离不够；12、分接开关动作不到位；13、铁芯及夹件接地引下线断；14、风扇电源控制箱进水严重，影响运行；15、分接开关调压机构箱进水严重，影响运行；16、轻瓦斯发信频繁；（2）重大缺陷：1、响声不正常；2、套管有放电，闪络爬距达瓷裙的1/3；3、轻瓦斯发信；4、冷却设备故障小于2/5而影响出力；5、严重渗油，每分钟1-5滴；6、硅胶全部变红；7、分接开关手动失灵，但电动可调；8、分接开关电动失灵，但手动可调;9、风扇电源控制箱进水，有积水，但不影响运行；10、分接开关调压机构箱进水，有积水，但不影响运行；（3）一般缺陷：1、接地引线锈蚀严重；2、硅胶变红1/2以上；3、冷却设备不齐全，运行不正常，但尚不影响出力；4、附件震动太大；5、风扇电源控制箱进水，无积水，不影响运行；6、分接开关调压机构箱进水，无积水，不影响运行；7、油泵运行状态指示器显示异常1.2断路器（1）紧急缺陷：1、套管裂纹或放电痕迹、密封舱漏气；2、主要项目试验不合格；3、接触部分桩头、引线过热发红；4、严重漏油每分钟5滴以上；5、机构失灵拒动；6、真空泡变色；7、液压、气压、机构压力异常启动频繁，管道渗漏；8、SF6压力低闭锁；9、小车推不进或拉不出；10、机构不储能或不建压；11、控制室无断路器实时状态；12、断路器不能分合；13、分合闸线圈烧坏；14、操作机构箱、端子箱进水严重，影响运行；15、控制回路断线；16、小车闭锁装置损坏，无法操作；（2）重大缺陷：1、断路器机构箱、端子箱漏水，有积水，但不影响运行。