最新整理预防220kV（110 kV 、35kV）油浸式变压器（电抗

器）事故措施

1 总 则

1.1 为预防变压器（电抗器）的事故发生，保障电wang安全、可靠运行，特制定本预防措施。

1.2 本措施是依据国家的有关标准、规程和规范并结合设备运行和检修经验而制定的。

1.3 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。

1.4 本措施适用于某风电场系统的变压器的预防事故措施。

1.5 可根据实际情况制定相应和实施细则。 2 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：

GB1094.1-5-1996 电力变压器 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

GB50xxxx-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准

GB/T16434-1996高压架空线路发电厂风电场环境污区分级及外绝缘选择标准

GB/T16927.l-2-1997 高压试验技术 GB10230-1988 有载分接开关

GB/T6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求

GB/Txxx99-1992 电力变压器应用导则 GB/T17468-1998 电力变压器选用导则 GB/Txxxx64-1994 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/T7252-20xx 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 110（66）kV～500kV油浸式变压器技术规范（〔20xx〕634号）

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。

3 预防设备事故的技术管理要求 3.1 防止变压器本体故障

3.1.1防止变压器短路损坏事故

（1） 容性电流超标的66kV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。

（2） 采取分裂运行及适当提高变压器短路阻抗、加装限流电抗器等措施，降低变压器短路电流。

（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。

（4） 加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪。对66kV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。

（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。

（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。

（7） 对10kV的线路，变电站出口2公里内可考虑采用绝缘导线。

（8） 随着电wang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。

（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。

（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。