防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故措施培训

防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故措施培训CONTENTS目录01设备概述与事故危害02全过程管理与质量控制03变压器绝缘事故预防04关键部件故障预防CONTENTS目录05保护装置与消防措施06互感器安全运行措施07运行维护与状态监测08反事故措施执行与监督01设备概述与事故危害大型变压器与互感器的重要性

电网安全运行的核心枢纽大型变压器是电力系统电能传输与转换的核心设备，承担着电压变换、电能分配的关键功能，其稳定运行直接关系到电网的安全与可靠供电。

电能计量与保护的关键组件互感器是实现高电压、大电流测量与继电保护的重要设备，为电网监控、计量和故障切除提供准确信号，是保障电力系统安全运行的“感官神经”。

设备故障的严重后果大型变压器损坏或互感器爆炸可能导致大面积停电、设备连锁故障，甚至引发火灾等安全事故，造成重大经济损失和社会影响，因此其安全防护至关重要。常见事故类型及危害分析绕组绝缘事故绕组的纵绝缘、主绝缘和引线绝缘事故占比大，损坏严重，修复时间长。如某500kV主变压器因调压绕组引出线设计工艺问题，导致绝缘烧伤，油箱开裂，需长时间停运检修。套管事故套管渗漏油、缺油、伞裙间距不足易引发受潮损坏或闪络。事故抢修所装套管投运后3个月内需取油样做色谱试验，水平存放的110kV及以上套管安装前应进行局部放电等试验。分接开关事故分接开关触头接触不良、机械故障等易导致过热或放电。有载分接开关动作次数或运行时间达制造厂规定值时需检修，切换程序与时间需测试合格方可投运。铁芯多点接地与短路故障铁芯绝缘损坏会导致多点接地或短路，产生环流（一般应控制在100mA以下），引发局部过热。检修时需测试铁芯绝缘，检查穿心螺栓、压钉螺栓绝缘及静电屏蔽引线固定情况。事故案例警示与教训总结

绕组绝缘损坏事故案例某变电站500kV主变压器，容量167000kVA，运行中差动保护、瓦斯保护动作跳闸，压力释放器喷油，油箱开裂。检查发现调压绕组及引线烧损，因引线布置破坏静电板完整性，导致绝缘结构失效。

套管受潮损坏事故案例某110kV变压器套管因顶部将军帽密封不良进水受潮，未及时发现，运行中发生闪络放电，造成套管爆炸，导致变压器停运。事故后检查发现套管油中水分严重超标。

近区短路导致损坏案例某变压器遭受近区突发短路后，未按规定进行低电压短路阻抗测试和绕组变形试验即投运，运行中因绕组变形引发内部短路，造成变压器损坏。

共性教训总结1.设备全生命周期管理存在疏漏，制造工艺缺陷、安装维护不当是主因；2.绝缘防护措施不到位，水分、空气、异物进入导致绝缘性能下降；3.保护装置未可靠投运或动作后未及时分析处理；4.事故后未严格执行试验检测流程，导致故障扩大。02全过程管理与质量控制设备选型与订货技术要求供应商资质与业绩要求

应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。240MVA及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品，500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。设备关键参数与试验要求

220kV及以上电压等级变压器出厂局部放电试验，测量电压为1.5Um/√3时，高、中压端的局部放电量不大于100pC；110kV(66kV)电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于300pC。330kV及以上电压等级强迫油循环变压器应在油泵全部开启（除备用油泵）时进行局部放电试验。运输与存储要求

110kV(66kV)及以上电压等级变压器在运输过程中，应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。主变压器就位后，制造厂、运输部门、监理单位、用户四方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。充气运输的变压器运到现场后，必须密切监视气体压力，压力过低时（低于0.01MPa）要补干燥气体，现场放置时间超过3个月的变压器应注油保存。密封与防渗漏要求

设备采购时，应要求制造厂有可靠的密封措施。运行中的设备，如密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或空气受潮。变压器本体及冷却系统各连接部位的密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料，禁止使用过期失效或性能不明的胶垫。监造验收关键控制点设备选型与技术文件审查订购前向制造厂索取突发短路试验报告和抗短路能力动态计算报告，设计联络会前取得所订购变压器的抗短路能力计算报告，确保设备性能符合要求。出厂试验监督220kV及以上变压器出厂局部放电试验，测量电压1.5Um/√3时，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC；110kV变压器不大于300pC。中性点接地系统互感器测量电压1.0Um时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50pC。运输过程监控大型变压器运输时安装具有时标且合适量程的三维冲击记录仪，到达后由制造厂、运输部门和用户三方共同验收，记录纸和押运记录留存。现场交接试验110kV及以上电压等级变压器出厂和投产前做低电压短路阻抗测试或频响法测试绕组变形留原始记录；220kV及以上电压等级和120MVA及以上容量变压器新安装时必须进行现场局部放电试验。运输与安装质量保障措施

运输过程冲击监测大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。

现场真空处理与注油工艺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，禁止使用麦氏真空计。

器身暴露时间控制变压器器身暴露在空气中的时间，相对湿度不大于65%为16h，空气相对湿度不大于75%为12h。对于分体运输、现场组装的变压器有条件时宜进行真空煤油气相干燥。

套管安装前静放要求套管安装就位后，带电前必须静放，其中330kV及以上套管静放时间应大于36h，110〜220kV套管静放时间应大于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。交接试验标准与执行绝缘油性能检测标准新油需提供无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及颗粒度报告，现场取样检测介损、击穿电压等指标，符合GB/T7595标准方可注入设备。局部放电试验要求220kV及以上变压器新安装时，在油泵全部开启（除备用）条件下，测量电压1.5Um/√3时放电量≤100pC；110kV变压器≤300pC。绕组变形与短路阻抗测试110kV及以上变压器出厂和投产前，需进行低电压短路阻抗测试或频响法绕组变形试验，数据与原始记录偏差应在规程允许范围内。互感器特性试验标准中性点接地系统互感器，1.0Um下液体浸渍型局放量≤10pC、固体型≤50pC；1.2Um/√3下液体型≤5pC、固体型≤20pC，介损试验值与出厂值无显著差异。03变压器绝缘事故预防水分与空气进入防控措施

设备密封检查与维护运行中变压器应检查本体及各部位无渗油现象，确保本体无积水，防止水分和空气进入。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密封良好，必要时进行检漏试验。

呼吸器与干燥剂管理变压器呼吸器的油封应保持一定油位并畅通无阻，干燥剂（硅胶）需保持干燥以保证吸湿效果良好，发现硅胶变色时应及时更换。

防爆与释压装置检查定期检查变压器防爆膜、安全释压阀的完好性，防止其与空气直接连通导致油中水分含量增大，确保油的绝缘性能不受影响。

补油操作规范执行给变压器补油时，须确认储油柜中油质合格，禁止从变压器底部补油，防止空气和油箱底部杂质（尤其是金属杂质）进入器身，补油后应检查油位正常。

真空处理与注油工艺新安装和大修后的变压器应按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、温度均需达到要求，防止空气混入。绝缘油质管理与监督新油质量控制新油运抵现场后，应取样进行化学和电气绝缘试验，合格后方能注入设备。厂家需提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。运行中油质监督严格执行油质标准，定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析。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，运行中油色谱异常应及时分析处理。补油与混油管理补油时应注意储油柜中的油质合格，禁止从变压器底部补油，防止空气和杂质进入。不同油种的混油应慎重，需确保油质兼容。油处理工艺要求新安装和大修后的变压器应按规定进行真空处理、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。局部放电检测与控制

出厂局部放电试验标准220kV及以上变压器测量电压1.5Um/√3时，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC；110kV变压器测量电压1.5Um/√3时不大于300pC；中性点接地系统互感器测量电压1.0Um时液体浸渍不大于10pC，1.2Um/√3时不大于5pC。

现场局部放电试验要求220kV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器新安装时必须进行现场局部放电试验；220kV及以上电压等级变压器大修后必须进行现场局部放电试验；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。

运行中局部放电检测运行中变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障时，应进行局部放电试验；对保存期超过1年的110kV及以上套管，安装前应进行局部放电试验；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。温度监测与过负荷控制

绕组与上层油温重点监视对变压器绕组温度、上层油温进行重点监视，当接近报警温度时，要及时对负荷、冷却器及环境温度等进行对比性综合分析，并进行有效控制，力争做到及时发现变压器内部的潜在故障。

油流指示器状态检查对油流指示器指示位置要进行认真检查，一经发现潜油泵停运要及时开启，否则油温会很快升高威胁变压器安全运转。

过负荷运行控制原则变压器过负荷运行应按照相关规程执行，严格控制顶层油温温升在规定范围以内。在过负荷期间，必须严密监视其油温温升，尽量压缩负荷，减少过负荷运转的时间，防止长期高温运转引起绝缘加速老化。

强迫油循环冷却温度控制对强迫油循环冷却的变压器，当上层油温温升上升超过允许值时应快速控制负荷，油温温升保持在规定范围以内，否则变压器降负荷运转。04关键部件故障预防套管运行维护与缺陷处理01日常巡视检查要点定期检查套管清洁度，无裂纹、破损及渗漏油现象，确保伞裙结构完好，防止污闪、雨闪事故。重点关注油位指示是否正常，油位视窗不清时结合红外成像技术监测内部油位变化。02安装与投运前处理套管安装就位后，带电前需静放：330kV及以上套管静放时间大于36h，110～220kV套管大于24h。水平存放超过1年的110kV及以上套管，安装前应进行局部放电试验、介损试验和油色谱分析。03末屏接地与检测维护加强套管末屏接地管理，每次拆接后检查接地状况，投运及运行中开展末屏接地状况带电测量。确保末屏接地良好，防止悬浮放电引发故障。04渗漏油与缺油处理发现套管渗漏油时，应及时处理防止内部受潮损坏；若出现缺油，立即查找原因并补油，对渗漏油套管需快速检修，必要时停运处理。事故抢修所装套管投运后3个月内取油样做色谱试验。分接开关操作与检修规范

分接开关操作要求有载调压开关应逐级调压，每调一档后间隔1分钟以上，方可进行下一档调节；并联运行时，其调压操作应轮流逐级进行。

分接开关检修后试验无励磁分接开关改变分接位置后，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。

分接开关安装调试要点安装时应检查触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动；新安装的有载分接开关，应对切换程序与时间进行测试。

分接开关运行维护当开关动作次数或运行时间达到制造厂规定值时，应进行检修，并对切换程序与时间进行测试；运行中应掌握分接开关带电切换次数，监视其电压电流变化。冷却系统运行可靠性保障

01独立电源切换与信号装置可靠性强油循环冷却系统的两个独立电源应定期进行切换试验，确保在一路电源故障时能快速切换至另一路，相关信号装置应齐全可靠，以实时监控电源状态。

02潜油泵规范选用与运行管理潜油泵的轴承应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承；油泵应选用转速不大于1000r/min的低速油泵。运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗漏油等异常，应停运检修。

03冷却器维护与冷却效果保障风冷却器应定期进行水冲洗（每1-2年），以保证冷却效果。加强对油流指示器指示位置的检查，发现潜油泵停运要及时开启，防止油温快速升高威胁变压器安全运转。

04强油循环潜油泵启动控制强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30s以上，以防止因油流冲击导致气体继电器误动。铁芯与引线故障预防措施

铁芯绝缘检测与多点接地处理检修时应测试铁芯绝缘，发现多点接地需查明原因并消除故障。穿心螺栓绝缘应良好，防止座套过长触及铁芯造成短路。

铁芯部件紧固与电位悬浮预防线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路。铁芯及铁扼静电屏蔽引线等应固定良好，防止出现电位悬浮产生放电。

引线及绝缘支架检查维护大修时检查引线、均匀环(球)、木支架、胶木螺钉等有无变形、损坏或松脱。线圈下面水平排列的裸露引线须加包绝缘，防止金属异物碰触引起短路。

套管穿缆引线绝缘保护变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，防止裸露引线与套管的导管相碰，避免分流烧坏引线。05保护装置与消防措施瓦斯保护配置与运行管理瓦斯保护的基本配置要求

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。重瓦斯保护的投退管理

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。重瓦斯保护与差动保护不得同时停用。轻瓦斯动作后的处理流程

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分，同时取油样进行色谱分析，查明原因并及时排除。瓦斯保护的防雨防震措施

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装防雨罩，确保保护装置可靠运行。特殊操作时的瓦斯保护切换

运行中的变压器在冷却器油回路阀门操作、油位异常处理或气体继电器排气时，应先将重瓦斯保护切换为信号方式，操作完毕后立即恢复跳闸方式。差动保护与后备保护协同

差动保护的核心作用差动保护作为变压器的主保护，能快速反应绕组、套管及引出线的相间短路、匝间短路等故障，动作迅速且选择性强，是防止设备严重损坏的第一道防线。

后备保护的配置原则后备保护应包括过流保护、零序保护等，其定值应与差动保护配合，在主保护拒动或范围外故障时可靠动作，确保故障有效隔离，避免事故扩大。

保护协同运行要求差动保护与后备保护不得同时停用，若需退出差动保护，应预先制定安全措施并经总工程师批准，同时加强对后备保护的监视，限期恢复主保护功能。

双重化配置与电源独立性变压器各侧后备保护应由不同的直流电源供电，防止因单一电源故障导致后备保护全部失效，确保在任何情况下至少有一套保护能可靠动作。消防设施配置与维护要求完善消防设施配置应按规范为变压器配备完善的消防设施，如合适的灭火装置、水喷雾消防系统等，重点防止变压器着火时事故扩大。定期维护检查灭火装置结合例行试验检修，定期对灭火装置进行维护和检查，确保其性能完好，防止在火灾发生时出现误动和拒动情况。加强消防设施管理建立健全消防设施管理台账，明确维护责任人及周期，确保消防设施处于随时可用状态，同时做好变压器火灾事故预想。现场动火作业防火措施在变压器引线焊接及器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施，配备灭火器材，清理作业区域可燃物。事故应急处理预案与演练

应急预案编制要点预案应明确组织机构、职责分工、应急响应流程（如故障隔离、负荷转移、灭火救援等），并包含变压器本体、有载开关、冷却系统等关键部位的专项处置措施。应急物资储备要求配备足量合格的灭火器材（如二氧化碳、干粉灭火器）、绝缘工具、堵漏材料、备用潜油泵及油品，建立物资台账并定期检查补充，确保应急时可快速调用。定期演练计划与实施每年至少组织1次综合应急演练，每半年开展1次专项处置演练（如瓦斯保护动作、冷却系统故障），演练后评估效果并修订预案，提升人员协同处置能力。事故上报与调查流程发生事故后，立即向当班调度及上级主管部门报告，保护现场并采集油样、气体等证据，组织专业人员依据《电力安全事故调查规程》分析事故原因，明确责任并制定防范措施。06互感器安全运行措施互感器选型与质量控制互感器动热稳定性能要求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，一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。互感器外绝缘配置标准互感器外绝缘爬电距离及伞裙结构，应满足安装地点污秽等级及防雨闪要求，对重污秽区应选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷套。出厂局部放电合格标准中性点接地系统的互感器局放试验，测量电压为1.0Um时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50pC；测量电压为1.2Um/√3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20pC。设备监造与验收管理220kV及以上电压等级互感器应赴厂监造和验收，向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告，所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装。绝缘监督与预防性试验油质监督管理加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准。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，必要时应装设在线油色谱监测装置。局部放电试验220kV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或进入后，也应进行现场局部放电试验。绕组变形测试110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。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。红外检测与温度监控积极开展红外检测，大修后的变压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每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测，高温大负荷期间应增加次数。铁芯接地电流监测每月测量铁芯、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。运行巡视与异常处理

01重点部位巡视要点运行中应重点检查变压器本体有无渗油、积水，防止水分和空气进入；检查呼吸器油封油位及干燥剂状态，确保畅通干燥；定期检查防爆膜、安全释压阀完好性，防止与空气直接连通。

02冷却系统运行监视认真检查油流指示器指示位置，发现潜油泵停运及时开启；强油循环冷却系统的两个独立电源应定期切换试验，信号装置齐全可靠；风冷却器应定期水冲洗以保证冷却效果。

03温度及负荷监控要求重点监视绕组温度、上层油温，接近报警温度时对比分析负荷、冷却器及环境温度并有效控制；过负荷运行时，严密监视油温温升在规定值内，压缩负荷和运行时间。

04轻瓦斯动作处理流程轻瓦斯保护动作后，立即取气样检验成分，取油样进行色谱分析；严禁将无保护的变压器投入运行，保护短时停用需有措施并立即恢复。

05突发异常应急处置发现套管裂纹渗油或放电、本体漏油、引线端子发热变色等异常，及时分析处理；内部故障跳闸后，尽快切除油泵，防止杂质进入非故障部分；达到紧急停运条件时立即停运。07运行维护与状态监测日常巡视检查要点本体及附件渗漏油检查检查变压器本体、套管、冷却器潜油泵负压区等部位有无渗油现象，确保密封良好，防止水分和空气进入。油位与油质状态检查检查储油柜油位是否正常，呼吸器油封油位保持畅通，干燥剂应干燥有效；定期取油样进行色谱分析和简化分析，确保油质合格。温度与冷却系统检查重点监视绕组温度、上层油温，接近报警温度时对比分析负荷、冷却器及环境温度；检查油流指示器指示正常，潜油泵、冷却风扇运行良好。保护装置及套管检查检查瓦斯保护投运正常，防爆膜、安全释压阀完好；套管清洁无裂纹、无渗漏油，油位正常，末屏接地良好。引线接头及接地检查定期对引线接头进行测温，防止接触不良过热；检查中性点接地状况良好，避雷器动作记录器正常并做好记录。红外检测与油色谱分析应用

红外检测实施要求220kV及以上电压等级变压器（电抗器）每年夏季前后各进行一次精确红外检测，高温大负荷期间增加检测次数。大修后投运带负荷后24h至1个月内完成首次精确检测，数据及图像需存档。

油色谱分析周期与标准严格按试验周期进行油色谱检验，运行中油应符合相关标准。当轻瓦斯保护动作时，需及时取气样检验成分并取油样做色谱分析，若发现乙炔含量超标等异常，应缩短检查周期并跟踪趋势。

检测结果的应用与处理红外检测发现引线接头、套管等部位温度异常时，应结合负荷、环境等因素综合分析；油色谱异常怀疑放电故障时，需进行局部放电试验进一步判断，确保及时发现潜在故障并处理。状态评估与寿命管理

油质状态监测与分析定期进行绝缘油的色谱分析和化学监督，严格执行有关标准。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，对油质异常的变压器应及时处理，防止绝缘劣化。

绕组与绝缘状态评估通过红外检测、局部放电试验等手段评估绕组状态。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）进行一次精确红外检测，220kV及以上电压等级每年夏季前后至少各一次。

运行年限与老化管理运行超过15年的变压器储油柜胶囊和隔膜应更换。对运行超过20年的薄绝缘、铝线圈变压器，不宜进行改造性大修或迁移安装，应加强技术监督并逐步安排更新改造。

状态检修与寿命预测建立设备台账，结合油色谱分析、介损测试等数据，评估设备健康状态。对遭受近区突发短路的变压器，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，与原始记录比较，判断无故障后方可投运，科学预测设备剩余寿命。08反事故措施执行与监督反措落实责任与考核机制

明确各级主体责任建立以企业主要负责人为第一责任人，设备管理部门、运行维护部门、检修试验部门分工负责的责任体系，确保反事故措施各项要求落实到具体岗位和人员。

制定详细落实计划针对防止大型变压器损坏和互感器爆炸的各项反措，制定包含任务内容、责任部门、责任人、完成时限、资源保障