一、防止大型变压器（电抗器）损坏事故

为防止发生大型变压器（电抗器）损坏事故，根据《关于印发<国家电网公司十八项电网重大反事故措施>（修订版）的通知》（国家电网生〔2012〕352号）、《国家能源局关于印发<防止电力生产事故的二十五项重点要求>的通知》（国能安全〔2014〕161号）、《国网运检部关于开展 220kV 及以上大型变压器套管接线柱受力情况校核工作的通知》（运检一〔2016〕126号）、《输变电设备状态检修试验规程》(Q／GDW1168－2013)、《国家电网公司关于印发电网设备技术标准差异条款统一意见的通知》（国家电网科〔2017〕549号）等标准及相关规程规定，结合近6年生产运行情况和典型事故案例，提出以下重点要求：

9.1 防止变压器出口短路事故

（导线所受电动力F=BLI，磁感应强度B与漏磁电流I成正比，因此F=f(I2)，变压器绕组导线所受的电动力与其流过的电流的平方成正比）。

（在可研阶段：采用合理的变压器容量与短路阻抗配置；限制短路电流或减少短路冲击损伤；串联电抗器或串联快速开端装置；采用合理的容量比例）。

（变压器低压侧保护配置原则：一保设备，二保电网，三保供电）。

9.1.1 240MVA及以下容量变压器应选用通过短路承受能力试验验证的产品；500kV变压器和240MVA以上容量变压器应优先选用通过短路承受能力试验验证的相似产品。生产厂家应提供同类产品短路承受能力试验报告或短路承受能力计算报告。

9.1.2 在变压器设计阶段，应取得所订购变压器的短路承受能力计算报告，并开展短路承受能力复核工作，220kV及以上电压等级的变压器还应取得抗震计算报告。

9.1.3 在变压器制造阶段，应进行电磁线、绝缘材料等抽检，并抽样开展变压器短路承受能力试验验证。（短路能力承受试验覆盖：大盖小，高盖低）

9.1.4 220kV及以下主变压器的6kV～35kV中（低）压侧引线、户外母线（不含架空母线）及接线端子应绝缘化；500（330）kV变压器35kV套管至母线的引线应绝缘化；变电站出口2km内的10kV线路应采用绝缘导线。

9.1.5 变压器中、低压侧至配电装置采用电缆连接时，应采用单芯电缆；运行中的三相统包电缆，应结合全寿命周期及运行情况进行逐步改造。

9.1.6 全电缆线路禁止采用重合闸，对于含电缆的混合线路应根据电缆线路距离出口的位置、电缆线路的比例等实际情况采取停用重合闸等措施，防止变压器连续遭受短路冲击。（10-35千伏出线重合闸应结合线路状况、季节特点与负荷性质统筹考虑）

9.1.7 定期开展抗短路能力校核工作，根据设备的实际情况有选择性地采取加装中性点小电抗、限流电抗器等措施，对不满足要求的变压器进行改造或更换。

9.1.8 220kV及以上电压等级变压器受到近区短路冲击未跳闸时，应立即进行油中溶解气体组分分析，并加强跟踪，同时注意油中溶解气体组分数据的变化趋势，若发现异常，应进行局部放电带电检测，必要时安排停电检查。变压器受到近区短路冲击跳闸后，应开展油中溶解气体组分分析、直流电阻、绕组变形及其他诊断性试验，综合判断无异常后方可投入运行。

9.2 防止变压器绝缘损坏事故

9.2.1 设计制造阶段

9.2.1.1 出厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；密封性试验应将供货的散热器（冷却器）安装在变压器上进行试验；主要附件（套管、分接开关、冷却装置、导油管等）在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。（预防漏油、漏气，预防异物进入线圈等部位）

9.2.1.2 出厂局部放电试验测量电压为1.5Um/                             时，110（66）kV电压等级变压器高压侧的（视在）局部放电量不大于100pC；220kV～750kV电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于100pC；1000kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC，中压端的局部放电量不大于200pC，低压端的局部放电量不大于300pC。但若有明显的局部放电量，即使小于要求值也应查明原因。330kV及以上电压等级强迫油循环变压器还应在潜油泵全部开启时（除备用潜油泵）进行局部放电试验，试验电压为1.3Um/，局部放电量应小于以上的规定值（预防油流带电引起的局部放电。局部放电试验前后应进行油色谱对比检测）。

9.2.1.3 生产厂家首次设计、新型号或有运行特殊要求的变压器，在首批次生产系列中应进行例行试验、型式试验和特殊试验（短路承受能力试验视实际情况而定）。

9.2.1.4500kV及以上电压等级并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进行短时感应耐压试验（ACSD）。（电场及电路问题不多，磁路问题突出）

9.2.1.5 有中性点接地要求的变压器应在规划阶段提出直流偏磁抑制需求，在接地极50km内的中性点接地运行变压器应重点关注直流偏磁情况。（朔州、忻州部分变电站主变偏磁要求及隔直配置）

9.2.2 基建阶段

9.2.2.1 对于分体运输、现场组装的变压器宜进行真空煤油气相干燥（特高压变压器）。

9.2.2.2 充气运输的变压器应密切监视气体压力，压力低于0.02MPa时要补干燥气体，现场充气保存时间不应超过3个月，否则应注油保存，并装上储油柜（防止主绝缘受潮）。

9.2.2.3 变压器新油应由生产厂家提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告。对500kV及以上电压等级的变压器还应提供T501等检测报告（对甲酚异丁烯等抗氧化剂质量比不低于0.25%）。

9.2.2.4110（66）kV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。变压器就位后，记录纸和押运记录应提供给用户留存。

9.2.2.5 强迫油循环变压器安装结束后应进行油循环，并经充分排气、静放后（24h，48h，72h）方可进行交接试验（真空油处理不到位，压力滤油，冷却系统排气不充分）。

9.2.2.6110（66）kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应采用频响法和低电压短路阻抗法对绕组进行变形测试，并留存原始记录。

9.2.2.7110（66）kV及以上电压等级的变压器在新安装时，应进行现场局部放电试验，110（66）kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC；220～750kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC，中压端的局部放电量不大于200pC（90年代以前标准为300pC和500pC）；1000kV电压等级变压器高压端的局部放电量不大于100pC，中压端的局部放电量不大于200pC，低压端的局部放电量不大于300pC。有条件时（随试验装备技术的发展而进步），500kV并联电抗器在新安装时可进行现场局部放电试验。（在运行电压下检测局部放电逐渐成为替代方法）

9.2.2.8 对66～220kV电压等级变压器，在新安装时应抽样进行空载损耗试验和负载损耗试验（出厂监造）。

9.2.2.9 当变压器油温低于5℃时，不宜进行变压器绝缘试验，如需试验应对变压器进行加温（如热油循环等）。

9.2.3 运行阶段

9.2.3.1 结合变压器大修对储油柜的胶囊、隔膜及波纹管进行密封性能试验，如存在缺陷应进行更换（绝缘油受潮的主要原因，呼吸器的吸潮剂）。

9.2.3.2 对运行超过20年的薄绝缘、铝绕组（基本上都是薄绝缘）变压器，不再对本体进行改造性大修，也不应进行迁移安装，应加强技术监督工作并安排更换。

9.2.3.3220kV及以上电压等级变压器拆装套管、本体排油暴露绕组或进人内检后，应进行现场局部放电试验。

9.2.3.4 铁心、夹件分别引出接地的变压器，应将接地引线引至便于测量的适当位置，以便在运行时监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常变化时，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理（异物接地，色谱异常）。

9.2.3.5220kV及以上电压等级油浸式变压器和位置特别重要或存在绝缘缺陷的110（66）kV油浸式变压器，应配置多组分油中溶解气体在线监测装置。

9.2.3.6 当变压器一天内连续发生两次轻瓦斯报警时，应立即申请停电检查（辽宁董家站高抗）；非强迫油循环结构且未装排油注氮装置的变压器（电抗器）本体轻瓦斯报警，应立即申请停电检查。（排除天气、油泵等影响）

9.3 防止变压器保护事故

9.3.1 设计制造阶段

9.3.1.1 油灭弧有载分接开关应选用油流速动继电器，不应采用具有气体报警（轻瓦斯）功能的气体继电器；真空灭弧有载分接开关应选用具有油流速动、气体报警（轻瓦斯）功能的气体继电器。新安装的真空灭弧有载分接开关，宜选用具有集气盒的气体继电器。

9.3.1.2220kV及以上变压器本体应采用双浮球并带挡板结构的气体继电器。

9.3.1.3 变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，即将变压器本体保护通过两个较大启动功率中间继电器的两副触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路。

9.3.1.4 气体继电器和压力释放阀在交接和变压器大修时应进行校验。

9.3.2 基建阶段

9.3.2.1 户外布置变压器的气体继电器、油流速动继电器、温度计、油位表应加装防雨罩，并加强与其相连的二次电缆结合部的防雨措施，二次电缆应采取防止雨水顺电缆倒灌的措施（如反水弯）（不应有中间接头，波纹管防护，侯村主变掉闸）。

9.3.2.2 变压器后备保护整定时间不应超过变压器短路承受能力试验承载短路电流的持续时间（2s）。（低压侧保护的随意整定）

9.3.3 运行阶段

9.3.3.1 运行中变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由关闭位置旋转至开启位置时，以及当油位计的油面异常升高、降低或呼吸系统有异常现象，需要打开放油、补油或放气阀门时，均应先将变压器重瓦斯保护停用。

9.3.3.2 不宜从运行中的变压器气体继电器取气阀直接取气；未安装气体继电器采气盒的，宜结合变压器停电检修加装采气盒，采气盒应安装在便于取气的位置。

9.3.3.3 吸湿器安装后，应保证呼吸顺畅且油杯内有可见气泡（隔绝潮气）。寒冷地区的冬季，变压器本体及有载分接开关吸湿器硅胶受潮达到2/3时，应及时进行更换，避免因结冰融化导致变压器重瓦斯误动作（吸湿器管路禁止加装阀门）。

9.4 防止分接开关事故

9.4.1 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。新投或检修后的有载分接开关，应对切换程序与时间进行测试。当开关动作次数或运行时间达到生产厂家规定值时，应按照生产厂家的检修规程进行检修。（有载分接开关对本体油的影响）

9.4.2 有载调压变压器抽真空注油时，应接通变压器本体与开关油室旁通管，保持开关油室与变压器本体压力相同。真空注油后应及时拆除旁通管或关闭旁通管阀门，保证正常运行时变压器本体与开关油室不导通。

9.4.3 无励磁分接开关在改变分接位置后，应测量使用分接的直流电阻和变比；有载分接开关检修后，应测量全分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。

9.4.4 真空有载分接开关绝缘油检测的周期和项目应与变压器本体保持一致。

9.4.5 油浸式真空有载分接开关轻瓦斯报警后应暂停调压操作，并对气体和绝缘油进行色谱分析，根据分析结果确定恢复调压操作或进行检修。

9.5 防止变压器套管损坏事故

（套管损坏事故与变压器火灾事故密切相关）

9.5.1 新型或有特殊运行要求的套管，在首批次生产系列中应至少有一支通过全部型式试验，并提供第三方权威机构的型式试验报告。

9.5.2 新安装的220kV及以上电压等级变压器，应核算引流线（含金具）对套管接线柱的作用力，确保不大于套管及接线端子弯曲负荷耐受值（特高压主变）。

9.5.3 110（66）kV及以上电压等级变压器套管接线端子（抱箍线夹）应采用T2纯铜材质热挤压成型。禁止采用黄铜材质或铸造成型的抱箍线夹。

9.5.4 套管均压环应采用单独的紧固螺栓，禁止紧固螺栓与密封螺栓共用，禁止密封螺栓上、下两道密封共用。

9.5.5 油浸电容型套管事故抢修安装前，如有水平运输、存放情况，安装就位后，带电前必须进行一定时间的静放，其中1000kV应大于72h，750kV套管应大于48h，500（330）kV套管应大于36h，110（66）～220kV套管应大于24h（电容芯充分浸油）。

9.5.6 如套管的伞裙间距低于规定标准，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污秽闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套处涂防污闪涂料等措施。

9.5.7 新采购油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压。生产厂家应明确套管最大取油量，避免因取油样而造成负压。运行巡视应检查并记录套管油位情况，当油位异常时，应进行红外精确测温，确认套管油位（北岳站套管）。当套管渗漏油时，应立即处理，防止内部受潮损坏。

9.5.8 结合停电检修，对变压器套管上部注油孔的密封状况进行检查，发现异常时应及时处理。

9.5.9 加强套管末屏接地检测、检修和运行维护，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的红外检测（换流变故障）。对结构不合理的套管末屏接地端子应进行改造。

9.6 防止穿墙套管损坏事故

9.6.1 6kV～10kV电压等级穿墙套管应选用不低于20kV电压等级的产品（变压器套管:外绝缘爬距、相间距离、绝缘包封）。

9.6.2 在线监测和带电检测装置通过电容型穿墙套管末屏接地线取信号时，接地引下线应固定牢靠并防止摆动。电容型穿墙套管检修或试验后，应及时恢复末屏接地并检查是否可靠，尤其应注意圆柱弹簧压接式末屏。（穿墙套管储油柜布置位置）

9.7 防止冷却系统故障造成变压器损坏事故

9.7.1 设计制造阶段

9.7.1.1 优先选用自然油循环风冷或自冷方式的变压器（强迫（导向）油循环风冷或自冷：损耗、电源要求、可靠性、维护、磨损、油流带电等异常）。

9.7.1.2 新订购强迫油循环变压器的潜油泵应选用转速不大于1000r/min的低速潜油泵（发行版为1500），对运行中转速大于1500r/min的潜油泵应进行更换。禁止使用无铭牌、无级别的轴承的潜油泵。（磨损、金属颗粒、扫膛）

9.7.1.3 新建或扩建变压器一般不宜采用水冷方式（水垢、水生物堵塞）。对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。

9.7.1.4 变压器冷却系统应配置两个相互独立的电源，并具备自动切换功能；冷却系统电源应有三相电压监测（电源缺相保护），任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。

9.7.1.5 强迫油循环变压器内部故障跳闸后（差动和重瓦斯），潜油泵应同时退出运行。（防止异物扩散）

9.7.2 基建阶段

9.7.2.1 冷却器与本体、气体继电器与储油柜之间连接的波纹管，两端口同心偏差不应大于10mm。（异常受力、泄漏）

9.7.2.2 强迫油循环变压器的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30s以上，以防止气体继电器误动。

9.7.3 运行阶段

9.7.3.1 对强迫油循环冷却系统的两个独立电源的自动切换装置，应定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠。（站用电源检测）

9.7.3.2 冷却器每年应进行1～2次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。（冷却器翅片密度，风扇电机防水等级，三家庄主变）

9.7.3.3 单铜管水冷却变压器，应始终保持油压大于水压，并加强运行维护工作，同时应采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障（水面油花）。

9.7.3.4 加强对冷却器与本体、气体继电器与储油柜相连的波纹管的检查，老旧变压器应结合技改大修工程对存在缺陷的波纹管进行更换。（膨胀器式储油柜及其结构影响）

9.8 防止变压器火灾事故

9.8.1 采用排油注氮保护装置的变压器，应配置具有联动功能的双浮球结构的气体继电器。（漏气漏油影响：上浮球告警，下浮球掉闸）

9.8.2 排油注氮保护装置应满足以下要求：

（1）排油注氮启动（触发）功率应大于220V*5A(DC)；

（2）排油及注氮阀动作线圈功率应大于220V*6A(DC)；

（3）注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门；

（4）动作逻辑关系应为本体重瓦斯保护、主变压器断路器跳闸、油箱超压开关(火灾探测器，原为压力释放)同时动作时才能启动排油充氮保护。（杜绝误动：电磁干扰，机械振动）

9.8.3 水喷淋动作功率应大于8W，其动作逻辑关系应满足变压器超温保护（探火线：避免停电损伤）与变压器断路器跳闸同时动作。

9.8.4 装有排油注氮装置的变压器本体储油柜与气体继电器间应增设断流阀，以防因储油柜中的油下泄而致使火灾扩大（短时防火）。

9.8.5 现场进行变压器干燥时，应做好防火措施，防止加热系统故障或绕组过热烧损。（补焊）

9.8.6应由具有消防资质的单位定期对灭火装置进行维护和检查，以防止误动和拒动。（水喷淋消防优点）

9.8.7变压器降噪设施不得影响消防功能，隔声顶盖或屏障设计应能保证灭火时，外部消防水、泡沫等灭火剂可以直接喷向起火变压器（部位）。（雁门关换流变BOX-IN）

9.9 防止变压器事故其他措施

9.9.1 电气量保护双重化，非电量保护及其整定（压力释放、瓦斯、顶层油温、绕组温度、冷却器全停）

9.9.2 变压器负荷控制（短时急救性负载1.5倍，长期急救性负载1.3倍，电压调整）

9.9.3 变压器中性点保护（间隙、避雷器、小电抗接地、中性点零序电流及零序电压保护）

9.9.4 事故排油（油池、鹅卵石、格栅，事故排油阀）

二、变压器状态分析与评估

1.变压器类设备设计出厂性能指标及运行指标分析

★变压器的出厂性能指标以其铭牌额定参数为主，包括：型号、额定容量、额定电流、额定容量比、电压等级、接线组别、冷却方式、冷却器参数、调压方式、分接位置数、进出线方式、噪声水平、铁心结构、短路阻抗、空载损耗、短路损耗、油重、器身重、生产厂家、出厂日期、投运日期等（温升、过载能力、抗短路能力等为隐含指标，可以结合运行经验作加权判定或评估）。

★对于变压器类设备设计及出厂性能指标的分析，主要是分析设备实际的指标与厂家设计指标之间的容差，以及设备的指标性能是否满足系统状况发展变化的要求。对于某些生产厂家在特定时期的产品应予以足够重视。对于额定参数中不满足或将不满足运行要求的部分应明确指出。变压器的某些仅在型式试验才检测的指标参数可能会由于设计的变更而发生变化，因此在分析时应当予以特别关注。（部分指标无法直接验证，核查计算报告）

★变压器的运行参数指标往往是随时间变化的，影响其安全可靠性的运行参数（从投运日期算起）包括：各侧母线短路容量、高压绕组最大负荷电流、中压绕组最大负荷电流、低压绕组最大负荷电流、运行中高压侧及中压侧中性点是否直接接地、运行时有载开关常规分接位置、运行中分接开关调整范围、高中低三侧母线运行电压（最大、最小值）、有载开关历年动作次数、有载开关累计动作次数、变压器顶层油最高温度℃红针指示(及当时的环境温度℃)、变压器顶层油最大温升K（最高顶层油温－环境温度之差的最大值）、强迫油循环风冷却器（自然循环风扇）额定投入组数、备用冷却器（风扇）组数、年平均运行小时数、年平均负荷率及总运行年数等。（满载及过载标准，长期急救性负载和短期急救性负载）

★分析变压器的设计出厂性能指标和运行指标主要依据变压器订货技术条件和变压器设备国家标准GB1094《电力变压器》及DL/T572《电力变压器运行规程》。

★变压器按电压等级、制造厂家等分别进行可靠性指标的分析。通过对变压器类设备可用系数、事故、障碍及缺陷情况的全面分析，切实查清故障原因、故障责任和故障的技术类型、特点，掌握其故障发生规律，结合反措要求，采取有目的、有计划的预防改进措施。

2.变压器类设备试验检测记录分析

★在试验方法和试验仪器仪表均无误的条件下，试验参数分析应重点进行试验结果变化规律的纵向与横向对比，避免仅仅考查结果是否符合标准，因为试验结果的变化规律反映的是电气性能或运行工况的变化情况。此外，对某些异常或有疑问的结果，必要时应进行重复检测或对比检测，以排除偶然因素及试验手法、仪器仪表差异的影响。（环境影响，管理因素，方法影响）

★设备投运前的试验检测结果：型式试验、出厂试验、交接试验。（注意试验条件的差异）

★预防性试验结果：变压器本体的各项试验、套管试验、有载开关试验、绝缘油试验的历次记录。（仪器仪表及方法一致性）

★特殊类型试验检测如现场操作波试验、现场感应耐压试验、绕组变形、局部放电、红外热成象检测、噪声测量等结果分析。

（破坏性试验应尽可能减少）

★变压器本体非电量及各绕组侧保护设置、保护定值设置和变更、保护定值的校验。根据保护定值和危害性因素分析，判断内部状况。

3.变压器类设备检修及缺陷处理记录

★运行和检修中发现及处理的缺陷是反映设备质量状况的重要依据，应根据设备缺陷的类型、发生缺陷时的外部工况、不同厂家、不同时期、不同型号等特点进行综合比较分析，从而发现易导致缺陷的外部因素和不同设备缺陷出现的内在规律。

★运行中发现的缺陷，历次大、小修主要项目、发现和处理的缺陷及检修工作记录。

★检修前、后的各项试验记录，并与出厂值和预试值比较分析。

★检修中改进及更换的零部件清单。分析更换后的零部件对设备整体运行状况或某方面性能造成的影响。

★与变压器、互感器运行相关的外围设备的更换改进情况，如：套管CT、断路器、避雷器更换，中性点及接地装置、母线和出线等一次回路改造，继电保护和控制回路更新等。

★季节性检修及日常维护记录，如：处理渗漏、补充绝缘油、焊接、加装绝缘监测装置、冷却装置切换、更换压力释放器、更换吸湿剂、连接部位测温等。

★按反措要求进行的技术改造，改进运行组织技术措施，设备完善工作记录。

4.变压器类设备危害性运行因素统计分析

变压器类设备危害性因素为可对设备内部的绝缘、机械强度、零部件等造成永久性损伤的外部作用。（变电站周边环境治理）

★变压器三侧断路器过流开断记录（动作次数、过流倍数、最大过流持续时间、重合闸动作次数）。

★变压器中、低压侧速断动作记录（动作次数、动作整定值）。

★变压器差动动作记录（动作次数、保护动作原因、故障位置）。

★变压器本体轻、重瓦斯保护及有载开关的轻、重瓦斯保护动作记录（动作次数、动作原因）。（压力释放动作）

★变压器三侧避雷器动作记录（相别、动作次数、累计动作次数）。

★年度变压器事故及障碍原因、责任、损坏部位、技术对策综合分析。

5.变压器类设备检测检修周期及带电监测

★变压器预防性试验的项目和周期。与规程规定对照进行分析后，根据变压器状况的需要调整试验项目和试验周期。

★已开展的带电监测项目、带电监测周期，带电监测与预防性试验结果的对比分析。

★与变压器专业工作有关的技术监督重点工作内容。

6.油色谱分析与判断

★油中氢气的生成量相对较多，且与温度相关性不明显；明显可见的乙炔气体仅在接近1000度时才生成；甲烷、乙烷和乙烯有各自唯一的依赖温度（随着温度升高，烷类气体产出比例有所降低，烯炔类气体产出比例上升）。

★无论故障点温度高或低，氢气和甲烷是热故障产出最普遍的气体。

★随着故障点温度的升高，甲烷的分压浓度有所下降，成为游离气体的比例增加（气体继电器中甲烷含量最大）。

★乙炔和乙烯是“温度敏感型”气体，在低温下含量很少，温度较高时增加较多。

★乙烷与甲烷类似，随着温度的升高，分压浓度有所下降。

★一氧化碳、二氧化碳气体与固体绝缘老化，密封情况密切相关（负压区域渗漏）。

7.改进运行措施和运行方式

★减少危害性影响因素，控制变压器绕组运行电压，合理控制变压器顶层油温，加强辅助设施维护，加强在线监测和带电检测。

8.综合评估及运维检修策略

★根据以上对变压器运行、监测、检修等因素的分析综合评定变压器等级。

★安排年度预防性试验、检修、技改工作计划。

★确定变压器大、小修工作内容和停电计划，确保可靠性指标的完成。

★配合电网其它部分的技术改造。

9.组部件易发缺陷异常分类

★本体油箱：渗漏，漏磁局部发热，螺栓导流发热，异常震动，暂态过程局部放电

★储油柜：缺油，油位异常，内漏，胶囊卡涩，油中含气量增加

★冷却器（散热器）：渗漏，震动，油中含气量增加，渗漏，温度异常，噪音

★套管：油位异常，末屏接地不良，内漏，渗漏，端子松动，油中含气量增加

★铁心及夹件：局部过热，局部放电，漏磁涡流发热，多点接地，异常振动，油中含气量增加，直流偏磁振动，剩磁涌流

★有载开关（无励磁开关）：切换次数超标，渗漏，触头烧蚀，轻瓦斯信号，自动滤油机故障，滑档，接触不良，分头位置不对应

★呼吸器：堵塞，吸潮，阀门关闭，缺油

★内部电磁屏蔽：悬浮放电，局部过热

★潜油泵：磨损，振动，温度异常，线圈放电，色谱异常

★风扇：振动，过热

★气体继电器：误动，二次线短路，干簧管破损

★压力释放阀：渗漏，误动，二次线短路，受潮

★套管升高座：积气，端子板渗漏，局部发热

10.高压试验及检测对应故障树

★绝缘电阻：整体受潮，异物杂质短路，绝缘破损

★局部放电：绕组缺陷，器身异物，局部积气，屏蔽接地不良，铁心毛刺或局部短路，引线或屏蔽罩松脱，套管电容芯异常

★色谱分析：股间短路，局部过热，铁心毛刺或局部短路，铁心多点接地，渗漏油，潜油泵故障，有载开关渗漏，无励磁开关接触不良，油流带电，电气连接螺栓松动

★直流电阻：导线断股，电气连接螺栓松动，分接开关接触不良

★介损：套管整体受潮，套管电容屏短路，油老化受潮，绕组整体受潮

★红外测温：油位异常，连接部位接触不良，漏磁发热，阀门位置异常，油泵异常，风机异常，散热器堵塞，损耗异常

★变比，直流泄漏电流，绕组变形，交流耐压，噪声，糠醛，绝缘油试验等：与上述试验检测相互印证，增加判断准确性。