变压器反事故措施范本（优选10篇）

变压器反事故措施范本

为防止大型变压器损坏事故，应严格执行国家电网公司《预防110(66)kv~500kv油浸式变压器(电抗器)事故措施》(国家电网生[____]641号)、《110(66)kv~500kv油浸式变压器(电抗器)技术监督规定》(国家电网生技[____]174号)等有关规定，并提出以下重点要求:

1 加强变压器的全过程管理

1.1 加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理。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。在设备订购前，应向生产厂家索取做过相似变压器突发短路试验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动态计算报告，并进行核算工作。

1.2 严格按有关规定对新购变压器进行验收，确保变压器按订货合同要求进行制造、安装、试验。

1.3 220kv及以上电压等级的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，有关监造关键控制点应在合同中予以明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。

2 相关试验和运输要求

2.1 出厂试验要求

2.1.1 测量电压为1.5um/ 时，220kv及以上电压等级变压器的局部放电试验的放电量:自耦变压器中压端不大于200pc，高压端不大于100pc;其他变压器不大于100pc。

2.1.2 测量电压为1.5um/ 时， 110kv电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pc。

2.1.3 500kv变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。

2.2 应向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告;工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验;所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。

2.3 认真执行交接试验规程。110kv及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形或做低电压短路阻抗测试以留原始记录。220kv及以上电压等级或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;110kv电压等级的变压器在新安装时，如有条件宜进行现场局部放电试验。220kv及以上电压等级变压器进行涉及变压器绝缘部件或线圈的大修后，应进行现场局部放电试验。

2.4 大型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。到达目的地后，制造厂、运输部门、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。

3 防止变压器绝缘事故

3.1 加强变压器运行巡视，其中应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。

3.2 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。对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真空。

3.3 装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入，并结合大修或停电对胶囊和隔膜的完好性进行检查。

3.4 对薄绝缘、铝线圈及运行超过20年的变压器，应加强技术监督工作。如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的变压器也不应再迁移安装。

3.5 对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应按照gb/t7595-2000的规定执行。

3.6 每年应至少进行一次红外成像测温检查。

4 防止分接开关事故

4.1 无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。

4.2 加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换时间进行测试。

5 采取措施保证冷却系统可靠运行

5.1 潜油泵的轴承应采取e级或d级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强有导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。对已运行的变压器，其高速泵应进行更换。对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时，应安排停运检修。

5.2 为保证冷却效果，变压器冷却器每1~2年应进行一次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。

5.3 强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置，应定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠。

5.4 新建或扩建变压器一般不采用水冷方式。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。对目前正在使用的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。

6 加强变压器保护管理

6.1 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，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，限期恢复。

6.2 新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。

6.3 瓦斯继电器应定期校验。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，查明原因及时排除。

6.4 变压器本体保护应加强防雨、防震措施。

6.5 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较大启动功率中间继电器的两付接点分别直接接入断路器的两个跳闸回路，减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不可靠因素。

7 防止变压器出口短路

7.1 应在技术和管理上采取有效措施，改善变压器运行条件，最大限度地防止或减少变压器的出口短路。为减少变压器低压侧出口短路几率，可根据需要在母线桥上装设绝缘热缩保护材料。

7.2 110kv及以上电压等级变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录进行比较，同时应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目进行综合分析。正常运行的变压器应至少每6年测一次绕组变形。

8 防止套管事故

8.1 套管安装就位后，带电前必须进行静放，其中500kv套管静放时间应大于36小时，110~220kv套管静放时间应大于24小时。

8.2 定期对套管进行清扫。

8.3 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，防止污秽闪络和大雨时闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。

8.4 定期采用红外热成像技术检查运行中套管引出线联板的发热情况及油位，防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的套管故障。

8.5 作为备品的110kv及以上套管，应竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的110kv及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。

8.6 运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持套管油位正常。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮损坏。

9 预防变压器火灾事故

9.1 按照有关规定完善变压器的消防设施，并加强维护管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。

9.2 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线圈过热烧损。

变压器反事故措施范本：预防变压器

(1)通过长电缆(或气体绝缘电缆)与gis设备相连的变压器，为避免因特高频操作过电压(vfto)造成高压绕组首端匝间绝缘损坏事故，除要求制造厂采取相关措施外(如加大变压器人口等值电容等)，运行中还应采用“带电冷备用”的运行方式(即断路器分闸后，其母线侧隔离开关保持合闸状态运行)，以减少投切空载母线产生vfto的概率。

(2)定期对套管进行清扫，防止污秽闪络和大雨时闪络，在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套上加装硅橡胶辅助伞裙套(也称增爬裙)或采用涂防污闪涂料等措施，加装增爬裙时应注意固体绝缘界面的粘结质量，并应利用停电机会检查其劣化情况，出现问题及时处理。

(3)为防止因接触不良导致引线过热或缺油引起的绝缘事故发生，应采用红外测温技术检查运行中套管引出线联板的发热情况，以及油位和油箱温度分布等。

(4)为防止运行在中性点有效接地系统中的中性点不接地变压器，在投运、停运或事故跳闸过程中，出现中性点位移过电压，在变压器中性点处必须装设可靠的过电压间隙保护。

(5)变压器故障跳闸后，应及时切除油泵，避免故障产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部件。

(6)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。

(7)运行中变压器在切换潜油泵时应逐台进行，每次间隔时间不少于3min。

变压器反事故措施范本：变压器瓦斯保护反

瓦斯保护动作，轻者发出保护动作信号，提醒维修人员马上对变压器进行处理;重者跳开变压器开关，导致变压器马上停止运行，不能保证供电的可靠性，对此提出了瓦斯保护的反事故措施:

1、将瓦斯继电器的下浮筒改为档板式，触点改为立式，以提高重瓦斯动作的可靠性。

2、为防止瓦斯继电器因漏水而短路，应在其端子和电缆引线端子箱上采取防雨措施。

3、瓦斯继电器引出线应采用防油线。

4、瓦斯继电器的引出线和电缆应分别连接在电缆引线端子箱内的端子上。

变压器反事故措施范本：防止变压器损坏

1 严格按《电力设备预防性试验规程》(dl/t596-____)在每年雷雨季节前进行试验，对试验结果要与往年同期数据比较，发现显著变化者，应认真分析并应及时向生技部汇报。

2 变压器的绝缘油应定期进行简化分析、色谱分析、微水含量分析，分析每半年不少于1次。并与历年数据进行对比分析，对总烃含量超标的变压器应进行跟踪分析，找出原因加以消除。

3 从油枕补充绝缘油或带电滤油时，应先将油枕中的积水放尽。不应从变压器下部注油，以防止将空气或将箱底水份、杂物等带入线圈中。

4 变压器进行吊芯(罩)检查时，应防止线圈绝缘受伤。安装导管时勿使引线扭接，且不能用力吊拉引线，以免造成根部和线圈受伤。检查铁芯及铁轭静电屏蔽引线是否紧固完好，以防止出现悬浮放电。

5 检查变压器内部时，应紧固铁芯压接件及紧固螺栓、穿心螺杆，彻底清扫杂物，防止焊渣及金属杂物遗留在变压器内。

6 安装时要认真检查套管各部位的密封情况，并设法检漏。要使接线端子帽及注油孔密封良好，严防水份从引线进入变压器内或进入套管内发生故障。

7 运行中的变压器套管要单独进行介损试验和油色谱分析，发现缺陷要及时处理或更换，不能长期带病运行。

8 在220kv中性点直接接地的系统中，停、启运行中不接地的主变压器时，为了防止操作过电压应将变压器中性点临时接地。

9 变压器的本体重瓦斯保护应投“跳闸”位置，若需退出重瓦斯保护时，应预先制订安全措施，经生产副总经理批准后方可实施，并限期恢复。变压器正常运行时不得将主保护(差动保护、重瓦斯保护)同时退出运行。

10 瓦斯继电器应定期校验。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，查明原因及时排除。

11 条件允许的情况下，应用红外线成像仪检查变压器内部是否过热。

12 变压器呼吸器内的干燥剂应定期进行检查更换。

13 对薄绝缘、铝线圈或运行超过20年的变压器应加强技术监督工作，如发现严重缺陷，且变压器本体不宜再进行改造性大修时，经批准后进行更换，对更换下来的变压器应立即报废处理。

变压器反事故措施范本：防止大型变压器损坏互感器爆炸事故-

为了防止变压器、互感器事故，根据国家电力公司《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》结合公司实际情况，特制定本安全技术措施。

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情况，应确实良好，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。潜油泵入口处出现的渗漏油应特别注意。

1.1.1.3呼吸器的油封应注意加油和维护，保证畅通。干燥剂应保持干燥，使用变色硅胶。

1.1.1.4 110kv及以上的变压器应采用真空注油以排除内部的气泡，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当轻瓦斯保护发信号时，应及时取气，判明成分，并取油样作色谱分析，查明原因。如因空气漏入，使轻瓦斯保护频繁动作时，也要及时排除故障，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，应采用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。油泵应选用转速不大于1000转/分的低速油泵。运转中如出现过热、振动、杂音及严重渗漏油时，应立即停运并及时加以检修。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。

1.1.2.2变压器故障后应尽快切除油泵，避免故障中产生的游离炭、金属微粒等杂物进入变压器的非故障部分。

1.1.3 防止变压器绝缘受伤

1.1.3.1变压器在吊罩检修时，应防止绝缘受到损伤，勿使钟罩碰伤引线和支架。在安装高压套管时，应注意勿使引线扭转，不要过分用力吊拉引线，使引线根部和线圈绝缘受伤。套管下部的绝缘筒围屏，应按制造厂的图纸和说明安装，要防止引线碰及围屏，使绝缘距离不够，检查时严禁踩在引线的根部。

1.1.3.2变压器在吊罩，检查时应拧紧夹件的螺栓和压钉，防止在运行中受到电流冲击时线圈发生移位。

1.1.3.3对于经受过出口短路和异常运行情况的变压器，应根据具体情况进行必须的试验和检查，防止缺陷扩大。

1.1.3.4检修中需要更换绝缘部件时，必须采用干燥处理合格的绝缘材料或部件。

1.1.3.5加强油的色谱分析工作，提高分析的准确度，对历年来的数据要进行比较分析，注意特征气体相对变化量，如发现异常，对油中微水和杂质含量进行测定，综合判断，以监视变压器主绝缘故障。

1.1.3.6变压器的本体重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经安生部经理或电厂副厂长批准，并限期恢复。瓦斯继电器应1~3年校验一次。

1.1.4 防止线圈温度过高，绝缘劣化或烧坏

1.1.4.1变压器的保护装置必须完善可靠。气体继电器应安装调整正确，定期检查，消除误动因素。跳闸直流电源必须可靠。不允许将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时停用，则应有措施，事后应立即恢复。

1.1.4.2在地震预报期内，根据变压器的具体情况和气体继电器的类型来确定重瓦斯保护投入跳闸或信号。地震引起重瓦斯保护动作跳闸的变压器，在恢复供电前要经过检查，确定无异状才可投运。

1.1.4.3合理控制运行中的顶层油温温升，特别对强迫油循环的变压器更要注意。根据运行情况和测量结果，不同的变压器在额定负荷下，顶层油温温升差别较大，因此，不能以为有些变压器的顶层油温温升较低误认为出力有裕度，对各种温度计要每年定期校验，超温信号要准确可靠。

1.1.4.4强迫油循环的冷却系统，必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置，应每半个月定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠。

1.1.4.5为保证冷却效果，风冷却器应每半年进行水冲洗，水冲洗前应采取有效措施防止风扇电动机进水损坏绝缘。

1.1.4.6为防止风冷散热器的风扇电动机大量损坏，风扇叶片应校平衡并调整角度，作好维修工作，以保证正常运行。

1.1.4.7对于31.5mva及以上的变压器，应装设上层油温的遥测装置。

1.1.4.8变压器靠近顶部的油箱壁上应装设酒精温度计，以便在必要时校对扇形温度计的指示。

1.1.5防止中性点过电压事故

1.1.5.1中性点直接接地系统中的中性点不接地运行的变压器，在投运和停运以及事故跳闸过程中，应防止出现中性点位移过电压;当单独对变压器充电时，其中性点必须接地。

1.1.5.2 为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高工频过电压的异常运行工况，110~220kv 不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kv 变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185kv 时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，间隙距离及避雷器参数配合应进行校核。间隙动作后，应检查间隙的烧损情况并校核间隙距离。

1.2 预防铁芯多点接地及短路故障

1.2.1在每年预试时，应测试铁芯绝缘，确定铁芯是否有多点接地。如有多点接地，应查清原因，消除后才能投入运行。

1.2.2穿心螺杆绝缘应良好，应注意检查铁芯穿心螺杆绝缘套外两端的金属座套，防止因座套过长与铁芯触及造成短路。

1.2.3线圈压钉螺丝应紧固，防止螺帽和座套松动掉下，造成铁芯短路。

1.3 预防套管引起的事故

1.3.1安装套管时要认真检查各部位的密封情况，并检漏，使接线端子帽及注油孔密封良好，严防水分从引线进入变压器内或进入套管内而发生故障。

1.3.2运行、检修中应注意检查套管引出线端子的发热情况，引出线与铜鼻子的焊接，应使用银焊或磷铜焊接，应无毛刺和尖角，禁止使用锡焊，防止因接触不良引线过热开焊引起套管爆炸。

1.3.3每年作套管的介损tgδ和电容量的测量，如发现问题，可联系厂家检查处理或更换新套管。

1.3.4如不同型式、尺寸的套管，更换时应注意套管装入变压器后尾部的绝缘距离。

1.3.5每年对套管进行清扫，保持清洁，防止积垢闪络。

1.3.6变压器检修套管安装就位后，带电前必须静放，110kv~220kv套管静放时间不得少于24h。

1.3.7对保存期超过1年的110kv及以上套管，安装前，应进行局放试验、额定电压下套管的介损试验。

1.3.8作为备品的110kv及以上套管，应置于户内且竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。

1.3.9套管渗油时，应及时处理，防止内部受潮。

1.4 预防引线事故

1.4.1在吊芯(吊罩)检查时，应注意保持足够的引线间及对地的绝缘距离，并注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角，防止在运行中发生放电击穿。发现有损伤的引线绝缘，应立即予以修复。

1.4.2各引线接头应焊接良好。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻，可以及时发现接头过热故障。对套管及分装开关的引线接头如发现缺陷要及时处理。检修后应作检查试验，保证焊接质量。

1.5 预防分接开关事故

1.5.1安装及检修中，应对分接开关进行认真检查。

1.5.2对无载开关应注意检查弹簧压力、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，对可能产生悬浮电位的拨叉应采取等电位连接措施。每年结合检修或试验，将分接开关触头转动几次，以消除触头接触部分的氧化膜及油污，然后调至所需分接位置，测量直流电阻，合格后方可投入运行。

1.6 防止变压器油质劣化;

1.6.1加强油务管理、监督工作，保持变压器油质良好。采取有效措施，减少或隔绝变压器油和空气接触。隔膜袋中空气要经过装有干燥剂的呼吸器。

1.6.2已装有隔膜袋密封的大容量变压器，应注意隔膜袋口呼吸畅通，注油时应注意防止出现假油位和进入空气，以免运行中温度上升时大量喷油和引起重瓦斯保护动作。

1.6.3更换潜油泵时，应打开潜油泵出油侧排气塞，慢开启潜油泵进油侧蝶阀，排完气关闭排气塞，将空气排尽。

1.6.4消除变压器本体的泄漏，防止水分进入变压器内，使油质劣化。

1.7 防止变压器火灾事故;

1.7.1加强变压器的防火工作，特别注意对套管的质量检查和运行监视，防止运行中发生爆炸喷油，引起变压器着火。运行中应有事故预想。变压器周围应有消防设施，一旦发生事故时能尽量缩小事故范围。

1.7.2进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，并防止加热系统故障或绕组过热烧损变压器。

1.7.3变压器放油后(器身暴露在空气中)，进行电气试验(如测量直流电阻或通电试验)时，严防因感应高压打火或中断电流时的电弧引燃油纸等绝缘物。

1.7.4在处理变压器引线焊接头及在器身周围进行明火作业时，必须事先作好防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。

1.7.5事故贮油坑应保持在良好状态，有足够厚度和符合要求的卵石层。排油管道应畅通，应能迅速将油排出。不得将油排入电缆沟内。室内变压器也应有贮油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。

1.7.6当变压器起火时，应立即切断变压器各侧电源，向值长和有关领导报告，并迅速组织人员到现场查看和进行扑救。

1.7.7加强厂用变压器室通风机的运行维护工作，防止变压器室温度过高。

1.8 预防为主，加强维护管理

1.8.1认真按部颁规程进行预防性试验，发现异常及时处理。220kv及以上电压等级变压器在吊罩大修后，必须进行现场局部放电试验。

1.8.2对6kv及以上电压等级变电设备需每年进行至少一次的红外成像测温检查。

1.8.3对容量在31.5mva以上变压器进行绕组变形测试。在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器有无故障后，方可投运。

1.8.4为了更有效地监视变压器主绝缘故障，例如220kv及以上的变压器树枝状放电故障，应加强油的色谱分析工作，提高分析的准确度。进行历年来的数据对比分析，应注意特征气体的相对变化量，如发现异常时，可进行油中微水和杂质含量测定，综合判断，必要时可进行现场局部放电测量。

1.8.5在有地震预报的地区，对变压器必须采取防震措施，防止移位、倾倒、套管断裂及附件损坏。如取消滚轮和轨道，将变压器平放在基础上，在变压器四角打地锚拉线，对套管拉线要适当放松，加大伸缩接或作软连接。潜油泵与基础面要保持一定距离，散热器之间的连接要加固，防止晃动时损坏。

2 预防互感器爆炸事故技术措施

2.1新安装和检修后的互感器，要坚持分别按《电气装置安装工程施工及验收规范第十七篇电气设备交接试验标准篇》和《电气设备预防性试验规程》的规定进行试验。在投运前进行油的色谱分析，并尽可能做局部放电和油的含水量测量，作为设备投运时的起始值，并与出厂试验值相比较，当相差较大时，应注意分析原因，必要时可适当增加试验项目，以查明原因。

2.2对新安装和检修后重新投入运行的互感器，在投运前，要仔细检查密封情况。严禁有渗、漏现象发生。

2.3在安装、检修和试验后，应注意检查电压互感器的高压绕组*端和电流互感器的电容未屏，是否已与接地网可靠连接，避免出现悬空或假接地现象。

2.4对已投入运行的电压、电流互感器，应采取有效的密封防潮措施。

2.5利用预防性试验及检修停电机会，每年要对互感器进行一次仔细的外观检查，如密封状态是否良好，装有呼吸器的互感器是否正常。

2.6对经试验确定存在严重缺陷的互感器，应及时予以处理或更换。对怀疑存在缺陷的互感器，应适当缩短试验周期，进行综合分析，查明原因。当发现运行中的互感器冒烟时，应迅速切断有关电源。

2.7加强互感器的预防性试验，其中介质损耗因素和电容量测量、油的色谱分析、油的含水量测量、局部放电测量以及电容型电流互感器末屏绝缘电阻的测量等，对发现进水受潮和局部缺陷都比较有效。在确定设备能否继续运行时，一定要注意前后试验结果的对比和多项测试结果的综合分析判断。

2.8 已安装好但长期不带电运行的互感器，在带电前，应进行试验和检查，必要时，可接在空母线上运行一段时间后，再投入运行。

2.9 在系统运行方式和倒闸操作上，应注意防止铁磁振荡和操作过电压烧坏互感器。

2.10 对于新投运或a级检修后投入运行的互感器，在充电正常后，应对相合格后，方可正常投入运行。

2.11 为减少互感器事故时的影响范围，应将母线差动保护投入运行，并要注意二次线圈的连接方式，避免电流互感器的u型电容芯底部出现保护死区的问题。

变压器反事故措施范本：变压器互感器设备反

目录

1.总则

2.防止水及空气进入变压器技术措施

3.防止异物进入变压器技术措施

4.防止变压器绝缘损伤技术措施

5.防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损技术措施

6.防止过电压击穿事故

7.防止工作电压下的击穿事故技术措施

8.防止保护装置误动/拒动技术措施

9.预防铁芯多点接地和短路故障技术措施

10.预防套管事故技术措施

11.预防引线事故技术措施

12.防止分接开关事故技术措施

13.预防绝缘油劣化技术措施

14.预防变压器短路损坏事故技术措施

15.防止变压器火灾事故技术措施

16.防止互感损坏事故技术措施

17.防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故技术措施

1、总则

(1)为提高故县水力发电厂变压器、互感器设备(以下简称开关设备)的运行可靠性，根据事故分析和各地区、各部门的经验，提出以下反事故技术措施，故县水电厂各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验人员均应认真执行。各运行单位亦应结合电厂具体情况和经验，制订适合变压器、互感器设备的补充反事故技术措施。

(2) 为保证变压器、互感器安全运行，必须建立和健全专业管理体系，加强开关设备专业的技术管理工作，各单位均应认真贯彻和执行国家电力公司颁布的《变压器、互感器设备管理规定》和《变压器、互感器设备质量监督管理办法》的各项条款。

(3) 电厂各级部门要加强对开关设备安装、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开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。

2、防止水及空气进入变压器

(1) 变压器在运行中应防止进水受潮，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) 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。

(3) 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。

(4) 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。

(5) 应定期检查呼吸器的硅胶是否正常，切实保证畅通。

(6) 变压器停运时间超过6个月，在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。

3、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，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。

(5) 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。

4、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

(3) 变压器应定期检测其绝缘。

5、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。

(2) 运行中变压器的热点温度不得超过gb/t15164-94《油浸式电力变压器负载导则》限值和特定限值。

(3) 变压器的风冷却器每1~2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。

(4) 当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过规定电流运行，并加强运行监视。

(5) 定期检查冷却器的风扇叶片应平衡，定期维护保证正常运行，对震动大，磨损严重的风扇电机应进行更换。

6、防止过电压击穿事故

(1) 在投切空载变压器时，中性点必须可靠接地

(2) 变压器中性点应装设两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定要求

7、防止工作电压下的击穿事故

(1) 大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验。

(2) 运行中的变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障时，进行局部放电试验。

8、防止保护装置误动/拒动

(1) 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器高/中/低压側设备无保护投入运行。

(2) 气体继电器应安装调整正确，定期实验，消除因接点短路等造成的误动因素，如加装防雨罩避免接点受潮误动。

(3) 压力释放阀动作信号应接入信号回路，绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。

(4) 变压器应装设故障录波器，变压器各侧后备保护应由不同的直流电源供电，防止因故失去直流时，造成后备保护全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。

9.预防铁芯多点接地和短路故障

(1) 在检修时应側试铁芯绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。

(2) 穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。

(3) 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。

10.预防套管事故

(1) 定期对套管进行清扫，防止污移闪络和大雨时闪络

(2) 定期检查套管油位是或正常，渗漏油应及时处理，防止内部受潮而损坏。

(3) 变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。

11.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。

14.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。

15.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。

16、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110(66)kv~500kv互感器事故措施》(国家电网生【____】 641 号)，《110(66)kv~500kv互感器技术监督规定》(国家电网生技【____】 174 号)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。

(8) 已安装完成的互感器长期未带电运行(110kv及以下大于半年;35kv及以下一年以上)，在投运前应按照规程进行预防性试验。 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。

(9) 互感器的检修与改造。油浸式互感器检修时，应严格执行《互感器运行检修导则》(dl/t727-2000)，要注意器身暴露时间不得超过规定，回装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理。

(10) 老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化胶垫与隔膜应予更换。对隔膜上有积水的互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器，退出运行不再进行改造。

(11) 对硅胶套管和加装硅胶伞裙的瓷套，应经常检查硅胶表面表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。

(12) 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗油的互感器，应根据情况限期处理。必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。

(13) 油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。

(14) 对于全密封型互感器，油中气体色谱分析仅h2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断。如产气速率增长较快，应加强监视;如检测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理;当发现油中有乙炔大于1*106 l/l时，应立即停止运行。

(15) 对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时，应须速查明原因并及时处理。

(16) 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线;当运行方式不能满足要求时，应进行事故预想，及早制定预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。

(17) 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器c1和c2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。

(18) 为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的l1侧。

(19) 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。

(20) 若互感器所在变电站短路电流超过互感器名牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。

每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。

(21) 加强油质管理。用户可根据运行经验选用合适的油种。新油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。对运行中油应严格执行有关标准。对不同油种的混油应按照gb/t7595-2000的规定执行。

17.防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故措施

(1) 启动变、主变增加局部放电试验项目。

(2) 第一次受电时调节有载调压分接开关的各抽头位置验证其正确性。

(3) 避免变压器在经历出口短路后未经任何试验和检查就试投。

(4) 防止水分及空气进入变压器:干燥剂应保持干燥，投运前要特别注意排除内部空气，如套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处都应多次排除残存气体，启动全部潜油泵将油循环，使残留气体逸出。

(5) 防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器:变压器在安装时应进行吊罩或进入检查，彻底清除箱底杂物，油管道、冷却器、潜油泵、净油器安装前应彻底清除并正确安装。

(6) 防止变压器绝缘受伤:变压器在吊检时应防止绝缘受伤，在安装变压器套管时应注意勿使引线扭结，勿过分用力吊拉引线而使引线根部和绕组绝缘损伤，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓，防止在运行中受到电流冲击时发生变形和损坏。

(7) 防止绕组温度过高，绝缘劣化或烧坏:变压器的冷却器故障时，容许的负荷和时间按厂家的规定运行，强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源并能自动切换，信号齐全可靠。

(8) 防止工作电压下的击穿事故:220kv及以上变压器投运时，不宜启动多台冷却器，而应逐台启动，以免发生油流带电，运行中的变压器油色谱出现异常怀疑有放电故障时，应进行局部放电试验以进一步判断。

(9) 防止保护装置误动、拒动:瓦斯保护应安装调整正确，保护电源可靠，某种保护停用时应有相应的措施。变压器发生出口或近区短路时应确保开关正确跳闸，以防短路时间过长损坏变压器。发生过出口、近区短路的变压器或运输冲撞时，应根据具体情况进行绕组状态的测试和检查，有条件时可进行绕组变形测量，以判明变压器中各部件有无变形和损坏。

(10) 预防铁心多点接地和短路故障:吊检时应测试铁心绝缘，如有多点接地应查清并消除，注意检查中罩顶部与铁心上夹件的间隙及穿芯螺栓的绝缘应良好。

(11) 预防套管闪络及爆炸事故:套管应保持清洁，防止污闪和大雨时的闪络。注意油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势。运行中应注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测。

(12) 预防引线事故:安装时应注意检查引线、均压环、木支架、胶木螺钉等部件是否变形、操作是否松动，注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角，防止在运行中发生放电击穿。

(13) 预防分接开关事故:变压器投运前应确认各分接开关的接触电阻合格，要特别注意操动机构指示位置的正确性。

(14) 新投变压器的油中溶解气体色谱试验取样周期应按部颁规程执行，应从实际带电起就纳入色谱监视范围，按实际情况确定取样检测时间间隔，油样应及时进行分析。

(15) 防止变压器火灾事故:应特别注意对套管的质量检查和运行监视，防止运行中发生爆炸喷油。变压器的防火设施应完善。

(16) 新安装的国产互感器，投运前应进行油中溶解气体分析和油中微量水测量。电流互感器要测量主绝缘和末屏对地tgδ和电容量，必要时进行局部放电测量。电磁式电压互感器要测量本体和绝缘支架的tgδ，220kv及以上电容式电压互感器必要时进行局部放电测量，同时还应进行二次绕组绝缘电阻、直流电组测量，并将测试结果与出厂值和标准值进行比较，差别较大时应分析原因，不合格的互感器不得投入运行。

(17) 互感器在安装试验后，投运前应注意检查电流互感器的电容末屏、底座接地，电压互感器高压绕组的*(或n、b)端及底座等接地是否牢固可靠，应直接明显接地，互感器构架应有一处与接地网可靠连接。

(18) 电流互感器的一次引线要保证接触良好，二次引出端子应有防转动措施，防止内部引线扭断。

(19) 为防止串联谐振过电压烧毁电压互感器，在系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带电磁式电压互感器的空母线，如运行方式不能满足要求时，应采取其它预防措施。

(20)为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围，应注意一次端子l1与l2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确，以确保母差保护的正常投入运行。

变压器反事故措施范本：变电站主变压器性反

-.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)潜油泵应采用耐磨性能好的e级轴承，禁止使用无级别轴承。现#1主变轴承转速1450r/min，#2主变轴承转速750r/min，已向有关部门申请更换#1主变轴承，要求轴承转速不大于1000r/min，潜油泵运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗油等异常时，应安排停止检修。

(4)变压器内部故障跳闸后，应切除油泵，避免故障产生的游离碳金属微粒等异物进入变压器非故障部位。

(5)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。

(2)运行中变压器的热点温度不得超过gb/t15164-94《油浸式电力变压器负载导则》限值和特定限值。

(3)变压器的风冷却器每1~2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。

(4)当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过规定电流运行，并加强运行监视。

(5)强迫油循环变压器冷却器冷却器全停时，变压器允许带额定负荷运行20分钟。

(6)定期检查冷却器的风扇叶片应平衡，定期维护保证正常运行，对震动大，磨损严重的风扇电机应进行更换。

5、防止过电压击穿事故

(1)在投切空载变压器时，中性点必须可靠接地

(2)变压器中性点应装设两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定要求

6、防止工作电压下的击穿事故

(1)大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验。

(2)运行中的变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障时，进行局部放电试验。

7、防止保护装置误动/拒动

(1)变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器高/中/低压側设备无保护投入运行。

(2)气体继电器应安装调整正确，定期实验，消除因接点短路等造成的误动因素，如加装防雨罩避免接点受潮误动。

(3)压力释放阀动作信号应接入信号回路，绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。

(4)变压器应装设故障录波器，变压器各侧后备保护应由不同的直流电源供电，防止因故失去直流时，造成后备保护全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。

二.预防铁芯多点接地和短路故障

(1)在检修时应側试铁芯绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。

(2)穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。

(3)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。

三.预防套管事故

(1)定期对套管进行清扫，防止污移闪络和大雨时闪络

(2)定期检查套管油位是或正常，渗漏油应及时处理，防止内部受潮而损坏。

(3)变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。

四、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。

五.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.

六、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。

七.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。

八.防止变压器火灾事故

(1)加强变压器的放火工作，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。

变压器反事故措施范本：预防220kv110 kv 、35kv油浸式变压器电抗器

1总 则

1.1 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。

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

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/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-____ 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(〔____〕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) 随着电网系统容量的增大，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。

3.1.2 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，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，使压力满足要求。现场放置时间超过6个月的变压器应注油保存，并装上储油柜和胶囊，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压力，核查密封状况，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密封良好。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。

3.1.3 停运时间超过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。

3.1.4对于并联电抗器，当油中可燃气体增加，并伴有少量乙炔产生，但乙炔含量趋于稳定时，可区别对待，适当放宽运行限值。但应查明原因，并注意油中含气量的变化。

3.1.5铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中是否有环流，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，例如环流超过300ma又无法消除时，可在接地回路中串入限流电阻作为临时性措施。

3.2 防止变压器组、部件故障

3.2.1套管

(1) 定期对套管进行清扫，防止污秽闪络和大雨时闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套上加装硅橡胶辅助伞裙套(也称增爬裙)或采用涂防污闪涂料等措施。加装增爬裙时应注意固体绝缘界面的粘结质量，并应利用停电机会检查其劣化情况，出现问题及时处理。

(2) 应采用红外测温技术检查运行中套管引出线联板的发热情况、油位和油箱温度分布防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的绝缘事故。

(3) 套管取油样原则上按照制造厂的要求。油纸电容型套管补油应采取真空注油技术。

3.2.2分接开关

(1)分接开关改变分接位置后，必须测量所使用分接的直流电阻及变比，合格后方能投入运行。长期使用的励磁分接开关，即使运行不要求改变分接位置，也应结合变压器停电，每1∽2年主动转动分接开关，防止运行触点接触状态的劣化。

(2) 安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、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。为防止拨叉产生悬浮电位放电，应采取等电位连接措施。

(3) 有载分接开关在安装时及运行中，应按出厂说明书进行调试和定期检查。要特别注意分接引线距离和固定状况、动静触头间的接触情况和操作机构指示位置的正确性。

(4) 结合预试，在测量变压器直流电阻前对有载分接开关进行全程切换。

(5) 应掌握变压器有载分接开关(oltc)带电切换次数。对调压频繁的oltc，为使开关灭弧室中的绝缘油保持良好状态，可考虑装设带电滤油装置。有带电滤油装置的oltc，在带电切换操作后，应自动或手动投入滤油装置。对于长期不切换的oltc，也应每半年启动带电滤油装置。无带电滤油装置的oltc，应结合主变压器小修安排滤油，必要时也可换油。

3.2.3对于装有金属波纹管储油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应及时更换处理。要防止卡涩，保证呼吸顺畅。

3.3 防止继电保护装置误动或拒动

3.3.1提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现的保护拒动。

3.3.2变压器故障时继电保护装置应快速准确动作，后备保护动作时间不应超过变压器所能承受的短路持续时间。为此，要求制造厂提供变压器承受短路能力试验的有关数据。

3.3.3变压器的保护装置必须完善可靠，确因工作需要使保护装置短时停用时，应制定相应的安全防护措施，并于工作完成后立即将变压器保护装置恢复使用。

3.4 防止非电量保护装置误动或拒动

3.4.1非电量保护装置应注意消除因接点短接等造成的误动因素，如接点盒增加防潮措施等。

3.4.2信号装置应齐全可靠。

3.4.3气体继电器、压力释放装置和温度计等非电量保护装置应结合检修(压力释放装置应结合大修)进行校验，避免不合格或未经校验的装置安装在变压器上运行。为减少变压器的停电检修时间，压力释放装置、气体继电器宜备有经校验合格的备品。

3.4.4非电量保护装置的二次回路应结合变压器保护装置的定检工作进行检验，中间继电器、时间继电器、冷却器的控制元件及相关信号元件等也应同时进行。

3.4.5变压器在检修时应将非电量保护退出运行。

3.4.6有条件时，可结合大修将变压器安全气道改换为压力释放装置。

3.5 防止绝缘油劣化

3.5.1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。对新油要加强质量控制，油运抵现场经处理并取样分析合格后，方能注入设备。用户可根据运行经验选用合适的油种。变压器的绝缘油应严格按规程监测含水量、油击穿强度和介质损耗因数等指标。

3.5.2应及时分析运行中变压器的油样，并从变压器投运带电起开始监测绝缘油色谱。取油样应严格按照规程规定，用玻璃注射器进行密封取样。

3.5.3变压器在运行中出现绝缘油介质损耗因数超过规程要求、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。

3.5.4运行年久的变压器应严格控制绝缘油的质量。

4 预防设备事故的运行要求

4.1 运行

4.1.1通过长电缆(或气体绝缘电缆)与gis相连的变压器，为避免因特高频操作过电压(vfto)造成高压线圈首端匝间绝缘损坏事故，除了要求制造厂采取相关措施外(如加大变器入口等值电容等)，运行中应采用“带电冷备用”的运行方式(即断路器分闸后，其母线侧刀闸保持合闸状态运行)，以减少投切空载母线产生vfto的概率。

4.1.2当气体继电器发出轻瓦斯动作讯号时，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，查明原因及时排除。

4.2 巡检

4.2.1注意检查变压器的渗漏情况，防止进水受潮，特别是变压器顶部和容易形成负压区部位(如潜油泵入口及出口法兰处)，以及胶囊等易老化损坏的部件。发现异常及时处理。

4.2.2注意保持套管油位正常，运行人员巡视时应检查记录套管油面情况。若套管油位有异常变动，应结合红外测温、渗油等情况判断套管内漏或是外漏。套管渗漏时应及时处理。

4.2.3应定期检查吸湿器的油封、油位及吸湿器上端密封是否正常，干燥剂应保持干燥、有效。

4.2.4运行中油流继电器指示异常时，注意检查油流继电器档板是否损坏脱落。

4.3 投切

4.3.1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。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。

4.3.2变压器油纸电容套管安装或更换后，套管应静放24h后方可带电。在此过程中，如变压器器身暴露，则变压器的静放时间24h。

5 预防设备在安装、检修、试验过程中发生事故的技术措施

5.1 吊罩(进人)检查

5.1.1除制造厂有特殊规定外，在安装变压器时，应进入油箱检查清扫，必要时应吊罩(芯、盖)检查、清除箱底异物。

5.1.2吊罩(进人)时，除应尽量缩短器身暴露于空气的时间外，还要防止工具、材料等异物遗留在变压器内。进行真空油处理时，要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成金属粉末或异物进入变压器。为防止真空泵停用或发生故障时，真空泵润滑油被吸入变压器本体，真空系统应装设逆止阀或缓冲罐。

5.1.3吊罩(进人)时，应注意检查引线、均压环(球)、木支架、胶木螺钉等是否有变形、损坏或松脱。注意去除裸露引线上的毛刺及尖角，发现引线绝缘有损伤的应予修复。对线端调压的变压器要特别注意检查分接引线的绝缘状况。对高压引出线结构及套管下部的绝缘筒应在制造厂代表指导下安装，并检查各绝缘结构件的位置，校核其绝缘距离及等电位连接线的正确性。

5.1.4吊罩(进人)时，应防止绝缘受伤。安装变压器穿缆式套管应防止引线扭结，不得过分用力吊拉引线。如引线过长或过短应查明原因予以处理。检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。

5.1.5安装时注意检查钟罩顶部与铁心上夹件的间隙，如有碰触，应及时消除。用于运输中临时固定变压器器身的定位装置，安装时应将其脱开。

5.1.6穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁心穿芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁心造成短路。

5.1.7线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁心短路，电屏蔽引线应固定好，防止出现电位悬浮产生放电。

5.1.8在线圈下面水平排列的裸露引线，宜加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。

5.1.9在大电流套管导杆引线两端，都应配有锁母和蝶形弹簧垫圈以防止螺母松动。

5.1.10变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线及导管。

5.1.11为防止抽真空时麦氏真空计的水银进入变压器器身，宜使用数字式或指针式真空计。

5.2 工艺要求

5.2.1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。装设有载分接开关的油箱要与本体油箱连通后同时抽真空，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。

5.2.2装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，要严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入。结合大修或必要时对胶囊和隔膜的完好性进行检查。

5.2.3套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面。并检查端子受力和引线支撑情况，检查外部引线的伸缩节及其热胀冷缩性能。防止套管因过度受力引起的渗漏油。与套管相连接的长引线，当垂直高差较大时要采用引线分水措施。

5.2.4现场进行变压器干燥时，应事先做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。

5.2.5防止因储油柜系统安装不当，造成喷油、出现假油面或使保护装置误动作。

5.2.6变压器安装或更换冷却器时，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。

5.2.7安装或检修中需要更换绝缘件时，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。

5.3 维护和年检

5.3.1因冷却器(散热器)外部脏污、油泵效率下降等原因，使冷却器(散热器)的散热效果降低并导致油温上升时，要适当缩短允许过负荷时间。变压器的风冷却器每1-2年用水或压缩空气进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。

5.3.2运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗漏油等异常时，应安排停运检修。各地应结合设备实际运行情况，合理安排潜油泵的定期检查修理。对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面磨擦。

5.3.3要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器。运行单位应定期检查滤网和更换吸附剂。

5.3.4装有排污阀的储油柜，应结合小修进行排污放水。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。

5.3.5冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度，注意定期维护，保证正常运行。对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。

5.3.6变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修、检查更换。运行15年以上的套管应检查储油柜的密封圈是否脆化龟裂。

5.4 试验

5.4.1局部放电测量

(1)大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器，应进行局部放电测量。

(2) 运行中的变压器油色谱异常、怀疑设备存在放电性故障时，首先应采取多种手段排除受潮、油流带电等其它原因。进行局部放电测量应慎重。

5.4.2变压器出厂时应进行绕组变形试验:包括低电压阻抗试验或频响试验(相间频响特性应具有良好的一致性)，作为变压器的基本数据建档。在交接、大修和出口短路时应开展此项工作，与原始数据比较，并结合油色谱分析和其它常规检查试验项目进行综合分析，对判明绕组有严重变形并逐渐加重的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理。防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。禁止变压器出口短路后，未经检查就盲目投运。

5.4.3对于现有采用螺栓式末屏引出方式的套管，在试验时要注意防止螺杆转动，避免内部末屏引出线扭断。试验结束应及时将末屏恢复接地并检查是否可靠接地，常接地式末屏应用万用表检查，如发现末屏有损坏应及时处理。

5.4.4变压器放油后进行电气试验(如测量绝缘电阻或施加低电压试验)时，应严防因感应高压放电或通电打火而引燃、引爆油纸绝缘物和油箱内聚集的可燃气体。

6 预防壳式变压器事故

6.1 对于在运的变压器，应加强油品管理，定期监测绝缘油的体积电阻率、带电度和变压器泄漏电流，以防绝缘油老化(或油流带电)危害变压器绝缘。油中一旦出现乙炔，即应跟踪分析，必要时可考虑换油处理。

6.2 在对壳式变压器绝缘油的定期色谱监测中，一旦发现放电性故障迹象即应引起高度重视:提高色谱监测频次，同时还要测试油的含气量、带电度和油中硫化铜含量等参数。

7 其它预防设备事故的措施

7.1 在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先采取防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。

7.2 事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油，并有符合要求的防火隔离墙。防止绝缘油进入电缆沟内。室内变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。

7.3 充氮灭火装置应确保不发生误动，否则将引起变压器事故。

7.4 变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定要求。

7.5 变压器应采用氧化锌避雷器保护。

变压器反事故措施范本：防止大型变压器损坏

1防止变压器绝缘损坏事故

1.1 运行中的变压器应检查和部位渗油现象， 变压器本体无积水，以防止水分和空气进入变压器引起变压器绝缘损坏

1.2 变压器的呼吸器的油封应保持一定油位并保持畅通，干燥剂保持干燥，保证吸湿效果良好

1.3 定期检查保证变压器的防爆膜、安全释压阀完好，防止与空气直接连通，造成变压器的油中水份含量增大，使油的绝缘性能变坏。

1.4 在给变压器补油时，应注意储油柜中的油质合格，防止补油而引起油质恶化，并且禁止由变压器的底部给油箱补油，防止空气和油箱底部杂质进入变压器身中，特别是防止金属杂质进入变压器内部。

1.5 当轻瓦斯保护动作后发出讯号时，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱分析，查明原因，及时排除。

1.6 运行中的变压器轻瓦斯保护，应当可靠地投入，不允许将无保护的变压器投入运行，如工作需要将保护短时停用，则应有措施，事后应立即恢复

1.7 要对变压器绕组温度、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，争取做到及时发现变压器内部的潜在故障

1.8 对油流指示器指示位置要仔细检查，一旦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行

1.9 经常检查变压器的避雷器动作记录器，并做好动作次数记录，发现避雷器动作后，应设法停运变压器并进行检查

1.10 对变压器本体油样孔螺栓要重点检查，防止检修人员取样后未紧固造成漏油

1.11 变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中产生游离、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。

1.12 防止变压器的线圈温度过高，绝缘恶化和烧坏。合理控制运行中的顶层油温温升。特别是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迅速控制负荷，油温温升保持在规定范围内，否则变压器降负荷运行。在变压器过负荷运行期间，也必须严密监视其油温温升在规定值以内，并尽量压缩负荷，减少过负荷运行的时间，防止长期高温运行引起绝缘的加速老化。

2 防止变压器损坏事故

2.1 定期对变压器引线接头进行测温，防止接触不良造成过热。

2.2 定期对变压器冷却风扇进行检查，定期对变压器的绝缘油的色谱分析和化学监督，保证变压器的油质良好。

2.3 经常检查变压器的中性点接地情况，防止变压器过电压击穿事故的发生。

2.4 经常检查变压器的套管清干净、无裂纹，防止变压器的套管闪络。

2.5 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时间停用时，应有相应的措施，事后立即恢复。

2.6 发生过出口或近区短路的变压器，必须在进行必要的电气试验和检查，以判明变压器中各部件无变形和损坏。

2.7 加强对充油套管油位的检查，如发现充油套管中缺油时，应查找原因并进行补油，对有渗漏油的套管应及时处理。

2.8 加强变压器的防火工作，完善变压器的消防设施。

变压器反事故措施范本：变压器着火事故专项

1 事故类型和危害程度分析

电厂拥有4台主变压器、1台高压备用变压器、4台厂用变压器、2台输煤变压器、2台除灰变压器、1台化学变压器、1台公用变压器和1台低压备用变压器。其中主变和高备变是油浸风冷变压器，其他为干式变压器。一旦变压器着火，将严重影响电厂的正常生产，不仅会导致电厂大面积停电，甚至还会危及工作人员的人身安全。

2 应急处置基本原则

按照“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，坚持防御与救援相结合的原则，以事故的预测、预防为基础，以对事故过程处理的快捷、准确为核心，以全力保证人身、供热、电网和设备安全为目标，以建立事故的长效管埋和应急处理机制为根本，以提高快速反应和应急处理能力，将事故造成的损失和影响降低到最低程度为基本原则。

3 组织机构及职责

3.1 应急组织体系

应急组织体系见图22—1。

图22—1 变压器着火事故应急组织体系图

3.2 指挥机构及职责

3.2.1 现场应急指挥部

组 长:厂长

副组长:副厂长、副书记

职 责:发生变压器着火事故后，现场应急指挥部全面组织开展事故应急工作。

现场应急指挥部下设办公室:

主 任:副厂长

成 员:各处室领导

职 责:负责沟通情况和汇总信息，并及时向电厂应急指挥部或电厂领导汇报。

3.2.2 现场设备隔离组

组长:运行分场副主任

成员:当班运行值长、各专业班组长(单元长)

职责:熟悉变压器着火事故应急预案的内容以及所对应的相关设备、系统;应急预案启动时迅速、准确隔离变压器着火事故所涉设备、系统和其动力源。

3.2.3 引导疏散组

组长:生产设备处处长

成员:生产设备处各专业工程师

职责:熟悉变压器着火事故应急预案的内容以及所涉位置相关道路和周边环境情况;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，接受指令;根据事故现场人员分布情况，开辟安全疏散通道，组织疏散人员至安全地点。

3.2.4 安全保卫警戒组

组长:生产设备处负责安全管理的处长

成员:电厂安全监察、消防专干、运行分场安全员

职责:熟悉变压器着火事故应急预案的内容以及所涉位置相关道路和周边环境情况;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，接受指令，疏通事故现场通道，设立警戒区域，禁止无关人员进入事故现场;统计进入事故现场施救人员人数，采集事故现场信息、辨识事故现场可能出现的次生事故源，及时向事故应急现场指挥部报告。

3.2.5 现场施救组

组长:运行分场主任

成员:值长、专工、义务消防队员等

职责:熟悉变压器着火事故应急预案的内容以及各类设备故障的施救方法、所涉位置水源、消防器材、通道等情况;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，听从指挥，不盲目行动，有序展开施救行动。

3.2.6 救护后勤保障组

组长:综合办公室主任

成员:总务员、保洁班班长、工资员、打字员等

职责:熟悉变压器着火事故应急预案的内容以及应急后备物资的存放地点;应急预案启动时迅速向事故应急现场指挥部集结，设立现场临时救护站，置备应急车辆，联络专业救治资源，开辟人员救治绿色通道;记录事故应急现场指挥部下达的指令和过程。

3.2.7 应急值班室

电厂设立变压器着火事故应急值班室，值班地点为主控室，实行24小时不间断值班。

4 预防与预警

4.1 危险源监控

严格执行《中华人民共和国安全生产法》、《辽宁省安全生产条例》、《二十五项反事故措施》、《电力工业技术管埋法规》、《电气设备装置规范》、《火力发电厂与变电所设计防火规范》(gb50229-1996)、《电力安全工作规程(发电厂与变电所部分)》、集团公司《消防管理标准》、**热电厂《电气运行操作规程》等规定，并按照要求检查、整改，不断完善电厂管理制度。

4.1.1 变压器的运行技术管理

(1)按照变压器正常运行时的最高允许负荷，以及允许过负荷电流和过负荷时间控制标准进行运行管理。

(2)建立健全电变压器维护、检查制度。

(3)建立变压器的预防性试验制度，按规定进行预防性试验，并加强变压器的试验记录管理。

(4)完善变压器的火灾报警系统，加强系统维护，保证系统的正常运行。

4.1.2 变压器的运行监视

(1)变压器运行时的温度监视:定期开展变压器的红外线测温检测工作，重点对变压器接头处进行监测，尤其在高温、大负荷期间加强检测，发观问题及时处理

(2)变压器运行负荷监视:生产运行人员应加强变压器负荷监视，如发现超参运行时，应立即向班长和值长报告，并采取必要措施。

4.1.3 变压器检查实行定期巡回检查制度

严格落实电厂《巡回检查制度》，加强变压器外观、油温、电流、电压、负荷、温度、冷却通风装置、油枕、套管、瓦斯继电器等检查，并进行认真记录。发现问题立即汇报，并采取有效的防范措施。

4.2 预警行动

4.2.1 预警

电厂内任何变压器的异常运行均作为本预案的预警条件，发观人应立即向运行电气班长和值长报告。如果变压器着火，应就近拨打厂内火警和119报警。

事故报警要点:事故地点、火势情况、燃烧物和大约数量、火灾现场人员受困情况、报警人姓名及电话号码。

4.2.2 接警

运行当班值长在接到报警后，应立即发出“现场危险”警告，并向应急指挥部或应急办公室报告。

倘若变压器事故发生在夜间或休息日，运行当班值长还应立即向厂部值班室报告。

接警的事故现场应急指挥部成员应赶赴事故现场，辨析事故情况决定启动何级应急预案，并通知召集各应急小组进行应急准备。

接警的夜间或休息日厂部值班人员应立即召集厂内其他值班人员，赶赴事故现场，协同运行当班值长进行应急处置。

5 信息报告程序

电厂发生变压器事故时，根据国家有关法律法规规定必须向**市安全生产监督管理局、**市电业局等主管部门报告的，电厂应当及时报告。

应急值班室值班人员接到变压器事故报告后，应当立即向应急指挥部办公室负责人或电厂主管领导报告，并做好记录。

接到发生变压器事故的报告后，根据应急指挥部指示，电厂各处室应当立即组织有关人员对报告事项调查核实、确证，并及时向应急指挥部报告情况。

一旦出现事故报告且经查实，要立即向集团公司进行上报，且对事故可能涉及的生产区域以及周边的人员进行紧急通报，说明事故性质、采取的防护措施以及疏散撤离方案。

6 应急处置

6.1 响应分级

按照变压器着火事故的可控性、严重程度和影响范围，应急响应级别原则上分为ⅰ、ⅱ、ⅲ、ⅳ级响应。

(1)出现下列情况之一启动ⅰ级响应

造成30人以上死亡(含失踪)，或危及30人以上生命安全，或100人以上中毒(重伤)，或者直接经济损失1亿元以上，造成厂区发电、供热系统完全瘫痪，且火灾扑救超出电厂自身应急处置能力的变压器着火事故。

(2)出现下列情况之一启动ⅱ级响应

造成10人以上、30人以下死亡(含失踪)，或危及10人以上、30人以下生命安全，或者50人以上、100人以下中毒(重伤)，或者造成重点区域大面积供电供热停止，直接经济损失5000万元以上、1亿元以下，且火灾扑救超出企业自身应急处置能力的变压器着火事故。

(3)出现下列情况之一启动ⅲ级响应

造成3人以上、10人以下死亡(含失踪)，或危及10人以上、30人以下生产安全，或者30人以上、50人以下中毒(重伤)，或者直接经济损失较大的且火灾扑救超出企业自身应急处置能力的变压器着火事故。

(4)发生或者可能发生一般事故时启动ⅳ级响应。

6.2 响应程序

电厂变压器着火时由现场指挥部指挥救援，并通过固定电话、移动电话、传真等上报集团公司应急指挥部。根据事故的严重程度，决定启动相应级的响应。制定灭火方案，并安排、联系相关消防队配备防毒面具和防护服进行救援灭火。

变压器着火应急管理机构必须备有电气系统图和变压器着火应急处理流程图。

根据现场位置和情况，以保人身、保供热、保电网、保设备为原则，决定停电的范围，采取措施切断着火部位电源。在切断电缆电源时，因小部位的电源可能末切除，消防人员在迸人电缆沟时应与电缆架保持一定距离，预防触电。

6.3 处置措施

6.3.1 事故报警和初期处置

变压器着火事故发生时，发现人一旦发现火情，事故现场设有火灾报警装置或固定灭火装置的，应立即启动报警、固定灭火装置，并临近拨打火灾报警电话和向值长报告。根据火情进行灭火扑救或采取控制火势的措施;当火势猛烈，当事人势单力薄，危及人身安全可紧急避险。

值长接到变压器着火事故报警后，应立即组织人员对火灾所涉设备、系统迅速、准确隔离，并切断相关动力源;组织人力启用事故现场消防设施，尽力扑灭初起火灾;当火势扩大，可能殃及人员集中区域，除留守必要人员以外，组织其他人员撤离疏散至安全区域并派员引领人员至火灾现场。

变压器着火的处理原则:

1、首先断开电源(一、二次开关及刀闸)，停用风扇和迅速灭火并将备用变压器投入运行。

2、若油溢在变压器上盖着火，应立即打开事故油门，使油面低于外壳损伤部位，最好向外壳喷水。

3、若内部故障引起着火，则不能放油，以防变压器发生爆炸。

6.3.2 火灾事故的应急展开

事故现场应急指挥部在接到火灾报警后，应立即赶赴事故现场;临近设立指挥场所，设立明显标志，宣布启动火灾事故地点的相应专项应急预案，组织指挥协调各应急小组的应急行动。

各应急小组接到启动应急预案命令后，应立即向事故现场应急指挥部集结、报到，并统计人数;有条件的应让人员佩戴明显的识别标志。

事故应急现场指挥部到达事故现场后，应根据火灾现场火势、人员受困、设备、物资情况，下达疏散人员、灭火施救、转移物资等指令，有组织地指挥各应急小组展开行动。

火灾事故中如伴有或次生人身伤亡等事故，事故应急现场指挥部应及时启动相应的专项应急预案。

火灾事故应急中，根据火势、人身伤亡等情况及时请求电厂所在地消防、医疗、民防等专业机构增援，为帮助实施行动提供专业支持。

灭火后，应立即组织进行事故现场的隔离和保护并进行厂房抽排风，确保人员恢复生产中的安全。

制定恢复试验方案，先逐步恢复末受损坏的部分设备，尽快恢复生产。

以全部主设备恢复正常运行为结束点，变压器着火应急工作任务完成后，由应急指挥部下达解除应急状态的命令。

7 应急保障

根据集团公司物资管理规定，可以采取物资联储等方式对事故备件进行储备，保证在事故情况下能够在最短时间内提供事故备件。

7.1 通信与信息保障

应急中使用的对讲机频道、有关人员的电话号码见后附表格。

7.2 应急队伍及装备保障

应急队伍包括专业技术人员、值班人员、义务消防队员及外部救援部门人员。应急装备包括正压式空气呼吸器、防毒面具、防尘面具、对讲机、水带、防噪耳罩等。