某110kv长照线事故跳闸应急处理预案（优选5篇）

某110kv长照线事故跳闸应急处理预案

1系统简介

目前，照口水电厂110kv长照线是照口水电厂与系统连接的唯一输电线路;峡阳水电厂经110kv照峡线与照口电厂110kv母线连接，所送电能经110kv照峡线、照口水电厂110kv母线及110kv长照线送入系统。当长照线因某种原因(线路故障、断路器误动等) 造成两侧或单侧断路器跳闸，照口、峡阳两个水电厂与系统解列形成小系统运行。此时，根据两个水电厂的机组出力情况不同，可能造成小系统的过频、过压有所不同，两个水电厂的机组出力越大，小系统的过频、过压越严重。特别是长照线对侧134断路器跳闸，本侧162断路器未跳，此时造成小系统的过压情况优为严重，将直接危及两个水电厂设备的安全稳定运行。为此，当110kv长照线两侧或单侧断路器跳闸时，为了尽快处理事故，尽可能避免或减少此类事故造成的损失，确保两个水电厂设备的安全稳定运行，特制定本事故处理预案，请各班组(值)认真组织学习和演练，在学习和演练过程中，有何意见或建议请及时与部门联系。

2事故时可能出现的主要现象:

2.1 110kv长照线断路器跳闸变位，线路有功、电流接近为零，无功可能出现少量负值，有关保护、信号动作报警。

2.2 110kv及10kv母线频率、电压异常升高，随后母线频率、电压可能出现振荡现象。

2.3 机组有关保护、信号动作报警，有功、无功、电流突降，频率、电压异常升高，随后机组有关模拟量(如功率、电流、电压和频率等)可能出现振荡现象。

3 事故处理原则:

3.1尽快限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁。

3.2按照《照口水电厂黑启动保厂用电方案》要求尽快恢复厂用电，确保厂用电正常运行。

3.3采取一切可能的办法，保持对用户的正常供电。

3.4认真做好有关事故现象、检查、操作等记录，并尽快恢复系统的正常运行方式，尽早对已停电的用户恢复供电。

4事故处理要点:

4.1密切监视110kv系统电压、频率。当出现过频、过压时，应立即手动断开长照线断路器(161、162断路器)，并及时调整运行机组负荷，确保小系统频率、电压在允许范围内运行。

4.2当小系统发生振荡时:

(1)若为照口、峡阳两个水电厂形成小系统发生振荡且无法调整控制时，应手动断开照峡线163断路器，将两个电厂解列运行，确保本站机电设备安全稳定运行。

(2)若为照口水电厂机电设备形成独立小系统发生振荡且无法调整控制时，应维持一台机组正常运行保厂用电，其他机组应手动断开出口断路器，与系统解列运行，确保本站机电设备安全稳定运行。

4.3密切监视厂用电运行情况，及时调整机组运行状况，确保厂用电正常运行。当发生厂用电消失时，应严格按照《照口水电厂黑启动保厂用电方案》要求尽快恢复厂用电正常运行。

4.4密切监视已解列机组的运行状况，已解列机组若在停机过程应注意监视停机过程是否正常，发现异常应及时采取手动操作等有效措施进行紧急停机处理;已解列机组若在空载状态下正常运行，应注意维持机组在空载状态运行，以确保机组随时准备并入系统运行。

4.5设备事故处理操作后，应及时向设备调度管辖单位调度员汇报设备事故现象、操作情况及操作后的设备运行状况。并及时向公司、部门领导汇报，以便公司、部门领导安排人员到现场协助事故处理。

4.6设备事故处理后，在恢复设备正常运行操作时，应严格按照调度令、调度规程及设备运行规程等有关规定进行操作，确保人身、设备安全。

4.7设备事故处理过程应认真做好事故现象(潮流变化、保护动作、信号报警、断路器跳闸等)、倒闸操作等有关记录，并认真组织分析，总结经验教训，举一反三，确保人身、设备安全。同时将有关记录资料报部门备案。

某110kv长照线事故跳闸应急处理预案：预防110（35）kv避雷器

1 总则

1.1 为预防避雷器设备事故发生，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 本本措施针对金属氧化物避雷器、碳化硅阀式避雷器设备在运行中容易导致典型、频繁出现的事故(障碍)等提出了具体的预防措施。

1.4 本措施适用于中电投某风电场110(35)kv金属氧化物避雷器以及110kv碳化硅阀式避雷器。

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:

gb 2900.12-1989 电工名词术语 避雷器

gb 11032-2000 交流无间隙金属氧化物避雷器

dl/t 804-____ 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则

变电站管理规范(试行)(国家电网生[____]387号)

电力生产设备评估管理办法(生产输电[____]95号)

110(66)kv~750kv避雷器技术规范(国家电网生[____]634号)

1预防避雷器事故的管理规定

3.1 选型、订货、监造及验收的管理

由于选型不当、避雷器制造工艺不良、材料性能不佳及结构设计不合理所导致事故在避雷器事故中所占比例最大，因此正确选择使用避雷器、提高入网运行避雷器的质量，对于防止避雷器设备事故的发生具有极其重要的作用。

3.1.1 避雷器的选型

避雷器选择需要综合考虑系统数据、运行条件、避雷器负载、避雷器特性、其它设备和安装、特殊的异常条件等因素。设计者应根据这些因素，严格的依据《避雷器技术标准》，合理的选用避雷器。

3.1.2 避雷器的订货

避雷器的订货应本着公开、公平、公正的原则，严格的实行招投标制度。招标方应根据避雷器的选型结果，科学、严谨的制定出作为招标文件及订货合同组成部分的技术规范文件。避雷器的投标方应是经最新版本国家质量体系认证标准认证的正规制造厂或是经满足上述条件的制造厂正式授权的代理者。投标方同时应具有所参与招标避雷器的鉴定证书、型式试验报告。所参与招标的避雷器必须是具有至少1年运行经验且未发生过由于避雷器设计、制造缺陷造成事故的成熟产品。若招标方制定的技术规范文件所使用的技术标准与投标方所执行的标准不一致时，必须按较高标准执行。制造厂在根据用户的技术规范文件的要求生产用户订购的避雷器过程中必须严格执行有关标准，避雷器制造所需的原材料及配件必须是经过严格检验的合格产品。

3.1.3 避雷器的监造

用户可根据需要对避雷器的制造过程进行驻厂监督。对于经特殊设计或具有特殊用途的避雷器的制造及(或)试验过程，用户应安排有经验的技术人员进行设备监造。

3.1.4 避雷器的验收

所有避雷器到货后必须立即组织验收工作，验收工作应按有关规范要求执行。此外也可在避雷器出厂前即开始验收。出厂前的验收工作可通过避雷器的验收试验进行。经特殊设计或特殊用途的避雷器的验收必须在出厂前即开始进行。

3.2 避雷器的基建安装及验收管理

避雷器安装前应对照包装清单检查备品附件是否缺少或损坏，检查避雷器的外观和铭牌是否缺少或损坏，特别应检查铭牌参数与所需安装的避雷器是否一致，避雷器铭牌缺失时不得进行安装。

安装工作必须依据gbj147的要求严格按照工程设计图纸文件及避雷器的安装使用说明书进行。

安装过程中，对工程设计图存在疑问时应及时与设计方协商，不得擅自更改。存在技术问题时，应与制造厂联系派技术人员协助指导。当避雷器安装中需要吊装时，必须采取有效措施防止瓷套受损及避雷器侧倒坠落。安装时还应注意防止压力释放板被扎破或碰伤。避雷器各连接部位必须紧固可靠，使用螺栓必须与螺孔尺寸相配套且具有良好的防锈蚀性能。

避雷器在安装过程中及安装完成后都应认真进行验收。安装完成后，安装单位还应向运行单位提交有关资料。验收工作必须应有运行单位的运行人员参加。具体要求见《避雷器运行管理规范》的第三章。

3.3 避雷器正常运行时的管理

正常运行的避雷器应定期进行巡视，设备停运后应及时进行检查维护，还应按周期或规定的时间对避雷器进行停电测试和带电检测。运行人员应做好设备的巡视记录，发现缺陷时应及时汇报并详细记入设备缺陷记录。对设备进行缺陷处理后，不论缺陷是否消除都应在设备的缺陷处理及缺陷消除记录中详细记载。试验人员应及时出具试验报告，发现缺陷时应及时汇报并详细记入设备缺陷记录。当系统参数及运行环境发生重大变化时应根据变化情况对避雷器进行校核，对于不满足运行条件的避雷器应进行更换或做相应的处理。具体要求见《避雷器运行管理规范》的第四章、第五章。

3.4 避雷器设备的缺陷管理

根据避雷器缺陷的危险程度，可以将避雷器的缺陷分为一般缺陷、严重缺陷、紧急缺陷等三种类型。运行单位应做好异常及缺陷记录并根据缺陷的危险程度及系统的运行情况分别采取特殊巡视、检修、设备更换等措施防止事故的发生。具体要求见《避雷器运行管理规范》的第六章。

3.5 避雷器设备的事故管理

运行单位在接到避雷器事故报告后应按照避雷器设备故障处理预案(见《避雷器运行管理规范》第七章)的程序，在迅速组织抢修和事故的初步调查的同时向上级主管单位的安全、生产管理及技术监督部门报告。运行单位还应立即将设备档案封存，以备事故调查。调度部门在事故发生后应合理安排系统运行方式，尽可能将因避雷器事故造成的损失降至最小，同时给事故的调查和抢修工作留出必要的时间。

风电场内安装的避雷器发生事故后，应根据事故类型对所内与事故避雷器有直接电气联系设备，如主变压器、tv、断路器及ta进行试验检查，还应对非故障相避雷器进行检查。对于发生事故的避雷器，能够修复的应尽快组织修复并经试验合格后继续投入运行。如已无法修复的，则应尽快组织相同型号的试验合格的备品进行更换。如无合适备品，运行单位应尽快根据避雷器的选型、订货要求重新购买并安装。如所使用的备品不能完全满足长期安全运行的所有条件时，则也应尽快根据避雷器的选型、订货要求重新购置。

运行单位在组织抢修的同时应配合上级主管单位组织的安全、生产管理部门及技术监督部门开展事故调查。必要时，避雷器制造厂也应参与事故的调查。

事故调查结束后，应出具详尽、严谨的事故分析报告。此外，若事故的原因是由于选型不当所致，则应检查同一风电场或线路上的其它避雷器是否满足运行条件，同时还应向原工程设计单位反馈，以便吸取经验、改进设计;若事故的原因是运行维护或操作不当所致，运行部门应积极进行整改;若避雷器事故是由于产品设计或制造缺陷所致，则运行单位应按照有关规定与制造厂家进行交涉。

2预防避雷器事故的技术措施

4.1 设备选型时，应对避雷器安装处的各种正常、异常工况进行充分考虑，按避雷器选择的一般程序(见《避雷器技术标准》第五章)进行选型。以防止由于设备选型不当，参数与实际运行条件不符，造成避雷器爆炸或内部电阻片击穿事故、避雷器断裂事故及避雷器的污闪事故。新建项目应选用金属氧化物避雷器，在运碳化硅阀式避雷器应逐步淘汰。

4.2 设备订货时，应要求制造厂提供准备用于生产所购避雷器密封材料、绝缘外套、压力释放板等的试验报告及合格证书。对所购避雷器进行监造时，应要求制造厂对密封材料进行抽检试验;例行试验或验收试验中应特别关注密封性能的试验。系统标称电压110kv及以上等级的充sf6避雷器应装设气体压力表，同时交接时应进行密封性能试验。运行满15年的避雷器，应进行特殊巡视，运行中应重点跟踪泄漏电流的变化，停运后应重点检查压力释放板是否有破损。以防止避雷器设备运行中受潮发生爆炸、内部电阻片击穿或闪络。

4.3 所购避雷器进行监造时，例行试验或验收试验中应特别关注局部放电试验。必要时，金属氧化物避雷器在到货后，安装前应进行局部放电试验。以防止避雷器设备内部混入杂物，而发生爆炸。同时也可防止内部放电造成的电阻片老化。

4.4 避雷器设备安装或检修工作完成后、设备停运时，应对各部位的连接进行认真检查;采用螺丝连接时，必须使用弹簧垫片;系统标称电压110kv及以上避雷器的引流线接线板严禁使用铜铝过渡。以防止引线、均压环脱落故障及避雷器倒塌事故的发生。

4.5 检修人员不得攀爬避雷器设备，以防避雷器绝缘外套出现裂纹或发生避雷器断裂伤人。

4.6 避雷器绝缘外套表面脏污时应及时清扫。运行于ⅱ级及以上污区的瓷绝缘外套避雷器，宜涂刷rtv涂料，但严禁加装防污伞裙。防止避雷器发生污闪或由于表面脏污、防污伞裙造成的表面电位分布畸变导致内部电阻片的局部损伤。

4.7 中性点有效接地系统中，中性点不接地的变压器，在操作过程中，应先将变压器中性点临时接地。以防止中性点避雷器发生爆炸或热崩溃。

4.8 在避雷器的带电测试工作中，应采取有效的措施防止tv二次短路。

某110kv长照线事故跳闸应急处理预案：预防110(35)kv互感器

1 总 则

1.1 为预防互感器事故发生，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、行业和国际有关标准、规程和规范并结合设备现场运行和检修经验制定。

1.3 本措施针对互感器在运行中容易发生的频繁性故障，提出了具体预防措施。主要包括防渗漏、防受潮、防污闪、防震和防外力破坏等内容。

1.4 本措施适用于中电投某风电场的110(35)kv电压等级互感器的预防事故措施。

2 引用标准

以下为本措施所引用及应遵循的标准、规程、规范和导则，但不仅限于此。

gb311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合

gb/t16927-1997 高电压试验技术

gb1207-1997 电压互感器

gb1208-1997 电流互感器

gb/t4703-____ 电容式电压互感器

gb/t4705-1992 耦合电容器及电容分压器

gb/t7354-1987 局部放电测量

gb/t7252-____ 变压器油中溶解气体分析和判断导则

gb2536-1990 变压器油

gb/t7595-2000 运行中变压器油质量标准

gb/t11023-1989 高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法

gb/t14542-1993 运行中变压器油维护管理导则

gb/t8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则

gbj148-1990 电气装置安装工程 电力变压器油浸电抗器互感器施工及验收规范

gb50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准

dl/t596-1996 电力设备预防性试验规程

dl/t726-2000 电力用电压互感器定货条件

jb/t5356-1991 电流互感器试验导则

jb/t5357-1991 电压互感器试验导则

dl/t727-2000 互感器运行检修导则

sd306-1989 六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)

jb/t7068-____ 互感器用金属膨胀器

3 预防电压互感器事故措施

3.1 新安装和大修后电压互感器的投运

3.1.1电压互感器投运前应做好检查和试验，其试验结果应与出厂值一致，差别较大时应分析并查明原因。不合格的电压互感器不得投入运行。

3.1.2新安装和大修后的电压互感器，投运前应仔细检查密封状况。油浸式电压互感器不应有渗漏油现象，并调整油面在相应位置，使之在最低环境温度时仍有指示。有渗漏油问题的电压互感器不得投运。

3.1.3电压互感器在投运前应注意检查各部位接地是否牢固可靠，电磁式电压互感器高压绕组的接地端(*或n)接地、电容式电压互感器的电容分压器部分的低压端子(δ或n)的接地及互感器底座的接地等，严防出现内部悬空的假接地现象。电压互感器安装用构架则应有两处与接地网可靠连接。

3.1.4交接试验和投运前，针对有疑问的油浸式电压互感器应进行90℃油介质损耗因数测量、油中溶解气体分析和微水含量分析;电磁式电压互感器要分别测量整体和绝缘支架的介质损耗因数。

3.1.5电磁式电压互感器在交接试验时和更换绕组后，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%。

3.1.6电容式电压互感器在投运前，其中间变压器应进行各绕组绝缘试验和空载试验(由于产品结构原因现场无法拆开时除外)。

3.1.7已安装好的电压互感器，若未带电运行，在投运前应按预试规程规定周期进行预试和检查，测试数据与上次试验对比应无明显差别。

3.2 电压互感器检修与改造

3.2.1油浸式电压互感器检修时应注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空注油。绝缘油应经真空脱气处理。注油工艺、真空度、抽真空时间、注油速度等应按“互感器运行检修导则”规定进行。应从电压互感器上部注油(带有专用取注油阀的除外)，避免底部注油带入气泡。

3.2.3老型带隔膜式及气垫式储油柜的电压互感器，宜加装金属膨胀器进行密封改造。密封改造前应对电压互感器进行试验，属绝缘性能有问题的老旧互感器，则退出运行不再进行改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的电压互感器应在每年预防性试验或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。对隔膜上有积水的电压互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的电压互感器应退出运行。

3.3 对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，要经常检查硅橡胶表面有无放电现象，如有应及时处理。

3.4 对运行中渗漏油的电压互感器，应根据情况限期处理。油浸式电压互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。根据电压互感器具体结构，必要时进行油样分析。对油中含水量增大或异常升高的电压互感器要加强监视或进行油处理。

3.5 应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的电压互感器;对介质损耗因数上升或怀疑存在缺陷的电压互感器，应缩短试验周期，进行跟踪检查和分析，以查明原因。全密封型电压互感器，当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;如监测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理。当发现油中乙炔大于1l/l时，应引起注意，必要时进行全面的检查和分析。

3.6 运行中电压互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，表明内部故障，应立即退出运行。当电压互感器二次电压异常变化时，应迅速查明原因(如电容式电压互感器可能发生自身铁磁谐振，电磁式电压互感器可能发生内部绝缘故障等)，并及时处理。

3.7 为防止铁磁谐振过电压烧毁电磁式电压互感器，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，应做好事故预想再进行操作。当在操作过程中，发生电压互感器谐振时，可投入一台主变压器或一条线路于互感器所在母线，破坏谐振条件达到消除谐振。

3.8 为防止电容式电压互感器故障，应注意对电磁单元进行认真检查，如发现阻尼器未接入时，互感器不得投入运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当测试电磁单元对地绝缘电阻时，应注意内接避雷器对绝缘电阻的影响。当采用电磁单元作为电源来测量电容分压器c1和c2的电容量和介质损耗因数时，应按制造厂说明书规定进行，一般控制中压端子对地电压不超过2.5kv，以保证安全。测量c2时应防止补偿电抗器两端的限压元件损坏，对c2电容量大的产品应适当降低试验电压。

3.9 积极开展电压互感器红外测温等带电监测工作，及时发现运行中互感器的缺陷，以减少事故发生。型号规格相同的电压致热型设备，可根据其对应点温升值的差异来判断设备是否正常。电压致热型设备的缺陷宜用允许温升或同类允许温差的判断依据确定。一般情况下，当同类温差明显时，应考虑互感器存在内部缺陷。

4 预防电流互感器事故措施

4.1 新安装和大修后电流互感器的投运

4.1.1电流互感器投运前，应做好检查和试验，其结果应与出厂值一致，差别较大时应分析原因。不合格的电流互感器不得投入运行。

4.1.2新安装和大修的电流互感器，投运前应仔细检查密封状况，油浸式电流互感器不应有渗漏现象，并使油面在相应位置，使之在最低环境温度下仍有油位指示。有渗漏油问题的电流互感器不得投运。

4.1.3电流互感器在投运前应注意检查各部门接地是否牢固可靠，如电流互感器末屏应可靠接地，严防出现内部悬空的假接地现象。

4.1.4交接试验和投运前，针对有疑问的油浸式电流互感器进行90℃时油的介质损耗因数测量和油中溶解气体分析和微水分析;要测查电流互感器主屏-对地;末屏-对地的介质损耗因数和电容量。

4.1.5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。其电气联结应接触良好，防止过热性故障。检查膨胀器外罩等电位联结是否可靠，防止出现电位悬浮。电流互感器的二次引线端子和末屏引出小套管应有防转动措施，以防内部引线扭断。

4.1.6安装好的电流互感器若未带电运行，超过6个月以上时间，在投运时应按预防性试验规程要求重新试验，测试数据与上次试验对比应无明显差别。

4.2 电流互感器检修与改造

4.2.1 110(66)kv电流互感器，如有条件应按 “互感器运行检修导则”或制造厂规定进行。

4.2.2注入电流互感器中的油应经真空脱气处理，真空度及抽真空时间，注油速度等应按制造厂规定进行。应从电流互感器上部进油，避免底部注油带入空气。

4.3 对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，要经常检查硅橡胶表面，如发现有放电现象应及时处理和更换。

4.4 对运行中渗漏的电流互感器，应根据情况及时处理。油浸式电流互感器有严重漏油时应立即停止运行。膨胀器渗漏及时更换膨胀器，本体渗漏应及时更换。对于油中含水量大于10μl/l的电流互感器要加强监视或进行油处理。

4.5 确认有严重缺陷的电流互感器，应及时处理或更换;对油中有乙炔或介质损耗因数上升和电容变化或怀疑绝缘有缺陷的电流互感器，应缩短试验周期进行跟踪分析并进行油的介质损耗因数测试，必要时进行高电压下的本体介质损耗因数和局部放电测量，查明原因。必要时可提高局部放电测量电压。

4.6 全密封电流互感器，当油中气体仅出现h2气单值超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，如产气速率增长较快，应加强监视;如监测数据稳定，则属非故障超标，可考虑将油脱气处理。当油中乙炔超过1l/l时应引起注意，进行全面检测和分析。

4.7 运行中电流互感器的膨胀器异常，可能存在内部故障，应立即退出运行。

4.8 根据电网发展情况，应在实际运行的电流比条件下，验算电流互感器动热稳定电流和额定连续热电流是否满足要求，若所在变电站短路电流超过电流互感器铭牌规定值应及时变换电流比或更换电流互感器。对额定连续热电流有怀疑时应将二次绕组短路进行温升试验，不合要求时应更换电流互感器。

5 预防sf6气体绝缘电流互感器事故措施

5.1 sf6气体绝缘电流互感器的安装

5.1.1安装时密封检查合格后方可对电流互感器充sf6气体至额定压力(0.39mpa~0.4mpa)，放置1h后进行sf6气体微水测量和老练试验。

5.1.2老练试验程序

加1.1倍设备额定相对地电流10min，然后下降至0。

施加1.0倍设备额定相对地电流5min，接着升至1.73倍额定相对地电流3min，然后下降至0。

5.1.3老练试验后应进行工频耐压，所加试验电压值为出厂试验值的90%。

5.1.4进行老练试验和工频耐压试验后必要时应进行局部放电测量。

5.1.5投运前应进行sf6气体泄漏试验和含水量测定。

5.2 运行维护要求

5.2.1运行中应巡视检查气体密度，互感器年漏气率应小于1%。

5.2.2若压力表偏出绿色正常压力区(表压小于0.35mpa)时，应引起注意，并及时按制造厂规定停电补充合格sf6新气(补气速度为0.1mpa/h)。

5.2.3要特别注意充气管路的除潮、干燥，以防止充气24h后检测到的气体含水量超标。

5.2.4当气压接近闭锁压力，应停止运行，检查防爆片有否微量泄漏，并通知制造厂及时处理。

5.2.5补气较多时(在小于0.2mpa补气)，应进行工频耐压试验，(试验电压为出厂值80-90%)。

5.2.6运行中，sf6气体含水量异常增大，应尽快查明原因。

6 预防互感器运输过程中发生事故措施

6.1 互感器应卧置装车，其轴线与运输方向一致，注意防震，可垫放橡胶之类缓冲物。

6.2 对sf6气体绝缘电流互感器，在运输过程中要检查sf6气体压力应符合制造厂规定。

6.3 运输应均速平稳，按制造厂规定限速行驶。

7 预防互感器事故的故障检查程序

7.1 sf6气体绝缘电流互感器故障跳闸后，先使用sf6分解气体快速测试装置，对互感器内气体进行检测，以确定内部有无放电。避免带故障强送再次放电，扩大互感器损坏程度，给解体分析查找故障原因造成困难。

7.2 参与解体操作的人员应注意sf6气体分解物对人身和环境的危害。应备有防护措施。

7.3 油浸式互感器故障跳闸后，应及时对互感器进行检查试验，并详细收集故障前后的运行数据，以便故障分析。

7.4 对爆炸损坏的油浸式电流互感器应及时通知制造厂进行故障分析，必要时应对互感器本体解剖分析。

某110kv长照线事故跳闸应急处理预案：110(66)kv～500kv架空输电线路

第一章总则

第一条 为预防架空输电线路事故的发生，确保电网安全、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 本措施针对架空输电线路所发生的故障情况，提出了具体的预防措施。主要包括防止倒杆塔，断线、掉线，导地线覆冰舞动，线路污闪、雷害以及外力破坏等事故的措施。

第四条 本措施适用于国家电网公司系统110(66)kv~500kv交流架空输电线路。35kv交流架空输电线路和±500kv直流架空输电线路可参照执行。

第五条 各区域电网、省电力公司可根据本措施，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:

gbj 233-1990 110~500kv架空电力线路施工及验收规范

gb/t 16434-1996 高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准

gb 50061-1997 66kv及以下架空电力线路设计规范

dl/t 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合

dl/t 621-1997 交流电气装置的接地

dl/t 627-____ 电力系统常温固化硅橡胶防污闪涂料技术条件

dl/t 741-____ 架空送电线路运行规程

dl/t 864-____ 标称电压高于1000v交流架空线路用复合绝缘子使用导则

dl/t 5092-1999 110~500kv架空送电线路设计规程

森林防火条例(国务院令〔1988〕第6号)

中华人民共和国电力法(国家主席令〔1995〕第60号)

电力设施保护条例(国务院令〔1998〕第239号)

电力设施保护条例实施细则(国家经贸委、公安部〔1999〕第8号令)

重冰区架空送电线路设计技术规定(试行)(电力工业部电力规划设计总院 1998)

国家电网公司电力生产设备评估管理办法(生产输电〔____〕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〔____〕29号)

国家电网公司110(66)kv~500kv架空输电线路技术规范(国家电网生〔____〕634号)

第三章预防倒杆塔事故

第六条 防止架空输电线路(以下简称线路)倒杆塔事故，是线路运行管理中的一项重要工作，必须严格执行gbj 233-1990、gb 50061-1997、dl/t 5092-1999和《110(66)kv~500kv架空输电线路运行管理规范》等标准和相关文件的规定。

第七条 线路设计应充分考虑地形和气象条件的影响，路径选择应尽量避开重冰区、导地线易舞动区、采矿塌陷区等特殊区域，合理选取杆塔型式，确保杆塔强度满足使用条件的要求。对处于地形复杂、自然条件恶劣、交通困难地段的杆塔，应适当提高设计标准。新建220kv及以上电压等级的线路不宜采用拉线塔，在人口密集区和重要交叉跨越处不采用拉线塔。靠近道路的杆塔，在其周围应采取可靠的保护措施。

第八条 220kv及以上电压等级线路拉v塔或拉猫塔连续基数不宜超过3基、拉门塔连续基数不宜超过5基，运行中不满足要求的应进行改造。

加强对拉线塔的保护和维护，拉线塔本体和拉线下部金具应采取可靠的防盗、防外力破坏措施。在有拉线塔的线路附近还应设立警示标志。

第九条 对可能遭受洪水、冰凌、暴雨冲刷(冲撞)的杆塔应采取可靠的防冲刷(冲撞)措施，杆塔基础的防护设施应牢固，基础周围排水沟应能够可靠排水。

第十条 严格按设计及有关施工验收规范进行线路施工和验收，隐蔽工程应经监理人员或质检人员验收合格后方可隐蔽，否则不得转序进行杆塔组立和放线。

第十一条 加强对线路杆塔的检查巡视，发现问题及时消除。线路遭受恶劣天气危害时应组织人员进行特巡，当线路导地线发生覆冰、舞动时应做好观测记录(如录像、拍照等)，并对杆塔进行检查。

第十二条 线路铁塔主材连接螺栓、地面以上6米段(至少)所有螺栓以及盗窃多发区铁塔横担以下各部螺栓均应采取防盗措施。

第十三条 在风口地带或季风较强地区，新建线路杆塔除按第十二条要求采用防盗螺栓外，其余螺栓应采取防松措施。对运行中的杆塔也应按此要求进行改造和完善，并做好日常巡视及检查，必要时可增加防风拉线。

第十四条 在严寒地区，线路设计时应充分考虑基础冻胀问题，并不宜采用金属基础。灌注桩基础施工应严格按设计和工艺标准进行，避免出现断桩和法向冻胀等质量事故。对运行中的杆塔，若基础已发生冻胀，应采取换土等有效措施进行处理。

第十五条 对锈蚀严重的铁塔、拉线以及水泥杆钢圈等应及时进行防腐处理或更换。

第十六条 按《110(66)kv~500kv架空输电线路运行管理规范》的要求制定倒杆塔事故抢修预案，并在材料储备和人员组织各方面加以落实，运行单位应储备一定数量的事故抢修杆塔。

第四章预防断线和掉线事故

第十七条 线路设计应充分考虑预防导地线断线和掉线的措施，导地线、金具以及绝缘子选用时均应提出明确要求(结构型式、安全系数等方面)。在风振严重地区，导地线线夹宜选用耐磨型线夹。

第十八条 架空地线的选择，除应满足设计规程的一般规定外，尚应通过短路热稳定校验，确保架空地线具有足够的通流能力，且温升不超过允许值。

第十九条 导地线接续金具及绝缘子金具组合中各种部件的选用，应符合相关标准和设计的要求，应加强连接金具、接续金具及耐张线夹的检查和维护工作，发现问题及时更换。

第二十条 新建线路遇有重要交叉跨越，如跨越铁路、高速公路或高等级公路、66kv及以上电压等级线路、通航河道以及人口密集地区等，应采用具有独立挂点的双串绝缘子和双线夹悬挂导线，档内导地线不允许有接头。运行中的线路，凡不符合上述要求的应进行改造。

第二十一条 积极应用红外测温技术，监测接续金具、引流连接金具、耐张线夹等的发热情况，发现问题及时处理。加强运行巡视，发现导地线断股应及时处理或更换;另外应特别关注架空地线复合光缆(opgw)的外层线股断股问题。

第二十二条 加强对大跨越段线路的运行管理，按期进行导地线测振工作，发现动弯应变值超标应及时进行分析，查找原因并妥善处理。

第二十三条 加强对导地线悬垂线夹承重轴磨损情况的检查，磨损断面超过1/4以上的应予以更换。

第二十四条 在春检、秋检及日常巡视工作中，应认真检查锁紧销的运行状况，对锈蚀严重及失去弹性的应及时进行更换。

第二十五条 加强零值、低值或破损瓷绝缘子的检出工作，防止在线路故障情况下因钢帽炸裂导致掉线事故。

第二十六条 加强复合绝缘子的送检工作，特别是机械强度和端部密封情况的检查。复合绝缘子作耐张应根据实际情况酌情使用。严禁在安装和检修作业时沿复合绝缘子上下导线。

第二十七条 对重冰区和导地线易舞动区的线路应加强巡视和监测，具体防范措施参见第九章。

第二十八条 在腐蚀严重地区，应采用耐腐蚀导地线。

第五章 预防污闪事故

第二十九条 为降低线路的污闪跳闸率和事故率，避免重要线路发生污闪事故，杜绝电网大面积污闪事故，应严格执行gb/t 16434-1996以及其他相关规定。

第三十条 完善防污闪管理体系，明确各级防污闪管理人员的职责。

第三十一条 对绝缘子实行全过程管理，加强零值、低值绝缘子的检出工作，保证绝缘子运行状态良好。

第三十二条 坚持定期进行线路绝缘子的盐密测量，及时了解污源变化和气候变化，并根据变化情况采取有针对性的防污闪措施。及时修订污区分布图，做好防污闪的基础工作。

第三十三条 新建和扩建线路的外绝缘配置应以污区分布图为基础，结合运行经验并根据城市发展、线路的重要性等，合理选取绝缘子的种类、伞型和爬距并适当留有裕度，提高线路防污闪能力。

第三十四条 运行线路的外绝缘配置应不低于所处地区污秽等级所对应的爬电比距上限值，不满足要求的应予以调整。受条件限制短期内不能调整的，应采取有效的防污闪辅助措施。

第三十五条 坚持适时的、保证质量的清扫，落实“清扫责任制”和“质量检查制”。有条件的单位可开展以盐密指导清扫的工作。

第三十六条 复合绝缘子具有较强的抗污闪能力，可按dl/t 864-____的要求选用，但在使用中须考虑防雷要求，同时应加强对其端部密封情况的检查。

第三十七条 绝缘子表面涂“rtv”涂料是预防污闪的辅助措施，在污秽严重地段可个别采用，具体按dl/t 627-____的要求执行。

第三十八条 在鸟害多发地段，新建线路设计时应考虑采取防鸟措施。对运行线路的直线杆塔悬垂串和耐张杆塔跳线串第一片绝缘子，宜采用大盘径空气动力型绝缘子或在绝缘子表面粘贴大直径增爬裙，也可在横担上方增设防鸟装置或采取其他有效的防范措施。

第六章预防雷害事故

第三十九条 为预防和减少雷害事故，应认真执行dl/t 620-1997、dl/t 621-1997和dl/ t741-____以及其他相关规定。

第四十条 各电压等级线路应具备相应的耐雷水平，尤其要保证发电厂、变电所(站)进线段具有足够的耐雷水平，不满足要求的应采取措施加以解决。

第四十一条 新建110kv~500kv线路应沿全线架设双根架空地线，66kv线路应沿全线架设单根架空地线。架空地线的保护角应符合规程要求，山区线路尽量采用小保护角，在坡度较大地区宜采用负保护角。现有110kv单根架空地线或66kv无架空地线的线路，在雷害多发区，宜改为双根或单根架空地线。

第四十二条 加强对绝缘架空地线放电间隙的检查与维护，确保动作可靠。

第四十三条 根据不同地区雷电活动的剧烈程度，在满足风偏和导线对地距离要求的前提下，可适当增加绝缘子片数或加长复合绝缘子结构长度，对复合绝缘子可在其顶部(接地端)增加一片大盘径空气动力型绝缘子，以提高线路的耐雷水平。对瓷绝缘子，还应加强零值、低值绝缘子的检出工作。

第四十四条 积极开展雷电观测，掌握雷电活动规律，确定雷害多发区。对雷击跳闸较频繁的线路，找出易击点，采取综合防雷措施(包括降低杆塔接地电阻、改善接地网的敷设方式、适当加强绝缘、增设耦合地线、使用线路型带串联间隙的金属氧化物避雷器等手段)，降低线路的雷击跳闸率和事故率。

第四十五条 采取降阻措施须经过技术经济比较，在土壤电阻率较高的地段，可采用增加垂直接地体、加长接地带、改变接地形式、换土或采用接地新技术(如接地模块)等措施，慎用化学降阻剂。在盐碱腐蚀较严重的地段，接地装置应选用耐腐蚀性材料或采用导电防腐漆防腐。

第四十六条 重视接地引下线的运行维护工作，腐蚀严重地区适当增大接地引下线的截面，在雷雨季节加强接地引下线与(杆)塔连接情况的检查。

第四十七条 发电厂及变电所(站)进线段线路1~2km每2年进行一次接地电阻的检测工作，雷击多发区每3年一次，一般地段每4年一次。对接地装置除定期进行抽样开挖检查外，还应对历次测量结果进行分析比较，对变化较大者应及时开挖检查。

第四十八条 一般应使用接地摇表测量接地电阻值，测量结果应采用季节系数进行修正，季节系数的选取可参照《110(66)kv~500kv架空输电线路运行管理规范》。

第七章 预防外力破坏

第四十九条 认真贯彻执行和宣传《中华人民共和国电力法》、《电力设施保护条例》和《电力设施保护条例实施细则》，做好线路保护工作。发现有危害线路安全运行的单位和个人，及时递交《影响线路安全运行整改通知书》并敦促其整改。积极配合当地公安机关及司法部门严厉打击破坏、盗窃、收购线路器材的犯罪活动。

第五十条 积极取得当地政府部门的支持，加强对线路保护区的整治工作，严禁在保护区内植树、采矿、建造构筑物等，保证线路通道满足安全运行要求。

第五十一条 依靠群众搞好护线工作，建立并完善群众护线制度，落实群众护线员的保线、护线责任。

第五十二条 在线路保护区或附近的公路、铁路、水利、市政等施工现场应设置警示标志，并做好保线、护线的宣传工作，防止吊车等施工机具刮碰导线引起的跳闸或断线事故。

第五十三条 严禁在线路附近烧荒、烧秸秆等，在烧荒季节加强巡视和宣传，一旦发现立即制止。

第五十四条 严禁在距线路周围500米范围内(指水平距离)进行爆破作业。因工作需要必须进行爆破作业时，应按国家有关法律法规，采取可靠的安全防范措施，确保线路安全，并征得线路产权单位或管理部门的书面同意，报经政府有关管理部门批准。另外在规定范围外进行的爆破作业也必须确保线路的安全。

第八章 预防林区架空输电线路火灾事故

第五十五条 为了预防林区架空输电线路火灾事故，应严格执行dl/t 741-____和《森林防火条例》及其他相关规定。

第五十六条 对通过林区的架空输电线路，应加强巡视和维护，电力线与树木间距离应符合《电力设施保护条例》的有关规定。距离不足者，应敦促有关林业部门按规定及时砍伐。在森林防火期内应适当增加特巡次数，严防由于树木与电力线路距离不够放电引起森林火灾。

第五十七条 新建(改建)线路通过林区应充分考虑森林火灾对线路造成的威胁，对运行中的线路通道内砍伐完的树木，应及时清理，以防发生火灾。

第五十八条 通过林区的架空输电线路的通道宽度应符合现行设计标准的要求，不符合要求的不得验收送电。

第五十九条 进入林区工作的电业工作人员应熟悉《森林防火条例》及相关防火知识，加强教育和培训，提高作业人员遵纪守法的自觉性和防火、灭火操作能力。

第六十条 进入林区进行线路作业时，其车辆、作业用具的使用以及作业方法等均应符合《森林防火条例》的有关规定。

第六十一条 与林业部门建立互警机制，及时互通信息，确保在发生紧急情况时双方能够协同动作，采取有效的应对措施。

第九章预防导地线覆冰舞动

第六十二条 处于重冰区的线路，应按照《重冰区架空送电线路设计技术规定》(试行)进行设计，可适当增加耐张塔的使用比例、减小杆塔档距或适当增加导地线、金具等的承载能力。

第六十三条 对设计冰厚取值偏低、抗冰能力弱而又未采取防覆冰措施的位于重冰区的线路应进行改造，尤其是跨越峡谷、风道、垭口等的高海拔地区线路，使其具备相应的抗冰能力。

第六十四条 对覆冰厚度超过设计冰厚的线路，可采取如下的措施预防冰害事故。

(一)消除导线上覆冰

1.大电流融冰法

2.机械除冰法

3.被动除冰法

(二)防止绝缘子覆冰闪络

1.增大绝缘子的伞间距离。

2.改变绝缘子串的安装形式。

3.在绝缘子串之间插入大伞径绝缘子，以阻断冰桥的形成。

4.加强对绝缘子串的清扫，保持绝缘子清洁，减少绝缘子表面的积污量，以降低绝缘子串发生冰闪的几率。

第六十五条 舞动多发地区的线路，可采取如下预防措施:

(一)已加装防舞装置的线路，应加强对防舞装置的观测和维护，对超过设计冰风阈值发生的舞动应及时采取应对措施。

(二)对已发生过舞动的线路，应及时进行检查和维修，并积极开展防舞研究，采取防舞措施(如加装防舞装置)，以降低舞动发生的几率，减小舞动造成的损失。

(三)未加装防舞装置的线路，舞动易发季节到来时，运行部门应加强观测，并制定应急预案。

(四)加装防舞装置的同时应考虑防微风振动的要求，并进行必要的防振试验或现场测试，确保线路的安全运行。

预防110(66)kv~500kv架空输电线路事故措施编制说明

第一章 总则

本章主要说明制订本措施的目的和依据以及本措施的主要内容和适用范围。

本措施并不涵盖预防线路事故措施的全部内容，各区域(省)电网(电力)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

本章列出本措施所引用的部分国家标准、电力行业标准和国家电网公司相关规定，但并不仅限于此。

第三章 预防倒杆塔事故

线路倒杆塔属电力生产恶性事故，不仅影响面大而且恢复送电时间很长，因此应尽可能避免这类事故的发生。

第七条 架空输电线路设计应充分考虑地形和气象因素的影响，路径选择应尽量避开特殊区域，并合理选取杆塔型式，确保杆塔强度满足使用条件要求。强调对处于地形复杂、气象条件恶劣、交通困难地段的杆塔，应适当提高设计标准。强调新建220kv及以上电压等级架空输电线路不宜采用拉线塔;在人口密集区和交叉跨越处不采用拉线塔。

第八条 强调220kv及以上电压等级架空输电线路拉v塔、拉猫塔和拉门塔连续基数不宜过多，不满足要求的应进行改造。原因在于如果拉线塔连续基数过多，只要有1基拉线塔发生倾倒，将会殃及临近拉线塔，事故范围扩大。

强调加强对拉线塔的保护和维护工作，拉线塔本体和拉线下部金具应采取可靠的防盗措施，必要时在拉线周围采取防护措施。目的在于防止因拉线受损而导致拉线塔倾倒。

第十二条 强调线路铁塔要采取相应的防盗措施。

第十六条 强调应制定倒杆塔事故应急预案，并在材料储备和人员组织各方面加以落实。目的在于一旦发生倒杆塔事故，能够尽快恢复送电，减轻损失。

第四章 预防断线和掉线事故

第十七条 强调架空输电线路在设计阶段就应考虑采用预防导地线断线和掉线的措施。

第二十条 强调新建线路重要交叉跨越处，应采用具有独立挂点的双串绝缘子和双线夹悬挂导线，档内导地线不允许有接头。运行中的线路，凡不符合上述要求的应进行改造。因为在线路重要交叉跨越处发生导地线断线或掉线事故，后果将会很严重。

第二十二条 强调加强对线路大跨越段的运行管理，做好测振工作。

第五章 预防污闪事故

预防污闪事故的根本出路在于全面提高线路外绝缘配置的总体水平，实施“配置到位、留有裕度”的原则，提高电网抵御能力。

第六章 预防雷害事故

第四十三条 实践证明在复合绝缘子接地端增加一片大盘径空气动力型绝缘子或加长复合绝缘子结构长度，是减少复合绝缘子雷击闪络的有效措施。

第七章 预防外力破坏

第五十一条 强调建立并完善群众护线制度。

第五十四条 该条内容摘自《电力设施保护条例实施细则》第十条。

第八章 预防林区架空输电线路火灾事故

为了预防林区架空输电线路火灾事故，重点强调应严格执行《森林防火条例》。

第九章 预防导地线覆冰舞动

线路严重覆冰以及导地线因覆冰等原因发生舞动会造成线路金具损坏、导地线断线或掉线甚至倒杆塔等恶性事故的发生，对线路的安全运行危害较大。本章从线路设计到对运行线路导地线覆冰舞动观测及预防整改几方面对导地线覆冰舞动提出了较具体的防范措施。

某110kv长照线事故跳闸应急处理预案：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。