变压器着火事故专项应急预案（优选10篇）

变压器着火事故专项应急预案

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。

变压器着火事故专项应急预案：1#主变压器着火

一)、班长确认1#主变着火，301开关未跳闸，立即组织本班人员进行下列工作:

1、汇报值长、车间领导(由值长、车间领导汇报厂领导启动相关预案);

2、切换厂用电:将6kvⅰ段倒闸到备用电源代，退出1#分支线:

2.1合上0#厂用变35kv侧电源开关318;;

2.2合上备用电源开关6102;

2.3拉开6kvⅰ段工作电源开关6101;

2.4拉开1#分支线电源开关612;

2.5拉开6kvⅰ、ⅱ段备用电源自投连锁把手;

2.6拉开0#高压厂用变合闸压板。

3、发电机解列停机

3.1通知汽机、锅炉因1#主变故障1#发电机组解列、停机;

3.2 将发电机有功和无功负荷减到零(减少有功负荷的同时按“减励”把手，减少无功负荷)此时静子电流为零;

3.3拉开发电机——变压器301开关绿灯亮，发电机回到空载运行状态;

3.4 向汽机发“注意”“已解列”信号。

3.5按下“逆变”按钮，发电机电压自动快速减到零。

3.6拉开励磁开关1qf;

3.7拉开发电机出口刀闸611(拉开发电机电压互感器刀闸613自动装置电压互感器刀闸614);

3.8 拉开发电机—变压器组301开关和励磁开关的直流保险;

3.9检查1#主变电源开关301在开位;

3.10拉开1#主变电源开关乙母线刀闸301乙(35kv乙母线运行);

3.11检查6kvⅰ段工作电源开关6101在开位;

3.12将6kvⅰ段工作电源开关6101拉至检修位;

3.13检查1#分支线电源开关612在开位;

3.14拉开1#分支线612甲刀闸;

3.15拉开#1发电机出口刀闸611;

3.16在#1发电机出口刀闸611上验电确三相无电压;

3.17在#1发电机出口刀闸611上做一号地线一组;

3.18在1#主变电源开关301甲、乙刀闸反引线上验电三相确无电压;

3.19在1#主变电源开关301甲、乙刀闸反引线上做二号地线一组;

3.20停用冷却风扇电。;

4、在维护好运行设备稳定运行的情况下，其余人员积极参与灭火并作好向消防等人员作好情况介绍和监护。

4.1灭火人员首先检查变压确已停电;

4.1准确判断火情:

4.2若油溢在变压器顶盖上着火，应立即打开变压器底部放油门放油至事故油池，使变压器油面降低，同时使用可用干粉、1211、co2等灭火剂进行灭火;

4.3若变压器外壳破裂着火，则应将变压器内部的油全部放掉，大量油流出燃烧，火势凶猛时，用泡沫扑灭流散的油火，也可用砂土压埋，最大时，可挖沟将油集中用泡沫扑救;

4.4若变压器内部短路着火，则严禁放油，以防爆炸;变压器灭火应使用co2、干粉或泡沫灭火枪等灭火器材.

4.5灭火时，灭火器具的导电部分与带电设备的距离应符合”电业安全规程”的规定;

二)、班长确为1#主变着火，301开关跳闸，6kvⅰ段备用电源自投不成功，立即组织本班人员进行下列工作:

1、汇报值长、车间，向汽机发出“注意”“已解列”信号并注意调整系统周波电压使之正常。

2.1拉开6kvⅰ段工作电源开关6101;

2.2拉开1#分支线电源开关612;

2.3检查表计确无指示;

2.4合上0#厂用变35kv侧电源开关318;

2.5合上备用电源开关6102;

2.6拉开6kvⅰ、ⅱ段备用自投连锁把手;

2.7拉开0#高压厂用变合闸压板;

2.8复归开关，查看保护动作情况;

3、拉开1#主变两侧开关刀闸，并做好安全措施;

3.1检查1#主变电源开关301在开位;

3.2拉开1#主变电源开关乙母线刀闸301乙(35kv乙母线运行);

3.3检查6kvⅰ段工作电源开关6101在开位;

3.4将6kvⅰ段工作电源开关6101拉至检修位;

3.5检查1#分支线电源开关612在开位;

3.6拉开1#分支线612甲刀闸;

3.7拉开1#发电机出口刀闸611;

3.8拉开1#发电机出口刀闸611上验电确三相无电压;

3.9在1#发电机出口刀闸611上做一号地线一组;

3.10在1#主变电源开关301甲、乙刀闸反引线上验电三相确无电压;

3.11在1#主变电源开关301甲、乙刀闸反引线上做二号地线一组;

3.12停用冷却风扇电。

3、在维护好运行设备稳定运行的情况下，其余人员积极参与灭火。

3.1灭火人员首先检查变压确已停电;

3.2准确判断火情:

3.3若油溢在变压器顶盖上着火，应立即打开变压器底部放油门放油至事故油池，使变压器油面降低，同时使用可用干粉、1211、co2等灭火剂进行灭火;

3.4若变压器外壳破裂着火，则应将变压器内部的油全部放掉，大量油流出燃烧，火势凶猛时，用泡沫扑灭流散的油火，也可用砂土压埋，最大时，可挖沟将油集中用泡沫扑救;

3.5若变压器内部短路着火，则严禁放油，以防爆炸;变压器灭火应使用co2、干粉或泡沫灭火枪等灭火器材.

3.6灭火时，灭火器具的导电部分与带电设备的距离应符合”电业安全规程”的规定;

三)、班长确认1#主变着火，301开关跳闸，6kvⅰ段备用电源自投成功，立即组织本班人员进行下列工作:

2、断开主变两侧电源:

2.1、拉开6kvⅰ、ⅱ段连锁把手;

2.2拉开0#高压厂用变合闸压板;

2.3、复归301、612、6101、1#机励磁开关把手，查看保护动作情况;

2.4、拉开1#主变两侧开关刀闸，并做好安全措施;

2.5检查1#主变电源开关301在开位;

2.6拉开1#主变电源开关乙母线刀闸301乙(35kv乙母线运行);

2.7检查6kvⅰ段工作电源开关6101在开位;

2.8将6kvⅰ段工作电源开关6101拉至检修位;

2.9检查1#分支线电源开关612在开位;

2.10拉开1#分支线612甲刀闸;

2.11拉开#1发电机出口刀闸611;

2.12在#1发电机出口刀闸611上验电确三相无电压;

2.13在#1发电机出口刀闸611上做一号地线一组;

2.14在1#主变电源开关301甲、乙刀闸反引线上验电三相确无电压;

2.15在1#主变电源开关301甲、乙刀闸反引线上做二号地线一组;

变压器着火事故专项应急预案：变压器火灾

1 总则

1.1 编制目的

高效有序地做好我厂变压器火灾事故的应急处置工作，避免或最大程度地减轻火灾事故造成的损失，保障员工生命和企业财产安全，维护社会稳定。

1.2 编制依据

《电力企业现场处置方案编制导则》

1.3 适用范围

适用于我厂变电所变压器火灾事故的现场应急处置和应急救援工作。

2 事件特征

2.1 事件类型及危险性分析

2.1.1 变压器内部短路、接地故障，附近的电缆着火引燃变压器油系统，变压器外部短路、放电引起着火、爆炸等突发事件可能引起变压器火灾事故。

2.1.2 变压器火灾事故可能造成变压器严重损坏，导致对外少送电、机组被迫停运、严重时可能对内对外供电全停。

2.1.3 变压器着火后可能发生爆炸伤及周围人员及设施，产生的有毒烟雾会污染厂区空气、造成人员中毒、窒息等人身伤亡事故。

2.2 事件发生的区域、地点

主变、联络变、0厂用变等。

2.3 事前可能出现的征兆

2.3.1 变压器温度异常升高;

2.3.2 变压器本体电磁声音增大;

2.3.3 变压器油色谱分析气体异常增加;

2.3.4 红外热成像显示异常。

3 应急组织及职责

3.1 成立应急救援指挥部

总指挥:厂长

副指挥:生产副厂长、安全副厂长

成员:值长、安全生产技术科、电气车间、运行、检修人员、消防人员

3.2 指挥部人员的职责

3.2.1 总指挥的职责:全面指挥突发事件应急救援工作。

3.2.2 安全生产技术科、电气车间:组织、协调本部门人员参加应急处置和救援工作。

3.2.3 值长的职责:汇报有关领导，组织现场人员进行先期处置。

3.2.4 运行人员:发现异常情况，及时汇报，做好运行方式的调整和故障设备的隔离。

3.2.5 检修人员:及时赶赴现场，了解、分析现场状况，组织消除设备缺陷。

3.2.6 厂消防队的职责:接到火警时，迅速赶往事发现场灭火。

4 应急处置

4.1 现场应急处置程序

4.1.1 最早发现火情者应立即向值长汇报，值长通知厂消防队到现场灭火， 同时报告指挥部领导，启动本预案。报告的主要内容:火灾或爆炸情况，有无人员伤亡，设备有无损坏，救灾物资人员需求等。

4.1.2 指挥部成员到达事故现场后，根据事故状态及危害程度做出相应的应急决定，指挥疏散现场无关人员，各应急救援队立即开展救援。

4.1.3 事故扩大时，拨打119报警电话请求市消防队支援。报警内容:单位名称、地址、着火物质、火势大小、着火范围。把自己的电话号码和姓名告诉对方，以便联系。同时还要注意听清对方提出的问题，以便正确回答。打完电话后，要立即到交叉路口等候消防车的到来，以便引导消防车迅速赶到火灾现场。

4.1.4 事件扩大时与相关应急预案的衔接程序:火灾事故扩大时启动《火灾事故应急预案》;造成人身伤亡时启动《人身伤亡事故应急预案》;造成设备损坏的启动《电力设备事故应急预案》。

4.2 现场应急处置措施

4.2.1 当值值长组织将故障变压器隔离，通知设备部门迅速查明着火原因。

4.2.2 初起火灾可用1211、二氧化碳灭火器灭火。

4.2.3 若油溢在变压器顶盖上着火时，则打开变压器下部事故排油阀，将油排至事故油池，使变压器油面低于火面。若变压器内部故障着火时，则不能排油，以防发生严重爆炸。

4.2.4 变压器油流到地面着火时，可用干燥的砂子灭火。

4.2.5 设备部在保证人员安全的情况下，迅速查明发生着火部位和原因。检查人员应两人一组，进入着火区域时应带防毒面具、着防护服进行检查。

4.2.6 如火势无法控制，请求辖区消防队支援。消防队到达现场后开展灭火。

4.2.7 根据现场恢复情况，由总指挥宣布事故应急处理情况的终止，生产秩序和生活秩序恢复为正常状态。

4.3 事件报告流程

4.3.1 值长报告应急救援指挥部领导。

4.3.2 火势无法控制时由厂长决定报火警请求辖区消防队救援。

4.3.3 厂长在火灾事故发生后1小时内向所在地人民政府和上级主管单位速报突发事件信息。速报内容主要包括事故发生的时间、地点、人员伤亡、设备损坏情况、可能的引发因素和发展趋势等。报送、报告突发事件信息，应当做到及时、客观、真实，不得迟报、谎报、瞒报、漏报。

5 注意事项

5.1 应急处置时注意防止中毒、窒息、触电、烫伤。

5.2 危险区设好警戒线，并挂好标示牌。无操作权限的人员不得乱动现场设备。

5.3 佩戴个人防护器具时注意检查防护用品合格，且在有效检验期内;正确佩戴使用正压式呼吸器、隔热服、隔热手套、绝缘靴等安全防护用具。

5.4 现场自救和互救时不熟悉现场情况和灭火方法的人员不得盲目进入危险区域，救人前先确认自己的能力和现场情况是否能够满足对他人施救的需要。

5.5 应急救援结束后要全面检查，确认现场无火灾隐患和建筑物坍塌的隐患。

5.6 加强自身防护，避免救火导致人身伤害。

变压器着火事故专项应急预案：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。

变压器着火事故专项应急预案：防止大型变压器损坏互感器爆炸

为了防止大型变压器和互感器爆炸事故的发生，应严格执行国电集团《重大事故预防措施》以及其他有关规定，并提出以下重点要求:

1 加强对变压器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理。

2 新投运或大修的变压器，投入运行前所有的试验必须完成且合格，检修人员做出可以运行的交待。按规定测量绝缘合格。新投入或检修后的变压器在充电时，应将重瓦斯保护投跳闸。

3变压器投运前要排除内部空气，如套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶等部残存气体。强油循环变压器在安装(或检修)完毕投运前，应启动全部油泵将油循环，使残留气体逸出。

4从储油柜带电补油或带电滤油，应先将储油柜中的积水放尽，不应自箱底补油，以防止空气或箱底杂质带入器身中。

5变压器及其辅助设备应严格按照规定参数运行，对变压器过负荷运行应严格按照规程规定执行。

6加强检查变压器、互感器，防止接头套管、引线、分接开关进水受潮引起事故，发现问题及时处理。应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区有无出现的渗漏油。

7为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。发现冷却器脏污时，应及时通知检修清理。

8加强油温监视，防止绝缘老化，发现上层油温高，主变达65℃，其它油浸变压器达75℃，应查找原因，主变达70℃，其它油浸变压器达85℃，应由检修设法进行降温或降负荷、倒变压器运行。

9加强油质监督，对运行中的油应严格执行有关标准。

10变压器正常应保持全保护运行，严禁无保护运行;变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，经公司分管领导批准，需加强监视，限期恢复;重瓦斯及差动不得同时停用。

11呼吸器的油封应注意加油和维修，保证干燥剂干燥，其硅胶失效时，应及时通知检修更换。

12当轻瓦斯保护发信号，要及时取气体进行校验，以判断成分并取样做色谱分析，查明原因，及时排除。

13变压器油中一旦出现乙炔，即应缩短检查周期，跟踪变化趋势。

14运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑放电故障时，应进行局部放电进一步判断。

15强油循环的变压器当冷却故障时，容许的负荷和时间按厂家的规定。

16保护变压器的避雷器应装有动作记录器，定期检查动作次数。

17强油循环的冷却系统必须有两路可靠的电源，应装有自动切换装置，并定期进行切换试验，信号装置齐全、可靠。

18 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。

19 中性点接地系统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电位过电压，必须装设可靠的电压保护，当单独对变压器充电时，中性点必须接地。

20发现套管缺油应查明原因进行补油，渗油、漏油套管应及时处理，防止内部受潮而损坏。

21变压器出现声音异常、套管裂纹渗油或放电、本体漏油、引线端子松动发热变色、油和线圈温度异常升高等异常情况时，应及时分析原因，联系检修进行处理。

22变压器达到运行规程紧急停运条件时，应紧急停运。

23当冷却装置电源全部消失，应迅速查明原因，尽快恢复一路电源供电，同时应严密监视变压器的温度及各侧负荷的情况，必要时降出力运行。如电源未能恢复，且变压器上层油温已达到规定值或冷却器全停的持续时间已达规定值，应立即停止变压器运行。

24运行中的电压互感器二次侧严禁短路。运行电压不允许超过电压互感器允许的最高工作电压;运行中的电流互感器二次侧严禁开路，运行电压不允许超过电流互感器允许的最高工作电压，一次侧流过的电流不应超过电流互感器的额定电流。

25加强对变压器和互感器的巡回检查。在风、雪、雾等特殊天气时，对变压器、互感器进行特殊检查，发现异常问题及时处理。

26变压器停送电时严格执行操作票和监护制度，杜绝误操作。

变压器着火事故专项应急预案：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。

变压器着火事故专项应急预案：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。

变压器着火事故专项应急预案：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。

变压器着火事故专项应急预案：防止大型变压器损坏

1 防止变压器绝缘损坏事故

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

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

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。

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。

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。

运行中的变压器轻瓦斯保护，应当可*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

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

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

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

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

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。

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

定期对变压器引线接头进行测温，防止接触不良造成过热。

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。

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。

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。

3 变压器的保护装置必须完善可*，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。

4 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。

5 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。

6 加强变压器的防火工作，完善变压器的消防设施。

变压器着火事故专项应急预案：预防大型变压器

一、预防变压器绝缘击穿事故

1.防止水分及空气进入变压器

(1)变压器在运输和存放时必须密封良好，在安装过程中以及运行中必须采取措施防止进水;在安装中必须特别注意高于油枕油面的部件，如套管顶部、防爆膜、油枕顶部和呼吸道等处的密封应确实良好，并进行检漏试验，每年结合检修，应检查这些部件的密封情况。

(2)强油循环的变压器，在安装时应保证本体及冷却系统各部位的连接密封良好。密封垫应安装正确，保持完好，制造上有缺陷的应处理好，例如潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根、压差继电器的连接管等。更换胶垫时，对性能不明的胶垫材料应取样作耐油试验。

(3)水冷却冷油器和潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书对每台作检漏试验。几台并列运行的冷油器，最好在每台潜油泵的出口加装逆止阀，以免备用冷油器中的油流倒向。运行中和备用的冷油器必须保证油压大于水压。潜油泵进油阀应全部打开，而用出油阀调节油的流量以避免负压。运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示以及出水中有无油花(每台冷油器应装有监察出水中有无油花的放水阀门)。北方应采取措施防止冷油器停用时铜管冻裂。

(4)防爆筒应与油枕连通或经呼吸器与大气连通。定期排放油枕内下部积水。

(5)呼吸器的油封应注意加油维护，保证畅通。干燥器应保持干燥。

(6)220千伏及以上的变压器应采用真空注油以排除线圈中的气泡。110千伏的变压器应积极创造条件采用真空注油。

(7)变压器投入运行前特别要注意排除内部空气，如高压套管法兰、升高座、油管路中的死区、冷油器顶部等处都应排除残存空气。强油循环变压器在安装完毕投运前，应启动全部冷却设备，将油循环较长时间，使残留空气逸出。

(8)从油枕带电补油或带电滤油时，应先将油枕中的积水放尽。不应自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。

(9)当轻瓦斯发信号时，要及时取气(即使是空气)判明成份，并取油样作色谱检查，查明原因，及时排除故障。

2.防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器

(1)变压器在安装时应进行吊罩检查，清除内部残存的一切杂物，尽可能用油冲洗铁芯和线圈。有条件和必要时应吊芯，以便彻底清除箱底杂物。导向冷却的变压器应注意清除进油联箱中的杂物。

(2)安装前应将油管路、冷油器和潜油泵的内部清理干净并用油冲洗。

(3)净油器应安装正确。要采取措施防止净油器中的活性氧化铝或硅胶冲入变压器内。对已发生冲入了氧化铝或硅胶的变压器，应尽早安排检修处理。

(4)为避免铜丝滤网冲入变压器内，应将铜丝网换成烧结式过滤网·[可参照沈阳变压器厂(76)检字97号文的要求]。对已发现有铜丝网冲入的变压器，应尽早安排检修处理。

3.防止绝缘受伤

(1)变压器在吊罩时应防止绝缘受到损伤，特别要注意内部绝缘距离较为紧凑的变压器，勿使钟罩砸伤引线和支架，为此可考虑在起吊钟罩时装置不使其走偏的隐钉。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。如果引线过长、过短，则应予以处理。套管下部的缘橡筒围屏，应按制造厂的图纸和说明安装，要防止引线砸及围屏使绝缘距离不够，检修检查时严禁踩在引线的根部。

(2)变化器在吊罩检查时，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。

(3)对于经受过出口短路和异常运行情况的变压器，特别是铝线变压器，应根据具体情况进行必要的试验或检查，防止缺陷扩大。

(4)安装检修中需要更换绝缘部件时，必须采用试验合格的材料或部件。

4.防止线圈温度过高、绝缘劣化或烧坏

(1)变压器的保护装置必须完善可靠。瓦斯继电器应安装调整正确，定期检查，清除误动因素。重瓦斯保护应投入跳闸。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。

由于烧结式滤网阻力大，易形成负压，后来制造厂改用造纸滤网。

(2)在地震预报期内，根据变压器的具体情况和瓦斯继电器的类型确定重瓦斯投入跳闸或信号。地震引起重瓦斯动作跳闸的变压器，在恢复供电前要经过检查，确定无异状才可投运。

(3)合理控制运行中的顶层油温升，特别是对强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，顶层油温升值的差别较大，因此不能以为有些变压器的顶层油温升较低误认为出力有余度。对各种温度计要定期校验，超温信号要准确可靠。

(4)对负荷能力有怀疑或经改造提高出力的变压器，应通过测量线圈平均温度来确定负荷能力。正常以线圈平均温升65℃时相应的油面温升作为运行监视的极限。对改造增容的变压器，当线圈电流密度超过同类变压器的设计标准时，仍以线圈最热点温度不超过105℃为限。应考虑线圈最热点温升与平均温升的差值，这个差值将增大，特别是对有统包绝缘的线圈，应酌量降低平均温升来确定变压器的额定出力。

(5)强迫油循环风冷、强迫油循环水冷的变压器，当发生事故切除冷却系统时(对强油循环风冷的，指停止风扇及油泵;对强油循环水冷的，指停止水及油循环)，在额定负荷下允许的运行时间:当容量为125兆伏安及以下时为20分钟，以上时为10分钟。按上述规定油面温度沿尚未到达75℃时，允许上升到75℃，但不超过1小时。

(6)强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源，应装有自动的切换装置，并定期进行切换试验。信号装置应齐全、可靠。

(7)防止风冷散热器的风扇电动机大量损坏，风扇叶片应较平衡并调整角度，电动机铸铝端盖磨损严重的可改为铸铁端盖。应作好维修工作，以保证正常运行。

(8)31500千伏安及以上的变压器应创造条件装设上层油温的遥测装置。

(9)变压器靠近顶部的箱壁上应装有一个酒精温度计，以便在必要时校对扇形温度计的指示。

(10)对统包绝缘的加强段部分，应在大修时检查油道有无堵塞现象，必要时应进行处理。

5.防止过电压击穿事故

(1)保护变压器的避雷器应装有动作记录器，定期检查动作次数。

(2)中性点接地系统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。

6.防止绝缘击穿

对于改造或新造的变压器，应根据设计、制造、运行等方面的经验，合理地选定匝绝缘厚度及纵绝缘油道布局。要认真检验导线焊接质量、光洁度及绝缘状况，保证各加工工序的质量，做到“精心设计、精心施工”，并应进行试验。对于全部或局部更换线圈的变压器，要积极创造条件进行感应耐压试验。

二、预防铁芯多点接地及短路故障

(1)在吊罩检查时应测试铁芯绝缘，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。

(2)安装时注意检查钟罩顶部的加强筋与铁芯上夹件的间隙，如有碰触，应及时消除。

(3)供运输时固定变压器铁芯的稳钉，应在安装时将其翻过来，以防止运行中上夹件中有环流。变压器的上槽钢只允许一点接地。

(4)穿心螺栓绝缘应良好，并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。

(5)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。

(6)铁芯通过套管引出接地的变压器，应将接地线引下至适当的位置，以便在运行中监视接地线中是否有环流。

三、预防套管闪络爆炸事故

(1)定期对套管进行清扫，保持清洁，防止积垢闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑采用加强型套管或防污闪涂料。

(2)安装时要认真检查套管各部位的密封情况，并设法检漏，使接线端子帽密封良好，严防水份进入套管内或自引线进入变压器内而发生故障。

(3)运行、检修中应该注意检查套管引出线端子的发热情况，防止因接触不良或引线开焊过热引起套管爆炸。

(4)对110千伏及以上的套管应定期作介质损失角和电容量的测量，如发现问题可结合大修进行解体检查。组装后应真空注油。

(5)电容型套管的抽压和接地运行的小套管的内部引线如有损坏应及时处理。

四、预防引线事故

(1)修复或在安装吊芯吊罩检查时，应注意保持足够的引线间及对地的绝缘距离，必要时予以校正，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。发现引线绝缘有损伤的应予修复。

(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，及时发现接头过热故障。对套管及分接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。

(3)在线圈下面水平排列的裸露引线，如果处在强油循环进油口之下，应加包绝缘，以防止杂物引起短路。

(4)35千伏及以下的套管导杆上引线两侧的螺母都应有背帽紧固，以防止松动。

五、预防分接开关事故

(1)变压器安装后投入运行前，必须测量各分接位置的直流电阻，以保证接触良好。

(2)无载分接开关在改变分接位置时，为了消除触头接触部分的氧化膜及油污等，应将触头转运多次。对运行中不需改变分接位置的变压器，每年应结合检修或试验进行一次同样的操作，然后调至所需分接位置，并测直流电阻，合格后方得带电运行。

(3)安装及检修中，应对分接开关进行认真检查，对有载调压开关应按出厂说明书对操作机构、选切开关及过渡电阻等进行全面检查和调试。对无载开关应注意检查弹簧状态、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。

六、防止变压器油劣化

(1)加强油务管理监督工作，保持变压器油质良好。采用薄膜密封和坚持充氮保护，对防止绝缘油劣化有显著的效果。薄膜密封运行维护较简单，可逐步创造 条件推广使用。对已采用充氮保护的变压器要坚持使用。采用上述保护措施的变压器，净油器仍应投入运行，根据运行情况及时更换吸附剂。

(2)已装有薄膜密封的大容量变压器，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并引起重瓦斯保护误动作。

对充氮或薄膜密封的变压器，应注意检查油位计及防爆筒等处的密封情况，消除漏气现象。

七、防止变压器火灾事故

(1)加强变压器的防火工作，特别应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。

(2)进行变压器干燥时，应事先作好防火等安全措施，并防止加热系统故障和线圈过热烧损变压器。

(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通电时发热，引燃油纸等绝缘物。

(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。

(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(例如排入事故总贮油池)，不得将油排入电缆沟内。室内变压器也应有贮油池或挡油短墙，防止火灾蔓延。

(6)洞内变压器应设法安装自动的或遥控的水喷雾或其他灭火装置。

八、预防为主，加强维护管理

(1)在有地震预报的地区，对变压器必须采取防震措施，防止位移、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，对套管引线要适当放松，加大伸缩节或作软件连接，潜油泵与基础面要保持一定距离，散热器之间的联接要加固，防止晃动时损坏。

(2)定期做好预防性试验及色谱检查。正常运行的31500千伏安及以上的变压器每年至少作一次色谱检查，换油的变压器应做色谱检查，对有疑问的变压器应根据情况加强色谱检查，进行综合分析。

关于色谱检查判断标准，推荐采用烃类气体总含量及氢、一氧化碳、二氧化碳等四项指标作为设备健康状况的基本数据。对烃类气体总含量的推荐标准如下:

烃类气体(甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等)

总含量 小于0.1%为正常，

烃类气体 大于0.5%内部可能有故障，

烃类气体 在0.1~0.5%应引起注意，

其他各项指标，可根据本地区的经验确定暂不作推荐。

(3)积极研究新的测试方法及时发现大型变压器中可能存在的异常情况。