1 預防變壓器絕緣擊穿事故
1．1 防止水及空氣進入變壓器
1．1．1變壓器在運輸和存放時，必須密封良好。充氣運輸的變壓器運到現場后，在安裝前應裝設壓力表，密切監(jiān)視氣體壓力。壓力過低時要補干燥氣體?，F場放置時間超過6個月的變壓器應注油保存，并裝上油枕和膠囊，嚴防進水受潮。注油前，必須測定密封氣體的壓力，檢查密封狀況，必要時應測露點。為防止變壓器在安裝和運行中進水受潮，套管頂部將軍帽、儲油柜頂部、套管升高座及其連管等處必須良好密封。必要時應進行檢漏試驗。如已發(fā)現絕緣受潮，應及時采取相應措施。
1．1．2 對于延伸式結構的冷卻器，冷卻器與箱體之間宜采用金屬波紋管連接。
1．1．3 新建或擴建工程的變壓器一般不采用水冷卻方式，如因特殊場合必須采用水冷卻方式，則應采用雙層銅管冷卻系統。對于在役的水冷卻變壓器，其水冷卻器和潛油泵在安裝前應逐臺按照制造廠的安裝使用說明進行檢漏試驗，必要時解體檢查。aixiangbo.com 運行中的水冷卻器必須保證油壓大于水壓。應打開潛油泵進油閥門，用出油閥調節(jié)油流量。運行中要定期監(jiān)視壓差繼電器和壓力表的指示。每臺水冷卻器都應裝有放水閥門，并檢查水中有無油花。在冬季應防止未運行冷卻器凍裂。結合大、小修對冷卻器的油管進行檢漏。
1．1．4 新變壓器投入運行前必須多次排除套管升高座、油管道中的死區(qū)、冷卻器頂部等處的殘存氣體。強油循環(huán)變壓器在投運前，要啟動全部冷卻設備使油循環(huán)，停泵排除殘留氣體后方可帶電運行。更換或檢修各類冷卻器后，不得在變壓器帶電情況下將新裝和檢修過的冷卻器直接投入，防止安裝和檢修過程中在冷卻器或油管路中殘留的空氣進入變壓器。
1．1．5 對新安裝或大修后的變壓器應按制造廠說明書規(guī)定進行真空處理和注油，其真空度、抽直空時間、進油速度等均應達到要求。裝設有載調壓開關的油箱要同時抽真空，并與變壓器本體油箱同時達到相同的真空度，避免開關油箱滲油。
1．1．6 裝有排污閥的儲油柜，應結合小修進行排污放水。從儲油柜補油或帶電濾油時，應先將儲油柜的積水放盡。不得從變壓器下部進油，防止水分、空氣或油箱底部雜質進入變壓器器身。
1．1．7 當氣體繼電器發(fā)出輕瓦斯動作訊號時，應立即檢查氣體繼電器，及時取氣樣檢驗，以判明氣體成分，同時取油樣進行色譜分析，查明原因及時排除。
1．1．8應檢查呼吸器的油封、油位是否正常，切實保證暢通。干燥劑應保持干燥、有效。
1．1．9 停運時間超過6個月的變壓器在重新投入運行前，應按預試規(guī)程要求進行有關試驗。對于油中含水量超標或本體絕緣性能不良的變壓器，如在寒冬季節(jié)停運一段時間，則投運前要用真空加熱濾油機進行熱油循環(huán)，按規(guī)程試驗合格后再帶電運行。
1．1．10 加強潛油泵、儲油柜的密封監(jiān)測，如發(fā)現密封不良應及時處理。
1．2 防止異物進入變壓器
1．2．1 除制造廠有特殊規(guī)定外，在安裝變壓器時應進入油箱檢查清掃，必要時應吊心檢查、清除箱底異物。導向冷卻的變壓器要注意清除進油管道和聯箱中的異物。
1．2．2 變壓器安裝或更換冷卻器時，必須用合格絕緣油反復沖洗油管道、冷卻器和潛油泵內部，直至沖洗后的油試驗合格并無異物為止。如發(fā)現異物較多，應進一步檢查處理。
1．2．3 要防止凈油器裝置內的活性氧化鋁或硅膠粉末進入變壓器。對于全密封變壓器不宜采用凈油器。運行單位應定期檢查濾網和更換吸附劑。
1．2．4 潛油泵應采用耐磨性能好的E級軸承，禁止使用無級別軸承。有條件時，上軸承應改用向心推力球軸承。推薦選用轉速不大于1000r/min的低速油泵。對轉速為3000V/min的高速油泵應安排更換。對于盤式電機油泵，應注意定子和轉子的間隙調整，防止鐵心的平面磨擦。運行中如出現過熱、振動、雜音及嚴重滲漏油等異常時，應安排停運檢修。各地應結合設備實際運行情況，合理安排潛油泵的定期檢查修理。
1．2．5 壓器內部故障跳閘后，應切除油泵，避免故障產生的游離碳、金屬微粒等異物進入變壓器的非故障部位。
1．2．6 在安裝、大修吊罩或進入檢查時，除應盡量縮短器身暴露于空氣的時間外，還要防止工具、材料等異物遺留在變壓器內。進行真空油處理時，要防止真空濾油機軸承磨損或濾網損壞造成金屬粉末或異物進入變壓器。為防止真空泵停用或發(fā)生故障時，真空泵潤滑油被吸入變壓器本體，真空系統應裝設逆止閥或緩沖罐。
1．2．7 運行中油流繼電器指示異常時，注意檢查油流繼電器檔板是否損壞脫落。
1．3 防止絕緣損傷
1．3．1 變壓器在吊檢和內部檢查時應防止絕緣受傷。安裝變壓器穿纜式套管應防止引線扭結，不得過分用力吊拉引線。如引線過長或過短應查明原因予以處理。檢修時嚴禁蹬踩引線和絕緣支架。
1．3．2 安裝或檢修中需要更換絕緣件時，應采用符合制造廠要求，檢驗合格的材料和部件，并經干燥處理。
1．4 防止線圈溫度過高、絕緣劣化或燒損
1．4．1 變壓器過負荷運行應按照GB/T15164-94《油浸式電力變壓器負載導則》和DL/T572-95《電力變壓器運行規(guī)程》執(zhí)行。如果過負荷運行時間較短，例如少于5min，可作為應急處理。
1．4．2 應要求制造廠提供變壓器的負荷能力表。負荷能力表經用戶核校后執(zhí)行。
1．4．3 運行中變壓器的熱點溫度不得超過GB/T15164-94規(guī)定的限值和特定限制。在實際運行中應對負載電流和頂層油溫加以監(jiān)控。
1．4．4 因散熱器（冷卻器）外部臟污、油泵效率下降等原因，使散熱器（冷卻器）的散熱效果降低時，要適當縮短允許過負荷時間。變壓器的風冷卻器每1~2年用壓縮空氣或水進行一次外部沖洗，以保證冷卻效果。
1．4．5 當變壓器有缺陷或絕緣出現異常時，不得超過額定電流運行，并加強運行監(jiān)視。
1．4．6 對于負荷能力受到懷疑或經過改造的變壓器，aixiangbo.com 必要時應進行溫升試驗來確定其負荷能力。當懷疑線圈局部過熱時（如由絕緣膨脹或油道堵塞等引起），可酌情降低極限出力。
1．4．7 強油循環(huán)變壓器的冷卻系統故障時，變壓器允許的負荷水平、持續(xù)時間和頂層油溫等均應符合變壓器運行規(guī)程或制造廠規(guī)定。
1．4．8 強油循環(huán)的冷卻系統必須有兩個相互獨立的電源，并裝有自動切換裝置。要定期進行切換試驗。信號裝置應齊全可靠。
1．4．9 冷卻器的風扇葉片應校平衡并調整角度，注意定期維護保證正常運行。對振動大、磨損嚴重的風扇電機應進行更換。
1．4．10 對運行年久、溫升過高或長期過載的變壓器可進行油中糠醛含量測定，以確定絕緣老化的程度，必要時可取紙樣做聚合度測量，進行絕緣老化鑒定。
1．5 防止過電壓擊穿事故
1．5．1 運行在中性點有效接地系統中的中性點不接地變壓器，在投運、停運以及事故跳閘過程中，為防止出現中性點位移過電壓，必須裝設可靠的過電壓保護。在投切空載變壓器時，中性點必須可靠接地。
1．5．2 變壓器應采用氧化鋅避雷器保護。
1．5．3 通過長電纜（或氣體絕緣電纜）與GIS相連的變壓器，為避免因特高頻操作過電壓（VFTO）造成高壓線圈首端匝間絕緣損壞事故，除了要求制造廠采取相關措施外（如加大變壓器入口等值電容等），運行中應采用“帶電冷備用”的運行方式（即斷路器分閘后，其母線側刀閘保持合閘狀態(tài)運行），以減少投切空載母線產生VFTO的概率。
1．5．4變壓器中性點應有兩根與主接地網不同地點連接的接地引下線，且每根接地引下線均應附合熱穩(wěn)定要求。
1．6 防止工作電壓下的擊穿事故
1．6．1 新安裝220kV及以上電壓等級的變壓器，交接試驗中應按照國標或行業(yè)標準進行局部放電試驗，并要求加于匝間和主絕緣的試驗電壓為1.5倍設備最高電壓。110kV電壓等級的新安裝變壓器，可比照執(zhí)行。
1．6．2 大修更換絕緣部件或部分線圈并經干燥處理后的變壓器，也應進行局部放電試驗。試驗中要以局部放電量的限制水平作為試驗的另一項控制指標，而不應僅以試驗電壓是否達到《電力設備預防性試驗規(guī)程》（DL/T596-1996）規(guī)定的電壓值來要求，以免因施加電壓過高而造成缺陷的擴大。
1．6．3 運行中的變壓器油色譜異常、懷疑設備存在放電性故障時，可進行局部放電試驗。進行試驗的原則同1.6.2。
1．6．4 500kV（含330kV）變壓器、aixiangbo.com 并聯電抗器絕緣油中出現乙炔時，應立即縮短監(jiān)測周期，跟蹤監(jiān)測變化趨勢。對于500kV（含330kV）并聯電抗器，當油中可燃氣體增加，并伴有少量乙炔產生，但乙炔含量趨于穩(wěn)定時，可區(qū)別對待，適當放寬運行限值。但應查明原因，并注意油中含氣量的變化。
1．6．5 對220kV及以上電壓等級的三相變壓器，根據運行經驗和監(jiān)測結果，如果懷疑存在圍屏樹枝狀放電故障，則在吊罩檢修時應解開圍屏直觀檢查。
1．6．6 對薄絕緣變壓器，可按一般變壓器設備進行技術監(jiān)督。如發(fā)現嚴重缺陷，變壓器本體不宜再進行改造性大修，對更換下來的薄絕緣變壓器也不應再遷移安裝。
1．7 防止保護裝置誤動、拒動
1．7．1 變壓器的保護裝置必須完善可靠，嚴禁變壓器及變壓器中低壓側設備無保護投入運行。aixiangbo.com 確因工作需要使保護裝置短時停用時，應制定相應的安全防護措施，并于工作完成后立即將變壓器保護裝置恢復使用。
1．7．2 氣體繼電器應安裝調整正確，定期校驗，消除因接點短接等造成的誤動因素。如加裝防雨罩，避免接點受潮誤動。
1．7．3 防止因儲油柜系統安裝不當，造成噴油、出現假油面或使保護裝置誤動作。
1．7．4 壓力釋放閥的動作接點應接入信號回路。當根據需要將壓力釋放閥的動作接點接入跳閘回路時，應有完備的防誤動措施：如同一設備上兩臺壓力釋放裝置的動作接點互相串聯，接點盒增加防潮措施等。
1．7．5 線圈溫度計和頂層油溫度計的動作接點應接信號，不宜接跳閘。
1．7．6 220kV及以上主變壓器宜裝設故障錄波器，錄取故障情況下的主變電流、電壓、相別、持續(xù)時間等參數，以提高事故分析質量，為制定防范措施提供可靠依據。
1．7．7 220kV及以上變壓器的高、低壓側后備保護，應由不同的直流電源供電，防止因故失去直流時，造成后備保護全部癱瘓，長時間切不斷故障并擴大事故的后果。
2 預防鐵心多點接地和短路故障
2．1 在檢修時應測試鐵心絕緣，如有多點接地應查明原因，消除故障。
2．2 安裝時注意檢查鐘罩頂部與鐵心上夾件的間隙，如有碰觸，應及時消除。
2．3 用于運輸中臨時固定變壓器器身的定位裝置，應在安裝時將其脫開。
2．4 穿心螺栓的絕緣應良好，并注意檢查鐵心穿芯螺桿絕緣外套兩端的金屬座套，防止座套過長觸及鐵心造成短路。
2．5 線圈壓釘螺栓應緊固，防止螺帽和座套松動掉下造成鐵心短路。鐵心及鐵軛靜電屏蔽引線等應固定好，防止出現電位懸浮產生放電。
2．6 鐵心、夾件通過小套管引出接地的變壓器，應將接地引線引至適當位置，以便在運行中監(jiān)測接地線中是否有環(huán)流，當運行中環(huán)流異常增長變化，應盡快查明原因，嚴重時應檢查處理并采取措施，例如環(huán)流超過300mA又無法消除時，可在接地回路中串入限流電阻作為臨時性措施。
3 預防套管事故
3．1訂貨時，對變壓器套管外絕緣不僅要提出與所在地區(qū)污穢等級相適應的爬電比距要求，也應對傘裙形狀提出要求。重污區(qū)可選用大小傘結構瓷套，并滿足IEC60815的要求。應要求制造廠提供淋雨條件下套管人工污穢試驗的型式試驗報告。不得訂購有機粘結接縫過多的瓷套管和密集形傘裙的瓷套管，防止瓷套出現裂紋斷裂和外絕緣污閃、雨閃故障。
3．2鑒于套管出廠試驗的周邊條件與安裝在變壓器上運行條件的差異，應要求套管的工頻耐受電壓和雷電沖擊耐受電壓的水平比變壓器線圈的絕緣水平高一級。高原地區(qū)可只按海拔進行校正。
3．3 500kV套管今后宜選用導桿式結構套管，防止穿纜結構密封不良所帶來的進水受潮問題和其它弊病。套管安裝時注意處理好套管頂端導電連接和密封面。并檢查端子受力和引線支承情況，檢查外部引線的伸縮節(jié)及其熱脹冷縮性能。防止套管因過度受力引起的滲漏油。aixiangbo.com 與套管相連接的長引線，當垂直高差較大時要采用引線分水措施。
3．4 安裝在供貨變壓器上的套管必須是進行出廠試驗時該變壓器所用的套管。油紙電容套管安裝就位后，110~220kV套管應靜放24h，330~500kV套管應靜放36h后方可帶電。
3．5 定期對套管進行清掃，防止污穢閃絡和大雨時閃絡。在嚴重污穢地區(qū)運行的變壓器，可考慮在瓷套上加裝硅橡膠輔助傘裙套（也稱增爬裙）或采用涂防污閃涂料等措施。加裝增爬裙時應注意固體絕緣界面的粘結質量，并應利用停電機會檢查其劣化情況，出現問題及時處理。
3．6 對110kV及以上變壓器套管進行解體檢修時，組裝后應采用真空注油，真空度及抽真空時間應符合制造廠的要求，檢修后的套管應進行局部放電測量和額定電壓下的介損試驗。
3．7 經常注意保持套管油位正常，運行人員正常巡視時應檢查記錄套管油面情況。套管滲漏油時應及時處理，防止內部受潮而損壞。
3．8應采用紅外熱成像技術檢查運行中的套管引出線聯板的發(fā)熱情況及油位，防止因接觸不良導致引線過熱開焊或缺油引起的絕緣事故。
3．9 變壓器套管上部注油孔的螺栓膠墊，應結合檢修檢查更換。
3．10注意油紙電容型套管的介損、電容量、油色譜分析結果的變化趨勢，發(fā)現問題及時處理。新安裝的變壓器套管及事故搶修所裝上的套管，投運后的半年內，應測量一次套管介損，必要時可取油樣做一次色譜分析。
3．11作為備品的110kV及以上套管，應豎直放置，如水平存放，其油枕抬高角度應滿足制造廠要求。安裝前應進行局放測量和額定電壓下的介損試驗。
4 預防引線事故
4．1 在安裝或大修時，應注意檢查引線、均壓環(huán)（球）、木支架、膠木螺釘等是否有變形、損壞或松脫。注意去除裸露引線上的毛刺及尖角，發(fā)現引線絕緣有損傷的應予修復。對線端調壓的變壓器要特別注意檢查分接引線的絕緣狀況。對高壓引出線結構及套管下部的絕緣筒應在制造廠代表指導下安裝，并檢查各絕緣結構件的位置，校核其絕緣距離及等電位連接線的正確性。
4．2應要求制造廠提供測試用套管末屏接地線的引出線連接端子。aixiangbo.com 對于現有采用螺栓式末屏引出方式的套管，在試驗時要注意防止螺桿轉動，避免內部末屏引出線扭斷。如有損壞應及時處理，保證帶電時未屏可靠接地。對于新訂設備，要求制造廠采取防止螺桿轉動的措施。
4．3 在線圈下面水平排列的裸露引線，宜加包絕緣，以防止金屬異物碰觸引起短路。
4．4在大電流套管導桿引線兩端，都應配有鎖母和蝶形彈簧墊圈以防止螺母松動。
4．5 變壓器套管的穿纜引線應包扎絕緣白布帶，以防止裸引線與套管的導管相碰、分流燒壞引線。
5 預防分接開關事故
5．1 變壓器安裝完畢準備投入運行前及無勵磁分接開關改變分接位置后，必須測量所使用分接的直流電阻，合格后方能投入運行。
5．2 安裝和檢修時應檢查無勵磁分接開關的彈簧狀況、觸頭表面鍍層及接觸情況、分接引線是否斷裂及緊固件是否松動。為防止撥叉產生懸浮電位放電，應采取等電位連接措施。
5．3 有載調壓開關在安裝時及運行中，應按出廠說明書進行調試和定期檢查。aixiangbo.com 要特別注意分接引線距離和固定狀況、動靜觸頭間的接觸情況和操作機構指示位置的正確性。
5．4應掌握變壓器有載調壓開關（OLTC）帶電切換次數。對調壓頻繁的OLTC，為使開關滅弧室中的絕緣油保持良好狀態(tài)，可考慮裝設帶電濾油裝置。有帶電濾油裝置的OLTC，在帶電切換操作后，應自動或手動投入濾油裝置。對于長期不切換的OLTC也應定期（周期不應長于半年）啟動帶電濾油裝置。無帶電濾油裝置的OLTC，應結合主變小修安排濾油。必要時亦可換油。
6 預防絕緣油劣化
6．1 加強油務監(jiān)督管理工作，定期進行絕緣油的色譜分析和簡化分析，保持油質良好。對新油要加強質量控制，油運抵現場經處理并取樣分析合格后，方能注入設備。用戶可根據運行經驗選用合適的油種。變壓器的絕緣油應嚴格按規(guī)程控制含水量、油擊穿強度和介損等指標，500kV（含330kV）變壓器、電抗器還應控制絕緣油的含氣量。
6．2 裝有密封膠囊和隔膜的大容量變壓器，aixiangbo.com 要嚴格按照制造廠說明書規(guī)定的工藝要求進行注油，防止空氣進入。并結合大修或有必要時對膠囊和隔膜的完好性進行檢查。
6．3 對于裝有金屬波紋管貯油柜的變壓器，如發(fā)現波紋管焊縫滲漏，應通知制造廠更換處理。要防止異物卡澀導軌，保證呼吸順暢。
6．4變壓器在運行中出現絕緣油介損值超過規(guī)程要求、且影響本體絕緣性能時，應及時查明絕緣下降原因，并對絕緣油進行處理。
6．5 應及時分析運行中變壓器的油樣，并從變壓器投運帶電起開始監(jiān)測絕緣油色譜。
6．6 對于運行時間超過15年的500kV變壓器，應嚴格控制變壓器油的質量，管理好變壓器的附屬設備，以防止變壓器絕緣性能下降或附屬設備發(fā)生故障。
7 預防變壓器短路損壞事故
7．1 訂貨時變壓器制造廠應提供參數相同或相近的同類型變壓器短路試驗報告及其變壓器動熱穩(wěn)定性能的計算報告，并提供合同變壓器的具體結構參數，以便計算校驗合同變壓器的抗短路能力。同等條件下，應優(yōu)先選用通過突發(fā)短路試驗的同類產品。
7．2 宜采用半硬銅、自粘性換位導線以及用硬絕緣筒繞制線圈等措施提高變壓器抗短路能力。對于制造廠在變壓器內采用高機械強度的環(huán)氧等材料，應以不增大繞組絕緣的介損值和局部放電量為前提，防止因提高抗短路強度而降低絕緣性能。加密線圈的內外撐條也應以不影響變壓器散熱性能為前提條件。
7．3 應要求制造廠提交確保變壓器動熱穩(wěn)定性能的技術和工藝措施aixiangbo.com 。采取措施保證大型變壓器線圈軸向壓緊，包括線圈墊塊采用預密化、內外多個線圈均能壓緊撐實的工藝和檢測措施等。應在線圈整體套裝并烘燥后，采用壓敏紙等方法檢測各線圈圓周和軸向的壓緊狀況。330 ～500kV變壓器和大容量220kV變壓器宜設置單獨的調壓線圈，做到結構對稱、安匝平衡，盡量降低軸向力。
7．4 繼電保護裝置動作時間應與變壓器短路承受能力試驗的持續(xù)時間相匹配。為此，要求制造廠提供承受短路能力試驗的有關數據。
7．5 采取有效措施，減少變壓器的外部短路沖擊次數，改善變壓器的運行條件
7．5．1電纜出線故障多為永久性的，因此不宜采用重合閘。例如：對6~10kV電纜或短架空出線多，且發(fā)生短路事故次數多的（2次以上）變電站，可考慮臨時停用線路自動重合閘，防止變壓器連續(xù)遭受短路沖擊。
7．5．2容性電流超過10A的10kV或超過30A的35kV不接地系統，應裝設有自動跟蹤補償功能的消弧線圈，防止單相接地發(fā)展成相間短路。
7．5．3 加強防污工作，防止相關變電設備外絕緣污閃。對110kV及以上電壓等級變電站電瓷設備的外絕緣，可以采用調整爬距、加裝硅橡膠輔助傘裙套，涂防污閃涂料，提高外絕緣清掃質量等措施，避免發(fā)生污閃、雨閃和冰閃。aixiangbo.com 特別是變壓器的低壓側出線套管，應有足夠的爬距和外絕緣空氣間隙，防止變壓器套管端頭間閃絡造成出口短路。
7．5．4 加強對低壓母線及其所聯接設備的維護管理，如母線采用絕緣護套包封等，防止小動物進入造成短路和其它意外短路。加強防雷措施。防止誤操作。堅持變壓器低壓側母線的定期清掃和耐壓試驗工作。
7．5．5 提高直流電源的可靠性，防止因失去直流電源而出現的保護拒動。
7．5．6 加強開關柜管理，防止配電室“火燒連營”。 定期對保護裝置的整定值進行檢查校驗，確保變壓器發(fā)生近區(qū)故障時能夠可靠動作。當變壓器發(fā)生出口或近區(qū)短路時，應確保開關正確動作切除故障，防止越級跳閘。
7．6 對于新投變壓器，宜根據系統情況及變壓器安裝位置，選擇合理的調壓方式，減少調壓分接數量，使變壓器結構更為簡單合理，提高變壓器的電氣和機械性能。
7．7 采取分裂運行及適當提高變壓器短路阻抗、加裝限流電抗器等措施，降低變壓器短路電流。
7．8變壓器出廠時宜進行線圈變形試驗：包括頻響試驗（相間頻響特性應具有良好的一致性）及低電壓阻抗試驗，作為變壓器的基本數據建檔。在交接、大修和出口短路時應開展此項工作，并與原始數據比較，aixiangbo.com 并結合油色譜分析和其它常規(guī)檢查試驗項目進行綜合分析，對判明線圈有嚴重變形并逐漸加重的變壓器，應盡快吊罩檢查和檢修處理。防止因變壓器線圈變形累積造成的絕緣事故。禁止變壓器出口短路后，未經線圈變形試驗及其它檢查試驗就盲目將其投入運行。
8 預防殼式變壓器事故
8．1 殼式變壓器訂貨時，應選取已提高絕緣裕度、改進結構設計的結構產品。
8．2 對于在運的殼式變壓器，應加強油品管理，定期監(jiān)測絕緣油的體積電阻率、帶電度和變壓器泄漏電流，以防絕緣油老化（或油流帶電）危害變壓器絕緣。油中一旦出現乙炔，即應跟蹤分析，必要時可考慮換油處理。具體措施如下：
8．2．1定期監(jiān)測絕緣油的體積電阻率（應大于1′1013Ω·cm/80℃）、帶電度（應小于500 pC/ml/20℃）和停電啟動油泵狀態(tài)下的變壓器線圈泄漏電流（應小于|-3.5|μA）。一旦出現或接近出現絕緣油老化（或油流帶電）現象（如體積電阻率低于1′1013Ω·cm/80℃、帶電度高于500 pC/ml/20℃等情況），應及時更換為含硫量低的絕緣油；
8．2．2由于在油溫40℃左右時，油流的帶電傾向最大，故殼式變壓器可通過控制油泵運行數量來盡量避免變壓器絕緣油運行在35～45℃溫度區(qū)域。
8．3在對殼式變壓器絕緣油的定期色譜監(jiān)測中，一旦發(fā)現放電性故障跡象即應引起高度重視：提高色譜監(jiān)測頻次，同時還要測試油的含氣量。 8．4 殼式變壓器的局部放電試驗，要按照1.6.2的原則進行，以免因施加電壓過高而造成缺陷的擴大化。
9 預防變壓器火災事故
9．1 加強變壓器的防火工作，重點防止變壓器著火引起的事故擴大。變壓器應按規(guī)定要求完善消防設施，并加強管理。aixiangbo.com 運行中應有火災事故預想。應特別注意對套管的質量檢查和運行監(jiān)視，防止其運行中發(fā)生爆炸噴油引起變壓器著火。
9．2 現場進行變壓器干燥時，應事先做好防火措施，防止加熱系統故障或線圈過熱燒損。
9．3變壓器放油后進行電氣試驗（如測量絕緣電阻或施加低電壓試驗）時，應嚴防因感應高壓放電或通電打火而引燃、引爆油紙絕緣物和油箱內聚集的可燃氣體。
9．4 在變壓器引線焊接及在器身周圍進行明火作業(yè)時，必須事先做好防火措施，現場應設置一定數量的消防器材。
9．5 事故貯油坑的卵石層厚度應符合要求，保持貯油坑的排油管道暢通，以便事故發(fā)生時能迅速排油。防止絕緣油進入電纜溝內。室內變壓器應有集油池或擋油矮墻，防止火災蔓延。
9．6 對于油浸變壓器應按“消防法”要求裝設滅火裝置。特別是地下洞室、城市人口密集區(qū)域等特殊安裝場所的油浸變壓器，應安裝自動遙控水噴霧或其它滅火裝置。
信息來源：aixiangbo.com 信息整理：揚州拓普電氣科技有限公司生技部
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