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/T7252-2001   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（〔2004〕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。