山东电力集团公司输变电设备反事故技术措施
5防止支柱绝缘子断裂事故 5.1 技术管理措施
（1） 支柱绝缘子基建验收时应落实国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定》（生产输电[2004]4号文附件3）中的要求，支柱绝缘子金属法兰采用上砂水泥胶装，胶装处胶合剂外露表面应平整，无水泥残渣及露缝等缺陷，胶装后露装高度10～20mm，且不得小于10mm，胶装处应均匀涂以防水密封胶。
（2） 逐步更换低强度的支柱绝缘子。各单位对抚瓷厂97年前生产的抗弯强度在4kN及以下的支柱绝缘子分年度逐步安排更换，防止发生事故，确保电网的安全运行。 5.2 安装、运行、检修、试验等方面的措施
（1） 定期对变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检查，防止绝缘子断裂引起母线事故。
（2） 进行刀闸操作时，要加强监护，严格监视隔离开关动作情况，如发现卡滞应停止操作并进行处理，严禁强行操作。若发生支柱断裂前兆，应立即通知操作人员撤离。 （3） 积极探索绝缘子超声波探伤和紫外线带电裂纹检测工作，及时发现缺陷，防止事故发生。
（4） 与隔离开关相连的导线弛度应调整适当，避免产生太大的拉力。 5.3 技术改造措施
（1） 提高刀闸支柱和母线支柱绝缘子的抗弯强度。要求今后采用额定弯曲破坏负荷为6kN及以上的防污型支柱绝缘子。
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6 防止变压器类设备事故 6.1 变压器 6.1.1技术管理措施
（1） 加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理。在选用110kV及以上电压等级的变压器时，各单位在合同中应明确要求厂家出具抗短路能力动态计算报告并进行验算；明确要求厂家增加抗短路能力的措施，如采用半硬铜或自粘性换位导线、内衬硬绝缘筒、合理增加撑条等。110kV变压器必须选用产品通过了突发短路试验的厂家；220kV变压器优先选用已通过突发短路试验的同类产品。
为减少变压器受外部短路冲击次数，应在技术和管理上采取有效措施，改善变压器运行条件，如在变压器低压侧出线包封绝缘护套等。
（2） 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，或按DL/T586-2008《电力设备监造技术导则》的要求进行。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。
（3） 出厂试验中局部放电试验的要求：测量电压为1.5Um/3时，110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC；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。500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵外)进行局部放电试验；其他变压器不大于100pC。
110kV及以上电压等级变压器在出厂时，应做频响法测试和低电压短路阻抗法测试绕组变形以留原始记录。低电压短路阻抗测试应提供各个绕组对三相测量和单相测量的短路阻抗Zk（Ω）及百分数Zke(%)、短路电抗Xk(Ω)和漏电抗Lk（mH）。 （4） 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；对110kV变压器，要积极创造条件，进行现场局部放电试验。 （5） 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。对运行20年以上、温升过高或长期过载的变压器应进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化程度，必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。
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（6） 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。
（7） 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。
（8） 加强有载分接开关的运行维护管理，应掌握其带电切换的次数，当开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修，对新安装或大修后的有载分接开关应进行开关参数测试。有载分接开关是否选用在线滤油装置应遵循调压频繁且运行年限较长的原则，一般年调压次数在2000次以下的不建议安装在线滤油装置。
（9） 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。对强油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。
（10）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。
110kV及以上油纸电容型套管发生故障，应返厂检修或更换，严禁在现场进行抽真空注油的处理。
（11）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。
（12）变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用，运行中的要定期校验，要采取如加装防雨罩等措施防止误动。 6.1.2安装、运行、检修、试验等方面的措施
（1） 对新安装或大修后的变压器应按照制造厂说明书规定进行抽真空处理和注油，其真空度、抽真空时间、进油速度等均应达到要求。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。
（2） 加强变压器运行巡视检查，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；每月至少应检查一次呼吸器的油封、油位是否正常，干燥剂是否饱和；装有净油器的的变压器应定期检查滤网和更换吸附剂（全密封的变压器不宜采用净油器）。
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（3） 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。
（4） 220kV及以上电压等级变压器进行更换绝缘部件或线圈的大修后，应进行现场局部放电试验。
110kV及以上电压等级变压器在遭受出口短路或近区多次短路后，应测试绕组变形，可以用频响法测试结果与低电压短路阻抗测试的结果进行相互验证分析，并与原始记录进行比较，同时应综合其他电气试验项目进行分析。正常运行的变压器应至少每6年测一次绕组变形。
（5） 变压器各侧在各种运行方式下不应失去氧化锌避雷器保护，并满足距离要求；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、停运以及事故跳闸过程中，为防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。
（6） 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。注意变压器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,发现问题及时处理。对运行年久的套管应结合检修更换胶垫，防止进水。
（7） 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。压力释放阀的动作接点应接入信号回路。
（8） 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。 6.1.3技术改造措施
（1） 对安装原沈阳变压器厂配件八厂生产的YJ-150型变压器油流继电器进行检查并逐步更换，对其它类型的油流继电器宜结合主变大修予以更换。 （2） 对发生硅脂渗漏的干式穿墙套管，应列入重大缺陷，及时更换。
（3） 按照（国家电网生变电[2008]81号）《关于加强变压器设备重点检查工作的通知》的要求，完成全部220kV及以上电压等级变压器套管末屏接地装置检查工作，对有缺陷的及时处理，对介损、色谱分析结果明显异常的，应予更换。 6.2 干式空芯电抗器 6.2.1技术管理措施
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（1） 在定购干式空芯电抗器时，应对厂家提出如下要求：设计上严格控制电流密度，铝芯导线的电流密度不得大于1.2A/mm；严格控制各线包间的电流不均匀系数，应不大于1.05；不仅提供合格的出厂试验报告，而且必须提供各线包的设计电流值及测量值；提供绕组所用绕包线的绝缘的耐热等级试验报告，该绝缘的耐热等级至少应较电抗器所标称耐热等级高一个级别；此外，还应提供干式空心电抗器或相同设计、工艺生产的单一包封电抗的淋雨耐受电压试验，或进行气候环境试验的有资质的试验报告。 （2） 电抗器周边结构件(框架或护栏)的金属件一定要呈开环状，尤其是地下接地体不得呈金属闭合环路状态，避免因外部金属闭合环路感应电流形成的磁场造成电抗器电压分布或电流分布不均匀而加速电抗器损坏。 6.2.2运行、检修等方面的措施
定期进行电抗器及绝缘子的清洗、维护，避免电抗器及绝缘子表面发生污闪及泄漏电流蚀损，防止电抗器散热通风道堵塞；电抗器表面刷憎水性强的材料有利于提高电抗器的可靠性；加强巡视，重点为表面是否有爬电痕迹、撑条是否错位、顶部是否有明显的气流对流现象；定期进行红外测温工作，但对有绝缘筒外护层的应注意其测温效果较差的问题。
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