一、防止大型變壓器（電抗器）損壞事故

為防止發生大型變壓器（電抗器）損壞事故，根據《關于印發<國家電網公司十八項電網重大反事故措施>（修訂版）的通知》（國家電網生〔2012〕352號）、《國家能源局關于印發<防止電力生產事故的二十五項重點要求>的通知》（國能安全〔2014〕161號）、《國網運檢部關于開展 220kV 及以上大型變壓器套管接線柱受力情況校核工作的通知》（運檢一〔2016〕126號）、《輸變電設備狀態檢修試驗規程》(Q／GDW1168－2013)、《國家電網公司關于印發電網設備技術標準差異條款統一意見的通知》（國家電網科〔2017〕549號）等標準及相關規程規定，結合近6年生產運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求：

9.1 防止變壓器出口短路事故

（導線所受電動力F=BLI，磁感應強度B與漏磁電流I成正比，因此F=f(I2)，變壓器繞組導線所受的電動力與其流過的電流的平方成正比）。

（在可研階段：采用合理的變壓器容量與短路阻抗配置；限制短路電流或減少短路沖擊損傷；串聯電抗器或串聯快速開端裝置；采用合理的容量比例）。

（變壓器低壓側保護配置原則：一保設備，二保電網，三保供電）。

9.1.1 240MVA及以下容量變壓器應選用通過短路承受能力試驗驗證的產品；500kV變壓器和240MVA以上容量變壓器應優先選用通過短路承受能力試驗驗證的相似產品。生產廠家應提供同類產品短路承受能力試驗報告或短路承受能力計算報告。

9.1.2 在變壓器設計階段，應取得所訂購變壓器的短路承受能力計算報告，并開展短路承受能力復核工作，220kV及以上電壓等級的變壓器還應取得抗震計算報告。

9.1.3 在變壓器制造階段，應進行電磁線、絕緣材料等抽檢，并抽樣開展變壓器短路承受能力試驗驗證。（短路能力承受試驗覆蓋：大蓋小，高蓋低）

9.1.4 220kV及以下主變壓器的6kV～35kV中（低）壓側引線、戶外母線（不含架空母線）及接線端子應絕緣化；500（330）kV變壓器35kV套管至母線的引線應絕緣化；變電站出口2km內的10kV線路應采用絕緣導線。

9.1.5 變壓器中、低壓側至配電裝置采用電纜連接時，應采用單芯電纜；運行中的三相統包電纜，應結合全壽命周期及運行情況進行逐步改造。

9.1.6 全電纜線路禁止采用重合閘，對于含電纜的混合線路應根據電纜線路距離出口的位置、電纜線路的比例等實際情況采取停用重合閘等措施，防止變壓器連續遭受短路沖擊。（10-35千伏出線重合閘應結合線路狀況、季節特點與負荷性質統籌考慮）

9.1.7 定期開展抗短路能力校核工作，根據設備的實際情況有選擇性地采取加裝中性點小電抗、限流電抗器等措施，對不滿足要求的變壓器進行改造或更換。

9.1.8 220kV及以上電壓等級變壓器受到近區短路沖擊未跳閘時，應立即進行油中溶解氣體組分分析，并加強跟蹤，同時注意油中溶解氣體組分數據的變化趨勢，若發現異常，應進行局部放電帶電檢測，必要時安排停電檢查。變壓器受到近區短路沖擊跳閘后，應開展油中溶解氣體組分分析、直流電阻、繞組變形及其他診斷性試驗，綜合判斷無異常后方可投入運行。

9.2 防止變壓器絕緣損壞事故

9.2.1 設計制造階段

9.2.1.1 出廠試驗時應將供貨的套管安裝在變壓器上進行試驗；密封性試驗應將供貨的散熱器（冷卻器）安裝在變壓器上進行試驗；主要附件（套管、分接開關、冷卻裝置、導油管等）在出廠時均應按實際使用方式經過整體預裝。（預防漏油、漏氣，預防異物進入線圈等部位）

9.2.1.2 出廠局部放電試驗測量電壓為1.5Um/                             時，110（66）kV電壓等級變壓器高壓側的（視在）局部放電量不大于100pC；220kV～750kV電壓等級變壓器高、中壓端的局部放電量不大于100pC；1000kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大于100pC，中壓端的局部放電量不大于200pC，低壓端的局部放電量不大于300pC。但若有明顯的局部放電量，即使小于要求值也應查明原因。330kV及以上電壓等級強迫油循環變壓器還應在潛油泵全部開啟時（除備用潛油泵）進行局部放電試驗，試驗電壓為1.3Um/，局部放電量應小于以上的規定值（預防油流帶電引起的局部放電。局部放電試驗前后應進行油色譜對比檢測）。

9.2.1.3 生產廠家首次設計、新型號或有運行特殊要求的變壓器，在首批次生產系列中應進行例行試驗、型式試驗和特殊試驗（短路承受能力試驗視實際情況而定）。

9.2.1.4500kV及以上電壓等級并聯電抗器的中性點電抗器出廠試驗應進行短時感應耐壓試驗（ACSD）。（電場及電路問題不多，磁路問題突出）

9.2.1.5 有中性點接地要求的變壓器應在規劃階段提出直流偏磁抑制需求，在接地極50km內的中性點接地運行變壓器應重點關注直流偏磁情況。（朔州、忻州部分變電站主變偏磁要求及隔直配置）

9.2.2 基建階段

9.2.2.1 對于分體運輸、現場組裝的變壓器宜進行真空煤油氣相干燥（特高壓變壓器）。

9.2.2.2 充氣運輸的變壓器應密切監視氣體壓力，壓力低于0.02MPa時要補干燥氣體，現場充氣保存時間不應超過3個月，否則應注油保存，并裝上儲油柜（防止主絕緣受潮）。

9.2.2.3 變壓器新油應由生產廠家提供新油無腐蝕性硫、結構簇、糠醛及油中顆粒度報告。對500kV及以上電壓等級的變壓器還應提供T501等檢測報告（對甲酚異丁烯等抗氧化劑質量比不低于0.25%）。

9.2.2.4110（66）kV及以上電壓等級變壓器在運輸過程中，應按照相應規范安裝具有時標且有合適量程的三維沖擊記錄儀。變壓器就位后，記錄紙和押運記錄應提供給用戶留存。

9.2.2.5 強迫油循環變壓器安裝結束后應進行油循環，并經充分排氣、靜放后（24h，48h，72h）方可進行交接試驗（真空油處理不到位，壓力濾油，冷卻系統排氣不充分）。

9.2.2.6110（66）kV及以上電壓等級變壓器在出廠和投產前，應采用頻響法和低電壓短路阻抗法對繞組進行變形測試，并留存原始記錄。

9.2.2.7110（66）kV及以上電壓等級的變壓器在新安裝時，應進行現場局部放電試驗，110（66）kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大于100pC；220～750kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大于100pC，中壓端的局部放電量不大于200pC（90年代以前標準為300pC和500pC）；1000kV電壓等級變壓器高壓端的局部放電量不大于100pC，中壓端的局部放電量不大于200pC，低壓端的局部放電量不大于300pC。有條件時（隨試驗裝備技術的發展而進步），500kV并聯電抗器在新安裝時可進行現場局部放電試驗。（在運行電壓下檢測局部放電逐漸成為替代方法）

9.2.2.8 對66～220kV電壓等級變壓器，在新安裝時應抽樣進行空載損耗試驗和負載損耗試驗（出廠監造）。

9.2.2.9 當變壓器油溫低于5℃時，不宜進行變壓器絕緣試驗，如需試驗應對變壓器進行加溫（如熱油循環等）。

9.2.3 運行階段

9.2.3.1 結合變壓器大修對儲油柜的膠囊、隔膜及波紋管進行密封性能試驗，如存在缺陷應進行更換（絕緣油受潮的主要原因，呼吸器的吸潮劑）。

9.2.3.2 對運行超過20年的薄絕緣、鋁繞組（基本上都是薄絕緣）變壓器，不再對本體進行改造性大修，也不應進行遷移安裝，應加強技術監督工作并安排更換。

9.2.3.3220kV及以上電壓等級變壓器拆裝套管、本體排油暴露繞組或進人內檢后，應進行現場局部放電試驗。

9.2.3.4 鐵心、夾件分別引出接地的變壓器，應將接地引線引至便于測量的適當位置，以便在運行時監測接地線中是否有環流，當運行中環流異常變化時，應盡快查明原因，嚴重時應采取措施及時處理（異物接地，色譜異常）。

9.2.3.5220kV及以上電壓等級油浸式變壓器和位置特別重要或存在絕緣缺陷的110（66）kV油浸式變壓器，應配置多組分油中溶解氣體在線監測裝置。

9.2.3.6 當變壓器一天內連續發生兩次輕瓦斯報警時，應立即申請停電檢查（遼寧董家站高抗）；非強迫油循環結構且未裝排油注氮裝置的變壓器（電抗器）本體輕瓦斯報警，應立即申請停電檢查。（排除天氣、油泵等影響）

9.3 防止變壓器保護事故

9.3.1 設計制造階段

9.3.1.1 油滅弧有載分接開關應選用油流速動繼電器，不應采用具有氣體報警（輕瓦斯）功能的氣體繼電器；真空滅弧有載分接開關應選用具有油流速動、氣體報警（輕瓦斯）功能的氣體繼電器。新安裝的真空滅弧有載分接開關，宜選用具有集氣盒的氣體繼電器。

9.3.1.2220kV及以上變壓器本體應采用雙浮球并帶擋板結構的氣體繼電器。

9.3.1.3 變壓器本體保護宜采用就地跳閘方式，即將變壓器本體保護通過兩個較大啟動功率中間繼電器的兩副觸點分別直接接入斷路器的兩個跳閘回路。

9.3.1.4 氣體繼電器和壓力釋放閥在交接和變壓器大修時應進行校驗。

9.3.2 基建階段

9.3.2.1 戶外布置變壓器的氣體繼電器、油流速動繼電器、溫度計、油位表應加裝防雨罩，并加強與其相連的二次電纜結合部的防雨措施，二次電纜應采取防止雨水順電纜倒灌的措施（如反水彎）（不應有中間接頭，波紋管防護，侯村主變掉閘）。

9.3.2.2 變壓器后備保護整定時間不應超過變壓器短路承受能力試驗承載短路電流的持續時間（2s）。（低壓側保護的隨意整定）

9.3.3 運行階段

9.3.3.1 運行中變壓器的冷卻器油回路或通向儲油柜各閥門由關閉位置旋轉至開啟位置時，以及當油位計的油面異常升高、降低或呼吸系統有異?，F象，需要打開放油、補油或放氣閥門時，均應先將變壓器重瓦斯保護停用。

9.3.3.2 不宜從運行中的變壓器氣體繼電器取氣閥直接取氣；未安裝氣體繼電器采氣盒的，宜結合變壓器停電檢修加裝采氣盒，采氣盒應安裝在便于取氣的位置。

9.3.3.3 吸濕器安裝后，應保證呼吸順暢且油杯內有可見氣泡（隔絕潮氣）。寒冷地區的冬季，變壓器本體及有載分接開關吸濕器硅膠受潮達到2/3時，應及時進行更換，避免因結冰融化導致變壓器重瓦斯誤動作（吸濕器管路禁止加裝閥門）。

9.4 防止分接開關事故

9.4.1 新購有載分接開關的選擇開關應有機械限位功能，束縛電阻應采用常接方式。新投或檢修后的有載分接開關，應對切換程序與時間進行測試。當開關動作次數或運行時間達到生產廠家規定值時，應按照生產廠家的檢修規程進行檢修。（有載分接開關對本體油的影響）

9.4.2 有載調壓變壓器抽真空注油時，應接通變壓器本體與開關油室旁通管，保持開關油室與變壓器本體壓力相同。真空注油后應及時拆除旁通管或關閉旁通管閥門，保證正常運行時變壓器本體與開關油室不導通。

9.4.3 無勵磁分接開關在改變分接位置后，應測量使用分接的直流電阻和變比；有載分接開關檢修后，應測量全分接的直流電阻和變比，合格后方可投運。

9.4.4 真空有載分接開關絕緣油檢測的周期和項目應與變壓器本體保持一致。

9.4.5 油浸式真空有載分接開關輕瓦斯報警后應暫停調壓操作，并對氣體和絕緣油進行色譜分析，根據分析結果確定恢復調壓操作或進行檢修。

9.5 防止變壓器套管損壞事故

（套管損壞事故與變壓器火災事故密切相關）

9.5.1 新型或有特殊運行要求的套管，在首批次生產系列中應至少有一支通過全部型式試驗，并提供第三方權威機構的型式試驗報告。

9.5.2 新安裝的220kV及以上電壓等級變壓器，應核算引流線（含金具）對套管接線柱的作用力，確保不大于套管及接線端子彎曲負荷耐受值（特高壓主變）。

9.5.3 110（66）kV及以上電壓等級變壓器套管接線端子（抱箍線夾）應采用T2純銅材質熱擠壓成型。禁止采用黃銅材質或鑄造成型的抱箍線夾。

9.5.4 套管均壓環應采用單獨的緊固螺栓，禁止緊固螺栓與密封螺栓共用，禁止密封螺栓上、下兩道密封共用。

9.5.5 油浸電容型套管事故搶修安裝前，如有水平運輸、存放情況，安裝就位后，帶電前必須進行一定時間的靜放，其中1000kV應大于72h，750kV套管應大于48h，500（330）kV套管應大于36h，110（66）～220kV套管應大于24h（電容芯充分浸油）。

9.5.6 如套管的傘裙間距低于規定標準，應采取加硅橡膠傘裙套等措施，防止污穢閃絡。在嚴重污穢地區運行的變壓器，可考慮在瓷套處涂防污閃涂料等措施。

9.5.7 新采購油紙電容套管在最低環境溫度下不應出現負壓。生產廠家應明確套管最大取油量，避免因取油樣而造成負壓。運行巡視應檢查并記錄套管油位情況，當油位異常時，應進行紅外精確測溫，確認套管油位（北岳站套管）。當套管滲漏油時，應立即處理，防止內部受潮損壞。

9.5.8 結合停電檢修，對變壓器套管上部注油孔的密封狀況進行檢查，發現異常時應及時處理。

9.5.9 加強套管末屏接地檢測、檢修和運行維護，每次拆/接末屏后應檢查末屏接地狀況，在變壓器投運時和運行中開展套管末屏的紅外檢測（換流變故障）。對結構不合理的套管末屏接地端子應進行改造。

9.6 防止穿墻套管損壞事故

9.6.1 6kV～10kV電壓等級穿墻套管應選用不低于20kV電壓等級的產品（變壓器套管:外絕緣爬距、相間距離、絕緣包封）。

9.6.2 在線監測和帶電檢測裝置通過電容型穿墻套管末屏接地線取信號時，接地引下線應固定牢靠并防止擺動。電容型穿墻套管檢修或試驗后，應及時恢復末屏接地并檢查是否可靠，尤其應注意圓柱彈簧壓接式末屏。（穿墻套管儲油柜布置位置）

9.7 防止冷卻系統故障造成變壓器損壞事故

9.7.1 設計制造階段

9.7.1.1 優先選用自然油循環風冷或自冷方式的變壓器（強迫（導向）油循環風冷或自冷：損耗、電源要求、可靠性、維護、磨損、油流帶電等異常）。

9.7.1.2 新訂購強迫油循環變壓器的潛油泵應選用轉速不大于1000r/min的低速潛油泵（發行版為1500），對運行中轉速大于1500r/min的潛油泵應進行更換。禁止使用無銘牌、無級別的軸承的潛油泵。（磨損、金屬顆粒、掃膛）

9.7.1.3 新建或擴建變壓器一般不宜采用水冷方式（水垢、水生物堵塞）。對特殊場合必須采用水冷卻系統的，應采用雙層銅管冷卻系統。

9.7.1.4 變壓器冷卻系統應配置兩個相互獨立的電源，并具備自動切換功能；冷卻系統電源應有三相電壓監測（電源缺相保護），任一相故障失電時，應保證自動切換至備用電源供電。

9.7.1.5 強迫油循環變壓器內部故障跳閘后（差動和重瓦斯），潛油泵應同時退出運行。（防止異物擴散）

9.7.2 基建階段

9.7.2.1 冷卻器與本體、氣體繼電器與儲油柜之間連接的波紋管，兩端口同心偏差不應大于10mm。（異常受力、泄漏）

9.7.2.2 強迫油循環變壓器的潛油泵啟動應逐臺啟用，延時間隔應在30s以上，以防止氣體繼電器誤動。

9.7.3 運行階段

9.7.3.1 對強迫油循環冷卻系統的兩個獨立電源的自動切換裝置，應定期進行切換試驗，有關信號裝置應齊全可靠。（站用電源檢測）

9.7.3.2 冷卻器每年應進行1～2次沖洗，并宜安排在大負荷來臨前進行。（冷卻器翅片密度，風扇電機防水等級，三家莊主變）

9.7.3.3 單銅管水冷卻變壓器，應始終保持油壓大于水壓，并加強運行維護工作，同時應采取有效的運行監視方法，及時發現冷卻系統泄漏故障（水面油花）。

9.7.3.4 加強對冷卻器與本體、氣體繼電器與儲油柜相連的波紋管的檢查，老舊變壓器應結合技改大修工程對存在缺陷的波紋管進行更換。（膨脹器式儲油柜及其結構影響）

9.8 防止變壓器火災事故

9.8.1 采用排油注氮保護裝置的變壓器，應配置具有聯動功能的雙浮球結構的氣體繼電器。（漏氣漏油影響：上浮球告警，下浮球掉閘）

9.8.2 排油注氮保護裝置應滿足以下要求：

（1）排油注氮啟動（觸發）功率應大于220V*5A(DC)；

（2）排油及注氮閥動作線圈功率應大于220V*6A(DC)；

（3）注氮閥與排油閥間應設有機械連鎖閥門；

（4）動作邏輯關系應為本體重瓦斯保護、主變壓器斷路器跳閘、油箱超壓開關(火災探測器，原為壓力釋放)同時動作時才能啟動排油充氮保護。（杜絕誤動：電磁干擾，機械振動）

9.8.3 水噴淋動作功率應大于8W，其動作邏輯關系應滿足變壓器超溫保護（探火線：避免停電損傷）與變壓器斷路器跳閘同時動作。

9.8.4 裝有排油注氮裝置的變壓器本體儲油柜與氣體繼電器間應增設斷流閥，以防因儲油柜中的油下泄而致使火災擴大（短時防火）。

9.8.5 現場進行變壓器干燥時，應做好防火措施，防止加熱系統故障或繞組過熱燒損。（補焊）

9.8.6應由具有消防資質的單位定期對滅火裝置進行維護和檢查，以防止誤動和拒動。（水噴淋消防優點）

9.8.7變壓器降噪設施不得影響消防功能，隔聲頂蓋或屏障設計應能保證滅火時，外部消防水、泡沫等滅火劑可以直接噴向起火變壓器（部位）。（雁門關換流變BOX-IN）

9.9 防止變壓器事故其他措施

9.9.1 電氣量保護雙重化，非電量保護及其整定（壓力釋放、瓦斯、頂層油溫、繞組溫度、冷卻器全停）

9.9.2 變壓器負荷控制（短時急救性負載1.5倍，長期急救性負載1.3倍，電壓調整）

9.9.3 變壓器中性點保護（間隙、避雷器、小電抗接地、中性點零序電流及零序電壓保護）

9.9.4 事故排油（油池、鵝卵石、格柵，事故排油閥）

二、變壓器狀態分析與評估

1.變壓器類設備設計出廠性能指標及運行指標分析

★變壓器的出廠性能指標以其銘牌額定參數為主，包括：型號、額定容量、額定電流、額定容量比、電壓等級、接線組別、冷卻方式、冷卻器參數、調壓方式、分接位置數、進出線方式、噪聲水平、鐵心結構、短路阻抗、空載損耗、短路損耗、油重、器身重、生產廠家、出廠日期、投運日期等（溫升、過載能力、抗短路能力等為隱含指標，可以結合運行經驗作加權判定或評估）。

★對于變壓器類設備設計及出廠性能指標的分析，主要是分析設備實際的指標與廠家設計指標之間的容差，以及設備的指標性能是否滿足系統狀況發展變化的要求。對于某些生產廠家在特定時期的產品應予以足夠重視。對于額定參數中不滿足或將不滿足運行要求的部分應明確指出。變壓器的某些僅在型式試驗才檢測的指標參數可能會由于設計的變更而發生變化，因此在分析時應當予以特別關注。（部分指標無法直接驗證，核查計算報告）

★變壓器的運行參數指標往往是隨時間變化的，影響其安全可靠性的運行參數（從投運日期算起）包括：各側母線短路容量、高壓繞組最大負荷電流、中壓繞組最大負荷電流、低壓繞組最大負荷電流、運行中高壓側及中壓側中性點是否直接接地、運行時有載開關常規分接位置、運行中分接開關調整范圍、高中低三側母線運行電壓（最大、最小值）、有載開關歷年動作次數、有載開關累計動作次數、變壓器頂層油最高溫度℃紅針指示(及當時的環境溫度℃)、變壓器頂層油最大溫升K（最高頂層油溫－環境溫度之差的最大值）、強迫油循環風冷卻器（自然循環風扇）額定投入組數、備用冷卻器（風扇）組數、年平均運行小時數、年平均負荷率及總運行年數等。（滿載及過載標準，長期急救性負載和短期急救性負載）

★分析變壓器的設計出廠性能指標和運行指標主要依據變壓器訂貨技術條件和變壓器設備國家標準GB1094《電力變壓器》及DL/T572《電力變壓器運行規程》。

★變壓器按電壓等級、制造廠家等分別進行可靠性指標的分析。通過對變壓器類設備可用系數、事故、障礙及缺陷情況的全面分析，切實查清故障原因、故障責任和故障的技術類型、特點，掌握其故障發生規律，結合反措要求，采取有目的、有計劃的預防改進措施。

2.變壓器類設備試驗檢測記錄分析

★在試驗方法和試驗儀器儀表均無誤的條件下，試驗參數分析應重點進行試驗結果變化規律的縱向與橫向對比，避免僅僅考查結果是否符合標準，因為試驗結果的變化規律反映的是電氣性能或運行工況的變化情況。此外，對某些異?；蛴幸蓡柕慕Y果，必要時應進行重復檢測或對比檢測，以排除偶然因素及試驗手法、儀器儀表差異的影響。（環境影響，管理因素，方法影響）

★設備投運前的試驗檢測結果：型式試驗、出廠試驗、交接試驗。（注意試驗條件的差異）

★預防性試驗結果：變壓器本體的各項試驗、套管試驗、有載開關試驗、絕緣油試驗的歷次記錄。（儀器儀表及方法一致性）

★特殊類型試驗檢測如現場操作波試驗、現場感應耐壓試驗、繞組變形、局部放電、紅外熱成象檢測、噪聲測量等結果分析。

（破壞性試驗應盡可能減少）

★變壓器本體非電量及各繞組側保護設置、保護定值設置和變更、保護定值的校驗。根據保護定值和危害性因素分析，判斷內部狀況。

3.變壓器類設備檢修及缺陷處理記錄

★運行和檢修中發現及處理的缺陷是反映設備質量狀況的重要依據，應根據設備缺陷的類型、發生缺陷時的外部工況、不同廠家、不同時期、不同型號等特點進行綜合比較分析，從而發現易導致缺陷的外部因素和不同設備缺陷出現的內在規律。

★運行中發現的缺陷，歷次大、小修主要項目、發現和處理的缺陷及檢修工作記錄。

★檢修前、后的各項試驗記錄，并與出廠值和預試值比較分析。

★檢修中改進及更換的零部件清單。分析更換后的零部件對設備整體運行狀況或某方面性能造成的影響。

★與變壓器、互感器運行相關的外圍設備的更換改進情況，如：套管CT、斷路器、避雷器更換，中性點及接地裝置、母線和出線等一次回路改造，繼電保護和控制回路更新等。

★季節性檢修及日常維護記錄，如：處理滲漏、補充絕緣油、焊接、加裝絕緣監測裝置、冷卻裝置切換、更換壓力釋放器、更換吸濕劑、連接部位測溫等。

★按反措要求進行的技術改造，改進運行組織技術措施，設備完善工作記錄。

4.變壓器類設備危害性運行因素統計分析

變壓器類設備危害性因素為可對設備內部的絕緣、機械強度、零部件等造成永久性損傷的外部作用。（變電站周邊環境治理）

★變壓器三側斷路器過流開斷記錄（動作次數、過流倍數、最大過流持續時間、重合閘動作次數）。

★變壓器中、低壓側速斷動作記錄（動作次數、動作整定值）。

★變壓器差動動作記錄（動作次數、保護動作原因、故障位置）。

★變壓器本體輕、重瓦斯保護及有載開關的輕、重瓦斯保護動作記錄（動作次數、動作原因）。（壓力釋放動作）

★變壓器三側避雷器動作記錄（相別、動作次數、累計動作次數）。

★年度變壓器事故及障礙原因、責任、損壞部位、技術對策綜合分析。

5.變壓器類設備檢測檢修周期及帶電監測

★變壓器預防性試驗的項目和周期。與規程規定對照進行分析后，根據變壓器狀況的需要調整試驗項目和試驗周期。

★已開展的帶電監測項目、帶電監測周期，帶電監測與預防性試驗結果的對比分析。

★與變壓器專業工作有關的技術監督重點工作內容。

6.油色譜分析與判斷

★油中氫氣的生成量相對較多，且與溫度相關性不明顯；明顯可見的乙炔氣體僅在接近1000度時才生成；甲烷、乙烷和乙烯有各自唯一的依賴溫度（隨著溫度升高，烷類氣體產出比例有所降低，烯炔類氣體產出比例上升）。

★無論故障點溫度高或低，氫氣和甲烷是熱故障產出最普遍的氣體。

★隨著故障點溫度的升高，甲烷的分壓濃度有所下降，成為游離氣體的比例增加（氣體繼電器中甲烷含量最大）。

★乙炔和乙烯是“溫度敏感型”氣體，在低溫下含量很少，溫度較高時增加較多。

★乙烷與甲烷類似，隨著溫度的升高，分壓濃度有所下降。

★一氧化碳、二氧化碳氣體與固體絕緣老化，密封情況密切相關（負壓區域滲漏）。

7.改進運行措施和運行方式

★減少危害性影響因素，控制變壓器繞組運行電壓，合理控制變壓器頂層油溫，加強輔助設施維護，加強在線監測和帶電檢測。

8.綜合評估及運維檢修策略

★根據以上對變壓器運行、監測、檢修等因素的分析綜合評定變壓器等級。

★安排年度預防性試驗、檢修、技改工作計劃。

★確定變壓器大、小修工作內容和停電計劃，確?？煽啃灾笜说耐瓿?。

★配合電網其它部分的技術改造。

9.組部件易發缺陷異常分類

★本體油箱：滲漏，漏磁局部發熱，螺栓導流發熱，異常震動，暫態過程局部放電

★儲油柜：缺油，油位異常，內漏，膠囊卡澀，油中含氣量增加

★冷卻器（散熱器）：滲漏，震動，油中含氣量增加，滲漏，溫度異常，噪音

★套管：油位異常，末屏接地不良，內漏，滲漏，端子松動，油中含氣量增加

★鐵心及夾件：局部過熱，局部放電，漏磁渦流發熱，多點接地，異常振動，油中含氣量增加，直流偏磁振動，剩磁涌流

★有載開關（無勵磁開關）：切換次數超標，滲漏，觸頭燒蝕，輕瓦斯信號，自動濾油機故障，滑檔，接觸不良，分頭位置不對應

★呼吸器：堵塞，吸潮，閥門關閉，缺油

★內部電磁屏蔽：懸浮放電，局部過熱

★潛油泵：磨損，振動，溫度異常，線圈放電，色譜異常

★風扇：振動，過熱

★氣體繼電器：誤動，二次線短路，干簧管破損

★壓力釋放閥：滲漏，誤動，二次線短路，受潮

★套管升高座：積氣，端子板滲漏，局部發熱

10.高壓試驗及檢測對應故障樹

★絕緣電阻：整體受潮，異物雜質短路，絕緣破損

★局部放電：繞組缺陷，器身異物，局部積氣，屏蔽接地不良，鐵心毛刺或局部短路，引線或屏蔽罩松脫，套管電容芯異常

★色譜分析：股間短路，局部過熱，鐵心毛刺或局部短路，鐵心多點接地，滲漏油，潛油泵故障，有載開關滲漏，無勵磁開關接觸不良，油流帶電，電氣連接螺栓松動

★直流電阻：導線斷股，電氣連接螺栓松動，分接開關接觸不良

★介損：套管整體受潮，套管電容屏短路，油老化受潮，繞組整體受潮

★紅外測溫：油位異常，連接部位接觸不良，漏磁發熱，閥門位置異常，油泵異常，風機異常，散熱器堵塞，損耗異常

★變比，直流泄漏電流，繞組變形，交流耐壓，噪聲，糠醛，絕緣油試驗等：與上述試驗檢測相互印證，增加判斷準確性。