1防止干式變壓器絕緣擊穿事故1.1防止水和空氣進入干式變壓器1.1.1干式變壓器在運輸和儲存過程中必須密封好。運到現(xiàn)場后，安裝前應安裝壓力表，嚴密監(jiān)視氣體壓力。當壓力過低時，補充干氣。放置在現(xiàn)場6個月以上的干式變壓器應涂油保存，并安裝儲油柜和膠囊，防止水受潮。注油前，必須測量密封氣體的壓力，檢查密封情況，必要時測量露點。為了防止干式變壓器在安裝和運行過程中進水受潮，套管頂部、儲油柜頂部、套管舉升座及其連接管必須密封好。必要時應進行檢漏試驗。如果發(fā)現(xiàn)絕緣受潮，應及時采取相應措施。1.1.2對于延伸結構的冷卻器，應使用金屬波紋管連接冷卻器和箱體。1.1.3新建或擴建工程的干式變壓器一般不采用水冷方式。特殊場合必須采用水冷方式時，應采用雙層銅管冷卻系統(tǒng)。對于在役水冷式干式變壓器，安裝前應根據(jù)制造商的安裝說明，對水冷器和潛水泵逐個進行泄漏試驗，必要時進行拆卸檢查。自來水冷卻器必須確保油壓大于水壓。打開潛水泵的進油閥，用出油閥調節(jié)油流。運行過程中，定期監(jiān)測差壓繼電器和壓力表的指示。每個水冷卻器應配備一個排水閥，并檢查水中是否有油花。冬季，應防止未運行的冷卻器凍結和破裂。結合大、小修，檢查冷卻器油管有無泄漏。1.1.4干式變壓器投入運行前，需要多次排除套管立管座、油管死區(qū)和冷卻器頂部的殘余氣體。油循環(huán)強的干式變壓器在投入運行前，應啟動所有冷卻設備進行油循環(huán)，停泵排除殘余氣體后方可帶電運行。更換或檢修各種冷卻器后，新安裝和檢修的冷卻器不得在干式變壓器通電時直接投入運行，以防止安裝和檢修時留在冷卻器或油路中的空氣進入干式變壓器。1.1.5新安裝或大修的干式變壓器應按制造廠的規(guī)范進行真空處理和注油，其真空度、抽氣時間和進油速度應符合要求。裝有有載調壓開關的油箱應同時抽真空，同時達到與干式變壓器本體油箱相同的真空度，以免開關油箱漏油。1.1.6配有排水閥的儲油柜應結合小修進行排水。當從儲油箱中補充油或用電過濾油時，應先排出儲油箱中的積水。不要從干式變壓器的下部供油，以免油箱底部的水分、空氣或雜質進入干式變壓器的內部。1.1.7當氣體繼電器發(fā)出輕氣體動作信號時，應立即檢查氣體繼電器，及時抽取氣體樣品進行檢查，以確定氣體成分，同時抽取油樣進行色譜分析，找出原因并及時排除。1.1.8檢查呼吸器的油封和油位是否正常，確保暢通。干燥劑應保持干燥和有效。1.1.9停運6個月以上的干式變壓器，在重新投入運行前，應按預試驗程序的要求進行試驗。對于油中含水量過大或絕緣性能差的干式變壓器，如果在寒冷的冬季停運一段時間，應在投入運行前使用真空加熱濾油器進行熱油循環(huán)，并按規(guī)定試驗合格后進行帶電運行。1.1.10加強潛水泵和儲油罐的密封監(jiān)測 #p#分頁標題#e#

全密封干式變壓器不應使用凈油器。運行單位應定期檢查過濾網(wǎng)并更換吸附劑。1.2.4潛水泵應采用耐磨性好的e級軸承，嚴禁使用無級軸承。當有門檻時，上軸承應改為向心推力球軸承。建議選擇轉速不大于1000r/min的低速油泵。應更換轉速為3000伏/分鐘的高速油泵。對于盤式電機油泵，應注意定子和轉子之間的間隙調整，以防止鐵芯的平面摩擦。運行中出現(xiàn)過熱、振動、噪音和嚴重漏油時，應安排停機維護。各地要根據(jù)設備的實際運行情況，合理安排潛水泵的定期檢查和維修。1.2.5壓縮機內部故障跳閘后，應拆除油泵，以避免故障產(chǎn)生的游離碳、金屬顆粒等異物進入干式變壓器的非故障部位。1.2.6安裝、檢修或進入檢查時，除了盡可能縮短機體暴露在空氣中的時間外，還必須防止工具、材料等異物留在干式變壓器內。進行真空油處理時，必須防止金屬粉末或異物因真空油過濾器軸承磨損或濾網(wǎng)損壞而進入干式變壓器。為防止真空泵停機或故障時真空泵潤滑油被吸入干式變壓器本體，真空系統(tǒng)應配備止回閥或緩沖罐。1.2.7當油流繼電器指示運行異常時，注意檢查油流繼電器擋板是否損壞或脫落。1.3防止絕緣損壞1.3.1干式變壓器應在懸掛檢查和內部檢查時防止絕緣損壞。安裝干式變壓器過電纜套管時，應防止導線扭結，不得用力過猛。如果引線過長或過短，找出原因，進行處理。維修時，嚴禁踩踏導線和絕緣支架。1.3.2當安裝或維修過程中需要更換絕緣部件時，應采用符合制造商要求并經(jīng)檢驗合格的材料和部件，并進行干燥。1.4為防止線圈過熱、絕緣惡化或燒損，1.4.1干式變壓器的過載運行應按GB/T15164-94 《油浸式電力干式變壓器負載導則》和DL/T572-95 《電力干式變壓器運行規(guī)程》進行。如果超負荷運行時間短，如不到5min，可作為應急處理。1.4.2要求制造商提供干式變壓器的負載能力表。負載能力表應在用戶驗證后執(zhí)行。1.4.3干式變壓器運行中的熱點溫度不得超過GB/T15164-94規(guī)定的限值和具體限值。在實際操作中，應監(jiān)控負載電流和頂部油溫。1.4.4散熱器(冷卻器)外臟，油泵效率降低，導致散熱

器（冷卻器）的散熱效果降低時，要適當縮短允許過負荷時間。干式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當干式變壓器有缺陷或絕緣出現(xiàn)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(jīng)過改造的干式變壓器，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)干式變壓器的冷卻系統(tǒng)故障時，干式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干式變壓器運行規(guī)程或制造廠規(guī)定。1．4．8強油循環(huán)的冷卻系統(tǒng)必須有兩個相互先立的電源，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干式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(tǒng)中的中性點不接地干式變壓器，在投運、停運以及事故跳閘過程中，為防止出現(xiàn)中性點位移過電壓，必須裝設可靠的過電壓保護。在投切空載干式變壓器時，中性點必須可靠接地。1．5．2干式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相連的干式變壓器，為避免因特高頻操作過電壓（VFTO）造成高壓線圈先端匝間絕緣損壞事故，除了要求制造廠采取相關措施外（如加大干式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(chǎn)生VFTO的概率。1．5．4干式變壓器中性點應有兩根與主接地網(wǎng)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及以上電壓等級的干式變壓器，交接試驗中應按照標或行業(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倍設備較高電壓。110kV電壓等級的新安裝干式變壓器，可比照執(zhí)行。1．6．2大修更換絕緣部件或部分線圈并經(jīng)干燥處理后的干式變壓器，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運行中的干式變壓器油色譜異常、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。1．6．4500kV（含330kV）干式變壓器、并聯(lián)電抗器絕緣油中出現(xiàn)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(lián)電抗器，當油中可燃氣體增加，并伴有少量乙炔產(chǎn)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干式變壓器，根據(jù)運行經(jīng)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對薄絕緣干式變壓器，可按一般干式變壓器設備進行技術監(jiān)督。如發(fā)現(xiàn)嚴重缺陷，干式變壓器本體不宜再進行改造性大修，對更換下來的薄絕緣干式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干式變壓器的保護裝置必須完善可靠，嚴禁干式變壓器及干式變壓器中低壓側設備無保護投入運行。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干式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(tǒng)安裝不當，造成噴油、出現(xiàn)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(jù)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(lián)，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。1．7．6220kV及以上主干式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(shù)，以提高事故分析質量，為制定防范措施提供可靠依據(jù)。1．7．7220kV及以上干式變壓器的高、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干式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(xiàn)電位懸浮產(chǎn)生放電。2．6鐵心、夾件通過小套管引出接地的干式變壓器，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，對干式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(xiàn)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干式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干式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。3．3500kV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。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安裝在供貨干式變壓器上的套管必須是進行出廠試驗時該干式變壓器所用的套管。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)運行的干式變壓器，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(xiàn)問題及時處理。3．6對110kV及以上干式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(jīng)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(lián)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干式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(xiàn)問題及時處理。新安裝的干式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?shù)仁欠裼凶冃巍p壞或松脫。注意去除裸露引線上的毛刺及尖角，發(fā)現(xiàn)引線絕緣有損傷的應予修復。對線端調壓的干式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。對于現(xiàn)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干式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干式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(chǎn)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。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應掌握干式變壓器有載調壓開關（OLTC）帶電切換次數(shù)。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(xiàn)場經(jīng)處理并取樣分析合格后，方能注入設備。用戶可根據(jù)運行經(jīng)驗選用合適的油種。干式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）干式變壓器、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干式變壓器，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干式變壓器，如發(fā)現(xiàn)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干式變壓器在運行中出現(xiàn)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應及時分析運行中干式變壓器的油樣，并從干式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干式變壓器，應嚴格控制干式變壓器油的質量，管理好干式變壓器的附屬設備，以防止干式變壓器絕緣性能下降或附屬設備發(fā)生故障。7預防干式變壓器短路損壞事故７．１訂貨時干式變壓器制造廠應提供參數(shù)相同或相近的同類型干式變壓器短路試驗報告及其干式變壓器動熱穩(wěn)定性能的計算報告，并提供合同干式變壓器的具體結構參數(shù)，以便計算校驗合同干式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(chǎn)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干式變壓器抗短路能力。對于制造廠在干式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干式變壓器散熱性能為前提條件。７．３應要求制造廠提交確保干式變壓器動熱穩(wěn)定性能的技術和工藝措施。采取措施保證大型干式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干式變壓器和大容量220kV干式變壓器宜設置單先的調壓線圈，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干式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(shù)據(jù)。7．5采取有效措施，減少干式變壓器的外部短路沖擊次數(shù)，改善干式變壓器的運行條件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(shù)多的（2次以上）變電站，可考慮臨時停用線路自動重合閘，防止干式變壓器連續(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(tǒng)，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。特別是干式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，防止干式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(lián)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。堅持干式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(xiàn)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，確保干式變壓器發(fā)生近區(qū)故障時能夠可靠動作。當干式變壓器發(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對于新投干式變壓器，宜根據(jù)系統(tǒng)情況及干式變壓器安裝位置，選擇合理的調壓方式，減少調壓分接數(shù)量，使干式變壓器結構更為簡單合理，提高干式變壓器的電氣和機械性能。7．7采取分裂運行及適當提高干式變壓器短路阻抗、加裝限流電抗器等措施，降低干式變壓器短路電流。7．8干式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，作為干式變壓器的基本數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)比較，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干式變壓器，應盡快吊罩檢查和檢修處理。防止因干式變壓器線圈變形累積造成的絕緣事故。禁止干式變壓器出口短路后，未經(jīng)線圈變形試驗及其它檢查試驗就盲目將其投入運行。8預防殼式干式變壓器事故8．1殼式干式變壓器訂貨時，應選取已提高絕緣裕度、改進結構設計的較新結構產(chǎn)品。8．2對于在運的殼式干式變壓器，應加強油品管理，定期監(jiān)測絕緣油的體積電阻率、帶電度和干式變壓器泄漏電流，以防絕緣油老化（或油流帶電）危害干式變壓器絕緣。油中一旦出現(xiàn)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500pC/ml/20℃）和停電啟動油泵狀態(tài)下的干式變壓器線圈泄漏電流（應小于|-3.5|μA）。一旦出現(xiàn)或接近出現(xiàn)絕緣油老化（或油流帶電）現(xiàn)象（如體積電阻率低于1 1013Ω·cm/80℃、帶電度高于500pC/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，油流的帶電傾向較大，故殼式干式變壓器可通過控制油泵運行數(shù)量來盡量避免干式變壓器絕緣油運行在35～45℃溫度區(qū)域。8．3在對殼式干式變壓器絕緣油的定期色譜監(jiān)測中，一旦發(fā)現(xiàn)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殼式干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預防干式變壓器火災事故9．1加強干式變壓器的防火工作，重點防止干式變壓器著火引起的事故擴大。干式變壓器應按規(guī)定要求完善消防設施，并加強管理。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)生爆炸噴油引起干式變壓器著火。9．2現(xiàn)場進行干式變壓器干燥時，應事先做好防火措施，防止加熱系統(tǒng)故障或線圈過熱燒損。9．3干式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在干式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(xiàn)場應設置一定數(shù)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。室內干式變壓器應有集油池或擋油矮墻，防止火災蔓延。9．6對于油浸干式變壓器應按“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干式變壓器，應安裝自動遙控水噴霧或其它滅火裝置。#p#分頁標題#e#