安全问题.docx

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安全问题

变压器常见故障分析

1异常响声

（1）音响较大而嘈杂时，可能是变压器铁芯的问题。

例如，夹件或压紧铁芯的螺钉松动时，仪表的指示一般正常，绝缘油的颜色、温度与油位也无大变化，这时应停止变压器的运行，进行检查。

（2）音响中夹有水的沸腾声，发出"咕噜咕噜"的气泡逸出声，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严重发热使油气化。

分接开关的接触不良而局部点有严重过热或变压器匝间短路，都会发出这种声音。

此时，应立即停止变压器运行，进行检修。

（3）音响中夹有爆炸声，既大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。

这时，应将变压器停止运行，进行检修。

（4）音响中夹有放电的"吱吱"声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。

如果是套管的问题，在气候恶劣或夜间时，还可见到电晕辉光或蓝色、紫色的小火花，此时，应清理套管表面的脏污，再涂上硅油或硅脂等涂料。

此时，要停下变压器，检查铁芯接地与各带电部位对地的距离是否符合要求。

（5）音响中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器某些部件因铁芯振动而造成机械接触，或者是因为静电放电引起的异常响声，而各种测量表计指示和温度均无反应，这类响声虽然异常，但对运行无大危害，不必立即停止运行，可在计划检修时予以排除。

2温度异常

变压器在负荷和散热条件、环境温度都不变的情况下，较原来同条件时的温度高，并有不断升高的趋势，也是变压器温度异常升高，与超极限温度升高同样是变压器故障象征。

引起温度异常升高的原因有：

①变压器匝间、层间、股间短路；

②变压器铁芯局部短路；

③因漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热；

④长期过负荷运行，事故过负荷；

⑤散热条件恶化等。

运行时发现变压器温度异常，应先查明原因后，再采取相应的措施予以排除，把温度降下来，如果是变压器内部故障引起的，应停止运行，进行检修。

3喷油爆炸

喷油爆炸的原因是变压器内部的故障短路电流和高温电弧使变压器油迅速老化，而继电保护装置又未能及时切断电源，使故障较长时间持续存在，使箱体内部压力持续增长，高压的油气从防爆管或箱体其它强度薄弱之处喷出形成事故。

（1）绝缘损坏：

匝间短路等局部过热使绝缘损坏；变压器进水使绝缘受潮损坏；雷击等过电压使绝缘损坏等导致内部短路的基本因素。

（2）断线产生电弧：

线组导线焊接不良、引线连接松动等因素在大电流冲击下可能造成断线，断点处产生高温电弧使油气化促使内部压力增高。

（3）调压分接开关故障：

配电变压器高压绕组的调压段线圈是经分接开关连接在一起的，分接开关触头串接在高压绕组回路中，和绕组一起通过负荷电流和短路电流，如分接开关动静触头发热，跳火起弧，使调压段线圈短路。

4严重漏油

变压器运行中渗漏油现象比较普遍，油位在规定的范围内，仍可继续运行或安排计划检修。

但是变压器油渗漏严重，或连续从破损处不断外溢，以致于油位计已见不到油位，此时应立即将变压器停止运行，补漏和加油。

变压器油的油面过低，使套管引线和分接开关暴露于空气中，绝缘水平将大大降低，因此易引起击穿放电。

引起变压器漏油的原因有：

焊缝开裂或密封件失效；运行中受到震动；外力冲撞；油箱锈蚀严重而破损等。

5套管闪络

变压器套管积垢，在大雾或小雨时造成污闪，使变压器高压侧单相接地或相间短路。

变压器套管因外力冲撞或机械应力、热应力而破损也是引起闪络的因素。

变压器箱盖上落异物，如大风将树枝吹落在箱盖时引起套管放电或相间短路。

以上对变压器的声音、温度、油位、外观及其他现象对配电变压器故障的判断，只能作为现场直观的初步判断。

因为，变压器的内部故障不仅是单一方面的直观反映，它涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。

必要时必须进行变压器特性试验及综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较完备的合理的处理方法。

变压器停送电的操作顺序流程

变压器停电操作顺序：

一般先断开负荷侧开关，后断开电源侧开关；送电操作顺序与停电操作顺序相反。

变压器运行中预防事故的要求

（1）通过长电缆（或气体绝缘电缆）与GIS设备相连的变压器，为避免因特高频操作过电压（VFTO）造成高压绕组首端匝间绝缘损坏事故，除要求制造厂采取相关措施外（如加大变压器人口等值电容等），运行中还应采用“带电冷备用”的运行方式（即断路器分闸后，其母线侧隔离开关保持合闸状态运行），以减少投切空载母线产生VFTO的概率。

（2）为防止因接触不良导致引线过热或缺油引起的绝缘事故发生，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，以及油位和油箱温度分布等。

　　（3）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。

　　（4）为防止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、停运或事故跳闸过程中，出现中性点位移过电压，在变压器中性点处必须装设可靠的过电压间隙保护。

　　（5）变压器故障跳闸后，应及时切除油泵，避免故障产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部件。

　　（6）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，查明原因并及时排除。

　　（7）运行中变压器在切换潜油泵时应逐台进行，每次间隔时间不少于3min。

变压器故障的异常特征

变压器故障判断是一个综合过程，需通过现场直观判断、详细测量及综合分析等几个环节。

其中，现场直观判断最直接、最简捷。

对变压器故障而言，直接判断可通过声音、气味、颜色、体表、渗漏油及温度的异常来进行。

1声音

　　变压器正常运行时，会发出连续均匀的"嗡嗡"声。

如果变压器出现故障或运行不正常，声音就会出现异常：

（1）电网发生过电压，例如中性点不接地电网有单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐；

（2）变压器过载运行时，音调高、音量大。

如带有电弧炉、可控硅整流器等负荷时，因负荷变化大，又因谐波作用，变压器会瞬间发出"哇哇"声或"咯咯"间歇声，监视测量仪表指针发生摆动；

　　（3）个别零件松动（如铁芯的穿芯螺丝夹得不紧）或有零件遗漏在铁芯上时，变压器会发出强烈而不均匀的"噪音"，或有"锤击"和"吹风"之声；

　　（4）变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时，有"吱吱"的放电声；

　　（5）变压器高压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在，可听到"嘶嘶"声；

　　（6）变压器铁芯接地断线，会产生劈裂声；

　　（7）变压器内部局部放电或电接不良，会发出"吱吱"或"劈啪"声，且次声音随离故障部位远近而变化；

　　（8）变压器绕组短路，将有"劈啪"声，严重时会有巨大轰鸣声，随后可能起火；

　　（9）变压器绕组高压引出线之间或它们对外壳闪络放电时，有爆裂声音；

　　（10）变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触时，会产生连续的、有规律的撞击或摩擦声。

2气味、颜色

　　变压器内部故障及各部件过热将引起一系列气味和颜色的变化：

（1）瓷套管端子的紧固部分松动，接触面过热氧化，会引起变色和异常气味；

（2）变压器漏磁的断磁能力不好及磁场分布不均，引起涡流，会使油箱局部过热引起油漆变色；

　　（3）瓷套管污损产生电晕、闪络会发出奇臭味；

　　（4）冷却风扇、油泵烧毁会发出烧焦气味；

　　（5）吸潮过度、垫圈损坏、进入油室的水量太多等原因会造成吸湿计变色。

3体表

　　变压器故障时都伴随着体表的变化。

主要有：

（1）呼吸口不灵或内部故障可引起防爆膜龟裂、破损。

（2）大气过电压，内部过电压等，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。

4渗漏油

　　变压器运行中渗漏油的主要原因是：

（1）油箱与零部件联接处的密封不良，焊件或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等；

（2）内部故障使油温升高，引起油的体积膨胀，发生漏油或喷油。

5温度

　　变压器的很多故障都伴随着急剧的温升：

（1）由于涡流或夹紧铁芯用的穿芯螺栓损坏会使变压器油温升高；

（2）绕组局部层间或匝间的短路，内部接点有故障，二次线路上有大电阻短路等，均会使变压器油温升高；

　　（3）过负载、环境温度过高，冷却风扇和输油泵故障，散热器阀门忘记打开，渗漏油引起油量不足等原因都会造成变压器温度不正常。

　　以上所述仅能作为对变压器故障的现场直观的初步判断，因为变压器的故障不仅仅是某一方面的直观反映，它涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。

因此，只有进行详细测量和综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较合理的处理办法，使故障尽快得到消除。

电力变压器的防火防爆措施有哪些？

电力变压器是电力系统中输配电力的主要设备。

电力变压器主要是将电网的高压电降低为可以直接使用的6000伏（V）或380伏（V）电压，给用电设备供电。

如变压器内部发生过载或短路，绝缘材料或绝缘油就会因高温或电火花作用而分解，膨胀以至气化，使变压器内部压力急剧增加，可能引起变压器外壳爆炸，大量绝缘油喷出燃烧，油流又会进一步扩大火灾危险。

运行中防火爆炸要注意：

（1）不能过载运行：

长期过载运行，会引起线圈发热，使绝缘逐渐老化，造成短路。

（2）经常检验绝缘油质：

油质应定期化验，不合格油应及时更换，或采取其它措施。

（3）防止变压器铁芯绝缘老化损坏，铁芯长期发热造成绝缘老化。

（4）防止因检修不慎破坏绝缘，如果发现擦破损伤，就及时处理。

（5）保证导线接触良好，接触不良产生局部过热。

（6）防止雷击，变压器会因击穿绝缘而烧毁。

（7）短路保护：

变压器线圈或负载发生短路，如果保护系统失灵或保护定值过大，就可能烧毁变压器。

为此要安装可靠的短路保护。

（8）保护良好的接地。

（9）通风和冷却：

如果变压器线圈导线是A级绝缘，其绝缘体以纸和棉纱为主。

温度每升高8℃其绝缘寿命要减少一半左右；变压器正常温度90℃以下运行，寿命约20年；若温度升至105℃，则寿命为7年。

变压器运行，要保持良好的通风和冷却。

变压器渗漏油处理对策

变压器渗漏油问题长期以来一直困扰着供电运行部门，不仅影响达标创一流工作，而且影响安全运行。

　　根据对各地供电局的供电所变压器渗漏油情况的专题调研，我们分析了造成变压器渗漏油的诸多原因，制订和完善了防变压器渗漏油的各项工艺措施、技术措施，并联系实际慎密进行了施工处理。

现简介如下。

　　1．攻关措施

（1）选用新型密封材料，完善对密封件的检测手段国内变压器行业最常用的密封材料为丁睛橡胶，但由于其配方和工艺等原因，国产丁睛橡胶目前尚不能满足性能要求，再加上运行中漏磁场分布不均匀导致变压器温度分布不均匀，局部区域温度可能超过丁睛橡胶正常使用的极限温度，造成丁睛橡胶提前老化、龟裂和失去弹性。

我们经过调研，选用了耐高温、耐油性好的高分子材料。

它能在150C热油中连续工作，有着良好的耐臭氧、抗紫外线、耐有机溶剂及耐老化等特点。

　　我们认为对橡胶件的检验不能只停留在测量其几何尺寸及表观质量上，为此我厂添置了必要的橡胶检测设备，目前已做到了对每批进货的橡胶检查其物理特性，并对其做在125Y热油中浸泡164h的老化试验及与变压器油的相溶性试验，测量其重量、体积和硬度的变化率。

（2）改进密封件的断面形状

　　在变压器箱沿转弯处，角度小，以往采用圆形橡胶条，由于长期受应力极易产生龟裂，导致渗漏。

现我厂采用“8”字形断面胶条，不仅避免了龟裂现象，而且双密封结构，使密封更为合理可靠。

　　同时，对放气塞、油样阀等部位改用为O型密封圈。

　　（3）改进密封橡胶粘合剂以往使用502胶水粘合剂粘接，粘合度低、时间长、遇水易溶解，且粘合层显脆性，为密封部位最薄弱的环节。

根据调研，现已改用406胶水粘合剂，其粘度不仅也短，遇水不易溶解，而且粘合层为柔性，不易断裂，耐热性能也较好。

　　（4）改进散热器放气塞、套管放气塞，使用真空蝶阀调查统计结果表明：

散热器接口处、平面蝶阀帽子、散热器放气塞处渗漏油占总渗漏点的50％。

为此，对该类产品结构多次进行分析，终于发现在散热器放气塞和放气塞座配合上存在着加工制造中的严重缺陷，然而由于放气塞座是焊接在散热器上的现场无法加工或更换，只能对放气塞改进和更换。

原来的放气塞不带止口，不能起到良好的密封效果，于是重新设计放气塞结构，加工了一批带保护挡圈的放气塞进行更换。

同时对散热器放气塞配套的密封件尺寸进行修正，将密封件的压缩量控制在25％，使密封更为完善、可靠。

　　为了改变普通板式蝶阀普遍渗漏油的局面，全部更换为沈阳变压器厂继电器联分厂生产的ZF80型真空偏心蝶阀。

真空蝶阀与普通蝶阀相比，其外观质量与内在质量有了很大改观，而且在其与变压器法兰接口处采用了双层密封，有效地解决了接口的渗漏油问题。

同时改进了最易渗漏的套管放气塞结构，定制了各种规格的法兰盘螺栓代替普通螺栓作为套管放气塞，将接触面由原来未加工的平面改为光洁的圆锥面，使密封件包容在圆锥面内，密封更为有效。

　　（5）实行了变压器整体附件试装检漏工作我厂编制和完善了《变压器防渗漏油的装配工艺要求》，规定了对变压器所有附件都要进行总装配。

通过总装配，凡安装尺寸不对、密封不良、结构不合理等问题都必须在厂内解决，否则不准出厂。

上述问题在厂内解决，比在现场处理既合理方便，又节约时间，不会延误送电。

　　（6）加强监造力度，严格把住渗油关我厂在变压器订货技术协议中明确要求：

变压器为无渗漏油产品，一旦发现渗漏油进行索赔与罚款。

同时加强了对派出监造人员的培训，做到了在各道工序严格把关，尤其是附件预装检漏后进行巡回检查，发现不合理之处及时要求制造厂整改，从源头上堵住变压器渗漏油。

　　（7）防止起重运输造成变压器渗漏我们积极采用了两条措施，一方面对起重工作人员加强变压器相关知识培训，使起重运输人员对变压器基本结构及承重部位有了一定的了解，同时规定变压器移位时千斤顶应避免顶在箱沿上而应顶在专用顶板上。

针对现场无合适顶板或顶点位置无法承重现象，采取了过渡装置和多点支撑措施，减小了箱沿支撑面的压强，减少了箱沿变形情况。

另一方面积极与上海电力设计院联系，在新变电站或老变电站改造设计中，适当放宽变压器承重基础尺寸。

　　（8）加强对变压器组件的质量控制我厂加强了对阀门、散热器、有载分接开关等组件的质量控制。

严格按照ISO9000标准选择分承包方，并对实物加强评定和复验工作，使组件质量上一个档次。

同时及时捕捉市场信息不惜成本采用国内质量上乘的组件，如采用专用球阀。

2．努力方向采取上述措施后，在解决变压器渗漏油工作上取得了明显的效果，但这项工作是长期、持续的。

相当部分的变压器在检查中虽然没有发现渗漏油现象，但此情况又能维持多久呢?

经分析在如下几个方面还存在变压器渗漏油的隐患。

（1）变压器的渗漏油与变压器承载的负荷有关负荷越高，变压器油温越高，油的粘度也将变得越稀薄，更容易渗漏油；随着变压器油温的升高，隔膜式储油柜的油面也将升高，一旦油面超过隔膜密封面，由于隔膜式储油柜存在着密封面大、密封结构不合理、法兰加工不平整等问题，将造成严重的渗漏油。

现场发现几乎所有的隔膜式储油柜均存在着渗漏油的情况，而胶囊式储油柜却无一渗漏油。

因此，从结构上改造隔膜式储油柜成为解决变压器渗漏油问题的当务之急。

（2）变压器制造厂工艺水平低、组件质量差是造成变压器渗漏油的主要原因之一不仅放气塞、蝶阀、气体继电器渗漏油，而且法兰结合面之间不平行、法兰太单薄容易变形、安装尺寸公差太大、密封面未加工等情况，导致渗漏油。

为此更换组件，采用波纹管软连接是消除法兰之间应力现场解决气体继电器的接口渗漏油的唯一有效途径。

　　（3）解决变压器渗漏油与密封技术有关目前虽然一部分密封面渗漏被环氧堵漏胶堵住了，表面上看起来并没有渗漏油现象，但据统计最多只能维持3—4个月。

因此采用环氧堵漏胶堵漏只能应急，使用应慎重。

同时使用堵漏胶产生影响散热、损坏组件等多种后果，所以堵漏胶不适宜用在密封面上，只能用于变压器油箱焊缝应急堵漏。

　　（4）良好的人员素质是解决变压器渗漏油问题的关键加强检修、安装、运行人员的专业技术的培训，提高人员素质是解决变压器渗漏油的当务之急。

同时应选择有一定资质的队伍安装变压器。

配电变压器的安全措施和责任

　近年来，因触电伤害事故所引起的民事纠纷和经济纠纷越来越多，供电企业往往成为索赔的对象被推上被告席。

在众多的损害赔偿案件中，有相当一部分发生在变压器台上，现从安全管理角度探讨变压器台的安全责任问题及相应的对策。

　　1　变压器台的两种责任

　　从安全管理的角度出发，可以把变压器台的安全责任分为状态责任和管理责任两种，状态责任指变压器安装是否符合有关技术规程，安装位置是否合理等。

管理责任是指对变压器台的监督管理是否到位。

（1）变压器台的状态责任。

变压器台的状态责任实际上是变压器台是否符合有关的技术规程，这是标准变压器台的重要标志及变压器台的装设是否标准的问题。

当变压器台出现损害事故时，其自身安装能保证供电企业不承担任何赔偿责任。

　　①变压器的位置在架空配电线路设计技术规程中是这样规定的：

配电变压器台应设在负荷中心或重要负荷附近，要便于更换和检修设备。

同时，还应避开车辆、行人较多的场所。

　　②《电力设施保护条例实施细则》第四条关于线路保护区的规定：

变压器台的最突出部位距道路和房屋应保持5m距离。

　　③容量在320kVA以下容许放在杆上的变压器台，其台底面（糟钢底面）距地面不得小于2.5m，并悬挂“禁止攀登，高压危险”标志牌。

　　④容量在320kVA以上的应装设在室内。

　　⑤变压器台如在室外，应装在平台上，对地距离1.2m，并应装设永久性围栏，围栏的高度不得小于2.5m，围栏的门应闭锁，并悬挂“禁止入内，高压危险”的标示牌。

（2）变压器台的管理责任。

对于变压器台的管理责任，如1999年4月，年仅6岁的男童张某在变压器围栏边玩耍，见变压器围栏大门半开，便入其内。

当右手顺着高压侧A相套管向上触摸时，被高压电击倒在地，因伤情严重对其左右双手做了截肢手术和双肘植皮手术。

事后张某就治病损失、伤残补助费和残具等经济损失状告我公司，法院判决我公司赔偿受害人经济损失的20%。

法院认为作为变压器的产权人，因疏于管理，导致伤残具有过错的依据如下：

　　①变压器台的围栏装设的木门不符合规程设计要求。

　　②变压器台的围栏木门虽加锁，但未能紧闭。

　　③未在变压器台的围栏显著位置悬挂安全警示牌。

　　④装在平台上的变压器对地距离不足1.2m。

　　2　变压器台监督管理的具体措施

　　配电变压器是安全供电的关键性设备，标准变压器台应该是符合规程设计要求、装设位置合理。

（1）按照设计安装要求，做好配变投入运行前的验收工作，验收不合格的变压器台严禁投入运行。

（2）要特别注意变压器台与道路和房屋的距离，对安全距离不够的变压器台，应根据《供电营业规则》第五十条，关于因建设引起建筑物与供电设施相互妨碍，需要迁移供电设施或采取防护设施时，应按建设先后的原则确定其担负责任的规定办理。

谁在后，谁迁移或拆除。

　　（3）加强对变压器台运行维护管理工作。

每年进行一次配电变压器的查评，摸清配电变压器安全管理存在的问题，并针对存在问题进行认真整改。

变压器运行中温度异常隐患的防治

　变压器在运行中一些故障，而这些故障的前兆大多数能够反映在温度的变化上。

为此，应该充分认识变压器运行中温度平衡与安全的关系。

　　1.温度异常变化及原因

　　温度异常一般指温度异常升高。

变压器在负荷、散热和环境温度都不变的情况下，较相同条件时的温度升高，且温度变化不平衡。

变压器在运行中，总是要发热的。

变压器温度在允许范围内变化，通常被认为是属于正常的发热，其实不然。

变压器温度急剧上升，大大超过允许范围，这是明显的温度异常变化，很容易及时发现。

例如，在对变压器巡回检查中，用测温仪测得其B相母线接头处局部过热，温度高达125℃，及时降负荷或停机处理。

　　而当变压器三相出现局部温差变化还在允许范围内时，最容易被忽视。

这类温度异常却可能最早反映了变压器故障。

　　变压器长期运行，温度升高使得接头接触电阻进一步增大，如发现不及时或没有引起足够的重视，会使绝缘老化，甚至击穿，最终变压器不能正常工作。

例如一台变压器的中性点接地扁铁压接螺栓处发热温度为45℃，温升为10℃，接地电流很小，未引起重视，直至单相接地后，检查螺栓处有放电痕迹。

　　高电压变压器这类现象更为普遍，导致的后果更为严重。

通常变压器的低温发热状态，直接反映出一些变压器缺陷的发生、发展和变化的过程。

例如，220kV变压器一相充油套管将军帽温度59℃，对比其他相温度均为32℃，很容易判断该相低温发热，通过对套管油色谱分析，烃含量超标。

判断为高压套管因长期内部过热，使绝缘介质极化，局部绝缘击穿放电，属重大变压器隐患。

　　根据综合统计，变压器缺陷导致的温度不平衡占其故障总指数的90%，没有先兆的内部突发故障仅占10%。

因此，对变压器的表面温度不平衡现象成因分析，有利于预防事故的发生，保障安全运行。

　　电气变压器温度不平衡的原因有：

（1）设计缺陷。

例如，顶盖加强筋设计不合理，形成局部涡流发热；铜铝接头产生电解腐蚀。

导致接触面减小、接触电阻增大，破坏温度平衡等等。

（2）在安装和检修工作中，由于接线和操作的错误，接头连接不牢、焊接不良或接头处混有杂质等造成电流热效应。

（3）变压器匝间、层间、股间短路；运行中出现局部绝缘击穿放电、接头发热等。

（4）散热条件恶化，散热不良。

　2.温度异常隐患的预防

　　通过检测和分析变压器外壳的温升，可在故障早期或萌发阶段及时发现和预防。

　　可以通过监测变压器状态、控制工作条件、及时采取有效措施来预防故障的发生或扩大。

如对于负荷重、电流大的变压器，采用提高冷却能力，加强降温效果等方法。

选择能代表变压器正常运行状态典型部位，对温度参数进行监测，可以发现运行中的温度异常变化，所引起的发热量增加、传热情况的改变等。

但在线监测的主要困难在于发热点通常处在高电位的位置，普通的温度传感方法受到限制；电力变压器内部有大量的点需要监测，但传感器的安装受绝缘、变压器结构和经济性的限制，不可能安装大量的结构复杂或价格昂贵的传感器。

并且众多的传感器本身又有可能产生附加故障。

　　为了及时监控温度平衡，建议采用以下的对策：

（1）健全安全生产保证体系和安全生产监督体系。

（2）规范工艺，加强对易发热点的管理、巡视、测温、检修及质量跟踪的闭环管理。

　　（3）制定电气变压器重点部位温度测量程序图，包括变电站名称、变压器名称、测温点位置、质量标准、检测程序、工艺规范、发现缺陷及处理情况、遗留问题、验收人员等。

制订动态的测温流程，确保温度变化稳定。

　　（4）及时完成”消缺”整改，将温度异常及时消除，做到管理、监督到位，有效运作。

变压器防雷安全措施

1进行全面的高压瞬态等电位连接

　　对变压器常态非等电位部位全部实现高压瞬态等电位连接，包括在变压器高压侧和低压侧分别安装高压、低压避雷器各3只，所有避雷器与变压器壳、中性线和其它金属支撑件共同接地。

这样连接处理之后，当遭到雷击时，变压器所有金属部位电位瞬时同升同降，其相互间在理论上没有雷电流流动，因而变压器不会被雷电损坏。

实际上，用高压、低压避雷器实施了高压瞬态等电位连接后的变压器，在遇到雷击时，所接部位之间因避雷器的启动时刻和启动电压存在差别，再加上连接导体阻抗的存在，其所形成的高压瞬态等电位也只是相对的。

不过，其电位差非常小，不至于构成对变压器造成损坏或严重损坏。

目前，在变压器的高压侧和低压侧安装避雷器以达到全面的高压瞬态