百万机组发电厂电气反事故技术措施课件.docx
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百万机组发电厂电气反事故技术措施课件
反事故技术措施
（电气部分）
批准：
审核：
编写：
电气专业
2013-03-17
目录
1.预防500kV系统断路器灭弧室烧损、爆炸04
2.预防套管支持瓷瓶和绝缘提升杆闪落、爆炸04
3.预防500kV断路器拒分、拒合和误动等操作事故05
4.预防直流操作电源故障引起500kV断路器拒动、烧损06
5.预防500kV断路器进水受潮07
6.预防500kV断路器液压机构漏油、慢分07
7.预防500kVGIS机械损伤08
8.预防500kVSF6气体断路器漏气、污染09
9.预防500kVGIS载流导体过热09
10.预防500kVGIS开关柜事故09
11.预防500kV隔离开关事故10
12.预防500kVGIS接地开关和快速接地开关事故10
13.预防6kV开关爆炸损坏事故10
14.预防6kV开关拒分、拒合和误动等操作事故12
15.预防6kV配电装置机械损伤12
16.预防6kV开关柜事故13
17.预防变压器绝缘损坏事故14
18.预防铁芯多点接地和短路故障20
19.预防套管闪络及爆炸事故20
20.预防引线故障21
21.预防分接开关事故21
22.防止变压器油劣化22
23.防止变压器火灾事故23
24.防止电缆火灾事故23
25.防止电气误操作事故25
26.防止发电机损坏事故27
27.防止厂用电动机损坏事故32
28.防止发电机氢系统漏氢、爆炸和着火事故34
29.防止全厂停电事故35
30.防止变压器损坏事故40
31.预防直流操作电源故障引起断路器拒动、烧损41
32.500kVGIS设备防误操作措施42
1预防500kV系统断路器灭弧室烧损、爆炸
1.1应根据我公司500kV系统可能出现的最大运行方式及可能采用的各种运行方式，每年定期核算设备安装地点的短路电流。
如开关设备实际短路电流不能满足要求则应采取如下措施，确保设备的安全运行。
1.1.1合理改变系统运行方式，限制和减小系统短路电流。
1.1.2采取有效的限流措施限制短路电流。
1.1.3在继电保护上采取相应的措施，如控制断路器的跳闸顺序等。
1.2应经常注意监视SF6气体的压力，依据SF6气体“温度-压力”曲线对压力过低或漏气的开关应及时处理。
1.3根据开关的实际情况和有关规程的规定认真做好SF6气体压力表和压力继电器的校验工作，确保开关的SF6气体压力降低到报警值时能报警、到闭锁值时能可靠闭锁。
1.4当断路器液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。
必须带电处理时，检修人员在未采取可靠防慢分措施（如加装机械卡具）前，严禁人为启动油泵，防止由于慢分使灭弧室爆炸。
1.5开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及状态进行检修，做到“应修必修，修必修好”。
不经检修的累计短路开断次数，按断路器技术条件规定的累计短路开断电流或检修工艺执行。
没有规定的，则可根据现场运行、检修经验由主管总工程师参照类似开关设备检修工艺确定。
2预防套管支持瓷瓶和绝缘提升杆闪落、爆炸
2.1根据我公司的地理环境和现场的污秽程度，应采取下列防污闪措施：
2.1.1严密监视配电室的湿度情况，如湿度过高应采取必要措施。
2.1.2定期对瓷套或支持瓷瓶进行清洗。
2.1.3采取必要措施防止设备瓷套漏气、进水。
2.1.4在室外设备的瓷套或支持瓷瓶上涂RTV硅有机涂料或采用合成增爬裙。
2.1.5新装投运的开关设备必须符合防污等级要求。
2.2加强对套管和支持瓷瓶内部绝缘的检查。
为预防因内部进水使绝缘降低，除进行定期的预防试验外，在雨季应加强对绝缘油的绝缘监视。
2.3新装或大修后的断路器绝缘拉杆，在安装前必须进行外观检查，不得有开列起皱、接头松动及超过允许限度的变形。
除进行泄漏试验外，必要时应进行工频耐压试验。
运行的断路器如发现绝缘拉杆受潮应进行烘干处理，不合格者要进行更换。
2.4绝缘套管和支持瓷瓶各连接部位的橡胶密封圈应采用合格品并妥善保管。
安装时应无变形、位移、龟裂、老化或损坏。
压紧时应均匀用力并使其有一定的压缩量。
避免用力不均或压缩量过大使其永久变形或损坏。
3.预防500kV断路器拒分、拒合和误动等操作事故
3.1应加强对操动机构的维护检查。
机构箱门应关闭严密，箱体应防水、防灰尘和小动物进入，保持内部干燥清洁。
机构箱应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。
液压机构箱应有隔热防寒措施。
3.2对于辅助开关要采取如下措施
3.2.1辅助开关安装牢固，防止因多次操作松动变位。
3.2.2应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、性能稳定，不符和要求时应及时调整或更换。
3.2.3辅助开关和机构间的联接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。
连杆锁紧螺帽应拧紧，并采用防松措施，如涂厌氧胶等。
3.2.4严格禁止随意变动辅助开关和机构间的联接。
3.3断路器操作机构大修后，应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30%和65%额定操作电压的要求。
在80%额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活，且吸持牢靠。
3.4分合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。
3.5断路器大修后各传动机构运动部分应保持润滑动作灵活，无卡涩现象。
3.6长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查。
在低温地区还应采取防寒措施和进行低温下的操作试验。
4.预防直流操作电源故障引起500kV断路器拒动、烧损
4.1直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不得低于标准要求。
对电磁操动机构合闸线圈端子电压，当关合电流小于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的85%，并均不得高于额定操作电压值的110%，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。
不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。
断路器操作时，如合闸电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压时，应更换成截面大的电缆以减小压降。
4.2500kVGIS两路直流电源保证可靠。
4.3直流系统绝缘监察装置可靠投入，发生直流系统接地时及时处理，确保向各个负荷供给稳定的直流电源。
4.4应定期检查直流系统各级熔丝配置是否合理，熔丝是否完好，操作箱是否进水受潮，二次接线是否牢固，分、合闸线圈有无烧损。
5.预防500kV断路器进水受潮
5.1为防止液压机构储压缸氮气室生锈，应使用高纯氮（微水含量小于20μL/L）作为气源。
5.2对于大修或将要补充SF6气体的断路器，要及时检测SF6气体的微水含量。
5.3对断路器除定期进行预防性试验外，在雨季应增加检查和试验次数。
5.4配电室内应保持通风和空气干燥，以防潮气侵入灭弧室造成凝露。
6预防500kV断路器液压机构漏油、慢分
6.1预防漏油措施
6.1.1新装或检修断路器时，应彻底清洗油箱底部，并对液压油用滤油机过滤，保证管路、阀体无渗漏和杂物。
6.1.2液压机构油泵启动频繁或补压时间过长，应检查原因并应及时停电处理。
6.1.3处理活塞杆漏油时，应同时检查处理微动开关，以保证微动开关动作可靠。
6.2防止失压后重新打压慢分。
液压机构发生失压故障时必须及时停电处理。
若断路器不能停电处理，在运行状态下抢修时，为防止重新打压造成慢分，必须采取以下措施：
6.2.1失压闭锁后，未采取防慢分措施前严禁人为启动油泵打压。
6.2.2在使液压系统泄压前应将卡具装好，也可将工作缸与水平拉杆的连接解脱。
严禁使用铁板、钢管支撑或钢丝绑扎。
处理完毕重新打压到额定压力后，按动合闸阀使其合闸，如卡具能轻易取下或圆柱销能轻易插入，说明故障已排除，否则仍有故障，应继续修理，不得强行取下卡具。
6.2.3应定期检查合闸保持弹簧在合闸位置时的拉伸长度。
并调整到制造厂规定的数据。
对断路器进行检查时，应检查合闸位置液压系统失压后，水平拉杆的位移不超过制造厂的规定。
7预防500kVGIS机械损伤
7.1在设备安装或大修时各种瓷件或盆式绝缘子的联结和紧固应对称均匀用力，防止用力过猛损伤瓷件。
7.2检修时应对开关设备的各联结拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。
7.3调整开关设备时应用慢分慢合检查有无卡涩，各种弹簧和缓冲装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内，并定期检查有无变形或损坏。
7.4开关设备基础支架设计应牢固可靠，不可采用悬臂梁结构。
7.5为防止机械固定联结部分操作松动，应采用厌氧胶防松。
7.6均压电容器安装时，防止因“别劲”引起漏油，发现漏油应予处理或更换。
7.7断路器的缓冲器要调整适当。
在调试时应特别注意检查缓冲行程和触头弹跳情况，以验证缓冲器性能是否良好，防止由于缓冲器失效造成拐臂和传动机构损坏。
7.8当断路器灭弧室大修而拆一端灭弧室时，另一端应设法支撑。
7.9为防止运行中的SF6断路器及GIS绝缘拉杆拉脱事故的发生，应监视分、合闸指示器处绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，以便及时发现问题。
8.预防500kVSF6气体断路器漏气、污染
8.1新装或检修SF6开关必须严格按照GB、DL/TSF6气体和气体绝缘金属封闭开关设备有关技术标准执行。
8.2500kVGIS室内应设置一定数量的氧量仪和SF6浓度报警仪。
人员进入设备区前必须先行通风15min以上。
8.3当SF6开关发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按安全防护规定进行事故处理。
8.4运行中SF6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时SF6气体应予以回收，不得随意向大气排放，以免污染环境及造成人员中毒事故。
8.5密度继电器及气压表应结合安装、大小修定期校验。
8.6严密监视SF6气体在线压力，观察压力变化趋势。
8.7SF6气体开关应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。
9预防500kVGIS载流导体过热
9.1用红外线测温仪检查开关设备的接头部，特别在高峰负荷或盛夏季节，要加强对运行设备温升的监视，发现不合格应及时处理。
9.2对装置上有铜铝过度接头的地方要定期检查。
9.3在交接和预防性试验中，应严格按照标准和测量方法检查接触电阻。
10预防500kVGIS开关柜事故
10.1新建、扩建和改造工程中，应选用加强绝缘型高压开关柜，特别是污秽地区必须选用加强型且母线室封闭的高压开关柜。
10.2在开关柜配电室配置通风防潮设备，在梅雨、多雨季节或需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。
10.3应加强柜内二次线的防护，二次线应由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。
10.4完善开关柜五防功能，避免和减少人身设备事故。
11预防500kV隔离开关事故
11.1坚持隔离开关定期大小修制度。
不能按期大修者应增加临修次数。
11.2对久未停电检修的的母线侧隔离开关应积极申请停电检修或带电检修，防止和减少恶性事故的发生。
11.3结合电力设备预防性试验加强对隔离开关转动部件、接触部件、操动机构、机械及电气闭锁装置的检查与润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关运行的可靠性。
11.4应及时对存在问题较多的隔离开关传动部件、操动机构和导电回路等进行完善化改造。
12预防500kVGIS接地开关和快速接地开关事故
12.1为了防止接地开关或快速接地开关传动杆与机构之间的脱离，应定期检查两者之间轴销两侧的卡簧是否完好，并涂上适当的硅脂油防止卡簧由于生锈而脱落，避免带地刀送电事故的发生。
12.2应定期检查接地开关或快速接地开关的闭锁装置。
13预防6kV开关爆炸损坏事故
13.1操作前应检查开关及所带设备的地刀、接地线是否全部拆除，防误装置是否正常。
13.2设备或开关在检查和检修后，送电之前要对开关、电缆及设备进行摇绝缘正常方可送电。
13.3开关操作前要检进控制回路、辅助回路均正常，储能机构已储能，具备运行条件。
13.4选择符合要求的F+C回路熔断器。
13.5为防止开关灭弧室烧损及爆炸，应合理调整系统运行方式，对开关开断容量不足的开关必须限制、调整、改造、更换。
13.6合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流，禁止6kV系统退出接地变运行。
13.7从继电保护上采取相应措施，辅助一次设备、控制开关的跳闸顺序，对有过流闭锁的回路，必须可靠的实现闭锁。
13.8经常注意监视开关灭弧室灭弧介质的运行状况，如真空度、气压等，发现开关的灭弧介质渗漏时应及时通知检修处理，严禁在开关严重缺乏灭弧介质的情况下运行。
13.9在发现开关漏泄且不能维持正常运行时，应立即通知检修进行加装机械锁，防止开关分闸。
对于一些允许的开关控制回路，必要时可断开开关的控制电源，固定开关状态。
13.10应根据系统可能出现的最大运行方式及可能采用的各种运行方式，每年定期核算设备安装地点的短路电流。
如开关设备实际短路电流不能满足要求则应采取如下措施，确保设备的安全运行。
13.11开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及状态进行检修，测定分闸、合闸时间，做到“应修必修，修必修好”。
不经检修的累计短路开断次数，按断路器技术条件规定的累计短路开断电流或检修工艺执行。
没有规定的，则可根据现场运行、检修经验由主管总工程师参照类似开关设备检修工艺确定。
14预防6kV开关拒分、拒合和误动等操作事故
14.1应加强对操动机构的维护检查。
开关柜门应关闭严密，开关柜防护等级符合要求，电缆孔洞封堵完好，保持内部干燥清洁。
开关柜应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。
14.2对于辅助开关要采取如下措施
14.2.1辅助开关安装牢固，防止因多次操作松动变位。
14.2.2应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、性能稳定，不符和要求时应及时调整或更换。
14.2.3辅助开关和机构间的联接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。
14.2.4严格禁止随意变动辅助开关和机构间的联接。
14.3开关操作机构大修后，应检查操动机构的动作电压是否符合30%和65%额定操作电压的要求。
在80%额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活，且吸持牢靠。
14.4分合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。
14.5防误闭锁装置电气、机械闭锁可靠。
14.6开关大修后各传动机构运动部分应保持润滑动作灵活，无卡涩现象。
14.7长期处于备用状态的开关应定期进行分、合操作检查。
15预防6kV配电装置机械损伤
15.16kV开关柜的安装按照厂家要求从中间向两侧安装，用地脚螺钉或焊接方式固定在基础框架上。
15.2在设备安装时要注意母线应与支持瓷瓶垂直，两者不应有过大的扭力，若发现瓷瓶有损伤应及时更换，并检查原因。
15.3各种瓷件的联结和紧固应对称均匀用力，防止用力过猛损伤瓷件。
15.4检修时应对开关设备的各联结拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。
15.5调整开关设备时应用慢分慢合检查有无卡涩，各种弹簧和缓冲装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内，并定期检查有无变形或损坏。
15.6在检修维护中，应注意不要将扳手、钳子等锐器伤及灭弧室外壳，不要损坏绝缘隔板。
15.7在检修维护中不要将开关低部的导向板随意拆卸，如确实因为导向板问题使得开关不能到达工作位置，应及时调整，否则会因开关与轨道偏离而对动静触头造成伤害。
16预防6kV开关柜事故
16.1开关柜中的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻燃性绝缘材料。
16.2在开关柜配电室配置通风防潮设备，开关柜的温湿度控制器根据需要投入自动，防止凝露导致绝缘事故。
16.3进行母线和柜间隔离是防止开关柜事故的有效措施。
另外应加强柜内二次线的防护，二次线应由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。
16.4对五防功能不完善的开关柜应完善其五防功能，避免和减少人身设备事故。
16.5保证电弧光保护正确、可靠投入。
16.6坚持定期检修维护，一般2～5年进行一次检查和保养。
开关柜发现缺陷应立即进行维修处理。
17预防变压器绝缘损坏事故
17.1运行中的变压器应检查各部位渗油现象，变压器本体无积水，以防止水分和空气进入变压器引起变压器绝缘损坏
17.2变压器的呼吸器的油封应保持一定油位并保持畅通，干燥剂保持干燥，保证吸湿效果良好
17.3定期检查保证变压器的安全释压阀完好，防止与空气直接连通，造成变压器的油中水份含量增大，使油的绝缘性能变坏。
17.4在给变压器补油时，应注意储油柜中的油质合格，防止补油而引起油质恶化，并且禁止由变压器的底部给油箱补油，防止空气和油箱底部杂质进入变压器身中，特别是防止金属杂质进入变压器内部。
17.5当轻瓦斯保护动作后发出讯号时，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱分析，查明原因，及时排除。
17.6运行中的变压器瓦斯保护，应当可靠地投入，不允许将无保护的变压器投入运行，如工作需要将保护短时停用，则应有措施，事后应立即恢复。
17.7要对变压器绕组温度、上层油温进行重点监视，当接近报警温度时，要及时对负荷、冷却器及环境温度等进行对比性综合分析，并进行有效控制，争取做到及时发现变压器内部的潜在故障。
17.8对油流指示器指示位置要仔细检查，一旦发现潜油泵停运要及时开启，否则油温会很快升高威胁变压器安全运行。
17.9经常检查变压器的避雷器动作记录器，并做好动作次数记录，发现避雷器动作后，应设法停运变压器并进行检查。
17.10对变压器本体油样孔螺栓要重点检查，防止检修人员取样后未紧固造成漏油
17.11变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中产生游离、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。
17.12防止变压器的线圈温度过高，绝缘恶化和烧坏。
合理控制运行中的顶层油温温升。
特别是对强迫油循环冷却的变压器，当上层油温温升上升超过允许值时应迅速控制负荷，油温、温升保持在规定范围内，否则变压器降负荷运行。
在变压器过负荷运行期间，也必须严密监视其油温温升在规定值以内，并尽量压缩负荷，减少过负荷运行的时间，防止长期高温运行引起绝缘的加速老化。
17.1防止水份及空气进入变压器
17.1.1变压器在运输和存放时必须密封。
对于充氮或干燥空气运输的变压器，现场存放期按基建验收规范，在安装前应测定密封气体的压力及露点（压力≥0.1kgf（20～30kPa），露点-9℃），当已知受潮时必须进行干燥处理合格后才能投入运行。
必须严格防止变压器在安装以及运行中进水，要特别注意高于储油柜油面的部件，如套管顶部、安全气道、储油柜顶部和呼吸管道等处的密封，对这些部位应进行检漏试验。
17.1.2变压器本体及冷却系统各连接部位的密封性，是防止渗油、进潮的关键。
密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料，要特别注意潜油泵、油阀门等部件。
禁止使用过期失效或性能不明的胶垫。
17.1.3潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书逐台进行检漏试验，必要时解体检查。
并列运行的冷却器，应在每台潜油泵出口加装逆止阀。
潜油泵进油阀应全部打开，用出油阀调节流量避免形成负压。
运行中应定期监视冷却器油流。
在冬季应防止停用及备用冷却铜管冻裂。
对冷却器的油管结合大、小修应进行检漏。
17.1.4安全气道应于储油柜连通或经呼吸器与大气连通，定期排放储油柜内部积水。
用压力释放阀取代安全气道有利于提高变压器密封性能。
17.1.5呼吸器的油封应注意加油和维修，切实保证畅通，干燥剂应保持干燥。
17.1.6对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油。
真空度、抽空时间、注油速度、真空范围均应达到要求。
对装有有载调压开关的油箱要同时抽真空，避免造成开关油箱渗油。
17.1.7变压器投入运行前要特别注意排除内部空气，如套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处都应多次排除残存气体。
强油循环变压器在安装（或检修）完毕投运前，应启动全部冷却设备将油循环，使残留气体逸出。
17.1.8从储油柜带电补油或带电滤油时，应先将储油柜中的积水放尽。
不应自变压器下部补油，以防止空气或箱底杂质带入器身中。
17.2防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器
17.2.1除制造厂有特殊规定外，变压器在安装时应进行吊罩或进入检查，必要时吊芯，彻底清除箱底杂物。
17.2.2安装前必须将油管道、冷却器和潜油泵的内部除锈清理干净并用合格油清洗。
17.2.3净油器应安装正确，防止活性氧化铝或硅胶冲入变压器内。
对已发生冲入氧化铝或硅胶的变压器，应尽早检修。
17.2.4潜油泵的轴承，应采用E或D级。
有条件时，上轴承应改用向心推力球轴承，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。
运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗、漏油等异常时，应立即停运并及时检修。
大修后的潜油泵应使用千分表检查叶轮上端密封外圆的径向跳动公差，不得超过0.07mm。
17.2.5变压器内部故障跳闸后应尽快切除油泵，避免故障中产生的游离碳、金属微粒等杂物进入变压器的非故障部分。
17.2.6要特别注意防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属末或杂物进入变压器内部。
17.2.7对质量有怀疑的潜油泵、净油器在安装及大修时应解体检查。
潜油泵使用低速（不大于1000r/min）油泵。
17.3防止绝缘受伤
17.3.1变压器在吊检时应防止绝缘受伤，在安装变压器套管时应注意勿使引线扭结，勿过分用力吊拉引线而使引线根部和绕组绝缘损伤。
如引线过长或过短应予处理。
套管下部的绝缘筒、500kV引线结构，应按厂家图纸说明安装，检查并校核绝缘距离。
检修、检查时严禁蹬踩引线和绝缘支架，防止碰撞引线导致改变引线间距离。
严禁用力拉扯引线。
17.3.2进行变压器内部检查时，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓，防止在运行中受到电流冲击时发生变形和损坏。
17.3.3安装或检修中需更换绝缘部件时，必须采用试验合格的材料和部件，并经干燥处理。
17.4防止绕组温度过高，绝缘劣化或烧坏
17.4.1对负荷能力有怀疑或经改造的变压器，必要时应进行温升试验来确定负荷能力。
17.4.2强油循环的变压器当冷却系统故障时，容许的负荷和时间按厂家的规定。
17.4.3强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源，应装有自动切换装置，并定期进行切换试验。
信号装置齐全、可靠。
17.4.4为防止风冷却器的风扇电动机大量损坏，风扇叶牌应校平衡并调整角度，电动机铸铝端盖磨损严重的可改为铸铁端盖，应做好维护保证正常运行。
17.4.5对强油循环的风冷却器散热面每1～3年用压缩空气或水进行一次清洗，保证冷却效果。
17.4.6对运行年久（15年及以上）的变压器应进行油中糠醛含量测定，来确定绝缘老化程度，必要时可取纸样作聚合度测定。
17.5防止过电压击穿事故
17.5.1中性点有效接地系统的中性点不接地运行的变压器，在投运和停运以及事故跳闸过程中应限制出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。
当单独对变压器充电时，其中性点必须接地。
17.5.2变压器中性点接地开关应定期检查，校核铜辫连接的截面是否符合要求，以免烧断中性点悬浮。
17.6防止变压器工作电压下的击穿事故
17.6.1对新装或大修后（220kV更换绕组、500kV必要时）的变压器，应进行局部放电试验，并要求感应试验电压达到1.3或1.5倍最大工作相电压。
17.6.2对110kV及以上变压器油中一旦出现乙炔，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势。
17.
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