『壹』 電力繼電保護是什麼
在電力系統運行中，外界因素（如雷擊、鳥害等）、內部因素（絕緣老化、損壞等）及操作等，都可能引起各種故障及不正常運行的狀態出現。常見的故障有：單相接地、三相接地、兩相接地、相間短路、短路等。
電力系統非正常運行狀態有：過負荷、過電壓、非全相運行、振盪、次同步諧振、同步發電機短時失磁非同步運行等。
電力系統繼電保護和安全自動裝置是在電力系統發生故障和不正常運行情況時，用於快速切除故障，消除不正常狀況的重要自動化技術和設備。電力系統發生故障或危及其安全運行的事故時，它們能及時發出報警信號，或直接發出跳閘命令以終止故障或事故。
（1）繼電保護的基本任務
①自動迅速、有選擇地跳開特定的斷路器。
②反映電氣元件的不正常運行狀態。
（2）電力系統對繼電保護的基本要求速動性、選擇性、靈敏性、可靠性。
『貳』 怎樣能把繼電保護學好
第一章 繼電保護工作基本知識
第一節 電流互感器
電流互感器（CT）是電力系統中很重要的電力元件，作用是將一次高壓側的大電流通過交變磁通轉變為二次電流供給保護、測量、錄波、計度等使用，本局所用電流互感器二次額定電流均為5A，也就是銘牌上標注為100/5，200/5等，表示一次側如果有100A或者200A電流，轉換到二次側電流就是5A。
電流互感器在二次側必須有一點接地，目的是防止兩側繞組的絕緣擊穿後一次高電壓引入二次迴路造成設備與人身傷害。同時，電流互感器也只能有一點接地，如果有兩點接地，電網之間可能存在的潛電流會引起保護等設備的不正確動作。如圖1.1，由於潛電流IX的存在，所以流入保護裝置的電流IY≠I，當取消多點接地後IX＝0，則IY＝I。
在一般的電流迴路中都是選擇在該電流迴路所在的端子箱接地。但是，如果差動迴路的各個比較電流都在各自的端子箱接地，有可能由於地網的分流從而影響保護的工作。所以對於差動保護，規定所有電流迴路都在差動保護屏一點接地。
電流互感器實驗
1、極性實驗
功率方向保護及距離保護，高頻方向保護等裝置對電流方向有嚴格要求，所以CT必
2、變比實驗
須做極性試驗，以保證二次迴路能以CT的減極性方式接線，從而一次電流與二次電流的方向能夠一致，規定電流的方向以母線流向線路為正方向，在CT本體上標注有L1、L2，接線盒樁頭標注有K1、K2，試驗時通過反復開斷的直流電流從L1到L2，用直流毫安表檢查二次電流是否從K1流向K2。線路CT本體的L1端一般安裝在母線側，母聯和分段間隔的CT本體的L1端一般都安裝在I母或者分段的I段側。接線時要檢查L1安裝的方向，如果不是按照上面一般情況下安裝，二次迴路就要按交換頭尾的方式接線。
CT需要將一次側電流按線性比例轉變到二次側，所以必須做變比試驗，試驗時的標准CT是一穿心CT，其變比為（600/N）/5，N為升流器穿心次數，如果穿一次，為600/5。對於二次是多繞組的CT，有時測得的二次電流誤差較大，是因為其他二次迴路開路，是CT磁通飽和，大部分一次電流轉化為勵磁涌流，此時應當把其他未測的二次繞組短接即可。同理在安裝時候，未使用的繞組也應該全部短接，但是要注意，有些繞組屬於同一繞組上有幾個變比不同的抽頭，只要使用了一個抽頭，其他抽頭就不應該短接，如果該繞組未使用，只短接最大線圈抽頭就可以。變比試驗測試點為標准CT二次電流分別為0.5A，1A，3A，5A，10A，15A時CT的二次電流。
3、繞組的伏安特性
理想狀態下的CT就是內阻無窮大的電流源，不因為外界負荷大小改變電流大小，實際中的CT只能在一定的負載范圍內保持固定的電流值，伏安特性就是測量CT在不同的電流值時允許承受的最大負載，即10%誤差曲線的繪制。伏安特性試驗時特別注意電壓應由零逐漸上升，不可中途降低電壓再升高，以免因磁滯回線關系使伏安特性曲線不平滑，對於二次側是多繞組的CT，在做伏安特性試驗時也應將其他二次繞組短接。
10%誤差曲線通常以曲線形式由廠家提供，如圖1.2，橫坐標表示二次負荷，縱坐
標為CT一次電流對其額定一次電流的倍數。
根據所測得U，I2值得到RX1，Rx1＝U/ I2，找出與二次迴路負載Rx最接近的值，在圖上找到該負荷對應的m0，該條線路有可能承受的最大負載的標准倍數m，比較m 和m0的大小，如果m＞m0，則該CT不滿足迴路需求，如果m≤m0，該CT可以使用。伏安特性測試點為I2在0.5A，1A，3A，5A，10A，15A時的二次繞組電壓值。
第二節 電壓互感器
電壓互感器（PT）的作用是將高電壓成比例的變換為較低（一般為57V或者100V）的低電壓，母線PT的電壓採用星形接法，一般採用57V繞組，母線PT零序電壓一般採用100V繞組三相串接成開口三角形。線路PT一般裝設在線路A相，採用100V繞組。若有些線路PT只有57V繞組也可以，只是需要在DISA系統中將手動同期合閘參數中的100V改為57V。
PT變比測試由高壓專業試驗。
PT的一、二次也必須有一個接地點，以保護二次迴路不受高電壓的侵害，二次接地點選在主控室母線電壓電纜引入點，由YMN小母線專門引一條半徑至少2.5mm永久接地線至接地銅排。PT二次只能有這一個接地點（嚴禁在PT端子箱接地），如果有多個接地點，由於地網中電壓壓差的存在將使PT二次電壓發生變化，這在《電力系統繼電保護實用技術問答》（以下簡稱《技術問答》）上有詳細分析。
電流互感器二次繞組不允許開路。
電壓互感器二次繞組不允許短路。
CT與PT工作時產生的磁通機理是不同的。CT磁通是由與之串聯的高壓迴路電流通過其一次繞組產生的。此時二次迴路開路時，其一次電流均成為勵磁電流，使鐵芯的磁通密度急劇上升， 從爾在二次繞組感應出高達數千伏的感應電勢。PT磁通是由與PT並聯的交流電壓產生的電流建立的，PT二次迴路開路，只有一次電壓極小的電流產生的磁通產生的二次電壓，若PT二次迴路短路則相當於一次電壓全部轉化為極大的電流而產生極大磁通，PT二次迴路會因電流極大而燒毀。
第三節 瓦斯繼電器
瓦斯繼電器是變壓器重要的主保護，安裝在變壓器油枕下的油管中。
輕瓦斯主要反映在運行或者輕微故障時由油分解的氣體上升入瓦斯繼電器，氣壓使油麵下降，繼電器的開口杯隨油麵落下，輕瓦斯干簧觸點接通發出信號，當輕瓦斯內氣體過多時，可以由瓦斯繼電器的氣嘴將氣體放出。
重瓦斯主要反映在變壓器嚴重內部故障（特別是匝間短路等其他變壓器保護不能快速動作的故障）產生的強烈氣體推動油流沖擊擋板，擋板上的磁鐵吸引重瓦斯干簧觸點，使觸點接通而跳閘。我局用瓦斯繼電器分有載瓦斯繼電器，油管半徑一般為50mm或者80mm,本體瓦斯繼電器，油管半徑一般80mm。
瓦斯試驗
1、 輕瓦斯試驗
將瓦斯繼電器放在實驗台上固定，（繼電器上標注箭頭指向油枕），打開實驗台上部閥門，從實驗台下面氣孔打氣至繼電器內部完全充滿油後關閉閥門，放平實驗台，打開閥門，觀察油麵降低到何處刻度線時輕瓦斯觸點導通，我局輕瓦斯定值一般為250mm —350mm ，若輕瓦斯不滿足要求，可以調節開口杯背後的重錘改變開口杯的平衡來滿足需求。
2、 重瓦斯試驗（流速實驗）
從實驗台氣孔打入氣體至繼電器內部完全充滿油後關上閥門，放平實驗台，打開實驗台表計電源，選擇表計上的瓦斯孔徑檔位，測量方式選在「流速」，再繼續打入氣體，觀察表計顯示的流速值為整定值止，快速打開閥門，此時油流應能推動檔板將重瓦斯觸點導通。重瓦斯定值一般為1.0—1.2m/s，若重瓦斯不滿足要求，可以通過調節指針彈簧改變檔板的強度來滿足需求。
3、 密閉試驗
同上面的方法將起內部充滿油後關上閥門，放平實驗台，將表計測量方式選在「壓力」，打入氣體，觀察表計顯示的壓力值數值為0.25MPa，保持該壓力40分鍾，檢查繼電器表面的樁頭跟部是否有油滲漏。
第四節 二次迴路的標號
為了便於二次迴路的施工與日常維護，根據「四統一」的原則，必須對電纜和電纜所用芯進行編號，編號應該做到使用者能根據編號了解迴路用途，能正確接線。
二次編號應根據等電位的原則進行，就是電氣迴路中遇於一點的導線都用同一個數碼表示，當迴路經過接點或者開關等隔離後，因為隔離點兩端已不是等電位，所以應給予不同的編號，下面將具體的解釋些常用編號
一、 電纜的編號
本間隔電纜的編號：通常從101開始編號，以先間隔各個電氣設備至端子箱電纜，再端子箱至主控室電纜，先電流迴路，後控制迴路，再信號迴路，最後其他迴路（如電氣聯鎖迴路，電源迴路）的順序，逐條編號，同一間隔電纜編號不允許重復。
該電纜所在一次間隔的種類：採用英文大寫字母表示，220KV出線間隔E，母聯EM，旁路EP，110KV出線間隔Y，母聯YM，旁路YP，分段YF，35KV出線間隔U，分段UF，10KV出線間隔S，分段SF，電容器C，主變及主變各側開關B，220KVPT：EYH，110KVPT：YYH，35KVPT：UYH，10KVPT：SYH。
該電纜所在一次間隔的調度編號尾數：如白沙變電站的豆沙線調度編號261，這里就編1，1#主變編1，1母PT編1，依此類推，如果該變電站只有一路旁路，或者一個母聯或者分段開關，不需要編號。
各個安控裝置如備自投，故障解列，低周減載等的電纜不單獨編號，統一將電纜歸於裝置所控制的間隔依照上面的原則編號。
電源電纜編號
電纜號數：電源電纜聯系全站同一一次電壓等級的所有間隔，所以應該單獨統一編號，一般從01開始依順序編號
電源種類：交流電源編JL，直流電源編ZL。
由上面可知，所有相同間隔的相同功能電纜除了首位數有區別，其他數字應該是一樣的。
二、 號頭的編號
電流迴路
電流流入裝置的順序：流入第一個裝置為1，流出後進入下一個裝置為2，依次類推。
編號：一般的CT有四組繞組，保護用的編號41，遙測、錄波用42，計度用44，留一組備用。
相別：A、B、C、N，N為接地端。
比較特殊的電流迴路：
220KV母差：A320、B320、C320、N320；
110KV母差：A310、B310、C310、N310；
主變中性點零序電流：L401，N401；
主變中性點間歇零序電流：L402，N402。
電壓迴路
電壓等級：本變電站一次電壓等級，由羅馬數值表示，高壓側Ⅰ，中壓側Ⅱ，低壓側Ⅲ，零序電壓不標。
PT所在位置：PT在I母或者母線I段上，保護遙測等標630，計度用標630』，PT在II母或者母線II段上，則分別標640與640』。
相別：A、B、C為三相電壓，L為零序電壓。
線路電壓編號A609。
電壓迴路接地端都統一編號N600，但是開口三角形接地端編N600』或者N600△以示區別。
傳統的同期迴路需要引入母線開口三角形電壓迴路的100V抽頭用來與線路電壓做同期比較，該抽頭編號Sa630或者a630。
控制迴路
普通開關 主變高壓側開關 主變中壓側開關 主變低壓側開關
控制正電源 1 101 201 301
控制負電源 2 102 202 302
合閘 3或7 103或107 203或207 303或307
跳閘 33或37 133或137 233或237 333或337
對於分相操作的220KV線路開關，在上面的編號前還要加A、B、C相名加以區分。
白沙等非綜合自動化站手動跳閘： 或者
綜合自動化手動遙控正電源L1，合閘L3，跳閘L33。
母差跳閘R33。
對於雙跳圈的220KV以上開關，母差跳閘編R033與R133，跳閘迴路編37與37』以示區別，這些方法也同樣適用與其他雙跳圈迴路。
主變非電量保護：正電源01，本體重瓦斯03，有載重瓦斯05，壓力釋放07等（輕瓦斯屬於信號迴路）。
信號迴路：701—999范圍的奇數編號，一般信號正電源701，信號負電源702，801—899之間為遙測信號，901—999之間為光字牌信號。但在本局綜合自動化站也有用801表示正電源，803—899為遙測信號的。
電壓切換迴路：731、733、735、737，白沙站也有用61、63代替731和733。
電壓並列迴路：890、892、894、896。
母差刀閘信號：01、71、73。
電源迴路：直流儲能電源+HM，－HM，交流電源~A，~B、~C、~N。
以上編號是工作中常用的編號，在下一章介紹二次迴路時會做進一步的標注。
第二章 基本二次迴路
第一節 電流與電壓迴路
一 電流迴路
以一組保護用電流迴路（圖2.1）為例，結合上一章的編號，A相第一個繞組頭端與尾端編號1A1，1A2，如果是第二個繞組則用2A1，2A2，其他同理。
二、電壓迴路
母線電壓迴路的星形接線採用單相二次額定電壓57V的繞組，星形接線也叫做中性點接地電壓接線。以變變電站高壓側母線電壓接線為例，如圖2.2
（1）為了保證PT二次迴路在莫端發生短路時也能迅速將故障切除，採用了快速動作自動開關ZK替代保險。
（2）採用了PT刀閘輔助接點G來切換電壓。當PT停用時G打開，自動斷開電壓迴路，防止PT停用時由二次側向一次側反饋電壓造成人身和設備事故，N600不經過ZK和G切換，是為了N600有永久接地點，防止PT運行時因為ZK或者G接觸不良， PT二次側失去接地點。
（3）1JB是擊穿保險，擊穿保險實際上是一個放電間隙，正常時不放電，當加在其上的電壓超過一定數值後，放電間隙被擊穿而接地，起到保護接地的作用，這樣萬一中性點接地不良，高電壓侵入二次迴路也有保護接地點。
（4）傳統迴路中，為了防止在三相斷線時斷線閉鎖裝置因為無電源拒絕動作，必須在其中一相上並聯一個電容器C，在三相斷線時候電容器放電，供給斷線裝置一個不對稱的電源。
（5）因母線PT是接在同一母線上所有元件公用的，為了減少電纜聯系，設計了電壓小母線1YMa,1YMb,1YMc,YMN（前面數值「1」代表I母PT。）PT的中性點接地JD選在主控制室小母線引入處。
（6）在220KV變電站，PT二次電壓迴路並不是直接由刀閘輔助接點G來切換，而是由G去啟動一個中間繼電器，通過這個中間繼電器的常開接點來同時切換三相電壓，該中間繼電器起重動作用，裝設在主控制室的輔助繼電器屏上。
對於雙57V繞組的PT，另一組用於表計計度，接線方式與上面完全一致，公用一個擊穿保險1JB，只是編號略有不同，可以參見上一章的講解。
母線零序電壓按照開口三角形方式接線，採用單相額定二次電壓100V繞組。如圖2.3。
（1）開口三角形是按照繞組相反的極性端由C相到A相依次頭尾相連。
（2）零序電壓L630不經過快速動作開關ZK，因為正常運行時U0無電壓，此時若ZK斷開不能及時發覺，一旦電網發生事故時保護就無法正確動作。
（3）零序電壓尾端N600△按照《反措》要求應與星形的N600分開，各自引入主控制室的同一小母線YMn，同樣，放電間隙也應該分開，用2JB。
（4）同期抽頭Sa630的電壓為－Ua，即－100V，經過ZK和G切換後引入小母線SaYm。
補充知識：開口三角形為什麼要接成相反的極性？
在圖2.4中，電網D點發生不對稱故障，故障點D出現零序電動勢E0，零序電流I0從線路流向母線，母線零序電壓U0卻是規定由母線指向系統，所以必須將零序電壓按照相反方向接線才能使零序功率方向是由母線指向系統。這是傳統接線方式，在保護實現微機化後，零序電壓由保護計算三相電壓矢量和來自產，不再採用母線零序繞組，這樣接線是為了備用。
線路電壓的接法
線路PT一般安裝在線路的A相， 採用100V繞組。
（1）線路電壓的ZK裝在各自的端子箱。
（2）線路電壓採用反極性接法，U x=－100V，與零序電壓的抽頭Usa比較進行同期合閘。
（3）線路電壓的尾端N600在保護屏的端子上通過短接線與小母線的下引線YMn端子相連。
第二節 電壓操作系統
一、 輔助繼電器屏
前面介紹了在220KV變電站中，母線電壓引入時，並不是直接由PT刀閘輔助接點來切換，而是通過輔助接點啟動輔助繼電器屏上的中間繼電器，用中間繼電器的常開接點進行切換，該迴路如圖2.6
（1）PT刀閘輔助接點IG和IIG去啟動中間繼電器1GWJ，2GWJ，3GWJ，4GWJ，利用1GWJ與3GWJ的常開接點去代替圖2.2與圖2.3的G，為了防止輔助接點接觸不良，需要兩對接點並接。
（2）1GQM和2GQM是電壓切換小母線，電壓切換用於雙母線接線方式，1GQM和2GQM分別是間隔運行於I母和II母的切換電源，由圖2.6可知，在該母線PT運行時（IG或IIG合上），電壓切換小母線才能帶電（2GWJ與4GWJ合上），要麼是在電壓並列時，1QJ合上勾通1GQM和2GQM。5ZK開關在端子箱，可以根據需要人工切斷該小母線電源。
（3）BK是電壓並列把手開關，電壓並列是指雙母線其中一條母線的PT退出運行，但是該母線仍然在運行中，將另外一條母線上的PT二次電壓自動切換到停運PT的電壓小母線上。二次電壓要並列，必須要求兩條母線的一次電壓是同期電壓，因此引入母聯的刀閘和開關的輔助接點。同時，即便兩條母線同期但分列運行，如果II母採用了I母的電壓，當連接在II母上的線路有故障時，I母電壓卻無變化，這樣II母線路的保護就可能拒動。所以只有母聯開關在運行時候才允許二次電壓並列。電壓並列迴路由圖2.7表示。圖中只畫出A相電壓的並列，需要並列的有YMa,YMb,YMc,YML,SaYM。單母線分段接線的電壓並列同理。
（4）信號
隨著繼電保護技術的發展，現在有些220KV間隔迴路沒有採用1GQM和2GQM小母線的731和733電源，而是直接採用該間隔保護的第三組操作電源（下一節將講述）來當該間隔的731和733。白沙變電站290開關既是。因此在白沙站工作要注意這兩種不同的方式。
二、電壓切換迴路（以CZX-12型為代表）
（1）圖2.9是線路或主變間隔的切換圖，旁路開關間隔沒有4G迴路（結合一次系統圖2.11）。線路運行在某一母線，該母線刀閘合上，導通電源，4D169或4D170和1ZZJ或2ZZJ動作。1ZZJ與2ZZJ是普通電磁型繼電器，裝設在計度屏上，一般用型號DZY-207，用於計度電壓的切換（圖2.13），計度只切換A、B、C三相電壓，圖中只畫出A相。
（2）當旁路帶路時，本線的4G合上，而旁路開關同樣要選擇是運行在I母還是II母，旁路的1YQJ1與2YQJ1同樣需要動作，所以，本線的1ZZJ和2ZZJ也可以動作，該線路表計仍可以繼續計度。
（3）圖2.10是CZX-12型操作箱內部迴路，1YQJ1與2YQJ1是自保持型繼電器， 是動作線圈， 是返回線圈，運行於I母時，1YQJ1動作，2YQJ1返回，運行於II母時，2YQJ1動作，1YQJ1返回，這樣母線電壓如圖2.12就切換進保護裝置。自保持繼電器動作後必須要返回線圈通電才能返回，可以防止運行中刀閘輔助接點斷開導致電壓消失，保護誤動。1YQJ2與2YQJ2是普通繼電器用於信號迴路，如圖2.14。
這里要注意，交流失壓不但用了1YQJ2和2YQJ2的閉接點，還串聯了開關的常開接點，也就是說只有開關在運行時候才有必要發交流失壓信號。
（4）圖2.12隻畫出A相電壓的切換，現在保護一般需要A、B、C三相與Sa電壓的切換。切記注意N600不經過該切換，是因為萬一該切換接點接觸不良，將使保護內部電壓迴路失去接地點，而保護內部相電壓也會不正確。同時，所有PT的N600是同一母線YMn,也不需要切換。
但是圖2.12也有缺陷，例如該裝置原運行在I母後轉為檢修狀態，因其II母刀閘此時未合上，1YQJ1不能返回，保護內仍有I母電壓，所以該保護不能算是徹底轉為檢修狀態。
因此，現在的操作箱又做出了一點改動，示意圖2.15（未畫出旁路4G迴路）。
該迴路不再由另一把母線刀閘動作來返回本母線刀閘動作的繼電器，而是選用本刀閘的輔助常閉接點來返回繼電器，這樣就能解決上面的缺陷。
在上了母差保護之後，圖2.9的電纜設計同樣遇到缺陷，比如在旁路帶路時候，旁路運行在I母，那麼4G，1YQJ接通操作箱，本線的1YQJ1動作，那麼在旁路倒母線刀閘時候，旁路兩把刀閘都合上，即4G，1YQJ，2YQJ都接通，這樣本線的1YQJ1，2YQJ1全部動作，這與本線實際情況不一致，母差保護報警「刀閘異常」。因此在龍頭1#主變已經取消了旁路刀閘和4G迴路，在旁路帶路時候改由把手開關直接選擇那段母線電壓直接引進保護。（母差刀閘位置接線參見圖2.21）
第三節 保護操作迴路
繼電保護操作迴路是二次迴路的基本迴路，110KV操作迴路構成該迴路的基本結構，220KV操作迴路也是在該迴路上發展而來，同時保護的微機化也是將傳統保護的電氣量、開關量進行邏輯計算後交由操作迴路，因此微機保護僅僅是將傳統的操作迴路小型化，板塊化。下面就講解110KV的操作迴路。圖2.16。
LD 綠燈，表示分閘狀態 HD 紅燈，表示合閘狀態
TWJ 跳閘位置繼電器 HWJ 合閘位置繼電器
HBJI 合閘保持繼電器，電流線圈啟動
TBJI 跳閘保持繼電器，電流線圈啟動 TBJV 跳閘保持繼電器，電壓線圈保持
KK 手動跳合閘把手開關 DL1 斷路器輔助常開接點
DL2 斷路器輔助常閉接點
『叄』 電力系統繼電保護裝置電源與控制電源為什麼需要分開
《中國南方電網公司繼電保護反事故措施匯編》 「第4.1.5 控制電源與保護電源直流供電迴路必須分開」。 這里有個疑問，這里所說的「分開」如何理解？ 是指在保護櫃上分開兩個空開？ 還是必須從直流饋線櫃兩個饋線空開分別引兩路直流電源？ 這個一時沒找到釋義，參考了《廣東省電力系統繼電保護反事故措施2007版》 「4.1.7 控制電源與保護電源直流供電迴路必須分開。 【出處】《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》 【對象】控制電源與保護電源供電迴路 【涵義】 1、《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》原文規定： 「每一斷路器的操作迴路應分別由專用的直流熔斷器供電」； 「保護裝置的直流迴路由另一組直流熔斷器供電」。 2、控制電源與保護電源直流供電迴路分開後，若保護電源供電迴路發生異常時， 控制電源仍可供電，此時若發生故障開關可由手跳或手合迴路控制； 雙重化配置後，若主Ⅰ保護檢修時，只需斷開主Ⅰ保護的供電電源， 兩路控制電源仍可正常運行，可提高如母差保護等跳兩組跳圈的保護的可靠性。 同樣的，對於雙重化保護，《中國南方電網公司繼電保護反事故措施匯編》有如下規定： 「4.1.4 雙重化配置的兩套保護與斷路器的兩組跳閘線圈一一對應時， 其保護電源和控制電源應取自不同段的直流母線，且兩組直流之間不允許採用自動切換。」
『肆』 繼電保護交直流試驗電源的作用是什麼
GYPS-31繼電保護交直流試驗電源是依據能源部《發電廠、變電所工程和繼電保護試驗儀表配置定額》、《繼電保護試驗條例》和電力工業部頒發《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》的有關規定設計製造的產品。GYPS-31繼電保護交直流試驗電源為現場繼電保護試驗工作提供了可靠、穩定、方便的交直流試驗電源，為提高繼電保護試驗工作的質量，保障人身、設備安全提供了可靠保證。
1.1
用途
GYPS-31繼電保護交直流試驗電源適用於發電廠、變電站及大中型工業企業，可作為標準的繼電保護試驗電源。
產品特性：
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單LCD實時同時顯示多測量值：交流電壓、交流電流、直流電壓值。
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GYPS-31繼電保護交直流試驗電源單旋鈕調節各通道輸出，連續任意調節，操作簡單。
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GYPS-31繼電保護交直流試驗電源採用進口多圈電位器，小信號調節，經久耐用。
·
GYPS-31繼電保護交直流試驗電源採用電力電子式調壓器，克服了機械式碳刷調壓器故障率高的問題。
·
GYPS-31繼電保護交直流試驗電源電流通道採用全隔離設計，安全性高。
·
裝置具有完善可靠的保護措施，可靠性高。
·
體積小，重量輕，攜帶方便。是方便好用的袖珍調試工具，深受調試人員歡迎。
『伍』 什麼是反事故措施
法律分析：反事故措施是指根據電網結構、運行方式、繼電保護狀況並考慮由於人員過失及惡劣氣候造成的系統事故而事先制定的防範對策和緊急處理辦法。
法律依據：《中華人民共和國安全生產法》
第九條 國務院和縣級以上地方各級人民政府應當加強對安全生產工作的領導，建立健全安全生產工作協調機制，支持、督促各有關部門依法履行安全生產監督管理職責，及時協調、解決安全生產監督管理中存在的重大問題。
鄉鎮人民政府和街道辦事處，以及開發區、工業園區、港區、風景區等應當明確負責安全生產監督管理的有關工作機構及其職責，加強安全生產監管力量建設，按照職責對本行政區域或者管理區域內生產經營單位安全生產狀況進行監督檢查，協助人民政府有關部門或者按照授權依法履行安全生產監督管理職責。
第十條 國務院應急管理部門依照本法，對全國安全生產工作實施綜合監督管理；縣級以上地方各級人民政府應急管理部門依照本法，對本行政區域內安全生產工作實施綜合監督管理。
國務院交通運輸、住房和城鄉建設、水利、民航等有關部門依照本法和其他有關法律、行政法規的規定，在各自的職責范圍內對有關行業、領域的安全生產工作實施監督管理；縣級以上地方各級人民政府有關部門依照本法和其他有關法律、法規的規定，在各自的職責范圍內對有關行業、領域的安全生產工作實施監督管理。對新興行業、領域的安全生產監督管理職責不明確的，由縣級以上地方各級人民政府按照業務相近的原則確定監督管理部門。應急管理部門和對有關行業、領域的安全生產工作實施監督管理的部門，統稱負有安全生產監督管理職責的部門。負有安全生產監督管理職責的部門應當相互配合、齊抓共管、信息共享、資源共用，依法加強安全生產監督管理工作。
『陸』 電力系統繼電保護原理是什麼
在電力系統中，繼電保護是保障電力設施可靠運行，當電力系統在危及安全運行的異常工況下，其對策的反事故自動化措施突發故障時，通過繼電保護能及時作出反應，保護後備單元，減少損失，實現這種自動化措施的成套設備一般通稱為繼電保護裝置，其原理是由測量比較部分、邏輯控制部分和執行輸出部分組成，為了完成它的任務，繼電保護原理的最大特點是選擇性、速動性，靈敏性、可靠性，繼電保護原理是否可靠，是由配置合理、質量和技術性能優良的繼電保護裝置以及正常的運行維護和管理來保證。
選擇性：選擇性就是指當電力系統中的設備或線路發生短路時，繼電保護僅將故障的設備或線路從電力系統中切除，當故障設備或線路的保護或斷路器拒動時，應由相鄰設備或線路的保護將故障切除，也就是說，每一項保護都有多項保護措施，有效避免保護單元自身的穩定性引起的拒動。
速動性：速動性速動性是指繼電保護裝置針對不同的保護單元，接收到故障信號時，應能盡快地切除故障，以減少設備及用戶在大電流、低電壓運行的時間，降低設備的損壞程度，提高系統並列運行的穩定性，考量速度性的時間單位是mS（毫秒）。
靈敏性：靈敏性是指電氣設備或線路在被保護范圍內發生短路故障或不正常運行情況時，保護裝置的反應能力，靈敏度在測量繼電保護時是一項重要的技術指標。
可靠性：可靠性包括安全性和信賴性，是對繼電保護最根本的要求，在對繼電保護預防性試驗時，必須保障每次動作都有效，動作時間、延長時間等必須符合設計規范。
總的來說，繼電保護是發電、輸電和用電不可缺少的保護單元，除了充分利用繼電保護原理還得保證優良的保護設施設備和定期檢測的測量設備，鼎升電力提醒廣大用戶，繼電保護裝置有可能少發生繼電保護行為，但是選擇良好的繼電保護測試儀定期檢測，也是提高穩定性的一項重要指標。
回復者：華天電力
『柒』 如何提高保護裝置動作正確率
3．1繼電保護工作的目標和重點
繼電保護裝置面廣量大，繼電保護工作千頭萬緒，但其總目標應是不斷提高保護裝置的動作正確率，特別要減少220 kV及以上系統由於繼電保護引起的事故，避免發生由於繼電保護原因和110 kV及以下電網事故引起的電網穩定破壞和大面積停電事故、主設備損壞事故。
3．2繼電保護工作的規程和反事故措施
繼電保護工作必須按規程、規定辦事。為加強繼電保護管理，江蘇省電網調度所編印了電力系統繼電保護規程和反事故措施等文件，共匯編了14個技術文件。同時在繼電保護現場工作中開展反「三誤」和反「違章」活動，強調「安全第一，預防為主」，提倡一絲不苟的工作作風和敬業愛崗精神。
電網繼電保護及安全自動裝置反事故措施是在總結經驗教訓的基礎上形成的，他是提高裝置動作正確率的重要技術措施，必須貫徹執行。江蘇省在貫徹部頒電網繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點時，按照部頒「要點」的原則和精神，結合江蘇電網的實際情況制定了實施細則，並明確實施進程的輕重緩急，結合具體情況執行。規定1995年及以後投產的工程必須按反事故措施（簡稱反措）要求施工，不執行反措的工程不予施工，這樣收到了良好的效果。
3．3繼電保護裝置的基建工程管理
在部頒「電力系統繼電保護及安全自動裝置質量監督管理規定」中，強調投入運行的繼電保護裝置和繼電器必須是經過正式鑒定，且經過試運行考驗的性能優良的設備。二次施工圖必須向運行部門交底，運行部門在工程驗收時可行使安全否決權，在工程啟動投運時應嚴格把關，消除繼電保護不正確動作的隱患。只有基建、設計、製造、運行部門共同協作，才能做到基建工程一次、二次設備保質保量同步投產，不遺留問題，為電網安全運行打下良好的基礎。
3．4繼電保護裝置的配置和選型
合理配置電網保護，選用質量可靠、性能優良、技術先進的保護裝置是保證繼電保護正確動作的前提條件。江蘇省繼電保護裝置選型原則是根據1996年3月深圳全國電網運行工作會議精神，依靠技術進步提高繼電保護運行水平，選用質量可靠、性能優良、技術先進的保護裝置，並十分重視保護裝置硬體、軟體的規范化。通過對製造部門的調研，結合江蘇的具體情況，新建工程項目原則上採用微機保護，並提出具體的配置方案。
3．5繼電保護裝置的更新改造
電網中不符合「四統一」技術要求的老、舊保護是繼電保護不正確動作和電網事故的隱患，必須更新改造。更新改造費用可採用在基建工程配套中列項與固定資產改造專門列項相結合的方法來解決。更新對象主要是220 kV電子管高頻保護、整流型保護、晶體管（「A」、「B」、「C」）型保護、220 kV母線及有穩定要求的110 kV母線的相位比較式母差保護、發電機變壓器元件保護、重要廠站的光線式錄波器。並應推廣使用高精度時間繼電器、集成電路電流、電壓繼電器、不接地系統小電流選線裝置和直流電源選線裝置等。
3．6消除繼電保護裝置的隱患缺陷
根據電網結構的變化，必須及時做好繼電保護整定計算工作，及時調整系統保護定值，以適應不斷變化的電網。江蘇省電網調度所及省內各發電廠、供電局（電業局）都編寫了繼電保護整定規程和運行說明，多年來沒有發生誤整定事故。
對繼電保護設備的缺陷和異常情況應及時處理，保證運行設備始終處於正常狀態。江蘇省近年來僅220 kV系統的主要消缺項目就有：1995年15起，1996年24起，1997年21起，1998年19起。
對於在運行中發現的帶有普遍性的缺陷和隱患，江蘇省及時制定反措並執行。近年來制定了「JGX－11D相差高頻比相自保持迴路正確使用」等5項「反措」及晶體管保護運行注意事項；並將WXB－11系列微機保護版本升級；提出了繼電保護高頻通道改進措施等。
3．7加強對繼電保護工作的安全檢查
繼電保護是安全大檢查的重點，針對電網運行的特點，迎峰度夏安全大檢查的重點是查系統繼電保護整定原則是否符合部頒整定規程。冬季安全大檢查的重點是查防雪災、防霧閃、防火災。特別要強調電網的主要聯絡線高頻保護和母線差動保護的投運率。在重大政治活動期間做好事故預想，確保安全用電。
3．8提高繼電保護專業人員的素質
造就一支具有高度責任感、敬業精神、較高技術水平的繼電保護專業隊伍，這是現代化大電網運行管理的需要。在技術培訓方面應採用「缺什麼補什麼，學以致用，立足於現場培訓」的原則，因地制宜開辦多樣化的培訓班。
為滿足電網調度運行及管理部門的需要，為電網繼電保護安全運行提供技術支持，江蘇省電網調度所編寫了大量的繼電保護裝置簡介及運行說明。
3．9建立繼電保護技術監督體系和實行現代化管理
根據繼電保護專業的特點，健全和完善保護裝置運行管理的規章制度是十分必要的。繼電保護設備台賬、運行維護、事故分析、定期校驗、缺陷處理、反措執行情況等檔案應逐步採用計算機管理。江蘇省電網調度所研製開發了「華東電網江蘇部分系統繼電保護運行整定規程及其說明」管理系統、「江蘇電網短路容量（繼電保護專用）」管理系統、「繼電保護整定及設備台賬」管理系統、「故障信息傳遞及其應用」管理系統等，並已上MIS網，實現信息資源共享。
為使繼電保護工作納入規范化、正常化、科學化軌道，建立、健全繼電保護技術監督體系是十分必要的。1997年8月江蘇省電網調度所編寫了江蘇電網繼電保護技術監督規定，以強化繼電保護專業管理，提高全省繼電保護運行管理水平。
『捌』 變壓器、互感器設備反事故技術措施
變壓器、互感器反事故技術措施
目錄
1. 總則
2. 防止水及空氣進入變壓器技術措施
3. 防止異物進入變壓器技術措施
4. 防止變壓器絕緣損傷技術措施
5. 防止變壓器線圈溫度過高，絕緣劣化或燒損技術措施
6. 防止過電壓擊穿事故
7. 防止工作電壓下的擊穿事故技術措施
8. 防止保護裝置誤動/拒動技術措施
9. 預防鐵芯多點接地和短路故障技術措施
10. 預防套管事故技術措施
11. 預防引線事故技術措施
12. 防止分接開關事故技術措施
13. 預防絕緣油劣化技術措施
14. 預防變壓器短路損壞事故技術措施
15. 防止變壓器火災事故技術措施
16. 防止互感損壞事故技術措施
17. 防止大型變壓器損壞和互感器爆炸事故技術措施
1、總則
(1)為提高故縣水力發電廠變壓器、互感器設備（以下簡稱開關設備）的運行可靠性，根據事故分析和各地區、各部門的經驗，提出以下反事故技術措施，故縣水電廠各有關設計、基建、安裝、運行、檢修和試驗人員均應認真執行。各運行單位亦應結合電廠具體情況和經驗，制訂適合變壓器、互感器設備的補充反事故技術措施。
(2) 為保證變壓器、互感器安全運行，必須建立和健全專業管理體系，加強開關設備專業的技術管理工作，各單位均應認真貫徹和執行國家電力公司頒布的《變壓器、互感器設備管理規定》和《變壓器、互感器設備質量監督管理辦法》的各項條款。
(3) 電廠各級部門要加強對開關設備安裝、運行、檢修或試驗人員的技術培訓工作，使之熟悉和掌握所轄范圍內開關設備結構性能及安裝、運行、檢修和試驗的技術要求。
2、防止水及空氣進入變壓器
(1) 變壓器在運行中應防止進水受潮，套管頂部將軍帽，儲油櫃頂部，套管升高坐及其連管等處必須良好密封。必要時應進行檢漏實驗，如已發現絕緣受潮，應及時採取相應措施。
(2) 對大修後的變壓器應按制定說明書進行真空處理和注油，其真空度抽真空時間，進油速度等均應達到要求。
(3) 從儲油櫃補油或帶電濾油時，應先將儲油櫃的積水放盡，不得從變壓器下部進油，防止水分。空氣或油箱底部雜質進入變壓器器身。
(4) 當氣體繼電器發出輕瓦斯動作信號時，應立即檢查氣體繼電器，及時取氣樣檢驗，以判明氣體成份，同時取油樣進行色譜分析及時查明原因並排除。
(5) 應定期檢查呼吸器的硅膠是否正常，切實保證暢通。
(6) 變壓器停運時間超過6個月，在重新投入運行前，應按預試規程要求進行有關試驗。
3、防止異物進入變壓器。
(1) 變壓器更換冷卻器時，必須用合格絕緣油反復沖洗油管道，冷卻器，直至沖洗後的油試驗合格並無異物為止。如發現異物較多，應進一步檢查處理。
(2) 要防止凈油器裝置內的硅膠進入變壓器。應定期檢查濾網和更換吸附劑。
(5) 加強定期檢查油流繼電器指示是否正常。檢查油流繼電器擋板是否損壞脫落。
4、防止變壓器絕緣損傷
(1) 檢修需要更換絕緣件時，應採用符合製造廠要求，檢驗合格的材料和部件，並經乾燥處理。
(2) 變壓器運行檢修時嚴禁蹬踩引線和絕緣支架
(3) 變壓器應定期檢測其絕緣。
5、防止變壓器線圈溫度過高，絕緣劣化或燒損
(1) 變壓器過負荷運行應按照GB/T15164-94《油浸式電力變壓器負載導則》和DL/T572-95《電力變壓器運行規程》執行。
(2) 運行中變壓器的熱點溫度不得超過GB/T15164-94《油浸式電力變壓器負載導則》限值和特定限值。
(3) 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。
(4) 當變壓器有缺陷或絕緣出現異常時，不得超過規定電流運行，並加強運行監視。
(5) 定期檢查冷卻器的風扇葉片應平衡，定期維護保證正常運行，對震動大，磨損嚴重的風扇電機應進行更換。
6、防止過電壓擊穿事故
(1) 在投切空載變壓器時，中性點必須可靠接地
(2) 變壓器中性點應裝設兩根與主接地網不同地點連接的接地引下線，且每根接地引下線均應符合熱穩定要求
7、防止工作電壓下的擊穿事故
(1) 大修更換絕緣部件或部分線圈並經乾燥處理後的變壓器應進行局部放電試驗。
(2) 運行中的變壓器油色譜異常，懷疑設備存在放電性故障時，進行局部放電試驗。
8、防止保護裝置誤動/拒動
(1) 變壓器的保護裝置必須完善可靠，嚴禁變壓器及變壓器高/中/低壓側設備無保護投入運行。
(2) 氣體繼電器應安裝調整正確，定期實驗，消除因接點短路等造成的誤動因素，如加裝防雨罩避免接點受潮誤動。
(3) 壓力釋放閥動作信號應接入信號迴路，繞組溫度計和頂層油溫度計的動作接點應接於信號迴路。
(4) 變壓器應裝設故障錄波器，變壓器各側後備保護應由不同的直流電源供電，防止因故失去直流時，造成後備保護全部癱瘓，長時間切不斷故障並擴大事故的後果。
9.預防鐵芯多點接地和短路故障
(1) 在檢修時應側試鐵芯絕緣，如有多點接地應查明原因，消除故障。
(2) 穿心螺栓的絕緣應良好，並注意檢查鐵芯螺桿絕緣外套兩端的金屬座套，防止座套過長觸及鐵芯造成短路。
(3) 線圈壓釘螺栓應緊固，防止螺帽和座套松動掉下造成鐵芯短路，鐵芯及鐵扼靜電屏蔽引線等應固定良好，防止出現電位懸浮產生放電。
10.預防套管事故
(1) 定期對套管進行清掃，防止污移閃絡和大雨時閃絡
(2) 定期檢查套管油位是或正常，滲漏油應及時處理，防止內部受潮而損壞。
(3) 變壓器套管上部注油孔的螺栓膠墊，應結合檢修檢查更換。
11.預防引線事故
(1) 在進行大修時，應檢查引線、均勻環(球)、木支架、膠木螺釘等是或有變形，損壞或松脫。
(2) 在線圈下面水平排列的裸露的引線，須加包絕緣，以防止金屬異物碰觸引起短路。
(3) 變壓器套管的穿纜引線應包紮絕緣白布帶，以防止裸露引線與套管的導管相碰，分流燒壞引線。
12.防止分接開關事故
(1) 有載調壓開關在運行中，應接出廠說明書進行維護和定期檢查
(2) 應掌握有載調壓開關帶電切換次數,應逐級調壓,同時監視分接開關及時電壓電流的變化,每調一檔後間隔1分鍾以上,才能進行下一檔調節.
(3) 有載調壓變壓器並聯運行時,其調壓操作輪流逐級進行.
13.預防絕緣油劣化
(1) 加強油務監督管理工作，定期進行絕緣油的色譜分析和簡化分析，保持油質良好。
(2) 變壓器在運行中出現絕緣油介質值超過規程要求，且影響本體絕緣性能時應及時查明絕緣下降原因，並對絕緣油進行處理。
14.預防變壓器短路損壞事故
(1) 繼電保護裝置動作時間應與變壓器短路承受能力試驗的持續時間相匹配。
(2) 採取有效措施，減少變壓器的外部短路沖擊次數，改善變壓器運行條件。
(3) 加強防污工作，防止相關變電設備外絕緣污閃
(4) 提高直流電源的可靠性，防止因失去直流電源而出現保護拒動。
15.防止變壓器火災事故
(1) 加強變壓器的防火工作，重點防止變壓器著火引起的事故擴大，變壓器應配備完善消防設施，並加強管理。
(2) 做好變壓器火災事故預想，加強對套管的質量檢查和運行監視，防止其運行中發生爆炸噴油引起變壓器著火。
(3) 現場進行變壓器乾燥時，應事先做好放火措施，防止因加熱系統故障或線圈過熱燒損。
(4) 在變壓器引線焊接及在器身周圍進行明火作業時，必須事先做好防火措施。
16、防止互感損壞事故
(1) 防止互感損壞事故應嚴格執行國家電網公司《預防110（66）kV~500kV互感器事故措施》（國家電網生【2004】 641 號），《110（66）kV~500kV互感器技術監督規定》（國家電網生技【2005】 174 號）等有關規定，並提出以下重點要求。
(2) 加強對互感器類設備從選型、訂貨、驗收到投運的全過程管理，重要互感器應選擇具有較長、良好運行經驗的互感器類型和有成熟製造經驗的製造廠。
(3) 油浸式互感器應選用帶金屬膨脹器微正壓結構形式，所選用電流互感器的動熱穩定性能應滿足安裝地點系統短路容量的要求，特別要注意一次繞組串聯或並聯時的不同性能，電容式電壓互感器的中間變壓器高壓側不應裝設。
(4) 110k V～500kV互感器在出廠試驗時，應按照各有關標准、規程的要求逐台進行全部出廠試驗，包括高電壓下的介損試驗、局部放電試驗、耐壓試驗。對電容式電壓互感器應要求製造廠在出廠時進行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的鐵磁諧振試驗 （註：Uln指一次相電壓下同）。
(5) 互感器安裝用構架應有兩處與接地網可靠連接。 電磁式電壓互感器在交接試驗和投運前，應進行1.5Um/3(中性點有效接地系統)或1.9Um/3(中性點非有效接地系統)電壓下的空載電流測量，其增量不應大於出廠試驗值的10%。
(6) 電流互感器的一次端子所受的機械力不應超過製造廠規定的允許值，其電氣連結應接觸良好，防止產生過熱性故障、防止出現電位懸浮。
(7) 互感器的二次引線端子應有防轉動措施，防止外部操作造成內部引線扭斷。
(8) 已安裝完成的互感器長期未帶電運行（110kv及以下大於半年；35kv及以下一年以上），在投運前應按照規程進行預防性試驗。 事故搶修安裝的油浸式互感器，應保證靜放時間。
(9) 互感器的檢修與改造。油浸式互感器檢修時，應嚴格執行《互感器運行檢修導則》(DL/T727—2000)，要注意器身暴露時間不得超過規定，回裝時必須真空注油，其中絕緣油應經真空脫氣處理。
(10) 老型帶隔膜式及氣墊式儲油櫃的互感器，應加裝金屬膨脹器進行密封改造。現場密封改造應在晴好天氣進行。對尚未改造的互感器應在每年預試或停電檢修時，檢查頂部密封狀況，對老化膠墊與隔膜應予更換。對隔膜上有積水的互感器，應對其本體和絕緣油進行有關試驗，試驗不合格的互感器應退出運行。絕緣性能有問題的老舊互感器，退出運行不再進行改造。
(11) 對硅膠套管和加裝硅膠傘裙的瓷套，應經常檢查硅膠表面表面有無放電現象，如果有放電現象應及時處理。
(12) 運行人員正常巡視應檢查記錄互感器油位情況。對運行中滲油的互感器，應根據情況限期處理。必要時進行油樣分析，對於含水量異常的互感器要加強監視或進行油處理。
(13) 油浸式互感器嚴重漏油及電容式電壓互感器電容單元滲油的應立即停止運行。應及時處理或更換已確認存在嚴重缺陷的互感器。對懷疑存在缺陷的互感器，應縮短試驗周期進行跟蹤檢查和分析查明原因。
(14) 對於全密封型互感器，油中氣體色譜分析僅H2單項超過注意值時，應跟蹤分析，注意其產氣速率，並綜合診斷。如產氣速率增長較快，應加強監視；如檢測數據穩定，則屬非故障性氫超標，可安排脫氣處理；當發現油中有乙炔大於1x106? L/L時，應立即停止運行。
(15) 對絕緣狀況有懷疑的互感器應運回實驗室從嚴進行全面的電氣絕緣性能試驗，包括局部放電試驗。如運行中互感器的膨脹器異常伸長頂起上蓋，應立即退出運行。當互感器出現異常響聲時應退出運行。當電壓互感器二次電壓異常時，應須速查明原因並及時處理。
(16) 在運行方式安排和倒閘操作中應盡量避免用帶斷口電容的斷路器投切帶有電磁式電壓互感器的空母線；當運行方式不能滿足要求時，應進行事故預想，及早制定預防措施，必要時可裝設專門消除此類諧振的裝置。
(17) 當採用電磁單元為電源測量電容式電壓互感器的電容分壓器C1和C2的電容量和介損時，必須嚴格按照製造廠說明書規定進行。
(18) 為避免油紙電容型電流互感器底部事故時擴大影響范圍，應將接母差保護的二次繞組設在一次母線的L1側。
(19) 根據電網發展情況，應注意驗算電流互感器動熱穩定電流是否滿足要求。
(20) 若互感器所在變電站短路電流超過互感器名牌規定的動熱穩定電流值時，應及時改變變比或安排更換。
每年至少進行一次紅外成像測溫等帶電監測工作，以及時發現運行中互感器的缺陷。
(21) 加強油質管理。用戶可根據運行經驗選用合適的油種。新油運抵現場後，在取樣試驗合格後，方能注入設備。對運行中油應嚴格執行有關標准。對不同油種的混油應按照GB/T7595—2000的規定執行。
17.防止大型變壓器損壞和互感器爆炸事故措施
(1) 啟動變、主變增加局部放電試驗項目。
(2) 第一次受電時調節有載調壓分接開關的各抽頭位置驗證其正確性。
(3) 避免變壓器在經歷出口短路後未經任何試驗和檢查就試投。
(4) 防止水分及空氣進入變壓器：乾燥劑應保持乾燥，投運前要特別注意排除內部空氣，如套管升高座、油管道中的死區、冷卻器頂部等處都應多次排除殘存氣體，啟動全部潛油泵將油循環，使殘留氣體逸出。
(5) 防止焊渣及銅絲等雜物進入變壓器：變壓器在安裝時應進行吊罩或進入檢查，徹底清除箱底雜物，油管道、冷卻器、潛油泵、凈油器安裝前應徹底清除並正確安裝。
(6) 防止變壓器絕緣受傷：變壓器在吊檢時應防止絕緣受傷，在安裝變壓器套管時應注意勿使引線扭結，勿過分用力吊拉引線而使引線根部和繞組絕緣損傷，應擰緊夾件的螺栓、壓釘以及各絕緣支架的螺栓，防止在運行中受到電流沖擊時發生變形和損壞。
(7) 防止繞組溫度過高，絕緣劣化或燒壞：變壓器的冷卻器故障時，容許的負荷和時間按廠家的規定運行，強油循環的冷卻系統必須有兩個可靠的電源並能自動切換，信號齊全可靠。
(8) 防止工作電壓下的擊穿事故：220kV及以上變壓器投運時，不宜啟動多台冷卻器，而應逐台啟動，以免發生油流帶電，運行中的變壓器油色譜出現異常懷疑有放電故障時，應進行局部放電試驗以進一步判斷。
(9) 防止保護裝置誤動、拒動：瓦斯保護應安裝調整正確，保護電源可靠，某種保護停用時應有相應的措施。變壓器發生出口或近區短路時應確保開關正確跳閘，以防短路時間過長損壞變壓器。發生過出口、近區短路的變壓器或運輸沖撞時，應根據具體情況進行繞組狀態的測試和檢查，有條件時可進行繞組變形測量，以判明變壓器中各部件有無變形和損壞。
(10) 預防鐵心多點接地和短路故障：吊檢時應測試鐵心絕緣，如有多點接地應查清並消除，注意檢查中罩頂部與鐵心上夾件的間隙及穿芯螺栓的絕緣應良好。
(11) 預防套管閃絡及爆炸事故：套管應保持清潔，防止污閃和大雨時的閃絡。注意油紙電容式套管的介損、電容量和色譜分析結果的變化趨勢。運行中應注意檢查引出線端子的發熱情況並定期用紅外檢測。
(12) 預防引線事故：安裝時應注意檢查引線、均壓環、木支架、膠木螺釘等部件是否變形、操作是否松動，注意去掉裸露引線上的毛刺及尖角，防止在運行中發生放電擊穿。
(13) 預防分接開關事故：變壓器投運前應確認各分接開關的接觸電阻合格，要特別注意操動機構指示位置的正確性。
(14) 新投變壓器的油中溶解氣體色譜試驗取樣周期應按部頒規程執行，應從實際帶電起就納入色譜監視范圍，按實際情況確定取樣檢測時間間隔，油樣應及時進行分析。
(15) 防止變壓器火災事故：應特別注意對套管的質量檢查和運行監視，防止運行中發生爆炸噴油。變壓器的防火設施應完善。
(16) 新安裝的國產互感器，投運前應進行油中溶解氣體分析和油中微量水測量。電流互感器要測量主絕緣和末屏對地tgδ和電容量，必要時進行局部放電測量。電磁式電壓互感器要測量本體和絕緣支架的tgδ，220kV及以上電容式電壓互感器必要時進行局部放電測量，同時還應進行二次繞組絕緣電阻、直流電組測量，並將測試結果與出廠值和標准值進行比較，差別較大時應分析原因，不合格的互感器不得投入運行。
(17) 互感器在安裝試驗後，投運前應注意檢查電流互感器的電容末屏、底座接地，電壓互感器高壓繞組的X（或N、B）端及底座等接地是否牢固可靠，應直接明顯接地，互感器構架應有一處與接地網可靠連接。
(18) 電流互感器的一次引線要保證接觸良好，二次引出端子應有防轉動措施，防止內部引線扭斷。
(19) 為防止串聯諧振過電壓燒毀電壓互感器，在系統運行方式和倒閘操作中應避免用帶斷口電容的斷路器投切帶電磁式電壓互感器的空母線，如運行方式不能滿足要求時，應採取其它預防措施。
(20)為避免電流互感器電容芯底部擊穿事故時擴大事故影響范圍，應注意一次端子L1與L2的安裝方向及二次繞組的極性連接方式要正確，以確保母差保護的正常投入運行。