預(yù)防220kV110kV35kV油浸式變壓器電抗器事故措施
1?總則
1.1?為預(yù)防變壓器(電抗器)的事故發(fā)生,保障電網(wǎng)安全、可靠運行,特制定本預(yù)防措施。
1.2?本措施是依據(jù)國家的有關(guān)標準、規(guī)程和規(guī)范并結(jié)合設(shè)備運行和檢修經(jīng)驗而制定的。
1.3?本措施針對已投運的變壓器(電抗器)設(shè)備在運行中容易導(dǎo)致典型、頻繁出現(xiàn)的事故(障礙)等環(huán)節(jié)提出了具體的預(yù)防措施,主要包括預(yù)防在安裝、檢修、試驗和運行中發(fā)生變壓器(電抗器)本體及其附件事故,以及預(yù)防發(fā)生事故的技術(shù)管理措施等內(nèi)容。
1.4?本措施適用于某風(fēng)電場系統(tǒng)的變壓器的預(yù)防事故措施。
1.5?可根據(jù)實際情況制定相應(yīng)和實施細則。
2?引用標準
以下為設(shè)備設(shè)計、制造及試驗所應(yīng)遵循的國家、行業(yè)和企業(yè)的標準及規(guī)范,但不僅限于此:
GB1094.1-5-1996?電力變壓器?
GB10229-1988?電抗器
GB2900.15-1982?電工術(shù)語?變壓器?互感器?調(diào)壓器?電抗器
GB2536-1990??變壓器油?
GB311.1-1997?高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合
GB7449-1987?電力變壓器和電抗器的雷電沖擊波和操作沖擊波試驗導(dǎo)則
GB7328-1987?電力變壓器和電抗器的聲級測定
GB7354-1987?局部放電測量
GB50150-1991?電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準
GB/T16434-1996高壓架空線路發(fā)電廠風(fēng)電場環(huán)境污區(qū)分級及外絕緣選擇標準
GB/T16927.l-2-1997高壓試驗技術(shù)
GB10230-1988?有載分接開關(guān)
GB/T6451-1999??三相油浸式電力變壓器技術(shù)參數(shù)和要求
GB/T13499-1992?電力變壓器應(yīng)用導(dǎo)則
GB/T17468-1998?電力變壓器選用導(dǎo)則
GB/T15164-1994?油浸式電力變壓器負載導(dǎo)則
JB/T8751-1998500kV油浸式并聯(lián)電抗器技術(shù)參數(shù)和要求
GB/T8287.1-1997高壓支柱瓷絕緣子技術(shù)條件
GB/T8287.2-1999高壓支柱瓷絕緣子尺寸與特性
GB/T4109-1999高壓套管技術(shù)條件
GB1208-1997電流互感器
GB16847-1997?保護用電流互感器暫態(tài)特性技術(shù)要求
GB/T7252-20**變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則
GB/T7595-2000運行中變壓器油質(zhì)量標準
JB/T3837-1996變壓器類產(chǎn)品型號編制方法
110(66)kV~500kV油浸式變壓器技術(shù)規(guī)范(〔2004〕634號)?
IEC60507:1975?交流系統(tǒng)用高壓絕緣子的人工污穢試驗
所有螺栓、雙頭螺栓、螺紋、管螺紋、螺栓頭和螺帽均應(yīng)遵照ISO及SI公制標準。
3預(yù)防設(shè)備事故的技術(shù)管理要求
3.1防止變壓器本體故障
3.1.1防止變壓器短路損壞事故
(1)容性電流超標的66kV不接地系統(tǒng),宜裝設(shè)有自動跟蹤補償功能的消弧線圈或其它設(shè)備,防止單相接地發(fā)展成相間短路。
(2)采取分裂運行及適當(dāng)提高變壓器短路阻抗、加裝限流電抗器等措施,降低變壓器短路電流。
(3)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)多的變電站,可考慮停用線路自動重合閘,防止變壓器連續(xù)遭受短路沖擊。
(4)加強防污工作,防止相關(guān)變電設(shè)備外絕緣污閃。對66kV及以上電壓等級變電站電瓷設(shè)備的外絕緣,可以采用調(diào)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(zhì)量等措施,避免發(fā)生污閃、雨閃和冰閃。特別是變壓器的低壓側(cè)出線套管,應(yīng)有足夠的爬距和外絕緣空氣間隙,防止變壓器套管端頭間閃絡(luò)造成出口短路。
(5)加強對低壓母線及其所聯(lián)接設(shè)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;堅持變壓器低壓側(cè)母線的定期清掃和耐壓試驗工作。
(6)加強開關(guān)柜管理,防止配電室“火燒連營”。當(dāng)變壓器發(fā)生出口或近區(qū)短路時,應(yīng)確保開關(guān)正確動作切除故障,防止越級跳閘。
(7)對10kV的線路,變電站出口2公里內(nèi)可考慮采用絕緣導(dǎo)線。
(8)隨著電網(wǎng)系統(tǒng)容量的增大,有條件時可開展對早期變壓器產(chǎn)品抗短路能力的校核工作,根據(jù)設(shè)備的實際情況有選擇性地采取措施,包括對變壓器進行改造。
(9)對運行年久、溫升過高或長期過載的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。
(10)對早期的薄絕緣、鋁線圈且投運時間超過二十年的老舊變壓器,應(yīng)加強跟蹤,變壓器本體不宜進行涉及器身的大修。若發(fā)現(xiàn)嚴重缺陷,如繞組嚴重變形、絕緣嚴重受損等,應(yīng)安排更換。
3.1.2變壓器在運輸和存放時,必須密封良好。充氣運輸?shù)淖儔浩鬟\到現(xiàn)場后,必須密切監(jiān)視氣體壓力,壓力過低時(低于0.01MPa)要補干燥氣體,使壓力滿足要求。現(xiàn)場放置時間超過6個月的變壓器應(yīng)注油保存,并裝上儲油柜和膠囊,嚴防進水受潮。注油前,必須測定密封氣體的壓力,核查密封狀況,必要時應(yīng)測露點。為防止變壓器在安裝和運行中進水受潮,套管頂部將軍帽、儲油柜頂部、套管升高座及其連管等處必須密封良好。必要時應(yīng)進行檢漏試驗。如已發(fā)現(xiàn)絕緣受潮,應(yīng)及時采取相應(yīng)措施。
3.1.3停運時間超過6個月的變壓器在重新投入運行前,應(yīng)按預(yù)試規(guī)程要求進行有關(guān)試驗。
3.1.4對于并聯(lián)電抗器,當(dāng)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(dāng)放寬運行限值。但應(yīng)查明原因,并注意油中含氣量的變化。
3.1.5鐵心、夾件通過小套管引出接地的變壓器,應(yīng)將接地引線引至適當(dāng)位置,以便在運行中監(jiān)測接地線中是否有環(huán)流,當(dāng)運行中環(huán)流異常變化,應(yīng)盡快查明原因,嚴重時應(yīng)采取措施及時處理,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。
3.2?防止變壓器組、部件故障
3.2.1套管
(1)定期對套管進行清掃,防止污穢閃絡(luò)和大雨時閃絡(luò)。在嚴重污穢地區(qū)運行的變壓器,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(yīng)注意固體絕緣界面的粘結(jié)質(zhì)量,并應(yīng)利用停電機會檢查其劣化情況,出現(xiàn)問題及時處理。
(2)應(yīng)采用紅外測溫技術(shù)檢查運行中套管引出線聯(lián)板的發(fā)熱情況、油位和油箱溫度分布防止因接觸不良導(dǎo)致引線過熱開焊或缺油引起的絕緣事故。
(3)套管取油樣原則上按照制造廠的要求。油紙電容型套管補油應(yīng)采取真空注油技術(shù)。
3.2.2分接開關(guān)
(1)分接開關(guān)改變分接位置后,必須測量所使用分接的直流電阻及變比,合格后方能投入運行。長期使用的勵磁分接開關(guān),即使運行不要求改變分接位置,也應(yīng)結(jié)合變壓器停電,每1∽2年主動轉(zhuǎn)動分接開關(guān),防止運行觸點接觸狀態(tài)的劣化。
(2)安裝和檢修時應(yīng)檢查無勵磁分接開關(guān)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(yīng)采取等電位連接措施。
(3)有載分接開關(guān)在安裝時及運行中,應(yīng)按出廠說明書進行調(diào)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(gòu)指示位置的正確性。
(4)結(jié)合預(yù)試,在測量變壓器直流電阻前對有載分接開關(guān)進行全程切換。
(5)應(yīng)掌握變壓器有載分接開關(guān)(OLTC)帶電切換次數(shù)。對調(diào)壓頻繁的OLTC,為使開關(guān)滅弧室中的絕緣油保持良好狀態(tài),可考慮裝設(shè)帶電濾油裝置。有帶電濾油裝置的OLTC,在帶電切換操作后,應(yīng)自動或手動投入濾油裝置。對于長期不切換的OLTC,也應(yīng)每半年啟動帶電濾油裝置。無帶電濾油裝置的OLTC,應(yīng)結(jié)合主變壓器小修安排濾油,必要時也可換油。
3.2.3對于裝有金屬波紋管儲油柜的變壓器,如發(fā)現(xiàn)波紋管焊縫滲漏,應(yīng)及時更換處理。要防止卡澀,保證呼吸順暢。
3.3?防止繼電保護裝置誤動或拒動
3.3.1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。
3.3.2變壓器故障時繼電保護裝置應(yīng)快速準確動作,后備保護動作時間不應(yīng)超過變壓器所能承受的短路持續(xù)時間。為此,要求制造廠提供變壓器承受短路能力試驗的有關(guān)數(shù)據(jù)。
3.3.3變壓器的保護裝置必須完善可靠,確因工作需要使保護裝置短時停用時,應(yīng)制定相應(yīng)的安全防護措施,并于工作完成后立即將變壓器保護裝置恢復(fù)使用。
3.4?防止非電量保護裝置誤動或拒動
3.4.1非電量保護裝置應(yīng)注意消除因接點短接等造成的誤動因素,如接點盒增加防潮措施等。
3.4.2信號裝置應(yīng)齊全可靠。
3.4.3氣體繼電器、壓力釋放裝置和溫度計等非電量保護裝置應(yīng)結(jié)合檢修(壓力釋放裝置應(yīng)結(jié)合大修)進行校驗,避免不合格或未經(jīng)校驗的裝置安裝在變壓器上運行。為減少變壓器的停電檢修時間,壓力釋放裝置、氣體繼電器宜備有經(jīng)校驗合格的備品。
3.4.4非電量保護裝置的二次回路應(yīng)結(jié)合變壓器保護裝置的定檢工作進行檢驗,中間繼電器、時間繼電器、冷卻器的控制元件及相關(guān)信號元件等也應(yīng)同時進行。
3.4.5變壓器在檢修時應(yīng)將非電量保護退出運行。
3.4.6有條件時,可結(jié)合大修將變壓器安全氣道改換為壓力釋放裝置。
3.5?防止絕緣油劣化
3.5.1加強油務(wù)監(jiān)督管理工作,定期進行絕緣油的色譜分析和簡化分析。對新油要加強質(zhì)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(shè)備。用戶可根據(jù)運行經(jīng)驗選用合適的油種。變壓器的絕緣油應(yīng)嚴格按規(guī)程監(jiān)測含水量、油擊穿強度和介質(zhì)損耗因數(shù)等指標。
3.5.2應(yīng)及時分析運行中變壓器的油樣,并從變壓器投運帶電起開始監(jiān)測絕緣油色譜。取油樣應(yīng)嚴格按照規(guī)程規(guī)定,用玻璃注射器進行密封取樣。
3.5.3變壓器在運行中出現(xiàn)絕緣油介質(zhì)損耗因數(shù)超過規(guī)程要求、且影響本體絕緣性能時,應(yīng)及時查明絕緣下降原因,并對絕緣油進行處理。
3.5.4運行年久的變壓器應(yīng)嚴格控制絕緣油的質(zhì)量。
4?預(yù)防設(shè)備事故的運行要求
4.1?運行
4.1.1通過長電纜(或氣體絕緣電纜)與GIS相連的變壓器,為避免因特高頻操作過電壓(VFTO)造成高壓線圈首端匝間絕緣損壞事故,除了要求制造廠采取相關(guān)措施外(如加大變器入口等值電容等),運行中應(yīng)采用“帶電冷備用”的運行方式(即斷路器分閘后,其母線側(cè)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。
4.1.2當(dāng)氣體繼電器發(fā)出輕瓦斯動作訊號時,應(yīng)立即檢查氣體繼電器,及時取氣樣檢驗,以判明氣體成分,同時取油樣進行色譜分析,查明原因及時排除。
4.2?巡檢
4.2.1注意檢查變壓器的滲漏情況,防止進水受潮,特別是變壓器頂部和容易形成負壓區(qū)部位(如潛油泵入口及出口法蘭處),以及膠囊等易老化損壞的部件。發(fā)現(xiàn)異常及時處理。
4.2.2注意保持套管油位正常,運行人員巡視時應(yīng)檢查記錄套管油面情況。若套管油位有異常變動,應(yīng)結(jié)合紅外測溫、滲油等情況判斷套管內(nèi)漏或是外漏。套管滲漏時應(yīng)及時處理。
4.2.3應(yīng)定期檢查吸濕器的油封、油位及吸濕器上端密封是否正常,干燥劑應(yīng)保持干燥、有效。
4.2.4運行中油流繼電器指示異常時,注意檢查油流繼電器檔板是否損壞脫落。
4.3?投切
4.3.1變壓器投入運行前必須多次排除套管升高座、油管道中的死區(qū)、冷卻器頂部等處的殘存氣體。更換或檢修各類冷卻器后,不得在變壓器帶電情況下將新裝和檢修過的冷卻器直接投入,防止安裝和檢修過程中在冷卻器或油管路中殘留的空氣進入變壓器。
4.3.2變壓器油紙電容套管安裝或更換后,套管應(yīng)靜放24h后方可帶電。在此過程中,如變壓器器身暴露,則變壓器的靜放時間24h。
5預(yù)防設(shè)備在安裝、檢修、試驗過程中發(fā)生事故的技術(shù)措施
5.1?吊罩(進人)檢查
5.1.1除制造廠有特殊規(guī)定外,在安裝變壓器時,應(yīng)進入油箱檢查清掃,必要時應(yīng)吊罩(芯、蓋)檢查、清除箱底異物。
5.1.2吊罩(進人)時,除應(yīng)盡量縮短器身暴露于空氣的時間外,還要防止工具、材料等異物遺留在變壓器內(nèi)。進行真空油處理時,要防止真空濾油機軸承磨損或濾網(wǎng)損壞造成金屬粉末或異物進入變壓器。為防止真空泵停用或發(fā)生故障時,真空泵潤滑油被吸入變壓器本體,真空系統(tǒng)應(yīng)裝設(shè)逆止閥或緩沖罐。
5.1.3吊罩(進人)時,應(yīng)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(yīng)予修復(fù)。對線端調(diào)壓的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(jié)構(gòu)及套管下部的絕緣筒應(yīng)在制造廠代表指導(dǎo)下安裝,并檢查各絕緣結(jié)構(gòu)件的位置,校核其絕緣距離及等電位連接線的正確性。
5.1.4吊罩(進人)時,應(yīng)防止絕緣受傷。安裝變壓器穿纜式套管應(yīng)防止引線扭結(jié),不得過分用力吊拉引線。如引線過長或過短應(yīng)查明原因予以處理。檢修時嚴禁蹬踩引線和絕緣支架。
5.1.5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(yīng)及時消除。用于運輸中臨時固定變壓器器身的定位裝置,安裝時應(yīng)將其脫開。
5.1.6穿心螺栓的絕緣應(yīng)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。
5.1.7線圈壓釘螺栓應(yīng)緊固,防止螺帽和座套松動掉下造成鐵心短路,電屏蔽引線應(yīng)固定好,防止出現(xiàn)電位懸浮產(chǎn)生放電。
5.1.8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。
5.1.9在大電流套管導(dǎo)桿引線兩端,都應(yīng)配有鎖母和蝶形彈簧墊圈以防止螺母松動。
5.1.10變壓器套管的穿纜引線應(yīng)包扎絕緣白布帶,以防止裸引線與套管的導(dǎo)管相碰,分流燒壞引線及導(dǎo)管。
5.1.11為防止抽真空時麥氏真空計的水銀進入變壓器器身,宜使用數(shù)字式或指針式真空計。
5.2?工藝要求
5.2.1對新安裝或大修后的變壓器應(yīng)按制造廠說明書規(guī)定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(yīng)達到要求。裝設(shè)有載分接開關(guān)的油箱要與本體油箱連通后同時抽真空,并與變壓器本體油箱同時達到相同的真空度,避免開關(guān)油箱滲油。
5.2.2裝有密封膠囊和隔膜的大容量變壓器,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。結(jié)合大修或必要時對膠囊和隔膜的完好性進行檢查。
5.2.3套管安裝時注意處理好套管頂端導(dǎo)電連接和密封面。并檢查端子受力和引線支撐情況,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(dāng)垂直高差較大時要采用引線分水措施。
5.2.4現(xiàn)場進行變壓器干燥時,應(yīng)事先做好防火措施,防止加熱系統(tǒng)故障或線圈過熱燒損。
5.2.5防止因儲油柜系統(tǒng)安裝不當(dāng),造成噴油、出現(xiàn)假油面或使保護裝置誤動作。
5.2.6變壓器安裝或更換冷卻器時,必須用合格絕緣油反復(fù)沖洗油管道、冷卻器和潛油泵內(nèi)部,直至沖洗后的油試驗合格并無異物為止。如發(fā)現(xiàn)異物較多,應(yīng)進一步檢查處理。
5.2.7安裝或檢修中需要更換絕緣件時,應(yīng)采用符合制造廠要求、檢驗合格的材料和部件,并經(jīng)干燥處理。
5.3?維護和年檢
5.3.1因冷卻器(散熱器)外部臟污、油泵效率下降等原因,使冷卻器(散熱器)的散熱效果降低并導(dǎo)致油溫上升時,要適當(dāng)縮短允許過負荷時間。變壓器的風(fēng)冷卻器每1-2年用水或壓縮空氣進行一次外部沖洗,以保證冷卻效果。
5.3.2運行中如出現(xiàn)過熱、振動、雜音及嚴重滲漏油等異常時,應(yīng)安排停運檢修。各地應(yīng)結(jié)合設(shè)備實際運行情況,合理安排潛油泵的定期檢查修理。對于盤式電機油泵,應(yīng)注意定子和轉(zhuǎn)子的間隙調(diào)整,防止鐵心的平面磨擦。
5.3.3要防止凈油器裝置內(nèi)的活性氧化鋁或硅膠粉末進入變壓器。運行單位應(yīng)定期檢查濾網(wǎng)和更換吸附劑。
5.3.4裝有排污閥的儲油柜,應(yīng)結(jié)合小修進行排污放水。從儲油柜補油或帶電濾油時,應(yīng)先將儲油柜的積水放盡。不得從變壓器下部進油,防止水分、空氣或油箱底部雜質(zhì)進入變壓器器身。
5.3.5冷卻器的風(fēng)扇葉片應(yīng)校平衡并調(diào)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(fēng)扇電機應(yīng)進行更換。
5.3.6變壓器套管上部注油孔的螺栓膠墊,應(yīng)結(jié)合檢修、檢查更換。運行15年以上的套管應(yīng)檢查儲油柜的密封圈是否脆化龜裂。
5.4?試驗
5.4.1局部放電測量
(1)大修更換絕緣部件或部分線圈并經(jīng)干燥處理后的變壓器,應(yīng)進行局部放電測量。
(2)運行中的變壓器油色譜異常、懷疑設(shè)備存在放電性故障時,首先應(yīng)采取多種手段排除受潮、油流帶電等其它原因。進行局部放電測量應(yīng)慎重。
5.4.2變壓器出廠時應(yīng)進行繞組變形試驗:包括低電壓阻抗試驗或頻響試驗(相間頻響特性應(yīng)具有良好的一致性),作為變壓器的基本數(shù)據(jù)建檔。在交接、大修和出口短路時應(yīng)開展此項工作,與原始數(shù)據(jù)比較,并結(jié)合油色譜分析和其它常規(guī)檢查試驗項目進行綜合分析,對判明繞組有嚴重變形并逐漸加重的變壓器,應(yīng)盡快吊罩檢查和檢修處理。防止因變壓器繞組變形累積造成的絕緣事故。禁止變壓器出口短路后,未經(jīng)檢查就盲目投運。
5.4.3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(zhuǎn)動,避免內(nèi)部末屏引出線扭斷。試驗結(jié)束應(yīng)及時將末屏恢復(fù)接地并檢查是否可靠接地,常接地式末屏應(yīng)用萬用表檢查,如發(fā)現(xiàn)末屏有損壞應(yīng)及時處理。
5.4.4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(yīng)嚴防因感應(yīng)高壓放電或通電打火而引燃、引爆油紙絕緣物和油箱內(nèi)聚集的可燃氣體。
6?預(yù)防殼式變壓器事故
6.1?對于在運的變壓器,應(yīng)加強油品管理,定期監(jiān)測絕緣油的體積電阻率、帶電度和變壓器泄漏電流,以防絕緣油老化(或油流帶電)危害變壓器絕緣。油中一旦出現(xiàn)乙炔,即應(yīng)跟蹤分析,必要時可考慮換油處理。
6.2?在對殼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(yīng)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、帶電度和油中硫化銅含量等參數(shù)。
7其它預(yù)防設(shè)備事故的措施
7.1?在變壓器引線焊接及在器身周圍進行明火作業(yè)時,必須事先采取防火措施,現(xiàn)場應(yīng)設(shè)置一定數(shù)量的消防器材。
7.2?事故貯油坑的卵石層厚度應(yīng)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,并有符合要求的防火隔離墻。防止絕緣油進入電纜溝內(nèi)。室內(nèi)變壓器應(yīng)有集油池或擋油矮墻,防止火災(zāi)蔓延。
7.3?充氮滅火裝置應(yīng)確保不發(fā)生誤動,否則將引起變壓器事故。
7.4?變壓器中性點應(yīng)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(yīng)符合熱穩(wěn)定要求。
7.5?變壓器應(yīng)采用氧化鋅避雷器保護。
篇2:電容電抗器裝置安裝施工技術(shù)安全交底
電容器電抗器裝置安裝施工技術(shù)安全交底
№:
工程名稱:110KV變電站工程電容器電抗器裝置安裝
交底:
1.安裝說明書:并聯(lián)電容器裝置安裝使用說明書、干式電抗器安裝使用說明書;
2.施工圖(圖號):
電容器裝置總配圖、基礎(chǔ)圖、進線框架圖、電容器框架圖、電抗器安裝外形圖;
3.其他:電氣安裝工程電容器、電抗器、隔離開關(guān)、電流互感器、
3.氧化鋅避雷器施工及驗收規(guī)范;
4.電氣安裝工程電容器、電抗器、隔離開關(guān)、電流互感器、氧化鋅避雷器交接試驗標準;
4.要點:
(1)、電容器裝置及電抗器各有6組,通過電纜與開關(guān)柜相連,安裝過程中應(yīng)動作文明,以免使設(shè)備受損變形;
(2)、電容器構(gòu)架應(yīng)保持其應(yīng)有的水平及垂直位置,固定應(yīng)牢靠,油漆應(yīng)完整,電容器的銘牌面向通道,并有順序編號;
(3)、電抗器各相中心線應(yīng)一致,底層支柱絕緣子均應(yīng)接地;
(4)、隔離開關(guān)底座轉(zhuǎn)動部分應(yīng)靈活,操作機構(gòu)動作無異常;
(5)、施工作業(yè)遵守安全規(guī)范,做好勞動防護措施;
(6)、交流耐壓試驗時,有專人監(jiān)護,禁止進入網(wǎng)門內(nèi);
(7)、電焊作業(yè)時,電焊機外殼必須接地線,正確使用面罩,電焊現(xiàn)場擺設(shè)滅火器材。
時間:
地點:
主持人:
交底人:
篇3:預(yù)防220kV110kV35kV油浸式變壓器電抗器事故措施
1?總則
1.1?為預(yù)防變壓器(電抗器)的事故發(fā)生,保障電網(wǎng)安全、可靠運行,特制定本預(yù)防措施。
1.2?本措施是依據(jù)國家的有關(guān)標準、規(guī)程和規(guī)范并結(jié)合設(shè)備運行和檢修經(jīng)驗而制定的。
1.3?本措施針對已投運的變壓器(電抗器)設(shè)備在運行中容易導(dǎo)致典型、頻繁出現(xiàn)的事故(障礙)等環(huán)節(jié)提出了具體的預(yù)防措施,主要包括預(yù)防在安裝、檢修、試驗和運行中發(fā)生變壓器(電抗器)本體及其附件事故,以及預(yù)防發(fā)生事故的技術(shù)管理措施等內(nèi)容。
1.4?本措施適用于某風(fēng)電場系統(tǒng)的變壓器的預(yù)防事故措施。
1.5?可根據(jù)實際情況制定相應(yīng)和實施細則。
2?引用標準
以下為設(shè)備設(shè)計、制造及試驗所應(yīng)遵循的國家、行業(yè)和企業(yè)的標準及規(guī)范,但不僅限于此:
GB1094.1-5-1996?電力變壓器?
GB10229-1988?電抗器
GB2900.15-1982?電工術(shù)語?變壓器?互感器?調(diào)壓器?電抗器
GB2536-1990??變壓器油?
GB311.1-1997?高壓輸變電設(shè)備的絕緣配合
GB7449-1987?電力變壓器和電抗器的雷電沖擊波和操作沖擊波試驗導(dǎo)則
GB7328-1987?電力變壓器和電抗器的聲級測定
GB7354-1987?局部放電測量
GB50150-1991?電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標準
GB/T16434-1996高壓架空線路發(fā)電廠風(fēng)電場環(huán)境污區(qū)分級及外絕緣選擇標準
GB/T16927.l-2-1997高壓試驗技術(shù)
GB10230-1988?有載分接開關(guān)
GB/T6451-1999??三相油浸式電力變壓器技術(shù)參數(shù)和要求
GB/T13499-1992?電力變壓器應(yīng)用導(dǎo)則
GB/T17468-1998?電力變壓器選用導(dǎo)則
GB/T15164-1994?油浸式電力變壓器負載導(dǎo)則
JB/T8751-1998500kV油浸式并聯(lián)電抗器技術(shù)參數(shù)和要求
GB/T8287.1-1997高壓支柱瓷絕緣子技術(shù)條件
GB/T8287.2-1999高壓支柱瓷絕緣子尺寸與特性
GB/T4109-1999高壓套管技術(shù)條件
GB1208-1997電流互感器
GB16847-1997?保護用電流互感器暫態(tài)特性技術(shù)要求
GB/T7252-20**變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則
GB/T7595-2000運行中變壓器油質(zhì)量標準
JB/T3837-1996變壓器類產(chǎn)品型號編制方法
110(66)kV~500kV油浸式變壓器技術(shù)規(guī)范(〔2004〕634號)?
IEC60507:1975?交流系統(tǒng)用高壓絕緣子的人工污穢試驗
所有螺栓、雙頭螺栓、螺紋、管螺紋、螺栓頭和螺帽均應(yīng)遵照ISO及SI公制標準。
3預(yù)防設(shè)備事故的技術(shù)管理要求
3.1防止變壓器本體故障
3.1.1防止變壓器短路損壞事故
(1)容性電流超標的66kV不接地系統(tǒng),宜裝設(shè)有自動跟蹤補償功能的消弧線圈或其它設(shè)備,防止單相接地發(fā)展成相間短路。
(2)采取分裂運行及適當(dāng)提高變壓器短路阻抗、加裝限流電抗器等措施,降低變壓器短路電流。
(3)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)多的變電站,可考慮停用線路自動重合閘,防止變壓器連續(xù)遭受短路沖擊。
(4)加強防污工作,防止相關(guān)變電設(shè)備外絕緣污閃。對66kV及以上電壓等級變電站電瓷設(shè)備的外絕緣,可以采用調(diào)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(zhì)量等措施,避免發(fā)生污閃、雨閃和冰閃。特別是變壓器的低壓側(cè)出線套管,應(yīng)有足夠的爬距和外絕緣空氣間隙,防止變壓器套管端頭間閃絡(luò)造成出口短路。
(5)加強對低壓母線及其所聯(lián)接設(shè)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;堅持變壓器低壓側(cè)母線的定期清掃和耐壓試驗工作。
(6)加強開關(guān)柜管理,防止配電室“火燒連營”。當(dāng)變壓器發(fā)生出口或近區(qū)短路時,應(yīng)確保開關(guān)正確動作切除故障,防止越級跳閘。
(7)對10kV的線路,變電站出口2公里內(nèi)可考慮采用絕緣導(dǎo)線。
(8)隨著電網(wǎng)系統(tǒng)容量的增大,有條件時可開展對早期變壓器產(chǎn)品抗短路能力的校核工作,根據(jù)設(shè)備的實際情況有選擇性地采取措施,包括對變壓器進行改造。
(9)對運行年久、溫升過高或長期過載的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。
(10)對早期的薄絕緣、鋁線圈且投運時間超過二十年的老舊變壓器,應(yīng)加強跟蹤,變壓器本體不宜進行涉及器身的大修。若發(fā)現(xiàn)嚴重缺陷,如繞組嚴重變形、絕緣嚴重受損等,應(yīng)安排更換。
3.1.2變壓器在運輸和存放時,必須密封良好。充氣運輸?shù)淖儔浩鬟\到現(xiàn)場后,必須密切監(jiān)視氣體壓力,壓力過低時(低于0.01MPa)要補干燥氣體,使壓力滿足要求。現(xiàn)場放置時間超過6個月的變壓器應(yīng)注油保存,并裝上儲油柜和膠囊,嚴防進水受潮。注油前,必須測定密封氣體的壓力,核查密封狀況,必要時應(yīng)測露點。為防止變壓器在安裝和運行中進水受潮,套管頂部將軍帽、儲油柜頂部、套管升高座及其連管等處必須密封良好。必要時應(yīng)進行檢漏試驗。如已發(fā)現(xiàn)絕緣受潮,應(yīng)及時采取相應(yīng)措施。
3.1.3停運時間超過6個月的變壓器在重新投入運行前,應(yīng)按預(yù)試規(guī)程要求進行有關(guān)試驗。
3.1.4對于并聯(lián)電抗器,當(dāng)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(dāng)放寬運行限值。但應(yīng)查明原因,并注意油中含氣量的變化。
3.1.5鐵心、夾件通過小套管引出接地的變壓器,應(yīng)將接地引線引至適當(dāng)位置,以便在運行中監(jiān)測接地線中是否有環(huán)流,當(dāng)運行中環(huán)流異常變化,應(yīng)盡快查明原因,嚴重時應(yīng)采取措施及時處理,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。
3.2?防止變壓器組、部件故障
3.2.1套管
(1)定期對套管進行清掃,防止污穢閃絡(luò)和大雨時閃絡(luò)。在嚴重污穢地區(qū)運行的變壓器,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(yīng)注意固體絕緣界面的粘結(jié)質(zhì)量,并應(yīng)利用停電機會檢查其劣化情況,出現(xiàn)問題及時處理。
(2)應(yīng)采用紅外測溫技術(shù)檢查運行中套管引出線聯(lián)板的發(fā)熱情況、油位和油箱溫度分布防止因接觸不良導(dǎo)致引線過熱開焊或缺油引起的絕緣事故。
(3)套管取油樣原則上按照制造廠的要求。油紙電容型套管補油應(yīng)采取真空注油技術(shù)。
3.2.2分接開關(guān)
(1)分接開關(guān)改變分接位置后,必須測量所使用分接的直流電阻及變比,合格后方能投入運行。長期使用的勵磁分接開關(guān),即使運行不要求改變分接位置,也應(yīng)結(jié)合變壓器停電,每1∽2年主動轉(zhuǎn)動分接開關(guān),防止運行觸點接觸狀態(tài)的劣化。
(2)安裝和檢修時應(yīng)檢查無勵磁分接開關(guān)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(yīng)采取等電位連接措施。
(3)有載分接開關(guān)在安裝時及運行中,應(yīng)按出廠說明書進行調(diào)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(gòu)指示位置的正確性。
(4)結(jié)合預(yù)試,在測量變壓器直流電阻前對有載分接開關(guān)進行全程切換。
(5)應(yīng)掌握變壓器有載分接開關(guān)(OLTC)帶電切換次數(shù)。對調(diào)壓頻繁的OLTC,為使開關(guān)滅弧室中的絕緣油保持良好狀態(tài),可考慮裝設(shè)帶電濾油裝置。有帶電濾油裝置的OLTC,在帶電切換操作后,應(yīng)自動或手動投入濾油裝置。對于長期不切換的OLTC,也應(yīng)每半年啟動帶電濾油裝置。無帶電濾油裝置的OLTC,應(yīng)結(jié)合主變壓器小修安排濾油,必要時也可換油。
3.2.3對于裝有金屬波紋管儲油柜的變壓器,如發(fā)現(xiàn)波紋管焊縫滲漏,應(yīng)及時更換處理。要防止卡澀,保證呼吸順暢。
3.3?防止繼電保護裝置誤動或拒動
3.3.1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。
3.3.2變壓器故障時繼電保護裝置應(yīng)快速準確動作,后備保護動作時間不應(yīng)超過變壓器所能承受的短路持續(xù)時間。為此,要求制造廠提供變壓器承受短路能力試驗的有關(guān)數(shù)據(jù)。
3.3.3變壓器的保護裝置必須完善可靠,確因工作需要使保護裝置短時停用時,應(yīng)制定相應(yīng)的安全防護措施,并于工作完成后立即將變壓器保護裝置恢復(fù)使用。
3.4?防止非電量保護裝置誤動或拒動
3.4.1非電量保護裝置應(yīng)注意消除因接點短接等造成的誤動因素,如接點盒增加防潮措施等。
3.4.2信號裝置應(yīng)齊全可靠。
3.4.3氣體繼電器、壓力釋放裝置和溫度計等非電量保護裝置應(yīng)結(jié)合檢修(壓力釋放裝置應(yīng)結(jié)合大修)進行校驗,避免不合格或未經(jīng)校驗的裝置安裝在變壓器上運行。為減少變壓器的停電檢修時間,壓力釋放裝置、氣體繼電器宜備有經(jīng)校驗合格的備品。
3.4.4非電量保護裝置的二次回路應(yīng)結(jié)合變壓器保護裝置的定檢工作進行檢驗,中間繼電器、時間繼電器、冷卻器的控制元件及相關(guān)信號元件等也應(yīng)同時進行。
3.4.5變壓器在檢修時應(yīng)將非電量保護退出運行。
3.4.6有條件時,可結(jié)合大修將變壓器安全氣道改換為壓力釋放裝置。
3.5?防止絕緣油劣化
3.5.1加強油務(wù)監(jiān)督管理工作,定期進行絕緣油的色譜分析和簡化分析。對新油要加強質(zhì)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(shè)備。用戶可根據(jù)運行經(jīng)驗選用合適的油種。變壓器的絕緣油應(yīng)嚴格按規(guī)程監(jiān)測含水量、油擊穿強度和介質(zhì)損耗因數(shù)等指標。
3.5.2應(yīng)及時分析運行中變壓器的油樣,并從變壓器投運帶電起開始監(jiān)測絕緣油色譜。取油樣應(yīng)嚴格按照規(guī)程規(guī)定,用玻璃注射器進行密封取樣。
3.5.3變壓器在運行中出現(xiàn)絕緣油介質(zhì)損耗因數(shù)超過規(guī)程要求、且影響本體絕緣性能時,應(yīng)及時查明絕緣下降原因,并對絕緣油進行處理。
3.5.4運行年久的變壓器應(yīng)嚴格控制絕緣油的質(zhì)量。
4?預(yù)防設(shè)備事故的運行要求
4.1?運行
4.1.1通過長電纜(或氣體絕緣電纜)與GIS相連的變壓器,為避免因特高頻操作過電壓(VFTO)造成高壓線圈首端匝間絕緣損壞事故,除了要求制造廠采取相關(guān)措施外(如加大變器入口等值電容等),運行中應(yīng)采用“帶電冷備用”的運行方式(即斷路器分閘后,其母線側(cè)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。
4.1.2當(dāng)氣體繼電器發(fā)出輕瓦斯動作訊號時,應(yīng)立即檢查氣體繼電器,及時取氣樣檢驗,以判明氣體成分,同時取油樣進行色譜分析,查明原因及時排除。
4.2?巡檢
4.2.1注意檢查變壓器的滲漏情況,防止進水受潮,特別是變壓器頂部和容易形成負壓區(qū)部位(如潛油泵入口及出口法蘭處),以及膠囊等易老化損壞的部件。發(fā)現(xiàn)異常及時處理。
4.2.2注意保持套管油位正常,運行人員巡視時應(yīng)檢查記錄套管油面情況。若套管油位有異常變動,應(yīng)結(jié)合紅外測溫、滲油等情況判斷套管內(nèi)漏或是外漏。套管滲漏時應(yīng)及時處理。
4.2.3應(yīng)定期檢查吸濕器的油封、油位及吸濕器上端密封是否正常,干燥劑應(yīng)保持干燥、有效。
4.2.4運行中油流繼電器指示異常時,注意檢查油流繼電器檔板是否損壞脫落。
4.3?投切
4.3.1變壓器投入運行前必須多次排除套管升高座、油管道中的死區(qū)、冷卻器頂部等處的殘存氣體。更換或檢修各類冷卻器后,不得在變壓器帶電情況下將新裝和檢修過的冷卻器直接投入,防止安裝和檢修過程中在冷卻器或油管路中殘留的空氣進入變壓器。
4.3.2變壓器油紙電容套管安裝或更換后,套管應(yīng)靜放24h后方可帶電。在此過程中,如變壓器器身暴露,則變壓器的靜放時間24h。
5預(yù)防設(shè)備在安裝、檢修、試驗過程中發(fā)生事故的技術(shù)措施
5.1?吊罩(進人)檢查
5.1.1除制造廠有特殊規(guī)定外,在安裝變壓器時,應(yīng)進入油箱檢查清掃,必要時應(yīng)吊罩(芯、蓋)檢查、清除箱底異物。
5.1.2吊罩(進人)時,除應(yīng)盡量縮短器身暴露于空氣的時間外,還要防止工具、材料等異物遺留在變壓器內(nèi)。進行真空油處理時,要防止真空濾油機軸承磨損或濾網(wǎng)損壞造成金屬粉末或異物進入變壓器。為防止真空泵停用或發(fā)生故障時,真空泵潤滑油被吸入變壓器本體,真空系統(tǒng)應(yīng)裝設(shè)逆止閥或緩沖罐。
5.1.3吊罩(進人)時,應(yīng)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(yīng)予修復(fù)。對線端調(diào)壓的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(jié)構(gòu)及套管下部的絕緣筒應(yīng)在制造廠代表指導(dǎo)下安裝,并檢查各絕緣結(jié)構(gòu)件的位置,校核其絕緣距離及等電位連接線的正確性。
5.1.4吊罩(進人)時,應(yīng)防止絕緣受傷。安裝變壓器穿纜式套管應(yīng)防止引線扭結(jié),不得過分用力吊拉引線。如引線過長或過短應(yīng)查明原因予以處理。檢修時嚴禁蹬踩引線和絕緣支架。
5.1.5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(yīng)及時消除。用于運輸中臨時固定變壓器器身的定位裝置,安裝時應(yīng)將其脫開。
5.1.6穿心螺栓的絕緣應(yīng)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。
5.1.7線圈壓釘螺栓應(yīng)緊固,防止螺帽和座套松動掉下造成鐵心短路,電屏蔽引線應(yīng)固定好,防止出現(xiàn)電位懸浮產(chǎn)生放電。
5.1.8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。
5.1.9在大電流套管導(dǎo)桿引線兩端,都應(yīng)配有鎖母和蝶形彈簧墊圈以防止螺母松動。
5.1.10變壓器套管的穿纜引線應(yīng)包扎絕緣白布帶,以防止裸引線與套管的導(dǎo)管相碰,分流燒壞引線及導(dǎo)管。
5.1.11為防止抽真空時麥氏真空計的水銀進入變壓器器身,宜使用數(shù)字式或指針式真空計。
5.2?工藝要求
5.2.1對新安裝或大修后的變壓器應(yīng)按制造廠說明書規(guī)定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(yīng)達到要求。裝設(shè)有載分接開關(guān)的油箱要與本體油箱連通后同時抽真空,并與變壓器本體油箱同時達到相同的真空度,避免開關(guān)油箱滲油。
5.2.2裝有密封膠囊和隔膜的大容量變壓器,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。結(jié)合大修或必要時對膠囊和隔膜的完好性進行檢查。
5.2.3套管安裝時注意處理好套管頂端導(dǎo)電連接和密封面。并檢查端子受力和引線支撐情況,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(dāng)垂直高差較大時要采用引線分水措施。
5.2.4現(xiàn)場進行變壓器干燥時,應(yīng)事先做好防火措施,防止加熱系統(tǒng)故障或線圈過熱燒損。
5.2.5防止因儲油柜系統(tǒng)安裝不當(dāng),造成噴油、出現(xiàn)假油面或使保護裝置誤動作。
5.2.6變壓器安裝或更換冷卻器時,必須用合格絕緣油反復(fù)沖洗油管道、冷卻器和潛油泵內(nèi)部,直至沖洗后的油試驗合格并無異物為止。如發(fā)現(xiàn)異物較多,應(yīng)進一步檢查處理。
5.2.7安裝或檢修中需要更換絕緣件時,應(yīng)采用符合制造廠要求、檢驗合格的材料和部件,并經(jīng)干燥處理。
5.3?維護和年檢
5.3.1因冷卻器(散熱器)外部臟污、油泵效率下降等原因,使冷卻器(散熱器)的散熱效果降低并導(dǎo)致油溫上升時,要適當(dāng)縮短允許過負荷時間。變壓器的風(fēng)冷卻器每1-2年用水或壓縮空氣進行一次外部沖洗,以保證冷卻效果。
5.3.2運行中如出現(xiàn)過熱、振動、雜音及嚴重滲漏油等異常時,應(yīng)安排停運檢修。各地應(yīng)結(jié)合設(shè)備實際運行情況,合理安排潛油泵的定期檢查修理。對于盤式電機油泵,應(yīng)注意定子和轉(zhuǎn)子的間隙調(diào)整,防止鐵心的平面磨擦。
5.3.3要防止凈油器裝置內(nèi)的活性氧化鋁或硅膠粉末進入變壓器。運行單位應(yīng)定期檢查濾網(wǎng)和更換吸附劑。
5.3.4裝有排污閥的儲油柜,應(yīng)結(jié)合小修進行排污放水。從儲油柜補油或帶電濾油時,應(yīng)先將儲油柜的積水放盡。不得從變壓器下部進油,防止水分、空氣或油箱底部雜質(zhì)進入變壓器器身。
5.3.5冷卻器的風(fēng)扇葉片應(yīng)校平衡并調(diào)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(fēng)扇電機應(yīng)進行更換。
5.3.6變壓器套管上部注油孔的螺栓膠墊,應(yīng)結(jié)合檢修、檢查更換。運行15年以上的套管應(yīng)檢查儲油柜的密封圈是否脆化龜裂。
5.4?試驗
5.4.1局部放電測量
(1)大修更換絕緣部件或部分線圈并經(jīng)干燥處理后的變壓器,應(yīng)進行局部放電測量。
(2)運行中的變壓器油色譜異常、懷疑設(shè)備存在放電性故障時,首先應(yīng)采取多種手段排除受潮、油流帶電等其它原因。進行局部放電測量應(yīng)慎重。
5.4.2變壓器出廠時應(yīng)進行繞組變形試驗:包括低電壓阻抗試驗或頻響試驗(相間頻響特性應(yīng)具有良好的一致性),作為變壓器的基本數(shù)據(jù)建檔。在交接、大修和出口短路時應(yīng)開展此項工作,與原始數(shù)據(jù)比較,并結(jié)合油色譜分析和其它常規(guī)檢查試驗項目進行綜合分析,對判明繞組有嚴重變形并逐漸加重的變壓器,應(yīng)盡快吊罩檢查和檢修處理。防止因變壓器繞組變形累積造成的絕緣事故。禁止變壓器出口短路后,未經(jīng)檢查就盲目投運。
5.4.3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(zhuǎn)動,避免內(nèi)部末屏引出線扭斷。試驗結(jié)束應(yīng)及時將末屏恢復(fù)接地并檢查是否可靠接地,常接地式末屏應(yīng)用萬用表檢查,如發(fā)現(xiàn)末屏有損壞應(yīng)及時處理。
5.4.4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(yīng)嚴防因感應(yīng)高壓放電或通電打火而引燃、引爆油紙絕緣物和油箱內(nèi)聚集的可燃氣體。
6?預(yù)防殼式變壓器事故
6.1?對于在運的變壓器,應(yīng)加強油品管理,定期監(jiān)測絕緣油的體積電阻率、帶電度和變壓器泄漏電流,以防絕緣油老化(或油流帶電)危害變壓器絕緣。油中一旦出現(xiàn)乙炔,即應(yīng)跟蹤分析,必要時可考慮換油處理。
6.2?在對殼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(yīng)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、帶電度和油中硫化銅含量等參數(shù)。
7其它預(yù)防設(shè)備事故的措施
7.1?在變壓器引線焊接及在器身周圍進行明火作業(yè)時,必須事先采取防火措施,現(xiàn)場應(yīng)設(shè)置一定數(shù)量的消防器材。
7.2?事故貯油坑的卵石層厚度應(yīng)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,并有符合要求的防火隔離墻。防止絕緣油進入電纜溝內(nèi)。室內(nèi)變壓器應(yīng)有集油池或擋油矮墻,防止火災(zāi)蔓延。
7.3?充氮滅火裝置應(yīng)確保不發(fā)生誤動,否則將引起變壓器事故。
7.4?變壓器中性點應(yīng)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(yīng)符合熱穩(wěn)定要求。
7.5?變壓器應(yīng)采用氧化鋅避雷器保護。