為提高電站變壓器、互感器設備(以下簡稱開關設備)的運行可靠性,根據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》的各項條款以及事故分析和各地區、各部門的經驗,提出以下反事故技術措施,電站各有關設計、基建、安裝、運行、檢修和試驗人員均應認真執行。公司根據運行具體情況和經驗,制訂適合本廠變壓器、互感器設備的補充反事故技術措施。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。

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,儲油柜頂部,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,應及時采取相應措施。

(2)對大修后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)從儲油柜補油或帶電濾油時,應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并排除。

(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。

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,直至沖洗后的油試驗合格并無異物為止。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。

(3)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。

防止變壓器絕緣損傷

(1)檢修需要更換絕緣件時,應采用符合制造廠要求,檢驗合格的材料和部件,并經干燥處理。

(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。

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,并加強運行監視。

(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。

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。

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并經干燥處理后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。

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,定期試驗,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回路,繞組溫度計和頂層油溫度計的動作接點應接于信號回路。

(4)變壓器應裝設故障錄波器,變壓器各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。

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,并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。

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。

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扎絕緣白布帶,以防止裸露引線與套管的導管相碰,分流燒壞引線。

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,每調一檔后間隔1分鐘以上,才能進行下一檔調節。

(3)有載調壓變壓器并聯運行時,其調壓操作輪流逐級進行。

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,并對絕緣油進行處理。

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)采取有效措施,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。

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,并加強管理。

(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)現場進行變壓器干燥時,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。

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,并提出以下重點要求。?

(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制造經驗的制造廠。?

(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并聯時的不同性能,電容式電壓互感器的中間變壓器高壓側不應裝設。?

(4)110kV~500kV互感器在出廠試驗時,應按照各有關標準、規程的要求逐臺進行全部出廠試驗,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制造廠在出廠時進行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的鐵磁諧振試驗(注: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,其增量不應大于出廠試驗值的10%。?

(6)電流互感器的一次端子所受的機械力不應超過制造廠規定的允許值,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及以下大于半年;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柜的互感器,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,對于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)對于全密封型互感器,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,并綜合診斷。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于1*106?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,應須速查明原因并及時處理。

(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)當采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,必須嚴格按照制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。新油運抵現場后,在取樣試驗合格后,方能注入設備。對運行中油應嚴格執行有關標準。對不同油種的混油應按照GB/T7595-2000的規定執行。

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后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:干燥劑應保持干燥,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并正確安裝。

(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并能自動切換,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,不宜啟動多臺冷卻器,而應逐臺啟動,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并消除,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并定期用紅外檢測。

(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,并將測試結果與出廠值和標準值進行比較,差別較大時應分析原因,不合格的互感器不得投入運行。

(17)互感器在安裝試驗后,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*(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,應采取其它預防措施。

(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。

篇2:變壓器互感器設備反事故技術措施

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,儲油柜頂部,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,應及時采取相應措施。

(2)對大修后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)從儲油柜補油或帶電濾油時,應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并排除。

(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,直至沖洗后的油試驗合格并無異物為止。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,應采用符合制造廠要求,檢驗合格的材料和部件,并經干燥處理。

(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,并加強運行監視。

(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并經干燥處理后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回路,繞組溫度計和頂層油溫度計的動作接點應接于信號回路。

(4)變壓器應裝設故障錄波器,變壓器各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。

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,并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扎絕緣白布帶,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,每調一檔后間隔1分鐘以上,才能進行下一檔調節.

(3)有載調壓變壓器并聯運行時,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,并對絕緣油進行處理。

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)采取有效措施,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,并加強管理。

(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)現場進行變壓器干燥時,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,并提出以下重點要求。

(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制造經驗的制造廠。

(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并聯時的不同性能,電容式電壓互感器的中間變壓器高壓側不應裝設。

(4)110kV~500kV互感器在出廠試驗時,應按照各有關標準、規程的要求逐臺進行全部出廠試驗,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制造廠在出廠時進行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的鐵磁諧振試驗(注: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,其增量不應大于出廠試驗值的10%。

(6)電流互感器的一次端子所受的機械力不應超過制造廠規定的允許值,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及以下大于半年;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柜的互感器,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,對于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)對于全密封型互感器,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,并綜合診斷。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于1*106?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,應須速查明原因并及時處理。

(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)當采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,必須嚴格按照制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。新油運抵現場后,在取樣試驗合格后,方能注入設備。對運行中油應嚴格執行有關標準。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后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:干燥劑應保持干燥,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并正確安裝。

(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并能自動切換,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,不宜啟動多臺冷卻器,而應逐臺啟動,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并消除,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并定期用紅外檢測。

(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,并將測試結果與出廠值和標準值進行比較,差別較大時應分析原因,不合格的互感器不得投入運行。

(17)互感器在安裝試驗后,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*(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,應采取其它預防措施。

(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。

篇3:防止大型變壓器損壞互感器爆炸事故安全技術措施

為了防止變壓器、互感器事故,根據國家電力公司《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》、電力部《66kV及330kV電壓、電流互感器預防事故的技術措施》、水電部《預防大型變壓器事故的技術措施》、《關于加強變壓器消防設施的通知》結合公司實際情況,特制定本安全技術措施。

1預防大型變壓器損壞事故:

1.1預防變壓器的絕緣擊穿事故

1.1.1防止水分及空氣進入變壓器

1.1.1.1每年檢查套管頂部、防爆膜、油枕頂部和呼吸管道等處的密封情況,應確實良好,結合檢修進行檢漏試驗。

1.1.1.2強迫油循環的變壓器,對于潛油泵的膠墊、進油閥門桿的密封盤根等,每次檢修后,密封墊應安裝正確,保持完好;不允許使用性能不明的耐油膠墊。潛油泵入口處出現的滲漏油應特別注意。

1.1.1.3呼吸器的油封應注意加油和維護,保證暢通。干燥劑應保持干燥,使用變色硅膠。

1.1.1.4110kV及以上的變壓器應采用真空注油以排除內部的氣泡,其真空度應符合制造廠要求,防止變壓器變形。

1.1.1.5禁止帶電補油或濾油。

1.1.1.6當輕瓦斯保護發信號時,應及時取氣,判明成分,并取油樣作色譜分析,查明原因。如因空氣漏入,使輕瓦斯保護頻繁動作時,也要及時排除故障,不得長期運行。若氣體色譜分析中乙炔含量較高,超過《電氣設備預防性試驗規程》的允許范圍,并經過分析表明可能存在放電性故障時,應將變壓器停運,抓緊進行處理。

1.1.1.7氣體繼電器的接線盒應防水,每次檢修后應將防水裝置恢復。

1.1.2防止焊渣及銅絲等雜物進入變壓器

1.1.2.1潛油泵的軸承,應采用E級或D級,可將其改為向心推力球軸承;禁止使用無銘牌、無級別的軸承。油泵應選用轉速不大于1000轉/分的低速油泵。運轉中如出現過熱、振動、雜音及嚴重滲漏油時,應立即停運并及時加以檢修。大修后的潛油泵,應使用千分表檢查葉輪上端密封環外圓的徑向跳動公差,不得超過0.07mm。

1.1.2.2變壓器故障后應盡快切除油泵,避免故障中產生的游離炭、金屬微粒等雜物進入變壓器的非故障部分。

1.1.3防止變壓器絕緣受傷

1.1.3.1變壓器在吊罩檢修時,應防止絕緣受到損傷,勿使鐘罩碰傷引線和支架。在安裝高壓套管時,應注意勿使引線扭轉,不要過分用力吊拉引線,使引線根部和線圈絕緣受傷。套管下部的絕緣筒圍屏,應按制造廠的圖紙和說明安裝,要防止引線碰及圍屏,使絕緣距離不夠,檢查時嚴禁踩在引線的根部。

1.1.3.2變壓器在吊罩,檢查時應擰緊夾件的螺栓和壓釘,防止在運行中受到電流沖擊時線圈發生移位。

1.1.3.3對于經受過出口短路和異常運行情況的變壓器,應根據具體情況進行必須的試驗和檢查,防止缺陷擴大。

1.1.3.4檢修中需要更換絕緣部件時,必須采用干燥處理合格的絕緣材料或部件。

1.1.3.5加強油的色譜分析工作,提高分析的準確度,對歷年來的數據要進行比較分析,注意特征氣體相對變化量,如發現異常,對油中微水和雜質含量進行測定,綜合判斷,以監視變壓器主絕緣故障。

1.1.3.6變壓器的本體重瓦斯保護應投跳閘,若需退出重瓦斯保護時,應預先制定安全措施,并經安生部經理或電廠副廠長批準,并限期恢復。瓦斯繼電器應1~3年校驗一次。

1.1.4防止線圈溫度過高,絕緣劣化或燒壞

1.1.4.1變壓器的保護裝置必須完善可靠。氣體繼電器應安裝調整正確,定期檢查,消除誤動因素。跳閘直流電源必須可靠。不允許將無保護的變壓器投入運行。如因工作需要將保護短時停用,則應有措施,事后應立即恢復。

1.1.4.2在地震預報期內,根據變壓器的具體情況和氣體繼電器的類型來確定重瓦斯保護投入跳閘或信號。地震引起重瓦斯保護動作跳閘的變壓器,在恢復供電前要經過檢查,確定無異狀才可投運。

1.1.4.3合理控制運行中的頂層油溫溫升,特別對強迫油循環的變壓器更要注意。根據運行情況和測量結果,不同的變壓器在額定負荷下,頂層油溫溫升差別較大,因此,不能以為有些變壓器的頂層油溫溫升較低誤認為出力有裕度,對各種溫度計要每年定期校驗,超溫信號要準確可靠。

1.1.4.4強迫油循環的冷卻系統,必須配置兩個相互獨立的電源,并采用自動切換裝置,應每半個月定期進行切換試驗,有關信號裝置應齊全可靠。

1.1.4.5為保證冷卻效果,風冷卻器應每半年進行水沖洗,水沖洗前應采取有效措施防止風扇電動機進水損壞絕緣。

1.1.4.6為防止風冷散熱器的風扇電動機大量損壞,風扇葉片應校平衡并調整角度,作好維修工作,以保證正常運行。

1.1.4.7對于31.5MVA及以上的變壓器,應裝設上層油溫的遙測裝置。

1.1.4.8變壓器靠近頂部的油箱壁上應裝設酒精溫度計,以便在必要時校對扇形溫度計的指示。

1.1.5防止中性點過電壓事故

1.1.5.1中性點直接接地系統中的中性點不接地運行的變壓器,在投運和停運以及事故跳閘過程中,應防止出現中性點位移過電壓;當單獨對變壓器充電時,其中性點必須接地。

1.1.5.2為防止在有效接地系統中出現孤立不接地系統并產生較高工頻過電壓的異常運行工況,110~220kV不接地變壓器的中性點過電壓保護應采用棒間隙保護方式。對于110kV變壓器,當中性點絕緣的沖擊耐受電壓≤185kV時,還應在間隙旁并聯金屬氧化物避雷器,間隙距離及避雷器參數配合應進行校核。間隙動作后,應檢查間隙的燒損情況并校核間隙距離。

1.2預防鐵芯多點接地及短路故障

1.2.1在每年預試時,應測試鐵芯絕緣,確定鐵芯是否有多點接地。如有多點接地,應查清原因,消除后才能投入運行。

1.2.2穿心螺桿絕緣應良好,應注意檢查鐵芯穿心螺桿絕緣套外兩端的金屬座套,防止因座套過長與鐵芯觸及造成短路。

1.2.3線圈壓釘螺絲應緊固,防止螺帽和座套松動掉下,造成鐵芯短路。

1.3預防套管引起的事故

1.3.1安裝套管時要認真檢查各部位的密封情況,并檢漏,使接線端子帽及注油孔密封良好,嚴防水分從引線進入變壓器內或進入套管內而發生故障。

1.3.2運行、檢修中應注意檢查套管引出線端子的發熱情況,引出線與銅鼻子的焊接,應使用銀焊或磷銅焊接,應無毛刺和尖角,禁止使用錫焊,防止因接觸不良引線過熱開焊引起套管爆炸。

1.3.3每年作套管的介損tgδ和電容量的測量,如發現問題,可聯系廠家檢查處理或更換新套管。

1.3.4如不同型式、尺寸的套管,更換時應注意套管裝入變壓器后尾部的絕緣距離。

1.3.5每年對套管進行清掃,保持清潔,防止積垢閃絡。

1.3.6變壓器檢修套管安裝就位后,帶電前必須靜放,110kV~220kV套管靜放時間不得少于24h。

1.3.7對保存期超過1年的110kV及以上套管,安裝前,應進行局放試驗、額定電壓下套管的介損試驗。

1.3.8作為備品的110kV及以上套管,應置于戶內且豎直放置。如水平存放,其抬高角度應符合制造廠要求,以防止電容芯子露出油面而受潮。

1.3.9套管滲油時,應及時處理,防止內部受潮。

1.4預防引線事故

1.4.1在吊芯(吊罩)檢查時,應注意保持足夠的引線間及對地的絕緣距離,并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。發現有損傷的引線絕緣,應立即予以修復。

1.4.2各引線接頭應焊接良好。運行中定期進行色譜分析和測量直流電阻,可以及時發現接頭過熱故障。對套管及分裝開關的引線接頭如發現缺陷要及時處理。檢修后應作檢查試驗,保證焊接質量。

1.5預防分接開關事故

1.5.1安裝及檢修中,應對分接開關進行認真檢查。

1.5.2對無載開關應注意檢查彈簧壓力、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,對可能產生懸浮電位的撥叉應采取等電位連接措施。每年結合檢修或試驗,將分接開關觸頭轉動幾次,以消除觸頭接觸部分的氧化膜及油污,然后調至所需分接位置,測量直流電阻,合格后方可投入運行。

1.6防止變壓器油質劣化;

1.6.1加強油務管理、監督工作,保持變壓器油質良好。采取有效措施,減少或隔絕變壓器油和空氣接觸。隔膜袋中空氣要經過裝有干燥劑的呼吸器。

1.6.2已裝有隔膜袋密封的大容量變壓器,應注意隔膜袋口呼吸暢通,注油時應注意防止出現假油位和進入空氣,以免運行中溫度上升時大量噴油和引起重瓦斯保護動作。

1.6.3更換潛油泵時,應打開潛油泵出油側排氣塞,慢開啟潛油泵進油側蝶閥,排完氣關閉排氣塞,將空氣排盡。

1.6.4消除變壓器本體的泄漏,防止水分進入變壓器內,使油質劣化。

1.7防止變壓器火災事故;

1.7.1加強變壓器的防火工作,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,引起變壓器著火。運行中應有事故預想。變壓器周圍應有消防設施,一旦發生事故時能盡量縮小事故范圍。

1.7.2進行變壓器干燥時,應事先做好防火等安全措施,并防止加熱系統故障或繞組過熱燒損變壓器。

1.7.3變壓器放油后(器身暴露在空氣中),進行電氣試驗(如測量直流電阻或通電試驗)時,嚴防因感應高壓打火或中斷電流時的電弧引燃油紙等絕緣物。

1.7.4在處理變壓器引線焊接頭及在器身周圍進行明火作業時,必須事先作好防火措施,現場應設置一定數量的消防器材。

1.7.5事故貯油坑應保持在良好狀態,有足夠厚度和符合要求的卵石層。排油管道應暢通,應能迅速將油排出。不得將油排入電纜溝內。室內變壓器也應有貯油池或擋油矮墻,防止火災蔓延。

1.7.6當變壓器起火時,應立即切斷變壓器各側電源,向值長和有關領導報告,并迅速組織人員到現場查看和進行撲救。

?1.7.7加強廠用變壓器室通風機的運行維護工作,防止變壓器室溫度過高。

1.8預防為主,加強維護管理

1.8.1認真按部頒規程進行預防性試驗,發現異常及時處理。220kV及以上電壓等級變壓器在吊罩大修后,必須進行現場局部放電試驗。

1.8.2對6kV及以上電壓等級變電設備需每年進行至少一次的紅外成像測溫檢查。

1.8.3對容量在31.5MVA以上變壓器進行繞組變形測試。在遭受近區突發短路后,應做低電壓短路阻抗測試或用頻響法測試繞組變形,并與原始記錄比較,判斷變壓器有無故障后,方可投運。

1.8.4為了更有效地監視變壓器主絕緣故障,例如220kV及以上的變壓器樹枝狀放電故障,應加強油的色譜分析工作,提高分析的準確度。進行歷年來的數據對比分析,應注意特征氣體的相對變化量,如發現異常時,可進行油中微水和雜質含量測定,綜合判斷,必要時可進行現場局部放電測量。

1.8.5在有地震預報的地區,對變壓器必須采取防震措施,防止移位、傾倒、套管斷裂及附件損壞。如取消滾輪和軌道,將變壓器平放在基礎上,在變壓器四角打地錨拉線,對套管拉線要適當放松,加大伸縮接或作軟連接。潛油泵與基礎面要保持一定距離,散熱器之間的連接要加固,防止晃動時損壞。

2預防互感器爆炸事故技術措施

2.1新安裝和檢修后的互感器,要堅持分別按《電氣裝置安裝工程施工及驗收規范第十七篇電氣設備交接試驗標準篇》和《電氣設備預防性試驗規程》的規定進行試驗。在投運前進行油的色譜分析,并盡可能做局部放電和油的含水量測量,作為設備投運時的起始值,并與出廠試驗值相比較,當相差較大時,應注意分析原因,必要時可適當增加試驗項目,以查明原因。

2.2對新安裝和檢修后重新投入運行的互感器,在投運前,要仔細檢查密封情況。嚴禁有滲、漏現象發生。

2.3在安裝、檢修和試驗后,應注意檢查電壓互感器的高壓繞組*端和電流互感器的電容未屏,是否已與接地網可靠連接,避免出現懸空或假接地現象。

2.4對已投入運行的電壓、電流互感器,應采取有效的密封防潮措施。

2.5利用預防性試驗及檢修停電機會,每年要對互感器進行一次仔細的外觀檢查,如密封狀態是否良好,裝有呼吸器的互感器是否正常。

2.6對經試驗確定存在嚴重缺陷的互感器,應及時予以處理或更換。對懷疑存在缺陷的互感器,應適當縮短試驗周期,進行綜合分析,查明原因。當發現運行中的互感器冒煙時,應迅速切斷有關電源。

2.7加強互感器的預防性試驗,其中介質損耗因素和電容量測量、油的色譜分析、油的含水量測量、局部放電測量以及電容型電流互感器末屏絕緣電阻的測量等,對發現進水受潮和局部缺陷都比較有效。在確定設備能否繼續運行時,一定要注意前后試驗結果的對比和多項測試結果的綜合分析判斷。

2.8已安裝好但長期不帶電運行的互感器,在帶電前,應進行試驗和檢查,必要時,可接在空母線上運行一段時間后,再投入運行。

2.9在系統運行方式和倒閘操作上,應注意防止鐵磁振蕩和操作過電壓燒壞互感器。

2.10對于新投運或A級檢修后投入運行的互感器,在充電正常后,應對相合格后,方可正常投入運行。

2.11為減少互感器事故時的影響范圍,應將母線差動保護投入運行,并要注意二次線圈的連接方式,避免電流互感器的U型電容芯底部出現保護死區的問題。