1?新投運的220kV套管,均應有局部放電測試記錄,并進行微量水油色譜、介質損耗因素tgδ、電容量的測定。發現套管有泄漏時應停電處理,并經試驗合格,才投入運行。

2?運行中應加強對互感器油位、油色監視,注意有無滲漏現象、有無異常聲響。

3?互感器停電時,應檢查各二次回路接線是否牢固,防止因二次接線松動造成事故?；ジ衅靼惭b用構架應至少有兩處與接地網可靠連接。

4?電磁式電壓互感器在交接試驗和投運前,應進行1.5Um/(中性點有效接地系統)或1.9Um/(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%。

5?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,其電氣聯結應接觸良好,防止產生過熱性故障、防止出現電位懸浮,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。

6?互感器若未帶電運行大于半年,在投運前應按照《電力設備預防性試驗規程》(DL/T596-2005)進行預防性試驗。

篇2: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。

篇3:防止大型變壓器損壞互感器爆炸事故措施

1啟動前應測量絕緣合格。

2啟動前檢查一次系統連接正確、牢固、可靠,油位、油色正常。

3保證運行中變壓器的冷卻系統工作正常。

4按規定投入主保護,保證保護動作的靈敏性、可靠性、快速性、選擇性。

5加強對運行中變壓器的監視,發現缺陷及時消除。

6對互感器連接部分要詳細檢查。

7防止運行中CT二次開路、PT二次短路。

8防止非同期并列事故發生。

9正常運行時,變壓器、互感器油位油色正常;

10運行中,發現異常情況應嚴格執行緊停規定