变压器互感器反事故措施安全措施
为提高电站变压器、互感器设备(以下简称开关设备)的运行可靠性,根据国家电力公司颁布的《变压器、互感器设备管理规定》和《变压器、互感器设备质量监督管理办法》的各项条款以及事故分析和各地区、各部门的经验,提出以下反事故技术措施,电站各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验人员均应认真执行。公司根据运行具体情况和经验,制订适合本厂变压器、互感器设备的补充反事故技术措施。各级部门要加强对开关设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作,使之熟悉和掌握所辖范围内开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。
防止水及空气进入变压器
(1)变压器在运行中应防止进水受潮,套管顶部将军帽,储油柜顶部,套管升高坐及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏实验,如已发现绝缘受潮,应及时采取相应措施。
(2)对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油,其真空度抽真空时间,进油速度等均应达到要求。
(3)从储油柜补油或带电滤油时,应先将储油柜的积水放尽,不得从变压器下部进油,防止水分。空气或油箱底部杂质进入变压器器身。
(4)当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时,应立即检查气体继电器,及时取气样检验,以判明气体成份,同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。
(5)应定期检查呼吸器的硅胶是否正常,切实保证畅通。
(6)变压器停运时间超过6个月,在重新投入运行前,应按预试规程要求进行有关试验。
防止异物进入变压器。
(1)变压器更换冷却器时,必须用合格绝缘油反复冲洗油管道,冷却器,直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多,应进一步检查处理。
(2)要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。应定期检查滤网和更换吸附剂。
(3)加强定期检查油流继电器指示是否正常。检查油流继电器挡板是否损坏脱落。
防止变压器绝缘损伤
(1)检修需要更换绝缘件时,应采用符合制造厂要求,检验合格的材料和部件,并经干燥处理。
(2)变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架
(3)变压器应定期检测其绝缘。
防止变压器线圈温度过高,绝缘劣化或烧损
(1)变压器过负荷运行应按照GB/T15164-94《油浸式电力变压器负载导则》和DL/T572-95《电力变压器运行规程》执行。
(2)运行中变压器的热点温度不得超过GB/T15164-94《油浸式电力变压器负载导则》限值和特定限值。
(3)变压器的风冷却器每1~2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗,以保证冷却效果。
(4)当变压器有缺陷或绝缘出现异常时,不得超过规定电流运行,并加强运行监视。
(5)定期检查冷却器的风扇叶片应平衡,定期维护保证正常运行,对震动大,磨损严重的风扇电机应进行更换。
防止过电压击穿事故
(1)在投切空载变压器时,中性点必须可靠接地。
(2)变压器中性点应装设两根与主接地网不同地点连接的接地引下线,且每根接地引下线均应符合热稳定要求。
防止工作电压下的击穿事故
(1)大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验。
(2)运行中的变压器油色谱异常,怀疑设备存在放电性故障时,进行局部放电试验。
防止保护装置误动/拒动
(1)变压器的保护装置必须完善可靠,严禁变压器及变压器高/中/低压侧设备无保护投入运行。
(2)气体继电器应安装调整正确,定期试验,消除因接点短路等造成的误动因素,如加装防雨罩避免接点受潮误动。
(3)压力释放阀动作信号应接入信号回路,绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。
(4)变压器应装设故障录波器,变压器各侧后备保护应由不同的直流电源供电,防止因故失去直流时,造成后备保护全部瘫痪,长时间切不断故障并扩大事故的后果。
预防铁芯多点接地和短路故障
(1)在检修时应侧试铁芯绝缘,如有多点接地应查明原因,消除故障。
(2)穿心螺栓的绝缘应良好,并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套,防止座套过长触及铁芯造成短路。
(3)线圈压钉螺栓应紧固,防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路,铁芯及铁扼静电屏蔽引线等应固定良好,防止出现电位悬浮产生放电。
预防套管事故
(1)定期对套管进行清扫,防止污移闪络和大雨时闪络。
(2)定期检查套管油位是或正常,渗漏油应及时处理,防止内部受潮而损坏。
(3)变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫,应结合检修检查更换。
预防引线事故
(1)在进行大修时,应检查引线、均匀环(球)、木支架、胶木螺钉等是或有变形,损坏或松脱。
(2)在线圈下面水平排列的裸露的引线,须加包绝缘,以防止金属异物碰触引起短路。
(3)变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带,以防止裸露引线与套管的导管相碰,分流烧坏引线。
防止分接开关事故
(1)有载调压开关在运行中,应接出厂说明书进行维护和定期检查。
(2)应掌握有载调压开关带电切换次数,应逐级调压,同时监视分接开关及时电压电流的变化,每调一档后间隔1分钟以上,才能进行下一档调节。
(3)有载调压变压器并联运行时,其调压操作轮流逐级进行。
预防绝缘油劣化
(1)加强油务监督管理工作,定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析,保持油质良好。
(2)变压器在运行中出现绝缘油介质值超过规程要求,且影响本体绝缘性能时应及时查明绝缘下降原因,并对绝缘油进行处理。
预防变压器短路损坏事故
(1)继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。
(2)采取有效措施,减少变压器的外部短路冲击次数,改善变压器运行条件。
(3)加强防污工作,防止相关变电设备外绝缘污闪。
(4)提高直流电源的可靠性,防止因失去直流电源而出现保护拒动。
防止变压器火灾事故
(1)加强变压器的防火工作,重点防止变压器着火引起的事故扩大,变压器应配备完善消防设施,并加强管理。
(2)做好变压器火灾事故预想,加强对套管的质量检查和运行监视,防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。
(3)现场进行变压器干燥时,应事先做好放火措施,防止因加热系统故障或线圈过热烧损。
(4)在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时,必须事先做好防火措施。
防止互感损坏事故
(1)防止互感损坏事故应严格执行国家电网公司《预防110(66)kV~500kV互感器事故措施》(国家电网生【2004】641号),《110(66)kV~500kV互感器技术监督规定》(国家电网生技【2005】174号)等有关规定,并提出以下重点要求。?
(2)加强对互感器类设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理,重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。?
(3)油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式,所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求,特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能,电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。?
(4)110kV~500kV互感器在出厂试验时,应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验,包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的铁磁谐振试验(注:Uln指一次相电压下同)。
(5)互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。电磁式电压互感器在交接试验和投运前,应进行1.5Um/3(中性点有效接地系统)或1.9Um/3(中性点非有效接地系统)电压下的空载电流测量,其增量不应大于出厂试验值的10%。?
(6)电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值,其电气连结应接触良好,防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。
(7)互感器的二次引线端子应有防转动措施,防止外部操作造成内部引线扭断。
(8)已安装完成的互感器长期未带电运行(110kv及以下大于半年;35kv及以下一年以上),在投运前应按照规程进行预防性试验。事故抢修安装的油浸式互感器,应保证静放时间。
(9)互感器的检修与改造。油浸式互感器检修时,应严格执行《互感器运行检修导则》(DL/T727-2000),要注意器身暴露时间不得超过规定,回装时必须真空注油,其中绝缘油应经真空脱气处理。
(10)老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器,应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时,检查顶部密封状况,对老化胶垫与隔膜应予更换。对隔膜上有积水的互感器,应对其本体和绝缘油进行有关试验,试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器,退出运行不再进行改造。?
(11)对硅胶套管和加装硅胶伞裙的瓷套,应经常检查硅胶表面表面有无放电现象,如果有放电现象应及时处理。
(12)运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗油
的互感器,应根据情况限期处理。必要时进行油样分析,对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。
(13)油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器,应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。
(14)对于全密封型互感器,油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时,应跟踪分析,注意其产气速率,并综合诊断。如产气速率增长较快,应加强监视;如检测数据稳定,则属非故障性氢超标,可安排脱气处理;当发现油中有乙炔大于1*106?L/L时,应立即停止运行。
(15)对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验,包括局部放电试验。如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖,应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时,应须速查明原因并及时处理。
(16)在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线;当运行方式不能满足要求时,应进行事故预想,及早制定预防措施,必要时可装设专门消除此类谐振的装置。?
(17)当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时,必须严格按照制造厂说明书规定进行。
(18)为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围,应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。
(19)根据电网发展情况,应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。
(20)若互感器所在变电站短路电流超过互感器名牌规定的动热稳定电流值时,应及时改变变比或安排更换。
每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作,以及时发现运行中互感器的缺陷。
(21)加强油质管理。用户可根据运行经验选用合适的油种。新油运抵现场后,在取样试验合格后,方能注入设备。对运行中油应严格执行有关标准。对不同油种的混油应按照GB/T7595-2000的规定执行。
防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故措施
(1)启动变、主变增加局部放电试验项目。
(2)第一次受电时调节有载调压分接开关的各抽头位置验证其正确性。
(3)避免变压器在经历出口短路后未经任何试验和检查就试投。?
(4)防止水分及空气进入变压器:干燥剂应保持干燥,投运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,启动全部潜油泵将油循环,使残留气体逸出。
(5)防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器:变压器在安装时应进行吊罩或进入检查,彻底清除箱底杂物,油管道、冷却器、潜油泵、净油器安装前应彻底清除并正确安装。
(6)防止变压器绝缘受伤: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,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。
(7)防止绕组温度过高,绝缘劣化或烧坏:变压器的冷却器故障时,容许的负荷和时间按厂家的规定运行,强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源并能自动切换,信号齐全可靠。
(8)防止工作电压下的击穿事故:220kV及以上变压器投运时,不宜启动多台冷却器,而应逐台启动,以免发生油流带电,运行中的变压器油色谱出现异常怀疑有放电故障时,应进行局部放电试验以进一步判断。
(9)防止保护装置误动、拒动:瓦斯保护应安装调整正确,保护电源可靠,某种保护停用时应有相应的措施。变压器发生出口或近区短路时应确保开关正确跳闸,以防短路时间过长损坏变压器。发生过出口、近区短路的变压器或运输冲撞时,应根据具体情况进行绕组状态的测试和检查,有条件时可进行绕组变形测量,以判明变压器中各部件有无变形和损坏。
(10)预防铁心多点接地和短路故障:吊检时应测试铁心绝缘,如有多点接地应查清并消除,注意检查中罩顶部与铁心上夹件的间隙及穿芯螺栓的绝缘应良好。
(11)预防套管闪络及爆炸事故:套管应保持清洁,防止污闪和大雨时的闪络。注意油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势。运行中应注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测。
(12)预防引线事故:安装时应注意检查引线、均压环、木支架、胶木螺钉等部件是否变形、操作是否松动,注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角,防止在运行中发生放电击穿。
(13)预防分接开关事故:变压器投运前应确认各分接开关的接触电阻合格,要特别注意操动机构指示位置的正确性。
(14)新投变压器的油中溶解气体色谱试验取样周期应按部颁规程执行,应从实际带电起就纳入色谱监视范围,按实际情况确定取样检测时间间隔,油样应及时进行分析。
(15)防止变压器火灾事故:应特别注意对套管的质量检查和运行监视,防止运行中发生爆炸喷油。变压器的防火设施应完善。
(16)新安装的国产互感器,投运前应进行油中溶解气体分析和油中微量水测量。电流互感器要测量主绝缘和末屏对地tgδ和电容量,必要时进行局部放电测量。电磁式电压互感器要测量本体和绝缘支架的tgδ,220kV及以上电容式电压互感器必要时进行局部放电测量,同时还应进行二次绕组绝缘电阻、直流电组测量,并将测试结果与出厂值和标准值进行比较,差别较大时应分析原因,不合格的互感器不得投入运行。
(17)互感器在安装试验后,投运前应注意检查电流互感器的电容末屏、底座接地,电压互感器高压绕组的*(或N、B)端及底座等接地是否牢固可靠,应直接明显接地,互感器构架应有一处与接地网可靠连接。
(18)电流互感器的一次引线要保证接触良好,二次引出端子应有防转动措施,防止内部引线扭断。
(19)为防止串联谐振过电压烧毁电压互感器,在系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带电磁式电压互感器的空母线,如运行方式不能满足要求时,应采取其它预防措施。
(20)为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围,应注意一次端子L1与L2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确,以确保母差保护的正常投入运行。
篇2:变压器互感器设备反事故技术措施
目录
1.?总则
2.?防止水及空气进入变压器技术措施
3.?防止异物进入变压器技术措施
4.?防止变压器绝缘损伤技术措施
5.?防止变压器线圈温度过高,绝缘劣化或烧损技术措施
6.?防止过电压击穿事故
7.?防止工作电压下的击穿事故技术措施
8.?防止保护装置误动/拒动技术措施
9.?预防铁芯多点接地和短路故障技术措施
10.?预防套管事故技术措施
11.?预防引线事故技术措施
12.?防止分接开关事故技术措施
13.?预防绝缘油劣化技术措施
14.?预防变压器短路损坏事故技术措施
15.?防止变压器火灾事故技术措施
16.?防止互感损坏事故技术措施
17.?防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故技术措施
1、总则
?(1)为提高故县水力发电厂变压器、互感器设备(以下简称开关设备)的运行可靠性,根据事故分析和各地区、各部门的经验,提出以下反事故技术措施,故县水电厂各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验人员均应认真执行。各运行单位亦应结合电厂具体情况和经验,制订适合变压器、互感器设备的补充反事故技术措施。
?(2)为保证变压器、互感器安全运行,必须建立和健全专业管理体系,加强开关设备专业的技术管理工作,各单位均应认真贯彻和执行国家电力公司颁布的《变压器、互感器设备管理规定》和《变压器、互感器设备质量监督管理办法》的各项条款。
?(3)电厂各级部门要加强对开关设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作,使之熟悉和掌握所辖范围内开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。
2、防止水及空气进入变压器
(1)变压器在运行中应防止进水受潮,套管顶部将军帽,储油柜顶部,套管升高坐及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏实验,如已发现绝缘受潮,应及时采取相应措施。
(2)对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油,其真空度抽真空时间,进油速度等均应达到要求。
(3)从储油柜补油或带电滤油时,应先将储油柜的积水放尽,不得从变压器下部进油,防止水分。空气或油箱底部杂质进入变压器器身。
(4)当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时,应立即检查气体继电器,及时取气样检验,以判明气体成份,同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。
(5)应定期检查呼吸器的硅胶是否正常,切实保证畅通。
(6)变压器停运时间超过6个月,在重新投入运行前,应按预试规程要求进行有关试验。
3、防止异物进入变压器。
(1)变压器更换冷却器时,必须用合格绝缘油反复冲洗油管道,冷却器,直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多,应进一步检查处理。
(2)要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。应定期检查滤网和更换吸附剂。
(5)加强定期检查油流继电器指示是否正常。检查油流继电器挡板是否损坏脱落。
4、防止变压器绝缘损伤
(1)检修需要更换绝缘件时,应采用符合制造厂要求,检验合格的材料和部件,并经干燥处理。
(2)变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架
(3)变压器应定期检测其绝缘。
5、防止变压器线圈温度过高,绝缘劣化或烧损
(1)变压器过负荷运行应按照GB/T15164-94《油浸式电力变压器负载导则》和DL/T572-95《电力变压器运行规程》执行。
(2)运行中变压器的热点温度不得超过GB/T15164-94《油浸式电力变压器负载导则》限值和特定限值。
(3)变压器的风冷却器每1~2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗,以保证冷却效果。
(4)当变压器有缺陷或绝缘出现异常时,不得超过规定电流运行,并加强运行监视。
(5)定期检查冷却器的风扇叶片应平衡,定期维护保证正常运行,对震动大,磨损严重的风扇电机应进行更换。
6、防止过电压击穿事故
(1)在投切空载变压器时,中性点必须可靠接地
(2)变压器中性点应装设两根与主接地网不同地点连接的接地引下线,且每根接地引下线均应符合热稳定要求
7、防止工作电压下的击穿事故
(1)大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验。
(2)运行中的变压器油色谱异常,怀疑设备存在放电性故障时,进行局部放电试验。
8、防止保护装置误动/拒动
(1)变压器的保护装置必须完善可靠,严禁变压器及变压器高/中/低压側设备无保护投入运行。
(2)气体继电器应安装调整正确,定期实验,消除因接点短路等造成的误动因素,如加装防雨罩避免接点受潮误动。
(3)压力释放阀动作信号应接入信号回路,绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。
(4)变压器应装设故障录波器,变压器各侧后备保护应由不同的直流电源供电,防止因故失去直流时,造成后备保护全部瘫痪,长时间切不断故障并扩大事故的后果。
9.预防铁芯多点接地和短路故障
(1)在检修时应側试铁芯绝缘,如有多点接地应查明原因,消除故障。
(2)穿心螺栓的绝缘应良好,并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套,防止座套过长触及铁芯造成短路。
(3)线圈压钉螺栓应紧固,防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路,铁芯及铁扼静电屏蔽引线等应固定良好,防止出现电位悬浮产生放电。
10.预防套管事故
(1)定期对套管进行清扫,防止污移闪络和大雨时闪络
(2)定期检查套管油位是或正常,渗漏油应及时处理,防止内部受潮而损坏。
(3)变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫,应结合检修检查更换。
11.预防引线事故
(1)在进行大修时,应检查引线、均匀环(球)、木支架、胶木螺钉等是或有变形,损坏或松脱。
(2)在线圈下面水平排列的裸露的引线,须加包绝缘,以防止金属异物碰触引起短路。
(3)变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带,以防止裸露引线与套管的导管相碰,分流烧坏引线。
12.防止分接开关事故
(1)有载调压开关在运行中,应接出厂说明书进行维护和定期检查
(2)应掌握有载调压开关带电切换次数,应逐级调压,同时监视分接开关及时电压电流的变化,每调一档后间隔1分钟以上,才能进行下一档调节.
(3)有载调压变压器并联运行时,其调压操作轮流逐级进行.
13.预防绝缘油劣化
(1)加强油务监督管理工作,定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析,保持油质良好。
(2)变压器在运行中出现绝缘油介质值超过规程要求,且影响本体绝缘性能时应及时查明绝缘下降原因,并对绝缘油进行处理。
14.预防变压器短路损坏事故
(1)继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。
(2)采取有效措施,减少变压器的外部短路冲击次数,改善变压器运行条件。
(3)加强防污工作,防止相关变电设备外绝缘污闪
(4)提高直流电源的可靠性,防止因失去直流电源而出现保护拒动。
15.防止变压器火灾事故
(1)加强变压器的防火工作,重点防止变压器着火引起的事故扩大,变压器应配备完善消防设施,并加强管理。
(2)做好变压器火灾事故预想,加强对套管的质量检查和运行监视,防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。
(3)现场进行变压器干燥时,应事先做好放火措施,防止因加热系统故障或线圈过热烧损。
(4)在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时,必须事先做好防火措施。
16、防止互感损坏事故
(1)防止互感损坏事故应严格执行国家电网公司《预防110(66)kV~500kV互感器事故措施》(国家电网生【2004】641号),《110(66)kV~500kV互感器技术监督规定》(国家电网生技【2005】174号)等有关规定,并提出以下重点要求。
(2)加强对互感器类设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理,重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。
(3)油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式,所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求,特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能,电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。
(4)110kV~500kV互感器在出厂试验时,应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验,包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的铁磁谐振试验(注:Uln指一次相电压下同)。
(5)互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。电磁式电压互感器在交接试验和投运前,应进行1.5Um/3(中性点有效接地系统)或1.9Um/3(中性点非有效接地系统)电压下的空载电流测量,其增量不应大于出厂试验值的10%。
(6)电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值,其电气连结应接触良好,防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。
(7)互感器的二次引线端子应有防转动措施,防止外部操作造成内部引线扭断。
(8)已安装完成的互感器长期未带电运行(110kv及以下大于半年;35kv及以下一年以上),在投运前应按照规程进行预防性试验。事故抢修安装的油浸式互感器,应保证静放时间。
(9)互感器的检修与改造。油浸式互感器检修时,应严格执行《互感器运行检修导则》(DL/T727-2000),要注意器身暴露时间不得超过规定,回装时必须真空注油,其中绝缘油应经真空脱气处理。
(10)老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器,应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时,检查顶部密封状况,对老化胶垫与隔膜应予更换。对隔膜上有积水的互感器,应对其本体和绝缘油进行有关试验,试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器,退出运行不再进行改造。
(11)对硅胶套管和加装硅胶伞裙的瓷套,应经常检查硅胶表面表面有无放电现象,如果有放电现象应及时处理。
(12)运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗油的互感器,应根据情况限期处理。必要时进行油样分析,对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。
(13)油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器,应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。
(14)对于全密封型互感器,油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时,应跟踪分析,注意其产气速率,并综合诊断。如产气速率增长较快,应加强监视;如检测数据稳定,则属非故障性氢超标,可安排脱气处理;当发现油中有乙炔大于1*106?L/L时,应立即停止运行。?
(15)对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验,包括局部放电试验。如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖,应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时,应须速查明原因并及时处理。
(16)在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线;当运行方式不能满足要求时,应进行事故预想,及早制定预防措施,必要时可装设专门消除此类谐振的装置。
(17)当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时,必须严格按照制造厂说明书规定进行。
(18)为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围,应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的L1侧。
(19)根据电网发展情况,应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。
(20)若互感器所在变电站短路电流超过互感器名牌规定的动热稳定电流值时,应及时改变变比或安排更换。
每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作,以及时发现运行中互感器的缺陷。
(21)加强油质管理。用户可根据运行经验选用合适的油种。新油运抵现场后,在取样试验合格后,方能注入设备。对运行中油应严格执行有关标准。对不同油种的混油应按照GB/T7595-2000的规定执行。
17.防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故措施
(1)启动变、主变增加局部放电试验项目。
(2)第一次受电时调节有载调压分接开关的各抽头位置验证其正确性。
(3)避免变压器在经历出口短路后未经任何试验和检查就试投。
?(4)防止水分及空气进入变压器:干燥剂应保持干燥,投运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,启动全部潜油泵将油循环,使残留气体逸出。
(5)防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器:变压器在安装时应进行吊罩或进入检查,彻底清除箱底杂物,油管道、冷却器、潜油泵、净油器安装前应彻底清除并正确安装。
(6)防止变压器绝缘受伤: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,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。
?(7)防止绕组温度过高,绝缘劣化或烧坏:变压器的冷却器故障时,容许的负荷和时间按厂家的规定运行,强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源并能自动切换,信号齐全可靠。
(8)防止工作电压下的击穿事故:220kV及以上变压器投运时,不宜启动多台冷却器,而应逐台启动,以免发生油流带电,运行中的变压器油色谱出现异常怀疑有放电故障时,应进行局部放电试验以进一步判断。
(9)防止保护装置误动、拒动:瓦斯保护应安装调整正确,保护电源可靠,某种保护停用时应有相应的措施。变压器发生出口或近区短路时应确保开关正确跳闸,以防短路时间过长损坏变压器。发生过出口、近区短路的变压器或运输冲撞时,应根据具体情况进行绕组状态的测试和检查,有条件时可进行绕组变形测量,以判明变压器中各部件有无变形和损坏。
(10)预防铁心多点接地和短路故障:吊检时应测试铁心绝缘,如有多点接地应查清并消除,注意检查中罩顶部与铁心上夹件的间隙及穿芯螺栓的绝缘应良好。
(11)预防套管闪络及爆炸事故:套管应保持清洁,防止污闪和大雨时的闪络。注意油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势。运行中应注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测。
(12)预防引线事故:安装时应注意检查引线、均压环、木支架、胶木螺钉等部件是否变形、操作是否松动,注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角,防止在运行中发生放电击穿。
(13)预防分接开关事故:变压器投运前应确认各分接开关的接触电阻合格,要特别注意操动机构指示位置的正确性。
(14)新投变压器的油中溶解气体色谱试验取样周期应按部颁规程执行,应从实际带电起就纳入色谱监视范围,按实际情况确定取样检测时间间隔,油样应及时进行分析。
(15)防止变压器火灾事故:应特别注意对套管的质量检查和运行监视,防止运行中发生爆炸喷油。变压器的防火设施应完善。
(16)新安装的国产互感器,投运前应进行油中溶解气体分析和油中微量水测量。电流互感器要测量主绝缘和末屏对地tgδ和电容量,必要时进行局部放电测量。电磁式电压互感器要测量本体和绝缘支架的tgδ,220kV及以上电容式电压互感器必要时进行局部放电测量,同时还应进行二次绕组绝缘电阻、直流电组测量,并将测试结果与出厂值和标准值进行比较,差别较大时应分析原因,不合格的互感器不得投入运行。
(17)互感器在安装试验后,投运前应注意检查电流互感器的电容末屏、底座接地,电压互感器高压绕组的*(或N、B)端及底座等接地是否牢固可靠,应直接明显接地,互感器构架应有一处与接地网可靠连接。
(18)电流互感器的一次引线要保证接触良好,二次引出端子应有防转动措施,防止内部引线扭断。
(19)为防止串联谐振过电压烧毁电压互感器,在系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带电磁式电压互感器的空母线,如运行方式不能满足要求时,应采取其它预防措施。
(20)为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围,应注意一次端子L1与L2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确,以确保母差保护的正常投入运行。
篇3:防止大型变压器损坏互感器爆炸事故安全技术措施
为了防止变压器、互感器事故,根据国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、电力部《66kV及330kV电压、电流互感器预防事故的技术措施》、水电部《预防大型变压器事故的技术措施》、《关于加强变压器消防设施的通知》结合公司实际情况,特制定本安全技术措施。
1预防大型变压器损坏事故:
1.1预防变压器的绝缘击穿事故
1.1.1防止水分及空气进入变压器
1.1.1.1每年检查套管顶部、防爆膜、油枕顶部和呼吸管道等处的密封情况,应确实良好,结合检修进行检漏试验。
1.1.1.2强迫油循环的变压器,对于潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根等,每次检修后,密封垫应安装正确,保持完好;不允许使用性能不明的耐油胶垫。潜油泵入口处出现的渗漏油应特别注意。
1.1.1.3呼吸器的油封应注意加油和维护,保证畅通。干燥剂应保持干燥,使用变色硅胶。
1.1.1.4110kV及以上的变压器应采用真空注油以排除内部的气泡,其真空度应符合制造厂要求,防止变压器变形。
1.1.1.5禁止带电补油或滤油。
1.1.1.6当轻瓦斯保护发信号时,应及时取气,判明成分,并取油样作色谱分析,查明原因。如因空气漏入,使轻瓦斯保护频繁动作时,也要及时排除故障,不得长期运行。若气体色谱分析中乙炔含量较高,超过《电气设备预防性试验规程》的允许范围,并经过分析表明可能存在放电性故障时,应将变压器停运,抓紧进行处理。
1.1.1.7气体继电器的接线盒应防水,每次检修后应将防水装置恢复。
1.1.2防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器
1.1.2.1潜油泵的轴承,应采用E级或D级,可将其改为向心推力球轴承;禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵应选用转速不大于1000转/分的低速油泵。运转中如出现过热、振动、杂音及严重渗漏油时,应立即停运并及时加以检修。大修后的潜油泵,应使用千分表检查叶轮上端密封环外圆的径向跳动公差,不得超过0.07mm。
1.1.2.2变压器故障后应尽快切除油泵,避免故障中产生的游离炭、金属微粒等杂物进入变压器的非故障部分。
1.1.3防止变压器绝缘受伤
1.1.3.1变压器在吊罩检修时,应防止绝缘受到损伤,勿使钟罩碰伤引线和支架。在安装高压套管时,应注意勿使引线扭转,不要过分用力吊拉引线,使引线根部和线圈绝缘受伤。套管下部的绝缘筒围屏,应按制造厂的图纸和说明安装,要防止引线碰及围屏,使绝缘距离不够,检查时严禁踩在引线的根部。
1.1.3.2变压器在吊罩,检查时应拧紧夹件的螺栓和压钉,防止在运行中受到电流冲击时线圈发生移位。
1.1.3.3对于经受过出口短路和异常运行情况的变压器,应根据具体情况进行必须的试验和检查,防止缺陷扩大。
1.1.3.4检修中需要更换绝缘部件时,必须采用干燥处理合格的绝缘材料或部件。
1.1.3.5加强油的色谱分析工作,提高分析的准确度,对历年来的数据要进行比较分析,注意特征气体相对变化量,如发现异常,对油中微水和杂质含量进行测定,综合判断,以监视变压器主绝缘故障。
1.1.3.6变压器的本体重瓦斯保护应投跳闸,若需退出重瓦斯保护时,应预先制定安全措施,并经安生部经理或电厂副厂长批准,并限期恢复。瓦斯继电器应1~3年校验一次。
1.1.4防止线圈温度过高,绝缘劣化或烧坏
1.1.4.1变压器的保护装置必须完善可靠。气体继电器应安装调整正确,定期检查,消除误动因素。跳闸直流电源必须可靠。不允许将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时停用,则应有措施,事后应立即恢复。
1.1.4.2在地震预报期内,根据变压器的具体情况和气体继电器的类型来确定重瓦斯保护投入跳闸或信号。地震引起重瓦斯保护动作跳闸的变压器,在恢复供电前要经过检查,确定无异状才可投运。
1.1.4.3合理控制运行中的顶层油温温升,特别对强迫油循环的变压器更要注意。根据运行情况和测量结果,不同的变压器在额定负荷下,顶层油温温升差别较大,因此,不能以为有些变压器的顶层油温温升较低误认为出力有裕度,对各种温度计要每年定期校验,超温信号要准确可靠。
1.1.4.4强迫油循环的冷却系统,必须配置两个相互独立的电源,并采用自动切换装置,应每半个月定期进行切换试验,有关信号装置应齐全可靠。
1.1.4.5为保证冷却效果,风冷却器应每半年进行水冲洗,水冲洗前应采取有效措施防止风扇电动机进水损坏绝缘。
1.1.4.6为防止风冷散热器的风扇电动机大量损坏,风扇叶片应校平衡并调整角度,作好维修工作,以保证正常运行。
1.1.4.7对于31.5MVA及以上的变压器,应装设上层油温的遥测装置。
1.1.4.8变压器靠近顶部的油箱壁上应装设酒精温度计,以便在必要时校对扇形温度计的指示。
1.1.5防止中性点过电压事故
1.1.5.1中性点直接接地系统中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,应防止出现中性点位移过电压;当单独对变压器充电时,其中性点必须接地。
1.1.5.2为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高工频过电压的异常运行工况,110~220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kV变压器,当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185kV时,还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器,间隙距离及避雷器参数配合应进行校核。间隙动作后,应检查间隙的烧损情况并校核间隙距离。
1.2预防铁芯多点接地及短路故障
1.2.1在每年预试时,应测试铁芯绝缘,确定铁芯是否有多点接地。如有多点接地,应查清原因,消除后才能投入运行。
1.2.2穿心螺杆绝缘应良好,应注意检查铁芯穿心螺杆绝缘套外两端的金属座套,防止因座套过长与铁芯触及造成短路。
1.2.3线圈压钉螺丝应紧固,防止螺帽和座套松动掉下,造成铁芯短路。
1.3预防套管引起的事故
1.3.1安装套管时要认真检查各部位的密封情况,并检漏,使接线端子帽及注油孔密封良好,严防水分从引线进入变压器内或进入套管内而发生故障。
1.3.2运行、检修中应注意检查套管引出线端子的发热情况,引出线与铜鼻子的焊接,应使用银焊或磷铜焊接,应无毛刺和尖角,禁止使用锡焊,防止因接触不良引线过热开焊引起套管爆炸。
1.3.3每年作套管的介损tgδ和电容量的测量,如发现问题,可联系厂家检查处理或更换新套管。
1.3.4如不同型式、尺寸的套管,更换时应注意套管装入变压器后尾部的绝缘距离。
1.3.5每年对套管进行清扫,保持清洁,防止积垢闪络。
1.3.6变压器检修套管安装就位后,带电前必须静放,110kV~220kV套管静放时间不得少于24h。
1.3.7对保存期超过1年的110kV及以上套管,安装前,应进行局放试验、额定电压下套管的介损试验。
1.3.8作为备品的110kV及以上套管,应置于户内且竖直放置。如水平存放,其抬高角度应符合制造厂要求,以防止电容芯子露出油面而受潮。
1.3.9套管渗油时,应及时处理,防止内部受潮。
1.4预防引线事故
1.4.1在吊芯(吊罩)检查时,应注意保持足够的引线间及对地的绝缘距离,并注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角,防止在运行中发生放电击穿。发现有损伤的引线绝缘,应立即予以修复。
1.4.2各引线接头应焊接良好。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻,可以及时发现接头过热故障。对套管及分装开关的引线接头如发现缺陷要及时处理。检修后应作检查试验,保证焊接质量。
1.5预防分接开关事故
1.5.1安装及检修中,应对分接开关进行认真检查。
1.5.2对无载开关应注意检查弹簧压力、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动,对可能产生悬浮电位的拨叉应采取等电位连接措施。每年结合检修或试验,将分接开关触头转动几次,以消除触头接触部分的氧化膜及油污,然后调至所需分接位置,测量直流电阻,合格后方可投入运行。
1.6防止变压器油质劣化;
1.6.1加强油务管理、监督工作,保持变压器油质良好。采取有效措施,减少或隔绝变压器油和空气接触。隔膜袋中空气要经过装有干燥剂的呼吸器。
1.6.2已装有隔膜袋密封的大容量变压器,应注意隔膜袋口呼吸畅通,注油时应注意防止出现假油位和进入空气,以免运行中温度上升时大量喷油和引起重瓦斯保护动作。
1.6.3更换潜油泵时,应打开潜油泵出油侧排气塞,慢开启潜油泵进油侧蝶阀,排完气关闭排气塞,将空气排尽。
1.6.4消除变压器本体的泄漏,防止水分进入变压器内,使油质劣化。
1.7防止变压器火灾事故;
1.7.1加强变压器的防火工作,特别注意对套管的质量检查和运行监视,防止运行中发生爆炸喷油,引起变压器着火。运行中应有事故预想。变压器周围应有消防设施,一旦发生事故时能尽量缩小事故范围。
1.7.2进行变压器干燥时,应事先做好防火等安全措施,并防止加热系统故障或绕组过热烧损变压器。
1.7.3变压器放油后(器身暴露在空气中),进行电气试验(如测量直流电阻或通电试验)时,严防因感应高压打火或中断电流时的电弧引燃油纸等绝缘物。
1.7.4在处理变压器引线焊接头及在器身周围进行明火作业时,必须事先作好防火措施,现场应设置一定数量的消防器材。
1.7.5事故贮油坑应保持在良好状态,有足够厚度和符合要求的卵石层。排油管道应畅通,应能迅速将油排出。不得将油排入电缆沟内。室内变压器也应有贮油池或挡油矮墙,防止火灾蔓延。
1.7.6当变压器起火时,应立即切断变压器各侧电源,向值长和有关领导报告,并迅速组织人员到现场查看和进行扑救。
?1.7.7加强厂用变压器室通风机的运行维护工作,防止变压器室温度过高。
1.8预防为主,加强维护管理
1.8.1认真按部颁规程进行预防性试验,发现异常及时处理。220kV及以上电压等级变压器在吊罩大修后,必须进行现场局部放电试验。
1.8.2对6kV及以上电压等级变电设备需每年进行至少一次的红外成像测温检查。
1.8.3对容量在31.5MVA以上变压器进行绕组变形测试。在遭受近区突发短路后,应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形,并与原始记录比较,判断变压器有无故障后,方可投运。
1.8.4为了更有效地监视变压器主绝缘故障,例如220kV及以上的变压器树枝状放电故障,应加强油的色谱分析工作,提高分析的准确度。进行历年来的数据对比分析,应注意特征气体的相对变化量,如发现异常时,可进行油中微水和杂质含量测定,综合判断,必要时可进行现场局部放电测量。
1.8.5在有地震预报的地区,对变压器必须采取防震措施,防止移位、倾倒、套管断裂及附件损坏。如取消滚轮和轨道,将变压器平放在基础上,在变压器四角打地锚拉线,对套管拉线要适当放松,加大伸缩接或作软连接。潜油泵与基础面要保持一定距离,散热器之间的连接要加固,防止晃动时损坏。
2预防互感器爆炸事故技术措施
2.1新安装和检修后的互感器,要坚持分别按《电气装置安装工程施工及验收规范第十七篇电气设备交接试验标准篇》和《电气设备预防性试验规程》的规定进行试验。在投运前进行油的色谱分析,并尽可能做局部放电和油的含水量测量,作为设备投运时的起始值,并与出厂试验值相比较,当相差较大时,应注意分析原因,必要时可适当增加试验项目,以查明原因。
2.2对新安装和检修后重新投入运行的互感器,在投运前,要仔细检查密封情况。严禁有渗、漏现象发生。
2.3在安装、检修和试验后,应注意检查电压互感器的高压绕组*端和电流互感器的电容未屏,是否已与接地网可靠连接,避免出现悬空或假接地现象。
2.4对已投入运行的电压、电流互感器,应采取有效的密封防潮措施。
2.5利用预防性试验及检修停电机会,每年要对互感器进行一次仔细的外观检查,如密封状态是否良好,装有呼吸器的互感器是否正常。
2.6对经试验确定存在严重缺陷的互感器,应及时予以处理或更换。对怀疑存在缺陷的互感器,应适当缩短试验周期,进行综合分析,查明原因。当发现运行中的互感器冒烟时,应迅速切断有关电源。
2.7加强互感器的预防性试验,其中介质损耗因素和电容量测量、油的色谱分析、油的含水量测量、局部放电测量以及电容型电流互感器末屏绝缘电阻的测量等,对发现进水受潮和局部缺陷都比较有效。在确定设备能否继续运行时,一定要注意前后试验结果的对比和多项测试结果的综合分析判断。
2.8已安装好但长期不带电运行的互感器,在带电前,应进行试验和检查,必要时,可接在空母线上运行一段时间后,再投入运行。
2.9在系统运行方式和倒闸操作上,应注意防止铁磁振荡和操作过电压烧坏互感器。
2.10对于新投运或A级检修后投入运行的互感器,在充电正常后,应对相合格后,方可正常投入运行。
2.11为减少互感器事故时的影响范围,应将母线差动保护投入运行,并要注意二次线圈的连接方式,避免电流互感器的U型电容芯底部出现保护死区的问题。