变压器、互感器设备反事故技术措施.docx

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1、县风源发电总承包公司变压器、互感器反事故技术措施（试行）编制:审核：批准：202*-12-1 实施县风源发电总承包公司目录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

2、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、引用文件国家电 公司电力安全工作规程(变电部分)防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2、总则(1)为提高风源发电总承包公司(以下简称公司)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，风源发电总承包公司运 行、检修和有关试验人员均应认真执行。(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，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

3、监督管理办法的各项条款。(3)公司要加强对设备运行、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设备结构性能及运行、检修和试验的 技术要求。3、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

4、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。4、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 和更换吸附齐!J。(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。5、防止变压器绝缘损伤(1)检修需

5、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。6、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)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。(4)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、。7、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8、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。9、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/低压测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

7、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。10、预防铁芯多点接地和短路故障(1)在检修时应测试铁芯绝缘，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。11、预防套管事故(1)定期对套管进行清扫，防止污移闪络

8、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。 12、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。13、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

9、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

10、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 公司预防0(66) kV500kV互感器事故措施(国家电 生【202*】641号)，110(66) kV500kV互感器技术监督规定(国家电 生技【2

11、02*】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) IlOk V50OkV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

12、时进行0.8Uln、LOUIn、L 2Uln及L 5Uln的铁磁谐振试验(注: UIn指一次相电压下同)。(5)互感器安装用构架应有两处与接地 可靠连接。电磁式 电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5Um3(中性点有效接地 系统)或L9Um3(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%o(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，在投运前应按照规 程进行预防

13、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

14、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此单项超过注 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

15、稳定，则属非故障性氢超标，可 安排脱气处理(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，应迅速查明原因并及时 处理。(16)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。 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：