预防变压器事故措施：110-500kV (能源电[1990]1083号文)

2023-06-27 理论教育版权反馈

【摘要】：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。

2.1 预防变压器绝缘击穿事故

2.1.1 防止水分及空气进入变压器

2.1.1.1 变压器在运输和存放时必须密封。对于充气运输的变压器在安装前宜测定密封气体的露点,以判断固体绝缘中的含水情况。必须严格防止变压器在安装及运行中进水,要特别注意高于储油柜油面的部件,如套管顶部、安全气道、储油柜顶部和呼吸管道等处的密闭。对这些部位应进行检漏试验。用压力释放阀取代安全气道有利于提高变压器的密封性能。

2.1.1.2 变压器本体及冷却系统各连接部位的密封性是防止渗油、进潮的关键。这些部位的金属部件尺寸应正确、密封面平整光洁、密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料。要特别注意潜油泵、油阀门等部件。禁止使用过期失效或性能不明的胶垫。

2.1.1.3 水冷却器和潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书逐台进行检漏试验,必要时解体检查。并列运行的冷却器应在每台潜油泵出口加装逆止阀。运行中的冷却器必须保证油压大于水压。潜油泵进油阀应全部打开,用出油阀调节油的流量避免形成负压。运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示以及出水中有无油花 (每台冷却器应装有监测出水中有无油花的放水阀门)。在冬季应防止停用及备用冷却器铜管冻裂。对冷却器的油管应结合大、小修进行检漏。

2.1.1.4 安全气道应与储油柜连通或经呼吸器与大气连通。定期排放储油柜内部积水。

2.1.1.5 呼吸器的油封应注意加油和维修,切实保证畅通,干燥剂应保持干燥。

2.1.1.6 对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油。真空度、抽空时间、注油速度均应达到要求。对装有有载开关的油箱要同时抽真空,避免开关油箱渗油。

2.1.1.7 变压器投入运行前特别要注意排除内部空气,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。强油循环变压器在安装 (或检修)完毕投运前,应启动全部冷却设备将油循环使残留气体逸出。

2.1.1.8 从储油柜带电补油或带电滤油时,应先将储油柜中的积水放尽,并不应从变压器下部补油,以防止空气或箱底杂质带入器身中。

2.1.1.9 当轻瓦斯保护发出信号时,要及时取气进行检验以判明成分,并取油样作色谱分析,查明原因及时排除。

2.1.1.10 老式套管将军帽必须更换为新结构,改造后的将军帽也应定期检查其密封性,以杜绝水分自套管顶部进入器身中。

2.1.2 防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器

2.1.2.1 除制造厂有特殊规定外,变压器在安装时应进行吊罩或进人检查,必要时吊芯,彻底清除箱底杂物。导向冷却的变压器应清除进油管道和联箱中的杂物。

2.1.2.2 安装前应将油管道、冷却器和潜油泵的内部清理干净并用合格油冲洗。

2.1.2.3 净油器应安装正确。防止活性氧化铝或硅胶冲入变压器内。对已发生冲入氧化铝或硅胶的变压器应尽早检修。

2.1.2.4 潜油泵的轴承应采用E 级或D 级,有条件时;上轴承应改用向心推力球轴承,禁止使用无铭牌、无级别的轴承。QB型潜油泵运行一年后应更换轴承,运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗、漏油等异常时,应立即停运并及时检修。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。

2.1.2.5 变压器内部故障跳闸后应尽快切除油泵,避免故障中产生的游离碳、金属微粒等杂物进入变压器的非故障部分。

2.1.2.6 禁止使用铜丝滤网,对已发现有铜丝进入的变压器,应尽早安排检修和试验。

2.1.2.7 要特别注意防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属末或杂物进入变压器内部。

2.1.2.8 对质量有怀疑的潜油泵、净油器在安装前或大修时应解体检查。

2.1.3 防止绝缘受伤

2.1.3.1 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线圈绝缘受伤。如引线过长或过短应予处理。套管下部和绝缘筒、500kV引线结构应按厂家图纸说明安装,检查并校核绝缘距离。检修、检查时严禁蹬踩引线和绝缘支架。

2.1.3.2 进入变压器内部检查时,应拧紧夹件的螺栓、压钉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。

2.1.3.3 安装或检修中需要更换绝缘部件时,必须采用试验合格的材料和部件,并经干燥处理。

2.1.4 防止线圈温度过高、绝缘劣化或烧坏

2.1.4.1 合理控制运行中的顶层油温升,特别是对强油循环的变压器。根据变压器的顶层油温升控制超铭牌运行时,除应符合《电力变压器运行规程》或负荷导则的规定外,还应考虑同类变压器的实际运行经验。对各种温度计要定期校验,超温信号要准确可靠。

2.1.4.2 对过负荷能力有怀疑或经改造的变压器,必要时应进行温升试验来确定负荷能力。对怀疑有局部过热的统包绝缘的线圈,可酌情降低极限出力。

2.1.4.3 强油循环的变压器当冷却系统故障时,允许的负荷和时间按厂家的规定。

2.1.4.4 强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源,应装有自动的切换装置,并定期进行切换试验。信号装置应齐全、可靠。

2.1.4.5 为防止风冷器的风扇电动机大量损坏,风扇叶片应校平衡并调整角度,电动机铸铝端盖磨损严重的可改为铸铁端盖,应做好维护,保证正常运行。

2.1.4.6 对强油循环的风冷却器,每1～3年用压缩空气或水进行一次清洗,保证冷却效果。

2.1.4.7 对运行年久的变压器可进行油中糠醛含量测定,来确定绝缘老化程度,必要时可取纸样作聚合度测定。

2.1.5 防止过电压击穿事故

2.1.5.1 中性点有效接地系统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为防止出现中性点位移过电压,必须装设可靠的过电压保护。当单独对变压器充电时,其中性点必须接地。

2.1.5.2 薄绝缘变压器宜用氧化锌避雷器保护。

2.1.6 防止工作电压下的击穿事故

2.1.6.1 对新装和大修后的500kV变压器应进行局部放电试验,并创造条件使电压达到1.3～1.5倍最大工作相电压。

2.1.6.2 对500kV变压器中一旦出现乙炔,即应缩短检测周期,跟踪变化趋势。

2.1.6.3 运行中的变压器油色谱出现异常,怀疑有放电性故障时,应进行局部放电试验进一步判断。

2.1.6.4 对220kV及以上的三相变压器,根据运行经验和检测结果,怀疑其存在围屏树枝状放电故障时,应解开围屏进行直观检查。

2.1.7 防止保护装置误动、拒动

2.1.7.1 变压器的保护装置必须完善可靠,严禁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时应有相应措施,事后应立即恢复。

2.1.7.2 瓦斯保护应安装调整正确,定期检查,消除各种误动因素。

2.1.7.3 跳闸电源必须可靠。当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。

2.1.7.4 发生过出口或近区短路的变压器 (尤其是铝线圈结构),应根据具体情况进行必要的试验和检查,以判明变压器中各部件有无变形和损坏。

2.2 预防铁芯多点接地和短路故障

2.2.1 在吊检时应测试铁芯绝缘。如有多点接地应查清原因,消除故障。

2.2.2 安装时注意检查钟罩顶部及铁芯上夹件的间隙,如有碰触,应及时消除。

2.2.3 供运输时固定变压器铁芯的连接件,应在安装时将其脱开。

2.2.4 穿芯螺栓绝缘应良好,应注意检查铁芯穿芯螺杆绝缘套外两端的金属座套,防止因座套过长触及铁芯造成短路。

2.2.5 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。铁芯及铁轭静电屏蔽引线应紧固完好,防止出现悬浮放电。

2.2.6 铁芯及夹件通过小套管引出接地的变压器,应将接地线引至适当的位置,以便在运行中监视接地线中是否有环流。当有环流又无法消除时,作为临时措施可在接地回路中串入电阻限流,电流一般控制在100　mA 左右。

2.3 预防套管闪络及爆炸事故

2.3.1 定期对套管进行清扫,保持清洁,防止污闪和大雨时的闪络。在严重污染地区运行的变压器,可考虑采用加强型套管或涂防污涂料。

2.3.2 注意油纸电容式套管的介质损耗、电容量和色谱分析结果的变化趋势,发现问题及时处理。

2.3.3 对110kV及以上的套管,如发现缺陷较大需进行解体检修时,组装后应真空注油,真空度及抽空时间应符合制造厂的要求,检修后应进行高电压下的介质损耗和局部放电试验。

2.3.4 当发现套管中缺油时应查找原因并及时进行补油。对有渗、漏油的套管应及时处理。

2.3.5 电容型套管的抽压和接地运行的末屏小套管的内部引线如有损坏应及时处理,运行中应保证末屏良好接地。

2.3.6 运行、检修中应注意检查引出线端子的发热情况,防止因接触不良或引线开焊过热引起套管爆炸。引线铜头是锡焊的应尽可能改为铜焊。

2.3.7 110kV及以上的套管上部注油的螺栓胶垫容易老化开裂,应结合小修予以更换,防止进水。

2.4 预防引线事故

2.4.1 在安装或大修时,应注意检查引线、均压环 (球)、木支架、胶木螺钉等部件是否有变形、损伤、松脱。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。发现引线绝缘有损伤的应予修复。对500kV变压器要注意检查分接引线绝缘状况,对高压出线要检查各绝缘结构件的位置及其电位连接引线的正确性。

2.4.2 各引线头应焊接良好。对套管及分接开关的引线接头,如发现缺陷要及时处理。

2.4.3 在线圈下面水平排列的裸露引线,如果处在强迫油循环进油口之下,应加包绝缘,以防止杂物引起短路。

2.4.4 35kV及以下的套管导杆上引线两侧的螺母都应有锁母,以防止松动。

2.4.5 35kV及以上的穿缆引线应包扎半叠绕白布带一层以防止裸电缆与套管导杆相碰分流烧坏引线。

2.5 预防分接开关事故

2.5.1 变压器安装投入运行前及无载分接开关改变分接位置后,必须测量其直流电阻,合格后方能投入运行。

2.5.2 对有载调压开关应按出厂说明书规定,在安装时及运行中定期对操作机构、切换开关及过渡电阻和选择开关等进行检查和调试。要特别注意分接引线距离和固定状况,动静触头间的接触情况,操作机构指示位置的正确性。为防止开关箱内油渗入变压器本体影响色谱分析的故障判断,应保持密封良好。对500kV变压器必要时应进行切换开关电木筒的密封试验。

2.5.3 无励磁调压开关应注意检查弹簧状况、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。为防止拨叉产生悬浮电位放电,应注意作等电位连接。

2.6 防止变压器油劣化

2.6.1 加强油务管理监督工作,定期进行绝缘油的色谱分析和化学监督,保持变压器油质良好,500kV变压器的变压器油应严格控制含水量、含气量、油耐压强度和tanδ四大指标。

2.6.2 装有薄膜密封的大容量变压器,注油应严格按厂家说明书规定的工艺要求进行,防止出现假油位和进入空气。

2.6.3 开启式运行的变压器有条件时可改为隔膜密封,也可采用半导体制冷干燥器驱潮。

2.7 防止变压器火灾事故

2.7.1 加强变压器的防火工作,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,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,一旦发生火灾时能尽量缩小事故范围。

2.7.2 进行变压器干燥时,应事先作好防火等安全措施,并防止加热系统故障或线圈过热烧毁变压器。

2.7.3 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通电时发热,引燃油纸等绝缘物。

2.7.4 在处理变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时,必须事先采取防火措施,在现场设置一定数量的消防器材。

2.7.5 事故储油坑应保持在良好状态,卵石厚度符合要求。储油坑及排油管道应畅通,事故时应能迅速将油排出 (例如排入事故总储油池)。防止油排入电缆沟内。室内变压器也应有储油池或挡油矮墙,防止火灾蔓延。

2.7.6 洞内变压器应设法安装自动遥控的水喷雾或其他灭火装置。