預防220kV110kV35kV油浸式變壓器電抗器事故措施
1?總則
1.1?為預防變壓器(電抗器)的事故發生,保障電網安全、可靠運行,特制定本預防措施。
1.2?本措施是依據國家的有關標準、規程和規范并結合設備運行和檢修經驗而制定的。
1.3?本措施針對已投運的變壓器(電抗器)設備在運行中容易導致典型、頻繁出現的事故(障礙)等環節提出了具體的預防措施,主要包括預防在安裝、檢修、試驗和運行中發生變壓器(電抗器)本體及其附件事故,以及預防發生事故的技術管理措施等內容。
1.4?本措施適用于某風電場系統的變壓器的預防事故措施。
1.5?可根據實際情況制定相應和實施細則。
2?引用標準
以下為設備設計、制造及試驗所應遵循的國家、行業和企業的標準及規范,但不僅限于此:
GB1094.1-5-1996?電力變壓器?
GB10229-1988?電抗器
GB2900.15-1982?電工術語?變壓器?互感器?調壓器?電抗器
GB2536-1990??變壓器油?
GB311.1-1997?高壓輸變電設備的絕緣配合
GB7449-1987?電力變壓器和電抗器的雷電沖擊波和操作沖擊波試驗導則
GB7328-1987?電力變壓器和電抗器的聲級測定
GB7354-1987?局部放電測量
GB50150-1991?電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準
GB/T16434-1996高壓架空線路發電廠風電場環境污區分級及外絕緣選擇標準
GB/T16927.l-2-1997高壓試驗技術
GB10230-1988?有載分接開關
GB/T6451-1999??三相油浸式電力變壓器技術參數和要求
GB/T13499-1992?電力變壓器應用導則
GB/T17468-1998?電力變壓器選用導則
GB/T15164-1994?油浸式電力變壓器負載導則
JB/T8751-1998500kV油浸式并聯電抗器技術參數和要求
GB/T8287.1-1997高壓支柱瓷絕緣子技術條件
GB/T8287.2-1999高壓支柱瓷絕緣子尺寸與特性
GB/T4109-1999高壓套管技術條件
GB1208-1997電流互感器
GB16847-1997?保護用電流互感器暫態特性技術要求
GB/T7252-20**變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則
GB/T7595-2000運行中變壓器油質量標準
JB/T3837-1996變壓器類產品型號編制方法
110(66)kV~500kV油浸式變壓器技術規范(〔2004〕634號)?
IEC60507:1975?交流系統用高壓絕緣子的人工污穢試驗
所有螺栓、雙頭螺栓、螺紋、管螺紋、螺栓頭和螺帽均應遵照ISO及SI公制標準。
3預防設備事故的技術管理要求
3.1防止變壓器本體故障
3.1.1防止變壓器短路損壞事故
(1)容性電流超標的66kV不接地系統,宜裝設有自動跟蹤補償功能的消弧線圈或其它設備,防止單相接地發展成相間短路。
(2)采取分裂運行及適當提高變壓器短路阻抗、加裝限流電抗器等措施,降低變壓器短路電流。
(3)電纜出線故障多為永久性的,因此不宜采用重合閘。例如:對6-10kV電纜或短架空出線多,且發生短路事故次數多的變電站,可考慮停用線路自動重合閘,防止變壓器連續遭受短路沖擊。
(4)加強防污工作,防止相關變電設備外絕緣污閃。對66kV及以上電壓等級變電站電瓷設備的外絕緣,可以采用調整爬距、加裝硅橡膠輔助傘裙套,涂防污閃涂料,提高外絕緣清掃質量等措施,避免發生污閃、雨閃和冰閃。特別是變壓器的低壓側出線套管,應有足夠的爬距和外絕緣空氣間隙,防止變壓器套管端頭間閃絡造成出口短路。
(5)加強對低壓母線及其所聯接設備的維護管理,如母線采用絕緣護套包封等;防止小動物進入造成短路和其它意外短路;加強防雷措施;防止誤操作;堅持變壓器低壓側母線的定期清掃和耐壓試驗工作。
(6)加強開關柜管理,防止配電室“火燒連營”。當變壓器發生出口或近區短路時,應確保開關正確動作切除故障,防止越級跳閘。
(7)對10kV的線路,變電站出口2公里內可考慮采用絕緣導線。
(8)隨著電網系統容量的增大,有條件時可開展對早期變壓器產品抗短路能力的校核工作,根據設備的實際情況有選擇性地采取措施,包括對變壓器進行改造。
(9)對運行年久、溫升過高或長期過載的變壓器可進行油中糠醛含量測定,以確定絕緣老化的程度,必要時可取紙樣做聚合度測量,進行絕緣老化鑒定。
(10)對早期的薄絕緣、鋁線圈且投運時間超過二十年的老舊變壓器,應加強跟蹤,變壓器本體不宜進行涉及器身的大修。若發現嚴重缺陷,如繞組嚴重變形、絕緣嚴重受損等,應安排更換。
3.1.2變壓器在運輸和存放時,必須密封良好。充氣運輸的變壓器運到現場后,必須密切監視氣體壓力,壓力過低時(低于0.01MPa)要補干燥氣體,使壓力滿足要求。現場放置時間超過6個月的變壓器應注油保存,并裝上儲油柜和膠囊,嚴防進水受潮。注油前,必須測定密封氣體的壓力,核查密封狀況,必要時應測露點。為防止變壓器在安裝和運行中進水受潮,套管頂部將軍帽、儲油柜頂部、套管升高座及其連管等處必須密封良好。必要時應進行檢漏試驗。如已發現絕緣受潮,應及時采取相應措施。
3.1.3停運時間超過6個月的變壓器在重新投入運行前,應按預試規程要求進行有關試驗。
3.1.4對于并聯電抗器,當油中可燃氣體增加,并伴有少量乙炔產生,但乙炔含量趨于穩定時,可區別對待,適當放寬運行限值。但應查明原因,并注意油中含氣量的變化。
3.1.5鐵心、夾件通過小套管引出接地的變壓器,應將接地引線引至適當位置,以便在運行中監測接地線中是否有環流,當運行中環流異常變化,應盡快查明原因,嚴重時應采取措施及時處理,例如環流超過300mA又無法消除時,可在接地回路中串入限流電阻作為臨時性措施。
3.2?防止變壓器組、部件故障
3.2.1套管
(1)定期對套管進行清掃,防止污穢閃絡和大雨時閃絡。在嚴重污穢地區運行的變壓器,可考慮在瓷套上加裝硅橡膠輔助傘裙套(也稱增爬裙)或采用涂防污閃涂料等措施。加裝增爬裙時應注意固體絕緣界面的粘結質量,并應利用停電機會檢查其劣化情況,出現問題及時處理。
(2)應采用紅外測溫技術檢查運行中套管引出線聯板的發熱情況、油位和油箱溫度分布防止因接觸不良導致引線過熱開焊或缺油引起的絕緣事故。
(3)套管取油樣原則上按照制造廠的要求。油紙電容型套管補油應采取真空注油技術。
3.2.2分接開關
(1)分接開關改變分接位置后,必須測量所使用分接的直流電阻及變比,合格后方能投入運行。長期使用的勵磁分接開關,即使運行不要求改變分接位置,也應結合變壓器停電,每1∽2年主動轉動分接開關,防止運行觸點接觸狀態的劣化。
(2)安裝和檢修時應檢查無勵磁分接開關的彈簧狀況、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。為防止撥叉產生懸浮電位放電,應采取等電位連接措施。
(3)有載分接開關在安裝時及運行中,應按出廠說明書進行調試和定期檢查。要特別注意分接引線距離和固定狀況、動靜觸頭間的接觸情況和操作機構指示位置的正確性。
(4)結合預試,在測量變壓器直流電阻前對有載分接開關進行全程切換。
(5)應掌握變壓器有載分接開關(OLTC)帶電切換次數。對調壓頻繁的OLTC,為使開關滅弧室中的絕緣油保持良好狀態,可考慮裝設帶電濾油裝置。有帶電濾油裝置的OLTC,在帶電切換操作后,應自動或手動投入濾油裝置。對于長期不切換的OLTC,也應每半年啟動帶電濾油裝置。無帶電濾油裝置的OLTC,應結合主變壓器小修安排濾油,必要時也可換油。
3.2.3對于裝有金屬波紋管儲油柜的變壓器,如發現波紋管焊縫滲漏,應及時更換處理。要防止卡澀,保證呼吸順暢。
3.3?防止繼電保護裝置誤動或拒動
3.3.1提高直流電源的可靠性,防止因失去直流電源而出現的保護拒動。
3.3.2變壓器故障時繼電保護裝置應快速準確動作,后備保護動作時間不應超過變壓器所能承受的短路持續時間。為此,要求制造廠提供變壓器承受短路能力試驗的有關數據。
3.3.3變壓器的保護裝置必須完善可靠,確因工作需要使保護裝置短時停用時,應制定相應的安全防護措施,并于工作完成后立即將變壓器保護裝置恢復使用。
3.4?防止非電量保護裝置誤動或拒動
3.4.1非電量保護裝置應注意消除因接點短接等造成的誤動因素,如接點盒增加防潮措施等。
3.4.2信號裝置應齊全可靠。
3.4.3氣體繼電器、壓力釋放裝置和溫度計等非電量保護裝置應結合檢修(壓力釋放裝置應結合大修)進行校驗,避免不合格或未經校驗的裝置安裝在變壓器上運行。為減少變壓器的停電檢修時間,壓力釋放裝置、氣體繼電器宜備有經校驗合格的備品。
3.4.4非電量保護裝置的二次回路應結合變壓器保護裝置的定檢工作進行檢驗,中間繼電器、時間繼電器、冷卻器的控制元件及相關信號元件等也應同時進行。
3.4.5變壓器在檢修時應將非電量保護退出運行。
3.4.6有條件時,可結合大修將變壓器安全氣道改換為壓力釋放裝置。
3.5?防止絕緣油劣化
3.5.1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。對新油要加強質量控制,油運抵現場經處理并取樣分析合格后,方能注入設備。用戶可根據運行經驗選用合適的油種。變壓器的絕緣油應嚴格按規程監測含水量、油擊穿強度和介質損耗因數等指標。
3.5.2應及時分析運行中變壓器的油樣,并從變壓器投運帶電起開始監測絕緣油色譜。取油樣應嚴格按照規程規定,用玻璃注射器進行密封取樣。
3.5.3變壓器在運行中出現絕緣油介質損耗因數超過規程要求、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。
3.5.4運行年久的變壓器應嚴格控制絕緣油的質量。
4?預防設備事故的運行要求
4.1?運行
4.1.1通過長電纜(或氣體絕緣電纜)與GIS相連的變壓器,為避免因特高頻操作過電壓(VFTO)造成高壓線圈首端匝間絕緣損壞事故,除了要求制造廠采取相關措施外(如加大變器入口等值電容等),運行中應采用“帶電冷備用”的運行方式(即斷路器分閘后,其母線側刀閘保持合閘狀態運行),以減少投切空載母線產生VFTO的概率。
4.1.2當氣體繼電器發出輕瓦斯動作訊號時,應立即檢查氣體繼電器,及時取氣樣檢驗,以判明氣體成分,同時取油樣進行色譜分析,查明原因及時排除。
4.2?巡檢
4.2.1注意檢查變壓器的滲漏情況,防止進水受潮,特別是變壓器頂部和容易形成負壓區部位(如潛油泵入口及出口法蘭處),以及膠囊等易老化損壞的部件。發現異常及時處理。
4.2.2注意保持套管油位正常,運行人員巡視時應檢查記錄套管油面情況。若套管油位有異常變動,應結合紅外測溫、滲油等情況判斷套管內漏或是外漏。套管滲漏時應及時處理。
4.2.3應定期檢查吸濕器的油封、油位及吸濕器上端密封是否正常,干燥劑應保持干燥、有效。
4.2.4運行中油流繼電器指示異常時,注意檢查油流繼電器檔板是否損壞脫落。
4.3?投切
4.3.1變壓器投入運行前必須多次排除套管升高座、油管道中的死區、冷卻器頂部等處的殘存氣體。更換或檢修各類冷卻器后,不得在變壓器帶電情況下將新裝和檢修過的冷卻器直接投入,防止安裝和檢修過程中在冷卻器或油管路中殘留的空氣進入變壓器。
4.3.2變壓器油紙電容套管安裝或更換后,套管應靜放24h后方可帶電。在此過程中,如變壓器器身暴露,則變壓器的靜放時間24h。
5預防設備在安裝、檢修、試驗過程中發生事故的技術措施
5.1?吊罩(進人)檢查
5.1.1除制造廠有特殊規定外,在安裝變壓器時,應進入油箱檢查清掃,必要時應吊罩(芯、蓋)檢查、清除箱底異物。
5.1.2吊罩(進人)時,除應盡量縮短器身暴露于空氣的時間外,還要防止工具、材料等異物遺留在變壓器內。進行真空油處理時,要防止真空濾油機軸承磨損或濾網損壞造成金屬粉末或異物進入變壓器。為防止真空泵停用或發生故障時,真空泵潤滑油被吸入變壓器本體,真空系統應裝設逆止閥或緩沖罐。
5.1.3吊罩(進人)時,應注意檢查引線、均壓環(球)、木支架、膠木螺釘等是否有變形、損壞或松脫。注意去除裸露引線上的毛刺及尖角,發現引線絕緣有損傷的應予修復。對線端調壓的變壓器要特別注意檢查分接引線的絕緣狀況。對高壓引出線結構及套管下部的絕緣筒應在制造廠代表指導下安裝,并檢查各絕緣結構件的位置,校核其絕緣距離及等電位連接線的正確性。
5.1.4吊罩(進人)時,應防止絕緣受傷。安裝變壓器穿纜式套管應防止引線扭結,不得過分用力吊拉引線。如引線過長或過短應查明原因予以處理。檢修時嚴禁蹬踩引線和絕緣支架。
5.1.5安裝時注意檢查鐘罩頂部與鐵心上夾件的間隙,如有碰觸,應及時消除。用于運輸中臨時固定變壓器器身的定位裝置,安裝時應將其脫開。
5.1.6穿心螺栓的絕緣應良好,并注意檢查鐵心穿芯螺桿絕緣外套兩端的金屬座套,防止座套過長觸及鐵心造成短路。
5.1.7線圈壓釘螺栓應緊固,防止螺帽和座套松動掉下造成鐵心短路,電屏蔽引線應固定好,防止出現電位懸浮產生放電。
5.1.8在線圈下面水平排列的裸露引線,宜加包絕緣,以防止金屬異物碰觸引起短路。
5.1.9在大電流套管導桿引線兩端,都應配有鎖母和蝶形彈簧墊圈以防止螺母松動。
5.1.10變壓器套管的穿纜引線應包扎絕緣白布帶,以防止裸引線與套管的導管相碰,分流燒壞引線及導管。
5.1.11為防止抽真空時麥氏真空計的水銀進入變壓器器身,宜使用數字式或指針式真空計。
5.2?工藝要求
5.2.1對新安裝或大修后的變壓器應按制造廠說明書規定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。裝設有載分接開關的油箱要與本體油箱連通后同時抽真空,并與變壓器本體油箱同時達到相同的真空度,避免開關油箱滲油。
5.2.2裝有密封膠囊和隔膜的大容量變壓器,要嚴格按照制造廠說明書規定的工藝要求進行注油,防止空氣進入。結合大修或必要時對膠囊和隔膜的完好性進行檢查。
5.2.3套管安裝時注意處理好套管頂端導電連接和密封面。并檢查端子受力和引線支撐情況,檢查外部引線的伸縮節及其熱脹冷縮性能。防止套管因過度受力引起的滲漏油。與套管相連接的長引線,當垂直高差較大時要采用引線分水措施。
5.2.4現場進行變壓器干燥時,應事先做好防火措施,防止加熱系統故障或線圈過熱燒損。
5.2.5防止因儲油柜系統安裝不當,造成噴油、出現假油面或使保護裝置誤動作。
5.2.6變壓器安裝或更換冷卻器時,必須用合格絕緣油反復沖洗油管道、冷卻器和潛油泵內部,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。
5.2.7安裝或檢修中需要更換絕緣件時,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。
5.3?維護和年檢
5.3.1因冷卻器(散熱器)外部臟污、油泵效率下降等原因,使冷卻器(散熱器)的散熱效果降低并導致油溫上升時,要適當縮短允許過負荷時間。變壓器的風冷卻器每1-2年用水或壓縮空氣進行一次外部沖洗,以保證冷卻效果。
5.3.2運行中如出現過熱、振動、雜音及嚴重滲漏油等異常時,應安排停運檢修。各地應結合設備實際運行情況,合理安排潛油泵的定期檢查修理。對于盤式電機油泵,應注意定子和轉子的間隙調整,防止鐵心的平面磨擦。
5.3.3要防止凈油器裝置內的活性氧化鋁或硅膠粉末進入變壓器。運行單位應定期檢查濾網和更換吸附劑。
5.3.4裝有排污閥的儲油柜,應結合小修進行排污放水。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。
5.3.5冷卻器的風扇葉片應校平衡并調整角度,注意定期維護,保證正常運行。對振動大、磨損嚴重的風扇電機應進行更換。
5.3.6變壓器套管上部注油孔的螺栓膠墊,應結合檢修、檢查更換。運行15年以上的套管應檢查儲油柜的密封圈是否脆化龜裂。
5.4?試驗
5.4.1局部放電測量
(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,應進行局部放電測量。
(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,首先應采取多種手段排除受潮、油流帶電等其它原因。進行局部放電測量應慎重。
5.4.2變壓器出廠時應進行繞組變形試驗:包括低電壓阻抗試驗或頻響試驗(相間頻響特性應具有良好的一致性),作為變壓器的基本數據建檔。在交接、大修和出口短路時應開展此項工作,與原始數據比較,并結合油色譜分析和其它常規檢查試驗項目進行綜合分析,對判明繞組有嚴重變形并逐漸加重的變壓器,應盡快吊罩檢查和檢修處理。防止因變壓器繞組變形累積造成的絕緣事故。禁止變壓器出口短路后,未經檢查就盲目投運。
5.4.3對于現有采用螺栓式末屏引出方式的套管,在試驗時要注意防止螺桿轉動,避免內部末屏引出線扭斷。試驗結束應及時將末屏恢復接地并檢查是否可靠接地,常接地式末屏應用萬用表檢查,如發現末屏有損壞應及時處理。
5.4.4變壓器放油后進行電氣試驗(如測量絕緣電阻或施加低電壓試驗)時,應嚴防因感應高壓放電或通電打火而引燃、引爆油紙絕緣物和油箱內聚集的可燃氣體。
6?預防殼式變壓器事故
6.1?對于在運的變壓器,應加強油品管理,定期監測絕緣油的體積電阻率、帶電度和變壓器泄漏電流,以防絕緣油老化(或油流帶電)危害變壓器絕緣。油中一旦出現乙炔,即應跟蹤分析,必要時可考慮換油處理。
6.2?在對殼式變壓器絕緣油的定期色譜監測中,一旦發現放電性故障跡象即應引起高度重視:提高色譜監測頻次,同時還要測試油的含氣量、帶電度和油中硫化銅含量等參數。
7其它預防設備事故的措施
7.1?在變壓器引線焊接及在器身周圍進行明火作業時,必須事先采取防火措施,現場應設置一定數量的消防器材。
7.2?事故貯油坑的卵石層厚度應符合要求,保持貯油坑的排油管道暢通,以便事故發生時能迅速排油,并有符合要求的防火隔離墻。防止絕緣油進入電纜溝內。室內變壓器應有集油池或擋油矮墻,防止火災蔓延。
7.3?充氮滅火裝置應確保不發生誤動,否則將引起變壓器事故。
7.4?變壓器中性點應有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。
7.5?變壓器應采用氧化鋅避雷器保護。
篇2:電容電抗器裝置安裝施工技術安全交底
電容器電抗器裝置安裝施工技術安全交底
№:
工程名稱:110KV變電站工程電容器電抗器裝置安裝
交底:
1.安裝說明書:并聯電容器裝置安裝使用說明書、干式電抗器安裝使用說明書;
2.施工圖(圖號):
電容器裝置總配圖、基礎圖、進線框架圖、電容器框架圖、電抗器安裝外形圖;
3.其他:電氣安裝工程電容器、電抗器、隔離開關、電流互感器、
3.氧化鋅避雷器施工及驗收規范;
4.電氣安裝工程電容器、電抗器、隔離開關、電流互感器、氧化鋅避雷器交接試驗標準;
4.要點:
(1)、電容器裝置及電抗器各有6組,通過電纜與開關柜相連,安裝過程中應動作文明,以免使設備受損變形;
(2)、電容器構架應保持其應有的水平及垂直位置,固定應牢靠,油漆應完整,電容器的銘牌面向通道,并有順序編號;
(3)、電抗器各相中心線應一致,底層支柱絕緣子均應接地;
(4)、隔離開關底座轉動部分應靈活,操作機構動作無異常;
(5)、施工作業遵守安全規范,做好勞動防護措施;
(6)、交流耐壓試驗時,有專人監護,禁止進入網門內;
(7)、電焊作業時,電焊機外殼必須接地線,正確使用面罩,電焊現場擺設滅火器材。
時間:
地點:
主持人:
交底人:
篇3:預防220kV110kV35kV油浸式變壓器電抗器事故措施
1?總則
1.1?為預防變壓器(電抗器)的事故發生,保障電網安全、可靠運行,特制定本預防措施。
1.2?本措施是依據國家的有關標準、規程和規范并結合設備運行和檢修經驗而制定的。
1.3?本措施針對已投運的變壓器(電抗器)設備在運行中容易導致典型、頻繁出現的事故(障礙)等環節提出了具體的預防措施,主要包括預防在安裝、檢修、試驗和運行中發生變壓器(電抗器)本體及其附件事故,以及預防發生事故的技術管理措施等內容。
1.4?本措施適用于某風電場系統的變壓器的預防事故措施。
1.5?可根據實際情況制定相應和實施細則。
2?引用標準
以下為設備設計、制造及試驗所應遵循的國家、行業和企業的標準及規范,但不僅限于此:
GB1094.1-5-1996?電力變壓器?
GB10229-1988?電抗器
GB2900.15-1982?電工術語?變壓器?互感器?調壓器?電抗器
GB2536-1990??變壓器油?
GB311.1-1997?高壓輸變電設備的絕緣配合
GB7449-1987?電力變壓器和電抗器的雷電沖擊波和操作沖擊波試驗導則
GB7328-1987?電力變壓器和電抗器的聲級測定
GB7354-1987?局部放電測量
GB50150-1991?電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準
GB/T16434-1996高壓架空線路發電廠風電場環境污區分級及外絕緣選擇標準
GB/T16927.l-2-1997高壓試驗技術
GB10230-1988?有載分接開關
GB/T6451-1999??三相油浸式電力變壓器技術參數和要求
GB/T13499-1992?電力變壓器應用導則
GB/T17468-1998?電力變壓器選用導則
GB/T15164-1994?油浸式電力變壓器負載導則
JB/T8751-1998500kV油浸式并聯電抗器技術參數和要求
GB/T8287.1-1997高壓支柱瓷絕緣子技術條件
GB/T8287.2-1999高壓支柱瓷絕緣子尺寸與特性
GB/T4109-1999高壓套管技術條件
GB1208-1997電流互感器
GB16847-1997?保護用電流互感器暫態特性技術要求
GB/T7252-20**變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則
GB/T7595-2000運行中變壓器油質量標準
JB/T3837-1996變壓器類產品型號編制方法
110(66)kV~500kV油浸式變壓器技術規范(〔2004〕634號)?
IEC60507:1975?交流系統用高壓絕緣子的人工污穢試驗
所有螺栓、雙頭螺栓、螺紋、管螺紋、螺栓頭和螺帽均應遵照ISO及SI公制標準。
3預防設備事故的技術管理要求
3.1防止變壓器本體故障
3.1.1防止變壓器短路損壞事故
(1)容性電流超標的66kV不接地系統,宜裝設有自動跟蹤補償功能的消弧線圈或其它設備,防止單相接地發展成相間短路。
(2)采取分裂運行及適當提高變壓器短路阻抗、加裝限流電抗器等措施,降低變壓器短路電流。
(3)電纜出線故障多為永久性的,因此不宜采用重合閘。例如:對6-10kV電纜或短架空出線多,且發生短路事故次數多的變電站,可考慮停用線路自動重合閘,防止變壓器連續遭受短路沖擊。
(4)加強防污工作,防止相關變電設備外絕緣污閃。對66kV及以上電壓等級變電站電瓷設備的外絕緣,可以采用調整爬距、加裝硅橡膠輔助傘裙套,涂防污閃涂料,提高外絕緣清掃質量等措施,避免發生污閃、雨閃和冰閃。特別是變壓器的低壓側出線套管,應有足夠的爬距和外絕緣空氣間隙,防止變壓器套管端頭間閃絡造成出口短路。
(5)加強對低壓母線及其所聯接設備的維護管理,如母線采用絕緣護套包封等;防止小動物進入造成短路和其它意外短路;加強防雷措施;防止誤操作;堅持變壓器低壓側母線的定期清掃和耐壓試驗工作。
(6)加強開關柜管理,防止配電室“火燒連營”。當變壓器發生出口或近區短路時,應確保開關正確動作切除故障,防止越級跳閘。
(7)對10kV的線路,變電站出口2公里內可考慮采用絕緣導線。
(8)隨著電網系統容量的增大,有條件時可開展對早期變壓器產品抗短路能力的校核工作,根據設備的實際情況有選擇性地采取措施,包括對變壓器進行改造。
(9)對運行年久、溫升過高或長期過載的變壓器可進行油中糠醛含量測定,以確定絕緣老化的程度,必要時可取紙樣做聚合度測量,進行絕緣老化鑒定。
(10)對早期的薄絕緣、鋁線圈且投運時間超過二十年的老舊變壓器,應加強跟蹤,變壓器本體不宜進行涉及器身的大修。若發現嚴重缺陷,如繞組嚴重變形、絕緣嚴重受損等,應安排更換。
3.1.2變壓器在運輸和存放時,必須密封良好。充氣運輸的變壓器運到現場后,必須密切監視氣體壓力,壓力過低時(低于0.01MPa)要補干燥氣體,使壓力滿足要求。現場放置時間超過6個月的變壓器應注油保存,并裝上儲油柜和膠囊,嚴防進水受潮。注油前,必須測定密封氣體的壓力,核查密封狀況,必要時應測露點。為防止變壓器在安裝和運行中進水受潮,套管頂部將軍帽、儲油柜頂部、套管升高座及其連管等處必須密封良好。必要時應進行檢漏試驗。如已發現絕緣受潮,應及時采取相應措施。
3.1.3停運時間超過6個月的變壓器在重新投入運行前,應按預試規程要求進行有關試驗。
3.1.4對于并聯電抗器,當油中可燃氣體增加,并伴有少量乙炔產生,但乙炔含量趨于穩定時,可區別對待,適當放寬運行限值。但應查明原因,并注意油中含氣量的變化。
3.1.5鐵心、夾件通過小套管引出接地的變壓器,應將接地引線引至適當位置,以便在運行中監測接地線中是否有環流,當運行中環流異常變化,應盡快查明原因,嚴重時應采取措施及時處理,例如環流超過300mA又無法消除時,可在接地回路中串入限流電阻作為臨時性措施。
3.2?防止變壓器組、部件故障
3.2.1套管
(1)定期對套管進行清掃,防止污穢閃絡和大雨時閃絡。在嚴重污穢地區運行的變壓器,可考慮在瓷套上加裝硅橡膠輔助傘裙套(也稱增爬裙)或采用涂防污閃涂料等措施。加裝增爬裙時應注意固體絕緣界面的粘結質量,并應利用停電機會檢查其劣化情況,出現問題及時處理。
(2)應采用紅外測溫技術檢查運行中套管引出線聯板的發熱情況、油位和油箱溫度分布防止因接觸不良導致引線過熱開焊或缺油引起的絕緣事故。
(3)套管取油樣原則上按照制造廠的要求。油紙電容型套管補油應采取真空注油技術。
3.2.2分接開關
(1)分接開關改變分接位置后,必須測量所使用分接的直流電阻及變比,合格后方能投入運行。長期使用的勵磁分接開關,即使運行不要求改變分接位置,也應結合變壓器停電,每1∽2年主動轉動分接開關,防止運行觸點接觸狀態的劣化。
(2)安裝和檢修時應檢查無勵磁分接開關的彈簧狀況、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。為防止撥叉產生懸浮電位放電,應采取等電位連接措施。
(3)有載分接開關在安裝時及運行中,應按出廠說明書進行調試和定期檢查。要特別注意分接引線距離和固定狀況、動靜觸頭間的接觸情況和操作機構指示位置的正確性。
(4)結合預試,在測量變壓器直流電阻前對有載分接開關進行全程切換。
(5)應掌握變壓器有載分接開關(OLTC)帶電切換次數。對調壓頻繁的OLTC,為使開關滅弧室中的絕緣油保持良好狀態,可考慮裝設帶電濾油裝置。有帶電濾油裝置的OLTC,在帶電切換操作后,應自動或手動投入濾油裝置。對于長期不切換的OLTC,也應每半年啟動帶電濾油裝置。無帶電濾油裝置的OLTC,應結合主變壓器小修安排濾油,必要時也可換油。
3.2.3對于裝有金屬波紋管儲油柜的變壓器,如發現波紋管焊縫滲漏,應及時更換處理。要防止卡澀,保證呼吸順暢。
3.3?防止繼電保護裝置誤動或拒動
3.3.1提高直流電源的可靠性,防止因失去直流電源而出現的保護拒動。
3.3.2變壓器故障時繼電保護裝置應快速準確動作,后備保護動作時間不應超過變壓器所能承受的短路持續時間。為此,要求制造廠提供變壓器承受短路能力試驗的有關數據。
3.3.3變壓器的保護裝置必須完善可靠,確因工作需要使保護裝置短時停用時,應制定相應的安全防護措施,并于工作完成后立即將變壓器保護裝置恢復使用。
3.4?防止非電量保護裝置誤動或拒動
3.4.1非電量保護裝置應注意消除因接點短接等造成的誤動因素,如接點盒增加防潮措施等。
3.4.2信號裝置應齊全可靠。
3.4.3氣體繼電器、壓力釋放裝置和溫度計等非電量保護裝置應結合檢修(壓力釋放裝置應結合大修)進行校驗,避免不合格或未經校驗的裝置安裝在變壓器上運行。為減少變壓器的停電檢修時間,壓力釋放裝置、氣體繼電器宜備有經校驗合格的備品。
3.4.4非電量保護裝置的二次回路應結合變壓器保護裝置的定檢工作進行檢驗,中間繼電器、時間繼電器、冷卻器的控制元件及相關信號元件等也應同時進行。
3.4.5變壓器在檢修時應將非電量保護退出運行。
3.4.6有條件時,可結合大修將變壓器安全氣道改換為壓力釋放裝置。
3.5?防止絕緣油劣化
3.5.1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。對新油要加強質量控制,油運抵現場經處理并取樣分析合格后,方能注入設備。用戶可根據運行經驗選用合適的油種。變壓器的絕緣油應嚴格按規程監測含水量、油擊穿強度和介質損耗因數等指標。
3.5.2應及時分析運行中變壓器的油樣,并從變壓器投運帶電起開始監測絕緣油色譜。取油樣應嚴格按照規程規定,用玻璃注射器進行密封取樣。
3.5.3變壓器在運行中出現絕緣油介質損耗因數超過規程要求、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。
3.5.4運行年久的變壓器應嚴格控制絕緣油的質量。
4?預防設備事故的運行要求
4.1?運行
4.1.1通過長電纜(或氣體絕緣電纜)與GIS相連的變壓器,為避免因特高頻操作過電壓(VFTO)造成高壓線圈首端匝間絕緣損壞事故,除了要求制造廠采取相關措施外(如加大變器入口等值電容等),運行中應采用“帶電冷備用”的運行方式(即斷路器分閘后,其母線側刀閘保持合閘狀態運行),以減少投切空載母線產生VFTO的概率。
4.1.2當氣體繼電器發出輕瓦斯動作訊號時,應立即檢查氣體繼電器,及時取氣樣檢驗,以判明氣體成分,同時取油樣進行色譜分析,查明原因及時排除。
4.2?巡檢
4.2.1注意檢查變壓器的滲漏情況,防止進水受潮,特別是變壓器頂部和容易形成負壓區部位(如潛油泵入口及出口法蘭處),以及膠囊等易老化損壞的部件。發現異常及時處理。
4.2.2注意保持套管油位正常,運行人員巡視時應檢查記錄套管油面情況。若套管油位有異常變動,應結合紅外測溫、滲油等情況判斷套管內漏或是外漏。套管滲漏時應及時處理。
4.2.3應定期檢查吸濕器的油封、油位及吸濕器上端密封是否正常,干燥劑應保持干燥、有效。
4.2.4運行中油流繼電器指示異常時,注意檢查油流繼電器檔板是否損壞脫落。
4.3?投切
4.3.1變壓器投入運行前必須多次排除套管升高座、油管道中的死區、冷卻器頂部等處的殘存氣體。更換或檢修各類冷卻器后,不得在變壓器帶電情況下將新裝和檢修過的冷卻器直接投入,防止安裝和檢修過程中在冷卻器或油管路中殘留的空氣進入變壓器。
4.3.2變壓器油紙電容套管安裝或更換后,套管應靜放24h后方可帶電。在此過程中,如變壓器器身暴露,則變壓器的靜放時間24h。
5預防設備在安裝、檢修、試驗過程中發生事故的技術措施
5.1?吊罩(進人)檢查
5.1.1除制造廠有特殊規定外,在安裝變壓器時,應進入油箱檢查清掃,必要時應吊罩(芯、蓋)檢查、清除箱底異物。
5.1.2吊罩(進人)時,除應盡量縮短器身暴露于空氣的時間外,還要防止工具、材料等異物遺留在變壓器內。進行真空油處理時,要防止真空濾油機軸承磨損或濾網損壞造成金屬粉末或異物進入變壓器。為防止真空泵停用或發生故障時,真空泵潤滑油被吸入變壓器本體,真空系統應裝設逆止閥或緩沖罐。
5.1.3吊罩(進人)時,應注意檢查引線、均壓環(球)、木支架、膠木螺釘等是否有變形、損壞或松脫。注意去除裸露引線上的毛刺及尖角,發現引線絕緣有損傷的應予修復。對線端調壓的變壓器要特別注意檢查分接引線的絕緣狀況。對高壓引出線結構及套管下部的絕緣筒應在制造廠代表指導下安裝,并檢查各絕緣結構件的位置,校核其絕緣距離及等電位連接線的正確性。
5.1.4吊罩(進人)時,應防止絕緣受傷。安裝變壓器穿纜式套管應防止引線扭結,不得過分用力吊拉引線。如引線過長或過短應查明原因予以處理。檢修時嚴禁蹬踩引線和絕緣支架。
5.1.5安裝時注意檢查鐘罩頂部與鐵心上夾件的間隙,如有碰觸,應及時消除。用于運輸中臨時固定變壓器器身的定位裝置,安裝時應將其脫開。
5.1.6穿心螺栓的絕緣應良好,并注意檢查鐵心穿芯螺桿絕緣外套兩端的金屬座套,防止座套過長觸及鐵心造成短路。
5.1.7線圈壓釘螺栓應緊固,防止螺帽和座套松動掉下造成鐵心短路,電屏蔽引線應固定好,防止出現電位懸浮產生放電。
5.1.8在線圈下面水平排列的裸露引線,宜加包絕緣,以防止金屬異物碰觸引起短路。
5.1.9在大電流套管導桿引線兩端,都應配有鎖母和蝶形彈簧墊圈以防止螺母松動。
5.1.10變壓器套管的穿纜引線應包扎絕緣白布帶,以防止裸引線與套管的導管相碰,分流燒壞引線及導管。
5.1.11為防止抽真空時麥氏真空計的水銀進入變壓器器身,宜使用數字式或指針式真空計。
5.2?工藝要求
5.2.1對新安裝或大修后的變壓器應按制造廠說明書規定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。裝設有載分接開關的油箱要與本體油箱連通后同時抽真空,并與變壓器本體油箱同時達到相同的真空度,避免開關油箱滲油。
5.2.2裝有密封膠囊和隔膜的大容量變壓器,要嚴格按照制造廠說明書規定的工藝要求進行注油,防止空氣進入。結合大修或必要時對膠囊和隔膜的完好性進行檢查。
5.2.3套管安裝時注意處理好套管頂端導電連接和密封面。并檢查端子受力和引線支撐情況,檢查外部引線的伸縮節及其熱脹冷縮性能。防止套管因過度受力引起的滲漏油。與套管相連接的長引線,當垂直高差較大時要采用引線分水措施。
5.2.4現場進行變壓器干燥時,應事先做好防火措施,防止加熱系統故障或線圈過熱燒損。
5.2.5防止因儲油柜系統安裝不當,造成噴油、出現假油面或使保護裝置誤動作。
5.2.6變壓器安裝或更換冷卻器時,必須用合格絕緣油反復沖洗油管道、冷卻器和潛油泵內部,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。
5.2.7安裝或檢修中需要更換絕緣件時,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。
5.3?維護和年檢
5.3.1因冷卻器(散熱器)外部臟污、油泵效率下降等原因,使冷卻器(散熱器)的散熱效果降低并導致油溫上升時,要適當縮短允許過負荷時間。變壓器的風冷卻器每1-2年用水或壓縮空氣進行一次外部沖洗,以保證冷卻效果。
5.3.2運行中如出現過熱、振動、雜音及嚴重滲漏油等異常時,應安排停運檢修。各地應結合設備實際運行情況,合理安排潛油泵的定期檢查修理。對于盤式電機油泵,應注意定子和轉子的間隙調整,防止鐵心的平面磨擦。
5.3.3要防止凈油器裝置內的活性氧化鋁或硅膠粉末進入變壓器。運行單位應定期檢查濾網和更換吸附劑。
5.3.4裝有排污閥的儲油柜,應結合小修進行排污放水。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。
5.3.5冷卻器的風扇葉片應校平衡并調整角度,注意定期維護,保證正常運行。對振動大、磨損嚴重的風扇電機應進行更換。
5.3.6變壓器套管上部注油孔的螺栓膠墊,應結合檢修、檢查更換。運行15年以上的套管應檢查儲油柜的密封圈是否脆化龜裂。
5.4?試驗
5.4.1局部放電測量
(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,應進行局部放電測量。
(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,首先應采取多種手段排除受潮、油流帶電等其它原因。進行局部放電測量應慎重。
5.4.2變壓器出廠時應進行繞組變形試驗:包括低電壓阻抗試驗或頻響試驗(相間頻響特性應具有良好的一致性),作為變壓器的基本數據建檔。在交接、大修和出口短路時應開展此項工作,與原始數據比較,并結合油色譜分析和其它常規檢查試驗項目進行綜合分析,對判明繞組有嚴重變形并逐漸加重的變壓器,應盡快吊罩檢查和檢修處理。防止因變壓器繞組變形累積造成的絕緣事故。禁止變壓器出口短路后,未經檢查就盲目投運。
5.4.3對于現有采用螺栓式末屏引出方式的套管,在試驗時要注意防止螺桿轉動,避免內部末屏引出線扭斷。試驗結束應及時將末屏恢復接地并檢查是否可靠接地,常接地式末屏應用萬用表檢查,如發現末屏有損壞應及時處理。
5.4.4變壓器放油后進行電氣試驗(如測量絕緣電阻或施加低電壓試驗)時,應嚴防因感應高壓放電或通電打火而引燃、引爆油紙絕緣物和油箱內聚集的可燃氣體。
6?預防殼式變壓器事故
6.1?對于在運的變壓器,應加強油品管理,定期監測絕緣油的體積電阻率、帶電度和變壓器泄漏電流,以防絕緣油老化(或油流帶電)危害變壓器絕緣。油中一旦出現乙炔,即應跟蹤分析,必要時可考慮換油處理。
6.2?在對殼式變壓器絕緣油的定期色譜監測中,一旦發現放電性故障跡象即應引起高度重視:提高色譜監測頻次,同時還要測試油的含氣量、帶電度和油中硫化銅含量等參數。
7其它預防設備事故的措施
7.1?在變壓器引線焊接及在器身周圍進行明火作業時,必須事先采取防火措施,現場應設置一定數量的消防器材。
7.2?事故貯油坑的卵石層厚度應符合要求,保持貯油坑的排油管道暢通,以便事故發生時能迅速排油,并有符合要求的防火隔離墻。防止絕緣油進入電纜溝內。室內變壓器應有集油池或擋油矮墻,防止火災蔓延。
7.3?充氮滅火裝置應確保不發生誤動,否則將引起變壓器事故。
7.4?變壓器中性點應有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。
7.5?變壓器應采用氧化鋅避雷器保護。