预防220kV110 kV 35kV油浸式变压器电抗器事故措施实用版文档格式.docx
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1.3
本措施针对已投运的变压器（电抗器）设备在运行中容易导致典型、频繁出现的事故（障碍）等环节提出了具体的预防措施，主要包括预防在安装、检修、试验和运行中发生变压器（电抗器）本体及其附件事故，以及预防发生事故的技术管理措施等内容。
1.4
本措施适用于某风电场系统的变压器的预防事故措施。
1.5
可根据实际情况制定相应和实施细则。
2
引用标准
以下为设备设计、制造及试验所应遵循的国家、行业和企业的标准及规范，但不仅限于此：
GB1094.1-5-1996
电力变压器
GB10229-1988
电抗器
GB2900.15-1982
电工术语
变压器
互感器
调压器
GB2536-1990
变压器油
GB311.1-1997
高压输变电设备的绝缘配合
GB7449-1987
电力变压器和电抗器的雷电冲击波和操作冲击波试验导则
GB7328-1987
电力变压器和电抗器的声级测定
GB7354-1987
局部放电测量
GB50150-1991
电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T16434-1996高压架空线路发电厂风电场环境污区分级及外绝缘选择标准
GB/T16927.l-2-1997高压试验技术
GB10230-1988
有载分接开关
GB/T6451-1999
三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T13499-1992
电力变压器应用导则
GB/T17468-1998
电力变压器选用导则
GB/T15164-1994
油浸式电力变压器负载导则
JB/T8751-1998500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求
GB/T8287.1-1997高压支柱瓷绝缘子技术条件
GB/T8287.2-1999高压支柱瓷绝缘子尺寸与特性
GB/T4109-1999高压套管技术条件
GB1208-1997电流互感器
GB16847-1997
保护用电流互感器暂态特性技术要求
GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T7595-2000运行中变压器油质量标准
JB/T3837-1996变压器类产品型号编制方法
110（66）kV～500kV油浸式变压器技术规范（〔2004〕634号）
IEC60507:
1975交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验
所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头和螺帽均应遵照ISO及SI公制标准。
3预防设备事故的技术管理要求
3.1防止变压器本体故障
3.1.1防止变压器短路损坏事故
（1）容性电流超标的66kV不接地系统，宜装设有自动跟踪补偿功能的消弧线圈或其它设备，防止单相接地发展成相间短路。
（2）采取分裂运行及适当提高变压器短路阻抗、加装限流电抗器等措施，降低变压器短路电流。
（3）电缆出线故障多为永久性的，因此不宜采用重合闸。
例如：
对6-10kV电缆或短架空出线多，且发生短路事故次数多的变电站，可考虑停用线路自动重合闸，防止变压器连续遭受短路冲击。
（4）加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪。
对66kV及以上电压等级变电站电瓷设备的外绝缘，可以采用调整爬距、加装硅橡胶辅助伞裙套，涂防污闪涂料，提高外绝缘清扫质量等措施，避免发生污闪、雨闪和冰闪。
特别是变压器的低压侧出线套管，应有足够的爬距和外绝缘空气间隙，防止变压器套管端头间闪络造成出口短路。
（5）加强对低压母线及其所联接设备的维护管理，如母线采用绝缘护套包封等；
防止小动物进入造成短路和其它意外短路；
加强防雷措施；
防止误操作；
坚持变压器低压侧母线的定期清扫和耐压试验工作。
（6）加强开关柜管理，防止配电室“火烧连营”。
当变压器发生出口或近区短路时，应确保开关正确动作切除故障，防止越级跳闸。
（7）对10kV的线路，变电站出口2公里内可考虑采用绝缘导线。
（8）随着电网系统容量的增大，有条件时可开展对早期变压器产品抗短路能力的校核工作，根据设备的实际情况有选择性地采取措施，包括对变压器进行改造。
（9）对运行年久、温升过高或长期过载的变压器可进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化的程度，必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。
（10）对早期的薄绝缘、铝线圈且投运时间超过二十年的老旧变压器，应加强跟踪，变压器本体不宜进行涉及器身的大修。
若发现严重缺陷，如绕组严重变形、绝缘严重受损等，应安排更换。
3.1.2变压器在运输和存放时，必须密封良好。
充气运输的变压器运到现场后，必须密切监视气体压力，压力过低时（低于0.01MPa）要补干燥气体，使压力满足要求。
现场放置时间超过6个月的变压器应注油保存，并装上储油柜和胶囊，严防进水受潮。
注油前，必须测定密封气体的压力，核查密封状况，必要时应测露点。
为防止变压器在安装和运行中进水受潮，套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须密封良好。
必要时应进行检漏试验。
如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。
3.1.3停运时间超过6个月的变压器在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。
3.1.4对于并联电抗器，当油中可燃气体增加，并伴有少量乙炔产生，但乙炔含量趋于稳定时，可区别对待，适当放宽运行限值。
但应查明原因，并注意油中含气量的变化。
3.1.5铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理，例如环流超过300mA又无法消除时，可在接地回路中串入限流电阻作为临时性措施。
3.2
防止变压器组、部件故障
3.2.1套管
（1）定期对套管进行清扫，防止污秽闪络和大雨时闪络。
在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套上加装硅橡胶辅助伞裙套（也称增爬裙）或采用涂防污闪涂料等措施。
加装增爬裙时应注意固体绝缘界面的粘结质量，并应利用停电机会检查其劣化情况，出现问题及时处理。
（2）应采用红外测温技术检查运行中套管引出线联板的发热情况、油位和油箱温度分布防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的绝缘事故。
（3）套管取油样原则上按照制造厂的要求。
油纸电容型套管补油应采取真空注油技术。
3.2.2分接开关
（1）分接开关改变分接位置后，必须测量所使用分接的直流电阻及变比，合格后方能投入运行。
长期使用的励磁分接开关，即使运行不要求改变分接位置，也应结合变压器停电，每1∽2年主动转动分接开关，防止运行触点接触状态的劣化。
（2）安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、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，应采取等电位连接措施。
（3）有载分接开关在安装时及运行中，应按出厂说明书进行调试和定期检查。
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和操作机构指示位置的正确性。
（4）结合预试，在测量变压器直流电阻前对有载分接开关进行全程切换。
（5）应掌握变压器有载分接开关（OLTC）带电切换次数。
对调压频繁的OLTC，为使开关灭弧室中的绝缘油保持良好状态，可考虑装设带电滤油装置。
有带电滤油装置的OLTC，在带电切换操作后，应自动或手动投入滤油装置。
对于长期不切换的OLTC，也应每半年启动带电滤油装置。
无带电滤油装置的OLTC，应结合主变压器小修安排滤油，必要时也可换油。
3.2.3对于装有金属波纹管储油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应及时更换处理。
要防止卡涩，保证呼吸顺畅。
3.3
防止继电保护装置误动或拒动
3.3.1提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现的保护拒动。
3.3.2变压器故障时继电保护装置应快速准确动作，后备保护动作时间不应超过变压器所能承受的短路持续时间。
为此，要求制造厂提供变压器承受短路能力试验的有关数据。
3.3.3变压器的保护装置必须完善可靠，确因工作需要使保护装置短时停用时，应制定相应的安全防护措施，并于工作完成后立即将变压器保护装置恢复使用。
3.4
防止非电量保护装置误动或拒动
3.4.1非电量保护装置应注意消除因接点短接等造成的误动因素，如接点盒增加防潮措施等。
3.4.2信号装置应齐全可靠。
3.4.3气体继电器、压力释放装置和温度计等非电量保护装置应结合检修（压力释放装置应结合大修）进行校验，避免不合格或未经校验的装置安装在变压器上运行。
为减少变压器的停电检修时间，压力释放装置、气体继电器宜备有经校验合格的备品。
3.4.4非电量保护装置的二次回路应结合变压器保护装置的定检工作进行检验，中间继电器、时间继电器、冷却器的控制元件及相关信号元件等也应同时进行。
3.4.5变压器在检修时应将非电量保护退出运行。
3.4.6有条件时，可结合大修将变压器安全气道改换为压力释放装置。
3.5
防止绝缘油劣化
3.5.1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。
对新油要加强质量控制，油运抵现场经处理并取样分析合格后，方能注入设备。
用户可根据运行经验选用合适的油种。
变压器的绝缘油应严格按规程监测含水量、油击穿强度和介质损耗因数等指标。
3.5.2应及时分析运行中变压器的油样，并从变压器投运带电起开始监测绝缘油色谱。
取油样应严格按照规程规定，用玻璃注射器进行密封取样。
3.5.3变压器在运行中出现绝缘油介质损耗因数超过规程要求、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。
3.5.4运行年久的变压器应严格控制绝缘油的质量。
4
预防设备事故的运行要求
4.1
运行
4.1.1通过长电缆（或气体绝缘电缆）与GIS相连的变压器，为避免因特高频操作过电压（VFTO）造成高压线圈首端匝间绝缘损坏事故，除了要求制造厂采取相关措施外（如加大变器入口等值电容等），运行中应采用“带电冷备用”的运行方式（即断路器分闸后，其母线侧刀闸保持合闸状态运行），以减少投切空载母线产生VFTO的概率。
4.1.2当气体继电器发出轻瓦斯动作讯号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。
4.2
巡检
4.2.1注意检查变压器的渗漏情况，防止进水受潮，特别是变压器顶部和容易形成负压区部位（如潜油泵入口及出口法兰处），以及胶囊等易老化损坏的部件。
发现异常及时处理。
4.2.2注意保持套管油位正常，运行人员巡视时应检查记录套管油面情况。
若套管油位有异常变动，应结合红外测温、渗油等情况判断套管内漏或是外漏。
套管渗漏时应及时处理。
4.2.3应定期检查吸湿器的油封、油位及吸湿器上端密封是否正常，干燥剂应保持干燥、有效。
4.2.4运行中油流继电器指示异常时，注意检查油流继电器档板是否损坏脱落。
4.3
投切
4.3.1变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的残存气体。
更换或检修各类冷却器后，不得在变压器带电情况下将新装和检修过的冷却器直接投入，防止安装和检修过程中在冷却器或油管路中残留的空气进入变压器。
4.3.2变压器油纸电容套管安装或更换后，套管应静放24h后方可带电。
在此过程中，如变压器器身暴露，则变压器的静放时间24h。
5预防设备在安装、检修、试验过程中发生事故的技术措施
5.1
吊罩（进人）检查
5.1.1除制造厂有特殊规定外，在安装变压器时，应进入油箱检查清扫，必要时应吊罩（芯、盖）检查、清除箱底异物。
5.1.2吊罩（进人）时，除应尽量缩短器身暴露于空气的时间外，还要防止工具、材料等异物遗留在变压器内。
进行真空油处理时，要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成金属粉末或异物进入变压器。
为防止真空泵停用或发生故障时，真空泵润滑油被吸入变压器本体，真空系统应装设逆止阀或缓冲罐。
5.1.3吊罩（进人）时，应注意检查引线、均压环（球）、木支架、胶木螺钉等是否有变形、损坏或松脱。
注意去除裸露引线上的毛刺及尖角，发现引线绝缘有损伤的应予修复。
对线端调压的变压器要特别注意检查分接引线的绝缘状况。
对高压引出线结构及套管下部的绝缘筒应在制造厂代表指导下安装，并检查各绝缘结构件的位置，校核其绝缘距离及等电位连接线的正确性。
5.1.4吊罩（进人）时，应防止绝缘受伤。
安装变压器穿缆式套管应防止引线扭结，不得过分用力吊拉引线。
如引线过长或过短应查明原因予以处理。
检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。
5.1.5安装时注意检查钟罩顶部与铁心上夹件的间隙，如有碰触，应及时消除。
用于运输中临时固定变压器器身的定位装置，安装时应将其脱开。
5.1.6穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁心穿芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁心造成短路。
5.1.7线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁心短路，电屏蔽引线应固定好，防止出现电位悬浮产生放电。
5.1.8在线圈下面水平排列的裸露引线，宜加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。
5.1.9在大电流套管导杆引线两端，都应配有锁母和蝶形弹簧垫圈以防止螺母松动。
5.1.10变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线及导管。
5.1.11为防止抽真空时麦氏真空计的水银进入变压器器身，宜使用数字式或指针式真空计。
5.2
工艺要求
5.2.1对新安装或大修后的变压器应按制造厂说明书规定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。
装设有载分接开关的油箱要与本体油箱连通后同时抽真空，并与变压器本体油箱同时达到相同的真空度，避免开关油箱渗油。
5.2.2装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，要严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入。
结合大修或必要时对胶囊和隔膜的完好性进行检查。
5.2.3套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面。
并检查端子受力和引线支撑情况，检查外部引线的伸缩节及其热胀冷缩性能。
防止套管因过度受力引起的渗漏油。
与套管相连接的长引线，当垂直高差较大时要采用引线分水措施。
5.2.4现场进行变压器干燥时，应事先做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。
5.2.5防止因储油柜系统安装不当，造成喷油、出现假油面或使保护装置误动作。
5.2.6变压器安装或更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵内部，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。
5.2.7安装或检修中需要更换绝缘件时，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。
5.3
维护和年检
5.3.1因冷却器（散热器）外部脏污、油泵效率下降等原因，使冷却器（散热器）的散热效果降低并导致油温上升时，要适当缩短允许过负荷时间。
变压器的风冷却器每1-2年用水或压缩空气进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。
5.3.2运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗漏油等异常时，应安排停运检修。
各地应结合设备实际运行情况，合理安排潜油泵的定期检查修理。
对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面磨擦。
5.3.3要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器。
运行单位应定期检查滤网和更换吸附剂。
5.3.4装有排污阀的储油柜，应结合小修进行排污放水。
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。
5.3.5冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度，注意定期维护，保证正常运行。
对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。
5.3.6变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修、检查更换。
运行15年以上的套管应检查储油柜的密封圈是否脆化龟裂。
5.4
试验
5.4.1局部放电测量
（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，应进行局部放电测量。
（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，首先应采取多种手段排除受潮、油流带电等其它原因。
进行局部放电测量应慎重。
5.4.2变压器出厂时应进行绕组变形试验：
包括低电压阻抗试验或频响试验（相间频响特性应具有良好的一致性），作为变压器的基本数据建档。
在交接、大修和出口短路时应开展此项工作，与原始数据比较，并结合油色谱分析和其它常规检查试验项目进行综合分析，对判明绕组有严重变形并逐渐加重的变压器，应尽快吊罩检查和检修处理。
防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。
禁止变压器出口短路后，未经检查就盲目投运。
5.4.3对于现有采用螺栓式末屏引出方式的套管，在试验时要注意防止螺杆转动，避免内部末屏引出线扭断。
试验结束应及时将末屏恢复接地并检查是否可靠接地，常接地式末屏应用万用表检查，如发现末屏有损坏应及时处理。
5.4.4变压器放油后进行电气试验（如测量绝缘电阻或施加低电压试验）时，应严防因感应高压放电或通电打火而引燃、引爆油纸绝缘物和油箱内聚集的可燃气体。
6
预防壳式变压器事故
6.1
对于在运的变压器，应加强油品管理，定期监测绝缘油的体积电阻率、带电度和变压器泄漏电流，以防绝缘油老化（或油流带电）危害变压器绝缘。
油中一旦出现乙炔，即应跟踪分析，必要时可考虑换油处理。
6.2
在对壳式变压器绝缘油的定期色谱监测中，一旦发现放电性故障迹象即应引起高度重视：
提高色谱监测频次，同时还要测试油的含气量、带电度和油中硫化铜含量等参数。
7其它预防设备事故的措施
7.1
在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先采取防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。
7.2
事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油，并有符合要求的防火隔离墙。
防止绝缘油进入电缆沟内。
室内变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。
7.3
充氮灭火装置应确保不发生误动，否则将引起变压器事故。
7.4
变压器中性点应有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。
7.5
变压器应采用氧化锌避雷器保护。
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