预防11066kV500kV变压器电抗器事故措施Word文档下载推荐.docx

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GB1094.2-1996电力变压器第2部分温升

GB1094.3-2003电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙

GB1094.5-1985电力变压器第5部分承受短路的能力

GB10229-1988电抗器

GB2900.15-1982电工术语变压器互感器调压器电抗器

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高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标

准

GB/T16927.l-1997高压试验技术：

第一部分：

一般试验要求

GB/T16927.2-1997高压试验技术：

第二部分：

测量系统

GB10230-1988有载分接开关

JB/T8637-1997无励磁分接开关

GB/T16274-1996500kV电压等级油浸式电力变压器技术参数和要求

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

国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电〔2003〕95号）

国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意见（生产输电〔2003〕29号）

国家电网公司110（66）kV～500kV油浸式变压器技术规范（国家电网生〔2004〕634

号）

下列为所参照的IEC标准名称，但不仅限于此:

IEC60076-1:

2000电力变压器总则

IEC60076-2:

1993电力变压器温升

IEC60076-3:

2000电力变压器绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙

IEC60076-4:

2002电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则

IEC60076-5:

2000电力变压器承受短路的能力

IEC60289-1987电抗器

IEC60354：

油浸式电力变压器负荷导则

IEC60076-8:

1997电力变压器应用导则

IEC60076-10:

2001变压器和电抗器声级测定

IEC60060-1:

1989高压试验技术第一部分一般定义和试验要求

IEC60060-2:

1994高压试验技术第二部分测量系统

IEC60071-1:

1993绝缘配合.第一部分定义、原理和规则

IEC60071-2:

1996绝缘配合第二部分应用导则

IEC60071-3:

1982绝缘配合第三部分相同的绝缘配合原理、规则和应用导则

IEC60137:

1984交流电压高于1000V的套管

IEC60156:

1995绝缘油电气强度确定法

IEC60168：

1994标称电压高于1000V系统用的户内和户外瓷或玻璃支柱绝缘子的试验

IEC60044-1:

2003电流互感器

IEC60044-6:

1992互感器第六部分保护电流互感器动态性能的要求

IEC60214:

1987有载分接开关

IEC60270:

1981局部放电测量

IEC60296：

2003变压器与断路器用新绝缘油规范

IEC60354:

1991油浸式电力变压器的负载导则

IEC60551:

1976变压器与电抗器噪声测量

IEC60815：

1986污秽条件下绝缘子选用导则

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。

第三章预防设备事故的技术管理要求

第六条防止变压器本体故障

（一）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110kV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。

（二）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。

（三）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。

（四）500kV（含330kV）变压器、并联电抗器绝缘油中出现乙炔时，应立即缩短监测周期，跟踪监测变化趋势。

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。

（五）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。

（六）对220kV及以上电压等级的变压器，根据运行经验和监测结果，如果怀疑存在围屏树枝状放电故障，则在吊罩检修时应解开围屏直观检查。

第七条防止变压器组、部件故障

（一）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.作为备品的110kV及以上套管，应竖直放置，如水平存放，其储油柜抬高角度应满足制造厂要求。

存放时间超过一年，并且不能确保电容芯子浸没在油中的备用套管，安装前应进行局部放电测量和额定电压下的介质损耗因数试验。

4.110kV及以上油纸电容型变压器套管发生故障，原则上应返厂检修或更换。

如需自行检修，应严格按制造厂要求的检修工艺进行检修，尤其应采用真空注油技术，真空度及抽真空时间应符合制造厂的要求。

检修后的套管应进行局部放电测量和额定电压下的介质损耗因数试验。

5.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。

（二）分接开关

1.无励磁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。

长期使用的无励磁分接开关，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。

（三）潜油泵应采用耐磨性能好的D、E级轴承，禁止使用无级别轴承。

有条件时，上轴承应改用向心推力球轴承。

推荐选用转速不大于1500r/min的低速油泵。

对转速为3000r/min的高速油泵应安排更换。

（四）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。

第八条防止继电保护装置误动或拒动

（一）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。

220kV及以上变压器的高、低压侧后备保护，应由不同的直流电源供电，防止因故失去直流时，造成后备保护失灵，长时间切不断故障并扩大事故的后果。

（二）220kV及以上主变压器电源侧宜装设故障录波器，录取故障情况下的变压器电流、电压、相别、持续时间等参数，以提高事故分析质量，为制定防范措施提供可靠依据。

（三）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。

（四）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。

第九条防止非电量保护装置误动或拒动

（一）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。

（二）强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源，并装有自动切换装置。

要定期进行切换试验。

信号装置应齐全可靠。

（三）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。

（四）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。

（五）变压器在检修时应将非电量保护退出运行。

（六）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。

第十条防止绝缘油劣化

（一）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，500kV（330kV）变压器、电抗器还应监测绝缘油的含气量，如含气量突变或增长较快，应查明原因。

（二）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。

（三）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。

（四）运行年久的变压器应严格控制绝缘油的质量，特别是运行时间超过15年的500kV（330kV）变压器，要重视油质劣化问题，包括绝缘油带电度上升。

第四章预防设备事故的运行要求

第十一条运行

（一）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。

（二）变压器故障跳闸后，应及时切除油泵，避免故障产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部件。

（三）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。

（四）运行中变压器在切换潜油泵时应逐台进行，每次间隔时间不少于3min。

第十二条巡检

（一）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。

（二）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。

（三）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。

（四）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。

（五）水冷变压器运行中必须保证油压大于水压（除制造厂另有规定外），定期监视水冷却器的压差继电器和压力表的指示，并放水检查水中有无油花（亦可采取随时监视的措施）。

在冬季应防止未运行冷却器冻裂。

第十三条投切

（一）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。

强油循环变压器在投运前，要启动全部冷却设备使油循环，停泵排除残留气体后方可带电运行。

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。

（二）为防止运行在中性点有效接地系统中的中性点不接地变压器，在投运、停运以及事故跳闸过程中，出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压间隙保护。

（三）变压器油纸电容套管安装或更换后，110Kv～220kV套管应静放24h，500kV（330kV）套管应静放36h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分别为110kV变压器24h、220kV变压器48h、500（330）kV变压器72h。

第五章预防设备在安装、检修、试验过程中发生事故的技术措施

第十四条吊罩（进人）检查

（一）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。

（二）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。

（三）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。

（四）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。

（五）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。

（六）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。

（七）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。

（八）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。

（九）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。

（十）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。

（十一）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。

第十五条工艺要求

（一）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。

（二）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。

（三）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。

（四）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。

（五）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。

（六）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。

（七）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。

（八）对于在役的水冷变压器，其水冷却器和潜油泵在安装前应逐台按照制造厂的安装使用说明书进行检漏试验，必要时解体检查。

应结合检修对变压器水冷却器的油管进行检漏。

第十六条维护和年检

（一）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。

（二）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。

（三）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。

（四）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。

（五）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。

（六）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。

第十七条试验

（一）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。

（二）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。

（三）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。

（四）变压器放油后进行电气试验（如测量绝缘电阻或施