18 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故2资料.docx

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18防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故2资料

18防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故

18.1加强对变压器类设备（变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、耦合电容器等）从招标技术条件制订、选型、选厂、招标、定货、监造、试验、验收、运输、安装、投运的全过程管理。

各单位变压器专责人员必须参与设备技术条件审查、选型、选厂及招标、监造验收工作，对变压器类设备技术及管理全面负责。

18.2对新购110kv及以上变压器类设备进行监造验收，并出具监造验收报告。

确保招标技术条件中的改进措施，落实在设备设计、制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。

18.2.1订货所选变压器厂必须通过同类型产品的突发短路试验，并向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。

18.2.2220kv及以上变压器应赴厂监造和验收。

按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。

18.2.3要有出厂局放试验的合格标准。

18.2.3.1220kv及以上变压器，测量电压为1.5Um／√3时，自耦变压器中压端不大于200pc，其它端不大于100pC。

18.2.3.2110kV变电器，测量电压为1.5Um／√3时，不大于300pC。

18.2.3.3互感器设备的视在放电量，测量电压为1.2Um/√3及1.0Um/√3时，液体浸渍型式不大于10pc，固体型式不大于50pc。

测量电压为1.2Um／√3时，液体浸渍型式不大于5pc，固体型式不大于20pc。

18.2.3.4对220kv及以上电压等级互感器应进行高电压下的介损试验，且与常规试验无明显差异。

18.2.4向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。

18.2.5认真执行交接验收试验规程。

对110kv及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。

220kv及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。

220kV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。

18.2.6大型变压器、电抗器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。

18.3变压器类设备应有可靠的密封和防止渗漏措施。

对运行中的设备，如密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或受潮。

加强运行巡视。

应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区有无出现的渗漏油。

防止套管、引线、分接开关引起事故。

套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止雨闪事故。

18.4防止套管、引线、分接开关引起事故。

变压器35kv及以上套管应采用大小伞裙结构的防污瓷套，10kv套管应采用20kv级瓷套。

套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污闪及雨闪事故。

18.5变压器冷却器风扇电机应采用防水电机。

潜油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。

油泵应选用转速不大于1000r／min的低速油泵。

为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。

运行中变压器不符合上述要求的应进行技术改造（运行中油泵转速大于1000r／min但小于1500r／min的变压器可根据具体情况决定是否更换油泵）。

18.6变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。

18.7对220kv及以上电压等级变电设备还需每年进行至少一次红外成像测温检查。

18.8在技术和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器的运行条件。

变压器在遭受近区突发短路后，应做低压短路阻抗测试或频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投用。

18.9对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装使用。

18.10对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。

油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。

加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。

18.11按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。

18.12防止套管存在的问题

18.12.1套管安装就位后，带电前必须静放。

500kV套管静放时间不得少于36h，110～220kv套管不得少于24h。

18.12.2对保存期超过1年的110kv及以上套管，安装前应进行局放试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。

18.12.3事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。

制造厂有特别说明的，按其说明执行。

18.12.4作为备品的110kv及以上套管，应置于户内且竖直放置。

如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。

18.12.5套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。

18.13压器的绝缘油性能应稳定、可靠，并经过长时间运行考验。

220KV及以上变压器宜选用环烷基绝缘油，且不含抗氧化剂和抗静电剂的绝缘油。

如制造厂提供的绝缘油含抗静电剂，则应向用户提供添加抗静电剂的有关资料和运行维护方法。

18.14避免油流静电现象影响变压器安全运行，设计时控制变压器器身内最大油流速度不大于0.5m/s，制造厂应提供相关计算数据和运行业绩。

18.15压器应具有完善的过电压保护，变压器各侧应采用氧化锌避雷器保护：

中性点有效接地系统中不接地变压器的中性点，在投运、停运以及事故跳闸过程中，为防止雷电过电压和中性点工频位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。

110KV三绕组变压器的35KV侧为中性点不接地系统，当中性点引出时，一般也应安装避雷器，防止35KV单进线运行时造成变压器绝缘损坏。

18.16为防止气体继电器投入运行后误动作，应选用抗震性能良好和动作可靠的气体继电器。

18.17吊罩检查，应尽量缩短暴在露空气中的时间，防止器身在检查时受潮；如检查系打开油箱人孔盖进入、而使器身暴露在空气中时，应在工作过程中不断注入干燥空气，保持器身周围空气湿度较低。

18.18保证铁轭用拉带绝缘良好，应注意检查其两端螺杆绝缘，防止造成短路；检查绕组压板的紧固情况，并采取防止螺帽松动掉下造成铁芯短路；检查铁芯及铁轭静电屏和引线等固定情况，防止出现电位悬浮产生放电；认真检查铁芯（或夹件）接地情况，其内部引线绝缘应良好，防止铁芯多点接地。

18.19压器真空注油，应按制造厂安装使用说明书的规定进行。

真空度、抽真空时间、注入绝缘油速度均应符合要求。

18.20气体继电器、压力释放阀、温度计（含测量线圈温度、上层油温等）、油流继电器等安装前均应进行校验，安装时要做好防止进水（防潮）、防止误动的技术措施，严防油流继电器档板损坏脱落进入变压器内部，注意套管接线端子和引线的支承情况，防止套管因受力过大引起渗漏油。

18.21为排除器身暴露于空气中的轻微受潮，应通过注油前的抽真空处理，500KV变压器的真空残压不大于13Pa，并持续24小时以上。

变压器抽真空时，装设有载开关的油箱要同时抽真空，并与变压器本体同时达到相同的真空度，以防止分接开关油箱在运行中渗漏油。

18.22变压器中性点应安装过电压保护。

为防止在有效接地系统中运行时出现变压器中性点孤立不接地运行的情况，并产生较高的位移过电压，220KV变压器不接地的中性点应采用棒间隙保护方式（或间隙并联氧化锌避雷器），间隙距离按电网具体情况确定；110KV变压器，应视当地具体情况决定是否在中性点亦采取间隙并联避雷器的保护方式。

18.23变压器中性点应有两根与主接地网不同地点相连接的接地引下线，每根接地引下线均应符合设计说明书中规定的电网最大运行方式单相接地短路电流热稳定要求，引下线应便于定期进行检查检测，防止不接地或虚假接地运行。

18.24新安装或大修后的变压器，在投入运行前应注意以下几方面：

18.24.1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；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。

18.24.2套管安装（或更换）就位后，带电前必须和变压器本体共同静放一定时间（500KV变压器静放72小时，220KV变压器静放48小时，110KV变压器静放24小时），以利于内部气体充分逸出，防止套管内部残存气体发生放电。

18.24.3变压器安装完毕准备投入运行前及无励磁分接开关改变分接位置后，必须测量所使用分接头回路的直流电阻，合格后方能投入运行。

18.25变压器投入或停止运行，在操作中应注意以下几方面：

18.25.1中性点有效接地系统中，中性点不接地系统的变压器，其中性点亦应安装接地隔离开关，正常运行时断开，在进行投入或退出运行的空载变压器操作时，务必将该变压器的中性点临时可靠地接地。

18.25.2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）造成高压绕组首端匝间绝缘损坏事故，除了要求制造厂采取相关措施外（如加大变压器入口等值电容等），运行中应采取“带电备用”的运行方式（即断路器分闸后，其母线侧隔离开关保持合闸状态运行），以减少投切空载母线产生VFTO的概率。

18.25.3强迫油循环冷却变压器，在投入或停止运行的操作中，其冷却器的启、停及运行中开启台数按制造厂安装使用说明书的规定进行，以免油流速度过高，产生油流静电不利影响；对于水冷却器投入运行的操作，一般先启动循环油泵、后打开给水阀相继启动水泵，停止水冷却器运行的操作顺序相反；在进行水冷却器投入或停止运行的操作前，应检查差压继电器、油泵、水泵及给水阀等操制回路所装设的防止误操作闭锁措施应在完好状态，并投入了使用后再执行操作。

18.26500KV变压器油中出现乙炔气体，当乙炔含量超过1ppm时，应加强监测。

若产生乙炔的上升速度超过0.3ppm/星期，每星期进行一次油色谱分析并及时分析乙炔产生和变化原因，迅速汇报上级主管部门，联系有关制造厂共同分析研究处理对策。

怀疑设备存在放电性故障时，可进行局部放电试验，但加压要慎重，以局部放电量的限制水平作为另一项控制指标，避免因施加电压过高而造成变压器的绝缘缺陷范围扩大。

18.27对于运行中的壳式变压器，应加强绝缘油品质管理，定期监测绝缘油的体积电阻率、带电度和变压器泄漏电流，以防止绝缘油老化（或油流带电）危害变压器绝缘。

18.28变压器在运行中出现绝缘油介损值超过《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）的规定，且影响其本体绝缘性能时，应及时查明绝缘下降原因，并对绝缘油进行处理。

18.29芯、夹件通过小套管引出接地的变压器，如运行中环流超过300mA,暂时不能消除时，应在接地回路中串入限流电阻作为临时措施。

18.30停运时间超过6个月的变压器，在重新投入运行前，应按《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）进行有关试验。

在寒冬季节停运一段时间的，在投运前宜用真空加热滤油机进行热油循环，按规程试验合格再带电运行。

18.31运行15年以上的变压器，应进行一次比较全面的状态评估，包括绝缘油的性能变化（如理化、介电和带电度等）。

18.32加强变压器的防火工作，重点是防止变压器着火后的事故扩大。

按《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-1996）和《电力设备典型消防规程》（DL5027-1993）规定完善消防设施，并加强管理。

运行中应有火灾事故预想。

当变压器发生火灾，向消防机构报警，要说明是变压器油着火，宜派干粉或泡沫式灭火车队，尽可能在火焰初起时予以扑灭。

装于地下洞室、城市人口密集区域等特殊场所的油浸变压器，应安装自动遥控水喷雾或其它灭火装置。

对水喷雾装置应定期（至少每年一次）进行喷淋试验，保证消防装置经常处在完好的状态下备用，以便在使用时能发挥作用，不误动、不拒动。

18.33变压器的事故储油坑的卵石厚度应符合要求，要保持储油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油到事故总积油池。

事故总积油池应防止积水，注意经常排水。

应防止绝缘油进入电缆沟内，室内变压器应有挡油矮墙，以防止火灾蔓延。

18.34对于同类型变压器已发生过多次相似原因的故障，或运行时间超过15年的变压器，已有绝缘劣化迹象的，宜考虑设置备用变压器，以加快变压器故障和缺陷的处理速度，缩短停电时间减少电网损失。

备用变压器在订购前应落实存放场地，在保管期间也应视为运行设备，注意巡视检查，并定期进行常规维护及试验。

18.35运行中的互感器，应定期按当年电网最大运行方式的互感器安装地点可能出现的最大短路电流来复核其动、热稳定，如发现互感器铭牌参数不能满足要求时，应向主管部门或相关调度提出，在运行中采取相关措施，并及时列入更改计划解决。

18.36运行中的互感器要加强对其承担的负荷（含电流互感器的一二次负荷）、运行工况、周边环境进行监视，如发现有不符合互感器使用技术条件的情况，应及时向有关部门汇报，并及时采取措施，以防止发生异常，甚至扩大成事故。

18.37按照现场运行过程或本单位颁发的运行制度，对正常运行中的互感器定期、按规定的内容进行巡视，以下情况要加强做好巡视：

18.37.1安装或大修后投入的设备；

18.37.2特殊的运行情况下（如过负荷、带故障运行等）；

18.37.3恶劣气候或环境下要加强巡视。

18.38硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的互感器瓷套，要经常检查硅橡胶表面有无放电现象，并及时处理。

18.39中性点有效接地系统中，为防止电磁式电压互感器发生铁磁谐振过电压而烧毁，在系统运行方式和倒闸操作中，应避免用带断口电容的断路器投切带有电磁电压互感器的空母线。

投入时，即先投入电源侧断路器，后投入电磁或电压互感器；退出运行时，应先断开电磁或电压互感器，然后断开电源侧断路器。

当电网运行方式不能满足要求时，应采取其它措施，如更换为电容式电压互感器等。

18.40运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理。

油浸式互感器严重漏油或电容式电压互感器电容单元渗漏油，应立即停止运行。

根据互感器具体结构，定期进行绝缘油采样分析，油中含水量应在运行温度下取样测量，对于含水量大于标准规定的互感器要加强监视或进行处理。

18.41油浸纸绝缘互感器介损值上升或怀疑存在缺陷的，应缩短试验周期，进行跟踪检查和分析，绝缘油色谱分析中某气体组分超过注意值时要做具体分析，对乙炔要严格要求，因为它是反映故障的主要指标。

当互感器发现绝缘油中产生的乙炔在增长时，应立即停止运行，进行全面的电气绝缘性能试验和局部放电测量。

对氢气含量则要做具体分析，全密封型互感器，当油中气体色谱分析仅氢单项超过注意值时，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；如监测数据稳定，属非故障性氢超标，可安排脱气处理。

18.42油浸绝缘互感器运行中的膨胀器异常伸长顶起上盖，表明内部故障，应立即退出运行。

18.43防止电容式电压互感器发生故障，应注意对电磁单元进行认真检查，如发现阻尼器未接入时，互感器不得投入运行。

当电容单元介损值超标（如膜纸复合绝缘大于0.2%），可在额定电压下复测，复测值如符合10KV下的要求，可继续投入运行；否则应退出运行。

当互感器出现异常响声时应立即退出运行。

18.44电压互感器二次电压有异常变化时，应迅速查明原因。

如确认为一次设备故障，对于电容式电压互感器可能发生了自身铁磁谐振，对电磁式电压互感器有可能发生内部绝缘故障等，应迅速退出运行。

18.45SF6互感器若压力表偏出绿色正常压力区（表压小于0.35MPa）时，应引起注意，并及时按制造厂要求停止运行，着重检查防爆片有无微裂泄漏；补SF6气体时，应注意控制补气速度约为0.1MPa/h。

SF6互感器一般应停电补气，只有个别特殊情况需带电补气时，应在制造厂家指导下进行。

18.46SF6互感器运行中应监测SF6气体含水量不超过300μl/l（v/v）,若超标时应尽快退出，通知厂家协助处理。

18.47运行中SF6互感器故障引起该回路的断路器跳闸后，可先使用SF6分解气体快速测试装置，对互感器内SF6气体进行检测，以确定内部有无放电故障。

避免带故障强送再次放电，扩大产品损坏程度。

18.48SF6互感器故障解体检查前，应先将其内SF6进行检测分析，从而来确认内部有无放电。

对初步判定没有内部放电时，则先进行工频耐压试验或局部放电测量，然后解体；对已查明存在放电的设备，不必进行耐压试验，则直接解体检查，以免再次放电影响故障真实原因的正确分析。

18.49SF6电流互感器应要求用铸铝合金制造电容屏接筒，并固定可靠，避免因为材质偏软导致电容屏接筒移位而发生放电故障。

应要求一次导电杆屏蔽筒采用铝合金管制造，并做好等电位连接，防止电位悬浮，造成放电故障。

18.50SF6电流互感器头部二次绕组（铁芯）的固定应牢固可靠，确保运输中和运行中支撑件无松动、断裂。

此外，装配时应保证绝缘支撑件的工艺清洁度，确保其沿面的绝缘性能可靠。

制造厂要加强对绝缘支撑件的检验，确保支撑件在全电压下20小时无局部放电的要求。

案例1：

辛店电厂2004年8月2日，三号机组发变组差动保护动作，机组跳闸

事故前工况：

#3机组负荷150.2MW，系统频率50.02Hz，220kv负荷除533-1刀闸外其余均在Ⅱ母线运行，母联开关在合闸位置，6kvⅢ段甲乙丙丁母线、400vⅢ段甲乙、#3炉工作段均为工作电源供电，备用电源在备用状态。

#3炉甲乙侧制粉系统、甲乙吸送风机运行，给粉机A、B、C层全投（AB层投手动、C层投自动）D层：

D1、D2、D4运行（投自动），各运行参数正常，锅炉燃烧稳定。

#3机#5给水泵、甲乙循环水泵、乙凝结水泵、乙射水泵运行。

事故经过：

10：

37#3机掉闸，联跳锅炉MFT灭火，主汽门关闭信号、锅炉MFT信号发出，负荷由150MW甩至0MW。

电网频率由50.02↓49、91Hz。

查看保护首出原因“发电机主保护动作”。

高压油泵联动，6KVⅢ段甲乙丙丁母线快切装置动作正常。

事故原因分析：

1、继电保护运行规程漏写在进行220KV母联520开关代#3主变533开关运行操作时“应取下#3发变组差动电流切换3XH投入压板”，是事故发生的主要原因。

2、运行人员专业知识不全面，对发变组差动CT电流回路二次接线不清楚，在依据继电保护运行规程进行母联代进线操作时，操作票漏“取下#3发变组差动电流切换3XH投入压板”项，造成#3发变组差动保护动作跳机，是事故发生的直接原因。

事故暴露问题：

1、修编继电保护运行规程时对规程编写依据不清楚，对于新投运设备（原保护为继电器型，现为微机型）未查阅图纸、厂家资料由运行人员简单按照检修交待修编规程，规程修编完后未经继电保护人员审核，也没有与现场实际系统、设备进行认真核对，造成修编后的继电保护运行规程漏项。

规程审核、批准不认真、不严肃，没有对修编后的运行规程进行认真审核、校对，致使规程漏项未能发现纠正。

2、设备改造后，检修部门在写检修交待时随意性大，对交待的内容准确性未与现场实际系统、设备进行认真核实，造成检修交待漏项。

3、运行操作人员、监护人员、协调指挥人员对发变差动CT电流回路二次接线不熟悉，专业知识不全面，值长在协调指挥上，在重大操作项目的监督指导上缺乏必要的技术素质的支持，业务不精；暴露了培训工作不力。

4、重大电气操作，组织措施不力，危险点分析与事故预控、到位制度措施执行不到位。

5、在操作票管理上不到位，ECS改造后，对电气特殊操作项目的操作票内容的正确性没有对照现场实际系统、设备进行认真审核，致使操作票漏项未能发现纠正。

同时也暴露了电气值班人员对特殊的重大操作项目的操作内容不熟悉，操作制度的执行流于形式。

6、继电保护运行规程由运行专工编写、未经继电保护人员审核、运行副总工程师批准，不符合对编写人、审核人、批准人的有关规定，生产管理人员、生产人员对检修交待定义不清楚，对重大操作项目安全意识、危险点分析、重大操作事故预想、到位制度执行不到位，暴露了生产技术管理、安全管理存在着一定问题。

防范及整改措施：

1、对所有运行规程、操作票根据部颁规定、设备厂家的说明书、图纸资料，结合现场实际进行全面复查修改，及时修改不正确之处，避免类似事故重复发生。

2、加强对技术管理标准制度、安全管理制度的学习，特别是重大操作危险点分析、事故预想方案、到位制度。

3、加强运行人员对操作制度的学习，定期进行重大操作演练，使运行人员熟练操作项目的操作内容。

4、强化生产人员的技术培训工作，针对现在生产人员专业知识不全面，制定详细的培训计划，进行强化培训，努力提高生产人员的专业知识、操作技能、检修技能以及对相关专业知识的掌握，使生产人员的专业技能满足生产的需要；

5、完善生产技术管理、安全管理工作标准、制度，并严肃认真执行，避免今后工作的随意性。

案例2：

威海电厂—2003年4月22日，二号机组中性点CT二次回路开路造成机组非计划停运

事件经过：

00：

15#2炉点火，4:

28#2机组并网。

6：

50（机组负荷46MW）发现#2发变组保护屏A屏内端子排放电，检查确定为CT端子打火，判断CT开路。

从安全考虑决定停机处理。

经请示调度同意，#2机组于7：

35解列。

停机后电气检修人员对中性点CT3LH进行检查试验，绝缘电阻及直流电阻均满足要求；对烧毁的端子排进行了更换，对相关保护装置进行了检查，未发现异常，定值符合要求；测量相关保护CT回路电阻满足要求。

14：

28机组并列，测量中性点CT各绕组电流正常，保护投入运行。

暴露问题：

工作负责人在进行工作时，没有按规定进行安全措施票的执行记录和恢复记录，工作结束后没有认真的复查工作中拆动的回路是否已经全部可靠恢复，从而酿成了这次不该发生的责任障碍。

防止对策：

1、利用一切可以停机的机会对全厂继电保护二次回路进行一次全面检查维护，彻底消除二次回路存在的缺陷，坚决杜绝由于二次回路松动、积灰接地短路等故障的发生。

2、加强培训，提高工作人员的安全意识和业务素质，杜绝类似事件的发生