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变压器、互感器设备反事故技术措施(4)

北极星电力网技术频道    作者:佚名   2012/8/8 14:37:45   

15.防止变压器火灾事故

(1) 加强变压器的防火工作,重点防止变压器着火引起的事故扩大,变压器应配备完善消防设施,并加强管理。

(2) 做好变压器火灾事故预想,加强对套管的质量检查和运行监视,防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。

(3) 现场进行变压器干燥时,应事先做好放火措施,防止因加热系统故障或线圈过热烧损。

(4) 在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时,必须事先做好防火措施。

16、防止互感损坏事故

(1) 防止互感损坏事故应严格执行国家电网公司《预防110(66)kV~500kV互感器事故措施》(国家电网生【2004】 641 号),《110(66)kV~500kV互感器技术监督规定》(国家电网生技【2005】 174 号)等有关规定,并提出以下重点要求。

(2) 加强对互感器类设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理,重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。

(3) 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式,所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求,特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能,电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。

(4) 110k V~500kV互感器在出厂试验时,应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验,包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Uln、1.0Uln、1.2Uln及1.5Uln的铁磁谐振试验 (注:Uln指一次相电压下同)。

(5) 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。 电磁式电压互感器在交接试验和投运前,应进行1.5Um/3(中性点有效接地系统)或1.9Um/3(中性点非有效接地系统)电压下的空载电流测量,其增量不应大于出厂试验值的10%。

(6) 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值,其电气连结应接触良好,防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。

(7) 互感器的二次引线端子应有防转动措施,防止外部操作造成内部引线扭断。

(8) 已安装完成的互感器长期未带电运行(110kv及以下大于半年;35kv及以下一年以上),在投运前应按照规程进行预防性试验。 事故抢修安装的油浸式互感器,应保证静放时间。

(9) 互感器的检修与改造。油浸式互感器检修时,应严格执行《互感器运行检修导则》(DL/T727—2000),要注意器身暴露时间不得超过规定,回装时必须真空注油,其中绝缘油应经真空脱气处理。

(10) 老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器,应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时,检查顶部密封状况,对老化胶垫与隔膜应予更换。对隔膜上有积水的互感器,应对其本体和绝缘油进行有关试验,试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器,退出运行不再进行改造。

(11) 对硅胶套管和加装硅胶伞裙的瓷套,应经常检查硅胶表面表面有无放电现象,如果有放电现象应及时处理。

(12) 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗油的互感器,应根据情况限期处理。必要时进行油样分析,对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。

(13) 油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器,应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。

(14) 对于全密封型互感器,油中气体色谱分析仅H2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;如检测数据稳定,则属非故障性氢超标,可安排脱气处理;当发现油中有乙炔大于1x106? L/L时,应立即停止运行。

(15) 对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验,包括局部放电试验。如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖,应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时,应须速查明原因并及时处理。

(16) 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线;当运行方式不能满足要求时,应进行事故预想,及早制定预防措施,必要时可装设专门消除此类谐振的装置。

(17) 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时,必须严格按照制造厂说明书规定进行。

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