预防110(66)kV-500kV变压器(电抗器)事故措施.doc

1、附件 2 二：预防 110（66）kV500kV 油浸式变压器（电抗器）事故措施(附编制说明)事故措施22国家电网公司前 言本措施是国家电网公司输变电设备技术管理的规定。本措施由国家电网公司提出并负责解释。本措施自发布之日起执行本措施起草单位：华东电网有限公司、福建省电力公司、福建省电力试验研究院。本措施主要起草人：施广宇、张俊峰、陆志浩、胡修瑾。本措施审核人：、。本措施批准人：、。IIII目 录第一章 前言 I第一章 目录 II第一章 总则 1第二章 引用标准 21第三章 预防设备事故的技术管理措施 21第四章 预防设备事故的运行要求 54第五章 预防设备在安装、检修和试验过程中发生事故的技

2、术措施 65第六章 预防壳式变压器事故 7第七章 其它预防设备事故的措施 7预防 110（66）kV500kV 油浸式变压器（电抗器）事故措施编制说明 8 8本措施对原国家电力公司印发的预防 110-500kV 变压器（电抗器）事故措施（发输电输2002158 号）删除条文的说明 1211预防 110（66）kV500kV 油浸式变压器（电抗器）事故措施第一章总则第一条 为预防变压器（电抗器）的事故发生，保障电网安全、可靠运行，特制定本预防措施。第二条 本措施是依据国家的有关标准、规程和规范并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析及设备运行经验而制定的。第三条 本措施针对已

3、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。第四条 本措施适用于国家电网公司系统的 110（66）kV500 kV 电压等级油浸式变压器（电抗器）的预防事故措施。35kV 油浸式变压器（电抗器）可参照执行。第五条 各网省公司可根据本措施，结合本地区实际情况制定相应的实施细则。第二章 引用标准以 下 为 设 备 设 计 、 制 造 及 试 验 所 应 遵 循 的 国 家 和 、 行 业 和 企 业 的 标 准 及 规 范 ，但 不

4、 仅 限 于 此 ：GB1094.1-1996 电力变压器 第 1 部分 总则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

5、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GBll604高 压 电 气 设 备 无 线 电 干 扰 测 量 方 法 (缺 年 号 )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

6、-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/T16274-1996 500kV 电压等级油浸式电力变压器技术参数和要求 500kV 级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22GB/T15164-1994 油浸式电力变压器负载导则JB/T8751-1998 500kV 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/

7、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200395 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200329 号）国家电网公司 110（66）kV500kV 油浸式变压器技术规范标准（国家

8、电网生2004634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IEC60076289-61987 电 抗 器 （ 缺 年

9、 号 ）IEC60354076： -7 油 浸 式 电 力 变 压 器 负 荷 导 则 （ 缺 年 号 ）IEC60076-8:1997 电 力 变 压 器 应 用 导 则IEC60076-9 端 子 和 分 接 标 志 （ 缺 年 号 ）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

10、 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 （ 缺 年 号 ）IEC60044-1:2003 电 流 互 感 器IEC60044-6:19

11、92 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 （ 缺 年 号 ）IEC60354:1991 油 浸 式 电 力 变 压 器 的 负 载 导 则IEC60474 抗 氧 化 矿 物 绝 缘 油 氧 化 稳 定 性 的 试 验 方 法 （ 缺 年 号 ）IEC60551:1976 变 压 器 与 电 抗 器 噪 声 测 量IEC60815： 1986 污 秽 条 件 下 绝

12、 缘 子 选 用 导 则 （ 缺 年 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 。第三二章 预防设备事故的技术管理要求33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 666kV 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

13、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

14、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. 对早期产品，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

15、度测量，进行绝缘老化鉴定。10. 对早期的薄绝缘、铝线圈且及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 0.01MpaPa）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，并装上储油柜油枕贮油柜和胶囊，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压力，核检查密封状况，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

16、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44在运行中监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常增长变化，应尽快查明原因，严重时应检查处理并采取措施及时处理，

17、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 及以上电压等级的三相变压器，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、附件部件故障（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. 应采用红外热成像测温技术检查运行中的套管引出线联板的发热情况、及油位，和油箱温度分

18、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，其油枕贮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，安装前应进行局放局部放电测量和额定电压下的介损介质损耗因数试验。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，需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损介质损耗因数试验。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

19、油应采取真空注油技术，套管应保持微正压。（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 12 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. 有载分接调压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

20、合预试，在测量变压器直流电阻前对有载分接调压开关进行全程切换。5. 应掌握变压器有载分接调压开关（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，应结合主变主变压器小修安排滤油， 。必要时也亦可换油。（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

21、 的高速油泵应安排更换。（四）对于装有金属波纹管贮储油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应及时更换55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，造成后备保护失灵全部瘫痪，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，录取故障情况下的主变主变压器电流、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动作时间应快速准确动作

22、，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

23、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主变主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亦应同时进行。（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 防止绝缘油故障劣化（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，保持油质良好。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控制含水

24、量、油击穿强度和介损介质损耗因数等指标，500kV（330kV）kV 变压器、电抗器还应控制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损介质损耗因数值超过规程要求、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）对于装有金属波纹管贮油柜的变压器，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。（四五）运行年久旧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（

25、330kV）kV 变压器，要重视油质劣化问题，包括绝缘油带电度上升。66第四三章 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）变压器内部故障跳闸后，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

26、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 分钟。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，应结合红外热成像测温、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）应定期检查呼吸器吸湿器的油封、油位及呼吸器吸湿器上端密封是否正常，干燥剂应保持干燥、有效。（四

27、）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 变压器套管应静放24h，500kV（330kV）kV 变压器套管应静放 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