华北电网有限公司预防110kV～500kV变压器(电抗器)事故措施.pdf

华北电网有限公司预防110kV～ 500kV 变压器(电抗器)事故措施 1. 防止变压器本体故障 • 1.1防止变压器短路损坏事故 • 1.1.1 容性电流超标的不接地系统，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。 • 1.1.2. 采取分裂运行、适当提高变压器短路阻 抗、加装限流电抗器降低变压器短路电流等措 施。 • 1.1.3. 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。 • 1.1.4. 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。 • 1.1.5. 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。 • 1.1.6. 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。 • 1.1.7. 对10kV的线路，变电站出口2公里内可考 虑采用绝缘导线。 • 1.1.8. 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。 • 1.1.9. 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。 • 1.1.10. 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。 • 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，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。 • 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。 • 1.4 500kV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。 • 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。 • 1.6 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。 • 1.7 变压器应采用氧化锌避雷器保护。 2. 防止变压器组、部件故障 • 2.1 套管 • 2.1.1. 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