防止110千伏-500千伏干式变压器(电抗器)事故的措
1防止干式变压器绝缘击穿事故1.1防止水和空气进入干式变压器1.1.1干式变压器在运输和储存过程中必须密封好。运到现场后，安装前应安装压力表，严密监视气体压力。当压力过低时，补充干气。放置在现场6个月以上的干式变压器应涂油保存，并安装储油柜和胶囊，防止水受潮。注油前，必须测量密封气体的压力，检查密封情况，必要时测量露点。为了防止干式变压器在安装和运行过程中进水受潮，套管顶部、储油柜顶部、套管举升座及其连接管必须密封好。必要时应进行检漏试验。如果发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。1.1.2对于延伸结构的冷却器，应使用金属波纹管连接冷却器和箱体。1.1.3新建或扩建工程的干式变压器一般不采用水冷方式。特殊场合必须采用水冷方式时，应采用双层铜管冷却系统。对于在役水冷式干式变压器，安装前应根据制造商的安装说明，对水冷器和潜水泵逐个进行泄漏试验，必要时进行拆卸检查。自来水冷却器必须确保油压大于水压。打开潜水泵的进油阀，用出油阀调节油流。运行过程中，定期监测差压继电器和压力表的指示。每个水冷却器应配备一个排水阀，并检查水中是否有油花。冬季，应防止未运行的冷却器冻结和破裂。结合大、小修，检查冷却器油管有无泄漏。1.1.4干式变压器投入运行前，需要多次排除套管立管座、油管死区和冷却器顶部的残余气体。油循环强的干式变压器在投入运行前，应启动所有冷却设备进行油循环，停泵排除残余气体后方可带电运行。更换或检修各种冷却器后，新安装和检修的冷却器不得在干式变压器通电时直接投入运行，以防止安装和检修时留在冷却器或油路中的空气进入干式变压器。1.1.5新安装或大修的干式变压器应按制造厂的规范进行真空处理和注油，其真空度、抽气时间和进油速度应符合要求。装有有载调压开关的油箱应同时抽真空，同时达到与干式变压器本体油箱相同的真空度，以免开关油箱漏油。1.1.6配有排水阀的储油柜应结合小修进行排水。当从储油箱中补充油或用电过滤油时，应先排出储油箱中的积水。不要从干式变压器的下部供油，以免油箱底部的水分、空气或杂质进入干式变压器的内部。1.1.7当气体继电器发出轻气体动作信号时，应立即检查气体继电器，及时抽取气体样品进行检查，以确定气体成分，同时抽取油样进行色谱分析，找出原因并及时排除。1.1.8检查呼吸器的油封和油位是否正常，确保畅通。干燥剂应保持干燥和有效。1.1.9停运6个月以上的干式变压器，在重新投入运行前，应按预试验程序的要求进行试验。对于油中含水量过大或绝缘性能差的干式变压器，如果在寒冷的冬季停运一段时间，应在投入运行前使用真空加热滤油器进行热油循环，并按规定试验合格后进行带电运行。1.1.10加强潜水泵和储油罐的密封监测 #p#分页标题#e#
全密封干式变压器不应使用净油器。运行单位应定期检查过滤网并更换吸附剂。1.2.4潜水泵应采用耐磨性好的e级轴承，严禁使用无级轴承。当有门槛时，上轴承应改为向心推力球轴承。建议选择转速不大于1000r/min的低速油泵。应更换转速为3000伏/分钟的高速油泵。对于盘式电机油泵，应注意定子和转子之间的间隙调整，以防止铁芯的平面摩擦。运行中出现过热、振动、噪音和严重漏油时，应安排停机维护。各地要根据设备的实际运行情况，合理安排潜水泵的定期检查和维修。1.2.5压缩机内部故障跳闸后，应拆除油泵，以避免故障产生的游离碳、金属颗粒等异物进入干式变压器的非故障部位。1.2.6安装、检修或进入检查时，除了尽可能缩短机体暴露在空气中的时间外，还必须防止工具、材料等异物留在干式变压器内。进行真空油处理时，必须防止金属粉末或异物因真空油过滤器轴承磨损或滤网损坏而进入干式变压器。为防止真空泵停机或故障时真空泵润滑油被吸入干式变压器本体，真空系统应配备止回阀或缓冲罐。1.2.7当油流继电器指示运行异常时，注意检查油流继电器挡板是否损坏或脱落。1.3防止绝缘损坏1.3.1干式变压器应在悬挂检查和内部检查时防止绝缘损坏。安装干式变压器过电缆套管时，应防止导线扭结，不得用力过猛。如果引线过长或过短，找出原因，进行处理。维修时，严禁踩踏导线和绝缘支架。1.3.2当安装或维修过程中需要更换绝缘部件时，应采用符合制造商要求并经检验合格的材料和部件，并进行干燥。1.4为防止线圈过热、绝缘恶化或烧损，1.4.1干式变压器的过载运行应按GB/T15164-94 《油浸式电力干式变压器负载导则》和DL/T572-95 《电力干式变压器运行规程》进行。如果超负荷运行时间短，如不到5min，可作为应急处理。1.4.2要求制造商提供干式变压器的负载能力表。负载能力表应在用户验证后执行。1.4.3干式变压器运行中的热点温度不得超过GB/T15164-94规定的限值和具体限值。在实际操作中，应监控负载电流和顶部油温。1.4.4散热器(冷却器)外脏，油泵效率降低，导致散热
器（冷却器）的散热效果降低时，要适当缩短允许过负荷时间。干式变压器的风冷却器每1~2年用压缩空气或水进行一次外部冲洗，以保证冷却效果。1．4．5当干式变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过额定电流运行，并加强运行监视。1．4．6对于负荷能力受到怀疑或经过改造的干式变压器，必要时应进行温升试验来确定其负荷能力。当怀疑线圈局部过热时（如由绝缘膨胀或油道堵塞等引起），可酌情降低极限出力。1．4．7强油循环干式变压器的冷却系统故障时，干式变压器允许的负荷水平、持续时间和顶层油温等均应符合干式变压器运行规程或制造厂规定。1．4．8强油循环的冷却系统必须有两个相互先立的电源，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。1．4．9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。1．4．10对运行年久、温升过高或长期过载的干式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。1．5防止过电压击穿事故1．5．1运行在中性点有效接地系统中的中性点不接地干式变压器，在投运、停运以及事故跳闸过程中，为防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。在投切空载干式变压器时，中性点必须可靠接地。1．5．2干式变压器应采用氧化锌避雷器保护。1．5．3通过长电缆（或气体绝缘电缆）与GIS相连的干式变压器，为避免因特高频操作过电压（VFTO）造成高压线圈先端匝间绝缘损坏事故，除了要求制造厂采取相关措施外（如加大干式变压器入口等值电容等），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。1．5．4干式变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应附合热稳定要求。1．6防止工作电压下的击穿事故1．6．1新安装220kV及以上电压等级的干式变压器，交接试验中应按照标或行业标准进行局部放电试验，并要求加于匝间和主绝缘的试验电压为1.5倍设备较高电压。110kV电压等级的新安装干式变压器，可比照执行。1．6．2大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的干式变压器，也应进行局部放电试验。试验中要以局部放电量的限制水平作为试验的另一项控制指标，而不应仅以试验电压是否达到《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）规定的电压值来要求，以免因施加电压过高而造成缺陷的扩大。1．6．3运行中的干式变压器油色谱异常、怀疑设备存在放电性故障时，可进行局部放电试验。进行试验的原则同1.6.2。1．6．4500kV（含330kV）干式变压器、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500kV（含330kV）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。1．6．5对220kV及以上电压等级的三相干式变压器，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。1．6．6对薄绝缘干式变压器，可按一般干式变压器设备进行技术监督。如发现严重缺陷，干式变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘干式变压器也不应再迁移安装。1．7防止保护装置误动、拒动1．7．1干式变压器的保护装置必须完善可靠，严禁干式变压器及干式变压器中低压侧设备无保护投入运行。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干式变压器保护装置恢复使用。1．7．2气体继电器应安装调整正确，定期校验，消除因接点短接等造成的误动因素。如加装防雨罩，避免接点受潮误动。1．7．3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。1．7．4压力释放阀的动作接点应接入信号回路。当根据需要将压力释放阀的动作接点接入跳闸回路时，应有完备的防误动措施：如同一设备上两台压力释放装置的动作接点互相串联，接点盒增加防潮措施等。1．7．5线圈温度计和顶层油温度计的动作接点应接信号，不宜接跳闸。1．7．6220kV及以上主干式变压器宜装设故障录波器，录取故障情况下的主变电流、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。1．7．7220kV及以上干式变压器的高、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，造成后备保护全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。2预防铁心多点接地和短路故障2．1在检修时应测试铁心绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。2．2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。2．3用于运输中临时固定干式变压器器身的定位装置，应在安装时将其脱开。2．4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。2．5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。铁心及铁轭静电屏蔽引线等应固定好，防止出现电位悬浮产生放电。2．6铁心、夹件通过小套管引出接地的干式变压器，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，当运行中环流异常增长变化，应尽快查明原因，严重时应检查处理并采取措施，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。3预防套管事故3．1订货时，对干式变压器套管外绝缘不仅要提出与所在地区污秽等级相适应的爬电比距要求，也应对伞裙形状提出要求。重污区可选用大小伞结构瓷套，并满足IEC60815的要求。应要求制造厂提供淋雨条件下套管人工污秽试验的型式试验报告。不得订购有机粘结接缝过多的瓷套管和密集形伞裙的瓷套管，防止瓷套出现裂纹断裂和外绝缘污闪、雨闪故障。3．2鉴于套管出厂试验的周边条件与安装在干式变压器上运行条件的差异，应要求套管的工频耐受电压和雷电冲击耐受电压的水平比干式变压器线圈的绝缘水平高一级。高原地区可只按海拔进行校正。3．3500kV套管今后宜选用导杆式结构套管，防止穿缆结构密封不良所带来的进水受潮问题和其它弊病。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承情况，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。3．4安装在供货干式变压器上的套管必须是进行出厂试验时该干式变压器所用的套管。油纸电容套管安装就位后，110~220kV套管应静放24h，330~500kV套管应静放36h后方可带电。3．5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干式变压器，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。3．6对110kV及以上干式变压器套管进行解体检修时，组装后应采用真空注油，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试验。3．7经常注意保持套管油位正常，运行人员正常巡视时应检查记录套管油面情况。套管渗漏油时应及时处理，防止内部受潮而损坏。3．8应采用红外热成像技术检查运行中的套管引出线联板的发热情况及油位，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。3．9干式变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。3．10注意油纸电容型套管的介损、电容量、油色谱分析结果的变化趋势，发现问题及时处理。新安装的干式变压器套管及事故抢修所装上的套管，投运后的半年内，应测量一次套管介损，必要时可取油样做一次色谱分析。3．11作为备品的110kV及以上套管，应竖直放置，如水平存放，其油枕抬高角度应满足制造厂要求。安装前应进行局放测量和额定电压下的介损试验。4预防引线事故4．1在安装或大修时，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。对线端调压的干式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。4．2应要求制造厂提供测试用套管末屏接地线的引出线连接端子。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。如有损坏应及时处理，保证带电时未屏可靠接地。对于新订设备，要求制造厂采取防止螺杆转动的措施。4．3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。4．4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。4．5干式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。5预防分接开关事故5．1干式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的直流电阻，合格后方能投入运行。5．2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。5．3有载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。5．4应掌握干式变压器有载调压开关（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也应定期（周期不应长于半年）启动带电滤油装置。无带电滤油装置的OLTC，应结合主变小修安排滤油。必要时亦可换油。6预防绝缘油劣化6．1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。干式变压器的绝缘油应严格按规程控制含水量、油击穿强度和介损等指标，500kV（含330kV）干式变压器、电抗器还应控制绝缘油的含气量。6．2装有密封胶囊和隔膜的大容量干式变压器，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。并结合大修或有必要时对胶囊和隔膜的完好性进行检查。6．3对于装有金属波纹管贮油柜的干式变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应通知制造厂更换处理。要防止异物卡涩导轨，保证呼吸顺畅。6．4干式变压器在运行中出现绝缘油介损值超过规程要求、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。6．5应及时分析运行中干式变压器的油样，并从干式变压器投运带电起开始监测绝缘油色谱。6．６对于运行时间超过15年的500kV干式变压器，应严格控制干式变压器油的质量，管理好干式变压器的附属设备，以防止干式变压器绝缘性能下降或附属设备发生故障。7预防干式变压器短路损坏事故７．１订货时干式变压器制造厂应提供参数相同或相近的同类型干式变压器短路试验报告及其干式变压器动热稳定性能的计算报告，并提供合同干式变压器的具体结构参数，以便计算校验合同干式变压器的抗短路能力。同等条件下，应优先选用通过突发短路试验的同类产品。７．２宜采用半硬铜、自粘性换位导线以及用硬绝缘筒绕制线圈等措施提高干式变压器抗短路能力。对于制造厂在干式变压器内采用高机械强度的环氧等材料，应以不增大绕组绝缘的介损值和局部放电量为前提，防止因提高抗短路强度而降低绝缘性能。加密线圈的内外撑条也应以不影响干式变压器散热性能为前提条件。７．３应要求制造厂提交确保干式变压器动热稳定性能的技术和工艺措施。采取措施保证大型干式变压器线圈轴向压紧，包括线圈垫块采用预密化、内外多个线圈均能压紧撑实的工艺和检测措施等。应在线圈整体套装并烘燥后，采用压敏纸等方法检测各线圈圆周和轴向的压紧状况。330～500kV干式变压器和大容量220kV干式变压器宜设置单先的调压线圈，做到结构对称、安匝平衡，尽量降低轴向力。7．4继电保护装置动作时间应与干式变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。为此，要求制造厂提供承受短路能力试验的有关数据。7．5采取有效措施，减少干式变压器的外部短路冲击次数，改善干式变压器的运行条件7．5．1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（2次以上）变电站，可考虑临时停用线路自动重合闸，防止干式变压器连续遭受短路冲击。7．5．2容性电流超过10A的10kV或超过30A的35kV不接地系统，应装设有自动跟踪补偿功能的消弧线圈，防止单相接地发展成相间短路。7．5．3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。特别是干式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，防止干式变压器套管端头间闪络造成出口短路。7．5．4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。坚持干式变压器低压侧母线的定期清扫和耐压试验工作。7．5．5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。7．5．6加强开关柜管理，防止配电室“火烧连营”。定期对保护装置的整定值进行检查校验，确保干式变压器发生近区故障时能够可靠动作。当干式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。7．6对于新投干式变压器，宜根据系统情况及干式变压器安装位置，选择合理的调压方式，减少调压分接数量，使干式变压器结构更为简单合理，提高干式变压器的电气和机械性能。7．7采取分裂运行及适当提高干式变压器短路阻抗、加装限流电抗器等措施，降低干式变压器短路电流。7．8干式变压器出厂时宜进行线圈变形试验：包括频响试验（相间频响特性应具有良好的一致性）及低电压阻抗试验，作为干式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，并与原始数据比较，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，对判明线圈有严重变形并逐渐加重的干式变压器，应尽快吊罩检查和检修处理。防止因干式变压器线圈变形累积造成的绝缘事故。禁止干式变压器出口短路后，未经线圈变形试验及其它检查试验就盲目将其投入运行。8预防壳式干式变压器事故8．1壳式干式变压器订货时，应选取已提高绝缘裕度、改进结构设计的较新结构产品。8．2对于在运的壳式干式变压器，应加强油品管理，定期监测绝缘油的体积电阻率、带电度和干式变压器泄漏电流，以防绝缘油老化（或油流带电）危害干式变压器绝缘。油中一旦出现乙炔，即应跟踪分析，必要时可考虑换油处理。具体措施如下：8．2．1定期监测绝缘油的体积电阻率（应大于1 1013Ω·cm/80℃）、带电度（应小于500pC/ml/20℃）和停电启动油泵状态下的干式变压器线圈泄漏电流（应小于|-3.5|μA）。一旦出现或接近出现绝缘油老化（或油流带电）现象（如体积电阻率低于1 1013Ω·cm/80℃、带电度高于500pC/ml/20℃等情况），应及时更换为含硫量低的绝缘油；8．2．2由于在油温40℃左右时，油流的带电倾向较大，故壳式干式变压器可通过控制油泵运行数量来尽量避免干式变压器绝缘油运行在35～45℃温度区域。8．3在对壳式干式变压器绝缘油的定期色谱监测中，一旦发现放电性故障迹象即应引起高度重视：提高色谱监测频次，同时还要测试油的含气量。8．4壳式干式变压器的局部放电试验，要按照1.6.2的原则进行，以免因施加电压过高而造成缺陷的扩大化。9预防干式变压器火灾事故9．1加强干式变压器的防火工作，重点防止干式变压器着火引起的事故扩大。干式变压器应按规定要求完善消防设施，并加强管理。运行中应有火灾事故预想。应特别注意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干式变压器着火。9．2现场进行干式变压器干燥时，应事先做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。9．3干式变压器放油后进行电气试验（如测量绝缘电阻或施加低电压试验）时，应严防因感应高压放电或通电打火而引燃、引爆油纸绝缘物和油箱内聚集的可燃气体。9．4在干式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，现场应设置一定数量的消防器材。9．5事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。防止绝缘油进入电缆沟内。室内干式变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。9．6对于油浸干式变压器应按“消防法”要求装设灭火装置。特别是地下洞室、城市人口密集区域等特殊安装场所的油浸干式变压器，应安装自动遥控水喷雾或其它灭火装置。#p#分页标题#e#
