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防止大型变压器损坏和互感器事故

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防止大型变压器损坏和互感器事故防止大型变压器损坏和互感器事故 12.112.1 防止变压器出口短路事故防止变压器出口短路事故 12.1.1加强变压器选型、订货、验收及投运的全过程管理。应选 择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。240MVA 及以 下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品;500kV 变压器 和 240MVA 以上容量变压器,制造厂应提供同类产品突发短路试验报 告或抗短路能力计算报告,计算报告应有相关理论和模型试验的技 术支持。220kV及以上电压等级的变压器都应进行抗震计算。 12.1.2 全电缆线路不应采用重合闸,对于含电缆的混合线路应 采取相应措施,防止变压器连续遭受短路冲击。 12.1.3 变压器在遭受近区突发短路后,应做低电压短路阻抗测 试或绕组变形试验,并与原始记录比较,判断变压器无故障后,方 可投运。 12.212.2 防止变压器绝缘事故防止变压器绝缘事故 12.2.1 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经过整体预装。 12.2.2出厂局部放电试验测量电压为 1.5Um/-时,220kV 及以上 电压等级变压器高、 中压端的局部放电量不大于lOOpC。 llokV(66kV) 电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于 lOOpC。330kV 及以上电 压等级强迫油循环变压器应在油泵全部开启时(除备用油泵)进行 局部放电试验。 3 12.2.3生产厂家首次设计、 新型号或有运行特殊要求的220kV及 以上电压等级变压器在首批次生产系列中应进行例行试验、 型式试验 和特殊试验(承受短路能力的试验视实际情况而定)。 12.2.4 500kV 及以上并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进 行短时感应耐压试验。 12.2.S 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家 规定进行抽真空、 真空注油和热油循环,真空度、 抽真空时间、 注油速 度及热油循环时间、温度均应达到要求。对采用有载分接开关的变压 器油箱应同时按要求抽真空,但应注意抽真空前应用连通管接通本 体与开关油室。 为防止真空度计水银倒灌进设备中,禁止使用麦氏真 空计。 12.2.6 变压器器身暴露在空气中的时间:相对湿度不大于 65% 为 16h。 空气相对湿度不大于75%为12h。 对于分体运输、 现场组装的变 压器有条件时宜进行真空煤油气相干燥。 12.2.7 装有密封胶囊、隔膜或波纹管式储油柜的变压器,必须 严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油,防止空气进入或 漏油,并结合大修或停电对胶囊和隔膜、 波纹管式储油柜的完好性进 行检查。 12.2.8 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.O1MPa)要补干燥气体,现场放置时间超过 3 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,必要时应进行检漏试验。 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。必要时应测露点。如已发现 绝缘受潮,应及时采取相应措施。 12.2.9变压器新油应由厂家提供新油无腐蚀性硫、 结构簇、 糠醛 及油中颗粒度报告,油运抵现场后,应取样在化学和电气绝缘试验 合格后,方能注入变压器内。 12.2.10 llOkV(66kV)及以上变压器在运输过程中,应按照相应 规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。 主变压器就位后, 制造厂、 运输部门、 监理单位、 用户四方人员应共同验收,记录纸和押 运记录应提供用户留存。 12.2.11 llOkV(66kV)及以上电压等级变压器、50MVA 及以上机 组高压厂用电变压器在出厂和投产前,应用频响法和低电压短路阻 抗测试绕组变形以留原始记录;llOkV(66kV)及以上电压等级和 120MVA 及以上容量的变压器在新安装时应进行现场局部放电试验; 对 llOkV(66kV)电压等级变压器在新安装时应抽样进行额定电压下 空载损耗试验和负载损耗试验;如有条件时,500kV 并联电抗器在 新安装时可进行现场局部放电试验。 现场局部放电试验验收,应在所 有额定运行油泵(如有)启动以及工厂试验电压和时间下,220kV 及以上变压器放电量不大于lOOpC。 12.2.12 加强变压器运行巡视,应特别注意变压器冷却器潜油 泵负压区出现的渗漏油,如果出现渗漏应切换停运冷却器组,进行 堵漏消除渗漏点。 12.2.13 对运行 10 年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量 测试,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。 12.2.14对运行年限超过 15年的储油柜胶囊和隔膜应更换。 12.2.15对运行超过 20年的薄绝缘、 铝线圈变压器,不宜对本体 进行改造性大修,也不宜进行迁移安装,应加强技术监督工作并逐 步安排更新改造。 12.2.16 220kV 及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或 进入后,应进行现场局部放电试验。 12.2.17 积极开展红外检测,新建、改扩建或大修后的变压器 (电抗器),应在投运带负荷后不超过 1 个月内(但至少在 24h 以 后)进行一次精确检测。220kV及以上电压等级的变压器(电抗器) 每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测。 在高温大负荷运行期间, 对 220kV 及以上电压等级变压器(电抗器)应增加红外检测次数。 精 确检测的测量数据和图像应制作报告存档保存。 12.2.18铁芯、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有无环流,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,电 流一般控制在lOOmA 以下。 12.2.19 应严格按照试验周期进行油色谱检验,必要时应装设 在线油色谱监测装置。 12.2.20 大型强迫油循环风冷变压器在设备选型阶段,除考虑 满足容量要求外,应增加对冷却器组冷却风扇通流能力的要求,以 防止大型变压器在高温大负荷运行条件下,冷却器全投造成变压器 内部油流过快,使变压器油与内部绝缘部件摩擦产生静电,油中带 电发生变压器绝缘事故。 12.312.3 防止变压器保护事故防止变压器保护事故 12.3.1 新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用;气体 继电器应在真空注油完毕后再安装;瓦斯保护投运前必须对信号跳 闸回路进行保护试验。 12.3.2 变压器本体保护应加强防雨、防震措施,户外布置的压 力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。 12.3.3 变压器本体保护宜采用就地跳闸方式,即将变压器本体 保护通过较大启动功率中间继电器的两对触点分别直接接入断路器 的两个跳闸回路,减少电缆迂回带来的直流接地、 对微机保护引入干 扰和二次回路断线等不可靠因素。 12.3.4.变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若 需退出重瓦斯保护,应预先制订安全措施,并经总工程师批准,限 期恢复。 12.3.5 气体继电器应定期校验。当气体继电器发出轻瓦斯动作 信号时,应立即检查气体继电器,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。 12.3.6压力释放阀在交接和变压器大修时应进行校验。 12.3.7 运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由 关闭位置旋转至开启位置时,以及当油位计的油面异常升高或呼吸 系统有异常现象,需要打开放油或放气阀门时,均应先将变压器重 瓦斯保护退出改投信号。 12.3.8 变压器运行中,若需将气体继电器集气室的气体排出时, 为防止误碰探针,造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换为 信号方式;排气结束后,应将重瓦斯保护恢复为跳闸方式。 12.412.4 防止分接开关事故防止分接开关事故 12.4.1 无励磁分接开关在改变分接位置后,必须测量使用分接 的直流电阻和变比;有载分接开关检修后,应测量全程的直流电阻 和变比,合格后方可投运。 12.4.2 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,机械指 示到位后触头所处位置是否到位。 12.4.3 新购有载分接开关的选择开关应有机械限位功能,束缚 电阻应采用常接方式。 12.4.4 有载分接开关在安装时应按出厂说明书进行调试检查。 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。 新安装的有载分接开关,应对切换程序与时 间进行测试。 12.4.5 加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数或 运行时间达到制造厂规定值时,应进行检修,并对开关的切换程序 与时间进行测试。 12.512.5 防止变压器套管事故防止变压器套管事故 12.5.1 新套管供应商应提供型式试验报告,用户必须存有套管 将军帽结构图。 12.5.2 检修时当套管水平存放,安装就位后,带电前必须进行 静放,其中 330kV 及以上套管静放时间应大于 36h,110~220kV 套 管静放时间应大于 24h。事故抢修所装上的套管,投运后的 3个月内, 应取油样进行一次色谱试验。 12.5.3 如套管的伞裙间距低于规定标准,应采取加硅橡胶伞裙 套等措施,防止污秽闪络。 在严重污秽地区运行的变压器,可考虑在 瓷套涂防污闪涂料等措施。 12.5.4作为备品的 llOkV(66kV)及以上套管,应竖直放置。 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 受潮。对水平放置保存期超过一年的llOkV(66kV)及以上套管,当不 能确保电容芯子全部浸没在油面以下时,安装前应进行局部放电试 验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。 12.5.5 油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压,应避免 频繁取油样分析而造成其负压。 运行人员正常巡视应检查记录套管油 位情况,注意保持套管油位正常。 套管渗漏油时,应及时处理,防止 内部受潮损坏。 12.5.6 加强套管末屏接地检测、检修及运行维护管理,每次拆 接末屏后应检查末屏接地状况,在变压器投运时和运行中开展套管 末屏接地状况带电测量。 12.5.7 运行中变压器套管油位视窗无法看清时,继续运行过程 中应按周期结合红外成像技术掌握套管内部油位变化情况,防止套 管事故发生。 12.612.6 防止冷却系统事故防止冷却系统事故 12.6.1优先选用自然油循环风冷或自冷方式的变压器。 12.6.2潜油泵的轴承应采取 E级或D 级,禁止使用无铭牌、 无级 别的轴承。 对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的 低速油泵。 12.6.3 对强油循环的变压器,在按规定程序开启所有油泵(包 括备用)后整个冷却装置上不应出现负压。 12.6.4 强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源,并 具备自动切换功能。 12.6.5 新建或扩建变压器一般不采用水冷方式。对特殊场合必 须采用水冷却系统的,应采用双层铜管冷却系统。 12.6.6 变压器冷却系统的工作电源应有三相电压监测,任一相 故障失电时,应保证自动切换至备用电源供电。 12.6.7 强油循环冷却系统的两个独立电源应定期进行切换试验, 有关信号装置应齐全可靠。 12.6.8 强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用,延时间隔应在 30s 以上,以防止气体继电器误动。 12.6.9 对于盘式电机油泵,应注意定子和转子的间隙调整,防 止铁芯的平面摩擦。 运行中如出现过热、 振动、 杂音及严重漏油等异常 时,应安排停运检修。 12.6.10 为保证冷却效果,管状结构变压器冷却器每年应进行 1 ~2 次冲洗,并宜安排在大负荷来临前进行。 12.6.11 对目前正在使用的单铜管水冷却变压器,应始终保持 油压大于水压,并加强运行维护工作,同时应采取有效的运行监视 方法,及时发现冷却系统泄漏故障。 12.712.7 防止变压器火灾事故防止变压器火灾事故 12.7.1 按照有关规定完善变压器的消防设施,并加强维护管理, 重点防止变压器着火时的事故扩大。 12.7.2 采用排油注氮保护装置的变压器应采用具有联动功能的 双浮球结构的气体继电器。 12.7.3排油注氮保护装置应满足: (1)排油注氮启动(触发)功率应大于220V×5A(DC)。 (2)注油阀动作线圈功率应大于220V×6A(DC)。 (3)注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门。 (4)动作逻辑关系应满足本体重瓦斯保护、 主变压器断路器跳闸、 油箱超压开关(火灾探测器)同时动作时才能启动排油充氮保护。 12.7.4 水喷淋动作功率应大于 8W,其动作逻辑关系应满足变压 器超温保护与变压器断路器跳闸同时动作。 12.7.5 变压器本体储油柜与气体继电器间应增设断流阀,以防 储油柜中的油下泄而造成火灾扩大。 12.7.6 现场进行变压器干燥时,应做好防火措施,防止加热系 统故障或线圈过热烧损。 12.7.7 应结合例行试验检修,定期对灭火装置进行维护和检查, 以防止误动和拒动。 12.8.2防止 110(66)~500kV六氟化硫绝缘电流互感器事故。 12.8.2.1 应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、验收工 作。 12.8.2.2 如具有电容屏结构,其电容屏连接筒应要求采用强度 足够的铸铝合金制造,以防止因材质偏软导致电容屏连接筒移位。 12.8.2.3加强对绝缘支撑件的检验控制。 12.8.2.4 出厂试验时各项试验包括局部放电试验和耐压试验必 须逐台进行。 12.8.2.5 制造厂应采取有效措施,防止运输过程中内部构件震 动移位。用户自行运输时应按制造厂规定执行。 12.8.2.6 llOkV 及以下互感器推荐直立安放运输,220kV 及以 上互感器必须满足卧倒运输的要求。运输时llokV(66kV)产品每批次 超过 10台时,每车装 109 振动子 2 个,低于 10 台时每车装 109 振动 子 1 个;220kV 产品每台安装 109 振动子 1 个;330kV 及以上每台安 装带时标的三维冲撞记录仪。 到达目的地后检查振动记录装置的记录, 若记录数值超过IOg-次或 109振动子落下,则产品应返厂解体检查。 12.8.2.7运输时所充气压应严格控制在允许的范围内。 12.8.2.8 进行安装时,密封检查合格后方可对互感器充六氟化 硫气体至额定压力,静置24h 后进行六氟化硫气体微水测量。 气体密 度表、继电器必须经校验合格。 12.8.2.9 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。 老炼试验后进行耐压试验,试验电压为出厂试验值的8D%。条件具备 且必要时还宜进行局部放电试验。 12.8.2.10 运行中应巡视检查气体密度表,产品年漏气率应小 于 0.5%。 12.8.2.11 若压力表偏出绿色正常压力区时,应引起注意,并 及时按制造厂要求停电补充合格的六氟化硫新气。 一般应停电补气, 个别特殊情况需带电补气时,应在厂家指导下进行。 12.8.2.12 补气较多时(表压小于 0.2MPa),应进行工频耐压试 验。 12.8.2.13交接时六氟化硫气体含水量小于 250rJL/L。 运行中不 应超过500rJL/L(换算至 20℃),若超标时应进行处理。 12.8.2.14 设备故障跳闸后,应进行六氟化硫气体分解产物检 测,以确定内部有无放电。避免带故障强送再次放电。 12.8.2.15 对长期微渗的互感器应重点开展六氟化硫气体微水 量的检测,必要时可缩短检测时间,以掌握六氟化硫电流互感器气 体微水量变化趋势。
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