第三部分：电力变压器反事故技术措施.ppt

国家电网公司 电力变压器重大反事故 技术措施 2007年10月.济南,随着电力工业的快速发展，高参数、大容量的机组和变压器不断投运，高电压跨区域电网联络更加紧密，新材料、新设备、新技术和新方法、新工艺在电力系统不断推广应用，特别是计算机技术的广泛应用，安全生产方面出现了一些新情况，对安全生产的管理要求也在不断发生变化，有些事故不断减少，但有些事故至今仍频繁发生，一些新的事故类型又不断出现，反事故的重点要求也随之发生变化多年来，各级电力主管部门编发了若干反事故技术措施， 88年4月原水利电力部委托江苏省局编印了《十八项反措》， 92年7月能源部颁布了《防止防止电力生产二十项重点要求》（简称二十项反措），以后，于2001年6月，原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，2005年6月国家电网公司又结合当前电力生产的实际颁布了《十八项电网重大反事故技术措施》；这些反事故技术的颁布和实施对电力安全生产发挥了重要作用，在防止重大、特大事故方面效果明显新反措修订的目的及说明： 1、为认真贯彻落实“安全第一、预防为主、综合防范”工作方针,完善各项反事故措施，进一步提高电网安全生产水平，国家电网公司通过总结分析近年来公司系统发生重大事故的特征，在原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的基础上，组织制订了《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》。

2、做好防止电网生产重大事故的措施，是保证电网安全稳定运行和保障人身安全的重要条件，是制造、设计、安装、调试、生产等各个单位的共同任务 3、本重大反措并不覆盖全部反事故技术措施，各单位应根据本重大反措和已下发的输变电设备预防事故措施，紧密结合各自实际情况，制定具体的反事故技术措施，认真贯彻执行 在这里仅重点介绍电力变压器反事故技术措施.,为防止大型变压器损坏事故，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施》《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术监督规定》等有关规定，并提出以下重点要求： 1 加强变压器的全过程管理 1.1 加强变压器选型、定货、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在设备订购前，应向生产厂家索取做过相似变压器突发短路试验的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力动态计算报告，并进行核算工作1.2 严格按有关规定对新购变压器进行验收，确保变压器按订货合同要求进行制造、安装、试验 1.3 220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，有关监造关键控制点应在合同中予以明确。

监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档2 相关试验和运输要求 2.1 出厂试验要求 （1）测量电压为1.5Um/√3时，220kV及以上电压等级变压器的局部放电试验的放电量：自耦变压器中压端不大于200pC，高压端不大于100pC；其他变压器不大于100pC （2）测量电压为1.5Um/√3时， 110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC （3）500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验 2.2应向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；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2.3 认真执行交接试验规程110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形或做低电压短路阻抗测试以留原始记录220kV及以上电压等级或120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验；110kV电压等级的变压器在新安装时，如有条件宜进行现场局部放电试验220kV及以上电压等级变压器进行涉及变压器绝缘部件或线圈的大修后，应进行现场局部放电试验。

2.4 大型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到达目的地后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存3 防止变压器绝缘事故 3.1 加强变压器运行巡视，其中应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油 3.2 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有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真空 3.3 装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，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，并结合大修或停电对胶囊和隔膜的完好性进行检查3.4 对薄绝缘、铝线圈及运行超过20年的变压器，应加强技术监督工作如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的变压器也不应再迁移安装 3.5 对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应按照GB/T7595-2000的规定执行 3.6 每年应至少进行一次红外成像测温检查。

4 防止分接开关事故 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，合格后方可投运无励磁调压变压器在变换分接时，应作多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污在确认变换分接正确并锁紧后，测量绕组的直流电阻分接变换情况应作记录目前励磁调压开关的制造工艺不精确，但凭外部的分接指示不能确定是否接触到位；有些内部的位置在外部锁紧后发生了位移，有的在外部指示正确并测量直流电阻合格，再锁紧时，出现内部位移而接触不良，烧坏变压器因此，必须“在确认变换分接正确并锁紧后，测量绕组的直流电阻” 4.2 加强有载分接开关的运行维护管理当开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换时间进行测试1、选择开关故障预防措施：2、切换开关故障的预防措施3、开关油室渗漏的预防措施4、防止机构故障,5 采取措施保证冷却系统可靠运行 5.1 潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承对强有导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵对已运行的变压器，其高速泵应进行更换对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心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。

5.2 为保证冷却效果，变压器冷却器每1～2年应进行一次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行 5.3 强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置，应定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠 5.4 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提高冷却装置运行可靠性的措施： 1、装设两个或更多各自独立的冷却器电源，和与之配套的备用电源自投装置； 2、定期检查这些电源和检验自动装置的可靠性 3、配备能够迅速赶往现场的检修力量和交通工具 4、拟定切除变压器或减少负载的应急预案，并列入现场规程 5、选用可靠性高的元件冷却器本身，站用电，控制箱等 6、加强站内设备维护管理等等冷却器的投入组数并非投入的越多越好，这是因为： 1、高电压、大型变压器的油流带电现象，在国内外有损坏变压器的情况；近几年的研究表明：油在绝缘油导中流动时，会在油纸表面产生电荷分离，在局部位置形成电荷积累，并随油流速度的升高而加剧；变压器的绝缘性能越高，积累的电荷越不容易泄露掉；积聚的空间电荷使局部的直流场强升高，当超过该处的绝缘耐受强度时，就可能产生静电放电。

如果运行电压下的高场强部位与静电电荷积累形成的高场强部位重合，就有可能出现连续的局部放电，造成绝缘击穿油流放电与多种因素有关，但，控制运行中强油循环变压器油的流速，特别是油温较低时的流速非常重要 2、不能认为运行时变压器的温度越低越好，一是油温低油流静电电荷的产生和积累速度有可能较快，二是冷却功率大，经济上也不合算变压器温升的允许值：变压器的温升极限是以变压器的运行寿命（主要是绝缘材料的的寿命）为基础的，油浸电力变压器一般为A级绝缘材料，它的最高允许温度为1050C，而对变压器寿命计算的温度一般是980C，而绕组最热点的温升比绕组的平均温升高13K，因此，绕组的平均温度规定为98-13=85K，当周围环境最高气温为400C时，则绕组的最高温度为65+40=1050C，恰好符合A级绝缘材料运行寿命的要求对导向冷却的变压器，绕组最热点的温升与其平均温升之差比非导向结构要低5—10K，因此保障相同的绕组最热点安全使用温度条件下，导向循环的变压器的绕组温升有提高5K的可能此外，当油面温度达到950C以上时，油将显著裂化，所以油面温升按55K控制，当环境温度400C，可使油面温度限制在950C电力变压器运行规程对顶层油温的规定： （1）自冷及风冷的变压器最高顶层为950C，但一般不宜经常超过850C。

（2）强迫油循环风冷的变压器最高顶层为850C （3）各类负载状态下顶层油温的限值为1050C，线圈和铁心的对应温度也相应提高电力变压器温度异常升高的危害：国家标准GB/T15164《油侵式电力变压器负载导则》规定了电力变压器超铭牌负载时电流和温度的限制 （1）变压器超铭牌容量运行时，通过变压器绕组的电流增大，负载损耗增大，导电体及其相临部件的温度快速升高； （2）铁心外漏磁通密度增加，附加损耗增大，使与此漏磁通相耦合的金属部件由于涡流而发热； （3）主磁通与增加的漏磁通一起，使铁心的过励磁能力受到限制，铁损增加而发热； （4）套管、分接开关、电缆终端连接和电流互感器等也将受到较高的热应力，从而使其结构和安全裕度受到影响； （5）超额定铭牌出力的综合效应将使电力变压器有机绝缘材料高速裂化，电气绝缘性能下降；变压器机械特性暂时变劣，使短路强度降低；,（6）变压器的密封橡胶垫在高温下可能变脆，引起渗漏油； （7）分接开关接触电阻可能增大，会使接触点过热，若变换分接，将无法切断电流，甚至烧毁； （8）热点温度若突然升高到140—1600C时，在绝缘纸中可能会产生气泡，引起电力变压器绝缘强度下降； （9）温度过高，电力变压器油等各种材料均因过热而高度膨胀，使储油柜中的变压器油外溢、本体压力释放装置动作而喷油等等。

因此，电力变压器不管是在何种状态下运行，温度监测和控制非常重要，必须按规程规定的温度运行6 加强变压器保护管理 6.1 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，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，限期恢复 6.2 新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验 6.3 瓦斯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 6.4 变压器本体保护应加强防雨、防震措施 6.5 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付接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7 防止变压器出口短路 7.1 应在技术和管理上采取有效措施，改善变压器运行条件，最大限度地防止或减少变压器的出口短路为减少变压器低压侧出口短路几率，可根据需要在母线桥上装设绝缘热缩保护材料 7.2 110kV及以上电压等级变压器在遭受出口短路、近区多次短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录进行比较，同时应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目进行综合分析。

正常运行的变压器应至少每6年测一次绕组变形。