反事故安全措施3篇

第1篇 变压器互感器反事故措施安全措施

为提高电站变压器、互感器设备(以下简称开关设备)的运行可靠性,根据国家电力公司颁布的《变压器、互感器设备管理规定》和《变压器、互感器设备质量监督管理办法》的各项条款以及事故分析和各地区、各部门的经验,提出以下反事故技术措施,电站各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验人员均应认真执行。公司根据运行具体情况和经验,制订适合本厂变压器、互感器设备的补充反事故技术措施。各级部门要加强对开关设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作,使之熟悉和掌握所辖范围内开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。

防止水及空气进入变压器

(1)变压器在运行中应防止进水受潮,套管顶部将军帽,储油柜顶部,套管升高坐及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏实验,如已发现绝缘受潮,应及时采取相应措施。

(2)对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油,其真空度抽真空时间,进油速度等均应达到要求。

(3)从储油柜补油或带电滤油时,应先将储油柜的积水放尽,不得从变压器下部进油,防止水分。空气或油箱底部杂质进入变压器器身。

(4)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,以判明气体成份,同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。

(5) 应定期检查呼吸器的硅胶是否正常,切实保证畅通。

(6) 变压器停运时间超过6个月,在重新投入运行前,应按预试规程要求进行有关试验。

防止异物进入变压器。

(1)变压器更换冷却器时,必须用合格绝缘油反复冲洗油管道,冷却器,直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多,应进一步检查处理。

(2)要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。应定期检查滤网和更换吸附剂。

(3)加强定期检查油流继电器指示是否正常。检查油流继电器挡板是否损坏脱落。

防止变压器绝缘损伤

(1) 检修需要更换绝缘件时,应采用符合制造厂要求,检验合格的材料和部件,并经干燥处理。

(2) 变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架

(3) 变压器应定期检测其绝缘。

防止变压器线圈温度过高,绝缘劣化或烧损

(1) 变压器过负荷运行应按照gb/t15164-94《油浸式电力变压器负载导则》和dl/t572-95《电力变压器运行规程》执行。

(2) 运行中变压器的热点温度不得超过gb/t15164-94《油浸式电力变压器负载导则》限值和特定限值。

(3) 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。

(4) 当变压器有缺陷或绝缘出现异常时,不得超过规定电流运行,并加强运行监视。

(5) 定期检查冷却器的风扇叶片应平衡,定期维护保证正常运行,对震动大,磨损严重的风扇电机应进行更换。

防止过电压击穿事故

(1) 在投切空载变压器时,中性点必须可靠接地 。

(2) 变压器中性点应装设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符合热稳定要求。

防止工作电压下的击穿事故

(1) 大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验。

(2) 运行中的变压器油色谱异常,怀疑设备存在放电性故障时,进行局部放电试验。

防止保护装置误动/拒动

(1) 变压器的保护装置必须完善可靠,严禁变压器及变压器高/中/低压侧设备无保护投入运行。

(2) 气体继电器应安装调整正确,定期试验,消除因接点短路等造成的误动因素,如加装防雨罩避免接点受潮误动。

(3) 压力释放阀动作信号应接入信号回路,绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。

(4) 变压器应装设故障录波器,变压器各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。

预防铁芯多点接地和短路故障

(1) 在检修时应侧试铁芯绝缘,如有多点接地应查明原因,消除故障。

(2) 穿心螺栓的绝缘应良好,并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套,防止座套过长触及铁芯造成短路。

(3) 线圈压钉螺栓应紧固,防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路,铁芯及铁扼静电屏蔽引线等应固定良好,防止出现电位悬浮产生放电。

预防套管事故

(1) 定期对套管进行清扫,防止污移闪络和大雨时闪络。

(2) 定期检查套管油位是或正常,渗漏油应及时处理,防止内部受潮而损坏。

(3) 变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫,应结合检修检查更换。

预防引线事故

(1) 在进行大修时,应检查引线、均匀环(球)、木支架、胶木螺钉等是或有变形,损坏或松脱。

(2) 在线圈下面水平排列的裸露的引线,须加包绝缘,以防止金属异物碰触引起短路。

(3) 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带,以防止裸露引线与套管的导管相碰,分流烧坏引线。

防止分接开关事故

(1) 有载调压开关在运行中,应接出厂说明书进行维护和定期检查。

(2) 应掌握有载调压开关带电切换次数,应逐级调压,同时监视分接开关及时电压电流的变化,每调一档后间隔1分钟以上,才能进行下一档调节。

(3) 有载调压变压器并联运行时,其调压操作轮流逐级进行。

预防绝缘油劣化

(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。

(2) 变压器在运行中出现绝缘油介质值超过规程要求,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。

预防变压器短路损坏事故

(1) 继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。

(2) 采取有效措施,减少变压器的外部短路冲击次数,改善变压器运行条件。

(3) 加强防污工作,防止相关变电设备外绝缘污闪。

(4) 提高直流电源的可靠性,防止因失去直流电源而出现保护拒动。

防止变压器火灾事故

(1) 加强变压器的防火工作,重点防止变压器着火引起的事故扩大,变压器应配备完善消防设施,并加强管理。

(2) 做好变压器火灾事故预想,加强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变压器着火。

(3) 现场进行变压器干燥时,应事先做好放火措施,防止因加热系统故障或线圈过热烧损。

(4) 在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。

防止互感损坏事故

(1) 防止互感损坏事故应严格执行国家电网公司《预防110(66)kv~500kv互感器事故措施》(国家电网生【2004】 641 号),《110(66)kv~500kv互感器技术监督规定》(国家电网生技【2005】 174 号)等有关规定,并提出以下重点要求。

(2) 加强对互感器类设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理,重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。

(3) 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式,所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求,特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能,电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。

(4) 110k v~500kv互感器在出厂试验时,应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验,包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8uln、1.0uln、1.2uln及1.5uln的铁磁谐振试验 (注:uln指一次相电压下同)。

(5) 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。 电磁式电压互感器在交接试验和投运前,应进行1.5um/3(中性点有效接地系统)或1.9um/3(中性点非有效接地系统)电压下的空载电流测量,其增量不应大于出厂试验值的10%。

(6) 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值,其电气连结应接触良好,防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。

(7) 互感器的二次引线端子应有防转动措施,防止外部操作造成内部引线扭断。

(8) 已安装完成的互感器长期未带电运行(110kv及以下大于半年;35kv及以下一年以上),在投运前应按照规程进行预防性试验。 事故抢修安装的油浸式互感器,应保证静放时间。

(9) 互感器的检修与改造。油浸式互感器检修时,应严格执行《互感器运行检修导则》(dl/t727-2000),要注意器身暴露时间不得超过规定,回装时必须真空注油,其中绝缘油应经真空脱气处理。

(10) 老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器,应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时,检查顶部密封状况,对老化胶垫与隔膜应予更换。对隔膜上有积水的互感器,应对其本体和绝缘油进行有关试验,试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器,退出运行不再进行改造。

(11) 对硅胶套管和加装硅胶伞裙的瓷套,应经常检查硅胶表面表面有无放电现象,如果有放电现象应及时处理。

(12)运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗油

的互感器,应根据情况限期处理。必要时进行油样分析,对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。

(13) 油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器,应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。

(14) 对于全密封型互感器,油中气体色谱分析仅h2单项超过注意值时,应跟踪分析,注意其产气速率,并综合诊断。如产气速率增长较快,应加强监视;如检测数据稳定,则属非故障性氢超标,可安排脱气处理;当发现油中有乙炔大于1_106 l/l时,应立即停止运行。

(15) 对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验,包括局部放电试验。如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖,应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时,应须速查明原因并及时处理。

(16) 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线;当运行方式不能满足要求时,应进行事故预想,及早制定预防措施,必要时可装设专门消除此类谐振的装置。

(17) 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器c1和c2的电容量和介损时,必须严格按照制造厂说明书规定进行。

(18) 为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围,应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的l1侧。

(19) 根据电网发展情况,应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。

(20) 若互感器所在变电站短路电流超过互感器名牌规定的动热稳定电流值时,应及时改变变比或安排更换。

每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作,以及时发现运行中互感器的缺陷。

(21) 加强油质管理。用户可根据运行经验选用合适的油种。新油运抵现场后,在取样试验合格后,方能注入设备。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。

防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故措施

(1) 启动变、主变增加局部放电试验项目。

(2) 第一次受电时调节有载调压分接开关的各抽头位置验证其正确性。

(3) 避免变压器在经历出口短路后未经任何试验和检查就试投。

(4) 防止水分及空气进入变压器:干燥剂应保持干燥,投运前要特别注意排除内部空气,如套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处都应多次排除残存气体,启动全部潜油泵将油循环,使残留气体逸出。

(5) 防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器:变压器在安装时应进行吊罩或进入检查,彻底清除箱底杂物,油管道、冷却器、潜油泵、净油器安装前应彻底清除并正确安装。

(6) 防止变压器绝缘受伤:变压器在吊检时应防止绝缘受伤,在安装变压器套管时应注意勿使引线扭结,勿过分用力吊拉引线而使引线根部和绕组绝缘损伤,应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓,防止在运行中受到电流冲击时发生变形和损坏。

(7) 防止绕组温度过高,绝缘劣化或烧坏:变压器的冷却器故障时,容许的负荷和时间按厂家的规定运行,强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源并能自动切换,信号齐全可靠。

(8) 防止工作电压下的击穿事故:220kv及以上变压器投运时,不宜启动多台冷却器,而应逐台启动,以免发生油流带电,运行中的变压器油色谱出现异常怀疑有放电故障时,应进行局部放电试验以进一步判断。

(9) 防止保护装置误动、拒动:瓦斯保护应安装调整正确,保护电源可靠,某种保护停用时应有相应的措施。变压器发生出口或近区短路时应确保开关正确跳闸,以防短路时间过长损坏变压器。发生过出口、近区短路的变压器或运输冲撞时,应根据具体情况进行绕组状态的测试和检查,有条件时可进行绕组变形测量,以判明变压器中各部件有无变形和损坏。

(10) 预防铁心多点接地和短路故障:吊检时应测试铁心绝缘,如有多点接地应查清并消除,注意检查中罩顶部与铁心上夹件的间隙及穿芯螺栓的绝缘应良好。

(11) 预防套管闪络及爆炸事故:套管应保持清洁,防止污闪和大雨时的闪络。注意油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势。运行中应注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测。

(12) 预防引线事故:安装时应注意检查引线、均压环、木支架、胶木螺钉等部件是否变形、操作是否松动,注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角,防止在运行中发生放电击穿。

(13) 预防分接开关事故:变压器投运前应确认各分接开关的接触电阻合格,要特别注意操动机构指示位置的正确性。

(14) 新投变压器的油中溶解气体色谱试验取样周期应按部颁规程执行,应从实际带电起就纳入色谱监视范围,按实际情况确定取样检测时间间隔,油样应及时进行分析。

(15) 防止变压器火灾事故:应特别注意对套管的质量检查和运行监视,防止运行中发生爆炸喷油。变压器的防火设施应完善。

(16) 新安装的国产互感器,投运前应进行油中溶解气体分析和油中微量水测量。电流互感器要测量主绝缘和末屏对地tgδ和电容量,必要时进行局部放电测量。电磁式电压互感器要测量本体和绝缘支架的tgδ,220kv及以上电容式电压互感器必要时进行局部放电测量,同时还应进行二次绕组绝缘电阻、直流电组测量,并将测试结果与出厂值和标准值进行比较,差别较大时应分析原因,不合格的互感器不得投入运行。

(17) 互感器在安装试验后,投运前应注意检查电流互感器的电容末屏、底座接地,电压互感器高压绕组的_(或n、b)端及底座等接地是否牢固可靠,应直接明显接地,互感器构架应有一处与接地网可靠连接。

(18) 电流互感器的一次引线要保证接触良好,二次引出端子应有防转动措施,防止内部引线扭断。

(19) 为防止串联谐振过电压烧毁电压互感器,在系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带电磁式电压互感器的空母线,如运行方式不能满足要求时,应采取其它预防措施。

(20)为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围,应注意一次端子l1与l2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确,以确保母差保护的正常投入运行。

第2篇 电气一次系统反事故安全措施

1、总则

1.1凡参与启动调试和运行的各单位人员必须认真学习“电业安全工作规程”及上级有关安全生产的文件和指示,认真贯彻电力工业“安全第一,预防为主”的方针,确保鲤鱼江#2发电机启动试运工作中不发生人身和设备事故;

1.2严格执行各级安全责任制,各单位做到每一项工作都有安全责任人。在高压试验工作中严格执行监护制度;

1.3加强对发电机、主变压器、主开关等主要电气设备制造和安装质量的监督和检查验收,将设备缺陷消除在试运和投产之前;

1.4严格执行“两票三制”,杜绝一切违章操作;

1.5严格执行“安规”着装要求,进入现场施工必须戴好安全帽,工作中不准穿高跟鞋、披长发、穿化纤衣服。

2、主要电气设备

2.1发电机启动前

2.1.1必须严格按照制造厂提供的图纸和技术文件进行安装,确保安装质量良好;

2.1.2必须严格按照电气设备交接试验标准《gb50150-91》的要求和制造厂的有关技术文件完成所有交接试验,试验结果准确无误;

2.1.3制造厂应该提供定子端部固有频率数据,并应该远离94~115周的频率范围;

2.1.4发电机转子风道检查试验结果应与制造厂提供的数据相近或符合jb/t6229-92的限制要求,确认风道无堵塞;

2.1.5发电机氢气纯度、湿度以及进气温度符合制造厂的规定;

2.1.6发电机定子冷却水必须各项指标合格,进水温度符合制造厂的要求;

2.1.7发电机密封瓦安装符合制造厂要求,平衡阀、压差阀要能自动投入,动作灵活可靠,压差在规定范围内。氢侧回油必须畅通,端盖外部油管都应留有坡度,避免管路弯曲和管径的较大改变,端盖内部的回油腔和回油孔的尺寸必须足够大,特别要清除里面的杂物,防止密封油进入发电机内部;

2.1.8发--变组出口断路器要严格防止非全相拉合闸,失灵保护要可靠投入;

2.1.9发电机气体置换宜采用co2作为中间气体,禁止采用抽真空的办法进行气体置换;

2.1.10发电机转子上的平衡螺丝、平衡块、风扇固定螺丝、引线固定螺丝不得有任何松动或未锁紧现象,安装前必须逐个仔细检查。

2.1.11发电机负序保护必须可靠;

2.1.12发电机定子内冷水回路应该有反冲洗装置;

2.1.13氢气冷却器的严密性试验、定子单独气密性试验、定子水回路的气密性试验均应合格;

2.1.14发电机轴承绝缘要符合制造厂的规定;

2.1.15用于保护和试验的转子槽楔上的通风孔堵塞物必须全部拔掉,保证无一遗留;

2.1.16发电机定子封闭前,应该使用大功率吸尘器清理内部,保证机内无任何机械杂物遗留;

2.1.17发电机刷架、电刷及外罩的安装符合制造厂的技术要求,特别要注意调整好各处的间隙,电刷在刷盒中应能自如活动,电刷的压力应为0.015~0.020mpa,且各处均匀;刷架和底座间的绝缘电阻不得低于11mω;

2.1.18轴承和密封装置的通油清洗工作要持续较长时间,确认油系统能保持正常运转,并检查轴瓦和密封瓦无杂物,瓦面无磨损和划伤;

2.1.19机组启动前必须结束与机组启动直接相关的土建工程,并保证交通畅通、照明充足、发电机各控制系统、监控装置、信号装置、保护装置均已调试完成并投入运行;各种安全设施和消防设施完备,密封油压调整到规定的范围;氢气冷却器通水,进水温度在容许的范围内,发电机充氢至额定氢压,定子冷却水循环,水压、水温均合格,水质符合要求;

2.2发电机启动和启动试验

2.2.1发电机启动前必须结束发--变组一、二次以及线路上的所有的安装工作,一次线必须相序鲜明,各项安装技术指标符合相关规定;

2.2.2发电机定子冷却水泵连锁试验,发--变组保护联跳汽机信号静态试验及断水保护试验合格,定子冷却水正常投入运行;

2.2.3发--变组出口开关、灭磁开关、6kv母线工作电源开关的拉合试验合格;

2.2.4励磁系统连锁试验合格;

2.2.5发电机定子、转子、励磁轴承、汇水管及各测温元件绝缘电阻合格;

2.2.6发电机在升速、定速过程中必须严格监视各轴承的振动情况;注意发电机内部有无异常声音,升压以后要监视三相电压是否平衡,发电机内部是否有放电的声音,滑环和炭刷有无异常火花等;

2.2.7升速过程中发电机不得在机组临界转速附近停留;

2.2.8转子达到额定转速后应检测轴承的振动情况,检查轴承和密封油装置的回油温度和瓦温;检查发--变组相序与电网的相序是否一致;检查定子冷却水和氢气冷却器、油水冷却器的二次水循环情况;

2.2.9发电机机组启动达到正常的要求后,在冷却介质处于额定参数下进行相关的调试工作,调试工作应该按照批准的方案尽快完成;

2.3发电机并网和试运行

2.3.1发电机并网前必须完成所有的电气试验,所有保护装置都应调试完毕并投入运行;

2.3.2发电机两端汇流管顶部放气管连通并放掉气泡,氢冷器水路同样应该放掉顶部气泡;

2.3.3发电机定子机座接地,转子大轴接地;

2.3.4发电机使用准同期并列方式并入电网;

2.3.5经启动委员会下达并网令后才能进行并网操作,并核对模拟图,确认发--变组一次回路各刀闸开关位置正确,并应对操作盘面进行全面检查;同期开关位置应该正确;

2.3.6发电机并网后在低负荷下进行定子电流平衡性,发电机振动检查等,检查并确认发电机油系统、冷却水系统、氢系统运行正常,确认发电机定子线圈、铁心、瓦温轴温是否正常;

2.3.7发电机运行中各监视量均应该按照运行规程和现场的有关规程进行记录;

2.3.8确认发电机内氢压高于冷却水压力;

2.3.9发电机负荷增减率一般遵循制造厂的规定;

2.3.10发电机在定子电压变动,功率因数变动、短时过负荷、短时过电压运行时所允许的视在功率、定子电流、励磁电压等均应该遵循制造厂的规定;

2.3.11试运期间发电机不得失磁异步运行,但在事故条件下当励磁系统故障后在60秒内应该将负荷降低到额定值的60%,在此后的90秒内降至40%,运行时间不得超过15分钟,如不能恢复立即切机;

2.3.12要切实保障发电机定子冷却水的水量和水压,冷却系统发生故障时,在发电机定子绕组充满水的情况下,断水时间不得超过30秒,30秒内备用泵不能投运应立即压负荷并切机;

2.3.13发电机应在额定氢压下运行,降低氢压运行时带的负荷和运行时间安制造厂规定;

2.3.14发电机氢气表压不得超过0.32mpa;

2.3.15试运期间一般不采取进相运行方式,当母线电压过高而且通过其他途径无法解决时允许发电机进相运行,但功率因数不得超过0.95(超前);

2.3.16发电机负序电流不得超过额定电流的10%,且每相电流不得超过额定值;

2.3.17事故情况下负序电流平方与持续的时间的积不得超过10,负序保护必须按此整定并作用与切机;

2.3.18整个试运期间必须严密监视发电机各系统的运行情况,如有异常须立即报告;发生的一切异常和事故由当值值长统一指挥处理;

2.3.19 168小时试运行满后停机,并按照相关规定进行全面处理和消缺;

2.3.20发--变组保护全投;

2.4变压器

2.4.1大型变压器在安装前应测定密封气体的露点以判断固体绝缘中的含水情况;须严防安装中进水;要特别注意高于储油罐油面的部件,如套管顶部、安全气道、储油柜顶部和呼吸管道等处的密封并应进行相应检查试验;

2.4.2变压器本体及冷却系统各连接部位的密封性能是防止渗油和受潮的关键部位,密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料;

2.4.3冷却器和潜油泵在安装前应该按照制造厂的安装说明书逐台进行检漏试验,必要时解体检查;

2.4.4变压器投入运行前要特别注意排尽内部的空气,如套管升高座、油管中的死区,冷却器顶部等处都应多次排除残存气体。强油循环变压器在安装完毕投运前应该启动全部冷却设备使油循环以便气体全部逸出;

2.4.5轻瓦斯保护发出信号时,要及时取气进行检验,并取油作色谱分析;

2.4.6合理控制上层油温;

2.4.7冷却系统故障时,容许的负荷和时间遵照制造厂的规定;

2.4.8变压器保护装置必须可靠;瓦斯保护要调整正确;

2.4.9跳闸电源须可靠,当变压器发生出口或近区短路,要确保开关正确跳闸;

2.4.10变压器在投运前必须完成全部交接试验并合格,包括局放试验;变压器冲击合闸时中性点须可靠接地;

2.4.11变压器的允许运行方式和送、停电操作均需遵循现场运行规程和制造厂的规定;

2.4.12变压器周围应该设置完善的消防设施;

2.4.13试运行期间要经常监视变压器的运行情况,特别是主变压器和启动变压器的运行情况更要加强加查和巡视,变压器的油枕、套管、散热器、潜油泵、大盖结合面、阀门、连通管等是否渗油;上层油温是否正常;硅胶油无变色;瓦斯继电器充满油,连接门打开;各组潜油泵油流正常,各风扇及油泵应无金属摩擦声,运转方向正确;大风时,引线应无剧烈摆动和松动脱扣现象,变压器和套管顶部及汇流排上应无杂物;雷雨时,各处和各部件不应有放电的痕迹,陶罐、瓷瓶应无异常的放电声;变压器外壳应接地完好等;

2.4.14试运行期间变压器的操作遵循现场运行规程;

2.4.15变压器运行期间发现异常情况应立即报告值长,由值长进行统一处理;

2.5高压开关

2.5.1国产高压开关在安装前应解体检查各部件的尺寸和部件是否齐全,内部是否清洁;sf6开关必要时对灭弧室进行解体,如不解体应进行耐压试验;

2.5.2新安装的开关必须按照gb50150-91电气设备交接试验标准的要求进行试验并合格;

2.5.3各种开关在安装后必须测量分合闸速度,并符合要求;

2.5.4主开关安装后期相间及同相各断口间的同期性必须用示波器进行测量并符合要求;

2.5.5对于安装在小车式开关柜内的开关,在推入柜内前,必须检查机械闭锁是否可靠,开关是否处于断开位置;在推出开关柜时,必须先断开开关,防止带负荷拉开关;

2.5.6对110kv级以上开关的绝缘拉杆,在安装前必须先进行检查,不得有开裂、起皱、接头松动以及超过允许限度的变形,必须进行直流泄漏和工频耐压试验;

2.5.7开关操作机构安装后,应检验30%~60%额定电压下操作机构的脱扣器动作是否可靠,在80%~85%额定操作电压下,合闸线圈的接触应动作灵活;

2.5.8必须预防直流电源故障引起开关拒动及烧损事故,直流操作电源应保证开关合闸电磁线圈通电时的端子电压不得低于高压开关标准中的要求,即合闸线圈端子电压,在关合电流小于50ka(峰值)时不得低于额定操作电压的40%;在关合电流大于或等于50ka(峰值)时不得低于额定操作电压的35%;并均不得高于额定操作电压的110%;

2.5.9高压开关安装时要采取措施防止开关进水受潮,要检查雨帽盖上有无沙眼,应加装防水帽;

2.5.10安装高压开关时要防止开关机构的损伤,各种瓷件的联接和紧固应均匀用力;调整开关时应用慢分、慢合检查有无卡涩。各种弹簧及缓冲机构应调整和使用在其允许的拉伸和压缩限度内;

2.5.11新装sf6开关设备必须严格按照部颁sf6气体及全封闭组合电器变电站技术条件管理导则及规定执行;防止sf6开关漏气、闪络及污染;

2.5.12在试运行期间采用红外成像仪检测升压站所有开关设备的接头部位(含变压器出现套管)的温度,发现异常及时处理;

2.6互感器

2.6.1新安装的互感器投运前除了完成交接试验项目以外,还应该测量油色谱和微水,ct绕组要测量主绝缘的介损和电容量;pt绕组要测量主绝缘的介损,同时还应进行1.5倍(中性点接地系统)额定电压下的空载电流测量,其值不应该大于最大允许电流;

2.6.2新安装的互感器投运前要仔细检查密封和油位状况,有渗油的互感器不得投运;

2.6.3电流互感器一次端部引线的接头要保持接触良好,并有足够的接触面积,防止接触不良产生过热性故障;

2.6.4为防止铁磁谐振和操作过电压烧毁电压互感器,在系统运行方式和倒闸操作上应避免有断口电容的开关带电磁式电压互感器的空母线,如运行方式不能满足要求则应该采取可靠措施保证6kv受电过程中不产生铁磁谐振;

2.6.5在安装互感器时要注意检查电压互感器的高压线圈_端和电流互感器的电容末屏是否与接地网可靠联接,避免出现悬空和假接地现象;

2.6.6互感器要有防潮措施;

2.6.7在发现运行中的互感器冒烟时应该迅速切断有关电源;

2.6.8互感器运行中油色谱分析达到注意值时(氢150ppm、总烃100 ppm、乙炔3 ppm)应该进行追迹分析,查明原因;

2.7避雷器

2.7.1 110kv及以上采用的氧化锌避雷器应严格按照规程测量避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流,且应该符合标准规定;为了便于以后对比,在按规程必须测量运行电压下的总电流、阻性电流的同时,应该测量其工频参考电压;

2.7.2对避雷器底座的绝缘状况进行检查,要有防水受潮措施或有排水措施,以防止冬季结冰造成底座损坏;

2.7.3对于fz和fcd避雷器,一般情况下不应该进行工频放电电压试验;

第3篇 变压器、互感器反事故措施安全措施

为提高电站变压器、互感器设备（以下简称开关设备）的运行可靠性，根据国家电力公司颁布的《变压器、互感器设备管理规定》和《变压器、互感器设备质量监督管理办法》的各项条款以及事故分析和各地区、各部门的经验，提出以下反事故技术措施，电站各有关设计、基建、安装、运行、检修和试验人员均应认真执行。公司根据运行具体情况和经验，制订适合本厂变压器、互感器设备的补充反事故技术措施。各级部门要加强对开关设备安装、运行、检修或试验人员的技术培训工作，使之熟悉和掌握所辖范围内开关设备结构性能及安装、运行、检修和试验的技术要求。

防止水及空气进入变压器

(1)变压器在运行中应防止进水受潮，套管顶部将军帽，储油柜顶部，套管升高坐及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏实验，如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。

(2)对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油，其真空度抽真空时间，进油速度等均应达到要求。

(3)从储油柜补油或带电滤油时，应先将储油柜的积水放尽，不得从变压器下部进油，防止水分。空气或油箱底部杂质进入变压器器身。

(4)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，以判明气体成份，同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。

(5) 应定期检查呼吸器的硅胶是否正常，切实保证畅通。

(6) 变压器停运时间超过6个月，在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。

防止异物进入变压器。

(1)变压器更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道，冷却器，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多，应进一步检查处理。

(2)要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。应定期检查滤网和更换吸附剂。

(3)加强定期检查油流继电器指示是否正常。检查油流继电器挡板是否损坏脱落。

防止变压器绝缘损伤

(1) 检修需要更换绝缘件时，应采用符合制造厂要求，检验合格的材料和部件，并经干燥处理。

(2) 变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架

(3) 变压器应定期检测其绝缘。

防止变压器线圈温度过高，绝缘劣化或烧损

(1) 变压器过负荷运行应按照gb/t15164-94《油浸式电力变压器负载导则》和dl/t572-95《电力变压器运行规程》执行。

(2) 运行中变压器的热点温度不得超过gb/t15164-94《油浸式电力变压器负载导则》限值和特定限值。

(3) 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。

(4) 当变压器有缺陷或绝缘出现异常时，不得超过规定电流运行，并加强运行监视。

(5) 定期检查冷却器的风扇叶片应平衡，定期维护保证正常运行，对震动大，磨损严重的风扇电机应进行更换。

防止过电压击穿事故

(1) 在投切空载变压器时，中性点必须可靠接地 。

(2) 变压器中性点应装设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符合热稳定要求。

防止工作电压下的击穿事故

(1) 大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验。

(2) 运行中的变压器油色谱异常，怀疑设备存在放电性故障时，进行局部放电试验。

防止保护装置误动/拒动

(1) 变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器高/中/低压侧设备无保护投入运行。

(2) 气体继电器应安装调整正确，定期试验，消除因接点短路等造成的误动因素，如加装防雨罩避免接点受潮误动。

(3) 压力释放阀动作信号应接入信号回路，绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接于信号回路。

(4) 变压器应装设故障录波器，变压器各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。

预防铁芯多点接地和短路故障

(1) 在检修时应侧试铁芯绝缘，如有多点接地应查明原因，消除故障。

(2) 穿心螺栓的绝缘应良好，并注意检查铁芯螺杆绝缘外套两端的金属座套，防止座套过长触及铁芯造成短路。

(3) 线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路，铁芯及铁扼静电屏蔽引线等应固定良好，防止出现电位悬浮产生放电。

预防套管事故

(1) 定期对套管进行清扫，防止污移闪络和大雨时闪络。

(2) 定期检查套管油位是或正常，渗漏油应及时处理，防止内部受潮而损坏。

(3) 变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫，应结合检修检查更换。

预防引线事故

(1) 在进行大修时，应检查引线、均匀环(球)、木支架、胶木螺钉等是或有变形，损坏或松脱。

(2) 在线圈下面水平排列的裸露的引线，须加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。

(3) 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸露引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线。

防止分接开关事故

(1) 有载调压开关在运行中，应接出厂说明书进行维护和定期检查。

(2) 应掌握有载调压开关带电切换次数,应逐级调压,同时监视分接开关及时电压电流的变化,每调一档后间隔1分钟以上,才能进行下一档调节。

(3) 有载调压变压器并联运行时,其调压操作轮流逐级进行。

预防绝缘油劣化

(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。

(2) 变压器在运行中出现绝缘油介质值超过规程要求，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。

预防变压器短路损坏事故

(1) 继电保护装置动作时间应与变压器短路承受能力试验的持续时间相匹配。

(2) 采取有效措施，减少变压器的外部短路冲击次数，改善变压器运行条件。

(3) 加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪。

(4) 提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现保护拒动。

防止变压器火灾事故

(1) 加强变压器的防火工作，重点防止变压器着火引起的事故扩大，变压器应配备完善消防设施，并加强管理。

(2) 做好变压器火灾事故预想，加强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变压器着火。

(3) 现场进行变压器干燥时，应事先做好放火措施，防止因加热系统故障或线圈过热烧损。

(4) 在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。

防止互感损坏事故

(1) 防止互感损坏事故应严格执行国家电网公司《预防110（66）kv～500kv互感器事故措施》（国家电网生【2004】 641 号），《110（66）kv～500kv互感器技术监督规定》（国家电网生技【2005】 174 号）等有关规定，并提出以下重点要求。

(2) 加强对互感器类设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理，重要互感器应选择具有较长、良好运行经验的互感器类型和有成熟制造经验的制造厂。

(3) 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构形式，所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求，特别要注意一次绕组串联或并联时的不同性能，电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设。

(4) 110k v～500kv互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，包括高电压下的介损试验、局部放电试验、耐压试验。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8uln、1.0uln、1.2uln及1.5uln的铁磁谐振试验 （注：uln指一次相电压下同）。

(5) 互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。 电磁式电压互感器在交接试验和投运前，应进行1.5um/3(中性点有效接地系统)或1.9um/3(中性点非有效接地系统)电压下的空载电流测量，其增量不应大于出厂试验值的10%。

(6) 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气连结应接触良好，防止产生过热性故障、防止出现电位悬浮。

(7) 互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。

(8) 已安装完成的互感器长期未带电运行（110kv及以下大于半年；35kv及以下一年以上），在投运前应按照规程进行预防性试验。 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间。

(9) 互感器的检修与改造。油浸式互感器检修时，应严格执行《互感器运行检修导则》(dl/t727-2000)，要注意器身暴露时间不得超过规定，回装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理。

(10) 老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应在每年预试或停电检修时，检查顶部密封状况，对老化胶垫与隔膜应予更换。对隔膜上有积水的互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器，退出运行不再进行改造。

(11) 对硅胶套管和加装硅胶伞裙的瓷套，应经常检查硅胶表面表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。

（12）运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗油

的互感器，应根据情况限期处理。必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。

(13) 油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗油的应立即停止运行。应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。

(14) 对于全密封型互感器，油中气体色谱分析仅h2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断。如产气速率增长较快，应加强监视；如检测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理；当发现油中有乙炔大于1_106 l/l时，应立即停止运行。

(15) 对绝缘状况有怀疑的互感器应运回实验室从严进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时，应须速查明原因并及时处理。

(16) 在运行方式安排和倒闸操作中应尽量避免用带断口电容的断路器投切带有电磁式电压互感器的空母线；当运行方式不能满足要求时，应进行事故预想，及早制定预防措施，必要时可装设专门消除此类谐振的装置。

(17) 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器c1和c2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。

(18) 为避免油纸电容型电流互感器底部事故时扩大影响范围，应将接母差保护的二次绕组设在一次母线的l1侧。

(19) 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。

(20) 若互感器所在变电站短路电流超过互感器名牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。

每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。

(21) 加强油质管理。用户可根据运行经验选用合适的油种。新油运抵现场后，在取样试验合格后，方能注入设备。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。

防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故措施

(1) 启动变、主变增加局部放电试验项目。

(2) 第一次受电时调节有载调压分接开关的各抽头位置验证其正确性。

(3) 避免变压器在经历出口短路后未经任何试验和检查就试投。

(4) 防止水分及空气进入变压器：干燥剂应保持干燥，投运前要特别注意排除内部空气，如套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处都应多次排除残存气体，启动全部潜油泵将油循环，使残留气体逸出。

(5) 防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器：变压器在安装时应进行吊罩或进入检查，彻底清除箱底杂物，油管道、冷却器、潜油泵、净油器安装前应彻底清除并正确安装。

(6) 防止变压器绝缘受伤：变压器在吊检时应防止绝缘受伤，在安装变压器套管时应注意勿使引线扭结，勿过分用力吊拉引线而使引线根部和绕组绝缘损伤，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓，防止在运行中受到电流冲击时发生变形和损坏。

(7) 防止绕组温度过高，绝缘劣化或烧坏：变压器的冷却器故障时，容许的负荷和时间按厂家的规定运行，强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源并能自动切换，信号齐全可靠。

(8) 防止工作电压下的击穿事故：220kv及以上变压器投运时，不宜启动多台冷却器，而应逐台启动，以免发生油流带电，运行中的变压器油色谱出现异常怀疑有放电故障时，应进行局部放电试验以进一步判断。

(9) 防止保护装置误动、拒动：瓦斯保护应安装调整正确，保护电源可靠，某种保护停用时应有相应的措施。变压器发生出口或近区短路时应确保开关正确跳闸，以防短路时间过长损坏变压器。发生过出口、近区短路的变压器或运输冲撞时，应根据具体情况进行绕组状态的测试和检查，有条件时可进行绕组变形测量，以判明变压器中各部件有无变形和损坏。

(10) 预防铁心多点接地和短路故障：吊检时应测试铁心绝缘，如有多点接地应查清并消除，注意检查中罩顶部与铁心上夹件的间隙及穿芯螺栓的绝缘应良好。

(11) 预防套管闪络及爆炸事故：套管应保持清洁，防止污闪和大雨时的闪络。注意油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势。运行中应注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测。

(12) 预防引线事故：安装时应注意检查引线、均压环、木支架、胶木螺钉等部件是否变形、操作是否松动，注意去掉裸露引线上的毛刺及尖角，防止在运行中发生放电击穿。

(13) 预防分接开关事故：变压器投运前应确认各分接开关的接触电阻合格，要特别注意操动机构指示位置的正确性。

(14) 新投变压器的油中溶解气体色谱试验取样周期应按部颁规程执行，应从实际带电起就纳入色谱监视范围，按实际情况确定取样检测时间间隔，油样应及时进行分析。

(15) 防止变压器火灾事故：应特别注意对套管的质量检查和运行监视，防止运行中发生爆炸喷油。变压器的防火设施应完善。

(16) 新安装的国产互感器，投运前应进行油中溶解气体分析和油中微量水测量。电流互感器要测量主绝缘和末屏对地tgδ和电容量，必要时进行局部放电测量。电磁式电压互感器要测量本体和绝缘支架的tgδ，220kv及以上电容式电压互感器必要时进行局部放电测量，同时还应进行二次绕组绝缘电阻、直流电组测量，并将测试结果与出厂值和标准值进行比较，差别较大时应分析原因，不合格的互感器不得投入运行。

(17) 互感器在安装试验后，投运前应注意检查电流互感器的电容末屏、底座接地，电压互感器高压绕组的_（或n、b）端及底座等接地是否牢固可靠，应直接明显接地，互感器构架应有一处与接地网可靠连接。

(18) 电流互感器的一次引线要保证接触良好，二次引出端子应有防转动措施，防止内部引线扭断。

(19) 为防止串联谐振过电压烧毁电压互感器，在系统运行方式和倒闸操作中应避免用带断口电容的断路器投切带电磁式电压互感器的空母线，如运行方式不能满足要求时，应采取其它预防措施。

(20)为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围，应注意一次端子l1与l2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确，以确保母差保护的正常投入运行。