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1、石人风电场110Kv升压站变压器、互感器反事故技 术措施1概述变压器、互感器是电力系统的主要设备之一，为准确掌握变压器、互感器设 备的运行状况，及时发现设备缺陷，保证变压器、互感器设备安全稳定运行，结 合石人风电场110Kv升压站变压器、互感器设备结构及运行可靠性等实际情况， 特制订变压器、互感器设备反事故技术措施。2变压器、互感器设备简介石人风电场110Kv升压站有两台主变压器均为油浸式变压器（110kV变压器）, 其中#1主变由江苏中电输配电设备有限公司生产，型号为SFZ11-50000/110，额 定容量为50000KVA。#2主变由保定天威集团特变电气有限公司生产，型号为 SZ10-5
2、0000/110，额定容量为50000KVA。两台主变的冷却方式均为风扇空冷。石人风电场110Kv升压站互感器设备分为两大类：电压互感器和电流互感 器。电压互感器按电压变换原理又分为电磁式电压互感器和电容式电压互感器两 类，而电磁式电压互感器按主绝缘介质不同又主要分为浇注式电压互感器，SF6 气体绝缘电压互感器（110kV电压互感器）。电流互感器为树脂浇注式电流互感 器（接地变CT、11kV电缆零序CT等）、油浸式电流互感器（主变高、低压套管 CT等）、SF6气体绝缘电流互感器（110kV GIS电流互感器）。3反事故技术措施3.1为保证变压器、互感器设备安全运行，必须建立和健全专业管理体系，
3、加强 变压器、互感器设备专业的技术管理工作，应认真贯彻和执行如下标准的各项条 款。DL/T596-2005电力设备预防性试验规程DL/T573-1995电力变压器检修导则DL/T572-1995电力变压器运行规程GB/T17468-2008电力变压器选用导则GB 1207-1997电压互感器GB 1208-1997电流互感器JB/T5356-2002电流互感器试验导则JB/T5357-2002电压互感器试验导则GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则GB 50148-2010工及验收规范电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施GB8905-1996六氟化硫电气设备中气
4、体管理和检测导则GB/T12022-2006工业六氟化硫DL506-2007六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测试方法DL/T595-1996六氟化硫电气设备气体监督细则DL/T639-1997六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则3.2加强对变压器、互感器设备安装、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变压器、互感器设备结构性能及安装、运行、检修和 试验的技术要求。3.3按巡回周期及点检卡要求切实做好巡回检查工作，发现异常及时汇报并处 理。3.4按维护周期、检修规程要求切实做好变压器、互感器设备的检修维护、预试 工作，消除设备缺陷。3.4.1 110kV变压器检
5、查项目为：油枕油位、中性点套管油位检查，法兰、阀门、 本体渗漏情况检查，压力表及冷却风扇的检查，电气连接、外壳接地状况检查， 高低压套管、中性点套管检查，温度计状况检查，法兰、阀门连接螺栓检查，瓦 斯继电器检查，呼吸器检查，压力释放阀检查，分接开关检查，线圈、铁芯、绝 缘材料检查，设备环境检查。预试项目为：绝缘油色谱分析，绝缘油简化分析， 绕组直流电阻测量，绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数测量，绕组的介质损耗因 数测量，电容型套管的介质损耗因数和电容值测量，铁芯绝缘电阻测量，绕组泄 漏电流测量，绕组所有分接的变比测量，套管中的电流互感器绝缘电阻试验，交 流耐压试验，局部放电测量。3.4.2互感器
6、检查项目：互感器一次和二次引线连接件检查紧固，互感器接地引 线检查，互感器铁芯及夹件检查，互感器外绝缘检查，SF6气体绝缘互感器阀门 及密度继电器检查，SF气体绝缘互感器检漏或补气，电容式电压互感器瓷瓶及 6电容器连接件检查，电容式电压互感器电磁单元及油箱检查。预试项目为：绝缘 电阻测量，交流耐压试验，局部放电测量，极性检查，介质损耗因数及电容值测 量。3.5定期完善设备台账、检修履历，做好记录。3.6预防变压器绝缘击穿事故3.6.1防止水分及空气进入变压器由于有相当数量的变压器绝缘事故是因进水进气造成的，对此必须引起足够 重视。3.6.1. 1保证变压器本体及冷却系统各部位密封良好，各法兰面
7、密封圈应安装正 确，保持完好。对使用性能不明的胶垫材料应取样进行耐油试验。3.6.1.2冷却器安装时应进行漏水检测试验，冷却器疏通时不得损伤冷却管壁， 漏水检测仪应定期进行检测。3.6.1.3呼吸器油杯油位应保持在红色刻度线上并保持畅通，硅胶应保持干燥， 若变色超过三分之二则应及时更换，保证吸湿效果良好。3.6.1.4定期检查变压器压力释压阀，防止变压器油与空气直接连通，造成变压 器油中水份、含气量增大，使油的绝缘性能变坏。3.6.1.5变压器投入运行前应启动全部潜油泵，使油循环较长时间，检查有无漏 气或残留空气。3.6.1.6变压器应采用真空注油，当需要带电补油或带电滤油时应防止将空气带 入
8、内部。3.6.2防止焊渣、铜丝网及其他金属杂物进入变压器3.6.2.1变压器组装、安装及开孔检查时，应实行严格的进出变压器物品登记制 度，防止物品遗留在变压器内。3.6.2.2变压器滤油时滤油机及油管路应用变压器油清洗干净。滤油机应定期进 行检查维护，防止过滤器中滤网或其他物体进入变压器中。3.6.2.3加强潜油泵及油流电磁示流信号器检查，防止潜油泵故障或油流电磁示 流信号器叶片损坏脱落，引起金属异物进入变压器中。3.6.2.4变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中 产生的游离、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。3.6.3防止线圈温度过高，绝缘劣化3.6.3.1合理
9、控制变压器冷却器潜油泵的启停，使运行中变压器上层油温温升不 超过95度，为防止变压器绝缘老化，上层油温不得经常超过85度，上层油温 55度是冷却风扇停运，上层油温达到65度或达到70%负荷时应开启风扇运行。 3.6.3.2对变压器油温及绕组温度计定期进行校验。3.6.4定期进行绝缘油色谱分析、简化分析，发现异常要及时分析并采取有效措 施。当轻瓦斯保护动作后，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色 谱分析，查明原因，及时排除故障。3.6.5对新的变压器油要加强质量控制，可根据运行经验选用合适的油种。油运 抵现场后，应取样试验合格后，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
10、准，对不同油种的混油应慎重。3.6.6要严格按照预防性试验规程的要求对变压器进行高压试验。3.6.7对于改造或新造的变压器，应根据设计、制造、运行等方面的经验，合理 地选定匝绝缘厚度及纵绝缘油道布局。要认真检验导线焊接质量、光洁度及绝缘 状况，保证各加工工序的质量，并进行试验。对于全部或局部更换线圈的变压器， 要积极创造条件进行感应耐压试验。3.7预防变压器铁芯多点接地及短路故障3.7.1检修时防止焊条头、铁屑及其他金属杂物掉入变压器内，发现后应彻底清 除。3.7.2器身检修和安装后，应要用兆欧表检测铁芯与紧固件、外壳之间的绝缘电 阻状况，同时检查接地片安装位置和方法是否合理。3.7.3穿芯螺
11、栓的绝缘应良好，注意检查铁芯穿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。3.7.4线圈压钉应紧固，防止螺母和座套松动掉下。3.8预防变压器套管闪络或爆炸事故3.8.1定期对套管进行清扫，保持清洁，防止积垢闪络。3.8.2套管安装前应核对出厂试验结果，认真检查套管各部位的密封情况，防止 进水、吸潮，引起爆炸。3.8.3运行、检修中应注意检查变压器高、低压套管引出线端子的发热情况，防 止因接触不良或引线开焊、过热引起套管碎裂或爆炸。3.8.4对变压器电容型套管定期做介质损耗因数及电容值测量。分析所测数据的 变化趋势，发现问题及时处理。3.8.5定期检查套管末屏的绝缘状况和连接情
12、况，保证变压器带电时末屏可靠接 地。3.9预防变压器引线事故3.9.1进入变压器内部检查时，应注意引线间、引线对地的绝缘距离，必要时给 予校正，并注意去掉引线上的毛刺和尖角，防止在运行中发生放电击穿。3.9.2各引线接头应焊接良好。运行中定期进行色谱分析和测量直流电阻，及时 发现接头过热故障。检修后应做检查试验，保证焊接质量。3.9.3在安装套管时，应注意引线长度及位置是否合适。防止引线受力绝缘损伤 或位置不正确绝缘距离不够。3.10预防分接开关事故3.10.1变压器安装后投入运行前，必须测量各分接位置的直流电阻，并应核对 箱外的分接指示位置与内部分接连接情况是否一致。在调至所需的分接位置后，
13、 仍要测量该分接位置时的直路电阻，以保证接触良好。3.10.2无载分接开关在改变分接位置时，为了消除触头接触部分的氧化膜及油 污等，应将触头转动多次。3.10.3安装及检修中，应对分接开关进行认真检查，对有载分接开关应按出厂 说明书对操作机构、选切开关及过度电阻等进行全面检查和调试。对无载开关应 注意检查操作杆安装位置是否正确，弹簧状态、触头表面镀层及接触情况是否正 常，分接引线是否断裂及紧固件是否松动。3.11预防变压器保护装置误动、拒动3.11.1变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器高低压侧设备无保护投入 运行。3.11.2瓦斯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
14、 因素。3.11.3压力释放阀的动作接点应接入信号回路，并且动作正确可靠。3.11.4变压器的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安 全措施，经总工程师批准，并限期恢复。3.12预防变压器火灾事故3.12.1加强变压器的防火工作，特别应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，引起变压器火灾。运行中应有事故预想，变压器周围消 防设施应保持良好，一旦发生事故，能尽量缩小事故范围。3.12.2在变压器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。3.12.3进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，周围放置足够的消防 器材，并防止加
15、热系统故障或线圈过热烧损变压器。3.12.4变压器放油后，进行电气试验时，严防因感应高电压打火或通电时发热 而引燃油纸等绝缘物。3.12.5变压器事故贮油坑的鹅卵石大小和厚度应符合要求，要保持贮油坑的排 油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。3.12.6要定期试验变压器室内消防雨淋阀动作是否可靠。3.12.7考虑将变压器雨淋阀系统投入自动运行。3.13预防SF气体绝缘互感器设备气体泄漏63.13.1新装或检修SF气体绝缘互感器设备必须严格按照相关技术标准执行。63.13.2在GIS安装能报警的氧量仪和SF6气体泄漏报警仪，人员进入设备区前 必须先行通风15min以上。3.13.3当SF6气体绝缘互感器发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按安全防护 规定进行事故处理。3.13.4运行中SF6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时SF6气 体应予回收，不得随意向大气排放，以免污染环境及造成人员中毒事故。3.13.5密度继电器及气压表应结合安装、大小修定期校验。3.13.6 SF6气体绝缘互感器设备应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。3.14变压器、互感器改造更新时的技术措施3.14.1加强对变压器、互感器设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理。3.14.2严格按有关规定对新购变压器、互感器设备进行验收，确保改进措施落 实在设备制造、
