张力放线安全措施卡

篇2：线路附件安装安全措施卡

单位班组工作负责人工作任务工作票编号工作危险点1、高空坠落。

2、落物伤人。

3、导地线无后备保护。

4、无防感应电措施。安全措施规程规定1.附件安装前,作业人员必须对专用工具和安全用具进行外观检查,不符合要求者严禁使用。

2、相邻杆塔不得同时在同相位安装附件,作业点垂直下方不得有人。

3、双钩紧线器或链条葫芦应挂在横担的施工孔上提升导线;无施工孔时,承力点位置应经计算确定,并在绑扎处衬垫软物。

4、附件安装时,安全带(人身二防)应栓在横担主材上,不得栓在绝缘子串上;安装间隔棒时,安全带(人身二防)应栓在另一根子导线上。

5、在跨越电力线、铁路、公路的线段杆塔上安装附件时,必须采取防止导线或地线坠落的措施。

6、地线附件安装,宜采用可靠的作业工具、如地线提线器等进行安装。用肩扛安装时,作业人员应站在地线内侧用外肩,并做好后备保护措施。

7、邻近、跨越带电线路进行附件安装时,应在作业杆塔上加挂接地线,以防感应电。线路建规第300条;线路建规第301条;线路建规第302条;线路建规第303条;线路建规第304条。

篇3：防变压器渗漏油技术措施

变压器渗漏油问题长期以来一直困扰着供电运行部门,不仅影响达标创一流工作,而且影响安全运行。

根据对上海的市东、市区、市南三个供电局的十三个供电所变压器渗漏油情况的专题调研,我们分析了造成变压器渗漏油的诸多原因,制订和完善了防变压器渗漏油的各项工艺措施、技术措施,并联系实际慎密进行了施工处理。现简介如下。

1.攻关措施

(1)选用新型密封材料,完善对密封件的检测手段国内变压器行业最常用的密封材料为丁睛橡胶,但由于其配方和工艺等原因,国产丁睛橡胶目前尚不能满足性能要求,再加上运行中漏磁场分布不均匀导致变压器温度分布不均匀,局部区域温度可能超过丁睛橡胶正常使用的极限温度,造成丁睛橡胶提前老化、龟裂和失去弹性。我们经过调研,选用了耐高温、耐油性好的高分子材料。它能在150C热油中连续工作,有着良好的耐臭氧、抗紫外线、耐有机溶剂及耐老化等特点。

我们认为对橡胶件的检验不能只停留在测量其几何尺寸及表观质量上,为此我厂添置了必要的橡胶检测设备,目前已做到了对每批进货的橡胶检查其物理特性,并对其做在125Y热油中浸泡164h的老化试验及与变压器油的相溶性试验,测量其重量、体积和硬度的变化率。

(2)改进密封件的断面形状

在变压器箱沿转弯处,角度小,以往采用圆形橡胶条,由于长期受应力极易产生龟裂,导致渗漏。现我厂采用"8"字形断面胶条,不仅避免了龟裂现象,而且双密封结构,使密封更为合理可靠。同时,对放气塞、油样阀等部位改用为O型密封圈。

(3)改进密封橡胶粘合剂以往使用502胶水粘合剂粘接,粘合度低、时间长、遇水易溶解,且粘合层显脆性,为密封部位最薄弱的环节。根据调研,现已改用406胶水粘合剂,其粘度不仅也短,遇水不易溶解,而且粘合层为柔性,不易断裂,耐热性能也较好。

(4)改进散热器放气塞、套管放气塞,使用真空蝶阀调查统计结果表明:散热器接口处、平面蝶阀帽子、散热器放气塞处渗漏油占总渗漏点的50%。为此,对该类产品结构多次进行分析,终于发现在散热器放气塞和放气塞座配合上存在着加工制造中的严重缺陷,然而由于放气塞座是焊接在散热器上的现场无法加工或更换,只能对放气塞改进和更换。原来的放气塞不带止口,不能起到良好的密封效果,于是重新设计放气塞结构,加工了一批带保护挡圈的放气塞进行更换。同时对散热器放气塞配套的密封件尺寸进行修正,将密封件的压缩量控制在25%,使密封更为完善、可靠。

为了改变普通板式蝶阀普遍渗漏油的局面,全部更换为沈阳变压器厂继电器联分厂生产的ZF80型真空偏心蝶阀。真空蝶阀与普通蝶阀相比,其外观质量与内在质量有了很大改观,而且在其与变压器法兰接口处采用了双层密封,有效地解决了接口的渗漏油问题。同时改进了最易渗漏的套管放气塞结构,定制了各种规格的法兰盘螺栓代替普通螺栓作为套管放气塞,将接触面由原来未加工的平面改为光洁的圆锥面,使密封件包容在圆锥面内,密封更为有效。

(5)实行了变压器整体附件试装检漏工作我厂编制和完善了《变压器防渗漏油的装配工艺要求》,规定了对变压器所有附件都要进行总装配。通过总装配,凡安装尺寸不对、密封不良、结构不合理等问题都必须在厂内解决,否则不准出厂。上述问题在厂内解决,比在现场处理既合理方便,又节约时间,不会延误送电。

(6)加强监造力度,严格把住渗油关我厂在变压器订货技术协议中明确要求:变压器为无渗漏油产品,一旦发现渗漏油进行索赔与罚款。同时加强了对派出监造人员的培训,做到了在各道工序严格把关,尤其是附件预装检漏后进行巡回检查,发现不合理之处及时要求制造厂整改,从源头上堵住变压器渗漏油。

(7)防止起重运输造成变压器渗漏我们积极采用了两条措施,一方面对起重工作人员加强变压器相关知识培训,使起重运输人员对变压器基本结构及承重部位有了一定的了解,同时规定变压器移位时千斤顶应避免顶在箱沿上而应顶在专用顶板上。针对现场无合适顶板或顶点位置无法承重现象,采取了过渡装置和多点支撑措施,减小了箱沿支撑面的压强,减少了箱沿变形情况。另一方面积极与上海电力设计院联系,在新变电站或老变电站改造设计中,适当放宽变压器承重基础尺寸。

(8)加强对变压器组件的质量控制我厂加强了对阀门、散热器、有载分接开关等组件的质量控制。严格按照ISO9000标准选择分承包方,并对实物加强评定和复验工作,使组件质量上一个档次。同时及时捕捉市场信息不惜成本采用国内质量上乘的组件,如采用专用球阀。

2.努力方向采取上述措施后,在解决变压器渗漏油工作上取得了明显的效果,但这项工作是长期、持续的。相当部分的变压器在检查中虽然没有发现渗漏油现象,但此情况又能维持多久呢?经分析在如下几个方面还存在变压器渗漏油的隐患。

(1)变压器的渗漏油与变压器承载的负荷有关负荷越高,变压器油温越高,油的粘度也将变得越稀薄,更容易渗漏油;随着变压器油温的升高,隔膜式储油柜的油面也将升高,一旦油面超过隔膜密封面,由于隔膜式储油柜存在着密封面大、密封结构不合理、法兰加工不平整等问题,将造成严重的渗漏油。现场发现几乎所有的隔膜式储油柜均存在着渗漏油的情况,而胶囊式储油柜却无一渗漏油。因此,从结构上改造隔膜式储油柜成为解决变压器渗漏油问题的当务之急。

(2)变压器制造厂工艺水平低、组件质量差是造成变压器渗漏油的主要原因之一不仅放气塞、蝶阀、气体继电器渗漏油,而且法兰结合面之间不平行、法兰太单薄容易变形、安装尺寸公差太大、密封面未加工等情况,导致渗漏油。为此更换组件,采用波纹管软连接是消除法兰之间应力现场解决气体继电器的接口渗漏油的唯一有效途径。

(3)解决变压器渗漏油与密封技术有关目前虽然一部分密封面渗漏被环氧堵漏胶堵住了,表面上看起来并没有渗漏油现象,但据统计最多只能维持3-4个月。因此采用环氧堵漏胶堵漏只能应急,使用应慎重。同时使用堵漏胶产生影响散热、损坏组件等多种后果,所以堵漏胶不适宜用在密封面上,只能用于变压器油箱焊缝应急堵漏。

(4)良好的人员素质是解决变压器渗漏油问题的关键加强检修、安装、运行人员的专业技术的培训,提高人员素质是解决变压器渗漏油的当务之急。同时应选择有一定资质的队伍安装变压器。

(5)对于密封面法兰缺乏一定的刚度、避免因表面凹凸不平、坑坑洼洼而造成渗漏油的变压器,应推广使用半液态密封胶在清除了漆膜、焊渣及油污的密封面上均匀涂上半液态密封胶,安放上合适的密封件,装配时在挤压下通过胶体流动,完全将密封表面的刀痕、凹坑及表面的不平度等缺陷填平,固化形成一个完整的、连续与密封表面接触的密封胶圈,挤出到结合面边缘的密封剂形成嵌边,起到二次密封作用。因此半液态密封胶对法兰未加工的密封有着良好的密封作用。

(6)完善变压器交接密封试验尤其对35kV及以上变压器现场附件安装完毕后,必须在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验,在0.03MPa试验压力下不少于12h后应无渗漏油。

篇4：变压器预防性试验技术措施

变压器在电力系统中的地位是非常重要的,在其投入运行后应定期进行预防性试验以便检查;对运行中变压器进行定期试验,主要目的是判断变压器运行状况是否良好,并能及时发现变压器的某些缺陷,及时进行预防及维护,确保变压器安全、可靠、稳定运行.电力设备预防性试验是指对已经投入运行的设备按照规定的试验条件(如规定的试验设备、环境条件、试验方法和试验电压等)、试验项目、试验周期所进行的定期检查或试验,以发现运行中电力设备的隐患、预防事故的发生或电力设备损坏。它是判断电力设备能否继续投入运行的重要措施。

1、油中溶解气体色谱分析

由于现有的预防性试验方法在一般情况下,尚不能在带电时有效的发现变压器内部的潜伏性故障。实际表明,变压器发生故障前,其内部会析出多种气体,而色谱可以根据变压器内部析出的气体,分析变压器的潜伏性故障。利用色谱法预测变压器的潜伏性故障是通过定性、定量分析溶解于变压器油中的气体来实现的。导致变压器内部析出气体的主要原因有局部过热(铁心、绕组、触点等)、局部放电和电弧(匝间、层间短路、沿面放电等)。这些现象都会引起变压器油和固体绝缘的的分解,从而产生气体。产生的气体主要有氢、烃类气体(甲烷、乙烷;乙烯、乙炔等)、一氧化碳、二氧化碳等。根据模拟试验和大量的现场试验,电弧放电(大电流)使油主要分解出乙炔、氢气及较少的甲烷;局部放电(小电流)主要分解出氢气和甲烷;而纸和某些绝缘过热时还分解出一氧化碳和二氧化碳等。根据对多台变压器的油中溶解气体色谱分析,国家标准〈〈变压器油中溶解气体分析和判断导则〉〉规定了变压器油中氢气和烃类气体的注意值,如下表(1):

表(1)

2、测量绕组的直流电阻

2.1绕组的直流电阻测量是预防性试验中一个既简单又重要的项目,测量变压器的直流电阻,其目的在于:

检查绕组的焊接质量

检查分接开关各个位置是否接触良好

检查绕组或者引出线有否断线处

检查并联支路的正确性,是否存在几条并联导线绕成的绕组发生一处或几处断线的情况

检查层间、匝间有无短路现象

2.2根据《电力设备预防性试验规程》规定,变压器直流电阻测量的结果判据如下:

(1)测量应在各分接头的所有位置上进行;

(2)1600kva及以下电压等级三相变压器,各相测得值的相互差值应小于平均值的4%,线间测得值的相互差值应小于平均值的2%;

(3)1600kva以上三相变压器,各相测得值的相互差值应小于平均值的2%;线间测得值的相互差值应小于平均值的1%;

(4)变压器的直流电阻,与同温下产品出厂实测数值比较,相应变化不应大于2%;不同温度下电阻值按照下式换算:

r2=r1(t+t2)/(t+t1)

式中r1、r2——分别为温度在t1、t2时的电阻值;

t——计算用常数,铜导线取235,铝导线取225。

3、测量绕组的介质损耗角

3.1测量绕组的介质损耗角,主要用来检查变压器的整体受潮、油质劣化、绕组上附着油泥等严重的局部缺陷,多年来一直是变压器绝缘预防性试验项目之一。介质损耗角的测量结果常受表面泄露和外界条件(如干扰电场和大气条件)的影响。

3.2根据《电力设备预防性试验规程》规定,变压器绕组的介质损耗角测量结果进行判断如下:

(1)20℃时的介质损耗角不应大于下表(2)数值

表(2)

(2)被测绕组的tanδ值不应大于上次试验值的130%;

(3)当测量时的温度与产品出厂试验温度不符合时,可按下表(3)换算到同一温度时的数值进行比较。

介质损耗角正切值tgδ(%)温度换算系数

表(3)

注:1表中k为实测温度减去20℃的绝对值;

2测量温度以上层油温为准;

3进行较大的温度换算且试验结果超过第二款规定时,应进行综合分析判断。

当测量时的温度差不是表中所列数值时,其换算系数a可用线性插入法确定,也可按下述公式计算:

a=1.3k/10

校正到20℃时的介质损耗角正切值可用下述公式计算:

当测量温度在20℃以上时,

tanδ20=tanδt/a

当测量温度在20℃以下时:

tanδ20=atanδt

式中tanδ20——校正到20℃时的介质损耗角正切值;

tanδt——在测量温度下的介质损耗角正切值

4、交流耐压试验

在变压器预防性试验中,交流耐压试验是鉴定变压器绝缘强度最有效的方法,特别是对考核主绝缘的局部缺陷,如绕组主绝缘受潮、开裂或者绕组的松动、引线距离不够及绕组上附有其他物体等。是判断变压器绝缘水平,避免发生绝缘事故的重要手段。由于收现场条件的限制,《电力设备预防性试验规程》规定,对110kv以下的变压器应进行交流耐压试验,110kv及以上的变压器,在必要时应进行交流耐压试验。试验时应该在高压侧直接进行电压测量,否则会引起较大误差。试验应在变压器上施加电压持续1分钟,期间不出现击穿、放电、闪络等异常现象,则认为变压器交流耐压试验合格。试验时所施加的电压如下表(4):

系统

标称电压设备

表(4)

5、绕组的绝缘电阻及吸收比或者极化指数试验

测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比或者极化指数,对检查变压器的绝缘状况有较高的灵敏度,能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或者脏污等缺陷。如瓷瓶破裂、引线接壳、器身内有金属物搭接等。测量绝缘电阻时,对额定电压为1000v以上的绕组,应用2500v兆欧表测量,其量程不应低于10000mω,对于1000v以下的绕组,用1000v或者2500兆欧表测量。

吸收比是指变压器60秒时的绝缘电阻值除以15秒时的绝缘电阻值,近几年来在测量过程中经常出现有绝缘电阻值很高而吸收比反而不合格的现象。有学者认为由于变压器高燥工艺的提高,油纸绝缘的改善,变压器容量曾大,吸收过程明显变长,出现绝缘电阻提高而吸收比却不合格的情况是正常的。

极化指数就是指变压器600秒时的绝缘电阻值除以60秒时的绝缘电阻值,由于变压器电压等级的升高、容量的增大,其吸收时间也明显变长。所以,对于大容量等级的变压器,可用极化指数来判断变压器的绝缘状况。

绝缘电阻在一定程度上能反映绕组的绝缘情况,但它受到变压器绝缘结构,环境温度和湿度等因素影响较大。所以,对于绝缘电阻,没有一个统一的数值标准进行判断,而往往只强调综合判断和相互比较。《电力设备预防性试验规程》规定判断的依据如下:

(1)预防性试验时绝缘电阻值不低于安装或大修后投入运行前测量值的50%。

(2)当测量温度与产品出厂试验时的温度不符合时,可按下表(5)换算到同一温度时的数值进行比较;

篇5：预防大型变压器事故技术措施

一、预防变压器绝缘击穿事故

1.防止水分及空气进入变压器

(1)变压器在运输和存放时必须密封良好,在安装过程中以及运行中必须采取措施防止进水;在安装中必须特别注意高于油枕油面的部件,如套管顶部、防爆膜、油枕顶部和呼吸道等处的密封应确实良好,并进行检漏试验,每年结合检修,应检查这些部件的密封情况。

(2)强油循环的变压器,在安装时应保证本体及冷却系统各部位的连接密封良好。密封垫应安装正确,保持完好,制造上有缺陷的应处理好,例如潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根、压差继电器的连接管等。更换胶垫时,对性能不明的胶垫材料应取样作耐油试验。

(3)水冷却冷油器和潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书对每台作检漏试验。几台并列运行的冷油器,最好在每台潜油泵的出口加装逆止阀,以免备用冷油器中的油流倒向。运行中和备用的冷油器必须保证油压大于水压。潜油泵进油阀应全部打开,而用出油阀调节油的流量以避免负压。运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示以及出水中有无油花(每台冷油器应装有监察出水中有无油花的放水阀门)。北方应采取措施防止冷油器停用时铜管冻裂。

(4)防爆筒应与油枕连通或经呼吸器与大气连通。定期排放油枕内下部积水。

(5)呼吸器的油封应注意加油维护,保证畅通。干燥器应保持干燥。

(6)220千伏及以上的变压器应采用真空注油以排除线圈中的气泡。110千伏的变压器应积极创造条件采用真空注油。

(7)变压器投入运行前特别要注意排除内部空气,如高压套管法兰、升高座、油管路中的死区、冷油器顶部等处都应排除残存空气。强油循环变压器在安装完毕投运前,应启动全部冷却设备,将油循环较长时间,使残留空气逸出。

(8)从油枕带电补油或带电滤油时,应先将油枕中的积水放尽。不应自变压器下部注油以防止将空气或将箱底水份、杂物等带入线圈中。

(9)当轻瓦斯发信号时,要及时取气(即使是空气)判明成份,并取油样作色谱检查,查明原因,及时排除故障。

2.防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器

(1)变压器在安装时应进行吊罩检查,清除内部残存的一切杂物,尽可能用油冲洗铁芯和线圈。有条件和必要时应吊芯,以便彻底清除箱底杂物。导向冷却的变压器应注意清除进油联箱中的杂物。

(2)安装前应将油管路、冷油器和潜油泵的内部清理干净并用油冲洗。

(3)净油器应安装正确。要采取措施防止净油器中的活性氧化铝或硅胶冲入变压器内。对已发生冲入了氧化铝或硅胶的变压器,应尽早安排检修处理。

(4)为避免铜丝滤网冲入变压器内,应将铜丝网换成烧结式过滤网·[可参照沈阳变压器厂(76)检字97号文的要求]。对已发现有铜丝网冲入的变压器,应尽早安排检修处理。

3.防止绝缘受伤

(1)变压器在吊罩时应防止绝缘受到损伤,特别要注意内部绝缘距离较为紧凑的变压器,勿使钟罩砸伤引线和支架,为此可考虑在起吊钟罩时装置不使其走偏的隐钉。在安装高压套管时应注意勿使引线扭转,不要过分用力吊拉引线,使引线根部和线圈绝缘受伤。如果引线过长、过短,则应予以处理。套管下部的缘橡筒围屏,应按制造厂的图纸和说明安装,要防止引线砸及围屏使绝缘距离不够,检修检查时严禁踩在引线的根部。

(2)变化器在吊罩检查时,应拧紧夹件的螺栓和压钉,防止在运行中受到电流冲击时线圈发生移位。

(3)对于经受过出口短路和异常运行情况的变压器,特别是铝线变压器,应根据具体情况进行必要的试验或检查,防止缺陷扩大。

(4)安装检修中需要更换绝缘部件时,必须采用试验合格的材料或部件。

4.防止线圈温度过高、绝缘劣化或烧坏

(1)变压器的保护装置必须完善可靠。瓦斯继电器应安装调整正确,定期检查,清除误动因素。重瓦斯保护应投入跳闸。跳闸直流电源必须可靠。不允许将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时停用,则应有措施,事后应立即恢复。

由于烧结式滤网阻力大,易形成负压,后来制造厂改用造纸滤网。

(2)在地震预报期内,根据变压器的具体情况和瓦斯继电器的类型确定重瓦斯投入跳闸或信号。地震引起重瓦斯动作跳闸的变压器,在恢复供电前要经过检查,确定无异状才可投运。

(3)合理控制运行中的顶层油温升,特别是对强油循环的变压器更要注意。根据运行情况和测量结果,不同的变压器在额定负荷下,顶层油温升值的差别较大,因此不能以为有些变压器的顶层油温升较低误认为出力有余度。对各种温度计要定期校验,超温信号要准确可靠。

(4)对负荷能力有怀疑或经改造提高出力的变压器,应通过测量线圈平均温度来确定负荷能力。正常以线圈平均温升65℃时相应的油面温升作为运行监视的极限。对改造增容的变压器,当线圈电流密度超过同类变压器的设计标准时,仍以线圈最热点温度不超过105℃为限。应考虑线圈最热点温升与平均温升的差值,这个差值将增大,特别是对有统包绝缘的线圈,应酌量降低平均温升来确定变压器的额定出力。

(5)强迫油循环风冷、强迫油循环水冷的变压器,当发生事故切除冷却系统时(对强油循环风冷的,指停止风扇及油泵;对强油循环水冷的,指停止水及油循环),在额定负荷下允许的运行时间:当容量为125兆伏安及以下时为20分钟,以上时为10分钟。按上述规定油面温度沿尚未到达75℃时,允许上升到75℃,但不超过1小时。

(6)强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源,应装有自动的切换装置,并定期进行切换试验。信号装置应齐全、可靠。

(7)防止风冷散热器的风扇电动机大量损坏,风扇叶片应较平衡并调整角度,电动机铸铝端盖磨损严重的可改为铸铁端盖。应作好维修工作,以保证正常运行。

(8)31500千伏安及以上的变压器应创造条件装设上层油温的遥测装置。

(9)变压器靠近顶部的箱壁上应装有一个酒精温度计,以便在必要时校对扇形温度计的指示。

(10)对统包绝缘的加强段部分,应在大修时检查油道有无堵塞现象,必要时应进行处理。

5.防止过电压击穿事故

(1)保护变压器的避雷器应装有动作记录器,定期检查动作次数。

(2)中性点接地系统的中性点不接地运行的变压器,在投运和停运以及事故跳闸过程中应防止出现中性点位移过电压。当单独对变压器充电时,其中性点必须接地。

6.防止绝缘击穿

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,做到“精心设计、精心施工”,并应进行试验。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。

二、预防铁芯多点接地及短路故障

(1)在吊罩检查时应测试铁芯绝缘,确定铁芯是否有多点接地。如有多点接地,应查清原因,消除后才能投入运行。

(2)安装时注意检查钟罩顶部的加强筋与铁芯上夹件的间隙,如有碰触,应及时消除。

(3)供运输时固定变压器铁芯的稳钉,应在安装时将其翻过来,以防止运行中上夹件中有环流。变压器的上槽钢只允许一点接地。

(4)穿心螺栓绝缘应良好,并应注意检查铁芯穿心螺杆绝缘套外两端的金属座套,防止因座套过长与铁芯触及造成短路。

(5)线圈压钉螺丝应紧固,防止螺帽和座套松动掉下,造成铁芯短路。

(6)铁芯通过套管引出接地的变压器,应将接地线引下至适当的位置,以便在运行中监视接地线中是否有环流。

三、预防套管闪络爆炸事故

(1)定期对套管进行清扫,保持清洁,防止积垢闪络。在严重污秽地区运行的变压器,可考虑采用加强型套管或防污闪涂料。

(2)安装时要认真检查套管各部位的密封情况,并设法检漏,使接线端子帽密封良好,严防水份进入套管内或自引线进入变压器内而发生故障。

(3)运行、检修中应该注意检查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爆炸。

(4)对110千伏及以上的套管应定期作介质损失角和电容量的测量,如发现问题可结合大修进行解体检查。组装后应真空注油。

(5)电容型套管的抽压和接地运行的小套管的内部引线如有损坏应及时处理。

四、预防引线事故

(1)修复或在安装吊芯吊罩检查时,应注意保持足够的引线间及对地的绝缘距离,必要时予以校正,并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。发现引线绝缘有损伤的应予修复。

(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。对套管及分接开关的引线接头如发现缺陷要及时处理。检修后应作检查试验,保证焊接质量。

(3)在线圈下面水平排列的裸露引线,如果处在强油循环进油口之下,应加包绝缘,以防止杂物引起短路。

(4)35千伏及以下的套管导杆上引线两侧的螺母都应有背帽紧固,以防止松动。

五、预防分接开关事故

(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,以保证接触良好。

(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,应将触头转运多次。对运行中不需改变分接位置的变压器,每年应结合检修或试验进行一次同样的操作,然后调至所需分接位置,并测直流电阻,合格后方得带电运行。

(3)安装及检修中,应对分接开关进行认真检查,对有载调压开关应按出厂说明书对操作机构、选切开关及过渡电阻等进行全面检查和调试。对无载开关应注意检查弹簧状态、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。

六、防止变压器油劣化

(1)加强油务管理监督工作,保持变压器油质良好。采用薄膜密封和坚持充氮保护,对防止绝缘油劣化有显著的效果。薄膜密封运行维护较简单,可逐步创造条件推广使用。对已采用充氮保护的变压器要坚持使用。采用上述保护措施的变压器,净油器仍应投入运行,根据运行情况及时更换吸附剂。

(2)已装有薄膜密封的大容量变压器,注油时应注意防止出现假油位和进入空气,以免运行中温度上升时大量喷油并引起重瓦斯保护误动作。

对充氮或薄膜密封的变压器,应注意检查油位计及防爆筒等处的密封情况,消除漏气现象。

七、防止变压器火灾事故

(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,引起变压器着火。运行中应有事故预想。变压器周围应有消防设施,一旦发生事故时能尽量缩小事故范围。

(2)进行变压器干燥时,应事先作好防火等安全措施,并防止加热系统故障和线圈过热烧损变压器。

(3)变压器放油后(器身暴露在空气中),进行电气试验(如测量直流电阻或通电试验)时,严防因感应高压打火或通电时发热,引燃油纸等绝缘物。

(4)在处理变压器引线焊接头及在器身周围进行明火作业时,必须事先作好防火措施,现场应设置一定数量的消防器材。

(5)事故贮油坑应保持在良好状态,有足够厚度和符合要求的卵石层。排油管道应畅通,应能迅速将油排出(例如排入事故总贮油池),不得将油排入电缆沟内。室内变压器也应有贮油池或挡油短墙,防止火灾蔓延。

(6)洞内变压器应设法安装自动的或遥控的水喷雾或其他灭火装置。

八、预防为主,加强维护管理

(1)在有地震预报的地区,对变压器必须采取防震措施,防止位移、倾倒、套管断裂及附件损坏。如取消滚轮和轨道,将变压器平放在基础上,在变压器四角打地锚拉线,对套管引线要适当放松,加大伸缩节或作软件连接,潜油泵与基础面要保持一定距离,散热器之间的联接要加固,防止晃动时损坏。

(2)定期做好预防性试验及色谱检查。正常运行的31500千伏安及以上的变压器每年至少作一次色谱检查,换油的变压器应做色谱检查,对有疑问的变压器应根据情况加强色谱检查,进行综合分析。

关于色谱检查判断标准,推荐采用烃类气体总含量及氢、一氧化碳、二氧化碳等四项指标作为设备健康状况的基本数据。对烃类气体总含量的推荐标准如下:

烃类气体(甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等)

总含量小于0.1%为正常,

烃类气体大于0.5%内部可能有故障,

烃类气体在0.1~0.5%应引起注意,

其他各项指标,可根据本地区的经验确定暂不作推荐。

(3)积极研究新的测试方法及时发现大型变压器中可能存在的异常情况。