变压器的防火防爆措施

　　3.加强绝缘监督
　　加强绝缘监督认真进行预防性试验及变压器油的气相色谱分析，定期进行预防性试验、绝缘油的气相色谱分析，建立试验及色谱分析档案。发现异常。应及时跟踪分析，从而可以及时发现绝缘过热、局部放电、绕组过热、分接开关接触不良、放电、发热等缺陷和隐患。
　　(1)校照预防性试验规程的规定。逐项进行试验和测量、建入设备绝缘和检测试验档案认真进行比较分析，及时发现设备隐患和缺陷。
　　(2)加份变压器油巾溶解气体气相色谱分析、以综合判断变压器内邪故障。
　　对变压器油中气体进行气相色谱分析和综合判断，是鉴别变压器等充油设备的运行状况、发现内部缺陷和隐患的有效手段。因为.正常情况下充油电气设备的绝缘油及有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及二氧化碳、
　　一氧化碳等气体。这些气体大部分溶解在油中，当存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。随着故障的发展，分解出的气体经对流、扩散，个断地溶解在油中。在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有—部分气体进入气体继电器。故障气体的组成和含量与故障的类型和严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障的发展.从而能对设备的运行状况做出正确判断。
　　正常运行中的变压器、应定期进行色谱分析：330kV及以上的变压器，应每3个月进行一次色谱分析;220kV变压器及120MVA及以上变压器，每6个月进行一次色谱分析;8MVA及以上变压器，每年进行—次色谱分析;其他油浸式变压器可根据情况进行色谱分析;电压力为220kV及以上的的所有变压器、容量为120MVA及以上的发电厂主变压器、电压为330kV及以上的电抗器，。在投运后第4、10、30天各进行一次色谱分析(500kv投运后第1天增加1次);大修后的主变压器必须进行色谱分析;换油的变压器也应作色谱分析。
　　变压器油中溶解气体进行色谱分析判断故障的步骤如下：
　　1)将油中溶解气体与变压器油溶解气体含量的注意值进行比较。
　　如果油中溶解气体有一项以上超过正常水平及500kV变压器的油中出现乙炔时，即应缩短周期，进行追踪分折。500kV变压器油中气体含量有上升趋势时，应立即停止运行、检查处理。
　　对新投运的变压器，应特别注意油中乙炔含量。新出厂或新投运的变压器油中不应含有乙炔，其他各组分也应该很低，与出厂试验不应有明显差别。当发现油中含有微量乙炔时.应认真进行综合分析判断，防止发生故障。
　　2)用产气速率与注意值比较来判断变压器的状况。
　　在追踪分析中.变压器故障产气率是重要判断依据。因为产气速率均故障消耗能量的大小、故障部位以及故障点温度的高低等情况有直接关系，所以根据追踪分析的结果计算产气率，从而可判断故障的严重程度。产气率分为相对产气车功绝对产气率。
　　当故障的绝对产气速率达到0.25mL/h(开放式)或0.5mL/h(密封式)，相对产气速率大于10%/月时.则可认为设备内部有异常情况，应继续追踪分析，进一步判断故障的性质和程度。
　　3)正确分析一氧化碳和二氧化碳的气体含量。正常运行的老化过程产生的气体主要是氧化碳和二氧化碳。当故障涉及到固体绝缘时，会引起一氧化碳和二氧化碳含量的明显增高。但根据有关资料，固体统缘的正常老化过程与故障情况下劣化分解表现在油中一氧化碳的含量上，
　　级情况下没有严格界线，二氧化碳含量的规律更不明显。因此，考察这两种气体含量时，应结合变压器的结构特点、运行温度、负荷情况、运行历史等情况加以综合分析。
　　对开放式变压器，一氧化碳含量一般在300μL/L以下。如果总烃含量超出正常范围，而氧化碳含量超过300μL/L，应考虑有涉及到固体绝缘过热的可能性;若一氧化碳含量虽然超过300μL/L，但总烃含量在正常范围，一般可认为是正常的。对某些有双饼式线圈带附加外包绝缘的变压器，当一氧化碳含量超过300μL/L时，即使总烃含量正常，也可能有固体绝缘过热故障。
　　对于储油柜中带有胶囊或隔膜的变压器，泊中一氧化碳含量一般均高于开放式变压器。突发性击穿事故时，油中溶解气体中的一氧化碳、二氧化碳含量不一定高，应结合气体继电器中的气体成分进行判断。

　　4)分析油和绝缘材料故障产生气体的组分。设备内部的大多数早期故障，所产生的气体远在任何自由气体积累于气体继电器内之前就溶解于油中，因此，从分析油样中溶解的气体组成和含量，就可以鉴定设备内部状况，检测出早期放电或过热性故障等。在确认内部存在故障的情况下，可以根据各组分的相对含量来诊断故障类型，并可以根据特征气体增长情况，判断其故障发展趋势。在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷，随着故障温度的升高，乙烯和乙烷逐渐成为主要征兆。在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道高温(3000℃以上)的作用下，油裂解产生的气体中含有较多的乙快。如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。
　　当然，有时设备内部并不存在故障，由于其他原因油中也会出现上述气体。应注意可能引起误判断的气体来源，例如有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器本体渗漏或某种范围开关动作悬浮电位放电的影响;设备曾有过故障而故障排除后绝缘未经彻底锐气，部分残余气体仍留在油中;设备油箱曾带泊补焊;原注入的油就含有某几种气体;潜油泵、油流继电器等的故障产生的气体也会进入变压器本体的油中等。
　　5)采用三比值法判断故障性质。根据油中溶解气体组分及含量确认设备内部存在故障之后，可用三对比值法(五种三对比值)做为判断交压器等充油设备故障性质的主要方法(IEC599文件已推荐三比值法做为判断故障类型的通用方法)。
　　用三比值法应注意几点;①只有根据各组分含量的注意值或产气速率的注意值有理由判断可能存在的故随时，才能用三比值法进一步判断其故障的性质，对气体含量正常的变压器，比值没有意义。②表中每一种故障对应一组比值，对多种故障的联合作用可能找不到相对应的比值组合。③在实际中可能出现没有包括在表中的比值组合，对于某些组合的判断正在研究中。例如121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况。
　　6)在气体继电器出现气体的情况下，应将继电器内气体分析结果与油中气体分析结果进行比较。
　　7)综合分析判断。通过变压器泊中气体分析和其他试验结果(如测量绕组直流电阻、空截特性、绝缘试验、局部放电量试验、测量微水等)，并结合设备运行、检修和各方面异常情况综合判断，来确定变压器的故障程度、部位、类型、发展情况，最后决定变压器的处理方法，即确定能否继续运行、缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排检查、立即停止运行并吊罩吊芯检查和检修。这样就可以防患于未然，防止变压器严重故障。
　　8)瓦斯保护装置动作后，应立即将气体继电器或油样做色谱分析，可根据上述规则判定故障性质，若气体继电器内的气体为无色无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷;若气体是可燃的和油中分析气体结果异常，应综合判断变压器是否停运和确定检修方案。

　　(3)试验检测分析变压器内的故障。变压器在运行中、检修中或故障后，为综合分析、判断故障部位和程度，需进行电气试验、绝缘电气试验和绝缘油试验。
　　1)电气试验检测绕组故障。①测量绕组连同套管的直流电阻。要求各相绕组电阻的差别不超过三相平均值的1%～2%，与上次测量值相比，差值不超过2%，属于正常范围。②测量所有分接头的电压比。电压比的允许偏差为±0.5%(对35kV以下电压比小于3的变压器允许偏差为±1%)。③测量额定电压下的空载电流和空载损耗。可以及时发现绕组的短路故障。若空载电流有明显增加，各相间损耗有明显差别，说明绕组有短路故障，应及时消除。④测量变压器额定电流下的阻抗。试验可以在1/4额定电流下进行测量，可以帮助分析变压器是否因出口短路或内部故障时强大的冲击力使绕组变形，甚至位置移动。与出厂值相差应不大于±5%，与平均相差应不大于±2%。
　　2)用绝缘电气试验判断交压器绝缘故障。①测量绕组的绝缘电阻和吸收比。测量绕组的绝缘电阻是发现变压器的绝缘击穿、大范围受潮的重要依据。测量吸收比可以与以往测量结果比较，视其有无明显变化来判断绝缘受期程度，吸收比应不低于1.3。②测旦绕组连同套管的直流泄漏电流，并与以往测量值进行比较，可以发现绝缘受潮和绝缘的局部缺陷。500kV变压器绕组，直流试验电压60kV时，泄漏电流一般不应超过30μA。③测量绕组连同套管一起的介质损耗因数tgδ，对于判断变压器的绝缘老化、受潮等整体状况有一定作用，应与其他测量结合进行综合判断。绕组在20℃时、85值应不大于下列数值，且历年测量数值不应有明显变化。
　　330—500kV 0.6%
　　63—220kV 0.8%
　　35kV及以下 1.5%
　　④进行绕组连同套管一起的交流耐压试验，能对变压器更换绕组或大修后的绝缘强度直接进行校验，并能及时发现绝缘弱点。⑤测量铁扼、穿芯螺栓绝缘电阻及铁芯对地绝缘电阻，与以往比较看其有无明显变化，可以及时发现变压器铁芯接地和短路故障，防止铁芯发热和涡流增大引起的故障。⑥局部放电检测试验。与其他试验结合进行，可以发现内部局部放电性故障和局部绝缘缺陷。试验应符合GBl094•3的规定。大型变压器应装设在线局部放电监测装置。
　　3)绝缘油试验，除认真进行油中溶解气体气相色谱分析外，还应按规程逐项进行试验。通过绝缘油试验，可以发现变压器的内部故障。

4.严格执行运行操作规程

严格执行运行操作规程，防止误操作。

　　(1)变压器的投运和停运操作：

　　1)在投运变压器之前，应对变压器进行详细检查，以确认变压器及其保护装置是否在良好状态，是否具备带电运行条件，特别应注意地线是否拆除，变压器上部有无异物，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确等。投运前变压器的保护装置应按规定投入。

　　2)运行中的备用变压器应能随时投入运行，长期停运的变压器应定期充电，同时投入冷却装置。

　　3)变压器投运和停运的操作程序：①强油循环变压器投运时应运台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数。水冷却器应先启动油泵，再开启水系统;停电操作先停水后停油泵。冬季停运时，应将冷却器中的水放净。②变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作。停运时应先停负载侧，后停电源侧。②在无断路器时，可用隔离开关投切110kV及以下、切断电流不超过2A的空载变压器。用于切断20kV及以上的变压器的隔离开关，必需三相联动并装有消弧角。装在室内的隔离开关操作室必需在各相之间安装耐弧的绝缘隔板。④允许用熔断器投切空载配电变压器和66kV的站用变压器。⑤220kV及以上变压器投运时，不宜同时启动多台冷却器，应逐台启动，以免发生油漏带电引起绝缘击穿事故。

　　4)新投运变压器和更换绕组后的变压器，其冲击合闸次数为3次。

　　5)新装、大修、争故抢修及换油后的变压器在施加电压前，应按规定时间使变压器油静止(500kV变压器油静止时间为72h)。

　　6)在110kV及以上中性点接地系统中，投运或停运变压器的操作时，中性点必需先接地。

　　7)干式变压器在停运期间，应防止绝缘受潮。

　　8)消弧线圈投入运行前，应使其分接位置与系统运行情况相符，且导通良好。消弧线圈应在系统无接地现象时投切。

　　9)消弧线圈由一台变压器的中性点切换到另一台时，必需先将消弧线圈断开后，再切换。

　　(2)瓦斯保护装置的运行：

　　1)变压器运行时，瓦斯保护装置应接跳闸和信号，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。

　　2)变压器在运行中，滤油、补油、换油泵或更换吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，其他保护装置仍应接跳闸。

　　3)当油位计的油面异常升高，或呼吸系统有异常现象，需要放气或打开放油阀时，应将重瓦斯改接信号。

　　4)地震期间，应根据气体继电器的抗震性能，确定重瓦斯保护的运行方式。

　　(3)变压器的压力释放器接点宜作用于信号。

　　(4)变压器分接开关，应按规程和制造厂的规定进行操作和维护，分接开关的操作步骤是：

　　1)应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化;

　　2)单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，宜三相同步电动操作;

　　3)有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行;

　　4)有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，其分接电压应尽量靠近无励磁调压变压器的分接位置;

　　5)应核对系统电压与分接额定电压的差值，并要使其在允许范围之内。

　　为防止分接开关在严重过载或系统短路时进行切换，宜在有载分接开关控制回路加装电流闭锁装置，其整定值应不超过额定电流的1.5倍。

　　(5)变压器的并列运行：

　　1)变压器并列运行必需具备联接组别相同、电压比相等、阻抗电压值相等三个条件。

　　2)新装或变动过内外连线的变压器，并列运行前必需核定相位。 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　3)发电厂升压变压器高压侧跳闸时，应防止厂用变压器超额定电流运行，并防止厂用电切换操作时的非同期并列。

5.判断异常迅速处理

准确判断异常，正确迅速处理事故，防止事故扩大。

　　(1)运行中不正常现象的处理：

　　1)运行人员发现变压器不正常运行时，应设法尽决消除。

　　2)当变压器响声明显增大、且内部有爆裂声;严重漏油喷油、使油位下降到最低油协套管有严重被损或放电现象及变压器冒烟着火时，应立即将变压器停止运行。

　　3)当发生危及变压器安全的故障，而保护装置拒动时，应立即将变压器停运。

　　4)当变压器附近设备着火、爆炸或发生其他危险情况，对于变压器构成严重威胁时，应立即将变压器停运。

　　5)当变压器油温升高，超过规程规定的限值时，应按照规程规定，立即检查处理。

　　6)变压器中的油田低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视项层油温，逐步增加负载，酌情投入相应数量的冷却器。

　　7)当变压器的油面较当时油温所对应的油位相对降低时，应查明原因，禁止从变压器下部补油。

　　8)变压器油位因温度上升，高出油位指示极限，经查明不是假油位时，则应放油至正常油位。

　　9)铁芯多点接地且接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施，将电流限制在100mA左右，并加强监视。

　　10)系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。

　　(2)瓦斯保护装置动作的处理应按照规程规定执行。在未查明原因之前，不得将变压器投入运行。为查明原因应考虑以下因素，做出综合判断：①是否呼吸不畅或排气未尽，②保护及直流等二次回路是否正常;③变压器外观有无明显故障性质的异常现象，④气体继电器中集积气体是否可燃;⑤气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果;⑥有关电气试验结果;⑦变压器其他继电保护装置动作情况。

　　(3)变压器着火跳闸;

　　1)变压器着火跳间后、应立即查明原因。若变压器有内部故障象征时，应做进一步的检查或试验，进行综合判断。

　　2)变压器跳闸后，应立即停油泵。

　　3)变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并采取灭火措施，防止火势蔓延。

6.采用不燃烧绝缘体防止火灾

变压器采用新的不燃烧绝缘农体作绝缘冷却介质，防止火灾发生。

　　变压器设备的绝缘油一般是采用可燃的矿物油，其闪点140℃左右.燃点165～190℃.自燃点332℃左右，很容易着火燃烧。当变压器发生短路故障时，很容易将绝缘油点燃着火的变压器油流淌到哪里，哪里就着火，且很难扑灭。为此英国的E.C(EIectricity

　　Council)和ISC共同开发并研制了完全不燃烧液体，它是四氯乙烯、甲基皋丸酮112及甲基宰丸酮113的混合物，混合比例是60%、30%、5%。这种不燃烧绝缘油的物理化学特性如下;

　　(1)物理化学特性：

　　1)不燃绝缘液体无发火点，即为完全不燃烧绝缘液体。其次，比热值小，膨胀系数大。液体吸收产生于变压器线圈、铁芯上的热量后体积膨胀加大，密度变小。第三是粘度低，对流速度快，很容易将热量排出去，因而具有很好的冷却性能。

　　2)密度——温度特性。不燃烧绝缘液体的密度。随温度升高而变小，这和矿物绝缘油相同。

　　3)粘度——温度特性。

　　(2)电气性能，不燃烧绝缘液体与矿物质绝缘油几乎没有差别。

　　(3)温升试验表明，不燃烧绝缘液体与矿物质绝缘油及变压器油相比，其平均液体温升、液面温升、线圈温升、最热点温升都低，如最热点温度前者仅为66.4℃，后两者为86.6℃和91.2℃。线圈对液温的差值也小得多。从而说明其冷却效果是良好的。正因为不燃烧绝缘液体具有上述特性，所以用它作为变压器的绝缘冷却介质是一种很好的介质，对于防止变压器着火爆炸也具有重要意义。

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