发电厂集控电气运行专业管理制度及反事故措施汇编.doc

发电厂集控电气运行专业管理制度及反事故措施汇编1082020年6月23日资料内容仅供参考，如有不当或者侵权，请联系本人改正或者删除。发电厂集控电气运行专业管理制度及反事故措施汇编 为进一步落实”坚持预防为主, 落实安全措施, 确保安全生产”的要求, 完善专业管理规章制度和各项反事故措施, 做好专业技术管理工作, 更好的推动公司安全生产, 有目标、 有重点地防止电力生产重大事故的发生, 针对公司各台机组设备的实际情况, 并按照防止电力生产重大事故的二十五项重点要 求, 制定本制度及反措汇编。 本汇编在公司原有规章制度、 反事故措施的基础上, 经收集整理和补充完成。自下发之日起, 生产各部门应认真贯彻落实, 不断提高专业技术管理水平, 在管理和设备层面增强防范事故的能力, 以防止重大事故的发生和不断提高公司安全生产水平。 在实施过程中, 请发电运行部、 设备管理部运行、 维护人员及各部门电气专业技术人员及时发现并纠正措施中的不符合项, 提出改进和完善的建议, 以使相关的管理制度和反事故措施更趋完善并能满足公司各台机组安全生产的需要。第一篇 反事故措施 防止发电机转子绕组发生一点接地故障的措施1.300MW发电机转子绕组概况1.1 我厂#1、 #2机组转子励磁回路采用三机有刷励磁系统#3、 #4机采用静态励磁系统。为了防止发电机转子绕组发生一点或两点接地损坏转子绕组, 特提出以下运行中的注意事项及处理措施。2.运行中的注意事项及处理措施2.1 调整发电机无功负荷时, 注意严密监视AVR、 ABB装置输出电流、 电压的变化情况; 发现有异常变化时, 及时汇报有关领导, 以便研究处理。2.2 严密监视发电机转冷水温度; 转冷水每天化验一次, 并控制在每立方厘米5微西以内, 不合格时及时排污。2.3 严密监视#5、 #6、 #7瓦的轴振及瓦振, 振动有明显变化时, 及时汇报有关领导, 超出规定值时, 经确认无误后打闸停机。2.4 正常运行中每班用发电机高阻检漏装置检查一次, 并在运行日志及计算机运行日志上做好详细记录。2.5 运行中若发生发电机转子两点接地, 造成发电机失磁或无功负荷大幅度摆动, 导致发电机失步; 经确认无误后解列发电机断开励磁, 打闸停机。2.6 若发生转子两点接地, 造成失磁保护动作, 立即切换厂用电, 减负荷打闸停机。2.7 发电机事故处理中, 应密切监视其它运行机组无功负荷的变化情况及220kv、 500kv系统的电压变化情况; 及时汇报总值长, 以便协调处理, 并及时汇报网调。 2.8 每班加强检查发电机、 主副励磁机、 整流柜、 AVR、 ABB装置的运行情况, 若发现有异音、 异味, 温度异常升高等异常现象时, 及时汇报有关领导, 以便研究处理。 防止发电机定子绕组发生单相接地故障的措施1.由于我厂四台300MW发电机中性点不采取直接接地方式。因此, 在发生”发电机一点接地”信号时, 应立即查明原因, 尽快处理。2.若一点接地是由于发电机定子线圈及引出线漏水引起, 应立即将发电机解列, 隔离内冷水通知检修人员立即处理。3.若一点接地是由于内冷水导电率超标, 应立即通知化学进行换水, 直至冷却水导电率合格, 报警信号消失。在换水时防止发电机断水。4.若一点接地是由于主变低压绕组或厂高变高压绕组内部一次回路单相接地引起, 应立即将发电机解列, 隔离故障点通知检修处理。5.当发电机发生单相接地时, 因为发电机定子绕组及其一次回路存在对地电容, 接地点将流过对地电容电流, 该电容电流可能产生电弧, 如果电弧是持续性的, 同时接地又若发生在发电机内部, 就可能损坏发电机铁芯。因此, 应尽快停机处理。6.要正确判断是由于发电机出口PT一次保险一相或两相保险熔断还是真接地。若真接地时, 接地相对地电压降低, 而非接地相对地电压升高, 且线电压三相平衡。而PT一次保险一相或两相熔断造成的假接地, 绝对不会有对地电压升高现象, 且线电压也不平衡。7.若发生一点接地信号, 应立即到就地检查发电机本体及引出线系统有无明显故障点, 应设法消除, 若无法消除, 应在30分钟内停机处理。8.正常运行中要加强对靠近发电机中性点15%左右的定子接地保护和靠近发电机机端95%的定子接地保护装置的检查, 发现异常立即联系继保班检查处理。防止发电机振荡和失步的措施1.发电机振荡和失步的原因1.1 220KV、 500KV系统发生短路故障。1.2 发电机励磁系统故障引起发电机失磁, 使发电机电势剧降。1.3 发电机电势过低或功率因数过高。1.4 220KV、 500KV系统电压过低。2.发电机发生振荡和失步的现象2.1 发电机三相定子电流表指示超出正常值且往复剧烈摆动。2.2 发电机定子电压表指示低于正常值且往复剧烈摆动。2.3 自动励磁调节A、 B柜ABB励磁调节柜输出电压、 电流表指示在正常附近摆动。2.4 发电机有节奏的鸣声, 并与表计摆动节奏合拍。2.5任一台发电机失步引起的振荡和系统性振荡是有区别的。任一台发电机失步引起的振荡时, 一般来说, 失步发电机的表计幌动幅度要比其它发电机激烈, 有功负荷表的幌动幅度可能为满刻度, 其它发电机则在正常负荷值附近摆动。而且失步发电机有功负荷表计指针的摆动方向与其它正常机组相反; 系统性振荡时, 所有发电机表计的幌动是同步的2 .6当发电机发生失步或振荡时, 运行人员一定要沉着冷静。应迅速判断是否由于在执行重大操作过程中发生了误操作。若是, 应立即停止操作隔离故障点。若是由于某一台发电机发生失磁引起, 应立即增加无故障机组的励磁, 使系统恢复稳定。3.发电机发生振荡和失步应采取的措施3.1 立即增加发电机的励磁电流, 以提高发电机电势, 增加功率极限。另外, 由于励磁电流的增加使定子、 转子磁极间的拉力增加, 削弱了转子的惯性, 发电机达到平衡点时容易拉入同步。这时如果发电机强励动作, 30秒时间内不准人为调节励磁电流、 电压。3.2 如果由于发电机的功率因数高引起的, 则应降低有功功率, 同时增加励磁电流。这样既可降低转子惯性, 也可提高了功率极限而增加了稳定能力。3.3 如果发电机失步引起的振荡经采取上述措施经一定时间仍未进入同步状态时, 可汇报总工同意, 立即将发电机与系统解列。3.4 正常运行中, 发电机不允许手动励磁状态运行, 应在自动励磁双柜”均流”状态下运行, 以防失步引起振荡。 防止发电机非全相运行的措施1.发电机发生非全相运行的概述发电机发生非全相运行是指: 发变组出口断路器在解列时一相( 两相) 未断开或在并列合闸时一相( 两相) 未合上。发电机发生非全相运行会产生负序电流, 负序电流会产生转速两倍于发电机转速的交流磁场, 而引起发电机转子表面发热、 振动, 使发电机转子损坏。这种运行方式处理难度大、 影响面广, 经常造成与系统解列, 影响系统的稳定运行。因此, 有效的预防措施和减小事故造成的后果就显得极为重要。2.预防发电机发生非全相运行的措施2.1 提高开关的检修质量是防止非全相运行的根本保证, 开关检修后验收要把好三级验收关。2.2 无论开关一次或二次回路工作后, 跳合闸试验是检验开关的最好途径。必须经过跳合闸试验合格后方可允许将开关投入运行。2.3 加强非全相、 三相位置不一致、 失灵保护的维护检查工作, 在机组正常运行时各保护压板必须投入良好。发现异常及时汇报, 联系继保人员立即检查处理。2.4 合、 断发电机主开关时, 必须到就地确认开关实际位置与开关状态相符。2.5 当前SF6开关均采用分相操作。因此, 应加强控制回路的检查、 维护工作。2.6 事故一般出现在并网和解列过程中, 因此操作人员必须精力集中, 密切监视发电机定子三相电流平衡, 负序电流正常, 无异常光字报警。3.事故处理原则3.1 处理过程中应沉着冷静, 准确判断事故性质。3.2 尽量减少负序电流的作用时间, 以减小其对发电机的危害程度。3.3 在此过程中, 尽量保持汽轮机3000转不打闸 , 锅炉稳定。3.4 在汽轮机保持3000转的情况下, 尽量恢复发电机的励磁电流, 使发电机定子三相电流为零。3.5 若经重新并列或就地打跳未断开开关不成功, 立即进行220KV母线倒闸操作然后用母联212开关将发电机与系统解列, 且注意非全相运行时间不宜太长。3.6 若保护动作使220KV系统解列, 待将故障开关隔离后立即优先恢复系统正常方式运行。3.7对发电机进行全面检查, 确认无异常并经公司主管领导同意后方可重新将发电机与系统并列。4.发电机非全相运行事故处理 500KV系统运行方式: 曲曲线运行, 500KV系统至少有一串开关成串运行。 220KV系统运行方式: 母上运行的负荷: #1启备变205开关、 #1发变组201开关、 曲沾回295开关 母运行的负荷: #2启备变206开关、 #2发变组202开关、 曲沾回292开关、 曲曲线294开关、 母联212开关在合4.1 解列时: 发电机主开关非全相运行, 主变中性点刀闸在合位。 现象: a、 开关”母线侧断路器三相不一致保护动作”、 ”断路器非全相运行”光字牌亮; b、 发电机主开关绿灯发平光; c、 发电机定子三相电流表指示不平衡, 负序电流有指示; d、 就地检查发电机开关有一相或两相未断开; e、 发电机转速、 频率、 电压波动。 状态分析: a、 发电机此时处于单相电动机运行状态; b、 发电机受损程度与负序电流及负序电流作用时间成正比, 定子电流指示愈大、 负序电流愈大; c、 若负序电流闭锁元件闭锁非全相保护不动作, 运行人员力争做到有功到零、 无功到零、 定子三相电流到零, 监视各部温度部超限, 记录时间, 保证不失磁、 不逆功率。 处理: a、 保持机、 炉系统稳定运行; b、 调整有功、 无功到零, 监视定子电流到零、 负序电流近零不超过8%; c、 加强监视发电机各部温度, 力争较短的时间将故障开关隔离; d、 立即到升压站手动打跳发电机主开关未跳闸相, 若成功则继续执行解列操作; e、 手动打跳发电机主开关不成功, 并设法经过倒闸操作将发电机主开关所在母线的其它负荷转移, 用母联212开关将其与系统隔离; f、 在处理过程中, 若失灵保护动作使系统解列, 立即消除故障点, 尽快恢复系统正常运行。4.2 并列时: 发电机主开关发生非全相并列, 主变中性点刀闸在合位。 现象: a、 发电机主开关”母线侧断路器三相不一致保护动作”、 ”断路器非全相运行”光字牌亮; b、 发电机主开关红灯发平光; c、 发电机定子三相电流表指示不平衡, 负序电流有指示; d、 就地检查发电机主开关有一相或两相在断开位置; e、 发电机转速、 频率、 电压波动。 状态分析: a、 发电机此时处于单相电动机运行状态; b、 发电机受损程度与负序电流及负序电流作用时间成正比, 定子电流指示愈大、 负序电流愈大; c、 若负序电流闭锁元件闭锁非全相保护不动作, 运行人员力争做到有功到零、 无功到零、 定子三相电流到零, 监视各部温度部超限, 记录时间, 保证不失磁、 不逆功率。 处理: a、 保持机、 炉系统稳定运行; b、 调整有功、 无功到零, 监视定子电流到零、 负序电流近零不超过8%; c、 加强监视发电机各部温度, 力争较短的时间将故障开关隔离; d、 立即手动断发电机主开关, 若成功则对开关进行检查, 故障处理后将出口刀闸断开, 作跳合闸试验合格后方可重新进行并列操作; e、 手动断开关不成功, 立即到就地打跳开关分相操作箱未跳闸相, 并设法经过倒闸操作将发电机主开关所在母线的其它负荷转移, 用母联212开关将其与系统隔离; g、 在处理过程中, 若失灵保护动作使系统解列, 立即消除故障点, 尽快恢复系统正常运行。 防止发电机非同期并列的措施1.发电机并列时的注意事项1.1 发电机自动准同期并列应由技术熟练的巡检操作员操作, 电气专业主、 副值班员监护。1.2 发电机正常并列应采用自动准同期并列, 若自动准同期装置检修或故障, 经公司主管领导批准同意后方可采用手动准同期方式并列; 1.3 特殊情况下需进行手动同期并列操作时, 应由对同期回路熟悉并了解开关合闸时间, 能熟练掌握合闸提前角度的主、 副值班员执行操作。1.4 手动准同期并列操作时, 同步表转速太快、 跳动、 停滞、 摆动等情况下不准合闸并列; 1.5 发电机同期并列时要检查其它开关的”TK”在断位, 严禁将其它开关的”TK”同时切至”投入”位, 否则可能引起电压互感器二次侧小开关跳闸或熔断器熔断; 1.6 在投入同期装置前, 检查STK在”闭锁”位置; 1.7 同期装置切换开关1STK必须在系统电压与发电机待并电压的频率查在1赫兹以内且电压相等时方可切至”细调”位置; 2.防止发电机非同期并列的操作步骤2.1 待发电机定子电压为额定值后, 将发电机主开关的TK切至”投入”位置; 2.2 查同期装置闭锁开关STK在”闭锁”位置; 2.3 查发电机电压、 频率与系统电压、 频率一致, 同期开关1STK 至”细调”位置; 2.4 将自动准同期切换开关DTK切至”投入”位置; 2.5 查自动准同期装置投入灯亮; 2.6 查发电机周波、 电压与系统周波、 电压一致; 2.7 查自动准同期装置纽子开关在”试验”位置; 2.8 按下自动准同期”启动”按钮QA; 2.9 查同步表在同步点时, 自动合闸灯亮; 2.10 将自动准同期装置纽子开关切至”工作”位置; 2.11 在同步表指针转至提前一定角度时按下QA; 2.12 查发电机主开关红灯闪光, 发电机并列正常, 无异常信号, 复归发电机主开关把手至合闸后位置; 2.13 发电机并列后, 应对发电机本体及一次回路进行详细检查。3.自动准同期装置发生下列情况之一不得并列3.1 装置插件不完善或插件有故障时以及调试检修时; 3.2 装置运行指示灯、 调节指示灯不亮或不正常时; 3.3 自动励磁装置故障或调压手段不能满足运行时; 3.4 由于各种原因不能满足发电机并列条件时; 3.5 装置电源部分故障或同步表故障以及DTK、 STK、 1STK、 发电机主开关TK开关故障时。防止水内冷发电机局部过热烧损的技术措施1.为确保发电机线圈内冷水始终在合格范围内运行, 加强发电机线圈及相关部件的温度监视和跟踪分析, 发现问题及时处理解决, 防止发电机定、 转子线圈由于局部过热而损坏。为此, 特制定本措施。2.加强机组运行中的化学监督。2.1发电机定子线圈冷却水水质必须符合下列规定: 水 质: 透明纯净, 无机械混合物; 导电度: 小于1.5微西/厘米; 硬 度: 小于2微克当量/升; pH 值: 7.08.0; NH3 值: 微量; 含铜量: 200微克/升。2.2化学按规定每班分析内冷水水质, 内冷水水超标时加强化验次数, 各值值长加强督促管理并及时汇报有关主管领导。2.3试验室应定期的对#14机组内冷水含铜量进行测定, 跟踪检测, 依据内冷水水质各项指标的变化情况, 综合分析判断, 有效地控制内冷水水质在规定的标准范围内运行, 防止内冷水系统的结垢。3.加强内冷水系统的运行维护3.1加强对内冷水压力、 温度的监视和调整; 确保发电机的内冷水水压, 温度在规定的范围内运行。3.2按规定每两小时抄发电机各部温度记录表, 对所抄数据进行对比分析。3.3发电机主要部位的允许温度规定如下: 定子端部冷却元件出水温度不超过80; 定子铁芯齿、 轭部温度不超过120; 定子线圈温度不超过90; 定子线圈出水温度不超过80。3.4发现DAS各测点有异常或报警现象时, 应及时联系热工维修人员检查核实, 确认报警正常。此时, 应及时汇报值长, 值长应及时汇报有关主管领导。3.5每班结合机组负荷变化情况检查分析一次定子线圈进出水温差的变化情况及定子线圈槽内温度和出水温度各测点的变化情况有无异常现象; 并做好记录, 为综合性跟踪分析提供可靠依据。定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8时或定子线棒引水管出水温差达8时应报警, 及时查明原因, 此时可降低负荷。定子线棒温差达14或定子引水管出水温差达12, 或任一定子槽内层间测温元件温度超过90或出水温度超过85时, 在确认测温元件无误后, 应立即停机处理。3.6加强对FJR1型发电机绝缘过热监测装置的检查维护, 掌握其正确的使用方法, 发挥其原有的重要作用。发电机绝缘过热监测装置报警时, 应立即取样进行色谱分析, 必要时停机进行消缺处理。3.7当发电机负荷在运行中超限时, 将使内冷水出水温度升高, 在发电机空气冷却器冷却能力不变的情况下, 进水温度随着出水温度的升高而升高。此时, 应将发电机负荷调节至正常范围。3.8发电机的进风温度升高时, 将使发电机的机内温度升高, 也使定、 转子绕组的环境温度升高, 因而使发电机的出水温度升高并影响进水温度。在进行运行分析时, 应重点注意铁芯温度是否升高, 因在相同工况下风温的升高肯定会使铁芯温度升高。确定确实是由于风温升高的影响后, 可调节发电机氢冷器冷却水的进水是进风温度恢复正常。如果氢冷器已无调节余地, 则只能根据发电机其它温度情况适当调节发电机负荷。3.9发电机定子铁芯温度的限额为: 齿部120, 轭部130。在正常情况下, 铁芯温度的高低取决于进风温度。运行中要加强监视。当铁芯个别部位的温度升高时, 可查对一下该部位邻近点的温度是否也有不同程度的升高。若铁芯温度持续上升, 说明机内有故障, 必须尽快停机处理。因为降低定子电流对降低铁芯温度的作用是微小的。4.督促落实相关技术措施的贯彻执行4.1认真贯彻执行QFSN3002型汽轮发电机定子反冲洗技术措施,充分利用停机时间, 安排好定子线圈反冲洗工作。4.2对内冷水系统日常应进行的工作, 加强督促检查把工作落在实处。责任到位, 管理到位。4.3指定专人负责对发电机定子绝缘进行全面的、 长期的综合性地跟踪分析, 及时发现问题, 及时解决处理。4.4指定专人负责牵头, 定期组织进行发电机定子绝缘状况分析会, 有目的, 有议题的专项分析讨论; 提出针对性较强的解决处理方案, 供上级领导决策。4.5对发电机定子绝缘方面发现的问题, 应及时和有关部门主动联系, 发挥大家的群体能力及早控制; 防止发电机定子绝缘的恶化, 杜绝造成发电机定子绝缘损坏的扩大事故。防止发电机定子绕组端部松动的反事故措施1.为了防止发电机定子绕组端部松动, 从而引起相间短路故障的发生, 特编制本措施。2.每次大小修时, 应认真检查定子绕组端部线圈的磨损、 紧固情况。具体检查项目如下: 2.1端部蓝形绕组无变形、 松动; 2.2各部绑绳、 垫快无松动、 位移、 变形; 2.3鼻端环形绑绳牢固, 无变形、 松散、 位移; 2.4端部压板紧固, 无松动、 位移、 变形; 压板螺栓及保险垫片无转动; 2.5检查有无绝缘磨损的痕迹, 如有应查找产生磨损的根源, 并予消除; 2.6端部环形引线应绑扎牢固, 接触密实, 无松动、 位移; 2.7引线与出口母线排连接牢固, 母线排固定良好。3.发电机在大修时应做定子绕组端部振型模态试验, 发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格( 振型为椭圆、 固有频率在94115HZ 之间) 的发电机, 应与制造厂联系, 进行端部结构改造, 直至模态试验合格。4.当发电机承受近端短路后, 应该打开发电机端盖, 对发电机端部绕组做认真细致的检查, 检查项目如上述第2款, 发现异常必须进行处理。5.当发现存在100HZ左右的椭圆振型, 而端部检查未发现异常, 又不具备改变端部结构的条件时, 应该加装端部振动在线监测装置, 以便及时发现端部绕组的松动, 并进行处理。防止发电机内冷水路堵塞的反事故措施1.为了防止发电机内冷水路堵塞, 使绕组绝缘局部过热, 进而导致绝缘损坏, 发生接地、 相间( 匝间) 短路故障, 特制定本措施。2.正常运行时, 严格控制发电机内冷水水质符合下列规定: 水 质: 透明纯净, 无机械混合物; 导电度: 小于1.5微西/厘米; 硬 度: 小于2微克当量/升; pH 值: 7.08.0; NH3 值: 微量; 含铜量: 200微克/升。3.水内冷系统中的管道、 阀门的橡胶密封圈应全部使用聚四氟乙烯垫圈, 不能使用橡胶垫圈。4.每次大小修时, 应对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网, 防止滤网破碎进入线圈。5.每次大修时, 对水内冷定子、 转子线棒应分路做流量试验, 发现异常的必须进行彻底的处理。6.扩大发电机两侧汇水母管排污口, 并安装不锈钢法兰, 以便清除母管中的杂物。7.水内冷发电机水质应严格控制规定范围。8.严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力, 以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。9.在大小修时, 应对内冷水箱内部进行检查和清扫, 并检查水箱密封件有无损坏和异常。10. 运行中加强监视定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差。温差控制值应按照以下限额执行: 定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8,或定子线棒引水管出水温差达8时应报警, 应及时查明原因, 此时可降低负荷。11.当定子线棒温差达14或定子引水管出水温差达12, 或任一定子槽内层间测温元件温度超过90,或出水温度超过85时, 在确认测温元件无误后, 应立即停机处理。防止发电机内冷水漏水的反事故措施1.为了防止发电机内冷水漏水引起发电机事故, 特制定本措施。2.每次发电机大小修时, 应重点应对绝缘引水管进行检查, 检查项目如下: 2.1引水管外观无变形、 裂纹、 焦脆、 伤痕; 2.2水管管壁无磨损、 变薄; 2.3引水管之间、 引水管与端盖之间、 引水管与发电机端部出线之间应保持有足够的距离; 2.4引水管与汇水管连接牢固, 无松动、 位移; 2.5引水管与定子线圈鼻部连接牢固, 无松动、 变形; 3.每次大小修时, 应做定子水路的耐水压试验, 水压试验不合格的必须查找原因进行处理。4.每次大修时, 应做转子水路的耐水压试验, 水压试验不合格的必须查找原因进行处理。5.定子绝缘引水管应采用强度高、 寿命长的钢丝内衬塑料王管, 使用其它材料的必须在大修时安排更换。6.转子引水管应采用强度高、 寿命长钢丝编制护套的复合绝缘引水管, 使用其它材料的必须在大修时安排更换。7.转子绕组拐角应采用强度高、 耐腐蚀的不锈钢拐角, 使用其它材料的必须在大修时安排更换。8.每次大小修时, 应对发电机高阻检漏仪、 检漏板、 湿度差动检漏仪进行检查和试验, 确保能够正常工作。9.运行中, 要做好高阻检漏仪、 湿度差动检漏仪的维护工作, 防止其误动作。10.当发电机检漏设备报警, 并经过检查确认机内漏水时, 应立即停机检查, 查明原因进行彻底处理, 并经过水压试验合格后方可再次启动发电机。防止变压器着火的反事故措施1.我公司的变压器中, 除主厂房内的变压器为环氧树脂浇注的干式变压器外, 主变、 备变、 厂高变及外围厂用变压器大部分为油浸电力变压器 。油浸电力变压器主要由铁芯、 线圈、 油箱、 散热器、 绝缘套管、 防爆管( 安全气道) 、 油表和吸湿器等部件组成。油浸电力变压器内部的绝缘衬垫和支架, 大多采用纸板、 棉纱、 市木材等有机可燃物质, 并有大量的绝缘油, 变压器内部一旦发生严重过载、 短路, 可燃的绝缘材料和绝缘油就会受高温和电弧作用, 分解、 膨胀以致气化, 使变压器内部的压力急剧增加, 重则造成外壳爆炸, 大量喷油, 燃烧的油流又进一步扩大了火灾危害, 使厂用电甚至系统停电, 影响正常生产和生活, 造成巨大的损失。 2.变压器着火的原因 2.1变压器超负荷运行, 引起温度升高, 造成绝缘不良, 变压器铁芯叠装不良, 芯片间绝缘老化, 引起铁损增加, 造成变压器过热。如此时保护系统失灵或整定值调整过大, 就会烧毁变压器。 2.2变压器线圈受机械损伤或受潮, 引起层间、 匝间或对地短路: 或硅钢片之间绝缘老化, 或者紧夹铁芯的螺栓套管损坏, 使铁芯产生很大涡流, 引起发热而温度升高, 引发火灾。 2.3变压器油箱、 套管等渗油、 漏油, 形成表面污垢, 遇明火燃烧。 2.4线圈内部的接头、 线圈之间的连接点和引至高、 低压瓷套管的接点及分接开关上各接点, 如接触不良会产生局部过热, 破坏线圈绝缘, 发生短路或断路。此时所产生的高温的电弧, 同样会使绝缘油迅速分解, 产生大量气体, 使压力骤增, 破坏力极大, 后果也十分严重。导线接触不良主要是由于螺栓松动、 焊接不牢、 分接开关接点损坏等原因造成的。 2.5油浸电力变压器的电流, 大多由架空线引来, 很易遭到雷击产生的过电压的侵袭, 击穿变压器的绝缘, 甚至烧毁变压器, 引起火灾。 3.防止变压器着火的措施 3.1加强检查、 测试变压绝缘情况, 确保各部绝缘良好, 保证运行变压器额定电压与电源电压一致。 3.2加强引、 接线的检查、 维护, 要注意接线牢固, 接地可靠, 变压器线圈的接头大部分采用焊接方祛连接, 焊接前必须将焊接面清洗干净, 焊接后认真检查焊点质量, 以防运行时焊点脱落引起事故。 3.3要加强检查、 调整运行中变压器的电流、 电压, 防止变压器过负荷运行。 3.4要加强对变压器各部件的检查, 发现有破损、 漏油等异常现象及时处理, 检修还应特别谨慎, 不要损坏绝缘, 检修结束后, 应有专人清点工具( 以防遗漏在油箱中造成事故) , 检查各部件, 测试绝缘等, 确认安全可靠才能运动。要注意引线的安全距离, 防止由于距离不够而在运行中发生闪络, 造成事故。 3.5控制油温度在85摄氏度以下, 对油定期抽样化检, 发现变质或酸量超过规定值时要及时处理。 3.6油浸变压器室应采用一级耐火等级的建筑, 门应为非燃烧体或难燃烧体, 且门应向外开启。一个变压器室只能设一台油浸变压器, 且容量不应超过400千瓦。变压器室不应布置在人员密集的场所的上面、 下面或贴邻主要疏散出口的两旁变压器室内应有良好的自然通风, 室内温度不应超过45摄氏度, 如果室温过高, 可开启通风设备进行通风。室内不允许堆放其它物品, 并应保持清洁, 地面无油污和水。 3.7干式变压器其内部构造、 原理与油浸电力变压器一样, 虽然取消了变压器油, 但变压器电气性能上的火灾危险性依然存在, 而且环氧树脂本身是可燃的, 当变压器内部发生故障时, 仍会在一定程度上发生燃烧。3.8加强变压器的冷却系统的检查, 按规定定期进行试验, 发现异常及时联系检修人员处理, 确保冷却系统经常处于良好运行状态。3.9值班人员要加强火灾报警装置的检查、 维护, 发现异常要及时到就地检查。若属于报警装置误报警, 要及时联系维修人员处理, 同时作好值班记录。确保火灾报警装置经常处于良好的运行状态。严禁发现报警装置误报警后, 复归信号, 不作值班记录、 不联系维修人员处理的现象发生。3.10定期检查、 试验主变消防水、 喷淋装置, 水压压力正常、 喷淋装置自动投入正常。防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的反事故措施1.为了防止大型变压器损坏、 互感器爆炸事故的发生, 根据关于”变压器类设备管理规定”的通知( 电安生1996589) 、 及防止电力生产重大事故的二十五项重点要求( 国电发 589) 的有关规定, 特制定本措施。1.1防止大型变压器损坏事故1.1.1 加强变压器投入运行前的外部检查。检查一次回路中的所有短路接地线、 短路线均应拆除, 断开接地刀闸; 常设遮栏和标示牌应按规定设置妥善; 储油柜和充油套管的油位、 油色应正常, 无渗、 漏油现象; 油箱本体、 油枕、 瓦斯继电器及接缝处应不渗油; 核对分接开关就地与集控位置指示一致; 冷却装置运转正常, 冷却器控制箱内及集控室无异常信号。1.1.2 变压器投入运行前均应测其绝缘电阻值, 高压侧电压在6KV及以上者应用2500V摇表进行测定, 其绝缘电阻值不低于300兆欧( 20) , 吸收比1.3。高压侧电压在0.4KV及以下者应用500V摇表进行测定, 其绝缘电阻值不低于0.5兆欧( 20) , 吸收比1.3。绝缘电阻值不合格的变压器严禁投入运行。1.1.3 加强运行中变压器各表计的监视, 定期抄录和分析有关数据, 变压器的有关表计每小时抄录一次。1.1.4 运行中电压允许变动范围为额定电压的5%, 电压分接头不论在哪个电压档位置, 所加电压都不得高于该档电压的105%。1.1.5 主变、 启备变的上层油温不得超过75, 最高不得超过85; 启备变、 厂高变的上层油温不得超过85, 最高不得超过95。1.1.6 #3、 #4主变冷却器在正常运行情况下不得少于3组, 负荷超过75%或主变油温超过55启动两组辅助风扇。#1、 #2主变冷却器在正常运行情况下不得少于2组, 负荷超过75%或主变油温超过55启动一组辅助风扇。在环境温度高的情况下或满负荷运行下, 可全部投入冷却器运行。厂高变冷却风扇正常处于备用状态。1.1.7 主变、 启备变正常过负荷以额定负荷的15%为限, 厂高变正常过负荷以额定负荷的25%为限, 严格监视上层油温不得超过以上规定值。1.1.8 存在较大缺陷的变压器不准过负荷; 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷。变压器过负荷运行前应投入全部冷却器。1.1.9 主变、 启备变在投运或停运操作中必须合上中性点接地刀闸, 防止操作过电压。1.1.10 启备变属于分裂变压器, 其低压侧不能长期单侧运行, 特殊情况下其负荷不得超过本侧线圈的额定容量, 高压侧不得超过额定容量的二分之一。1.1.11 启备变、 有载调压开关不允许一次调节数档, 等电压趋于稳定后在进行下一电压档位调节, 防止有载调压开关接点烧坏。1.1.12 严禁变压器无保护运行, 按规程规定接班、 中间检查各保护压板投入正常, 若需退出某一保护必须经生产技术部工程师批准后方可执行。1.1.13 变压器运行中发生规程规定需紧急停运11条之一者, 应立即停运。1.1.14 变压器运行中发生异常信号, 立即进行检查处理, 及时汇报有关领导, 同时通知检修人员检查处理。1.1.15 严格执行交接班制度、 定期巡回检查制度和定期切换制度, 发现问题及时汇报, 联系检修人员检查处理。1.1.16 变压器运行中轻瓦斯继电器发信, 应立即联系维护人员检查瓦斯继电器内部有无气体, 若有气体应取气体进行化验分析, 根据分析结果及时汇报有关领导, 做出处理措施。1.1.17 变压器故障的判断标准及性质的鉴别方法: 按电气设备交接和预防性试验标准的规定, 以总烃、 乙炔、 一氧化碳、 二氧化碳等浓度作为判断指标。正常时, 变压器内部油中氢和烃类气体含量一般不应大于表1-1数值。表1-1 油中溶解气体的正常值: 气体组份含量( ppm) 总烃100乙炔5氢100注: 1、 总烃包括: 甲烷( CH4简写C1) 、 乙烷( C2H6) 、 乙烯( C2H4) 、 乙炔 ( C2H2) ( 以上三者总称C2) 四种气体的总和。简写C1 +C2。 2、 表中数值不包括气体继电器气咀放出的气体。 当一种或几种溶解气体的含量超过表1-1所列正常值时, 一般可利用表1-2判断故障性质。表1-2判断故障性质的特征气体法: 序号故障性质特征气体的特点1一般过热性故障总烃过高, C2H25ppm, 但C2H2未构成总烃的主要成份, H2含量高3局 部 放 电总烃不高, H2100ppm, CH4占总烃中的主要成份4火 花 放 电总烃不高, C2H210ppm, H2含量高5电 弧 放 电总烃高, C2H2高并构成总烃中的主要成份, H2含量高1.1.18 当运行中变压器的上层油温突然升高时, 应从以下几方面进行分析处理: ( 1) 首先应检查变压器的负荷和冷却温度是否发生较大幅度的变化, 并根据以前记录, 与在这种负荷和冷却温度下同工况的应有油温进行比较。 ( 2) 检查变压器冷却装置是否发生故障, 如风扇、 潜油泵是否正常运转。如有故障应及时消除。故障消除前, 应相应降低变压器的负荷。 ( 3) 同时核对表计及其回路是否正常。 ( 4) 在比较分析后发现油温较正常情况高出10 以上时, 如果冷却装置和表计均正常, 则应怀疑变压器内部发生故障的可能, 应设法停用变压器, 进行检查分析。1.1.19 油位异常的处理: ( 1) 油位过高产生的主要原因: 变压器长期受高温的影响, 油受热膨胀, 造成油位上升; 加油时油位偏高较多, 一旦环境温度明显上升时, 引起油位过高。变压器油位过高时, 要引起溢油, 检查中发现油位偏高时, 应及时通知检修人员