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1、预防110kV-500kV互感器事故措施一,各类油浸式互感器1互感器的选用1.1油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式.其绝缘油应符合国家标准和行业标准.1.2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,特别是小电流比的电流互感器.1.3互感器瓷套爬电距离及伞裙结构应满足安装地点污秽等级及防雨闪要求,对重污秽区应选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷套.1.4对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n,1.0U1n,1.2U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验(注:U1n指额定一次相电压,下同).1.5110kV-330kV互感器在出厂试验时
2、,应按照各有关标准,规程的要求进行局部放电试验.500kV油浸式互感器出厂时的局部放电试验,宜按下述程序和要求进行:740kV(1min激发)——550kV(1min),局放量不大于10PC为合格;或740kV(1min激发)——381kV(1min),局放量不大于5PC为合格.1.6对110kV及以上电压等级电流互感器,应要求制造厂在出厂时进行10kV和额定电压下的介损和电容量测量.220-500kV电流互感器除应进行上述测量外,还应测取tgδ=f(U)的关系曲线(上升和下降),同时注意相应电容量的变化.2新安装和大修后互感器的投运2.1互感器投运前应做好检查和试验,其试验结果
3、应与出厂值一致,差别较大时应分析并查明原因.不合格的互感器不得投入运行.对于用于计量的互感器,在交接试验时应进行误差试验.2.2新安装和检修后的互感器,投运前应仔细检查密封状况.油浸式互感器不应有渗漏油现象,并调整油面在相应位置,使之在最低环温时仍有指示.有渗漏油问题的互感器不得投运.2.3互感器在投运前应注意检查各部位接地是否牢固可靠,如电流互感器的电容末屏接地,电磁式电压互感器高压绕组的接地端(X或N)接地,电容式电压互感器的电容分压器部份的低压端子(δ或N)的接地及互感器底座的接地等,严防出现内部悬空的假接地现象.互感器安装用构架则应有两处与接地网可靠连接.2.4交接试验和
4、投运前,针对有疑问的油浸式互感器应进行90℃油介损测量,油中溶解气体分析和微水分析;电流互感器要分别测量主绝缘和末屏对地介损及电容量;电磁式电压互感器要分别测量整体和绝缘支架的介损.2.5电磁式电压互感器在交接试验和投运前,应进行1.5U1n(中性点有效接地系统)或1.9U1n(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%.2.6电容式电压互感器在投运前,其中间变压器应进行各绕组绝缘试验和空载试验(由于产品结构原因现场无法拆开时除外).2.7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,其电气联结应接触良好,防止产生过热性故障.应检查
5、膨胀器外罩等电位联结是否可靠,防止出现电位悬浮.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.2.8已安装好的互感器,若未带电运行(110kV及以上大于半年;35kV及以下一年以上),在投运前应按预试规程规定周期进行预试和检查,测试数据与上次试验对比应无明显差别.3互感器检修与改造3.1油浸式互感器检修时应注意器身暴露时间不得超过规定,复装时必须真空注油.绝缘油应经真空脱气处理.注油工艺,真空度,抽真空时间,注油速度等应按"互感器运行检修导则"规定进行.应从互感器上部注油(带有专用取注油阀的除外),避免底部注油带入气泡.3.2老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器
6、,应加装金属膨胀器进行密封改造.密封改造前应对互感器进行试验,属绝缘性能有问题的老旧互感器,则退出运行不再进行改造.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,对老化的胶垫与隔膜应予以更换.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.3.3已运行20年以上的互感器,应考虑设备更新改造.4事故预防及缺陷处理4.1对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套,要经常检查硅橡胶表面有无放电现象,如有应及时处理.4.2对运行中渗漏油的互感器,应根据情况限期处理.油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗
7、漏油的应立即停止运行.根据互感器具体结构,定期进行油样分析,油中含水量应在运行温度下取样测量,对于含水量大于10×10-6L/L的互感器要加强监视或进行油处理.4.3应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器;对介损上升或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,以查明原因.全密封型互感器,当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;如监测数据稳定,则属非故障性氢超标,可安排脱气处理.当发现油中
