机油泵,应注意定子和转子的间隙调整,防止铁心的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时,应安排停运检修。
9.5.2 为保证冷却效果,变压器冷却器每1~2年应进行一次冲洗,并宜安排在大负荷来临前进行。
9.5.3 强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源,并采用自动切换装置,应定期进行切换试验,有关信号装置应齐全可靠。
9.5.4 新建或扩建变压器一般不采用水冷方式。对特殊场合必须采用水冷却系统的,应采用双层铜管冷却系统。对目前正在使用的单铜管水冷却变压器,应始终保持油压大于水压,并加强运行维护工作,同时应采取有效的运行监视方法,及时发现冷却系统泄漏故障。
9.6 加强变压器保护管理
9.6.1 变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护,应预先制定安全措施,并经总工程师批准,限期恢复。
9.6.2 新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。
9.6.3 瓦斯继电器应定期校验。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时,应立即检查气体继电器,及时取气样检验,以判明气体成分,同时取油样进行色谱分析,查明原因及时排除。
9.6.4 变压器本体保护应加强防雨、防震措施。
9.6.5 变压器本体保护宜采用就地跳闸方式,即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两付接点分别直接接入断路器的两个跳闸回路,减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不可靠因素。
9.7 防止变压器出口短路
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9.7.1 应在技术和管理上采取有效措施,改善变压器运行条件,最大限度地防止或减少变压器的出口短路。为减少变压器低压侧出口短路几率,可根据需要在母线桥上装设绝缘热缩保护材料。
9.7.2 110kV及以上电压等级变压器在遭受出口短路、近区多次短路后,应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形,并与原始记录进行比较,同时应结合短路事故冲击后的其他电气试验项目进行综合分析。正常运行的变压器应至少每6年测一次绕组变形。
9.8 防止套管事故
9.8.1 套管安装就位后,带电前必须进行静放,其中500kV套管静放时间应大于36小时,110~220kV套管静放时间应大于24小时。
9.8.2 定期对套管进行清扫。
9.8.3 如套管的伞裙间距低于规定标准,应采取加硅橡胶伞裙套等措施,防止污秽闪络和大雨时闪络。在严重污秽地区运行的变压器,可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。
9.8.4 定期采用红外热成像技术检查运行中套管引出线联板的发热情况及油位,防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的套管故障。
9.8.5 作为备品的110kV及以上套管,应竖直放置。如水平存放,其抬高角度应符合制造厂要求,以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的110kV及以上套管,当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时,安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
9.8.6 运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况,注意保持套管油位正常。套管渗漏油时,应及时处理,防止内部受潮损坏。
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9.9 预防变压器火灾事故
9.9.1 按照有关规定完善变压器的消防设施,并加强维护管理,重点防止变压器着火时的事故扩大。
9.9.2 现场进行变压器干燥时,应做好防火措施,防止加热系统故障或线圈过热烧损。
10 防止互感器损坏事故
为防止互感器损坏事故,应严格执行国家电网公司《预防110(66)kV~500kV互感器事故措施》(国家电网生[2004]641号)、《110(66)kV~500kV互感器技术监督规定》(国家电网生技[2005]174号)等有关规定,并提出以下重点要求:
10.1 加强对互感器类设