变压器的防火防爆措施

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变压器本体任何故障都有导致变压器起火的危险，因此预防变压器故障是防止其著火的关键，应从设计、制造、安装、检修、运行、维护等方面采取措施，以杜绝变压器火灾事故的发生。

(一)严格执行标准(国际标准和国家标准)、优化设计、提高设计制造水平

变压器的使用条件、额定参数、温升、绝缘水平和绝缘试验、分接和连接方式、承受短路能力、出厂试验等，均应符合《电力变压器》、《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》及《高压输变电设备的绝缘配合》等有关规程和规范，要优化设计、减少隐患，为安全运行创造条件。对变压器防火防爆重点强调以下几点：

1．变压器应装设符合规范要求的器身安全保护装置。

(1)800kVA及以上的变压器应装设安全气道，当内部压力达到0．049MPa时，保护膜应爆破，释放压力。释压装置的安装应保证事故喷油畅通，并有不致喷入电缆沟、母线及设备上的措施。防爆膜应采用玻璃片，厚度为2．5～4mm(φ115～φ250)，禁止使用薄金属片。

(2)大容量变压器应装设压力释放装置，当内部压力达到0．049MPa时，应能可靠释放压力。对于120MVA及以上变压器，为保证压力迅速释放，应设置2个压力释放装置。正常情况下压力释放装置应严密，与大气可靠隔离。

(3)800kVA及以上变压器应装设气体继电器，其触点容量不小于66VA(交流110或220V)，直流有感负载时，不小于15W。当气体继电器内积聚数量达250～300mL或油速达到整定范围时，应可靠接通相应的触点，使变压器从电网中切除。

气体继电器的安装位置及结构，应便于观察析出气体的数量和颜色，且应便于取出气体。

(4)装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1．5%的升高坡度，以使继电器故障时可靠动作。

(5)带有套管型电流互感器的变压器，应有供给信号测量和保护装置辅助回路用的接线箱。

2．变压器应装设性能良好的继电保护装置。

(1)反应故障的保护有：瓦斯保护、速断保护、差动保护、过流保护、过电压保护等。

(2)反应异常的保护作用于声光信号，有过负荷保护、轻瓦斯保护、油位下降、油温升高、冷却器全停、过励磁保护等。

3．应装性能良好的防火、灭火设施和事故储油设施。

4．按照“电力设备过电压保护设计技术规程”规定，应装设防雷保护装置。

5．变压器的冷却装置应符合安全要求。

(1)按照规范设计和装设冷却装置。

(2)强油循环的冷却系统必须有两个独立工作的电源，并能自动切换。切换时能发出声光信号。

(3)强油循环变压器，当切除故障冷却器时，应发出声光信号，并自动投入备用冷却器。

(4)风扇、水泵及油泵的电动机应有过负荷、短路及断相保护。

(5)水冷却器的油泵应装在冷却器的进油侧，并保证在任何情况下冷却器中的油压大于水压约0．05MPa，冷却器出水侧应有旋塞。

(6)强水循环水冷却的变压器，各冷却器的潜油泵出口应装逆止阀。

(7)强油循环冷却的变压器应能按温度或负载大小控制冷却器的投切。

6．变压器应装设性能良好的油保护装置。

(1)变压器均应装设储油柜(密封变压器除外)。储油柜应密封良好，耐受0．05MPa压力试验，6h无渗漏；安全气道与储油柜应相互连通；其结构应便于清理内部；储油柜的容积应保证在周围气温+40℃满负荷状态下，油不溢出；在一30℃未投入运行时，油位计应有油可见，并正确显示油位；储油柜应有注油、放油和排油装置；在变压器储油柜上应装设带有油封的吸湿器，使油温变化体积伸缩时，空气能通过吸湿器进出油枕，空气中的水分和湿气经过硅胶而被除去。

(2)变压器应装有净油器，内部应装设性能良好的吸附剂。使用装有吸附剂的净油器，变压器油因上下温差而通过净化器，其中的吸附剂(活性氧化铝或硅胶)能清除油中有机酸类杂质，以延缓油的老化。

(3)变压器应采取防止油老化措施，如储油柜利用隔膜密封、胶囊密封、氮气囊密封及变压器充氮保护，油位计处应加装胶囊或隔膜，这些措施对防止油质劣化具有重要意义。隔膜式储油柜、胶囊式储油柜或氮气囊储油柜，使油与空气隔离，隔膜或胶囊随油面上下波动，使油自由伸缩，油压无大的变化。对充氮保护的变压器，油柜上面的氮气能使空气不与油直接接触，氮气经油连通器与空气隔离，使油可以自由伸缩，从而起到油保护作用。采用上述措施的变压器，净油器仍应投入运行，并应根据运行情况及时更换吸附剂。

(4)采用全密封结构，国外一些大型变压器采用较多。油与变形量大而弹性小的金属膨胀器连通，而与空气隔离。当油温变化时，膨胀器随之膨胀或收缩，使油压维持不变。膨胀器外加装与大气连通的保护罩。

7．变压器应按规范要求装设温度测量装置。变压器应有测量顶层油温的玻璃温度计；变压器应装设户外式信号温度计，强油循环变压器应装设两个户外式信号温度计；8000kVA及以上的变压器应装有远方测温装置，强油循环变压器应装有两个远距离测温元件；1000kVA及以上的油浸式变压器、800kVA及以上的油浸式和630kVA及以上的干式厂用变压器应将信号温度计接远方信号；强油循环水冷却变压器应在冷却器进出口分别装设检测装置；无人值班变电站内20000kVA及以上的变压器，应装设远方监视负载电流和顶层油温的装置；干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置。

8．室内安装的变压器应装有机械通风装置，以降低变压器的温度，在机械通风停止时，应能发出远方信号。

9．当变压器所在系统的实际短路表观容量大于规定值时，应要求制造厂对变压器采取限制短路电流的措施。变压器保护动作的时间应小于承受短路耐热过程的持续时间。

10．变压器和发电机直接连接而且承受发电机甩负载工作的条件时，在变压器与发电机连接的端子上应能承受1．4倍额定电压历时5s。

11．如在变压器上安装反应绝缘情况的在线监测装置，其电气信号应经传感器采集，并保持可靠接地。采集油中溶解气体的装置，应有良好的密封性能。

12．变压器油箱和附件应满足“三相油浸式电力变压器技术参数和要求”。变压器的机械强度应能承受0．10119MPa(759mmHg)的真空度和正压0．098MPa的机械强度的试验，油箱不得有损伤和不允许的永久变形。

(二)严格执行有关规定

严格执行《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工验收规范》、《电力变压器检修导则》、《变压器油中溶解气体分析和判断导则》、《变压器运行规程》等有关规程、规范和制造厂的规定。提高安装、检修质量，严格安装、检修工艺和质量标准，认真进行维护，减少变压器事故。

为防止变压器火灾事故的发生，这里重点强调以下几个方面：

1．预防变压器绝缘击穿事故：

(1)严防水分及空气进入变压器引起绝缘击穿事故。变压器在制造、运输、存放、安装和运行中，必须密封良好，严防变压器受潮、进水、进空气，特别是套管、防爆膜、油枕顶部、呼吸器、油面计、潜油泵法兰垫、进油阀门杆盘根等处密封应特别注意。安装或检修后应进行0．6m油柱试验。220kV以上变压器采用真空注油，110kV也应用真空注油，排除线圈中汽泡。散热器和冷油设备联接应密封良好，特别是水冷却的冷油器应作压力试验且水压应低于油压，严防泄漏。变压器投入运行前要排除内部空气，如高压套管法兰、升高座、油管路中的死区及冷油器顶部等处残存空气应排尽。强油循环变压器在安装毕投运前，应启动全部冷却设备，使油循环较长时间，将残留空气逸出。

强迫油循环的变压器，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，制造上有缺陷的应及时处理好，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都应完好不漏。更换胶垫时，对性能不明的胶垫材料应取样作耐油试验，不耐油或其他性能不良的不能使用。

水冷却的冷油器和潜油泵在安装前应按制造厂的安装使用说明书分别对每台作检漏试验。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，以避免出现负压。运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示，检查水中有无油花(每台冷油器应装有监察出水中有无油花的水阀门)。北方应采取防止冷油器停用时铜管冻裂的措施。

防爆筒应与油枕连通或经呼吸器与大气连通，定期排放油枕下部积水。

呼吸器的油封应注意加油和维护，保证畅通。干燥器应保持干燥，硅胶应定期更换。

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分、杂物等带入线圈中。

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

定期作含水量和含气量分析。对于220kV变压器油中含水量应不大于25mg／L，含气量应不大于2%，运行中如若超过此数值一倍时，应对油进行处理。500kV变压器要求更高，其含水量应小于15mg／L，含气量应小于1%。

(2)安装和检修中应严防焊渣和金属杂物进入变压器。扣钟罩前应彻底进行检查，用油冲洗清除焊渣、油泥、棉纱等杂物。有条件时可吊芯清除箱底杂物。安装前应将油管路、冷油器和潜油泵以及导向冷却变压器的进油联箱的内部清理干净并用油冲洗。净油器安装应正确，防止氧化铝或硅胶进入变压器内。为避免铜丝网冲入变压器内，应将铜丝网换成烧结式过滤网。对已冲入了氧化铝和硅胶的变压器，应尽早安排检修处理。

(3)防止绝缘受伤：
❶ 变压器在吊罩时，应严防绝缘受到损伤，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设不使其走偏的稳钉。在安装高压套管时，应注意切勿使引线扭转，不要过分用力吊拉引线，使引线根部和绕组绝缘受伤。如果引线过长或过短，应予以处理。套管下部的绝缘筒围屏及500kV引线结构，应按制造厂的图纸和说明安装，检查并校核绝缘距离应符合图纸要求。要防止引线砸及围屏使绝缘距离不够，检修时严禁踩在引线的根部而损伤绝缘或导线。
❷ 变压器在吊罩检查时，应认真检查夹件、垫块和螺栓松紧情况，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。
❸ 变压器检修时，应认真检查相间隔板和围屏有无破损、变色、变形、放电痕迹，发现异常应认真处理。绕组应清洁，表面无油垢，无变形，无破损，整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象。绕组绝缘状况应良好(有弹性、手指按压无残余变形)。
❹ 对于经受过出口短路和异常运行情况的变压器，特别是铝绕组变压器，应根据具体情况进行必要的试验和检查，防止缺陷扩大，使设备发生重大损坏。
❺ 安装、检修需要更换绝缘部件时，必须采用试验合格并经干燥处理的材料和部件。

(4)防止绕组温度过高、绝缘劣化造成短路。
❶ 变压器的保护装置必须完善可靠。保护继电器及瓦斯继电器应安装调整正确，定期检测和预试，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，则应采取可靠的安全措施，事后应立即恢复。
❷ 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，在恢复供电前应经过详细试验和检查，确定无异状才可投运。
❸ 精心维护、认真调整、严格控制变压器顶层油温及各部温升在规程允许范围之内，防止绝缘加速老化。油浸式变压器顶层油温不应超过表4－3－17的规定，制造厂有规定的按制造厂规定执行。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温不宜经常超过85℃。改进结构或改变冷却方式的变压器应通过温升试验确定负载能力。变压器的绕组、铁芯及油的温升不应超过表4－3－18的规定。浸有不燃性合成绝缘液体且所用绝缘材料不是A级的变压器，其允许温升可以通过试验后确定增加数值。
❹ 油浸式变压器在各种负载状态下的负载电流、热点温度及绝缘材料接触的金属部件温度应严格控制，其最大限值应不超过表4－3－23的规定，顶层油温限值为105℃。当制造厂有超额定电流的明确规定时，应按制造厂的规定执行。确定不同负载状态下负载电流的原则概括如下：

表4－3－23 变压器负载电流和温度最大限值

注 1．试验用的变压器为三相11kV／443V、500kVA。

2．所有数据的试验条件相同，各液体热点温度是指低压线圈顶部温度。

3．该变压器是以矿物质绝缘油来设计的。

4．表中t_r－绝缘液体表面温升 t_ay－绝缘液体的平均温升。