天地玄黄公司公司二十五项反措安全监察报告

（防止大型变压器和互感器损坏事故）

检查单位：天地玄黄公司

受检单位：天福公司

检查日期：年3月29日至31日

1、检查依据

（一）集团防止电力生产事故的二十五项重点反事故措施安全监察手册（火电分册）（安环[]号）。

（二）防止电力生产事故的二十五项重点要求（版）（办[]号）。

2、检查内容

（1）《防止电力生产事故的二十五项重点要求》落实执行情况。

（2）变压器相关基建交接试验记录。

（3）变压器近年检修台账及相关报告。

（4）#1、2主变故障造成机组非停事件整改措施落实情况。

（5）变压器点检维护记录及现场设备运行情况。

（6）公司督办隐患“#2主变色谱分析乙炔含量上升”治理方案及落实情况。

3、检查组织

年3月29日至31日，天地玄黄公司安环部组织区域相关单位电气专业人员，赴现场对天福公司主要变压器及互感器运维情况进行检查（检查组人员名单见附件2）。检查组分别从电气一次、电气二次、消防等方面，对照安全监察手册及二十五项反措条文，对天福公司大型变压器及互感器运行维护、技术管理进行逐项检查。

4、检查结论及发现问题

天福公司结合机组检修及定期工作落实了二十五项反事故措施相关要求，开展了电气设备预防性试验等相关工作，各类台账、资料齐全，技术监督开展正常。同时，本次检查发现13项问题如下：

（1）#1、2主变红外成像检测的测量数据和图像均制作报告，但不够精确，尤其是#2主变近期（2月28日投入运行至今）未做精确检测，只进行了变压器套管的红外成像检测，未见所有油回路的照片及数据，检测工作未严格按照测试周期执行。需按规定周期及时开展红外成像检测，同时增加对变压器的油回路红外成像检测。

（2）检查#1、2高厂变铁心、夹件的接地电流记录数据为零，发现所用的测量钳表精度不够。需配置精确等级在mA级的钳表。

（3）#1、2主变、高厂变、启备变定值单中重瓦斯、轻瓦斯的动作值与实际有偏差。需对保护定值进行复核，重新整定、审批。

（4）变压器检修过程中未单独对重瓦斯等重要跳闸回路绝缘进行测量。需按规范要求执行相关测量工作。

（5）机组重要保护系统等电位接地网与地网之间未使用4根50mm2铜线连接。#1主变冷却器控制箱内接地排没有使用25mm2铜导线接入地网。需系统排查接地线情况并治理。

（6）#1主变本体端子箱内不同跳闸回路、跳闸与信号回路端子之间未隔离。需结合机组检修整改。

（7）启备变瓦斯继电器未按期校验。需按规范要求执行定期校验工作。

（8）略（？）

（9）未见电容式电压互感器在制造厂出厂时进行0.8Un、1.0Un、1.2Un及1.5Un（Un指额定一次相电压）的铁磁谐振试验记录。需联系设备厂家对相关资料查证。

（10）#1、2机发电机出口电压互感器空载电流测量及励磁特性试验引用规程不规范，报告编制不严谨。需严格落实《电力设备预防性试验规程》DL/T-、《电力设备局部放电现场测量导则》DL/T-规定，加强试验报告审核管理。

（11）变压器检查记录中缺少对变压器油枕油位检查的记录。需细化检查范围并记录相关数据。

（12）#1、2主变及启备变检修时，末屏内部接触情况的检查记录不完善。需对末屏内部接触用涂抹凡士林查验等方法确认其接触情况，并拍照记录。

（13）kV母线气室GM21SF6密度表偏差0.MPa，超过标准。需对该表计重新校验，不合格则更换。

对于检查组提出的整改要求，天福公司应高度重视、认真落实，并将改进措施和落实情况及时报送天地玄黄公司安环部。

5、工作建议

为提高变压器运行维护管理水平，持续努力提升设备可靠性，防范各类异常事件发生，检查组还提出了如下改进建议：

（1）建议两台主变中性点连接排截面保持一致，满足接地故障电流需要。

（2）建议咨询变压器和GIS开关厂家，对离相母线导体外壳的感应电流在法兰连接处的处理方式。如在变压器升高座与GIL外壳相连部位加跨接短路排，减小通过螺栓的电流，减小发热，从而降低密封圈损坏几率。

（3）建议定期对变压器冷却器散热片清扫，尤其是春季杨絮比较多的时候，增加清扫次数，加强变压器的散热能力，降低油温。

（4）建议健全外绝缘清扫记录。

（5）建议在变压器沿墙装设接地扁铁，便于检修时接地使用。

（6）变压器上部红外成像存在测不到的死角，建议安排升降车在满足安全距离的前提下，每年不少于1次，进行测试（重要设备可增加检测次数）。

附件：

1.天福公司二十五项反措安全监督工作底稿

2.检查组人员名单、受检单位人员名单

附件1：

天地公司二十五项反措安全监督工作底稿

监察条文监察内容存在问题工作要求备注

12.1防止变压器出口短路事故

（1）变压器受到近区短路冲击未跳闸时，是否立即进行油中溶解气体组分分析，并跟踪油中溶解气体组分数据的变化趋势。变压器受到近区短路冲击跳闸后，是否开展油中溶解气体组分分析、直流电阻、绕组变形及其他诊断性试验。

正常

12.2防止变压器绝缘事故

（1）对运行10年以上的变压器是否进行了油中糠醛含量测试。

不适用

（2）对运行年限超过15年的储油柜胶囊和隔膜是否已更换。

不适用

（3）是否开展变压器红外成像检测，精确检测的测量数据和图像制作报告存档保存。

变压器红外成像检测的测量数据和图像均制作报告，但不够精确，尤其是#2主变近期的（2月28日投入运行至今）未做精确检测，只有变压器套管的红外成像检测，所有油回路的照片及数据未见。

增加对变压器的油回路的红外成像检测。

（4）变压器的铁心、夹件是否通过小套管引出，是否在运行中监测接地线中环流。

高厂变的铁心、夹件的接地电流记录为零，所用的测量钳表精度不够。

购买精确等级在mA级的钳表。

（5）是否严格按照试验周期进行油色谱检验。kV及以上变压器是否装设在线油色谱监测装置，并定期与离线检测数据的比对分析。

正常

12.3防止变压器保护事故

（1）变压器本体保护是否加强防雨、防震措施，户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器是否加装防雨罩。

正常

（2）变压器本体保护是否采用就地跳闸方式，将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两对触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路。

正常

（3）变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护是否投跳闸。

1.主变、高厂变、启备变定值单重瓦斯、轻瓦斯的动作值与实际有偏差。

2.主变、高厂变、启备变重瓦斯等重要跳闸回路绝缘未单独测量。

3.机组重要保护系统等电位接地网与地网之间未使用4根50mm2铜线连接。

4.#1主变本体端子箱内不同跳闸、信号回路端子之间未隔离。

需对相关保护定值进行复核，重新整定。对回路及相关接地、隔断检查整改。

（4）气体继电器是否定期校验。是否安装了气体采气盒。

启备变瓦斯继电器未按期校验。

及时送检。

（5）压力释放阀在交接和变压器大修时是否进行了校验。

正常

12.4防止分接开关事故

（1）无励磁分接开关在改变分接位置后是否测量使用分接的直流电阻和变比；有载分接开关检修后是否测量全程的直流电阻和变比。

正常

（2）当开关动作次数或运行时间达到制造厂规定值时，是否进行了检修，并对开关的切换程序与时间进行测试。

正常

（3）运行中分接开关油室内绝缘油是否每6个月至1年或分接变换～次进行微水及击穿电压试验。

正常

12.5防止变压器套管事故

（1）运行人员正常巡视是否检查记录套管油位情况，套管渗漏油时是否及时处理。

正常

（2）每次拆接末屏后是否检查末屏接地状况并保证末屏接地良好。

存在的问题见12.8第5条。

（3）套管均压环是否采用单独的紧固螺栓，紧固螺栓与密封螺栓、上下两道密封是否分开。

正常

12.6防止冷却系统事故

（1）强迫油循环变压器的潜油泵是否选用转速不大于r/min的低速潜油泵。

正常

（2）强油循环的冷却系统是否配置两个相互独立的电源，并具备自动切换功能。

正常

（3）变压器冷却系统的工作电源是否有三相电压监测，任一相故障失电时能保证自动切换至备用电源供电。

#1主变冷却器控制箱内接地排没有使用25mm2铜导线接入地网。

按规范要求整改。

（4）强油循环冷却系统的两个独立电源是否定期进行切换试验，有关信号装置是否齐全可靠。

正常

（5）对目前正在使用的单铜管水冷却变压器，是否始终保持油压大于水压，是否采取有效的运行监视方法能及时发现冷却系统泄漏故障。

不适用

12.7防止变压器火灾事故

（1）是否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。

正常

（2）是否结合例行试验检修，定期对灭火装置进行维护和检查，清理喷嘴。

正常

12.8防止互感器事故

（1）电容式电压互感器是否在制造厂出厂时进行0.8Un、1.0Un、1.2Un及1.5Un（Un指额定一次相电压）的铁磁谐振试验。

未见相关试验资料。

联系厂家对相关设备查证。

（2）电磁式电压互感器是否在交接试验时或检修时进行了空载电流测量及励磁特性试验。

#2发电机出口PT

试验日期：年3月9日

#1发电机出口PT局放试验

试验日期：年8月13日

问题1.引用规程不规范。

问题2.报告编制不严谨。

严格落实《电力设备预防性试验规程》DL/T-、《电力设备局部放电现场测量导则》DL/T-规定，

加强试验报告审核管理。

（3）运行人员正常巡视是否检查记录互感器油位情况。

有设备巡检记录，但未列出对油位检查内容。

建议增加和细化检查内容。

（4）是否严格按照《带电设备红外诊断应用规范》（DL/T）的规定，开展互感器的精确测温工作。精确检测的测量数据和图像是否归档保存。

测试工作未按制订测试周期及时进行。

按制订测试周期及时进行。

（5）是否对结构不合理、截面偏小、强度不够的电流互感器末屏进行了改造；对采用螺栓式引出的末屏，检修结束后是否检查确认末屏接地是否良好。

有末屏检查记录，但对内部接触情况的检查记录不完善。

对末屏内部接触用涂抹凡士林查验等方法确认，并拍照记录。

（6）运行中是否巡视检查气体密度表，并监视产品年漏气率应小于0.5%。

正常

（7）SF6密度继电器与互感器设备本体之间的连接方式是否满足不拆卸校验密度继电器的要求，户外安装是否加装了防雨罩。

kV母线气室GM21SF6密度表偏差0.MPa，超过标准。

重新测试，不合格更换。

其他工作建议序号目前状况建议内容。备注

1、建议主变中性点连接排截面要一致，满足接地故障电流需要。

2、建议咨询变压器和开关两个厂家，对离相母线导体外壳的感应电流在法兰连接处如何处理（例如变压器升高座与GIL外壳相连部位加跨接短路排，或在连接部位加装绝缘层，以减小或隔绝通过螺栓的电流，减小发热，降低密封圈损坏几率）。

天神公司的主变与GIL连接方式、天理公司GIS连接方式（图）。

3、变压器冷却器散热片部分脏污，建议应定期进行清扫，尤其是春季杨絮比较多的时候，增加清扫次数，加强变压器的散热能力，降低油温。

4、有外绝缘台账，但无清扫记录。建议健全外绝缘清扫记录。

5、接地问题。建议变压器沿墙装设接地扁铁，便于检修时找到合适的接地点。变压器检修时油箱接地接在了外护格栅上，会造成接地不可靠。

6、红外成像检测问题。变压器上部红外成像存在测不到的死角，建议可以安排升降车在满足安全距离的前提下，进行测试（kV及以下设备，每年不少于1次，重要设备可增加检测次数）。

附件2：

检查组人员名单

（略）