变压器运行技术标准.docx
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变压器运行技术标准
变压器运行技术标准
1主题内容与适用范围
1.1本标准规定了电站主变压器和厂用变压器的技术规范、运行方式、异常情况处理。
1.2本规程适用于电站110kV主变压器、400V厂用变压器、35kV箱式变压器的运行维护和管理。
2规范性引用文件
2.1《DL/T572-2010电力变压器运行规程》
2.2《GB/T1094.7-2008油浸式电力变压器负载导则》
2.3DL/T596-1996《电力设备预试性试验规程》
3技术规范
13.1主变压器及主要附件技术参数：
设备型号
标准代号
GB1094
主
变
技
术
参
数
生产厂家
额定容量（kVA）
高压侧额定电压kV
低压侧额定电压kV
高压电流（A）
低压电流（A）
调压方式
空载电流（%）
空载损耗（kW）
负载损耗（kW）
接线组别
冷却方式
设备重量（kg）
油重（kg）
器身重（kg）
充氮运输重（kg）
高压套管
型号
额定电压（kV）
额定电流（A）
3.2主变压器各分接头电压、电流：
分接头高压侧
分接头位置
电压（kV）
电流（A）
1
2
3
4
5
6
7
8
9a
9b
9c
10
11
12
13
14
15
16
17
分接头低压侧
3.3箱式变技术参数：
3.3.1变压器
项目
技术参数
型号
制造厂
额定容量（kVA）
高压侧额定电压（kV）
高压侧额定电流（A）
低压侧额定电压（kV）
低压侧额定电流（A）
调压方式及分接级数
阻抗电压（％）
空载电流（％）
空载损耗（kW）
负载损耗（kW）
接线组别
绝缘电阻试验
高压对地（MΩ）
低压对地（MΩ）
高低压对地（MΩ）
绝缘油耐压试验（kV）
冷却方式
3.4站用变技术参数：
设备型号
生产厂家
技术参数
高压侧额定电压（kV）
低压侧额定电压（kV）
额定容量（kVA）
阻抗电压（%）
高压电流（A）
低压电流（A）
调压方式
空载电流（%）
空载损耗（kW）
负载损耗（kW）
接线组别
冷却方式
设备重量（kg）
分接级数
器身重（kg）
4运行规定
4.1变压器一般运行规定
4.1.1变压器运行电压一般不应高于该分接头额定电压的105％。
4.1.2主变压器运行中上层油温不允许超过+80℃，绕组温度不超过+90℃。
4.1.3环氧树脂浇注干式变压器各部的运行温度一般不允许超过100℃。
4.1.4变压器过负荷运行规定
4.1.4.1变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。
正常过负荷时，其允许值可根据变压器的负荷曲线，冷却介质温度以及过负荷前变压器站带负荷等因素来确定。
事故过负荷只可以在事故情况下使用。
变压器存在较大缺陷（如冷却器系统不正常，严重漏油，色谱分析异常等）不准过负荷运行。
4.1.4.2全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。
4.1.4.3变压器过负荷运行时，电流互感器、隔离开关、断路器均应满足载流要求，否则严禁过负荷运行。
4.1.4.4变压器过负荷运行时，加强对上层油温和线圈温度监视检查，做好记录；要严格控制上层油温不得超过允许值。
4.1.4.5油浸自然循环自冷式变压器事故过负荷运行时间规定见下表：
油浸自然循环自冷式变压器事故过负荷运行时间规定表：
负荷电流/额定电流
1.3
1.6
1.7
2.0
2.4
3.0
允许运行时间（min）
120
30
15
7.5
3.5
1.5
4.1.5变压器运行中的油位规定
4.1.5.1正常运行中，根据环境温度检查油浸式变压器油位指示在相应的刻度线范围内。
4.1.5.2变压器油位指示超过极限值时，应查明原因，经确认不是假油位时，应放油或补油，使变压器油位保持在相应的刻度位置。
4.1.6当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常，严重漏油，有局部过热现象，油中溶解气分析结果异常等）或绝缘有弱点时，只有经主管生产的领导批准后，才能投入运行，并加强运行监视。
4.1.7变压器三相电流不平衡时，应监视最大电流相不超过额定值。
4.1.8中性点接地方式：
主变压器中性点接地方式按调度命令执行，正常运行情况下#1主变中性点接地。
4.1.9变压器瓦斯保护装置的运行规定
4.1.9.1变压器正常运行时，重瓦斯保护应投“跳闸”位置，有载调压分接开关的瓦斯保护应投“跳闸”位置，未经调度批准不得将其退出运行。
瓦斯保护投入前，运维人员应检查下列内容：
4.1.9.1.1查阅瓦斯继电器校验报告或有关交待明确瓦斯继电器可投入运行；
4.1.9.1.2瓦斯继电器外壳完整，无渗油、漏油；
4.1.9.1.3瓦斯继电器内无空气且充满油。
4.1.9.2运行中的变压器进行滤油、加油、更换油呼吸器的硅胶时，或瓦斯保护回路有工作以及继电器本身存在缺陷、操作瓦斯继电器连接管上的阀门时，应将重瓦斯保护改投“信号”位置，工作结束运行2小时后，待空气放尽，方可将重瓦斯保护投入“跳闸”位置。
4.1.9.3当油位计指示的油面有异常升高，油路系统有异常现象时，为查明原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门，或其它可能引起油流变化的工作，必须先将重瓦斯保护改投“信号”位置，然后才能工作，以防瓦斯保护误动跳闸。
4.1.9.4在大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投“信号”位置。
4.1.9.5变压器的重瓦斯保护与差动保护不能同时退出运行。
4.1.9.6新投入和检修后投运的变压器在充电时，应将重瓦斯保护投至“跳闸”位置，充电正常后改投“信号”位置，经24小时无瓦斯信号出现，瓦斯继电器内无气体，可将其投至“跳闸”位置，若还有气体时，再隔12小时将瓦斯保护投至“跳闸”位置。
4.1.10备用变压器绝缘监测：
4.1.10.1油浸式变压器备用时间超过30天，必须测量绝缘电阻一次。
4.1.10.2干式变压器备用时间超过15天，必须测量绝缘电阻一次。
4.1.11主变压器进行投运和停运操作时，必须先合上中性点接地刀闸。
4.1.12运行值班人员每天对变压器至少巡视一次，每周一对主变压器进行一次夜间巡视。
4.1.13变压器分接开关的运行规定
4.1.13.1运行现场应具备下列技术资料：
产品安装使用说明书、技术图纸、自动控制装置整定说明书、绝缘油试验记录、检修记录、缺陷记录、分接变换记录等。
4.1.13.2有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。
4.1.13.3有载调压装置的分接变换操作，由运维人员按调度部门确定的电压曲线或调度指令，在电压允许偏差范围内进行。
4.1.13.4正常情况下，一般使用远方电气控制。
当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手摇操作。
当分接开关处在极限位置又必须手摇操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。
就地操作按钮应有防误操作措施。
4.1.13.5分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。
操作时应同时观察电压表和电流表的指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及动作计数器的指示等都应有相应变动。
4.1.13.6每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录在交接班运行日志上，每次投停、试验、维修、缺陷与故障处理，都应作好记录。
4.1.13.7当变动分接开关操作电源后，在未确认电源相序是否正确前，禁止在极限位置进行电气控制操作。
4.1.13.8对同时装有载调压变压器及无功补偿并联电容器装置的变电站的调压原则，按SD325—89《电力系统电压和无功电力技术导则（试行）》的规定进行。
4.1.13.9如有载调压变压器自动调压装置及电容器自动投切装置同时使用，应使按电压整定的自动投切电容器组的上下限整定值略高于有载调压变压器的整定值。
4.1.13.10分接变换操作中发生下列异常情况时应作如下处理，并及时汇报安排检修。
4.1.13.10.1操作中发生连动时，应在指示盘上出现第二个分接位置时立即切断操作电源，如有手摇机构，则手摇操作到适当分接位置；
4.1.13.10.2远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，中止操作；
4.1.13.10.3分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障；
4.1.13.10.4分接位置指示不一致；内部切换异声；过压力的保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油及危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中止操作。
4.1.13.11有载调压变压器可按批准的现场运行规程的规定过载运行。
但过载1.2倍以上时，禁止分接变换操作。
4.1.13.12运行中分接开关的油流控制继电器或气体继电器应有校验合格有效的测试报告。
若使用气体继电器替代油流控制继电器，运行中多次分接变换后动作发信，应及时放气。
若分接变换不频繁而发信频繁，应作好记录，及时汇报并暂停分接变换，查明原因。
若油流控制继电器或气体继电器动作跳闸，必须查明原因。
按DL/T572—2010《电力变压器运行规程》的有关规定办理。
在未查明原因消除故障前，不得将变压器及其分接开关投入运行。
4.1.13.13当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常（主要为乙炔和氢的含量超标）或分接开关油位异常升高或降低，直至接近变压器储油柜油面时，应及时汇报，暂停分接变换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障。
4.1.13.14运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压应不低于30kV。
当击穿电压低于25kV时，应停止分接变换操作，并及时处理。
4.1.13.15分接开关检修超周期或累计分接变换次数达到站规定的限值时，应通知检修单位维修。
4.2变压器的运行定额：
4.2.1环氧树脂浇注干式变压器各部的运行温度：
超温报警155℃；超温跳闸170℃；铁芯报警140℃；
4.2.2主变的温升极限：
顶层油温升55K；绕组温升65K。
5维护操作
5.1设备巡视
5.1.1主变压器的巡视项目
5.1.1.1变压器的油温和绕组温度是否正常，储油柜的油位是否与温度相对应，各部位无渗油、漏油；
5.1.1.2套管油位是否正常，套管外部有无破损裂纹、有无严重油污、有无放电痕迹及其它异常现象；
5.1.1.3变压器运行声音是否正常；
5.1.1.4各冷却器手感温度是否接近，运转是否正常；
5.1.1.5中性点接地刀闸的状态是否与运行方式相符；
5.1.1.6引线接头、电缆、母线有无发热迹象；
5.1.1.7压力释放器是否有喷油现象；
5.1.1.8瓦斯继电器内是否有气体聚集；
5.1.1.9呼吸器系统是否畅通；
5.11.10吸湿器完好，吸附剂是否干燥；
5.1.1.11控制箱和二次端子箱是否关严，有无受潮；
5.1.1.12记录中性点避雷器动作次数；
5.1.1.13低压侧刀闸是否合到位，触刀是否锁紧，检查限位销是否到位，刀闸片有无过热烧损等现象；
5.1.1.14主变低压侧共箱母线运行声音是否正常，温度有无异常升高现象
5.1.1.15主变场的消防设施是否正常。
5.1.2干式变的巡视项目：
5.1.2.1干式变压器的绕组温度是否正常，三相绕组温度是否基本平衡，外部表面有无积污；
5.1.2.2干式变压器运行声响是否正常；
5.1.2.3引线接头、电缆、有无发热迹象。
5.1.2.4变压器门锁是否闭锁。
5.1.3厢式变压器投运前和运行中应根据不同要求进行如下项目检查：
5.1.3.1三相分接头位置正确一致。
5.1.3.2运行时无放电现象。
5.1.3.3各接头紧固，运行时不发热变色。
5.1.3.4外壳接地线完好。
5.1.3.5温控器电源、信号显示是否正常。
5.1.3.6分接开关三相均应在相同位置。
5.1.4运行和备用中的变压器，每天至少巡视一次，在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数；
5.1.4.1新设备或经检修、改造的变压器在投运72h内；
5.1.4.2当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常，严重漏油，有局部过热现象，油中溶解气分析结果异常等）或绝缘有弱点时；
5.1.4.3气候突变时（如大风、大雪、冰雹、寒潮、大雨等）；
5.1.4.4高温季节、高峰负载期间；
5.1.5主变的特殊检查项目如下：
5.1.5.1大风、雷雨后，应立即检查变压器的引线有无杂物挂落；绝缘子有无裂痕及放电痕迹，避雷器有无动作记录；
5.1.5.2气温急剧变化时，应检查导体及接头有无过热、变色，油位变化、有无渗油、瓷套管有无裂纹及放电现象；
5.1.5.3大雾天气应检查瓷套管有无放电现象，重点监视污秽瓷质部分；
5.2变压器的维护：
5.2.1主变压器的维护项目：
5.2.1.1新装或大修后运行一个月，在投运后3天、10天、30天各取油样化验一次；运行的第2个月至第5个月，每月取油样化验一次，若无异常则转为以后每3个月取油样化验一次；正常运行一年后，每年化验一次。
5.2.1.1.1允许运行的最低油质标准为：
在标准试油杯试验时耐压不低于40KV。
5.2.1.1.2变压器运行初期，如果油质指标下降很快，应尽快分析原因，采取处理措施。
5.2.1.2每年春季对主变冷却系统维护一次：
散热片清扫。
5.2.1.3低压侧隔离开关检修应与变压器大小修同步进行，检查动、静触头无过热现象；检查刀闸分合闸机构及触刀位置情况；合闸分两步完成，第一步须将刀闸合到位后，刀闸利用内部弹簧片将各相的限位销顶到位；第二步，刀闸触刀到位后，继续往上顶合闸操作把手，触刀锁紧，发出清脆的合闸声，刀闸合上。
5.2.1.4每月用红外成像仪测量接头温度一次。
5.2.2变压器定期检查项目：
5.2.2.1外壳及箱沿应无异常发热；
5.2.2.2各部位的接地应完好，每月定时测量铁芯和夹件的接地电流，铁芯接地电流不能大于0.1A；
5.2.2.3清除储油柜集污器内的积水和污物；
5.2.2.4更换吸湿器内的吸附剂；
5.2.2.5各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠；
5.3设备操作
5.3.1主变压器投运和检修的验收
5.3.1.1检查工作票结束，拆除所有临时接地、短路线和临时安全措施，恢复常设遮栏和标示牌。
5.3.1.2主变压器本体、套管、引出线、绝缘子清洁无损坏，现场清洁无杂物。
5.3.1.3主变压器油枕及油套管的油色透明，油位正常。
5.3.1.4有载调压变压器的分接开关在二档位置，检查无载调压分接开关在二档位置，有交待记录。
5.3.1.5主变压器瓦斯继电器內充满油，无气体。
防雨罩完好，观察窗防护罩在打开位置。
5.3.1.6主变压器防爆膜完好，压力释放阀完好，呼吸器内硅胶无变色。
5.3.1.7散热器、油枕及瓦斯继电器的油门应全开。
5.3.1.8各继电保护及自动装置投入正确。
5.3.1.9主、辅设备无漏油、渗油。
5.3.1.10主变压器测温装置良好。
5.3.1.11主变压器外壳、中性点接线良好，接地刀闸装置正常，接地电阻连接完整良好。
5.3.1.12主变压器油化验结果符合规定。
5.3.2.主变压器绝缘电阻的测量规定
5.3.2.1新安装或检修后的主变压器投运前必须测量其绕组的绝缘电阻。
测得的结果应记录在专用的《绝缘记录本》内。
5.3.2.2备用时间超过一个月的主变压器，每月应进行一次绝缘电阻的测量，检查绝缘是否良好。
如本月内备用主变压器投运过，则不再测量绝缘，但需在“绝缘记录本”中记录清楚。
5.3.2.3测量主变压器绝缘时应先拉开主变压器一次回路各侧开关及刀闸，拉开中性点接地刀闸（或拆除中性点接线）。
5.3.2.4主变压器绕组电压在1000V及以上使用2500V兆欧表测量。
测量前要确定被测主变压器的各侧来电端开关均拉开，且有明显断开点，使用合格的电压等级对应的验电器验明确无电压，而且测量前后均应将被测绕组接地放电。
5.3.2.5测量主变压器绝缘应分别测量各绕组之间，各绕组对地之间的绝缘。
5.3.2.6对于油浸式主变压器绕组绝缘电阻值每千伏不低于1MΩ，主变压器使用期间所测得的绝缘电阻值不得低于初始值的50%，且不低于前次所测值的70%。
5.3.2.7主变压器高、低绕组间绝缘电阻值不得低于高压侧对地绝缘电阻规定值。
5.3.2.8主变压器绝缘电阻值测量结果与以前记录比较分析，如有明显降低现象，应查明原因，并汇报值长。
5.3.2.9用兆欧表测量主变压器绝缘，应注意结束时引线应先于兆欧表工作前拿离主变压器被测部位，避免烧损兆欧表。
5.3.3主变压器投运前的试验及投运条件
5.3.3.1变压器投运前的试验
5.3.3.1.1新安装或大修后的变压器投运前应做3～5次全电压空载合闸冲击试验。
第一次受电后持续时间不应小于15min，每次冲击试验间隔时间为10min。
5.3.3.1.2新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动试验，并有交待记录。
5.3.3.1.3变压器各侧开关的跳、合闸试验。
5.3.3.1.4变压器各侧开关的联锁试验。
5.3.3.1.5有载调压装置调整试验，试验正常后放至适当位置。
5.3.3.2新安装或大修后的变压器，投运前应具备下列条件：
5.3.3.2.1有变压器和充油套管的绝缘试验合格结论。
5.3.3.2.2有油质分析合格结论。
5.3.3.2.3有设备安装和变更通知单。
5.3.3.2.4设备标志齐全。
5.3.3.2.5经定相正确并出具报告后，方可正式投运。
5.3.3.2.6.测量绕组在各个分接位置的直流电阻值。
5.3.3.2.7.检测各个分接位置的电压比与铭牌是否相符。
5.3.3.2.8.测定绕组的极性和联结组标号。
5.3.3.2.9.折去铁心接地片，用2500V兆欧表检测铁心的绝缘状况，符合要求后装好接地片，检测铁心接地是否良好（铁心有且只能一点接地）。
用2500V兆欧表检测变压器高压对地、低压对地及高压对低压的绝缘状况。
如果所得数据达不到要求，此时变压器需经干燥处理。
干燥处理的方法视现场条件而定，最简单的方法可以用热风干燥或红外线灯烘烤或两者兼用。
此时，加温不可急骤，要缓慢，保持变压器周围的环境温度在60℃～80℃。
干燥处理一段时间后。
待绝缘至少恢复到表1的规定后，变压器可以投入运行。
不经干燥处理的变压器（20kV级及以下）可以投入运行的绝缘要求见表1
表1
项 目
高压对低压及地
低压（≤3kV）对地
铁心、穿心
螺栓对地
20kV级
10kV级及以下
绝缘电阻（MΩ）
≥ 1000
≥600
≥ 100
≥ 20
注：
测试条件温度为15℃～30℃，湿度为 ≤ 90 %。
5.3.3.2.10.如要进行工频耐压试验，其试验值为出站试验值的100%。
变压器必须在温控器与传感插头分离后方可进行耐压试验。
5.3.4主变压器的投运与停用的操作规定
5.3.4.1变压器运行前的检查
5.3.4.1.1检查运输时拆卸的附件是否已全部安装就位。
5.3.4.1.2检查所有紧固件、连接件、标准件是否松动，并重新紧固一次。
5.3.4.1.3检查温控设备以及其他辅助器件能否正常运行。
5.3.4.1.4检查变压器的箱体是否可靠接地、铁心装配是否有一点可靠接地。
5.3.4.2主变压器的投入和退出运行，应按照调度的指令执行。
5.3.4.3变压器的保护装置及各侧避雷器未投入前，变压器不得投入运行。
5.3.4.4变压器的投入或退出，必须经断路器进行，不得用隔离开关接通或切断变压器的空载电流。
5.3.4.5变压器投运时应观察励磁涌流的冲击情况，若发生异常，应立即拉闸，使变压器脱离电源。
5.3.4.6主变压器在投运前或退出运行前，必须先合上中性点接地刀闸。
正常运行中，主变压器中性点运行方式按调度指令执行。
5.3.4.7变压器投运时，先合上电源侧开关充电正常后，再合负荷侧开关；停运操作与此相反。
5.3.4.8新安装、大修、事故检修或换油后的油浸式变压器，在施加电压前静置时间不应少于以下规定：
5.3.4.8.1110kV及以下24h。
5.3.4.8.2若有特殊情况不能满足上述规定，必须经调度批准。
5.3.4.9站用变压器不在同一系统时,严禁用并列的方法倒换。
5.3.4.10变压器的重瓦斯、差动及速断保护不允许在同时退出的情况下，将变压器投入运行。
5.3.4.11变压器投入运行后，应对其进行全面检查，确认变压器本体及辅助设备运行正常。
5.3.5变压器停送电操作原则
5.3.5.1变压器的停送电必须使用断路器而不能用隔离开关，对空载变压器也如此。
变压器的空载电流较大，且为纯感性电流。
大容量变压器空载电流是其额定电流O．6％～4％，中小容量变压器更大达额定电流的5％～11％。
用隔离开关切断变压器空载电流所产生的电弧，有时可能大大超过隔离开关的自然灭弧能力而拉不开，甚至引起弧光短路。
因此，必须用断路器接通或切断变压器回路。
5.3.5.2变压器停送电操作顺序。
变压器送电时，先送电源侧，后送负荷侧，停电时与上述顺序相反。
这是因为，按上述顺序送电时，若变压器有故障，可由保护装置动作于断路器跳闸，切除故障，便于按送电范围检查故障和对故障的判断及处理。
按上述顺序停电还可防止变压器反充电。
否则，先停电源侧，加大了电源侧断路器切断电路的负担，同时，遇变压器内部故障，可能造成保护误动或拒动，延长故障切除时间或扩大停电范围。
5.3.5.3对高压侧装隔离开关，低压侧装低压断路器或负荷开关的配电变压器，合闸时应先合高压侧后合低压侧；分闸时则相反。
5.3.5.4变压器的投入或停用，均应先合上各侧中性点接地隔离开关。
中性点接地隔离开关合上的目的，一方面可防止单相接地产生过电压和避免产生某些操作过电压，保护变压器绕组不因承受过电压而损坏；另一方面，中性点接地隔离开关合上后，当发生单相接地此时就是单相短路时，有接地故障电流流过变压器，使变压器差动保护和零序电流保护动作，将故障点切除。
故变压器投入或停用前，中性点接地隔离开关必须先合上。
如果变压器为充电状态，中性点接地隔离开关也应在合闸位置。
5.3.5.5变压器的保护使用原则。
送电前，变压器的保护应全部投入（对可能误动或未试验合格的保护应经批准停用），禁止将无保护的变压器送电和运行。
变压器停电后，在不影响备用设备或运行设备的
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