光伏电站变压器运行规程文档格式.docx

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额定容量

最高工作电压（kV）

额定电压kV

额定电流A

短路阻抗（%）U高-低

接线组别

额定频率Hz

绝缘等级

空载损耗kW

负载损耗kW

调压方式、范围

冷却方式

设备制造厂家

高压负荷开关

操作方式

机械寿命

高压侧避雷器

持续运行电压KV

4.运行规定

4.1一般规定

4.1.1运行中的变压器每班进行一次巡回，新投运或大修后的变压器应增加巡回检查次数。

4.1.2主变运行中和主变充电前，保护、测量及信号装置应正常投入。

4.1.3变压器加运操作从高压侧充电，不允许从低压侧充电，充电时低压侧断路器应在断开位置。

4.1.4箱式变高压侧保险熔断后更换时，需断开箱变各侧开关，并投入接地刀闸后方可进行更换。

4.1.5过负荷

4.1.5.1变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷电流值不超过额定值。

4.1.5.2变压器允许短时间过负荷，其过负荷允许值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所带负荷等来确定。

4.1.5.3变压器存在较大缺陷时不允许过负荷运行。

4.1.5.4变压器短时过负荷时:

电流不应超过额定电流的1.5倍，油温和绕组温度不应超过规定值，运行时间不应超过0.5小时。

4.1.6备用中的变压器应每月充电一次，充电前应测量绝缘电阻合格。

变压器检修后，在投运前应进行核相。

4.1.7绝缘电阻

4.1.7.1测量变压器绝缘电阻，使用2500V摇表测量；

4.1.7.2变压器线圈的绝缘电阻一般不低于初次在相同温度下测得的值的70%，且在环境温度20℃时，R>

2000MΩ。

4.1.7.3箱变所测得绝缘电阻值应满足:

每千伏不小于1MΩ，吸收比不得小于1.3。

4.1.7.4测量绝缘电阻时，应分别测各侧绕组对地和各侧绕组之间的绝缘电阻。

4.1.7.5干式变压器停用、备用时间超过7天，须测量绝缘电阻一次。

4.1.7.6绝缘电阻低于上述规定时，变压器投入运行需经主管领导批准。

4.1.8发生下列异常情况应做好事故预想，并汇报调度及主管副总经理。

4.2.3.1主变投用时和运行中瓦斯保护必须投入运行，重瓦斯保护应投至跳闸；

4.2.3.2主变大修、滤油、加油、换油或冷却器检修时重瓦斯保护投信号位置；

4.2.3.3当瓦斯继电器排气时重瓦斯保护应投信号位置；

4.2.3.4进行变压器更换硅胶时重瓦斯保护投信号位置；

4.2.3.5在瓦斯保护和二次回路上工作时，重瓦斯保护投信号位置；

4.2.3.6开启瓦斯保护继电器连接管上的阀门时，重瓦斯保护投信号位置；

4.2.3.7上述工作完毕后，经1个小时无异常，方可将重瓦斯保护投入跳闸。

4.2.4分接开关

4.2.4.1对于无载调压变压器，其分接开关的调整必须在变压器停电后进行，为确保分接头接触良好，在调整分接头时应正、反向各转动几次，然后固定在所需要调整的档位上，进行直流电阻接触电阻实验，实验数据合格后变压器方可投入运行。

4.2.4.2有载调压变压器，其分接开关的调整必须逐级进行，同时应监视分接开关位置和电压、电流变化。

4.2.4.3变压器分接开关调整后，应维持站用母线电压为额定值，波动范围为±

2.5%，变压器分接开关的位置及调整应有专门记录。

4.2.3轻瓦斯频繁动作。

5.巡回检查

5.1变压器

5.1.1变压器各部温度正常。

5.1.2油枕油位正常，且各部无渗漏。

5.1.3套管外部清洁，无破损，裂纹，无放电痕迹及其他异常现象。

5.1.4变压器运行声音正常，本体无漏油，呼吸器应完好，硅胶应干燥无变色。

5.1.5变压器本体接地可靠。

5.1.6释压器完好无漏油。

5.1.7变压器手动事故排油阀正常时应处于关闭位置。

5.1.8主变阀门位置正确，油泵示流器指示正常，风机运行正常，无异音。

5.1.9冷却器控制箱内各电气元件完好，无过热现象。

5.1.10主变充氮排油灭火装置投入正常，阀门位置正确，氮气压力在正常范围。

5.1.11检查变压器引线、接头接触应良好，各引线接头、电缆、母线无发热迹象。

5.1.12检查变压器套管和绝缘支撑件应清洁，无裂纹，无放电打火现象和痕迹。

5.1.13检查接地线:

各部位的接地应完好，必要时应测量变压器铁芯的接地电流。

5.1.14变压器测量表计完好，指示正确

5.2有载调压开关

5.2.1分接位置指示器应指示正确

5.2.2分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其硅胶均应正常。

5.2.3分接开关及其附件各部位应无渗漏油。

5.2.4计数器动作正常

5.2.5电动操作机构应保持完好状态，有载分接开关配备的瓦斯保护及防爆装置均运行正常。

5.3箱变

5.3.1箱体基础型钢架在运行中不发生变形、塌陷。

5.3.2混凝土基础不应有下沉或移位，箱体顶盖的倾斜度不小于3°

。

5.3.3基础型钢与主地线连接和将引进箱内的地线连接牢固。

5.3.4外露的金属预埋件未发生腐锈。

5.3.5箱式变的基础应高于室外地坪，周围排水畅通。

5.3.6检查高压室门电磁锁和带电显示器工作正常。

5.3.7箱变外门应加装机械锁，高压侧带电时高压室门不得打开，门上应有明显的带电警示标志。

5.3.8高压电缆肘子连接头、电缆终端头、应无过热，且接地和防火封堵完好

5.3.9低压电缆头、应无过热、无粘结，且接地和防火封堵完好

5.3.10油浸式高压负荷开关指示正确，分段操作灵活，高压熔断器完好，三相电压、电流指示正确；

避雷器外观无闪络，且接地完好。

5.3.11断路器接线牢固、指示正确，分断操作灵活；

电流互感器无异音，三相电流指示正确；

低压避雷器外观无闪络，且接地完好。

5.3.12端子排接线检查，端子排接线牢固。

5.3.13检查测控装置工作正常无报警。

5.3.14检查箱变测控装置与中控监控机通讯无异常，箱变遥测、遥信、遥控信息正常。

5.3.15高低压侧电缆外护层无受力挤压破损现象，如发现破损及时进行防护处理。

5.3.16高低压侧电缆无下坠现象，如发现下坠及时提升并进行固定处理。

5.3.17高低压侧电缆接线鼻子是否因电缆下坠或压接不良，出现松动及拔出问题，发现松动及拔出时进行压接处理。

5.3.18高低压侧电缆与接线鼻子之间的绝缘胶带有无松开，以防造成相间及接地短路。

5.3.19用红外线测温仪测量电缆沟内箱变高低压侧电缆温度无明显升高。

6.常见故障处理

6.1变压器事故停用

6.1.1变压器声音有异常，内部有爆裂声；

6.1.2变压器严重漏油或喷油，油面下降到低于油位计指示下限。

6.1.3变压器冒烟着火；

6.1.4变压器在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常上升，超过最高允许值；

6.1.5主保护动作

6.2主变冷却器故障

6.2.1现象

6.2.1.1监控系统主变冷却器故障报警；

6.2.1.2主变冷却器现地控制屏有报警。

6.2.2处理

6.2.2.1检查主变冷却器动力以及控制电源投入正常；

6.2.2.2检查油泵、风机是否运行正常。

6.2.2.3主变冷却器全停时应注意监视主变各部温度，必要时降低主变负荷运行。

6.3主变温度异常升高

6.3.1现象

6.3.1.1监控系统主变温度过高报警，温度显示超过上限值75℃；

6.3.1.2现地冷却装置由主变温度高报警。

6.3.2处理

6.3.2.1核对温度测量装置，检查温度计指示是否正确；

6.3.2.2检查主变负荷，如果系统过负荷引起应联系调度并调整主变负荷；

6.3.2.3检查主变冷却装置运行是否正常。

6.4主变油位异常

6.4.1现象

6.4.1.1监控系统主变油位高或主变油位低报警；

6.4.1.2主变油枕油位表指示计过高或过低。

6.4.2处理

6.4.2.1主变油位与油温所对应的油位显著升高或降低，应及时查明原因；

6.4.2.2现地检查主变油位指示过低，应检查主变各部有无漏油；

6.4.2.3油面缓慢降低时，应通知检修人员注油；

6.4.2.4变压器油面急剧下降，主变大量漏油时，应及时将主变停用。

6.4.2.5现地检查主变油位异常升高时，检查主变油温上升情况；

6.4.2.6检查变压器油位因温度上升而逐渐升高时，应降低变压器负载，同时观察变压器油位。

6.5轻瓦斯保护动作

6.5.1现象

6.5.1.1监控系统轻瓦斯动作报警；

6.5.1.2现地主变保护屏轻瓦斯动作报警信号；

6.5.1.3现地检查瓦斯继电器内有气体。

6.5.2处理

6.5.2.1检查油色、油面、油温、声音是否正常及有无明显漏油；

6.5.2.2轻瓦斯动作时，应立即对主变进行检查，查明动作原因；

6.5.2.3如因滤油、更换吸附剂、加油或强迫油循环系统故障，使空气进入主变内部，重瓦斯保护应该投信号，排尽瓦斯继电器内空气后再将重瓦斯保护投入跳闸；

6.5.2.4因漏油使油位下降轻瓦斯保护动作无法处理时，应立即将主变停用；

6.5.2.5瓦斯气体化验可然性气体，应立即将主变停运；

6.5.2.6如确认为空气，则将瓦斯继电器中的空气排出，变压器继续运行，应记录两次信号动作的间隔时间；

6.5.2.7取瓦斯气体要十分小心，引燃时要在周围无可燃物的安全地方进行。

如因漏油造成油面下降引起轻瓦斯动作，应立即设法消除漏油点，并进行加油，变压器可继续运行；

6.5.2.8检查未发现异常现象，瓦斯继电器内无气体，应检查二次回路是否故障或保护误动；

6.5.2.9及时联系进行气体和色谱化验，依据下列现象判明故障类型；

气体颜色

可燃性

故障的性质

无色

不可燃

空气

黄色

木质故障

淡黄色

可燃

纸或者纸板故障

灰色或黑

油故障

6.6重瓦斯保护

6.6.1现象

主变有冲击、监控系统主变重瓦斯动作告警，主变高低压侧断路器跳闸。

6.6.2处理

6.6.2.1检查变压器外壳是否破裂、变形、喷油、喷火及严重漏油等明显故障现象，变压器油枕油面是否正常，若变压器有着火现象，变压器排油注氮灭火装置是否动作正常，事故排油正常，如果自动没有动作，应手动投入。

6.6.2.2变压器着火应确保人身安全。

6.6.2.3检查变压器油温有无急剧上升。

6.6.2.4如果检查未发现异常，因应测量变压器绝缘电阻，检查重瓦斯保护是否误动。

6.6.2.5变压器若跳闸原因不明，绝缘电阻合格，由主管生产副总经理决定是否对变压器投入运行。

6.7变压器差动保护动作

6.7.1现象

主变有冲击、监控系统主变差动保护动作告警，主变高低压侧断路器跳闸。

6.7.2处理

6.7.2.1对差动保护范围内的一次设备进行全面检查有无明显故障点，检查差动保护是否误动。

6.7.2.2如未发现任何故障，对变压器绝缘进行检查，若绝缘电阻合格，由主管生产领导决定是否投入运行。

6.8重瓦斯和差动保护同时动作

6.8.1现象

主变有冲击、监控系统主变重瓦斯动作，主变差动保护动作告警，主变高低压侧断路器跳闸。

6.8.2处理

6.8.2.1对差动保护范围内的一次设备进行全面检查，是否有明显的故障点。

6.8.2.2变压器做检修安全措施。

6.8.2.3对变压器进行全面检查。

6.9电气保护动作

6.9.1现象

6.9.1.1主变有冲击声，监控系统相应电气保护动作报警，主变高低压侧断路器跳闸；

6.9.1.2现地变压器保护屏跳闸信号灯亮，并有相应主变电气保护动作信号。

6.9.2处理

6.9.2.1检查主变差动、重瓦斯保护是否启动。

6.9.2.2对保护范围内的一次设备进行详细的外部检查，查明故障点及故障类型；

6.9.2.3隔离并做好安全措施，测量绝缘电阻；

6.9.2.4检查保护装置是否误动，如确认保护误动，察明误动原因；

6.10变压器着火

6.10.1现象

火灾自动报警系统，变压器排油注氮灭火装置动作报警，主变相应保护动作并报警。

6.10.2处理

6.10.2.1主变着火时，应及时联系汇报调度，并迅速将着火变压器高低侧断路器断开；

断开冷却器电源和有关控制电源。

6.10.2.2检查变压器排油注氮灭火装置动作正常，事故排油正常，如果自动没有动作，应手动投入；

6.10.2.3变压器外壳破裂，油溢出着火时，应立即检查事故排油管路是否正常，如未正常排油，应设法立即排油使油面降低到破裂点，并进行灭火；

6.10.2.4如主变内部故障引起着火时，变压器排油注氮灭火装置动作不正常或未动作时严禁排油，以防主变发生爆炸；

6.10.2.5危及其他设备安全运行时，可将相关电气设备停电。

6.11主变过激磁

6.11.2处理

6.11.2.1查明过激磁原因；

6.11.2.2检查油色，油位、温度是否正常；

6.11.2.3对主变及高压侧引线、外部螺栓连接及一次回路进行详细的全面检查。

并联系调度询问系统情况。

6.12箱式变压器着火

6.12.1如未跳闸，立即将变压器高低压侧开关拉开。

6.12.2确认着火变压器不带电后，使用消防器具进行灭火，可使用干式灭火器、1211灭火器灭火。

6.12.3干式变压器可用干粉灭火器灭火。

6.13接地变保护动作

6.13.1对变压器进行检查；

6.13.2查明保护动作原因；

6.13.3如对一二次方面检查未发现故障，测量绝缘合格后，可对该变压器进行一次试送电。

6.14变压器温度异常升高

6.14.1检查变压器三相电流是否平衡。

6.14.2核对温度表读数是否正确。

6.14.3降负荷，观察主变温度是否随之降低。

6.14.4如检查均未发现问题，油浸式变压器取油样化验、干式变压器停用后测量变压器绝缘判断变压器内部是否故障。