光伏电站升压站及附属设备日常维护方案文档格式.docx
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110kv使用5000V摇表测量。
测量前要确定被测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。
4.5测量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。
4.6对于油浸式变压器绕组绝缘电阻值每千伏不低于1MΩ，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%。
4.7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。
4.8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,并汇报值班长。
4.9用摇表测量变压器绝缘，应注意结束时引线应先于摇表停止转动前拿离变压器被测部位，避免烧损摇表。
5变压器投运前的试验及投运条件
5.1变压器投运前的试验
5.1.1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10min，每次冲击试验间隔时间为5min。
5.1.2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。
5.1.3变压器各侧开关的跳、合闸试验。
5.1.4变压器各侧开关的联锁试验。
5.1.5有载调压装置调整试验，试验正常后放至适当位置。
5.2新安装或大修后的变压器，投运前应具备下列条件：
5.2.1有变压器和充油套管的绝缘试验合格结论。
5.2.2有油质分析合格结论。
5.2.3有设备安装和变更通知单。
5.2.4设备标志齐全。
5.2.5经定相正确并出具报告后，方可正式投运。
5.2.6主变投退前中性点接地刀闸在合位.
5.2.7在接地变投运之前必须将主变中性点接地刀闸断开。
6变压器的投运与停用的操作规定
6.1主变压器的投入和退出运行，应按照调度的指令执行。
6.2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。
6.3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。
6.4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。
6.5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。
6.6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。
6.7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：
6.7.1110kV及以下24h。
6.7.2若有特殊情况不能满足上述规定，必须经调度批准。
6.8站用变压器不在同一系统时,严禁用并列的方法倒换。
6.9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。
6.10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。
6.11变压器的并列运行应满足下列条件
6.1绕组接线组别相同。
6.2电压变比相同。
6.3阻抗电压相等。
正常情况下，变压器应按铭牌规范及规定的冷却条件运行。
7.1变压器运行中的温度规定
7.1.1油浸式变压器，运行中的环境温度为+40℃时，其上层油温、温升的限额（规定值）见下表：
设备名称
油浸式变压器
冷却方式
ONAN（油浸自然循环风冷）
上层油温升上限℃
55
线圈温升上限℃
65
最高上层油温℃
95
正常运行上层油温℃
85
7.1.2当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也应该相应下降，为防止绝缘油加速劣化，自然循环风冷变压器油温一般不宜超过85℃。
7.2变压器运行中的电压规定
7.2.1变压器在额定电压?
%范围内改变分接头位置运行时，其额定容量不变。
7.2.2变压器的运行电压一般不应高于运行分接开关额定电压的105%。
7.3变压器运行中的油位规定
7.3.1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。
7.3.2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。
7.4变压器过负荷运行规定
7.4.1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）时不准过负荷运行。
7.4.2全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。
7.4.3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。
7.4.4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。
7.4.5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：
负荷电流/额定电流
1.3
1.6
1.75
2.0
2.4
3.0
允许运行时间（min）
120
30
15
7.5
3.5
1.5
7.5变压器瓦斯保护装置的运行规定
7.5.1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，运行人员应检查下列内容：
a.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；
b.瓦斯继电器外壳完整，无渗油、漏油；
c.瓦斯继电器内无空气且充满油。
7.5.2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。
7.5.3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。
7.5.4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。
7.5.5变压器的重瓦斯保护与差动保护不能同时退出运行。
7.5.6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。
7.6变压器分接开关的运行规定
7.6.1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。
7.6.2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。
7.6.3有载调压装置的分接变换操作，由运行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。
7.6.4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。
7.6.5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。
7.6.6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有载分接开关分接变换记录表上，每次投停、试验、维修、缺陷与故障处理，都应作好记录。
7.6.7分接开关每天分接变换次数可按检修周期与运行经验兼顾考虑。
7.6.8一般平均每天分接变换次数可参考在下列范围内：
110kV电压等级为10次。
7.6.9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。
7.6.10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。
7.6.11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。
7.6.12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。
a.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；
b.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；
c.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；
d.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。
7.6.13有载调压变压器可按批准的现场的规定过载运行。
但过载1.2倍以上时，禁止分接变换操作。
7.6.14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》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。
7.6.15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。
7.6.16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。
7.6.17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。
7.7压力释放装置运行规定
7.7.1运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀的机械电气信号手动复位。
7.7.2压力释放阀有渗漏油现象，应及时采取措施解决。
渗漏油的主要原因有：
a.由于某种原因，油箱内压力偏高，已超过释放阀的密封压力，但尚未达到开启压力，造成渗漏。
这时只要排除压力增高的因素即可。
b.阀门内三种密封圈有的已老化失效，应及时加以更换。
c.密封圈的密封面有异物应及时消除，无需调整。
7.7.3应利用电气设备每次停电检修的机会对压力释放阀进行下列检查和维修。
a.开启动作是否灵敏，如有卡堵现象应排除
b.密封胶圈是否已老化、变形或损坏。
c.零部件是否锈蚀、变形或损坏。
d.信号开关动作是否灵活。
e.清除阀内异物
7.7.4压力释放阀的胶圈自阀出场之日算起，每五年必须更换一次以免因胶圈老化后导致释放阀漏油甚至失效。
8变压器日常巡视
1号、2号、3号主变日常巡视项目表
设备名称
序号
巡视内
容
巡视标准
主变本体
1
引线及导线、各接头
1.无变色过热、散股、断股；
2.接头无变色、过热现象。
2
本体及运行声音
1.本体无锈蚀、变形；
2.无渗漏油；
3.运行声音正常，无杂音、放电声、爆裂声。
3
线圈温度及上层油温度（记录数据）
1.不超过相关规定值上层65℃，下层55℃
2.温度计指示符合运行要求，与主变控制屏远
方温度显示器指示一致。
4
本体油枕
1.完好，无渗漏油；
2.油位指示应和油枕上的环境温度标志线相对应（指针式油位计指示，应与制造场规定的温度曲线相对应）。
5
有载调压油枕
1.完好，无渗漏油。
6
本体瓦斯继电器和有载调压瓦斯继电器
1.瓦斯继电器内应充满油，油色应为淡黄色透明，无渗漏油，瓦斯继电器内应无气体（泡）；
2.瓦斯继电器防雨措施完好，防雨罩牢固；
3.瓦斯继电器引出二次电缆应无油迹和锈蚀现象，无松脱。
7
本体及有载调压油枕呼吸器
1.硅胶变色未超过1/3；
2.呼吸器外部无油迹。
油杯完好，油位正常不得超出最大值，超出时需及时排油。
8
压力释放器
完好，标示杆未突出。
9
各侧套管
1.相序标色齐全、无破损、放电痕迹；
2.油位显示正常。
10
各侧套管升高座
升高座、法兰盘无渗漏油
11
各侧及中性点套管
1.油位正常、无渗漏油；
2.无破损、裂纹及放电痕迹。
12
各侧及中性点避雷器
1.表面完好、无破损、裂纹及放电痕迹；
2.线接头无过热现象。
13
有载调压机构箱
1.表面完好、无锈蚀，名称标注齐全；
2.档位显示与控制屏显示一致；
二次线无异味及放电打火现象、电机无异常、传动机构无渗漏油、手动调压手柄完好、箱门关闭严密，封堵良好。
14
主变铁芯外壳接地
接地扁铁无锈蚀、断裂现象
主变爬梯
完好无锈蚀，运行中已用锁锁住，并挂有安全
标示牌。
16
主变端子箱
1.表面完好、无锈蚀，名称标注齐全，箱体接地扁铁无锈蚀断裂；
2.二次线无异味及放电打火现象，箱门关闭严密，封堵良好。
17
110kV中性点C
T
1.无锈蚀、变形、渗漏油；
2.接头无变色过热现象。
18
中性点接地刀
闸
1.名称标注齐全，箱门关闭严密；
2.分、合位置符合运行方式要求；
3.刀闸无损伤放电现象，操作手柄完好，上五防锁；
4.二次线无异味及放电打火现象、电机无异常、传动机构无渗漏油、手动分合闸手柄完好、箱门关闭严密，封堵良好。
19
储油池内鹅卵
石
铺放整齐、无油迹。
9变压器特殊巡视要求
出现下列情况之一时，运行人员必须对变压器进行特殊巡视：
9.1每次跳闸后，应检查有关设备、接头有无异常，压力释放装置有无喷油现象。
9.2主变过负荷和过电压运行时，应特别注意温度和过热情况以及振动、本体油位、冷却系统运行等情况（每小时至少一次）。
9.3天气异常时和雷雨后，检查导线摆动情况、变压器各侧避雷器记数器动作情况、套管有无放电闪络、破损、裂纹情况。
9.4新投入和大修后的变压器、存在重大、危急缺陷的变压器（应增加特巡次数）。
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