变压器运行维护规程.docx
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变压器运行维护规程
前言Ⅱ
变压器运行维护规程
1主题内容与适用范围
1.1本标准规定了光伏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本规程适用于光伏电站110kV主变压器、400kV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
3.11#主变压器技术参数
项目
技术参数
型号
SZ11-50000/110
制造厂
福州天宇电气股份有限公司
额定容量（kVA）
50000
高压侧额定电压（kV）
110±8*1.25%
低压侧额定电压（kV）
37/10.5
调压方式及分接级数
有载调压7档
阻抗电压（％）
10.807
（1）
10.275（9b）
10.224（17）
空载电流（％）
0.1055
空载损耗（kW）
20.420
负载损耗（kW）
212.489
接线组别
YNyn0+d11
冷却方式
自然油循环风冷ONAF
3.21#主变压器各分接头电压、电流
高压侧
分接头位置
电压（kV）
电流（A）
1
121
238.6
2
119.63
241.3
3
118.25
244.1
4
116.88
247
5
115.5
249.9
6
114.13
252.9
7
112.75
256
8
111.38
259.2
9a
110
262.4
9b
9c
10
108.63
265.7
11
107.25
269.2
12
105.88
272.6
13
104.5
276.2
14
103.13
279.9
15
101.75
283.7
16
100.38
287.6
17
99
291.6
低压侧
35
780.2
3.31#主变压器各主要附件技术参数
项目
技术参数
高压套管
型号
BRDLW–126/630–4
额定电压（kV）
126
额定电流（A）
630
3.4站用干式变压器主要技术参数
项目
技术参数
型号
SCB10-500/35
制造厂
福州天宇电器股份有限公司
额定容量（kVA）
500
高压侧额定电压（kV）
37
低压侧额定电压（kV）
400
高压侧电流（A）
7.802
低压侧电流（A）
721.7
调压方式及分接级数
无励磁调压±2*2.5%
阻抗电压（％）
6
空载电流（％）
0.86
空载损耗（kW）
1.8
负载损耗（kW）
6.4
冷却方式
AN/AF
接线组别
Dyn11
设备重量kg
3920（带电阻柜）
器身重kg
2700
3.5箱式变压器主要技术参数
项目
技术参数
型号
ZGS11-G-1600/35
制造厂
白城电力镇赉变压器有限责任公司
额定容量（kVA）
1600
高压侧额定电压（kV）
37±2×2.5%
高压侧额定电流（kA）
24.97
低压侧额定电压（kV）
500
低压侧额定电流（kA）
1847.58
调压方式及分接级数
无励磁调压；
阻抗电压（％）
6.72
空载电流（％）
0.22
空载损耗（kW）
1.68
负载损耗（kW）
1.65
接线组别
DY11
绝缘电阻试验
高压对地（MΩ）
>2500
低压对地（MΩ）
>2500
高低压对地（MΩ）
>2500
绝缘油耐压试验（kV）
45
冷却方式
ONAN（油浸自冷）
3.6变压器整定值
序号
装置名称
安装地点
整定值
动作后果
1
主变
高压侧电流
1＃主变A
260（7）
顶层油温
55℃
运行最高温度
65℃
油温高报警
80℃
跳闸
55K
温升极限
绕组
90℃
报警
110℃
跳闸
65K
温升极限
油位
≤150mm
油位低报警
650mm
油位高报警
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+65℃，绕组温度不超过+90℃。
4.1.3主变压器一般不允许过负荷运行。
4.1.4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，只有经站长，才能投入运行，并加强运行监视。
4.1.5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。
4.1.6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主变中性点三相合一短路接地。
4.1.7主变冷却器运行：
油浸自冷。
4.1.8瓦斯保护装置的运行：
4.1.8.1变压器运行时，瓦斯保护装置应投入信号和跳闸位置。
4.1.8.2变压器在下列情况应先将重瓦斯保护改投信号位置（其它保护应投入）。
4.1.8.2.1变压器运行中进行滤油、加油更换净油器内硅胶时（此时其它保护应接跳闸）。
4.1.8.2.2变压器的油位异常升高，需放油时；呼吸系统异常，需放气时。
4.1.8.2.3由于地震引起重瓦斯保护动作，在再次投运前应对变压器瓦斯保护进行检查，确无异常后方可投入。
4.1.9变压器投入运行
4.1.9.1在投运变压器之前必须仔细检查，确认变压器及保护装置处在可靠状态，注意外部有无异物，临时接地线确已拆除，各阀门位置正确。
变压器低温投入运行时，应防止呼吸器因结冰而堵塞。
4.1.9.2变压器投入运行前，应根据变压器铭牌和分接指示牌将分接头调至合适位置。
4.1.9.3无载调压时，应根据电网电压把调压分接头的连接片按铭牌和分接指示牌上的标示接到相应位置。
4.1.9.4在断电情况下，分接开关调试正常并测量直流电组合格后方可投入运行。
4.1.9.5变压器应在空载时合闸投运，合闸涌流峰值最高可达到10倍额定电流，对变压器的电流速动保护设定值应大于涌流峰值。
4.1.9.6变压器检修后投入运行后，检查变压器有无异响，切忌盲目大负荷投入。
4.1.9.7干式变压器退出运行后，如果是在高湿度下且变压器已发生疑露现象，则必须经干燥处理并摇测绝缘合格后才能重新投入运行。
4.1.10变压器投入运行时，应选择保护设备和激磁涌流较小的电源侧充电，停电先停负荷侧，后停电源侧。
4.1.11变压器检修后投运前的试验：
4.1.11.1测量绕组在所有位置的直流电阻。
4.1.11.2按GB50150规定进行极性的判断和测量绕组在所有分接头下的电压比，并进行联接组标号的判定。
4.1.11.3绕组绝缘电阻的测试（温度：
20～30℃，湿度≤90%）
高压——地≥300MΩ仪表：
2500V兆欧表
低压——地≥100MΩ仪表：
2500V兆欧表
4.1.11.4在比较潮湿的环境条件下，变压器的绝缘电阻值会有所下降。
一般地，若每1000V额定电压，其绝缘电阻不应小于2MΩ（一分钟25℃时的读数），就能满足运行要求。
但是，如变压器遭受异常潮湿发生疑露现象，则不论其绝缘电阻如何，在其进行耐压试验或投运前，必须进行干燥处理。
4.1.11.5铁芯绝缘电阻的测试，一般情况下（温度：
20～30℃，湿度≤90%）。
铁芯——夹件及地≥2MΩ仪表：
1000V兆欧表
穿心螺杆——铁芯及地≥2MΩ仪表：
1000V兆欧表
4.1.12备用变压器绝缘监测：
4.1.12.1油浸式变压器备用时间超过30天，必须测量绝缘电阻一次。
4.1.12.2干式变压器备用时间超过15天，必须测量绝缘电阻一次。
4.1.13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。
4.1.14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。
4.2变压器的运行定额：
4.2.1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；
5.1.3.1新设备或经检修、改造的变压器在投运72h内；
5.1.3.2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；
5.1.3.3气候突变时（如大风、大雪、冰雹、寒潮、大雨等）；
5.1.3.4高温季节、高峰负载期间；
5.1.4主变的特殊检查项目如下：
5.1.4.1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；
5.1.4.2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；
5.1.4.3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；
5.1.4.4变压器急救负载运行时。
5.2变压器的维护：
5.2.1绝缘电阻合格标准如下：
5.2.1.1不低于上次测量值（换算至同一温度时之值）的50％；
5.2.1.2吸收比R60/R15≥1.3；
5.2.1.3绝对值不低于下列表所列数值：
绝缘电压等级（kV）
110
35
0.4
绝缘电阻值（MΩ）
220
100
1
5.2.2绝缘电阻测量表计注意事项：
5.2.2.135kV及110kV绕组使用2500∽5000V摇表测量；
5.2.2.20.4kV绕组使用1000V或2500V摇表测量；
5.2.2.3测量时应将直接接地的中性点接地断开；
5.2.2.4测量时必须从各方面断开电源，并作好安全措施。
5.2.3为了便于比较，应将测得的绝缘电阻值换算至上一次测量时同温度下的绝缘电阻值。
不同温度下的绝缘电阻值换算公式如下：
R=R1×F（t1—t＞0）
R=R1/F（t1—t＜0）
式中：
R——所需温度t下的绝缘电阻值。
R1——测量时温度t1下的绝缘电阻值。
F——系数，其值见下表：
温差（t1-t）
（K）
5
10
15
20
25
30
35
40
45
系数F值
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
5.2.4主变压器的维护项目：
5.2.4.1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。
5.2.4.1.1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。
5.2.4.1.2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。
5.2.4.2每年春季对主变冷却系统维护一次：
散热片清扫。
5.2.4.3每月用红外成像仪测量接头温度一次。
5.2.4.4主变压器分接头开关切换时，应遵循下列原则：
5.2.4.4.1必须在停电状态并作好安全措施的情况下进行切换。
切换时，应多次转动，以消除触头上的氧化膜和油污。
5.2.4.4.2分接头切换后，应检查各相分接头位置是否一致，并测量各相绕组直流电阻符合要求，分接头开关的封盖盖严。
5.2.4.4.3对分接头变换情况作好记录；
5.2.5站用干式变的维护项目
5.2.5.1干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。
5.2.5.2干式变压器分接头开关切换时，应遵循下列原则：
5.2.5.2.1必须在停电状态并作好安全措施的情况下进行切换。
切换时，应消除连接片上的氧化膜和油污。
5.2.5.2.2分接头切换后，应检查各相分接头位置是否一致，并测量各相绕组直流电阻符合要求，分接头丝孔的封盖盖严。
5.2.5.2.3对分接头变换情况作好记录。
5.2.6变压器定期检查项目：
5.2.6.1外壳及箱沿应无异常发热；
5.2.6.2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；
5.2.6.3清除箱内的积水和污物；
5.2.6.4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变压器在投运前，必须完成以下工作：
5.3.1.1所有工作人员已撤离工作现场，所有工作完毕，现场清理干净，收回所有工作票，拆除所有安全设施（接地线、标示牌、临时遮栏等），恢复常设遮栏及警告；
5.2.3.2值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件；
5.3.1.3检查低压侧隔离开关是否在合上位置；触刀是否合到位；
5.3.1.4检查油枕、套管内油位正常，温度计指示正确；
5.3.1.5检查变压器的外壳是否接地良好，铁芯是否一点可靠接地；
5.3.1.6油枕与变压器本体连通的阀门一定要开启；
5.3.1.7变压器本体及套管应清洁、完整、无渗油；
5.3.1.8变压器分接头在规定位置；
5.3.1.9变压器各部接头应连接牢固；
5.3.1.10变压器中性点接地刀闸操作可靠；
5.3.1.11冷却器运行正常；
5.3.1.12呼吸器完好；
5.3.1.13检查瓦斯继电器是否有气体；
5.3.1.14变压器保护试验动作正确，保护是否完全投入。
5.3.1.15投入变压器中性点避雷器，并登记放电记录器的起始值。
5.3.1.16新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前，主变压器应静置24h。
若有特殊情况不能满足此要求时，须经站长批准。
5.3.1.17主变压器在带电前，应排尽套管升高座、散热器及净油器上部的残留空气。
6变压器的常见故障处理
6.1主变压器温度不正常升高处理
6.1.1检查校验测温装置；
6.1.2检查变压器三相负荷是否平衡，根据情况向调度申请降低变压器的负荷；
6.1.3检查变压器冷却装置是否正常投运；
6.1.4主变油面是否过低；
6.1.5油温较以往负荷和冷却条件下高出10℃以上，而变压器负荷不变，冷却装置良好，温度计指示正确，但油温还在上升，则认为变压器已发生故障，应汇报值班负责人联系处理。
6.2主变压器油位下降的处理
6.2.1变压器的油位较当时油温应有的油位显著下降时，加强监视，并立即检查油枕中隔膜是否破裂、油位指示连杆是否脱落。
6.2.2如因漏油而使油位迅速下降，应迅速采取措施制止漏油，当油位低于油位计指示时，停用该变压器。
6.3轻瓦斯动作处理
6.3.1检查变压器，并通过看、听、试的方法来判断变压器的内、外部有无异常，判断是否进入空气、漏油或二次回路故障引起；
6.3.2依据以下标准判断故障性质（颜色、气体、可燃性）
故障性质
气体性质
木质故障
黄色不易燃烧
纸或纸板故障
淡灰色带强烈臭味、可燃的
油质故障
灰色和黑色易燃
空气
无色无味不可燃
6.3.3如果是空气，则放出空气后继续运行，若信号连续动作，则应注意出现的间隔时间，若信号间隔时间逐次缩短，应仔细检查原因；
6.3.4如果是有色可燃性气体、或油色变化过甚、或轻瓦斯频繁动作,初步检验结果不能运行，应报告值班负责人，联系调度，停用该变压器；
6.3.5试验油的闪点比上次记录下降5℃时，应报告值班负责人，联系调度，尽快停用该变压器；
6．4变压器铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。
在缺陷消除前，可采取措施，将电流限制在100mA左右，并加强监视。
6.5主变冷却系统异常处理
6.5.1检查主变温控箱内电源是否正常；
6.5.2检查散热片是否老化、损害。
7变压器的事故处理
7.1变压器有下列情况之一时，应立即停止运行；
7.1.1变压器响声明显增大，很不正常，内部有爆裂声；
7.1.2在正常冷却条件下，负荷变化不大，而油温突然升高，并不断上升，超过允许值；
7.1.3变压器严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示极限，并且油位继续下降；
7.1.4油箱裂开喷油、压力释放装置动作、喷油、冒烟喷火；
7.1.5油色变化过甚，化验不合格，有明显故障现象时；
7.1.6套管严重破损、闪络放电或接头熔断；
7.1.7变压器着火。
7.1.8当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运；
7.1.9当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重危胁时，值班人员应立即将变压器停运。
7.1.10当变压器的铁芯接地电流超过0.1A时，应立即进行变压器油的色谱分析；依据色谱诊断结果采取必要的措施降低铁芯接地电流或停运变压器，进行铁芯绝缘检查和处理，直至故障消除。
7.2重瓦斯保护动作
7.2.1事故象征
7.2.1.1保护屏上出现“重瓦斯保护”动作红灯亮；
7.2.1.2上位机出现该主变重瓦斯保护动作跳闸的报警信号；
7.2.1.3主变高压侧断路器跳闸；
7.2.1.4跳该主变对应的机组出口开关并停机；
7.2.1.5变压器外部有漏油或喷油。
7.2.2重瓦斯保护动作原因：
7.2.2.1变压器内部故障；
7.2.2.2重瓦斯保护误动。
7.2.3重瓦斯动作的处理：
7.2.3.1进行变压器外部检查，注意有无漏油、喷油等异常情况；
7.2.3.2取变压器内气体，按6.3.2款判断故障性质，并取气样进行色谱分析；
7.2.3.3如气体分析无问题，确认瓦斯保护误动作后，可将重瓦斯保护投入信号，但保护或其它的主保护必须投入跳闸，采用零起升压将变压器投入运行。
7.3差动保护动作
7.3.1事故象征：
7.3.1.1主变保护屏上出现动作红灯亮；
7.3.1.2上位机出现该主变差动保护动作跳闸的报警信号；
7.3.1.3该主变高压侧断路器跳闸；
7.3.2差动保护动作原因：
7.3.2.1保护范围内一次设备故障；
7.3.2.2差动保护误动。
7.3.3差动保护动作的处理：
7.3.3.1对差动保护范围内的一、二次设备进行外部检查，看是否有明显的故障点；
7.3.3.2查明是否由于保护误动作；
7.3.3.3测量变压器绝缘电阻、直流电阻；
7.3.3.4如未发现任何故障，经站长同意，联系调度，可进行零起升压试验无异常后，方可运行；
7.3.3.5查明是差动保护误动，又不能很快处理，经站长同意，联系调度，可将差动退出运行，但重瓦斯保护必须投入跳闸。
7.3.3.6差动保护和重瓦斯保护同时动作，表明变压器内部故障，应立即停止运行，并全面检查试验。
7.4变压器着火的处理
7.4.1立即将着火变压器所有开关和隔离刀闸拉开，切断电源；
7.4.2拉开操作、信号电源，停止全部冷却器，并拉开冷却装置电源；
7.4.3若变压器有油溢在变压器的顶盖上，则应打开变压器下部地排油阀放油，使油面低于着火处；
7.4.4若变压器内部故障着火时，则不能放油，以防止变压器发生严重爆炸；
7.4.5可使用干式灭火器、1211灭火器、ABC干粉灭火器等灭火。
7.5站用变过流保护动作的处理
7.5.1对变压器本身及保护范围内的一次设备作外部检查；
7.5.2摇测绝缘电阻；
7.5.3检查保护装置是否误动；
7.5.4如上述检测检查均未发现问题，可试送电一次，如不成功，不再试送，找出原因消除故障后，方可投入运行。
7.6站用变压器着火处理：
7.6.1用干式灭火器（或二氧化碳灭火器，或四氯化碳灭火器）灭火，如不能灭火，则在确认设备已停电的情况下，可使用泡沫灭火器灭火；
7.6.2检查备用电源自动投入装置是否投入成功，若不成功，则应立即退出该装置，手动将备用电源投入，使着火变压器所带站用母线段恢复供电；
7.6.3立即通知有关人员。
8变压器的检修
8.1检修周期：
8.1.1主变压器每年进行一次C级检修；
8.1.2主变压B级检修视设备运行状况决定；
8.1.3我站干式变每隔2－3年C级检修；
8.1.4我站干式变必要时B级检修。
8.2变压器的的检修项目和质量标准：
8.2.1主变压器B级检修项目和质量标准：
8.2.1.1主变压器的B级检修项目：
序号
大修项目
1
吊开钟罩检修器身
2
绕组、引线的检修
3
铁芯、铁芯紧固件、接地片的检修
4
油箱及附件的检修
5
冷却系统检修
6
安全装置的检修
7
油保护装置的检修
8
测温装置的检修
9
操作箱的检修和试验
10
无励磁分接开关的检修
11
密封胶垫的更换和组件试漏
12
必要时对器身绝缘进行干燥
13
变压器油的处理或更换
14
清扫油箱并进行喷漆
8.2.1.2主变压器B级检修前进行的试验项目：
序号
大修前试验项目
1
绕组的直流电阻
2
绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数
3
绕组连同套管一起的tgδ
4
套管试验
5
铁芯的绝缘电阻
6
绕组连同套管的泄露电流
7
油的绝缘试验
8
必要时增加其他试验项目（如特性试验、局部放电试验等以供比较）
8.2.1.3B级检修过程中配合吊钟罩检查，进行的有关试验项目：
序号
大修中试验项目
1
铁芯对穿心螺栓、夹件；钢压板及铁芯电场屏蔽对铁芯，铁芯下夹件对油箱的绝缘电阻
2
测量无励磁分接的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻
3
套管中的电流互感器的特性试验和绝缘试验
4
套管试验
8.2.1.4主变压器的B级检修后交接试验项目：
序号
大修后的试验项目
1
测量绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数
2
测量绕组连同套管一起的直流电阻
3
测量绕组连同套管的泄露电流
4
测量绕组连同套管的tgδ
5
冷却装置的检查和试验
6
本体、套管中的变压器油试验
7
铁芯的绝缘电阻
8
变压器油箱和冷
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