变压器正常运行详细规定.docx
《变压器正常运行详细规定.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《变压器正常运行详细规定.docx（17页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
变压器正常运行详细规定
变压器正常运营规定
2.1.1变压器在额定使用条件下,可长期按额定容量运营。
2.1.2无载调压变压器在额定电压±5%范畴内，变化抽头位置运营时，其额定容量不变。
2.1.3变压器外加一次电压，普通状况不得超过相应分接头电压5%，如果电压升高不超过5%，则其额定容量不变。
2.2变压器运营温度规定
2.2.1自然油循环风冷变压器上层油温不得超过95℃，正常状况下，为了不使油质劣化太快，上层油温不适当经常超过85℃，上层油温升不许超过55℃。
2.2.2自然油循环风冷变压器在电扇停止运营时，可带额定容量66.7%，如果上层油温升超过55℃，必要启动电扇。
2.2.3强油导向风冷却变压器,当环境温度在40℃及如下时，上层油温不适当经常超过75℃，最高不得超过85℃，温升最高不得超过45℃。
2.2.4干式变压器线圈外表温度：
H级绝缘水平温升不得超过125℃，最高容许温度不超过155℃。
2.3变压器绝缘电阻规定
2.3.1主变和高厂变停用不超过三天，厂用低压变压器停用不超过七天，在投运前无影响绝缘异状时可不测绝缘电阻，但通过检修变压器或新安装变压器，在送电前必要测定其绝缘电阻，并应将时间、天气、油温及绝缘电阻记录在绝缘测定记录簿上。
2.3.2对发电机与变压器不可分开接线，如采用封闭母线或发变组间无隔离开关，可于发电机绝缘一起测量，测量接果不符合规定规定期，可将主变压器与发电机分开后再分别进行测量，查出因素并恢复正常后，方可投运。
2.3.3对线圈运营电压在500V如下者应使500V摇表；对线圈运营电压在500V以上者应使2500V摇表。
2.3.4测量变压器绝缘电阻前、后均应将被测设备对地放电，再分别摇测各侧相对地及线圈间绝缘阻和吸取比，中性点接地变压器，测量前应将中性点刀闸拉开。
2.3.5变压器绝缘电阻容许值。
2.3.5.1线圈绝缘电阻容许值不予规定，但应不不大于1MΩ/kV。
2.3.5.2同一温度下测R60″绝缘电阻值，本次测得值不得低于前次测得值70％。
2.3.5.3测量过程中分别读取通过15″和60″绝缘电阻值，R60″/R15″（吸取比）之比值不得不大于1.3。
2.3.5.4高压线圈对低压线圈绝缘电阻值不得低于高压线圈对地绝缘电阻。
2.3.5.5如果制造厂未供应数据或前次测量值没有，则R60″值不得低于表5规定。
2.3.5.6当被试变压器温度与制造厂实验时温度（或前次测量时温度）不同步，应当将后者所测数据换算到前者温度下数据，再进行比较，由较高温度向较低温度换算时，对绝缘电阻应乘以表6中系数。
表5油浸式电力变压器绕组绝缘电阻容许值（MΩ）
高压绕组
电压级别
温度（℃）
10
20
30
40
50
60
70
80
6—15.75kV
450
300
200
130
90
60
40
25
220kV
1200
800
540
360
240
160
100
70
表6油浸式变压器绝缘电阻温度换算系数
温度差
（℃）
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
换算
系数
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
5.1
6.2
7.5
9.2
11.2
2.3.5.7对于干式变压器，应使用2500V摇表测量，其绝缘电阻值不低于300MΩ（温度：
20-30℃，湿度≤90%）。
再比较潮湿环境条件下，干式变压器绝缘电阻最低不得低于每千伏2MΩ（1分钟25℃时读数），但是，如果变压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则无论其绝缘电阻如何，在投入运营前，必要进行干燥解决。
2.4变压器并列运营规定
2.4.1变压器并列运营条件：
2.4.1.1接线组别相似。
2.4.1.2电压比相似。
2.4.1.3阻抗电压相等。
2.4.1.4电压比不同和阻抗电压不同变压器，在任一台都不会过负荷状况下，可以并列运营。
2.4.1.5短路电压不相等变压器并列运营时，应恰当提高短路电压大二次电压，以使并列运营变压器容量能充分运用。
2.4.1.6变压器在安装后或因检修等因素，也许引起相位紊乱，在并列或合环前，应测量相序、相位一致。
3变压器分接头
3.1不代负荷调分接头装置规定：
3.1.1主变压器变化分接头操作，须依照中调命令进行。
厂用变压器变化分接头由主管生产领导决定。
3.1.2切换分接头工作应在断开各侧开关、刀闸，并做好安全办法后进行。
3.1.3分接头切换后，应测量接触电阻，并由检修、实验人员向运营人员交待后，方可投入运营，电压分接头变动状况应作记录。
3.2有载调压分接头装置规定
3.2.1 #1高备变有载调压装置调节规定:
3.2.1.1 有载调压装置容许运营中调节厂用6kV母线电压。
调节时须经值长批准，报告关于主管领导后方可调节（事故解决除外）。
3.2.1.2有载调压分接开关操作调节应在DCS上进行，只有在远方失灵时，才容许到就地进行调节，就地调节时，一人操作一人监护；调节时应一次调节一挡，防止电压波动幅度较大。
每次调节后应检查分接开关位置批示与就地位置一致。
3.2.1.3有载调压开关每次只能按一次，不容许持续按着不放松。
3.2.1.4有载调压变压器禁止在严重过负荷（即超过1.5倍额定电流）状况下进行分接头切换操作。
3.2.1.5有载调压装置在调压时失控，应及时按下调压装置急停按钮，告知检修，若此时分接头没能调到所需位置，可手动进行调节。
3.2.2#1高备变有载调压分接头装置，其重要技术数据（表7）。
表7#1高备变有载调压分接头装置
型式
UCGRN650/400C
额定电压（kV）
230
过渡电阻
11.70hm
最大级电压（kV）
230+8X1.25
调压级数
±8级
操作机构电源
AC380V
电动机构型号
BUL
调压开关电气寿命
50万次操作
短路电流能力
操作机构电气寿命
80万次
3.2.3#1高备变有载调压分接头用法
3.2.3.1#1高备变有载调压远方操作
1）升压操作：
a）查#1高备变有载调压控制选取开关在远方（REMOTE）位置。
b）点击#1高备变有载调压DCS画面，弹出“#1高备变有载调压操作盘”。
c）点击操作盘中“升”按钮，弹出“#1高备变有载调压操作确认对话框”。
d）点击“确认”按钮，“升执行”短时间红灯亮一次。
e）档位红指针由原先档位升高一档，6kVⅠ/Ⅱ段A、B分支电压升高。
f）如继续有载升压，则重复升压操作环节。
2）降压操作：
a）查#1高备变有载调压控制选取开关在远方（REMOTE）位置。
b）点击#1高备变有载调压DCS画面，“弹出#1高备变有载调压操作盘”。
c）点击操作盘中“降”按钮，弹出“#1高备变有载调压操作确认”对话框。
d）点击“确认”按钮，降执行短时间红灯亮一次。
e）档位红指针由原先档位下降一档，6kVⅠ/Ⅱ段A、B分支电压减少。
f）如继续有载降压，则重复降压操作环节。
3.2.3.2#1高备变有载调压就地操作
1）升压操作：
a）将#1高备变有载调压控制选取开关切至就地（LOCAL）位置。
b）将操作开关切至“+”位置，操作开关自动返回“0”位置。
c）#1高备变就地档位批示，中间指针由原先档位升高一档，询问值班人员6kVⅠ/Ⅱ段A、B分支电压升高。
d）如继续有载升压，则重复升压操作环节。
2）降压操作:
a）将#1高备变有载调压控制选取开关切至就地（LOCAL）位置。
b）将操作开关切至“-”位置，操作开关自动返回“0”位置。
c）#1高备变就地档位批示，中间指针由原先档位下降一档，询问值班人员6kVⅠ/Ⅱ段A、B分支电压减少。
d）如继续有载降压，则重复降压操作环节。
3.2.3.3#1高备变有载调压装置运营与维护：
1）有载调压分接开关瓦斯保护应投跳闸位。
2）在进行干燥解决期间和干燥解决后，有载调压分接开关不能直接工作，必要等到注油后方能运营以避免磨损。
3）在运营阶段，经常查看油面温度，油位变化，储油柜有无冒油或油位下降现象。
4）有载分接开关，每三个月取一次油样实验，必要时应过滤油室中变压器油或更换变压器油。
记录有载分解开关操作次数，当有载分接开关在某时期动作频繁时，应缩短取油样实验周期。
4变压器风冷装置运营
4.1主变冷却装置为微机式PFM—6000型模块式风冷控制屏，是一种以分布式硬件构造取代老式硬件构造，以无触点电力电子器件取代老式电磁式继电器高可靠风冷控制装置。
每面屏由各种控制模块和一种信号模块构成，每个控制模快控制一种冷却器，各控制模块硬件构成完全相似，可以互换。
4.2PFM—6000可以实现如下功能：
4.2.1主备电源切换电路，当检测到一组电源失电时自动切换到另一组电源。
4.2.2分布式程控器由单片计算机构成专用程序控制器回路，它接受变压器送来温度触点信号，与设定温度相比较后，送出控制信号给每个模块控制器相应冷却器。
4.2.3工作状态批示回路，它将PLC收集到各种模块和风机、油泵工作状况以批示灯方式显示，便于运营人员理解装置工作状况。
4.2.4故障报警回路，每个控制模块以通讯方式送给信号远传单元，以便远传将报警信号送入监控中心。
4.2.5风机电机、油泵电机电流监测及保护跳闸电路，由电流变送器和固态继电器构成，当电机电流超过正常值时，固态继电器关断，同步发出故障信号。
4.3主变冷却装置运营方式
4.3.1主变冷却装置有4组冷却器，每组冷却器均由独立两组电源供电，两组电源一组工作，另一组处在备用状态。
当一组电源故障时，能自动切换到另一组，保证冷却器正常运营。
4.3.2变压器冷却器有三种工作状态“自动”、“手动”、“停止”。
常规冷却器所有在“自动”位，“自动”:
最初2组冷却器投入运营，当2组冷却器运营一段时间后（出厂设定为30天），冷却器自动轮换工作。
当运营冷却器故障时，故障冷却器切除，自动投入一组在线冷却器，当油面温度或高负荷信号发出后，在自动投入一组冷却器，辅助投入冷却器，至少运营30S后再停止。
4.3.3依照各冷却器合计工作时间，按照时间由长到短工作顺序自动排列冷却器优先工作顺序，并在每次投入时，自动轮换，最后一组即为备用冷却器。
4.3.4PFM—6000冷却装置具备冷却系统自动投入回路，当变压器投入运营后，监控系统及时发出变压器投入运营指令，而后自动投入工作组冷却器，并长期运营，直到人工手动退出或变压器退出运营。
4.3.5某组冷却器停电时，必要断开空气开关，不能只断开固态继电器，因固态断电器断开后尚有感应电压，以防触电。
4.4主变冷却器投入
4.4.1检查电气一，二次回路接线紧固，设备正常，测绝缘电阻合格。
4.4.2检查四组冷却器模块上控制开关均在“停止位置”，合上冷却器控制直流电源，依次合上四组冷却器电源Ⅰ空气开关1Q，3Q，5Q，7Q，再合上电源Ⅱ空气开关2Q，4Q，6Q，8Q。
4.4.3依次合上控制箱内背面四组冷却器油泵及风机空气开关1QB，1QF1，1QF2到4QB，4QF1，4QF2。
每组冷却器模块上控制开关有3个位置，分别是“自动”、“手动”、“停止”，可依照主变冷却器运营方式，将控制开关切到所需位置，使每组冷却器油泵，风机依设定投入运营。
4.5冷却装置异常解决
4.5.1每组冷却器任一工作电源故障时，应检查与否自动切换到备用电源，若没有自动切换，应告知检修查明因素。
4.5.2当运营中任一工作、辅助冷却器，因故障停运时，备用冷却器自动投入，然后手动恢复开关到相应位置，检查解决因故障停下冷却器。
4.5.3“风冷全停”故障信号发出解决
4.5.3.1应及时采用各种办法恢复冷却器运营，在风冷全停30分钟后，发变组将启动风冷全停跳闸回路。
冷却器全停信号发出后，禁止退出冷却器全停保护压板，并做好切换厂用电，停机准备。
4.5.3.2冷却器全停后，应依照当时运营状况调节发电机无功，有功负荷，使主变温度低于75℃，若通过检查解决不能使冷却器投入运营，应将变压器停运，待冷却器恢复正常及保护投入后，重新将变压器投入运营。
5变压器投入与维护
5.1变压器送电前准备工作：
5.1.1变压器投运前，值班人员必要向检修、实验负责人索取安装、大修或小修记录，按安装或大、小修记录值及规定检修、实验项目（安装书或大小修合同书上均已列出，并标定合格原则）逐条对照合格，并规定检修、实验负责人做书面交代。
5.1.2变压器投运前，应将所有工作票收回，拆除一切安全办法，恢复固定遮栏。
5.2变压器送电前检查项目：
5.2.1充油套管油色应透明，储油柜油位计批示符合环境温度原则。
5.2.2瓦斯继电器内部无气体，无渗油现象，各部接线良好。
5.2.3套管应清洁无裂纹及放电痕迹，端子引线接触良好。
5.2.4压力释放器完好无损。
5.2.5变压器顶部无杂物及遗留工作，电压分接头三相一致，符合规定。
5.2.6变压器本体应清洁，各部无渗油、漏油现象。
5.2.7散热器油门全打开，呼吸器矽胶颜色正常。
5.2.8冷却装置各部良好，无漏油，运营正常。
5.2.9#1高备变代负荷调节分接头装置各部良好，位置批示器对的。
5.2.10继电保护均在投入位置。
5.2.11变压器故障在线监测装置无报警。
5.2.12高厂变及#1高备变低压侧中性点电阻接地良好。
5.2.13干式变压器须检查测温装置完好、线圈环氧绝缘层无开裂剥落现象，各防护遮栏良好，门关闭好。
5.2.14对于新安装并列运营变压器投入运营前，必要检查与否符合并列条件，对于新安装或工作中有也许变动相位变压器投入运营前必要定相位。
5.2.15测量变压器绝缘电阻符合规定。
5.3变压器投入
5.3.1变压器合闸投入运营，应由有保护装置电源侧进行。
5.3.2主变、高厂变及励磁变投入随发电机升压并列时一起进行，升压前合上主变中性点刀闸，升压良好后，用主变高压侧开关并列。
5.3.3#1高备变、低厂变必要从高压侧充电，低压侧开关合环。
5.3.4长期备用变压器应定期充电，并投入冷却装置。
5.3.5变压器在大修和事故检修及换油后，对主变、高厂变、#1高备变待高压实验合格后，且注油后宜静止12小时，待消除油中气泡后，方可充电加负荷。
在充电和加负荷前，应先启动所有冷却器，将油循环一定期间，且放出外壳和散热器上部残留空气。
5.3.6#1高备变在运营中应依照调度命令和6kV电压需要而随时进行调节。
但应注旨在变压器过载或满载时最佳不要进行调节，如若调节应检查有载调压变压器调压开关瓦斯保护必要投入中，否则不容许调节。
5.4变压器运营操作维护
5.4.1变压器运营中巡回检查：
5.4.1.1变压器正常运营中，电气值班人员应按规定巡视检查，异常状况下应加强检查。
5.4.1.2检查储油柜和充油套管油色，油位正常，各部无漏油，瓦斯继电器内无气体，接线牢固。
5.4.1.3检查变压器上层油温、绕组温度正常。
5.4.1.4检查变压器声音应正常。
5.4.1.5检查变压器套管应清洁，无破损裂纹及放电痕迹和其他现象。
5.4.1.6连接螺丝无松动，引线不应过松过紧，接头接触应良好不发热，电缆不渗油。
5.4.1.7呼吸器应畅通，矽胶不应吸潮至饱和状态。
5.4.1.8变压器主、附设备应不漏油、渗油，外壳应清洁。
5.4.1.9外壳接地线应良好。
5.4.1.10检查冷却装置运营状况应正常，潜油泵及电扇电动机运营必要正常，各部无发热，振动，声音正常。
5.4.1.11干式变压器须检查温度控制器完好，线圈绝缘层无开裂剥落，各导电部份连接处无腐蚀、变色过热现象、支持绝缘子无裂纹及放电痕迹，各防护遮栏良好，门已闭锁。
5.4.1.12中性点接地电阻无异常。
5.4.1.13对于大修后第一次投入运营变压器，在投入运营后最初八小时内应每两小时检查一次，对于过负荷运营变压器，更应加强监视。
5.4.2气候发生骤然变化时，检查应注意下列各部：
5.4.2.1大风时，变压器引线有无激烈摆动，端子有无松脱现象，上部有无落杂物。
5.4.2.2大雪时，套管、端子落雪后与否及时熔化，有热气现象。
5.4.2.3大雾时，套管无闪络放电。
5.4.2.4剧冷或剧热时，变压器油位及温度变化状况。
5.4.2.5备用中变压器必要一切处在正常状态，一经投入即可运营。
5.4.2.6备用中变压器检查与工作变压器相似，对处在联动备用变压器，按定期实验周期进行备用变压器充电运营两小时。
5.4.3干式变压器运营中应注意问题
5.4.3.1变压器在运营过程中，应经常对其进行监视和检查，若发既有异常现象或有碍于变压器正常运营状况发生，应及时停电解决。
5.4.3.2变压器在运营过程中，一定要防止水滴滴落在变压器上。
5.4.3.3变压器在运营过程中，防止人手及身体摸触线圈树脂层表面。
5.4.3.4变压器风冷装置应能正常投入。
5.4.5瓦斯继电器运营
5.4.5.1变压器运营或备用，重瓦斯均投跳闸位置，正常运营变压器有载调压装置及瓦斯保护投“跳闸”位置。
5.4.5.2正常运营变压器瓦斯保护与差动保护不得同步停用，任一保护停用，必要请示值长。
5.4.5.3瓦斯保护有检修工作，应停用瓦斯保护，工作结束后，检查瓦斯继电器内无气体，方可投入。
5.4.5.4瓦斯保护回路直流接地时，应投信号位置。
5.4.5.5变压器在运营中进行滤油、加油及换硅胶时，应先将重瓦斯改接信号，此时变压器其他保护装置仍应接入跳闸位置。
5.4.5.6当油位计上批示油位异常升高，或油路系统有异常现象时，为了查明因素，需要打开各个放气或放油塞子、阀门，检查吸湿器或进行其他工作时，必要先将重瓦斯改接信号，然后才干开始工作，以防瓦斯保护误动作跳闸。
5.4.5.7新安装和检修后变压器，在投入运营时，应将重瓦斯投入跳闸位置。
5.5变压器解列停止运营
5.5.1主变停电前，应先将高厂变所带厂用6kV母线上负荷倒为备用电源带后，方可进行停止主变操作，切换时注意防止非同期并列。
5.5.2主变停运与发电机解列和降压同步进行，停运前主变中性点刀闸应合路，解列时先断开高压侧开关，当确认高压侧开关断开后，将发电机电压调到最小，然后先逆变励磁，后拉开发电机灭磁开关。
5.5.3其他变压器停电时，应由低压侧解列，高压侧开关切空载变压器。
5.5.4当检查确认变压器开关三相开位良好后，方可拉开关于刀闸及停止变压器冷却装置。
5.5.5厂用低压变压器停电时，应将备用电源投入后，再停止工作变。
6变压器异常运营与事故解决
6.1变压器异常运营
6.1.1变压器正常过负荷运营方式：
6.1.1.1全天满负荷运营变压器不适当过负荷运营。
6.1.1.2变压器过负荷运营前，应投入所有工作冷却器，必要时应投入备用冷却器。
6.1.1.3正常过负荷时油浸自冷和油浸风冷变压器不应超过变压器额定容量30％，强油循环风冷变压器不应超过20％。
6.1.1.4正常过负荷可以经常使用，其容许值依照变压器负荷曲线，冷却介质温度以及过负荷前变压器可带负荷等来拟定。
6.1.1.5干式变压器正常过负荷运营应遵循制造厂规定。
油浸自冷和油浸风冷变压器，可依照过负荷上层油温外，参照表8拟定容许正常过负荷倍数和容许持续时间执行。
表8变压器正常过负荷运营
小时数
过负荷倍数
过负荷前上层油温（℃）为下表数值时容许过负荷持续时间（时:
分）
17
22
28
33
39
44
1.05
5:
50
5:
25
4:
50
4:
00
3:
00
1:
30
1.10
3:
50
3:
25
2:
25
2:
10
1:
25
0:
10
1.15
2:
50
2:
25
1:
50
0:
45
0:
35
—
1.20
2:
05
1:
40
1:
15
0:
25
—
—
1.25
1:
35
1:
15
0:
50
—
—
—
1.30
1:
10
0:
50
0:
30
—
—
—
注：
此表在外温40℃及如下时合用。
6.1.2变压器事故过负荷运营方式：
变压器事故过负荷容许值，按照不同冷却方式、环境温度参照下表规定：
6.1.2.1主变事故过负荷数值及时间关系（表9）：
表9主变事故过负荷
小时数
过负荷倍数
环境温度℃
0
10
20
30
40
1.1
24:
00
24:
00
24:
00
14:
30
5:
10
1.2
24:
00
21:
00
8:
00
3:
30
1:
35
1.3
11:
00
5:
10
2:
45
1:
30
0:
45
1.4
3:
40
2:
10
1:
20
0:
45
0:
15
1.5
1:
50
1:
10
0:
40
0:
16
0:
07
1.6
1:
00
0:
35
0:
16
0:
08
0:
05
1.7
0:
30
0:
15
0:
09
0:
05
+
6.1.2.2高厂变、#1高备变事故过负荷数值及时间关系（表10）：
表10高厂变、#1高备变事故过负荷
小时数
过负荷倍数
环境温度℃
0
10
20
30
40
1.1
24:
00
24:
00
24:
00
19:
00
7:
00
1.2
24:
00
24:
00
13:
00
5:
50
2:
45
1.3
23:
00
10:
00
5:
30
3:
00
1:
30
1.4
8:
30
5:
10
3:
10
1:
45
0:
55
1.5
4:
45
3:
10
2:
00
1:
10
0:
35
1.6
3:
00
2:
05
1:
20
0:
45
0:
18
1.7
2:
05
1:
25
0:
55
0:
25
0:
09
1.8
1:
30
1:
00
0:
30
0:
13
0:
06
1.9
1:
00
0:
35
0:
18
0:
09
0:
05
表10（续）
2.0
0:
40
0:
22
0:
11
0:
06
+
6.1.2.3干式厂用变事故过负荷数值及时间关系：
干式变压器可参照厂家规定，无厂家规定期，干式变压器事故过负荷可参照（表11）规定运营。
表11干式变压器事故过负荷
分钟数
过负荷倍数
环境温度℃
20
40
1.1
60分钟以上
60分钟以上
1.5
13
12
2.0
8
4
2.5
5
3
3.0
3
2
3.5
2
0.5
6.1.2.4变压器过负荷运营时应启动备用冷却器，加强
升级会员 