变压器运行规程.docx
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变压器运行规程
变压器运行规程
1．主题内容与适用范围
1．1本规程规定了东关水电站电力变压器及其冷系统运行的基本要求、运行方式、运行操作、巡回检查、故障及事故处理要求。
1．2本规程适用于东关水电厂运行人员和生产管理人员对变压器的运行、管理工作，也可供电气检修人员参考。
2．引用标准
DL/T572—95《电力变压器运行规程》
GB1094.1—1094.5《电力变压器》
GB6450《干式电力变压器》
GB6451《油浸式电力变压器技术参数和要求》
DL/T574——95《电力变压器检修导读》
2001、3《福建省电力系统调度规程》
厂家提供技术资料
3．变压器运行规定
3．1基本规定
3．1．1变压器在额定冷却条件下，按铭牌规范可长期运行。
3．1．2本厂所有电力变压器均不允许并列运行。
3．1．3变压器运行时其保护、测量、测量冷却装置必须同时投入运行。
特殊情况需将保护退出时，主变应征得邵武地调调度员同意，其它变压器应征得公司分管生产领导同意方可退出。
3．1．4变压器不得在无主保护状态下运行。
主变瓦斯保护退出跳闸时，差动保护必须在投跳闸位置。
3．1．5变压器运行电压一般不应高于该分接额定电压的105%。
3．1．6油浸（自然循环）风冷和干式风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定执行。
油浸风冷变压器当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。
3．1．7厂变、励磁变均为干式变压器，运行时需保持良好通风，变压器排风机应投入运行，变压器室各风口禁止封堵。
3．1．8风冷的油浸式变压器冷却介质最高温度40℃时，最高顶层油温不得超过95℃；当冷却介质温度较低时，顶层油温也应降低。
3.2变压器允许温度、温升规定
变压器必须在允许温度和允许温升下运行，以保证绕组温度不超过允许值，从而保证变压器达到规定的使用寿命。
3.2.1允许温度
a）为延缓变压器绝缘及油的老化，A级绝缘变压器绕组最高允许温度为105℃。
b）1#主变为A级绝缘油浸（自然循环）风冷变压器，一般绕组平均温度比上层油温高10℃，为防止油质劣化，在正常运行时规定上层油温最高不得超过85℃。
同时，为保护绝缘油不致过度氧化，上层油温一般不超过75℃。
3.2.2允许温升
a）当环境温度为40℃，1#主变在额定负荷下，上层油允许温升为55℃，绕组允许温升为65℃。
b）厂变和励磁变均为F级绝缘干式变压器，当环境温度为40℃，绕组允许温升（即温升的极限值）为100℃。
3.3变压器过负荷规定
3.3.1基本规定
a）变压器过负荷时，过负荷时间应严格遵守下列表中规定，达到规定时间必须立即停止过负荷。
b）当变压器有严重的缺陷（如冷却系统不正常漏油，有局部过热现象，油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。
c）主变过负荷期间，上层油温达95时，无论过负荷时间是否达到规定值，应立即请示地调设法停止过负荷。
d）变压器过负荷期间，值班人员应对变压器本体，引出线头，开关、刀闸及电缆等设备加强监视，发现故障及时处理。
3.3.2正常过负荷在系统正常情况下，以不损害绕组绝缘和使用寿命为前提的过负荷。
主变正常过负荷倍数与允许持续时间
过负荷倍数
过负荷前上层油的温升（为下列值时的允许过负荷时间（时:
分）
18
24
30
36
42
48
1.05
3:
50
5:
25
4:
50
4:
00
3:
00
1:
30
1.1
3:
50
3:
25
2:
50
2:
10
1:
25
0:
10
1.15
2:
50
2:
25
1:
50
1:
20
0:
35
1.2
2:
05
1:
40
1:
15
0:
45
1.25
1:
35
1:
15
0:
50
0:
25
1.3
1:
10
0:
50
0:
30
3.3.3事故过负荷当系统发生事故时，为保证用户供电和不限制发电厂出力，允许变压器短时间过负荷。
主变事故过负荷倍数及允许运行时间（h：
min）
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
24:
00
3:
30
1:
35
1.3
11:
00
5:
10
8:
00
1:
30
0:
45
1.4
3:
40
2:
10
2:
45
0:
45
0:
15
1.5
1:
50
1:
10
1:
20
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
-
3.4变变压器大小修及预防性试验，运行人员应向检修人员索取变压器停电后及送电前所测量的绝缘电阻值，并将电阻值及上层油温记在《绝缘电阻登记薄》内，同一变压器其它绕组的绝缘电阻标准与高压绕组相同。
3.5瓦斯保护装置运行规定
3.5.1运行中的变压器，重瓦斯保护应投在跳闸，轻瓦斯在信号位置。
3.5.2变压器在运行中进行滤油、加油以及打开各阀门放气、放油时，更换硅胶时，应先将重瓦斯投信号，此时变压器的其它保护仍应投跳闸位置，严禁变压器无主保护运行。
3.5.3当油位计上指示的油面有异常升降或油路系统有异常现象时，为查明原因，需打开各个放气或入油塞子、阀门进行检查，必须先将重瓦斯改投信号，方可进行工作，以防重瓦斯保护误动作。
3.5.4主变遇有下列情况之一，必须经地调许可并汇报公司分管生产领导批准，将重瓦斯保护由跳闸改为信号。
a）变压器在运行中加油或滤油。
b）冷却器更换硅胶时。
c）瓦斯继电器经检修或检验装复后。
上述工作结束后，经过4h运行，检查瓦斯继电器无气体时，征得地调同意，将重瓦斯保护由信号改投至跳闸位置。
4．变压器冷却、温控系统
4．1主变冷却系统
4．1．1主变冷却系统运行规定
a）当主变上层油温达55℃，自动启动风机，当主变上层油温达40℃时风机停止。
b）风机设有综合保护器（过负荷、短路及断相运行）保护，以保证电机安全运行。
4．1．2主变冷却器运行检查和维护
a）每月1日、15日应对主变冷却器工作、备用电源自动切换试验一次。
b）每周一次测各台风机电动机绝缘合格后对运行方式进行轮换。
c）风机运行中声音正常，电动机温度不过高。
d）控制柜面板各开头位置正确，信号指示正常，无故障灯亮。
e）查柜内各接触器、继电器、保护器、熔断器工作及信号指示正常。
4．1．3主变风冷系统故障处理
a）经检查冷却器电源正常，可用手动方式启动风扇。
b）当冷控失电报警信号无法复归，而冷却风扇去在工作时，可将主变保护屏上冷控失电保护功能压板解除，并及时汇报领导。
4．1．3．1风扇电动机保护器动作或自动开关跳闸处理
a）检查风扇电机有无明显故障
b）测量电机绝缘是否良好。
c）上述检查正常下，允许复位后试投一次。
d）当故障再次出现时，应将故障风扇退出运行。
e）通知检修人员处理。
4．1．3．2当主变温度或负荷达到整定值冷却风扇未自动启动时，应将风扇改投（手动）位置运行，通知检修人员处理。
4．2厂变、励磁变温度控制系统。
4．2．1温度控制系统运行规定
a）厂变、励磁变风机电源由厂用电提供，运行中严禁断开。
b）厂变、励磁变正常运行时，风机在自动控制位置，风机能够按照设定温度值正常启动和停止。
c）当厂变、励磁变温度上升达整定报警值时发信故障报警号，超温达跳闸整定值保护动作，跳开变压器各侧断路器。
d）运行人员禁止操作温控装置上的“设定”，以防误整定。
当装置有故障报警且无法复位时，应及时通知检修人员处理。
4．2．2温控器运行巡视检查项目
a）查温控器电源开关在合位，面板工作电源指示灯亮，无故障指示灯亮。
b）查温度显示器各相绕组温度显示正常。
c）查风机在自动控制状态，且绕组温度在整定值以下时，风机不应启动。
d）查温控器内自动控制回路完好，各元件无异常。
e）手动试启动风机运行正常。
4．2．3温控器运行操作
4．2．3．1手动/自动启停风机控制
在温度显示状态下，可进行手动/自动启停风机切换。
当手动启动风机后，风机手动指示灯亮并一直运行，址直到再手动停止风机。
4．2．3．2现地报警复位
当变压器工作正常，故障系温控器本身引起时，在记录故障信号后可按面板“复位”按钮进行复位，停止报警。
当故障仍存在时装置会再次报警。
4．2．3．3巡回/最大值显示方式切换
在温度显示状态下可近“巡回/最大值”键切换显示方式。
注意：
最大值显示下，只显示各项中温度最高相的温度值，且最大值指示灯亮。
4．2．4温控器故障报警处理
4．2．4．1励磁变温控器报警处理
a）励磁变温度过高或温控器故障，机组PLC相应故障测点亮，中控CRT将发“励磁变温度升高”信号。
检查励磁变是否过负荷，立即降低机组无功出力，停止过负荷。
b）检查温控器上励磁变各相温度指示是否正常。
当励磁变温度达90℃而风机未自动启动时，应检查控制器内风机熔丝是否熔断，手动启动风机运行。
c）当温度确已达报警值时，应尽量降低机组无功出力。
如温度不能降到正常值时，应联系地调停机，汇报领导，将励磁变转检修进行检查。
d）当励磁变温度正常，故障报警系装置故障引起，记录面板信号，通知检修人员处理。
在检修人员未获取故障信息前，禁止运行人员将装置复位。
4．2．4．2厂变温控器异常处理与励磁变相似。
5变压器运行检查、维护
5．1每个小时记录变压器运行参数。
5．2定期检查和特殊检查规定
5．2．1按岗位责任制规定的线路对变压器进行检查。
5．2．2变压器检修后，在投运变压器之前，值班人员应进行详细检查：
a）确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。
b）检查临时接地线是否已拆除。
c）分接开关位置是否正确。
d）冷却风扇是否工作正常。
e）主变本体各阀门开闭是否正确。
f）瓦斯继电器内应充满油无气体，继电器与油枕之间连结阀门应打开，无漏油。
5．2．3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。
a）新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内；
b）有严重缺陷时；
c）气象突变（如大风、大雾、冰雹、寒潮等）时；
d）雷雨季节特别是雷雨后；
e）高温季节、高峰负荷期间。
f）变压器过负荷运行时。
5．3正常巡视检查项目
5．3．1油枕和套管的油色、油位均应正常，各部位无渗、漏油。
5．3．2套管应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其它异常现象。
5．3．3变压器运行响声正常。
5．3．4变压器本体无破裂渗油、漏油，铁芯、外壳接地良好。
5．3．5压释放阀完好无损，无漏油现象。
5．3．6吸湿器完好，硅胶无变色：
正常应为白色，变色说明受潮。
5．3．7母线引线接触良好，无发热变色，支持瓷瓶无破裂或歪斜。
5．3．8变压器绕组温度、上下层油温应正常，且绕组温度一般比上层油温高，上层油温应略高于下层油温。
5．3．9变压器室门、门栓应完整，房屋应无漏水，照明正常。
5．3．10厂变、励磁变温控装置完好，无故障信号出现，温度显示正常。
5．3．11主变本体油位刻度指示在规定的范围之内。
5．4主变特殊检查项目
5．4．1大风天气，检查导线摆动情况，变压器及引线上有无杂物。
5．4．2大雨天气或溢洪时检查水是否流到母线上，有无火花和放电。
5．4．3在气候骤变时（冷、热）应对变压器的油面进行额外的检查。
5．4．4变压器在瓦斯继电器发出信号时，应进行外部检查，并通知维护人员抽取气样化验。
5．4．5在变压器过负荷或冷却装置故障时，应增加检查次数。
5．4．6雷雨后，应检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙的动作情况。
6变压器运行操作
6．1主变压器检修后送电前必须完成下列工作：
6．1．1值班员会同工作负责人对变压器进行下列检查
a）检查现场设备清洁，本体和室内无遗留工具、杂物等；
b）工作人员全部撤离工作场地，工作票交回，工作负责人在检修交待薄中做好检修交待，有关责任人应作出能否投入运行的结论。
c）变压器分接头应在地调规定位置。
d）按5.3节进行详细检查无异常。
6．1．2拆除所有安全措施，包括接地线、临时遮栏、标示牌、恢复常设遮栏。
6．1．3变压器绝缘应合格，否则必须得到公司分管生产领导或厂长批准才能投入运行。
6．2变压器送电操作规定
6．2．1变压器具备送电条件时，应先投入保护电源及相应的保护压板，将变压器转入热备用。
6．2．2励磁变停送电与发电机一起进行。
6．2．3严禁用电、发电机出口断路器全电压向1#主变合闸充电，只允许用发电机带主变从零升压或用主变高压侧向主变充电运行。
6．2．4当我站与系统解列，而某台发电机带主变运行时，根据系统的需要，在得到地调同意后，可直接用主变高压侧断路器与系统并列，向系统供电。
6．3变压器停电操作规定
6．3．1主变停电前必须先将主变低压侧机组解列，倒换好厂用电，再断开主变高、低压侧断路器。
6．3．2厂变停电必须先断开负荷侧断路器，后断开电源侧断路器。
6．4变压器分接头位置的调整
6．4．1主变分接头的调整，必须有地调书面通知或值班调度员电话通知（应有录音）。
6．4．2调整变压器分接头可在运行中进行有载调节。
6．4．3分接头位置的调整及测试工作由检修进行，工作负责人必须把分接头位置变动情况及三相直流电阻定在《检修交待记录薄》内，值长定在《操作记录薄》内。
6．4．4为了保证分接开关触头接触良好，无论变压器是否需要改变电压，每年应对分接开关转动一次，以清除接触表面上的氧化膜及油污，每次转动应正反操作一周。
7变压器异常及事故处理
7．1变压器有下列情况之一，如保护未动作跳闸，应立即停止变压器运行
7．1．1变压器铁壳破裂，大量漏油（油面已看不见或油位急剧下降）。
7．1．2压力释放阀向外喷油、喷烟、喷火。
7．1．3大管闪络或炸裂，引线熔断。
7．1．4因漏油，使油枕油位降至油位计的最低极限（无法堵住漏油）。
7．1．5 变压器冒烟、着火。
7．1．6变压器声响很大，很不均匀，如“哧哧”或“劈啪”放电声，“咕噜咕噜”油沸腾声。
7．2变压器有下列情况之一，应立即汇报公司生产领导及公司电气负责人，加强监视，必要时联系停电处理。
7．2．1不正常时，如“叮叮当当”和“呼……呼……”类似铁芯夹件松动声。
7．2．2套管有裂纹，套管处有蓝色电晕或火花，发出“嘶嘶”闪络放电现象。
7．2．3变压器漏油或上盖有掉落杂物，危及安全运行时。
7．2．4油化验不合格。
7．3变压器油温异常
7．3．1三相负荷电流、温度计指示，油枕油而、主变冷却器是否正常。
恢复冷却器正常运行。
7．3．2比平时同样负荷和冷却条件下高出10℃以上，以上述检查未发现异常，则认为变压器内部已发生故障（如内部起火，线圈匝间短路等），此时应向领导汇报，联系地调将变压器停电处理。
7．4变压器油位异常
7．4．1油位过低
a）油位缓慢下降，通知检修人员加油，加油时将重瓦斯保护投信号，其他保护必须投入。
b）因漏油致使油枕油位看不见，瓦斯继电器内看不到油时，可不经联系立即将变压器停电处理。
7．4．2油位过高
a）检查冷却器工作情况，若冷却器风扇停止，应立即手动启动多台冷却风扇运行，包括备用冷却风扇。
b）检查冷却水是否正常供给，调节供水量，开启备用水源。
c）检查变压器循环油路各阀门是否被误关，立即打开阀门。
d）当变压器温度正常，油位过高是因加油过多及环境温度升高引起，则通知检修人员适当放油。
7．5轻瓦斯保护动作
7．5．1检查变压器外部有无异常，判明是否由于空气进入，油位降低，二次回路故障或变压器内部故障造成的。
7．5．2通知检修人员收集瓦斯气体进行分析试验。
a）色谱分析无故障气体，经公司分管生产领导同意后可继续运行。
b）信号动作是因油中剩余空气逸出，或强迫油循环系统吸入空气而动作，而且信号动作间隔时间逐次缩短，则应将重瓦斯改投信号，并汇报领导。
c）经试验综合判断，怀疑变压器内部有故障，应汇报地调将变压器停电检查。
d）保护信号与跳闸同时动作，并经检查是可燃性气体，则变压器未经检查试验合格前不许再投入运行。
7．6变压器自动跳闸处理基本原则
7．6．1变压器自动跳闸后，应立即调整设备运行方式，保证厂用电的供给，维持电站各运行设备的正常状态。
并及时汇报调度和有关领导。
7．6．2立即对变压器本体及保护装置进行认真检查。
7．6．3了解系统有无故障或故障现象。
7．6．4若属以下情况，经领导同意，可不经检查试送电。
a）人为误碰保护使断路器跳闸。
b）保护明显误动作。
c）变压器低压过流或限时过流后备保护动作且变压器下一级设备故障而其保护未动作，在故障已切除时。
但试送电只允许一次，送电方式为零升压。
7．6．5当差动、重瓦斯或电流速断等主保护动作，故障时有冲击现象，则需将变压器转入检修进行详细检查，在未查清原因之前禁止将变压器投入运行。
7．7变压器重瓦斯保护动作的处理。
7．7．1必须先取瓦斯气体，测绝缘、油化验，综合分析确定故障性质，能否送电，必须由分管生产的公司领导决定，如决定送电，必须从零升压，正常后方能投入系统，不能投入运行时，将变压器转入检修。
7．7．2进行变压器外部检查，重点检查有地下检修有无喷油、喷火或喷烟及部件损坏等，还应检查油枕油、上层油温等是否正常。
7．7．3有充分理由判明为瓦斯继电器动作，应将重瓦斯停用，其它保护必须投入使用，方可恢复送电。
7．7．4为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断。
a）是否呼吸不畅或排气耒尽；
b）保护及直流等二次回路是否正常；
c）变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象
d）气体继电器中积集气体量，是否可燃；
e）气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；
f）必要的电气试验结果；
g）变压器其它继电保护装置动作情况。
7．8主变差动保护动作
7．8．1现象
a）主变各侧断路器自动跳闸
b）中控室信息栏语音报警，打出“主变差动保护动作”信号。
“#主变事故”，主变保护动作。
c）发电机跳闸，系统频率、电压降低。
d）若变压器内部故障，还有瓦斯动作信号。
7．8．2处理步骤
a）对主变差动保护范围内的一次设备进行外部检查，查找故障点。
差动保护范围以差动继电器电流所取的各侧CT为界。
b）将主变转入检修状态。
c）通知维护人员对主变全面检查、试验。
d）经检查试验，如未发现明显故障，经公司分管生产领导批准后，对主变对零升压。
e）零升加压正常且事故时无短路电流冲击，确认差动保护误动，退出差动保护，重瓦斯保护必须投入。
7．9主变差动及重瓦斯保护同时动作处理
7．9．1立即汇报地调，汇报公司领导、通知检修人员处理。
7．9．2进行主变差动保护范围内一次设备的外部检查，查找故障点。
7．9．3将故障变压器转入检修。
7．10主变压器着火
变压器运行时，由于套管的破损或闪络，使油在油枕油压作用下流出，并在变压器顶盖上燃烧；变压器内部发生故障，使油燃烧并使压力释放阀动作喷油气、喷火。
当变压器着火时，应迅速作如下处理。
a）立即汇报生产值班领导，并报火警“119”。
b）断开变压器各侧断路器，切断各侧电源。
如机组有开机则应先解列。
c）断开冷却风扇和通风装置、照明装置电源。
d）若油在变压器顶盖上燃烧时，应打开事故排油阀放油到适当位置。
若变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸。
e）迅速组织灭火，具体灭火方法见《厂房消防规程》。
7．11厂变超温跳闸保护动作处理。
7．11．1对厂变保护范围设备进行外部检查，查找故障点；
7．11．2将故障段厂用电由另一段供电。
7．11．3将厂变转入检修。
7．11．4汇报领导，通知检修人员处理。
7．12励磁变过流保护动作
7．12．1监视机组解列、事故停机情况，必要时手动帮助；
7．12．2对励磁变进行外部检查；
7．12．3汇报地调将机组转入检修，并测机组绝缘；
7．12．4通知检修人员对励磁变进行检查试验。
7．13变压器过负荷异常处理
7．13．1记录变压器过负荷开始和终了期间的上层油温、绕组温度和环境温度，密切监视变压器上层油温、绕组温度以及变压器各侧引线接头温度。
7．13．2主变应启动备用冷却风扇；其它变压器应采取手动启动风机或临时通风机通风等措施。
7．13．3变压器变正常过负荷时上层油温达75或变压器绕组温度达允许值或报警时，无论过负荷时间是否达到规定值，必须降低负荷电流，停止过负荷。
7．13．4当变压器存在较大缺陷，如冷却系统异常、严重漏油、色谱分析异常，禁止过负荷运行。
全天满负荷运行的变压器也不宜过负荷运行。
7．13．5主变事故过负荷运行时，过负荷时间应严格遵守3.3.2表中规定，达到规定时间必须立即停止过负荷。
附录1：
变压器温度控制整定值
设备名称
风机启动（℃）
风机停止（℃）
上层油温升高报警（℃）
绕组温度过高报警（℃）
主变
55
45
70
80
设备名称
风机启动（℃）
风机停止（℃）
上层油温升高报警（℃）
绕组温度过高报警（℃）
1#、2#厂变
100
80
130
150
1#、2#励磁变
100
80
130
150
附录2：
变压器参数
一.主变
型号
SZ9-6300/10.5
标准代号
GB1094.102
出厂序号
21433896
额定电压
10KV±5%/6.3KV
额定容量
6300KVA
相数
3
额定频率
50Hz
电压分接开关位置
冷却方式
ONAN
高压侧
使用条件
户外使用
电压（V）
电流（A）
开关联结
开关指示位置
联接组标号
Y（N）d11
11025
329.08
2-3
1
空载电流
10762.5
337.74
3-4
2
空载损耗
7KW
10500
346.4
4-5
3
负载损耗
37KW
10237.5
355.06
5-6
4
短路阻抗
9975
363.72
6-7
5
HV/LV阻抗
低压侧
绝缘水平
AC35
电压（V）
电流（A）
6300
577.4
浙江江山变压器有限公司
二.树脂绝缘干式电力变压器（1#厂变）
型号
SC9-315/6.3
额定容量
315KVA
相数
3相
开关位置
额定频率
50Hz
高压侧
低压侧
短路阻抗
3.74%
高压位置
电压（V）
电流（A）
电压（V）
电流（A）
电压组合
6.3±5%/0.4KV
5-4
6615
28.9
400
454.7
连接组标号
DYn-11
6-4
6300
温升限制
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