水布垭电厂变压器运行规程综述.docx

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水布垭电厂变压器运行规程综述

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湖北清江水电开发有限责任公司企业标准

Q/QJ.SBY-104-AZ01-2012

水布垭电厂变压器运行规程

2012-05-18发布2012-06-18实施

湖北清江水电开发有限责任公司标准化工作委员会发布

目次

前言

本标准依据GB/T1.1-2009《标准化工作导则第1部分：

标准的结构与编写》规定，并结合湖北清江水布垭电厂实际进行编制。

本标准由湖北清江水电开发有限责任公司标准化工作委员会提出。

本标准由湖北清江水电开发有限责任公司电力生产部归口管理。

本标准由湖北清江水电开发有限责任公司水布垭电厂负责解释。

本标准起草单位：

湖北清江水电开发有限责任公司水布垭电厂。

本标准起草人：

马光森

本标准初审人：

徐兴友

本标准审核人：

骆斌

本标准批准人：

张志猛

本标准代替Q/QJ.SBY-104-AZ03-2011《水布垭电厂变压器运行规程（主变、厂用变、励磁变）》。

水布垭电厂变压器运行规程

1范围

本标准规定了清江水布垭电厂变压器的运行、操作和事故处理等。

本标准适用于清江水布垭电厂变压器的运行管理、检查和维护工作。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T6451-2008油浸式电力变压器技术参数和要求

DL/T356-2010局部发电测量仪校准规范变压器局部放电标准

GB26860-2011电力安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）

DL/T572-2010电力变压器运行规程

DL/T596-2005电力设备预防性试验规程变压器的预防性试验

3术语和定义

无

4设备简介

4.1主变压器系统介绍

4.1.1主变压器采用衡阳变压器有限公司生产的单相双绕组强迫油循环风冷无励磁调压电力变压器，共12台，型号为DFP-170000/500，每台额定容量为170MVA。

4.1.2主变压器主要部件包括绕组和铁心（器身）、油箱、冷却装置、绝缘套管、调压和保护装置等。

4.1.3主变铁心和绕组

4.1.3.1主变压器采用心式结构，铁心为单相三柱式结构，采用无时效、晶粒取向、高磁导率、低损耗的进口的优质冷轧硅钢片叠装而成。

4.1.3.2主变压器绕组的材料为高电导率的铜导体，低压绕组采用自粘型换位导线以减小集肤效应。

高压绕组为纠结连续式结构采用分级绝缘，低压绕组为双层螺旋式结构采用全绝缘。

4.1.4主变调压装置

4.1.4.1主变压器调压方式：

中性点无励磁调压，调压范围550/

-2×2.5%kV。

4.1.4.2主变压器无励磁调压分接开关采用武汉泰普开关厂生产的WDGII-1000/220-4×3B单相开关，带电接点。

4.1.4.3分接开关的操作机构装在上节油箱上，并在变压器无励磁工况下操作，设置有闭锁装置以防止带电操作。

4.1.4.4分接开关的操作机构上设置有分接头位置指示器及位置锁定装置。

锁定装置在分接头到位后锁定。

4.1.4.5分接开关能承受正反向分接交换共1万次机械寿命试验。

4.1.5主变绝缘套管

4.1.5.1所有套管都有电容式抽头供试验用，试验抽头套管应能承受的试验电压为2kV（1min，50Hz）。

4.1.5.2高压套管为德国HSP公司生产的带有气体检漏系统的环氧树脂浸渍电容式油/SF6套管，型号是EKTG-1675-550-1250-E4。

4.1.5.3高压中性点套管为抚顺雷诺尔公司制造的环氧树脂油浸纸电容式油/空气瓷套管,型号是ETA-72.5/1250-3。

4.1.5.4主变压器低压套管采用每引出端一只套管，低压套管为抚顺雷诺尔公司制造的环氧树脂电容式油/空气瓷套管，型号为HETA-24/16000-3。

4.1.6主变油箱

4.1.6.1主变压器油箱采用斜顶钟罩式拆板结构，油箱内侧装有磁屏蔽，箱体上配有中性点铜排支撑底板、吊攀、千斤顶支架、梯子及充油、排油和取油样的各种阀门。

4.1.6.2主变压器油箱上装有铁心和夹件的接地套管，铁心和夹件的接地铜排经支持绝缘子引至油箱底部的接地标志处，以便于变压器铁心、夹件可靠接地及测量对地电流。

4.1.7主变储油系统

4.1.7.1主变压器配有胶囊式真空储油柜（油枕），采用波纹管式连接，通过储油柜将变压器油与外界完全隔离。

4.1.7.2主变压器油热胀冷缩时通过吸湿器（呼吸器）使胶囊的压力与外界压力保持一致。

4.1.8主变压器冷却系统

4.1.8.1冷却方式采用强迫油循环强迫风冷。

4.1.8.2每相主变冷却系统共安装3组AEF-3.0T-2TN冷却器，每组冷却器有散热器、1台油泵、2台风扇、一个油流指示器。

4.1.8.3主变冷却器的交流电源有两路，来自机组用电屏，当冷却器工作电源断相或三相全部断电时,主、备用能自动切换，以保证供电的可靠性。

4.1.8.4主变冷却器控制开关切换的四种运行状态，分别为:

工作、辅助、备用、停止。

这四种运行状态的作用为：

a）工作状态：

机组出口开关合上，冷却器处于连续正常运转。

b）辅助状态：

当变压器负荷电流超过整定值，启动或者变压器顶层油温达65℃时启动。

辅助冷却器启动后，变压器负荷电流恢复至设定值以下或变压器顶层油温降到55℃时停止。

c）备用状态：

处于“工作”或“辅助”状态的冷却器因故障停转时自动启动。

d）停止状态：

冷却器退出运行。

4.1.9主变安全及监测元件

4.1.9.1主变BF80/10瓦斯继电器安装在油箱和储油柜之间的连接管路中，轻瓦斯动作于报警信号，重瓦斯动作于停机，检修后必须检查瓦斯继电器两端阀门全开。

4.1.9.2主变压器配置2个208-60Z压力释放阀，分别设置在箱盖两端，变压器运行时压力释放阀下DM2-160蝶阀必须开启。

4.1.9.3主变压器油位计用来指示和监视主变储油柜的油位；同时每台冷却器有一个冷却器油流指示器。

4.1.9.4主变压器采用OTI-34型油温指示器和WTI-35型绕组温度指示器。

4.1.9.5主变SYJ-50/25型速动压力继电器是用在油浸式变压器、电抗器等设备上的一种安全保护装置，它能对变压器、电抗器等内部故障所产生的异常压力进行监查，具有有效地保护变压器本体的作用。

4.1.10主变消防水源取自400.0M高程中位水池自流供水，主变压器水喷雾消防有自动、手动两种操作方式。

4.2干式变压器系统介绍

4.2.1我厂共有干式变共31台，其中20KV厂用变4台，10KV厂用变15台，励磁变4台，制动变4台，接地变4台。

4.2.2厂用变压器包括从发电机端引接电源的20KV高压厂用变和各供电点的10KV变压器。

20KV高压厂用变布置在厂房母线洞里，为单相干式无载调压变压器。

10KV变压器均布置在户内，与0.4KV配电装置相邻布置，均为带防护外罩的环氧浇注干式铜芯三相变压器。

为保证照明电压质量，1#公用及照明供电点的变压器为有载调压干式变压器，其它均采用无载调压。

4.2.3励磁变压器采用三台额定容量为1252KVA的单相自然风冷环氧浇注干式变压器，变压器布置在厂房母线洞内，通过离相封闭母线与发电机机端相连。

5基本要求

5.1变压器室（洞）内应有足够的通风，避免变压器温度过高。

5.2变压器室的门应采用阻燃或不燃材料，开门方向应向外侧。

5.3主变压器室应按相关要求设置消防设施和事故储油设施，并保持完好状态。

5.4在室外变压器围栏入口处，应安装“高压危险”标示牌，在变压器爬梯处安装“禁止攀登”等安全标志牌。

5.5主变压器冷却系统必须保证两路独立的工作电源正常，并且自动和手动切换功能正常。

5.6主变压器冷却系统按温度和负载控制冷却器投切功能必须正常。

5.7主变压器冷却系统与高压侧断路器联控功能必须正常。

6运行规定

6.1主变压器分接开关位置按调度命令执行。

厂用变压器、励磁变压器分接头位置调整时必须测量直流电阻。

6.2主变压器冷却系统基本规定

6.2.1正常运行方式下主变三组冷却器分别在工作、辅助、备用状态。

6.2.2辅助冷却器按变压器负荷电流或顶层油温启动，若辅助冷却器仍无法启动，则启动备用冷却器，备用冷却器投入运行时，发出故障信号。

若备用冷却器投入后故障，发故障报警信号。

6.2.3冷却器自动投入回路由主变压器高压侧断路器位置接点控制，当变压器退出运行时,冷却器全部自动停止运行。

6.2.4变压器冷却器全停指机组发电运行时，任何一相的三组冷却器均停止运行。

冷却器全停后如主变油温未达到75℃时，冷却器全停后的运行55分钟报警，机组保护延时15分钟跳闸；如主变油温达到75℃时运行20分钟报警，机组保护延时15分钟跳闸。

6.2.5强油循环冷却器变压器运行时，必须投入冷却器。

空载和轻载时不应投入过多的冷却器。

按温度或负载投切冷却器的自动装置应保持正常。

6.2.6主变冷却器电源和风扇工作方式每月1日和15日切换一次，可根据实际运行情况经部室同意后在定期工作库中调整。

主变冷却器切换时应避免出现同一相三组风扇同时启动或同时停止的情况发生，如已有两台风扇在运行则应先切停一组后再进行切换。

6.3变压器保护规定

6.3.1严禁变压器无主保护运行。

6.3.2主变压器纵差保护和重瓦斯保护不得同时退出运行。

6.3.3主变速动压力继电器当压力升高速率大于2-6kPa/s时，速动油压继电器即发出跳闸信号，动作于解列、停机、跳灭磁开关并发信号报警，经厂长或总工同意认为不必动作于解列，可将压板退出。

6.3.4主变压力释放阀开启动作压力为0.055MPa，压力释放保护动作于解列、停机、跳灭磁开关。

6.3.5主变冷却器油流继电器在小于50m3/h时发冷却器故障信号，主变冷却器全停保护延时动作于解列、停机、跳灭磁开关。

6.3.6主变压器重瓦斯保护作用于解列、停机、跳灭磁开关并启动消防控制系统，轻瓦斯保护作用于信号。

6.3.7新安装的变压器保护投运前或已运行的变压器保护二次回路有改变时，应带负荷进行相位、极性、差流、差压检查，检查正确后方可投入运行。

变压器充电时，变压器差动保护应投入跳闸。

6.3.8遇有下列工作或情况时，运行中的变压器的重瓦斯保护应由“跳闸”位置切换为“信号”位置：

a）变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵

b）变压器油路处理缺陷。

c）变压器除采油样和瓦斯继电器上部放气阀门放气外，在其它所有地方打开放气和放油阀门。

d）开闭瓦斯继电器连接管上的阀门。

e）用探针试验时。

6.3.9新投产、长期备用状态和检修后的变压器充电时，须将重瓦斯保护投入跳闸位置，充电良好后，切换到信号位置，经48小时后检查无气体再将重瓦斯保护投入跳闸。

6.3.10励磁变压器配有纵差保护（动作于解列、停机、跳灭磁开关并启动消防控制系统）、速断保护（动作于解列、停机、跳灭磁开关并启动消防控制系统）、过流保护（速断保护的后备，动作于解列、停机、跳灭磁开关）、过负荷保护（动作于发信号）和温升保护（过高动作于解列、停机、跳灭磁开关）。

6.3.11厂用变压器配有纵差保护（动作于解列、停机、跳灭磁开关、启动消防并跳厂变低压侧）、速断保护（动作于解列、停机、跳灭磁开关并跳厂变低压侧）、过流保护（速断保护的后备，动作于解列、停机、跳灭磁开关并跳厂变低压侧）、过负荷保护（动作于发信号）和温升保护（过高动作于解列、停机、跳灭磁开关）。

6.4变压器绝缘测量规定

6.4.1主变压器绝缘测量采用2500V兆欧表测量。

6.4.2主变压器投运前绝缘电阻值不得低于出厂值的85%。

6.4.3主变压器投运前吸收比R60″/R15″不小于出厂值的85%。

6.4.4厂用变压器绝缘电阻不得低于2MΩ/1KV（一分钟25℃时的读数）。

6.4.5变压器的极化指数不低于1.5。

6.4.6主变压器投运前测量铁芯及夹件接地套管对地绝缘电阻（用2500V兆欧表测量）其值应不小于600MΩ（20℃），然后接地引线重新接地。

6.4.7当绝缘电阻值低于规定时，是否投入运行由厂长或总工程师决定。

6.4.8我厂主变中性点运行方式为：

直接接地。

6.5新投产变压器或大修后的变压器在正式投入前要做冲击试验，冲击试验的次数分别为5次、3次。

01B和04B若需冲击试验时，需经厂长或总工批准方可；从系统对02B和03B进行冲击合闸试验时，02B和03B低压侧开关、刀闸必须在断开位置。

充电前应检查各保护均正确投入，并应从变压器高压侧进行全压充电。

6.6严禁用机组对主变直接进行全电压冲击合闸。

严禁用隔离开关对变压器进行全电压冲击合闸。

6.7经检修后或新投入的变压器送电前必须完成的工作

6.7.1所有工作人员全部撤离工作现场，变压器本体、辅助设备及周围环境清扫干净，拆除全部安全措施，收回所有工作票，并有工作负责人的详细交待和试验结论。

6.7.2按照规定对变压器及其辅助设备、附件进行全面检查,各部法兰已紧固好，不漏油。

6.7.3测量冷却器电动机绝缘应合格，冷却装置均启动试验正常，油位指示正确。

6.7.4变压器投运前其保护、操作、测量、信号装置必须全部检查模拟正常并投入。

测温表整定值整定好，接线正确，温控模拟正确。

6.8新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于72h。

若有特殊情况不能满足上述规定，须经总工程师批准。

装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气。

对强油循环变压器，应开启油泵，使油循环一定时间后将气体排尽。

开泵时变压器各侧绕组均应接地，防止油流静电危及操作人员的安全。

6.9主变正常充电采用发电机—变压器零起升压至额定，用高压侧开关并网。

机组检修后，2F、3F首次并网同期点选择为5002开关和5003开关，并网后将同期点改回02开关和03开关。

6.10厂用各变压器正常送电时，先合高压侧开关充电，停电时先拉开低压侧开关，后断开高压侧开关。

6.11干式变压器结构较为简单，器身与大气相通，应安装在比较干燥、清洁的室内。

干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。

7运行操作

7.1主变冷却器风扇切换操作

7.1.1检查主变冷却器风扇运行情况

7.1.2将主变A相“辅助”冷却器风扇切至“备用”

7.1.3将主变A相“备用”冷却器风扇切至“工作”

7.1.4将主变A相“工作”冷却器风扇切至“辅助”

7.1.5检查主变A相冷却器风扇运行正常

7.1.6将主变B相“辅助”冷却器风扇切至“备用”

7.1.7将主变B相“备用”冷却器风扇切至“工作”

7.1.8将主变B相“工作”冷却器风扇切至“辅助”

7.1.9检查主变B相冷却器风扇运行正常

7.1.10将主变C相“辅助”冷却器风扇切至“备用”

7.1.11将主变C相“备用”冷却器风扇切至“工作”

7.1.12将主变C相“工作”冷却器风扇切至“辅助”

7.1.13检查主变C相冷却器风扇运行正常

7.1.14全面检查

7.2主变喷淋操作（X代表机组号）

7.2.1检查XB主变现场工作已完成，具备喷淋条件

7.2.2全开X261阀

7.2.3将X262阀打开至26%开度

7.2.4打开主变消防控制柜上XB主变A相电磁阀（或用钥匙现地开启该阀）

7.2.5根据现场消防水情况微调X262阀

7.2.6检查XB主变A相喷淋正常

7.2.7关闭主变消防控制柜上XB主变A相电磁阀（或用钥匙现地关闭该阀）

7.2.8全关X262阀

7.2.9全关X261阀

7.2.10全开X264阀

7.2.11将X264阀打开至26%开度

7.2.12打开主变消防控制柜上XB主变B相电磁阀（或用钥匙现地开启该阀）

7.2.13根据现场消防水情况微调X264阀

7.2.14检查XB主变B相喷淋正常

7.2.15关闭主变消防控制柜上XB主变B相电磁阀（或用钥匙现地关闭该阀）

7.2.16全关X264阀

7.2.17全关X264阀

7.2.18全开X266阀

7.2.19将X266阀打开至26%开度

7.2.20打开主变消防控制柜上XB主变C相电磁阀（或用钥匙现地开启该阀）

7.2.21根据现场消防水情况微调X266阀

7.2.22检查XB主变C相喷淋正常

7.2.23关闭主变消防控制柜上XB主变C相电磁阀（或用钥匙现地关闭该阀）

7.2.24全关X266阀

7.2.25全关X266阀

7.2.26全面检查

7.3主变辅助冷却器风扇投入时切换操作

7.3.1检查主变辅助冷却器风扇投入运行

7.3.2将主变A相“辅助”冷却器风扇切至“备用”

7.3.3将主变A相“备用”冷却器风扇切至“工作”

7.3.4将主变A相“工作”冷却器风扇切至“辅助”

7.3.5检查主变A相“工作”“辅助”冷却器风扇运行正常

7.3.6将主变B相“辅助”冷却器风扇切至“备用”

7.3.7将主变B相“备用”冷却器风扇切至“工作”

7.3.8将主变B相“工作”冷却器风扇切至“辅助”

7.3.9检查主变B相“工作”“辅助”冷却器风扇运行正常

7.3.10将主变C相“辅助”冷却器风扇切至“备用”

7.3.11将主变C相“备用”冷却器风扇切至“工作”

7.3.12将主变C相“工作”冷却器风扇切至“辅助”

7.3.13检查主变C相“工作”“辅助”冷却器风扇运行正常

7.3.14全面检查

8监视、巡检与定期工作

8.1巡回检查

8.1.1每班应对运行和备用中的变压器进行巡回检查一次。

8.1.2停电备用的变压器及其冷却装置应经常处于完好状态，操作电源不要切除，保证能随时投入运行。

8.1.3对运行和备用中的变压器进行巡回检查内容如下:

8.1.3.1变压器声音是否正常，油泵和风扇运行声音是否正常。

8.1.3.2变压器各部温度是否正常（油温和绕组温度在允许范围内）。

8.1.3.3变压器油位、油色是否正常，各部无损坏、无渗漏油现象。

8.1.3.4变压器散热器，瓦斯继电器，各阀门在正常位置。

8.1.3.5呼吸器是否正常，里面硅胶有无变色。

8.1.3.6变压器本体及附近无杂物，外壳接地应良好。

8.1.3.7室内变压器通风设备良好，环境温度不超过40℃。

8.1.3.8冷却器风扇，油泵运转正常，无异音，油流指示器指示正确，冷却器控制箱无异常，控制方式，选择方式开关位置相对应，各开关及保险正确投入，电源无缺相，信号指示正常。

8.1.3.9主变冷却器控制箱内电源切换正常、指示正确，电源线及接线柱无过热烧焦现象，继电器、接触器动作正确无烧损及脱扣现象。

8.1.3.10变压器各保护压板按规定加用。

8.1.4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

8.1.4.1新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内。

8.1.4.2有严重缺陷时。

8.1.4.3气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。

8.1.4.4雷雨季节特别是雷雨后。

8.1.4.5高温季节、高峰负载期间。

8.1.4.6变压器急救负载运行时。

8.1.5干式变巡检项目

8.1.5.1声音正常、无异味

8.1.5.2外壳清洁、引线接头接触良好、绝缘无破损、无打火放电现象

8.1.5.3温度正常

8.1.5.4负荷在允许范围内

8.1.5.5变压器通风良好。

8.1.6变压器定期检查项目除上述项目外，还应增加如下项目

8.1.6.1外壳及箱沿应无异常发热。

8.1.6.2各部位的接地应完好；必要时应测量铁芯和夹件的接地电流。

8.1.6.3强油循环冷却的变压器应作冷却装置的自动切换试验。

8.1.6.4有载调压装置的动作情况应正常

8.1.6.5各种标志应齐全明显。

8.1.6.6各种保护装置应齐全、良好。

8.1.6.7各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠。

8.1.6.8消防设施应齐全完好。

8.1.6.9室（洞）内变压器通风设备应完好。

8.1.6.10贮油池和排油设施应保持良好状态。

9变压器故障与事故处理

9.1主变压器应立即停止运行情况

9.1.1严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度且不能及时消除。

9.1.2压力释放装置动作，安全膜破裂，向外喷油、喷火。

9.1.3套管严重的破损或有严重放电现象。

9.1.4变压器声音明显不正常或变压器内部有放电声，炸裂声。

9.1.5冷却器运行正常，负荷变化不大，变压器油温，线圈温度突然快速上升。

9.1.6变压器冒烟着火。

9.1.7变压器附近设备着火、爆炸或发生对变压器构成严重威胁的情况时。

9.2变压器油温或绕组温升高报警

9.2.1主要现象：

主站显示“变压器油温或绕组温度高”报警，现地温度表指示达报警值。

9.2.2处理

9.2.2.1判断温度测量装置的正确性。

9.2.2.2检查变压器是否过载，并与同一负载和相同冷却条件下的温度比较。

若过载，降低负荷运行，观察温度变化情况

9.2.2.4检查变压器的冷却装置工作是否正常。

若因冷却装置未正常启动，手动启动备用冷却器并观察温度变化情况。

9.2.2.6如温度继续上升，油面也不断上升，可认为变压器内部有故障，应向调度申请退出该变压器运行，通知维护人员进行处理。

9.3主变压器油面下降

9.3.1主要现象：

现地油位表指示变压器油位低。

9.3.2处理

9.3.2.1应全面检查是否漏油或气温降低使油面下降。

9.3.2.2因漏油引起油面持续下降时，迅速通知维护人员处理。

9.3.2.3如油面继续下降，应联系调度停运处理。

9.4主变压器轻瓦斯保护动作

9.4.1主要现象：

主站显示“主变压器轻瓦斯保护动作”报警。

9.4.2处理

9.4.2.1现地复归该保护信号，如无法复归，通知维护人员检查处理。

9.4.2.2严密监视主变运行情况

9.4.2.3如为内部故障，申请调度停运处理。

9.5主变压器重瓦斯动作

9.5.1主要现象：

主站显示“重瓦斯保护动作”报警，“变压器各侧断路器跳闸”，机组停机。

9.5.2处理

9.5.2.1检查变压器各侧断路器三相全部跳开

9.5.2.2对变压器外部全面检查，有无严重漏油、喷油现象。

9.5.2.3通知维护人员取瓦斯，判断瓦斯性质并进行油质化验，分析故障性质。

9.5.2.4测量绝缘电阻。

9.5.2.5如以上检查未发现任何问题，经主管厂长或总工程师批准，可对变压器进行零起升压，无问题后投入运行。

9.5.2.6若发现有明显故障，则由检修人员进行处理。

9.5.2.7如确认重瓦斯保护误动，应停用该保护，将瓦斯继电器送电力部门校核，但差动保护必须加用。

9.6变压器差动保护动作

9.6.1主要现象：

主站显示“变压器差动保护动作”报警，机组跳闸停机。

9.6.2处理

9.6.2.1对保护范围内的一次电气设备全面检查，是否有明显故障点。

9.6.2.2通知维护人员处理，判断是否为保护误动。

9.