主变压器及附属设备运行规程.docx

1、主变压器及附属设备运行规程主变压器及附属设备运行规程主变压器及附属设备运行规程090622瀑布沟电站主变压器及附属设备运行规程（试行）目 次前言. 前 言本规程是根据国电大渡河瀑布沟水电站工作的需要，按照GB/T 130171995企业标准体系表编制指南、DL/T 8002001电力企业标准编写规则和DL/T 4851999电力企业标准体系表编制导则编写。本规程由国电大渡河瀑布沟水力发电总厂标准化委员会提出并归口。本规程主要起草人：彭光明。本规程审查人：叶云虎、刘芬香。本规程批准人：周业荣。本规程由生产技术处负责解释。主变压器及附属设备运行规程1主题内容及适用范围本规程规定了瀑布沟水电站主变压

2、器及附属设备技术参数、运行方式、操作维护、事故处理等； 本规程适用于生产人员对瀑布沟水电站主变压器及附属设备的运行管理。2引用标准和参考资料下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本部分，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本部分。电力变压器 GB 1094.11094.585电力变压器油试验规程 GB/T 7252-2001电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB50150-2006油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级 GB/T 162741996电力变压器、油浸电抗器互感器施工及验收规范

3、 GBJ148-90电力变压器运行规程 DL/T 572-95电力设备预防性试验规程 DL/T 5961996交流500kV 电气设备交接和预防性试验规程 SD301-88110（66）kV500kV油浸式电力变压器运行规范国家电网公司 （2005）四川电力系统调度管理规程 （2008）500kV主变安装使用说明书西安西电变压器有限责任公司 （2007）强油水冷却器控制箱使用说明书西安西电变压器有限责任公司3定义、术语和调度命名3.1定义3.1.1主变压器将发电机出口电压升压至500kV电压等级的变压器，简称主变。3.1.2主变状态主变有四种状态，即运行状态、热备用状态、冷备用状态、检修状态。

4、3.1.2.1运行状态主变高、低压侧隔离刀闸及断路器在合闸位置，主变带电运行，相应保护投入运行。3.1.2.2热备用状态主变各侧接地刀闸拉开，主变各侧断路器在断开位置，主变高压侧或低压侧至少有一刀闸在合闸位置，主变及相应断路器保护投入。3.1.2.3冷备用状态主变各侧接地刀闸拉开，主变各侧断路器和刀闸在断开位置，主变及相应断路器保护投入运行。3.1.2.4检修状态主变各侧断路器和刀闸在断开位置，主变可能来电端接地刀闸在合闸位置，挂好安全标示牌，相应保护退出运行。3.1.3零起升压利用发电机将设备由零电压逐渐升至额定电压或预定值。3.1.4主变冲击试验检查变压器绝缘强度、机械强度和励磁涌流能否造

5、成继电保护装置误动作。 3.1.5绝缘电阻在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄流电流值之比。3.1.6吸收比在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。3.1.7极化指数在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。3.1.8温升电气设备高于环境温度的数值称为温升，温升的单位为开尔文（K）。3.2术语3.2.1断路器：合上、拉开。3.2.2隔离开关：合上、拉开。3.2.3阀门：开启、关闭。3.3调度命名500kV 1（2-6）号主变压器。4系统概述4.1瀑布沟电站6台组合式三相主变压器布置在677.7米高程地下主变洞内,容量6

6、67MVA，高、低压侧接线方式为“Y/”，主变中性点直接接地，铁芯及夹件通过安装在油箱顶部的接地套管引至油箱下部接地。4.2主变调压方式为无励磁调压，无励磁分接开关（WDG-1250/220-5X3）按550（022.5）kV的电压等级设置，分接头开关有1档2档3档。4.3主变冷却系统4.3.1主变冷却系统采用强迫油循环水冷（ODWF），冷却系统与主变箱体分开布置在变压器左侧，仅通过进出油管与主变箱体连接。4.3.2每台主变共有8台冷却器（其中两台作为备用），冷却器运行台数对应负荷容量表（见表1）。表1冷却器退出运行后的负载能力表运行台数654321负荷容量100%89%77%62%43%不允

7、许运行4.3.3主变冷却系统采用成都锐达公司智能型冷却器控制装置。控制装置具备以下功能：4.3.3.1现地、远方启停；4.3.3.2按负载和油温自动投入或切除相应数量的冷却器；4.3.3.3当冷却器均处于正常状态下，各冷却器按轮流备用方式投入运行；4.3.3.4当冷却器故障时，自动切除故障冷却器并投入备用冷却器；4.3.3.5当冷却系统电源发生故障或电压降低时，自动投入备用电源；4.3.3.6当冷却系统故障时，故障信号发送至计算机监控系统并报警；4.3.3.7冷却器全停时启动主变冷却器全停保护。4.4主变色谱在线监测装置（MGA2000-6）（见附图一）变压器油在内置一体式油泵作用下进入气体采

8、集器，经毛细管萃取，分离出变压器油中溶解的气体。油气分离后的变压器油流回变压器油箱，萃取出来的气体在内置微型气泵的作用下进入电磁六通阀的定量管，定量管中的气体在载气作用下进入色谱柱。然后检测器按气体流出色谱柱的顺序分别将六组分气体（H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6）变换成电压信号，数据采集器将采集到的气体浓度电压信号通过RS485上传给数据处理服务器。数据处理服务器根据仪器的标定数据进行定量分析，计算出各组分和总烃的含量以及各自的增长率。再由故障诊断系统对变压器进行故障分析，从而实现变压器故障的在线监测。4.5主变端子箱变压器端子箱安装在变压器本体，用于连接套管电流互感器、变压

9、器本体保护元件和监测装置元件，作为变压器与外部控制、保护、测量、信号系统的接口。5主变压器及附属设备主要技术参数5.1主变压器技术参数（见表2）表2主变主要技术参数序 号项 目 名 称参 数单 位1型号SSP-H-667000/500【注1】2型式三相强迫油循环水冷、无载调压组合式变压器3额定容量667MVA4额定电压550（-22.5）/20 （高压侧/低压侧）kV5额定频率50Hz6相 数3(三个单相组合)7联接组别YN，d118中性点接地方式直接接地（固定接地）9调压方式无载调压10冷却方式ODWF（强迫导向油循环水冷）11短路阻抗（75）15 %12零序阻抗（75）15 %13高压绕组

10、各分接头电阻（75）0.350296/0.341529/0.3327914低压绕组电阻（75）3x0.0011986515空载损耗（最大值）285kW16负载损耗（包括杂散损耗）1335kW17总损耗(主变本体)1620kW18高压绕组绝缘水平SI/ LI / AC ： 1175/1550 /680【注2】kV19低压绕组绝缘水平LI / AC ： 125/55kV20中性点绕组绝缘水平LI / AC ： 185/85kV21绕组绝缘耐热等级A22环境最高温度4023总油重97t24总重570（单相器身重119）t25海拔高程1000m5.2主变压器分接开关技术参数（见表3）表3主变分接开关技

11、术参数高 压 侧低 压 侧开关位置电压（V）电流（A）电压（V）电流（A）1550000700.22000019254.62536250718.13522500737.05.3主变压器高压套管主要技术参数（见表4）表4高压套管主要技术参数序 号项 目 名 称参 数单 位1型号EKTC1675-550-1250 油/SF62额定电压550kV3额定电流1250A4局部放电水平10PC5承受短路的能力额定热稳定电流/额定动稳定电流（50/125）kA(2S)/kA6工频耐受电压（1min）814kV7雷电全波冲击耐受电压1675kV8操作冲击耐受电压1175kV9有效爬距N.A.mm10干弧距离9

12、25mm5.4主变压器低压套管主要技术参数（见表5）表5低压套管主要技术参数序 号项 目 名 称参 数单 位1型号HETA-40.5/25000-3环氧树脂电容式/空气套管2额定电压40.5kV3额定电流25000A4局部放电水平10PC5承受短路的能力额定热稳定电流/额定动稳定电流（180/450）kA(2S)/kA6工频耐受电压（1min）95kV7雷电全波冲击耐受电压200kV8有效爬距1030mm9干弧距离400mm5.5主变压器中性点套管主要技术参数（见表6）表6中性点套管主要技术参数序 号项 目 名 称参 数单 位1型号HTA-40.5/800-3环氧树脂电容式/空气套管2额定电压

13、40.5kV3额定电流800A4局部放电水平10PC5承受短路的能力额定热稳定电流/额定动稳定电流（31.25/78.125）kA(2S)/kA6工频耐受电压（1min）100kV7雷电全波冲击耐受电压240kV8有效爬距1812.5mm9干弧距离690mm5.6主变冷却器及附属设备主要技术参数（见表7）表7主变冷却器及附属设备主要技术参数表主变冷却器主要技术参数序号项目名称参数单位1型号WKDH315 EXZ2冷却器数量8台3单个冷却器冷却容量315kW4单个冷却器油流量82.6m3/h5单个冷却器水流量30m3/h6进口油温70.07出口油温62.08进口水温28.09出口水温37.0主变

14、冷却器潜油泵电动机参数10型号100/180/12511型式径向螺旋浆轴流式12扬程13流量14额定容量3.6kW15额定电压380V16额定电流12A17转速1450r/min18允许最高温度主变冷却器电动阀参数19型号ITQ016020额定容量40W21额定电压AC 220V22额定电流0.85A23动作时间26S主变冷却器技术供水泵24型号DFSS125-36525型式卧式单级双吸离心泵26数量2台27额定流量309m3/h28额定效率85%29额定扬程47M30额定电压380V31额定转速1480Rpm32配套电动机型号Y2250M-433电机功率55Kw34绝缘等级F35启动方式软启

15、动36冷却方式风冷主变冷却器技术供水泵全自动滤水器37型号38数量2台39额定电压380V40工作压力1.0MPa41过滤精度3Mm42转速1.5r/min43进、出水管直径DN200Mm44排污管管直径DN100Mm45排污方式侧式排污46排污物方式沉积物自动排污47滤网反冲方式排污孔板旋转自动反冲洗旋转48冲洗时间间隔012H49一次冲洗排污时间015min50安装方式直立安装51绝缘等级F级 6主变压器的一般规定6.1主变压器运行电压的变动在额定电压的-22.5%以内时，额定容量不变【注3】，加在变压器各分接头的电压不得大于相应额定值的105%【注4】。6.2主变充电时应有完备的继电保护

16、，并检查调整充电侧母线电压，以保证充电后各侧电压不超过规定值。【注5】6.3主变正常送电时，优先采用500kV母线侧断路器对主变充电，机组出口断路器同期并网方式。也可采用发电机带主变递升加压，高压侧断路器同期并网方式。当用发电机对主变递加时，主变高压侧断路器必须退出运行。6.4主变停电操作时，应先解列发电机，再断开中间断路器，最后断开母线侧断路器【注6】，主变停电前应保证相应厂用电供电可靠。 6.5严禁两套主变差动保护同时退出运行【注7】。6.6主变本体端子箱或冷却器控制屏工作时应做好防止主变非电量保护误动的措施。6.7主变压器中性点采用直接接地（固定接地）方式运行。在任何情况下，不得中性点不

17、接地运行。6.8主变呼吸器硅胶上观察孔变为粉红色时应更换硅胶【注8】。6.9主变分接开关的运行方式按调度要求执行【注9】。6.10主变分接开关由装在油箱箱壁的分相操作机构在无电压情况下手动操作，操作机构设置锁闩闭锁，以防止带电操作【注10】。主变分接头倒换后，应确认分接头位置正确并锁紧后，测量绕组的电压比和直流电阻，合格后方可投入运行【注11】。6.11主变压力释放阀、速动压力继电器运行规定6.11.1主变压力释放阀6.11.1.1运行中的压力释放阀动作后，应将压力释放阀的机械、电气信号在变压器停电后手动复位，且须查明压力释放阀动作原因后变压器方可投入运行【注12】；6.11.1.2压力释放阀

18、外罩固定螺栓运行中严禁拆卸；6.11.1.3在主变检修后如不采取真空注油，且油面低于压力释放阀安装法兰时，应将压力释放阀放气塞打开直至有油流出才可关闭；6.11.1.4主变运行时压力释放保护投信号位置【注13】。6.11.2速动压力继电器6.11.2.1速动压力继电器安装在变压器高压侧油箱侧壁上，与储油柜油面的距离为米；6.11.2.2速动压力继电器投入使用前应打开速动压力继电器放气塞直至有油流出方可关闭；6.11.2.3主变运行时速动压力保护投信号位置。6.12大修后交接和更换线圈的变压器，用发电机对主变递升加压完成后，应在高压侧额定电压下作冲击实验3次，新投运的变压器应在变压器高压侧额定电

19、压下作冲击实验5次；每次冲击合闸后应运行10分钟，每次冲击试验间隔5分钟；冲击试验前应将变压器保护全部投入，冲击合闸后，重瓦斯改投信号，24小时后无气泡方可投入跳闸位置，重瓦斯保护停用期间其差动保护必须投入【注14】。6.13变压器并列运行必须满足下列条件：【注15】6.13.1结线组别相同；6.13.2电压比相差不超过5% ； 6.13.3短路电压差不超过5% ； 6.14主变压器最高温升【注16】（见表8）表8主变压器最高温升表顶层油温绕组平均温升油箱及结构件表面铁芯55K60K70K80K6.15主变压器过激磁允许持续时间【注17】（见表9）。表9主变压器过激磁允许持续时间表过激磁倍数1

20、05（满负荷）11（空载）12（空载）13（空载）14（空载）时间连续连续30分1分5秒6.16系统事故时，主变压器允许短时过负荷运行规定：6.16.1系统事故时变压器短时过负荷允许运行时间【注18】（见表10）表10系统事故时变压器短时过负荷允许运行时间表过负荷电流与额定电流之比1.11.21.31.41.51.6允许过负荷时间（min）310954515756.16.2事故时短时过负荷运行的注意事项：6.16.2.1线圈温度及上层油温不得超过规定值；6.16.2.2过负荷前和过负荷终了时，要记录变压器上层油温、环境温度和时间，过负荷时，每间隔10分钟记录负荷、电压、电流、温度一次；6.16

21、.2.3启动备用冷却器，严禁超过6台冷却器同时运行；6.16.2.4检查主变低压侧接线盒发热情况；6.16.2.5发现异常立即汇报调度，必要时减负荷。6.17主变绝缘电阻的测量【注19】6.17.1主变检修送电前或备用超过7天应测量变压器低压绕组对地绝缘电阻；6.17.2绝缘电阻应在油温低于50时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算 式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。20时最低电阻值不小于2000M。6.17.3测量主变绝缘电阻使用2500V或5000V兆欧表；测量绝缘电阻的步骤为：停电验电放电测量放电，放电时间不少于2 min。测量温度以主变上层油温为准；6.17.4

22、当主变绝缘电阻不合格时应汇报有关领导，需要将该主变投入运行时，应请示主管生产副厂长批准。6.17.5主变压器绝缘测量前，变压器必须满足下列条件：6.17.5.1拉开主变高压侧断路器；6.17.5.2拉开主变高压侧出口隔离刀闸；6.17.5.3拉开机组出口断路器；6.17.5.4拉开机组出口刀闸；6.17.5.5拉开主变低压侧接地刀闸；6.17.5.6将主变压低压侧20kV母线电压互感器拉至“试验”位置。6.17.5.7拉开厂用变低压侧断路器；6.17.5.8将厂用变低压侧断路器拉至“试验”位置；6.18新投运或大修后的变压器应在投运后一天、四天、十天、三十天各做一次油色谱分析【注20】。若无异

23、常，运行的第二个月至第六个月每一个月取油样化验一次，以后每三个月进行一次油色谱分析，判断标准【注21】见表11。表11变压器油色谱分析表气体成分总烃乙炔氢水标准（ppm）1501150206.19主变油色谱在线监测系统运行和维护（MGA2000-6）： 6.19.1油色谱在线监测系统分析周期为24小时一次；6.19.2变压器大修或缺陷处理时，油箱抽真空时，必须关闭油色谱在线监测取油口阀门和回油口阀门；6.19.3当主变油色谱仪载气减压表的压力低于0.5MPa，应立即更换载气；6.19.4当主变油色谱仪载气净化管的颜色变成米色时，则必须做活化处理或更换；6.19.5正常运行时主变油色谱仪载气瓶输

24、出压力为0.4Mpa，当瓶载气压力小于1MPa时，应更换载气瓶；6.19.6主变油色谱在线监测系统在长期停机重新启动监测时，应先通载气，并将柱箱温度设置为60，运行2小时以上方可投运；6.19.7严禁修改变压器色谱在线监测系统软件中的标定参数、出峰时间、服务器配置等，否则会造成硬件异常；6.19.8当在线监测装置油色谱出现异常，应立即进行离线取样测试。6.20变压器油不同故障类型产生的气体【注22】（见表12）表12变压器油不同故障类型产生的气体故障类型主要气体次要气体油过热CH4，C2H4H2，C2H6油和纸过热CH4，C2H4，CO，CO2H2，C2H6油纸绝缘中局部放电H2，CH4，CO

25、C2H2，C2H6，CO2油中火花放电H2，C2H2油中电弧H2，C2H2CH4，C2H4，C2H6油、纸中的电弧H2，C2H2，CO，CO2CH4，C2H4，C2H66.21变压器投入运行的操作：6.21.1变压器投入运行前，按电气设备交接和预防性试验规程的规定，进行全部试验，确认合格方可投运。6.21.2检修后或新投运的主变应满足以下规定：【注23】 6.21.2.1新投运或变动过内外连接线的主变，投运前必须核定相位；6.21.2.2新投运（大修后）的主变，用发电机对变压器零起升压，并做5（3）次空载全电压冲击合闸试验，主变零起升压和冲击合闸试验时主变中性点必须接地良好；6.21.2.3新

26、投运、大修、事故检修或换油后的主变，施加电压前静止时间不少于72【注24】小时，有特殊情况不能满足上述规定，需请示主管生产副厂长批准。6.21.3主变投入运行前的检查项目：【注25】6.21.3.1收回相关工作票，拆除安全措施（接地刀闸、标示牌、遮拦等），恢复常设遮拦；6.21.3.2测量绝缘电阻合格（潜油泵电动机、冷却装置的电气回路）； 6.21.3.3中性点套管无破损、无裂纹、渗油现象； 6.21.3.4中性点接地牢固； 6.21.3.5避雷器放电记录器上的指示数字、泄露电流、在线监测装置正常完好；6.21.3.6外壳、铁芯接地良好；6.21.3.7压力释放阀标志杆指示正常，无渗油、漏油现

27、象；6.21.3.8变压器分接开关位置正确、三相一致并锁定；6.21.3.9瓦斯、速动继电器完好、无渗油、漏油现象；6.21.3.10呼吸器畅通完好，吸附剂无潮解变色；6.21.3.11油枕油位正常，绕组、油面温度正常；6.21.3.12对变压器油的油质进行最后化验，验明合格；6.21.3.13冷却器进水总阀、出水阀全开，电动阀全关，无漏水现象；6.21.3.14冷却器进油阀、出油阀全开（事故排油阀关），无漏油、渗油现象；6.21.3.15消防水系统各阀门位置正确，管路、阀门及喷头无漏水，消防设备完好；6.21.3.16主变冷却器主、备用电源正常，冷却器自动测控系统正常，测量数据显示正确；6.21.3.17主变冷却器PLC控制柜开入、开出指示正确无故障报警；6.21.3.18各冷却器远方、现地试验运转正常；6.21.3.19主变冷却器技术供水泵远程I/O控制柜开入、开出指示正确无故障报警；6.21.3.20主变冷却器技