最新变压器投运方案范文模板 14页Word文档格式.docx

1、1.2.6 油处理及加油记录；1.2.7 其它试验记录；2 变压器投运前的检查2.1 检查变压器保护系统2.1.1 检查继电保护装置，确保变压器本身及系统发生故障时，能准确迅速并有选择性地切除故障。2.1.2 检查变压器瓦斯保护；2.1.3 检查防雷装置；2.1.4 检查仪表及监视装置。2.2 外观检查2.2.1 本体及所有附件无缺陷，油漆应完整，且无渗漏油，部件之间紧固牢靠；2.2.2 检查变压器一、二次出线套管的密封及它与导线的连接应良好，相色标志正确；2.2.3 检查盖板、套管、油位计、排油阀等处应密封良好，无渗漏油现象；2.2.4 事故排油设施应完好，消防设施齐全；2.2.5 接地引下

2、线及其主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠：2.2.5.1 铁芯和夹件的接地引出套管不用时，其抽出端子均应接地；2.2.5.2 备用电流互感器二次端子应短接接地；2.2.5.3 变压器的外壳接地应牢固可靠。2.2.6 变压器的相位、绕组的接线组别及分接头的位置应符合要求；2.2.7 测量温度装置指示应正确，整定值符合要求；2.2.8 气体继电器、压力释放阀均应处于正常状态；3 投运前的绝缘电阻与直流电阻测试3.1 摇测变压器绝缘电阻与吸收比用2500V兆欧表测量变压器的一、二次绕组对地绝缘电阻（测量时非被测绕组接地），以及一、二次绕组间的绝缘电阻，并记录摇测时的环境温、湿度，绝缘电阻的允许

3、值没有硬性规定，但应与 历史 情况或原始数据相比较，不低于出厂值的70%（当被试变压器的温度与制造厂试验时的温度不同时，应换算到同一温度进行比较），但最低值不能低于25130M。吸收比R60”/R15”应大于1.3。3.2 测量绕组连同套管的直流电阻根据国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准第6.0.2条的有关规定：配电变压器各相直流电阻的相互差值应小于平均值的4%，线间直流电阻的相互差值应小于平均值的2%。4 变压器的投运在以上检查项目通过后，进行冲击合闸试验。变压器第一次投运前，应在额定电压下冲击合闸5次，第1次受电后持续时间应不小于10分钟；大修后主变应冲击3次。在主变冲击合闸前瓦

4、斯保护投入跳闸，冲击合闸正常后，有条件时空载充电24小时，之后便可正常投入运行。5 新投运或大修，换油后的变压器应按下列规定执行5.1 排尽套管升高座、散热器及净油器上部的残留空气；5.2 在施加电压前应静止 48 小时；5.3 变压器顶盖及其它部件上应无遗留物；6 安全注意事项6.1 配备干粉灭火器；6.2 配备“有电危险,禁止攀登”等安全警示牌；6.3 操作过程中注意人身触电危险，配备必备的绝缘手套和绝缘鞋；篇二：变压器送电方案F6整流变压器送电方案为保证F6变压器回厂后能正常投运，根据变压器运行规程的相关规定，特制定F6变压器的送电方案。一、 变压器到厂后的检查F6变压器到厂后的检查由李

5、修强负责，约30分钟左右，主要检查项目如下： ? 变压器外部油漆完整，有没有在运输途中发生碰撞的现象。? 变压器储油柜、冷却器等各处的油阀应打开，储油柜内的胶囊储油装置有无损坏漏油的现象，内部的实际油位是否正常，检查油位计是否能正常显示实际油位。 变压器出厂试验报告主要试验内容是否符合要求，试验内容是否按照新变压器出厂规格执行。 检查瓦斯继电器室内有没有气体，高低压侧的套管有没有存在气体的现象，高低压套管和本体连接处有无渗漏现象。二、 变压器的吊运、安装及静置和试验1、吊装变压器检查确认符合条件后，进行吊装，吊装选用130T吊车，整个吊装过程由常茂斌负责组织指挥，具体实施由宝技相关人员负责，整

6、个吊装过程约4个小时左右。2、静置和试验变压器安装就位后取油样试验，并进行静置24小时。负责人：李修强三、 变压器送电前的试验变压器送电前的试验由能源管控中心试验班负责实施，我厂李修强进行协助，约2小时，试验项目如下： 油中溶解色谱分析； 绝缘油耐压试验（大于45KV/2.5MM）； 变压器绕组的的直流电阻（三相绕组之间的差别不大于三相平均值的的2%）； 绕组绝缘电阻、吸收比、极化系数（绝缘吸收比大于1.3倍以上）； 绕组绝缘介质损耗率正切值； 绕组泄漏电流； 铁心的绝缘电阻； 金属固定件、铁芯、线圈压环、屏蔽线的绝缘电阻； 绕组所有分接的电压比； 空载电流和空载损耗； 短路阻抗和负载阻抗；

7、绕组变形试验； 检查变压器的连接组别，必须与原变压器标志一样。 测量线圈连同套管一起的直流泄漏电流，按1min的泄露电流值，泄漏电流值不做规定。 开关柜到变压器的高压电缆的绝缘电阻值要进行测量,并确认合格。四、 送电前变压器的检查确认项目变压器试验完成，并确认全部试验合格，进行变压器送电前的检查，由李修强和张兵宴负责，约2小时，检查确认项目如下： 检查变压器瓦斯继电器室内有没有气体，高低压侧的套管有没有存在气体的现象，高低压套管接线端子和高低压套管与变压器本体连接处有无渗漏现象。 分接开关位置处于要求的档位。 冷却器运行正常，电源正常，能正常运行。 变压器室内的泄油装置没堵塞，通道流畅。 温度

8、计安装正确，指示正常，整定值符合要求。 二次回路接线正确，实验操作情况良好，保护装置需要经调试整定，并确保灵敏可靠。 清除变压器室内杂物，确认变压器上方没有遗留的物品，工具等。 准备好消防用具及灭火器材。 变压器的所有保护要进行整定试验，并动作良好可靠。 送电前对变压器二次侧接线处的所有电缆接线摇测绝缘电阻值，相间电阻值（主要是有没有短路的现象），不合格不送电。 高压开关柜后的避雷器、电缆接线是否正常，有无检修遗留物和接线松动的现象。五、变压器冲击试验及空载运行在以上检查、试验项目合格后对变压器进行冲击试验，空投合闸三次，由张兵宴总负责，具体分项负责人如下：1、 送电操作票的填写；阴法超2、

9、送电操作人，张兵宴；监护人，李修强3、 现场变压器旁监护人，常茂斌、朱传磊冲击试验过程中应无异常情况，励磁涌流不应该引起保护装置的误动，有异常情况及时断电检查。冲击试验进行时要进行相关数据记录，表格附后。第一次冲击时间不应小于10分钟，并进行检查，无异常情况下再每隔5分钟进行冲击一次，最后一次空载运行24小时。变压器空载运行检查的方法主要是听声音，异常情况下的几种声音：1. 声音大但比较均匀时，可能是外加电压比较高。2. 声音大而杂乱时，可能是芯部有松动。3. 有嗞嗞声音时，可能是芯部和套管有表面闪络。4. 有爆裂声音，则是芯部有问题，应马上停电检查并处理。5. 在冲击试验中要密切观察冲击电流

10、的大小，电压表的指示，在冲击过程中如有轻瓦斯动作，应取油样做气相色谱分析，并作出判断是何种原因导致的六、变压器运行变压器空载运行24小时以后，取油样做气相色谱分析，数据无异常后，连接变压器低压侧电缆，带电机空载运行6小时，观察并记录变压器的温升、电流、声音及振动情况，无异常情况投入正常使用。李修强 表一篇三：变压器预试方案1、1#主变预试验1.1 工作内容1.2 作业所需要的仪器仪表和工具1）绝缘兆欧表、直流高压发生器、交流电桥、直流电阻测试仪、开关测试仪、试验变压器 2）电源线、万能表、地线、常用工具等1.3 主要操作程序和注意事项1） 在进行绝缘电阻及吸收比试验时，测量顺序应由低压到中高压

11、，大型变压器的间隔放电时间不少于3min，测量极化的间隔放电时间不少于10min。2） 当测量电容型套管绝缘电阻值低于1000时应测量末屏对地的介质损其值不大于2%。 3） 当单独测量电容型套管介质损时，高压引线应远离测量引线，以免带来误差。 4） 进行泄露电流测试时，被测泄露导体部分要远离接地部分，以免影响测量结果。 5） 当使用直流电阻测试仪测量绕组直流电阻时，在电源刀闸上挂“禁止拉闸”的标示牌，以防突然断电，损坏仪器。6）各分接档按顺序切换，有异常情况记录下来，电动切换时就地操作，手动切换时33圈为一档，试验完毕后恢复档位。7）测量绝缘电阻时，连接线与被试品断开时应放电后重新测量。2、主

12、变油设备现场取样预实验2.1目的为了对现场的充油设备中的绝缘油进行常规分析和油中水分和油中溶解气体的分析。2.2范围适用于现场各类充油设备的绝缘油常规分析和油（来自: : 变压器投运方案 ）中水分和油中溶解气体的分析。2.3职责1、正确进行现场设备绝缘油样品的采集。 2、所取样品应准确无误并具有代表性。2.4作业要求2.4.1人员技能1）、需经公司三级培训考试合格，并取得安全资格证，熟悉现场充油电气设备的取样的工作程序2）、熟悉现场充油电气设备的取样阀的开启方法，能熟练地进行现场充油设备绝缘油样品的采集，并明确分析项目对取样量及取样方法的要求。2.4.2使用设备、工具及仪器（100-500ml

13、） 磨口具塞玻璃瓶，玻璃注射器（200ml） 管钳及扳手 放油接头 胶管 取样三通 橡胶胶帽 标签纸 签字笔2.4.3主要操作步骤及流程充油设备放油阀的防尘罩，悬开放油螺丝让油徐徐流出，将放油接头安装于放油阀上，并使放油胶管（耐油）臵于放油接头的上部，排除接头内的空气，待油流出。将导管、三通、注射器（取样瓶）依次连接好后，排除放油的死油，并冲洗连接导管，旋转三通，利用油本身压力使油注入注射器（取样瓶），以便湿润和冲洗注射器（取样瓶），要冲洗2-3次，旋转三通与设备本体隔绝，推注射器芯子使其排空，旋转三通与大气隔绝，借设备油的自然压力使油缓缓进入注射器（取样瓶）中，当注射器（取样瓶）中油样达到所

14、需毫升数时，立即旋转三通与本体隔绝，从注射器上拔下三通，在小胶帽内的空气被油臵换后，盖在注射器头部，将注射器臵于专用油样盒内，贴好样品标签。2.4.4注意事项1）、取样阀中的残存油应尽量排除，阀体周围污物擦拭干净 2）、取样连接方式可靠，连接系统无漏油漏气缺陷 3）、取样前设法将取样容器和连接系统的空气排尽4）、取样过程中，油样应平缓流入容器，不产生冲击、飞溅、或起泡沫 5）、对设备在负压设备下取油样时，应防止负压进气6）、注射器取样时，操作过程中应特别注意注射器芯干净，防止卡涩，注射芯应于注射器匹配，防止漏油7）、注意取样的人身安全，特别是带电设备和从高处取样4.5参考标准1）取样油外观无杂

15、质 2）介损因数tg4 3）击穿值35kV3、主变微机保护调试3.1检验3.1.1护装臵的通电检查通电后检查屏幕显示和面板指示灯正常；检查按键功能正确，键盘操作灵活；将打印机与微机保护装臵的通信电缆连接好，联机试验联机打印正常。3.1.2CRC校验码的核查查看软件版本和程序校验码均正确。软件版本符合要求并记录。3.1.3钟的整定与校核保护装臵在“运行”状态下，进入时钟设臵菜单，进行年、月、日、时、分、秒的时间整定。时钟整定好以后，通过断、合逆变电源开关的方法，检验在直流消失一段时间的情况下，走时仍准确，正确。3.2参数设臵进入通信设臵菜单，根据现场情况进行波特率、规约、装臵地址等设臵; 进入运

16、行参数设臵菜单，根据现场情况进行测量值来源、录波数据来源、事故报告自动打印模式、设备名称编辑等设臵; 进入运行参数设臵菜单，根据现场情况（ 综合 自动化或常规站）进行使用硬压板或软压板功能设臵。并检查保护功能投退正常。3.3电气性能检验3.3.1定值整定按 字 号定值单，将整定值输入保护装臵,打印定值报告进行核对（附装臵打印定值清单）。3.3.2整定值的失电保护功能检验整定值的失电保护功能可通过断、合逆变电源开关的方法检验,保护装臵的整定值在直流电源失电后不会丢失或改变。3.3.3开入回路检验给上装臵电源，依次投入和退出屏上相应压板及相应开入接点，查看液晶显示“保护状态”子菜单中“开入量状态”

17、是否正确，闭合或断开。（保护配臵名称、装臵端子号和屏柜端子号以厂家图纸和设计院图纸为准） 新安装装臵的验收：按照装臵组屏图结合保护的定值整定试验，在装臵屏柜端子排处，依次检测装臵所有输出触点及输出信号的通断状态。 全部检验时，仅对已投入使用的开关量输入回路依次加入激励量，观察装臵的行为。部分检验时，可随装臵的整组试验一并进行。3.3.5交流回路校验用三相式保护校验仪在电流端子加三相正序稳定交流电流，在电压端子加稳定正序交流电压。检验0、0.1、0.5、1、2倍的额定电流和0、0.1、0.5、1、1.2倍的额定电压下的测量精度，对加同一电流或电压的各通道，采样值变化趋势应一致，最大一点的各通道采

18、样值差5%，在加额定电流、额定电压时，幅值误差3%，相位误差3。 通过菜单操作使装臵实时显示交流量的当前状态，包括幅值、相位和直流偏移。3.3.6电压回路试验：电流回路试验记录表篇四：变压器启动带电方案4贵州金久水泥有限公司变压器更换启动方案批准审核编制二一二年二月110/10kV总降压站启动投运方案1、概述金久水泥有限责任公司110kV金久变原安装一台40000kVA主变压器，自201X年12月投运以来，系统运行负荷在29000MW左右，系统自备余热发电机组一台，平均发电功率7500kW，逐渐凸显出变压器基本容量费用高，变压器损耗高，导致整条水泥生产线不能经济运行。经过核查计算，现将该变压器

19、更换为成都双星变压器有限公司生产的31500kVA变压器，经过安装调试，各项试验合格，符合投运条件， 110/10kV总降压站将带电运行。一次接图见附页。2、启动项目2.1、110kV线路PT及避雷器、隔离开关。2.2、主变压器、110kV开关、隔离开关及其中性点附属设备。2.3、总降10kV系统柜内成套设备系统，消弧及PT柜，站用变压器。3、启动时间：201X年2月 28 日4、启动条件全部安装、调试工作结束，施工过程中所做安全措施已全部拆除，现场已清理干净，人员全部撤离现场，符合启动投运条件；4.1、110kV线路金久侧110kV线路金久侧PT及避雷器、开关、隔离开关、接地隔离开关等设备所

20、有项目试验全部合格，检查确认一、二次接线正确无误。开关、隔离开关、接地隔离开关传动正常。GIS各气室SF6气体压力正常。110kV线路保护装置已按保护定值书调试正常。4.2、110kV主变压器110kV主变压器及其中性点附属设备所有项目试验全部合格，检查确认一、二次接线正确无误，相应的二次设备检查试验相关参数合格。110kV主变压器所有保护装置已按保护定值书调试正常。4.3、总降10kV系统总降10kV系统柜内成套设备系统、开关，所有应试验项目试验全部合格，检查确认一、二次接线正确无误，相应的二次设备检查试验相关参数合格。所有开关传动正常。柜上所有保护装置已按保护定值书调试正常。5 启动投运操

21、作步骤5.1 110kV线路金久侧（PT、开关）充电（根据地调要求线路充电次数及重合闸投切方式）5.1.1、逐条检查第“4”条所列启动条件全部满足要求。5.1.2、检查110kV线路保护测控柜（2P）、主变保护测控柜（3P）、110kV线路/主变电度表柜（4P）电流、电压端子、空气开关接触良好。5.1.3、测量110kV线路PT、110kV主变压器绝缘合格。5.1.4、合上金久变高压侧开关间隔开关状态指示仪电源小开关，检查开关、隔离开关及接地隔离开关位置显示与设备实际状态相符。5.1.5、检查 1084、1083、1081刀闸三相断开。5.1.6、检查10849、1089、10839、1081

22、9、1119接地刀闸三相断开。5.1.7、合上隔离/接地开关电机电源、合上隔离/接地开关控制电源小开关。5.1.8、合上110kV线路金久侧1084 刀闸。5.1.9、合上110kV线路金久侧1083刀闸。5.1.10、合上主变高压侧108开关，对110kV线路金久侧（PT、开关）充电正常。5.1.11、分别在110kV线路保护测控柜（2P）、主变保护测控柜（3P）、110kV线路/主变电度表柜（4P）110kVPT电压端子上测量二次电压正常；测量110kV线路ABC三相相序正确、幅值正常。5.1.12、在110kV总降站后台机DCS界面上检查110kV线路电压显示正确。5.1.13、断开主变

23、高压侧108开关。5.2 金久变充电5.2.1、检查总降站10kV系统所有间隔开关均在试验位置。5.2.2、检查金久变所有油路阀门已处在打开连通状态。5.2.3、合上金久变110kV侧中性点接地刀闸1110。5.2.4、检查金久变高压侧108开关确在分闸状态。5.2.5、合上110kV 扎泥线开关母线侧1081刀闸。5.2.6、检查110kV 扎泥线开关线路侧1083刀闸确已合上。5.2.7、合上110kV 扎泥线108开关对主变充电15分钟（第一次）。5.2.8、检查金久变保护装置正常，金久变本体各部件及声音正常。5.2.9、断开金久变高压侧108开关。5.2.10、合上金久变高压侧108开

24、关对主变充电10分钟（第二次）。5.2.11、检查金久变充电正常。5.2.12、断开金久变高压侧108开关。5.2.13、合上108开关对金久变充电5分钟（第三次）。5.2.14、检查110kV金久变保护及相关二次回路正常。5.2.15、检查金久变充电正常（金久变保持带电运行状态）。5.3 总降10kV开关柜充电5.3.1、逐项检查第“4.3”条所列启动条件全部满足要求。5.3.2、检查总降站10kV开关柜所有出线间隔开关、隔离刀闸均在试验位置。5.3.3、检查主变低压侧开关011在试验位置5.3.4、给上金久变低压侧开关011二次线插头，检查接触良好。5.3.5、给上金久变低压侧开关011合

25、闸电源保险，检查保险良好。5.3.6、合上金久变低压侧011开关控制电源保险，检查主变低压侧开关分闸指示与状态显示仪相符。5.3.7、在试验位置合上011开关，查合闸正常。5.3.8、断开金久变低压侧011开关。5.3.9、取下金久变低压侧011开关合闸电源保险。5.3.10、将金久变低压侧011开关摇至工作位置。5.3.11、给上金久变低压侧011开关合闸电源保险。5.3.12、合上金久变低压侧1001开关对10kV母线充电。5.3.13、检查金久变低压侧10kV母线充电正常。5.3.14、合上10kV母线消谐装置及PT一次电源刀闸。5.3.15、合上10kV母线PT二次交流小开关。5.3.16、分别将10kV开关柜所有出线开关摇到工作位置并给上控制/合闸电源，合上所有出线开关对柜内CT、过压保护器、站用变、接地刀闸、传感绝缘件等设备充电，检查正常。5.3.17、给上10kV母线PT控制电源保险；5.3.18、 在电度表屏柜内10k V电压端子上测量PT二次电压正常；测量10kV母线ABC三相相序正确、幅值正常；测量10kV母线ABC三相对110kV线路ABC三相相位正