变压器运行维护规程.doc

变压器运行维护规程
1．主题内容与适应范围
1.1 本规程给出了 设备规范，规定了其运行、操作、维护与变压器异常或事故情况下进行处理的基本原则和方法。
1.2 本规程适用于 变压器运行管理。
2．引用标准
DL／T572－95 电力变压器运行规程
GB／T15164 油浸式电力变压器负载导则
3．设备规范（见表1）
表1 主变压器运行参数
设备编号
单位
1B
型 号

S11-M-100/10
额 定 容 量
KVA
100
额 定 电 流
A
5.77/144.3、19.30 ian3
额 定 电 压
KV
10/0.4
调压方式分接头

(10±5%)/0.4KV
额 定 频 率
HZ
50
相 数
相
3
连 接 组

Yyno
冷 却 方 式

油浸自冷
阻抗电压(75℃)

4%
空 载 电 流
A
1.4%
空 载 损 耗
KW
0.2
负 载 损 耗
KW
1.5
高压
低压
分接位置
分接
电压
电流
电压
电流
1
+5%
10500
5.5

2
0%
10000
5.77
400
144.3
3
-5%
9500
6.08

总重量
KG
560
中性点接线方式

4．主变正常运行与维护
4.1 一般运行条件
4.1.1 主变运行中的顶层油温最高不允许超过95℃，为防止变压器油质劣化过速，正常运行时,顶层油温不宜超过85℃。
4.1.2 主变的运行电压一般不应高于该变压器各运行分接额定电压的105％。
4.1.3 主变的三相负载不平衡时，应监视电流最大的一相，且中性线电流不得超过额定电流的25％。
4.1.4 主变中性点接地方式按调度命令执行。正常运行方式下主变压器中性点接地。
4.2 主变周期性负载的运行
4.2.1 主变在额定使用条件下,全年可按额定电流运行。
4.2.2 主变允许在平均相对老化率小于1或等于1的情况下,周期性地超额定电流运行。但超额定电流运行时，周期性负载电流(标么值)不得超过额定值的1.5倍,且主变顶层油温不允许超过105℃。
4.2.3 当主变有较严重缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、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。
4.3 主变短期急救负载的运行
4.3.1 主变短期急救负载下运行时, 急救负载电流(标么值)不得超过额定值的1.8倍,且主变顶层油温不允许超过115℃,运行时间不得超过半小时。
4.3.2 当主变有较严重缺陷或绝缘有弱点时, 不宜超额定电流运行。
4.3.3 在短期急救负载运行期间,应有详细的负载电流记录。
4.4 主变的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应超过额定电流的25倍。
4.5 短路电流的持续时间不超过下表之规定
短路电流倍数
20以上
20－15
15以下
持续时间（s）
2
3
4
4.6 干式变压器事故过负荷允许时间（单位：分钟）
负荷电流／额定电流
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
允许持续时间（分）
60
45
32
18
5
4.7 主变技术说明
4.8.1 变压器应能承受发电机甩负荷时1.4倍的额定电压历时５秒。
4.8.2 对于额定电压的短时工频电压升高倍数允许持续运行时间应不小于下表规定：
工频电压升高倍数
相－相
1.10
1.25
1.50
1.58
相－地
1.10
1.25
1.90
2.00
持续时间

２０分钟
２０秒
１秒
０.１秒
4.8.4 允许偏差
4.8.4.1 电压比（空载）:每一分接头位置的允许偏差为分接头额定值的正负0.5％。
4.8.4.2 损耗:变压器总损耗的偏差不得超过保证值。
4.8.5 过负荷能力:变压器应能长时间过负荷５％运行，过负荷能力应能满足ＩＥＣ《油浸变压器负载导则》的有关规定，制造厂应提供过负荷容量时间曲线。套管、分接头和其他辅助设备应适应变压器过负荷运行。
4.8.6 分接头开关:变压器分接头开关设置位置应满足本技术规范所规定的分接要求。
4.8.7 可见电晕和无线电干扰水平在最大工作相电压，黑暗条件下无可见电晕，且无线电干扰电压不大于2500微伏。
5．主变正常运行时的操作
5.1 变压器投入运行时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧用断路器进行充电操作。停电时，应先停负荷侧，后停电源侧。
5.2 变压器的高、低侧都有电源时，一般采用低压侧充电、高压侧并列的方法。停用时相反（合510）。
5.3 凡主变停、送电操作，值班人员均应亲临设备现场进行监视，并对变压器进行外部检查。
5.4 1号主变压器停、送电操作原则
5.4.1 停电前先检查备用电源是否已经在投入状态。
5.4.2 停电操作，原则上先停低压侧的发电机，后停高压侧。
5.4.3 高压侧停电，必须先检查5×16中性点接地隔离刀闸在合上 位置，低压侧带上厂用变压器2B。
5.4.3 充电操作,原则上选择变压器高压侧进行。充电前必需先合上中性点接地刀闸5×16，带上厂用变压器2B。因故需要用变压器低压侧充电时，只能用发电机零起升压或6.3KV侧半压充电的方法进行。
5.5 主变停、送电典型操作票步骤
5.5.1 1B 充电操作步骤
5.5.1.1 核对操作任务
5.5.1.2 检查主变高压侧断路器510确在断开位置；
5.5.1.3 检查主变低压侧断路器210确在断开位置：
5.5.1.4 在主变低压侧断路器210操作机构本体上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌
5.5.1.5 检查2101隔离开关确已在断开位置：
5.5.1.6 在2101隔离开关手把上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌；
5.5.1.7 投入5x16主变中性点接地隔离开关操作电源；
5.5.1.8 合上5x16主变中性点接地隔离开关；
5.5.1.9 检查5x16主变中性点接地隔离开关确已合上；
5.5.1.10 在5x16主变中性点接地隔离开关操作箱上悬挂“禁止分闸”标示牌；
5.5.1.11 核对主变高压侧分接头应在117.975kv档位；
5.5.1.12 投入主变各保护压板；
5.5.1.13 取下510主变高压侧断路器操作箱上的“禁止合闸，有人工作”标示牌；
5.5.1.14 取下510主变高压侧断路器操作电源空开上的“禁止合闸，有人工作”标示牌；
5.5.1.15 合上510主变高压侧断路器操作电源空开；
5.5.1.16 取下510主变高压侧断路器储能电机动力电源上的“禁止合闸|，有人工作|”标示牌
5.5.1.17 合上510主变高压侧断路器储能电机动力电源；
5.5.1.18 合上510主变高压侧断路器；
5.5.1.19 检查510主变高压侧断路器确已合上；
5.5.1.20 将510主变高压侧断路器操作箱上锁锁住；
5.5.1.21 检查主变充电正常
5.5.2 主变停电操作步骤：
5.5.2.1 核对操作任务
5.5.2.2 检查1#机202断路器在断开位置；
5.5.2.3 检查2#机208断路器在断开位置；
5.5.2.4 检查厂变204断路器在断开位置；
5.5.2.5 检查大坝208断路器在断开位置；
5.5.2.6 检查主变中性点接地隔离开关5x16在合上位置；
5.5.2.7 断开主变低压侧210断路器；
5.5.2.8 拉开主变低压侧隔离开关2101；
5.5.2.9 断开主变高压侧510断路器
5.5.2.10 拉开主变高压侧隔离开关5103
5.5.2.11 拉开110KV电压互感器隔离开关5x14
说明：若合510对6.3KV 母线充电操作，为防止操作过程中传递过电压损坏设备，原则上1B低压侧应带上厂用变2B。
5.6 变压器检修结束后投入运行前,必须完成下列工作
5.6.1 “三级”验收合格 (检修项目与检修质量；试验项目与试验结果；技术资料齐全，填写正确等) ，在中控室检修记录和设备异动记录上将变压器主要检修处理和异动情况分别进行详细登记和交底。
5.6.2 收回所有工作票，拆除全部安全设施，恢复常设遮栏及警告牌。
5.6.3 测量变压器线圈的绝缘电阻（如维护人员提供了合格的测量数据时，运行人员可以不再测量）。
5.6.4 对变压器进行全面检查,检查内容如下：
5.6.4.1 检查主变顶上无杂物，中性点接地刀闸5x16在合上位置。
5.6.4.1 油枕、套管内油色，油位应正常，温度计指示正确，防爆装置完好。
5.6.4.2 变压器本体及套管应清洁，无漏油、渗油、破损裂纹和放电痕迹等异常现象。
5.6.4.3 外壳接地线紧固完好。
5.6.4.4 油枕与变压器的联管阀门在开启位置。
5.6.4.5 变压器分接头在规定位置。
5.6.4.6 变压器各接头连接牢固、完整。
5.6.4.7 变压器中性点接地刀闸完好。
5.6.4.8 冷却装置运行正常。
5.6.4.9 呼吸器使用硅胶合格，玻璃外壳完好。
5.6.4.10 变压器保护装置试验动作正确、并全部投入且位置正确。
5.6.4.11 投入变压器中性点避雷器，并登记放电记录器起始值。
5.7 新装、大修、事故检修或换油后的变压器施加电压前变压器应静置24小时，若有特殊情况不能满足此要求时，必须经总工程师批准。在投入运行前，除按照5.6条规定执行外，还应增加下列检查项目。
5.7.1 周一晚班定期进行熄灯检查。
5.7.1 消防设备齐全，试验良好。
5.7.2 标志齐全，相别清楚，铭牌完好。
5.7.3 散热器上、下阀门全开。
5.7.4 变压器事故排油坑卵石敷设良好。
5.8 检修后的变压器经检查无异常,用高压侧电源对变压器进行三次冲击合闸试验。
5.9 变压器冲击合闸试验正常,瓦斯保护投入信号位置试运行24小时。
5.10 变压器试运行24小时正常,即可向调度报竣工,并将瓦斯保护投入跳闸。
5.11 检查变压器故障，可由发电机带主变进行零起升压，操作步骤见发电机运行规程。
5.12 大电流接地系统必须保证中性点接地方式正确
5.15 拉合变压器110KV断路器时，操作侧的中性点必须接地。
6．主变压器的巡视检查内容
6.1 运行和备用中的变压器，应定期巡视（每天全面检查不能少于一次，交班前、接班后应重点检查）。气候恶劣，高温、高负荷时要增加不定期检查。
6.2 在气温剧烈变化时应对变压器的油面进行额外检查。雷雨后应检查套管有无放电现象和避雷器的动作情况。
6.3 在大修、事故检修和换油后，对110KV的变压器，宜静置3－5小时，待油中气泡消除后方可投运。
6.4 变压器定期正常巡视检查项目如下
6.4.1 油枕内和充油套管内的油色，油面的高度，外壳散热器有无漏油现象。
6.4.2 变压器套管是否清洁，有无破损裂纹，有无放电现象及其他异常情况。
6.4.3 声响有无加大及有无杂音。
6.4.4 散热器是否运行正常。
6.4.5 母线支持绝缘子有无异常，导线接头有无发热。
6.4.6 油温是否超过规定值。
6.4.7 防爆装置是否正常。
6.4.8 与瓦斯继电器连接的阀门是否打开，瓦斯继电器内是否有气体。
6.4.9 室内变压器应检查门、窗、门闩是否完整，房顶是否漏水，通风，照明和空气温度是否适宜。
6.4.10 变压器外壳接地是否良好。
6.4.11 检查呼吸硅胶颜色的变化。
7．异常运行及事故处理
7.1 下列情况应先将变压器重瓦斯改投信号位置（其他保护应投入）
7.1.1 变压器运行中进行滤油，加油，换硅胶。（工作完毕，变压器排尽气后可将该保护重新投入。）
7.1.2 为查明某些异常原因，需打开变压器的各个放气阀或放油塞子、阀门，检查吸湿器等。
7.1.3 地震预防期间。
7.2 在变压器运行发现不正常情况（如漏油、油位变化过高或过低，温度异常，声响不正常等）应尽量设法消除并报告有关领导。
7.3 变压器有下列情形之一，应立即停止运行
7.3.1 变压器内部声响很大，很不均匀，有爆裂声。
7.3.2 正常冷却条件下，负荷变化不大，而油温突然升高，并不断上升，超过允许值。
7.3.3 油箱裂开喷油，防爆装置破裂，喷油、喷火。
7.3.4 漏油严重不止，油位计油位指示已在油位的最下限，并且油位继续下降。
7.3.5 油色变化过甚，化验不合格，有明显故障现象时。
7.3.6 套管严重破损和闪络放电或接线头熔断。
7.3.7 变压器着火。
7.4 变压器温度不正常升高的处理
7.4.1 核对温度表。
7.4.2 检查变压器三相负荷是否平衡。
7.4.4 油面是否过低。
7.4.5 油温较以往同样负荷和冷却条件下高出10℃以上，而变压器负荷不变，冷却装置良好，温度计指示正确，但油面还在上升，则认为变压器已发生故障，应报告领导，联系处理。
7.5 变压器油面下降的处理
7.5.1 变压器的油面较当时油温应有的油位显著下降时，应立即检查原因并加强监视。若发现油位继续下降时，应汇报领导，立即联系处理。
7.5.2 如因漏油而使油位迅速下降时，应迅速采取措施，制止漏油，当油位低于油位计指示以下时，必须停用主变压器。
7.6 轻瓦斯动作处理
7.6.1 检查变压器，观听内、外部有无异常，判断是否是进入空气、漏油或二次回路故障引起的。
7.6.2 检查气体性质（颜色、气体、可燃性），参照下表。
气体性质
故障性质
黄色不易燃烧
木质故障
淡灰色带强烈臭味、可燃
纸或纸板故障
灰色和黑色易燃
油质故障
无色无味不可燃
空气
7.6.3 如果是空气，则放出空气后可继续运行。若信号连续动作，则应注意信号出现的间隔时间，并查明原因。
7.6.4 如果是有色可燃气体、或油色变化过甚、或轻瓦斯频繁动作，化验结果不能运行时，应报告总工程师、联系调度，停用主变压器。
7.6.5 试验油闪点比上次记录下降5℃，报告总工程师、联系调度，尽快停用主变压器。
7.7 重瓦斯动作处理
7.7.1检查应跳开关是否跳闸，如未跳开应立即手动拉开；
7.7.2 进行变压器外部检查，注意有无漏油等异常情况。
7.7.3 取变压器内油样进行化验，判断故障的性质。若对变压器有怀疑时，应对变压器进行必要的电气试验，正确判断变压器的故障性质，确定是否可以继续运行。
7.7.4 如果瓦斯保护误动作，则退出瓦斯保护，但差动保护必须投入；
7.7.5 若外观检查和化验及电气试验均未发现问题，可对主变进行零起升压，无异则可投入运行。
7.8 差动保护动作处理
7.8.1 进行差动保护范围内的一次设备外部检查。
7.8.2 查明是否由于保护误动。
7.8.3 测量变压器绝缘电阻。
7.8.4 如未发现任何故障，经总工程师同意，报告调度，可进行零起升压试验，无异常后，方可运行。
7.8.5 查明系差动保护误动，又不能很快处理时，经总工程师同意，联系调度，可将差动保护退出，变压器投入运行，但瓦斯保护必须投跳闸位置。
7.9 差动保护和瓦斯保护同时动作，表明变压器内部故障，应立即停止运行，并全面检查试验。
7.10 变压器着火的处理
7.10.1 立即将着火变压器所有开关和隔离刀闸拉开，断开电源。
7.10.2 若变压器的油溢在变压器顶盖上着火，则应打开变压器下部阀门放油。
7.10.3 若变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。
7.10.4 可使用干式灭火器、1211灭火器等灭火。不能扑灭时，再用泡沫灭火器灭火。不得已时，可使用干沙灭火。如再不行，可用消防水灭火。
8．变压器保护组成
8.1 主变压器保护组成
主变压器纵联差动保护
作为主变压器绕组及引出线的相间短路主保护
动作情况：保护瞬时动作于跳主变压器两侧所有断路器并发事故信号
8.1.2 主变瓦斯保护
作为反应变压器内部故障的保护
动作情况：轻瓦斯瞬时发预告信号，重瓦斯瞬时动作于跳主变压器高压侧低压侧所有开关并发事故信号
8.1.3 主变压器复合电压起动的过流保护
动作情况：一段时限动作于跳6.3KV母联开关，二段动作于跳主变压器高低压侧所有断路器并发事故信号
8.1.4 主变压器零序电流保护
装设两段零序电流保护作为中性点直接接地运行时主变高压侧及110KV线路单相接地的保护
动作情况：第一段设置一个时限t1，第二段设置一个时间t2,t4,其动作电流第一时限t2动作于信号，第二时限t4动作于跳开主变压器各侧断路器。
8.1.5 零序电流电压保护
作为主变压器中性点不接地运行时，主变高压侧及110KV线路单相接地故障同时又失去接地中性点的后备保护
动作情况：设置一个时限t3,动作于跳开中性点不接地变压器高低压侧断路器
8.1.6 主变压器过负荷保护
作为主变压器过负荷时的保护
动作情况：延时发预告信号
8.1.7 主变压器温度保护
反映主变压器运行温度升高的保护
动作情况：发预告信号
8.1.8 主变油位保护
作为主变压器因泄漏使油面降低时的保护
动作情况：瞬时动作于信号
8.1.9 主变油压力释放的保护
作为主变油压升高时的保护
动作情况：保护瞬时动作于跳主变压器两侧所有断路器并发事故信号
8.2 厂用变压器保护组成
8.2.1 厂用变压器电流速断保护
作为厂用变压器内部故障及引出线相间短路的主保护
动作情况：保护瞬时动作于跳厂用变压器高低侧断路器并发事故信号
8.2.2 过流保护
作为厂用变及相邻元件相间短路的后备保护
动作情况：保护设两个时限，第一时限动作于跳低压侧母线分段开关，第二段时限动作于跳厂用变压器高低压侧断路器并发事故信号
8.2.3 零序过流保护
作为厂用变压器低压侧单相接地时的保护
动作情况：保护设两段时限，第一时限动作于跳低压侧母线分段开关，第二时限动作于跳厂用变压器高低侧断路器并发事故信号
8.2.4 温度保护
反应厂用变压器运行温度升高的保护
动作情况：发预告信号
9．变压器试验项目
9.1 绕组直流电阻测量
9.2 绝缘电阻测量、吸收比
9.3 泄漏电流测量
9.4 变比和相位、极性检查
9.5 各分接头位置绕组电阻测量
9.6 绕组绝缘介质损失角测量
9.7 交流耐压（局部放电试验）
9.8 绝缘油试验
9.9 测温装置校验
9.10 噪声水平及振动装置
9.11 空载损耗和空载电流测量及谱波分析
9.12 短路阻抗和短路损耗
9.13 油压试验
9.14 最高工作电压下空载冲击合闸试验
9.15 套管的电容、绝缘电阻测试
9.16 电流互感器试验辅助及控制回路交流耐压试验
10．变压器保护参数
10.1 1号主变保护
保护名称
动作参数
动作时间
动作后果
差动保护
Idb＝19.765A
0s
跳510、210
瓦斯保护

0s
同差动
零序保护
Idb＝8.3A
4s
跳510、210
4.5s
跳510、210
低压侧复合电压起动（方向）过流保护
Idb＝ 3.633A
T1=线路后备保护动作时间+0.5s
T2=T1+0.5s

高压侧（方向）过流保护
4.933
T1=1.5s
T2=2.0s

低压侧过负荷保护
3.829
10s

冷却系统全停保护

20min
跳510、210
温度保护
T=120℃
0s
跳510、210
油位保护
不得超过油枕上、限值

告警
压力释放保护
0.55Mpa

排油