电气辅机规程0117新.docx
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电气辅机规程0117新.docx
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电气辅机规程0117新
1、变压器运行规程
1.1主变、02启备变、高厂变设备规范
设备名称
主变
02启备变
高厂变
制造厂
常州东芝变压器
有限公司
特变电工衡阳变压器有限公司
特变电工衡阳
变压器有限公司
型号
SFP-750MVA/500kV
SFFZ10-CY-63000kVA/220kV
SFF10-CY-63000kVA/20kV
相数
3
3
3
频率
50Hz
50Hz
50Hz
额定容量
750MVA
63/40-40/21MVA
63/40-40MVA
额定电压kV
525/20
(230±8×1.25%)/6.3-6.3/6.3KV
20/6.3-6.3KV
额定电流A
825/21651
158.1/3207.5-3207.5/1924.5
1818.7/3665.7/3665.7
冷却方式
ODAF
0NAN/ONAF
0NAN/ONAF
接线组别
YN,d11
YN,yn0,yn0+d
D,yn1-yn1
短路阻抗%(电压)
18
半穿越阻抗:
高-低23
(允许偏差±7.5%)
半穿越阻抗:
19
(允许偏差±7.5%)
调压方式
无载调压
有载调压
无载调压
1.2低压干式厂用变压器规范
a)1、2号低压工作变
型号
SCB10-2000/6.3±2×2.5%-0.4
额定电流
183.3/2886.8A
额定容量
2000KVA
接地方式
低压侧中性点经高阻接地
额定电压
6300±2×2.5%/400V
冷却方式
AN/AF
额定频率
50HZ
绝缘耐热等级
H
相数
3
制造厂家
北海银河科技变压器有限公司
联结组别
Dyn11
b)3、4号低压工作变
型号
SCB10-1600/6.3±2×2.5%-0.4
额定电流
146.6/2309.4A
额定容量
1600KVA
接地方式
低压侧中性点经高阻接地
额定电压
6300±2×2.5%/400V
冷却方式
AN/AF
额定频率
50HZ
绝缘耐热等级
H
相数
3
制造厂家
北海银河科技变压器有限公司
联结组别
Dyn11
c)低压检修干式变
型号
SCB10-630/6.3±2×2.5%-0.4
额定电流
57.4/909.3A
额定容量
630KVA
接地方式
低压侧中性点直接接地
额定电压
6300±2×2.5%/400V
冷却方式
AN/AF
额定频率
50HZ
绝缘耐热等级
H
相数
3
制造厂家
北海银河科技变压器有限公司
联结组别
Dyn11
d)低压厂区公用干式变
型号
SCB10-1600/6.3±2×2.5%-0.4
额定电流
146.6/2309.4A
额定容量
1600KVA
接地方式
低压侧中性点经高阻接地
额定电压
6300±2×2.5%/400V
冷却方式
AN/AF
额定频率
50HZ
绝缘耐热等级
H
相数
3
制造厂家
北海银河科技变压器有限公司
联结组别
Dyn11
e)低压照明干式变
型号
SCZB10-500/6.3±4×2.5%-0.4
额定电流
45.83/721.7A
额定容量
500KVA
接地方式
低压侧中性点直接接地
额定电压
6300±4×2.5%/400V
冷却方式
AN/AF
额定频率
50HZ
绝缘耐热等级
H
相数
3
调压方式
有载调压
联结组别
Dyn11
制造厂家
北海银河科技变压器有限公司
f)低压仪控干式变
型号
SC10-315/0.4-0.4
额定电流
454.7/454.7A
额定容量
315KVA
接地方式
低压侧中性点直接接地
额定电压
400/400V
冷却方式
AN/AF
额定频率
50HZ
绝缘耐热等级
H
相数
3
制造厂家
北海银河科技变压器有限公司
联结组别
YNyn0
g)低压输煤干式变
型号
SCB10-2500/6.3±2×2.5%-0.4
额定电流
229.1/3608.4
额定容量
2500KVA
接地方式
低压侧中性点直接接地
额定电压
6300±2×2.5%/400V
冷却方式
AN/AF
额定频率
50HZ
绝缘耐热等级
H
相数
3
制造厂家
北海银河科技变压器有限公司
联结组别
Dyn11
h)低压化水干式变
型号
SCB10-2000/6.3±2×2.5%-0.4
额定电流
183.3/2886.8A
额定容量
2000KVA
接地方式
低压侧中性点直接接地
额定电压
6300±2×2.5%/400V
冷却方式
AN/AF
额定频率
50HZ
绝缘耐热等级
H
相数
3
制造厂家
北海银河科技变压器有限公司
联结组别
Dyn11
1.3变压器的允许运行方式
1.3.1额定运行方式
正常运行时,变压器应在规定的冷却条件下按照铭牌规定的范围运行。
主变、高厂变、02启备变均为油浸电力变压器,低压变为H级绝缘干式变压器,运行中的环境温度为+40℃时,其温升、温度的限额见下表:
设备名称
主变
高厂变
02启备变
冷却方式
强迫油循环风冷
强力风冷
强力风冷
限额温升(℃)
顶层油
55
55
55
线圈
65
60
60
油箱及结构件表面
75
75
75
监视温度(℃)
油
75
85
85
线圈
95
95
当冷却介质温度下降时,变压器最高上层油温也应该相应下降。
为防止绝缘油加速劣化,自然循环风冷变压器油温一般不超过85℃,强迫油循环风冷变压器油温一般不超过75℃。
1.3.2高厂变两组低压侧输出容量之和,不得超过变压器的额定容量,单侧低压最大输出为额定值的63%。
变压器在正常运行中,电压变动在额定值的±5%以内时,变压器的额定容量不变。
变压器的最高运行电压,一般不超过相应分接头电压值的105%,此时,变压器的二次侧可带额定电流运行。
1.3.3允许的过负荷运行方式
变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。
变压器在过负荷运行时,应投入全部冷却装置。
下列情况下变压器不得过负荷运行:
a) 存在缺陷的变压器。
如漏油、有局部过热现象、绝缘有缺陷等。
b) 一直满负荷运行的变压器。
c) 冷却器不能全部投入的变压器。
1.4变压器冷却装置的运行规定
1.4.1主变压器冷却器的运行规定
a)主变压器的冷却系统为强迫油循环风冷,主变压器冷却装置有两路电源供电,互为热备用。
要求正常运行时电源选择开关必须置“自动位置”,一路电源投入运行,另一路电源作为备用。
如果工作电源故障,将自动切换到备用电源运行。
如果两路电源故障,切除全部冷却器时,在额定负载下允许继续运行20分钟。
若油面温度未达到75℃,则允许上升到75℃,但最长运行时间不应超过1小时。
b)主变压器冷却装置有八组冷却器组成,每组冷却器有3台风扇及1台油泵。
主变压器运行时,必须投入冷却器,通常采用5+1+1+1配置,即五组设置为工作,一组辅助1,一组辅助2,一组备用,投入冷却器的台数应根据负荷和温度来确定,当变压器油温达到55℃时第一组辅助冷却器启动,当温度继续升高到65℃时第二组辅助冷却器启动;当温度回落至55℃时第二组辅助冷却器退出运行,温度回落至45℃时第一组辅助冷却器退出运行。
不允许将备用冷却器组和工作冷却器组全部投入运行。
当运行的冷却装置故障退出后,备用冷却装置将自动投入运行。
c)低负荷运行时可以停运部分冷却器组,在保持各绕组及油温升不变的条件下,开启冷却器组数与允许负荷的的关系如下:
开启n组冷却器,变压器运行运行的容量:
Sn’=Sn*√Pk’/PK(KVA)
式中Sn——变压器额定容量(KVA)
Pk’——开启n冷却器允许的负载损耗Pk’=nP-P0(KW)
Pk——变压器75℃时额定负载损耗(KW)
P——变压器满载运行时每只冷却器的热负荷P=(P0+Pk)/N(KW)
P0——变压器空载损耗(KW)
N——冷却器总数(不包括备用冷却器)
d)主变压器投入运行前,必须先将冷却系统投入运行;变压器退出运行后方可将冷却系统退出运行。
e)主变压器冷却装置两路电源每三个月进行一次备用电源投入试验。
1.4.2高厂变、02启备变冷却装置运行规定
a)高厂变、02启备变的冷却系统为强迫风冷系统,冷却装置有两路电源供电。
要求正常运行时电源选择开关必须置“自动位置”,一路电源投入运行,另一路电源作为备用。
如果工作电源故障,将自动切换到备用电源运行。
b)高厂变、02启备变装有风扇自启动装置。
正常运行中,冷却风扇电源小开关必须在合闸位置,风扇启动方式选择开关必须置“自动位置”,当变压器电流达到额定值的2/3或上层油温超过65℃时应开启风扇运行,当变压器负载电流低于1/2额定电流或上层油温低于50℃时,停止风扇运行。
c)油浸风冷变压器风扇停止工作时,顶层油温不超过65℃,允许带额定负载运行。
d)如果变压器风扇自启动装置故障,应将风扇启动方式选择开关投“手动位置”,但是在变压器投入运行前,必须先将风扇手动投入运行。
1.4.3干式低压厂用变压器冷却风机运行规定:
a)带有冷却风扇的干式变压器,正常运行中,其冷却风扇控制方式应投自动位置。
b)当变压器绕组温度达到100℃时,冷却风机自动启动,变压器绕组温度降到80℃时,冷却风机自动退出。
c)当变压器绕组温度达到130℃时温控器发超温报警声并发送超温报警信号至远方控制中心。
d)当变压器绕组温度达到150℃,温控器发送超高温跳闸信号至远方控制中心启动跳闸回路。
1.5变压器的运行和维护
1.5.1变压器的绝缘监督
a)变压器高压侧电压在6kV及以上者用2500V兆欧表进行测量,变压器高压侧电压在0.5kV及以下者用500V兆欧表进行测量。
测前要检查变压器各侧开关处于解备状态。
b)新安装或一次系统检修后的变压器投入运行前,检修人员应交待清楚高压试验及绝缘情况。
变压器本体的绝缘情况以检修人员交待为主。
运行人员主要对一次接线进行检查,测量变压器绝缘仅作为判断外围接线是否有短路、接地的辅助手段,只要绝缘大于1MΩ/kV即可,否则,通知检修人员确认。
c)二次回路检修或长期停用(一个月以上)的变压器投入运行前应测量其线圈对地、高压侧对低压侧的绝缘电阻(带一次系统接线),绝缘值与历史记录比较无明显下降,且吸收比R60”/R15”≥1.3。
并将测量结果记入变压器绝缘电阻记录本内。
绝缘值比历史记录下降50%以上,应通知检修人员检查处理。
d)如怀疑变压器绝缘受损(如受潮或机械损伤),除测量绝缘电阻外,还应通知检修人员确认。
必要时应测量变压器的介质损耗和绝缘电阻吸收比。
e)主变、02启备变高压绕组,运行人员不必测量其绝缘,但必须有检修人员的试验或绝缘情况书面交代方可投运。
f)中性点接地(包括经高电阻接地)的低压厂用变压器低压绕组,运行人员测量其绝缘前,联系检修打开其中性点接地线进行测量,测完绝缘后,检修人员负责恢复。
g)干式变压器绝缘电阻测量使用2500V兆欧测量,一般情况下高压对低压及地不小于300MΩ,低压对地不小于100MΩ。
但是在比较潮湿的环境条件下,变压器的绝缘电阻值会有所下降,一般不低于2MΩ/kV即可满足运行要求。
但是如变压器遭受异常潮湿发生凝露现象则不论其绝缘电阻如何,在其进行耐压试验或投入运行前,必须进行干燥处理。
1.6变压器投运前的试验:
变压器各侧断路器检修或更换后,在给变压器第一次充电以前应试验断路器分合闸良好。
如果保护回路有工作,则应配合检修人员做相应开关的传动试验良好。
新投产或检修后一次回路有变更或拆、接高压电缆头后的变压器,投运后在可能合环点,必须核相,以确保不发生非同期并列。
1.7变压器投运前的检查:
1.7.1变压器投入运行前应检查有关工作票全部终结,要有检修工作负责人的详细书面交待,拆除安全措施,恢复常设遮拦及警示牌。
1.7.2要求检修人员确认各冷却器与变压器本体连接阀门打开,投入冷却器,检查变压器油泵及风扇转向正确,油流指示器指示正确。
1.7.3按配电装置运行规程的规定,检查开关、刀闸、CT、电缆引线和避雷器等符合运行要求。
1.7.4其他同变压器运行中检查项目。
1.8变压器的投运及并列:
变压器投运前应启动冷却装置,检查各保护装置投入正确且无异常后,方可将变压器投入运行。
变压器充电必须从装有保护的电源测进行,严禁反充电。
厂用变压器检修完工恢复备用时,应做充电试验。
变压器投运后,在可能并列的绕组侧必须进行核相,相位(相序)不一致的变压器严禁并列。
1.8.1变压器长时间并列运行应符合下列条件:
a)电压比相同
b)接线组别相同
c)短路电压相等
d)变压器容量不允许超过1:
3
1.8.2在任何情况下,变压器严禁非同期并列。
1.8.3高厂变、02启备变严禁长时间并列运行。
允许在倒换电源过程中短时间并列。
并列前,应调整待并侧6kV电压比6kV工作母线电压高100V左右,减小电源切换后母线电压的波动。
1.8.4短路电压小于6%及电源取自不同机组厂用母线的低压变压器不得进行并列切换。
1.8.5根据我公司厂用电接线方式的实际情况,全公司所有的变压器均不采用长期并列的运行方式。
1.9变压器正常运行中的监视与检查:
1.9.1变压器的巡视检查按巡回检查制度进行,变压器正常运行中的一般检查项目:
a)变压器运行中声音正常。
b)变压器的油位、油色正常,充油部位不渗漏油。
c)油浸变压器的瓦斯继电器无气体积聚现象。
d)变压器的油温和温升是否正常,就地各温度表指示和遥测温度表指示是否相等。
e)变压器套管清洁、无破损、裂纹、放电痕迹及其它现象。
f)变压器各引线接头、导体无发热变色和其它异常。
g)变压器冷却装置运行方式正确,各潜油泵、冷却风机无异音,运行正常,油流继电器指示正常。
h)室内变压器的门窗、门锁、铁丝网完整,室内无渗水、漏水、进汽现象。
室内温度适宜,照明和通风设施完好。
i)呼吸器完好,硅胶变色不应超过1/3。
(正常为蓝色,吸潮后为粉红色)
j)变压器气体在线监视装置显示正常。
k)变压器外壳和接地网的连接牢固完好。
l)有载调压变压器就地档位与集控室指示位置一致。
m)压力释放器及防爆膜应完好无损。
n)各控制箱和二次端子箱应关严,无受潮,控制箱内各元件无过热、异味。
o)干式变压器的外表面应无积污。
无载调压连接片端子无过热现象。
p)消防设施完好。
1.9.2变压器的特殊检查项目:
a)对于新安装或经过检修、改造的变压器在投运72小时内,应每两小时对变压器进行一次全面检查,加强参数分析。
b)雷雨天过后,应检查变压器各部无放电痕迹;引线接头无过热现象;各避雷器的计数器动作次数;并做好记录。
c)大风天应检查户外变压器各引线无剧烈摆动,变压器上部及周围无杂物。
d)大雪天,应检查变压器各套管和引线连接处无熔雪现象,无冰溜子。
e)大雾天,应检查变压器套管无火花放电、污闪现象。
f)气温骤变时,应检查油枕和充油套管油位、油温和温升变化情况。
g)变压器过负荷运行、冷却装置故障停运或有严重缺陷时,应加强检查。
1.10变压器瓦斯保护的运行:
a)变压器正常运行时,重瓦斯保护应投“跳闸”,轻瓦斯保护投入“信号”。
b)新安装或检修后的变压器,在充电时,应将重瓦斯保护投入“跳闸”,充电正常后,改投“信号”,试运行48小时经放气无气、无异常后,投至“跳闸”。
c)当在变压器重瓦斯保护回路上工作时,其压板投至“信号”侧,工作完毕确认重瓦斯保护未动作后投至“跳闸”位置。
d)运行中的变压器在滤油、加油、放油(包括取油样)时应先将重瓦斯投“信号”侧,工作完毕后监视运行48小时,经放气无气后,将重瓦斯改投“跳闸”侧。
若此期间出现瓦斯信号,应重新记时。
e)变压器重瓦斯保护由于工作要求投至“信号”侧时,变压器其它主保护必须正常投入。
f)变压器有载分接开关的重瓦斯保护应投“跳闸”位置。
依照变压器瓦斯保护标准执行。
g)当变压器油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象,需要打开放气或放油阀门时,应先将重瓦斯改投“信号”位置,工作完毕,恢复至“跳闸”位置。
1.11变压器有载调压开关的运行规定:
1.11.102启备变、照明变具有有载调压功能,可实现远方电动、就地电动和手动操作;其他变压器全部为无载分接。
新安装或大小修后的有载调压开关,投入运行前应由安装或检修人员与运行人员共同进行以下项目的检查:
a)外观检查:
分接开关贮油柜的油位指示正常;吸湿器良好;外部密封无渗漏油。
电动机构箱应清洁、防尘、防雨、防小动物,密封措施完好。
b) 电气控制回路接线正确,接触良好,接触器动作灵活,不应发生误动、拒动或连动.
c) 对02启备变分接开关的瓦斯继电器进行传动试验良好。
d) 手摇操作检查:
手摇操作一个循环,检查传动机构是否灵活;电动机构中的联锁开关、极限开关、顺序开关等动作是否正确;极限位置的机械制动及手动与电动闭锁是否可靠;电动机构和分接开关每个分接变换位置与分接变换指示灯的显示是否一致。
e) 电动操作检查:
先将分接开关手摇操作置于电动位置,接入操作电源,然后进行电动操作,判别电源相序及电动机构转向。
若电动机构转向与分接开关规定的转向不相符合,应及时纠正,然后逐级变换一个循环。
检查操作手柄、电气极限闭锁、手摇操作电动闭锁、远方控制操作均应正确可靠。
每个分接变换的远方位置指示与就地位置指示均应一致,计数器动作正确.
1.11.2新装或大修后的有载调压变压器投运,在完成冲击合闸试验后,有载调压开关应做下列试验:
a)空载情况下,在集控室用电动操作,调压极限位置的电气闭锁应可靠。
b)将有载调压开关切至规定档位运行,就地检查调压开关内部无异音,瓦斯继电器内无气体。
1.11.3有载调压开关的操作及运行规定:
a)有载调压开关的操作应按值长命令执行,由两人进行,一人操作,一人监护。
b)有载调压开关的调整应根据02启备变低压侧电压和6kV工作母线电压决定,正常应保持02启备变低压侧电压高于6kV工作母线电压0---0.3kV的范围内,尽量避免频繁调整操作。
c)正常情况下,一般使用远方电气控制。
当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时,可使用就地电气控制操作。
就地手动操作只作为变压器停电后进行分接头测试时采用。
当分接开关处在极限位置又必须手摇操作时,必须确认操作方向无误后方可进行。
d)分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。
操作时应同时观察电压表和电流表的指示,不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况,分接位置指示器及动作计数器指示等都有相应变动。
e)运行中有载调压开关的瓦斯继电器应投跳闸,轻瓦斯信号频繁动作时,应停止使用调压开关,查明原因。
f)02启备变过载时,禁止操作有载调压开关。
1.11.4有载分接开关分接变换操作中发生下列异常情况,应作如下处理,并及时通知检修。
a)操作中发生连动现象时,应立即将装置停电,然后手动将机构调至需要档位,通知检修进行处理。
b)远方电气操作时,分接开关位置指示正常,而电压表和电流表又无相应变化,应立即终止操作,就地检查情况并通知检修处理。
c)分接开关发生拒动、误动、电压表和电流表变化异常、电动机构或传动机械故障、分接位置指示不一致、内部切换异音、保护装置动作、看不见油位或大量喷漏油、危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时,应禁止或终止操作。
1.11.5有载调压开关的检查项目:
a)有载调压开关的油箱油位、油色正常,无渗漏油现象。
b)就地分接头与集控室指示一致。
c)有载调压开关机械传动部分无异物卡涩变形,松动。
d)有载调压开关瓦斯保护投“跳闸”。
e)02启备变低压侧电压指示应在规定范围内(即6.0—6.6kV)。
空载联动备用时,应高于工作母线电压0---0.3kV。
f)电动机构箱内部应清洁,机构箱门关闭严密,防尘、防小动物、密封良好。
1.11.6无载调压变压器分接头切换规定:
a)无载分接头由检修人员切换。
b)主变压器分接头的改变,需根据调度命令进行。
1.12变压器的异常运行和事故处理
1.12.1变压器异常运行的处理:
1)值班人员在变压器运行中发现不正常现象时应设法消除,并报告上级同时做好记录。
2)变压器过负荷超过允许值或允许时间时,应设法调整变压器负荷,若无调整手段的应立即将变压器停止运行。
3)变压器上层油温或温升超过允许值时应查明原因,设法使其降低,检查和处理方法如下:
a)检查变压器的负荷电流和上层油温以及环境温度,并与在同一负荷和相同冷却介质温度下应有的油位校对比较。
b)检查温度表指示一致,或用测温仪实测比较。
c)检查冷却装置运行是否正常或室内通风是否良好。
比较各散热器与本体温度,确定是否局部过热。
d)用备用变压器转移部分负荷,或者停运部分设备,减轻变压器负载。
e)检查变压器在同一负荷电流和相同冷却条件下,上层油温高出10℃以上,或变压器负荷不变而温度不断上升,则可能是变压器内部故障,应及时汇报值长,申请停运检查。
4)变压器油位低于正常位置,如果因为长期轻度漏油引起,应加油补充到正常位置。
如果因为大量漏油使油位下降,应立即将变压器停运。
5)变压器油位因温度升高而逐渐升高时,若最高油温的油位可能高出油位指示计时,应放油至适当高度,以防溢油。
6)变压器运行中轻瓦斯保护信号动作时,值班人员应立即对变压器本体进行检查,查明动作原因,是否因侵入空气、油位降低、二次回路故障、或是变压器内部故障造成。
如瓦斯继电器内存在气体时,通知检修取气体和油样作色谱分析,可根据有关的规程和导则判断变压器的故障性质。
7)当变压器附近的设备着火,爆炸或发生其它情况,对变压器构成严重威胁时,值班人员应立即将变压器停运。
8)变压器运行中,发生下列现象之一,可以投入备用变压器后,将该变压器停运处理:
a)套管发生裂纹,有放电现象;
b)变压器有异常声音,且有增大趋势,但无放电现象;
c)变压器上部落物危及安全,不停电无法消除;
d)变压器严重漏油,油位计中看不到油位;
e) 油色变黑或化验油质不合格;
f) 在正常负荷及正常冷却条件下,油温异常升高10℃及以上;
g) 变压器出线接头严重松动、发热、变色。
h) 变压器声音异常,但无放电声;
i) 有载调压装置失灵、分接头调整失控且手动无法调整正常时;
j) 变压器所有主保护退出运行。
1.12.2变压器事故处理:
1)有下列情况之一时,应紧急停止变压器运行:
a)套管炸裂,闪络放电;
b)变压器内部有不均匀响声和爆炸声;
c)变压器冒烟、着火,压力释放动作;
d)变压器大量漏油且无法消除。
e)变压器在正常负荷及冷却条件下,上层油温或线圈温度超过极限值,并急剧上升;
f)变压器故障而保护或开关拒动;
g)发生人身触电而无
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- 电气 规程 0117
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