水布垭电厂变压器运行规程.docx
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水布垭电厂变压器运行规程.docx
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水布垭电厂变压器运行规程
Q/QJ
湖北清江水电开发有限责任公司企业标准
Q/QJ.SBY-104-AZ01-2014
水布垭电厂变压器运行规程
2014-10-10发布2014-11-01实施
湖北清江水电开发有限责任公司发布
目次
前言
本标准依据Q/QJ.DS-220-01-2013《技术标准编写导则》,并结合湖北清江水布垭电厂实际情况进行编制。
本次修订主要变化为:
——对规范性引用文件进行修改。
——修改4.2.24.2.3条部分内容。
——增加4.1.9.6主变接地电流在线检测系统。
——修改9故障与事故处理部分内容与主站报文一致。
——增加10.2.6增加主变压器铁芯及夹件接地电流报警值表。
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
本标准审核人:
骆斌、徐兴友
本标准批准人:
甘魁元
本标准代替Q/QJ.SBY-104-AZ01-2012《水布垭电厂变压器运行规程》,为第三次修订。
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、故障与事故处理等的技术要求和实施程序。
本标准适用于清江水布垭电厂变压器的运行管理、检查、故障与事故处理等工作。
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。
凡注明日期的引用文件,仅所注日期的版本适用于本文件。
凡未注明日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
无。
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水布垭电厂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170000kVA。
4.1.2主变压器主要部件包括绕组和铁芯、油箱、冷却装置、绝缘套管、调压和保护装置等。
4.1.3主变压器绕组和铁芯
4.1.3.1主变压器绕组为高电导率铜导体,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。
4.1.3.2主变压器采用芯式结构,铁芯为单相三柱式结构,采用无时效、晶粒取向、高磁导率、低损耗的进口优质冷轧硅钢片叠装而成。
4.1.4主变压器调压装置
4.1.4.1主变压器调压方式为中性点无励磁调压,额定电压及分接范围:
(550/
-2×2.5%)/20kV。
4.1.4.2主变压器无励磁调压分接开关为武汉泰普开关厂生产的WDGII-1000/220-4×3型带电接点单相开关。
4.1.4.3分接开关的操作机构安装于主变压器油箱上,在变压器无励磁工况下操作,并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有分接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共1万次分接交换。
4.1.5主变压器绝缘套管
4.1.5.1所有绝缘套管都设有电容式抽头供试验使用,试验抽头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功能的环氧树脂浸渍电容式油/SF6套管,型号为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,型号为ETA-72.5/1250-3。
4.1.5.4主变压器低压侧每个引出端装设一只套管,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主变压器油箱
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、排油和取油样阀门。
4.1.6.2主变压器油箱上装有铁芯和夹件的接地套管,铁芯和夹件的接地铜排经支撑绝缘子引至油箱底部的接地标志处,以便于变压器铁芯、夹件可靠接地及测量对地电流。
4.1.7主变压器储油系统
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主变压器冷却方式采用强迫油循环风冷。
4.1.8.2主变压器每相装设3组AEF-3.0T-2TN冷却器,每组冷却器由1组散热片、1台油泵、2台风扇、1个油流指示器组成。
4.1.8.3主变压器冷却器工作电源为两路独立交流电源,取自机组用电屏,互为备用,当冷却器工作电源缺相或三相全部断电时,主、备电源将自动切换。
4.1.8.4主变压器冷却器有四种运行状态,分别为:
工作、辅助、备用、停止。
其作用分别为:
a)工作状态:
机组出口开关合上时,冷却器将连续正常运转。
b)辅助状态:
变压器负荷电流超过整定值或变压器顶层油温达65℃时启动。
变压器负荷电流恢复至整定值以下并且顶层油温低于50℃时辅助冷却器停止工作。
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主变压器安全及监测元件
4.1.9.1主变压器BF80/10瓦斯继电器安装于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,分别安装在箱盖两端,变压器运行时压力释放阀下的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储油柜的油位。
4.1.9.4每台冷却器装设一个油流指示器。
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主变压器SYJ-50/25型速动压力继电器主要用于监视主变压器内部故障所产生的异常压力,可以有效的保护变压器本体。
4.1.9.6主变压器接地电流在线监测系统
a)主变压器配备武汉海泰电力科技有限公司生产的TRF-G03型电力变压器在线监测系统。
系统单元下位机装设于主变压器B相事故排油室外,上位机装设于中央控制室,以便于实时监测主变压器各项铁芯及夹件接地电流。
b)单元主机采用UNO3073GL型工业控制计算机,搭载彩色触摸屏人机交互界面,可实现采集控制、系统设置及状态显示功能。
c)上位机采用IBM3650型工业控制计算机,可显示实时波形并提供记录查询、特征量查询、历史波形及趋势查询功能。
4.1.10主变压器消防水源为大坝右岸400.0m高程处800m3中位水池,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我厂干式变压器共31台,其中20kV厂用变压器4台,10kV厂用变压器15台,励磁变压器4台,制动变压器4台,接地变压器4台。
4.2.220kV高压厂用变压器布置于厂房母线洞内,为单相干式无载调压变压器,用于从发电机端接引电源供给10kV厂用配电屏。
4.2.310kV变压器均布置在户内,与0.4kV配电装置相邻,均为带防护外罩的环氧浇注干式铜芯三相变压器。
为保证照明电源质量,1#公用及照明配电屏(400V配电屏3P)的两台进线变压器采用有载调压干式变压器,其它均为无载调压变压器。
4.2.4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,布置于厂房母线洞内,通过离相封闭母线与发电机机端相连。
5基本要求
5.1变压器室内应保持干燥、清洁,有足够的通风,避免变压器工作时温度过高、停运时绝缘受潮。
5.2变压器室的门应采用阻燃材料,开门方向应向外侧。
5.3在室外变压器围栏入口处,应设置“高压危险”标示牌,在变压器专用爬梯处,应设置“禁止攀登”等安全标志牌。
5.4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。
5.5主变压器冷却系统必须保证两路独立的工作电源,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及顶层油温启动,若辅助冷却器因故无法启动,则启动备用冷却器,若备用冷却器投入后故障,发故障报警信号。
6.2.3工作组冷却器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,冷却器全部自动退出运行。
6.2.4冷却器全停指机组发电运行时,变压器任何一相的三组冷却器均停止运行。
冷却器全停后如主变压器油温未达到75℃,将延时60分钟后跳闸;如主变压器油温达到75℃,将延时30分钟后跳闸。
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并作用于跳闸。
6.3.3主变压器纵差保护和重瓦斯保护不得同时退出运行。
6.3.4主变压器压力升高速率大于3kPa/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。
6.3.5主变压器冷却器油流继电器在小于50m3/h时发冷却器故障信号,主变压器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。
6.3.7遇有下列工作或情况时,运行中的主变压器重瓦斯保护应由“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)变压器油路缺陷处理。
c)除采油样和瓦斯继电器上部放气阀外,在其它所有地方打开放气或放油阀门。
d)开闭瓦斯继电器连接管上的阀门。
e)用探针试验时。
6.3.8新投产、长期备用状态和检修后的主变压器充电时,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,经工作48小时后检查无异常再将重瓦斯保护投入跳闸。
6.3.920kV厂用变压器、10kV厂用变压器和励磁变压器均配有纵差保护、速断保护、过负荷保护和温升保护。
6.4变压器参数测量规定
6.4.1主变压器绝缘测量采用2500V兆欧表。
6.4.2主变压器投运前绝缘电阻值不得低于出厂值的70%。
6.4.3主变压器投运前吸收比R60″/R15″不得小于出厂值的70%,且不低于1.5(2500V摇表)。
6.4.4主变压器介质损耗率正切tgδ≤出厂值的130%。
6.4.5主变压器投运前测量铁芯及夹件接地套管对地绝缘电阻值应不小于600MΩ(20℃)。
6.4.6我厂主变压器中性点运行方式为:
直接接地。
6.4.7厂用变压器绝缘电阻不得低于2MΩ/1kV(一分钟25℃)。
6.5经检修后或新投运的变压器送电前必须完成的工作
6.5.1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。
6.5.2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。
6.5.3测量冷却器电动机绝缘合格,冷却装置启动试验均正常,油位指示正确。
6.5.4变压器投运前其保护、操作、测量、信号装置必须全部模拟正常并投入。
测温表整定值整定好,接线正确,温控模拟正确。
6.6严禁用机组对主变压器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。
6.8主变压器正常充电采用发电机—变压器零起升压方式,用高压侧开关自准同期并网。
机组检修后,2F、3F首次并网同期点选择为5002开关和5003开关,并网后将同期点改为02开关和03开关。
6.9主变压器铁芯及夹件接地电流应不超过100mA。
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负荷开关。
7运行操作
7.1主变压器冷却器风扇切换操作
7.1.1检查主变冷却器风扇运行正常
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(以1#机组为例)
7.2.1检查01B主变压器现场工作已完成,具备喷淋条件
7.2.2全开1251阀
7.2.3将1252阀打开至25%开度
7.2.4打开主变压器消防控制柜上01B主变压器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1252阀
7.2.6检查01B主变压器A相喷淋正常
7.2.7关闭主变消防控制柜上01B主变压器A相电磁阀(或用钥匙现地关闭该阀)
7.2.8全关1252阀
7.2.9全关1251阀
7.2.10全开1253阀
7.2.11将1254阀打开至25%开度
7.2.12打开主变压器消防控制柜上01B主变压器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1254阀
7.2.14检查01B主变压器B相喷淋正常
7.2.15关闭主变消防控制柜上01B主变压器B相电磁阀(或用钥匙现地关闭该阀)
7.2.16全关1254阀
7.2.17全关1253阀
7.2.18全开1255阀
7.2.19将1256阀打开至25%开度
7.2.20打开主变压器消防控制柜上01B主变压器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1256阀
7.2.22检查01B主变压器C相喷淋正常
7.2.23关闭主变压器消防控制柜上01B主变压器C相电磁阀(或用钥匙现地关闭该阀)
7.2.24全关1256阀
7.2.25全关1255阀
7.2.26全面检查
8监视、巡检与定期工作
8.1日常巡检
8.1.1每班应对运行和备用的变压器进行巡回检查一次。
8.1.2主变压器巡检项目
8.1.2.1变压器声音是否正常,油泵和风扇运行声音是否正常。
8.1.2.2变压器各部温度是否正常(油温和绕组温度在允许范围内)。
8.1.2.3变压器油位、油色是否正常,各部无损坏、无渗漏油现象。
8.1.2.4变压器各管路阀门在正常位置。
8.1.2.5呼吸器是否正常,内部硅胶有无变色。
8.1.2.6变压器本体及附近无杂物,外壳接地应良好。
8.1.2.7变压器室内通风设施良好,环境温度不超过40℃。
8.1.2.8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,控制方式正确,各开关及保险正常投入,电源无缺相,信号指示正常。
8.1.2.9变压器各保护压板按规定加用。
8.1.2.10变压器铁芯及夹件接地电流值正常。
8.1.3干式变巡检项目
8.1.3.1声音正常、无异味。
8.1.3.2外壳清洁、引线接头接触良好、绝缘无破损、无打火放电现象。
8.1.3.3温度正常。
8.1.3.4负荷在允许范围内。
8.1.3.5变压器通风良好。
8.2定期工作
8.2.1主变压器冷却器工作方式每月1日和15日切换一次。
8.2.2主变压器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。
9变压器故障与事故处理
9.1主变压器应立即停止运行的情况
9.1.1严重漏油或喷油,使油面下降到低于油位计限额且不能及时消除。
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、绕组温度突然快速上升。
9.1.6变压器冒烟着火。
9.1.7变压器附近设备着火、爆炸或对变压器构成严重威胁。
9.2主变压器油温和绕组温度高报警
9.2.1主要现象:
主站显示“X#机组主变X相顶层油温高”、“X#机组主变X相绕组温度高”报警,现地温度表读数达报警值。
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,若过载,降低负荷,观察温度变化情况。
9.2.2.3检查变压器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。
9.2.2.4如温度持续上升,可认为变压器内部有故障,应向调度申请将该变压器退出运行,并通知维护人员检查处理。
9.3主变压器油位低
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全面检查是否为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如油面持续下降,应联系调度停运变压器。
9.4主变压器重瓦斯动作
9.4.1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。
9.4.2处理
9.4.2.1检查变压器各侧断路器三相全部跳开。
9.4.2.2对变压器外部全面检查,有无严重漏油、喷油现象。
9.4.2.3通知维护人员油质化验,分析故障性质。
9.4.2.4测量绝缘电阻。
9.4.2.5如以上检查未发现问题,经厂长或总工批准,可对变压器进行零起升压试验,无问题后投入运行。
9.4.2.6如确认重瓦斯保护误动,应停用该保护,将瓦斯继电器送相关部门校验,但主变压器差动保护必须加用。
9.5变压器差动保护动作
9.5.1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。
9.5.2处理
9.5.2.1检查保护范围内的一次电气设备是否有明显故障点。
9.5.2.2检查是否为保护误动。
9.5.2.3如确为保护误动,经厂长或总工同意可退出主变压器差动保护,将变压器投入运行,但机组差动保护和主变压器重瓦斯保护必须投入。
9.5.2.4差动保护和重瓦斯保护同时动作,表明变压器内部有故障,通知维护人员检查处理。
9.6运行中冷却器全停
9.6.1主要现象:
主站显示“冷却器全停”报警。
9.6.2处理
9.6.2.1现地检查主变冷却器是否正常运行。
9.6.2.2如确认全停,检查工作电源是否正常,如检查无发现明显故障点,应尽快恢复送电。
9.6.2.3如工作电源正常,则检查控制回路,设法恢复冷却器运行。
9.6.2.4向调度申请转移负荷。
9.6.2.5监视主变油温、绕组温度,温度较高或上升较快时,向调度申请停机处理。
9.7主变压器着火
9.7.1现象:
消防系统告警,变压器室有烟雾、异味。
9.7.2处理
9.7.2.1检查保护装置是否正确动作停机、跳开主变压器各侧断路器,断开冷却器交、直流电源。
9.7.2.2着火变压器危及其它设备时应立即将其停运,并做好防厂用电全停措施。
9.7.2.3进行喷淋灭火。
9.7.2.4打开事故排油阀排油;主变内部故障,严禁排油。
9.7.2.5保持安全距离防止主变压器爆炸。
9.7.2.6启动主变压器着火应急预案,组织灭火,疏散群众。
9.8干式变压器应立即停止运行的情况
9.8.1变压器声响明显增大,很不正常,内部有爆裂声。
9.8.2变压器冒烟着火。
9.8.3有故障危及变压器安全,而变压器相关保护拒动。
9.8.4变压器有严重放电现象。
9.9干式变压器着火
9.9.1现象:
变压器冒烟着火。
9.9.2处理
9.9.2.1立即停运着火变压器,并做好倒厂用电措施,转移相关负荷。
9.9.2.2用非导电灭火器对变压器灭火。
9.9.2.3做好防护措施,防止烟雾中毒。
10主要参数与运行限额
10.1主要参数
10.1.1主变压器运行参数(水布垭电厂现分接头档次为:
Ⅱ)
序号
项目名称
参数
1
型号
DFP-170000/500
2
产品代号
1TBEA.710.10009
3
额定容量(kVA)
3×170000
4
额定电压及分接范围(kV)
(500/
-2×2.5%)/20
5
分接头档次
Ⅰ
Ⅱ
Ⅲ
高压侧
电压(kV)
550/
536.25/
522.5/
电流(A)
535.36
549.09
563.54
低压侧
电压(kV)
20
电流(A)
8500
6
额定电压
高压侧550/
低压侧20kV
7
额定频率
50Hz
8
冷却方式
ODAF
9
使用条件
户外
10
相数
单相
11
联接组号
单相联结组号:
I,i0;三相联接组号:
YN,d11
12
13
总油重(kg)
3×29000
总重(kg)
3×168000
14
上节油箱重(kg)
3×11000
15
器身吊重(kg)
3×102000
16
运输重(充氮)(kg)
3×123000
17
空载电流(%)
0.07
18
空载损耗(kW)
46.9
19
负载损耗(kW)
364.0
20
短路阻抗
额定分接(%)
15.6
最负分接(%)
15.7
21
海拔高度
≤1000m
22
绝缘
水平
h.v线路端子
SI/LI/AC1175/1550/680kV
h.v中性点端子
LI/AC325/140kV
l.v线路端子
LI/AC125/55kV
23
高压电流互感器
标准代号
GB1208-1997
型号
LR-500
额定负荷(VA)
30
使用出头
1S1-1S2
电流比
600/5
准确级
0.5
24
制造厂家
衡阳变压器有限公司
10.1.2厂用电力变压器运行参数
编号
用途
型号
联接组
标号
额定
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- 关 键 词:
- 水布垭 电厂 变压器 运行 规程