变电站运行规程中变压器通用规程.docx

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变电站运行规程中变压器通用规程

1.1变压器的允许运行方式

1.1.1变压器在额定使用条件下,全年可按额定容量运行。

当变压器有较严重的缺陷（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）或有绝缘弱点时,不宜超额定电流运行。

1.1.2变压器的外加一次电压最高不得大于该运行分接头额定电压的105％。

在此条件下不论分接头在哪一档，二次侧均可带额定负荷。

1.1.3有载调压变压器改换分接头位置的容量，应遵守制造厂规定。

1.1.4变压器顶层油温不得超过95℃（温升不超过55℃）,顶层油温一般不宜经常超过85℃（温升不超过45℃）。

油浸式变压器运行中的允许温度应按上层油温来检查,其规定见表

冷却方式

冷却介质最高温度℃

最高上层油温℃

自然循环、自冷

40

95

1.1.5变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。

1.1.6油浸式变压器正常过负荷规定如下：

1.1.6.1全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。

1.1.6.2变压器在低负荷期间，负荷系数小于1时，则在高峰负荷期间允许过负荷，倍数和时间见下表

油浸自然循环变压器事故过负荷倍数及其允许运行时间（小时：

分）

过负荷

倍数

环境温度℃

0

10

20

30

40

1.1

24:

00

24:

00

24:

00

19:

00

7:

00

1.2

24:

00

24:

00

13:

00

5:

50

2:

45

1.3

23:

00

10:

00

5:

30

3:

00

1:

30

1.4

8:

00

5:

10

3:

10

1:

45

0:

55

1.5

4:

45

3:

10

2:

00

1:

10

0:

35

1.6

3:

00

2:

05

1:

20

0:

45

0:

18

1.7

2:

05

1:

25

0:

55

0:

25

0:

09

1.8

1:

30

1:

00

0;30

0:

13

0:

06

1.9

1:

00

0:

35

0:

18

0:

09

0:

05

2.0

0:

40

0:

22

0:

11

0:

06

0

1.1.6.3过负荷（长期急救周期性负载下）运行时,将在不同程度上缩短变压器的寿命,应尽量减少出现这种运行方式。

必须采用时,应尽量缩短超额定电流运行的时间,降低超额定电流倍数。

1.1.7事故过负荷（短时急救负载）下运行,相对老化率远大于1,绕组热点温度可能大到危险程度,在出现这种情况下,应尽量压缩负载,减少时间,一般不应超过0.5小时。

其允许的负载系数参见表3。

当变压器有严重缺陷和绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。

0.5小时短期急救负载的负载系数K2表

变压器

类型

K1

环境温度（℃）

40

30

20

10

0

-10

-20

-25

中型

变压器（冷却方式ONAN）

0.7

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

0.8

1.76

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

0.9

1.72

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.0

1.64

1.75

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.1

1.54

1.66

1.78

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.2

1.42

1.56

1.70

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

注:

K1—急救负载前的负荷系数。

1.1.7.1在短期急救负载运行期间,应有详细的负载电流记录。

1.1.7.2变压器经过事故过负荷以后,应将事故过负荷的数值和持续时间记入变压器技术档案及值班记录、事故备忘录中。

1.1.8当变压器有较严重的缺陷（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，不宜超过额定电流运行。

1.2变压器的运行和维护

1.2.1新安装投运的变压器应根据监控屏上的指示监视运行情况，并在投运72小时内增加巡视次数,对变压器的外绝缘、油位、油温、声音、电气连接点、信号、指示、渗漏油等作全面检查。

过负荷运行时应加强对主变各部分的监视。

当变压器超过额定电流运行时，应作好记录。

1.2.2定期对变压器进行外部巡视检查，主变的外部检查每周至少一次，熄灯检查每月一次。

当气候剧变（如：

大风、大雪、雷雨、气温剧变等）和超负荷运行时，应适当增加检查次数。

1.2.3变压器正常检查项目

1.2.3.1主变油枕和充油套管内的油色、油位是否正常。

1.2.3.2高压瓷瓶是否清洁,有无破损裂纹、放电痕迹及其它异常现象。

1.2.3.3主变嗡嗡声是否均匀,有无异常响声。

1.2.3.4瓦斯继电器内是否充满油且无气体存在。

1.2.3.5呼吸器硅胶是否潮湿变色。

1.2.3.6上层油温是否正常,散热器温度是否均匀,测温装置是否正确。

1.2.3.7外壳接地是否良好。

1.2.3.8引线及接头有无发热，示温蜡片或相色漆有无溶化、变色现象。

1.2.3.9压力释放装置是否完好。

1.2.3.10有载分接开关的分接位置及电源指示应正常

1.2.3.11各控制箱和二次端子箱是否关严、有无受潮。

1.2.3.12本体、散热器、套管、油枕等密封处有无渗漏油。

1.2.4变压器的特殊巡视及检查项目：

1.2.4.1过负荷时，着重监视主变负荷、油位、油温变化,冷却风扇运转是否良好，各电气连接点有无过热现象。

1.2.4.2大风或台风天气，检查引线摆动情况，接头有无松动，有无外物挂落与引线或设备上。

1.2.4.3雷雨天气，检查套管和绝缘子有无放电、电晕和闪络痕迹及避雷器放电动作情况。

1.2.4.4大雪天气，凭积雪融化情况检查导线和连接处的发热情况。

1.2.4.5冰冻天气，应及时用绝缘棒清除出现的冰块。

1.2.4.6严重的雾天，应检查套管和绝缘子有无放电及火花现象。

1.2.1.4冰雹时，应检查套管和绝缘子有无破损现象。

1.2.1.5大短路故障后，根据保护动作情况收集气体,判别故障性质,并检查有无喷油,瓷瓶有无碎裂,引线有无断股损坏，接头有无过热及油色、油温变化情况。

1.2.5变压器在投运前,值班人员应对主变的外部及其辅助设备作仔细的检查,有无异物、临时接地线是否拆除、分接开关位置是否正确、各蝶阀开闭是否正确，确认变压器及其保护装置在良好状态,各项试验数据合格。

1.2.6新投产或大修后的变压器在投运前,应做冲击合闸试验5～3次,对于进行大修和换油后的变压器应放去本体和分接开关内的残存空气,再进行冲击合闸试验,一般冲击合闸试验应用主变高压侧开关进行。

新装或经检修后的主变送电后，应加强监视，特别要注意瓦斯、音响、油温、油位的变化及套管桩头接触情况。

1.2.7变压器运行时轻、重瓦斯保护装置根据运方要求应接信号或跳闸,正常时有载分接开关瓦斯保护根据局运方有关规定投信号或投跳闸，压力释放器作用于信号。

变压器进行下列工作时应将重瓦斯保护由跳闸位置切换到信号位置：

此时其它保护装置仍应接跳闸。

1.2.7.1当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象,需要打开放气阀或放油阀时。

1.2.7.2变压器在运行中滤油、补油、更换油净化器的硅胶时。

1.2.7.3变压器瓦斯回路有直流接地时。

1.2.8主变在滤油、换油、更换油净化器硅胶及运行中加油以后,须经24小时检查瓦斯继电器内无气体后，方可将重瓦斯保护投入跳闸位置,若静置24小时后仍有气体,根据产生气体量的多少,定期检查放气,直至无气体放出方可将重瓦斯保护投入跳闸位置。

1.2.9将重瓦斯保护投入跳闸回路前,应用高内阻电压表（万用表）测量跳闸压板两端确无电压后方可将其压板投入跳闸位置。

1.2.10变压器在安装或检修后投入运行前或长期停用后投入运行前,均应测量线圈的绝缘电阻,测得的数值和测量时油温应记入变压器技术档案内,变压器额定电压在10kV以上者应用2500伏摇表。

1.2.11如变压器的绝缘电阻降低至初始值的50％或更低时,应汇报调度及变电运检中心，找出原因，未经有关领导（包括调度）批准，不得投入运行。

1.3变压器分接开关的运行和维护

1.3.1有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。

如故障停用，应及时汇报调度及生产部门，等候处理。

1.3.2对并联运行的变压器，允许在带不大于80%变压器额定负荷电流的情况下进行分接开关切换操作；并不得在同一台变压器上连续进行2步分接变换操作，应两台轮流逐档升降，避免形成过大的环流。

1.3.3正常情况下,主变分接开关可以在运行中调节档位。

1.3.4主变分接开关在过负荷时不宜切换,当过载1.2倍及以上时,严禁分接开关变换操作。

正常情况下分接开关应遥控切换,逐级调压,同时监视分接位置及电压、电流的变化。

当遥控失灵时,可就地操作,只有在电动操作故障情况下,才能进行手动操作。

1.3.5分接开关每天操作次数原则上不得超过10次。

每次巡视设备时值班员应记录分接开关切换次数

1.3.6当运行时间每6个月～一年或切换次数达2000至4000次后应取切换开关箱中的油样作试验；运行中切换5000-10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时应更换切换开关箱的绝缘油；新投入的分接开关在投运后1-2年或切换5000次后应吊出检查，以后可按实际情况确定检修的年限。

1.3.7若有载调压开关在切换时发生分接开关瓦斯保护动作，应迅速汇报调度听候处理，在未查明原因前不得送电。

1.3.8当有载分接开关“连动”即滑档时,应在指示盘上出现第二个分接头位置后,立即按下调压跳闸按钮,然后手动操作到符合要求的分接头位置,并通知调度及生产部门处理。

1.3.9分接开关巡视检查项目:

1.3.9.1电压指示应在允许偏差范围内；

1.3.9.2控制器电源指示灯显示正常；

1.3.9.3分接位置指示器应指示正确；

1.3.9.4分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干躁剂均应正常；

1.3.9.5分接开关及其附件各部位应无渗漏油；

1.3.9.6计数器动作正常，及时记录分接开关变位次数；

1.3.9.7电动机机构箱内部应清洁，润滑油位正常，机构箱门关闭严密。

防潮、防尘、防小动物密封良好。

1.4变压器的并、解列运行

1.4.1变压器的停送电操作原则:

1.4.1.1变压器的所有保护应按系统要求投入。

1.4.1.2变压器的送电应先送电源侧后送负荷侧；停电操作时按与此相反的顺序进行。

1.4.1.3必须使用开关进行停、送电操作。

1.4.1.4在拉开或合上主变高压侧开关前必须合上主变110kV中性点接地闸刀。

1.4.2变压器并列运行应满足以下条件:

（1）绕组结线组别相同。

（2）电压比相等（允差0.5%）。

（3）阻抗电压相等（允差0.5%）。

（4）容量比不大于3:

1。

不符上述条件需要并列运行须经上级有关部门领导及调度的同意。

电压比不等和阻抗电压不等的变压器,在任何一台都不会过负荷的情况下,可以并列运行。

阻抗电压不等的变压器并列运行时，应适当提高阻抗电压大的变压器的二次电压，以使并列运行的变压器的容量均能充分利用。

1.4.3新装或变动过内外连接线以及改变结线组别的变压器,在并列运行之前必须核定相位。

1.4.4变压器并列改为解列运行时,应先检查负荷分配情况,防止解列后引起运行主变过负荷。

1.5变压器的异常运行和事故处理

1.5.1变压器有下列情况之一者，应立即汇报调度和变电运检中心，并加强监视，还应将经过情况记入值班记录簿和缺陷记录簿内

1.5.1.1变压器内部音响不正常。

1.5.1.2温度异常、上层油温超过规定值。

1.5.1.3渗、漏油严重，油位降低。

1.5.1.4在正常情况下，油温不断上升。

1.5.1.5接地装置有损伤现象。

1.5.1.6呼吸器有堵塞现象。

1.5.1.7引线有断股,连接部位有发热现象。

1.5.1.8轻瓦斯动作。

1.5.1.9冷却系统不正常。

1.5.2变压器有下列情况之一应立即汇报调度停止运行,若情况紧急时，可将故障变压器先停役，再报告调度、变电运检中心及生产处。

1.5.2.1变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声。

1.5.2.2在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常且不断上升。

1.5.2.3油枕喷油或压力释放器喷油。

1.5.2.4严重漏油致使油面降低,低于油位计的指示下限。

1.5.2.5油色变化异常,油内出现碳质等。

1.5.2.6套管有严重破损或放电现象。

1.5.2.7变压器冒烟着火。

1.5.3当变压器过负荷时，应汇报调度降低负荷至允许值。

1.5.4变压器油位由于温度上升而升高,值班人员应加强监视，上层油温指示超过85℃时，此时铁芯温度已超过95℃，应判明原因，采取降温措施，必须：

1.5.4.1检查变压器的负荷，并与相同负荷、冷却条件下的油温比较；

1.5.4.2检查温度计是否正常；

1.5.4.3检查冷却装置运行是否正常。

1.5.4.4如油温升高由冷却装置故障或超载引起，则应报告调度，投入备用变或拉线减负荷。

1.5.4.5若主变上层油温较平时相同负荷、冷却条件下高出10℃以上，或负荷不变，油温却不断上升，而检查证明温度计正常、冷却装置良好，则可认为变压器已发生故障（如铁芯严重短路、绕组匝间短路等），应汇报调度将变压器停运检修。

1.5.5当发生危及变压器安全运行的故障，而变压器有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。

1.5.6变压器跳闸后,值班员应记下跳闸时间、保护动作名称，并对变压器外部作详细检查，将检查情况汇报调度，在未查明原因之前不得投运。

如综合判断证明变压器跳闸不是由内部所引起的可重新投运。

1.5.7变压器瓦斯保护信号动作时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。

如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气体及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。

若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可运行，并及时消除进气缺陷。

若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断，由有关专业部门确定变压器是否停运。

变压器故障性质一般可根据下表确定:

序号

外观判断

点火现象

性质判定

1

无色无味

不可燃

空气

2

黄色无味

不易燃

木质故障

3

淡灰色臭味

可燃

纸质故障

4

灰黑色

易燃

油质故障

1.5.8变压器轻瓦期保护发信的可能原因

1.5.8.1因滤油、加油、吊芯大修后,空气未放净。

1.5.8.2因油温下降过速或漏油,使油位过速低落。

1.5.8.3变压器内部故障产生气体。

1.5.8.4由于外部穿越性短路电流的影响。

1.5.8.5呼吸器堵塞使油位异常波动。

1.5.8.6因直流回路故障或接点损坏引起误动。

1.5.9瓦斯气体的鉴别必须迅速进行,在做点燃试验时必须特别小心,在无风的情况下进行，火种应离开针筒10厘米,无异常情况再逐渐接近针筒做点燃试验,并做好防止气体回流针筒爆炸的措施。

1.5.10主变差动保护动作后值班人员应进行以下项目的检查

1.5.10.1检查主变差动保护范围内一次设备有无故障。

1.5.10.2检查差动CT回路是否有二点接地或开路现象，回路是否有人工作。

1.5.10.3瓦斯保护是否动作，有无发信，如果保护动作的同时，轻瓦斯或重瓦斯同时动作，则认为变压器内部故障，不经鉴定不得将变压器投入运行。

1.5.10.4若差动保护范围外发生短路而引起误动,应对差动保护定校，在未查明原因之前,不得投用。

1.5.11主变110kV复合电压闭锁过流是主变相间故障及出线相间故障后的后备保护。

当主变压器110kV复合闭锁过流保护动作，第一时限跳110kV桥开关，第二时限跳主变各侧开关，跳闸后值班员应作以下检查并将检查情况如实向值班调度员汇报，听候处理。

1.5.11.1检查连接在该母线上的设备有无明显故障点。

1.5.11.2检查连接在该母线上的出线开关保护有无拒动。

1.5.11.3检查该保护二次回路有无故障误动。

1.5.12主变10kV复合电压闭锁过流作为主变10kV母线及线路故障的后备保护，动作后第一时限跳主变10kV开关，跳闸后值班人员应做以下检查及处理：

1.5.12.1检查主变10kV开关有无不正常现象，各出线开关继电保护有无动作；

1.5.12.2连接该母线上的设备有无明显故障点；

1.5.12.3检查保护范围内设备均无明显故障后，与调度取得联系。

可先拉开各路出线开关,试送主变10kV开关对母线充电一次,或用10kV母分开关对母线送电，试送成功后再逐路试送各路出线。

如发现继电保护及二次回路故障,将该设备改冷备用。

1.5.13主变110kV中性点零序过流过压保护是作为主变110kV线圈发生单相接地短路故障的后备保护,本期不用。

1.5.14主变后备保护联跳10kV母分开关功能停用。

1.5.15变压器灭火

1.5.15.1当变压器着火时值班员应立即将变压器各侧开关和闸刀断开。

1.5.15.2若变压器溢油着火则应打开变压器下部的放油阀使油面低于着火处。

1.5.15.3若是变压器内部故障引起着火时,则不能开启事故放油阀以防变压器发生严重爆炸。

如变压器加装有远离本体的事故排油时，着火时应打开排油阀门。

1.5.15.4如果变压器仅外部着火而内部并未受到损坏,可以用1211、干粉灭火机进行带电灭火。

1.5.15.5当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他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。

1.5.15.6如果火势较大,对附近的电气设备有威胁时,应将其电源切断,若当喷油燃烧时除切断电源外,应设法将油排入事故贮油井内,然后用干粉、1211灭火机灭火,必要时也可用干砂灭火。

当贮油坑的排油管道不能及时将油排出时,禁止使用水来灭火以免因油浮于水面,使火苗扩大。

1.5.15.7变压器起火时要防止着火油流入电缆沟内,电缆沟内的油火只能用泡沫灭火机扑灭或用干砂扑灭。

（用干砂灭火时应将干砂散在火的周围,使火停止蔓延并逐渐包围火焰中心将火扑灭）。

1.5.16变压器的事故油井应经常检查有无积水,一有积水要及时抽干。

1.5.17变压器的放油阀要求在事故情况下一经操作即可处排油状态,正常运行时应关闭严密无渗漏油现象。