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(完整word)变压器运行规程

变压器运行规程

目 录

1、目的及范围 ……………………………………………….69

2、引用标准……………………………………………………69

3、变压器技术规范……………………………………………70

4、变压器运行方式……………………………………………71

5变压器运行中的检查………………………………………74

6、变压器的异常运行和事故处理…………………………79

7、变压器的运行倒闸操作…………………………………82

1 目的及范围
为有效控制本厂变压器的安全运行，提高电能质量，保证变压器安全、经济、可靠地运行，以满足顾客的要求,特制定本规程。本规程规定了变压器运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理.本规程适用于本厂变压器的运行及维护。

2 引用标准
托海水电厂《变压器运行规程》(2006年版）
GB/T7595—2000《运行中变压器油质量标准》
DL/T727-2000《互感器运行检修导则》
DL/T573-95《电力变压器检修导则》
DL/T572—95《电力变压器运行规程》

3 主变技术规范
3。1 110kV主变铭牌参数

变压器编号
1号主变
2号主变
型号
SF9—45000/110W2
SF9-45000/110W2
容量
45000kVA
45000kVA
电压
121±2×2。5％/10.5kV
121×（1±2×2。5%)/10.5kV
频率
50HZ
50HZ
相数
3
3
接线组别
YNd11
YNd11
空载损耗
22。55kW
。37。81kW
负载损耗
149.99kW
156.6kW
阻抗电压
10.54%
10。5%
冷却方式
油浸风冷
ONAF
总重
57700kg
56350
油牌号
45号变压器油
45号变压器油
制造厂
特变电工新疆变压器厂
新疆特变电工
3。2保护装置
变压器编号
组成
连片
动作情况
差动保护
由二台发电机，一台厂用变,两条直配线，与主变压器组成
1LP
跳主变110kV侧及10kV母线段上连接元件的断路器
瓦斯保护
防止变压器内部短路和油面降低设了轻、重瓦斯保护,通过瓦斯继电器实现
10LP
重瓦斯保护动作使主变解列,轻瓦斯保护动作发出故障信号
零序保护
利用接在变压器中性点接地回路中的电流互感器实现,零序电压也可实现，防止变压器110kV侧及110kV线路单相接地
3LP
一时限跳不接地主变所有断路器；二时限跳接地主变所有断路器
后备保护
复合电压起动过电流保护
2LP
一时限跳主变高压侧断路器

变压器编号
1号主变
型号
SF9-8000/35
额定容量
8000kVA
高压额定电压
35000V
低压额定电压
10500V
高压额定电流
131.97A
低压额定电流
439.89A
相数
3
联接组别
Yd11
阻抗电压
7。33%
冷却方式
ONAN
器身重
8850kg
油重
3200kg

3。3 35kV主变基本参数

4 主变运行方式
4。1 额定运行方式
4.1。1变压器在额定使用条件下,全年可按额定容量运行。
4.1。2在正常运行时,变压器上层油温最高不得超过95℃，为防止绝缘油加速劣化，变压器上层油温不宜经常超过85℃。
4。1.3不应将额定负荷时上层油温低于95℃作为变压器过负荷运行的依据。
4.1。4 变压器的外加一次电压可以比额定电压高，但一般不得超过相应分接头电压值的5%。
分接头相应电压分别为:

Ⅰ档
Ⅱ档
III档
Ⅳ档
V档
127050V
124020V
121000V
117980V
114950V
不论电压分接头在任何位置，如果所加一次电压不超过其相应额定值的5%，则变压器的二次可带额定电流。
4.1。5 变压器在额定电压±5％范围内改换分接头位置运行时,其额定容量不变。
4.1。6 允许的过负荷运行方式
a。 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。
b。 如变压器的昼夜负荷率小于1，则在高峰负荷期间变压器的允许过负荷倍数和允许的持续时间由图中曲线来确定.
所谓负荷率，是指在一昼夜内平均负荷与变压器额定容量的比值。

过
负
荷
倍
数

过负何时间(小时)
c.如事先不知道负荷率,可参照下列表规定过负荷：
过负荷允许时间 单位:（小时)
过负荷倍数
过负荷前上层油温的温升℃为下列数值时的允许过负荷持续时间
17°
22°
28°
33°
39°
44°
50°
1.05
5∶50
5∶25
4∶50
4∶00
3∶00
1∶30
————---—
1。10
3∶50
3∶25
2∶50
2∶10
1∶25
0∶10
-——-—-—-
1.15
2∶50
2∶25
1∶50
1∶20
0∶35
—-——-——-
----—--—
1。20
1∶50
1∶40
1∶15
0∶45
—--—-—--
-—--—-———
———---——
1.25
1∶35
1∶15
0∶50
0∶25
———--——-
—-——-—-——
-———-—-—
1.30
0∶10
0∶50
0∶15
-—--—-—
————-—--
--—-—----
—————-—-
1。35
0∶55
0∶35
——--—-——
—-—--—-
-—--—---
--—--———-
--——----
1。40
0∶40
0∶25
-—-—-—-—
—-—————
---—--——
--—-----
--—-——--
1。45
0∶25
0∶10
———---—-
——-——--
——--———
-—-——--—
----—--—
1.50
0∶15
-————-—-
—-——--—-—
—-———-—-
-—----——
—-———--—
----—---

d。 事故过负荷只允许在事故情况下（例如运行中的若干台变压器中有一台损坏，又无备用变压器，运行的变压器允许按事故过负荷运行）使用，变压器存在较大的缺陷（例如，冷却系统不正常，严重漏油）时不准过负荷运行，变压器事故过负荷的允许值参照下表规定：
允许的事故过负荷

事故过负荷对额定负荷之比
1.3
1.6
1.75
2。0
2.4
3。0
过负荷允许的持续时间（分钟）
120
30
15
7.5
3.5
1.5

e.变压器经过事故过负荷以后,应将事故过负荷的大小和持续时间按电力运行规程要求，在运行日志上进行记录,生技科应建立相应的档案。
4。1.7当变压器上层油温不超过55℃时，则可不开风扇在额定负荷下运行。 当变压器温度上升到60℃时，自动启动冷却器风扇；温度降低到50℃时，冷却器风扇自动停止。当冷却风扇未自动启动应手动投入风扇，温度低于50℃时再手动切除风扇。

4。1。8变压器冷却器风扇在夏季应使用电流和温度启动控制，在冬季使用温度启动控制.
4.1.9变压器当冷却系统发生故障,切除全部风扇时,变压器允许带额定负荷运行的时间可参照变压器过负荷允许时间表中的规定。
4。1。10允许的短路电流和不平衡电流；
a.变压器的短路电流不超过额定电流的25倍，短路电流持续时间不得超过下表中规定。
短路电流倍数
20以上
20-15
15以下
持续时间 秒（S)
2
3
4

b。 变压器三相负荷不平衡时,应监视最大一相的电流。
4.1.11变压器并列运行
a.变压器并列运行的条件：
联结组别相同 电压比相等
短路阻抗相等 相序相同
b. 变压器在检修过程中，有可能进行了相位变动的工作后（例如拆过线等）,必须经过核定相序以后才容许并列运行。
c.短路阻抗不等的变压器，可适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压,使并列运行变压器的容量能充分利用。
4.1。12变压器的经济运行
应根据负荷情况，从安全、经济原则出发，按照调度命令确定投入电网的变压器数量。在投运变压器时，应考虑合理分配负载,使总损耗最小。
5 变压器运行中的检查
5.1变压器运行中的检查
5。1.1变压器外部检查的一般项目：
a、 储油柜和充油套管的油位、油色均应正常，且不应有渗油现象.储油柜和充油套管的油位、油色均应正常,且不应有渗油现象。1号、2号主变检查油位表冬季应在2—5位置，夏季应在6-9位置运行。
b、套管外部应清洁、无破损裂纹，无放电痕迹及其它异常现象。
c、变压器音响是否正常，本体无渗油、漏油，吸湿器应完好，硅胶是否变色.
d、油色正常，管道阀门关闭正确，风扇转动应均匀正常.
e、外壳接地线应紧固良好。
f、消防设施应齐全、完好，标示牌齐全。
g、引线接头，母线应无发热现象。
5。2 在出现下列情况时变压器应进行的检查：
a、在气候骤变（冷、热）和高峰负荷时，应对变压器的油面进行额外的检查。
b、变压器在瓦斯继电器发出信号时，应进行外部检查。
c、在变压器过负荷或风扇故障时,应监视油温变化、增加检查次数。
d、雷雨后,应检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙的动作情况;
e、在大雾天气，应增加检查次数；
f。新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内，应增加检查次数。
5.3 变压器运行中的巡视、检查和操作
5.3.1运行中的主变，值班人员要经常查看油面温度、油位变化、储油柜有无冒油或油位下降现象。查看、视听变压器运行声音是否正常、有无爆裂等杂音和冷却器系统运转是否正常。对风冷变压器,当达到额定电流2/3或温度达到55℃时应投入风扇.当负载电流低于1/2或油面温度低于50℃时切除风扇。
5.3。2投入运行的变压器应按规定检测周期对变压器油样进行监测,如发现油中溶气指标超标或其它性能指标超过限定值时,根据具体情况应停止运行或调整运行方式。
5.3。3套管在运行中，测量引线装置必须装好引线护罩，使其自动接地。
5.3.4套管在运行中，应定期观测油位。正常油位应在套管所示的最低油位和最高油位之间。如油位超出此范围,应记录缺陷并通知检修人员处理.
5.3。5 正常时,主变压器储油柜油位可通过指针在度盘上指示出来，当储油柜到最高或最低油位时，油位计都能发出报警信号。
5.3。6运行过程中，应检查吸湿器中的硅胶是否变色，变压器油是否油面低于油位计。如出现上述情况时应记录缺陷并通知检修人员检修。检查净油器、吸湿器的吸潮剂,受潮率达60％时应更换。
5。3。7主变压器风扇停止工作时，如顶层油温不超过65度，允许带额定负荷运行.
5。3。8 主变压器运行中发生下列情况时，应立即停止运行，并对变压器进行全面的检查：
a、变压器油温超出允许值时；
b、因大量漏油，油面急剧下降不能处理时;
c、在正常冷却、正常负荷下，油温不正常上升时；
d、变压器内部声音不正常、不均匀,有爆裂声时；
e、释压器、储油柜、开关防爆膜破裂喷油时；
f、油的颜色变化严重，油内出现碳化时；
g、套管严重破坏,有放电时;
h、色谱分析，有可燃性气体,总烃增长率较快时；
5。3.9 主变压器风扇电机的操作：
a、就地操作：将转换开关置于“就地”位置，便可在控制柜内通过选择开关选择工作状态，自动或手动运行.
b、远方控制：将转换开关置于“远方”位置，便可在控制室操作风扇电机，实现遥控（暂未接线）。
c、自动控制：在控制柜内将选择开关置于“自动”位置,这时风扇电机的启停，由温度控制器和电流继电器自动控制。
d、手动控制：在控制柜内将选择开关置于“手动”位置，便可通过控制回路使风扇电机投入运行。
e、当风扇电机在运行中发生故障时，其热继电器的常闭触头断开，常开触头闭合，发出故障信号.
f、当风扇电机需要维修时，可在控制柜内将需维修的风机所在支路低压断路器手动断开，拆除电机引线，便可对风扇电机进行维修。
5。3。10 变压器有较严重的缺陷(如冷却系统工作不正常、较严重漏油、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，不能超额定电流运行。
5。3.11两台主变并列运行时，投运或停运110kV变压器的操作，中性点必须先接地。投入后可按调度要求决定每台主变中性点的投、退运行方式。
5.3。12当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。
5.3。13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.
5。3。14 110kV变压器的投运应当由装有保护装置的电源侧采取发电机递升加压的方式进行,带电前应先放去各套筒升高座、瓦斯继电器、散热器及净油器等上部的残余空气。
5.3。15主变压器重瓦斯保护在下列情况下应由跳闸改为信号:
a、变压器停电或处于备用时，其重瓦斯动作后，可能使运行中的变压器跳闸时。
b、变压器运行中加油、滤油或更换硅胶时，冷却器放油检修后投入时。
c、需要打开呼吸系统的放气门或放油塞子、或清理吸湿器时.
d、瓦斯继电器或其连接电缆有缺陷时，或保护回路有人工作时。
5。3.16 110kV主变检修和传动试验时,应退出差动、重瓦斯保护连片，并退出本变压器零序保护跳母线联络断路器和对侧主变的断路器保护连片.
5。3。17 冬、夏季运行中的主变,变压器的油位（油表）应与主变所在的环境温度的刻度油位基本相符。
5.3。18变压器投入运行前的检查
a.变压器在检修后投入运行前及长期停用后,均应使用2500V兆欧表测量线圈的绝缘电阻，测得的数值和测量时的油温应记录。
b.在变压器使用期间所测得的绝缘电阻值与变压器在安装或大修干燥后投入运行前测得的数值相比，是判别变压器运行中绝缘状态的重要依据。绝缘电阻的测量应尽可能在相同的温度，用电压相同的兆欧表进行。
高压绕组
电压等级
温度（℃）
10
20
30
40
50
60
70
80
10kV
450
300
200
130
90
60
40
25
110kV
1200
800
540
360
240
160
100
70
绝缘电阻的允许值（MΩ）
c.如变压器的绝缘电阻降至初次值的50％或更低时,则应测量变压器的tgδ，电容比和吸收比（R60”/R15’'），并取油样化验。
5。3。19 在投运变压器前，应仔细检查，确定变压器完好状态,具备带电运行条件。对长期停用或检修后的变压器，应检查接地线是否已拆除，核对分接头位置和测量绝缘电阻.
5.3.20一台主变运行，需要投入另一台主变时，变压器只可使发电机递升加压给主变充电,在高压侧用断路器进行投运或停用。
5.3.21 变压器在变换分接头以前，应用断路器和隔离开关把变压器与电源隔离，变换分接头时，应正反方向各转动五周,以便消除触头上的氧化膜及油污,同时注意分接头位置的正确性.变换分接头以后,应测量线圈直流电阻及检查锁紧装置。
5.3.22 变压器正常运行时后,轻瓦斯保护应投入信号和重瓦斯保护投入跳闸。
5.3。23当油位计上指示的油面有异常现象时，为查明其原因，需要打开各个放气或放油阀门。检查吸湿器或进行其它工作，须先将重瓦斯保护改接信号位置，然后才能开始工作，以防瓦斯保护误动作。
5。3.24 在地震预报期间，当地震频率（正弦波）4—20HZ，加速度为4倍重力加速度时,重瓦斯应动作跳闸。地震引起重瓦斯动作停运的变压器，投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确定无异常后，方可投入.
5。3.25 新安装或更换线圈大修后的变压器，投入运行进行充电时，应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负荷侧，后停电源侧。
5.3。26 变压器在大修和事故检修及换油以后，可无需等待消除油中的气泡即进行充电和带负荷（但做耐压试验除外)。
6 变压器的异常运行和事故处理
6。1运行中的异常现象
6。1.1值班人员在变压器运行中发现有任何异常现象（如漏油、油位变化过高或过低、温度异常、音响不正常及冷却系统异常等）,应设法尽快消除，并报告上级领导.应将经过情况记入运行日志和设备缺陷记录。
6.1。2变压器的负荷超过允许值时，值班人员应按现场情况调整变压器的负荷，同时应观察变压器的油位、声音、温度等变化情况.
6。1。3运行人员巡视检查中，若发现变压器有下列异常现象时，应立刻汇报调度并汇报有关领导，停运变压器，若有运用中的备用变压器,应尽可能先将其投入运行。
a、变压器内部音响很大，很不正常,内有爆裂声。
b、在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升.
c、变压器冒烟着火。
d、严重漏油或喷油，油面下降很快，低于油位计的指示限度；（正常温度引起的油面变化除外）
e、套管有严重的破损和放电现象。
6.1.4变压器油温升高超过许可限度时，值班人员应判明原因，采取办法使其降低，因此必须进行下列工作：
a、检查变压器的负荷和冷却介质的温度、冷却风扇的运行情况,并根据正常运行时的状态进行比较分析。
b、核对温度测量装置，同时对照现地和中控室的温度计判定。
c、若温度升高的原因是由于冷却装置故障，应通知有关人员，并及时调整变压器的负荷分配。
若发现油温较平时同一负荷和冷却情况下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升,再检查结果证明冷却装置正常，温度计正常，则认为变压器已发生内部故障,而变压器的保护装置因故不起作用。在这种情况下立即将变压器停运。变压器在各种超额定电流方式下运行,若顶层油温超过105℃时，应立即降低负荷.
6。1.5当发现变压器的油面较低时,油温所对应的油位显著降低时，应立即补油（补油时,重瓦斯改投信号位置),禁止从变压器下部补油。
发现大量漏油而使油位迅速下降时,禁止将瓦斯保护改为只动作于信号，而必须迅速采取堵漏油的措施，并立即加油。
6.1.6变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指示计时,则应放油,使油位降至适当的高度，以免溢油。
6。1.7 变压器中的油因低温凝滞时,应不投冷却风扇空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负荷，直至投入相应数量的冷却风扇,转入正常运行。
6.1。8瓦斯保护装置动作的处理
6。1。9轻瓦斯动作时，值班人员应立即汇报有关领导并通知检修人员对变压器进行检查,查明动作的原因，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的。如瓦斯继电器内存在气体时，并取气样和油样作色谱分析。采集气样及试验应由检修人员完成.
6。1.10若瓦斯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，则变压器可继续运行.若信号动作是因油中剩余空气逸出，或吸入空气而动作，而且信号动作间隔时间逐次缩短，将造成跳闸时，则应将重瓦斯改接信号,并报告上级领导，同时应立即查明原因加以消除。如可能应立即将负荷转移至另一单元。若气体是可燃的，色谱分析后其含量超过正常值,则说明主变内部已有故障，必须将变压器停运，分析动作原因和进行检查、试验。
6。1。11瓦斯保护信号与跳闸同时动作,并经检查是可燃性气体，变压器末经检查并试验合格前不许再投入运行。
6。1。12 瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因和故障未消除前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素,作出综合判断：
a。是否呼吸不畅或排气未尽。
b。保护及直流等二次回路是否正常.
c。变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象.
d.瓦斯继电器积聚气体量，是否可燃。
e。 瓦斯继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果。
f.必要的电气试验结果.
g。变压器其他继电保护装置动作情况.
6。1。13变压器跳闸和灭火
a.变压器自动跳闸时，应根据掉牌和光字牌指示查明变压器跳闸的原因；如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，是由于过负荷,外部短路或保护装置二次回路故障所造成，应即时消除故障，重新投入运行；否则须进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因.
若变压器有内部故障的现象时，应进行吊芯检查.
b。变压器着火时，首先应断开电源，停用冷却装置，迅速使用灭火装置灭火。
若油溢在变压器顶盖上而着火时;若是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 变压器的运行倒闸操作
7.1 1号主变变压器倒闸操作（以1号主变操作为例）
7.1.1 1号主变变压器停电操作（两台变压器并列运行）
a、拉开厂坝I线1011断路器、厂近I线1013断路器。
b、倒换厂用电。
c、合上111D、112D接地刀闸.
d、解列1号、2号发电机。
e、拉开1号主变高压侧1101断路器。
f、取下1101断路器合闸保险。
g、取下0701、0702、1011、1013、1007断路器合闸保险。
h。拉开10kVⅠ段电压互感器、电容器避雷器柜隔离开关，并取下一、二次保险。
i。检查10。5KVⅠ段母线确无电压。
k。拉开10051隔离开关。
l。拉开11011隔离开关.
m.根据需要做好安全措施。
7.1.2 1号主变压器送电操作(2号主变在运行）
a、收回所有工作票,办理工作票终结手续.
b、对1号主变压器外部进行检查。
c、拆除安全措施。
d、检查1101断路器在断开位置、合闸保险取下。
e、合上11011隔离开关。
f、检查0701、0702、1011、1013、1007断路器合闸保险取下
g、检查10。5kVⅠ段母线确无电压，合上10051隔离开关。
h、给上1101断路器合闸保险.
i、给上0701、0702、1011、1007断路器合闸保险,1013断路器冷备用。
j、合上111D接地刀闸.
k、退出本变压器零序保护跳2号主变断路器的保护连片。
l、投入1号主变压器各保护连片。
m、开1号机或2号机对1号主变压器进行递升加压.
n、将1号主变压器在高压侧1101断路器与系统并列。
7。1.3 1号主变的递升加压
a、检查10kVI段母线处于热备用状态。
b、检查10kVI段母线上所连接断路器确已拉开。
c、合上111D接地刀闸.
d、退出1号主变压器零序保护跳2号主变断路器的保护连片。
e、将1号或2号机励磁装置选择开关切换至“零升"和“闭锁”位置.
f、自动开启1号(或2号）机组。
g、在1号（或2号）机组转速升至额定转速时，用“零升”按钮或按键将1号或2号发电机电压升至3—5kV。
h、切换1号(或2号)发电机同期开关至“准同期"位置。
i、合上1号(或2号)发电机断路器0701（或0702）.
j、切换1号(或2号)发电机同期开关至“退出"位置。
k、将1号(或2号)发电机电压升至额定值。
l、将1号（或2号)机励磁装置选择开关切换至“零升"和“跟踪”位置。
m、恢复其他设备的正常运行。
n.用1号(或2号）主变高压侧断路器1101（或1102）与系统并网。
7.1.4 35kV1号主变压器停电操作
a、拉开35kV3501断路器.
b、拉开10kV1001断路器。
c、检查10。5kV1号主变低压侧无电压.
d、检查35kV 1号主变高压侧无电压。
e、取下3501断路器、1001断路器合闸保险。
f、拉开1号主变低压侧10013、10011隔离开关。
g、拉开1号主变高压侧35011隔离开关。
h、根据需要做好安全措施。
7.1。5 35kV1号主变压器送电操作
a、收回所有工作票,办理工作票终结手续。
b、对1号主变压器外部进行检查。
c、拆除安全措施。
d、检查3501断路器在断开位置、合闸保险取下。
e、合上35011隔离开关。
f、检查1001断路器合闸保险取下
g、检查10。5kV 主变低压侧无电压，合上10013、10011隔离开关。
h、给上3501断路器合闸保险.
i、给上1001断路器合闸保险。
j、投入1号主变压器各保护连片.
k、合上1001断路器。
l、合上3501断路器。

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