主变压器运行规程概要.docx
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主变压器运行规程概要
乡城县鸿能电力有限责任公司技术标准
主变压器压器运行规程
Q/CDT-SDHP1020019-2016
*—2006
2016年2月20日发布2016年02月22日实施
目次
前言
1范围1
2引用标准1
3术语和定义1
4运行规定1
5运行操作6
6运行维护9
7运行故障、事故处理10
1前言
为加强乡城县鸿能电力有限责任公司技术管理，根据国家及电力行业有关规定和标准，特制定本规程。
本规程的编制原则和要求依据《电力企业标准编制规则》DL/T800-2001、《中电投企业标准编制规则（试行）》、《水利水电技术标准编写规定》SL01-97等。
本标准附录为资料性附录。
本标准由乡城县鸿能电力有限责任公司标准化委员会提出。
本标准由乡城县鸿能电力有限责任公司生产部归口。
本标准起草单位：
乡城县鸿能电力有限责任公司生产部。
本标准起草人：
王继皓王紫华
本标准审核人：
雷洁
本标准批准人：
骆烨立
本标准由乡城县鸿能电力有限责任公司生产部负责解释。
本规程2016年首次发布，本规程自发布之日起实施。
。
主变压器压器运行规程
1、范围
本规程规定了马熊沟二级水电站变压器压器运行规定、运行操作、运行维护、运行故障及事故处理。
本规程适用于运行部运行人员对变压器压器及其附属设备的运行操作和管理，也可供生产管理人员和有关检修维护人员参考。
2、引用标准
《电力变压器》GB1094.1.2-1996
《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB6451-2008
《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB7252-2001
《油浸式电力变压器负载导则》GB1097.7-2008
《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006
《电力设备过电压保护设计技术规程》SDJ7-1979
《电力设备接地设计技术规程》SDJ8-1979
《电力装置的电气测量仪表装置设计规范》GB500063-2008
《运行中变压器油质量标准》GB/T7595－2000
3、定义和术语
3.1定义
3.1.1主变压器
将发电机出口电压升压至110kV电压等级的变压器，称为主变压器，简称主变。
3.1.2变压器状态
变压器四种状态“运行”状态、“热备用”状态、“冷备用”状态和“检修”状态。
3.1.2.1“运行”状态
变压器高压侧（低压侧）隔离刀闸及开关在合闸位置，变压器带电运行，相应保护投入运行。
3.1.2.2“热备用”状态
变压器各侧接地线（接地刀闸）拆除（断开），变压器各侧开关在断开位置，变压器高压侧和低压侧至少有一刀闸在合闸位置，相应保护投入运行。
3.1.2.3“冷备用”状态
变压器上各侧接地线（接地刀闸）拆除（断开），变压器各侧开关和刀闸在断开位置。
3.1.2.4“检修”状态
变压器各侧开关和刀闸在断开位置，变压器可能来电端挂好接地线（或接地刀闸在合闸位置），相应保护退出运行，挂好安全标示牌。
3.1.3零起升压
利用发电机将设备由零电压渐渐升至额定电压或预定值。
3.1.4变压器冲击试验
变压器新投产或大修后在投入运行前，连续操作变压器高压侧开关合闸，正常后断开再合闸。
新投产一般进行五次冲击合闸，大修后一般进行三次冲击合闸。
3．2术语
3.2.1开关：
合上、断开
3.2.2刀闸：
合上、断开
3.2.3熔断器（保险）：
装上、取下
3.2.4保护：
投入、停用
3.2.5阀门：
开启、关闭
4、运行规定
4.1装置说明
4.1.1马熊沟二级水电站共装有1台变压器，山东鲁能泰山电力设备有限公司。
变压器110kV电压等级，额定容量为9000KVA,三相油浸铜绕组、无励磁调压、强迫油循环风冷、户外、免维护升压电力变压器。
4.1.2变压器结构
4.1.2.变压器低压侧与共箱封闭母线连接。
中性点接点经隔离刀闸接地。
4.1.3变压器冷却系统
4.1.3.1变压器冷却系统采用风冷却系统由散热器、风扇、指示器、控制系统等组成。
4.1.3.2变压器投入或退出运行时，工作冷却器均可通过控制开关自动投入与停止运行。
4.1.3.3冷却系统控制箱采用两回路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。
当一路电源故障时，另一路电源能自动投入。
冷却系统电动机的电源电压采用交流三相四线制AC380V，控制电源为DC220V，信号电源为DC220V。
4.1.3.4冷却系统既能在现场手动又能自动操作。
冷却系统采用可编程控制器（PLC）进行控制，根据变压器的运行状态，包括负载或温度达到设定值，自动完成冷却器的投/切（含主、备用冷却器的投/切）、冷却器工作状态的自动轮换运行。
冷却系统故障时将故障信号以无源接点形式送给全厂计算机监控系统。
4.1.3.5冷却系统的电动机有过载、短路及断相运行的保护装置。
4.2主要技术参数
4.2.1变压器主要技术参数（见表1）。
表1变压器主要技术参数
序号
项目名称
变压器
单位
1
型号
SF11-9000/110
海拔≤3255M（高原型）
2
型式
三相强迫油循环风冷无载调压组合式变压器
3
额定容量
9000/9000
kVA
4
额定电压
121/6.3KV
kV
5
最高运行电压
140
kV
6
额定电流
42.9/824.8
A
7
空载电流
0.20
%
8
额定频率
50
Hz
9
相数
3
10
联接组别
YNd11
11
中性点接地方式
直接接地
12
调压方式
无励磁分接开关
13
高压侧无励磁调压抽头
121±2×2.5%
14
冷却方式
风冷
15
短路阻抗（32.3℃）
10.34
%
16
高压绕组电阻（30℃）
32.6℃A0:
4.984BO:
4.955CO:
4.989
Ω
17
低压绕组电阻（30℃）
32.6℃ab:
0.01885bc:
0.01883ac:
O.01888
Ω
18
额定效率（75℃）
>99.5%
19
空载损耗（最大值）
9.73
kW
20
负载损耗（100%负载下）
48.67
kW
21
绝缘水平:
h.v.线路端子
LI/AC480/200
kV
22
绝缘水平:
h.v.中性点端子
LI/AC325/140
kV
23
绝缘水平：
l.v.线路端子
LI/AC60/25
24
油重
5350
kg
25
总重
22400
kg
26
海拔高程
≤3255
m
4.2.2变压器分接开关技术参数（见表2）。
表2变压器分接开关技术参数
高压侧
低压侧
容量（kVA）
分接位置
电压（V）
电流（A）
电压（V）
电流（A）
1I
127050
40.9
6300
824.8
9000
2II
124025
41.9
3III
12100
42.9
4IV
117975
44.0
5V
114950
45.2
主变压器参数：
高压侧额定电压：
Uenh=110KV高压侧额定电流：
Ienh=42.9447
高压侧CT变比：
150/5=30（后备保护用），75/5=15（差动保护用）
低压侧额定电压：
Uenl=6.3KV低压侧额定电流：
Ienl=824.8103A
短路阻抗Ud（高-低）=10.5%，Xt=10.5%X100/9=1.1667
中性点CT变比：
100/5=20，中性点间隙CT变比：
100/5=20
4.3运行方式
4.3.1电站110kV侧采用单母线接线方式，110kVGIS与变压器及出线设备之间采用管道母线连接。
电站以110kV电压接入系统至110kV接入马熊沟水电站。
主变压器下方设集油坑，坑内设排油管与事故油池相连。
4.3.2主变压器中性点采用直接接地方式。
4.3.4主变压器高压侧无励磁分接开关的运行方式按调度要求执行，目前在（3）分接位置，额定电压为（121kv）
4.3.5主变压器停电操作时，应采取先解列发电机，再断开高压侧开关。
主变压器停电前应做好倒厂用电操作。
4.3.5一般运行条件
4.3.5.1变压器在整定分接开关±5%额定电压范围内变动时，其额定容量不变，其运行电压一般不应高于整定分接开关额定电压的105%，且变压器过激磁倍数及运行时间且不得超过表4中规定。
表4工频过电压最大允许时间
工频电压升
相—相
1.10
1.25
1.50
1.58
高倍数
相—地
1.10
1.25
1.90
2.00
持续时间
<20min
<20s
<1s
<0.1s
4.3.5.2变压器各部温升一般不超过表5中规定值。
表5变压器最高温升表
顶层油
绕组
油箱及结构件表面
铁芯
45K
55K
70K
70K
4.3.5.3变压器三相负载不平衡时，应监视最大相的电流。
4.3.6变压器在不同负载状态下的运行方式
4.3.6.1变压器过载能力（见表5）。
表6变压器过载的允许时间
过电流（%）
20
30
45
60
75
100
允许运行时间（min）
480
120
60
45
20
10
4.3.6.2变压器负载电流和温度的限值（见表6）。
表7变压器负载电流和温度限值表
负载状态
正常周期性负载
长期急救周期性负载
短期急救负载
负载电流（标么值）
1.3
1.3
1.5
热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度（℃）
120
130
160
4.3.6.3正常周期性负载的运行
A、变压器在规定使用条件下，可按额定参数长期连续运行。
B、变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下，周期性地超额定电流运行。
C、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，不宜超额定电流运行。
D、正常周期性负载运行方式下，变压器过载能力、负载电流和温度限值不得超规定值运行。
4.3.6.4长期急救周期性负载的运行
A、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的机会；必要采用时，应尽量缩短超额定电流运行时间，降低超额定电流倍数，并投入备用冷却器。
B、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，不宜超额定电流运行。
C、长期急救周期性负载下运行时，平均相对老化率可大于1甚至远大于1。
变压器过载能力、负载电流和温度限值不得超规定值运行。
4.3.6.5短期急救负载的运行
A、短期急救负载下运行时，平均相对老化率远大于1，绕组热点温度可能大到危险程度。
在出现这种情况时，应投入包括备用在内的全部冷却器，并尽量压缩负载、减少时间。
一般不超过0.5h。
当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。
4.4运行注意事项
4.4.1变压器不允许无主保护情况下运行，差动保护和重瓦斯保护不得同时退出运行。
4.4.2变压器冷却器控制屏或端子箱有工作时应注意做好变压器非电量保护误动措施，防止变压器非电量保护误动运行设备。
4.4.3变压器硅胶变色超过1/3时应更换。
4.4.4变压器满负荷运行情况下，冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允许连续运行时间为20min；当油面温度未达到75℃时，允许上升到75℃，但最长运行时间不得超过1h。
冷却器全部退出运行，变压器空载运行时间不超过3h。
4.4.5绝缘电阻的规定
4.4.5.1变压器检修后或备用超过10天，送电前应测量其低压侧绕组对地绝缘电阻、吸收比或极化指数。
4.4.5.2绝缘电阻换算到同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化，一般不低于上次测量值的70%，当温度为20℃时，绕组连同套管的绝缘电阻1min稳定值应不小于2000МΩ。
吸收比K=R60s/R15s≥1.3，极化指数PI=R10min/R1min≥1.5。
4.4.5.3测量变压器绝缘电阻应使用合格且电压等级为2500V或5000V兆欧表。
测量绝缘电阻的步骤为：
验电→放电→测量→放电，放电时间应不少于2min，同时要注意静电电压对人身、仪表的安全。
刚停电的变压器需要静置30min，使油温与绕组温度趋于相等后再进行测量工作，测量温度以变压器上层油温为准。
4.4.5.4当绝缘电阻不合格时应汇报有关领导，需要将该变压器投入运行时，应请示相关领导批准。
4.4.6瓦斯保护装置的运行规定
4.4.6.1变压器运行时瓦斯保护装置应根据规定投信号或跳闸位置。
正常运行时重瓦斯保护装置应投跳闸位置，轻瓦斯保护装置应投信号位置。
4.4.6.2变压器在运行中滤油、补油时，应将其重瓦斯改投信号，此时其它保护装置仍应投跳闸。
运行24小时，打开放气阀，无气体排出后方可投至跳闸位置。
4.4.6.3当油枕的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开排气阀或放油阀门时，应先将重瓦斯改投信号，此时其它保护装置仍投跳闸，正常后方可投至跳闸位置。
4.4.6.4新安装、大修、事故检修或换油后的变压器恢复运行，充电时应将重瓦斯保护投跳闸，充电结束变压器带电正常后，立即将其重瓦斯改投信号，运行24小时，打开排气阀排气，无气体排出后方可投至跳闸位置。
4.4.7检修后或新装的变压器投运规定。
4.4.7.1新安装的变压器，需经有关部门组织检验人员验收合格。
4.4.7.2新安装或变动过内外连接线的变压器，投运前必须核定相位。
4.4.7.3新投运或大修后的变压器，投运前需做空载全电压冲击合闸试验，冲击合闸次数为5次，第一次受电后持续时间不应少于10min，每次间隔时间为5min，应无异常现象；对变压器冲击合闸试验前还应用发电机对其进行零起升压正常。
对变压器零起升压和冲击合闸试验时变压器中性点必须接地良好。
4.4.7.4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48小时，若有特殊情况不能满足上述规定，需请示相关领导批准。
4.4.7.5检修变压器工作票全部终结，检修人员将工作内容向运行交待清楚，各项试验数据合格，工作地点清洁，检修人员全部撤离现场，拆除检修安全措施（地线、工作牌、临时遮栏等），恢复常设遮栏。
4.4.7.6值班人员现场仔细检查，外部无异物，临时接地线已拆除，分接开关位置正确，各阀门位置正确，确认变压器及其保护装置在正常投入状态，具备带电运行条件。
4.4.7.7测量变压器线圈绝缘电阻合格。
4.4.8变压器投运前检查项目。
4.4.8.1变压器油温、油色、油位均正常，各部位无渗漏油。
4.4.8.2变压器各套管无破损裂纹，中性点、铁芯、夹件、放电间隙、避雷器等接地良好。
4.4.8.3瓦斯继电器内无气体，连接阀门打开，压力释放器完好无损，无渗漏油。
4.4.8.4呼吸器畅通完好，吸附剂无潮解变色。
4.4.8.5分接开关位置正确、三相一致。
4.4.8.6变压器智能在线监测系统工作正常。
4.4.8.7消防水系统各阀门位置正确，管路、阀门及喷头无漏水，消防设备齐全完好。
4.4.8.8变压器本体及其附近应无异物，各标志齐全完好。
4.4.8.9变压器保护、压板投入正常。
4.4.8.10冷却系统正常。
5、运行操作
以#1主变压器操作为例:
主变压器的送电操作程序：
1、检查后，检查主变高压侧开关在断开位置且组合开关符合带电条件；合上主变中性点刀闸；
2、检查110KV母线电压正常；
3、检查6.3KV各开关、刀闸及地刀均在断开位置；
4、合上110KV母线PT刀闸；
5、合上主变低压侧刀闸；
6、查主变低压侧地刀在断开位置；
7、检查主变保护装置已投入；
8、检无压合上主变高压侧开关对Ⅰ#主变及6.3KV母线充电；
9、检查110KV母线电压正常；
5.11号变压器#1B由运行转热备用
5.1.1检查I段进线开关在分闸位置。
5.1.2检查1号发电机出口开关1在“分闸”位。
5.1.3断开1号变压器高压侧开关。
5.1.4检查1号变压器高压侧开关在“分闸”位。
5.21号主变压器#1B由热备用转冷备用。
5.2.1摇出I段进线开关至“检修”位。
5.2.2检查I段进线开关至“检修”位。
5.2.3摇出1号发电机励磁变高压侧刀闸。
5.2.4检查1号发电机励磁变高压侧刀闸已到位。
5.2.5检查1号发电机出口开关1在“分闸”位。
5.2.6摇出1号发电机出口开关1至“检修”位。
5.2.7检查1号发电机出口开关至“检修”位。
5.2.8断开1号主变压器高压侧靠I母侧刀闸。
5.2.9检查1号主变压器高压侧靠I母侧刀闸分闸到位。
5.31号变压器#1B由冷备用转检修。
5.3.1检查1号主变压器高压侧靠I母侧刀闸分闸到位。
5.3.3断开1号主变压器高压侧靠I母侧刀闸控制、操作电源开关。
5.3.4检查1号发电机出口开关至“检修”位。
5.3.5断开1号发电机出口开关控制、操作电源开关。
5.3.6拉出1号主变压器低压侧电压互感器三相至“检修”位。
5.3.7拉出1号主变压器低压侧避雷器三相至“检修”位。
5.3.9取下1号主变压器低压侧电压互感器三相二次保险。
5.3.10测量1号主变压器#1B低压侧绝缘。
5.3.11挂上1号主变压器低压侧三相短路接地线。
5.3.12检查1号主变压器低压侧三相短路接地线牢固。
5.3.14合上1号主变压器高压侧接地刀闸。
5.3.15检查1号主变压器高压侧接地刀闸合闸到位。
5.3.16退出1号主变压器#1B冷却系统。
5.3.17退出1号主变压器#1B保护。
5.41号主变压器#1B由检修转冷备用
5.4.1检修工作已完成，工作票已终结，检修记录已交代清楚。
5.4.2检查1号发电机出口开关至“检修”位。
5.4.3拆除1号主变压器低压侧三相短路接地线。
5.4.4检查1号主变压器低压侧三相短路接地线已拆除。
5.4.5测量1号主变压器低压侧绝缘。
5.4.6摇入1号发电机励磁变高压侧刀闸。
5.4.7检查1号发电机励磁变高压侧刀闸已到位。
5.4.8装上1号主变压器低压侧电压互感器PT三相二次保险。
5.4.9推入1号主变压器低压侧电压互感器PT三相至“工作”位。
5.4.10推入1号主变压器低压侧避雷器三相至“工作”位。
5.4.11断开变压器高压侧接地刀闸
5.4.12投入1号主变压器#1B保护。
5.4.13投入1号主变压器#1B冷却系统。
5.51号主变压器#1B由冷备用转热备用
5.5.1检查1号主变压器低压侧三相短路接地线已拆除。
5.5.2摇入I段开关至“检修”位
5.5.3检查I段#910开关在“检修”位。
5.5.4摇入1号发电机出口开关至“工作”位。
5.5.5检查1号发电机出口开关至“工作”位。
5.5.6合上1号主变压器高压侧刀闸控制、操作电源开关。
5.5.7合上1号主变压器高压侧靠I母侧刀闸。
5.5.8检查1号主变压器高压侧靠I母侧刀闸合闸到位。
5.61号变压器#1B由热备用转运行
5.6.1检查1号主变压器高压侧边开关在“分闸”位
5.6.21号主变压器高压侧边开关无压合闸。
5.6.3检查1号主变压器高压侧开关在“合闸”位。
5.6.4检查1号主变压器带电运行正常
5.6.5检查1号主变压器#1B冷却器运行正常。
5.7.1号主变压器#1B零起升压操作
5.7.1检查1号主变压器高压侧靠I母侧刀闸分闸到位。
5.7.3检查1号主变压器#1B保护投入正常。
5.7.4检查1号厂用变在“检修”位。
5.7.5检查1号发电机灭磁开关×FMK在“分闸”位。
5.7.6检查1号发电机出口开关1在“分闸”位。
5.7.7检查1号变压器低压侧三相短路接地线已拆除。
5.7.8合上励磁变高压侧刀闸至“合闸”位。
5.7.9合上1号发电机出口开关至“工作”位。
5.7.10合上1号发电机出口开关1。
5.7.11检查1号发电机出口开关1在“合闸”位。
5.7.12手动启动1号变压器#1B冷却器正常。
5.7.13检查1号机组#1F空转正常。
5.7.14合上1号发电机灭磁开关×FMK。
5.7.15检查1号发电机灭磁开关×FMK在“合闸”位。
5.7.16手动增加1号发变组#1F电压到设定值。
5.7.17检查1号变压器#1B带电正常。
5.7.18手动降低1号发变组#1F电压到零。
5.7.19断开1号发电机机灭磁开关×FMK。
5.7.20检查1号机灭磁开关×FMK在“分闸”位。
5.7.21断开1号发电机出口开关#1。
5.7.22检查1号发电机出口开关#1在“分闸”位。
5.81号变压器#1B冲击试验
5.8.1检查1号变压器#1B保护投入正常。
5.8.2检查1号变压器#1B在热备用状态。
5.8.3断开1号发电机出口开关至“检修”位。
5.8.4检查1号发电机出口开关至“检修”到位。
5.8.5投入1号变压器#1B冷却器运行。
5.8.6合上1号变压器高压侧边开关。
5.8.7检查1号变压器高压侧边开关在“合闸”位。
5.8.8检查1号变压器#1B带电正常。
5.8.9按要求对1号变压器#1B做3～5次冲击试验。
6、运行维护
6.1定期工作
6.1.1变压器正常运行时，每班对变压器巡视检查不少于2次。
6.1.2变压器正常运行时，每月15日做冷却器Ⅰ段、Ⅱ段动力电源切换试验。
6.1.3变压器检修后对变压器消防水系统进行试验。
6.1.4每月1日记录变压器高低压侧避雷器动作次数及泄露电流
6.2巡回检查内容
6.2.1变压器日常巡视检查项目：
6.2.1.1变压器的油温、油色和油位均应正常，各部位无渗漏油现象。
6.2.1.2各套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。
6.2.1.3各部接地线完好，无发热及放电痕迹。
6.2.1.4变压器响声正常，无异常声音，呼吸器应完好，吸附剂无潮解变色。
6.2.1.5瓦斯继电器内应无气体，连接阀门应打开，压力释放器完好无损，无渗漏油。
6.2.1.6控制柜和端子箱各端子（接头）应无发热、烧焦、松脱、受潮。
6.2.1.7冷却器控制装置工作正常，各开关、控制把手位置正确，各信号指示正确。
6.2.1.8变压器智能在线监测系统工作正常，信号指示正常。
6.2.1.9消防水系统各阀门位置正确，管路、阀门及喷头无漏水，消防设备齐全完好。
6.2.1.10变压器本体及其附近无异物，各标志齐全完好。
6.2.2在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数：
6.2.2.1新投产的设备或经过检修、改造后的变压器在投运72h内。
6.2.2.2有严重缺陷时。
6.2.2.3雷雨季节特
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