主变压器及附属设备运行规程Word文档格式.docx
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检查变压器绝缘强度、机械强度和励磁涌流能否造成继电保护装置误动作。
3.1.5绝缘电阻
在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄流电流值之比。
3.1.6吸收比
在同一次试验中，1min时的绝缘电阻值与15s时的绝缘电阻值之比。
3.1.7极化指数
在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1min时的绝缘电阻值之比。
3.1.8温升
电气设备高于环境温度的数值称为温升，温升的单位为开尔文（K）。
3.2术语
3.2.1断路器：
合上、拉开。
3.2.2隔离开关：
3.2.3阀门：
开启、关闭。
3.3调度命名
500kV1（2-6）号主变压器。
4系统概述
4.1瀑布沟电站6台组合式三相主变压器布置在677.7米高程地下主变洞内,容量667MVA，高、低压侧接线方式为“Y/△”，主变中性点直接接地，铁芯及夹件通过安装在油箱顶部的接地套管引至油箱下部接地。
4.2主变调压方式为无励磁调压，无励磁分接开关（WDGⅡ-1250/220-5X3）按550（＋0～－2×
2.5％）kV的电压等级设置，分接头开关有1档﹑2档﹑3档。
4.3主变冷却系统
4.3.1主变冷却系统采用强迫油循环水冷（ODWF），冷却系统与主变箱体分开布置在变压器左侧，仅通过进出油管与主变箱体连接。
4.3.2每台主变共有8台冷却器（其中两台作为备用），冷却器运行台数对应负荷容量表（见表1）。
表1冷却器退出运行后的负载能力表
运行台数
6
5
4
3
2
1
负荷容量
100%
89%
77%
62%
43%
不允许运行
4.3.3主变冷却系统采用成都锐达公司智能型冷却器控制装置。
控制装置具备以下功能：
4.3.3.1现地、远方启停；
4.3.3.2按负载和油温自动投入或切除相应数量的冷却器；
4.3.3.3当冷却器均处于正常状态下，各冷却器按轮流备用方式投入运行；
4.3.3.4当冷却器故障时，自动切除故障冷却器并投入备用冷却器；
4.3.3.5当冷却系统电源发生故障或电压降低时，自动投入备用电源；
4.3.3.6当冷却系统故障时，故障信号发送至计算机监控系统并报警；
4.3.3.7冷却器全停时启动主变冷却器全停保护。
4.4主变色谱在线监测装置（MGA2000-6）（见附图一）
变压器油在内置一体式油泵作用下进入气体采集器，经毛细管萃取，分离出变压器油中溶解的气体。
油气分离后的变压器油流回变压器油箱，萃取出来的气体在内置微型气泵的作用下进入电磁六通阀的定量管，定量管中的气体在载气作用下进入色谱柱。
然后检测器按气体流出色谱柱的顺序分别将六组分气体（H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6）变换成电压信号，数据采集器将采集到的气体浓度电压信号通过RS485上传给数据处理服务器。
数据处理服务器根据仪器的标定数据进行定量分析，计算出各组分和总烃的含量以及各自的增长率。
再由故障诊断系统对变压器进行故障分析，从而实现变压器故障的在线监测。
4.5主变端子箱
变压器端子箱安装在变压器本体，用于连接套管电流互感器、变压器本体保护元件和监测装置元件，作为变压器与外部控制、保护、测量、信号系统的接口。
5主变压器及附属设备主要技术参数
5.1主变压器技术参数（见表2）
表2主变主要技术参数
序号
项目名称
参数
单位
型号
SSP-H-667000/500【注1】
型式
三相强迫油循环水冷、无载调压组合式变压器
额定容量
667
MVA
额定电压
550（-2×
2.5﹪）/20（高压侧/低压侧）
kV
额定频率
50
Hz
相数
3（三个单相组合）
7
联接组别
YN，d11
8
中性点接地方式
直接接地（固定接地）
9
调压方式
无载调压
10
冷却方式
ODWF（强迫导向油循环水冷）
11
短路阻抗（75℃）
15%
12
零序阻抗（75℃）
13
高压绕组各分接头电阻（75℃）
0.350296/0.341529/0.33279
Ω
14
低压绕组电阻（75℃）
3x0.00119865
15
空载损耗（最大值）
≤285
kW
16
负载损耗（包括杂散损耗）
≤1335
17
总损耗（主变本体）
1620
18
高压绕组绝缘水平
SI/LI/AC：
1175/1550/680【注2】
19
低压绕组绝缘水平
LI/AC：
125/55
20
中性点绕组绝缘水平
185/85
21
绕组绝缘耐热等级
A
22
环境最高温度
40
℃
23
总油重
97
t
24
总重
570（单相器身重119）
25
海拔高程
≤1000
m
5.2主变压器分接开关技术参数（见表3）
表3主变分接开关技术参数
高压侧
低压侧
开关位置
电压（V）
电流（A）
550000
700.2
20000
19254.6
536250
718.1
522500
737.0
5.3主变压器高压套管主要技术参数（见表4）
表4高压套管主要技术参数
EKTC1675-550-1250油/SF6
550
额定电流
1250
局部放电水平
PC
承受短路的能力
额定热稳定电流/额定动稳定电流（50/125）
kA（2S）/kA
工频耐受电压（1min）
814
雷电全波冲击耐受电压
1675
操作冲击耐受电压
1175
有效爬距
N.A.
mm
干弧距离
925
5.4主变压器低压套管主要技术参数（见表5）
表5低压套管主要技术参数
HETA-40.5/25000-3环氧树脂电容式/空气套管
40.5
25000
额定热稳定电流/额定动稳定电流（180/450）
95
200
1030
400
5.5主变压器中性点套管主要技术参数（见表6）
表6中性点套管主要技术参数
HTA-40.5/800-3环氧树脂电容式/空气套管
800
额定热稳定电流/额定动稳定电流（31.25/78.125）
100
240
1812.5
690
5.6主变冷却器及附属设备主要技术参数（见表7）
表7主变冷却器及附属设备主要技术参数表
主变冷却器主要技术参数
序号
项目名称
参数
单位
WKDH315EXZ
冷却器数量
台
单个冷却器冷却容量
315
单个冷却器油流量
82.6
m3/h
单个冷却器水流量
30
进口油温
70.0
出口油温
62.0
进口水温
28.0
出口水温
37.0
主变冷却器潜油泵电动机参数
100/180/125
径向螺旋浆轴流式
扬程
流量
3.6
380
V
转速
1450
r/min
允许最高温度
主变冷却器电动阀参数
ITQ0160
W
AC220
0.85
动作时间
26
S
主变冷却器技术供水泵
DFSS125-365
卧式单级双吸离心泵
数量
27
额定流量
309
28
额定效率
85
%
29
额定扬程
47
M
31
额定转速
1480
Rpm
32
配套电动机型号
Y2250M-4
33
电机功率
55
Kw
34
绝缘等级
F
35
启动方式
软启动
36
风冷
主变冷却器技术供水泵全自动滤水器
37
38
39
工作压力
1.0
MPa
41
过滤精度
≤3
Mm
42
1.5
43
进、出水管直径
DN200
44
排污管管直径
DN100
45
排污方式
侧式排污
46
排污物方式
沉积物自动排污
滤网反冲方式
排污孔板旋转自动反冲洗旋转
48
冲洗时间间隔
0～12
H
49
一次冲洗排污时间
0～15
min
安装方式
直立安装
51
F级
6主变压器的一般规定
6.1主变压器运行电压的变动在额定电压的-2×
2.5%以内时，额定容量不变【注3】，，加在变压器各分接头的电压不得大于相应额定值的105%【注4】。
6.2主变充电时应有完备的继电保护，并检查调整充电侧母线电压，以保证充电后各侧电压不超过规定值。
【注5】
6.3主变正常送电时，优先采用500kV母线侧断路器对主变充电，机组出口断路器同期并网方式。
也可采用发电机带主变递升加压，高压侧断路器同期并网方式。
当用发电机对主变递加时，主变高压侧断路器必须退出运行。
6.4主变停电操作时，应先解列发电机，再断开中间断路器，最后断开母线侧断路器【注6】，主变停电前应保证相应厂用电供电可靠。
6.5严禁两套主变差动保护同时退出运行【注7】。
6.6主变本体端子箱或冷却器控制屏工作时应做好防止主变非电量保护误动的措施。
6.7主变压器中性点采用直接接地（固定接地）方式运行。
在任何情况下，不得中性点不接地运行。
6.8主变呼吸器硅胶上观察孔变为粉红色时应更换硅胶【注8】。
6.9主变分接开关的运行方式按调度要求执行【注9】。
6.10主变分接开关由装在油箱箱壁的分相操作机构在无电压情况下手动操作，操作机构设置锁闩闭锁，以防止带电操作【注10】。
主变分接头倒换后，应确认分接头位置正确并锁紧后，测量绕组的电压比和直流电阻，合格后方可投入运行【注11】。
6.11主变压力释放阀、速动压力继电器运行规定
6.11.1主变压力释放阀
6.11.1.1运行中的压力释放阀动作后，应将压力释放阀的机械、电气信号在变压器停电后手动复位，且须查明压力释放阀动作原因后变压器方可投入运行【注12】；
6.11.1.2压力释放阀外罩固定螺栓运行中严禁拆卸；
6.11.1.3在主变检修后如不采取真空注油，且油面低于压力释放阀安装法兰时，应将压力释放阀放气塞打开直至有油流出才可关闭；
6.11.1.4主变运行时压力释放保护投信号位置【注13】。
6.11.2速动压力继电器
6.11.2.1速动压力继电器安装在变压器高压侧油箱侧壁上，与储油柜油面的距离为１～３米；
6.11.2.2速动压力继电器投入使用前应打开速动压力继电器放气塞直至有油流出方可关闭；
6.11.2.3主变运行时速动压力保护投信号位置。
6.12大修后交接和更换线圈的变压器，用发电机对主变递升加压完成后，应在高压侧额定电压下作冲击实验3次，新投运的变压器应在变压器高压侧额定电压下作冲击实验5次；
每次冲击合闸后应运行10分钟，每次冲击试验间隔5分钟；
冲击试验前应将变压器保护全部投入，冲击合闸后，重瓦斯改投信号，24小时后无气泡方可投入跳闸位置，重瓦斯保护停用期间其差动保护必须投入【注14】。
6.13变压器并列运行必须满足下列条件：
【注15】
6.13.1结线组别相同；
6.13.2电压比相差不超过5%；
6.13.3短路电压差不超过5%；
6.14主变压器最高温升【注16】
（见表8）
表8主变压器最高温升表
顶层油温
绕组平均温升
油箱及结构件表面
铁芯
55K
60K
70K
80K
6.15主变压器过激磁允许持续时间【注17】
（见表9）。
表9主变压器过激磁允许持续时间表
过激磁倍数
1．05（满负荷）
1．1（空载）
1．2（空载）
1．3（空载）
1．4（空载）
时间
连续
30分
1分
5秒
6.16系统事故时，主变压器允许短时过负荷运行规定：
6.16.1系统事故时变压器短时过负荷允许运行时间【注18】
（见表10）
表10系统事故时变压器短时过负荷允许运行时间表
过负荷电流与额定电流之比
1.1
1.2
1.3
1.4
1.6
允许过负荷时间（min）
310
6.16.2事故时短时过负荷运行的注意事项：
6.16.2.1线圈温度及上层油温不得超过规定值；
6.16.2.2过负荷前和过负荷终了时，要记录变压器上层油温、环境温度和时间，过负荷时，每间隔10分钟记录负荷、电压、电流、温度一次；
6.16.2.3启动备用冷却器，严禁超过6台冷却器同时运行；
6.16.2.4检查主变低压侧接线盒发热情况；
6.16.2.5发现异常立即汇报调度，必要时减负荷。
6.17主变绝缘电阻的测量【注19】
6.17.1主变检修送电前或备用超过7天应测量变压器低压绕组对地绝缘电阻；
6.17.2绝缘电阻应在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算
式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值。
20℃时最低电阻值不小于2000MΩ。
6.17.3测量主变绝缘电阻使用2500V或5000V兆欧表；
测量绝缘电阻的步骤为：
停电→验电→放电→测量→放电，放电时间不少于2min。
测量温度以主变上层油温为准；
6.17.4当主变绝缘电阻不合格时应汇报有关领导，需要将该主变投入运行时，应请示主管生产副厂长批准。
6.17.5主变压器绝缘测量前，变压器必须满足下列条件：
6.17.5.1拉开主变高压侧断路器；
6.17.5.2拉开主变高压侧出口隔离刀闸；
6.17.5.3拉开机组出口断路器；
6.17.5.4拉开机组出口刀闸；
6.17.5.5拉开主变低压侧接地刀闸；
6.17.5.6将主变压低压侧20kV母线电压互感器拉至“试验”位置。
6.17.5.7拉开厂用变低压侧断路器；
6.17.5.8将厂用变低压侧断路器拉至“试验”位置；
6.18新投运或大修后的变压器应在投运后一天、四天、十天、三十天各做一次油色谱分析【注20】。
若无异常，运行的第二个月至第六个月每一个月取油样化验一次，以后每三个月进行一次油色谱分析，判断标准【注21】见表11。
表11变压器油色谱分析表
气体成分
总烃
乙炔
氢
水
标准（ppm）
≤150
＜1
≤20
6.19主变油色谱在线监测系统运行和维护（MGA2000-6）：
6.19.1油色谱在线监测系统分析周期为24小时一次；
6.19.2变压器大修或缺陷处理时，油箱抽真空时，必须关闭油色谱在线监测取油口阀门和回油口阀门；
6.19.3当主变油色谱仪载气减压表的压力低于0.5MPa，应立即更换载气；
6.19.4当主变油色谱仪载气净化管的颜色变成米色时，则必须做活化处理或更换；
6.19.5正常运行时主变油色谱仪载气瓶输出压力为0.4Mpa，当瓶载气压力小于1MPa时，应更换载气瓶；
6.19.6主变油色谱在线监测系统在长期停机重新启动监测时，应先通载气，并将柱箱温度设置为60℃，运行2小时以上方可投运；
6.19.7严禁修改变压器色谱在线监测系统软件中的标定参数、出峰时间、服务器配置等，否则会造成硬件异常；
6.19.8当在线监测装置油色谱出现异常，应立即进行离线取样测试。
6.20变压器油不同故障类型产生的气体【注22】
（见表12）
表12变压器油不同故障类型产生的气体
故障类型
主要气体
次要气体
油过热
CH4，C2H4
H2，C2H6
油和纸过热
CH4，C2H4，CO，CO2
油纸绝缘中局部放电
H2，CH4，CO
C2H2，C2H6，CO2
油中火花放电
H2，C2H2
油中电弧
CH4，C2H4，C2H6
油、纸中的电弧
H2，C2H2，CO，CO2
6.21变压器投入运行的操作：
6.21.1变压器投入运行前，按《电气设备交接和预防性试验规程》的规定，进行全部试验，确认合格方可投运。
6.21.2检修后或新投运的主变应满足以下规定：
【注23】
6.21.2.1新投运或变动过内外连接线的主变，投运前必须核定相位；
6.21.2.2新投运（大修后）的主变，用发电机对变压器零起升压，并做5（3）次空载全电压冲击合闸试验，主变零起升压和冲击合闸试验时主变中性点必须接地良好；
6.21.2.3新投运、大修、事故检修或换油后的主变，施加电压前静止时间不少于72【注24】小时，有特殊情况不能满足上述规定，需请示主管生产副厂长批准。
6.21.3主变投入运行前的检查项目：
【注25】
6.21.3.1收回相关工作票，拆除安全措施（接地刀闸、标示牌、遮拦等），恢复常设遮拦；
6.21.3.2测量绝缘电阻合格（潜油泵电动机、冷却装置的电气回路）；
6.21.3.3中性点套管无破损、无裂纹、渗油现象；
6.21.3.4中性点接地牢固；
6.21.3.5避雷器放电记录器上的指示数字、泄露电流、在线监测装置正常完好；
6.21.3.6外壳、铁芯接地良好；
6.21.3.7压力释放阀标志杆指示正常，无渗油、漏油现象；
6.21.3.8变压器分接开关位置正确、三相一致并锁定；
6.21.3.9瓦斯、速动继电器完好、无渗油、漏油现象；
6.21.3.10呼吸器畅通完好，吸附剂无潮解变色；
6.21.3.11油枕油位正常，绕组、油面温度正常；
6.21.3.12对变压器油的油质进行最后化验，验明合格；
6.21.3.13冷却器进水总阀、出水阀全开，电动阀全关，无漏水现象；
6.21.3.14冷却器进油阀、出油阀全开（事故排油阀关），无漏油、渗油现象；
6.21.3.15消防水系统各阀门位置正确，管路、阀门及喷头无漏水，消防设备完好；
6.21.3.16主变冷却器主、备用电源正常，冷却器自动测控系统正常，测量数据显示正确；
6.21.3.17主变冷却器PLC控制柜开入、开出指示正确无故障报警；
6.21.3.18各冷却器远方、现地试验运转正常；
6.21.3.19主变冷却器技术供水泵远程I/O控制柜开入、开出指示正确无故障报警；
6.21.3.20主变冷却器技
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