变压器运行规程.docx
《变压器运行规程.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《变压器运行规程.docx（20页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
变压器运行规程
变压器运行规程
变压器运行规程
1范围
1.1本规程规定了公司变压器的运行规定、运行方式、运行操作、运行维护、故障及事故处理等有关事项。
1.2本规程适用于公司运行人员和生产管理人员对变压器的运行管理，也可供有关检修人员参考。
2引用标准及参考文献
DL/T572-2010《电力变压器运行规程》
DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》
特变电工衡阳变压器有限公司等有关变压器厂家使用说明书。
3变压器运行规定
3.1我公司两台主变及所属保护，四台励磁变均属地调管辖，凡其运行方式的改变均应向地调申请批准。
3.2厂用变、近区变、坝变及其所属保护均属值长调度管辖，当班值长有权决定其运行方式。
上述设备的停电检修，应由检修部门提出申请，经生技部批准，方可进行。
3.3变压器外壳必须有可靠接地，各侧引出线必须连接良好，并涂上相色漆。
3.4变压器在运行情况下，应能安全地查看储油柜和套管油位，顶层油温、气体继电器，以及能安全取气样等，必要时应装设固定梯子。
3.5变压器室的门应采用阻燃或不燃材料，并应上锁。
门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”标志牌。
3.6室内安装的变压器应有足够的通风，避免变压器温度过高。
夏季自然通风不足，应采用机械通风，将通风机开启，并注意下列事项：
3.6.1通风口风门应打开。
3.6.2火灾报警系统应投入，通排风系统处自动状态。
3.6.3变压器室门打开，但必须做好防止人员误入警告措施。
3.7变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105％，特殊情况下，不得超过110％额定电压。
3.8在正常运行阶段，应经常查看油面温度，油位变化，储油柜有无冒油或油位下降现象。
如果检查出气体继电器内有可燃性气体时，应立即查明原因。
3.9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系统运转是否正常，冷却风扇是否均能按规定整定值自动投入和切除。
对干式变压器，当变压器负载电流达到额定电流的2/3或油面温度达到65℃时，应投入冷却风扇，当负载电流低于1/2额定电流或温度低于50℃时切除风扇。
油浸式风冷变压器风扇停止工作时，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。
3.10投入运行的变压器应按电力行业标准DL/T722变压器油中溶解气体分析和判断导则规定检测周期，对变压器油样进行监测，如发现油中溶解气体指标超标，或其他性能指标超过限定值时，应进行油色谱跟踪。
当超标2倍时，应停止运行，查明原因。
3.11变压器铁芯、夹件接地套管在运行状态下，应有效接地，测量铁芯接地电流不应超过100mA,注意避免铁芯多点接地和瞬间开路。
3.12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手动复归。
3.13油纸电容式变压器套管运行时测量装置的外罩一定要罩上，保证末屏接地，严禁开路。
3.14变压器容许过负荷规定：
3.14.1变压器事故过负荷倍数与允许过负荷时间（见表1）。
3.14.2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。
表1变压器事故过负荷倍数与允许过负荷时间
变压器类别
油浸式变压器
干式变压器
过负荷倍数
1.3
1.6
1.75
2.0
3.0
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
允许时间（分钟）
120
30
15
7.5
1.5
60
45
35
20
5
3.15变压器的绝缘电阻规定
3.15.1变压器大小修及预防性试验,在停电后及送电前应测量绝缘电阻值,并记录环境温度及油温。
3.15.2变压器绝缘电阻值不低于下表数值：
电压等级（kV）
0.4
6.3
10.5
35
110
合格阻值（MΩ）
0.5
300
300
400
800
摇表（V）
500
2500
2500
2500
2500
3.15.3变压器使用期间所测得绝缘电阻值与变压器在安装或大修干燥后投入运行前测的数值的比，是判断变压器运行中绝缘状态的主要依据。
同一温度下测得绝缘电阻与前次比较下降超过50％，或吸收比R60/R15小于1.3，应经生产副总经理同意方允许投入运行。
4变压器运行方式
4.1变压器运行中全部保护自动装置均应投入，不得在无保护情况下运行，作为主保护的重瓦斯和差动保护必须投跳闸。
4.2变压器在运行中滤油、加油、更换硅胶及处理呼吸器等工作时，应将其重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸。
上述工作结束后，经2小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，将重瓦斯改接跳闸。
以上保护的变化均需得到地调的批准。
4.3110KV系统中性点应直接接地运行。
因此，正常两台主变运行时必须有且仅有一台主变的中性点接地刀闸在合，在主变投入或退出操作时，允许短时两台主变中性点接地刀闸同时在合。
4.4主变中性点接地方式改变，应将主变重合闸随之改投主变中性点接地的主变。
4.5变压器并列运行的基本条件
4.5.1联结组别相同。
4.5.2电压比相等。
4.5.3短路阻抗相等。
电压比不等或短路阻抗不等的变压器，在任何一台都不过负荷的情况下，可以并列运行，但必须满足电压比相差≤0.5％，短路阻抗相差≤10％。
4.6我公司两台厂近变禁止并列运行，厂用电系统和近区系统倒换操作时应防止非同期。
5变压器运行操作
5.1主变的停电必须经地调批准，并得到地调命令后方可进行停电操作。
5.2变压器停电前，值长应详细考虑运行方式的改变情况以及对继电保护的影响。
5.3主变的停电或送电操作，应先合上其中性点接地刀闸，以防止操作过电压。
主变投运后根据实际情况决定其中性点接地刀闸是否断开，并保证110kV重合闸与之对应，重合闸必须投中性点有接地的主变。
5.4主变停电前必须先倒换近区负荷、厂用电，再解列机组。
5.5变压器停电应先断开负荷侧开关，后断开电源侧开关。
5.6运用中的备用变压器应随时可以投入运行，长期停运者应定期充电。
变压器的充电应在有保护装置的情况下进行，用电源侧断路器操作。
5.7在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件；并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，各阀门位置是否正确。
5.8变压器检修后投运前应做以下工作：
5.8.1值班人员会同工作负责人对变压器进行下列检查：
5.8.1.1设备、场地整洁，无遗漏工具或其它物件等。
5.8.1.2工作人员全部撤离，工作票交回，工作负责人在检修交待薄内交待作业情况，并做出能否投运的结论。
5.8.1.3金属波纹储油柜及套管油位应正常，温度计指示正确，释压器安全膜完整。
5.8.1.4变压器各部分应清洁、完整、无渗漏油。
5.8.1.5瓦斯继电器完好，导线完整、阀门位置正确，继电器内无气体
5.8.1.6变压器引线连接良好，瓷瓶无破裂，不歪斜，相色漆明显。
5.8.1.7取气盒外壳无破损，腔体内充满油，联管及各接头无渗漏。
5.8.1.8变压器外壳接地完好，中性点接地完好。
5.8.1.9各相分接开关指示位置一致。
5.8.1.10冷却器安装牢固，冷却系统自动控制回路完好，风扇试运转良好。
5.8.2拆除所有安全措施，包括接地线、临时遮栏、标示牌，收回存放原处。
5.8.3测量变压器绝缘应合格，否则应得到有关领导的批准，才能投入运行。
如检修人员在检修后已进行过测量，并有详细的数据交待，运行人员可不必再测。
5.9110kV及以下变压器大修、事故检修或换油后，在施加电压前静止时间不应少于24小时，若有特殊情况不能满足，须经生产副总经理批准。
5.10变压器送电的规定
5.10.1变压器具备送电条件时，先投入操作保护电源，及相应的保护出口压板和冷却系统，将变压器转入热备用。
5.10.2主变检修后第一次送电及保护动作后恢复送电，有条件的应采用机组对主变从零升压，其它情况采用主变高压侧开关对主变全电压充电，禁止用6.3KV侧向主变全电压充电。
5.10.3厂变、近变及坝变的充电应在有保护装置的情况下进行，用电源侧断路器操作。
5.10.4新投运或更换绕组后的变压器试运行时必须进行五次冲击合闸试验，充电过程应派专人监视主变本体及充电开关运行情况。
5.11机组对主变零起升压注意事项
5.11.1主变中性点接地刀闸合上；
5.11.2本单元厂近变开关及其它机组开关在分；
5.11.3机组励磁系统各元件位置按机组零升方式投放，机组失磁保护功能压板解除，机组跳灭磁开关压板解除；励磁系统机组出口断路器位置接点接线端子必须甩线。
5.11.4机组开机转速正常后，起励前必须在配电室现地合上机组出口开关，然后对主变零起升压，零升过程应采用分段进行，并派专人对主变本体监视和检查。
6变压器运行维护
6.1值班人员对运行或备用中的变压器，应进行定期和不定期检查。
6.1.1变压器检修后，投入运行带负荷时，应进行详细检查。
6.1.2每次短路故障后，应对变压器进行全面检查。
6.1.3天气或环境恶劣时，对变压器应进行特别检查。
6.1.4正常时按规定时间、路线、人员进行检查。
6.2变压器正常巡回检查项目
6.2.1变压器的负荷情况。
6.2.2变压器瓦斯继电器内无气体。
6.2.3压力释放阀无动作现象。
6.2.4变压器的油温及温度计正常，风扇运转正常。
金属波纹储油柜油位与温度相对应。
手触各散热器温度无明显差异。
散热器油管连接处无渗漏油，无损坏变形。
6.2.5套管油位应正常，瓷质部分无破损裂纹，无严重油污和积尘、无放电痕迹及其它异常现象。
6.2.6变压器运行声音正常,均匀的“嗡嗡”声，无焦糊异味。
6.2.7引线接头、电缆、母线应无发热迹象。
6.2.8取气盒内注满油，联管及各接头无渗漏。
6.2.9变压器外壳接地良好，无松动，无锈蚀现象，铁芯接地电流＜100mA。
6.2.10冷却控制柜内电源正常，开关位置正确，各接触器，热继电器及其接线头无过热。
6.2.11变压器室通风机运行良好，室温正常。
6.2.12变压器室门完好，有充足照明，房屋不漏水，地面不进水、积水。
6.2.13干式变压器的温度正常，外部表面应无积污。
6.2.14消防设施应齐全完好。
6.2.15避雷器放电记数器、电流指示。
6.2.16间隙保护放电棒放电情况。
6.2.17变压器基础构架无下沉、断裂，卵石层清洁，下油道畅通无堵塞。
6.2.18本体二次接线无松动、脱落，绝缘包扎良好。
6.3在下列情况下应对变压器进行特殊的巡视检查，增加巡视检查次数。
6.3.1新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内。
6.3.2有严重缺陷时。
6.3.3气象突变（如大风、大雾、大雪、寒潮等）时。
6.3.4雷雨季节特别是雷雨后。
6.3.5高温季节，高峰负载期间。
6.4变压器运行中各种声音的判断。
6.4.1正常运行时，由于交流电通过变压器线圈，在铁芯里产生交变磁通，引起铁芯的振动而发出均匀的“嗡嗡”声，如果产生不均匀响声或其他响声都属不正常现象。
6.4.2过负荷时变压器线圈中通过的电流增大，使铁芯磁通密度增加，引起铁芯硅钢片内的电推动力增强，从而发出较平时运行声略响且沉重的“嗡嗡”声。
6.4.3系统短路，变压器通过大量非同期电流，使磁通密度过份增大，铁芯严重饱和，磁通畸变为非正弦波，变压器发出很大的噪声，但随短路的切除而消失。
6.4.4大动力设备起动，负荷变化较大，且因五次谐波作用，变压器内瞬间发出“哇哇”声。
6.4.5内部接触不良或有击穿，变压器内部发出“吱吱”或“劈劈”的放电声，在放电现象不严重时，值班人员不易听到，因变压器运行时“嗡嗡”声较大，盖住微弱的放电声，变压器内部放电严重时，产生的气体会使瓦斯继电器发出信号。
6.4.6铁磁谐振，变压器发出“嗡嗡”声和尖细的“哼哼”声，这声音随电压和频率的升高而变尖细，随电压和频率的降低而变粗。
6.4.7变压器套管表面的污秽及大雾、阴雨天时，会造成电晕放电而发出“吱吱”声。
6.4.8变压器夹紧铁芯的螺钉松动，会产生惊人的撞击和刮大风之声如“叮叮当当……”和“呼呼……”。
匝间短路将发出“咕噜咕噜”的声音。
6.5取气盒
6.5.1我厂取气盒型号QH1-500,是采集油浸式变压器运行中产生气体的一种装置，取气盒一般安装在便于操作高度的变压器箱壁上，通过连接管将气体继电器内的气体充入取气盒，以便在地面采集故障气体。
6.5.2正常情况下取气盒内充满变压器油，当需要采集气体时，开启下部的气塞逐渐放掉盒内的变压器油，随之气体继电器气室内的故障气体在储油柜液位差的压力下充入取气盒，即可在上部的气塞采集气体。
6.5.3当需要采集气体时，首先要卸下罩，然后轻轻旋转下部气塞的针阀逐渐放出取气盒内的变压器油，当油面下降至所需要的气体量时关闭针阀，按同样操作方法在上部气塞采集气体。
采集完后取气盒内应充满变压器油，以保证下次采样时的真实性，并回装好各拆卸件。
6.6金属波纹储油柜
6.6.1我厂主变油枕为内油式金属波纹储油柜。
型号BP2-N-IIIXA。
型号意义：
B-变压器类产品用储油柜，P-金属波纹密封式，N-内油式，规格（I、II、III、IV、V......）,波纹节数（A、B、C）。
6.6.2金属波纹式储油柜的规格主要由变压器的总油量和使用地区最低温度环境确定。
6.6.3金属波纹储油柜采用先进的超柔性不锈钢波纹管作为容积补偿元件，在彻底隔绝空气和湿气的条件下，实现对变压器油体积的补偿。
在变压器油体积发生膨胀或收缩时，通过波纹节的伸展收缩改变储油柜柜体内油腔的大小，从而达到对变压器油体积变化的补偿。
工作状态中变压器油完全与空气隔离，可有效的保证变压器油不受污染变质，从而使变压器设备稳定、可靠的运行。
结构简单、完全密封、免维护、寿命长。
6.6.4波纹节呈纵向工作运行。
底部连结在基座上，有输油管道与主变瓦斯继电器相接，注油管从输油管道上适合的位置引出连接至地面适宜工作高度。
随着负载或环境温度的变化，波纹节上下膨胀、收缩，两侧有导向装置确保波纹节工作灵活自如。
排气管从波纹节顶部通过小波纹软管接出，同样引至地面合适高度。
顶部有配备规格的配重板，以保证注油时油腔内空气的排出，同时始终让主变内的油体保持微正压状态。
6.6.5油位显示机构由视察窗、油位指示板、油位高度标识牌等组成。
油位观察窗采用矩形不锈钢外框橡胶镶嵌玻璃视窗，油位指示直观准确、无任何延迟。
6.6.6储油柜波纹节长期在高油位运行将严重影响其使用寿命。
金属波纹储油柜油位正常应保持在刻度3至刻度8之间。
7变压器的故障和事故的处理
7.1运行中的不正常现象和处理。
7.1.1变压器在运行中发现不正常现象（如漏油、油位异常、过热、冷却系统故障、声音不正常等）时，应设法尽快消除，并报告有关领导和做好记录。
7.1.2变压器运行发生下列情况时，应立即停止运行，进行器身检查：
7.1.2.1变压器温升超出允许值时；
7.1.2.2因大量漏油，油面急剧下降不能处理时；
7.1.2.3在正常冷却，正常负荷下，油面不正常上升时；
7.1.2.4变压器内部声音不正常，不均匀，有爆裂声音时；
7.1.2.5储油柜，开关防爆膜破裂喷油时；
7.1.2.6压力释放阀动作喷油时；
7.1.2.7油的颜色变化严重，油内出现碳化时；
7.1.2.8套管严重损坏，有放电时；
7.1.2.9色谱分析，有可燃性气体，总烃增长率过快时
7.1.3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。
7.1.4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。
7.1.5变压器油温升高超过规定值时，值班人员应按以下步骤检查处理。
7.1.5.1检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对。
7.1.5.2核对温度测量装置。
7.1.5.3检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况，若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则应调整变压器负载至允许运行温度下的相应容量。
在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。
7.1.6当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因和按规定补油，禁止从变压器下部补油。
7.1.7变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。
7.2主变轻瓦斯动作处理。
7.2.1检查变压器外部有无异常，判明是否由于空气进入，油位降低或二次回路故障所致。
7.2.2检查气体继电器内是否有气，有则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析。
7.2.3根据所收集气体性质判断故障性质。
7.2.3.1无色、无臭不可燃为空气。
7.2.3.2黄色不易燃为木质的故障。
7.2.3.3淡灰色带强烈气味可燃为绝缘纸板或绝缘纸的故障。
7.2.3.4灰色和黑色易燃为油的故障。
7.2.4若经判断气体继电器内为空气，应放出气体，经生技部同意后可继续运行，并及时消除进气缺陷。
7.2.5若气体有色有味可燃或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。
7.2.6若因气候变化，油面下降致使瓦斯继电器动作，则应联系检修人员加油。
7.36.3kV单相接地故障处理。
7.3.1检查该单元母线对地电压，判断故障性质：
7.3.1.1一相电压为零，其它两相为线电压，系金属性接地；并可确认相电压为零的相为故障相。
7.3.1.2一相电压降低，其它两相电压有所升高，为非金属性接地；并可确认相电压降低的相是故障相。
7.3.1.3三相电压不正常指示，一相电压降低很多，其它两相为相电压，或一相电压高达其它两相中一相电压的两倍，则可能为电压互感器的高压保险熔断或二次回路故障。
7.3.2若为接地故障，应由两人穿绝缘靴对6.3kV母线及相连电气设备进行外部检查，并重点检查穿墙套管及母线廊道室。
7.3.3若为电压互感器保险熔断,应更换同容量保险,并注意机组调速器、励磁调节器的运行方式。
7.3.4接地故障持续时间不得超过30分钟，超过规定时间，应联系地调及有关领导，将接地故障设备退出运行。
7.4主变差动保护动作处理
7.4.1事故现象：
7.4.1.1中控事故语音报警，“××时××分#×主变差动保护动作”；
7.4.1.2上位机主画面光字信号灯亮，点击进入后查看有“＃×主变差动保护动作”光字牌亮；
7.4.1.3主变各侧开关跳闸，同一电气单元运行中发电机组甩负荷、停机；
7.4.1.4机组及厂用电倒换的语音报警；
7.4.1.5若是短路事故，在事故瞬间有冲击现象，保护误动则无。
7.4.1.6主变保护屏有“差动保护动作信号”，事件记录有相关信号。
7.4.2处理步骤：
7.4.2.1检查厂用电联动情况，保证另一主变单元及厂用电的正常运行。
若事故主变为中性点接地主变，则应尽快合上运行主变的中性点接地刀闸；
7.4.2.2对故障主变及差动保护范围内的一次设备进行全面检查，有否短路、冒烟、焦味等异常现象，若发现明显的故障点，应将故障设备隔离，其余正常设备恢复运行；
7.4.2.3检查故障录波仪对应故障的参数、曲线，判断故障性质。
7.4.2.4若未发现异常现象，应通知二次人员检查是否保护误动，并将主变转冷备用，测量主变绝缘；
7.4.2.5如经检查和测试主变正常，则经生产副总经理同意后，用发电机对主变从零升压，正常后并入系统；
7.4.2.6若明显知道为保护误动，可用高压侧对主变充电运行，并安排检查保护误动原因。
7.5主变重瓦斯保护动作处理
7.5.1现象：
7.5.1.1上位机语音报警“××时××分#×主变重瓦斯保护动作”；
7.5.1.2上位机主画面光字信号灯亮，点击进入后查看有“＃×主变重瓦斯保护动作”光字牌亮；；
7.5.1.3主变各侧开关跳闸，同一电气单元运行中发电机组甩负荷、停机；
7.5.1.4机组及厂用电倒换的有关光字牌亮。
7.5.1.5主变保护屏有“重瓦斯保护动作信号”，事件记录有相关信号。
7.5.2处理步骤：
7.5.2.1检查变压器外壳有无喷油、冒油、油色变化和油位升高等明显迹象，如发生喷油、冒油或变压器已着火，按灭火规定处理。
7.5.2.2检查变压器保护动作情况，若差动保护及重瓦斯保护同时动作，在未查明原因前，禁止送电。
7.5.2.3将变压器转冷备用，综合分析确定故障性质。
瓦斯保护动作跳闸时在查明原因消除故障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：
7.5.2.3.1是否呼吸不畅或排气未尽
7.5.2.3.2保护及直流等二次回路是否正常
7.5.2.3.3变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象
7.5.2.3.4气体继电器中积聚气体量是否可燃
7.5.2.3.5气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果
7.5.2.3.6必要的电气试验结果
7.5.2.3.7变压器其它继电保护装置动作情况
7.5.2.3.8检查故障录波仪对应故障的参数、曲线，判断故障性质。
若经各种试验和化验鉴定为内部故障，应隔离转入检修。
7.5.2.4事故处理后，变压器要投入运行。
应经生产副总经理同意，并用零起升压方式投入运行。
零起升压变压器所有保护必须全部投入，并派专人监视。
7.5.2.5有充分理由判明系瓦斯继电器误动，应将重瓦斯停用，其它保护必须投入使用。
7.6主变零序保护动作处理：
7.6.1根据动作后果及保护动作情况作相应处理：
7.6.1.1若“＃1（#2）主变零序方向过流T1”保护动作，则#1（#2）主变161（162）开关跳闸，对应单元机组甩负荷。
7.6.1.2若“＃1（#2）主变零序过流T2”保护动作，则#1（#2）主变各侧开关跳闸，后果同差动保护。
7.6.1.3当主变零序保护动作启动跳开中性点接地主变高压侧开关后，而另一台中性点不接地主变的间隙保护未启动，主变仍正常运行时，应及时将不接地主变的中性点接地刀闸合上。
7.6.2一台主变跳闸时处理步骤：
7.6.2.1保证另一主变单元及厂用电系统的正常运行，若运行主变中性点接地刀闸未接地则应及时将运行主变中性点接地刀闸合上。
若机组甩负荷造成过速停机，做好停机监视。
7.6.2.2根据以上初步判断，对变压器及110k
升级会员 