变压器运行规程(上)

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变压器运行规程

Q/SSD Jxx-xx.xx-2006

Q/SSD

瑞金市上长洲水电站企业标准

ICS 

变压器运行规程

11　范围

11.1　本标准规定了变压器规范、正常限额、运行维护、操作和故障，事故处理。

11.2　本标准适用于变压器运行监视、维护、操作、故障及事故处理等工作。

12　规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

水电部一九八二年颁布的《变压器运行规程》

制造厂家和设备更改资料

13　主要内容

13.1　变压器主要技术参数见表1、表2

表1　主变压器技术参数

13.2.1　变压器运行电压的变动在额定电压的±5%范围内,其额定容量不变,加于各分接头电压不得超过其相应额定值5%,见表3变压器各分接头最高运行电压。

表3　变压器各分接头最高运行电压

13.2.3　主变温度上升较高时，应进行负荷调整，以合理分配主变的负荷。

13.2.4　变压器投入运行时，各保护必须投入,禁止脱离保护运行。

13.3　正常操作及注意事项

13.3.1　变压器检修后送电前，必须完成下列工作

13.3.1.1　所有工作票全部收回，检修记录交代清楚。

13.3.1.2　对变压器进行下列检查

a)油位油色正常，温度表指示正确，压力释放器完好；

b)变压器和套管清洁，不漏油；

c)油枕、散热器和变压器油箱间的阀门全开；

d)分接头位置正确，且三相一致；

e)变压器本体和周围清洁无遗留物；

f)外壳接地线完好紧固；

g)导线引线接头无松动，接触良好。

13.3.1.3　拆除全部安全措施

13.3.1.4　用1000—2500伏摇表测量绝缘电阻

a)38.5kV侧不小于40MΩ,6.3KV侧不小于6.3MΩ，400伏侧不小于0.5MΩ；

b)与上次测量结果比较不得低于50%；

c)6.3KV侧吸收比(R60”/R15”)应大于1.3，38.5KV侧不小于1.5；

d)如绝缘电阻不合格，应汇报技术专工。

13.3.1.5　保护电压测量开关投入，各保护装置电源熔断器装上，装置运行正常。

13.3.1.6　各保护连接片均投入。

13.3.2　测量变压器绝缘的安全措施及注意事项

13.3.2.1　主变压器

a)主变出口侧断路器在断开位置；

b)主变出口侧隔离刀闸在拉开位置；

c)低压侧隔离刀闸在拉开位置。

13.3.2.2　厂用变

a)高压侧隔离刀闸在拉开位置，且三相保险已取下；

b)低压侧开关在断开位置，并已拉至分离位置；

c)测400V侧绝缘时，应先拆开中性点电缆接头。

13.3.2.3　主变大修或做吊芯检查完后，应先从低压侧递升加压充电，充电正常后做高压侧全电压冲击试验。

13.3.2.4　禁止用隔离开关投入或切除空载主变压器。

13.3.2.5　变压器分接头切换

a)切换分接头应按有关领导命令进行；

b)切换前应做好安全措施；

c)切换后应测三相直流电阻且三相阻值应一致；

d)切换后送电前，运行人员应检查各分接头位置是否正确一致。

13.4　正常运行维护

13.4.1　运行中的变压器应进行定期和非定期检查

13.4.1.1　每值应对主变以及厂用变巡检一次；

13.4.1.2　每月的2日、12日、22日10：00对升压站的主变进行闭灯检查，主要检查有无严重的放电和过热现象；

13.4.1.3　变压器检修后投入运行时，应检查变压器声音、温度及各引线有无异常；

13.4.1.4　气候剧烈变化时，应适当增加检查次数，并应注意油位的变化和套管有无裂纹和放电等。

13.4.2　变压器正常检查项目

13.4.2.1　变压器油枕的油位、油色是否正常，有无漏油；

13.4.2.2　变压器外壳与瓦斯继电器有无漏油；

13.4.2.3　变压器套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹等现象；

13.4.2.4　变压器声音和温度是否正常，三相电流是否相差太大；

13.4.2.5　散热器是否正常，各法兰有无漏油，各阀门是否全开；

13.4.2.6　变压器压力释放器是否完整；

13.4.2.7　外壳接地线是否完整；

13.4.2.8　接线端头有无松脱，断裂，是否过热，支持碍子有无裂纹和歪斜现象。

13.5　故障和事故处理

13.5.1　变压器在下列情况下应停电处理

13.5.1.1　正常冷却方式下温度异常升高超过允许值；

13.5.1.2　内部异音很大，似有爆裂声；

13.5.1.3　严重漏油，油面计已看不到油位；

13.5.1.4　油枕或压力释放器喷油；

13.5.1.5　油色变化过甚，油内有炭质等；

13.5.1.6　套管严重破坏和放电现象；

13.5.1.7　引线接头过热。

13.5.2　变压器在运行中发现有下列不正常情况时，应报告技术专工。

13.5.2.1　内部音响异常或温度不正常升高；

13.5.2.2　油色变化；

13.5.2.3　漏油、油面高度不够；

13.5.2.4　油位计显示满油位。

13.5.3　变压器温度异常升高时应做如下处理

13.5.3.1　检查三相负荷是否平衡；

13.5.3.2　散热器与油箱间的阀门是否全开；

13.5.3.3　根据上述检查判断是否温度计故障，若是温度计故障，应进行检查处理，否则应负荷或采取其他措施处理。

13.5.3.4　同样负荷和同样冷却条件下，温度异常升高，则可认为是变压器内部故障，应汇报技术专工，以确定是否停电检查处理。

13.5.4　变压器油因温度变化而上升或下降太多，应进行放油或停电注油。

13.5.5　因漏油而使变压器油位降低，应设法消除漏油，然后停电注油。注油后应打开瓦斯继电器排气阀排气，同时退出重瓦斯跳闸出口压板,运行24小时后确认油中无空气排出将重瓦斯跳闸出口压板投入。

13.5.6　瓦斯保护动作的原因

13.5.6.1　因滤油或加油使空气进入变压器内；

13.5.6.2　漏油致使油位下降；

13.5.6.3　变压器内部故障产生气体；

13.5.6.4　瓦斯继电器本身故障；

13.5.6.5　外部短路振动引起瓦斯断电器误动；

13.5.6.6　二次回路故障。

13.5.7　轻瓦斯动作处理

检查油位是否正常，若油位正常则应停电打开瓦斯继电器排气阀排气，如无气体排出，且信号不能复归，应通知检查人员检查瓦斯继电器及二次回路。

13.5.8　重瓦斯动作跳闸处理

13.5.8.1　按轻瓦斯保护动作的处理步骤进行处理；

13.5.8.2　对变压器外部检查，油枕有无破裂，压力释放器是否动作，内部是否有油的爆炸声和异音；

13.5.8.3　打开排气阀排气，若有气体排出，应检查气体的可燃性，若是可燃的，则应检查油的闪光点，与过去相比降低5℃以下时，则说明内部故障，未处理前不得投入运行；

13.5.8.4　测量绝缘电阻。若不合格不得投入运行，若绝缘良好，经技术专工同意可用递升加压方式给变压器充电。

13.5.9　主变差动保护动作处理

13.5.9.1　是否人员误碰，确属人员误碰可重新投入运行；

13.5.9.2　对保护范围内的一次设备进行全面的检查，是否有拉弧烧伤和短路痕迹；

13.5.9.3　上述检查未发现异状，应检查二次回路，如系保护误动作，须查明原因消除后方可投入运行，若测绝缘良好，经技术专工同意后可递升加压给主变充电。

13.5.10　主变差动与瓦斯保护同时动作，应按两种情况分别处理。

13.5.11　变压器着火处理

13.5.11.1　立即停电；

13.5.11.2　若上盖（厂用变除外）着火，可用泡沫式火器或砂子灭火；若油箱或散热器着火，用泡沫式灭火器或水灭火。用水灭火时，应注意不要喷到套管和瓷瓶上；

13.5.11.3　若有油溢至外面，应打开放油阀排油到没有油溢出为止，如变压器确有直接燃烧的危险时，应打开放油阀排油。

13.5.12　主变复压过流保护动作，应对38.5KV、6.3KV母线及主变相联的一次设备进行全面检查,检查正常后可试送一次，试送不成功，则查明原因并报告技术专工,若是线路引起听候调度处理。

本标准编制：蔡进修

审核：吴桂生

审定：周俊杰

批准：叶成贤