某电站主变压器及附属设备运行规程10471.docx

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1、瀑布沟电站主变压器及附属设备运行规程（试行）瀑布沟电电站主变变压器及及附属设设备运行规程程（试行行）目次前言. 1主题内内容及适适用范围围1 2引用标标准和参参考资料料13定义、术术语和调调度命名名14系统概概述25主变压压器及附附属设备备主要技技术参数数46主变压压器的一一般规定定 8 7主变冷冷却器系系统运行行、操作作和维护护148运行操操作（以以6B为例例）1889主变压压器故障障和事故故处理222注释300附录A 34附录B规规程增补补及修改改内容442前 言本规程是是根据国国电大渡渡河瀑布布沟水电电站工作作的需要要，按照照GB/T 1130117119955企业业标准体体系表编编制指

2、南南、DDL/TT 8000220011电力力企业标标准编写写规则和和DL/T 448519999电电力企业业标准体体系表编编制导则则编写写。本规程由由国电大大渡河瀑瀑布沟水水力发电电总厂标标准化委委员会提提出并归归口。本规程主主要起草草人：彭彭光明。本规程审审查人：叶云虎虎、刘芬芬香。本规程批批准人：周业荣荣。本规程由由生产技技术处负负责解释释。瀑布沟电站主变压器及附属设备运行规程（试行）主变压器器及附属属设备运运行规程程1 主题内容容及适用用范围本规程规规定了瀑瀑布沟水水电站主主变压器器及附属属设备技技术参数数、运行行方式、操操作维护护、事故故处理等等；本规程适适用于生生产人员员对瀑布沟沟

3、水电站主主变压器器及附属属设备的的运行管管理。2 引用标准准和参考资资料下列文件件中的条条款通过过本标准准的引用用而成为为本标准准的条款款。凡是是注明日期的的引用文文件，其其随后所所有的修修改单（不不包括勘勘误的内内容）或或修订版版均不适适用于本本部分，凡凡是不注注日期的的引用文文件，其其最新版版本适用用于本部部分。电力变变压器 GB 10994.1110094.585电力变变压器油油试验规规程 GB/T 772522-20001电气装装置安装装工程电电气设备备交接试试验标准准 GBB501150-20006油浸式式电力变变压器技技术参数数和要求求5000kV级级 GGB/TT 1662744

4、19996电力变变压器、油油浸电抗抗器互感感器施工工及验收收规范 GBJJ1488-900电力变变压器运运行规程程 DDL/TT 5772-995电力设设备预防防性试验验规程 DL/T 559619996交流5500kkV 电电气设备备交接和和预防性性试验规规程 SDD3011-8881100（666）kVV5000kVV油浸式式电力变变压器运运行规范范国家家电网公公司 （220055）四川电电力系统统调度管管理规程程 （220088）5000kV主主变安装装使用说说明书西西安西电电变压器器有限责责任公司司 （220077）强油水水冷却器器控制箱箱使用说说明书西西安西电电变压器器有限责责任公司

5、司3 定义、术术语和调调度命名名3.1 定义3.1.1 主变压器器将发电机机出口电电压升压压至5000kVV电压等等级的变变压器，简简称主变变。3.1.2 主变状态态主变有四四种状态态，即运运行状态态、热备备用状态态、冷备备用状态态、检修修状态。3.1.2.1 运行状态态主变高、低低压侧隔隔离刀闸闸及断路路器在合合闸位置置，主变变带电运运行，相相应保护护投入运运行。3.1.2.2 热备用状状态主变各侧侧接地刀刀闸拉开，主变变各侧断路路器在断断开位置置，主变变高压侧侧或低压侧侧至少有有一刀闸闸在合闸闸位置，主变及相应断路器保护投入。3.1.2.3 冷备用状状态主变各侧侧接地刀刀闸拉开，主变各侧侧

6、断路器器和刀闸闸在断开开位置，主变及相应断路器保护投入运行。3.1.2.4 检修状态态主变各侧侧断路器器和刀闸在在断开位置置，主变变可能来来电端接接地刀闸闸在合闸闸位置，挂挂好安全全标示牌牌，相应应保护退退出运行行。3.1.3 零起升压压利用发电电机将设设备由零零电压逐逐渐升至至额定电电压或预预定值。3.1.4 主变冲击击试验检查变压压器绝缘缘强度、机械强强度和励磁涌涌流能否否造成继继电保护护装置误误动作。 3.1.5 绝缘电阻阻在绝缘结结构的两两个电极极之间施施加的直直流电压压值与流流经该对对电极的的泄流电电流值之之比。3.1.6 吸收比在同一次次试验中中，1mmin时的的绝缘电电阻值与与1

7、5ss时的绝绝缘电阻阻值之比比。3.1.7 极化指数数在同一次次试验中中，100minn时的绝绝缘电阻阻值与11minn时的绝绝缘电阻阻值之比比。3.1.8 温升电气设备备高于环环境温度度的数值值称为温温升，温温升的单单位为开开尔文（KK）。3.2 术语3.2.1 断路器：合上、拉开。3.2.2 隔离开关关：合上上、拉开开。3.2.3 阀门：开开启、关关闭。3.3 调度命名名500kkV 11（2-6）号主变变压器。4 系统概述述4.1 瀑布沟电电站6台台组合式三相主变变压器布布置在6677.7米高高程地下下主变洞洞内,容容量6667MVVA，高高、低压压侧接线线方式为为“Y/”，主变中中性点

8、直直接接地地，铁芯芯及夹件件通过安安装在油油箱顶部部的接地地套管引引至油箱箱下部接接地。4.2 主变调压压方式为为无励磁磁调压，无励磁分接开关（WDG-1250/220-5X3）按550（022.5）kV的电压等级设置，分接头开关有1档2档3档。4.3 主变冷却却系统4.3.1 主变冷却却系统采采用强迫迫油循环环水冷（OODWFF），冷却系系统与主主变箱体体分开布布置在变变压器左左侧，仅仅通过进进出油管管与主变变箱体连连接。4.3.2 每台主变变共有88台冷却却器（其其中两台作为为备用），冷冷却器运运行台数数对应负荷荷容量表表（见表表1）。表1 冷却器退退出运行行后的负负载能力力表运行台数数6

9、54321负荷容量量100%89%77%62%43%不允许运运行4.3.3 主变冷却却系统采采用成都锐锐达公司司智能型型冷却器器控制装装置。控控制装置置具备以以下功能能：4.3.3.1 现地、远远方启停停；4.3.3.2 按负载和和油温自自动投入入或切除除相应数数量的冷冷却器；4.3.3.3 当冷却器器均处于于正常状状态下，各各冷却器器按轮流流备用方方式投入入运行；4.3.3.4 当冷却器器故障时时，自动动切除故故障冷却却器并投投入备用用冷却器器；4.3.3.5 当冷却系系统电源源发生故故障或电电压降低低时，自自动投入入备用电电源；4.3.3.6 当冷却系系统故障障时，故故障信号号发送至至计算

10、机机监控系系统并报警；4.3.3.7 冷却器全全停时启启动主变变冷却器器全停保护。4.4 主变色谱谱在线监监测装置置（MGGA20000-6）（见见附图一一）变压器油油在内置置一体式式油泵作作用下进进入气体体采集器器，经毛毛细管萃萃取，分分离出变变压器油油中溶解解的气体。油气分分离后的的变压器器油流回回变压器器油箱，萃取出来来的气体体在内置置微型气气泵的作作用下进进入电磁磁六通阀阀的定量量管，定定量管中中的气体体在载气气作用下下进入色色谱柱。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

11、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 主变端子子箱变压器端端子箱安安装在变变压器本本体，用用于连接接套管电电流互感感器、变变压器本本体保护护元件和和监测装装置元件件，作为为变压器器与外部部控制、保保护、测测量、信信号系统统的接口口。5 主变压器器及附属属设备主主要技术术参数5.1 主变压器器技术参参数（见见表2）表2 主变主要要技术参参数序 号项 目 名 称称参 数单 位1型号SSP-H-66670000/5000【注11】2型式三相强

12、迫迫油循环环水冷、无载调调压组合合式变压压器3额定容量量667MVA4额定电压压550（-22.55）/200 （高高压侧/低压侧侧）kV5额定频率率50Hz6相 数3(三个个单相组组合)7联接组别别YN，dd118中性点接接地方式式直接接地地（固定定接地）9调压方式式无载调压压10冷却方式式ODWFF（强迫迫导向油循循环水冷）11短路阻抗抗（755）15 %12零序阻抗抗（755）15 %13高压绕组组各分接接头电阻阻（755）0.35502996/00.34415229/00.333279914低压绕组组电阻（75）3x0.001119886515空载损耗耗（最大大值）2855kW16负载

13、损耗耗（包括括杂散损损耗）13335kW17总损耗(主变本本体)16200kW18高压绕组组绝缘水水平SI/ LI / ACC ： 11775/15550 /6800【注2】kV19低压绕组组绝缘水水平LI / ACC ： 125/55kV20中性点绕绕组绝缘缘水平LI / ACC ： 1885/885kV21绕组绝缘缘耐热等等级A22环境最高高温度4023总油重97t24总重570（单单相器身身重1119）t25海拔高程程10000m5.2 主变压器器分接开开关技术术参数（见见表3）表3 主变分接接开关技技术参数数高 压压 侧侧低 压压 侧侧开关位置置电压（VV）电流（AA）电压（VV）电流

14、（AA）15500000700.2200000192554.6625362250718.135225500737.05.3 主变压器器高压套套管主要要技术参参数（见见表4）表4 高压套管管主要技技术参数数序 号项 目 名 称称参 数单 位1型号EKTCC16775-5550-12550 油油/SFF62额定电压压550kV3额定电流流12500A4局部放电电水平10PC5承受短路路的能力力额定热稳稳定电流流/额定定动稳定定电流（550/1125）kA(22S)/kA6工频耐受受电压（11minn）814kV7雷电全波波冲击耐耐受电压压16755kV8操作冲击击耐受电电压11755kV9有效爬距

15、距N.A.mm10干弧距离离925mm5.4 主变压器器低压套套管主要要技术参参数（见见表5）表5 低压套管管主要技技术参数数序 号项 目 名 称称参 数单 位1型号HETAA-400.5/250000-3环氧氧树脂电电容式/空气套套管2额定电压压40.55kV3额定电流流250000A4局部放电电水平10PC5承受短路路的能力力额定热稳稳定电流流/额定定动稳定定电流（1180/4500）kA(22S)/kA6工频耐受受电压（11minn）95kV7雷电全波波冲击耐耐受电压压200kV8有效爬距距10300mm9干弧距离离400mm5.5 主变压器器中性点点套管主要要技术参参数（见见表6）表6

16、 中性点套套管主要要技术参参数序 号项 目 名 称称参 数单 位1型号HTA-40.5/8800-3环氧氧树脂电电容式/空气套套管2额定电压压40.55kV3额定电流流800A4局部放电电水平10PC5承受短路路的能力力额定热稳稳定电流流/额定定动稳定定电流（331.225/778.1125）kA(22S)/kA6工频耐受受电压（11minn）100kV7雷电全波波冲击耐耐受电压压240kV8有效爬距距18122.5mm9干弧距离离690mm5.6 主变冷却却器及附附属设备备主要技技术参数数（见表表7）表7 主变冷却却器及附附属设备备主要技技术参数数表主变冷却却器主要要技术参参数序号项目名称称

17、参数单位1型号WKDHH3155 EXXZ2冷却器数数量8台3单个冷却却器冷却却容量315kW4单个冷却却器油流流量82.66m3/hh5单个冷却却器水流流量30m3/hh6进口油温温70.007出口油温温62.008进口水温温28.009出口水温温37.00主变冷却却器潜油油泵电动动机参数数10型号100/1800/122511型式径向螺旋旋浆轴流流式12扬程13流量14额定容量量3.6kW15额定电压压380V16额定电流流12A17转速14500r/miin18允许最高高温度主变冷却却器电动动阀参数数19型号ITQ00160020额定容量量40W21额定电压压AC 2220V22额定电流

18、流0.855A23动作时间间26S主变冷却却器技术术供水泵泵24型号DFSSS1255-366525型式卧式单级级双吸离离心泵26数量2台27额定流量量309m3/hh28额定效率率85%29额定扬程程47M30额定电压压380V31额定转速速14800Rpm32配套电动动机型号号Y22550M-433电机功率率55Kw34绝缘等级级F35启动方式式软启动36冷却方式式风冷主变冷却却器技术术供水泵泵全自动动滤水器器37型号38数量2台39额定电压压380V40工作压力力1.0MPa41过滤精度度3Mm42转速1.5r/miin43进、出水水管直径径DN2000Mm44排污管管管直径DN1000

19、Mm45排污方式式侧式排污污46排污物方方式沉积物自自动排污污47滤网反冲冲方式排污孔板板旋转自自动反冲冲洗旋转转48冲洗时间间间隔0122H49一次冲洗洗排污时时间0155min50安装方式式直立安装装51绝缘等级级F级6 主变压器器的一般般规定6.1 主变压器器运行电电压的变变动在额额定电压压的-22.55%以内时时，额定定容量不不变【注注3】，加加在变压压器各分分接头的的电压不不得大于于相应额额定值的1055%【注注4】。6.2 主变充电电时应有有完备的的继电保保护，并并检查调调整充电电侧母线线电压，以以保证充充电后各各侧电压压不超过过规定值值。【注55】6.3 主变正常常送电时，优先先

20、采用5500kkV母线线侧断路器器对主变变充电，机机组出口口断路器器同期并并网方式式。也可可采用发发电机带带主变递递升加压压，高压压侧断路路器同期期并网方方式。当当用发电电机对主主变递加加时，主主变高压压侧断路路器必须须退出运运行。6.4 主变停电电操作时时，应先先解列发发电机，再再断开中中间断路路器，最最后断开开母线侧侧断路器器【注6】，主变停电电前应保保证相应应厂用电电供电可可靠。6.5 严禁两套套主变差动动保护同同时退出出运行【注注7】。6.6 主变本体体端子箱箱或冷却却器控制制屏工作作时应做做好防止止主变非非电量保保护误动动的措施。6.7 主变压器器中性点点采用直直接接地地（固定定接地

21、）方方式运行行。在任任何情况况下，不不得中性性点不接接地运行行。6.8 主变呼吸吸器硅胶胶上观察察孔变为为粉红色时时应更换换硅胶【注注8】。6.9 主变分接接开关的的运行方方式按调调度要求求执行【注注9】。6.10 主变分接接开关由由装在油油箱箱壁壁的分相操作作机构在在无电压压情况下下手动操操作，操操作机构构设置锁闩闩闭锁，以以防止带带电操作作【注110】。主变变分接头头倒换后后，应确确认分接接头位置置正确并并锁紧后后，测量量绕组的的电压比比和直流流电阻，合合格后方方可投入入运行【注注11】。6.11 主变压力力释放阀阀、速动动压力继继电器运运行规定定6.11.1 主变压力力释放阀阀6.11.

22、1.1 运行中的的压力释释放阀动动作后，应应将压力力释放阀阀的机械械、电气信信号在变变压器停停电后手手动复位位，且须须查明压压力释放放阀动作作原因后后变压器器方可投投入运行行【注112】；6.11.1.2 压力释放放阀外罩罩固定螺螺栓运行行中严禁禁拆卸；6.11.1.3 在主变检检修后如如不采取取真空注注油，且且油面低低于压力力释放阀阀安装法法兰时，应应将压力力释放阀阀放气塞塞打开直直至有油油流出才才可关闭闭；6.11.1.4 主变运行行时压力力释放保保护投信信号位置置【注113】。6.11.2 速动压力力继电器器6.11.2.1 速动压力力继电器器安装在在变压器器高压侧侧油箱侧侧壁上，与与储

23、油柜柜油面的的距离为为米；6.11.2.2 速动压力力继电器器投入使使用前应应打开速动动压力继继电器放气气塞直至至有油流流出方可可关闭；6.11.2.3 主变运行行时速动动压力保保护投信信号位置置。6.12 大修后交交接和更更换线圈圈的变压压器，用用发电机机对主变变递升加加压完成成后，应应在高压压侧额定定电压下下作冲击实实验3次次，新投投运的变变压器应应在变压压器高压压侧额定定电压下下作冲击实实验5次次；每次次冲击合合闸后应应运行110分钟钟，每次次冲击试试验间隔隔5分钟钟；冲击试试验前应应将变压压器保护护全部投投入，冲冲击合闸闸后，重重瓦斯改改投信号号，244小时后后无气泡泡方可投投入跳闸闸

24、位置，重瓦斯保护停用期间其差动保护必须投入【注14】。6.13 变压器并并列运行行必须满满足下列列条件：【注15】6.13.1 结线组别别相同；6.13.2 电压比相相差不超超过5% ； 6.13.3 短路电压压差不超超过5% ；6.14 主变压器器最高温温升【注注16】（见表表8）表8 主变压器器最高温温升表顶层油温温绕组平均均温升油箱及结结构件表表面铁芯55K60K70K80K6.15 主变压器器过激磁磁允许持持续时间间【注17】（见表表9）。表9 主变压器器过激磁磁允许持持续时间间表过激磁倍倍数1055（满负负荷）11（空空载）12（空空载）13（空空载）14（空空载）时间连续连续30分

25、1分5秒6.16 系统事故故时，主主变压器器允许短时时过负荷荷运行规规定：6.16.1 系统事故故时变压压器短时时过负荷荷允许运运行时间间【注118】（见表表10）表10 系统事故故时变压压器短时时过负荷荷允许运运行时间间表过负荷电电流与额额定电流流之比1.11.21.31.41.51.6允许过负负荷时间间（miin）310954515756.16.2 事故时短短时过负负荷运行行的注意意事项：6.16.2.1 线圈温度度及上层层油温不不得超过过规定值值；6.16.2.2 过负荷前前和过负负荷终了了时，要要记录变变压器上上层油温温、环境境温度和和时间，过过负荷时时，每间间隔100分钟记记录负荷荷

26、、电压压、电流流、温度度一次；6.16.2.3 启动备用用冷却器器，严禁超超过6台台冷却器器同时运运行；6.16.2.4 检查主变变低压侧侧接线盒盒发热情情况；6.16.2.5 发现异常常立即汇汇报调度度，必要要时减负负荷。6.17 主变绝缘缘电阻的的测量【注注19】6.17.1 主变检修修送电前前或备用用超过77天应测测量变压压器低压压绕组对对地绝缘缘电阻；6.17.2 绝缘电阻阻应在油油温低于于50时测量量，不同同温度下下的绝缘缘电阻值值一般可可按下式式换算 式中中R1、R2分别为为温度tt1、t2时的绝绝缘电阻阻值。220时最低低电阻值不不小于220000M。6.17.3 测量主变变绝缘

27、电电阻使用用25000V或或50000V兆兆欧表；测量绝绝缘电阻阻的步骤骤为：停停电验电放电测量放电，放电时时间不少少于2 miin。测测量温度度以主变变上层油油温为准准；6.17.4 当主变绝绝缘电阻阻不合格格时应汇汇报有关关领导，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 主变压器器绝缘测测量前，变变压器必必须满足足下列条条件：6.17.5.1 拉开主变变高压侧断路路器；6.17.5.2 拉开主变变高压侧侧出口隔离离刀闸；6.17.5.3 拉开机组组出口断断路器；6.17.5.4 拉开机组组出口刀刀闸；6.17.5.5 拉开主变变低压侧侧接地刀刀闸；6.17.5.6 将

28、主变压压低压侧侧20kkV母线线电压互互感器拉拉至“试验”位置。6.17.5.7 拉开厂用用变低压压侧断路路器；6.17.5.8 将厂用变变低压侧侧断路器器拉至“试验”位置；6.18 新投运或或大修后后的变压压器应在在投运后后一天、四四天、十十天、三三十天各各做一次次油色谱谱分析【注注20】。若无异异常，运运行的第第二个月月至第六六个月每每一个月月取油样样化验一一次，以以后每三三个月进进行一次次油色谱分分析，判判断标准准【注221】见表11。表11 变压器油油色谱分分析表气体成分分总烃乙炔氢水标准（pppm）150011500206.19 主变油色色谱在线线监测系系统运行行和维护护（MGGA2

29、0000-6）： 6.19.1 油色谱在在线监测测系统分分析周期期为244小时一一次；6.19.2 变压器大大修或缺缺陷处理理时，油油箱抽真真空时，必必须关闭闭油色谱谱在线监监测取油油口阀门门和回油油口阀门门；6.19.3 当主变油油色谱仪仪载气减减压表的的压力低低于0.5MPPa，应应立即更更换载气气；6.19.4 当主变油油色谱仪仪载气净净化管的的颜色变变成米色色时，则则必须做做活化处处理或更更换；6.19.5 正常运行行时主变变油色谱仪仪载气瓶瓶输出压压力为0.44Mpaa，当瓶载气压压力小于于1MPPa时，应更换换载气瓶瓶；6.19.6 主变油色色谱在线线监测系系统在长长期停机机重新启

30、启动监测测时，应应先通载气气，并将柱柱箱温度度设置为为60，运行2小时以以上方可可投运；6.19.7 严禁修改改变压器器色谱在在线监测测系统软软件中的的标定参参数、出出峰时间间、服务务器配置置等，否否则会造造成硬件件异常；6.19.8 当在线监监测装置置油色谱出出现异常常，应立立即进行行离线取取样测试试。6.20 变压器油油不同故故障类型型产生的的气体【注注22】（见表112）表12 变压器油油不同故故障类型型产生的的气体故障类型型主要气体体次要气体体油过热CH4，CC2H4H2，CC2H6油和纸过过热CH4，CC2H4，COO，COO2H2，CC2H6油纸绝缘缘中局部部放电H2，CCH4，C

31、OOC2H22，C2H6，COO2油中火花花放电H2，CC2H2油中电弧弧H2，CC2H2CH4，CC2H4，C2H6油、纸中中的电弧H2，CC2H2，COO，COO2CH4，CC2H4，C2H66.21 变压器投投入运行行的操作作：6.21.1 变压器投投入运行行前，按按电气气设备交交接和预预防性试试验规程程的规规定，进进行全部部试验，确确认合格格方可投投运。6.21.2 检修后或或新投运运的主变变应满足以以下规定定：【注注23】6.21.2.1 新投运或或变动过过内外连连接线的的主变，投投运前必必须核定定相位；6.21.2.2 新投运（大修后后）的主变，用用发电机机对变压压器零起起升压，并

32、并做5（33）次空空载全电电压冲击击合闸试试验，主主变零起起升压和和冲击合合闸试验验时主变变中性点点必须接接地良好好；6.21.2.3 新投运、大大修、事事故检修修或换油油后的主主变，施加电电压前静静止时间间不少于于72【注注24】小时，有特殊殊情况不不能满足足上述规规定，需需请示主管管生产副副厂长批批准。6.21.3 主变投入入运行前前的检查查项目：【注225】6.21.3.1 收回相关关工作票票，拆除除安全措措施（接接地刀闸闸、标示示牌、遮遮拦等），恢恢复常设设遮拦；6.21.3.2 测量绝缘缘电阻合合格（潜潜油泵电电动机、冷冷却装置置的电气气回路）； 6.21.3.3 中性点套套管无破破

33、损、无裂裂纹、渗渗油现象象； 6.21.3.4 中性点接接地牢固固； 6.21.3.5 避雷器放放电记录录器上的的指示数数字、泄泄露电流流、在线监监测装置置正常完好好；6.21.3.6 外壳、铁铁芯接地地良好；6.21.3.7 压力释放放阀标志志杆指示示正常，无无渗油、漏漏油现象象；6.21.3.8 变压器分分接开关关位置正正确、三三相一致致并锁定定；6.21.3.9 瓦斯、速速动继电电器完好、无无渗油、漏漏油现象象；6.21.3.10 呼吸器畅畅通完好好，吸附附剂无潮潮解变色色；6.21.3.11 油枕油位位正常，绕组、油油面温度度正常；6.21.3.12 对变压器器油的油油质进行行最后化化

34、验，验验明合格格；6.21.3.13 冷却器进进水总阀阀、出水水阀全开开，电动动阀全关关，无漏漏水现象象；6.21.3.14 冷却器进进油阀、出出油阀全全开（事事故排油油阀关），无漏油、渗油现象；6.21.3.15 消防水系系统各阀阀门位置置正确，管管路、阀阀门及喷喷头无漏漏水，消消防设备备完好；6.21.3.16 主变冷却却器主、备备用电源源正常，冷冷却器自自动测控控系统正正常，测测量数据据显示正正确；6.21.3.17 主变冷却却器PLLC控制制柜开入入、开出出指示正正确无故故障报警警；6.21.3.18 各冷却器器远方、现地试试验运转转正常；6.21.3.19 主变冷却却器技术术供水泵泵

35、远程II/O控控制柜开开入、开开出指示示正确无无故障报报警；6.21.3.20 主变冷却却器技术术供水泵泵、变频频器工作作正常；6.21.3.21 主变冷却却器技术术供水泵泵全自动动滤水器器工作正正常无异异常报警警；6.21.3.22 变压器保保护装置置按主主变压器器保护装装置运行行规程要要求投入入正确；6.21.3.23 变压器本本体及其其附近应应无异物物，各标标志齐全全完备；6.21.3.24 电缆洞封封堵完好好。6.22 变压器正正常巡回回检查项项目：【注26】6.22.1 变压器声声音正常常；6.22.2 中性点套套管外部部无破损损裂纹、无无油污及及其它异常常现象；6.22.3 变压器

36、外外壳无发发热迹象象，温升升不应超超过700K。6.22.4 变压器的的外壳接接地良好好；6.22.5 压力释放放阀指示示正常，密密封圈密密封良好好，无渗渗油、漏漏油；6.22.6 变压器油油枕、排排油阀无无渗油漏油油；6.22.7 瓦斯继电电器、呼呼吸器无无渗漏油，呼吸器器硅胶颜色色正常；6.22.8 速动继电电器外壳壳无破损损、放气气阀、排排污阀无无渗漏；6.22.9 变压器油油枕油位位正常；6.22.10 主变冷却却器水压压、水温温、油压压、油温温正常；6.22.11 主变冷却却器油泵泵运转正正常，示示流器工工作正常常，无渗渗漏报警警；6.22.12 主变洞内内通风系系统正常常，消防防设

37、施齐齐全完好好；6.22.13 主变事故故排油管路路、阀门无渗漏漏；6.22.14 主变冷却却器PLLC控制制柜、主变端子子箱各端端子（接接头）无无烧焦、受潮现象象；温控装装置工作作正常；6.22.15 冷却器控控制装置置工作正正常，各各开关、控制把手位置正确，各电源、运行指示灯点亮，故障指示灯熄灭；6.22.16 主变技术术供水泵泵远程控控制I/O工作作正常无无异常报报警；6.22.17 油色谱在在线监测测装置工工作正常常无异常常报警；6.22.18 当班运行行人员对对运行中中的变压压器，每每班进行行一次巡巡视检查查；【注27】6.23 变压器在在下列情情况应增增加巡视视检查次次数：【注28

38、】6.23.1 设备存在在缺陷或或异常时时当班增增加一次次；6.23.2 设备满载载运行4小时以上上增加一一次；6.23.3 变压器过过负荷运运行时增增加一次次；6.23.4 新设备或或经过检检修、改改造的变变压器在在投运772h内内每班增增加一次次；6.23.5 设备试验验后或系统统发生故故障后增增加一次次；7 主变冷却却器系统统运行、操操作和维维护7.1 强迫导向向油循环环水冷（OODWFF）变压压器运行行时，必必须投入入冷却器器，且运行行中禁止止将循环环油泵全全停。【注299】7.2 主变冷却却器供排排水方式式（见附录录一）7.2.1 变压器主主用冷却却水取自自本机组组尾水管管，备用用I

39、冷却却水取自自本机组组压力钢钢管，备备II冷冷却水取取自主变压器器消防水水；7.2.2 流经主变变冷却器器后的水水排至尾水水管；7.2.3 主变冷却却器供水水泵取水水方式（见见附录二二）： 7.2.3.1 主变冷却却器取水水方式选选择有“尾水取取水”、“钢管取取水”、“消防取取水”三种方式式，正常常运行时时取水方方式选择择“尾水取取水”，当采采用压力力钢管或或消防水水取水时时则选择择“钢管取取水”或“消防取取水”；7.2.3.2 主变冷却却器尾水水取水控控制、钢钢管取水水控制、消消防取水水控制有有手动、自自动、切切除三种种控制方方式。正正常情况况下采用用自动控控制。当自动动控制失失效时采采用手

40、动动控制，此此时需使用“泵阀手手动控制制”切换开关关对取水水泵阀进进行开启启或关闭操操作。泵阀全全开或全全关后，将将“泵阀手手动控制制”切换开开关切至至“切除”位。切除控控制时冷冷却器油油泵退出出运行。7.3 主变压器器使用的的冷却水水必须满满足下列列要求：7.3.1 冷却水内内不得含含有对铜铜、铁有有害的化化学腐蚀蚀剂；7.3.2 应防止水水中的杂杂物及水水草流入入冷却器器内；7.3.3 冷却器总总水压满满足0.300.7MPaa；正常调调整为00.4 MPaa；【注330】7.3.4 冷却器中中的油压压大于水水压0.05MMPa；【注331】7.3.5 冷却器进进水温度度不超过过28。7.

41、4 主变冷却却器电源源：7.4.1 主变冷却却器动力力电源取取自本单单元机组组机旁自自用电II、III段，两两段电源源互为备备用，能能自动切切换（见见附录四四）。7.4.2 主变冷却却器PLLC 电电源：主变冷却却器PLLC交流流电源取取自本主主变冷却却器动力力电源BB相，直直流电源源取自本单元机组组直流负负荷屏，交直流流电源互互为备用用（见附附录四）。7.5 主变技术术供水泵泵电源7.5.1 主变技术术供水泵泵1号变变频器电电源取自自本机组组自用电电I段主主变技术术供水泵泵电源BB相，主主变技术术供水泵泵2号变变频器电电源取自自本机组组自用电电II段段主变技技术供水水泵电源源B相（见见附录五

42、五）；7.5.2 主变技术术供水泵泵PLCC交流电源源取自本本主变冷冷却器动动力电源源B相，直直流电源源取自本本机组直直流负荷荷屏（见见附录六六）。7.6 主变冷却却器控制制方式（见见附录七七）主变技术术供水泵泵、泵阀阀、冷却却器有手手动、自自动、切切除三种种控制方方式；正正常情况况下均采采用自动动控制，当当自动控控制失效效时采用用手动控控制，手手动控制制时用泵泵阀手动动控制开开关对其其进行开开启和关关闭操作作，当冷冷却器采采用手动动控制时时，需用用水阀控控制手动动打开和和关闭水水阀；在在切除控控制运行行时则冷冷却器退退出运行行。7.7 主变冷却却器PLLC自动动控制方方式【注注32】7.7.1 PLC控控制下冷冷却器的的停运条条件：变压器器高压侧侧断路器器、机组组出口断断路器跳跳闸。7.7.2 PLC控控制下冷冷却器正正常启运运条件：机组出出口断路路器或主主变高压压侧断路路器合闸闸。7.7.3 PLC控控制下冷冷却器启启运方式式：7.7.3.1 冷却器正正常时88台冷却却器控制制方式切切换开关关SHAA放“自动”；7.7.3.2 主变压器器空载时时，1台台冷却器器自动投投入运行行；7.7.3.3 2台冷却却器自动动投入运运行,冬冬季：00.2IIeIf0.55Ie,夏季：0.118IeeIf0.4Ie；7.7.3.4 3台冷却却器自动动投入运运行,冬冬季：00.5IIeIf0