箱式变压器运维技术标准.docx

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1、箱式变压器运维技术标准1运行规定一般规定1.1.1 新投运箱式变压器或低压回路进行拆、接线工作后恢复时，必须进行核相。1.1.2 箱式变压器电源电压等级、联结组别、短路阻抗、相角不一致时，严禁并列运行。1.1.3 箱式变压器在额定电压下运行，其二次电压变化范围一般不应超过-5%+10%。1.1.4 箱式变压器存在较为严重的缺陷（例如：严重漏油、有局部过热现象，油中溶解气体分析 结果异常等）或者绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。1.1.5 现场温度计指示、监控系统显示的温度应基本保持一致，误差一般不超过5。1.1.6 运行中应检查吸湿器呼吸畅通，吸湿剂潮解变色局部不应超过总量的2/3o在以下情况

2、下，箱式变压器有载分接开关禁止调压操作：a）有载分接开关油箱内绝缘油劣化不符合标准；b）有载分接开关储油柜的油位异常。1.1.7 树脂绝缘干式箱式变压器宜安装在室内；安装在室外时，应带防护外壳，箱式变压器门要 求加装机械锁或电磁锁；箱式变压器壳体选用易于安装、维护的铝合金材料（或者其他优质非导 磁材料），下有通风百叶或网孔，上有出风孔，外壳防护等级大于IP20o室外运行的箱式变压器，应在箱式变压器高、低压侧接线端子处加装绝缘罩、引线局部采 用绝缘措施；箱式变压器母排应加装绝缘护套。1.2 运行温度要求油浸式箱式变压器的上层油温不应超过95,温升不应超过55Ko正常运行时，上层油温不宜经常超过8

3、5o正常运行时，干式箱式变压器的绝缘系统温度及绕组平均温升不应超过表1中所列出的 相应限值。表1 干式箱式变压器绕组温升限值绝缘系统温度（绝缘等级）额定电流下的绕组平均温升限值K105(A)60120(E)75130(B)80155(F)100180(H)1252001352201501.3 紧急停运规定发现箱式变压器有以下情况之一，应立即将箱式变压器停运：1.3.1 箱式变压器喷油、冒烟、着火。1.3.2 箱式变压器严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。1.3.3 箱式变压器套管有轻微裂纹、局部损坏及放电现象，需要停运处理。1.3. 4箱式变压器内部有异常响声，有爆裂声。1.3.5 箱式

4、变压器在正常负载下，温度不正常并不断上升。1.3.6 箱式变压器引出线的接头过热，远红外测温显示温度到达严重发热程度，需要停运处理。1.3.7 干式箱式变压器环氧树脂外表出现爬电现象。1.3.8 高压熔断器连续熔断。1.3.9 其他根据现场实际情况认为应紧急停运的情况。2巡视例行巡视2.1.1 运行监控信号、灯光指示、运行数据等均应正常。2.1.2 各部位无渗油、漏油。2.1.3 套管无破损裂纹、无放电痕迹及其它异常现象。1.1.1 1.4本体声响均匀、正常。2.1.5 引线接头、电缆应无过热。2.1.6 箱式变压器低压侧绝缘包封情况良好。2.1.7 箱式变压器各部位的接地可靠，接地引下线无松

5、动、锈蚀、断股。2.1.8 电缆穿管端部封堵严密。2.1.9 有载分接开关的分接位置及电源指示应正常，分接档位指示与监控系统一致。2.1.10 本体运行温度正常，温度计指示清晰。2.1.11 压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损，无漏油现象。2.1.12 1. 12气体继电器内应无气体。2.1.13 储油柜的油位应与制造厂提供的油温、油位曲线相对应。2.1.14 吸湿器呼吸正常，外观完好，吸湿剂符合要求，油封油位正常。2.1.15 干式箱式变压器环氧树脂外表及端部应光滑、平整，无裂纹、毛刺或损伤变形。2.1.16 干式箱式变压器温度控制器显示正常，器身感温线固定良好，无脱落现象。2.1.17

6、 原存在的设备缺陷是否有开展。2.1.18 气体继电器、温度计防雨措施良好。2. 2全面巡视全面巡视在例行巡视的基础上增加以下工程：2.2.1 端子箱门应关闭严密无受潮，电缆孔洞封堵完好，温、湿度控制装置工作正常。2.2.2 箱式变压器室的门、窗、照明完好，房屋无渗漏水，室内通风良好、温度正常；消防灭火 设备良好。2. 3熄灯巡视引线、接头有无放电、发红迹象。2.1.1 瓷套管有无闪络、放电。2. 4特殊巡视4.1新投入或者经过大修的箱式变压器巡视2.4. 1.1声音应正常，如果发现响声特大，不均匀或者有放电声，应认为内部有故障。2.5. 1.2油位变化应正常，应随温度的增加合理上升，如果发现

7、假油面应及时查明原因。2.6. 1.3油温变化应正常，箱式变压器带负载后，油温应缓慢上升，上升幅度合理。2.7. 1.4干式箱式变压器本体温度应变化正常，箱式变压器带负载后，本体温度上升 幅度应合理。2.8. 1.5新投运箱式变压器应进行红外测温，注意收集、保存、填报远红外测温成像 图谱佐证资料。2. 4. 2异常天气时的巡视2. 4. 2.1气温骤变时，检查储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，各侧连接引线是否受力, 是否存在断股或者接头部位、部件发热现象。各密封部位、部件有否渗漏油现象。2. 4. 2. 2大风、雷雨、冰雹天气过后，检查导引线有无断股迹象，设备上有无飘落积存杂物，瓷 套管有

8、无放电痕迹及破裂现象。2. 4. 2. 3浓雾、小雨天气时，瓷套管有无沿外表闪络和放电，各接头部位、部件在小雨中不应有 水蒸气上升现象。2. 4. 2. 4雨雪低温天气时，检查接头部位积雪融化及是否发热。检查导引线积雪累积厚度，及时 清除导引线上的积雪和形成的冰柱。2. 4. 2. 5高温天气时，检查本体温度及其散热是否正常，冷却风扇可正常启动。3维护吸湿剂更换2.1.1 吸湿剂受潮变色超过2/3应及时维护。2.1.2 保证工作中与设备带电部位的安全距离，必要时将箱式变压器停电处理。2.1.3 吸湿器内吸湿剂宜采用同一种变色硅胶，其颗粒直径4-7mm,且留有1/54/6空间。2.1.4 油封内

9、的油应补充至合适位置，补充的油应合格。2.1.5 维护后应检查呼吸正常、密封完好。2.2 外熔断器（高压跌落保险）更换运行中箱式变压器高压进线外熔断器（高压跌落保险）熔断时，应立即进行更换。2.2.1 外熔断器的更换应在箱式变压器无负载时进行，更换过程中采取必要的安全措施，必要时 将箱式变压器停电。2.2.2 应更换为同型号、参数的外熔断器。2.2.3 4再次熔断不得试送，联系专业人员处理。3. 3红外检测检测周期：3. 3. 1.1 220kV场站每三个月不少于一次；35kV和HOkV场站每六个月不少于一次。3.1 1.2 220kV及以下场站，迎峰度夏前和迎峰度夏中各开展1次精确测温。3.

10、2 1.3新安装及大修投运后1周内。3. 3.1.4迎峰度夏（冬）、大负载、保电期间和必要时增加检测频次。3.3.2 检测范围为箱式变压器本体及附件。3.3.3 重点检测储油柜油位、引线接头、套管、电缆终端、二次回路。4典型故障和异常处理4.1箱式变压器过流保护动作4. 1. 1现象监控系统发出过流保护动作信息，箱式变压器高压侧断路器跳闸或熔断器熔断，各侧电流、功率显示为零。4.1.1.1 保护装置发出箱式变压器过流保护动作信息。处理原那么现场检查箱式变压器本体有无异状，重点检查箱式变压器有无喷油、漏油等，检查箱式 变压器本体油温、油位变化情况。4. 1.2. 2检查箱式变压器套管、引线及接头

11、有无闪络放电、断线、短路，有无小动物爬入引起短 路故障等情况。4. 1.2. 3核对箱式变压器保护动作信息，检查低压母线侧备自投装置动作情况、运行箱式变压器 及其馈线负载情况。检查故障发生时现场是否存在检修作业，是否存在引起保护动作的可能因素。4. 1.2. 5记录保护动作时间及一、二次设备检查结果。确认故障设备后，应提前布置检修试验工作的安全措施，联系专业人员处理。4. 2箱式变压器着火4. 2. 1现象箱式变压器本体冒烟着火，可能存在喷油、漏油等现象。4. 2. 2处理原那么4. 2, 2. 1检查箱式变压器各侧断路器是否断开，保护是否正确动作。4. 2. 2. 2箱式变压器保护未动作或者

12、断路器未断开时,应立即断开箱式变压器各侧电源及故障箱 式变压器回路直流电源，迅速采取灭火措施，防止火灾蔓延。4. 2. 2. 3灭火后检查直流电源系统和站用电系统运行情况，及时恢复失电低压母线及其负载供 电。4. 2. 2. 4检查故障发生时现场是否存在引起箱式变压器着火的检修作业。4. 2. 2. 5记录保护动作时间及一、二次设备检查结果。4. 2. 2. 6汇报上级管理部门，提前布置检修试验工作的安全措施，联系专业人员处理。4. 3干式箱式变压器超温告警4. 3. 1现象4. 3. 1.1监控系统发出干式箱式变压器超温告警信息。4.3. 1.2干式箱式变压器温度控制器温度指示超过告警值。4. 3. 2处理原那么4. 3. 2. 1开启室内通风装置，检查箱式变压器温度及冷却风机运行情况。4. 3. 2. 2检查箱式变压器负载情况，假设箱式变压器过负载运行，应转移、降低箱式变压器负载。4. 3. 2. 3检查温度控制器指示温度与红外测温数值是否相符。如果判明本体温度升高，应停用箱 式变压器，联系专业人员处理。