2主变压器运行规程.docx

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1、大盈江水电站四级大盈江四级水电站运行规程主变压器1 主题内容及适用范围1.1 主题内容1.1.1 本规程主要内容包括主变压器和变压器保护的规程、运行规程、操作规程、事故处理规程。1.1.2 本规程对主变压器运行方式、设备巡检、运行操作、事故处理等做出具体规定。1.2 适用范围1.2.1 本规程适用于大盈江水电站(四级)的运行治理。1.2.2 大盈江水电站(四级)运行人员应把握本规程，其他生产技术治理人员应生疏本规程；本规程也可供有关维护专业人员参考。2 依据与引用标准2.1 500kV 油浸式电力变压器2.2 无励磁分接开关使用说明书2.3 冷却风扇使用说明书3 设备运行3.1 设备概述3.1

2、.1 电站的主要电气设备均布置在上游副厂房内。主变压器承受三相组合式变压器，布置在上游副厂房外地面层的放开式变压器场内，高程为 266.70m 500kV GIS 及其配套设备布置在上游副厂房的 GIS 室内，屋顶为出线场。主变压器高压侧经 SF6/空气套管接至 GIS 室与 500kV GIS 设备连接；低压侧出线套管经离相封闭母线与发电电压设备相连。3.1.2 主变参数：名称型式及型号 额定容量(KVA)最高工作电压(KV)高压/低压额定电压(KV) 高压/低压额定电流(A) 高压/低压短路阻抗(%)连接组标号 额定频率(HZ)技术参数SFPH-202300/550 202300550/1

3、3.8550-22.5/13.8209.9/8367.414.30%Yn，d11 5025大盈江水电站四级绝缘耐热等级油箱真空耐受力量油枕真空耐受力量空载损耗空载电流负载损耗A 98KPa98KPa128.422KW0.13584.219KW器身吊重34800Kg绝缘油重323000Kg上节油箱3 10000Kg运输重冲氮气363000Kg总重3 90420Kg线圈温度限值66顶层油温温度限值55油箱及构架面温度限值70铁芯温度限值80绝缘油标号25h.v绝缘水平h.v线路端子中性点端子SI/LI/AC LI/AC1175/1550/680KV 180/85KVl.v线路端子高压侧雷电冲击耐受

4、电压峰值(KV)操作冲击耐受电压峰值(KV)短时工频耐受电压峰值(KV3.1.3 变压器投运的有关规定LI/AC105/45KV全波 -1546-11636803.1.3.1 变压器投入运行前应认真进展检查，确认变压器处于完好状态，确认工作场地符合要求，确认保护系统正常无误。3.1.3.2 检查重点油箱、铁心及夹件接地牢靠；分接开关安装正确无误；各种保护装置的工作正常；冷却管路连通蝶阀、储油柜及净油器与油箱的连通蝶阀均处于开启状态；冷却系统及掌握系统状况正常；断路器分合状态良好，三相分合同一性符合相关规定小于 10s。3.1.4 变压器投入运行前的试验3.1.4.1 用兆欧表测量绝缘电阻；推断

5、监测、掌握、关心电源等回路不存在故26大盈江水电站四级障和缺陷；3.1.4.2 从变压器本体取油样测试油耐压、介损、含水量；3.1.4.3 测量各绕组的绝缘电阻、吸取比或极化指数、tg值并与出厂值比较；3.1.4.4 测量联接组；3.1.4.5 检查有载开关的位置指示，测定各分接下的变压比；3.1.4.6 测定各线圈包括各分接位置的直流电阻；3.1.4.7 测量不高于额定电压 10的低电压激磁的空载损耗，核对阻抗；3.1.4.8 冷却系统运转试验 1-2h，查风机转向、油泵及掌握系统工作是否正常， 并开塞排出气体；3.1.4.9 空载合闸试验，冷却器不投入运行，合闸试验3 次或 5 次前必需要

6、气体继电器调整使讯号触头至报警回路，跳闸触头到继电器保护跳闸回路；过电流保护调整至保护整定值；中性点必需直接接地。3.1.4.10 将变压器接入电源，空载缓缓升压至额定电压，维持 1h 应无特别。此时气体继电器触头已接至电源跳闸回路，过电流保护时限整定为瞬时动作。当油面温升达 75时必需开启冷却器；3.1.4.11 再把电压缓缓上升到 1.1 倍额定电压，维持 10min，应无特别现象， 然后再缓缓降压。此项可改为空载额定电压下 1h 试运行；3.1.4.12 低压外施耐压试验，对发电机变压器可进展不超过出厂试验电压85的 1min 外施高压试验。3.1.5 关于渗漏油的界定变压器本体上有油污

7、而无明显漏油点，或某处漏油速度在每 10 分钟以上一滴者为渗油现象；变压器本体上有明显的漏油点，且漏油速度在每 310 分钟一滴者为有漏油现象；变压器本体上的漏油速度小于 3 分钟一滴者为严峻漏油； 变压器本体上的漏油速度小于每 2 秒一滴者为喷油。3.2 一般规定3.2.1 主变压器3.2.1.1 正常运行时发电机通过主变与系统并列运行，发电机与系统解列和停运时主变通过系统带厂用电或带电备用。3.2.1.2 主变中性点直接接地,在主变运行中和投运前应检查中性点接地良好。3.2.1.3 主变运行中和主变充电前，保护、测量及信号装置正常投入，主变投27大盈江水电站四级运应从高压侧充电，发电机从主

8、变低压侧并入系统。3.2.1.4 投运主变投运前应从主变高压侧做五次冲击合闸试验 ,大修更换过绕组的主变高压侧做三次冲击合闸试验。3.2.1.5 主变大修后，应静置 24 小时以上，并取油样化验合格后，方能投入运行。3.2.1.6 主变正常运行中的电压、电流不得超过主变铭牌上的规定。3.2.1.7 主变的运行电压变动在额定电压的5%范围内，最高电压不大于额定值的 110577.5kV。3.2.1.8 运行中主变上层油温不得超过 85，各部位温升不得超过规定。3.2.1.9 主变停用超过 30 天，应测量主变线圈的绝缘电阻。3.2.1.10 主变绝缘电阻的规定测量主变绝缘电阻，使用 2500V

9、摇表测量；主变线圈的绝缘电阻一般不低于初次在一样温度下测得的值的 70%，且在环境温度 20时，R2023M；主变绝缘吸取比 R60/R15 不低于 1.3；绝缘电阻低于上述规定时,主变投入运行需经总工程师批准。3.2.2 主变冷却风扇运行3.2.2.1 运行前应检查电机及叶轮有关连接局部要拧紧。3.2.2.2 接通电源检查旋转方向及运转状况，待一切正常后即可预备投入运行， 运行后应定期检查各局部有无松动或其它不正常现象。3.2.2.3 三相 50Hz 电源，额定值的偏差不超过5。3.2.2.4 初次投入运行，一周内应加强巡察检查。开头一个月检查一次，以后投入正常运行后可三个月检查一次。假设觉

10、察特别现象，如猛烈振动，声音特别， 电流过大，轴承过热应准时停机检查，待排解故障前方可再投入运行。3.2.2.5 停机时间过长或受潮严峻时，应枯燥处理后再投入运行。3.2.3 主变压器保护3.2.3.1 主变检修和递升加压时，应退动身变组保护跳联合单元和主变高压侧断路器的保护压板。3.2.3.2 主变重瓦斯保护不得与主变的差动保护和主变零序差动保护同时退出运行。3.2.3.3 瓦斯继电器保护装置的运行规定主变投运时和运行中瓦斯保护必需投入运行，重瓦斯保护应投至跳闸；主变大修、滤油、加油、换油或冷却器检修时，重瓦斯保护投至信号位置；当瓦斯继电器排气时瓦斯保护应投信号位置。3.2.4 主变冷却器相

11、关规定3.2.4.1 PFM-6100/4 模块智能型强迫油循环风冷却器28大盈江水电站四级3.2.4.2 冷却器的三种工作状态，即自动、停顿、手动三种状态。正常运行时冷却器全部在“自动”位，自动位时循环周期为 7 天。3.2.4.3 当运行的冷却器故障时，故障冷却器切除，自动投入一组在线的冷却器。关心投入的冷却器，在运行 30S 后再停顿。3.2.4.4 主变投运后至少有两组冷却器自动运行。当油温大于 55时，至少有三组冷却器运行。当油温大于 65，或者 CT 负荷大于 95%时，四组冷却器应当全部运行。3.2.4.5 当主变的高压断路器接通电网时，工作组冷却器自动投入运行，当主变的高压断路

12、器断开时，工作组冷却器应自动退出运行。3.2.4.6 冷却器循环说明：假设 4 组冷却器都置为自动状态，且无高温、过负荷，运行两组。首先运行 2#、4#冷却器，一个周期后运行 1#、3#冷却器，以此类推，保证对角运行。假设四组冷却器都置为自动状态，且有中油温时运行 3 组冷却器。3.3 设备巡检3.3.1 主变巡回检查工程3.3.1.1 主变运行中声音正常，无特别振动、爆破声、放电声；3.3.1.2 主变油枕和充油套管内油位、油温指示正常，各部无渗漏油现象；3.3.1.3 主变套管无裂开或漏气、漏油或放电痕迹；3.3.1.4 主变冷却系统风扇运行正常；3.3.1.5 主变气体继电器内无气体，主

13、变压力释放阀完好；3.3.1.6 主变油枕呼吸器完好，吸附剂颜色正常，油封油量正常；3.3.1.7 主变各连接油阀位置正确，无渗漏；3.3.1.8 主变中性点、铁芯及外壳接地线良好，无松动发热、变色现象；3.3.1.9 主变低压侧封闭母线数字式温度显示仪显示正常；3.3.1.10 主变本体端子箱关闭严密，二次电缆完好；3.3.1.11 主变消防设施应齐全、完好。3.3.2 遇到以下状况之一，应增加检查次数3.3.2.1 安装或大修后投入运行的主变；3.3.2.2 短路冲击或瓦斯继电器发出信号后；3.3.2.3 主变特别运行时；3.3.2.4 恶劣天气时。3.3.3 主变检修后应进展以下检查3.

14、3.3.1 主变套管无漏油、无损伤，清洁完好；3.3.3.2 主变油位、油色、温度指示正常，瓦斯继电器连通阀开启，压力释放器在关闭时不渗油；3.3.3.3 主变进、排油阀关闭严密，无渗漏；29大盈江水电站四级3.3.3.4 主变冷却装置正常；3.3.3.5 主变呼吸器畅通，吸附剂颜色正常；3.3.3.6 主变分接开关位置正确、三相全都；3.3.3.7 主变外壳及铁芯接地良好；3.3.3.8 主变中性点接地良好；3.3.3.9 主变水喷雾装置及其他消防设备完好。气 体 颜 色白色不行燃黄色不易燃浅灰色带猛烈臭味可燃灰色和黑色易燃故 障 类 型空气进入木质故障纸或纸板故障油故障3.3.4 瓦斯继电

15、器气体颜色及故障类型：4 设备操作4.1 主变检修完毕送电前，必需完成以下工作4.1.1 检修工作已完毕，撤除全部临时安全措施接地线、标示牌、临时遮栏等，恢复常设安全措施遮栏、警告牌；4.1.2 按主变的巡回检查工程对主变进展全面检查；4.1.3 检查主变冷却器试运转正常；4.1.4 投运或检修注油后的主变,应启动潜油泵循环 24 小时以上，如瓦斯继电器有气体应排出并作好记录；4.1.5 零起升压试验。4.2 主变投退操作原则4.2.1 主变充电前，其保护、测量及信号装置正常投入；4.2.2 主变投运应从高压侧充电，发电机从主变低压侧并入系统；4.2.3 主变投入退出应由高压侧 500kV 断

16、路器操作，严禁用隔离开关操作投入和切除主变；4.2.4 带厂用电主变停电时，应先倒换厂用电的运行方式，然后进展停电操作；4.2.5 主变投运时，冷却装置必需投入运行；4.2.6 主变检修或停用时，必需停运冷却装置。4.3 主变分接开关倒换操作规定4.3.1 主变分接头的运行位置按省调要求调整，并在主变运行档位记录簿内登记；4.3.2 倒换主变分接头位置操作，必需在主变停电并作好安全措施后进展；4.3.3 主变在变换分接头时，应作屡次转动，以消退触头上的氧化膜和油污；4.3.4 确认变换分接头的位置正确后锁紧，测量绕组的直流电阻合格后主变方可投入运行。30大盈江水电站四级4.4 主变送电4.4.

17、1 检修工作已完毕，安全措施已撤除；4.4.2 拉开主变高、低压侧接地刀闸；4.4.3 测量主变及厂用变绝缘合格通知电气维护人员协作；4.4.4 检查主变中性点接地引线恢复；4.4.5 投入主变低压侧电压互感器；4.4.6 投入厂用变低压侧电压互感器；4.4.7 启用发变组保护、故障录波装置；4.4.8 按要求投入主变及厂用变保护压板；4.4.9 启用主变冷却装置；4.4.10 查停电主变联合单元两台主变低压侧断路器在断开；4.4.11 查停电主变联合单元一台厂用变低压侧断路器在断开；4.4.12 断开联合单元高压侧断路器；4.4.13 合上主变高压侧隔离开关；4.4.14 查联合单元主变高压

18、侧隔离开关在合；4.4.15 投入主变高压侧断路器充电保护压板；4.4.16 合上主变高压侧断路器对主变充电；4.4.17 检查主变及厂用变充电正常；4.4.18 退出主变高压侧断路器充电保护压板；4.4.19 检查联合单元主变冷却器启动正常。4.5 主变检修措施4.5.1 查主变联合单元机组已停运；4.5.2 查联合单元主变所带的厂用电已倒换；4.5.3 断开联合单元主变高压侧断路器；4.5.4 拉开检修主变高侧隔离开关；4.5.5 停用检修发变组保护跳高压侧及联合单元出口断路器压板；4.5.6 将联合单元另一主变恢复运行；4.5.7 拉开检修主变低压侧隔离开关；4.5.8 查检修 2 号主

19、变厂用电低压侧断路器在断开；4.5.9 将检修 2 号主变厂用电低压侧小车开关移出柜外；4.5.10 断开检修主变压器低压侧电压互感器二次侧空气开关；4.5.11 停用厂用变低压侧电压互感器；4.5.12 停用检修主变冷却装置；4.5.13 停用检修主变保护；4.5.14 测量主变绝缘电阻通知维护人员协作；4.5.15 推上主变高压侧接地刀闸；31大盈江水电站四级4.5.16 推上主变低压侧接地刀闸；4.5.17 按要求做好主变检修其他安全措施。4.6 主变递升加压4.6.1 查主变在备用状态；4.6.2 检查发电机在备用状态；4.6.3 退动身变组保护跳高压侧断路器及机组联合单元出口断路器的

20、出口压板；4.6.4 检查发变组保护投入正常；4.6.5 检查主变高压侧隔离开关在分，投入主变冷却器；4.6.6 合上发电机出口隔离开关；4.6.7 合上发电机出口断路器；4.6.8 发电机开机至空转；4.6.9 合上磁场断路器 FMK；4.6.10 将励磁系统零起升压功能投入；4.6.11 按“起励”键，投入起励；4.6.12 检查机组带主变起励正常；4.6.13 按要求调整电压25%-50%-75%-100%对主变进展递升加压；4.6.14 递升加压过程中检查主变及厂用变各部无特别；4.6.15 当主变电压到达额定值时停顿加压。5 事故处理5.1 主变有以下状况之一者应马上停运5.1.1

21、主变声音特别，内部有爆裂声；5.1.2 主变严峻漏油或喷油，油面下降到低于油位计指示下限；5.1.3 主变冒烟着火；5.1.4 主变温度上升，超过上限温度，且无法处理时；5.1.5 当发生危及主变安全的故障，而主变保护装置拒动时；5.1.6 当主变四周的设备着火、爆炸或发生其它状况，威逼主变安全运行时。5.2 主变冷却器故障5.2.1 现象5.2.1.1 监控系统“主变冷却器停顿”报警；5.2.1.2 主变冷却器现地掌握屏有报警。5.2.2 处理5.2.2.1 检查主变冷却器动力及掌握电源投入正常；5.2.2.2 主变冷却器全停时应留意监视主变各部温度，必要时降低主变负荷运行，通知维护人员处理

22、。5.3 主变温度特别上升32大盈江水电站四级5.3.1 现象5.3.1.1 监控系统“主变温度高”报警，温度显示超过上限值；5.3.1.2 现地冷却装置有“主变温度高”报警，主变本体温度计指示超过正常值。5.3.2 处理5.3.2.1 核对温度测量装置,检查温度计指示是否正确，通知维护处理；5.3.2.2 检查主变负荷,如系过负荷引起应联系调度并调整主变负荷；5.3.2.3 检查主变冷却装置运行是否正常；5.3.2.4 冷却装置故障应通知维护处理；5.3.2.5 在正常负荷和冷却条件下，主变温度不断上升，经检查证明温度指示正确，则认为主变已发生内部故障，应马上将其停运。5.4 主变油位特别5

23、.4.1 现象5.4.1.1 监控系统“主变油位高”或“主变油位低”报警；5.4.1.2 主变油枕油位表指示计过高或过低。5.4.2 处理：5.4.2.1 主变油位与油温所对应的油位显著上升或降低，应查明缘由并准时通知维护进展处理；5.4.2.2 现地检查主变油位指示过低，应检查主变各部有无漏油；5.4.2.3 主变大量漏油，油位快速下降无法处理时，应准时将主变停运。5.5 轻瓦斯保护动作5.5.1 现象5.5.1.1 监控系统“轻瓦斯动作”报警；5.5.1.2 现地发变组保护屏“轻瓦斯动作”报警信号；5.5.1.3 现地检查瓦斯继电器内有气体。5.5.2 处理5.5.2.1 轻瓦斯动作时，应

24、马上对主变进展检查，查明动作缘由；5.5.2.2 如因滤油、更换吸附剂、加油或强迫油循环系统故障，使空气进入主变内部，重瓦斯保护应改投信号，排尽瓦斯继电器内空气后重瓦斯投入跳闸；5.5.2.3 因漏油使油位下降轻瓦斯保护动作无法处理时，应马上将主变停运；5.5.2.4 瓦斯气体化验为主变内部故障时，应马上转移负荷将主变停运。5.6 重瓦斯保护动作5.6.1 现象5.6.1.1 主变有冲击、监控系统“主变重瓦斯动作”、“主变差动保护动作”报警，联合单元两台主变各侧断路器跳闸；5.6.1.2 现地发变组保护屏跳闸信号灯亮，“主变重瓦斯动作”、“主变差动保护”33大盈江水电站四级动作信号。5.6.2

25、 处理5.6.2.1 重瓦斯保护动作跳闸时，应马上对故障变压器进展全面检查，假设主变发生喷油着火应马上进展灭火；5.6.2.2 将故障变压器隔离后做好安全措施，测量主变绝缘，并通知维护处理；5.6.2.3 检查联合单元另一主变无特别后投入运行，并检查投运正常；5.6.2.4 在故障消退后主变应作递升加压试验正常后投入运行；5.6.2.5 如判明为瓦斯保护误动作，待缘由查明并处理前方可将主变投入运行， 重瓦斯保护投跳闸。5.7 主变电气保护动作5.7.1 现象5.7.1.1 主变有冲击声，监控系统相应电气保护动作报警，主变各侧开关跳闸；5.7.1.2 现地发变组保护屏跳闸信号灯亮，并有相应主变电

26、气保护动作信号。5.7.2 处理5.7.2.1 对保护范围内的一次设备进展具体的外部检查，查明故障点及故障类型；5.7.2.2 主变内部故障跳闸后应尽快停顿冷却器的运行，以避开游离碳和金属微粒进入非故障局部；5.7.2.3 隔离并做好安全措施，测量绝缘电阻，并通知维护人员；5.7.2.4 如重瓦斯和差动保护同时动作，则还应按瓦斯保护动作检查并处理；5.7.2.5 如确认保护误动，可切除误动保护投入运行，但重瓦斯和差动保护不得同时退出运行；5.7.2.6 如未觉察任何故障，可进展零起升压，正常前方可投入运行。5.8 变压器着火5.8.1 现象：火灾自动报警系统主变火灾报警，主变相应保护动作并报警

27、。5.8.2 处理5.8.2.1 主变着火时，应将联合单元机组紧急停机，并快速将故障主变各侧断路器断开并隔离；5.8.2.2 主变上盖或套管着火，进展喷雾灭火，必要时进展放油使变压器油面低于着火处；5.8.2.3 主变外壳裂开，油溢出着火时，应马上翻开事故排油阀，将变压器油排至事故油池，并翻开消防水阀灭火；5.8.2.4 如主变内部故障引起着火时，严禁排油，以防主变发生爆炸；5.8.2.5 危及其它设备安全运行时，可将相关电气设备停电。5.9 主变过激磁5.9.1 现象34大盈江水电站四级5.9.1.1 监控系统“主变过激磁”报警，联合单元主变和机组可能停运；5.9.1.2 现地发变组保护屏“

28、主变过激磁”报警。5.9.2 处理5.9.2.1 查明过激磁缘由；5.9.2.2 检查油色，油位、油温是否正常；5.9.2.3 通知维护人员对主变及高压侧引线、外部螺栓连接及一次回路进展具体的全面检查，如未觉察任何特别现象，可将主变恢复运行。附录1主变各部位允许温升主变所在构造铁 芯绕 组顶层油温最高温升 不应使相邻绝缘材料受损60552 主变分接头及对应的电压值分电压电流分接联结分接%KVAA 相B 相C 相接位置额550209A2-A3B2-B3C2-C31定-2.536215A3-A4B3-B4C3-C425-5523221A4-A5B4-B5C4-C53高压分接开关低压电压V电流A1380083673 套管电流互感器技术数据套管电流互感器技术数据35大盈江水电站四级互感器型号电流比负荷准确值系数连接段标号备注高LR500压300/1150.5IK1-1K2 2K1-2K23K1-3K2LR-500300/1150.54K1-4K2零LRB-72相100/1255P201K1-1K22K12K2低LR-20压1200/1250.51K1-1K24 冷却器技术参数型式及型号工作组数 备用组数风扇电机容量(W)电压(V) 油泵电机容量(W)电压(V)DBF-8Q8 强迫油循环风冷4 组2 组750W/380V3000W/380V36