变压器本体非电量保护管理规定

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1、Q/ZDL 22632004变压器（电抗器）非电量保护管理规定1 总则 为加强变压器（电抗器）非电量保护管理，规范变压器（电抗器）非电量保护的安装、检修、运行 管理等各项工作，保证电网的安全运行，特制定本规定。2 引用文件DL/T 540-1994QJ-25、50、80 型气体继电器检验规程DLT 596-1996电力设备预防性试验规程JBT 6302-1992变压器用压力式温度计JBT 7065-1993变压器用压力释放阀JBT 8450-1996变压器绕组温度计JBT 9647-1999气体继电器国家电网生2004634号文110（66）kV500kV油浸式变压器（电抗器）技术标准国家电网

2、生产运营2004104号文 跨区电网变压器、电抗器非电量保护配置指导意见 华东电生【2003】359号文现阶段华东电网500千伏电压等级变压器压力释放阀运行要求3 管理职责（是否取消）3.1 非电量保护装置本体及至控制箱部分由变压器专业负责管理，控制箱端子排至保护屏（包括联动试 验等）由继电保护专业负责管理。3.2 变压器（电抗器）非电量保护由生产部技术部归口管理，其它相关部门按职能各负其责。3.3 职责分工3.3.1 省公司生产技术部：a）归口管理本省变压器（电抗器）非电量保护工作；b）组织制订并督促实施各类非电量保护技术措施；c）组织编制和安排变压器（电抗器）非电量保护技术改造工作；d）组

3、织和参加 220kV 及以上变压器（电抗器）非电量保护的重大缺陷、误动及拒动事故的分析 和处理，制定和落实反事故措施，督促消除重大缺陷；e）提出变压器（电抗器）非电量保护的配置和整定建议；f）参加或组织电网基建、技改项目中涉及电网各类非电量保护装置的配置、选型、技术指标的审 查以及工程验收、试运行工作。3.3.2 省调度中心a）协助做好变压器（电抗器）非电量保护技术管理工作；b）参加 220kV 及以上变压器（电抗器）非电量保护的缺陷分析、事故调查和处理，督促及时消 除缺陷；c）参与变压器（电抗器）非电量保护技术原则及技术方案的编制；d）按调度规程做好非电量保护的日常运行及调度管理工作；e）负

4、责督促检查和指导下级电网各类非电量保护工作。Q/ZDL 226320043.3.3 省电力试验研究所a）协助省公司做好变压器（电抗器）非电量保护技术管理工作；b）负责全省电网非电量保护校验装置的建立及量值传递工作；c）负责非电量保护测量仪器、仪表、装置产品质量的检验、测试；d）解决非电量保护在运行中的技术关键问题；e）开发研究和推广应用有关非电量保护的新技术、新工艺、新检验方法；f）参加 110kV 及以上变压器（电抗器）非电量保护的事故调查、缺陷分析和处理，督促及时消 除缺陷；g）研究和提出降低变压器（电抗器）非电量保护误动的技术措施，了解和掌握反事故技术措施落 实情况；h）负责全省变压器（

5、电抗器）非电量保护资料的收集，开展技术交流及专业培训工作。3.3.4 市公司生产技术部a）负责归口管理本单位变压器（电抗器）非电量保护工作，组织贯彻有关规程和反事故技术措施；b）根据上级反事故措施和本地区变压器（电抗器）非电量保护运行情及缺陷情况，组织制定本单 位非电量保护的反事故措施实施细则。负责编制本单位变压器（电抗器）非电量保护技改计划 并督促实施；c）组织和参加非电量保护事故的调查、缺陷分析和处理；d）制定本单位变压器（电抗器）非电量保护整定原则。3.3.5 市调度所a） 参加变压器（电抗器）非电量保护的事故调查、缺陷分析和处理，督促及时消除重大缺陷；b） 按调度规程做好非电量保护的日

6、常管理及调度工作。4 非电量保护设备选型、安装及维护的管理和要求4.1 非电量保护设备选型、安装和维护的基本要求4.1.1 对新投运的变压器（电抗器）应按照本规定的要求执行，对老旧变压器（电抗器）应结合大小 修进行技术改造，对不满足要求的非电量保护装置进行更换处理。4.1.2 非电量保护装置、开关接点、二次回路以及回路中的继电器、接触器等的二次设备选型、安装 和维护应按JB/T 8450等有关规程、标准及继电保护的要求进行校核、试验。4.1.3 新安装的非电量保护装置、开关接点、二次回路及其保护回路，在绝缘检查合格后，对全部连 接回路应用工频电压1000V进行持续lmin的介质强度试验。全部试

7、验（含流速、容积、压力、压力、 绝缘）合格后，变压器（电抗器）方能投入运行。4.1.4 非电量保护装置应选择结构合理、运行业绩良好、动作可靠以及采取了有效防雨防潮措施的产 品。4.1.5 二次电缆应选择耐油、屏蔽、绝缘和机械性能好的产品。4.2 气体继电器4.2.1应选用符合JB/T 9647标准，且不会因气体在继电器内蓄积而引起重瓦斯误动作的继电器。4.2.2 气体继电器的布置和设置应方便运行巡视、检查和检修。Q/ZDL 226320044.2.3为将气体积聚通向气体继电器，气体继电器或集气联管应有1%1.5%的坡度。4.2.4 已运行的气体继电器，应结合预防性试验进行全部检验。全检时也可用

8、检验合格的备品继电器 替换，但必须注意检验日期和运输途中的安全可靠性。气体继电器应结合主变停电、预试，进行二次回 路电气绝缘试验。4.2.5 变压器（电抗器）正常运行时，气体容积动作（简称轻瓦斯）应投信号，重瓦斯应投跳闸；但 变压器（电抗器）在运行中进行油处理、更换油泵以及打开放气阀或调整油位时，作用于跳闸的重瓦斯 应改接信号。4.2.6 气体保护信号发信时，应进行相应试验，并取集气盒内气样进行必要的分析，综合判断变压器 （电抗器）故障性质，决定是否投运。4.3 压力释放阀4.3.1应选择符合JB 7065标准、运行业绩良好、动作性能可靠的、微动开关全密封的、可重复动作 的机械式压力释放阀。4

9、.3.2 压力释放阀应在变压器（电抗器）油箱顶盖（壳式变压器可布置在油箱侧面）安装。当按油量 要求需装设2只时，应按长轴方向两端各安装1只。压力释放阀应有防雨罩，二次电缆应直接接入控制 箱。如原有中间过渡盒，过渡盒应具备防雨防潮功能，过渡盒的进出线必须在侧面的水平方向。4.3.3 在制造厂、投运前、大修以及必要时需对压力释放阀进行校验。每逢主变大修应拆下进行动作 特性校验，并做好相应记录。4.3.4 动作值的整定应能避开因外部穿越性短路故障而引起的误动。4.4 油温度计4.4.1 油温度计应选符合 JB/T6302 标准。4.4.2 变压器（电抗器）投运前和进行预防性试验时应对油温度计进行校验

10、（包括进行油温度计触点 回路电气绝缘试验及触点动作情况检查），还应定期校核现场油温指示与控制室远传数据的误差，并做 好相应记录。温度计量精度应满足JB/T6302要求。4.4.3 油温度计的安装位置应能清晰地看到油温指示。应在主变箱体显著位置设置油位与变压器（电 抗器）顶层油温关系曲线的铭牌，以便对照比较。4.4.4 运行人员在巡视过程中应观测油温，并与环境温度、油位、三侧负荷等运行工况结合起来判断， 发现问题应及时向上级主管部门汇报，并说明油温度计的厂家、型号及故障现象。4.4.5 油温度计安装时温包应全部插入有油的套筒内，套筒应密封良好。变压器（电抗器）投入运行 后就地温度计与远方温度指示

11、应基本一致。4.4.6 油温度计用于“跳闸”宜采用两个（两侧）不同温度触点串联作用于“跳闸”。当只有一个油温度 计时，可用变压器（电抗器）电源侧电流（整定为1.0倍1.05倍额定电流）接点串联作用于“跳闸”。4.5 冷却器全停4.5.1 冷却器控制柜应密封良好，具有驱除潮气装置。主变停电预试时应检查各接点接触情况。4.5.2 强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源并装有自动切换装置。应定期进行切换试验。 信号装置应齐全。4.5.3 无自冷能力强油循环变压器的冷却装置应有一组冷却器切“手动”，避免直流电源故障引起冷却 装置全停。4.5.4 冷却器全停、控制回路交流或直流电源失去时应立即告警。

12、4.5.5 冷却器全停跳闸延时继电器宜采用直流时间继电器，并装设在主变保护屏上。4.5.6 冷却器全停跳闸回路宜经主变压器油面温度接点控制。Q/ZDL 226320044.5.7 每组风扇和油泵应设一公用的断路器用于短路保护（也用于独立电机的过载保护）。4.5.8 每个接触器的线圈回路应用一独立的热继电磁型断路器保护。4.5.9 每个电机应设一过载保护装置（手动复位型）。4.6 有载分接开关4.6.1 分接开关的远方位置指示、机械位置指示均应一致。4.6.2 远方控制操作、现场启动按钮、急停按钮、电气极限闭锁动作、手摇闭锁电动操作均应准确可 靠。4.6.3 分相变压器在进行分接变换操作时，应采

13、用三相同步的操作方式，并具备失步保护。4.6.4 有载分接开关油流继电器或气体继电器动作的油流速度应符合制造厂要求，并应结合主变或有 载开关大修进行校验。4.7 油位计4.7.1 新变压器（电抗器）投运前需进行油位过高和过低保护的模拟传动试验，并且应对实际油位进 行核对。4.7.2 停电进行预防性试验时需进行油位过高和过低保护的模拟传动试验。当对变压器（电抗器）油 位有怀疑时，应对实际油位进行核对。4.8 压力突变继电器保护4.8.1 应选用质量稳定、具有良好运行业绩的压力突变继电器，变压器投运前和停电进行预防性试验 时需对保护回路进行传动试验，传动信号直接来自压力突变继电器的内部接点。4.8

14、.2 装有循环油泵的变压器，继电器不应装在靠近出油管的区域，以免在启动和停止油泵时，继电 器出现误动作。4.8.3 压力突变继电器必须垂直安装，放气塞在上端。4.9 油流继电器运行中应加强对油流继电器的巡视，如发现油流继电器不停的抖动、指针不到位、继电器的挡板脱 落等，应及时处理。5 非电量保护整定原则5.1 非电量保护基本整定原则应根据变压器（电抗器）的技术规范或制造厂家的规定执行。在变压器（电抗器）技术规范中未作 说明的一般可按以下原则整定。5.2 气体继电器5.2.1 轻瓦斯继电器作用于信号，重瓦斯继电器作用于跳闸。5.2.2 气体继电器一般整定原则见表 1。表1 气体继电器一般整定原则

15、变压器（电抗器） 容量（kVA）继电器型式连接管内径（mm）冷却方式动作流速整定值（m/s）1000及以下QJ-5050自然或风冷0.7 0.810007500QJ-5050自然或风冷0.8 1.0750010000QJ-8080自然或风冷0.7 0.810000以上QJ-8080自然或风冷0.8 1.0200000以下QJ-8080强迫油循环1.0 1.2200000及以上QJ-8080强迫油循环1.2 1.3500kV变压器QJ-8080强迫油循环1.3 1.4有载调压变压器（分接开关用）QJ-25251.05.3 压力释放保护5.3.1 本体压力释放保护5.3.1.1 500kV 单组（

16、或台）变压器或电抗器时压力释放阀作用于信号，二组（或台）及以上变压器 或电抗器时压力释放阀作用于跳闸；5.3.1.2 户内运行的主变压器，压力释放保护作用于跳闸；5.3.1.3 户外已运行的 220kV 变压器，在未进行技术改造或未达到本规定技术要求之前，压力释放保护作用于信号；户外已运行的220kV单台变压器，压力释放保护作用于信号；5.3.1.4新投运的220kV变压器压力释放保护作用于跳闸；5.3.1.5 llOkV变压器压力释放保护作用于信号。500kV 变压器（电抗器）1）满足本规定技术要求的压力释放保护应投跳闸；2）防雨防潮措施达不到规定要求的压力释放保护应投跳闸；3）国家电网公司

17、跨区电网资产设备的压力释放保护应投信号。220kV、110kV 变压器1）压力释放保护应投信号35kV变压器（电抗器）2）压力释放保护应投信号5.3.2 有载分接开关变压器有载分接开关压力释放保护作用于信号（如有）。5.3.3 压力释放保护一般整定原则口径申80 申130开启压力：（555） kpa ；Q/ZDL 22632004关闭压力:29.55kpa。5.4 冷却系统全停保护整定要求（改为投信号）5.4.1 500kV 变压器冷却系统全停保护瞬时投信，延时投跳。5.4.2 对有自冷能力的强油循环变压器和风冷变压器，冷却系统全停保护投信，其保护接点与油温保 护接点串接后投跳，油温整定值按5

18、.4.4 执行。5.4.3 对无自冷能力的强油循环变压器，变压器冷却系统全停保护瞬时投信，延时投跳；当冷却系统 故障切除全部冷却器时，其保护接点与油温保护接点串接后投跳，允许带额定负载运行时间应根据技术 规范要求确定运行时间，但不低于 20min。5.4.4 一般整定原则a）无自冷能力的强油循环变压器:1）上层油温75C 20min；2）上层油温V75C 60min。b）有自冷能力的强油循环变压器和风冷变压器:上层油温跳闸 100C。5.5 突变压力继电器保护（若有）5.5.1 突变压力继电器作用于信号。5.5.2 一般整定原则：25x （120%） kPa。5.6 油温保护（改为投信号）5.6.1 变压器（电抗器）油顶层温度一段作用于信号、二段作用于跳闸。5.6.2 一般整定原则上层油温度报警85 C； 上层油温度跳闸105C。5.7 绕组温度保护变压器（电抗器）绕组（线温）温度保护作用于信号。5.8 油位保护变压器（电抗器）油位保护作用于信号。6 验收6.1 按照本规定进行工厂验收和现场验收。6.2 对于首次采用的非电量保护装置变压器（电抗器）应进行出厂验收，编制出厂验收报告。出厂验 收项目和方法由厂家和业主在设计联络会中商定，厂方应提供装置说明书、非电量保护定值及调试要求。