变压器运行维护规程

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1、集团企业公司编码：(LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-变压器运行维护规程1主题内容与适应范围1.1 本规程给出了设备规范，规定了其运行、操作、维护与变压器异常或事故情况下进行处理的基本原则和方法。1.2 本规程适用于变压器运行管理。2引用标准DLT57295 电力变压器运行规程GBT15164 油浸式电力变压器负载导则3设备规范（见表 1）表1 主变压器运行参数设备编号单位IB型号Sll-M-100/10额定容量KVA100额定电流A5.77/144.3额定电压KV10/0.4调压方式分接头(105%)/0.4KV额定频率HZ50相数相3连接组Yyno

2、冷却方式油浸自冷阻抗电压（75C）4%空载电流A1.4%空载损耗KW0.2负载损耗KW1.5高压低压分接位置分接电压电流电压电流1+5%105005.520%100005.77400144.33-5%95006.08总重量KG560中性点接线方式4主变正常运行与维护4.1 一般运行条件4.1.1主变运行中的顶层油温最高不允许超过95C，为防止变压器油质 劣化过速，正常运行时，顶层油温不宜超过85C。4.1.2 主变的运行电压一般不应高于该变压器各运行分接额定电压的105。4.1.3 主变的三相负载不平衡时，应监视电流最大的一相，且中性线电流 不得超过额定电流的 25。4.1.4 主变中性点接地

3、方式按调度命令执行。正常运行方式下主变压器中 性点接地。4.2 主变周期性负载的运行4.2.1 主变在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。4.2.2主变允许在平均相对老化率小于 1或等于1的情况下,周期性地超 额定电流运行。但超额定电流运行时，周期性负载电流（标么值）不得超过额定值的1.5倍,且主变顶层油温不允许超过105C。4.2.3 当主变有较严重缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热 现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流 运行。4.3 主变短期急救负载的运行4.3.1 主变短期急救负载下运行时,急救负载电流（标么值）不得超过额定值的1.8倍,且主变顶层

4、油温不允许超过115C,运行时间不得超过半小 时。4.3.2 当主变有较严重缺陷或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。 4.3.3在短期急救负载运行期间,应有详细的负载电流记录。4.4 主变的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应 超过额定电流的 25 倍。4.5 短路电流的持续时间不超过下表之规定短路电流倍数20以上201515以下持续时间（S）2344.6 干式变压器事故过负荷允许时间（单位：分钟）负荷电流/额定电 流1.21.31.41.51.6允许持续时间（分）6045321854.7 主变技术说明4.8.1变压器应能承受发电机甩负荷时1.4倍的额定电压历时5秒。4.8.

5、2 对于额定电压的短时工频电压升高倍数允许持续运行时间应不小于下表规定：工频电 压升高 倍数相一相1.101.251.501.58相一地1.101.251.902.00持续时间2 0分钟2 0秒1秒0.1秒4.8.4 允许偏差 电压比（空载）:每一分接头位置的允许偏差为分接头额定值的正负 0.5。损耗:变压器总损耗的偏差不得超过保证值。4.8.5 过负荷能力:变压器应能长时间过负荷5运行，过负荷能力应能 满足IEC油浸变压器负载导则的有关规定，制造厂应提供过负荷 容量时间曲线。套管、分接头和其他辅助设备应适应变压器过负荷运 行。4.8.6 分接头开关:变压器分接头开关设置位置应满足本技术规范所

6、规定 的分接要求。4.8.7 可见电晕和无线电干扰水平在最大工作相电压，黑暗条件下无可见 电晕，且无线电干扰电压不大于 2500微伏。5主变正常运行时的操作5.1 变压器投入运行时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧用 断路器进行充电操作。停电时，应先停负荷侧，后停电源侧。5.2 变压器的高、低侧都有电源时，一般采用低压侧充电、高压侧并列的 方法。停用时相反（合 510）。5.3 凡主变停、送电操作，值班人员均应亲临设备现场进行监视，并对变 压器进行外部检查。5.41 号主变压器停、送电操作原则5.4.1 停电前先检查备用电源是否已经在投入状态。5.4.2 停电操作，原则上先停低压侧的发

7、电机，后停高压侧。5.4.3高压侧停电，必须先检查5X16中性点接地隔离刀闸在合上位置， 低压侧带上厂用变压器 2B。5.4.3 充电操作,原则上选择变压器高压侧进行。充电前必需先合上中性 点接地刀闸5X16，带上厂用变压器2B。因故需要用变压器低压侧充电 时，只能用发电机零起升压或6.3KV侧半压充电的方法进行。5.5 主变停、送电典型操作票步骤5.5.11B充电操作步骤核对操作任务检查主变高压侧断路器 510 确在断开位置；检查主变低压侧断路器 210 确在断开位置：在主变低压侧断路器 210 操作机构本体上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌检查 2101 隔离开关确已在断开位置：在 210

8、1 隔离开关手把上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌； 投入5x16主变中性点接地隔离开关操作电源; 合上 5x16 主变中性点接地隔离开关； 检查5x16主变中性点接地隔离开关确已合上；在5x16主变中性点接地隔离开关操作箱上悬挂“禁止分闸”标示牌；核对主变高压侧分接头应在 117.975kv 档位； 投入主变各保护压板；取下510 主变高压侧断路器操作箱上的“禁止合闸，有人工作”标示 牌；取下510 主变高压侧断路器操作电源空开上的“禁止合闸，有人工作” 标示牌；合上 510 主变高压侧断路器操作电源空开；取下510主变高压侧断路器储能电机动力电源上的“禁止合闸|，有人工作|”标示牌合上 5

9、10 主变高压侧断路器储能电机动力电源；合上 510 主变高压侧断路器；检查 510 主变高压侧断路器确已合上；将510 主变高压侧断路器操作箱上锁锁住；检查主变充电正常5.5.2 主变停电操作步骤：核对操作任务检查 1#机202 断路器在断开位置；检查 2#机208 断路器在断开位置； 检查厂变 204 断路器在断开位置； 检查大坝 208断路器在断开位置； 检查主变中性点接地隔离开关 5x16 在合上位置； 断开主变低压侧 210 断路器；拉开主变低压侧隔离开关 2101； 断开主变高压侧 510 断路器拉开主变高压侧隔离开关 5103拉开 110KV 电压互感器隔离开关 5x14说明：若

10、合 510 对 6.3KV 母线充电操作，为防止操作过程中传递过电压 损坏设备，原则上1B低压侧应带上厂用变2B。5.6 变压器检修结束后投入运行前,必须完成下列工作5.6.1“三级”验收合格（检修项目与检修质量；试验项目与试验结果； 技术资料齐全，填写正确等），在中控室检修记录和设备异动记录上将变 压器主要检修处理和异动情况分别进行详细登记和交底。5.6.2 收回所有工作票，拆除全部安全设施，恢复常设遮栏及警告牌。5.6.3 测量变压器线圈的绝缘电阻（如维护人员提供了合格的测量数据 时，运行人员可以不再测量）。5.6.4 对变压器进行全面检查,检查内容如下： 检查主变顶上无杂物，中性点接地刀

11、闸 5x16 在合上位置。 油枕、套管内油色，油位应正常，温度计指示正确，防爆装置完好。 变压器本体及套管应清洁，无漏油、渗油、破损裂纹和放电痕迹等异常 现象。外壳接地线紧固完好。 油枕与变压器的联管阀门在开启位置。变压器分接头在规定位置。变压器各接头连接牢固、完整。 变压器中性点接地刀闸完好。冷却装置运行正常。呼吸器使用硅胶合格，玻璃外壳完好。变压器保护装置试验动作正确、并全部投入且位置正确。 投入变压器中性点避雷器，并登记放电记录器起始值。5.7 新装、大修、事故检修或换油后的变压器施加电压前变压器应静置24 小时，若有特殊情况不能满足此要求时，必须经总工程师批准。在投 入运行前，除按照

12、5.6条规定执行外，还应增加下列检查项目。5.7.1 周一晚班定期进行熄灯检查。5.7.1 消防设备齐全，试验良好。5.7.2 标志齐全，相别清楚，铭牌完好。5.7.3 散热器上、下阀门全开。5.7.4 变压器事故排油坑卵石敷设良好。5.8 检修后的变压器经检查无异常,用高压侧电源对变压器进行三次冲击 合闸试验。5.9变压器冲击合闸试验正常,瓦斯保护投入信号位置试运行 24小时。5.10变压器试运行 24小时正常,即可向调度报竣工,并将瓦斯保护投入跳 闸。5.11 检查变压器故障，可由发电机带主变进行零起升压，操作步骤见发 电机运行规程。5.12 大电流接地系统必须保证中性点接地方式正确5.1

13、5拉合变压器110KV断路器时，操作侧的中性点必须接地。6主变压器的巡视检查内容6.1 运行和备用中的变压器，应定期巡视（每天全面检查不能少于一次， 交班前、接班后应重点检查）。气候恶劣，高温、高负荷时要增加不定 期检查。6.2 在气温剧烈变化时应对变压器的油面进行额外检查。雷雨后应检查套 管有无放电现象和避雷器的动作情况。6.3在大修、事故检修和换油后，对110KV的变压器，宜静置3-5小 时，待油中气泡消除后方可投运。6.4 变压器定期正常巡视检查项目如下6.4.1 油枕内和充油套管内的油色，油面的高度，外壳散热器有无漏油现 象。6.4.2 变压器套管是否清洁，有无破损裂纹，有无放电现象及

14、其他异常情况。6.4.3 声响有无加大及有无杂音。6.4.4 散热器是否运行正常。6.4.5 母线支持绝缘子有无异常，导线接头有无发热。6.4.6 油温是否超过规定值。6.4.7 防爆装置是否正常。6.4.8 与瓦斯继电器连接的阀门是否打开，瓦斯继电器内是否有气体。6.4.9 室内变压器应检查门、窗、门闩是否完整，房顶是否漏水，通风， 照明和空气温度是否适宜。变压器外壳接地是否良好。检查呼吸硅胶颜色的变化。7异常运行及事故处理7.1 下列情况应先将变压器重瓦斯改投信号位置（其他保护应投入）7.1.1 变压器运行中进行滤油，加油，换硅胶。（工作完毕，变压器排尽 气后可将该保护重新投入。）7.1.

15、2 为查明某些异常原因，需打开变压器的各个放气阀或放油塞子、阀 门，检查吸湿器等。7.1.3 地震预防期间。7.2 在变压器运行发现不正常情况（如漏油、油位变化过高或过低，温度 异常，声响不正常等）应尽量设法消除并报告有关领导。7.3 变压器有下列情形之一，应立即停止运行7.3.1 变压器内部声响很大，很不均匀，有爆裂声。7.3.2 正常冷却条件下，负荷变化不大，而油温突然升高，并不断上升， 超过允许值。7.3.3 油箱裂开喷油，防爆装置破裂，喷油、喷火。7.3.4 漏油严重不止，油位计油位指示已在油位的最下限，并且油位继续 下降。7.3.5 油色变化过甚，化验不合格，有明显故障现象时。7.3

16、.6 套管严重破损和闪络放电或接线头熔断。7.3.7 变压器着火。7.4 变压器温度不正常升高的处理7.4.1 核对温度表。7.4.2 检查变压器三相负荷是否平衡。7.4.4 油面是否过低。7.4.5油温较以往同样负荷和冷却条件下高出10C以上，而变压器负荷 不变，冷却装置良好，温度计指示正确，但油面还在上升，则认为变压 器已发生故障，应报告领导，联系处理。7.5 变压器油面下降的处理7.5.1 变压器的油面较当时油温应有的油位显着下降时，应立即检查原因 并加强监视。若发现油位继续下降时，应汇报领导，立即联系处理。7.5.2 如因漏油而使油位迅速下降时，应迅速采取措施，制止漏油，当油 位低于油

17、位计指示以下时，必须停用主变压器。7.6 轻瓦斯动作处理7.6.1 检查变压器，观听内、外部有无异常，判断是否是进入空气、漏油 或二次回路故障引起的。7.6.2 检查气体性质（颜色、气体、可燃性），参照下表。气体性质故障性质黄色不易燃烧木质故障淡灰色带强烈臭味、可燃纸或纸板故障灰色和黑色易燃油质故障无色无味不可燃空气7.6.3 如果是空气，则放出空气后可继续运行。若信号连续动作，则应注 意信号出现的间隔时间，并查明原因。7.6.4 如果是有色可燃气体、或油色变化过甚、或轻瓦斯频繁动作，化验 结果不能运行时，应报告总工程师、联系调度，停用主变压器。7.6.5试验油闪点比上次记录下降5C,报告总工

18、程师、联系调度，尽快 停用主变压器。7.7 重瓦斯动作处理7.7.2 进行变压器外部检查，注意有无漏油等异常情况。7.7.3 取变压器内油样进行化验，判断故障的性质。若对变压器有怀疑 时，应对变压器进行必要的电气试验，正确判断变压器的故障性质，确 定是否可以继续运行。7.7.4 如果瓦斯保护误动作，则退出瓦斯保护，但差动保护必须投入；7.7.5 若外观检查和化验及电气试验均未发现问题，可对主变进行零起升 压，无异则可投入运行。7.8 差动保护动作处理7.8.1 进行差动保护范围内的一次设备外部检查。7.8.2 查明是否由于保护误动。7.8.3 测量变压器绝缘电阻。7.8.4 如未发现任何故障，

19、经总工程师同意，报告调度，可进行零起升压 试验，无异常后，方可运行。7.8.5 查明系差动保护误动，又不能很快处理时，经总工程师同意，联系 调度，可将差动保护退出，变压器投入运行，但瓦斯保护必须投跳闸位 置。7.9 差动保护和瓦斯保护同时动作，表明变压器内部故障，应立即停止运 行，并全面检查试验。7.10 变压器着火的处理7.10.1 立即将着火变压器所有开关和隔离刀闸拉开，断开电源。7.10.2 若变压器的油溢在变压器顶盖上着火，则应打开变压器下部阀门 放油。7.10.3 若变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严 重爆炸。7.10.4可使用干式灭火器、1211 灭火器等灭火。

20、不能扑灭时，再用泡沫 灭火器灭火。不得已时，可使用干沙灭火。如再不行，可用消防水灭 火。8变压器保护组成8.1 主变压器保护组成主变压器纵联差动保护 作为主变压器绕组及引出线的相间短路主保护 动作情况：保护瞬时动作于跳主变压器两侧所有断路器并发事故信号 8.1.2 主变瓦斯保护 作为反应变压器内部故障的保护 动作情况：轻瓦斯瞬时发预告信号，重瓦斯瞬时动作于跳主变压器高压 侧低压侧所有开关并发事故信号8.1.3 主变压器复合电压起动的过流保护动作情况：一段时限动作于跳 6.3KV 母联开关，二段动作于跳主变压器 高低压侧所有断路器并发事故信号8.1.4 主变压器零序电流保护 装设两段零序电流保护

21、作为中性点直接接地运行时主变高压侧及 110KV 线路单相接地的保护动作情况：第一段设置一个时限tl,第二段设置一个时间12, t4,其动作电流第一时限t2动作于信号，第二时限t4动作于跳开主变压器各侧断 路器。8.1.5 零序电流电压保护作为主变压器中性点不接地运行时，主变高压侧及110KV线路单相接地 故障同时又失去接地中性点的后备保护动作情况：设置一个时限t3,动作于跳开中性点不接地变压器高低压侧断 路器8.1.6 主变压器过负荷保护作为主变压器过负荷时的保护 动作情况：延时发预告信号8.1.7 主变压器温度保护 反映主变压器运行温度升高的保护 动作情况：发预告信号8.1.8 主变油位保

22、护 作为主变压器因泄漏使油面降低时的保护 动作情况：瞬时动作于信号8.1.9 主变油压力释放的保护作为主变油压升高时的保护动作情况：保护瞬时动作于跳主变压器两侧所有断路器并发事故信号8.2 厂用变压器保护组成8.2.1 厂用变压器电流速断保护 作为厂用变压器内部故障及引出线相间短路的主保护 动作情况：保护瞬时动作于跳厂用变压器高低侧断路器并发事故信号8.2.2 过流保护 作为厂用变及相邻元件相间短路的后备保护 动作情况：保护设两个时限，第一时限动作于跳低压侧母线分段开关第二段时限动作于跳厂用变压器高低压侧断路器并发事故信号8.2.3 零序过流保护 作为厂用变压器低压侧单相接地时的保护 动作情况

23、：保护设两段时限，第一时限动作于跳低压侧母线分段开关第二时限动作于跳厂用变压器高低侧断路器并发事故信号8.2.4 温度保护 反应厂用变压器运行温度升高的保护动作情况：发预告信号 9变压器试验项目9.1 绕组直流电阻测量9.2 绝缘电阻测量、吸收比9.3 泄漏电流测量9.4 变比和相位、极性检查9.5 各分接头位置绕组电阻测量9.6 绕组绝缘介质损失角测量9.7 交流耐压（局部放电试验）9.8 绝缘油试验9.9 测温装置校验9.10 噪声水平及振动装置9.11 空载损耗和空载电流测量及谱波分析9.12 短路阻抗和短路损耗9.13 油压试验9.14 最高工作电压下空载冲击合闸试验9.15 套管的电

24、容、绝缘电阻测试9.16 电流互感器试验辅助及控制回路交流耐压试验10变压器保护参数10.11 号主变保护保护名称动作参数动作时间动作后果差动保护Idb = 19.765A0s跳 510、 210瓦斯保护0s同差动零序保护Idb = 8.3A4s跳 510、 2104.5s跳 510、 210低压侧复合电压起 动（方向）过流保 护Idb = 3.633AT1=线路后备保护动作 时间+0.5sT2二T1+0.5s高压侧（方向）过流保护4.933T1=1.5sT2=2.0s低压侧过负荷保护3.82910s冷却系统全停保护20min跳 510、 210温度保护T=120C0s跳 510、 210油位保护不得超过油枕上、限值告警压力释放保护0.55Mpa排油