风电场110KV升压站运行规程.doc

巴音锡勒风电场220kv升压站运行规程 华润电力风能（佳木斯）有限公司技术标准q/crpwjms20101a-2011尖山风电场110kv升压站运行规程（试行）2011-09-01发布华润电力风能（佳木斯）有限公司发布-1-尖山风电场110kv升压站运行规程前言为了确保尖山风电场升压站运行、倒闸操作和事故处理安全可靠，保障人员、设备和电网的安全运行，特制订本规程。本规程是结合升压站现场设备情况，依据变电站标准化管理条例、变电运行规程、电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）、黑龙江电力集团电力系统调度规程编写而成，本站管理及运行人员必须熟知和严格遵守执行,本规程如与上级规程有抵触，以上级规程为准。本规程适用华润电力风能（佳木斯）有限公司尖山风电场110kv升压变电站。本标准由华润电力风能（佳木斯）有限公司生产技术部负责起草并解释。本标准不得与华润电力新能源控股有限公司企业标准相抵触。1、范围本规程为尖山风电场110kv升压站高低压配电装置、主变压器、接地变兼站用变压器、无功补偿装置、直流系统、保护及自动装置、站内消防系统的运行维护规定。本规程适用于尖山风电场110kv升压站的运行维护、日常管理、操作及事故处理。2、引用标准下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文，本标准出版时所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。dl408-91电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）中华人民共和国行业标准1991-03-18dl/t572-95电力变压器运行规程中华人民共和国电力工业部1995-06-29国电发2000643电业生产事故调查规程国家电力公司2001-01-01q/305-104.01-2002黑龙江电力集团系统调度规程黑龙江电力集团企业标准2002-04-01本标准编写人：王宝龙 本标准审核人：赵 辉本标准批准人：宋今歌2011年09月- 1 -尖山风电场110kv升压站运行规程目录1概况- 1 -1.1工程概况- 1 -1.2保护及自动装置配备- 1 -1.2.1110kv润前线保护- 1 -1.2.2110kv主变保护- 1 -1.2.335kv接地变兼站用变保护- 1 -1.2.435kv场内线路保护- 1 -2一次设备- 2 -2.1主变压器- 2 -2.1.1技术规范- 2 -2.1.2技术性能要求- 8 -2.1.3运行方式- 14 -2.1.4运行操作和监视调整- 16 -2.1.5巡视检查- 17 -2.1.6运行维护- 17 -2.1.7异常运行和事故处理- 18 -2.2断路器- 20 -2.2.1断路器技术规范- 20 -2.2.2断路器的运行- 23 -2.2.3遇到下列情况时，应立即停止断路器的运行- 25 -2.3隔离开关- 25 -2.3.1隔离开关技术参数表- 25 -2.3.2隔离开关的运行- 27 -2.4电压互感器和电流互感器规范- 29 -2.4.1110kv电压互感器规范表- 29 -2.4.2110kv电流互感器规范表- 31 -2.4.3电压互感器和电流互感器的运行- 33 -2.4.4遇到下列情况时，应立即停止电流互感器和电压互感器运行- 34 -2.5220kv避雷器- 34 -2.5.1110kv避雷器规范表- 34 -2.5.2避雷器的运行- 36 -2.5.3遇到下列情况时，应立即停止避雷器的运行- 37 -2.6五防装置的运行- 37 -2.6.1五防装置的运行- 37 -2.7高压母线- 38 -2.7.1高压母线的运行- 38 -2.8无功补偿装置- 38 -2.8.1系统概况- 38 -2.8.2技术指标- 39 -2.8.3电容器成套装置技术规范参数- 42 -2.8.4动态无功补偿装置监控系统- 46 -2.8.5其他要求- 46 -2.8.6性能要求- 47 -2.8.7电容器的运行- 48 -2.8.8电抗器的维护和保养- 49 -2.8.9异常运行和事故处理- 49 -2.9防雷装置- 50 -2.9.1技术规范- 50 -2.9.2防雷装置运行管理- 51 -2.9.3防雷装置异常运行及事故处理- 51 -2.9.4接地网- 52 -3站用电系统- 52 -3.1 设备概况- 52 -3.2站用变技术规范- 52 -3.3正常运行方式- 55 -3.4异常运行方式- 55 -3.5站用变投运前验收检查项目- 55 -3.6站用变巡视检查项目：- 55 -3.7站用变的运行维护- 55 -3.8异常运行和事故处理- 55 -4二次设备- 57 -4.1二次保护配置概况- 57 -4.1.1csc-200系列数字式保护测控装置- 57 -4.1.2csc-326数字式变压器保护装置- 70 -4.1.3bp-2cs微机母线保护装置- 84 -4.2运行管理- 87 -4.2.1二次设备运行操作规定- 87 -4.2.2二次设备工作注意事项- 88 -4.2.3二次设备投运需具备资料- 89 -4.3二次设备巡视检查项目- 89 -4.4二次设备运行维护- 89 -4.5二次回路异常运行及分析- 90 -3.5.1继电保护拒动原因- 90 -3.5.2继电器故障- 90 -3.5.3熔断器熔断或小开关跳闸- 90 -3.5.4端子排连接松动- 90 -3.5.5小母线引线松脱- 90 -3.5.6指示仪表卡涩、失灵- 90 -5直流及ups系统- 91 -5.1直流系统概述- 91 -5.2检查维护及注意事项- 91 -5.2.1充电机的检查- 91 -5.2.2蓄电池的检查- 91 -5.3异常及事故处理- 91 -5.3.1直流母线电压异常- 91 -5.3.2整流装置跳闸- 92 -5.3.3直流系统熔断器故障- 92 -5.3.4直流系统接地- 92 -5.3.5直流电源中断- 92 -5.4ups系统- 93 -5.4.1概述- 93 -5.4.2注意事项- 93 -5.4.3运行方式- 93 -5.4.4ups的故障与处理- 93 -6现场操作规程- 95 -6.1倒闸操作原则- 95 -6.2倒闸操作的具体规定- 95 -6.3事故处理主要任务及原则- 96 -6.3.1事故处理主要任务- 96 -6.3.2事故处理顺序- 96 -6.3.3事故处理的方法- 96 -6.3.4事故处理的原则- 97 -6.4异常及事故处理- 98 -6.4.1典型异常处理- 98 -6.4.2典型事故处理- 101 -7svc操作规程- 104 -7.1mcr运行- 104 -7.1.1mcr操作- 104 -7.1.2mcr装置的运行状态- 104 -7.1.3日常巡视- 104 -7.1.4mcr异常状况处理- 105 -7.2控制系统工作原理与性能- 107 -7.2.1无功补偿总体策略- 107 -7.2.2控制原理与实现策略- 107 -7.2.3mcr原理- 108 -7.2.4性能指标- 109 -7.3故障处理- 110 -7.3.1故障概述- 110 -7.3.2故障分类- 110 -7.3.3故障使能- 110 -7.3.4故障解除- 111 -7.4电容器组使用操作说明- 111 -7.4.1概述- 111 -7.4.2用途- 111 -7.4.3特点- 111 -7.4.4型号：- 111 -7.4.5技术数据- 111 -7.4.6过负载- 112 -7.4.7使用条件- 112 -7.4.8运输、储存- 113 -7.4.9验收- 113 -7.4.10安装- 113 -7.4.11保护- 113 -7.4.12接通和断电- 113 -7.4.13电容器的放电- 113 -7.4.14维护与保养- 114 -7.4.15修理及更换- 114 - 4 -尖山风电场110kv升压站运行规程1 概况1.1 工程概况本站电压等级为110/35kv，安装一台50mva（110/35kv）变压器；110kv系统采用单母线结线方式，本期工程110kv设备间隔按“线路-变压器组”规模建设，配电装置采用户外设备布置，包括一个进线间隔、一个母线pt间隔、一个主变出线间隔（注：本期与母线直接连接）；110kv出线一回“110kv润前线”至110kv西格木站新建间隔；35kv采用单母线接线，本期出线为四回，分别为：35kv华润线、35kv华润线、35kv华润线、35kv华润线；配置了svg动态无功补偿装置，动态无功补偿装置既能补偿容性无功6mvar，又能补偿感性无功6mvar。主变110kv中性点按直接接地或者间隙接地2种运行方式考虑，配备35kv中性点经电阻接地变兼400v站用变，同时考虑站用电可靠性，将增设一台备用变为备用站用电源，接自佳木斯供电局10kv线路。本期工程设四条35kv场内配线，带33台1500kw风力发电机运行：35kv华润线带1#、2#、3#、4#、5#、6#、7#、8#、9#共九台风机，总负荷为13.5mw。35kv华润线带23#、24#、25#、26#共四台风机，总负荷为6mw。35kv华润线带10#、11#、12#、13#、28#、29#、30#、31#、32#、33#共十台风机，总负荷为15mw。35kv华润线带14#、15#、16#、17#、18#、19#、20#、21#、22#、27#共十台风机，总负荷为15mw。1.2 保护及自动装置配备1. 110kv润前线保护1.1 bp-2cs微机母线保护测控装置。保护通道为专用光纤通道，保护包括分相电流差动和零序电流差动为主体的快速主保护，配有重合闸及完整的后备保护。1.2 保护二：csc-200系列数字式保护测控装置。其主保护为纵联电流差动保护、后备保护为三段式距离保护、四段式零序电流保护、综合重合闸。2. 110kv主变保护2.1 主保护：csc-326g数字式变压器保护装置保护包括差动、速断、过流、零序等主保护，过负荷、差流异常、ta断线等报警。2.2 辅助保护：csc-241b数字式变压器后备保护测控装置保护包括非电量、非全相、失灵等；cjx操作箱和czx-12r2操作继电器箱。3. 35kv电容器保护接地变兼站用变配有一套csc-241数字式所用变保护测控装置，保护配置过流、低电压、过电压、差压、非电量等保护。4. 35kv场内线路保护四条35kv风机线路各配有一套csc-211数字式线路保护测控装置，保护配置过流、零序、过负荷等保护。2 一次设备2.1 主变压器佳木斯市华润尖山风电场一期49.5mw工程，安装额定容量为50mva主变压器1台。该变压器是将风机所发电力送入系统所用。高压侧接110kv系统，低压侧接35kv母线。主变压器由西电济南变压器股份有限公司生产，主变采用三相双绕组自然油循环风冷(onan/onaf)，型号为sfz10-50000/110。2.1.1 技术规范变压器基本技术参数：2.1.1.1 型式：节能型三相风冷双绕组铜芯有载调压油浸式升压变压器.2.1.1.2 冷却方式：onan/onaf 70%/100%2.1.1.3 额定频率：50hz2.1.1.4 额定容量：50mva2.1.1.5 额定电压：高压侧：110kv低压侧：35kv2.1.1.6 电流：高压侧：276a低压侧：866a2.1.1.7 额定电压比：11081.25%/35kv2.1.1.8 短路阻抗10.52.1.1.9 极性：负极性。2.1.1.10 联接组标号：ynd112.1.1.11 端子连接方式：高压侧：架空软导线低压侧：母线桥高压中性点：架空软导线。2.1.1.12 套管相间距离：高压：2500mm低压：600mm（净距）2.1.1.13 变压器相序：面对变压器高压侧从左到右，高压侧为a、b、c，低压侧为a、b、c。2.1.1.14 绕组绝缘耐热等级：a级2.1.1.15 绕组绝缘水平见表2.1绝缘水平额定短时工频耐受电压额定操作冲击耐受电压(相对地)额定雷电冲击耐受电压(kv峰值)kv(方均根值)kv(峰值)全波截波高压185/200-550/480530低压80/95-185/200220中性点95-250250注：绝缘水平根据海拔高度进行修正。2.1.1.16 变压器绕组匝间工作场强不大于2kvmm。2.1.1.17 在额定频率下，变压器在高于105的额定电压下可长期运行，但不得超过110的额定电压。损耗和效率（在额定电压和频率下，温度为75c时）：2.1.1.18 负载损耗1）在主分接额定容量下负载损耗保证值：210kw。2）卖方提供下表所列负载损耗值和其中包含的杂散损耗值（kw）： 负载损耗值及其杂散损耗值分接位置极限最大分接主分接极限最小分接高低（50 mva）负载损耗(75)210 kw其中：杂散损耗17 kw2.1.1.19 空载损耗1）额定电压和额定频率时空载损耗保证值： 33 kw。2）卖方提供额定频率、110%额定电压的空载损耗： 51 kw。2.1.1.20 效率在额定电压、额定频率、高中间额定容量和功率因数为1时的效率不低于99.5%，计算公式为：效率=（1总损耗/容量）100%其中：总损耗=负载损耗（75）+空载损耗2.1.1.20 冷却装置需用总功率： 2.3 kw。（6台常用风扇，1台备用风扇）2.1.1.21 温升限值 1）顶层油：55k。（温度计测量）2）绕组平均温升：65 k。（电阻法测量）3）油箱表面及结构件表面： 70k。4）绕组热点温升、金属结构件和铁芯温升： 78 k。2.1.122 变压器的负载能力1) 卖方提供下表中所列在不同环境温度下，投入不同数量的冷却器时，变压器允许满负荷运行时间及持续运行的负荷系数。变压器允许满负荷运行时间及持续运行的负荷系数投入冷却器数满负荷运行时间（min）持续运行的负荷系数102030401020304007.26.66.26.05%5%4%4%828.624.421.819.466%63%61%55%16长期长期长期长期100%100%100%100%2) 变压器的负载能力符合gb/t15164油浸式电力变压器负载导则的要求，卖方提供该变压器负载能力计算所需的热特性参数。2.1.1.23 承受短路能力1）变压器电源侧系统表观容量的短路电流（有效值）高压侧5ka，低压侧20ka 2）当缺乏系统短路电流计算值时，可按变压器由无限大容量的电源供电，在变压器输出端发生出口短路时，能保持其动、热稳定性能而无损坏和明显变形。3）热稳定的短路持续时间不小于2s。2.1.1.24 工频电压升高时的运行持续时间变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间符合下表的要求。工频电压升高时的允许运行持续时间工频电压升高倍数相相1.051.11.251.51.58相地1.051.11.251.92.0持续时间持续80%额定容量下持续20s1s0.1s2.1.1.25 在额定频率下的过励磁能力：如下表所示满负荷时空载时140%励磁：5s140%励磁:1min120%励磁:3min130%励磁:5min110%励磁:20min120%励磁:30min105%励磁:连续110%励磁: 连续2.1.2 技术性能要求1 局部放电水平在规定的试验电压和程序条件（gb1094.3）下，高压绕组的局部放电量在1.5um/下均不大于100pc。在1.5um/下，高压套管的局部放电量均不大于10pc。2 无线电干扰在1.1倍最高相电压时的无线电干扰电压不大于500v，并在晴天夜晚无可见电晕。3. 噪声水平： 68 db（a）。（当冷却装置的风扇投入时，距变压器外廓线2m处测量；或当冷却装置的风扇不投入运行，距油箱0.3m处量）。4. 所有相同设计、相同额定值的变压器的电气性能完全相同，具有互换性，且可以并列运行。5. 变压器的结构有利于顺利地运输到目的地，需现场安装的附件，安装好后将能立即进入持续工作状态。6. 变压器及其附件的设计和组装使振动最小，并且能承受三相短路电动力的作用。7. 变压器油箱的机械强度能承受真空压力 133 pa和正压 0.098 mpa的机械强度试验，油箱无损伤和不允许的永久变形。冷却装置的机械强度不小于油箱强度。8. 变压器铁心和较大金属结构零件均通过油箱可靠接地，变压器的铁心通过套管从油箱上部引出可靠接地，接地处有明显接地符号“”或“接地”字样。2.1.2.1套管绝缘水平套管绝缘水平额定短时工频耐受电压额定操作冲击耐受电压(相对地)额定雷电冲击耐受电压kv(方均根值)kv(峰值)(kv峰值) 全波高压185/200-550低压80/85-185/200中性点95-2502.1.2.2 套管颜色：棕色2.1.2.3 套管泄漏比距：2.88cm/kv（计算时取系统额定电压）2.1.2.4 套管端子受力：套管端子的允许组合荷载不小于下列数值，安全系数不小于2.75，组合荷载为各荷载分量的向量和。 水平拉力(n)垂直(n) 纵 向横 向高压侧1000750750低压侧750400500中性点750400500变压器套管端子型式和尺寸满足gb5273标准中的有关规定。2.1.2.5 套管最小爬电距离：高压：3906mm，低压：1256mm，中性点：2250mm（当平均直径较大时还考虑300mm时，爬电距离乘以1.1倍直径系数；当平均直径500mm时，爬电距离乘以1.2倍直径系数，爬电距离/干弧距离4）。2.1.2.6 伞裙采用大小伞，伞裙的宽度、伞间距符合iec60815之规定。2.1.2.7卖方提供测量末屏接地线的引出线连接端子。套管的试验和其他的性能符合gb/t4109规定。2.1.2.8 变压器套管式电流互感器的配置及规范安装部位序号准确级二次绕组的额定容量额定电流比高压套管10.530va500/5a25p2030va35p2030va套管电流互感器符合gb1208、gb16847现行标准的规定 绕组测温电流互感器设于高压侧套管。2.1.2.9 有载分接开关1）额定特性 调压范围：11081.25%kv 额定通过电流：500a 有载分接开关采用bcd码方式绝缘水平：满足gb10230有载分接开关的有关规定。2） 性能要求a 分接开关布置在旁轭的外侧。b 有载分接开关的切换装置装于与变压器主油箱分隔且不渗漏的油室里。其中的切换开关芯子可单独吊出检修。c 设置hnly智能型有载分接开关在线滤油装置，开关切换油室的油应能在带电的情况下进行滤油处理。有载分接开关切换油室有单独的储油柜、呼吸器、压力释放装置和保护用继电器等（气体继电器或压力突变继电器）。d 有载分接开关的驱动电机及其附件装于耐候性好的控制柜内。e 有载分接开关能远距离操作，也可在变压器旁就地手动操作。具备累计切换次数的动作记录器和分接位置指示器。控制电路有计算机接口。f 有载分接开关切换开关油室能经受0.05mpa压力的油压试验，历时1h无渗漏。2.1.2.10冷却装置1）制造厂： 保定多田，西安西诺 型式：片散 风机 pc520 2）冷却器台数（包括一台备用） / ；布置方式:变压器本体壁挂式 。3）卖方提供冷却装置的电源总功率 2.3 kw。其中风扇 2.3 kw，油泵0kw。4）风扇电机为三相、380v，有过载、短路和断相保护。2.1.2.11 变压器油：选用克拉玛依#45油，变压器油满足以下要求： 凝固点：小于-45c 闪点( 闭口 )：大于135c 耐压值：大于50kv/2.5mm 介质损(90c)：小于0.005 含水量：小于15 mg/l2.1.2.12 变压器布置1）变压器套管、储油柜、油箱和冷却器等布置符合买方的要求。2）变压器的铁心、夹件与油箱绝缘，铁心、夹件的接地引下线分别从装在油箱顶部的套管引出后在油箱下部与油箱连接。2.1.2.13 铁心和绕组1）铁心采用进口优质、低耗的晶粒取向冷轧硅钢片，用先进方法叠装和紧固，使变压器铁心不致因运输和运行中的振动而松动。2）全部绕组均采用铜导线，优先采用半硬铜导线。导线间有足够的换位，以使附加损耗降至最低。绕组有良好的冲击电压波分布，不采用加避雷器方式限制过电压；使用场强严格控制，采用耐热、高密度、灰份低的绝缘纸作为匝间绝缘，确保绕组内不发生局部放电和绝缘击穿。对绕组漏磁通进行控制，避免在绕组引线和其他金属构件上产生局部过热。3) 绕组适度加固，引线充分紧固，器身形成紧固的整体，使其具有足够的短路承受能力。在运输、振动和运行中外部短路时不发生相对位移。4) 绕组内部有较均匀的油流分布，铁心级间迭片也留有适当的冷却油道，并使油路通畅，避免绕组和铁心产生局部过热。5) 变压器能承受运输中的冲撞，当冲撞加速度不大于3g时，无任何松动、变形和损坏。2.1.2.14 储油柜1) 储油柜采用外油式bg型金属波纹管密封式储油柜。2) 套管升高座等处积集气体通过带坡度的集气总管引向气体继电器，再引至储油柜。在气体继电器水平管路的两侧加蝶阀。3) 储油柜装有油位计（带高、低油位时供报警的密封接点）、放气塞、排气管、排污装置、进油管、吊攀和人孔。2.1.2.15 油箱（全封闭结构）1) 变压器油箱的顶部不形成积水，油箱内部无窝气死角。2) 变压器能在其主轴线和短轴线方向在平面上滑动或在管子上滚动，油箱上有用于双向拖动的拖耳。变压器底座与基础的固定方法，经买方认可。3) 所有法兰的密封面平整，密封垫有合适的限位，防止密封垫过度承压、龟裂老化造成渗漏。4) 油箱上设有温度计座、接地板、吊攀和千斤顶支架等。5) 油箱上装有梯子，梯子下部有一个可以锁住踏板的挡板，梯子位置便于对气体继电器的检查和采集气样。6) 变压器油箱装有下列阀门：a 进油阀和排油阀（在变压器上部和下部成对角线布置）；b 油样阀（取样阀的结构和位置便于取样，上中下各一个）。7) 变压器装油带报警接点的压力释放装置，每台变压器2个，直接安装在油箱两端；当穿越性短路电流通过变压器时，压力释放装置不动作；8 ) 气体继电器重瓦斯接点不因为气体的积累而误动；具有引至地面的取气管。9 ) 变压器油箱的机械强度能承受真空压力 133 pa和正压 0.098 mpa的机械强度试验，油箱无损伤和不允许的永久变形。冷却装置的机械强度不小于油箱强度。2.1.2.16 冷却装置1) 对于油浸风冷式变压器，供给全套风冷却装置如散热器、风扇电动机和接线装置等，其中风扇电动机采用低噪音产品。2) 风扇电动机的电源为三相、380v、50hz；风扇电动机设有断路器及热继电器，具有过负荷、短路和断相保护。 3) 变压器的冷却装置按按油温情况自动投切风扇，且该装置可在变压器旁就 地手动操作。4) 当切除故障冷却装置时，备用冷却装置自动投入运行。5) 冷却装置有使两组相互备用的供电电源切换的装置。当冷却装置电源发生故障或电压降低时，自动投入备用电源，并设有闭锁和手动切换功能和发出报警信号功能。6) 当投入备用电源或备用冷却装置时，将切除的冷却器和损坏的风扇电机的故障信号发至远方控制室。7) 当需要时，备用冷却装置也可投入运行，即全部冷却装置（包括备用）投入运行且不发生油流放电。8）冷却装置设计考虑防腐。2.1.2.17 套管采用导杆式电容型并有试验用端子。2) 套管不渗漏，对油浸式套管并有易于从地面检查油位的油位指示器。3) 每个套管有一个可变化方向的平板式接线端子，以便于安装与电网的联接线。2.1.2.18 套管电流互感器1) 所有的电流互感器的变比在变压器铭牌中列出。2) 电流互感器的二次引线经金属屏蔽管道引到变压器控制柜的端子板上，引线采用截面不小于4mm2的耐油、耐热的软线。二次引线束采用金属槽盒防护。2.1.2.19 变压器中性点采用附件组合方式天威恒通，变压器中性点放电间隙回路电流互感器配1组电流互感器。主变压器中性点附件组合包括中性点隔离开关、避雷器、放电间隙、电流互感器、水平支架，垂直支架等，放电间隙回路电流互感器变比100/5a、10p20、30va。2.1.2.20 变压器的报警和跳闸保护接点变压器有下表所列报警和跳闸接点序号接点名称报警或跳闸电源电压（v）（dc）接点容量（va）输出4-20ma1主油箱气体继电器轻故障报警重故障跳闸220662主油箱油位计报警220663主油箱压力释放装置报警或跳闸220664油温指示器油温65启动通风装置，55停止通风装置22066420ma5冷却器故障（由冷却器控制柜）报警220666冷却器交流电源故障报警220667绕组温度指示器报警22066420ma8有载分接开关切换油室气体继电器重故障跳闸220669有载分接开关切换油室的压力释放装置/10有载分接开关的油位计报警2206611有载分接开关拒动指示（由驱跳机构控制）/2.1.2.21 绕组测温和油温测量装置变压器配备绕组测温和油温测量装置。绕组测温能反映绕组的平均温升，油温测量两个监测点。上述温度变量除在变压器本体上可观测外，尚能将该信号送出，并输出启停通风装置的无源接点。装置输出的模拟量信号为420ma量，开关量输出为无源接点。绕组测温电流互感器设于高压侧套管。2.1.2.22 油中溶解气体在线监测装置变压器配备油中溶解气体在线监测装置（哈尔滨国力hms-1000，），能够连续监测运行变压器中的氢气、一氧化碳、乙烯、乙炔等混合气体含量，通过检测变压器油中气体含量和趋势，来检测变压器的潜伏性故障。2.1.2.23 控制柜和端子接线箱1) 控制柜和端子接线箱设计合理，采用不锈钢材料，有可靠的防潮、防水措施，室外放置其防护等级为ip54。控制柜为本体壁挂式。2) 控制柜和端子接线箱的安装高度便于在地面上进行就地操作和维护。3) 控制柜有足够的接线端子以便连接控制、保护、报警信号和电流互感器引线等的内部引线，并留有15%的备用端子，接线端子采用铜质端子。所有外部接线端子包括备用端子均为线夹式。控制跳闸的接线端子之间及与其它端子间均留有一个空端子，或采用其他隔离措施，以免因短接而引起误跳闸。4) 控制柜和端子接线箱内有可开闭的照明设施，并有适当容量的交流220v的加热器，以防止柜内发生水气凝结。控制柜和端子接线箱内设电源插座（单相，10a，220v，ac）。5) 变压器二次引出线采取防锈、防老化等相应保护措施。2.1.2.24 变压器和其它设备的连接1) 变压器高、低压侧及中性点侧与其它设备均采用软连接，以防止过高应力的产生。2) 变压器二次接线端子箱、控制柜布置及电缆敷设要求、接地端子位置及其它布置的特殊要求需在设计联络会前向买方提出。3) 变压器本体上的测温装置的端子箱或就地仪表间的电缆采用耐油、阻燃、屏蔽电缆。气体继电器至端子箱电缆将其触点两极分别引出，不合用一根多芯电缆。4) 变压器的端子箱和冷却器控制柜内的端子排为阻燃、防潮型，并有15的备用端子，供用户使用。2.1.2.25 涂漆和防锈1) 变压器油箱、储油柜、冷却装置及连管等的外表面均涂漆，其颜色依照买方的要求。（灰色海灰b05）2) 变压器油箱内表面、铁心上下夹件等均涂以浅色漆，并与变压器油有良好的相容性，用漆由卖方决定。所有需要涂漆的表面在涂漆前进行彻底的表面处理（采用喷砂处理）。3) 喷砂处理后8小时内，且未生锈之前，涂一层金属底漆。底漆具有良 好的防腐和防潮性能，漆层厚度不小于0.04mm，表层面漆与底漆相容，具有良好的耐久性能。所有外表面涂一道底漆和二道面漆，面漆厚度不小于0.085mm，表层面漆有足够弹性以耐受温度变化，耐剥落且不褪色、粉化。4) 变压器出厂时，外表面油漆一新，并供给买方适当数量的原用漆，用于安装现场补漆。2.1.2.26 变压器的寿命变压器在规定的工作条件和负载条件下运行，并按使用说明书进行安装和维护，预期寿命不少于30年。2.1.3运行方式2.1.3.1变压器运行要求1. 变压器投入运行的合闸操作应严格按照安全工作规程的规定进行。2. 变压器在规定的条件下，可按额定铭牌规范长期连续运行。3. 正常运行中的变压器负荷电流不得超过额定值。变压器电流三相不平衡时，应监视最大相电流。4. 变压器允许一定时间的正常过负荷运行。事故情况下，允许变压器短时过负荷运行，但应控制变压器上层油温不超过规定值。5. 变压器存在较大缺陷时（如冷却系统故障、严重漏油、色谱分析异常等），不允许过负荷运行。6. 变压器在过负荷运行时冷却器应全部投入，必要时增加临时冷却措施。7. 变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置；8. 风扇的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护；9. 变压器应装设指示顶层油温最高值的温度计；10. 变压器应装有远方测温装置；11. 变压器应装设远方监视负载电流和顶层油温的装置；12. 为了防止有载分接开关在严重过载或系统短路时进行切换，宜在控制回路中加装电流闭锁装置，其整定值不超过变压器额定电流的1.5倍。13. 有载调压分接开关变换4000次时，应换油；当变换5000次后，应将切换部分吊出检查。14. 压力释放装置的安装应保证事故喷油畅通，并且不至喷到其他设备上，必要时应予遮拦。15. 变压器应有铭牌，并标明运行编号和相位标志；16. 变压器在运行情况下，应能安全地查看储油柜和套管油位、顶层油位、气体继电器，以及能安全取样等，必要时应装设固定梯子；17. 变压器的场所应按有关设计规程设置消防设施和事故储油设施，并保持完好状态。18. 变压器检修后或停运一月以上投运前，应测量各侧线圈对地和各侧线圈之间的绝缘电阻及吸收比，并将测得的绝缘电阻和测量时的油温记入绝缘电阻记录本中。19. 变压器线圈电压6kv及以上者，测绝缘电阻应选用2500v摇表；变压器线圈电压在500v以下者则用500v摇表。20. 变压器绝缘电阻的允许值不作具体规定，但应符合下列标准： 吸收比r60/r151.3。 绝缘电阻不低于初次测量值的50%。 本次测得的r60，换算到前次相同温度下的值，应不低于前次r60的1/31/5。注意：若绝缘电阻值同时低于上述规定，应汇报值长及有关部门。21. 新投运变压器所需技术资料 制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验报告； 本体、冷却装置及各附件（套管、互感器、分接开关、气体继电器、压力释放阀及仪表等）在安装时的交接试验报告、器身吊检时的检查及处理记录等； 安装全过程记录； 变压器冷却系统、有载调压装置的控制及保护回路安装竣工图； 油质化验及色谱分析记录； 备品配件清单。 变压器检修后所需技术资料 变压器及附属设备的检修原因及检修全过程记录； 变压器及附属设备的试验记录； 变压器的干燥记录；22. 变压器的油质化验、色谱分析、油处理记录23. 运行变压器所需技术档案 变压器履历卡； 安装竣工后所移交的全部文件； 检修后移交的文件； 预防性试验记录； 变压器保护和测量装置的校验记录； 油处理及加油记录； 其他试验记录及检查记录； 变压器事故及异常运行记录。2.1.3.2变压器正常运行条件1. 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%，其电压允许值，应在该运行分接额定电压的95%105%范围内。2. 根据制造厂规定，变压器顶层油温超过90时，将出现中央信号报警，超过105,作用于二侧断路器跳闸；绕组温度超过105时，发中央信号报警，超过115时，作用于二侧断路器跳闸。（正常运行中建议变压器油温保护、绕温保护不投跳闸。）3. 根据制造厂规定，油温超过60时，启动辅助风扇通风。4. 变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流，其值不得大于额定值。2.1.3.3变压器异常运行方式1. 变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。2. 变压器负载导则规定，在额定负载和正常环境温度下，热点温度的正常基准值为98时的相对热老化率等于1。变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下，周期性地超额定电流运行。在低负载期间，根据变压器的典型负载曲线，其最高负载低于变压器的额定容量时，每低1%，可允许在高峰负载期间过负载1%，但以过负载15%为限。但全天满负载的变压器不宜过负载运行。3. 在过负荷运行期间，应增加对变压器负载电流的记录。4. 当变压器有较严重的缺陷（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，为保证主要设备的运行寿命不受影响，不宜超额定电流运行。5. 有载分接开关的调整：当变电站的母线电压超出允许偏差范围时，首先应调节无功补偿设备的无功功率，若电压质量仍不符合要求时，再调整有载分接开关位置，使电压恢复到合格值。2.1.4运行操作和监视调整2.1.41新投运变压器验收项目1. 本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油，油漆完整，相色标志正确；2. 变压器的外壳应有良好的接地装置，铁芯和夹件的接地引出套管均应接地；备用电流互感器二次端子应短路接地；3. 变压器顶盖上应无遗留杂物；4. 储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开，储油柜油位指示清晰可见；5. 高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好；6. 储油柜和充油套管的油位正常，隔膜和储油柜的集气盒内应无气体；7. 有载分接开关的油位略低于变压器储油柜的油位；8. 进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内无残余气体；9. 吸湿器内的吸附剂数量充足，无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用；10. 分接头的位置应符合运行要求，分接头开关动作灵活、正确，闭锁装置动作正确，控制盘、操作机构箱和顶盖上三者分接位置的指示应一致；11. 温度计指示正确，整定值符合要求；12. 冷却装置试运行正常；13. 进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验；14. 继电保护装置应经调试整定，动作正确；15. 事故排油注氮设施应完好，消防设施齐全；16. 变压器绝缘试验应合格，无遗漏试验项目；2.1.4.2变压器并列运行条件1. 连接组别相同；2. 电压比相等（0.5%）；3. 短路阻抗相等（10%）；4. 容量比不超过1/3。5. 新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位。2.1.4.3变压器投停操作原则1. 在投运变压器之前，运行人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各管路阀门开闭是否正确。2. 新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于24h。3. 新变压器由高压侧进行5次空载全电压冲击合闸（大修后进行3次），无异常情况；第一次受电后持续时间不应少于10min；励磁涌流不应引起保护装置误动。4. 投运或停运变压器的操作，中性点必须先接地。投入后再根据网需要由调度决定中性点是否断开（一般每个站必须有一台主变中性点接地）。5. 在变压器投运前，应将本体轻瓦斯及油位低压板投入，本体重瓦斯保护装置投跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应投跳闸。当变压器在运行中滤油、补油或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，此时其他保护装置仍接跳闸。6. 对变压器的投运或充电操作程序是：先在有保护装置的电源侧用断路器进行合闸操作，然后再合上负载侧的断路器，停运时应先停负载侧断路器，后停电源侧断路器。7. 正常情况下，分接开关一般使用远方电气控制。当检修、调试、远方电气控制回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手动操作；8. 有载调压装置的分接变换操作，由运行人员按调度命令，在电压允许偏差范围内进行；9. 在变压器过载1.2倍以上时，禁止分接变换操作；10. 在进行有载分接开关的操作时，应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化，不允许出现回零、突跳、无变化等情况。分接位置指示器的指示等够应有相应的变动；11. 在进行有载分接开关的操作时，允许在85%变压器额定电流情况下进行分接开关变换操作，其调压操作应轮流逐级或同步进行，每进行一次分接变换后，都要检查电压和电流的变化情况，防止误操作和过负荷；12. 每次分接变换操作都应将操作时间、分接位置、电压变化情况及累计动作次数记录在有载分接开关分接变化记录簿上，每次投停、试验、维修、缺陷与故障处理，都应作好记录；2.1.4.4变压器重瓦斯保护的运行规定：1. 变压器运行中重瓦斯保护必须投入跳闸。2. 瓦斯继电器探针不得任意拨动，以免引起保护误动跳闸。3. 运行中变压器进行下列工作时，将重瓦斯保护压板断开。工作结束，经放气后应立即投入跳闸。4. 瓦斯继电器及二次回路工作时；5. 变压器大修或换油后，瓦斯保护应投“信号”位置。经运行48小时对瓦斯继电器放气，经化学气相色谱分析，气体合格后，将重瓦斯保护投“跳闸”位置。6. 对运行中的变压器进行加油、滤油、更换净油器硅胶等工作时，应将瓦斯保护投“信号”位置，待工作完成，变压器内排尽空气后（一般48小时无信号）方可将重瓦斯保护投“跳闸”位置。2.1.5巡视检查2.1.5.1变压器正常巡视检查项目1. 油位和油温应正常，各部位无渗、漏油；油位应与温度相对应；2. 引线接头、开关设备的触头和电缆、母线无过热迹象；3. 套管、瓷瓶无裂痕，无放电声和电晕；4. 接地良好；5. 声音正常；6. 各冷却器手感温度相近，风扇运转正常；7. 吸湿器完好，吸附剂干燥；8. 压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；9. 有载分接开关的分接位置指示器应指示正确，电压指示应在规定电压偏差范围内，控制器电源指示灯显示正常，计数器动作正常，并记录分接变换次数；10. 气体继电器内应无气体；11. 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。2.1.5.2变压器的特殊巡视检查项目1. 过负荷时，检查油温和油位及冷却系统是否正常，用红外线测温仪检查各引线接头和套管应无过热现象；监视三相电流、电压值，应三相平衡，指针无摆动。变压器无异音；2. 大风天气时，检查变压器上是否挂有杂物；3. 雷雨天气时，检查套管是否放电闪络，避雷器的放电计数器是否动作；4. 下雾天气时，检查瓷瓶、套管有无放电及电晕现象，并应重点监视污秽瓷质部分有无异常；5. 出口发生短路故障后，检查变压器接头及有关设备有无异常，并取油样送有关部门进行色谱分析，必要时应做绕组变形试验；6. 夜巡时，重点检查套管端子有无发红、发亮等现象。2.1.6运行维护1. 在变压器停电时，对变压器的外部（包括套管）及各种控制箱和二次回路进行清扫，对风扇、轴承加润滑油，排除油枕沉淀缸底的污油。2. 变色硅胶的潮解如超过三分之二，应及时更换硅胶。油封杯油面降低或油色浑浊时，进行补油或换油。3. 运行中的油样化验：在投运后的第三天、十天、三十天各取油样化验一次；运行的第二个月到第五个月，每月取油样化验；定期检测为每三个月取油样化验一次。2.1.7异常运行和事故处理2.1.7.1变压器有下列情况之一者应立即停运1. 变压器内部产生沉重不协调的