风力发电场一次运行规程.doc

目录1.1 总则31.2 倒闸操作31.2.1 对倒闸操作的基本要求：31.2.2 主变中性点接地刀闸的操作：31.2.3 电容器的操作31.2.4 倒闸操作的“六要”：31.2.5 倒闸操作的“八个步骤”：31.2.6 高压开关的状态规定31.3 系统运行方式31.3.1 一般规定31.3.2 110kV系统运行方式31.3.3 35kV系统31.3.4 380V系统31.3.5绝缘电阻测量：32.1 主变压器32.1.1 基本情况32.1.2 主变压器的正常运行维护32.1.3 变压器附件的运行维护：32.1.4 有载调压分接开关32.1.5 主变压器的并列和倒换操作32.1.6 变压器的异常及事故处理32.2 110KV GIS部分32.2.1 GIS基本情况：32.2.2 GIS断路器部分32.2.3 隔离开关32.2.4 共箱母线的正常运行维护32.2.5 互感器32.3 35kV系统32.3.1 35kV高压断路器32.3.2 母线32.3.3 35kV互感器32.3.5 电力电缆32.3.6 35kV动态无功补偿系统32.4 机端变压器32.4.1 美式箱式变压器概述：32.4.2 主要技术参数32.4.3 美式箱式变压器投运前的检查32.4.4 美式箱式变压器运行与维护:32.4.5 美式箱式变压器异常运行及处理:32.5 过电压保护与接地装置32.5.1 防雷保护装置的运行:32.5.2 避雷器的正常巡视项目：32.5.3 避雷器的异常及处理：32.6 直流系统32.6.1 装置简介32.6.2 操作使用说明32.6.3 蓄电池32.6.4 绝缘监察与故障处理32.7 站用电系统32.7.1概况32.7.2 站用电系统的运行与维护32.7.3 站用电的异常及事故处理3 1.1 总则1.1.1 电气值班人员必须熟悉本厂电气系统结构和设备名称、结构、性能、编号及位置，必须熟悉电气二次回路及其作用原理，熟练掌握各种运行方式及其事故处理方法，了解与本厂系统直接有关的电网接线。1.1.2 系统母线一般不得超过额定电压的+5%，最低值不应低于额定电压的90%。110kV母线：额定电压115.5kV35kV母线： 额定电压36.75kV400V 母线： 额定电压399V各级母线电压最低额定电压不应低于：110kV母线： 104kV35kV母线： 33.3kV400V 场用电的电压应经常保持在380400V之间，最高不得超过420V，最低不得低于360V。110kV母线电压允许偏移范围参照每季度省调下发的电压曲线执行。电压降低时，按电压降低事故处理规定进行处理。电力系统电压正常应按调度规定的电压曲线进行调整，使其符合要求。电力系统监视控制点电压偏差超过了电网调度规定的电压曲线数值5%，且延续时间不得超过2h,或偏差超过10%，且延续时间不得超过1h,若超过定为一般电网事故。电力系统监视控制点电压偏差超过了电网调度规定的电压曲线数值5%，且延续时间不得超过1 h，或偏差超过10%，且延续时间不得超过30分钟，若超过定为电网一类障碍。1.1.3 电力系统运行方式应满足安全可靠供电的要求，在改变系统的运行方式时，应按下列原则考虑。1.1.3.1 潮流分布均匀，设备不过载，应使通过母联断路器的电流最小。1.1.3.2 系统接线简单明了，满足灵活性的要求，避免频繁操作。1.1.3.3 场用电系统应有可靠的工作电源和备用电源。1.1.3.4 正常情况下，场用电应分段运行。1.1.3.5 满足防雷保护的要求和继电保护的正常配合。1.1.3.6 在保证安全的同时，力求系统经济运行。1.1.3.7 保证电能质量，使周波、电压在允许变动范围内。1.1.4 本场电气系统运行方式的调度权限。1.1.4.1 河北中调管辖调度的设备：我风场名称为“黄骅风电场”1）#1-#66风力发电机组；2）电厂升压站110kV并网线路（风南线）；3）与河北中调电网运行有关的继电保护及安全自动装置。1.1.4.2 沧州地调管辖调度的设备： 我风电场站升压站命名为“黄骅风电升压站”，简称“黄风站”。沧州地调调度设备：110kV风南线；沧州地调许可设备：黄骅风电升压站121间隔，110kV母线；沧州地调和黄风站双重调度设备：黄骅风电升压站121-5刀闸。 黄风站121开关 110kV风南线 南排河站163开关1.1.4.3 黄骅风电场管辖的设备： 风电场升压站及场内设备。1.1.4.4 调整主变分接头运行方式，按值长命令执行，由值班人员负责调整，调整后值长应在变压器分接头记录簿上作好纪录，并向运行部经理说明。1.1.4.5 雷雨季节（每年3月1日至10月1日）所有避雷器和防雷器均应投入运行，每次雷雨后检查避雷器、雷电指示器的动作情况，并记入值班日志，1.1.4.6 电气系统继电保护和自动装置的运行方式及调整整定值按继电保护及自动装置运行规程规定执行。1.2 倒闸操作1.2.1 对倒闸操作的基本要求：1.2.1.1 倒闸操作必须严格遵守电业安全生产工作规程的有关规定。1.2.1.2 属调度管辖设备的倒闸操作，必须有值班调度员的命令。1.2.1.3 倒闸操作前必须了解系统的运行方式，继电保护及自动装置等情况，并考虑保护及自动装置是否适应新的运行方式的需要。1.2.1.4 电气设备合闸送电之前，应收回有关工作票，拆除送电范围内的所有接地线和临时安全措施，测量检修设备的绝缘，恢复常设遮栏及标示牌，并将设备门锁好。1.2.1.5 交接班时，应尽量避免进行倒闸操作。雷电时，禁止进行户外设备的倒闸操作。1.2.1.6 倒闸操作时，必须使用合格的安全工具，操作人员应对其进行详细的检查。1.2.1.7 倒闸操作必须根据值班调度员的命令，受令人复诵无误后执行。发布命令应准确、清晰，使用正规操作术语和设备双重名称，即设备名称和编号。发令人使用电话发布命令前，应先和受令人互报姓名。值班调度员发布命令（包括对方复诵命令）和接受命令的全过程，都要录音并做好记录。只有当值值班员有权接受当值调度员的正式操作令。1.2.1.8 停电拉闸操作必须按照断路器（开关）负荷侧隔离开关（刀闸）母线侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，送电合闸操作应按上述相反的顺序进行。严防带负荷拉合刀闸。1.2.1.9 开始操作前，应先在模拟图板上进行核对性模拟预演，无误后，再进行设备操作。操作前应核对设备名称、编号和位置，操作中应该认真执行监护复诵制。发布操作命令和复诵命令都应严肃认真，声音洪亮清晰。必须按操作票填写的顺序严格操作。每操作完一次，应检查无误后划一勾作记号，全部操作完毕后进行复查。1.2.1.10 操作必须有两人进行，其中一人对设备较为熟悉者作监护人。特别重要和复杂的操作，由熟悉设备的值班员操作，值班负责人或值长监护。1.2.1.11 操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。1.2.1.12 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时运行人员必须重新进行“四核对”工作(即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态)，确认操作设备、操作步骤正确无误后方可进行操作。1.2.1.13 电气设备停电后，即使是事故停电，在拉开有关隔离开关（刀闸）和做好安全措施前，不得触及设备或进入遮栏，以防突然来电。1.2.1.14 接地线(包括接地刀闸）的装、拆顺序：装设接地线（合接地刀闸）应在全部停电倒闸操作结束并验明无电后进行；拆除接地线（拉接地刀闸）应在所有送电倒闸操作前进行。装设接地线必须先接接地端，后接导体端， 接触应良好。拆除的顺序与之相反。1.2.1.15 发生人身触电事故时，为了解救触电人，可以不经许可，即行断开有 关设备的电源，但事后必须立即报告上级，并做好相关记录。1.2.1.16 开关合不上处理1)首先根据表计摆动和保护动作情况，判断是否一次回路故障引起。2)检查控制、合闸电源是否完好。3)检查合闸时操作把手保持时间是否过短。4)检查开关是否出现了闭锁合闸的因素。5)检查开关的机构是否卡涩。6)若为直流操作电压过低，应调整母线电压至正常值。7)检查开关的联锁装置投入是否正确。8)若经初步检查没有查明原因，应将开关操作把手切至“断开”位，检查一次设备及二次回路。1.2.1.17开关跳不开的处理1)在事故、异常情况下，开关跳不开时，应手动拉开事故设备的开关，如手动拉不掉时，则应拉开上一级开关。2)正常操作时，可以进行如下的检查:A）控制电源是否良好。B）控制电压是否过低。C）机构有无卡涩。D）开关有无闭锁跳闸的因素。1.2.1.18当开关发生非全相时，立即断开此开关，将其退出运行。 如经上述操作仍不能排除故障，则应手动就地打跳开关，但注意，开关有闭锁掉闸的因素存在时，（如油压、气压低等）严禁打跳。1.2.2 主变中性点接地刀闸的操作：1.2.2.1 正常情况下，中性点接地刀闸应拉开。1.2.2.2 在拉合主变110kV侧开关前，均应合上该变压器中性点接地刀闸。1.2.2.3 应保证运行主变中有一台主变的接地刀闸在合闸位置，切换主变中性点接地刀闸时，应先合后拉。1.2.2.4 拉合刀闸前、后的检查：拉合刀闸前，应检查开关在分闸位置；手动合刀闸时必须迅速果断，且操作后不得再拉开；手动分刀闸时应缓慢，在刀片与刀嘴即将脱离接触时应迅速拉开；经操作后的刀闸必须检查并确认其分、合位置正确。1.2.3 电容器的操作1.2.3.1 正常情况下，应根据线路上功率因数的高低和电压的高低投入或退出并联电容器。当功率因数低于0.99、电压偏低时自动投入电容器组；当功率因数趋近于1且有超前趋势、电压偏高时自动退出电容器组。1.2.3.2 当运行参数异常，超出电容器的工作条件时，应退出电容器组。如果电容器三相电流明显不平衡，也应退出运行，进行检查。 发生下列故障情况之一时，电容器组应紧急退出运行： 1）连接点严重过热甚至熔化； 2）瓷套管严重闪络放电； 3）电容器外壳严重膨胀变形； 4）电容器或其放电装置发出严重异常声响； 5)电容器爆裂； 6）电容器起火、冒烟。1.2.3.3 电容器的操作应该注意以下几点： 1）正常情况下全站停电操作时，应先拉开电容器的开关，后拉开各路出线的开关；正常情况下全站恢复送电时，应先合上各路出线的开关，后合上电容器线的开关。 2）全站事故停电后，应拉开电容器的开关。 3）电容器断路器跳闸后不得强行送电；熔丝熔断后，在查明原因之前不得更换熔丝送电。 4）不论是高压电容器还是低压电容器，都不允许在其带有残留电荷的情况下合闸。否则，可能产生很大的电流冲击。电容器重新合闸前，至少应放电15分钟。 5）为了修理检查的需要，电容器断开电源后、工作人员接近之前，不论该电容器是否装有放电装置，都必须用可携带的专门放电负载进行人工放电。1.2.4 倒闸操作的“六要”：1.2.4.1 要有考试合格并经上级领导批准公布的操作人员的名单。1.2.4.2 现场设备要有明显标志，包括命名、编号、铭牌、转动方向、切换位置的指示以及区别电气相色的漆色。1.2.4.3 要有与现场设备标志和运行方式符合的一次系统模拟图或CRT，应有完善“五防”装置。1.2.4.4 要有确切的调度指令和合格的操作票。1.2.4.5 要有现场运行规程、典型操作票和统一的、确切的调度操作术语。1.2.4.6 要有合格的操作工具、安全用具和设施（包括对号放置接地线的专用装置）。1.2.5 倒闸操作的“八个步骤”：1.2.5.1 操作人员按调度预先布置的操作任务正确填写操作票。1.2.5.2 经审查并预演正确或经技术措施审查正确。1.2.5.3 操作前明确操作目的，做好危险点控制。1.2.5.4 调度正式发布操作指令及发令时间。1.2.5.5 操作人员检查核对设备命名、编号和状态。1.2.5.6 按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作，确认设备状态变化并勾票。1.2.5.7 向调度汇报操作结束及时间。1.2.5.8 做好记录，签销操作票。1.2.6 高压开关的状态规定1.2.6.1 110kVGIS开关状态规定1. 检修状态：开关处于分闸位置，控制保险已取下，与开关直接相连的刀闸已拉开，刀闸把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌，对可能送电至开关的来路方向上、刀闸与开关之间的接地刀闸己合闸。2. 冷备用状态：开关处于分闸位置，控制保险已取下，与开关直接相连的刀闸已拉开，但接地刀闸己分闸。3. 热备用状态：开关处于分闸位置，控制制保险已放上，绿灯指示正常，接地刀闸己分闸，与开关直接相连的刀闸，根据运行方式的需要已合上。4. 运行状态：开关处于合闸位置，控制保险装上，红灯指示正常，与开关直接相连的刀闸根据运行方式的需要已合上。1.2.6.2 35kV真空小车开关的状态1. 检修状态：开关处于分闸位，二次插头已取下，手车已拉至“试验位置”，已在小车开关间隔门上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌，控制电源空开已拉开，控制保护插子已拔下，是否装设接地线或合接地刀闸，视具体情况而定。2. 冷备用状态：开关处于分闸位，小车拉至“试验位置”，控制电源空开已拉开，控制保护插子已拔下。3. 热备用状态：开关已处于分闸状态，小车推至“工作位置”， 位置指示器至“一次插头插入”位置，控制电源空开已合好，绿色分闸指示正常。4. 运行状态：开关处于合闸状态，小车推至“工作位置”， 位置指示器至“一次插头插入”位置，控制电源空开已合好，红色合闸指示正常。1.3 系统运行方式1.3.1 一般规定1.3.1.1 正常情况下，不经值长同意，不得任意改变运行方式，在紧急情况下，如发生人身、设备事故或进行事故处理等情况时，可以先改变运行方式，然后汇报值长。1.3.1.2 当系统运行方式改变时，应按规程规定改变继电保护和自动装置运行方式1.3.1.3 设备检修完毕后，检修工作负责人必须向运行值班人员做书面交待，并有明确结论，投入运行前运行人员进行必要的测量和试验。1.3.2 110kV系统运行方式1.3.2.1 正常运行方式 1. 黄骅风电场通过条110kV风南线并网于南排河变电站110kV#2母线，并经南南线连接于220kV南大港站的110kV母线，正常方式下黄骅风电升压站121开关运行，110kV风南线、110kV南南线运行。另外南排河变电站110kV母线还与临海站和徐庄站连接。2. 110kV系统正常运行方式为单母运行，母线PT投入，母线相应的联接组件有：1#主变110kV侧断路器111、2#主变110kV侧断路器112、风南线及线路断路器121。3. 电气设备由运行转热备用时，应尽量使通过电气设备的电流接近为零。4. 110kV系统操作原则 送电：联系沧州地调，用南排河变电站163开关给110kV风南线充电； 110kV母线11PT投入运行，视线路电压正常（检查主控后台机监视画面线路电压显示），用线路断路器121给110kV母线充电；视母线电压正常； 停电：确认1#、2#主变已停止运行，拉开线路开关121，视110kV母线电压为0V； 联系沧州地调，拉开南排河变电站163开关，视110kV风南线电压为0V； 如需检修，根据需要做好安全措施。1.3.2.2 特殊运行方式 正常运行时，如果110kV风南线线路电压突然消失，值班员不得抢送电。检查121开关是否跳闸，如果未跳闸，立即拉开121开关；如果已跳闸，进行确认复归。腾空110kV、35kV、380V母线后，联系地调、省调，按照110kV线路事故处理规定，做好110kV线路及母线重新受电的准备。1.3.3 35kV系统1.3.3.1 正常运行方式1. 35kV系统正常运行方式： 35kV系统为单母分段系统，I、II段母线PT母线投入运行。I段母线联结组件有：1#主变低压侧断路器、35kV I段母线电压互感器、35kV集电线路断路器(381、382、383)、#1场用变、35kV I母动补系统（1号磁控电抗器321开关10000KVar、1号电容器322开关6000KVar）、35kV I段消弧消谐、母分隔离手车；II段母线联结组建有：2#主变低压侧断路器、35kV II母线电压互感器、35kV集电线路断路器（384、385、386）、#2场用变、35kV II母动补系统323开关（2号磁控电抗器10000KVar，2号电容器4000KVar）、35kV II段消弧消谐,母分断路器。2. 正常运行时，35kVI段母线向1#主变输电，35kV II段母线向2#主变输电，35kV母线分段运行。3. 35 kV系统操作原则送电：35kV一期设备送电：l 35kVI段母线送电 35kVI段母线31PT投入运行。视110kV母线电压正常，用111开关给#1主变充电后，再用311开关给35kV I段母线主充电，检查35kV I段母线电压正常。l 集电线路送电 首先，确认本集电线路所带11台箱变的35kV侧负荷开关已全部拉开；其次，合上本集电线路开关给本集电线路充电；最后，逐台给箱变送电及启动相应的风电机组。l 电容器投运 35kV I段母线所联结其它组件全部投运后，根据电网无功的需要，投入35kV I母动补系统。35kV二期设备送电：l 35kVII段母线送电 35kVII段母线32PT投入运行。视110kV母线电压正常，用112开关给#2主变充电后，再用312开关给35kV II段母线主充电，检查35kV II段母线电压正常。l 集电线路送电 首先，确认本集电线路所带11台箱变的35kV侧负荷开关已全部拉开；其次，合上本集电线路开关给本集电线路充电；最后，逐台给箱变送电及启动相应的风电机组。l 电容器投运 35kV II段母线所联结其它组件全部投运后，根据电网无功的需要，投入35kV II母动补系统。停电：35kV一期设备停电：l 电容器停电 35kV I段母线停电，首先停用35kV I母动补系统。l 集电线路停电 首先，逐台停运本集电线路所带风电机组；其次，视本集电线路电流为0A，拉开本集电线路开关；最后，拉开各台箱变的35kV侧负荷开关。l 35kV I段母线停电 35kV段母线联结组件全部停运（35kV母线31PT除外）后，拉开#1主变35kV侧311开关，视母线电压为0V；拉开#1主变110kV侧111开关；根据需要将35kV母线31PT停电。35kV二期设备停电：l 电容器停电 35kV II段母线停电，首先停用35kV II母动补系统。l 集电线路停电 首先，逐台停运本集电线路所带风电机组；其次，视本集电线路电流为0A，拉开本集电线路开关；最后，拉开各台箱变的35kV侧负荷开关。l 35kV II段母线停电 35kV II段母线联结组件全部停运（35kV母线32PT除外）后，拉开#2主变35kV侧312开关，视母线电压为0V；拉开#2主变110kV侧112开关；根据需要将35kV母线32PT停电。1.3.3.2 特殊运行方式：1.运行中，如遇35kV I、II段母线电压突然消失，即电网故障或1#、2#主变故障时，应首先退出35kV I母动补系统和35kV II母动补系统。然后，检查66台风电机组是否全部停机，否则立即停机，分别拉开六条集电线路开关；最后，将1#、2#场用变停电。2.运行中，35kV I（或II）段母线电压互感器需要检修，则合上母分断路器301，35kV 、II段母线共用一个电压互感器运行。1.3.3.3 母分隔离柜的操作，为防止母分隔离柜301-1带负荷操作，在301-1与301加入了电磁锁闭锁，只有在母线分段开关301在分位的时候，才允许把母分隔离柜摇入工作位置。1.3.4 380V系统1.3.4.1 正常运行方式 380V系统正常运行方式为单母分段运行，母联断路器处于分闸位置，I段母线联结组件有：380V I段母线电源进线461开关、380V I 、II段母线联络401开关、低压配电柜；400VII段母线联结组件有：380V II段母线电源进线462开关、380V 场用电备用电源463开关、低压配电柜。正常运行时，380V I段母线由380V I段母线电源进线461开关供电，380V II段母线由380V II段母线电源进线462开关供电。1.3.4.2 特殊运行方式全场失电时，拉开380V I段母线电源进线461开关和380V II段母线电源进线462开关，视380V I、II段母线电压为0V后，紧急合上场用备用电源463开关(原10kV施工电源)或启动柴油发电机，将母联断路器合上，由场用备用电源或柴油发电机向380VI、II段母线供电。注意事项：倒场用电时，一定要注意，电源不能合环运行，1#场用变310开关必须冷备用。1.3.5绝缘电阻测量：1、 主变压器、箱变绕组绝缘电阻测量：使用2500V兆欧表，绝缘电阻与上次试验结果相比应无明显变化，一般不低于上次值的70%（大于10000M以上不考虑）。在10-30范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.5.切记，测量变压器绝缘前被试绕组应充分放电；测量时，非被试相、外壳均应短接后接地，确保人员、设备安全；测量后要及时进行放电。高压侧高低压间低压侧相对地M相间高压A相高压B相高压C相相对地M相间ABCM对低压侧对低压侧对低压侧abcM2、 交流电动机绕组绝缘电阻测量：3KV以下的电动机使用1000V兆欧表，在室温下定子绝缘电阻不应低于0.5M，转子绕组不应低于0.5M。静子绕组相对地MR60R15吸收比R60/R15转子绕组相对地M相间相间ABCMABCM3、 场用变绕组绝缘电阻测量：使用2500V兆欧表，测量前被试绕组应充分放电，绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化。高压侧高低压间低压侧相对地M相间高压A相高压B相高压C相相对地M相间ABCM对低压侧对低压侧对低压侧abcM4、 电流互感器、电压互感器绝缘电阻测量：使用2500V兆欧表，测量时非被试绕组、外壳应接地。绕组绝缘电阻不应低于出厂值或初始值的60%，且不宜低于1000 M。5、 35KV开关绝缘电阻测量：使用2500V兆欧表，与上一次试验结果相比应无明显变化。开关上口开关下口开关上下口间相对地M相间M相对地M相间MMABCABBCACABCABBCACAABBCC6、 电力电缆线路绝缘电阻测量：对电缆的主绝缘测量绝缘电阻或做耐压试验 时，应分别在每一相上进行，其它两相导体、电缆两端的金属屏蔽或金属护套和铠装层接地（装有护层过电压保护器时，必须将护层过电压保护器短接接地）。1KV以下的电缆使用1000V兆欧表，1KV及以上使用2500V兆欧表。阻值每千伏不低于10兆欧。相对地M相间MABCABBCAC2.1 主变压器2.1.1 基本情况本站采用1#、2#两台变压器分裂运行，一期主变采用山东泰开变压器有限公司生产的型号为：SZ10-50000/110的变压器，本变压器是电压等级为110kV，容量为50000kVA的油浸式、三相、铜绕组、自冷却型、有载调压升压电力变压器，其额定电压11581.25%/35 kV,额定电流251/785.5 A，联结组别：YNd11，冷却方式：ONAN。二期主变采用江苏华鹏变压器有限公司生产的型号为：SZ11-50000/110的变压器，本变压器是电压等级为110kV，容量为50000kVA的油浸式、三相、铜绕组、自冷却型、有载调压升压电力变压器，其额定电压12181.25%/35 kV,额定电流238/824 A，联结组别：YNd11，冷却方式：ONAN。2.1.1.1性能数据(保证值)及允许偏差：1、1#主变压器项 目性能数据允许偏差 短路阻抗（）10.48空载电流 0.3+30最高运行电压（KV）126短路阻抗 10.57.52、2#主变压器项 目性能数据允许偏差 短路阻抗（）10.48空载电流 0.2+0%最高运行电压（KV）126短路阻抗 10.510%2.1.1.2过负荷能力 变压器过负荷能力满足IEC354油浸变压器负载导则的有关规定，制造厂提供过负荷容量时间曲线。套管、分接头和其它辅助设备适应变压器过负荷运行。2.1.2 主变压器的正常运行维护2.1.2.1一般要求1) 本站主变压器为装有瓦斯继电器的油浸式变压器，在安装时应使顶盖沿瓦斯继电器向有1%-1.5%的升高坡度，由变压器顶盖的最高处通向储油柜的油管，以及从套管升高座等引入瓦斯继电器的管道均应有2%-4%（以变压器顶盖为准）的升高坡度，以便瓦斯继电器能正确动作。2) 从瓦斯继电器和油温表到端子排的一段导线，必须采用防油腐蚀的导线。3) 应有在运行情况下能检查瓦斯继电器的固定梯子，并应有防止运行人员因安全距离不够而)误触电的可靠措施，在梯子上应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。4) 变压器和冷却装置应有明显的编号。5) 变压器油枕与压力释放阀上部连通。6) 变压器总装配后注油时,套管的放气塞应开启放气,至有油冒出来为止,以保证瓷套内部充满变压器油.2.1.2.2 运行中的要求 1) 正常情况下，变压器不允许超过铭牌规定范围或变更冷却方式运行。2) 变压器运行允许上层温度不宜超过85，最高不得超过95，如超过，将变压器停运。各侧油温测量仪表指示互差不大于2。3) 运行中的变压器电压允许在分接头额定值的95%-105%范围内，其额定容量不变。4）变压器外加的一次电压可以较额定电压高，但不得超过相应分接头额定电压值 的105%。2.1.2.3 变压器试运行时应按下列规定进行检查：1) 进行冲击合闸时，其中性点必须接地。2) 变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸，冲击合闸时，变压器由高压侧投入。3) 变压器应进行五次空载全电压冲击合闸，均无异常情况。第一次受电后持续时间不应少于10min；励磁电流不应引起保护装置的误动。4) 几台有载调压的变压器一般不考虑并联运行。若倒负荷需临时并联，则变压器并列前，应核对相位，检查接线组别，分接开关在相同位置且压差在规定范围内。5) 带电后，检查本体及附件所有焊缝和连接面，不应有渗油现象。2.1.2.4 变压器的投运和停运操作应遵守下列各项规定1) 变压器投入运行时，应选择保护完备和励磁涌流较小的电源侧进行充电，先投高压电源侧，后投低压负荷侧。停电时，先停低压侧，后停高压侧。投运时应观察励磁涌流的冲击情况，若发生异常，应立即拉闸，使变压器脱离电源。2) 拉合空载变压器时，进行操作侧（高压侧）的中性点必须接地。3) 变压器的投运和停运，必须使用断路器进行。变压器充电时，重瓦斯保护及差动保护必须投入跳闸位置，4) 新建或大修改造后的变压器，应核相无误后才能与其他变压器并列运行。5) 倒换变压器时，应检查投入变压器确已带上负荷后，才允许退出需停运变压器。2.1.2.5 变压器的投运l1) 变压器并列运行应满足以下条件：（A）接线组别相同。（B）相序、相位相同（C）电压比相等（允许相差5%）。（D）短路电压相等（允许相差10%）。2)运行人员在投运变压器之前，应做如下检查，并确定变压器在完好状态，且具备带电运行条件。首先检查工作票结束，拆除所有接地短路线和临时安全措施，恢复常设遮栏和标 示牌。(A) 变压器本体无缺陷，外观整洁无遗物。(B) 油位、油色正常，无渗油、漏油现象。(C) 变压器电器试验应有记录，并合格。(D) 冷却装置正常，油管通道阀门均应打开。(E) 套管清洁，无裂纹，油位、油色正常，引线无松动现象。(F) 各种螺丝应紧固，变压器外壳应有可靠接地，接地电阻应合格。(G) 瓦斯继电器内无充气、卡涩现象。(H) 有载调压分接开关位置指示正确，手动、电动调压无卡涩现象。(I) 热虹吸不应吸潮，正常应为天蓝色（不能采用白色硅胶），管道阀门应 打开，无堵塞现象。(J) 压力释放器试验应符合安规要求。(K) 继电保护定值及压板位置应符合要求。3）新安装或检修后的及停运15天以上的变压器投运前均应测量其绕组的绝缘电阻，测量内容为： 高压侧绕组-地 低压侧绕组-地 高压侧绕组-低压侧绕组。测得的结果应记录在专用的记录本内。变压器的绝缘电阻R60应不低于出厂值的85%，吸收比R60/R151.3。当连电缆及封闭母线一起测量时，用2500V摇表必须满足1M/kV的要求。测量内容为： 高压侧绕组-地，低压侧绕组-地，高压侧绕组-低压侧绕组。4）遇有下列情况，需经定相并出具报告后，方可正式投运A）新安装的或大修后变压器。B）变压器的接线变更后。C）与变压器连接的电压互感器检修后。D)新换电缆或重做电缆头后。E）其它可能使相序变动的工作。2.1.2.6 变压器的运行及维护1) 投入运行变压器经过空载试运行后,未发现有异常现象。变压器便可以正式投入运行。变压器换油后，在施加电压前，静置时间不应少于24小时。新投或大修后的变压器，在投运的最初八小时，应每两小时检查一次，以后按正常要求进行检查。2）变压器分接开关的运行A)主变压器分接头的切换，应根据系统电压需要来决定，切换操作应有上级领导 的命令，其他的厂用变压器的分接头则是根据我厂用电电压情况而决定的。B）无载调压变压器调整分接头时，须将变压器停电并做好安全措施后方可进行。调整时应多次转动分接头，消除氧化膜。调整后，应测量其接触电阻符合要求，并作 好分接头调整的记录。C)有载调压变压器的分接头调整时，无须将设备停电，正常情况下采用远方电动 操作，当远方操作失灵后，也可就地电动操作，当电动操作回路故障时，则可就地手动操作。D）有载调压变压器停运6个月以上，要重新投入运行时，对有载调压装置应手动机械方式，对整个调节范围往返两次试验。E）调整有载调压分接头时，应点动逐级调压，同时监视分接位置及电压电 流的 变化。F）在调节有载调压分接头时，如果出现分头连续动作的情况，应立即断开操作电源，而后用手动方式将分头调至合适的位置。G)当系统发生短路或变压器过载时，禁止调节变压器的有载调压分头。3)变压器瓦斯保护装置的运行A）变压器正常运行时，重瓦斯保护及差动保护应投跳闸位置，有载调压分接开关的瓦斯保护应投跳闸位置，未经总工批准不得将其退出运行。B）运行中的变压器进行滤油、加油或瓦斯保护回路有工作以及继电器本身存在缺陷时，应将重瓦斯保护改投信号位置，工作结束待空气放尽后，方可恢复。C）当油位计上指示的油面有异常升高，油路系统有异常现象时，为查明原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门，检查吸湿器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯保护改投信号位，然后才能工作，以防瓦斯保护误动跳闸。D）在大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号位置。E）在更换呼吸器硅胶时，无需将重瓦斯保护投信号。F）变压器的重瓦斯保护与差动保护不能同时退出运行。G）在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能，确定重瓦斯保护的运行方式。地震引起重瓦斯保护动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后方可投入。4) 变压器的维护（A）变压器运行的第一个月,每周取油样进行耐压击穿试验,若油的耐压值比出厂试验值下降15-20%时,此时,油应进行过滤；若油的耐压值低于35kV/2.2mm,变压器须立即停止运行。在滤油过程中，若滤纸表面滞留有黑色的碳化物，必须进行器身检查，检查的要求与程序和验收器身检查一样。找出故障点，及时排除。（B）对运行中的变压器，取油样进行色气色谱分析。分析油中气体的成分及含量，由此来判断变压器有无故障及故障性质。若从油中气体含量来判断暂不会危险变压器的安全运行时，变压器可继续运行，但必须随时加强监视。若故障严重时必须采取措施，作出处理决定。5) 变压器油箱顶盖有铁芯接地套管，可用接地套管进行器身绝缘监视，将接地套管的接地线打开进行测量，测量时应注意避免瞬间开路。6) 事故放油 变压器下节油箱上装有玻璃板的事故放油阀，此玻璃板平时作闸阀密封盖板用。若发生事故必紧急放油时，立即砸碎玻璃板便可迅速将油箱内的变压器油放出。7）更换呼吸器，当呼吸器蓝色硅胶有2/3变白时，就应及时更换，首先拆下呼吸器，拿出垫圈，倒出硅胶，擦拭干净瓶壁，放入新的硅胶，垫好胶圈，注意要垫平，不能漏气，然后上好呼吸器。2.1.2.7 主变压器的巡视1) 主变压器的正常巡视检查项目：（A） 变压器的音响均应正常。（B） 油枕、套管的油位、油色正常，无渗漏油现象。（C） 呼吸器的硅胶是否变色。（D） 套管应无破损，裂纹及放电痕迹。（E） 套管各引线接头接触良好，无发热现象。（F） 瓦斯继电器充满油，无气体。（G） 变压器测量表计应指示正确，无异常现象。（H） 调压装置正常，指示正确，二次回路良好，驱潮电阻正常。（I） 主变端子箱是否密封严密，是否干燥、干净。（J） 主变两侧油温测量表温差必须在2之内。2) 主变压器的特殊巡视 ：出现下列情况之一，运行人员应对变压器进行特殊巡视，增加巡视次数。（A）根据现场具体情况（尘土、污秽、大雾、结冰等），应增加检查次数。大风天气：检查引线及有无搭挂杂物。大雾天气：检查瓷套管有无放电现象。下雪天气：根据积雪溶化情况，检查接头是否发热，并及时处理冰柱。大风天气，应检查室外变压器的接头引线有无摆动和松动，导电体及绝缘 瓶、冷却器有无搭挂杂物。l（B）雷雨后，检查套管有无放电现象，检查避雷器及保护间隙的动作情况。l（C）在气候激变时（冷、热）应对变压器的油面进行额外的检查。l（D）瓦斯继电器发出信号时，进行WSJ、本体油位及外部检查。（E）过负荷时，应增加巡视次数。重点监视负荷、油温和油位的变化、引线接头接触良好无发热现象及冷却系统运行情况。（F）大短路故障后，重点检查有关设备接点有无异状。2.1.2.8变压器的投运试验1) 变压器的交接试验项目：(A) 测量线圈连同套管一起的直流电阻。(B) 检查所有分接头的变压比。(C) 检查接线组别。(D) 检查线圈连同套管一起的绝缘电阻和吸收比。(E) 测量线圈连同套管一起的介质损失正切值tg。(F) 测量线圈连同套管一起的直流泄露电流。(G) 线圈连同套管一起的交流耐压试验。(H) 油箱中绝缘油试验。(I) 有载调压切换装置的检查和试验。(J) 额定电压下的冲击合闸试验。(K) 检查相位。（L）变压器各侧开关的联锁试验。(M) 新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动试验。除以上项目外，在交接时尚应提出变压器的空载电流、空载损耗、短路阻抗和短路损耗的出厂试验记录。2.1.2.9 变压器的允许运行方式1) 额定运行方式：(A) 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。(B) 变压器最高上层油温可按附表1-1的规定进行（以温度计测）。附表1-1冷却方式冷却介质最高温度()最高上层油温()油浸自冷循环6595不应以额定负荷上层油温低于附表1-1规定作为该变压器过负荷运行的依据。l为了使两绕组变压器的各绕组温度不超过允许值，应按下列条件运行：(A) 每一绕组负荷不得超过其额定值(B) 两侧损耗不得大于额定总损耗变压器的外加一次电压可以较额定电压为高，但一般不得超过相应分头电压值的5%，最理想的是分接开关位置电压与系统实际运行电压相吻合。不论电压分头在什么位置，如果所加一次电压不超过其额定电压的5%，则变压器的二次侧可带额定电流。根据变压器的结构特点（铁芯饱和程度等），经过试验或经制造厂认可，加在变压器一次侧的电压允许比该分头电压增高10%。此时，允许的电流值应遵守制造厂的规定或根据试验确定。l有载调压变压器各分头的额定容量，应遵守制造厂规定。2) 允许的过负荷运行方式：l 变压器可以在正常过负荷和在事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经常使用，其允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器所带负荷等来确定。事故过负荷只允许在事故情况下使用。变压器存在较大缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、色谱分析异常等）时不准过负荷运行。l油浸式变压器正常过负荷运行可参照下述规定：(A) 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。(B) 变压器在低负荷期间，负荷系数小于1时，在高峰负荷期间变压器不允许超过负荷1.3倍数和持续时间不超过120min。(C) 在夏季，根据变压器的典型负荷曲线，其最高负荷低于变压器的额定容量时，每低1%可允许冬季过负荷1%，但以过负荷15%为限。(D) 上述B、C两相过负荷可以相加，但总过负荷值对自然循环风冷的变压器不应超过30%。(E) 变压器在过负荷运行前，应加强运行监视变压器经过事故过负荷以后，应将事故过负荷的大小值和持续时间记入运行记录簿及变压器的技术档案内，并汇报调度和有关领导。变压器发生过负荷后，运行人员必须每隔20分钟抄表一次，包括变压器各侧负荷电流，上层油温及环境温度，并加强监视，汇报值长，尽量尽快转移负荷，将有关内容记入运行记录簿。3) 允许的短路电流：变压器的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定，但不应超过线圈额定电流的25倍，当超过25倍时，应采取限制短路电流的措施。短路电流的持续时间不得超过附表1-3的规定。 附表1-3：短路电流倍数20以上20-1515以下持续时间（S）2342.1.3 变压器附件的运行维护：2.1.3.1 变压器总装配后注油时，套管的放气塞应开启放气，至有油冒出来为止，以保证瓷套内部充满变压器油。2.1.3.2 变压器采用针式油样阀，取油样时，拧开阀套，用注射器插入针芯嘴处，抽取油样。能排除外界空气中的水分及其他气体成份的干扰，确保试验数据准确。2.1.3.3 YSF9-55/130KJ及YSF8-55/130KJTH压力释放阀型压力释放阀1) 运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀的机械电气信号手动复位。2) 压力释放阀有渗漏油现象，应采取措施解决，渗漏油的主要原因大致有：由于某种原因，油箱内压力偏高，已超过释放阀的密封压力，但尚未达到开启压力，造成渗漏。排除压力增高的因素即可。l阀内三种密封圈有的已老化失效，应及时更换失效的胶圈。l密封面有异物应及时清除，无需调整。3) 利用电气设备每次停电检修的机会对压力释放阀进行下列检修：(A) 开启动作是否灵敏，如有卡堵现象应排除。(B) 清除阀内异物。(C) 密封胶圈是否已老化、变形或损坏。(D) 零部件是否锈蚀、变形或损坏。(E) 信号开关动作是否灵活。4) 压力释放阀的胶圈自出厂之日算起，每十年必须更换一次以免因胶圈老化后导致释放阀漏油甚至失效。2.1.3.4