修阳煤220kV及以下变电所通用规程2010年.doc

Q/JDJ 355012010金华电业局 发布2010-01-01实施2009-12-31发布220kV及以下变电所运行通用规程Q/JDJ 355992010Q/JDJ金华电业局企业标准ICS1前 言本标准依据Q/JDJ21111-2009 变电所现场运行规程编写规定，结合金华电业局实际制定。本标准对220kV及以下变电所现场运行作出规定，主要包括主变压器、配电装置、二次保护、自动装置、直流系统、事故处理、防雷接地、防误装置、所用电、防小动物、厂房土建等。为变电运行人员全面系统地熟悉、掌握变电所电气设备，正确进行变电运行维护、倒闸操作和异常事故处理提供指导。目 录前 言I1 范围32 规范性引用文件33 变电运行倒闸操作43.1 倒闸操作规范43.2 倒闸操作一般原则44 运行一般规定74.1 特殊巡视要求74.2 特殊巡视项目74.3 系统异常及故障处理75 高压电气设备的运行、异常及故障处理115.1 主变压器115.2 有载调压开关155.3 主变冷却装置165.4 瓦斯继电器175.5 压力释放阀175.6 油压速动继电器176 配电装置196.1 一般运行规定196.2 六氟化硫设备安全防护规定196.3 断路器206.4 闸刀236.5 互感器246.6 耦合电容器、结合滤波器、高频阻波器256.7 电力电容器256.8 并联电抗器266.9 避雷器266.10 母线276.11 电力电缆287 二次保护297.1 继电保护运行规定297.2 主变保护307.3 母联充电解列保护318 防雷接地328.1 接地装置328.2 避雷针、避雷线328.3 消谐装置338.4 雷季运行规定339 防误装置349.1 防误装置管理要求349.2 防误闭锁装置维护管理要求3410 JB-3101G消防报警系统及电子防盗系统3510.1 JB-3101G消防报警系统3510.2 电子防盗装置3611 直流系统3711.1 直流系统运行维护3712 所用电3912.1 所用电运行方式3912.2 施工现场临时电源管理标准4013 防小动物4013.1 防小动物重点部位4113.2 防小动物具体要求及注意事项41变电运行通用规程1 范围本标准规定了220千伏及以下变电所现场运行基本要求。本标准适用于220千伏及以下变电所。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。国家电网安监【2009】664号 国家电网公司电业安全工作规程（变电部分）2005版 电业生产事故调查规程DL/T 572-1995 电力变压器运行规程DL/T 573-1995 电力变压器检修导则DL/T 574-1995 有载分接开关运行维修导则DL/T 587-1996 微机继电保护装置运行管理规程DL 400-1991 继电保护及安全自动装置运行管理规程DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程能源部 1991 高压断路器运行规程DL/T 603-1996气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程国家电网公司 高压开关设备运行规范2003.5 浙江省电力系统调度规程QJDJ 21301-2006 金华电力系统调度规程Q/JDJ21111-2004 变电所现场运行规程编写规定Q/GDW1682008 国家电网输变电设备状态检修试验规程Q/GDW111202007 浙江省电力公司输变电设备状态检修试验规程3 变电运行倒闸操作3.1 倒闸操作规范3.1.1 倒闸操作基本条件（六要）1. 要有考试合格并经批准公布的操作人员名单2. 要有明显的设备现场标志和相别色标3. 要有正确的一次系统模拟图4. 要有经批准的现场运行规程和典型操作票5. 要有确切的操作指令和合格的倒闸操作票6. 要有合格的操作工具和安全工器具3.1.2 倒闸操作禁止事项（七禁）1. 严禁无资质人员操作2. 严禁无操作指令操作3. 严禁无操作票操作4. 严禁不按操作票操作5. 严禁失去监护操作6. 严禁随意中断操作7. 严禁随意解锁操作3.1.3 倒闸操作基本步骤（八步）1. 接受调度预令，填写操作票；2. 审核操作票正确3. 明确操作目的，做好危险点分析和预控4. 接受调度正令，模拟预演5. 核对设备命名和状态6. 逐项唱票复诵操作并勾票7. 向调度汇报操作结束及时间8. 改正图板，签销操作票，复查评价3.2 倒闸操作一般原则3.2.1 用绝缘棒拉合隔离开关（刀闸）、高压熔断器或经传动机构拉合断路器（开关）和隔离开关（刀闸），均应戴绝缘手套。雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，还应穿绝缘靴。接地网电阻不符合要求的，晴天也应穿绝缘靴。雷电时，一般不进行倒闸操作，禁止在就地进行倒闸操作。3.2.2 安全工器具使用前必须由使用人员进行外观检查不得发生破损、霉变、受潮、变形、变质等现象，定期试验标签附贴完好并在有效期内。3.2.3 防护安全用具使用时要保证其能发挥防护作用，安全帽内帽衬位置正确，扣牢帽后箍紧下颔带。3.2.4 绝缘棒、验电器、绝缘夹钳等基本电气安全工具使用前必须核对安全工具与电气设备的额定电压等级相符。操作时抓握工具握手部分，人体不得接触有效绝缘部分。绝缘手套、绝缘靴使用前应进行外观检查，应无损伤、破漏，在高压设备操作中作为辅助安全用具禁止直接接触带电导体。3.2.5 属于各级调度管辖的任何设备，未经当值调度员的命令，变电所运行人员不得自行操作或自行命令操作，但对人员及设备安全有威胁者，和经调度核准的现场规定者除外（上述未得到指令进行的操作，应在操作后立即报告值班调度员）。3.2.6 调度值班员发布的操作指令（或预发操作任务）一律由“可以接受调度命令的人员”接令，非上述人员不得接受调度值班员发布的操作指令（或预发操作任务）。3.2.7 接受调度命令时除录音外，应按下达的操作任务逐字逐句记录于值班日志中，然后按记录复诵，绝对不能凭记忆和印象来执行。3.2.8 在进行倒闸操作时，先互报单位、姓名，严格遵守发令、复诵、录音、监护、记录等制度，并使用有关调度规程所规定的统一调度术语的操作术语及系统主要设备、名称、统一编号等。3.2.9 为了确保操作的正确性，使操作人员有足够的准备时间，对有计划的大型停、复役操作，可由上一班拟票，下一班审核、操作。3.2.10 “发令时间”是调度员正式发出操作命令的依据，运行人员没有接到“发令时间”不得进行操作，操作结束时间是现场操作执行完毕的依据。3.2.11 除紧急事故处理外，所有倒闸操作必须填写操作票。且每张操作票只能填写一个操作任务。3.2.12 典型操作票不能代替操作票，只能作为拟开操作票的参考，拟写操作票时，必须核对系统和现场实际运行情况。3.2.13 所有倒闸操作必须由二人进行，其中安全等级较高，对设备较熟悉者为监护人。未顶岗的学徒工，必须经考试合格，在双重监护下方可操作。非变电运行人员协助运行人员操作，必须是熟悉变电电气设备，熟悉电气安规的人，并事先经本单位主管领导批准。3.2.14 当值值长在操作过程中应履行领导操作的职责。对特别重要的大型的操作（例如: 主变压器停、复役操作，系统解、合环操作，母线停、复役操作等），值长应亲自监护操作过程。3.2.15 对特别重要的、复杂的、大型的操作工区主管领导应到现场或指派专职人员（技术人员、总安全员）到现场加强监护。3.2.16 操作中发生疑问时，不准擅自更改操作任务和操作内容，应立即停止操作并向当值调度汇报，弄清楚后再进行操作。发现调度发布的操作命令有错误时，则应指出错误所在。若调度员经认真考虑后并重复命令时，值班人员应立即执行，但对人身和设备有严重威胁的重复命令，可拒绝执行，并立即向局领导汇报。3.2.17 开关、闸刀操作前均应检查实际位置，操作闸刀前，还应检查开关在断开位置。操作顺序：停役操作先拉负荷侧闸刀，后拉电源侧闸刀；复役操作的次序相反。装有程序锁时，按程序锁设计程序进行。3.2.18 严禁约时停、送电，严禁不验电挂设接地线或合接地闸刀。3.2.19 操作中发生防误闭锁装置失灵时，应经工区分管主任批准，才能进行紧急解锁操作。3.2.20 变电所内设备的操作需要相应调整继电保护与自动装置时，值班员应按继电保护与自动装置的有关规定进行操作。3.2.21 线路停役操作，调度一般不发布线路由运行直接改为线路检修的操作命令。双电源的线路操作应在两端均改为“冷备用”状态后才允许线路改为检修状态。3.2.22 新投产的线路在第一次送电时，应尽可能进行零起升压试验，或以额定电压对线路冲击合闸三次，经核相正确后方可投入系统运行。3.2.23 在有效接地系统中，对于中性点不接地运行的变压器，在投入或退出操作前，应将主变压器中性点接地并考虑中性点保护的投入、退出。3.2.24 有效接地系统中，装有自投装置的备用变压器，应将其中性点隔离开关合上。3.2.25 并列运行的220kV主变，出现接地主变中压侧开关停役，由主变高压侧送主变低压侧方式时，则中压侧运行的主变中性点应改为接地，中压侧停役的主变中性点不接地。3.2.26 正常方式下，220kV三圈变压器要求主变高、中两侧同时接地运行或不接地运行；当变电所只有一台普通变时，这台主变必须直接接地运行；有两台或三台220kV三圈变压器的，仍保持一台主变直接接地运行，其它不接地；当有四台220kV三圈变压器时，则要求、段母线上各保持一台主变直接接地运行，其它不接地。3.2.27 若220kV变电所的220kV母线分裂运行，110kV母线也分裂运行，要求每段母线上有一台主变直接接地运行。3.2.28 220kV三圈变压器接地运行时，一般情况下220kV和110kV侧应同时接地。若变电所220kV母线合环运行，110kV母线分裂运行，则规定一段母线上的一台主变220kV和110kV侧同时直接接地，另一段110kV母线上的一台主变220kV侧不接地，110kV侧改直接接地运行（即要求220kV 母线接地方式不变，110kV每段母线上都有一台主变直接接地运行）。4 运行一般规定4.1 特殊巡视要求4.1.1 设备新投运及大修后，巡视周期相应缩短，72 h以后转入正常巡视。4.1.2 遇有下列情况，应对设备进行特殊巡视1. 设备负荷有显著增加2. 设备经过检修、改造或长期停用后重新投人系统运行3. 设备缺陷近期有发展4. 恶劣气候、事故跳闸和设备运行中发现可疑现象5. 法定节假日和上级通知有重要供电任务期间4.2 特殊巡视项目4.2.1 大风天气:引线摆动情况及有无搭挂杂物； 4.2.2 雷雨天气:瓷套管有无放电闪络现象；4.2.3 大雾天气:瓷套管有无放电，打火现象，重点监视污秽瓷质部分；4.2.4 大雪天气:根据积雪溶化情况，检查接头发热部位，及时处理悬冰；4.2.5 温度骤变:检查注油设备油位变化及设备有无渗漏油等情况；4.2.6 节假日时:监视负荷及增加巡视次数；4.2.7 高峰负荷期间:增加巡视次数，监视设备温度，触头、引线接头，特别是限流元件接头有无过热现象，设备有无异常声音；4.2.8 短路故障跳闸后:检查隔离开关的位置是否正确，各附件有无变形，触头、引线接头有无过热、松动现象，油断路器有无喷油，油色及油位是否正常，测量合闸保险丝是否良好，断路器内部有无异音；4.2.9 设备重合闸后:检查设备位置是否正确，动作是否到位，有无不正常的音响或气味；4.2.10 严重污秽地区:瓷质绝缘的积污程度，有无放电、爬电、电晕等异常现象。4.3 系统异常及故障处理4.3.1 事故处理的一般原则1. 尽速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备的危险；2. 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电；3. 尽速对已停电的用户恢复供电，首先是对重要用户恢复正常供电；4. 调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。4.3.2 事故处理的一般规定1. 处理事故时，运行人员必须坚守岗位，集中注意力，保持设备的正确运行方式，迅速而正确地向有关领导汇报事故及其处理情况和执行领导的指示。只有在接到直接领导者的命令后，或者在对于人身安全或设备完整有明显和直接的危险时，方可停止设备运行或离开工作岗位。2. 当值值长是事故处理的现场负责人，领导指挥全值人员进行事故处理，应对事故处理的正确和迅速负责。3. 如果变电所值班人员认为值班调度员的命令有错误，变电所值班员可向调度员提出，在调度员重复命令后，应立即执行，在行动上不得反对；不同意见可以保留，并向有关领导汇报。如果值班调度员的命令直接威胁人身或设备的安全，则无论在什么情况下均不得执行。当变电所值班人员接到此类命令时，应把拒绝招待命令的理由报告值班调度员和本单位的生产或技术负责人，并记载在有关簿册中，然后按本单位生产或技术负责人的指示行动。4. 在事故处理时，为了减小对用户少送电需要，对故障线路进行强送或通过应急的运行方式送电而进行的操作可以不开操作票，但当故障设备（线路）已与电源隔离（各侧电源均断开），为了组织抢修而增设安全措施的，抢修结束恢复送电时，这些操作仍应填写操作票。5. 事故处理时，可以不使用操作票，但必须严格执行发令、复诵、汇报和录音制度，必须使用统一的调度术语和操作术语，指令和汇报内容应简明扼要。6. 在事故处理时不得进行交接班，交班时，发生事故应由交班值负责处理，接班人员在交班值长要求下，可协助处理，在事故处理告一段落，征得调度同意，方可进行交接班。7. 事故处理期间，值长应在控制室全面指挥处理事故，并随时与有关调度保持联系，如确必要离开时，应指定一合适的人员代替。8. 对有故障的设备，在判明故障部位和性质后，进行必要的处理，如值班人员不能处理时，应立即通知修试单位前来处理，并做好现场准备工作。9. 当发生设备误动、拒动等故障时，由于原因不明运行人员一时无法查清处理者，应保护现场，保持设备原始状态，应等待有关人员来检查处理。10. 发生任何大小事故，事故处理完毕后应及时向局有关领导、工区汇报，同时应及时组织事故分析，将事故起因、过程、时间、人员、损失、存在问题，经验教训等情况书面汇报上级。11在事故处理时应做到1）严密监视检查负荷与电压、指示灯、光字信号、保护动作信号以及现场设备情况，判断分析故障原因和性质，提出处理方案。2） 立即清楚正确地向有关调度汇报(涉及到几级调度时，首先汇报最高一级调度)，内容包括：事故发生时间，现象，跳闸开关，运行线路潮流的异常变化，继电保护自动装置动作情况，人员设备损伤情况及电压、潮流的变化等，并认真作好记录。3）尽快隔离故障点，制止事故的发展，解除对人身和设备的威胁。4）迅速恢复所用电，保证系统无故障设备的正常运行。5）调整运行方式，尽快恢复对已停电系统的运行。在处理事故时，凡涉及对系统运行有重大影响的操作（如改变电气运行结线方式等）均应得到值班调度员的指令或许可进行。12为了防止事故扩大，凡符合下列情况的操作，可由运行人员自行处理，并迅速向值班调度员作简要报告，事后再作详细汇报。1）将直接对人员生命有威胁的设备停电；2）在确知无来电可能的情况下，将已损坏的设备隔离；3）运行设备故障造成严重威胁人员安全及相邻设备的安全时自行作最小范围内的停电操作；4）所用电部份或全部停电时，恢复其供电；5）当系统故障，应自行解列的开关未跳开，应立即自行拉开该开关。4.3.3 系统振荡的处理系统振荡时的现象变压器及联络线的电流表，功率表周期性地剧列摆动，各点电压表也摆动（振荡中心的电压波动最大，并周期性地降到接近于零），电灯忽明忽暗，变压器发出有节奏的嗡鸣声。系统振荡时的处理原则系统振荡时，运行人员应密切监视各表计的变化情况，防止事故扩大，且与调度密切联系，在调度的命令下进行必要的解环操作或紧急拉路。4.3.4 系统谐振的处理系统谐振的现象1）非有效接地中性点非直接接地系统，三相电压指示不平衡：一相降低（可为零），另两相升高（可达线电压），或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振；如三相电压同时升高，并超过线电压（指针可摆到头），则可能是分频或高频谐振。2） 中性点直接接地系统，母线倒闸操作时，出现相电压升高并以低频摆动，一般为串联谐振现象。系统谐振的处理原则1）确认发生谐振后，应报告调度，以改变网络参数为原则；2） 过电压未消除前禁止靠近避雷器、消弧线圈和电压互感器。4.3.5 非有效接地系统接地故障非有效接地系统接地故障现象接地相电压下降，接近为零，非接地相电压升高，接近线电压。非有效接地系统接地故障处理原则1）单相接地时，应穿绝缘靴检查站内设备，不得触及开关柜和金属架构。2） 装有接地选线装置时，应先将自动查找接地结果报告调度，听候处理。3） 未装接地选线装置时，经判定接地故障不在变电站内，应按调度指令用试停的方法查找接地线路。4） 严禁用隔离开关拉、合系统有接地故障的消弧线圈。4.3.6 非有效接地系统高、低压熔丝熔断非有效接地系统高、低压熔丝熔断现象故障相别高压熔丝熔断低压熔丝熔断A相A、B两相A相A、B两相A相降低很多电压很小，接近于0降低不多降低B相正常电压很小，接近于0正常降低C相正常正常正常正常AB相降低0略降低0BC相正常50U正常略降低CA相降低50U略降低略降低信号接地信号接地信号无接地信号无接地信号开口三角100/3V100/3V无电压无电压非有效接地系统高、低压熔丝熔断处理原则1) 低压熔丝熔断时，应换上同容量的熔丝，若再次熔断应检查二次回路是否有故障。2) 高压熔丝熔断时，应停用压变，换上同容量的熔丝。若再次熔断，应汇报调度，对压变进行检查处理。4.3.7 10kV系统异常运行各表计（参考值）及信号指示异常运行装有零序PT未装零序PTUAUBUC字牌信号UAUBUC字牌信号A相接地0线电压线电压接地0线电压线电压接地A相接地、B相高压熔丝熔断0下降线电压接地00线电压接地A相接地、A相高压熔丝熔断正常线电压线电压接地00线电压接地A相接地、AB两相高压熔丝熔断降低降低线电压接地00线电压接地A相接地、BC两相高压熔丝熔断000无000无A相高压熔丝熔断下降正常正常接地0正常正常接地AB两相高压熔丝熔断下降下降正常接地00正常接地AB两相低压熔丝熔断下降正常正常无下降正常正常无4.3.8 非全相运行非全相运行现象开关一相或两相在合闸位置，其余相在断开位置。非全相运行处理原则1） 发生非全相运行时，应立即报告调度，经调度同意进行处理 运行中220千伏断路器断开两相时应立即将断路器拉开。 运行中220千伏断路器断开一相时，可手动试合断路器一次，试合不成功，应将断路器拉开。 主变220千伏断路器断开一相或两相时，应拉开主变220千伏断路器。2） 非全相断路器不能拉开或合上时，可考虑采用旁路断路器与非全相断路器并联、母联断路器与非全相断路器串联及拉开对端断路器等方法，使非全相断路器退出运行。4.3.9 线路断路器跳闸下列情况不得试送1）全电缆线路；2）调度通知线路有带电检修工作；3）断路器切断故障次数达到规定时；4）低频减载保护、系统稳定装置、联切装置及远动装置动作后跳闸的断路器。单电源的重要线路，重合闸未动作或无重合闸，应经调度同意，试送一次，并将试送结果报告调度。内桥接线的变电站，在一回进线运行而另一回进线备用的方式下，若运行线路跳闸，互投装置失灵或无互投装置，经调度同意，合上另一回线路的断路器;若两回进线运行而母分断路器在备用的方式下，发生一回进线跳闸，自投装置失灵或无自投装置，经调度同意，合上母分断路器。线路故障越级跳闸，应先隔离故障元件，再恢复供电。4.3.10 变电站全停故障变电站全停故障的处理1）全面检查继电保护动作信号、断路器位置、表计指示及直流系统情况，并报告调度；2）恢复站用电，确保直流系统完好。变电站全停故障的注意事项1）利用备用电源恢复供电时，应考虑其负载能力和保护整定值，防止过负载和保护误动作。必要时，只恢复站用电和部分重要用户的供电；2）防止非同期并列，防止向有故障的电源线路反送电。电网故障造成变电站全停时，检查确认站内设备正常，若电容器断路器己在拉开位置，则其他一次设备不作任何操作，报告调度，等候指令。站内故障造成变电站全停时，应尽快隔离故障点，恢复站用电，检查各线路有无电压，按调度指令处理事故。5 高压电气设备的运行、异常及故障处理5.1 主变压器5.1.1 变压器运行规定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。对于特殊的使用情况（例如变压器的有功功率可以在任何方向流通），允许在不超过ll0的额定电压下运行，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K（K1）倍时，按以下公式对电压U加以限制U（）110一5K2 并联电抗器、消弧线圈、调压器等设备允许过电压运行的倍数和时间，按制造厂的规定。无励磁调压变压器在额定电压土5范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。如为-7.5和-10分接时，其容量按制造厂的规定；如无制造厂规定，则容量应相应降低2.5和5。 有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。油浸式变压器顶层油温一般不应超过下表的规定（制造厂有规定的按制造厂规定）。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过85。表1 油浸式变压器顶层油温一般限值冷却方式冷却介质最高温度（）最高顶层油温（）自然循环自冷、风冷4095强迫油循环风冷4085 经改进结构或改变冷却方式的变压器，必要时应通过温升试验确定其负载能力。正常周期性负载的运行。 长期急救周期性负载下运行时，将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会；必须采用时，应尽量缩短超额定电流运行的时间，降低超额定电流的倍数，有条件时控制造厂规定投入备用冷却器。 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，不宜超额定电流运行。 长期急救周期性负载运行时，平均相对老化率可大于1甚至远大于1。超额定电流负载系数K2和时间，可按负载导则的下述方法之一确定：1）根据具体变压器的热特性数据和实际负载图，用温度计算方法计算；2）查下表表2 变压器负载电流和温度最大限值负载类型大型电力变压器正常周期性负载电流（标幺值）1.3热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度120长期急救周期性负载电流（标幺值）1.3热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度130短期急救负载电流（标幺值）1.5热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度160 在长期急救周期性负载下运行期间，应有负载电流记录，并计算该运行期间的平均相对老化率。短期急救负载的运行 短期急救负载下运行，相对老化率远大于1，绕组热点温度可能达到危险程度。在出现这种情况时，应投入包括备用在内的全部冷却器（制造厂另有规定的除外），并尽量压缩负载、减少时间，一般不超过0.5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 0.5h短期急救负载允许的负载系数K2见下表表3 0.5h短期急救负载的负载系数K2表变压器类型急救前的负载系数K1环境温度403020100-10-20-25大型变压器（冷却方式ODAF或ODWF）0.71.451.501.501.501.501.501.501.500.81.421.481.501.501.501.501.501.500.91.381.451.501.501.501.501.501.501.01.341.421.481.501.501.501.501.501.11.301.381.421.501.501.501.501.501.21.261.321.381.451.501.501.501.50 在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录。并计算该运行期间的相对老化率。变压器过载运行的具体规定当变压器负荷电流达到额定电流时，应考虑采取转移或减少负荷的措施，若负荷继续上升时，将视为急救负载运行，并按表1的规定对各变压器进行限制。 变压器允许急救负载运行的前提条件1）变压器运行时间必须在15年以内（出厂日期在1988年后）。2）变压器运行状况良好，并确保没有下列任何异常现象。3）冷却系统无异常。强迫油循环的变压器4组冷却器均能正常投入运行。4）本体绝缘和油色谱无异常。5）无严重渗漏油现象。6）变压器无局部过热现象。7）有载分接开关动作正常，无异常缺陷。 过载运行时的要求1）按DL/T572-95电力变压器运行规程有关要求执行。2）有载开关的电流闭锁装置在变压器过载1.2倍以上时应闭锁，此时禁止开关调档操作。3）变压器的冷却系统应全部投入运行。4）变压器在过负荷时，应加强红外测温工作，做好对变压器的温度及接头的监视、检查和特巡。变电所、监控站应掌握重负荷变电所的负荷规律，变压器处在高负荷时应缩短监视周期。5）变压器急救负载倍数中所列的“允许运行时间”含括减负荷操作所需的时间，为此，一旦出现过负荷或发现异常，变电所或监控站应立即汇报调度，调度应及时采取减负荷措施，以确保不超过允许的运行时间。6）过负荷时变电所或监控站应将变压器过载时的负荷电流，有功、无功负荷和起止时间记录在值班日志上，并通过OA系统或生技系统及时向本单位和局生技处的专业人员反映。7） 短时急救负载运行发生后，应取样做油色谱分析。变压器油温升高超过制造厂规定或表1所示的限值时，值班人员应按以下步骤检查处理： 检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对； 核对温度测量装置； 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105时，应立即降低负载。变压器运行其它规定 装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气。对强油循环变压器，应开启油泵，使油循环一定时间后将气排尽。开泵时变压器各侧绕组均应接地，防止油流静电危及操作人员的安全。 变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应应将其重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸，禁止从变压器下部补油。 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。 铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制在100mA左右，并加强监视。5.1.2 变压器的巡视检查新投或大修后的变压器运行前检查: 气体继电器或集气盒及各排气孔内无气体； 附件完整安装正确，试验、检修、二次回路、继电保护验收合格、整定正确； 各侧引线安装合格，接头接触良好，各安全距离满足规定； 变压器外壳接地可靠，钟罩式变压器上下体连接良好； 强油风冷变压器的冷却装置油泵及油流指示、风扇电动机转动正确； 电容式套管的末屏端子、铁心、变压器中性线接地点接地可靠； 变压器消防设施齐全可靠，室内安装的变压器通风设备完好； 有载调压装置升、降操作灵活可靠，远方操作和就地操作正确一致； 油箱及附件无渗漏油现象，储油柜、套管油位正常，变压器各阀门位置正确； 防爆管的呼吸孔畅通，防爆隔膜完好，压力释放阀的信号触点和动作指示杆应复位； 核对有载调压或无励磁调压分接开关位置;检查冷却器及气体继电器的阀门应处于打开位置，气体继电器的防雨罩应严密。在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内； 有严重缺陷时； 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时； 雷雨季节特别是雷雨后； 高温季节、高峰负载期间； 变压器急救负载运行时。变压器日常巡视检查一般包括以下内容 变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油； 套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象； 变压器音响正常； 各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常； 吸湿器完好，吸附剂干燥； 引线接头、电缆、母线应无发热迹象； 压力释放器及防爆膜应完好无损； 气体继电器内应无气体； 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮； 冷却器运转正常，投入运行组数应与主变负荷相对应。 正常投入运行的变压器，应密切监视仪表的指示，及时掌握变压器运行情况，每小时应检查一次负荷及温度曲线，当变压器超过额定电流运行时，应作好记录。5.1.3 变压器的并列运行变压器并列运行的基本条件 连接组别相同； 电压比相等； 短路阻抗相等。电压比不等或短路阻抗不等的变压器，在任何一台满足电力变压器运行规程4.2节规定的情况下，也可以并列运行。短路阻抗不同的变压器，可适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压，使并列运行变压器的容量均能充分利用。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。5.1.4 变压器的不正常运行和处理运行中的不正常现象和处理 值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和作好记录。 变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行。1）变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；2）严重漏油或喷油，使泊面下降到低于油位计的指示限度；3）套管有严重的破损和放电现象；4）变压器冒烟着火；5）当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时；6）当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时。 变压器油温升高超过制造厂规定或顶层油温超过85(强油风冷)时，值班人员按以下步骤检查处理：1）检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；2）核对温度测量装置；3）检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。 若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理，若不能立即停运修理，则值班人员应按规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。 在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。 变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105时，应立即降低负载。 当发现变压器的油面较当时油温显著降低时，应查明原因。瓦斯保护装置动作的处理 瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气体及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。若气体继电器内气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。 若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。 瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因清除故障前不得将变压器投入运行，为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断。1）是否呼吸不畅或排气未尽；2）保护及直流等二次回路是否正常；3）变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；4）气体继电器中积聚气体量，是否可燃；5）气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；6）必要的电气试验结果；7）变压器其它继电保护装置动作情况。变压器跳闸和灭火 变压器跳闸后，应立即查明原因，如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部的故障所引起，可重新投入运行。 变压器跳闸后，应立即停油泵。 变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取防灭火措施，防止火势蔓延。5.1.5 变压器的操作在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护是否已投入，分接开关位置是否正确。新装、大修、事故检修或换油后的220kV（110kV）变压器，在施加电压前静止时间不应少于48（24）小时。新投产及大修后变压器在第一次投入运行时，应在额定电压下冲击合闸五次，并应进行核相，有条件时应先进行零起加压试验。变压器投运和停运的操作程序须遵守下列各项 强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数； 变压器的充电应在有保护装置的电源侧，应按高、中、低顺序，用断路器操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧，顺序应低、中、高； 倒换变压器时，应检查并列的变压器确已带上负荷后，才可以拉开要停用的变压器开关。5.2 有载调压开关5.2.1 主变有载开关运行规定及注意事项（按照有载分接开关运行维护导则编写）1. 有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。故障停用，应立即汇报，同时通知检修单位检修。2. 有载调压装置的分接变换操作，由运行人员按调度部门确定的电压曲线或调度命令，在电压允许偏差范围内进行。为保证用户受电端的电压质量合降低线损，220kV及以下电网电压的调整宜采用逆调压方式。3. 正常情况下，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摇操作。当分接开关处在极限位置又必须手摇操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。就地操作按钮应有防误操作措施。4. 分接开关变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换，操作时应同时观察电压表和电流表的指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及动作计数器的指示等都有相应变动。5. 两台变压器并联运行时，允许在85变压器额定负荷电流及以下的情况下进行分接变换操作，不得在单台变压器上连续进行2个分接变换操作，必须一台变压器的分接变换完成后，再进行另一台变压器的分接变换操作。每进行1个分接变换操作后，都要检查电压和电流的变化情况，防止误操作和过负荷。升压操作，应先操作负荷电流相对较少的一台，再操作负荷电流较大的一台，以防止过大的环流。降压操作时与此相反。操作完毕，应再次检查并联的两台变压器的电流大小与分配情况。6. 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换记录表上。每次投停、试验、维修缺陷与故障处理都应做好记录。7. 分接开关每天分接变换次数可按检修周期分接变换次数、检修周期与运行经验兼顾考虑。一般平均每天分接变换次数可参考在下列范围内：35kV电压等级为30次，60110kV电压等级为20次，220kV电压等级为10次。8. 有载调压变压器与无载调压变压器并联运行时，应预先将有载调压变压器分接位置调整到与无载调压变压器相应的分接位置，然后切断操作电源再并联运行。9. 当变动分接开关操作电源后，在未确证电源相序是否正确前，禁止在极限位置进行电气控制操作。10. 按局检修规定，MR有载调压开关每日切换次数不限，但每次调压应间隔3分钟，否则，无论遥控或就地调档均切断调压电源。当发生有载调压机构电源消失时，监控人员应及时告知当值值长安排人员到现场。检查装置确无异常后，将机构电源合上并经远方试调，所有信息上传、动作情况正确后，才可离开现场；如不能正常调压，则应汇报调度，要求检修人员进行处理。11. 分接开关头部盖上装有超压保护顶盖与本体释压器相通，上主变顶部时，严禁踩踏此板。12. 有载开关重瓦斯保护正常运行时投跳闸，当有载开关重瓦斯油回路工作时，应将有载开关重瓦斯保护改停用或信号。其余参照主变重瓦斯保护有关规定执行。5.2.2 主变有载开关的异常分接变换操作中发生下列异常情况时应作相应处理，并及时汇报，安排检修。 操作中发生连动时，在指示盘上应出现第二个分接位置。此时应立即切断操作电源，并手摇操作至适当分接位置；（连动：发出一个指令，失控地连续完成一个以上分接变换）。 远方电气控制操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变化。此时应立即切断操作电源，中止操作。 分接开关发生拒动、误动；电压表和电流表变化异常；电动机构或传动机械故障；分接位置指示不一致；切换时内部有异声；过压力保护装置动作；看不见油位或大量喷漏油以及危及分接开关和变压器安全运行的其他异常情况时，应禁止或终止操作。有载调压变压器可按照各单位批准的现场运行规程的规定过载运行。但过载1.2倍以上时，禁止分接变换操作。5.2.3 有载分接开关的巡视检查项目 电压指示应在规定电压偏差范围内；（有载分接开关运行维护导则） 控制器电源指示灯显示正常； 分接位置指示器应指示正确； 分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其干燥剂均应正常； 分接开关及其附件各部位应无渗漏油； 计数器动作正常，及时记录分接变换次数； 电动机构箱内部应清洁，润滑油位正常，机构箱门关闭严密，防潮、防尘、防小动物密封良好； 分接开关加热器应完好，并按要求及时投切。5.3 主变冷却装置5.3.1 变压器的冷却装置应符合以下要求1. 按制造厂的规定安装全部冷却装置；2. 强油循环的冷却系统必须有两个独立的工作电源并能自动切换。当工作电源发生故障时，应自动投入备用电源并发出音响及灯光信号；3. 强油循环变压器，当切除故障冷却器时应发出音响及灯光信号，并自动投入备用冷却器；4. 风扇、水泵及油泵的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护；应有监视油泵电机旋转方向的装置；5. 强油循环冷却的变压器，应能按温度和（或）负载控制冷却器的投切。5.3.2 强油循环冷却装置强油循环冷却装置的运行规定 强油循环风冷却变压器运行时，必须投入冷却器，空载和轻载时不应投入过多的冷却器(空载状态下允许短时不投)，各种负载下投入冷却器的相应台数，应按制造厂的规定，按温度和(或) 负载投切冷却器的自动装置应保持正常。 投“工作”状态冷却器组数尽量做到二侧对称，对冷却器投“工作”、“停止”的组数及“辅助”、“备用”组数每月进行适当轮换，防止长期运行造成机械磨损及损坏。 当主变油温达到55或高压侧电流达到额定值的60%时，应自动投入辅助冷却器。当运行中的“工作”及投入工作的“辅助”冷却器发生故障停运时，能自动投入备用冷却器。强油循环主变冷却装置正常运行时的检查项目 冷却器的运行方式应符合要求； 潜油泵、风扇马达运转正常； 流量继电器动作正确； 冷却器上、下进出油管阀门在开启位置； 净油器上、下进出阀门在开启位置； 冷却器总箱内信号指示灯指示和实际一致； 潜油泵、散热管、净油器、连接管道阀门无渗漏油情况； “备用”和“辅助”冷却器按规定投入。强油循环主变冷却器风扇故障的检查和处理 风扇马达烧坏、有焦味，用手摸马达发烫、热耦继电器动作等情况处理时，可在分控箱内在拆开故障风扇电源小线，恢复正常风扇运行。热耦继电器动作，手动能复归，则进行试投；不能复归，则应检查原因，要求更换热耦继