光伏电站变压器运行规程

1、变压器运行规程1. 范围本标准规定了变压器的操作、 维护、 事故处理 本标准适用于变压器的运行维护管理。2. 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。GB1094.1-1094.5 电力变压器GB6451.1-6451.5 油浸式电力变压器技术参数GB7251 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GBJ148-90 电气装置安装工程电力变压器、 油浸电抗器、 互感器施工及验收规范GB/T13499 电力变压器应用导则JB/T10217 组合式变压器JB/T10681 组合式变压器

2、用油浸式负荷开关DL/J572 电力变压器运行规程3.技术参数箱式变压器技术规程名称参数单位备注型号额定容量最高工作电压（kV）额定电压 kV额定电流 A短路阻抗（% U 高-低接线组别额定频率 Hz绝缘等级空载损耗 kW负载损耗 kW调压方式、范围冷却方式设备制造厂家咼压负荷开关型号额定电压 kV最高工作电压（kV）额定电流 A操作方式机械寿命高压侧避雷器型号额定电压 kV持续运行电压 KV4.运行规定4.1 一般规定4.1.1 运行中的变压器每班进行一次巡回，新投运或大修后的变压器 应增加巡回检查次数。4.1.2 主变运行中和主变充电前， 保护、测量及信号装置应正常投入。4.1.3 变压器

3、加运操作从高压侧充电，不允许从低压侧充电，充电时 低压侧断路器应在断开位置。4.1.4 箱式变高压侧保险熔断后更换时，需断开箱变各侧开关，并投 入接地刀闸后方可进行更换。4.1.5 过负荷4.1.5.1变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷电流值 不超过额定值。4.1.5.2变压器允许短时间过负荷，其过负荷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。4.1.5.3变压器存在较大缺陷时不允许过负荷运行。4.1.5.4变压器短时过负荷时 : 电流不应超过额定电流的 1.5 倍，油 温和绕组温度不应超过规定值，运行时间不应超过 0.5 小时。4.1.6 备用

4、中的变压器应每月充电一次， 充电前应测量绝缘电阻合格。变压器检修后，在投运前应进行核相。4.1.7 绝缘电阻4.1.7.1 测量变压器绝缘电阻，使用 2500V 摇表测量;6.3.1.2变压器线圈的绝缘电阻一般不低于初次在相同温度下测得的值的 70%且在环境温度 20C时，R2000M。6.3.1.3箱变所测得绝缘电阻值应满足 : 每千伏不小于 1M? ，吸收比 不得小于1.3 。6.3.1.4测量绝缘电阻时，应分别测各侧绕组对地和各侧绕组之间的 绝缘电阻。6.3.1.5干式变压器停用、备用时间超过 7 天，须测量绝缘电阻一次。6.3.1.6绝缘电阻低于上述规定时，变压器投入运行需经主管领导批

5、 准。4.1.8 发生下列异常情况应做好事故预想，并汇报调度及主管副总经 理。6.6.2主变投用时和运行中瓦斯保护必须投入运行，重瓦斯保护应 投至跳闸;6.6.3主变大修、滤油、加油、换油或冷却器检修时重瓦斯保护投 信号位置;6.6.4当瓦斯继电器排气时重瓦斯保护应投信号位置;6.6.5进行变压器更换硅胶时重瓦斯保护投信号位置;6.6.6在瓦斯保护和二次回路上工作时，重瓦斯保护投信号位置;6.6.7开启瓦斯保护继电器连接管上的阀门时，重瓦斯保护投信号 位置；6.6.8上述工作完毕后，经 1 个小时无异常，方可将重瓦斯保护投 入跳闸。6.6.2.1 分接开关6.7对于无载调压变压器，其分接开关的

6、调整必须在变压器停电 后进行，为确保分接头接触良好，在调整分接头时应正、反向各转动 几次，然后固定在所需要调整的档位上， 进行直流电阻接触电阻实验， 实验数据合格后变压器方可投入运行。6.8有载调压变压器，其分接开关的调整必须逐级进行，同时应 监视分接开关位置和电压、电流变化。6.9变压器分接开关调整后，应维持站用母线电压为额定值，波 动范围为2.5%，变压器分接开关的位置及调整应有专门记录。6.7.1 轻瓦斯频繁动作。5. 巡回检查5.1 变压器5.1.1 变压器各部温度正常。5.1.2 油枕油位正常，且各部无渗漏。5.1.3 套管外部清洁，无破损，裂纹，无放电痕迹及其他异常现象5.1.4

7、变压器运行声音正常，本体无漏油，呼吸器应完好，硅胶应干 燥无变色。5.1.5 变压器本体接地可靠。5.1.6 释压器完好无漏油。5.1.7 变压器手动事故排油阀正常时应处于关闭位置。5.1.8 主变阀门位置正确，油泵示流器指示正常，风机运行正常，无 异音。5.1.9 冷却器控制箱内各电气元件完好，无过热现象。5.1.10主变充氮排油灭火装置投入正常，阀门位置正确，氮气压力 在正常范围。5.1.11检查变压器引线、接头接触应良好，各引线接头、电缆、母 线无发热迹象。5.1.12检查变压器套管和绝缘支撑件应清洁，无裂纹，无放电打火 现象和痕迹。5.1.13检查接地线 : 各部位的接地应完好，必要时

8、应测量变压器铁芯 的接地电流。5.1.14变压器测量表计完好，指示正确5.2 有载调压开关5.2.1 分接位置指示器应指示正确5.2.2 分接开关储油柜的油位、油色、吸湿器及其硅胶均应正常。5.2.3 分接开关及其附件各部位应无渗漏油。5.2.4 计数器动作正常5.2.5 电动操作机构应保持完好状态，有载分接开关配备的瓦斯保护 及防爆装置均运行正常。5.3 箱变5.3.1 箱体基础型钢架在运行中不发生变形、塌陷。5.3.2 混凝土基础不应有下沉或移位， 箱体顶盖的倾斜度不小于 35.3.3 基础型钢与主地线连接和将引进箱内的地线连接牢固。5.3.4 外露的金属预埋件未发生腐锈。5.3.5 箱式

9、变的基础应高于室外地坪，周围排水畅通。5.3.6 检查高压室门电磁锁和带电显示器工作正常。5.3.7 箱变外门应加装机械锁，高压侧带电时高压室门不得打开，门 上应有明显的带电警示标志。5.3.8 高压电缆肘子连接头、电缆终端头、应无过热，且接地和防火 封堵完好5.3.9 低压电缆头、应无过热、无粘结，且接地和防火封堵完好5.3.10油浸式高压负荷开关指示正确，分段操作灵活，高压熔断器 完好，三相电压、电流指示正确；避雷器外观无闪络，且接地完好。5.3.11断路器接线牢固、指示正确，分断操作灵活；电流互感器无 异音，三相电流指示正确；低压避雷器外观无闪络，且接地完好。5.3.12端子排接线检查，

10、端子排接线牢固。5.3.13检查测控装置工作正常无报警。5.3.14检查箱变测控装置与中控监控机通讯无异常，箱变遥测、遥 信、遥控信息正常。5.3.15高低压侧电缆外护层无受力挤压破损现象， 如发现破损及时 进行防护处理。5.3.16高低压侧电缆无下坠现象，如发现下坠及时提升并进行固定 处理。5.3.17高低压侧电缆接线鼻子是否因电缆下坠或压接不良， 出现松 动及拔出问题，发现松动及拔出时进行压接处理。5.3.18高低压侧电缆与接线鼻子之间的绝缘胶带有无松开，以防造 成相间及接地短路。5.3.19用红外线测温仪测量电缆沟内箱变高低压侧电缆温度无明显 升高。6. 常见故障处理6.1 变压器事故停

11、用6.1.1 变压器声音有异常，内部有爆裂声；6.1.2 变压器严重漏油或喷油，油面下降到低于油位计指示下限。6.1.3 变压器冒烟着火；6.1.4 变压器在正常负荷和冷却条件下， 变压器温度不正常上升， 超 过最高允许值；6.1.5 主保护动作6.2 主变冷却器故障6.2.1 现象6.2.1.1监控系统主变冷却器故障报警；6.2.1.2主变冷却器现地控制屏有报警。6.2.2 处理6.2.2.1检查主变冷却器动力以及控制电源投入正常；6.2.2.2检查油泵、风机是否运行正常。6.2.2.3主变冷却器全停时应注意监视主变各部温度，必要时降低主 变负荷运行。6.3 主变温度异常升高6.3.1 现象

12、631.1 监控系统主变温度过高报警，温度显示超过上限值75C;6.7.2.1现地冷却装置由主变温度高报警。6.3.2处理6.3.2.1核对温度测量装置，检查温度计指示是否正确;6.3.2.2检查主变负荷，如果系统过负荷引起应联系调度并调整主变 负荷;6.3.2.3检查主变冷却装置运行是否正常。6.4 主变油位异常6.4.1 现象6.4.1.1监控系统主变油位高或主变油位低报警;6.4.1.2主变油枕油位表指示计过高或过低。6.4.2处理6.4.2.1主变油位与油温所对应的油位显著升高或降低，应及时查明 原因;6.4.2.2现地检查主变油位指示过低，应检查主变各部有无漏油;6.4.2.3油面缓

13、慢降低时，应通知检修人员注油;6.4.2.4变压器油面急剧下降， 主变大量漏油时，应及时将主变停用6.4.2.5现地检查主变油位异常升高时，检查主变油温上升情况；6.4.2.6检查变压器油位因温度上升而逐渐升高时，应降低变压器负 载，同时观察变压器油位。6.5 轻瓦斯保护动作6.5.1 现象6.5.1.1监控系统轻瓦斯动作报警；6.5.1.2现地主变保护屏轻瓦斯动作报警信号；6.5.1.3现地检查瓦斯继电器内有气体。6.5.2 处理6.5.2.1检查油色、油面、油温、声音是否正常及有无明显漏油；6.5.2.2轻瓦斯动作时，应立即对主变进行检查，查明动作原因；6.5.2.3如因滤油、更换吸附剂、

14、加油或强迫油循环系统故障，使空 气进入主变内部， 重瓦斯保护应该投信号， 排尽瓦斯继电器内空气后 再将重瓦斯保护投入跳闸；6.5.2.4因漏油使油位下降轻瓦斯保护动作无法处理时，应立即将主 变停用；6.5.2.5瓦斯气体化验可然性气体，应立即将主变停运；6.526 如确认为空气，则将瓦斯继电器中的空气排出，变压器继续 运行，应记录两次信号动作的间隔时间；6.527 取瓦斯气体要十分小心，引燃时要在周围无可燃物的安全地 方进行。如因漏油造成油面下降引起轻瓦斯动作，应立即设法消除漏油点，并进行加油，变压器可继续运行；6.528 检查未发现异常现象，瓦斯继电器内无气体，应检查二次回 路是否故障或保护

15、误动；6.529 及时联系进行气体和色谱化验，依据下列现象判明故障类型；气体颜色可燃性故障的性质无色不可燃空气黄色不可燃木质故障淡黄色可燃纸或者纸板故障灰色或黑可燃油故障6.6 重瓦斯保护6.6.1 现象主变有冲击、监控系统主变重瓦斯动作告警，主变高低压侧断路器跳6.8.1 处理6.8.2.1检查变压器外壳是否破裂、变形、喷油、喷火及严重漏油等 明显故障现象，变压器油枕油面是否正常，若变压器有着火现象，变 压器排油注氮灭火装置是否动作正常， 事故排油正常， 如果自动没有 动作，应手动投入。6.8.2.2变压器着火应确保人身安全。6.8.2.3检查变压器油温有无急剧上升。6.8.2.4如果检查未

16、发现异常，因应测量变压器绝缘电阻，检查重瓦 斯保护是否误动。6.8.2.5变压器若跳闸原因不明，绝缘电阻合格，由主管生产副总经 理决定是否对变压器投入运行。6.9.1变压器差动保护动作6.9.1.1 现象主变有冲击、 监控系统主变差动保护动作告警， 主变高低压侧断路器 跳闸。6.9.1.2 处理6.9.2.1对差动保护范围内的一次设备进行全面检查有无明显故障点， 检查差动保护是否误动。6.9.2.2如未发现任何故障，对变压器绝缘进行检查，若绝缘电阻合 格，由主管生产领导决定是否投入运行。6.9.2重瓦斯和差动保护同时动作6.10.1现象主变有冲击、监控系统主变重瓦斯动作，主变差动保护动作告警，

17、主 变高低压侧断路器跳闸。6.10.2处理6.10.2.1 对差动保护范围内的一次设备进行全面检查，是否有明显的 故障点。6.10.2.2 变压器做检修安全措施。6.10.2.3 对变压器进行全面检查。6.9.3电气保护动作6.11.2现象6.11.2.1 主变有冲击声，监控系统相应电气保护动作报警，主变高低 压侧断路器跳闸；6.11.2.2 现地变压器保护屏跳闸信号灯亮，并有相应主变电气保护动 作信号。6.11.3处理6.12.1检查主变差动、重瓦斯保护是否启动6.12.2对保护范围内的一次设备进行详细的外部检查，查明故障点 及故障类型；6.12.3隔离并做好安全措施，测量绝缘电阻；6.12

18、.4检查保护装置是否误动，如确认保护误动，察明误动原因；6.9.4 变压器着火6.13.1 现象火灾自动报警系统， 变压器排油注氮灭火装置动作报警， 主变相应保 护动作并报警。6.13.2 处理6.14.1主变着火时，应及时联系汇报调度，并迅速将着火变压器 高低侧断路器断开；断开冷却器电源和有关控制电源。6.14.2检查变压器排油注氮灭火装置动作正常，事故排油正常， 如果自动没有动作，应手动投入；6.14.3变压器外壳破裂，油溢出着火时，应立即检查事故排油管 路是否正常，如未正常排油，应设法立即排油使油面降低到破裂点， 并进行灭火；6.14.4如主变内部故障引起着火时，变压器排油注氮灭火装置动 作不正常或未动作时严禁排油，以防主变发生爆炸；6.14.5危及其他设备安全运行时，可将相关电气设备停电6.9.5 主变过激磁处理查明过激磁原因；检查油色，油位、温度是否正常；对主变及高压侧引线、外部螺栓连接及一次回路进行