主变压器运行规程

1、20162016 年年 2 2 月月 2020 日发布日发布 20162016 年年 0202 月月 2222 日实施日实施Q/CDT-SDHP 102 0019-2016*2006主变压器压器运行规程乡城县鸿能电力有限责任公司技术标准Q/CDT-SDHP 102 00162013目 次前言1范围 .12引用标准 .13术语和定义 .14运行规定 .15运行操作 .66运行维护 .97运行故障、事故处理 .10前 言为加强乡城县鸿能电力有限责任公司技术管理，根据国家及电力行业有关规定和标准，特制定本规程。本规程的编制原则和要求依据电力企业标准编制规则DL/T800-2001、中电投企业标准编制

2、规则（试行）、水利水电技术标准编写规定SL01-97等。本标准附录为资料性附录。本标准由乡城县鸿能电力有限责任公司标准化委员会提出。本标准由乡城县鸿能电力有限责任公司生产部归口。本标准起草单位：乡城县鸿能电力有限责任公司生产部。本标准起草人：王继皓 王紫华本标准审核人：雷洁 本标准批准人：骆烨立本标准由乡城县鸿能电力有限责任公司生产部负责解释。本规程 2016 年首次发布，本规程自发布之日起实施。2主变压器压器运行规程1、范围本规程规定了马熊沟二级水电站变压器压器运行规定、运行操作、运行维护、运行故障及事故处理。本规程适用于运行部运行人员对变压器压器及其附属设备的运行操作和管理，也可供生产管理

3、人员和有关检修维护人员参考。2、引用标准 电力变压器 GB1094.1.2-1996 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB6451-2008 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB7252-2001 油浸式电力变压器负载导则 GB1097.7-2008 继电保护和安全自动装置技术规程 GB14285-2006 电力设备过电压保护设计技术规程 SDJ7-1979 电力设备接地设计技术规程 SDJ8-1979电力装置的电气测量仪表装置设计规范 GB500063-2008运行中变压器油质量标准 GB/T 759520003、定义和术语3.1 定义3.1.1 主变压器将发电机出口电压升压至 110kV

4、 电压等级的变压器，称为主变压器，简称主变。3.1.2 变压器状态变压器四种状态“运行”状态、“热备用”状态、“冷备用”状态和“检修”状态。3.1.2.1“运行”状态变压器高压侧（低压侧）隔离刀闸及开关在合闸位置，变压器带电运行，相应保护投入运行。3.1.2.2“热备用”状态变压器各侧接地线（接地刀闸）拆除（断开），变压器各侧开关在断开位置，变压器高压侧和低压侧至少有一刀闸在合闸位置，相应保护投入运行。3.1.2.3“冷备用”状态变压器上各侧接地线（接地刀闸）拆除（断开），变压器各侧开关和刀闸在断开位置。3.1.2.4“检修”状态变压器各侧开关和刀闸在断开位置，变压器可能来电端挂好接地线(或接

5、地刀闸在合闸位置)，相应保护退出运行，挂好安全标示牌。3.1.3 零起升压利用发电机将设备由零电压渐渐升至额定电压或预定值。3.1.4 变压器冲击试验变压器新投产或大修后在投入运行前，连续操作变压器高压侧开关合闸，正常后断开再合闸。新投产一般进行五次冲击合闸，大修后一般进行三次冲击合闸。32 术语3.2.1 开关：合上、断开3.2.2 刀闸：合上、断开3.2.3 熔断器（保险）：装上、取下3.2.4 保护：投入、停用3.2.5 阀门：开启、关闭4、运行规定4.1 装置说明 4.1.1 马熊沟二级水电站共装有 1 台变压器，山东鲁能泰山电力设备有限公司。变压器 110kV 电压等级，额定容量为

6、9000KVA,三相油浸铜绕组、无励磁调压、强迫油循环风冷、户外、免维护升压电力变压器。4.1.2 变压器结构4.1.2.变压器低压侧与共箱封闭母线连接。中性点接点经隔离刀闸接地。4.1.3 变压器冷却系统4.1.3.1 变压器冷却系统采用风冷却系统由散热器、风扇、指示器、控制系统等组成。4.1.3.2 变压器投入或退出运行时，工作冷却器均可通过控制开关自动投入与停止运行。44.1.3.3 冷却系统控制箱采用两回路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。当一路电源故障时，另一路电源能自动投入。冷却系统电动机的电源电压采用交流三相四线制 AC380V，控制电源为 DC220V，信号电源为

7、DC220V。4.1.3.4 冷却系统既能在现场手动又能自动操作。冷却系统采用可编程控制器(PLC)进行控制，根据变压器的运行状态，包括负载或温度达到设定值，自动完成冷却器的投/切（含主、备用冷却器的投/切）、冷却器工作状态的自动轮换运行。冷却系统故障时将故障信号以无源接点形式送给全厂计算机监控系统。4.1.3.5 冷却系统的电动机有过载、短路及断相运行的保护装置。4.2 主要技术参数4.2.1 变压器主要技术参数（见表 1）。表 1 变压器主要技术参数序 号项目名称变压器单 位1型号SF11-9000/110海拔3255M（高原型）2型式三相强迫油循环风冷无载调压组合式变压器3额 定 容 量

8、9000/9000kVA4额 定 电 压121/6.3KV kV5最高运行电压140kV6额 定 电 流42.9/824.8A7空 载 电 流0.20%8额 定 频 率50Hz9相 数310联 接 组 别YNd1111中性点接地方式直接接地12调 压 方 式无励磁分接开关13高压侧无励磁调压抽头12122.5% 14冷却方式风冷15短路阻抗（32.3）10.34%16高压绕组电阻（30）32.6 A0:4.984 BO:4.955 CO:4.98917低压绕组电阻（30）32.6ab:0.01885 bc:0.01883 ac:O.0188818额定效率（75）99.5%19空载损耗（最大值）

9、9.73kW20负载损耗（100%负载下） 48.67kW21绝缘水平:h.v.线路端子LI/AC 480/200kV22绝缘水平:h.v.中性点端子LI/AC 325/140kV23绝缘水平：l.v.线路端子LI/AC 60/2524油重5350kg625总重22400kg26海拔高程3255m1.14.2.2 变压器分接开关技术参数（见表 2）。表 2 变压器分接开关技术参数高 压 侧低 压 侧分接位置电压（V）电流（A）电压（V）电流（A）容量（kVA）1 I12705040.92 II12402541.93 III1210042.94 IV11797544.05 V11495045.2

10、6300824.89000主变压器参数：高压侧额定电压：Uenh=110KV 高压侧额定电流：Ienh=42.9447高压侧CT变比：150/5=30（后备保护用），75/5=15(差动保护用)低压侧额定电压：Uenl=6.3KV 低压侧额定电流：Ienl=824.8103A短路阻抗Ud(高-低)=10.5%， Xt=10.5%X100/9=1.1667中性点CT变比：100/5=20，中性点间隙CT变比：100/5=20 4.3 运行方式 4.3.1 电站 110kV 侧采用单母线接线方式，110kV GIS 与变压器及出线设备之间采用管道母线连接。电站以 110kV 电压接入系统至 110

11、kV 接入马熊沟水电站。主变压器下方设集油坑，坑内设排油管与事故油池相连。4.3.2 主变压器中性点采用直接接地方式。4.3.4 主变压器高压侧无励磁分接开关的运行方式按调度要求执行，目前在（3）分接位置，额定电压为（121kv）4.3.5 主变压器停电操作时，应采取先解列发电机，再断开高压侧开关。主变压器停电前应做好倒厂用电操作。4.3.5 一般运行条件4.3.5.1 变压器在整定分接开关5%额定电压范围内变动时，其额定容量不变，其运行电压一般不应高于整定分接开关额定电压的 105%，且变压器过激磁倍数及运行时间且不得超过表 4 中规定。表 4 工频过电压最大允许时间工频电压升相相1.101

12、.251.501.58高倍数相地1.101.251.902.00持续时间 20min 20s 1s 0.1s4.3.5.2 变压器各部温升一般不超过表 5 中规定值。表5变压器最高温升表顶 层 油绕 组油箱及结构件表面铁 芯45K55K70K70K4.3.5.3 变压器三相负载不平衡时，应监视最大相的电流。4.3.6 变压器在不同负载状态下的运行方式4.3.6.1 变压器过载能力（见表 5）。 表 6 变压器过载的允许时间过电流（%）2030456075100允许运行时间（min）480120604520104.3.6.2 变压器负载电流和温度的限值（见表 6）。表7 变压器负载电流和温度限值

13、表负载状态正常周期性负载长期急救周期性负载短期急救负载负载电流（标么值）1.31.31.5热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度（）1201301604.3.6.3 正常周期性负载的运行A、变压器在规定使用条件下，可按额定参数长期连续运行。B、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。8C、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。D、正常周期性负载运行方式下，变压器过载能力、负载电流和温度限值不得超规定值运行。4.3.6.4 长期急救周期性负载的运行A、长期急救周期性负载

14、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；必要采用时，应尽量缩短超额定电流运行时间，降低超额定电流倍数，并投入备用冷却器。B、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。C、长期急救周期性负载下运行时，平均相对老化率可大于1甚至远大于1。变压器过载能力、负载电流和温度限值不得超规定值运行。4.3.6.5 短期急救负载的运行A、短期急救负载下运行时，平均相对老化率远大于1，绕组热点温度可能大到危险程度。在出现这种情况时，应投入包括备用在内的全部冷却器，并尽量压缩负载、减少时间

15、。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。4.4 运行注意事项 4.4.1 变压器不允许无主保护情况下运行，差动保护和重瓦斯保护不得同时退出运行。4.4.2 变压器冷却器控制屏或端子箱有工作时应注意做好变压器非电量保护误动措施，防止变压器非电量保护误动运行设备。4.4.3 变压器硅胶变色超过 1/3 时应更换。4.4.4 变压器满负荷运行情况下，冷却系统发生故障切除全部冷却器时，在额定负载下允许连续运行时间为 20min；当油面温度未达到 75时，允许上升到 75，但最长运行时间不得超过 1h。冷却器全部退出运行，变压器空载运行时间不超过 3h。4.4.5 绝

16、缘电阻的规定4.4.5.1 变压器检修后或备用超过 10 天，送电前应测量其低压侧绕组对地绝缘电阻、吸收比或极化指数。4.4.5.2 绝缘电阻换算到同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化，一般不低于上次测量值的 70%，当温度为 20 时，绕组连同套管的绝缘电阻 1 min 稳定值应不小于2000。吸收比 K=R60s/R15s1.3，极化指数 PI=R10min/R1min1.5。4.4.5.3 测量变压器绝缘电阻应使用合格且电压等级为 2500V 或 5000V 兆欧表。测量绝缘电阻的步骤为：验电放电测量放电，放电时间应不少于 2 min，同时要注意静电电压对人身、仪表的安全。刚停电

17、的变压器需要静置 30 min，使油温与绕组温度趋于相等后再进行测量工作，测量温度以变压器上层油温为准。4.4.5.4 当绝缘电阻不合格时应汇报有关领导，需要将该变压器投入运行时，应请示相关领导批准。4.4.6 瓦斯保护装置的运行规定4.4.6.1 变压器运行时瓦斯保护装置应根据规定投信号或跳闸位置。正常运行时重瓦斯保护装置应投跳闸位置，轻瓦斯保护装置应投信号位置。4.4.6.2 变压器在运行中滤油、补油时，应将其重瓦斯改投信号，此时其它保护装置仍应投跳闸。运行 24 小时，打开放气阀，无气体排出后方可投至跳闸位置。4.4.6.3 当油枕的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开排气阀或放油

18、阀门时，应先将重瓦斯改投信号，此时其它保护装置仍投跳闸，正常后方可投至跳闸位置。4.4.6.4 新安装、大修、事故检修或换油后的变压器恢复运行，充电时应将重瓦斯保护投跳闸，充电结束变压器带电正常后，立即将其重瓦斯改投信号，运行 24 小时，打开排气阀排气，无气体排出后方可投至跳闸位置。4.4.7 检修后或新装的变压器投运规定。4.4.7.1 新安装的变压器，需经有关部门组织检验人员验收合格。4.4.7.2 新安装或变动过内外连接线的变压器，投运前必须核定相位。4.4.7.3 新投运或大修后的变压器，投运前需做空载全电压冲击合闸试验，冲击合闸次数为 5 次，第一次受电后持续时间不应少于 10mi

19、n，每次间隔时间为 5min，应无异常现象；对变压器冲击合闸试验前还应用发电机对其进行零起升压正常。对变压器零起升压和冲击合闸试验时变压器中性点必须接地良好。4.4.7.4 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 48 小时，若有特殊情况不能满足上述规定，需请示相关领导批准。104.4.7.5 检修变压器工作票全部终结，检修人员将工作内容向运行交待清楚，各项试验数据合格，工作地点清洁，检修人员全部撤离现场，拆除检修安全措施（地线、工作牌、临时遮栏等），恢复常设遮栏。4.4.7.6 值班人员现场仔细检查，外部无异物，临时接地线已拆除，分接开关位置正确，各阀门位置正确，

20、确认变压器及其保护装置在正常投入状态，具备带电运行条件。4.4.7.7 测量变压器线圈绝缘电阻合格。4.4.8 变压器投运前检查项目。4.4.8.1 变压器油温、油色、油位均正常，各部位无渗漏油。4.4.8.2 变压器各套管无破损裂纹，中性点、铁芯、夹件、放电间隙、避雷器等接地良好。4.4.8.3 瓦斯继电器内无气体，连接阀门打开，压力释放器完好无损，无渗漏油。4.4.8.4 呼吸器畅通完好，吸附剂无潮解变色。4.4.8.5 分接开关位置正确、三相一致。4.4.8.6 变压器智能在线监测系统工作正常。4.4.8.7 消防水系统各阀门位置正确，管路、阀门及喷头无漏水，消防设备齐全完好。4.4.8

21、.8 变压器本体及其附近应无异物，各标志齐全完好。4.4.8.9 变压器保护、压板投入正常。4.4.8.10 冷却系统正常。5、运行操作以#1 主变压器操作为例: 主变压器的送电操作程序： 1、检查后，检查主变高压侧开关在断开位置且组合开关符合带电条件；合上主变中性点刀闸； 2、检查 110KV 母线电压正常； 3、检查 6.3KV 各开关、刀闸及地刀均在断开位置； 4、合上 110KV 母线 PT 刀闸； 5、合上主变低压侧刀闸； 6、查主变低压侧地刀在断开位置；7、检查主变保护装置已投入；8、检无压合上主变高压侧开关对#主变及 6.3KV 母线充电；9、检查 110KV 母线电压正常；5.

22、1 1 号变压器 #1B 由运行转热备用5.1.1 检查 I段进线开关在分闸位置。5.1.2 检查 1 号发电机出口开关 1 在“分闸”位。5.1.3 断开 1 号变压器高压侧开关 。5.1.4 检查 1 号变压器高压侧开关 在“分闸”位。5.2 1 号主变压器#1B 由热备用转冷备用。5.2.1 摇出 I 段进线开关至“检修”位。5.2.2 检查 I 段进线开关至“检修”位。5.2.3 摇出 1 号发电机励磁变高压侧刀闸。5.2.4 检查 1 号发电机励磁变高压侧刀闸已到位。5.2.5 检查 1 号发电机出口开关 1 在“分闸”位。5.2.6 摇出 1 号发电机出口开关 1 至“检修”位。5

23、.2.7 检查 1 号发电机出口开关至“检修”位。5.2.8 断开 1 号主变压器高压侧靠 I 母侧刀闸。5.2.9 检查 1 号主变压器高压侧靠 I 母侧刀闸分闸到位。5.3 1 号变压器#1B 由冷备用转检修。5.3.1 检查 1 号主变压器高压侧靠 I 母侧刀闸分闸到位。5.3.3 断开 1 号主变压器高压侧靠 I 母侧刀闸控制、操作电源开关。5.3.4 检查 1 号发电机出口开关至“检修”位。5.3.5 断开 1 号发电机出口开关控制、操作电源开关。5.3.6 拉出 1 号主变压器低压侧电压互感器三相至“检修”位。5.3.7 拉出 1 号主变压器低压侧避雷器三相至“检修”位。5.3.9

24、 取下 1 号主变压器低压侧电压互感器三相二次保险。5.3.10 测量 1 号主变压器#1B 低压侧绝缘。5.3.11 挂上 1 号主变压器低压侧三相短路接地线。5.3.12 检查 1 号主变压器低压侧三相短路接地线牢固。5.3.14 合上 1 号主变压器高压侧接地刀闸。125.3.15 检查 1 号主变压器高压侧接地刀闸合闸到位。5.3.16 退出 1 号主变压器#1B 冷却系统。5.3.17 退出 1 号主变压器#1B 保护。5.4 1 号主变压器#1B 由检修转冷备用5.4.1 检修工作已完成，工作票已终结，检修记录已交代清楚。5.4.2 检查 1 号发电机出口开关至“检修”位。5.4.

25、3 拆除 1 号主变压器低压侧三相短路接地线。5.4.4 检查 1 号主变压器低压侧三相短路接地线已拆除。5.4.5 测量 1 号主变压器低压侧绝缘。5.4.6 摇入 1 号发电机励磁变高压侧刀闸。5.4.7 检查1号发电机励磁变高压侧刀闸已到位。5.4.8 装上 1 号主变压器低压侧电压互感器 PT 三相二次保险。5.4.9 推入 1 号主变压器低压侧电压互感器 PT 三相至“工作”位。5.4.10 推入 1 号主变压器低压侧避雷器三相至“工作”位。5.4.11 断开变压器高压侧接地刀闸5.4.12 投入 1 号主变压器#1B 保护。5.4.13 投入 1 号主变压器#1B 冷却系统。5.5

26、 1 号主变压器#1B 由冷备用转热备用5.5.1 检查 1 号主变压器低压侧三相短路接地线已拆除。5.5.2 摇入 I 段开关至“检修”位5.5.3 检查 I 段#910 开关在“检修”位。5.5.4 摇入 1 号发电机出口开关至“工作”位。5.5.5 检查 1 号发电机出口开关至“工作”位。5.5.6 合上 1 号主变压器高压侧刀闸控制、操作电源开关。5.5.7 合上 1 号主变压器高压侧靠 I 母侧刀闸。5.5.8 检查 1 号主变压器高压侧靠 I 母侧刀闸合闸到位。5.6 1 号变压器#1B 由热备用转运行5.6.1 检查 1 号主变压器高压侧边开关在“分闸”位5.6.2 1 号主变压

27、器高压侧边开关无压合闸。5.6.3 检查 1 号主变压器高压侧开关在“合闸”位。5.6.4 检查 1 号主变压器带电运行正常5.6.5 检查 1 号主变压器#1B 冷却器运行正常。5.7. 1 号主变压器#1B 零起升压操作5.7.1 检查 1 号主变压器高压侧靠 I 母侧刀闸分闸到位。5.7.3 检查 1 号主变压器#1B 保护投入正常。5.7.4 检查 1 号厂用变在“检修”位。5.7.5 检查 1 号发电机灭磁开关FMK 在“分闸”位。5.7.6 检查 1 号发电机出口开关 1 在“分闸”位。5.7.7 检查 1 号变压器低压侧三相短路接地线已拆除。5.7.8 合上励磁变高压侧刀闸至“合

28、闸”位。5.7.9 合上 1 号发电机出口开关至“工作”位。5.7.10 合上 1 号发电机出口开关 1。5.7.11 检查 1 号发电机出口开关 1 在“合闸”位。5.7.12 手动启动 1 号变压器#1B 冷却器正常。5.7.13 检查 1 号机组#1F 空转正常。5.7.14 合上 1 号发电机灭磁开关FMK。5.7.15 检查 1 号发电机灭磁开关FMK 在“合闸”位。5.7.16 手动增加 1 号发变组#1F 电压到设定值。5.7.17 检查 1 号变压器#1B 带电正常。5.7.18 手动降低 1 号发变组#1F 电压到零。5.7.19 断开 1 号发电机机灭磁开关FMK。5.7.

29、20 检查 1 号机灭磁开关FMK 在“分闸”位。5.7.21 断开 1 号发电机出口开关#1。5.7.22 检查 1 号发电机出口开关#1 在“分闸”位。5.8 1 号变压器#1B 冲击试验5.8.1 检查 1 号变压器#1B 保护投入正常。5.8.2 检查 1 号变压器#1B 在热备用状态。5.8.3 断开 1 号发电机出口开关至“检修”位。145.8.4 检查 1 号发电机出口开关至“检修”到位。5.8.5 投入 1 号变压器#1B 冷却器运行。5.8.6 合上 1 号变压器高压侧边开关。5.8.7 检查 1 号变压器高压侧边开关在“合闸”位。5.8.8 检查 1 号变压器#1B 带电正

30、常。5.8.9 按要求对 1 号变压器#1B 做 35 次冲击试验。6、运行维护6.1 定期工作6.1.1 变压器正常运行时，每班对变压器巡视检查不少于 2 次。6.1.2 变压器正常运行时，每月 15 日做冷却器段、段动力电源切换试验。6.1.3 变压器检修后对变压器消防水系统进行试验。6.1.4每月1日记录变压器高低压侧避雷器动作次数及泄露电流6.2 巡回检查内容6.2.1 变压器日常巡视检查项目：6.2.1.1 变压器的油温、油色和油位均应正常，各部位无渗漏油现象。6.2.1.2 各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。6.2.1.3 各部接地线完好，无发热及放电痕迹

31、。6.2.1.4 变压器响声正常，无异常声音，呼吸器应完好，吸附剂无潮解变色。6.2.1.5 瓦斯继电器内应无气体，连接阀门应打开，压力释放器完好无损，无渗漏油。6.2.1.6 控制柜和端子箱各端子（接头）应无发热、烧焦、松脱、受潮。6.2.1.7 冷却器控制装置工作正常，各开关、控制把手位置正确，各信号指示正确。6.2.1.8 变压器智能在线监测系统工作正常，信号指示正常。6.2.1.9 消防水系统各阀门位置正确，管路、阀门及喷头无漏水，消防设备齐全完好。6.2.1.10 变压器本体及其附近无异物，各标志齐全完好。6.2.2 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：6.2.

32、2.1 新投产的设备或经过检修、改造后的变压器在投运 72h 内。6.2.2.2 有严重缺陷时。6.2.2.3 雷雨季节特别时雷雨后。6.2.2.4 高温季节、重负荷期间。6.2.2.5 变压器过负荷运行时。6.3 要求录入内容。6.3.1 测量绝缘电阻值应录入绝缘记录本中。6.3.2 巡回检查有关内容应录入巡检记录本中。6.3.3 定期工作完成情况录入记录本中。7、运行故障及事故处理7.1 变压器事故处理原则7.1.1 变压器跳闸时，应首先根据继电保护动作情况和事故跳闸当时的外部现象（变压器过负荷、邻近设备故障等）判断故障原因，并进行处理。7.1.2 若差动和重瓦斯保护全部动作或仅重瓦斯保护

33、动作，未查明原因和消除故障前不得送电。7.1.3 差动保护动作跳闸，在检查变压器外部和差动范围一次设备无明显故障，检查瓦斯气体及故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障，经相关领导同意后可试送，有条件时也可进行零起升压。7.1.4 仅后备保护动作，检查变压器外观无异常且外部故障消除或隔离后可下令试送。或内部无明显故障，经相关领导同意后可试送，有条件时也可进行零起升压。7.1.5 变压器本体等其它保护动作但原因不明，经检查变压器本体和故障录波情况，证明变压器内部无明显故障，经相关领导同意后可试送，有条件时也可进行零起升压。7.1.6 变压器过负荷时，立即汇报调度进行负荷调整，同时应根据表 4

34、 中规定允许的过负荷时间内降低负荷。7.2 变压器发生下列异常情况时应及时联系处理，并做好事故预想：7.2.1 内部声音异常且有增大趋势。7.2.2 压力释放阀排油管有漏油，且有增大趋势。7.2.3 套管有破损裂纹，并有闪络放电痕迹。7.2.4 变压器油温升高，但未超过最高允许值。7.2.5 油枕油位超出正常范围。7.2.6 在线监测装置发报警信号。7.3 变压器有下列情况之一时，如未跳闸应立即停电处理：7.3.1 当发生危及变压器安全的故障，而变压器有关保护装置拒动时。167.3.2 变压器严重漏油或喷油，不能及时消除。7.3.3 压力释放装置动作，向外喷油、喷火。7.3.4 变压器套管严重

35、破损或有严重放电现象。7.3.5 变压器声音明显不正常或内部有放电声，炸裂声。7.3.6 冷却器运行正常，负荷变化不大，变压器油温、线圈温度异常上升不能控制。7.3.7 变压器附近设备着火、爆炸或发生对变压器构成严重威胁的情况。7.3.8 变压器冒烟着火。7.4 变压器温度升高报警7.4.1 现象：监控系统发变压器温度过高报警信号，现地温度表指示达报警值。7.4.2 处理：7.4.2.1 检查变压器是否过载，必要时应降低变压器负荷，并严密监视变压器温度变化情况。7.4.2.2 检查变压器温度测量装置、油枕油位是否正常，若为信号误报，联系检修处理。7.4.2.3 检查变压器冷却装置工作是否正常，

36、若备用冷却器未投入，应立即手动投入运行；若冷却器全停，则按 7.7 处理。7.5 变压器轻瓦斯保护动作。7.5.1 现象：监控系统发变压器轻瓦斯保护动作报警信号，变压器保护装置报警信号灯点亮。7.5.2 处理：7.5.2.1 检查保护装置是否有异常报警信号。7.5.2.2 检查变压器油温、油位、油色、声音等是否正常，有无明显漏油。若因漏油或油面下降引起轻瓦斯动作，汇报调度并联系检修处理漏油缺陷或对变压器进行补油。7.5.2.3 检查变压器瓦斯继电器内有无气体，若瓦斯继电器内有气体，记录气量，观察气体的颜色，联系维护人员取气样及油样进行化验，判别故障类型。7.5.2.4 若瓦斯继电器内的气体为无

37、色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，将瓦斯继电器内气体排出，变压器可继续运行，并联系检修检查处理进气缺陷。7.5.2.5 若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，请示相关领导决定变压器是否继续运行。7.6 主变压器低压侧单相接地。7.6.1 现象：监控系统发主变压器低压侧单相接地报警信号，机组在并网状态下发电机定子接地动作、发电机出口开关跳闸、发电机灭磁开关跳闸、机组事故停机等信号；现场主变压器保护装置报警信号灯点亮，机组在并网状态下发电机保护装置跳闸信号灯点亮，机组事故停机、发电机出口开关跳闸、发电机灭磁开关跳闸。励磁变保护信号灯点亮、变压器高压侧开关跳闸。相关厂用电保护动作信号。7.6

38、.2 处理：7.6.2.1 检查主变压器低压侧和厂用电 10kV 系统有无明显故障点，若发现故障点应设法消除故障。7.6.2.2 检查主变压器低压侧电压互感器一次保险，若爆断则将更换一次保险，更换后检查是否还有接地信号。如果又爆断则联系调度将变压器退出运行，测量变压器低压侧绝缘，联系检修检查处理。7.6.2.3 若未发现主变压器低压侧和厂用变 10kV 系统无明显故障点，更换变压器低压侧电压互感器一次保险后接地信号还存在，应联系调度将变压器退出运行，测量变压器低压侧绝缘，联系检修检查处理。7.6.2.4 在将主变压器退出运行前应做好厂用电倒换工作，保证厂用电安全。7.6.2.5 查找接地点时应

39、注意跨步电压，穿绝缘鞋，并作好防止无关人员误入接地区域的隔离和警告。接地运行不得超过 2 小时。7.7 变压器冷却器停运7.7.1 现象：监控系统发变压器冷却器故障、全停报警信号，现场变压器冷却器全停变压器油温升高。7.7.2 处理：7.7.2.1 检查变压器温度是否升高，监视温度，并调整机组负荷，以使变压器温度不超过70为限；7.7.2.2 检查变压器冷却系统控制装置 PLC 故障或电源是否消失，若控制装置 PLC 故障或电源已消失，查明原因并设法恢复控制装置 PLC 运行。7.7.2.3 检查是否为冷却器动力电源故障引起，若冷却器动力电源故障，查明原因并设法恢复正常。7.7.2.4 处理时

40、动作应迅速，变压器冷却器全停时间不允许超过规定。187.7.2.1 若在规定时间内不能恢复变压器冷却器运行，则联系调度将变压器退出运行，联系检修处理。7.8 主变压器重瓦斯保护动作7.8.1 现象：监控系统发主变压器重瓦斯保护动作警信号等，主变压器高压侧开关跳闸，发电机出口开关跳闸，机组停机，厂用电进线开关跳闸，相应厂用电备自投动作。7.8.2 处理：7.8.2.1 检查主变压器是否着火，若变压器着火，应按 7.14 处理。7.8.2.2 对主变压器外部进行全面检查，若有变形、喷漏油等明显故障时，做好隔离措施，联系检修处理。7.8.2.3 检查主变压器油位、油温是否正常。7.8.2.4 检查主变压器智能在线监测装置报警信号。7.8.2.5 通知检修收集瓦斯继电器内气体做色谱分析，取变压器油样化验，判明故障性质。7.8.2.6 如检查未