风电场主变压器运行规程

1、 PAGE 9风电场主变压器运行规程适用范围本规程规定了新能源分GS 玉湖风电场变压器运行规定、运行操作、运行维护、运行故障及事故处理。本规程适用于运行人员对变压器及其附属设备的运行操作和管理，也可供生产管理人员和有关检修维护人员参考。引用标准下列标准中所包含的条款，通过在本规程中的引用而构成本规程的条款。本规程出台时，所示版本均为有效。电力变压器油浸式电力变压器技术参数和要求变压器油中溶解气体分析和判断导则GB1084.1.2-1885GB5451-2008 GB7252-2001继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-2005电力设备过电压保护设计技术规程SDJ7-1878电力设备接

2、地设计技术规程SDJ8-1878电力装置的电气测量仪表装置设计规范GB500053-2008运行中变压器油质量标准GB/T 75852000序号项目名称变压器单 位主要技术参数1型号SZ11-50000/110/35kV山东达驰2冷却方式ONAN（油浸自冷式)3额 定 容 量50000kVA4额 定 电 压（12181.25%)/35kV5最高运行电压133.1kV5额 定 电 流215.8A7空 载 电 流0.075%8额 定 频 率50Hz8相数3相10联 接 组 别YN，d1111中性点接地方式经隔离开关接地-12调 压 方 式有载调压-13短路阻抗10.53%14额定效率88.785%

3、15空载损耗27.154kW15负载损耗177.722kW17总损耗(变压器本体)200kW18高压绕组绝缘水平385kV18低压绕组绝缘水平35kV20中性点绕组绝缘水平200kV21海拔高程2150m高压侧低压侧容量（kVA)分接开关技术参数分接位置电压（V)电流（A)电压（V)电流（A)1133100215.82131580218.43130075221.835000824.8500004128555224.55127050225.25125540230.07124024232.88122515235.58a121000238.58b121000238.58c121000238.5101

4、18480241.511117875244.712115455245.813114850251.114113440254.515111825255.815110415251.517108D800255.1主要保护定值玉湖风电场 110kV 主变保护定值单2020 年 01 月 08 日玉湖风电场继字 20200108D 第 2 号第 1 页共 4 页厂站名玉湖风电场设备名称1 号主变容量50MVA容量比100100差动保护(PST571U 国电南自)差动保护(PST571U 国电南自)CT 变比110kV400135kV12501CT 变比110kV400135kV12501设备参数定值01定

5、值区号00 区02被保护设备1#主变03主变额定容量50MVA04侧接线方式钟点数1105侧接线方式钟点数1205侧接线方式钟点数1207侧额定电压121kV08侧额定电压35kV08侧额定电压35kV10侧额定电压35kV11侧 CT 一次值40012侧 CT 二次值113侧 CT 一次值125014侧 CT 二次值115侧 CT 一次值115侧 CT 二次值117侧 CT 一次值118侧 CT 二次值1保护定值纵差差动速断电流定值纵差保护启动电流定值二次谐波制动系数差动保护控制字50.50.1501差动速断102纵差保护103二次谐波制动104CT 断线闭锁差动保护0通风调压保护定值01启

6、动通风I 段定值20A02启动通风I 段时间20S03启动通风II 段定值20A04启动通风II 段时间20S05闭锁调压定值20A05闭锁调压时间20S通风调压控制字启动通风I 段0启动通风II 段0闭锁调压0差动保护软压板差动保护1远方修改定值0审核：计算： 玲玉湖风电场 110kV 主变保护定值单2020 年 01 月 08 日玉湖风电场继字 20200101 第 2 号第 2 页共 4 页厂站名玉湖风电场设备名称1 号主变容量50MVA容量比100100高压侧后备保护系统(PST571U 国电南自)高压侧后备保护系统(PST571U 国电南自)CT110kV35kV变比40011250

7、1CT110kV 侧 CT中性点 CT间隙 CT变比400110011001高后备保护设备参数高后备保护控制字01定值区号00 区01PT 断线退复压闭锁002被保护设备1#主变02复压过流段方向指向0（指向变压器)03主变额定容量50MVA03复压过流段经复压闭锁104额定电压121kV04复压过流段 1 时限105保护 CT 一次值40005复压过流段 2 时限105保护 CT 二次值105复压过流段 3 时限0高后备保护保护定值07复压过流段方向指向201低电压闭锁定值70V08复压过流段经复压闭锁102负序电压闭锁定值4V08复压过流段 1 时限103复压过流段定值0.87A10复压过

8、流段 2 时限104复压过流段 1 时限1.0s11复压过流段 3 时限105复压过流段 2 时限1.3s12复压过流段经复压闭锁005复压过流段 3 时限20s13复压过流段 1 时限007复压过流段定值0.8714复压过流段 2 时限008复压过流段 1 时限3.8s15复压过流段 3 时限008复压过流段 2 时限3.8s15零序过流段方向指向210复压过流段 3 时限3.8s17零序过流段经零压闭锁011复压过流段定值20A18零序过流段用自产I0012复压过流段 1 时限20s18零序过流段 1 时限113复压过流段 2 时限20s20零序过流段 2 时限114复压过流段 3 时限2

9、0s21零序过流段 3 时限115零序过流段定值3.0A22零序过流段方向指向215零序过流段 1 时限0.8s23零序过流段经零压闭锁017零序过流段 2 时限0.8s24零序过流段用自产I0118零序过流段 3 时限0.8s25零序过流段 1 时限118零序过流段定值2.8A25零序过流段 2 时限120零序过流段 1 时限2.0s27零序过流段 3 时限121零序过流段 2 时限2.0s28零序过流段经零压闭锁022零序过流段 3 时限2.0s28零序过流段用自产I0023零序过流段定值20A30零序过流段 1 时限024零序过流段 1 时限20s31零序过流段 2 时限025零序过流段

10、 2 时限20s32零序过流段 3 时限025零序过流段 3 时限20s33间隙过流 1 时限127间隙过流定值134间隙过流 2 时限128间隙过流 1 时限1.5s35间隙过压 1 时限128间隙过流 2 时限1.5s35间隙过压 2 时限130间隙过压定值180V37零序过电压告警131间隙过压 1 时限0.5s32间隙过压 2 时限0.5s33过负荷定值0.73A34过负荷时间5s35零序过电压告警定值15V35零序过电压告警时间5s审核：计算：玲玉湖风电场 110kV 主变保护定值单2020 年 01 月 08 日玉湖风电场继字 20200108D 第 2 号第 3 页共 4 页厂站

11、名玉湖风电场设备名称1 号主变容量50MVA容量比100100高压侧后备保护系统(PST571U 国电南自)高压侧后备保护系统(PST571U 国电南自)CT 变比110kV4001高后备保护软压板35kV12501CT 变比110kV 侧 CT4001中性点 CT 1001间隙 CT 100101复压过流保护102零序过流保护103间隙零序保护104远方修改定值0高压侧跳闸矩阵01复压过流段 1 时限2002复压过流段 2 时限2103复压过流段 3 时限0004复压过流段 1 时限2105复压过流段 2 时限2105复压过流段 3 时限2107复压过流段 1 时限0008复压过流段 2 时

12、限0008复压过流段 3 时限0010零序过流段 1 时限0211零序过流段 2 时限0312零序过流段 3 时限0013零序过流段 1 时限0314零序过流段 2 时限0315零序过流段 3 时限0315零序过流段 1 时限017零序过流段 2 时限018零序过流段 3 时限018间隙过流 1 时限0320间隙过流 2 时限0321间隙过压 1 时限0322间隙过压 2 时限03备跳低压侧断路器20注跳高低压侧断路器21跳高压侧断路器01不投00（1)本体重瓦斯：1.0 M/s，跳主变各侧断路器（2)本体轻瓦斯： 250ml，发信号报警（3)调压重瓦斯：1.0M/s，跳主变各侧断路器备（4)

13、调压轻瓦斯： 250ml，发信号报警（5)油温度保护：作用于信号。注（5)主变绕组温度保护作用于信号（7)主变压力释放保护作用于事故信号（8)本体/有载油枕油位异常作用于信号审核：计算：玲 PAGE 10玉湖风电场 110kV 主变保护定值单2020 年 01 月 08 日玉湖风电场继字 202001008 第 2 号第 4 页共 4 页厂站名玉湖风电场设备名称1 号主变容量50MVA容量比100100低压侧后备保护系统(PST571U 国电南自)低压侧后备保护系统(PST571U 国电南自)CT 变比35kV12501CT 变比35kV12501低后备保护设备参数定值低后备保护控制字01定值

14、区号00 区01PT 断线退复压闭锁002被保护设备1#主变02复压过流 I 段方向指向1（指向母线)03主变额定容量50MVA03复压过流 I 段经复压闭锁104额定电压35kV04复压过流 I 段 1 时限105保护 CT 一次值125005复压过流 I 段 2 时限105保护 CT 二次值105复压过流 I 段 3 时限0低后备保护定值07复压过流 II 段方向指向2（不带方向)01低电压闭锁定值70V08复压过流 II 段经复压闭锁102负序电压闭锁定值4V08复压过流 II 段 1 时限103复压过流段定值0.82A10复压过流 II 段 2 时限104复压过流段 1 时限1.0s1

15、1复压过流 II 段 3 时限005复压过流段 2 时限1.3s12复压过流 III段经复压闭锁005复压过流段 3 时限20s13复压过流 III段 1 时限007复压过流段定值0.8214复压过流 III段 2 时限008复压过流段 1 时限3.8s15复压过流 III段 3 时限008复压过流段 2 时限3.8s15零序过电压告警110复压过流段 3 时限20s低后备保护软压板11复压过流段定值20A01复压过流112复压过流段 1 时限20s02远方修改定值013复压过流段 2 时限20s低压侧跳闸矩阵114复压过流段 3 时限20s01复压过流段 1 时限0115过负荷定值20A02

16、复压过流段 2 时限0315过负荷时间20s03复压过流段 3 时限0017零序过电压告警15V04复压过流段 1 时限0118零序过电压告警时间5s05复压过流段 2 时限0305复压过流段 3 时限0007复压过流段 1 时限0008复压过流段 2 时限0008复压过流段 3 时限00备跳低压侧断路器01注跳高低压侧断路器03跳高压侧断路器02不投00审核：计算：玲 PAGE 13设备组成变压器主要由铁芯、绕组、绝缘油及辅助设备组成：变压器的辅助设备主要包括油箱、储油柜（油枕)、吸湿器、冷却装置、绝缘套管、压力释放阀、气体继电器、有载调压开关、温度计。变压器铁芯铁芯是变压器中主要的磁路部分

17、，也是器身的骨架。变压 器的铁芯由铁芯柱和铁轭两部分组成。安装线圈的部分叫做铁芯柱， 连接各铁芯柱使铁芯形成闭合磁路的部分叫做铁轭。为了提高铁芯导 磁能力，使变压器容量增大，体积减小，效率提高，要求铁芯采用导磁性能良好的材料。传统铁芯通常由含硅量较高，表面涂有绝缘漆的 热轧或冷轧硅钢片叠装而成。冷轧硅钢片比热轧硅钢片的性能更好， 磁导率高而且损耗小，但工艺性较差，导磁有方向且价格较贵，多用于大中型变压器中。目前变压器一般采用冷轧硅钢片，厚度有 0.35 mm、0.3mm、0.27 mm 多种，越薄质量越好。近年来，变压器的铁芯材料已发展到现在最新的节能材料非晶态磁性材料，如 2505S2，非晶

18、合金铁芯,变压器便应运而生。这种变压器的铁损仅为硅钢变压器 的 1/5。作用：构成主磁通的导磁回路。构成耦合磁通的磁路，把一次电路的电能转换为磁能，由自己的磁能转变为二次电路的电能，是能量转换的媒介，因为铁芯材料大多是导磁率高、磁滞损耗和涡流损耗小的硅钢片，所以铁芯磁路可以增强铁磁场，产生足够大的主磁场， 从而产生足够大的主磁通，并能有效地降低励磁电流。变压器铁芯接地：变压器在运行时或在进行高压实验中，铁芯及其金属部件都处于强电场中的不同位置由静电感应的电位也各不相同，使得铁芯和各金属部件之间或对接地体产生电位差，在电位不同的金属部件之间形成断续的火花放电。这种放电使变压器油分解，并损坏固件绝

19、缘。对铁芯及其他金属部件都必须进行可靠接地。变压器的铁芯和外壳要同时接地：变压器运行时，铁芯及其金属部件都处于绕组所产生的强磁场中。如果铁芯不与外壳同时接地，则由于强磁场的作用，便会使铁芯与外壳间存在较高的电位差，很可能由此形成间隙放电。铁芯和外壳同时接地，可以保证它们始终都处于相同电位。绕组变压器的绕组是变压器的电路部分，由铜或铝的绝缘导线绕成， 按其高压绕组和低抓绕组在铁芯上相互间的布置。变压器储油柜的工作原理及作用储油柜又叫油枕，它位于油箱上部，下部通过油管与油箱连通。储油柜的容积一般约为油箱容积的 1/10。其作用是给油的热胀冷缩留有缓冲余地，保持油箱内始终充满油；同时，减小了油与空气

20、的接触面积，可减缓油的氧化。储油柜上有油标（油位表)供观察油位之用。储油柜经呼吸器或注油器与外界相通，还有集污盒、取油样， 放油阀等附件。储油柜有敞开式和密封式两种。变压器的吸湿器呼吸器（吸湿器)是一个圆形的容器，目前使用得较多的是一种悬挂式吸湿器。上端通过联管接到油枕，下端有孔与大气相通。在变压器运行中，绝缘油的温度变化时，油枕要发生吸气和排气作用，空气就是通过吸湿器而进出油枕的。吸湿器下端的空气进口处设有油封装置。在容器内部装满硅胶或氯化钙等吸潮剂，用以除去吸入空气中的尘埃和水分，所以吸湿器又叫做空气滤过器。吸湿器内的硅胶宜采用同一种变色硅胶。当较多硅胶受潮变色时，需要更换硅胶。对单一颜色

21、硅胶，受潮硅胶不超过 2/3。吸湿器硅胶变色的原因主要有：（1)长时期天气阴雨，空气湿度大，因吸湿量大而变色。（2)吸湿器容量过小。（3)硅胶玻璃罩罐有裂纹、破损。（4)吸湿器下部油封罩内无油或油位太低，起不到良好的油封作用，使湿空气未经油封而直接进入硅胶罐内。（5)吸湿器安装不当。如胶垫龟裂不合格，螺钉松动、安装不密封而受潮。吸湿器的安装及检修：吸湿器安装前，一定要进行检查，在安装时应将保存或运输时为防潮而加装的无孔胶垫及防潮剂去掉。吸湿器拆卸时，首先拧开底部油封碗，卸下上部油枕连管或隔膜胶管的连接，取下呼吸器，将吸湿器解体，倒出内部吸湿剂。检查吸湿器玻璃筒应完好无破损，器身应密封良好。吸湿

22、器底油封应注油至油面线，无油面线时应使油浸过进气口以上即可，以起到对气体的过滤作用。变色硅胶应呈蓝色，如呈红色则说明受潮失效，受潮的硅胶应在烘干箱 115120温度下干燥数小时，呈天蓝色后方可再用。（5)运行中的变压器更换硅胶时，变压器瓦斯保护要退出运行 。绝缘套管14为了将变压器绕组的引出线从油箱内引出到油箱外，则引线在穿过接地的油箱时，必须将带电的引线与箱体可靠绝缘，所用的绝缘装置便是绝缘套管，绝缘套管同时还起固定引线的作用。因为套管是变压器载流元件之一，在变压器运行中，长期通过负荷电流，当变压器外部发生短路时通过短路电流，因此对变压器的套管有一下要求：必须具有规定的电气强度和足够的机械强

23、度。必须具有良好的热稳定性，并能承受短路时的瞬间过热。外形小、重量轻、密封性能好、通用性强和便于维修。5.5 变压器的冷却装置变压器在运行中由于铜损和铁损的存在而发热，它的温升直接影响到变压器绝缘材料的寿命和机械强度、负荷能力及使用年限，为了降低温升，提高出力，保证变压器安全经济地运行，变压器必须进行冷却。变压器冷却器的作用是：当变压器上层油温与下部油温产生温差时，通过冷却器形成油的对流，经冷却器冷却后流回油箱，起到降低变压器油温的作用。玉湖风电场 110kV 主变均采用ONAN 方式，即油浸式自然空气冷却方式。变压器常见的冷却方式还有： ONAN油浸式自然空气冷却方式。ONAF 油 浸 风

24、冷 式 。 OFWF强迫油循环水冷式。ODAF 和ODWF强迫油循环导向冷却。变压器温度计：变压器温度计主要作用：15用于监视变压器内部油温及绕组温度，它安装在变压器油箱外， 便于运行人员监视变压器油温及绕组温度情况。温度计安装时有一个感温触头置放在变压器内部，当变压器内部油温升高时，温度及内感温介质体积增大，这个体积增大量又通过内部元件传递到仪表头内弹性元件上，使之产生一个相对应的位移， 这个位移机构经放大后变可驱动指针指示被测油面温度。玉湖主变压器参数设定如下：当变压器油面温度和绕组温度达到85C/105C时发告警信号。当变压器油面温度和绕组温度达到 85C/120C时保护装置告警。变压器

25、有载调压分接开关有载调压分接开关是能在变压器励磁或负荷状态下进行操作的分接头切换开关，是用于调换绕组分接头运行位置的一种装置。赛果乐风电场有载分接开关共有 17 个档位，玉湖风电场有载分接开关共16有 17 个档位。当需要增大变压器电压时，需将档位向低档位调节， 反之需减小电压时向高档位调节。有载调压分接开关其主要工作原理就是通过与绕组引出触头的位置，从而改变变压器绕组匝数，使变压器一次测二次侧电压比发生变化，达到调压的目的。变压器有载调压分接开关的操作有近控和远控两种方式。近控方式是现场有载调压控制箱内进行，近控操作又分电动和手动，手动操作用于检修人员在检修时对分接头开关进行操作，电动操作是

26、在远方操作失灵的情况下使用。远控方式是在后台监控电脑上直接进行操作。5.8 气体继电器是变压器内部故障的主要保护元件，安装在储油柜的下部储油柜与变压器邮箱相连的联管上，允许通往储油柜的一端稍高，但其轴线与水平面的倾斜度不得超过 4%。变压器正常运行时，气体继电器内一般充满变压器油。作用：当变压器内部发生绝缘击穿、线匝短路及铁芯烧毁等故障时，给运行人员发出信号（轻瓦斯保护，由开口杯、干簧触点等组成) 或切断电源以保护变压器（重瓦斯保护，有挡板、弹簧、干簧触点等组成)。17原理：正常运行时，气体继电器充满油，开口杯浸在油内，处于上浮位置，干簧触点断开。当变压器内部发生故障时，故障点局部发 生高热，

27、引起附近的变压器油膨胀，油内溶解的气体被逐出，形成气泡上升，同时油和其他材料在电弧和放电等的作用下电离而产生气体。当故障轻微时，排出的气体缓慢上升而进入气体继电器，使油面下降， 开口杯产生以支点为轴的逆时针方向转动，使干簧触点接通，发出信 号。当变压器内部发生严重故障时，油箱内压力瞬时升高，则在气体继电器所在的连接管路中产生油的涌浪，冲击气体继电器的挡板，当挡板旋转到某一限定位置时，气体继电器发出跳闸信号，切断与变压器连接的所有电源，从而起到保护变压器的作用。压力释放阀作用：变压器的压力释放阀是变压器非电量保护的安全装置。即在变压器油箱内部发生故障时，油箱内的油被分解、气化，产生大量气体，油箱

28、内压力急剧升高，此压力如不及时释放，将造成变压器油箱变形、甚至爆裂。安装压力释放阀可使变压器在油箱内部发生故障、压力升高至压力释放阀的开启压力时，压力释放阀在 2ms 内迅速开启，使变压器油箱内的压力很快降低。当压力达到 54kPa 时，压力释放阀在2ms 内开启、释放压力;在压力值为 28kPa 时，压力释放阀自动关闭。这样，使变压器油箱不致因压力过大而变形爆炸。压力释放阀最大优点是动作后能够自动恢复原状。18 PAGE 19压力释放阀的检修项目： 1.清除积尘，保持洁净；2.各部连接螺栓及压力弹簧应完好，无锈蚀，无松动；3.开启和关闭压力应符合规定；4.触点接触良好，信号正确；5.密封良好

29、不渗油/水； 5.防止内部积聚气体因温度变化发生误动。变压器油（绝缘油)、油箱变压器油是起绝缘、冷却、测量和保护铁芯和绕组组件，延缓氧对绝缘材料的侵蚀作用。油箱是变压器的外壳，内装铁芯和线圈并充满变压器的油，使铁芯和线圈浸在油内。运行规定装置说明玉湖风电场共装有 1 台主变压器，由山东达驰电气有限 GS 生产。变压器电压等级为 110kV/35kV，额定容量为 50000kVA、油浸自冷式、户外、全密封免维护升压电力变压器。变压器低压侧与 35kV 共箱封闭母线连接。高压侧采用 GIS 组合设备出线。高压侧中性点为套管引出并经隔离开关接地。变压器冷却系统：ONAN 冷却方式为内部油自然对流冷却

30、方式（油浸自冷式)运行方式主变压器高压侧共享 110kV 海格线 151 开关，配电装置采用户外GIS 设备。110kV GIS 与变压器及出线设备之间采用架空跳线连接。以 110kV 电压接入 220kV 变电站送至系统。变压器场地设在 PAGE 2135kV 室后侧。主变压器下方设集油坑，坑内设排油管与事故油池相连。主变压器中性点采用经隔离开关接地方式。主变压器高压侧分接开关的运行方式按调度要求执行，目前在 8b 分接位置，额定电压为（121kV)主变压器停电操作时，先断开低压侧开关，最后断开主变高压侧开关。运行注意事项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。

31、变压器硅胶变色超过 1/3 时应更换。变压器满负荷运行情况下，绕组温度、上层油温不允许超过 85运行。绝缘电阻的规定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。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=R50s/R15s1.3，极化指数PI=R10min/R1min1.5。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

32、2 min，同时要注意静电电压对人身、仪表的安全。刚停电的变压器需要静置 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。当主变绝缘电阻不合格时应汇报有关领导。瓦斯保护装置的运行规定正常运行时重瓦斯保护装置应投跳闸位置。变压器滤油、补油后，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。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。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

33、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。变压器第一次投运规定变压器投运前，需验收合格后方可投运。变压器投运前必须核定相位。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 10min，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试验设备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。在施加电压前静止时间不应少于 48 小时。变压器投运工作结束，工作负责人将工作内容向运行交待清楚，各项试验数据合格。5.3.5.5 值班人员现

34、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，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。5.3.5.7 测量变压器线圈绝缘电阻合格。2变压器冲击合闸试验后检查项目变压器油温、油色、油位均正常，各部位无渗漏油。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。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。呼吸器畅通完好，吸附剂无潮解变色。分接开关位置正确、三相一致。5.3.7.5 变压器测控装置工作正常。变压器本体及其附近应无异物，各标志齐全完好。变压器保护、压板投入正常。运行检查及维护主变巡回应每班进行一次（间

35、隔 8 小时)并作好相关记录，有异常情况应增加巡视次数。变压器的巡视检查内容变压器本体运行声音平稳无异常。变压器外部清洁，无漏油、积污、异物。套管外部无破损裂纹，无油污，无放电痕迹等异常现象。各种温度计整定值正确，变压器上层油温、线圈温度、铁芯温度在正常范围内，表计指示正确。呼吸器完好，吸附剂干燥呈兰色(吸潮后变粉红色)，硅胶未受潮率大于 50%，油杯内油位正常，三分之一左右，并有微小气泡流动。7.1.5 压力释放装置、安全气道及防爆膜完好无损。变压器油枕和套管内的油色、油位正常，油枕油位指示在红色范围内、不能高于 MAX 位置不能低于 MIN 位置。各部件无渗漏 PAGE 28油现象。引线及

36、接头、电缆头、母线头应紧固完好，无发热、变色等现象。7.1.8 变压器无异常发热。瓦斯继电器内充满油、无气体，油色正常。变压器分接开关的档位位置及电压指示正常。各控制箱交流电源柜、CT 和 PT 端子箱面板指示灯显示正确、无故障信号和二次端子箱门应关严、无受潮，二次电缆无破损。变压器中性点套管无裂纹、中性点刀闸接触牢固（按当时运 行方式合闸或断开)。各保护装置投退正常。各种标志应齐全明显，无脱落、移位。7.1.15 变压器安装地点的海拔高度，环境温度，应按 GB5450 和有关规定作适当调整。油浸式变压器应按规程规定定期取油样进行油化试验及油气色谱分析。雷雨季节应注意检查避雷器放电记录器是否动

37、作，并作好记录。7.1.18 油浸式变压器应定期对外部（包括套管)、各种控制箱、温度仪表和二次回路进行检查和清扫。运行操作主变由运行转检修停电操作：（1)断开 1 号主变低压侧开关 301（2)断开 110kV 海格线开关 151（3)摇出 1 号主变低压侧开关 301 至“试验”位（4)断开 110kV 海格线隔离开关 1515（5)摇出 1 号主变低压侧开关 301 至“检修”位（5)合上 110kV 海格线接地刀闸 15140主变由检修转运行送电操作：（1)断开 110kV 海格线接地刀闸 15140（2)摇入 1 号主变低压侧开关 301 至“工作”位（3)合上 110kV 海格线隔离

38、开关 1515（4)合上 110kV 海格线开关 151（5)合上 110kV 海格线开关 301主变异常运行及事故处理发生下列故障之一时应及时处理，并做好事故预想：（1)运行声音异常或振动异常。（2)运行时油温较高，但未超过最高允许值。（3)压力释放器有漏油现象。（4)油枕油面低于下限值。主变正常运行情况下，温度偏高或持续缓慢上升，应进行下列检查：（1)变压器声音有无异常。（2)检查监控系统与现场温度表指示是否一致，并利用红外线测温仪器进行比较。（3)主变油位是否在正常范围，是否有渗漏油。（4)有功、无功、电流是否超过额定值。（5)经以上检查未发现明显问题时，汇报有关领导，将变压器停止运行进

39、行检查。非电量保护动作处理现象：监控系统有“非电量保护动作”信号。处理：（1) 立即对变压器外部检查，油温、声音等，有无明显漏油。（2) 检查瓦斯继电器，若瓦斯继电器内有气体，应记录气量， 观察气体的颜色并试验是否可燃，取气样及油样做色谱分析，判别故障类型。（3)若瓦斯继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，将继电器内气体排出，变压器可继续运行。（4)若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应迅速停电处理。（5)因漏油或油面下降引起非电量保护动作，应设法消除漏油并汇报相关领导，将变压器停电进行补油。（5)以上检查均未发现异常现象，瓦斯继电器内无气体，应检查是否二次回路故障或保

40、护误动。主变压力释放器动作处理：现象：监控系统有“压力释放器动作”信号，现场检查主变释放器喷油。处理：（1) 若压力释放阀不能自动关闭或油枕油面已看不见，应立即联系相关领导，申请将主变停电检查处理。（2) 复位压力释放器。（3) 检查主变外壳有无变形，声音有无异常，油枕油位是否正常。（4) 检查主变温度是否有较大变化。（5) 处理过程中严禁停用重瓦斯保护。主变重瓦斯保护动作处理：现象：监控系统有“主变重瓦斯保护动作”信号，主变压器海格线高压侧 151 开关跳闸。处理：（1)立即检查变压器有无喷油着火现象，若发现着火，确认已停电，使用灭火装置进行灭火。（2)检查变压器外壳是否变形，压力释放器是否动作，油枕油面是否正