变压器运行安全操作规程

阿拉善右旗中电科新能源发展有限公司ZDK48Lashanrightflagofthenewenergydevelopment.co.LTD阿右旗呼都格光伏电站变压器运行安全操作规程第1页共13页变压器的运行方式1.变压器技术参数：序号名称参数一产品代号1XY.710.5013.011产品型号ZS11-1000/10.52额定容量(kVA)（按投标设备类型）1000kVA3额定电压(kV)高压10.5kV低压0.27kV4最高工作电压(kV)高压11kV低压0.27kV5额定电流(A)高压55低压1069.26额定电压比(kV)10.5/0.277短路阻抗(%)Y/d11-d118额定频率(Hz)50Hz9绕组材料Cu(铜)10铁芯材料冷轧优质并采取有效措施避免涡流损失11绝缘耐热等级A12损耗空载损耗﹤1.15kW负载损耗﹤11.2kW空载电流﹤0.7%13高压侧负荷开关FYB-10/630-20-D14高压侧熔断器XRNT3A-15.5三低压单元（0.27kV）1额定工作电压0.27kV2额定绝缘电压1kV第2页共13页变压器参数（无主变，仅指逆变器后的就地升压变2.变压器的接通电源在变压器入网络以前，检查所有的保护装置：如气体保护装置、过载保护装置、差动保护以及其它装置的动作。同时也检查油开关或空气开关接通和切断。2.1.1变压器安装或检修后或长期停用后投入运行前，均记入变压器设备卡片内。测量绝缘电阻应使用电压1000～2500V兆欧表。在变压器使用期间所测得的绝缘电阻值与变压器在安装或大修干燥后投入运行前测得的数值对比，是判定变压器运行中绝缘状态的主要依据。绝缘电阻的测量应尽可能在相同的温度，用电压相同的摇表进行。2.1.2如变压器的绝缘电阻剧烈降低至初次值的50%或更低时，则应测量变压器的tgδ，电容比和R60’’/R15’并取油样试验(包括测量油的介电系数和tgδ)。2.2.1安装在发电厂和经常有值班人员的变电所内的变压器，应根据控制盘上的仪表，监视变压器的运行，并每lh时抄表1次。如变压器的表计不在控制室，则可酌量减少抄表次数，但每班至少记录2次。安装在变压器上的温度计，于巡视变压器时记录。对于配电变压器应在最大负荷期间测量其三相的负荷。如发现不平衡时，应重新分配。2.2.2电力变压器应定期进行外部检查。3额定脉冲耐受电压12kV4额定工作频率50Hz5额定短时耐受电流80kA6额定峰值耐受电流165kA第3页共13页安装在发电厂和经常有人值班的变电所内的变压器，每昼夜至少检查—次。根据现场具体情况(尘土、结冰等情况)应增加检查次数，并订入现场规程内。在气候激变时(冷、热)应对变压器油面进行额外的检查。变压器气体继电器发出警报信号时亦应进行外部检查。2.2.3变压器外部检查—“般项目如下：2.2.3(1)检查变压器储油柜内的油色，油面的高度和有无漏油；2.2.3(2)检查变压器套管是否清洁，有无破损裂纹、放电痕迹及其他现象；2.2.3(3)检查变压器嗡嗡声的性质，音响是否加大，有无新的音响发生等；2.2.3(4)检查冷却装置的运行是否正常；2.2.3(5)检查电缆和母线有无异常情况；2.2.3(6)检查变压器的油温；2.2.3(7)检查安全气道隔膜是否完整。2.3变压器的合闸、拉闸和变换分接头2.3.1值班人员在合变压器的开关前，须仔细检查变压器，以确保变压器是在完好状态，估算输出侧的负载大小，通常采用空载或小负载合闸，然后投入其余负载。2.3.2所有备用中的变压器均应随时可投入运行，长期停用的备用变压器应定期充电。2.3.3变压器合闸和拉闸的操作程序应在现场规程中加以规定，必须遵守下列各项：变压器的充电应当在装有保护装置的电源侧进行，若变压器损坏时可由保护装置将其切断；最好使用刀开关进行投入和切断。第4页共13页2.3.4新安装或更换线圈大修后的变压器与发电机作单元联接者，投入运行时，应由零起升压充电，其他变压器可冲击合闸充电。2.3.5如变压器的分接开关不可能在带负荷状态下调整电压，则在变换其分接以前，应使用所有开关和隔离开关把变压器与电网断开，变换分接头时，须注意分接的正确性。变换分接头以后，必须用欧姆表或测量用电桥检查回路的完整性和三相电阻的均一性。有载调压变压器，则应编制专用的规程，以便值班人员根据专用规程进行工作。变压器分接开关变换的情形，应记入值班操作记录薄内。变压器分接的位置应有专门的记录，以便能随时查找。2.4变压器并列运行的条件2.4.1联结组标号相同；2.4.2电压相同，电压比相等；2.4.3阻抗抗电压相等，额定容量相近。阻抗电压略有差异的变压器并列运行时，适当提高阻抗电压大的变压器的二次电压．使任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。2.4.4有载调压变压器除上述条件外，还必须加装并联控制器。10.变压器的不正常运行和事故处理3.运行中的不正常现象3.1值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象时(如储油柜内油面高度不够、发热不正常、音响不正常等)应采取措施将其消除，并报告有关技术负责人，其情况应记入值班操作记录薄和设备缺陷记录薄内。3.2若发现异常现象非停用变压器不能消除且有威胁整体安全的可能时，应立即停下修理，若有备用变压器时，应尽可能先将备用第5页共13页变压器加入运行。变压器有下列情形之—者应立即停下修理，并换用备用变压器；(1)变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声、冒烟；(2)在正常冷却条件下，变压器温度不正常，并不断上升；(3)储油柜喷油或压力释放阀喷油，气体继电器报警或动作；(4)漏油或缺相至使油面降落低于油位指示计的限度；(5)油色变化过甚，油内出现碳质等；(6)套管有严重的破损、放电和发热等现象。3.3不允许的过负荷，不正常的温升和油面；3.4变压器过负荷超过允许值时，值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负荷。3.5变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员应判断原因，采取办法使其降低，此时必须进行下列工作：(1)检查变压器的负荷和冷却正常时应有的油温；(2)核对温度表；(3)检查变压器人工冷却装置或变压器室的通风况。着温度升高的原因是由于冷却系统的故障并需停电修理者，应立即将变压器停下修理。若不停电可修理时(如风扇故障)，则值班人员需按现场规程的规定，暂时调整变压器的负荷至相当于变压器在人工冷却装置停用时的容量。若发现油温较平时同样负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查结果证明冷却器和变压器室通风良好且温度计正常，则认为变压器已发生内部故障，且变压器的保护装置团故不起作用。在这种情况下应立即将变压器停下检修。3.6在严寒冬季，如变压器中的油已凝固时，允许变压器投入运行接带负荷，但必须注意上层油温和油循环情况。第6页共13页3.7发现变压器的油面较当时油温应有的油位显著降低时，应立即加油。如因漏油的措施，并立即加油。3.8油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度以免溢油。4.气体继电器保护装置动作时的处理。4.1气体继电装置的信号动作时，值班人员应查明气体继电器信号动作的原因，是否因空气侵入变压器内，或因油位降低或是二次回路的放电。如检查变压器外部不能查出不正常运行的征象，则须鉴定继电器内积聚的气体的性质，如气体是无色无臭而不可燃的，则认为气体继电器保护装置的信号是因油内剩余空气浮出而动作的，值班人员应放出气体继电器内积聚的空气。变压器仍可继续运行。如气体是可燃的，则表明变压器内部有故障而产生气体，必须停运变压器，作仔细检查。4.2气体继电器保护装置的跳闸动作或信号和跳闸同时动作，可能是变压器的内部发生严重故障，或油面下降太快或保护装二次回路故障等。在某种情况下，例如在修理后，油中空气离出来太快，亦可能使开关跳闸。4.3气体继电保护装置动作的原因和故障的性质，可由继电器内积聚的气体量、颜色和化学成分等来鉴定，气体色谐分析能精确判断故障。要排除故障后，才能让变压器重新设入运行。5.运行规定5.1变压器在额定冷却条件下，可按铭牌参数长期连续运行。5.2变压器的运行电压波动范围为额定电压的±5%，额定容量不变时加在各绕组的电压不得超过额定值的105%。5.3运行或备用中的变压器应定期进行巡视，并监视其绕组和铁芯温第7页共13页度，或采用红外线测温仪测量变压器的线夹、绕组、铁芯、接头、套管的温度。5.4如果变压器冷却器不能恢复运行时，应采取有效措施转移负荷，或申请停运该变压器，严禁变压器超温运行。5.5当变压器有较严重的缺陷(如：冷却系统不正常，有局部过热现象，油中溶解气体分析结果异常等)，不应超过额定电流运行。5.6场用干式变压器的温度允许高于90℃运行，但不得超过110℃。5.7场用系统干式变压器能够随时投入运行，并允许在正常环境温度下，承受80%的突加负载。5.8干式变压器在环境温度0℃-50℃时，可带105%负荷长期运行。5.9新投运的变压器或更换绕组后的变压器，应投入全部保护，从高压侧空投3次，以检查励磁涌流下的继电保护动作情况。5.10冷却风机的开启应由温控器自动控制，当线圈温度高于100℃时，启动风机，低于80℃时，风机停止，130℃报警，150℃跳闸；在平时巡检时，应定期巡检冷却风机的运行情况，检查风机电源是否正常，叶片是否完好，以及风机内灰尘的脏污程度。6互感器运行规定6.1电压互感器运行中的检查项目6.1.1仪表指示正常，保护装置无异常报警信号。6.1.2无焦味、铁芯无噪音、无铁磁谐振噪音、放电噪音，无异常振动。第8页共13页6.1.3外部无变形变色、瓷瓶清洁、无污闪及破损、放电间隙完好正常。6.1.4各接头无脱落、松动，导电部分及铁芯无发热、放电现象。6.1.5电压互感器、电流互感器二次侧接地良好。6.1.6电容式电压互感器的电容器无放电、漏油、过热现象。6.2电流互感器正常运行中检查6.2.1接头及导电处应无过热，烧红等现象。6.2.2电流互感器应无异音振动、噪音、放电、过热现象等。6.2.3瓷瓶应清洁完好，无破损痕迹。6.2.4接地线应完整良好。6.2.5电流互感器所接仪表、保护装置正常。6.3互感器（CT）有关规定6.3.1运行中电流互感器（CT）二次侧严禁开路。6.3.2运行中保护用的电流互感器（CT）切换及流变端子改接，应先停用有关保护，操作中严防流变开路。6.3.3电压互感器（PT）运行中压变二次侧严禁短路，带电压保护的电压互感器退出前应将其电压保护压板退出。7.电力电缆的运行规定7.1电缆正常的巡视检查项目7.1.1套管应清洁无裂纹、破损及放电现象；7.1.2接头应牢固无发热现象；第9页共13页7.1.3电缆头绝缘胶应无熔化和流出现象；7.1.4进入户内的电缆沟口处应堵死，防止小动物进入和漏水现象；7.1.5当系统接地时，应重点检查电缆是否有放电现象；7.1.6对敷设在地下的每一条电缆线路应查看路面是否正常，有无挖掘痕迹及路线标志是否完整等；7.1.7电缆线路上不应堆置瓦砾、矿渣、建筑材料等物件，酸碱性排泄物或堆石灰等；7.1.8户外露天装置电缆的铠装应当完好，麻包之外户层脱落超过40%者应全部剥除，并在铠装上涂防腐油；7.1.9对于户外地面上保护用电缆的铁管和沟槽，应查看有无锈蚀情况；7.1.10电缆埋置深度、电缆之间的距离，应符合下列规定：7.1.10.1直埋电缆的深度（地面至电缆处表）0.7米；7.1.10.2石筑堤坝下面土层厚度（电缆敷设在土层中间）为1.0米；7.1.10.3电缆外皮至建筑物的地下基础为0.6米；7.1.10.4电缆相互交叉时净距为0.5米，但在交叉前后1米范围内用隔板隔开时，净距可降为0.25米。7.1.10.5电缆与热力管道（包括石油管道、煤气管道）接近时，净距2米，交叉时净距0.5米，并有措施使周围土壤温升不超过10度，与其它管道（上、下水）接近或交叉时，净距0.5米。7.1.10.6电缆与树木主杆距离不宜小于0.7米，穿过城市街道、公路（包括站内公路）铁路时，应敷设与管中或隧道内；管顶距路面或第10页共