電力變壓器運行規(guī)程

《電力變壓器運行規(guī)程》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《電力變壓器運行規(guī)程（16頁珍藏版）》請在裝配圖網(wǎng)上搜索。

1中華人民共和國電力行業(yè)標準 DL/T 572—95 電力變壓器運行規(guī)程 中華人民共和國電力工業(yè)部 1995-06-29 批準 1995-11-01 實施 1 主題內(nèi)容與適用范圍 本規(guī)程規(guī)定了電力變壓器(下稱變壓器) 運行的基本要求、運行方式、運行維護、不正常運行和處理，以及安裝、檢修、試驗、驗收的要求。 本規(guī)程適用于電壓為 1kV 及以上的電力變壓器，電抗器、消弧線圈、調(diào)壓器等同類設備可參照執(zhí)行。國外進口的電力變壓器，一般按本規(guī)程執(zhí)行，必要時可參照制造廠的有關規(guī)定。 2 引用標準 GB1094.1～1094.5 電力變壓器 GB6450 干式電力變壓器 GB6451 油浸式電力變壓器技術參數(shù)和要求 GB7252 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則 GB/T15164～1994 油浸式電力變壓器負載導則 GBJ148 電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規(guī)范 DL400 繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程 SDJ7 電力設備過電壓保護設計技術規(guī)程 SDJ8 電力設備接地設計技術規(guī)程 SDJ9 電氣測量儀表裝置設計技術規(guī)程 SDJ2 變電所設計技術規(guī)程 DL/T573—95 電力變壓器檢修導則 DL/T574—95 有載分接開關運行維修導則 3 基本要求 3.1 保護、測量、冷卻裝置 3.1.1 變壓器應按有關標準的規(guī)定裝設保護和測量裝置。 3.1.2 油浸式變壓器本體的安全保護裝置、冷卻裝置、油保護裝置、溫度測量裝置和油箱及附件等應符合 GB6451 的要求。 干式變壓器有關裝置應符合相應技術要求。 3.1.3 變壓器用熔斷器保護時，熔斷器性能必須滿足系統(tǒng)短路容量、靈敏度和選擇性的要求。分級絕緣變壓器用熔斷器保護時，其中性點必須直接接地。 3.1.4 裝有氣體繼電器的油浸式變壓器，無升高坡度者，安裝時應使頂蓋沿氣體繼電器方向有 1%～1.5%的升高坡度。 3.1.5 變壓器的冷卻裝置應符合以下要求： 2a.按制造廠的規(guī)定安裝全部冷卻裝置； b.強油循環(huán)的冷卻系統(tǒng)必須有兩個獨立的工作電源并能自動切換。當工作電源發(fā)生故障時，應自動投入備用電源并發(fā)出音響及燈光信號； c.強油循環(huán)變壓器，當切除故障冷卻器時應發(fā)出音響及燈光信號，并自動(水冷的可手動)投入備用冷卻器； d.風扇、水泵及油泵的附屬電動機應有過負荷、短路及斷相保護；應有監(jiān)視油泵電機旋轉方向的裝置； e.水冷卻器的油泵應裝在冷卻器的進油側，并保證在任何情況下冷卻器中的油壓大于水壓約 0.05MPa(制造廠另有規(guī)定者除外 )。冷卻器出水側應有放水旋塞； f.強油循環(huán)水冷卻的變壓器，各冷卻器的潛油泵出口應裝逆止閥； g.強油循環(huán)冷卻的變壓器，應能按溫度和(或) 負載控制冷卻器的投切。 3.1.6 變壓器應按下列規(guī)定裝設溫度測量裝置：DL/T 572—95 a.應有測量頂層油溫的溫度計(柱上變壓器可不裝) ，無人值班變電站內(nèi)的變壓器應裝設指示頂層油溫最高值的溫度計； b.1000kVA 及以上的油浸式變壓器、800kVA 及以上的油浸式和 630kVA 及以上的干式廠用變壓器，應將信號溫度計接遠方信號； c.8000kVA 及以上的變壓器應裝有遠方測溫裝置； d.強油循環(huán)水冷卻的變壓器應在冷卻器進出口分別裝設測溫裝置； e.測溫時，溫度計管座內(nèi)應充有變壓器油； f.干式變壓器應按制造廠的規(guī)定，裝設溫度測量裝置。 3.1.7 無人值班變電站內(nèi) 20000kVA 及以上的變壓器，應裝設遠方監(jiān)視負載電流和頂層油溫的裝置。 無人值班的變電站內(nèi)安裝的強油循環(huán)冷卻的變壓器，應有保證在冷卻系統(tǒng)失去電源時，變壓器溫度不超過規(guī)定值的可靠措施，并列入現(xiàn)場規(guī)程。 3.2 有關變壓器運行的其它要求 3.2.1 大中型變壓器應有永久或臨時性起吊鐘罩設施及所需的工作場地。 3.2.2 釋壓裝置的安裝應保證事故噴油暢通，并且不致噴入電纜溝、母線及其它設備上，必要時應予遮擋。 3.2.3 變壓器應有銘牌，并標明運行編號和相位標志。 安裝在變壓器室內(nèi)或臺上、柱上的配電變壓器亦應編號并懸掛警告牌。 3.2.4 變壓器在運行情況下，應能安全地查看儲油柜和套管油位、頂層油溫、氣體繼電器，以及能安全取氣樣等，必要時應裝設固定梯子。 3.2.5 室(洞) 內(nèi)安裝的變壓器應有足夠的通風，避免變壓器溫度過高。 裝有機械通風裝置的變壓器室，在機械通風停止時，應能發(fā)出遠方信號。變壓器的通風系統(tǒng)一般不應與其他通風系統(tǒng)連通。 3.2.6 變壓器室的門應采用阻燃或不燃材料，并應上鎖。門上應標明變壓器的名稱和運行編號，門外應掛“止步，高壓危險”標志牌。 3.2.7 安裝油浸式電力變壓器的場所應按有關設計規(guī)程規(guī)定設置消防設施和事故儲油設施，3并保持完好狀態(tài)。 3.2.8 安裝在震級烈度為七級及以上地區(qū)的變壓器，應考慮下列防震措施： a.將變壓器底盤固定于軌道上； b.變壓器套管與軟導線連接時，應適當放松；與硬導線連接時應將過渡軟連接適當加長； c.冷卻器與變壓器分開布置時，變壓器應經(jīng)閥門、柔性接頭、連接管道與冷卻器相連接； d.變壓器應裝用防震型氣體繼電器； e.柱上變壓器的底盤應與支架固定，上部應與柱綁牢。 3.2.9 當變壓器所在系統(tǒng)的實際短路表觀容量大于 GB1094.5 中表 2 規(guī)定值時，應在訂貨時向制造廠提出要求；對運行中變壓器應采取限制短路電流的措施。變壓器保護動作的時間應小于承受短路耐熱能力的持續(xù)時間。 3.2.10 如在變壓器上安裝反映絕緣情況的在線監(jiān)測裝置，其電氣信號應經(jīng)傳感器采集，并保持可靠接地。采集油中溶解氣樣的裝置，應具有良好的密封性能。 3.3 技術文件 3.3.1 變壓器投入運行前，施工單位需向運行單位移交下列技術文件和圖紙。 3.3.1.1 新設備安裝竣工后需交： a.制造廠提供的說明書、圖紙及出廠試驗報告； b.本體、冷卻裝置及各附件( 套管、互感器、分接開關、氣體繼電器、壓力釋放閥及儀表等)在安裝時的交接試驗報告、器身吊檢時的檢查及處理記錄等； c.安裝全過程( 按 GBJ148 和制造廠的有關規(guī)定) 記錄； d.變壓器冷卻系統(tǒng)，有載調(diào)壓裝置的控制及保護回路的安裝竣工圖； e.油質(zhì)化驗及色譜分析記錄； f.備品配件清單。 3.3.1.2 檢修竣工后需交： a.變壓器及附屬設備的檢修原因及檢修全過程記錄； b.變壓器及附屬設備的試驗記錄； c.變壓器的干燥記錄； d.變壓器的油質(zhì)化驗、色譜分析、油處理記錄。 3.3.2 每臺變壓器應有下述內(nèi)容的技術檔案： a.變壓器履歷卡片； b.安裝竣工后所移交的全部文件； c.檢修后移交的文件； d.預防性試驗記錄； e.變壓器保護和測量裝置的校驗記錄； f.油處理及加油記錄； g.其它試驗記錄及檢查記錄； h.變壓器事故及異常運行( 如超溫、氣體繼電器動作、出口短路、嚴重過電流等)記錄。43.3.3 變壓器移交外單位時，必須將變壓器的技術檔案一并移交。 4 變壓器運行方式 4.1 一般運行條件 4.1.1 變壓器的運行電壓一般不應高于該運行分接額定電壓的 105%。對于特殊的使用情況(例如變壓器的有功功率可以在任何方向流通) ，允許在不超過 110%的額定電壓下運行，對電流與電壓的相互關系如無特殊要求，當負載電流為額定電流的 K(K≤1)倍時，按以下公式對電壓 U 加以限制  U(%)??1052 (1)并聯(lián)電抗器、消弧線圈、調(diào)壓器等設備允許過電壓運行的倍數(shù)和時間，按制造廠的規(guī)定。 4.1.2 無勵磁調(diào)壓變壓器在額定電壓 ±5%范圍內(nèi)改換分接位置運行時，其額定容量不變。如為-7.5% 和-10% 分接時，其容量按制造廠的規(guī)定；如無制造廠規(guī)定，則容量應相應降低 2.5%和 5%。 有載調(diào)壓變壓器各分接位置的容量，按制造廠的規(guī)定。 4.1.3 油浸式變壓器頂層油溫一般不應超過表 1 的規(guī)定( 制造廠有規(guī)定的按制造廠規(guī)定)。當冷卻介質(zhì)溫度較低時，頂層油溫也相應降低。自然循環(huán)冷卻變壓器的頂層油溫一般不宜經(jīng)常超過 85℃。 表 1 油浸式變壓器頂層油溫一般限值 冷卻方式 冷卻介質(zhì)最高溫度( ℃) 最高頂層油溫( ℃)自然循環(huán)自冷、風冷 40 95強迫油循環(huán)風冷 40 85強迫油循環(huán)水冷 30 70經(jīng)改進結構或改變冷卻方式的變壓器，必要時應通過溫升試驗確定其負載能力。 4.1.4 干式變壓器的溫度限值應按制造廠的規(guī)定。 4.1.5 變壓器三相負載不平衡時，應監(jiān)視最大一相的電流。 接線為 YN，yn0 的大、中型變壓器允許的中性線電流，按制造廠及有關規(guī)定。接線為 Y，yn0(或 YN，yn0) 和 Y，Zn11( 或 YN，zn11) 的配電變壓器，中性線電流的允許值分別為額定電流的 25%和 40%，或按制造廠的規(guī)定。 4.2 變壓器在不同負載狀態(tài)下的運行方式 4.2.1 油浸式變壓器在不同負載狀態(tài)下運行時，一般應按 GB/T××××油浸式電力變壓器負載導則(以下簡稱負載導則 )的規(guī)定執(zhí)行。變壓器熱特性計算按制造廠提供的數(shù)據(jù)進行。當無制造廠數(shù)據(jù)時，可采用負載導則第二篇表 2 所列數(shù)據(jù)。 4.2.2 變壓器的分類，按負載導則變壓器分為三類： a.配電變壓器。電壓在 35kV 及以下，三相額定容量在 2500kVA 及以下，單相額定容量在 833kVA 及以下，具有獨立繞組，自然循環(huán)冷卻的變壓器。 b.中型變壓器。三相額定容量不超過 100MVA 或每柱容量不超過 33.3MVA，具有獨5立繞組，且額定短路阻抗(Z)符合式(2)要求的變壓器。  ZSWr???(./)%25013 (2) 式中 W——有繞組的芯柱數(shù)； Sr——額定容量，MVA。 自耦變壓器按等值容量考慮，等值容量的計算見附錄。 c.大型變壓器。三相額定容量 100MVA 以上，或其額定短路阻抗大于式(2)計算值的變壓器。 4.2.3 負載狀態(tài)的分類。 a.正常周期性負載： 在周期性負載中，某段時間環(huán)境溫度較高，或超過額定電流，但可以由其它時間內(nèi)環(huán)境溫度較低，或低于額定電流所補償。從熱老化的觀點出發(fā)，它與設計采用的環(huán)境溫度下施加額定負載是等效的。 b.長期急救周期性負載： 要求變壓器長時間在環(huán)境溫度較高，或超過額定電流下運行。這種運行方式可能持續(xù)幾星期或幾個月，將導致變壓器的老化加速，但不直接危及絕緣的安全。 c.短期急救負載： 要求變壓器短時間大幅度超額定電流運行。這種負載可能導致繞組熱點溫度達到危險的程度，使絕緣強度暫時下降。 4.2.4 負載系數(shù)的取值規(guī)定。 a.雙繞組變壓器：取任一繞組的負載電流標幺值； b.三繞組變壓器：取負載電流標幺值最大的繞組的標幺值； c.自耦變壓器：取各側繞組和公共繞組中，負載電流標幺值最大的繞組的標幺值。 4.2.5 負載電流和溫度的最大限值。 各類負載狀態(tài)下的負載電流和溫度的最大限值如表 2 所示，頂層油溫限值為 105℃。當制造廠有關于超額定電流運行的明確規(guī)定時，應遵守制造廠的規(guī)定。 表 2 變壓器負載電流和溫度最大限值 負 載 類 型 配電變壓器 中型電力 變壓器 大型電力 變壓器電流(標幺值) 1.5 1.5 1.5 1.3正常周期性負載 熱點溫度及與絕緣材料接觸的金屬部件的溫度(℃) 140 140 140 120電流(標幺值) 1.8 1.5 1.5 1.3長期急救周期性負載熱點溫度及與絕緣材料接觸的金屬部件的溫度(℃) 150 140 140 130短期急救負載電流(標幺值) 2.0 1.8 1.8 1.56熱點溫度及與絕緣材料接觸的金屬部件的溫度(℃) 160 160 1604.2.6 附件和回路元件的限制。 變壓器的載流附件和外部回路元件應能滿足超額定電流運行的要求，當任一附件和回路元件不能滿足要求時，應按負載能力最小的附件和元件限制負載。 變壓器的結構件不能滿足超額定電流運行的要求時，應根據(jù)具體情況確定是否限制負載和限制的程度。 4.2.7 正常周期性負載的運行。 4.2.7.1 變壓器在額定使用條件下，全年可按額定電流運行。 4.2.7.2 變壓器允許在平均相對老化率小于或等于 1 的情況下，周期性地超額定電流運行。 4.2.7.3 當變壓器有較嚴重的缺陷 (如冷卻系統(tǒng)不正常、嚴重漏油、有局部過熱現(xiàn)象、油中溶解氣體分析結果異常等)或絕緣有弱點時，不宜超額定電流運行。 4.2.7.4 正常周期性負載運行方式下，超額定電流運行時，允許的負載系數(shù) K2 和時間，可按負載導則的下述方法之一確定： a.根據(jù)具體變壓器的熱特性數(shù)據(jù)和實際負載周期圖，用第二篇溫度計算方法計算； b.查第三篇第 15 章的圖 9～12 中的曲線。 4.2.8 長期急救周期性負載的運行 4.2.8.1 長期急救周期性負載下運行時，將在不同程度上縮短變壓器的壽命，應盡量減少出現(xiàn)這種運行方式的機會；必須采用時，應盡量縮短超額定電流運行的時間，降低超額定電流的倍數(shù)，有條件時按制造廠規(guī)定投入備用冷卻器。 4.2.8.2 當變壓器有較嚴重的缺陷 (如冷卻系統(tǒng)不正常，嚴重漏油，有局部過熱現(xiàn)象，油中溶解氣體分析結果異常等)或絕緣有弱點時，不宜超額定電流運行。 4.2.8.3 長期急救周期性負載運行時，平均相對老化率可大于 1 甚至遠大于 1。超額定電流負載系數(shù) K2 和時間，可按負載導則的下述方法之一確定： a.根據(jù)具體變壓器的熱特性數(shù)據(jù)和實際負載圖，用第二篇溫度計算方法計算； b.查第三篇第 16 章急救周期負載表中表 7～30。 4.2.8.4 在長期急救周期性負載下運行期間，應有負載電流記錄，并計算該運行期間的平均相對老化率。 4.2.9 短期急救負載的運行 4.2.9.1 短期急救負載下運行，相對老化率遠大于 1，繞組熱點溫度可能達到危險程度。在出現(xiàn)這種情況時，應投入包括備用在內(nèi)的全部冷卻器(制造廠另有規(guī)定的除外) ，并盡量壓縮負載、減少時間，一般不超過 0.5h。當變壓器有嚴重缺陷或絕緣有弱點時，不宜超額定電流運行。 4.2.9.2 0.5h 短期急救負載允許的負載系數(shù) K2 見表 3 4.2.9.3 在短期急救負載運行期間，應有詳細的負載電流記錄。并計算該運行期間的相對老化率。 4.2.10 干式變壓器的正常周期性負載、長期急救周期性負載和短期急救負載的運行要求，按制造廠規(guī)定和相應導則的要求。 74.2.11 無人值班變電站內(nèi)變壓器超額定電流的運行方式，可視具體情況在現(xiàn)場規(guī)程中規(guī)定。表 3 0.5h 短期急救負載的負載系數(shù) K2 表環(huán) 境 溫 度 ℃變壓器類 型急救負載前的負載系數(shù)K140 30 20 10 0 -10 -20 -250.7 1.95 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.000.8 1.90 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.000.9 1.84 1.95 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.001.0 1.75 1.86 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.001 1.65 1.80 1.90 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00配電變壓器(冷卻方式ONAN)1.2 1.55 1.68 1.84 1.95 2.00 2.00 2.00 2.000.7 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.800.8 1.76 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.800.9 1.72 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.801.0 1.64 1.75 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.801.1 1.54 1.66 1.78 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80中型變壓器(冷卻方式ONAN或 ONAF)1.2 1.42 1.56 1.70 1.80 1.80 1.80 1.80 1.800.7 1.50 1.62 1.70 1.78 1.80 1.80 1.80 1.800.8 1.50 1.58 1.68 1.72 1.80 1.80 1.80 1.800.9 1.48 1.55 1.62 1.70 1.80 1.80 1.80 1.801.0 1.42 1.50 1.60 1.68 1.78 1.80 1.80 1.801.1 1.38 1.48 1.58 1.66 1.72 1.80 1.80 1.80中型變壓器(冷卻方式OFAF或 OFWF)1.2 1.34 1.44 1.50 1.62 1.70 1.76 1.80 1.800.7 1.45 1.50 1.58 1.62 1.68 1.72 1.80 1.800.8 1.42 1.48 1.55 1.60 1.66 1.70 1.78 1.800.9 1.38 1.45 1.50 1.58 1.64 1.68 1.70 1.701.0 1.34 1.42 1.48 1.54 1.60 1.65 1.70 1.701.1 1.30 1.38 1.42 1.50 1.56 1.62 1.65 1.70中型變壓器(冷卻方式OFAF 或OFWF)1.2 1.26 1.32 1.38 1.45 1.50 1.58 1.60 1.70大型變壓器(冷卻方式0.7 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.5080.8 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.500.9 1.48 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.501.0 1.42 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.501.1 1.38 1.48 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50OFAF 或OFWF)1.2 1.34 1.44 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.500.7 1.45 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.500.8 1.42 1.48 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.500.9 1.38 1.45 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.501.0 1.34 1.42 1.48 1.50 1.50 1.50 1.50 1.501.1 1.30 1.38 1.42 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50大型變壓器(冷卻方式ODAF 或ODWF)1.2 1.26 1.32 1.38 1.45 1.50 1.50 1.50 1.504.3 其他設備的運行條件 串聯(lián)電抗器、接地變壓器、調(diào)壓器等設備超額定電流運行的限值和負載圖表，按制造廠的規(guī)定。消弧線圈和接地變壓器在系統(tǒng)單相接地時的運行時間和頂層油溫應不超過制造廠的規(guī)定。 4.4 強迫冷卻變壓器的運行條件 4.4.1 強油循環(huán)冷卻變壓器運行時，必須投入冷卻器?？蛰d和輕載時不應投入過多的冷卻器(空載狀態(tài)下允許短時不投) 。各種負載下投入冷卻器的相應臺數(shù)，應按制造廠的規(guī)定。按溫度和(或) 負載投切冷卻器的自動裝置應保持正常。 4.4.2 油浸( 自然循環(huán))風冷和干式風冷變壓器，風扇停止工作時，允許的負載和運行時間，應按制造廠的規(guī)定。油浸風冷變壓器當冷卻系統(tǒng)故障停風扇后，頂層油溫不超過 65℃時，允許帶額定負載運行。 4.4.3 強油循環(huán)風冷和強油循環(huán)水冷變壓器，當冷卻系統(tǒng)故障切除全部冷卻器時，允許帶額定負載運行 20min。如 20min 后頂層油溫尚未達到 75℃，則允許上升到 75℃，但在這種狀態(tài)下運行的最長時間不得超過 1h。 5 變壓器的運行維護 5.1 變壓器的運行監(jiān)視 5.1.1 安裝在發(fā)電廠和變電站內(nèi)的變壓器，以及無人值班變電站內(nèi)有遠方監(jiān)測裝置的變壓器，應經(jīng)常監(jiān)視儀表的指示，及時掌握變壓器運行情況。監(jiān)視儀表的抄表次數(shù)由現(xiàn)場規(guī)程規(guī)定。當變壓器超過額定電流運行時，應作好記錄。 無人值班變電站的變壓器應在每次定期檢查時記錄其電壓、電流和頂層油溫，以及曾達到的最高頂層油溫等。對配電變壓器應在最大負載期間測量三相電流，并設法保持基本平衡。測量周期由現(xiàn)場規(guī)程規(guī)定。 5.1.2 變壓器的日常巡視檢查，可參照下列規(guī)定： a.發(fā)電廠和變電站內(nèi)的變壓器,每天至少一次；每周至少進行一次夜間巡視； b.無人值班變電站內(nèi)容量為 3150kVA 及以上的變壓器每 10 天至少一次，3150kVA 以下的每月至少一次。 c.2500kVA 及以下的配電變壓器，裝于室內(nèi)的每月至少一次，戶外(包括郊區(qū)及農(nóng)村的)每9季至少一次。 5.1.3 在下列情況下應對變壓器進行特殊巡視檢查，增加巡視檢查次數(shù)： a.新設備或經(jīng)過檢修、改造的變壓器在投運 72h 內(nèi)； b.有嚴重缺陷時； c.氣象突變( 如大風、大霧、大雪、冰雹、寒潮等) 時； d.雷雨季節(jié)特別是雷雨后； e.高溫季節(jié)、高峰負載期間； f.變壓器急救負載運行時。 5.1.4 變壓器日常巡視檢查一般包括以下內(nèi)容： a.變壓器的油溫和溫度計應正常，儲油柜的油位應與溫度相對應，各部位無滲油、漏油； b.套管油位應正常，套管外部無破損裂紋、無嚴重油污、無放電痕跡及其它異常現(xiàn)象；c.變壓器音響正常； d.各冷卻器手感溫度應相近，風扇、油泵、水泵運轉正常，油流繼電器工 作正常； e.水冷卻器的油壓應大于水壓(制造廠另有規(guī)定者除外 )； f.吸濕器完好，吸附劑干燥； g.引線接頭、電纜、母線應無發(fā)熱跡象； h.壓力釋放器、安全氣道及防爆膜應完好無損； i.有載分接開關的分接位置及電源指示應正常； j.氣體繼電器內(nèi)應無氣體； k.各控制箱和二次端子箱應關嚴，無受潮； l.干式變壓器的外部表面應無積污； m.變壓器室的門、窗、照明應完好，房屋不漏水，溫度正常； n.現(xiàn)場規(guī)程中根據(jù)變壓器的結構特點補充檢查的其他項目。 5.1.5 應對變壓器作定期檢查(檢查周期由現(xiàn)場規(guī)程規(guī)定) ，并增加以下檢查內(nèi)容： a.外殼及箱沿應無異常發(fā)熱； b.各部位的接地應完好；必要時應測量鐵芯和夾件的接地電流； c.強油循環(huán)冷卻的變壓器應作冷卻裝置的自動切換試驗； d.水冷卻器從旋塞放水檢查應無油跡； e.有載調(diào)壓裝置的動作情況應正常； f.各種標志應齊全明顯； g.各種保護裝置應齊全、良好； h.各種溫度計應在檢定周期內(nèi)，超溫信號應正確可靠； i.消防設施應齊全完好； j.室( 洞)內(nèi)變壓器通風設備應完好； k.貯油池和排油設施應保持良好狀態(tài)。 105.1.6 下述維護項目的周期，可根據(jù)具體情況在現(xiàn)場規(guī)程中規(guī)定： a.清除儲油柜集污器內(nèi)的積水和污物； b.沖洗被污物堵塞影響散熱的冷卻器； c.更換吸濕器和凈油器內(nèi)的吸附劑； d.變壓器的外部(包括套管)清掃； e.各種控制箱和二次回路的檢查和清掃。 5.2 變壓器的投運和停運 5.2.1 在投運變壓器之前，值班人員應仔細檢查，確認變壓器及其保護裝置在良好狀態(tài)，具備帶電運行條件。并注意外部有無異物，臨時接地線是否已拆除，分接開關位置是否正確，各閥門開閉是否正確。變壓器在低溫投運時，應防止呼吸器因結冰被堵。 5.2.2 運用中的備用變壓器應隨時可以投入運行。長期停運者應定期充電，同時投入冷卻裝置。如系強油循環(huán)變壓器，充電后不帶負載運行時，應輪流投入部分冷卻器，其數(shù)量不超過制造廠規(guī)定空載時的運行臺數(shù)。 5.2.3 變壓器投運和停運的操作程序應在現(xiàn)場規(guī)程中規(guī)定，并須遵守下列各項： a.強油循環(huán)變壓器投運時應逐臺投入冷卻器，并按負載情況控制投入冷卻器的臺數(shù)；水冷卻器應先啟動油泵，再開啟水系統(tǒng)；停電操作先停水后停油泵；冬季停運時將冷卻器中的水放盡。 b.變壓器的充電應在有保護裝置的電源側用斷路器操作，停運時應先停負載側，后停電源側。 c.在無斷路器時，可用隔離開關投切 110kV 及以下且電流不超過 2A 的空載變壓器；用于切斷 20kV 及以上變壓器的隔離開關，必須三相聯(lián)動且裝有消弧角；裝在室內(nèi)的隔離開關必須在各相之間安裝耐弧的絕緣隔板。若不能滿足上述規(guī)定，又必須用隔離開關操作時，須經(jīng)本單位總工程師批準。 d.允許用熔斷器投切空載配電變壓器和 66kV 的站用變壓器。 5.2.4 新投運的變壓器應按 GBJ148 中 2.10.1 條和 2.10.3 條規(guī)定試運行。更換繞組后的變壓器參照執(zhí)行，其沖擊合閘次數(shù)為 3 次。 5.2.5 新裝、大修、事故檢修或換油后的變壓器，在施加電壓前靜止時間不應少于以下規(guī)定： 110kV 及以下 24h 220kV 及以下 48h 500kV 及以下 72h 若有特殊情況不能滿足上述規(guī)定，須經(jīng)本單位總工程師批準。 裝有儲油柜的變壓器，帶電前應排盡套管升高座、散熱器及凈油器等上部的殘留空氣。對強油循環(huán)變壓器，應開啟油泵，使油循環(huán)一定時間后將氣排盡。開泵時變壓器各側繞組均應接地，防止油流靜電危及操作人員的安全。 5.2.6 在 110kV 及以上中性點有效接地系統(tǒng)中，投運或停運變壓器的操作，中性點必須先接地。投入后可按系統(tǒng)需要決定中性點是否斷開。 5.2.7 干式變壓器在停運和保管期間，應防止絕緣受潮。 115.2.8 消弧線圈投入運行前，應使其分接位置與系統(tǒng)運行情況相符，且導通良好。消弧線圈應在系統(tǒng)無接地現(xiàn)象時投切。在系統(tǒng)中性點位移電壓高于 0.5 倍相電壓時，不得用隔離開關切消弧線圈。 5.2.9 消弧線圈中一臺變壓器的中性點切換到另一臺時，必須先將消弧線圈斷開后再切換。不得將兩臺變壓器的中性點同時接到一臺消弧線圈的中性母線上。 5.3 瓦斯保護裝置的運行 5.3.1 變壓器運行時瓦斯保護裝置應接信號和跳閘，有載分接開關的瓦斯保護應接跳閘。 用一臺斷路器控制兩臺變壓器時，當其中一臺轉入備用，則應將備用變壓器重瓦斯改接信號。 5.3.2 變壓器在運行中濾油、補油、換潛油泵或更換凈油器的吸附劑時，應將其重瓦斯改接信號，此時其它保護裝置仍應接跳閘。 5.3.3 當油位計的油面異常升高或呼吸系統(tǒng)有異?，F(xiàn)象，需要打開放氣或放油閥門時，應先將重瓦斯改接信號。 5.3.4 在地震預報期間，應根據(jù)變壓器的具體情況和氣體繼電器的抗震性能，確定重瓦斯保護的運行方式。 地震引起重瓦斯動作停運的變壓器，在投運前應對變壓器及瓦斯保護進行檢查試驗，確認無異常后方可投入。 5.4 變壓器的壓力釋放器接點宜作用于信號 5.5 變壓器分接開關的運行維護 5.5.1 無勵磁調(diào)壓變壓器在變換分接時，應作多次轉動，以便消除觸頭上的氧化膜和油污。在確認變換分接正確并鎖緊后，測量繞組的直流電阻。分接變換情況應作記錄。10kV 及以下變壓器和消弧線圈變換分接時的操作和測量工作，也可在現(xiàn)場規(guī)程中自行規(guī)定。 5.5.2 變壓器有載分接開關的操作，應遵守如下規(guī)定： a.應逐級調(diào)壓，同時監(jiān)視分接位置及電壓、電流的變化； b.單相變壓器組和三相變壓器分相安裝的有載分接開關，宜三相同步電動操作； c.有載調(diào)壓變壓器并聯(lián)運行時，其調(diào)壓操作應輪流逐級或同步進行； d.有載調(diào)壓變壓器與無勵磁調(diào)壓變壓器并聯(lián)運行時，其分接電壓應盡量靠 近無勵磁調(diào)壓變壓器的分接位置。 e.應核對系統(tǒng)電壓與分接額定電壓間的差值，使其符合 4.1.1 的規(guī)定。 5.5.3 變壓器有載分接開關的維護，應按制造廠的規(guī)定進行，無制造廠規(guī)定者可參照以下規(guī)定： a.運行 6～12 個月或切換 2000～4000 次后，應取切換開關箱中的油樣作試驗； b.新投入的分接開關，在投運后 1～2 年或切換 5000 次后，應將切換開關吊出檢查，此后可按實際情況確定檢查周期； c.運行中的有載分接開關切換 5000～10000 次后或絕緣油的擊穿電壓低于 25kV 時，應更換切換開關箱的絕緣油； d.操作機構應經(jīng)常保持良好狀態(tài)。 e.長期不調(diào)和有長期不用的分接位置的有載分接開關，應在有停電機會時，在最高和12最低分接間操作幾個循環(huán)。 5.5.4 為防止開關在嚴重過負載或系統(tǒng)短路時進行切換，宜在有載分接開關控制回路中加裝電流閉鎖裝置，其整定值不超過變壓器額定電流的 1.5 倍。 5.6 發(fā)電廠廠用變壓器，應加強清掃，防止污閃、封堵孔洞，防止小動物引起短路事故；應記錄近區(qū)短路發(fā)生的詳細情況。 5.7 變壓器的并列運行 5.7.1 變壓器并列運行的基本條件： a.聯(lián)結組標號相同； b.電壓比相等； c.阻抗電壓值相等。 阻抗電壓不等或電壓比不等的變壓器，在任何一臺都滿足本規(guī)程 4.2 節(jié)規(guī)定的情況下，也可并列運行。 阻抗電壓不同的變壓器，可適當提高阻抗電壓高的變壓器的二次電壓，使并列運行變壓器的容量均能充分利用。 5.7.2 新裝或變動過內(nèi)外連接線的變壓器，并列運行前必須核定相位。 5.7.3 發(fā)電廠升壓變壓器高壓側跳閘時，應防止廠用變壓器嚴重超過額定電流運行。廠用電倒換操作時應防止非同期。 5.8 變壓器的經(jīng)濟運行 5.8.1 變壓器的投運臺數(shù)應按照負載情況，從安全、經(jīng)濟原則出發(fā)，合理安排。 5.8.2 可以相互調(diào)配負載的變壓器，應考慮合理分配負載，使總損耗最小。 6 變壓器的不正常運行和處理 6.1 運行中的不正?，F(xiàn)象和處理 6.1.1 值班人員在變壓器運行中發(fā)現(xiàn)不正?，F(xiàn)象時，應設法盡快消除，并報告上級和做好記錄。 6.1.2 變壓器有下列情況之一者應立即停運，若有運用中的備用變壓器，應盡可能先將其投入運行： a.變壓器聲響明顯增大，很不正常，內(nèi)部有爆裂聲； b.嚴重漏油或噴油，使油面下降到低于油位計的指示限度； c.套管有嚴重的破損和放電現(xiàn)象； d.變壓器冒煙著火。 6.1.3 當發(fā)生危及變壓器安全的故障，而變壓器的有關保護裝置拒動時，值班人員應立即將變壓器停運。 6.1.4 當變壓器附近的設備著火、爆炸或發(fā)生其他情況，對變壓器構成嚴重威脅時，值班人員應立即將變壓器停運。 6.1.5 變壓器油溫升高超過制造廠規(guī)定或表 1 所示的限值時，值班人員應按以下步驟檢查處理： a.檢查變壓器的負載和冷卻介質(zhì)的溫度，并與在同一負載和冷卻介質(zhì)溫度下正常的溫度核對； 13b.核對溫度測量裝置； c.檢查變壓器冷卻裝置或變壓器室的通風情況。 若溫度升高的原因是由于冷卻系統(tǒng)的故障，且在運行中無法修理者，應將變壓器停運修理； 若不能立即停運修理，則值班人員應按現(xiàn)場規(guī)程的規(guī)定調(diào)整變壓器的負載至允許運行溫度下的相應容量。 在正常負載和冷卻條件下，變壓器溫度不正常并不斷上升，且經(jīng)檢查證明溫度指示正確，則認為變壓器已發(fā)生內(nèi)部故障，應立即將變壓器停運。 變壓器在各種超額定電流方式下運行，若頂層油溫超過 105℃時，應立即降低負載。 6.1.6 變壓器中的油因低溫凝滯時，應不投冷卻器空載運行，同時監(jiān)視頂層油溫，逐步增加負載，直至投入相應數(shù)量冷卻器，轉入正常運行。 6.1.7 當發(fā)現(xiàn)變壓器的油面較當時油溫所應有的油位顯著降低時，應查明原因。補油時應遵守本規(guī)程 5.3.2 的規(guī)定，禁止從變壓器下部補油。 6.1.8 變壓器油位因溫度上升有可能高出油位指示極限，經(jīng)查明不是假油位所致時，則應放油，使油位降至與當時油溫相對應的高度，以免溢油。 6.1.9 鐵芯多點接地而接地電流較大時，應安排檢修處理。在缺陷消除前，可采取措施將電流限制在 100mA 左右，并加強監(jiān)視。 6.1.10 系統(tǒng)發(fā)生單相接地時，應監(jiān)視消弧線圈和接有消弧線圈的變壓器的運行情況。 6.2 瓦斯保護裝置動作的處理 6.2.1 瓦斯保護信號動作時，應立即對變壓器進行檢查，查明動作的原因，是否因積聚空氣、油位降低、二次回路故障或是變壓器內(nèi)部故障造成的。如氣體繼電器內(nèi)有氣體，則應記錄氣量，觀察氣體的顏色及試驗是否可燃，并取氣樣及油樣做色譜分析，可根據(jù)有關規(guī)程和導則判斷變壓器的故障性質(zhì)。 若氣體繼電器內(nèi)的氣體為無色、無臭且不可燃，色譜分析判斷為空氣，則變壓器可繼續(xù)運行，并及時消除進氣缺陷。 若氣體是可燃的或油中溶解氣體分析結果異常，應綜合判斷確定變壓器是否停運。 6.2.2 瓦斯保護動作跳閘時，在查明原因消除故障前不得將變壓器投入運行。為查明原因應重點考慮以下因素，作出綜合判斷： a.是否呼吸不暢或排氣未盡； b.保護及直流等二次回路是否正常； c.變壓器外觀有無明顯反映故障性質(zhì)的異?，F(xiàn)象；d.氣體繼電器中積集氣體量，是否可燃； e.氣體繼電器中的氣體和油中溶解氣體的色譜分析結果； f.必要的電氣試驗結果； g.變壓器其它繼電保護裝置動作情況。 6.3 變壓器跳閘和滅火 6.3.1 變壓器跳閘后，應立即查明原因。如綜合判斷證明變壓器跳閘不是由于內(nèi)部故障所引起，可重新投入運行。 14若變壓器有內(nèi)部故障的征象時，應作進一步檢查。 6.3.2 變壓器跳閘后，應立即停油泵。 6.3.3 變壓器著火時，應立即斷開電源，停運冷卻器，并迅速采取滅火措施，防止火勢蔓延。 7 變壓器的安裝、檢修、試驗和驗收 7.1 變壓器的安裝項目和要求，應按 GBJ148 中第一章和第二章的要求，以及制造廠的特殊要求。 7.2 運行中的變壓器是否需要檢修和檢修項目及要求，應在綜合分析下列因素的基礎上確定： a.電力變壓器檢修工藝導則推薦的檢修周期和項目； b.結構特點和制造情況； c.運行中存在的缺陷及其嚴重程度； d.負載狀況和絕緣老化情況； e.歷次電氣試驗和絕緣油分析結果； f.與變壓器有關的故障和事故情況； g.變壓器的重要性。 7.3 變壓器有載分接開關是否需要檢修和檢修項目及要求，應在綜合分析下列因素的基礎上確定： a.有載分接開關運行維修導則推薦的檢修周期和項目； b.制造廠有關的規(guī)定； c.動作次數(shù)； d.運行中存在的缺陷及其嚴重程度； e.歷次電氣試驗和絕緣油分析結果； f.變壓器的重要性。 7.4 變壓器的試驗周期、項目和要求，按電力設備預防性試驗規(guī)程的規(guī)定。 7.5 運行中的變壓器是否需要干燥，應在出現(xiàn)下述現(xiàn)象時，經(jīng)綜合分析作出判斷。 a.折算至同一溫度下的 tgδ 值超過電力設備預防性試驗規(guī)程的參考限值；較上次測得值增高 30%以上； b.折算至同一溫度下的絕緣電阻值較上次測得值降低 30%以上，吸收比和極化指數(shù)均低于電力設備預防性試驗規(guī)程的參考限值； c.變壓器有明顯的進水受潮跡象。 7.6 新安裝變壓器的驗收應按 GBJ148 中 2.10 條的規(guī)定和制造廠的要求。 7.7 變壓器檢修后的驗收按 GB/T573 和電力設備預防性試驗規(guī)程的規(guī)定。 附 錄 自耦變壓器的等值容量 (補 充 件) 15本附錄適用于額定容量 200MVA 及以下的三相自耦變壓器的等值容量變換，其等值容量 St不超過 100MVA。等值容量在 0～100MVA 之間時，其相應的短路阻抗 Zt從 25%線性降至 15%。 組成三相變壓器組的單相變壓器，其額定容量及等值容量的適用限值分別不超過66.6MVA/柱和 33.3MVA/柱。 三相自耦變壓器等值變換： ??SUtr??121Zt自耦變壓器每柱額定容量變換： ??SWtr?121 Ut??式中 U1——高壓側電壓(主分接)； 2——低壓側電壓； Sr——自耦變壓器額定容量，MVA； t——等值容量，MVA； Zt——相應于 St的短路阻抗，%； r——相應于 r的短路阻抗，% ； W——心柱數(shù)。 _______________ 附加說明： 本標準由電力工業(yè)部安全監(jiān)察及生產(chǎn)協(xié)調(diào)司、國調(diào)中心提出 本標準由電力工業(yè)部變壓器標準化技術委員會歸口 本標準由電力科學研究院、北京供電局負責起草。武漢高壓研究所、東北電業(yè)管理局、吉林省電力局、湖南省電力局、寶雞供電局、無錫供電局、成都供電局、葛洲壩電廠、石景山發(fā)電總廠參加 本標準主要起草人：曹承宗、凌愍、(以下按姓氏筆劃為序) 丁鎮(zhèn)華、王世閣、尤愛珍、王厚義、李俊瀛、李滿元、肖定娛、張振文、宮淑君、凌子恕、傅錫年 16