变压器运行

1 变压器运行

1.1 变压器的运行方式

1.1.1正常运行方式

1.1.1.1主变正常运行方式：#1主变接于500kV第二串，#2主变接于500kV第三串，#3、#4主变接于500kV第四串。

1.1.1.2#01高压备变正常运行方式：#01高压备变高压侧固定联结于500kV IM母线，低压侧通过备用电源共箱母线、6kV备用电源进线开关接至#1～#4机6kV各母线段。当单元机组的主变、高厂变发生事故跳闸或者检修时以及6kV母线电源定期切换工作时，由#01高压备变接带机组的6kV厂用电，其它情况下均由机组的高厂变带本机的6kV厂用电系统负荷。

1.1.1.3高厂变正常运行方式：各高厂变高压侧均接于相对应的主变低压侧，低压侧接于相应的6kV A、B段上。机组运行时由发电机向对应的高厂变供电。当机组停机后发电机出口开关断开，由系统通过主变向对应的高厂变倒供电。

1.1.1.4低厂变正常运行方式：单元机组的A、B低压厂变分别接至各自机组6kV A、B段上，#1循泵变、#1厂前区变接于6kV 1A段上，#1调压站变、#1化水变接于6kV 1B段上；#2循泵变、#2厂前区变接于6kV 2A段上，#2调压站变、#2化水变接于6kV 2B段上。1.1.1.5SFC隔离变：#1SFC隔离变接于6kV 1B段上，#2SFC隔离变接于6kV 3B段上。

1.1.2变压器中性点运行方式

1.1.

2.1#1～#4主变高压侧中性点采用直接接地方式。

1.1.

2.2#01高压备变高压侧中性点采用直接接地方式，低压侧中性点采用高阻接地方式。

1.1.

2.3高厂变高压侧为不接地系统，低压侧中性点采用高阻接地方式。

1.1.

2.4380V低压厂用变低压侧中性点采用直接接地方式。

1.2 变压器的运行规定：

1.2.1一般规定

1.2.1.1运行中的变压器额定电压变动范围在±5%以内时，其额定容量不变，其最高运行电压不得超过额定值的105%。

1.2.1.2强迫油循环变压器上层油温正常不超过75℃，最高不超过85℃，温升不超过45℃。

1.2.1.3油浸风冷变压器上层油温正常情况下不超过85℃，最高不超过95℃，温升不超过55℃（周围温度以40℃为准）。

1.2.1.4变压器运行中应每周用红外测温仪测量各侧套管温度合格，温度不宜超过70℃，

油箱各部温度分布正常，无局部过热。

1.2.2变压器的绝缘规定

1.2.2.1变压器在检修后或停运15天以上在重新投运前，应测量其绝缘电阻值和吸收比，

并记录。

1.2.2.2测量变压器的一次绝缘电阻合格。1kV以上油浸变压器绕组用2500V兆欧表测试，

其值不低于1MΩ/kV。凝泵变频变低压侧线圈及电机绝缘电阻测量选用1000V兆欧表测试，

500V及以下电压等级线圈选用500或1000V兆欧表测试。

1.2.2.3变压器绝缘电阻的允许值不做具体规定，但必须符合下列标准：

(1)吸收比R60″/R15″≥1.3。

(2)绝缘电阻值换算至同一温度下，与初始值相比不小于其值1∕3。

(3)最小不得低于1MΩ/kV。

(4)对于主变压器，在大修后、运行1～3年及必要时，应测量极化指数

R600″/R60″≥1.5。

(5)新安装变压器不低于厂家试验值的70%，无厂家数据可按下表变压器绝缘电阻

规定规执行：

环境温度温度值/绝缘电阻值（℃/ MΩ）

电压等级

10 20 30 40 50 60 70 80

6～15.75kV 450 300 200 130 90 60 40 25 500 kV 1200 800 540 360 240 160 100 70

当不满足上述要求时，应查明原因，并与以往记录分析比较，然后根据情况由总（副）工程师决定

是否投入运行。

1.2.2.4测量6kV干式变压器高压侧对低压侧及对地用绝缘电阻值用2500V兆欧表，其值

不低于300MΩ(温度20-30℃，湿度≤90％)。低压侧对地用500V兆欧表测试不低于100MΩ。

潮湿环境下的干式变最低运行要求绝缘电阻值为2MΩ/kV。变压器测绝缘时应断开中性点

对地（或经电阻接地）的连接头，测量前应验电放电，每次测量后均需要对地放电。如果变

压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则不论其绝缘电阻如何，在投入运行前，必须进行干燥处

理。

1.2.2.5在正常过负荷期间应加强油温及线圈温度的监视，不得超过相关规定，并将过负荷

的大小、持续时间和上层油温记录在运行记录簿内。事故过负荷对变压器的寿命有损害，如

有备用变压器时，应将备用变压器投入运行。过负荷时应投入全部冷却器运行，并记录开始

时间，每隔0.5h记录一次各部表计及温度。

1.2.3变压器的过载能力

1.2.3.1油浸变压器的事故过载能力(正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃)：

过电流(%) 主变允许运行时(min) #01高压备变允许运行时(min) 高厂变允许运行时(min)

10 长期长期长期

20 480 480 480

30 120 120 120

45 60 60 60

60 45 45 45

75 20 20 20

100 10 10 10

主变最大事故过负荷电流不宜超过变压器铭牌额定值1.5倍运行。变压器过负荷运行时，线圈最热点

的温度不超过140℃。

1.2.3.2干式变的事故过负荷能力

分钟数过负荷倍数

环境温度℃

20℃40℃

1.1 60min以上60min以上

1.5 13 12

2.0 8 4

2.5 5 3

3.0 3 2

3.5 2 0.5

直接接地的变压器中性点电流不得超过该线圈额定电流的25%。

1.2.4变压器并列运行的条件

1.2.4.1变比相等。

1.2.4.2短路阻抗相等。

1.2.4.3相序、相位、接线组别相同。

1.2.4.4变比和短路电压不同的变压器在任何一台都不过负荷的情况下，可以并列运行。1.2.4.5短路电压不相等的变压器并列运行时，应适当提高短路电压大的变压器二次电压，以使并列运行变压器的容量能够充分利用。

1.2.4.6新安装后及大修后的变压器进行过有可能使相序发生变动的工作后，须经过核相正确后，方可并列运行。

1.2.5#01高压备变、#1、#3高厂变有载调压装置的调整规定：

1.2.5.1允许运行中通过有载调压装置调整厂用6kV母线电压。调整时须汇报调度许可，并汇报分管生产副总经理同意后方可调整（事故处理除外）。

1.2.5.2有载调压分接开关的操作调整应在DCS上进行，只有在远方失灵时，才允许到就地进行调整，就地调整时，一人操作一人监护。调整时应一次调整一挡，防止电压波动幅度较大。每次调整后应检查DCS上分接开关位置指示与就地位置一致。

1.2.5.3调整时应加强监视，如发现电压、电流无变化，不得继续操作，应查明原因并消除后，方可继续操作。

1.2.5.4当有载调压装置失控时，应立即按下“跳闸”按钮，通知检修，若此时分接头没能调至所需位置，可至就地手动进行调节。当集控室有载调压装置损坏，到就地可用“电动”或“手动”进行相应的调节。在手摇操作调节时应切断电动调节机构电源，同时要做好人身防护措施，如铺好绝缘垫、戴上绝缘手套。

1.2.5.5当油浸变压器电流超过额定值的1.1倍时，不允许操作有载调压分接开关！

1.2.5.6有载调压装置运行中不允许切换至极限高和极限低位置运行。

1.2.5.7有载调压装置检修后，应在不带电的情况下进行循环一周的分接头调节试验。试验正常后置于合适的分接位置。

1.2.5.8变压器改变分接头位置后，应做好记录。

1.2.6无载调压装置的调整规定

1.2.6.1主变压器调整分接头的操作，须根据省调命令进行。厂用变压器调整分接头由生产副总经理决定。

1.2.6.2变压器分接头调整工作必须在变压器检修状态下由检修人员进行，应注意分接头位置是否正确。分接头调整后，须经高压试验人员测量直流电阻合格后方可投入运行，并做好记录。

1.2.7油浸变压器中气体及水分含量的规定

1.2.7.1主变、#01高压备变高压侧电压为500kV，变压器油中的含水量投入运行前应≤10mg/L，运行中应≤10mg/L。

1.2.7.2气体的含量应合格：总烃＜150ppm，乙炔＜5ppm，氢＜150ppm。

1.3 变压器投运前检查及停运规定

1.3.1变压器投运前的检查

1.3.1.1变压器检修完毕，电气检修专工验收合格且工完料尽场地清后，运行人员检查核实，检修人员填写检修交待事项，并有“可以恢复运行”的书面交待后方可办理工作票终结手续。

1.3.1.2所有安全接地刀闸、接地线、短路线及其它临时安全措施全部拆除，检查变压器本体无杂物，工作票全部收回，各常设遮栏及标示牌恢复。

1.3.1.3变压器必要的试验项目已完成，本体绝缘值测试合格。

1.3.1.4与投运操作有关的一、二次设备可以投运，无异常。

1.3.1.5变压器外壳箱体和铁芯、夹件，应可靠的一点接地。

1.3.1.6分接开关的三相位置一致，有载调压装置各部正常，位置指示正确。

1.3.1.7各散热器，瓦斯继电器联通管阀门应全开。

1.3.1.8压力释放阀和油箱连接处的蝶阀应全开。

1.3.1.9各种保护、控制、测量和信号等二次接线及传动试验动作正确。

1.3.1.10变压器各侧避雷器投入，泄漏电流计及放电计数器正常。

1.3.1.11本体端子箱、冷却器控制箱等封闭良好，照明及加热系统正常。

1.3.1.12变压器冷却器电源切换试验正常，油泵及风机试转正常。

1.3.1.13对于主变压器应检查在线色谱分析装置气体分析值正常，无报警。

1.3.1.14高厂变及#01高压备变低压侧中性点电阻接地良好。

1.3.1.15干式变压器须检查测温装置完好、线圈环氧绝缘层无开裂剥落现象，各防护遮栏良好，柜门已闭锁良好。

1.3.2变压器投运和停运规定：

1.3.

2.1变压器充电时，主保护必须投跳闸。正常运行时至少有一套主保护投入。对于新投运或者更换过线圈的变压器，变压器充电后，需进行核相后方可并列。

1.3.

2.2变压器投运时，先合高压侧开关，后合低压侧开关，停电与此相反。厂用变压器禁止从低压侧反充电。

1.3.

2.3主变及高厂变停电时，应先倒换6kV厂用电由备用电源供电正常后，方可停止主变及高厂变运行。

1.3.

2.4禁止用刀闸拉合空载变压器。

1.3.

2.5中性点直接接地或经电阻接地的变压器投运前，其中性点应可靠直接或经电阻接地。

1.3.

2.6新投运的变压器应经过5次冲击合闸试验，更换线圈后的变压器需经过至少3次冲击合闸试验。

1.3.3变压器瓦斯保护运行中的投退规定

1.3.3.1变压器进行注油、滤油、换潜油泵、更换硅胶及处理呼吸器等工作时，重瓦斯保护应投信号位置，工作结束后经2小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，可将重瓦斯保护投入跳闸。

1.3.3.2变压器运行中进行瓦斯继电器放气及取气样工作时，重瓦斯保护应投信号位置，工作结束后无异常可将重瓦斯保护投入跳闸。

1.3.3.3变压器的取油样工作，当在变压器下部取样阀处取油样时，重瓦斯保护不需要退出运行。

变压器大修后首次冲击时，重瓦斯保护应投跳闸位置，冲击结束后，重瓦斯保护应投信号位置，经过24小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，可将重瓦斯保护投入跳闸。

1.4 变压器冷却器的运行

1.4.1主变冷却器的运行

1.4.1.1主变冷却器数量：5+1（备用）。冷却器设有两路电源供电，当“电源Ⅰ”失去时，“电源Ⅱ”自动投入运行。主变冷却器的运行方式：每年5月份至10月份，投3组冷却器（第Ⅰ、Ⅲ、Ⅴ组或第Ⅱ、Ⅳ、Ⅵ组）为“工作”位置，投2组冷却器（第Ⅱ、Ⅳ组或第Ⅰ、Ⅲ组）为“辅助”位置，投1组冷却器（第Ⅴ组或第Ⅵ组）为“备用”位置；每年11月份至来年4月份，投2组冷却器为“工作”位置，投2组冷却器为“辅助”位置，投2组冷却器为“备用”位置。

1.4.1.2主变负荷超过额定电流的70%或变压器油面上层油温超过65℃时，起动风扇冷却器，油面温度50℃控制冷却器返回。

1.4.1.3主变在额定容量连续负荷情况下的温升限值（环境温度40℃）为：

(1)顶层油温升50K，油面温度85℃报警，95℃时延时0s跳闸。

(2)绕组平均温升65K，绕组温度105℃报警，120℃跳闸。

(3)油箱及结构件表面局部最高温升78K。

1.4.1.4主变满负荷运行且环境温度为40℃时，冷却器全部停止后，允许满负荷运行20min，当油面温度未达到75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的运行时间最长不得超过1小时。

1.4.1.5主体气体继电器，气体250～300ml时报警，油流流速1.0m/s时跳闸。

1.4.1.6主体油位计：MAX位置时(高油位)报警，MIN位置时(低油位)报警。

1.4.1.7压力释放阀压力55.17kPa时开启，向外喷油。速动油压继电器，变压器内部油压增长率100kPa/s，继电器动作时间0.2～0.3s，油压增长率低于20kPa/s，继电器不动作。1.4.2#01高压备变冷却器的运行

1.4.

2.1#01高压备变冷却器数量：5组。冷却器设有两路电源供电，当一组电源失去时，另一组电源自动投入运行。

1.4.

2.2#01高压备变冷却器控制方式正常投“自动”位置。当冷却器控制方式在“自动”时，变压器油面上层油温超过60℃时，自动起动#1、#3、#5风扇，上层油温降到50℃时返回。变压器油面上层油温超过70℃时，自动起动#2、#4风扇，上层油温降到60℃时返回。

1.4.

2.3油面温度85℃报警，95℃跳闸。

1.4.

2.4主体气体继电器，气体250～300ml时报警，油流流速1.0m/s时跳闸。

1.4.

2.5主体油位计：MAX位置时(高油位)报警MIN位置时(低油位)报警

1.4.

2.6主体压力释放阀压力55.17kPa时开启，向外喷油。速动油压继电器，变压器内部油压增长率100kPa/s，继电器动作时间0.2～0.3s，油压增长率低于20kPa/s，继电器不动作。

1.4.

2.7开关气体继电器，油流流速1.2m/s时跳闸（带滤油机）。

1.4.

2.8开关压力释放阀压力137.93 kPa时开启，向外喷油。

1.4.3高厂变冷却器的运行

1.4.3.1高厂变冷却器数量，3+1组(备用)。冷却器设有两路电源供电，当一组电源失去时，另一组电源自动投入运行。

1.4.3.2高厂变风扇正常运行时工作风机控制开关SA2应投入自动，备用风机控制开关SA3投入自动。

1.4.3.3变压器油面上层油温超过65℃时，冷却器风扇自动启动，上层油温降到50℃时返回。

1.4.3.4油面温度85℃报警，95℃跳闸。

1.4.3.5主体气体继电器，气体250～300ml时报警，油流流速1.0m/s时跳闸。

1.4.3.6主体油位计：MAX位置时(高油位)报警MIN位置时(低油位)报警

1.4.3.7压力释放阀压力55.17kPa时开启，向外喷油。

1.4.4干式变冷却器的运行

1.4.4.1干式变冷却器温控器开关正常应投入“自动”位置。

1.4.4.2干式变绕组温度达到80℃时自动起动冷却风扇，温度降至60℃时自动停止，温度达到100℃发出报警信号，温度达到130℃只发跳闸信号不动作跳闸。

1.5 变压器油样在线分析装置

1.5.1本厂#01高压备变及#1～#4主变均配置有Intellix MO150型变压器在线自动检测装置，用于监测变压器早期故障气体，可实时、在线、自动检测设备绝缘油中溶解气体的含量和增长速度，及时反映设备的工作状态。

1.5.2在线装置的键盘的显示和操作

1.5.

2.1键盘有8个按键，功能说明

键名位置功能

Main Menu 中间进入主菜单Enter 右进入子菜单

Change 右改变参数

Ackn. 右确认报警

Cancel 左返回上一级菜单

Accept 右接受新参数

1.5.

2.2MO150有三种运行模式。

(1)第一优先级：Unacknowledged Alarms。在这种模式下，IntellixTM MO150显示

的是未被确认的报警信息。

(2)第二优先级：Menu Navigation。在这种模式下，可以访问菜单。

(3)第三优先级：Main Display。在这种模式下，可以最多显示14相选择的信息。1.6 变压器正常运行中的检查

1.6.1正常检查规定：

1.6.1.1每班对变压器至少检查一次。

1.6.1.2气候剧变，应对主变压器进行特殊检查。

1.6.2正常检查项目：

1.6.

2.1油枕及充油套管中油色是否变化，油温应与相应温度标线相适应，油温正常。

1.6.

2.2套管无裂纹及放电痕迹。

1.6.

2.3变压器声音正常。

1.6.

2.4风扇无振动及异常声音。

1.6.

2.5检查各接头无过热现象。

1.6.

2.6压力释放阀无异常。

1.6.

2.7呼吸器中干燥剂是否吸潮至饱和状态变成粉红色。

1.6.

2.8变压器气体在线监测装置无报警。

1.6.

2.9变压器室门窗、通风、照明和空气温度是否适宜。

1.6.

2.10瓦斯继电器是否充满油，各联接阀门是否全开，各部无漏油现象。

1.6.

2.11周围应无杂物、消防用具，安全设施齐全，周围环境良好，屋内不漏水。

1.6.

2.12主变运行冷却器的油泵工作正常，油流继电器指针应指在“流动”区。

1.6.

2.13干式变压器须检查温度控制器完好，线圈绝缘层无开裂剥落，各导电部份连接处无腐蚀、变色过热现象、支持绝缘子无裂纹及放电痕迹，各防护遮栏良好，门已闭锁。

1.6.

2.14本体油温及绕组温度计读数正常，远方与就地一致。

1.6.

2.15中性点接地电阻无异常。

1.6.

2.16变压器铁芯及夹件接地电流正常。

1.6.3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：

1.6.3.1大风时，变压器上部引线无剧烈摆动和松脱现象，顶盖和周围无杂物。

1.6.3.2大雪天，套管及引线端子是否落雪后立即融化。以判断是否过热，瓷瓶不出现造成闪络的冰柱。

1.6.3.3大雾天，内部无放电、套管无破裂及烧伤痕迹。

1.6.3.4气温骤变时，油温、油位变化情况，冷却装置的运行情况，是否有过热或冰冻现象。

1.6.3.5过负荷时，监视负荷、油温、油位的变化，接头接触良好无过热现象，冷却系统运行正常。

1.6.3.6短路故障后，检查有关接头有无变形，有无喷油现象，变压器中性点有无烧伤痕迹。

1.6.3.7有严重缺陷时。

1.6.3.8雷雨后，应检查套管有无放电痕迹，避雷器动作情况。

1.6.3.9新投运或经检修、改造的变压器在投运72小时内。

1.6.4备用状态下的检查和维护：

1.6.4.1妨碍运行的安全措施应全部拆除，永久性遮栏及标示牌全部恢复。

1.6.4.2各侧开关拉合闸试验良好。

1.6.4.3继电保护应投入者均在投入中。

1.6.4.4变压器绝缘电阻合格。

1.6.4.5各侧开关直流控制开关在投入，操作选择开关应切远方控制。

1.6.4.6备用中的变压器检查项目与投入运行中的变压器检查项目相同。