MW集控运行规程电气系统及配电装置

1、 600MW 超 临 界 机 组 集 控 运 行 规 程 第四篇电气系统及配电装置第一章 电气系统及设备的操作原则第一节 电气操作的一般注意事项1.1.1 倒闸操作必须得到值长的命令后方可进行。1.1.2 执行操作票或单项操作卡时，均应在模拟图上进行模拟操作，并核对系统的接线方式无误。1.1.3 凡设备检修完工后，检修工作负责人必须在设备检修通知簿注明设备是否符合运行条件，并签名。1.1.4 设备送电前应终结所有工作票，拆除为检修而设的安全措施，恢复固定遮栏和常设警告牌，对设备及所属回路进行全面检查，并根据调度命令或现场有关规定检查或投入需要投入的保护装置，严禁设备无保护运行。1.1.5 带有

2、同期合闸的开关，应在投入同期后方可进行合闸，仅在开关一侧无电压时操作并应得到值长的同意后，才允许解除同期闭锁回路。1.1.6 设备送电前，应将仪表及保护回路熔丝或小开关、变送器的辅助电源熔丝放上。1.1.7 所有倒闸操作，均应严格遵守“操作管理制度”及电业安全工作规程的有关规定。1.1.8 一切正常倒闸操作，应尽量避免在交接班时进行。第二节 基本操作的原则和有关规定1.2.1 停、送电操作1.2.1.1 合、拉刀闸及手车开关停、送电时，必须检查开关在断开状态。1.2.1.2 严禁带负荷拉合刀闸，所装电气和机械（防误）闭锁装置不得随意退出运行。1.2.1.3 停电时先断开关，然后拉开负荷侧刀闸再

3、拉开母线侧刀闸，送电操作顺序与停电相反。1.2.1.4 操作过程中，发现误拉（合）刀闸不准重新合上（拉开），只有在采取了安全措施后才允许将误拉（误合）的刀闸合上（拉开）。1.2.2 环路操作1.2.2.1 系统合环操作须满足下列条件：相位一致；电压一致。1.2.2.2 合环操作时，有同期鉴定的开关，应同期签定后合环，确无同期鉴定的开关合环时，应检查确在环网状态下方可合环操作。1.2.2.3 解、合环操作前，应考虑电压的变动不超过规定值，并注意各潮流分布情况，有无电气元件过载等。1.2.3 冲击合闸操作1.2.3.1 变压器、母线等设备在新安装投入运行前和大修后应按有关规程的规定进行全电压冲击，

4、有条件时应尽可能先采取零起升压的方式充电。1.2.3.2 变压器、母线等设备事故跳闸后，可按有关规定进行全电压冲击，有条件时应尽可能采用零起升压的方式充电。1.2.3.3 冲击合闸操作时应注意以下问题（1）冲击合闸开关应有足够的遮断容量，且故障跳闸次数应在规定的次数内。（2）冲击合闸开关保护装置应完整并投入运行，自动重合闸应停用，必要时在冲击合闸前可降低保护装置的定值。（3）应尽可能选择对系统稳定影响较小的电源做冲击合闸电源，必要时应检查有关联络线的潮流并加以调整。（4）对中性点接地系统中的变压器冲击时，其中性点应接地。第三节 事故处理的基本原则1.3.1 事故处理主要任务1.3.1.1 迅速

5、限制事故的发展，消除事故的根源，保证人身和设备的安全，防止事故进一步扩大。1.3.1.2 尽可能保证厂用电系统的正常运行，特别是保安电源的正常供电，避免全厂停电。1.3.1.3 尽可能保持主机继续运行，以保证用户的正常供电，必要时应设法在未直接受事故影响的机组上增加出力。1.3.1.4 尽快对已停电的用户恢复送电。1.3.1.5 在事故已被限制并趋于稳定时，调整运行方式使之合理，并使系统恢复正常。1.3.2 事故处理时，值长为统一指挥，单元长领导本机人员进行事故处理和操作。1.3.3 电气系统发生故障时，值班人员应根据下列顺序进行判断和处理。1.3.3.1 根据DCS、UACS报警画面显示，系

6、统中有无冲击摆动现象，继电保护及自动装置动作情况，表计及故障录波器信息和设备外部迹象进行判断事故性质。1.3.3.2 通过对设备的全面检查和测试，判明故障地点及范围。1.3.3.3 如果故障对人身和设备造成威胁时，应立即设法解除这种威胁，必要时停止设备的运行，如果没有造成对人身和设备的威胁，则应尽力保持和恢复设备的正常运行。1.3.3.4 保证非故障设备的安全运行，应特别注意对未直接受到影响的设备进行隔离，必要时启动备用设备。1.3.3.5 对于故障设备在判明故障性质和范围后，值班人员应做好现场安全措施，以便检修人员进行抢修。1.3.3.6 为了防止事故扩大和处理过程中不造成混乱，必须主动地将

7、事故处理的每一阶段迅速而准确地汇报值长。1.3.4 为防止事故扩大及迅速处理事故，值班人员在紧急情况下，可执行下列操作后汇报值长。1.3.4.1 将已损坏的设备及对人身及设备构成直接威胁的设备停电。1.3.4.2 运行中的设备有损伤的威胁时应将其隔离。1.3.4.3 母线电压消失时，将连接在该段母线上开关断开。1.3.4.4 当厂用电部分或全部停电后恢复其电源。1.3.5 在母线故障后，必须对母线进行检查，断开接在母线上所有开关测量母线绝缘合格后，才允许进行升压或冲击试验，若当时配电装置上有人工作，在升压或冲击前应通知其离开。1.3.6 开关跳闸后手动强送应注意下列各项1.3.6.1 开关强送

8、时，应注意电压、电流及系统冲击情况，以便区别有无故障，若有故障应立即拉开强送开关。1.3.6.2 若发现设备有明显的故障现象，如冒烟冒火，弧光等则禁止强送。1.3.6.3 在强送跳闸开关时应做好设备越级跳闸的事故预想。第二章 变压器第一节 变压器的运行方式2.1.1 变压器正常运行规定2.1.1.1 变压器必须在规定的冷却条件下，方可按铭牌规范运行。2.1.1.2 当冷却介质温度下降时，变压器顶层油温也应该相应下降，为防止绝缘油加速劣化，自然循环风冷变压器顶层油温一般不宜超过85，强迫油循环风冷变压器顶层油温一般不宜超过75。运行环境（冷却介质）温度为40时各油浸式变压器的温升、温度的限额按下

9、表执行。 设备项目主变高厂变脱硫变高备变联络变冷却方式ODAFONAN/ONAFONAN/ONAFONAN/ONAFONAN/ONAF限额温升（）顶层油5552525252绕组6562626262最高温度（）顶层油8592929292绕组115102102102102监视温度（）顶层油7585858585绕组10090909090注1：ODAF强迫油循环风冷。ONAN自然油循环自冷。ONAF自然油循环风冷。2.1.1.3 升压变压器和降压变压器的运行电压不应高于该分接头额定电压的105。2.1.1.4 无载调压的变压器在额定电压±5范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。有载调压的

10、高备变运行电压变化率在额定电压612以内时，额定容量不变。2.1.1.5 强迫油循环风冷变压器，运行时必须投入冷却器。2.1.1.6 高备变的有载调压开关应尽量减少切换操作，一般只允许在负荷高峰前夕和负荷低谷时作必要切换。高备变可在厂用电自投后电压低时作必要的切换。2.1.1.7 低压侧中性线引出的低压厂变，中性线电流不得超过低压线圈额定电流的25。2.1.1.8 分裂变压器低压侧绕组输出容量不得超过其相应额定容量，两低压绕组输出容量之和不得超过高压侧绕组额定容量。2.1.2 变压器重瓦斯保护运行方式：2.1.2.1 变压器正常运行时，其主保护如差动保护、重瓦斯保护原则上均不得退出运行。2.1

11、.2.2 变压器轻瓦斯保护、高备变有载调压开关轻瓦斯保护投信号位置。2.1.2.3 变压器重瓦斯保护投跳闸位置，重瓦斯保护停用应经生产副厂长或总工程师批准。2.1.2.4 高备变有载调压开关重瓦斯保护于正常运行时投信号，在有载调压开关使用前，将该保护改投跳闸，有载调压开关操作完毕后，应将该保护恢复投信号位。2.1.2.5 重瓦斯保护在下列工作开始之前应改投信号，在工作结束并正常后，应恢复投跳闸：（1）运行中校验瓦斯保护或在二次回路上工作。（2）运行中进行滤油 、补油、放油、换矽胶、疏通呼吸器和更换热虹吸净化剂(工作结束后，仍有气体时，不得投入)。（3）处理油位计指示异常升高的缺陷，需要进行放气

12、放油，清理呼吸器孔眼或其它工作。（4）进行其它可能造成重瓦斯误跳的工作。2.1.3 当出现下列情况时，禁止将重瓦斯保护改投信号位置：2.1.3.1变压器在大量漏油而使油位迅速下降时。2.1.3.2变压器轻瓦斯保护动作时。2.1.3.3变压器重瓦斯保护和差动保护不能同时退出运行。2.1.4 严禁变压器全部主保护同时退出运行。2.1.5 变压器中性点运行方式：2.1.5.1 主变高压侧中性点采用固定直接接地方式。2.1.5.2 高备变高压侧中性点采用固定直接接地方式。2.1.5.3 高厂变及高备变低压侧中性点均经6.07低电阻接地，当6kV侧发生接地故障电流超限时，继电保护动作于跳闸相应的断路器；

13、当6kV侧发生单相金属性接地时，单相接地故障电流最大可达599.2A。2.1.5.4 发电机正常运行期间经主变升压输出功率，并为高厂变提供电源。2.1.5.5 高备变在机组正常期间应处于空载运行方式，其高压侧33kV 电源断路器××开关在合闸状态，低压侧6kV 电源开关处于热备用状态，6kV 各段母线快切装置投入。2.1.5.6 正常情况下高备变只能供一台机组的安全停机负荷。2.1.5.7低压厂用变压器均采用顺特电气有限公司生产的SCB9-2000/6.3/0.416系列干式变压器，绝缘等级为F级；干式变压器配LDB10系列温度控制仪，可实现温度高报警功能及风扇自动控制。2

14、.1.5.8 低压厂用变压器低压侧中性点接地方式：直接接地2.1.6. 变压器分接头运行方式：2.1.6.1 主变分接头位置调整现场调整；高备变分接头位置调整现场调整。2.1.6.2 对于无载调压变压器，其分接头变换必须在变压器改检修状态后由检修人员执行，并对分接头改变情况作好记录。2.1.6.3 干式变压器（不包括照明变）都为无载调压变压器；照明变采用电压自动分级补偿装置，正常运行时，投自动方式，可根据厂用电压波动情况自动调节输出电压。2.1.6.4 高备变系有载调压变压器，正常运行时，根据厂用电压情况而决定高备变分接位置，但分接位置一般不能在高低极限位置。运行人员调节分接开关时，应加强联系

15、，注意监视高备变分接开关位置指示与6kV 电压是否匹配。2.1.6.5 当变压器过载时，禁止进行变压器的有载调压分接头切换。有载调压变压器宜安排在其空载或轻负荷的情况下进行分接头的切换。2.1.6.6变压器有载调压分接头新投运或经吊出检查、检修投运前，至少进行一轮升降压循环的操作，正常后方可正式带负荷运行。2.1.6.7 分接开关电动机构的档位显示应与有载开关的实际档位一致且它们处于正确位置，如不一致将会导致变压器损坏。2.1.6.8 切换开关油室与变压器主体油隔开，油室内的油需要定期进行检查和过滤，以保证其适当的电气强度，同时防止机械磨损。2.1.7. 变压器并列运行的规定2.1.6.1 变

16、压器并列运行的条件： 绕组联接组别相同； 电压比相等； 短路阻抗相等。2.1.6.2 变压器在安装后或检修中进行过拆接线等有可能改变相位的工作后，必须有工作负责人核相正确的书面通知，方可并联或环路运行。2.1.6.3 变压器过负荷运行的规定（1） 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。（2）正常过负荷允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器所带的负荷等来确定。（3）事故过负荷只允许在事故情况下（例如运行中的若干台变压器中有一台损坏又无备用变压器，则其余变压器允许按事故过负荷运行）使用。（4）变压器存在较大缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等）时不准过负荷

17、运行。（5）当日负载率(24小时平均负载/额定容量)低于1.0，且冷却介质温度低于额定值时，油浸式变压器可以在短时间内按高于额定值的正常过负荷方式运行，但应监视顶层油温不超过限值。（6）正常过负荷和事故过负荷期间应开启全部冷却装置，并加强对变压器顶层油温和绕组温度以及变压器本体的检查，过负荷倍数和时间应作好记录。（7）当变压器过负荷时，应汇报值长尽快转移负荷，使变压器负荷恢复到额定值以内，尽量缩短过负荷运行的时间。（8）主变在额定冷却条件下可以承受发电机允许范围内的任何正常过负荷和事故过负荷。（9）高厂变和高备变的过负荷倍数与允许时间见下表（正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40）：过电流(

18、)2030456075100允许运行时间(分钟)4801206028146（10）干式变压器允许短时间过载能力在空气冷却情况下应满足下表的要求(正常寿命，过载前已带满负荷)：过电流()2030405060允许运行时间(分钟)604032185第二节 变压器冷却装置的运行及操作2.2.1. 主变冷却器的正常运行方式2.2.1.1每台变压器提供五组冷却器,三组工作二组备用。投入冷却器数满负荷运行时间(min)持续运行的负荷数102030401020304011328148300.550.50.460.43221510365420.740.690.650.63连续连续连续连续1.191.121.06

19、1.012.2.1.2 变压器投入或退出运行时，工作冷却器均可通过控制开关投入与停止2.2.1.3 当工作冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。（1）备用冷却器在顶层油温55或负荷率70时，自动投入运行；在顶层油温45且负荷率55时，自动退出运行。（2）任一组运行中的“工作”冷却器故障跳闸时，“备用”冷却器自动投入。2.2.1.4 主变两侧顶层油温指示相差大于5时，应查明原因。看是否系冷却器不对称或系统阀门开度不够所造成，应尽快减小温差。2.2.1.5 主变在没有开启冷却器的情况下，不得投入运行。2.2.2 高厂变及高备变冷却器的正常运行方式 2.2.2.1高厂变有N组风扇，规定风扇的投

20、运数量与负荷的对应关系如下表：散热器（风扇）数量待定投入风扇数满负荷运行时间(min)持续运行的负荷数1020304010203040全部投入投入一组风扇全部停运2.2.2.2高备变有N组风扇，规定风扇的投运数量与负荷的对应关系待定2.2.2.3 正常运行时，高厂变和高备变的冷却器就地控制屏均投“远方”位置，并于DCS画面上投“自动”方式。2.2.2.4 若高厂变和高备变的冷却器自动回路正常，控制系统根据变压器顶层油温或变压器负荷率变化的变化情况，自动投入或切除冷却器：（1）高厂变和高备变的冷却器在顶层油温55或负荷率60时，自动投入运行。（2）高厂变和高备变的冷却器在顶层油温45且负荷率50

21、时，自动退出运行。2.2.3 变压器冷却装置运行方式的其它规定。2.2.3.1 主变、高厂变和高备变冷却装置电源均为两路独立电源，分别引自两段不同厂变供电的380V MCC柜。冷却器控制箱中控制开关任选一路电源，另一路自动投入备用。2.2.3.2 干式变压器风机启停有自动和手动两种，在自动时，绕组温度高于110，风机开启。风机开启后，只有当绕组温度下降到90后风机停止。当绕组温度高于155、铁芯温度高于140时，发超温报警信号，当绕组温度达到170时超温跳闸。2.2.3.3 变压器的冷却器应于变压器送电前投入，停电后15分钟（主变冷却器30分钟）后停用。2.3 主变冷却器的操作2.3.1 主变

22、冷却器的投入操作2.3.1.1检查冷却器装置符合运行条件。2.3.1.2检查各组冷却器上下进出油阀门全部打开。2.3.1.3检查控制熔丝投入良好，熔丝无熔断迹象。2.3.1.4检查冷却器、路电源均已送电，合上冷却器两路电源监视开关××、××，检查控制箱面板两路电源监视灯应亮。2.3.1.5合上110V.DC控制电源开关××及110V.DC信号电源××。2.3.1.6合上15组冷却器分路开关Q1Q5。2.3.1.7合上15组冷却器分控制箱内空开QC1QC5。2.3.1.8合上加热器电源开关。2.3.1.9将加热器控制

23、开关切至“自动”位置。2.3.1.10当气温低于或常温下湿度较大时，应检查加热器投入正常。2.3.1.11将冷却器电源自动投入控制开关切至“试验”位置。2.3.1.12做冷却器、路电源联锁试验正常。2.3.1.13将冷却器总电源控制开关SS切至“工作”位置。2.3.1.14将15组冷却器控制开关SC1SC5依次切至“工作”位置。2.3.1.15检查投运冷却器监视灯应亮，冷却器运转正常，油流指示器指示正确。2.3.1.16将15组冷却器控制开关SC1SC5依次切至“停止”位置。2.3.1.17检查全部冷却器监视灯应灭，冷却器停止。2.3.1.18将冷却器电源自动投入控制开关ST切至“1：工作W”

24、位置。2.3.1.19将第1、3、5组冷却器控制开关SC1、SC3、SC5切至“工作”位置。2.3.1.20将第2组冷却器控制开关SC2切至备用位置。2.3.1.21将第4组冷却器控制开关SC4切至备用位置2.3.1.22检查冷却器控制箱面板上指示灯指示正确，关好前后柜门。2.3.1.23检查主变TA端子箱正常，合上加热器开关，关好柜门。2.3.1.24在DCS画面上将主变冷却器控制方式切为“自动”。2.4 冷却器全部退出和单组冷却器投、停操作2.4.1冷却器全停操作2.4.1.1将备用冷却器控制开关切至“停止”2.4.1.2分别将工作冷却器控制开关切至“停止0”。2.4.1.3将冷却器总电源

25、控制开关SS切至“0：停止”位置，检查电源接触器KMS1、KMS2均应断开。2.4.1.4断开全部冷却器的自动空气开关Q1Q5。2.4.1.5断开全部冷却器分控箱的空气开关SC1SC5。2.4.2单组冷却器的投入操作2.4.2.1检查该组冷却器符合运行条件。2.4.2.2检查该组冷却器上下进出油阀门均打开。2.4.2.3检查该组冷却器的自动空气开关应合上。2.4.2.4检查该组冷却器分控箱内空气开关应合上。2.4.2.5将该组冷却器控制开关切至“1：工作W”位置，开启该组冷却器，检查该组冷却器监视灯应亮，油泵、风扇运转正常，油流指示器指示正确。2.4.3单组冷却器的退出操作2.4.3.1投入备

26、用冷却器或辅助冷却器，检查其运转正常。2.4.3.2停用需退出的冷却器，切开该冷却器的空气开关及分控箱的空气开关。第三节 变压器的操作、监视和检查2.3.1 变压器的投运、停运及正常操作2.3.1.1 变压器投运前的准备工作及相关检查：（1）变压器投入运行前，必须总结有关的所有工作票，拆除接地线、短路线和临时安全措施，恢复固定的安全设施和标示牌，确认回路完整并符合运行条件；检修过的变压器应有检修人员的书面交底，新安装或变动过内外连接线的变压器还必须核定相位；变压器周围消防设备完整，符合运行条件。（2）变压器顶盖上及周围无杂物和工具遗留。（3）继电保护装置应完整，各保护应正确投入。（4）变压器和

27、有载调压开关的油枕以及套管的油位、油色正常，无渗油现象，呼吸器畅通，硅胶颜色及油封油位正常，所有放油阀门关闭。（5）变压器本体、套管等应清洁，无裂纹、放电痕迹，套管接地应压紧无松动。（6）变压器外壳及铁芯应接地良好，有载分接开关外壳接地线应接在油箱上。（7）防爆门或压力释放阀应完好，无动作现象(如有动作指示应查明原因并复位，作好记录；防爆门如有位置指示信号，应为红灯灭，绿灯亮)。（8）瓦斯继电器(包括有载调压开关瓦斯继电器)、散热器、在线滤油装置的一侧或两侧阀门和通往冷却器装置的进出油阀门应打开；封闭母线升高座下引水管的放水阀应打开。（9）变压器瓦斯继电器和有载调压开关瓦斯继电器均应充满油，无

28、气体及动作信号，瓦斯继电器处气体收集阀已开启。（10）分接开关远方及就地位置指示应一致，有载分接开关的调节装置应完好灵活，电动机和分接开关位置指示器应相同。（11）变压器冷却装置应完好，不应有漏、渗油现象，电源自投试验应正常，运行方式选择正确，风机、油泵试转正常，控制箱内加热器工作正常，箱内清洁无杂物，接线无松动。（12）变压器中性点接地装置良好、符合运行条件。（13）变压器测温装置良好，接线完整，温度计指示与远方指示一致。（14）所属间隔内的各侧开关、刀闸、避雷器和电缆等有关设备应检查良好，符合运行条件。（15）变压器的TA端子箱内清洁无杂物，电流回路严禁开路，二次接线无松动。（16）测量变

29、压器及所属回路绝缘合格，各绕组绝缘电阻与历史值比较应无明显变化。（17）各种保护、控制、测量、信号等二次回路完整，符合运行条件，二次回路试验正确。（18）对于高备变，还应检查变压器平衡绕组的引出端子可靠短接并接地。（19）室内变压器尚应检查门窗关好，照明充足，地面清洁无杂物，屋顶不漏水。（20）干式变压器各部位清洁无异物、无积灰，各接头及紧固件无松动；温度控制装置已送电并切至自动位，风机试运行正常；变压器外壳无损坏，前后柜门关好。2.3.1.2 变压器投运前应进行的试验：（1）变压器各侧开关的分、合闸试验。（2）变压器各侧开关的联锁试验。（3）新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动试验及

30、核相试验。（4）冷却系统试验正常，试验后各控制开关置于正确的运行方式。（5）滤油机试验或投入正常。（6）有载调压开关调整试验，试验正常后分接头调至规定位置。2.3.1.3 新安装或大修后的变压器，投运前应具备下列条件：（1）有变压器和充油套管的绝缘试验合格结论。（2）有油质分析合格结论。（3）新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前，静置时间不应少于以下规定： 110kV及以下24h； 220kV及以下48h； 500kV及以下72h； 若有特殊情况不能满足上述规定，应由总工程师批准后方可投运。（4）设备标志齐全。（5）新投运的变压器应进行额定电压下5次冲击合闸，更换绕组后的变压器应

31、进行3次冲击合闸；对于新投运或更换绕组的主变和高厂变，还应用发电机作零起升压试验。2.3.1.4 变压器正常操作的一般原则（1）变压器的投入与退出运行，应根据值长的命令执行。（2）变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，即先合电源侧开关，后合负荷侧开关；停运时先停负荷侧，后停电源侧。（3）变压器的投入或停用必须采用断路器进行，不允许采用隔离开关拉合任何空载变压器。变压器应由高压侧向低压侧充电，严禁变压器由低压侧向高压侧全电压充电。（4）变压器新安装以及检修时进行过有可能使相位变动工作时，在投运前必须经过核相，确认其相位正确。（5）装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油

32、器等上部的残留空气。对强油循环变压器，应开启油泵，使油循环一定时间后将气排尽。（6）厂变检修后，应通过试充电正常后方可投入运行或备用。（7）长期停用作冷备用的变压器，应每月一次充电空载运行半小时，再恢复备用。（8）无载调压的变压器分接开关调整后，必须有试验人员测量直流电阻合格的通知，方可投入运行。（9）有载调压开关正常应遥控操作，只有遥控操作失灵时，方可在检修人员监护下就地操作；操作后应检查就地与远方位置指示一致。（10）主变停送电操作随发电机解并列操作进行；高厂变、高备变及低压厂变操作见厂用电运行规程。2.3.1.5 变压器停运的原则性操作步骤：（1）将欲停运变压器的各负荷停运或转移。（2）

33、断开变压器负荷侧开关。（3）检查变压器已处于空载运行。（4）断开变压器电源侧开关。（5）将变压器负荷侧和电源侧开关由热备用转冷备用。（6）根据有关具体规定将变压器相关保护退出。（7）若变压器有检修工作，还应根据要求将变压器转检修，并做好相关安全措施。2.3.2 变压器的绝缘监督2.3.2.1 主变低压侧、高厂变和励磁变高压侧绝缘随发电机并网操作前或解列后一起测量。2.3.2.2 下列变压器的绝缘电阻应由检修人员测量，并连同当时的变压器温度一起记录入簿后，提交运行值班人员：（1）主变高、低压侧绝缘。（2）高备变高、低压侧绝缘。（3）低压厂变停役15日后的投运前，应分别测量高低压侧绝缘。（4）高厂

34、变高、低压侧绝缘。2.3.2.3 变压器安装或大修后，投运前应有试验人员关于测量绝缘情况的书面通知，只要不超过15日，可不再复测。2.3.2.4 变压器绝缘电阻不予明确规定，但应将测量结果与以往的测量值进行比较，如有明显下降时，应汇报值长，联系检修人员查找原因并予以消除后方可投运；变压器的绝缘电阻一般不应低于安装后或前一次大修后50，吸收比(R60/R15)应等于或大于1.3倍。2.3.2.5 干式变压器在检修或长期停运后，必须经检修人员测定绝缘电阻，绝缘电阻值满足如下规定：高压低压或高压地300M；低压地100M。2.3.3 变压器运行中的检查2.3.3.1 变压器的运行监视（1）值班人员应

35、DCS及UACS的指示经常监视变压器运行情况，并按规定定时抄录数据。（2）变压器在过负荷情况下运行，更应严密监视变压器负荷及顶层油温、绕组温度等数值，每半小时抄录数据一次。（3）变压器分接头在额定档运行时额定电压、电流限额值请见本规程第一篇第三章的设备规范。2.3.3.2 对运行中的变压器和备用中的变压器及其系统检查应按巡回检查制度的周期进行。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：（1）新投运或经过检修、改造后的变压器在投运72小时以内。（2）变压器带缺陷运行时。（3）气象突变(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)时。（4）雷雨季节特别是雷雨后。（5）高温季节、高峰负荷期间。

36、（6）变压器过负荷运行时。（7）变压器区外近端发生短路故障。2.3.3.3 变压器正常运行中的检查（1）油浸式变压器：a. 运行中变压器的电流、电压、温度应正常。b. 变压器油枕油位指示、油色应正常，变压器本体及套管等不应有漏油、渗油现象，油位表不应有积污、破损现象。c. 套管瓷瓶应无破损、裂纹及放电痕迹，充油套管油位指示应正常。d. 各引线接头、电缆、母线应无发热现象。e. 变压器就地顶层油温、绕组温度正常，温度指示应与远方显示一致。f. 呼吸器完整无损并保持畅通，矽胶颜色及油封油位应正常。g. 变压器声音正常，无异常声调，本体及附件不应有异常振动。h. 电压分接头位置远方与就地应一致。i.

37、 压力释放阀及防爆门完好，无动作现象。j. 各冷却器运行状态正确，无异常振动和噪音，风扇、油泵运行正常，油流指示正确。k. 冷却器控制箱和本体端子箱内清洁无杂物、过热、凝露、放电和异常气味等现象，各空开、控制开关位置正确，无异常报警，熔丝完好，前后柜门关闭。l. 变压器外壳及铁芯接地良好。m. 瓦斯继电器内应充满油，无气体，出口气体收集阀已开启。n. 变压器中心点接地装置完好。o. 变压器各在线监测装置工作正常。p. 变压器周围消防设施完善，蓄油坑应清洁无积油、杂物。q. 对于高备变还应检查平衡绕组的引出端子可靠短接并接地。（2）干式变压器：a. 变压器运行声音正常，无异音、焦臭、变色和异常振

38、动情况。b. 变压器风机、温控器等辅助器件运行正常，温度指示正常。c. 变压器周围无漏水，外表清洁完好。d. 紧固件、连接件无松动，导电零件无生锈、腐蚀痕迹，绝缘表面有无爬电痕迹和碳化现象。e. 变压器本体各部清洁、无积灰。f. 变压器柜前、后门应关好（运行中严禁打开变压器柜门）。g. 变压器中性点接地装置运行良好。h. 变压器室的门、窗、照明完好，房屋不漏水，环境温度正常。2.3.3.4 变压器特殊检查项目（1）大风时应检查变压器本体及附件无挂落物，周围无可能飞起的杂物，引线不应有剧烈摆动及松动现象，瓷套管是否放电闪络，检查、记录避雷器放电次数记录器动作情况。（2）大雪天应检查变压器的连接头

39、是否有积雪，导电部分有无冰柱，应根据积雪熔化情况，检查接头发热部位。（3）气温突变时，应对变压器绕组温度、油温、油位变化情况和冷却系统运行情况进行检查。（4）大雪、大雨、大雾、冰雹天气时，应检查变压器各部位有无放电、闪络、破裂及烧伤现象，重点监视污秽瓷质部分。（5）变压器过负荷运行时，应重点检查油温、油位、绕组温度的变化，冷却系统运行是否正常。（6）发生变压器区外故障或变压器跳闸后，应检查变压器各瓷套管、绝缘子有无裂纹，本体有无变形及喷油现象。（7）轻瓦斯动作后，应立即对变压器外壳进行全面细致的检查，必要时还应进行取气分析。2.3.4 变压器运行中有载调压分接开关调节：2.3.4.1 调整前应

40、检查分接开关的油箱油位正常。2.3.4.2 分接开关调整前，应将有载调压开关重瓦斯保护改投跳闸，调整结束后恢复投信号。2.3.4.3 分接开关调整时，应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流变化情况。2.3.4.4 分接开关调整后，应在一固定位置，不允许长期停留在过渡位置。2.3.4.5 分接开关调整后，远方与就地分接开关位置指示应一致。2.3.4.6 调整时采用远方电动操作，特殊情况下，征得值长同意，可在检修人员监护下就地操作。2.3.4.7 与系统相连的变压器，在调整前需征得调度同意后才能操作。2.3.4.8 分接开关调整前，应将有载调压开关在线滤油装置电源投入，控制开关投“自动”第四节

41、变压器的异常运行和事故处理2.4.1 变压器有下列情况之一者应立即停运，若有备用变压器时应换由备用变压器供电：2.4.1.1 变压器声响明显增大，内部有爆裂声。2.4.1.2 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，超过规定值。2.4.1.3 油枕、压力释放阀或防爆管喷油。2.4.1.4 严重漏油致使油面下降到低于油位计的指示限度。2.4.1.5 套管有严重的破损和放电现象或者引线端子熔化。2.4.1.6 变压器冒烟着火。2.4.1.7 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关跳闸保护拒动时。2.4.1.8 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。2.

42、4.1.9 出现直接威胁人身安全的紧急情况。2.4.1.10 干式变压器绕组有放电声并有异臭。2.4.2 变压器运行中温度异常升高或温度超过规定值时，应查明原因并采取措施使其降低，同时须进行下列工作：2.4.2.1 检查变压器的负荷和冷却介质的温度，校对该负荷和冷却条件下应有的温度值。2.4.2.2 核对就地与远方温度指示是否一致，核实温度测量装置是否故障。2.4.2.3 检查冷却装置是否正常，备用、辅助冷却器是否投入，未投入应手动开启。2.4.2.4 检查室内变压器的房间通风情况。2.4.2.5 检查变压器三相电流是否平衡。2.4.2.6 调整负荷，使变压器温度不超过允许值。2.4.2.7

43、经检查如冷却系统及测温装置均正常，调整负荷和运行方式仍无效，变压器油温或绕组温度仍有上升趋势，则认为变压器已发生内部故障，应立即汇报值长，停止变压器运行，并联系检修人员消缺。2.4.3 压力释放装置动作后的处理2.4.3.1 压力释放阀动作后，应检查变压器运行参数是否正常。2.4.3.2 检查压力释放阀动作后是否大量喷油。2.4.3.3 检查变压器喷油是否着火，若着火按变压器着火处理。2.4.3.4 汇报值长，联系检修，如确认属变压器内部故障，应将其停运；如情况危急，应立即停运。2.4.3.5 检查压力释放装置能自动复位。2.4.4 变压器油位异常的处理2.4.4.1 变压器油位较当时油温应有

44、的油位显著降低时，应采取以下措施：（1）如由于长期微量漏油引起，应通知检修人员加油，并视泄漏情况安排检修，加油时应按规定将重瓦斯保护改投信号。（2）如果因大量漏油而使油位迅速下降时，严禁将重瓦斯改投信号。此时，如在瓦斯继电器玻璃窗内能看到油位，尚能维持运行时，应立即汇报值长，联系检修人员进行加油，加油时禁止从底部加油；当看不到油位时，应立即停止变压器运行。（3）值班人员尚应作好事故跳闸准备。2.4.4.2 因环境温度上升使变压器油位逐渐升高，若最高油温时的油位高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应通知检修人员放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油，此时应按规定将重瓦斯保护由跳

45、闸改投信号。2.4.5 变压器着火的处理2.4.5.1 首先应立即切断各侧电源，在电源未断开时，严禁灭火。2.4.5.2 停止全部冷却装置运行。2.4.5.3 汇报值长，通知消防部门，有条件的应将备用变压器投入运行。2.4.5.4 迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。2.4.5.5 若油溢在变压器顶盖上面着火时，应立即打开变压器下部事故放油阀放油，使变压器油位低于着火处。2.4.5.6 若变压器内部故障引起着火时，则不允许放油，以防变压器发生爆炸伤人。2.4.5.7 油溢至地面着火，可用砂子灭火。2.4.5.8 当变压器壳体着火时，可用变压器喷淋装置进行灭火。2.4.6 变压器瓦斯继电器动作的处理

46、2.4.6.1 运行中变压器轻瓦斯保护动作，通常有下列几个原因：（1）因滤油、加油或冷却系统不严密，致使空气进入变压器。（2）因温度下降或漏油致使油面缓慢降低。（3）因变压器内部故障而产生少量气体。（4）因呼吸系统阻塞而形成负压。（5）由于发生穿越性短路而引起。（6）保护装置、二次回路故障引起误动。2.4.6.2 变压器重瓦斯动作，一般先发轻瓦斯信号，但也有突发性故障，使轻、重瓦斯同时动作。重瓦斯动作或轻、重瓦斯同时动作的可能原因有：（1）变压器内部发生严重故障(有载调压开关重瓦斯动作表明有载调压开关内部发生严重故障)。（2）变压器大量漏油，油面迅速下降。（3）保护装置、二次回路故障引起误动。

47、（4）穿越性故障引起误动。（5）变压器检修后，油中空气分离出来太快。2.4.6.3 运行中变压器轻瓦斯动作后的处理（1）汇报值长，联系检修人员，加强运行监视。（2）立即对变压器进行外部检查：变压器本体及冷却系统是否漏油，油位是否过低，油温、绕组温度是否升高，变压器是否过负荷，变压器运行声音是否正常，保护装置或二次回路是否有故障，瓦斯继电器内是否有气体并判明气体量和颜色。如通过外部检查判明变压器确实存在内部故障，必须停止变压器运行。如需停止变压器运行，在有条件时，可先投入备用变压器运行。（3）若瓦斯继电器内存在气体，应记录气量，鉴定气体的颜色及是否可燃，通知检修取气样和油样进行色谱分析。瓦斯继电

48、器内气体的性质和变压器故障性质的鉴别可根据下表确定：气体性质故障性质无色、无臭，不可燃油中分离出来的空气或空气侵入深灰色或黑色、略有臭味且可燃变压器内部闪络或油温过高引起油的分解黄色、微色或无色，不易燃木质材料故障灰白色、有臭味且可燃内部绝缘故障注意事项： 鉴别气体的颜色，必须迅速进行，否则经一段时间，有色物资将会沉淀，颜色则消失。 检查气体是否可燃时，必须将气体聚集在专用器具里进行。 若要在瓦斯继电器顶部检验气体时，须特别谨慎，不要将火靠近瓦斯继电器顶端，而应在其上方56厘米处进行。（4）若是变压器外部无故障迹象，瓦斯继电器内气体色谱分析结果判断为空气，则变压器仍可继续运行；若判明气体是可燃

49、的，说明变压器内部故障，必须停止变压器运行；若气体不可燃，但不是空气，则应对变压器严密监视，如色谱分析超过正常值，经综合判断变压器内部有故障，则应停止变压器运行。（5）必要时还可检查油的闪光点，若闪光点较过去降低5以上，则说明变压器内部有故障，必须停止变压器运行。（6）在上述处理的同时，应注意瓦斯信号发出的间隔时间，如间隔时间逐次缩短，则表示变压器可能跳闸，此时禁止将瓦斯保护停用或改投信号，并立即汇报值长，有条件时可投入备用变压器。2.4.6.4 瓦斯继电器放气注意事项：（1）应缓慢旋开继电器的放气阀。（2）如发现继电器内为负压而向里吸气，应立即停止放气(防止空气冲击瓦斯继电器误动跳闸)。（3

50、）上述异常现象是由于变压器呼吸系统阻塞而引起，此时应将重瓦斯改作信号，并通知检修立即消除阻塞现象，否则应汇报值长，停止变压器运行。（4）瓦斯继电器放气时，严禁触及试验的探针或试验按钮，以防误跳。2.4.6.5 运行中变压器重瓦斯动作或轻、重瓦斯同时动作的处理：（1）汇报值长，联系检修。（2）检查变压器差动保护、速断保护或其它动作于跳闸的后备保护是否同时动作，检查瓦斯保护是否正确动作，检查保护装置、二次回路有无故障，判明是否由于区外故障引起误动。（3）立即对变压器进行外部检查，重点检查：本体、油位、油温、绕组温度、防爆门、套管、压力释放阀等是否有异常，有无喷油或严重漏油现象，有无着火、冒烟现象，

51、内部有无爆裂声。（4）通知检修采集油样和气体进行分析，以鉴定变压器内部是否存在故障。（5）根据变压器跳闸时的现象（系统有无冲击、电压有无波动），外部检查及色谱分析结果，判断变压器故障性质，查明原因。（6）若变压器因瓦斯保护动作于跳闸，并判明因可燃性气体而使保护装置动作时，则变压器在未经检查并试验合格后不允许再投入运行。（7）即使外部检查和瓦斯气体检查无明显故障，也不允许强送，除非有确切依据证明属重瓦斯误动方可强送；若找不到确切原因，则应测量变压器绕组绝缘合格，并进行色谱分析正常后，经生产副厂长或总工程师批准才能强送。2.4.6.6 有载调压开关瓦斯保护动作时的处理：（1）汇报值长，联系检修。（

52、2）记录当时分接头位置，并确定是否进行过倒换操作，是升压还是降压。（3）查明原因，消除缺陷后，由检修人员书面通知方可投入运行。2.4.7 运行中变压器突然跳闸的处理2.4.7.1 一般原则（1）汇报值长，并根据情况联系检修人员。（2）变压器跳闸时，如有备用变压器应迅速将其投入运行，如有备用变压器自动投入装置，则应检查其自投情况。（3）立即检查跳闸原因。（4）若由于人员误操作引起，则变压器可以不经内部检查，汇报值长，将其重新投入运行。（5）若由于保护动作引起，则应检查保护动作情况，作好记录，并作如下处理： 对保护范围内的设备进行外部检查，并通知检修人员对变压器一、二次回路进行故障查找。 查明变压

53、器跳闸时有何种外部现象(如外部短路、过负荷及其他等)，如检查结果证明变压器跳闸系外部故障所造成，则变压器可以不经内部检查，消除外部故障后重新投入运行。 如非外部故障引起跳闸，则应由检修人员进行内部故障检查，查明有无内部故障的征象，采集油样和气体进行色谱分析，测量变压器绕组的绝缘电阻并进行变压器绕组的变形试验，以判明故障原因。 重瓦斯、差动保护动作，未查明原因前，不得向变压器送电；重新运行前，一定要查清引起故障的原因是否已经排除，分接开关和变压器是否未受损坏。 变压器后备保护动作跳闸，应对变压器进行外部检查无异常，并查明故障点确在变压器回路以外，才能对变压器试送电一次。 变压器内部及其回路故障消

54、除后，在投入运行前，应作零起升压试验，没有条件零起升压时，送电前措施一定要齐全。 若无法查明原因，则禁止强送，除非有确切依据证明属变压器外部故障或保护误动方可强送。若找不到确切原因，则应测量变压器绕组绝缘合格，色谱分析正常，绕组变形试验正常后，经生产副厂长或总工程师批准才能强送。2.4.7.2 主变、高厂变、励磁变故障跳闸的处理见本规程第八篇第五章第十一节和第十二节。2.4.7.3 高备变、低压厂变故障跳闸的处理见本篇第三章第四节。2.4.8 变压器冷却器故障的处理2.4.8.1 部分冷却器故障（1）有备用冷却器时，应检查是否自投成功，否则应迅速投入备用冷却器运行；若油泵停转，相对应的风扇运行

55、，也应按该冷却器故障处理。（2）迅速切除故障冷却器，停电检查故障原因，必要时联系检修人员加以处理，待故障消除后，恢复冷却系统正常运行方式。（3）部分冷却器故障，短时不能恢复时，应立即汇报值长，降负荷处理。（4）主变、高厂变、高备变冷却器故障时的负荷限值，应遵循制造厂提供该冷却条件下的允许容量之规定（见本章第二节有关变压器的冷却器投运组数与负荷对应关系表）。2.4.8.2 冷却器全停（1）汇报值长，必要时联系检修人员加以处理，同时准确记录冷却器全停的时间，加强对变压器的运行监视。（2）如系两路电源故障，应迅速查明原因，恢复冷却器电源。（3）迅速降低变压器负荷，监视变压器油温不得超过规定值；对于高厂变、高备变，应尽可能将负荷降低至67额定负荷以下。（4）主变运行中冷却器全部退出运行时，允许带额定负荷运行20min，如20min后顶层油温尚未达到75，则允许上升到75，但在这种状态下运行的最长时间不得超过1h；若冷却器故障在上述允许的条件下无法恢复时，主变冷却器故障保护