主变保护检验规程

1、龙里草原风电场主变保护检验规程主变保护检验规程1. 应用范围本检验规程适用于龙里风电场变电站110kV电压等级主变保护工作，规定了现场调试的准备、调试流程、调试方法和标准及调试报告等要求。 本指导书中所涉及变压器以高压侧双母接线、中压侧双母接线、低压侧双分支单母分段接线的110kV电压等级自耦变压器为基础型号，其他接线情况可参照执行。本规程适用我厂所有35KV以上充油主变检验。2.引用文件下列标准及技术资料所包含的条文，通过在本作业指导书中的引用，而构成为本作业指导书的条文。本作业指导书出版时，所有版本均为有效。所有标准及技术资料都会被修订，使用作业指导书的各方应探讨使用下列标准及技术资料最新

2、版本的可能性。GB 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 15147 电力系统安全自动装置设计技术规定DL/T 572 电力变压器运行规程DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程DL/T 769 电力系统微机继电保护技术导则 DL/T 995 继电保护及电网安全自动装置检验规程 Q/GDW 175 变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW XXX 智能变电站标准化现场调试规范国家电网安监2009664号 国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）3 我场主变简介容量KVA电压等级KV调压方式数量 备 注240000220/110/35有载11号主变2

3、40000220/110/35有载12号主变4. 主变正常检查项目:（1）声音正常;（2）主变的油温和温度计应正常,油枕的油位应与温度相对应,油色透明,本体及附件无渗漏油现象；（3）套管油位正常，套管外部无破裂、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；（4）引线接头紧固、无松动，电缆和母线无过热现象；（5）压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损；（6）瓦斯继电器内应充满油；（7）呼吸器畅通，硅胶应干燥；（8）冷却系统运行正常；（9）主变的电源控制箱门及照明应完好，无漏水，温度正常。5 主变检验5.1 检验周期：5.1.1 大修：10年一次。新主变投运5年左右应进行一次大修。5.1.2 小修：1年

4、一次。5.1.3 中修：根据运行和试验情况。必要时可放油进入油箱内检查和处理缺陷。新主变投运1年左右应进行一次中修。5.2 检验项目：5.2.1 小修项目：5.2.1.1 套管及主变外部清扫。5.2.1.2 检查各部有无渗漏及异常情况。5.2.1.3 对风冷器及控制回路进行检查试验。5.2.1.4 配合进行预防性试验。5.2.1.5 每3年取一次套管油进行色谱分析。5.2.2 大修项目：5.2.2.1 主变附件检验，处理渗漏点。5.2.2.2 高、低压套管放油、冲洗、换油，必要时分解检查，清除沉淀物。（此项在现场无法进行，必须返厂进行）。5.2.2.3 吊钟罩器身检验、有载调压机构检验。5.2

5、.2.4 下节油箱清扫，清除底部残油及杂物。5.2.2.5 滤主变油。5.2.2.6 对主变本体及附件进行密闭检查试验，处理渗漏点。5.2.2.7 压力释放阀进行试验（此项厂内无法进行）。5.2.2.8 瓦斯继电器温度表进行检查试验（此项厂内无法进行）。5.2.2.9 冷却系统及回路进行检验，更换风扇电机，更换碟阀，更换电气回路开关及保护元件。5.2.2.10 电气试验。5.2.2.11 本体及附件喷漆。5.3 大修程序5.3.1 大修准备工作5.3.1.1 编制检验进度表和统筹图、制定检验的技术措施、安全措施和组织措施，根据运行状况列出缺陷清单同时做好材料计划和非标项目的预算或检验工日计划。

6、5.3.1.2 组织检验人员学习主变检验的安全和技术措施及有关检验工艺标准，讨论落实各项措施。清理检验现场，检查整理专用工具，5.3.1.3 检验滤油机，安装油管路，冲洗油管路和储油罐，按材料计划检查材料是否齐全。5.3.1.4 配备必要的灭火设施和用具。5.3.2 主变附件的检验5.3.2.1 设备停电后，拆开高，低压套管引线。5.3.2.2 拆下电流互感器、瓦斯继电器、信号温度计等二次线并包好，必要时做好标记。5.3.2.3 配合进行主变本体大修前的电气试验。5.3.2.4 对主变本体进行放油。5.3.2.5 拆下主变附件分别进行检验，必要时更换零部件。5.3.2.6 拆下高、低压套管及升

7、高座并进行检验，注意升高座中的电流互感器应浸泡在绝缘油中。5.3.2.7 拆下低压套管下部连接片，拆下铁芯引外接地线和套管，拆下有载调压机构操作杆做好标记并放入干燥室内。5.3.2.8 装好各部件堵板，注油至铁芯顶部。5.3.2.9 各附件检验、滤油、处理缺陷、冷却系统与本体分解后进行检验。5.3.2.10 用加热器将主变油在本体内循环加热至高于环境温度10至15并保持24小时。5.3.3 主变本体检验5.3.3.1 放油、吊钟罩检验本体，对下节油箱放油门进行检验。5.3.3.2 拆下高压线圈外部围屏检查线圈外部（高压分接引线部位的围屏没有必要可不拆）。5.3.3.3 检查处理线圈顶部压钉是否

8、紧固，备帽是否拧紧，压钉绝缘板是否破裂和脱落。5.3.3.4 检查处理引线各接头焊接是否牢固，有无过热脱落现象，外包绝缘有无过热现象。5.3.3.5 检查线圈外部绝缘有无破损，换位导线有无松动，段间绝缘垫块有无松动和移位现象，油道有无堵塞和杂质。5.3.3.6 检查线圈外部有无变形，绝缘有无过热和老化现象。5.3.3.7 检查引线木支架有无断裂，绝缘螺帽有无脱落和松动、断裂，木夹件是否紧固。5.3.3.8 检查铁芯和压板的接地片是否有断裂和松动现象。5.3.3.9 拆下铁芯对上、下夹件之间接地片测量：a.铁芯对上、下部各紧固带或穿芯螺丝之间的绝缘；b.铁芯对上、下夹件之间的绝缘；c.铁芯对下节

9、油箱之间的绝缘。5.3.3.10 检查铁芯可见部位有无局部过热、片间有无短路、油道有无堵塞现象。5.3.3.11 检查有载分接开关接触压力，接触部位有无放电和烧伤现象；检查接触柱两端引线的焊接情况，有无过热和脱焊现象。5.3.3.12 检查油管路接头及管卡子螺丝是否紧固，上、下夹件螺丝是否紧固，器身对下节油箱固定螺丝是否紧固。5.3.3.13冲洗线圈，下节油箱底部清理杂物。5.3.4 对吊钟罩的要求5.3.4.1 吊钟罩应选择在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行。5.3.4.2 器身暴露在空气中的时间不应超过如下规定：a.空气相对湿度小于等于65%为16小时；b.空气相对湿度小于等于75%为12小

10、时。器身暴露时间从主变放油时起至开始抽真空或注油时止。5.3.5 检验后回装5.3.5.1 装围屏，检查分接开关三相位置是否一致并调至与检验前一致的位置。5.3.5.2 对主变本体进行整体进行检查验收。5.3.5.3 扣钟罩要保证钟罩平稳落下，监视好四周间隙防止碰坏线圈和木夹件。5.3.5.4 紧固钟罩螺丝必须均匀紧固，压缩间隙必须一样。5.3.5.5 对主变线圈进行干燥。5.3.5.6 装升高座、套管和连接低压套管下部连接片。 Nv 5.3.5.7 装油枕，连接主变本体顶部油循环管道。5.3.5.8 连同风冷器一起真空注油，真空度不超过500毫米汞柱。注至真空泵快要出油时停止注油，保持真空6

11、小时。5.3.5.9 安装压力释放阀、呼吸器、瓦斯继电器和升高座排气连管。5.3.5.10 由油枕注油管往油枕里注油，并打开瓦斯继电器平板门向主变本体内补油，至标准油面。5.3.5.11 对主变本体进行排气，打开油循环系统全部闸门及放气塞，瓦斯继电器处放残气。5.3.5.12 注油后静止24小时后进行取油试验，同时进行电气试验。5.3.5.13 连接呼吸器。5.3.5.14 连接引线，清扫主变本体，进行喷漆，清理检验现场。5.3.5.15 对大修记录进行整理，写出大修专题报告。进行技术资料的验收工作。5.4检验质量标准5.4.1 线圈表面清洁，绝缘无脱落、无损坏、无劣化。绝缘老化程度应在“可用

12、级”以上。绝缘老化等级规定如下：良好级- 绝缘呈淡黄色，有弹性；可用级- 绝缘呈深黄色，质变脆，无裂纹；不合格- 绝缘呈黑黄色，质变脆，有裂纹。5.4.2 线圈无变形，垫片无移位不松动，线圈不松动（必要时可以加0。5毫米厚的绝缘纸垫条）。5.4.3 各部螺丝紧固，备帽齐全且不松动。5.4.4 引线焊接头无过热，绝缘木夹件无裂纹无损坏，线圈油道无堵塞。5.4.5 围屏无严重变形，围带无损坏，围屏搭接不小于50毫米。5.4.6 铁芯表面清洁，无局部过热、无锈蚀、无损伤、不松动。5.4.7 铁芯与夹件、穿芯螺丝、紧固带及对下节油箱的绝缘电阻用2500V摇表进行测量不低于10兆欧。5.4.8 接地片齐

13、全完整，连接牢固，防松垫片完整。5.4.9 铁芯片间绝缘应无变色，无脱落，必要时刷绝缘漆。5.4.10 铁芯油道应畅通无堵塞，各部螺丝应紧固。5.4.11有载 分接开关接触面清洁无油垢、无烧损，接触压力充足，用0.5毫米塞尺检验应不能插入。5.4.12 有载分接开关的静触柱两端的引线焊接牢固，无熔脱和过热现象。5.4.13 有载分接开关绝缘操作杆及绝缘筒清洁无损伤，绝缘良好。5.4.14有载分接开关指示位置正确，内外相符，传动操作灵活。5.4.15 有载分接开关检验后，护罩绝缘筒窗孔应转向封闭位置，主变油箱外部清洁，不漏油，各部法兰螺丝紧固均匀。5.4.16 主变油箱及附件油漆无脱落无锈蚀。5

14、.4.17 油枕内部清洁无锈蚀，胶囊密封良好。5.4.18 主变油枕没有渗漏现象，各部位堵板密封良好。5.4.19 油标清洁透明畅通，监视线清楚。5.4.20 油循环管路连接严密，焊口、法兰及闸门不渗油。5.4.21 呼吸器内的硅胶干燥合格，下部油封碗内油位正常，呼吸畅通。5.4.22 瓦斯继电器安装方向正确，法兰、闸门及放气阀不渗油。5.4.23温度计座密封良好，温度指示正确，温度计的电接点整定正确，表计元件无损坏，表座注以主变油。毛细管线不得弯曲过度，其最小弯曲半径不得小于50毫米，不得打坏。5.4.24主变套管瓷套无破损，表面清洁，法兰无裂纹，没有渗漏油现象，油标指示正常，小套管无损坏和

15、漏油现象，接地良好。5.4.25主变升高座不漏油，表面清洁，电流互感器二次端子内部连接牢固，二次电缆整齐标志清楚。5.4.26主变整体试验合格。5.4.27主变各套管相位色正确，本体漆面无脱落。5.4.28 风冷器电源供电可靠，风扇电机保护齐全可靠。5.4.29 油管路系统所有闸门指示正确。5.4.30 主变冷却系统的和风扇电机运行正常。5.5 检验所需要的主要材料5.5.1 小修材料如下：破布 凡士林 砂纸 毛刷 清洗剂 镀锌螺丝镀锌螺母 镀锌平垫 弹簧垫 汽油 瓷漆5.5.2 大修材料如下：破布 凡士林 砂纸 毛刷 清洗剂 镀锌螺丝镀锌螺母 镀锌平垫 弹簧垫 汽油 瓷漆 #45主变油 温度

16、计 闸门各部位密封胶垫 硅胶 滤油纸 电机轴承 交流接触器电机保护器或热继电器 风扇电机等。5.6 检验工日消耗5.6.1 小修工日根据现场实际为准。5.6.2 大修工日根据现场实际为准。 表1主主变型号SFSZ11-240000/220高压相数3分接位置电压 V电流 A额定容量240000/240000/240000 kVA1253000547.1额定频率50 HZ2250125554电压组合（230±8×1.25%）121/37 kV3247250560.4连接组标号YNyn0d114244375567冷却方式ONAN/ONAF(70%/110%)5241500573.

17、8温升限值绕组 65 K 顶层油 55 K6238625580.7 绝缘水平7235750587.8h.v. 线路端子 LI/AC 950/395 kV8232875595h.v. 中性点端子 LI/AC 400/200 kV9A230000650.2m.v. 线路端子 LI/AC 480/200 kV9Bm.v. 中性点端子 LI/AC 250/95 kV9Cl.v. 线路端子 LI/AC 200/85 kV10227125610.1标准代号GB1094.1-1996 GB1094.2-199611224250617.9GB1094.3-2003 GB1094.5-2008122213756

18、25.9GB/T6451-200813218500634.2产品代号1TKB.715.171614215625542.6出厂编3器身重量158.0t16209875660.2总重量290.04油重量66.5t中压运输重量182t1210001145.2上节邮箱重量17.2t低压出厂日期2013年8月370003745生产厂家中国。山东泰开主变有限公司负载损耗(75°C)947.6KW空载损耗136.4 KW空载电流0.10%电流互感器参数表CB相型号出头连接电流比 A准确级额定输出 VALR-220ISI-1521000/51.02

19、0短路阻抗（240MVA)高压中压1分接 28.65%主分接30.64%17分接33.53%高压低压1分接17.86%主分接19.81%17分接22.97%中压低压9.28%表2站用主变型号SCB10-800/35高压分接电压额定容量800kVA分接位置电压（v）额定电流13.2/1154.7 AI36750绝缘水平h.v线路端子LI/AC 170/70kVII35870h.v中性点端子LI/AC -/3kVIII35000温升限值 70K IV34130冷却方式-ANVI33250总重量3460kg接线组别Dyn11绝缘等级F短路阻抗6.09%空载损耗1938W生产厂家江苏有限公司华鹏主变有

20、限公司表3接地主变型号THT-DKSC-200/37高压分接电压额定容量200kVA分接位置电压（v）电流（A）额定中性点电流9.36 AI37kV3.12绝缘水平h.v线路端子IIh.v中性点端子III温升限值 70K IV冷却方式-ANVI总重量1540kg接线组别Z型绝缘等级 短路阻抗 空载损耗 生产厂家 保定天威恒通电气有限公司35 kV 及以上油浸式主变、电抗器的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1油中溶解气体色谱分析1)500 kV 主变、电抗器3个月1次2)220 kV 主变和发电厂120 MVA 以上的主变3个月1次3)110 kV 主变6个月1次。4)35 kV 主变6

21、个月1次1)对 110 kV 及以上主变的油中一旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势2)运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意：总烃：1501/1；H2：1501/1；C2H2： 5.01/1(500 kV 设备为1.01/1)3)烃类气体总和的产气速率在 0.25 ml/h (开放式)和0.5 ml/h (密封式)，相对产气速率大于10%月，则认为设备有异常4)500 kV 电抗器当出现少量(小于5.0 l/ 1 )C2H2时也应引起注意：如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H

22、4和C2H2四种气体2)溶解气体组份含量的单位为 l/l3)溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析4)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断5)从实际带电之日起，即纳入监测范围6)封闭式电缆出线的主变电缆侧绕组当不进行绕组直流电阻定期试验时，应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220 kV 主变不超过3个月，110 kV 主变最长不应超过6个月2绕组直流电阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)1.6 MVA 以上主变，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。且三相不平衡

23、率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理2)1.6 MVA 及以下主变，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意4)电抗器参照执行1)如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值； T 为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2253)无激磁调压主变调换分头时，应在所选分接位置锁定后测

24、量直流电阻4)有载调压主变定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻5)封闭式电缆出线的主变电缆侧绕组可不进行定期试验，但应缩短油中溶解气体色谱分析检测周期，220 kV 主变不超过3个月，110 kV 主变最长不超过6个月6)220 kV及以上绕组测试电流不宜大于10A3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数1)500kV 1年2)35220kV 3年1)在1030范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.52)220 kV 及120 MVA 以上主变应测量极化指数，用以判断绝缘状况1)220kV及以上用5000V兆欧表，其他可用2500 V兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3

25、)测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验4)尽量在油温低于50时试验5)吸收比和极化指数不进行温度换算6)主变绝缘电阻大于10000 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考7)电缆出线主变的电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量4绕组的tan1)500kV 1年2)35220kV 3年1)20时的 tan 不大于下列数500 kV 0.6%110220 kV 0.8%35 kV 1.5%2) tan 值与历年的数值比较不应有明显变化(一般不大于30%)3)试验电压如下：绕组电压 10 kV 及以上： 10 kV；绕组电压 10 kV 以下： Un1)非被试绕组应接地，被试绕组应短路2)

26、同一主变各绕组的 tan 标准值相同3)测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验4)尽量在油温低于50时试验5)封闭式电缆出线的主变只测量非电缆出线侧绕组的 tan5电容型套管的tan 和电容值1)500kV 1年2)35220kV 3年质量检验按10KV500KV输变电及配电工程质量验收与评定标准执行1)用正接法测量2)测量时记录环境温度和设备的顶层油温3)封闭式电缆出线的主变只测量有末屏引出的套管6绝缘油试验绝缘油 击穿电压测定法GB/T 507或电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法7铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻1)500kV 1年2)35220kV 3年1)与以前试验结果相

27、比无明显差别2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A1)用 2500 V 兆欧表2)夹件也有单独外引接地线的需分别测量8油中含水量66110kV的水分35mg/L9油中含气量运行变压器油中的含气量（体积分数），应小于10绕组泄漏电流1)500kV 1年2)35220kV 3年1)试验电压一般如下：1)读取1分钟时的泄漏电流值2)封闭式电缆出线主变的电缆出线侧绕组泄漏电流由中性点套管处测量绕组额定电压(kV)3610203566220500直流试验电压(kV)5102040602)由泄漏电流换算成的绝缘电阻值应与兆欧表所测值相近(在相同温度下)11有载调压装置的试验和检查1)50

28、0kV 1年2)35220kV 3年按 DL/T574有载分接开关运行维修导则执行12测温装置及其二次回路试验1)500kV 1年2)35220kV 3年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表13气体继电器及其二次回路试验1)500kV 1年2)35220kV 3年整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表14冷却装置及其二次回路试验1)500kV 1年2)35220kV 3年1)投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏2)强油水冷装置的检查和试验按制造厂的

29、规定3)绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表15主变绕组变形试验35 kV 及以上6年与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别1)每次测量时，主变外部接线状态应相同2)应在最大分接下测量3)可用频率响应法和低电压阻抗法油浸电抗器试验项目、标准、周期见表1中序号110、1213。封闭式电缆出线主变试验项目的试验项目、周期和标准见表2。表2 封闭式电缆出线主变试验项目的试验项目、周期和标准序号项目周期标准说明1油中溶解气体色谱分析1) 220 kV 3个月1次。2) 110 kV及以下6个月1次。1) 110 kV 及以上主变油中一旦出现C2H2，即应缩短检测周期，跟踪变

30、化趋势2)运行设备的油中任一项溶解气体含量超过下列数值时应引起注意： 总烃：1501/1；H2：1501/1；C2H2： 5.01/1(500 kV 设备为1.01/1)3)烃类气体总和的产气速率在 0.25 ml/h (开放式)和0.5 ml/h (密封式)，相对产气速率大于10%月，则认为设备有异常1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体2)溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行分析判断2绕组直流电阻非电缆侧绕组6年1)1.6 MVA 以上主变，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的

31、2%；无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%。且三相不平衡率变化量大于0.5%应引起注意，大于1%应查明处理2)1.6 MVA 及以下主变，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别不应大于2%，当超过1%时应引起注意1)如电阻线间差在出厂时已超过规定，制造厂虽然说明了产生这种偏差的原因，但不能超过2%2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中R1，R2分别为在温度 t1、t2下的电阻值； T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取225

32、3)有载调压主变定期试验中，可在经常运行的分接上下几个分接处测量直流电阻4) 220 kV及以上绕组测试电流不宜大于10A3绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数6年1)在1030范围内，吸收比一般不低于1.3；极化指数不低于1.52)220 kV 及120 MVA 以上主变应测量极化指数，用以判断绝缘状况1)用2500 V 及以上兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3)测量温度以顶层油温为准，尽量在相近的温度下试验4)尽量在油温低于50时试验5)吸收比和极化指数不进行温度换算6)主变绝缘电阻大于10000 M 时，吸收比和极化指数可仅作为参考7)电缆出线侧绕组绝缘电阻由中性点套管处测量4绝缘油试验绝缘

33、油 击穿电压测定法GB/T 507或电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法5铁芯(有外引接地线的)绝缘电阻6年1)与以前试验结果相比无明显差别2)出现两点接地现象时，运行中接地电流一般不大于0.1A1)用 2500 V 兆欧表2)夹件也有单独外引接地线的需分别测量6油中含水量66110kV的水分35mg/L7油中含气量运行变压器油中的含气量（体积分数），应小于8有载调压装置的试验和检查6年按 DL/T574有载分接开关运行维修导则执行9测温装置及其二次回路试验6年密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符，在规定的周期内使用，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表10

34、气体继电器及其二次回路试验6年整定值符合DL/T540要求，动作正确，绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表11冷却装置及其二次回路试验6年1)投运后，流向、温升和声响正常、无渗漏2)强油水冷装置的检查和试验按制造厂的规定3)绝缘电阻一般不低于1 M测量绝缘电阻用2500 V 兆欧表消弧线圈、35kV以下油浸主变、接地主变、干式主变试验项目、周期和标准见表3。表3 35kV 以下油浸主变、接地主变、干式主变的试验项目、周期标准序号项目周期标准说明1绕组直流电阻6年1)1.6 MVA 以上主变，各相绕组电阻相互间的差别，不应大于三相平均值的2%；无中性点引出的绕组，线间差别不

35、应大于三相平均值的1%2)1.6 MVA 及以下主变，相间差别一般不应大于三相平均值的4%；线间差别一般不应大于三相平均值的2%3)各相绕组电阻与以前相同部位、相同温度下的历次结果相比，不应有明显差别，其差别一般应不大于2%4)电抗器参照执行1)如电阻相间差在出厂时已超过规定，制造厂说明了产生这种偏差的原因，可按标准3执行2)不同温度下的电阻值按下式换算：R2R1(T+t2)/(T+t1)式中 R1、R2分别为在温度 t1、t2 下的电阻值；T 为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2253)无载调压主变投入运行时，应在所选分接位置锁定后测量直流电阻4)有载调压主变定期试验中，可在经常运行的

36、分接上下几个分接处测量直流电阻2绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数6年绝缘电阻换算至同一温度下，与上一次试验结果相比应无明显变化；1)用2500 V 及以上兆欧表2)测量前被试绕组应充分放电3）绝缘电阻大于10000 M时，可不测吸收比或极化指数3绝缘油试验6年绝缘油 击穿电压测定法GB/T 507或电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法投运前和大修后的试验项目和标准与交接时相同。厂(所)用变按110 kV 及以上对待4有载调压装置的试验和检查6年按 DL/T574有载分接开关运行维护导则的规定执行5干式主变交流耐压试验6年6主变保护装置运行规定6.1主变保护动作后，值班人员应详细检查，应立即

37、现地查看保护动作情况。正确记录有关的保护信号、事件记录及录波器动作情况，及时向值长、值班调度员和厂领导汇报。发生不正确动作时，值班人员应对该保护动作信号详细记录，及时向值长汇报，并由继保专业人员处理。6.2当系统电气事故时，如果保护装置动作，值班人员应记录动作时间和当时负荷，并报告值长和省调值班调度员。6.3当实际值已达到保护装置的整定值、装置应动作而拒动时，值班人员在确认无误后应采取手动方式进行相应操作。 6.4主变保护动作后，汇报省调保护动作情况并赴现场检查主变洞内有无焦味、冒烟、着火现象，若发现火情，立即按消防规程灭火。6.5监视主变两侧开关跳开后，做好相应隔离，检查保护范围内的一、二次

38、设备，将现场情况报告厂领导并通知相关人员进行处理。6.6事故处理及预防性试验通过后，经厂部确认后可以对主变进行冲击试验，冲击良好则可恢复主变备用。若冲击过程中有异常，应立即停主变处理。6.7继电保护整定值通知单是运行现场调整定值的书面依据，除主定值外，其调试说明部分也须执行。执行中如发现疑点、差错或与现场不符时，应及时向整定单位提出，不得草率执行，以免引起事故。6.8运行方案临时变动，保护专业编制相应的临时定值单，现场按省调值班调度员的指令执行。运行方式恢复时，临时定值单即行作废。6.9定值单应注明所使用电压、电流互感器变比，执行更改定值工作负责人应先核对变比无误后才能执行。如发现变比不一致时

39、，应立即与下定值单位联系，作出修正并重新补发定值单。同时双方作好电话记录，核对清楚。6.10保护装置更改定值或新保护装置投入运行前，检修人员应与运行人员核对整定值，无误后方可下令投运，并在保护定值通知单上签字并注明更改时间。6.11保护装置定值修改后，核定应经过三级核定：计算人，校核人，保护负责人。6.12继电保护必须与被保护设备运行方式相对应，不允许任何设备无保护运行。由于一次设备检修、保护试验、更改定值、装置故障等原因需要停用保护时，应逐套申请退出运行。 6.13新投运、改选、检修、核验后的保护装置，投运前保护专业人员必须做出详细的书面交待，预先将有关图纸、资料交运行人员熟悉掌握，并注明可

40、以投入，经由当值人员验收方可投入运行。6.14运行和备用中的调度管辖设备保护的投、退及定值更改，必须按调度指令执行，并在专门的登记本中登记。6.15主变的差动保护，瓦斯保护的检修调试必须在一次设备停电时才能进行。如因某种特殊原因须短时退出某套装置时，必须由总工程师批准并报请省调值班调度员同意。并且运行中的主变差动保护，重瓦斯保护不得同时停用。6.16零序电流保护P141(51NT-A,51NT-B)：该保护装设二套。本保护作为主变高压侧引出线、母线及110KV线路单相接地故障的后备保护。由于主变为高压侧直接接地，在高压侧绕组，高压侧出线以及母线，线路发生单相接地时，在变压器中性点有零序电流流过

41、保护范围：变压器高压侧绕组及引出线、母线的保护、该保护作为主变压器高压侧，也可作为线路接地故障的后备，A套电流取自变压器中性点接地线上001CT（200/1A 20VA 5P30），B套电流取自变压器中性点接地线上002CT（200/1A 20VA 5P30）。7、主变保护装置正常运行巡检项目7.1保护装置投入运行前，应检查保护装置指示灯显示正常，无故障指示，保护装置设置及相应功能正常投入，包括各保护投入的控制；定值设定正确，包括CT、PT变比、选用的定值组、变压器的额定容量、变压器接线组别等需要输入的参数正确。7.2正常运行时，检查保护装置的2路交流电源和2路直流电源在投入位置，且电压正常,

42、A套保护装置的盘柜电源开关、B套保护装置的盘柜电源开关在合上位置，运行无异音、无异味、无过热。7.3各继电器无过热、无焦味、无断线，其接点无抖动、无变位、无烧损。各连接端子牢固，端子排及电缆完好、清洁，各保护盘盘面整洁，盘柜前后柜门关严，盘柜内无异音，无异味。7.4检查保护盘各端子排端子压紧，导线盒盖无损坏，盖紧完好。检查保护盘柜接地线接地完好，检查保护盘柜电缆防火堵头完好，检查保护盘柜照明良好，检查各保护盘试验接口玻盖完好盖紧无破损。8.保护动作开关失灵保护动作现象：1)中控室监控系统报警，机组停机；2)主变高/低压侧开关跳闸，机组开关拒分；3)机组保护盘有保护动作信号，开关失灵保护报警及跳

43、闸指示灯亮。处理：1)立即将保护动作情况报告省调；2)检查厂用电系统倒换正常，将现场情况汇报厂领导；3)查看机组及主变运行情况，机组开关状态，机组保护及机组开关失灵保护动作情况，判定保护确已动作，相应主变高压侧开关及低压侧其它开关确在分位；4)检查机组开关现地情况，应采取措施拉开机组开关，若开关无法拉开或不允许进行分闸操作，则设法拉开机组换相闸刀，若机组换相闸刀已拉开及主变检查无异常，则根据省调要求，恢复主变及相邻单元运行；5)根据保护动作情况，通知相关人员进行处理。主变低压侧接地保护动作现象：1)中控室监控系统报警，机组停机；2)主变高/低压侧开关跳闸；3)现地保护盘主变低压侧接地保护报警及

44、跳闸指示灯亮。处理：1）立即报告省调主变保护动作和500KV相应开关跳闸情况；2）检查厂用电系统切换正常；3）赴现地盘确认主变保护动作情况并做好记录；4）对主变及低压侧引出线一、二次设备进行检查；5）若查明为外部故障引起保护动作，又确认外部故障已隔离或消除，根据省调要求恢复主变运行；6）若确为主变内部发生接地故障，应对主变相应部分进行隔离，并通知相关人员检查和试验。9、主变保护事故处理9.1主变差动保护动作现象：1)主变高/低压侧各开关跳闸，机组及相邻机组停机；2)中控室监控系统报警。3)现地保护盘主变差动保护报警及跳闸指示灯点亮；处理：1)汇报省调保护动作情况；2)立即查看保护动作情况及现地保护盘，判定保护确已动作（若同时有主变重瓦斯保护动作信号则可判定主变内部发生严重故障）；检查主