更改后的变压器运行规程

1、福建省泉州市山美水电站技术标准Q/SMSK YX003-2010变压器运行规程2010-10-01发布 2015年10月第一次修编 2010-10-01实施福建省泉州市山美水电站 发布前 言本标准由泉州市山美水库管理处标准化委员会提出。本标准审批人：王逸民本标准审定人：吴耀锋本标准审核人：肖清荣、郭亨瑜、叶志海、刘爱玉、蔡婉玉本标准起草部门：运行分场本标准主要起草人：余孙培本标准第一次修编人：罗珍玲变压器运行规程 Q/SMSK YX003-2010第一部分 变压器运行规程1 总则1.1根据泉州市山美水库管理处技术标准的要求,为更好的规范设备的运行和操作,确保人身和设备安全,特制定本规程.1.2

2、本标准规定了山美水电站变压器的运行方式、操作、维护和事故处理。1.3本标准适用于运行人员和生产管理人员对变压器的运行管理、参数查询，也可供变压器检修人员参考。1.4下列人员应通晓本规程：处分管领导、运行分场正副主任、专责技术员、管理员、安全员、运行值班人员、生计科正副科长、技术管理人员、安监科电气专责人员。1.5下列人员应了解本标准有关条款：检修分场正副主任、技术管理人员、安全员、电气检修、试验班班长及相关人员。2 引用标准2.1 泉州地区电力系统调度规程2.2 电力变压器运行规程 DL/T 572-952.3 电业安全工作规程2.4电力变压器检修导则 DL/T 57495 3 变压器的铭牌数

3、据3.1 #1主变铭牌数据型号SFS10-50000/110容量50000/50000/50000KVA冷却方式ONAF相数、频率3相 50Hz结线组别YN yn0d11绝缘水平LI480AC200/LI250AC95/LI175AC35出厂日期2004年7月重量77290kg(其中油重：21120kg)空载损耗36.2KW生产厂家山东鲁能泰山电力设备有限公司阻抗电压高中：10.5 高低：17 中低：6.5中性点CT高压：LR-110 电流比100-300/5 准确级0.5 额定输出30VA LRB-110 电流比100-300/5 准确级10P20 额定输出30VA零相：LR-60 电流比5

4、0-200/5 准确级10P20 额定输出30VA电压电流分接头位 置高压侧中压侧低压侧电压（V）电流(A)电压（V）电流(A)电压（V）电流(A)1127050227.240425714.1105002749.32124025232.839460731.63121000238.638500749.84117975244.737540769.05114950251.136575789.33.2 #2主变铭牌数据型号SFS8-25000/110容量25000KVA冷却方式ONAN/ONAF 70%/100%相数、频率3相 50Hz结线组别YN yn0d11绝缘水平LI480AC200/LI250

5、AC95/LI175AC35出厂日期年月重量50100kg(其中油重：10600kg)空载损耗28.5KW生产厂家福州天宇电气集团福州变压器厂阻抗电压高中：17.56 高低：9.907 中低：6.494中性点CT电压电流分接头位 置高压侧中压侧低压侧电压（V）电流(A)电压（V）电流(A)电压（V）电流(A)1127050113.640420357.11050013752124030116.439460365.83121000119.338500374.94117980122.337540384.55114950125.636580394.63.3 #3主变铭牌数据型号S11-50000/12

6、1容量50000/50000KVA冷却方式ONAN相数、频率3相 50Hz结线组别YN d11绝缘水平LI480AC200/LI325AC140/LI75AC35出厂日期2014年7月重量72800kg(其中油重：15170kg)空载损耗60.46KW生产厂家山东鲁能泰山电力设备有限公司中性点CTLRB-60 200/5电压电流分接头位 置高压侧低压侧电压（V）电流(A)电压（V）电流(A)1127050 227.2105002749.32124025232.83121000238.64117975244.75114950251.13.4 #1坝变铭牌数据型号S11-10000/35容量100

7、00KVA冷却方式ONAN相数、频率3相 50Hz结线组别YN d11绝缘水平出厂日期2014年5月重量15330kg(其中油重：2770kg)空载损耗8.752KW生产厂家武汉变压器有限公司电压电流分接头位 置高压侧低压侧电压（V）电流(A)电压（V）电流(A)136750105005502358753350001654341255332503.5 #2坝变铭牌数据型号SF9-16000/35容量16000KVA冷却方式ONAN/ONAF 70%/100%相数、频率3相 50Hz结线组别YN d11绝缘水平LI200AC85/LI75AC35出厂日期2004年6月重量23275kg(其中油重

8、：4550kg)空载损耗14.4KW生产厂家福州天宇电气股份有限公司阻抗电压7.882电压电流分接头位 置高压侧低压侧电压（V）电流(A)电压（V）电流(A)136750251.410500879.8235870257.5335000263.9434130270.7533250277.83.6 #1、2机励磁变铭牌数据型号ZSC9-500/10.5容量500KVA冷却方式ONAN/ONAF相数、频率3相 50Hz结线组别Yd11电压组合(KV)（10.5±2×2.5%）/0.278出厂日期2004年10月额定电流（A）27.5/577空载损耗KW绝缘水平LI75AC35/L

9、I10AC3阻抗电压4.13重量2340kg温升限值80K生产厂家顺特电气有限公司3.7 #3机励磁变铭牌数据型号ZSCB10-700/10.5/0.42容量700KVA冷却方式AN/AF相数、频率3相 50Hz结线组别Yd11电压组合(KV)10500/420出厂日期2015.04额定电流（A）38.5/962空载损耗KW绝缘水平LI/AC75/35KV阻抗电压5.43重量2340kg温升限值100K生产厂家顺特电气设备有限公司3.8 厂用变铭牌数据参数名称#1厂变#2厂变#3厂变#4厂变厂备变型 号SZ9-250SZ9-250SZ9-200SC1-200S9-250/10额定电压（KV）（

10、10±4×2.5%）/0.4（10±4×2.5%）/0.4（10±4×2.5%）/0.410±5%/0.410±5%/0.4额定电流（A）14.43/360.8414.43/360.8411.6/208.711.6/208.7冷却方式ONANONANONANANONAN结线组别Y，yn0Y，yn0Y，yn0Y，yn0Y，yn0相 数33333阻抗电压3.943.8483.764.21调压方式有载调压无载调压有载调压无载调压无载调压生产厂家武汉变压器制造厂福州天宇电气股份有限公司武汉变压器制造厂广州特种变压器厂福州变

11、压器厂出厂日期1996.62006.41999年10月1995.104 变压器运行规定4.1 我厂三台主变均属地调管辖，凡一次设备退出或投入运行以及设备变更均应经地调申请批准。4.2 #1、2坝变、#1-4厂用变、厂备变由我站自行调度管辖。上述设备的停送电操作由生计科发令，运行值班负责人统一指挥。4.3 变压器进行特殊试验，对设备结构更改或继电保护自动装置原理更改，均应有正式批准的方案和图纸。4.4变压器运行时其保护、测量、冷却装置必须同时投入运行。特殊情况需将保护退出时，应征得地调调度员和生计科同意。严禁变压器无主保护运行，如瓦斯保护退出跳闸时，差动保护必须投在跳闸位置。4.5 变压器外壳必

12、须有可靠接地，各侧引出线必须连接良好，并涂上色漆。4.6 #1、2、3主变中性点接地方式必须由地调运行方式组下令后执行。4.7 110 KV变压器的停送电操作应在变压器中性点接地时进行，以防操作过电压。4.8我站除#1、2、3厂变为有载调压外，其余变压器均属无载调压 ，调整电压分接头时，变压器要处检修状态，且由检修人员进行切换。切换后应测试三相直流电阻，保证每相分接头档次一致。4.9 改变地调管辖变压器的电压分接头，必须得到地调调度员的许可后方可进行。改变本站管辖变压器的电压分接头，必须得到生计科批准后方可进行。4.10 变压器运行中注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器等工作时，重瓦斯保护应改投信

13、号位置。该工作结束后经4小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，即可将重瓦斯保护投跳闸，重瓦斯保护投放位置的改变均应汇报地调当值调度员（或生计科值班负责人）。4.11室内变压器应有适当的通风，以便变压器在任何季节内均能够在额定负荷下运行。4.12 各台变压器在规定冷却条件下，可以在铭牌规定数据内连续运行。4.13 变压器电压变动范围在分接头额定电压的±5以内时，其额定容量不变。4.14为了防止变压器绝缘油迅速劣化和线圈老化，运行时最高上层油温一般不得超过70。当环境温度为40，上层油温温升不超过40。4.15干式变压器温度升达70时，应启动排风机抽风（或参照厂房通风设备管理制度执行）。4

14、.16 主变冷却系统应与主变同步运行，当主变上层油温不超过85时(此为上限值，正常运行温度远低此温度，如近于上限值运行应检查冷却系统和本体是否有异常)，可在额定负荷下运行。4.17变压器绝缘电阻不应低于下列数值：电压等级（kV）0.46.310.535110合格阻值（M）0.56.310.535110摇表（V）50025002500250025004.18 变压器使用期间所测得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数值比，是判断变压器运行中绝缘状态的主要依据。若在同一温度下测得绝缘电阻与前次比较下降50%或吸收比1.3，则应经生计科同意方可投入运行。4.19变压器的过负荷运行4.1

15、9.1变压器正常过负荷运行油浸式变压器正常过负荷运行，参照以下规定： 1)全天满负荷运行的变压器，不宜过负荷运行； 2)变压器日平均负荷率小于1时，允许在负荷高峰时过负荷运行，过负荷运行时，应密切监视变压器运行温度，当油浸自冷式变压器上层油温达到95时，应立即减负荷； 3)变压器负荷达到额定容量的130%时，即使运行温度未达到最高温度限值时，亦应立即减负荷。 4)变压器过负荷运行，必须在冷却系统工作正常时，方可进行。 5)干式变压器的正常过负荷运行条件应遵照制造厂的规定。4.19.2变压器的事故过负荷运行事故过负荷会引起变压器绕组绝缘温度超过允许值，使绝缘老化速度比正常条件下快得多，因而会缩短

16、变压器的使用年限。因此，我站所有变压器仅在紧急事故期间方允许短时过负荷运行。油浸变压器事故过负荷的允许值，按照不同的冷却方式和环境温度掌握，油浸自然循环式变压器事故过负荷允许值，参照下表规定运行；过负荷倍数1.11.21.31.41.51.61.71.81.9允许时间（h:min）7：002：451：300：550：350：180：090：060：05在事故过负荷中，变压器通风及冷却装置应全部投入运行，并且无论在任何情况下，其上层油温或线圈温度不得超过规定值，否则应立即降低负荷运行。4.19.3主变过负荷时，应加强对变压器本体、引线、上层油温的监视，当上层油温达到85时，无论过负荷的电流和时间

17、是否达到规定值，也无论是正常过负荷还是事故过负荷，都应采取措施，制止过负荷。5 运行方式5.1变压器运行中全部保护及安全自动装置均应投入，不得在无保护情况下运行，作为主保护必须投入。5.2 我站110 千伏系统属大电流接地系统，主变中性点接地运行方式由地调决定。一般情况为#1主变1618中性点接地刀闸断开，#2主变1628中性点接地刀闸、#3主变1638中性点接地刀闸合上运行。5.3 主变三相电流之差不得超过额定电流的20；同时任何一相的电流不得大于额定值，如发现三相不平衡电流超过规定值应及时向调度及生产技术部门汇报并查明原因，采取措施以缩短不平衡电流的运行时间。5.4 厂用变中线电流不得超过

18、低压线圈额定电流的25。5.5 正常运行情况下，#1、2主变35KV侧禁止合环运行。5.6 正常运行情况下，#1、2坝变低压侧禁止合环运行。5.7我站厂用变采用分段运行，禁止合环运行。5.8变压器并列运行条件：（1）相序相同；（2）电压变比相同；（3）短路电压百分比相同；（4）接组组别相同；5.9主变风冷系统控制方式：当主变上层油温达55或主变高压侧电流之一达到主变风机电流启动值时，主变冷却风机启动；当主变上层油温下降至45时风机停止运行。6 继电保护6.1变压器严禁无主保护运行。运行中的变压器因故需退出有关保护，必须经地调调度员或生计科批准。6.2 对运行中的变压器进行滤油、加油或热虹吸更换

19、硅胶时，应将重瓦斯保护压板由跳闸改投信号位置，恢复保护前应对瓦斯继电器放气。6.3当油位计上指示的油面有异常升降现象时，为查明原因，需打开各个放气或放油塞子、阀门进行检查时，应先将重瓦斯保护改投在信号位置，方可进行工作，以防重瓦斯保护误动作。在未退出重瓦斯保护前，严禁打开各种放气、放油塞子。6.4 变压器检修后，经24小时试运行确认瓦斯继电器无气体时，主变应征得地调调度员同意，其它变压器应经生计科同意，将重瓦斯保护由信号改投跳闸位置。6.5 在重瓦斯投信号期间，变压器差动保护、电流速断保护不得退出。7 运行操作7.1 我站#1、2、3主变压器停、送电必须经过地调批准，并得到地调调度员命令后，方

20、可进行操作。7.2 我站#1、2坝变、厂用变的停送电必须经生计科批准，由当班值长（值班负责人）统一指挥进行。7.3变压器停电前当班值长（值班负责人）应详细考虑运行方式的改变和对继电保护的影响。7.4主变停、送电前必须合上中性点接地刀闸，以防操作过电压；主变中性点接地需进行倒换时，应遵守先合后断原则进行，并缩短操作时间。7.5 变压器停电应先断负荷侧开关，后断电源侧开关。7.6 禁止用刀闸对我站主变及坝变进行停送电操作。7.7 变压器充电由装有保护装置的电源侧进行，充电正常后再接带负荷。我站#1、2、3主变均允许从高压侧或低压侧开关冲击合闸充电，充电前必须注意中性点刀闸在投入位置。7.8无载调压

21、变压器分接头位置的调整应办理电气第一种工作票，将变压器由运行转入检修后进行。变压器分接头位置应有专门记录。7.9 变压器检修后必须完成下列工作方具备送电条件：7.9.1值班人员会同工作负责人对变压器进行下列检查：（1）设备、场地整洁，无遗漏工具或其它物件等。（2）工作人员全部撤离工作现场，工作票交回，在检修及继电保护等交待簿内用文字交待作业情况，并作出能否投入运行的结论。（3）油枕及套管油位正常，温度计指示正确，防爆管、安全膜完好。（4）变压器各部应清洁、完整，无渗油现象。（5）瓦斯继电器完好，接线完整，阀门位置正确。（6）变压器引线连接良好，瓷瓶无破裂、歪斜，相色漆明显。（7）呼吸器完好，硅

22、胶无受潮变色。（8）变压器外壳接地完好，厂变中性点接地完好。（9）变压器分接头三相档数一致。（10）冷却风扇完好。7.9.2恢复所有安全措施（接地线、临时遮拦、标示牌等）。7.9.3测量变压器绝缘电阻应合格，否则应得到有关领导批准，才能投入运行。7.10 主变主保护动作后恢复送电，必须采用机组对主变零起升压，正常后再接带负荷。7.11 主变大修后投运前，应从高压侧开关充电三次，并全面检查主变正常后将重瓦斯保护压板由跳闸改投信号位置，一般情况下经4小时运行且瓦斯继电器无气体时可改投跳闸位置，但必须经调度员许可同意。8 运行维护8.1 值班人员对运行或备用中的变压器，应进行定期和不定期检查。8.1

23、.1变压器按设备巡回检查制度定期进行正常巡视检查；8.1.2变压器刚投运后带上负荷时，应进行详细检查；8.1.3 每次过负荷或短路故障后，应对变压器进行全面检查；8.1.4 天气或环境恶劣时，应对变压器进行特别检查；8.2 变压器正常巡回检查项目：1)变压器运行声音正常，无异常声响、振动或内部放电声。2)变压器本体清洁完好，无渗漏油；油枕、套管的油色、油位正常；压力释放阀完好无损；散热器、热虹吸无渗漏油，呼吸器硅胶无受潮变色（硅胶正常一般为兰色，变潮后为粉红色）；各充油、放油阀门位置正确，无渗漏油。3)变压器温度计指示正确，上层油温指示正常。4)各套管瓷瓶清洁，无破损裂纹或闪络放电痕迹。5)各

24、电气连接部分、线夹接触良好，无异常发热变色现象。6)主变中性点接地刀闸位置正确，避雷器、CT、放电间隙外观正常，无异常声音。7)变压器冷却风机运转正常，控制箱切换把手一般投“自动”位置，电源熔丝完好，控制回路接线无松脱，继电器或接触器工作正常。8)室内变压器通风应良好。#1、2励磁变温度控制器运行正常。8.3变压器特殊巡查项目：（1）大风天气检查导线摆动情况，变压器及引线上有无杂物；（2）在气候骤变(冷、热)时，应检查油枕、套管油位是否正常，各连接密封部位有否渗漏油现象。（3）雷雨后，应检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙的动作情况。（4）变压器过负荷或冷却装置故障时，应监视上层油温不超过规

25、定许可值。8.4 变压器运行中各种声音的判断8.4.1 正常运行时，由于交流电通过变压器线圈，在铁芯里产生交变磁通，引起铁芯振动而发出均匀的“嗡嗡”声，如果产生不均匀响声或其它响声都属不正常现象。8.4.2 过负荷变压器线圈通过的电流增大，使铁芯磁通密度增加，引起铁芯硅钢片的振动增强，从而发出比平时运行声音略响且沉重的“嗡嗡”声。8.4.3 大系统短路，变压器通过大量非周期性电流，使磁通密度过分增大，铁芯严重饱和，磁通畸变为非正弦波，变压器发出很大的噪声，但随短路的切除而消失。8.4.4 内部接触不良或有击穿，变压器内部发出“吱吱”或“劈劈”的放电声。变压器放电严重时，产生的气体会使瓦斯继电器

26、发出信号。8.4.5 铁磁谐振变压器发出“嗡嗡”声和尖细的“哼哼”声，这声音随电压和频率的升高而变尖细，随电压和频率的降低而变尖粗。8.4.6 变压器套管表面污秽及大雾、下雨、阴天时，会造成电晕放电而发出“吱吱”声。9 故障处理9 .1变压器运行中有下列情况之一时应立即报告值长及有关领导，联系停电处理（1）内部响声不正常或响声特别。（2）在正常负荷和冷却方式下，油温比平常高。（3）防爆管隔膜破裂（压力释放阀动作），但未喷油、喷烟、喷火。（4）变压器有较严重漏油现象或上盖有杂物掉落，危及安全运行。（5）连接部位法兰盘根向外凸出。（6）油枕或套管油位低于最低油位线或看不见。（7）套管有裂纹，有闪络

27、放电现象。9.2 变压器有下列情况之一时，应立即停电：（1）变压器油箱破裂，大量漏油；（2）强烈而不均匀的噪声和内部有“劈啪”声音；（3）在正常负荷和冷却方式下有不正常的高温且逐渐上升；（4）瓦斯信号出现，防爆膜破裂(压力释放阀动作)，喷油、喷烟，盘根向外挤出；（5）油位低于最低油位线或看不见，油的颜色为混浊焦黑；（6）套管发生严重闪络、裂纹破损，引线熔断现象；（7）变压器着火。9.3 变压器冷却风机的故障处理9.3.1 检查风机自动启动的条件（温度、电流）是否满足。9.3.2查风机控制箱切换开关位置是否正确。9.3.3查热元件有否动作，若动作，给予复归。9.3.4若整组冷却风扇群均不启动，检

28、查自动控制回路熔丝是否完好，供电电源是否正常。9.3.5 若检查不出问题，应通知检修人员处理。9.4轻瓦斯动作处理9.4.1 注意变压器电压、电流、温度及声音的变化。9.4.2检查变压器外部有无异常，判明是否由于空气进入，油位降低或二次回路故障所致。9.4.3检查瓦斯继电器集气装置内气体性质、颜色、可燃性略作粗判断。（1）如无色无臭、不可燃，说明是空气，应放出瓦斯内空气，经生计科同意后方可继续运行，若再次动作，应分析查明进入空气的原因。（2）如有色、有味、可燃，说明变压器内部故障，必须停电。根据收集气体情况，可判断故障性质：气体颜色故障性质无色、无味、不可燃正常空气白色、强烈臭味、不可燃绝缘损

29、坏微黄色、不易燃木质损坏灰色和黑色、易燃油闪络或高温（3）检查和判断瓦斯继电器内气体的颜色燃烧与否，应两人进行，同时应注意高空坠落及与带电设备的安全距离。9.5 变压器过负荷处理9.5.1 记录变压器过负荷开始和终了期间的上层油温和环境温度，密切监视变压器上层油温。9.5.2变压器过负荷运行时，应严格遵守本则4.19中规定。当变压器存在较大缺陷，如冷却系统异常、严重漏油、色谱分析异常，禁止过负荷运行。9.5.3当#1主变停役，#2主变带35千伏、段母线运行时，应事先通知各直供用户减负荷，必要时停供部分线路，尽量避免#2主变过负荷。9.5.4当#1、2坝变之一停役时，应事先通知10千伏各直供用户

30、减负荷，必要时停供部分线路，尽量避免坝变过负荷。10 事故处理10.1 主变差动保护动作10.1.1 现象：相对应机组可能受重大冲击，甩负荷至空载（如机组调速器反应较慢也可能引起过速停机）。上位机语音告警，“××主变事故保护动作”或“主变差动保护动作”光字牌亮，主变各侧开关跳闸。微机保护屏“主变差动”信号指示灯亮。10.1.2 处理：10.1.2.1 检查变压器差动保护范围内的所有设备（1）检查变压器本体、防爆管隔膜有否喷油、冒烟、喷火。（2）变压器油位有否突然升高，套管有否裂纹、放电痕迹。（3）瓦斯继电器有否气体，油色如何。（4）检查主变各差动保护CT范围内套管、CT、P

31、T、避雷器等有否裂纹、放电短路，引线有无相间短路。（5）检查机组、厂用电的运行情况。（6）查看并记录微机保护装置动作报告、信号指示，复归信号。10.1.2.2 立即将保护动作情况和检查结果汇报地调、生计科、分场值班负责人等部门。10.1.2.3经外部检查，未发现任何异常现象时，将主变转入检修状态，通知检修维护人员对主变进行全面检查、试验，主要测量变压器的绝缘电阻。10.1.2.4 如检查未发现明显故障且绝缘合格后，经生产分管领导批准，可对主变做零起升压试验。（零起升压注意事项及步骤见附录 ）10.1.2.5如零起升压正常且事故时无短路电流冲击，可确认是差动保护误动作，应查明差动保护误动原因并消

32、除后方可重新投入运行。经地调同意，也可短时退出差动保护，但重瓦斯保护必须投入，先恢复主变正常运行，查明并消除误动故障后重新投入差动保护。10.2 主变重瓦斯保护动作（或主变差动及重瓦斯保护同时动作）10.2.1 现象：相对应机组可能受重大冲击，甩负荷至空载（如机组调速器反应较慢也可能引起过速停机）。上位机语音告警，“××主变事故保护动作”或“重瓦斯保护动作”等光字牌亮，主变各侧开关跳闸。微机保护屏“重瓦斯、轻瓦斯”信号指示灯亮。10.2.2 处理：10.2.2.1对变压器进行外部检查，重点检查有无喷油、喷火或冒烟及部件损坏等，还应检查油枕油面、上层油温等是否正常。10.2.

33、2.2查看并记录微机保护装置动作报告、信号指示，复归信号。10.2.2.3取瓦斯气体、变压器油进行化验，测变压器绝缘电阻，然后综合分析确定故障性质。10.2.2.4如判断为变压器内部故障，则将变压器转入检修处理。10.2.2.5如经各项检查试验未发现变压器内部有明显故障，经地调、分管生产领导（生计科）同意，可对变压器做零起升压试验，正常后方可并入系统运行。10.2.2.6若有充分理由判明为瓦斯继电器误动作，且事故时无短路电流冲击，汇报地调并经同意后将重瓦斯保护停用，其它保护必须投入运行，恢复送电。10.2.3当变压器发生差动、重瓦斯或差流速断等主保护动作，且事故时有冲击现象，则需将变压器转入检

34、修进行详细检查，在未查清原因之前禁止将变压器投入运行。10.2.4当主变差动及重瓦斯保护同时动作时，应立即汇报地调、值班领导（生计科）等，通知检修人员检查处理，变压器未经试验合格禁止投入运行。10.3主变零序电压、电流（间隙电压、电流）保护动作10.3.1 现象：机组可能受重大冲击，上位机语音告警，“××主变事故保护动作”光字牌亮，主变各侧开关跳闸。微机保护屏“零序电流、电压”信号指示灯亮。如110千伏母线接地故障，则中性点接地变压器零序电流保护动作跳闸，非中性点接地变压器零序（间隙）电压保护动作跳闸。10.3.2 处理：（1）发生此种情况多数为差动保护范围内设备发生短路接

35、地故障,主变差动保护未动作引起的,事故处理参照差动保护动作处理方法。（2）查看开关跳闸情况，检查厂用电、35千伏系统的运行情况。对主变本体及引出线、母线、线路出线的所有设备进行全面检查，重点检查有否接地或放电痕迹。（3）与地调联系，判明是否由系统事故引起，若是由于线路单相接地，线路零序过流保护拒动引起主变零序过流保护动作，可隔离故障线路，着手恢复主变运行。10.4主变110千伏侧复合电压闭锁过电流保护动作10.4.1 现象：相对应机组可能受冲击，上位机语音告警，“××主变事故保护动作”光字牌亮。第一时限跳主变高压侧开关，第二时限跳主变各侧开关。微机保护屏“110千伏复压过流

36、”信号指示灯亮。10.4.2 处理：参照主变差动保护动作处理。10.5 主变35 千伏侧复合电压闭锁方向过电流保护动作10.5.1现象：主变、机组可能受冲击，上位机语音告警，“××主变事故保护动作”光字牌亮。#1主变第一时限跳35千伏母联300开关，第二时限跳主变35千伏侧301开关，第三时限跳主变三侧开关；#2主变第一时限跳35千伏母联300开关，第二时限跳主变35千伏侧302开关。微机保护屏“35千伏复压过流”信号指示灯亮。10.5.2 处理：（1）第一、二时限保护动作，35千伏母联或主变35千伏侧开关跳闸。检查35千伏系统所属设备开关、CT、PT、母线、电缆、瓷瓶等有

37、无短路放电痕迹。如查无异常情况，可能是35 千伏线路保护拒动引起，应汇报有关领导，安排做进一步检查。（2）第三时限保护动作，主变各侧开关跳闸。检查主变35 千伏侧所属设备开关、CT、PT、母线、瓷瓶等有无短路放电痕迹。如查无异常情况，应汇报有关领导，做进一步详细检查。10.6 主变10千伏侧过流保护动作10.6.1 现象：主变、机组受重大冲击，上位机语音告警。#1主变：段带方向，指向母线，延时1.3秒跳10千伏母联600开关；段带方向，指向母线，延时1.6秒跳10千伏侧610开关；段不带方向，延时5秒跳主变三侧开关。#2主变：t1=3秒跳10千伏分段600开关；t2=3.5秒跳主变10千伏侧6

38、20开关。#3主变：t=5秒，动作后跳主变高压侧163开关、跳#3发电机603开关，并开出启动发电机保护去灭磁、关导水叶。10.6.2 处理：注意保护动作开关跳闸情况，处理步骤参照主变差动保护动作处理。10.7 坝变事故保护动作10.7.1现象： 上位机语音告警，“坝变事故保护动作”光字牌亮。坝变高压侧313开关、低压侧648或649开关跳闸。10.7.2处理：（1）查看并确定是#1坝变或#2坝变保护动作。（2）如是差动保护动作，可将故障变压器退出运行，恢复正常坝变运行，并注意限制负荷防过载。故障的查找及处理参照主变差动保护动作处理办法。（3）如高压侧复压过流保护动作，多数为差动保护范围内设备

39、发生故障而差动拒动引起，参照差动保护动作处理办法。（4）如是低压侧过流保护动作，t1=1.0秒跳10千伏分段640开关，t2=1.5秒跳低压侧648（或649）开关 。对坝变低压侧引出线、10千伏母线、各馈线引出线等进行检查，如是由于线路故障而线路保护拒动引起，则隔离故障线路，恢复坝变运行，按线路故障处理办法处理。10.8 厂变保护动作10.8.1 现象：上位机语音告警，“#×厂变保护动作”光字牌亮。备自投装置动作，事故照明自动切换，厂房照明有可能瞬间熄灭，运行中机组可能受冲击。10.8.2 处理：（1）查看保护动作、开关跳闸情况，备自投装置是否正确动作；检查相应厂变本身及其高低压侧

40、引出线、低压侧母线等设备有无明显故障点。（2）如是过流（电流、段）保护动作，经外部检查无异常时可以试送电一次，若试送不成功，应倒换厂用电，将其停电检查处理。（3）若是电流速断（电流段）保护动作，则应先倒换厂用电，然后断开相应刀闸，测量变压器及其电力电缆绝缘电阻，如无发现问题可以试送电一次。（4）故障检查处理完后恢复厂用电正常运行方式。10.9 变压器着火处理10.9.1现象：变压器运行时，由于套管的破损或闪络，使油在油枕油压作用下流出，并在变压器顶盖上燃烧；或变压器内部发生故障，使油燃烧并使压力释放阀动作喷油、喷气、喷火。10.9.2当变压器着火时，应迅速作如下处理：（1）立即断开变压器各侧断

41、路器，切断各侧电源，断开各侧刀闸，将着火变压器停电。（2）汇报生产值班领导，并报火警“119”。（3）若油在变压器顶盖上燃烧时，应打开事故排油阀放油至适当位置。若是变压器内部故障引起着火，则不能放油，以防变压器发生爆炸。（4）迅速组织灭火，用泡沫灭火器、黄砂、土等进行灭火。第二部分 变压器操作规程1 总则1.1在正常倒闸操作中，为了正确迅速填写操作票，准确无误地进行倒闸操作，确保安全生产，根据电业安全工作规程和山美水电站工作票、操作票实施细则，结合泉州地区电网调度规程及我站主接线的运行方式，制定本标准。1.2本标准规定了山美水电站变压器运行倒闸操作标准。1.3本标准适用于运行值班人员倒闸操作和

42、生产管理人员的运行管理,也可供有关检修人员参考。1.4下列人员应通晓本规程：处分管领导、运行分场正副主任、专责技术员、管理员、安全员、运行值班人员、生计科正副科长、技术管理人员、安监科电气专责人员。1.5下列人员应了解本标准有关条款：检修分场正副主任、技术管理人员、安全员、电气检修、试验班班长及相关人员。2 引用标准2.1电业安全工作规程2.2福建省电力系统调度规程2.3泉州地区电网调度规程3 变压器倒闸操作的一般原则：3.1倒闸操作前当班值长（值班负责人）应认真考虑以下问题：3.1.1注意对系统及机组运行方式、电力潮流、频率、电压、系统稳定、继电保护和安全自动装置、变压器中性点接地方式、载波

43、通讯及各动力柜电源等方面的影响。3.1.2注意避免工频、操作过电压与谐振过电压，严防非同期并列、带负荷拉合刀闸等误操作，并做好操作中可能出现异常情况的事故预想和反事故措施。3.1.3注意停役设备与带电部分的安全距离是否足够。3.2主变倒闸操作必须根据地调值班调度员的命令，受令人复诵无误后方可执行。坝变、厂变等的倒闸操作必须根据生计科（值班负责人）的命令，受令人复诵无误后方可执行。3.3变压器停电应先断负荷侧开关，后断开电源侧开关；送电时与之相反。3.4倒闸操作必须由两人进行，其中一人对设备较为熟悉者作监护人。重要和复杂的操作，由熟练的值班员操作，值长（值班负责人）监护，并应增加第二监护人。3.

44、5变压器的正常倒闸操作，应尽可能避免在下列情况进行：3.5.1值班人员在交接班前后；3.5.2系统运行方式不正常或遇恶劣天气情况时；3.5.3系统发生事故时，但系统需要立即改变不正常现象以及事故处理本身的操作可以例外，必要时应推迟交接班。3.6正常的倒闸操作应尽量在低负荷时进行，高峰负荷时间应避免操作。3.7变压器操作注意事项：3.7.1 变压器连接组别、相位相同，电压比、短路电压值相等的条件下允许并列运行。3.7.2 #1、2坝变正常情况下禁止合环运行。3.7.3 厂用电正常倒换操作前应退出备自投，采取先断后合方式手动倒换，倒换后投入备自投。禁止通过备自投动作达到倒换目的。3.7.4厂变退出

45、运行前应先倒换厂用电3.7.5 #1、2主变中低压侧正常不允许合环运行，但在倒闸操作中允许短时合环运行。3.7.6我站主变的充电一般采取从高压侧开关进行。3.7.7#1、2、3主变停、送电操作均应在该变压器中性点接地时进行，以防止操作过电压。3.7.8 #1、2、3主变中性点接地倒换操作应遵照先合后断的原则，并尽量缩短操作时间。3.8变压器零起升压操作注意事项：3.8.1零起升压的变压器高压侧中性点接地刀闸必须合上。3.8.2机组保护及主变保护应全部投入，且主变重瓦斯投跳闸。3.8.3与升压设备无关的开关刀闸应全部断开，参与升压的设备保护作用于相邻元件的压板均应解除。3.8.4零起升压时，必须

46、在发电机未建立电压时将发电机与被加压设备联接后，再加励磁，缓缓加压并注意观察三相电压是否平衡，各相电流表指示正常，详细检查主变至各侧开关范围内的一切设备。4 变压器典型倒闸操作票4.1 #1主变由运行转检修(1) 合上（查）#1主变1618中性点接地刀闸,查确已合上(2) 合上10千伏、段母联600开关(3) 查10千伏、段母联600开关确已合上(4) 断开#1主变10千伏侧610开关(5) 合上35千伏、段母联300开关(6) 查35千伏、段母联300开关确已合上(7) 断开#1主变35千伏侧301开关(8) 断开#1主变110千伏侧161开关(9) 查#1主变10千伏侧610开关确在断开位

47、置(10) 拉出#1主变10千伏侧610开关手车至检修位置，查确已拉出(11) 查#1主变35千伏侧301开关确在断开位置(12) 拉出#1主变35千伏侧301开关手车至检修位置，查确已拉出(13) 查#1主变110千伏侧161开关确在断开位置(14) 断开#1主变1612刀闸，查确已断开(15) 断开#1主变1611刀闸，查确已断开(16) 查#1主变3018中性点接地刀闸确在断开位置(17) 断开#1主变1618中性点接地刀闸，查确已断开(18) 断开#1主变110千伏侧161开关储能电源空气开关，查确已断开(19) 断开#1主变110千伏侧161开关操作电源空气开关，查确已断开(20)

48、断开#1主变10千伏侧610开关合闸电源空气开关，查确已断开(21) 断开#1主变10千伏侧610开关操作电源空气开关，查确已断开(22) 取下#1主变35千伏侧301开关合闸电源保险丝(23) 断开#1主变35千伏侧301开关操作电源空气开关，查确已断开(24) 断开#1主变风扇控制回路电源空气开关，查确已断开(25) 在#1主变110千伏侧与1612刀闸之间验明确无电压后即合上1主变1616接地刀闸，查确已合上(26) 在#1主变35千伏侧与301开关之间（靠#1主变处）验明确无电压后即装设三相短路接地线#××一组(27) 在#1主变10千伏侧与610开关之间（靠#1主

49、变处）验明确无电压后即装设三相短路接地线#××一组注：如主变单元检修，则还应合上110千伏侧16116、16126接地刀闸。4.2 #1主变由检修转热备用(1) 拆除装设在#1主变10千伏侧与610开关之间（靠#1主变处）三相短路接地线#××一组(2) 拆除装设在#1主变35千伏侧与301开关之间（靠#1主变处）三相短路接地线#××一组(3) 断开#1主变1616接地刀闸，查确已断开(4) 合上#1主变风扇控制回路电源空气开关，查确已合上(5) 合上#1主变10千伏侧610开关合闸电源空气开关，查确已合上(6) 合上#1主变10千伏侧

50、610开关操作电源空气开关，查确已合上(7) 插上#1主变35千伏侧301开关合闸电源保险丝(8) 合上#1主变35千伏侧301开关操作电源空气开关，查确已合上(9) 合上#1主变110千伏侧161开关储能电源空气开关，查确已合上(10) 合上#1主变110千伏侧161开关操作电源空气开关，查确已合上(11) 查#1主变3018中性点接地刀闸确在断开位置(12) 合上#1主变1618中性点接地刀闸，查确已合上(13) 查#1主变110千伏侧161开关确在断开位置(14) 合上#1主变1612刀闸，查确已合上(15) 合上#1主变1611刀闸，查确已合上(16) 查#1主变35千伏侧301开关确

51、在断开位置(17) 推入#1主变35千伏侧301开关手车至工作位置，查确已推入(18) 查#1主变10千伏侧610开关确在断开位置(19)推入#1主变10千伏侧610开关手车至工作位置，查确已推入4.3 #2主变由运行转检修(1) 合上（查）#2主变1628中性点接地刀闸,查确已合上(2) 合上10千伏、段母联600开关(3) 查10千伏、段母联600开关确已合上(4) 断开#2主变10千伏侧620开关(5) 合上35千伏、段母联300开关(6) 查35千伏、段母联300开关确已合上(7) 断开#2主变35千伏侧302开关(8) 断开#2主变110千伏侧162开关(9) 查#2主变10千伏侧6

52、20开关确在断开位置(10) 拉出#2主变10千伏侧620开关手车至检修位置，查确已拉出(11) 查#2主变35千伏侧302开关确在断开位置(12) 拉出#2主变35千伏侧302开关手车至检修位置，查确已拉出(13) 查#2主变110千伏侧162开关确在断开位置(14) 合上#2主变1622刀闸操作电源空气开关，查确已合上(15) 断开#2主变1622刀闸，查确已断开(16) 断开#2主变1622刀闸操作电源空气开关，查确已断开(17) 合上#2主变1621刀闸操作电源空气开关，查确已合上(18) 断开#2主变1621刀闸，查确已断开(19)#2主变1621刀闸操作电源空气开关，查确已合上(2

53、0)断开#2主变1628中性点接地刀闸，查确已断(21)断开#2主变10千伏侧620开关储能电源空气开关，查确已断开(22)断开#2主变10千伏侧620开关控制电源空气开关，查确已断开(23)取下#2主变35千伏侧302开关合闸电源保险丝(24 断开#2主变35千伏侧302开关控制电源空气开关，查确已断开(25)断开#2主变110千伏侧162开关储能电源空气开关，查确已断开(26 断开#2主变110千伏侧162开关控制电源空气开关，查确已断开(27)断开#2主变风扇控制电源空气开关，查确已断开(28)将#2主变风扇切换开关切于停止位置(29)断开#2主变风扇三相交流电源空气开关,查确已断开(3

54、0) 在#2主变110千伏侧与1622刀闸之间验明确无电压后即合上2主变1626接地刀闸，查确已合上(31) 在#2主变35千伏侧与302开关之间（靠#2主变处）验明确无电压后即装设三相短路接地线#××一组(32) 在#2主变10千伏侧与620开关之间（靠#2主变处）验明确无电压后即装设三相短路接地线#××一组注：如主变单元检修，还应合上2主变16226接地刀闸，并在#2主变110千伏侧162开关与1621刀闸之间验明确无电压后即装设三相短路接地线一组。4.4 #2主变由检修转热备用(1) 拆除装设在#2主变10千伏侧与620开关之间（靠#2主变处）三相短路接地线#××一组(2) 拆除装设在#2主变35千伏侧与302开关之间（靠#2主变处）三相