主变压器及附属设备运行规程

主变压器及附属设备运行规程主变压器及附属设备运行规程090622瀑布沟电站主变压器及附属设备运行规程〔试行〕目 次前言........................................................................Ⅱ1主题内容及适用范围................-1-2引用标准和参考资料................-1-3定义、术语和调度命名..............-2-4系统概述..........................-4-5主变压器及附属设备主要技术参数....-7-6主变压器的一般规定...............-12-7主变冷却器系统运行、操作和维护...-24-8运行操作〔6B〕............-31-9主变压器故障和事故处理...........-40-56-A...........................-34-B42-前 言本规程是依据国电大渡河瀑布沟水电站工作的需要，依据GB/T13017—1995《企业标准体DL/T800—2023《电力企业标准编写规章》和DL/T485—1999《电力企业标准体系表编制导则》编写。本规程由国电大渡河瀑布沟水力发电总厂标准化委员会提出并归口。本规程主要起草人：彭光明。本规程审查人：叶云虎、刘芬香。本规程批准人：周业荣。本规程由生产技术处负责解释。主变压器及附属设备运行规程主题内容及适用范围本规程规定了瀑布沟水电站主变压器及附属设备技术参数、运行方式、操作维护、事故处理等；本规程适用于生产人员对瀑布沟水电站主变压器及附属设备的运行治理。引用标准和参考资料以下文件中的条款通过本标准的引用而成〔不包括订正的内容或修订版均不适用于本局部，但凡不注日期的引用文件，其最版本适用于本局部。《电力变压器》GB1094.1～1094.5—85GB/T7252-2023《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2023《油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级》GB/T16274—1996收标准》GBJ148-901996

DL/T572-95《电力设备预防性试验规程》DL/T596—《沟通500kV电气设备交接和预防性试验SD301-88《110〔66〕kV～500kV油浸式电力变压器运行标准》国家电网公司〔2023〕《四川电力系统调度治理规程》〔2023〕《500kV主变安装使用说明书》西安西电变压器有限责任公司〔2023〕电变压器有限责任公司定义、术语和调度命名定义主变压器将发电机出口电压升压至500kV电压等级的变压器，简称主变。主变状态冷备用状态、检修状态。运行状态置，主变带电运行，相应保护投入运行。热备用状态合闸位置，主变及相应断路器保护投入。冷备用状态行。检修状态能来电端接地刀闸在合闸位置，挂好安全标示牌，相应保护退出运行。零起升压利用发电机将设备由零电压渐渐升至额定电压或预定值。主变冲击试验能否造成继电保护装置误动作。绝缘电阻在绝缘构造的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄流电流值之比。吸取比1min时的绝缘电阻值与15s极化指数在同一次试验中，10min时的绝缘电阻值与1min温升升的单位为开尔文〔K〕。术语断路器：合上、拉开。隔离开关：合上、拉开。阀门：开启、关闭。调度命名500kV1〔2-6〕号主变压器。系统概述瀑布沟电站6在677.7米高程地下主变洞内,容量667MVA，高、低压侧接线方式为“Y/△”，主变中性点接地套管引至油箱下部接地。关〔WDGⅡ-1250/220-5X3〕550〔＋0～－2×2.5％〕kV的电压等级设置，分接头开关有1﹑2﹑3主变冷却系统主变冷却系统承受强迫油循环水冷〔ODWF，冷却系统与主变箱体分开布置在变压器左侧，仅通过进出油管与主变箱体连接。每台主变共有8〔其中两台作为备用〔见表1。表1冷却器退出运行后的负载力量表运行台数654321负荷容量100%89%77%62%43%不允许运行主变冷却系统承受成都锐达公司智能型冷却器掌握装置。掌握装置具备以下功能：现地、远方启停；按负载和油温自动投入或切除相应数量的冷却器；按轮番备用方式投入运行；并投入备用冷却器；当冷却系统电源发生故障或电压降低时，自动投入备用电源；算机监控系统并报警；冷却器全停时启动主变冷却器全停保护。〔MGA2023-6〔图一〕变压器油在内置一体式油泵作用下进入气体的气体。油气分别后的变压器油流回变压器油柱的挨次分别将六组分气体〔H2

、CO、CH

、CH4 24CHCH22 26

〕变换成电压信号，数据采集器将采集到的气体浓度电压信号通过RS485上传给数据行故障分析，从而实现变压器故障的在线监测。主变端子箱置元件，作为变压器与外部掌握、保护、测量、信号系统的接口。主变压器及附属设备主要技术参数主变压器技术参数〔见表2〕表2主变主要技术参数参数1型号SSP-H-667000/5001】2型式三相强迫油循环水冷、无载调压组合式变压器3额定容量667MVA4额定电压550〔-2×2.5﹪〕/20〔高压侧/低压侧〕kV5额定频率50Hz6相数3(三个单相组合)78联接组别中性点接地方式YN，d11直接接地〔固定接地〕9调压方式无载调压10冷却方式ODWF〔强迫导向油循环水冷〕11短路阻抗〔75℃〕15%12零序阻抗〔75℃〕15%〔75℃〕低压绕组电阻〔75℃〕0.350296/0.341529/0.3327913Ω143x0.00119865Ω15空载损耗〔最大值〕≤285kW16负载损耗〔包括杂散损耗〕≤1335kW17总损耗(主变本体)1620kW18高压绕组绝缘水平SI/LI/AC：1175/1550/6802】kV19低压绕组绝缘水平LI/AC：125/55kV20中性点绕组绝缘水平LI/AC：185/85kV21绕组绝缘耐热等级A22环境最高温度40℃23总油重97t24总重570〔119〕t25海拔高程≤1000m高压侧低压侧主变压器分接开关技术参数〔见表3〕表3主变分接开关技术参数高压侧低压侧开关位置电压〔V〕电流〔A〕电压〔V〕电流〔A〕1550000700.223536250522500718.1737.02023019254.6参数1型号参数1型号EKTC1675-550-1250油/SF62额定电压550kV3额定电流1250A4局部放电水平10PC承受短路的力量5/kA(2S)/kA〔50/125〕6工频耐受电压〔1min〕814kV7雷电全波冲击耐受电压1675kV8操作冲击耐受电压1175kV9有效爬距N.A.mm1010干弧距离925mm参数型号2参数型号2HETA-40.5/25000-340.5/空气1额定电压kV3额定电流25000A4局部放电水平10PC5承受短路的力量额定热稳定电流/〔180/450〕kA(2S)/kA6工频耐受电压〔1min〕 95kV7雷电全波冲击耐受电压 200kV8有效爬距1030mm9干弧距离400mm主变压器中性点套管主要技术参数〔见表6〕参数1型号HTA-40.5/800-3环氧树脂电容式/空气套管2额定电压40.5kV3额定电流800A4局部放电水平10PC承受短路的力量5/kA(2S)/kA〔31.25/78.125〕6工频耐受电压〔1min〕 100kV7雷电全波冲击耐受电压 240kV8有效爬距1812.5mm9干弧距离690mm〔见表7〕表7主变冷却器及附属设备主要技术主变冷却器主要技术参数序号主变冷却器主要技术参数序号工程名称参数单位1型号WKDH315EXZ2冷却器数量8台9出口水温37.0℃主变冷却器潜油泵电动机参数3单个冷却器冷却容量315kW4单个冷却器油流量82.6m3/h5单个冷却器水流量30m3/h6进口油温70.0℃7出口油温62.0℃8进口水温28.0℃10型号100/180/12511型式径向螺旋浆轴流式12扬程13流量14额定容量3.6kW15额定电压380V16额定电流12A17转速1450r/min18允许最高温度主变冷却器电动阀参数19型号ITQ016020额定容量40W额定电压额定电流动作时间

AC220 V0.85 A26 S主变冷却器技术供水泵24型号DFSS125-36525型式卧式单级双吸离心泵26数量2台27额定流量309m3/h28额定效率85%29额定扬程47M30额定电压380V31额定转速1480Rpm32配套电动机型号Y250M-4233电机功率55Kw34绝缘等级F35启动方式软启动36冷却方式风冷主变冷却器技术供水泵全自动滤水器37型号38数量2台39额定电压380V40工作压力1.0MPa41过滤精度≤3Mm42转速1.5r/min43进、出水管直径DN200Mm44排污管管直径DN100Mm45排污方式侧式排污46排污物方式沉积物自动排污47滤网反冲方式排污孔板旋转自动反冲洗旋转48冲洗时间间隔0～12H49一次冲洗排污时间0～15min50安装方式直立安装51绝缘等级F主变压器的一般规定主变压器运行电压的变动在额定电压的-2×2.5%【注3器各分接头的电压不得大于相应额定值的105%4。5】500kV母线侧断式。也可承受发电机带主变递升加压，高压侧时，主变高压侧断路器必需退出运行。中连续路器，最终断开母线侧断路器6，主变停电前应保证相应厂用电供电牢靠。严禁两套主变差动保护同时退出运行【注7。主变本体端子箱或冷却器掌握屏工作时应做好防止主变非电量保护误动的措施。主变压器中性点承受直接接地〔固定接地〕方式运行。在任何状况下，不得中性点不接地运行。主变呼吸器硅胶上观看孔变为粉红色时应更换硅胶8。主变分接开关的运行方式按调度要求执行【注9。主变分接开关由装在油箱箱壁的分相操作锁闩闭锁，以防止带电操作【注10。主变分接头倒换后，应确认分接头位置正确并锁紧后，测运行11。主变压力释放阀释放阀的机械、电气信号在变压器停电后手动复位，且须查明压力释放阀动作缘由后变压器方可投入运行12；压力释放阀外罩固定螺栓运行中严禁拆卸；面低于压力释放阀安装法兰时，应将压力释放阀放气塞翻开直至有油流出才可关闭；主变运行时压力释放保护投信号位置【注13。速动压力继电器速动压力继电器安装在变压器高压侧油箱侧壁上，与储油柜油面的距离为１～３米；速动压力继电器投入使用前应翻开速动压力继电器放气塞直至有油流出方可关闭；主变运行时速动压力保护投信号位置。下作冲击试验3器高压侧额定电压下作冲击试验5击合闸后应运行105分钟；冲击试验前应将变压器保护全部投入，24小时后无气差动保护必需投入【注14。【注15】结线组别一样；5%；5%；主变压器最高温升【注16〔见表8〕表8主变压器最高温升表顶层油温顶层油温绕组平均温升油箱及构造件外表铁芯55K60K70K80K主变压器过激磁允许持续时间9。

【注17〔见表表9主变压器过激磁允许持续时间表过激磁倍数过激磁倍数1．05〔满负荷〕1．1〔空载〕1．2〔空载〕时间连续连续30分1分5秒规定：系统事故时变压器短时过负荷允许运行时间18】〔10〕表10行时间表过负荷电流与额定电流之比1.11.21.31.41.51.6允许过负荷时间〔min〕31095451575事故时短时过负荷运行的留意事项：线圈温度及上层油温不得超过规定值；10度一次；6台冷却器同时运行；检查主变低压侧接线盒发热状况；觉察特别马上汇报调度，必要时减负荷。主变绝缘电阻的测量【注19】主变检修送电前或备用超过7变压器低压绕组对地绝缘电阻；绝缘电阻应在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算R R122 112

1.5(tt

)/10式中R、R1 2

分别为温度t、t1 2

时的绝缘电阻值。20℃时最低电阻值不小于2023MΩ。测量主变绝缘电阻使用2500V5000V兆欧表；测量绝缘电阻的步骤为：停电→验2min。测量温度以主变上层油温为准；当主变绝缘电阻不合格时应汇报有关领导，需要将该主变投入运行时，应请示主管生产副厂长批准。条件：拉开主变高压侧断路器；拉开主变高压侧出口隔离刀闸；拉开机组出口断路器；拉开机组出口刀闸；拉开主变低压侧接地刀闸；将主变压低压侧20kV母线电压互感器拉至“试验”位置。拉开厂用变低压侧断路器；置；投运或大修后的变压器应在投运后一天、【注20。色谱分析，推断标准【注21】见表11。表11气体成分气体成分总烃乙炔氢水标准〔ppm〕≤150＜1≤150≤20主变油色谱在线监测系统运行和维护〔MGA2023-6〕：油色谱在线监测系统分析周期为24小时一次；变压器大修或缺陷处理时，油箱抽真空时，必需关闭油色谱在线监测取油口阀门和回油口阀门；当主变油色谱仪载气减压表的压力低于0.5MPa，应马上更换载气；当主变油色谱仪载气净化管的颜色变成米色时，则必需做活化处理或更换；正常运行时主变油色谱仪载气瓶输出压力为0.4Mpa，当瓶载气压力小于1MPa时，应更换载气瓶；主变油色谱在线监测系统在长期停机重启动监测时，应先通载气，并将柱箱温度60℃，2严禁修转变压器色谱在线监测系统软件中的标定参数、出峰时间、效劳器配置等，否则会造成硬件特别；进展离线取样测试。变压器油不同故障类型产生的气体【注22〔见12〕故障类型主要气体次要气体故障类型主要气体次要气体油过热CH，CH4 24H，CH2 26油和纸过热CH，CH，CO，CO4 24 2H，CH2 26油纸绝缘中局部放电H，CH，CO2 4CH，CH，CO22 26 2油、纸中的电弧H，CH，CO，CO2 22 2CH，CH，CH4 24 26油中火花放电H，CH2 22油中电弧H，CH2 22CH，CH，CH4 24 26变压器投入运行的操作：预防性试验规程》的规定，进展全部试验，确认合格方可投运。检修后或投运的主变应满足以下规定：23】运前必需核定相位；〔大修后变压器零起升压，并做5〔3〕次空载全电压冲击合闸试验，主变零起升压和冲击合闸试验时主变中性点必需接地良好；变，施加电压前静止时间不少于72【注24】小时，有特别状况不能满足上述规定，需请示主管生产副厂长批准。主变投入运行前的检查工程：【注25】〔接地〔却装置的电气回路〕；中性点接地结实；电流、在线监测装置正常完好；外壳、铁芯接地良好；压力释放阀标志杆指示正常，无渗油、漏油现象；锁定；现象；呼吸器畅通完好，吸附剂无潮解变色；油枕油位正常，绕组、油面温度正常；对变压器油的油质进展最终化验，验明合格；冷却器进水总阀、出水阀全开，电动阀全关，无漏水现象；冷却器进油阀、出油阀全开〔事故排油阀关〕，无漏油、渗油现象；消防水系统各阀门位置正确，管路、阀门及喷头无漏水，消防设备完好；主变冷却器主、备用电源正常，冷却器自动测控系统正常，测量数据显示正确；PLC指示正确无故障报警；各冷却器远方、现地试验运转正常；I/O柜开入、开出指示正确无故障报警；主变冷却器技术供水泵、变频器工作正常；主变冷却器技术供水泵全自动滤水器工作正常无特别报警；变压器保护装置按《主变压器保护装置运行规程》要求投入正确；变压器本体及其四周应无异物，各标志齐全完备；电缆洞封堵完好。变压器正常巡回检查工程：【注26】变压器声音正常；它特别现象；变压器外壳无发热迹象，温升不应超过70K。变压器的外壳接地良好；压力释放阀指示正常，密封圈密封良好，无渗油、漏油；变压器油枕、排油阀无渗油漏油；胶颜色正常；无渗漏；变压器油枕油位正常；常；正常，无渗漏报警；完好；主变事故排油管路、阀门无渗漏；主变冷却器PLC端子〔接头〕无烧焦、受潮现象；温控装置工作正常；故障指示灯熄灭；主变技术供水泵远程掌握I/O常无特别报警；油色谱在线监测装置工作正常无特别报警；进展一次巡察检查；【注27】【注28】设备存在缺陷或特别时当班增加一次；设备满载运行4小时以上增加一次；变压器过负荷运行时增加一次；72h设备试验后或系统发生故障后增加一次；主变冷却器系统运行、操作和维护〔ODWF停。29】主变冷却器供排水方式〔见附录一〕用I冷却水取自本机组压力钢管，备II冷却水取自主变压器消防水；流经主变冷却器后的水排至尾水管；〔见附录二：主变冷却器取水方式选择有“尾水取水”、“钢管取水”、“消防取水”三种方式，正常运行时取水方式选择“尾水取水”，当承受压力钢管或消防水取水时则选择“钢管取水”或“消防取水”；制、消防取水掌握有手动、自动、切除三种掌握方式。正常状况下承受自动掌握。当自动掌握失效时承受手动掌握，此时需使用“泵阀手动掌握”切换开关对取水泵阀进展开启或关闭操作。泵阀全开或全关主变压器使用的冷却水必需满足以下要求：蚀剂；应防止水中的杂物及水草流入冷却器内；冷却器总水压满足0.3－0.7MPa；正常调0.4MPa；30】冷却器中的油压大于水压0.05MPa；【注31】冷却器进水温度不超过28℃。主变冷却器电源：主变冷却器动力电源取自本单元机组机旁自用电I、II段，两段电源互为备用，能自动切换〔见附录四〕。PLC电源：主变冷却器PLC沟通电源取自本主变冷却器动力电源B相，直流电源取自本单元机组直流负荷屏，交直流电源互为备用〔见附录四〕。主变技术供水泵电源主变技术供水泵1IB主变技术供水泵2号变频器电源取自本机组自用电II段主变技术供水泵电源B相〔见附录五〕；主变技术供水泵PLC变冷却器动力电源B相，直流电源取自本机组直流负荷屏〔见附录六〕。主变冷却器掌握方式〔见附录七〕主变技术供水泵、泵阀、冷却器有手动、自时用泵阀手动掌握开关对其进展开启和关闭器退出运行。主变冷却器PLC自动掌握方式【注32】PLC压侧断路器、机组出口断路器跳闸。PLC口断路器或主变高压侧断路器合闸。PLC8SHA台冷却器自动投入运行；20.2Ie﹤If﹤0.5Ie,夏季：0.18Ie﹤If﹤0.4Ie；30.5Ie﹤If﹤0.75Ie,夏季：0.4Ie﹤If﹤0.66Ie；4台冷却器自动投入运行,冬季：0.72Ie﹤If﹤0.89Ie，夏季：0.66Ie﹤If﹤0.82Ie；5台冷却器自动投入运行,冬季：0.89Ie﹤If﹤Ie,0.82Ie﹤If﹤0.9Ie；6If=Ie,夏季：0.82Ie﹤If≤Ie；阀是否正常开启，供水压力是否正常，滤水0.05MP油泵运行正常后，延时30S，无油流正常或水流正常信号，则发故障报警信号。停运该冷却器，启动备用冷却器。主变运行时，必需符合以下要求：主变压器运行时，冷却器投入；运行中的变压器负荷电流到达规定值时，备用冷却器自动投入；却器；当工作电源故障时，备用电源自动投入；冷却器全停，在额定负荷下，主变允许运行60分钟〔主变油温<75℃〕；此时，应尽可能转移负荷，联系调度停电；路器跳闸良好33】21只温度传感器进展测控，者之间的三选二关联动作〔即：两只温度开关以上的输出量到达事故温度动作值〕。冷却器全停，延时60分钟；冷却器全停延时20分钟后，主变油面温75℃；主变油面温度到达80℃时，报“温度事故”且启动主变温度保护。强油循环水冷变压器运行时应先启动油泵，油泵。34】主变冷却器技术供水泵全自动滤水器主变冷却器技术供水泵全自动滤水器有自动〔定时〕启动、压差启动、手动启动三种掌握方式；主变冷却器技术供水泵全自动滤水器及排污阀主要承受自动〔定时〕启动〔每两小5〕和压差〔0.05MPa〕方式启动。冷却器系统正常巡检工程〔见表13〕表13各电源信号灯及设备名称检查状态冷却器掌握方式切换开关各电源信号灯及设备名称检查状态冷却器掌握方式切换开关自动位置Ⅰ段电源，Ⅱ段电源投入正常冷却器直流电源QF01冷却器沟通电源QF02PLCQF03PLCQF11PLCQF12PLCQF13PLCQF14PLCQF15PLC人机界面电源QF16QF17PLC电源模块指示灯1QFC—8QFC电源正常时为“绿”色、故障时为“红”色投入正常冷却器水温、水压、油位、传感器信号有故障时亮“红”色PLC触摸屏告警时亮“红”色冷却器进水总阀全开冷却器进油总阀全开1－8#冷却器进出油阀1－8#冷却器出水阀1－8#主变冷却器潜油泵运行正常或备用冷却器水测温装置正常冷却器油测温装置正常主变技术供水泵I段动力电源段动力电源PLC直流电源QF01PLC沟通电源QF02主变技术供水泵掌握屏沟通电源QF03主变技术供水泵掌握屏沟通电源QF04PLCI/OIQF11投入正常投入正常PLC远程I/O电源IIPLC开入电源QF13PLC电源模块PLC运行状态灯QF12正常时为“绿”色、故障时为“红”色正常时为“绿”色、故障时为“红”色主变技术供水泵运行方式切换开关主用或备用主变技术供水泵掌握方式切换开关尾水取水、钢管取水或消防取水位置主变技术供水泵蝶阀掌握方式切换开关自动位置主变技术供水1#1QF投入正常变冷却器系统主变技术供水2#泵电源2QF主变技术供水1#泵蝶阀掌握电源1QFC2主变技术供水2#泵蝶阀掌握电源2QFC2主变压力钢管取水1#泵掌握电源3QFC2主变压力钢管取水2#泵掌握电源4QFC21#5QFC2主变技术供水1#泵蝶阀主变技术供水2#泵蝶阀主变技术供水1#泵进水阀主变技术供水2#泵进水阀主变技术供水泵滤水器掌握方式KK主变技术供水1#滤水器电源主变技术供水2#滤水器电源主变技术供水1#滤水器排污阀主变技术供水2#滤水器排污阀

投入正常投入正常投入正常投入正常投入正常投入正常全开全开全开全开运行操作〔以6B为例〕66B由运行转热备用查6号发电机出口断路器DL6三相分闸良好；6号厂高变低压侧断路器DLC6闸良好；拉开6号主变高压侧断路器DL5062；6DL5062闸良好；拉开6号主变母线侧断路器DL5061；6DL5061闸良好；66B查6DL6好；拉开发电机出口刀闸G61；查发电机出口隔离刀闸G61好；6号高厂变低压侧断路器DLC6闸良好；6DLC6验”位置；6DL5062闸良好；6DL5062G50622；6DL5062G506226DL5062G506216DL5062G506216DL5061闸良好；6DL5061负荷G50611；6DL5061G506116DL5061G50612.6DL5061G50612拉开6号主变出口隔离刀闸G50616；6G50616闸良好；66B6G50616良好；6G50616ZKK×2；6DLC6验”位置；好；6G61ZKK；拉开6G68ZKK；将6号主变低压侧电压互感器G68拉至“试验”位置；66B合上6号主变低压侧接地刀闸G617；查6号主变低压侧接地刀闸G617三相合闸良好；合上6号高厂变低压侧开关DLC6本柜地刀；查6号高厂变低压侧开尖DLC6本柜地刀三相合闸良好；合上6G5061617；6G5061617三相合闸良好；66B66B66CB66B66CB66B66B拉开6号主变高压侧接地刀闸G5061617；6G5061617三相分闸良好；6号高厂变低压侧开关DLC6刀；6号高厂变低压侧开关DLC6三相分闸良好；拉开6号主变低压侧接地刀闸G617；6G617闸良好；66B将6号主变低压侧电压互感器G68推至“工作”位置；合上6号主变低压侧电压互感器G68二次电源ZKK；6G50616ZKK×2；6G616号高厂变低压侧开关DLC6位置；66B6号高厂变低压侧开关DLC6位置；6号高厂变低压侧DLC6分闸良好；6DL61良好；6G617闸开良好；6G627好；6G61ZKK；6G61；好；6DL5062闸良好；6DL5061闸良好；6DL5061G50611ZKK×2；6DL5061负荷G50611；6DL5061G506116DL5061G50612ZKK×2；6DL5061G50612；6DL5061G506126DL5062G50622ZKK×2；6DL5062G50622；6DL5062G506226DL5062G50621ZKK×2；6DL5062G50621；6DL5062G506216G50616掌握电源ZKK×2；6号主变出口刀闸G50616；6G50616好；66B主变低压侧递升加压送电步骤：6DL5062分闸良好；6DL5061分闸良好；66F6号发电机出口断路器DL6；查6号发电机出口断路器DL6三相合闸良好；6FCB；查6号发电机灭磁开关FCB好；66F6检同期合6号主变母线侧断路器DL5061；6DL5061合闸良好；检同期合上6号主变高压侧断路器DL5062；6DL5062相合闸良好；66B从主变高压侧送电步骤〔以使用边开关DL5061DL5062〕：6DL5062分闸良好；6DL5061分闸良好；查6号发电机出口断路器DL6三相分闸良好；合上6号主变母线侧断路器DL5061；6DL5061合闸良好；检同期合上6号主变高压侧断路器DL5062；6DL5062相合闸良好；66B66B主变压器故障和事故处理电处理【35】装置拒动时；主变严峻漏油或喷油，不能准时消退；主变压力释放装置动作，向外喷油或喷火；主变中性点套管严峻破损；裂声；温特别上升不能掌握；成严峻威逼的状况；主变冒烟着火；主变发生以下特别状况时应准时联系处理，并做好事故预想【36】内部声音特别或响声性质特别；油温特别上升，但未超过最高允许值；油枕油位超出正常范围；在线监测装置发报警信号；变压器漏油；主变差动保护动作信号等，主变高压侧断路器跳闸，发电机出口断路器跳闸，发电机灭磁开关跳闸，机组停机，高厂变低压侧开关跳闸，相应厂用电备自投动作。处理：对主变差动保护范围内的一次设备进展全面检查，假设有明显故障点，做好隔离措施，联系维护处理；检查；所引起，如有一套差动保护有缺陷不能短时处理好，联系调度，将缺陷差动保护退好。对主变零起升压正常后，恢复主变运行；主变过激磁保护动作警信号等，主变高压侧断路器跳闸，发电机出口断路器跳闸，发电机灭磁开关跳闸，机组停机，高厂变低压侧开关跳闸，相应厂用电备自投动作。处理：检查系统电压和频率，查明保护动作缘由；检查油温、油箱温度是否上升；确认是由于保护误动或二次回路故障所引起，如有缺陷不能短时处理好，联系调度，将主变过激磁保护退出，恢复主变运行；离措施，联系检修处理；后，恢复主变运行。主变零序保护动作信号等，主变高压侧断路器跳闸，发电机出口断路器跳闸，发电机灭磁开关跳闸，机组停机，厂高变低压侧开关跳闸，相应厂用电备自投动作。处理：故障引起，可恢复主变运行；全面检查。假设有明显故障点，做好隔离措施，联系检修处理；员检查；所引起。如有缺陷不能短时处理好，经主管副厂长批准，将主变零序保护退出，恢复主变运行；经检查无特别，测量主变绝缘电阻良好，对主变零起升压正常后，恢复主变运行。主变低压侧单相接地护动作报警信号，机组在并网状态下发电机定子接地动作、发电机出口断路器跳闸、发电机灭磁开关跳闸、机组事故停机等信号；现场主变保护装置报警信号灯点亮，机组在并网状态下发电机保护装置跳闸信号灯点发电机灭磁开关跳闸。处理：机组在并网状态下发生主变低压侧单相接地故障时，机组定子接地保护动作，机组跳闸后主变接地故障消逝，则接地点在机组断路器以内，则按《发电机及其附属设备运行规程》中定子接地动作规定处理；20kV显故障点，假设觉察故障点应联系调度停用变压器，通知维护人员进展故障处理，正常后恢复送电；变低压侧电压互感器一次保险。假设一次保险熔断则进展更换。假设一次保险再次熔断，则联系调度将主变退出运行。测量主变低压侧绝缘，联系检修检查处理；将主变退出运行前应做好厂用电倒换工作，保证厂用电安全；鞋，并作好防止无关人员误入接地区域的隔离和警告；接地运行不得超过2小时；进展分析【37】检查三相负荷是否平衡；荷，并严密监视主变温度变化状况；检查主变温度开关及温度传感器是否失灵、油枕油位是否正常，假设为信号误报停用变压器温度保护，联系处理；冷却器未自动投入，应马上手动投入运行；冷却器水压、水温不正常，查找缘由并设法恢复正常；正常，假设冷却器油压、油温不正常，查找缘由并设法恢复正常；检查是否为冷却器技术供水泵动力电源故障引起，假设冷却器技术供水泵动力电源故障，查明缘由并设法恢复正常；检查主变冷却系统掌握装置PLC障或电源是否消逝，假设掌握装置PLC故障或电源已消逝，查明缘由并设法恢复掌握装置PLC检查主变洞通风系统是否正常；检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应马上联系调度将变压器停运。变压器着火【注38】现象：火灾报警系统报警；处理：用工业电视查看变压器是否确已着火；侧刀闸、发电机出口断路器、发电机出口隔离刀闸、厂高变低压侧断路器，并将高厂变低压侧断路器和主变低压侧YH“检修”位置；马上向消防部门报警；马上将着火状况向调度及有关部门汇报；将主变冷却系统交、直流电源断开,停应保证人身安全；电后，应翻开变压器下部放油阀放油，使油面低于着火处进展灭火；假设变压器内部故障着火，则不能放油，以防变压器发生严峻爆炸，如未自动跳闸，应将变压器停电；检查变压器起火是否对四周其它设备有影响；着火主变通风系统，必要时用干粉或消防沙进展灭火；灭火完毕后启动排烟系统。主变压器油位特别：【注39】主变压器油面下降的处理油面缓慢下降时应通知维护人员注油，24小时后，并确认油中空气全部逸出，再将重瓦斯保护投“跳闸”位置；重瓦斯保护，应设法消退漏油。注油时，将重瓦斯保护停用；制止从变压器下部注油；【注40】油面下降至油枕油位计看不见油位时，应联系调度，将主变退出运行，并检查处理。主变压器油面上升的处理主变压器由于温度上升造成油面上升，而且高出油表的限度时，应调整负荷，启动备用冷却器；依据油温曲线推断是否由于假油面使主变油面上升；当呼吸系统故障引起主变油位特别需进展检查时，应先将重瓦斯改投信号。冷却器油泵全停器全停报警信号，现场冷却器全停,主变油温上升。处理：调整机组负荷，使主变温度不超过75℃；变压器绕组温度、上层油温、油枕油位状况；检查主变冷却器掌握装置PLC障或电源是否消逝，假设掌握装置PLC故障或电源已消逝，应查明缘由并设法恢复掌握PLC检查主变冷却器备用电源是否投入且电压正常，假设备用电源正常而没有自动投入，可以强投一次电源，强投不成功，不得再投；准时查找电源消逝的缘由并恢复电源，同时检查备用电源投入失败的缘由并消退故障；度将主变退出运行。主变冷却器故障现象：监控系统报主变冷却器故障。处理：源、母线电压是否正常；检查工作电源是否缺相；正常；检查故障冷却器是否热继电器动作并复归热继电器；检查接触器关心接点是否正常；将故障冷却器KK放“切除”位置，关闭故障冷却器进出油阀、进出水阀门并通知维护处理。压力释放阀冒油的处理【注41】压力释放阀冒油而变压器的气体继电器和差动保护等电气保护未动作时，应马上查看油色谱在线装置的色谱分析，假设色谱正常，则压力释放阀动作是其他缘由引起；检查变压器本体与油枕连接阀是否已开启、呼吸器是否畅通、储油柜内气体是否排净，是否假油位引起压力释放阀动作；检查压力释放阀密封是否完好；关闭动作试验；闸时，在未查明缘由，故障未消退前不得将变压器投入运行。主变瓦斯保护动作处理轻瓦斯保护动作处理：【注42】处理：检查外部有无特别，推断是否进入空气、漏油或二次回路故障等；检查主变在线监测装置是否有特别报警信号；检查主变油温、油位、油色、声音等是否正常，有无明显漏油；假设因漏油或油面下降引起轻瓦斯动作，应汇报调度并联系处理漏油缺陷或对主变进展补油；检查主变瓦斯继电器内有无气体，假设瓦斯继电器内有气体，应记录气量，并取瓦斯43】判别故障类型〔见表14〕；表14〔颜色、气味、可燃性〕判别气体颜色气体颜色黄色不易燃的淡灰色带猛烈臭味，可燃的 灰色和黑色易燃的 无色无味不行燃的故障性质木质故障纸或纸板故障油故障空气取瓦斯时，将重瓦斯保护投“信号”位置；检查气体是否可燃时，要特别留神，应将瓦斯气体取回试验室进展试验，并保存气体样品进展化验；假设气体是可燃的或油中溶解气体分析结果特别，应联系调度打算主变是否连续运行；油化验人员检查油的闪点，如闪点比上次记录低5重瓦斯保护动作处理【注44】：报警信号等，主变高压侧断路器跳闸，发电机出口断路器跳闸，机组停机，主厂变低压侧断路器跳闸，相应厂用电备自投动作。处理：检查变压器外部有无喷油，漏油，爆炸，损坏等特别状况；检查主变油位、油温、油色是否正常；检查主变在线监测装置报警信号；取瓦斯，进展油化验分析判明故障性质，找出跳闸缘由；如检查未见特别，测量主变绝缘电阻合格，报告主管生产副厂长同意，做变压器零起升压试验〔升压时留意发电机定子电流变化状况〕；假设变压器着火，按变压器着火处理；假设判明是瓦斯继电器误动作，联系调度，停用重瓦斯保护，恢复送电，但差动保护必需投入使用；假设地震引起重瓦斯动作，应对变压器及瓦斯保护检查试验，确认无特别前方可投入运行45】。速动压力继电器动作处理现象：监控系统报主变速动继电器动作；处理：速动压力继电器动作而变压器的气体继电器和差动保护等电气保护未动作时，应马上查看油色谱在线装置的色谱分析，假设色谱正常，则速动压力继电器动作是其他缘由引起；检查速动压力继电器密封是否完好；尽速动压力继电器中油，拆下速动继电器至校验单位，检查速动继电器是否动作正常。主变冷却器泄漏报警现象：监控系统报主变冷却器泄漏故障；处理：出口阀门；检查备用冷却器投入正常；检查是否油水传感器故障；准时联系维护人员检查处理。主变油色谱在线监测装置报警现象:监控系统报油色谱在线监测装置故障。处理：明报警的缘由，尽快离线取油样进展色谱分析比较，排解装置误报警的可能，判别本体是否存在缺陷；假设二者根本全都时，查看在线监测装置历史数据记录，何时发生气体含量增长，增长速率如何，最终作出进一步处理的打算；在线监测装置报警并通过油色谱分析比较已判定内部存在缺陷时，应依据第6.20体”进展检查和处理。温度开关故障比较推断；以下几种状况均报温度开关故障信号：9.17.1.155℃未动作，65707580℃任一动作；9.17.1.260℃未动作，70℃、75℃、80℃任一动作；9.17.1.365℃未动作，75℃、80℃任一动作；9.17.1.470℃未动作，80℃动作；9.17.1.58070℃、65℃、60℃、55℃任一未动作；9.17.1.675℃动作，65℃、60℃、55℃任一未动作；9.17.1.770℃动作，60℃、55℃任一未动作。冷却器运行及油位等状况，并通知维护人员处理；温度传感器故障o障状况下，与温度开关相比较，温差|ΔT|>10C；o冷却器运行及油位等状况，并通知维护人员处理；注释1SSP-H-667000/500说明：S—三相绕组，特别构造，66700额定容量〔k50—高压绕组额定电压；2绝缘水平：SI—操作冲击耐受电压，LI—雷电AC—工频13国家行业标准《电力变压器运行规程》4.1.2条；国家行业标准《电力变压器运行规程》4.1.1条；防止变压器充电励磁涌流对发电机发生自励磁；国家行业标准《电力变压器运行规程》条；《四川电力系统调度治理规程》.1条；110(66)kV～500kV油浸式变压器运行标准》条；《四川电力系统调度治理规程》.4条；10《瀑布沟水电站500kV主变及其附属设备》合同文件.311国家行业标准《电力变压器运行规程》条；12国家行业标准《110(66)kV～500kV压器运行标准》条；13理指导意见》14国家标准《沟通500kV性试验规程》2.115《四川电力系统调度治理规程》条；16依据《瀑布沟水电站500kV主变及其附属设备》合同文件２.３.2条；表中数据是环境温4030DL/T572-95规定顶层油温不得超过70℃，实际运行中先按部颁规程执行，假设不能维持，则依据表中温升规定执行；17依据《瀑布沟水电站500kV.3.3.3施加电压与运行分接头的额定电压之比乘以时变压器应能承受1.4倍的额定电压不小于5s；18国家标准《电力变压器油试验规程》5.519国家标准《沟通500kV性试验规程》2.120验标准》条；216.1《沟通500kV电气设备交接和预防性试验规程》2.122国家标准《变压器油试验规程》4.223工及验收标准》条；24国家行业标准《电力变压器运行规程》条；25工及验收标准》条；26国家行业标准《电力变压器运行规程》5.1.4条；275.1.2；28国家行业标准《电力变压器运行规程》条；29国家行业标准《电力变压器运行规程》条；3031国家行业标准《电力变压器运行规程》条；323334国家行业标准《电力变压器运行规程》条；35366.1.4、6.1.537国家行业标准《电力变压器运行规程》条；38110(66)kV～500kV油浸式变压器运行标准》9.4239国家行业标准《110(66)kV～500kV压器运行标准》8.3040冲起来，依附在线圈、铁心上对绝缘不利；41国家行业标准《110〔66〕kV～500kV油浸式电力变压器运行标准》8.2742国家行业标准《110〔66〕kV～500kV油浸式电力变压器运行标准》8.3143管引至变压器底部，通过开启管上阀门取气；的另一头接一个小型金属三通阀与注射器连接；转动三通阀的方向，用气体继电器内的气体冲洗连接收路及注射器；转动三通阀，排空注射器；再转动三通阀取气样；取样后，关口，把注射器连同三通阀和乳胶管一起取下来，然后再取下三通阀，马上改用小胶头封住注射器；44国家行业标准《110〔66〕kV～500kV油浸式电力变压器运行标准》9.40条；45国家行业标准《电力变压器运行规程》条。A附录一：稳压阀稳压阀出口六通阀入口变压器定量管数据采集器MGA2023-6附录二：主变冷却器供排水方式附