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变压器运行及事故处理规程
来源: | 发布时间:2017-11-29 8:31:20 | 浏览次数:

1 变压器参数

1.1 主变压器参数

陕西汉中变压器股份有限公司制造

标准代号  GB  1094.1—1996   

GB  1094.4.5—1985

GB/T6451—2008

产品代号  HB1.2192

型号      SFZ10—20000/35

相数      3

额定容量  20000     KVA

额定频率  50        Hz

电压组合  35±3×2.5%)/6.3kV

冷却方式   ONAF  

连接组标号  YN,d11

使用条件    户内

空载损耗           KW

空载电流       %

负载损耗           KW

短路阻抗       %

器身重量:      19862    Kg   油重量:        6600     Kg

上节油箱重量:  3820     Kg   总重量:        36940    Kg

运输重量:      31750    Kg   出厂日期:      2010年1月

                    

       

短路阻抗

分接位置

电压(V

电流(A

电压(V

电流(A

1

37625


6300

1833

8.97%

2

36750


3

35875


4

35000

329.9

5

34125


6

33250


7

32375


1.2 分变主要参数

1.2.1 油浸式变压器参数

循环水1250 KVA、甲醇1250 KVA、煤气化1600 KVA、煤储运1250 KVA均为油浸式变压器

型号      S11-M—1600(1250)/6

相数      3

额定容量  1600/1250     KVA

额定频率  50        Hz

电压组合  6±2×2.5%)/0.4kV

冷却方式     油浸自冷式(ONAN)

连接组标号  Dyn11

空载损耗   1842KW

空载电流    0.35%

负载损耗   15188KW

短路阻抗    6.26%

使用条件    户内

                    

       

分接位置

电压(V

电流(A

电压(V

电流(A

1

6300


400

2309.4

2

6150


3

6000

154

4

5850


5

5700


1.2.2 干式变压器参数

空风1600 KVA、锅炉1250 KVA、主控1250 KVA、脱盐水1250 KVA均为干湿变压器

型号      SGB10—1250(1600)/6

相数      3

额定容量  1250/1600   KVA

额定频率  50     Hz

电压组合  6±2×2.5%)/0.4kV

冷却方式    风冷

2 允许运行方式

变压器的允许运行方式

在额定条件下,变压器按额定容量运行,在非额定条件下或非额定容量下运行时,应遵守变压器生产厂家的有关规定。

2.1 电源电压允许变化范围

2.1.1主变压器电源电压可略高于变压器的额定值,但一般不超过所用分接头电压的5%,不论主变压器分接头在何位置,如果所加电压不超过相应额定值的5%,则主变压器二次绕组可带额定电流运行。

2.1.2 个别情况根据变压器的结构特点,经试验可在1.1倍定电压下长期运行。

2.2 变压器允许的过负荷。

2.2.1 正常过负荷

2.2.1.1 变压器允许正常过负荷运行依据是:变压器绝缘等值老化原则。

2.2.1.2 正常过负荷的允许值及对应过负荷允许运行时间,应根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度及过负荷前变压器所带负荷来确定,干式变压器的正常过负荷应遵照制造厂的规定。

2.3   变压器正常过负荷注意事项

2.3.1存在较大缺陷的变压器,如冷却系统不正常、严重缺油,色谱分析异常等,不准过负荷运行。

2.3.2 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。

2.3.3 主变压器在过负荷运行前,应投入全部冷却器。

2.3.4 密切监视变压器的上层油温。

2.3.5 主变压器在过负荷程度较大时,应尽量避免用有载调压装置调节分接头。

2.4  事故过负荷

2.4.1 在系统发生事故时,为保证用电设备正常供电,不影响正常生产。允许变压器短时间过负荷运行。

2.4.2 变压器事故过负荷运行的数值及持续时间,应按照制造厂的规定执行。如无制造厂规定的资料,我站可参照下表的数值确定

油浸自冷或风冷变压器事故过负荷倍数及允许运行时间(h:min)

过负荷倍数

环    境    温    度(℃)

0

10

20

30

40

1.1

24:00

24:00

24:00

19:00

7:00

1.2

24:00

24:00

13:00

5:50

2:45

1.3

23:00

10:00

5:30

3:00

1:30

1.4

8:00

5:10

3:10

1:45

0:55

1.5

4:45

3:10

2:00

1:10

0:35

1.6

3:00

2:05

1:20

0:45

0:18

1.7

2:05

1:25

0:50

0:25

0:09

1.8

1:30

1:00

0:30

0:13

0:06

1.9

1:00

0:35

0:18

0:09

0:05

2.0

0:40

0:22

0:11

0:06

----

只有在事故情况下允许变压器事故过负荷

事故过负荷对额定负荷之比

1.3

1.6

1.75

2.0

2.4

3.0

过负荷允许持续时间(分)

120

30

15

7.5

3.5

1.5

2.5  冷却装置的运行方式

变压器运行时,其冷却风扇根据变压器上层有温度的高低,自动投入或切除。投、切原则是:上层油温在45℃以下,冷却风扇不启动,主变压器无风扇运行;上层油温在65℃及以上时,冷却风扇自动投入运行,低于45℃及以下时,风扇自动停止运行;变压器负荷在额定容量的70%及以上时,冷却风扇必须投入运行。依据上述冷却风扇的启、停原则,对风扇实行自动或手动控制。

2.6  允许温度与温升

我站主变压器最高允许温度为105℃,最高上层油温度不的超过95℃,上层油温一般不超过85℃。在周围环境最高温度为40℃时,其绕组的允许温升为65℃,而上层油温则为55℃。变压器运行时上层油温及其温升应不超过允许值。

3   变压器的运行操作

3.1 变压器送电前的准备工作:

3.1.1 检查变压器及其相关回路的检修等工作已结束,检修工作已票终结,并已全部收回。

3.1.2与检修有关的临时安全措施(短接线、接地线、标示牌)已拆除,接地隔离开关已拉开,恢复常设遮拦和标示牌。

3.1.3 测量绝缘电阻

检查变压器一次回路;检查范围从母线到变压器出线,包括各电压等级一次回路中的设备。检查项目包况变压器本体、冷却器、有载调压回路、无载分接开关的位置、各电压侧断路器、隔离开关、电流互感器、冷却装置及其他部件。所有一次设备均应处于良好备用状态。

3.1.4 变压器正式运行前要做空载全电压合闸冲击试验。

3.1.5 新投入、大修、事故检修或换油后的变压器,在施加电压前220kV及以下静置时间不少与48小时,66kV及以下不应少于24小时。

3.2 变压器并列运行的条件

(1) 接线组别相同

(2) 短路阻抗相同

(3) 电压变比相同

(4) 相序相同

(5) 容量比不超过3:1

4  主变压器的停、送电操作

以我站1#主变为例,参照我站35kV主接线图,依检修转运行为例。

4.1 主变压器由检修转运行的操作

(1) 检查35kVⅠ段母线已带额定电压及相关保护装置运行正常。

(2) 检查1#主变压器所有检修工作票已收回。

(3) 1#主变压器检修临时遮拦已拆除,警告牌已摘下,常设安全措施已恢复。

(4) 检查前后柜门关闭并上锁,断开接地开关。

(5) 对1#主变本体及各部件进行检查无异常,对1#主变各侧一次电气回路各元件检查无异常,测量1#主变压器的绝缘电阻合格。

(6) 检查1#主变压器301断路器在试验位置并断开。主变压器低压侧手车断路器601在试验位置。

(7) 投入1#主变压器的全部继电保护压板(检修压板除外),并检查其接触良好和位置正确。

(8) 将高压侧301断路器推至运行位置,合上合闸、控制开关。

(9) 合上(遥控)1#主变压器301断路器。

(10) 向1#主变压器充电(含冲击试验)。

(11) 检查信号及仪表指示等显示正常,无保护告警。

(12) 检查1#主变压器声音及附属设备运行正常。

(13) 将低压侧601断路器推至运行位置,给上合闸、控制开关。

(14) 检查6kV母联6113断路器在断开位置。

(15) 合上(遥控)1#主变压器低压侧601断路器。

(16) 检查601断路器确已合好。

(17) 检查6kVⅠ段母线已带额定电压。

5  变压器的正常运行的监视与维护

5.1 变压器的正常运行包括一下几个方面

5.1.1 变压器完好

5.1.2 变压器运行参数满足要求。

5.1.3 变压器各类保护处于正常运行状态。

5.1.4 变压器运行环境符合要求。

5.2  变压器正常运行的监视

变压器运行时,运行值班人员通过后台机、保护装置等监视变压器的运行情况,使负荷电流不超过额定值。电压不得过高,温度在允许范围内,并要求每小时记录一次温度、电压、电流、有功等数值。若变压器过负荷运行,除应采取积极措施外,还应加强监视,并在运行记录中记录过负荷情况。 

5.3  变压器正常运行维护

变压器正常运行时的巡视检查项目:(运行值班人员应定期对变压器及其附属设备进行全面检查,主变压器每两小时检查一次,每个小夜班进行一次夜间检查。)检查项目如下:

5.3.1 检查变压器声音正常。

5.3.2 检查油枕和充油套管的油位、油色应正常,各部无渗油、漏油现象。

5.3.3 检查油温正常。

5.3.4 各种温度计应在检查周期内,超温信号应正确可靠。

5.3.5 检查变压器套管应清洁、无破损、无裂纹和放电痕迹。

5.3.6 检查引线接头接触良好。应无变色、过热、发红等现象(用红外线测温仪测试,接触处温度不的超过70℃)。

5.3.7 检查呼吸器应完好、畅通,硅胶无变色。

5.3.8 防爆门隔膜(压力释放阀)应完好无裂纹。

5.3.9 检查冷却装置运行正常。

5.3.10 检查气体继电器内应充满油,无气体存在。继电器与油枕连接阀门应完全打开。

5.3.11检查铁芯接地线和外壳接地线无断线、接地良好。(用钳形电流表测量铁芯接地线电流应不大于0.5A)。

5.3.12 检查有载调压分接头位置指示正确。

5.3.13 检查电控箱和机构箱内各电器装置完好,位置和状态正确,箱壳密封良好。

5.3.14 变压器油最好每6个月作一次油样试验,并作记录。若发现油质中水分不断增加,并有杂质沉淀物时,则应做耐压试验并进行过滤;如油的绝缘过劣,则检查变压器内有无故障发生;如在正常负荷下运行的变压器温度骤然升高,必须检查其根源,如不能消除故障应停止运行,并做吊心检查,以便及早发现问题进行修理。

5.3.15 变压器联接组为Yyn0,其零线电流不得超过额定电流的50%,同时其任一相的电流在满载时不超过额定电流,变压器可连续运行。

5.4   所用变压器正常运行时巡视检查项目

5.4.1 高低压侧接头无过热。

5.4.2 绕组的温升,根据变压器采用的绝缘等级,其温升不超过规定值。

5.4.3 变压器运行声音正常、无异味。

5.4.4变压器室内通风良好,室温正常,屋顶无渗、漏水现象。

5.4.5消弧线圈是否投入运行。

5.4.6消弧线圈档位、线圈有无异常。

5.5 变压器特殊检查项目

在系统发生短路故障、过负荷或天气骤变时,运行人员应对变压器及其附属设备进行加强检查。

5.5.1在变压器或系统发生短路后,应检查变压器有无爆裂、位移、变形、焦味、烧伤、闪络及喷油,油色是否正常,电气连接部分有无断裂、发热瓷质外绝缘有无破裂,接地线引下线有无烧断。

5.5.2 气温骤变时,应检查油枕油位和瓷套管油位是否正常,油温和温升是否正常,各侧连接引线有无变形、断股或接头发热发红等现象。

5.5.3 过负荷运行时记录负荷电流,并检查油温和油位的变化,检查声音是否正常,接头是否发热,冷却器投入数量应足够,且运行正常。

6  变压器投运前及检修后验收项目、内容及要求

6.1 变压器本体、冷却装置及所有组部件均完整无缺,不渗油,油漆完整。

6.2 检修、试验、校验项目齐全、合格、记录完整,记录清楚。

6.3 变压器油箱、铁芯和夹件已可靠接地。

6.4 顶盖及其他部件上无遗留杂物和工具。

6.5 引线接头线夹连接紧固,可靠。

6.6 油枕,冷却装置和净油器、本体等阀门位置均应正确“打开”。

6.7 油枕的油位和充油套管、有载分接断路器的油位指示正常,指示清晰。

6.8 气体继电器内应无残余气体,重瓦斯必须投跳闸位置,相关保护按规定投入运行。

6.9 吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象,油封良好、呼吸畅通。

6.10 温度计指示正确,整定值符合要求。

6.11 变压器冷却器试运行正常(注意风扇转向)。

6.12有载分接断路器操作机构、本体上的档位监控系统中的档位一致。机械连接校验正确,电气、机械限位正常。

6.13 缺陷处理后的验收工作,应根据缺陷的内容在工作完毕后进行验收,但仍需按上述要求的项目作相应的检查:

(1)各种标志应齐全明显。

(2)消防设施应齐全完好。

(3)除上述验收内容外,还应按巡视检查项目中的有关内容检查验收。

7  干式变压器运行与维护

7.1 运行前的检查

7.1.1 检查所有紧固件,连接是否松动,并重新紧固一次。但对铜螺母紧固扭矩不能过大,以免造成滑丝或断裂。

7.1.2 检查运输时拆下的零件是否重新安装妥当,并检查变压器(特别是风道内)是否有异物存在,如有过多灰尘必须清理。

7.1.3 检查风机、温控设备及其它辅助器件能否正常运行。对于三相电源风机,应注意其转向,风机正常旋转时,风从线圈底部向上吹入线圈,否则就为反转,及时变更电源相序。对温控、湿控等辅助设备,应正确可靠接线。

7.2 运行前的试验

7.2.1 测量绕组在所有分接位置下的直流电阻。

7.2.2 GB50150规定进行极性的判定和测量绕组在所有分接下的电压比,并进行连接组别的判定。

7.2.3 检查变压器本体和铁芯是否已永久性接地。

7.2.4 线圈绝缘电阻的测试,一般情况下(温度:20~30℃,湿度≤90%):

高压-低压及地≥300MΩ     仪表2500V兆欧表

低压-地≥100 MΩ          仪表2500V兆欧表

在比较潮湿的环境下,变压器的绝缘电阻值会有所下降。一般地,若每1000V额定电压,其绝缘电阻不小于2 MΩ(一分钟25℃时的读数),就能满足运行要求。但是,如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,在进行耐压试验或投入运行前,必须进行干燥处理。

7.2.5 铁芯绝缘电阻的测试,一般情况下(温度:20~30℃,湿度≤90%):

铁芯-夹件及地≥2 MΩ         仪表2500V兆欧表

穿芯螺杆-铁芯及地≥2 MΩ     仪表2500V兆欧表

同样,在比较潮湿的环境下,此值会下降,只要其阻值≥0.1 MΩ可运行。一般通过干燥处理,使其值达到要求。

7.3 变压器投入运行

7.3.1 变压器投入运行前,应根据变压器铭牌和分接指示牌将分接调到合适位置。

7.3.2 无励磁调压时,应根据电网电压把调压分接头的接线片按铭牌和分接指示牌上的标志接到相应的位置上。

7.3.3 对电压为Ue±2×2.5%V的变压器(以干湿变压器),见下图:

image.png

正常运行时分接片一般接3档,如图1;当输出电压偏高时,在确保高压断电的情况下,将分接头的连接片往上接2或1,如图2;当输出电压偏低时,在确保高压断电的情况下,将分接头的连接片往下接4或5,如图3。

7.3.4 变压器有温度控制仪时,按说明书,在温度控制仪调试正常后,先将变压器投入运行,后有如温度控制仪。

7.3.5 变压器应在空载时合闸投运,合闸涌流峰值最高可达10倍的额定电流,对变压器的电流速动保护设定值应大于涌流峰值。

7.3.6 变压器投运后,所带负荷应由轻到重,且检查有无影响,切忌盲目一次大负载投入。

7.3.7 变压器退出运行后,一般不需要采取其它措施即可投入运行。但是,如果是在高湿度下且变压器以经发生凝露现象,那么必须经干燥处理后,变压器才能重新投入运行。

7.4 变压器维护

7.4.1 一般地,在干燥清洁的场所,每年或更长一点时间进行一次检查:在其它场合,可能有灰尘或化学烟雾污染的空气进入时,每三至六个月进行检查一次。

7.4.2 检查时,如发现有过多的灰尘积聚,则必须清楚,以保证空气流通和防止绝缘击穿,特别要注意清洁变压器的绝缘子、下垫块凸台处,并使用干燥的压缩空气(0.2-0.5MPa)吹净通风气道中的灰尘。如变压器带温控及风冷系统,可设置其每天自动吹风一次(10-30分钟),以清楚灰尘。

7.4.3 检查紧固件、连接件是否松动,导电零件有无生锈、腐蚀的痕迹,还要观察绝缘表面有无爬电的痕迹和碳化现象,必要时采取相应的措施进行处理。

7.4.4 变压器运行若干年(五年)后,可按2.7.2.4和2.7.2.5第条进行绝缘电阻的测试来判断变压器能否继续运行,一般无需进行其它测试。

8 变压器调压操作

8.1  变压器无载分接开关的运行及维护

无载调压操作,必须在变压器停电状态下进行,防止将分接头调乱。

为消除触头上的氧化膜及油污,调压操作时必须在使用档的前后挡切换二次,以保护接触良好,分接头调整好后,检查和核对三相分接头位置一致,并应测量线圈的直流电阻,各相线圈直流电阻的相间差别不应大于之相平均值的2%。并与历史数据比较,相对变比不应大于2%测得数值应记入现场试验记录薄和变压器专档内。

8.2  变压器有载分接开关的运行及维护

8.2.1有载调压操作可以在变压器运行状态下进行,调整分接头时应无异常响声。每调整一档运行人员应检查相应三相电压表指示情况,电流和电压应符合实际要求。在分接头切换过程中有载调压气体继电器有规律发出信号是正常的,如果继电器中有规律发出信号是正常的,可将继电器中聚积的气体放掉。如分接头切换次数很少却发出信号,应查明原因。调压装置操作1500次后应进行一次油样化验,检查油的耐压值不低于30kV。操作5000次后,应进行检修。

8.2.2 调压开关的重瓦斯保护在调节分接头时,必须将其接于跳闸。

8.2.3 在变压器过负荷和线路故障时,尽量避免分接头调整。

8.2.4 为防止在过负荷或线路故障时调整分接头造成事故,需按有关规定在有载调压装置上加装电流闭锁,整定值不大于1.05IN。当变压器负荷电流超过整定电流时,自动切断有载调压控制回路,对操作实行闭锁,以保证安全。

8.2.5 分接开关每天最大调节次数不超过10次,每次调节间隔时间不少于1min。

8.2.6 电动调压装置故障不能电动调压时,可用手动摇把操作。手动操作时,在摇把合之前,手动保护开关动作,断开电机电源,手摇33圈,电动机构完成一次操作。每33圈为一个分头位置,手摇开关时,注意听切换开关有无响声,如无响声或响声不正常应停用检查(切换开关正常响声是:嗒嗒的连续两响,如是嗒声或嗒……嗒声再拖长就是响声不正常)。

8.2.7 当主变压器调压出现“紧急跳闸”时,在未查明原因时,不准继续调压。

8.3  有载调压开关故障处理及预防。

8.3.1 有载调压分接开关在改变分接头时,发生异常的处理:

8.3.2 发生连续调整。本来每调节一次,只调节一个分接头。如果电气制动回路失灵,操作回路失灵,或电动机电源接触器铁芯犯卡,就可能发生连续调整,直到将分接头加到最大或减到最小的极限位置,并使电压大幅波动。因此,值班运行人员在调节分接头时,要做好事故预想。一旦发生连续调整,要及时迅速断开操作电源,防止过调。

8.3.3  调整机构失灵应尽快处理

(1) 立即将调节分接头的操作电源断开。以免烧坏调分接头的电机。

(2) 去现场手动调整分接头,完成切换任务。

(3) 查明原因。

8.3.4  调压操作时变压器输出电压不变化

(1) 分接开关档位指示不变化。属电动机空转,而操作机构未动作。检查:可能是频繁多次操作,传动部分连接插销脱落。装上即可操作。

(2) 分接开关档位指示不变化。属于操作电源或控制回路不通。检查电源是否正常,若接触器动作,电动机不转,可能接触器接触不良、卡滞或电动机问题。应由专业人员处理。

(3) 分接开关档位指示变化,电压不变化。说明操作机构已动作,可能属快速机构问题,选择开关已动作,而切换开关未动作。此时严禁再调压,应手动将机构恢复到原来的档位上,汇报调度和上级,按调度和上级命令执行。同时倾听调压装置内部有无异音,如有异音,应立即汇报调度,将变压器停止运行。

9 变压器的异常运行及事故处理

值班人员在变压器运行中,发现有任何不正常现象时应设法消除,及时汇报主管领导。

变压器异常运行主要表现在:声音不正常,温度显著升高,油色变黑,油位升高或降低,变压器过负荷,冷却系统故障及三相负荷不对称等。

当出现以上现象时,应积极采取措施将其消除,并将处理经过记录在记录薄上。

9.1 变压器声音不正常

变压器运行时,声音应是均匀的“嗡嗡声。如果变压器产生不均匀声音或其他异音,都属于变压器声音不正常。

9.1.1 变压器声音不正常主要原因引起:

(1) 变压器过负荷。变压器过负荷时发出沉重的“嗡嗡”声。

(2) 变压器负荷急剧变化。变压器负荷急剧变化,发出较重的“哇哇”声,或随着负荷的急剧变化,变压器发出“割割割,割割割”的突发间歇声。

(3) 系统短路。系统发生短路时,变压器流过短路电流使变压器发出很大的噪声。

出现上述情况,运行值班人员应加强对变压器的监视。

(4) 电网发生过电压。电网发生过电压时,变压器发出时粗时细的噪声。这时可结合电压表的指示作综合判断。

(5) 变压器铁芯夹紧件松动。铁芯夹紧件松动使螺栓、螺丝、夹件、铁芯松动,是变压器发出“叮叮当当”和“呼···呼···”等锤击和类似刮大风的声音。此时,变压器的油色、油位、油温均应正常。运行值班人员应加强监视。必要时停电处理 。

(6) 内部故障放电打火。内部接头焊接或接触不良,分接开关接触不良,铁芯接地线断开故障,使变压器发出“哧哧”或“劈啪”的放电声。此时,变压器应停电处理。

(7) 绕组绝缘击穿或匝间短路。绕组绝缘击穿,变压器声音中夹杂不均匀的爆裂声;绕组匝间短路,短路处严重局部过热,变压器油局部沸腾,使变压器声音中夹杂有“咕噜咕噜”的沸腾声。此时,应将变压器立即停电处理。

9.2  变压器油温异常

在正常负荷和正常冷却情况下,变压器油温较平时高出10℃以上,或变压器负荷不变而油温不断上升,则应认为变压器油温异常。变压器油温异常可能由下列原因造成:

(1) 变压器内部故障。绕组匝间短路或层间短路,绕组对围屏放电,内部引线接头发热,铁芯多点接地使涡流增大而过热等。这时变压器应停电检修。

(2) 冷却装置不正常。如风扇损坏停用,散热器管道积垢使冷却效果不良,散热器阀门未打开。此时,在变压器不停电的状态下,可对冷却装置的部分缺陷进行处理。

9.3  变压器油色不正常

运行中,变压器油呈透明为黄色。在巡视检查时,若发现变压器油位计中油的颜色发生变化,应取样分析化验。当化验发现油内含有碳粒和水分、酸价增高、闪光点降低、绝缘强度降低时,说明油质已急剧下降,容易发生内部绕组对变压器外壳的击穿事故。此时,变压器应该停止运行。若运行中变压器油色骤然变化,油内出现炭质并有其他不正常现象时,应立即停用该变压器。

9.4  变压器油位不正常

(1) 变压器运行时,正常情况下,变压器的油位随变压器油温度的变化而变化,而油温取决于变压器所带的负荷多少、周围环境温度和冷却系统运行情况。

(2) 油位过高。油位升高而高出最高油位线,有时油位到顶而看不到油位。

(3) 油位过低。当变压器油位较当时油温对应的油位显著下降,油位在最低线以下或看不见时应判断为油位过低。

(4) 假油位。当变压器油温的变化是正常的,而油标管内油位不变化或变化异常,则该油位是假油位。

9.5  变压器过负荷

运行中变压器过负荷时,出现“过负荷”和“温度高”等信号,可能出现电流指示超过额定值,有功、无功表指示增大。运行值班人员发现上述现象时,按下列原则处理:

(1) 停止音响报警,汇报班长,并做好记录。

(2) 及时调整运行方式,调整负荷分配。

(3) 属正常过负荷或事故过负荷时,按过负荷倍数确定允许运行时间,若超过允许运行时间,应立即减负荷,并加强对变压器油温度的监视。

(4) 过负荷运行时间内,应对变压器及其相关系统进行全面检查,发现异常应立即处理。

9.6  变压器冷却装置故障

变压器冷却装置的常见故障有冷却装置工作电源中断、部分冷却装置电源中断、风扇故障使部分冷却装置停运。当冷却装置发生故障时,变压器发出“备用冷却器投入”和“冷却器全停”信号。

冷却装置故障一般原因:

(1) 供电电源熔断器或供电电源母线故障。

(2) 冷却装置工作电源开关跳闸。

(3) 单台冷却器的电源自动开关故障跳闸。

(4) 风扇损坏或连接管道漏油。当系统发生故障时,可能迫使变压器降低容量运行,严重者可能使变压器停运,甚至烧坏变压器。因此,当冷却系统发生故障时,针对故障原因,迅速处理。

对于主变压器发生风扇电源等故障时,应立即调整所带的负荷,使之不超过70%额定容量。单台风扇发生故障时,可不降低变压器负荷。

9.7  轻瓦斯保护动作报警

运行中变压器发生轻瓦斯保护报警,运行人员应立即报告当值班长,复归信号,并进行分析和现场检查,根据变压器现场外部检查结果和气体继电器内气体取样分析结果作相应处理:

(1) 检查变压器油位。如果是变压器油位过低引起,则设法消除油位过低,恢复正常油位。

(2) 检查变压器本体及附属设备是否漏油。如有漏油,可能有空气浸入,即时消除漏油。

(3) 检查变压器的负荷、温度和声音等变化,判明内部是否有轻微故障。

(4) 如果气体继电器内无气体,则考虑是否二次回路故障造成误报警。此时,应将重瓦斯保护由跳闸改投信号。由电修人员检查处理,正常后再将重瓦斯保护改投跳闸位置。

(5) 变压器外部检查正常,轻瓦斯保护报警系继电器内气体聚积引起时,应记录气体数量和报警时间,并收集气体进行化验鉴定,根据气体鉴定结果做出相应处理。

9.8  变压器着火

(1)立即断开各侧电源的开关及刀闸,将断路器推至‘试验’位

(2)立即报告消防部门,并组织人员灭火

(3)火势蔓延直接威胁临近其它电气设备时,还应将临近设备停电或隔离

(4)变压器内部着火时,应将油全部放出

(5)使用消防液灭火时,穿绝缘鞋戴绝缘手套,并注意勿使液体喷至带电设备上

9.9 对运行中变压器发生上述异常现象处理时应注意:

(1) 变压器运行中进行加油、放油时,应先将重瓦斯保护改投信号以上工作结束后,应检查变压器油位正常、气体继电器内无气体且充满油后,方可将重瓦斯保护投跳闸位置。

(2) 变压器运行中带电滤油、更换硅胶、冷却器检修后投入、在油阀门或油回路上进行工作等,均应事先将重瓦斯保护改投信号,工作结束待24小时后无气体产生时,方可将重瓦斯保护投跳闸。

(3) 遇特殊情况(如地震等),可考虑将重瓦斯保护暂时改投信号。

(4) 收集气体继电器内气体时,应注意人身安全,弄清楚气体继电器内的检验按钮和放气按钮的区别,以免错误操作使瓦斯保护无跳闸。

9.10 变压器的重瓦斯保护由跳闸改为信号的要求:

9.10.1变压器在运行中加油,滤油或换硅胶时,或潜油泵、冷油(散热器)放油检修后投入时。

9.10.2 需要打开呼吸系统的放气门或油塞子或清理吸湿器时。

9.10.3 有载调压开关油路上有人工作时。

9.10.4 气体继电器其连接有缺陷时或保护回路有人工作时。

9.10.5 根据抗震的需要,接到地震预报后临时退出运行时。

由于重瓦斯保护正确动作率只50%左右,故在运行中防止误动作应引起足够重视。

10  变压器故障跳闸

10.1 变压器故障跳闸的现象

10.1.1 警铃响,变压器各侧断路器机械位置及保护等信号指示为分闸指示。相应电流、有功功率、无功功率等指示为零。

10.1.2 变压器保护屏对应保护信号灯亮。

10.1.3 备自投装置动作正常。

10.2  变压器故障跳闸处理:

10.2.1 重瓦斯保护动作

(1) 若重瓦斯保护动作,变压器两侧断路器跳闸,值班运行人员应记录表计、信号、保护动作情况,同时复归音响及保护信号并立即汇报上级领导。

(2) 检查相关备自投装置是否正确动作,若未动作,应按具体情况手动投入。

(3) 现场对保护动作情况及本体进行详细的检查。、对主变压器本体油色、油位、瓦斯继电器、压力释放阀、油温作详细检查记录,如有气体,要取气观察气体颜色,留存做色谱分析,将分析结果汇报上级领导。

(4) 瓦斯取气方法:

1) 将瓦斯取气盒底部的放油阀拧开放油。通过玻璃窗观察,一会儿出现油面,并缓缓下降直至与瓦斯继电器的连通管有油流出,即停止放油。用胶管把取气盒上部放气阀与药用注射器相连,拧开放气阀,气体由于压力自动进入注射器。也可在取气盒上放气阀做就地燃烧试验。

2) 瓦斯气体分析如下:

① 淡灰色、有强烈臭味、可燃,原因为绝缘纸板损坏。

② 黄色、易燃,原因为木质损坏。

③ 黑色或灰色、易燃,为绝缘有闪络分解。

④ 无色无味、不可燃,为空气。

(5) 进一步检查是否为瓦斯保护装置二次回路故障.

(6) 判明故障性质。(若证实变压器各侧断路器跳闸,而是瓦斯保护装置二次回路误动造成的,则变压器可不经内部检查重新投入运行)。

(7) 向上级领导汇报检查结果,并提出处理意见。

10.2.2  差动保护动作

(1) 记录保护装置光字信号,同时复归事故音响信号。并将情况立即汇报上级领导。

(2) 检查相关备自投装置是否正确动作,若未动作,应按具体情况手动投入。

(3) 对差动保护范围内所有一、二次设备进行全面检查。

(4) 对变压器测量绝缘电阻,检查有无内部故障。

(5) 检查直流系统有无接地现象。

(6) 若检查为变压器或出线套管、引线上的故障,应汇报上级领导,申请停电检修。若经检查为保护或二次回路误动,应对回路进行检查,处理完毕后,对变压器进行绝缘测试合格,可申请上级领导重新将变压器投入运行。

10.2.3  重瓦斯和差动同时动作

若重瓦斯和差动保护同时动作使变压器跳闸,则可认为是变压器内部发生故障。故障未消除前,不得送电。

10.2.4  过流保护动作

(1) 记录保护装置光字信号,同时复归事故音响信号。并将情况立即汇报上级领导。

(2) 检查相关备自投装置是否正确动作,若未动作,应按具体情况手动投入。

(3) 检查差动保护范围内设备有无明显异常,变压器本体外观有无明显异常。当发现是因为线路故障而引起的线路断路器拒动时,可在断开该线路断路器后,立即恢复变压器的运行。

(4) 当未发现站内设备故障或不能确定线路故障越级跳闸时,则可申请当值调度断开所有下一级断路器,试送主变压器跳闸断路器,成功后再逐台试送各断路器,当试送至某断路器再次跳闸时,则说明该断路器单元有故障,应申请停用检查。如果试送主变断路器再次跳闸,则说明母线有故障,未排除故障前,严禁送电。

(5) 及时隔离故障点,恢复变压器运行。

10.2.5 变压器运行中发生下列情况时,可不申请上级领导,立即断开故障变压器的各侧断路器:

(1) 变压器响声很大并有爆裂声。

(2) 套管严重破裂或放电。

(3) 油枕喷油或防爆隔膜,压力释放阀动作喷油。

(4) 变压器顶部着火。

10.2.6 变压器运行中发生下列情况时,应立即汇报上级领导,依据领导指令进行处理:

(1) 正常冷却条件下,变压器油温不正常且不断上升。

(2) 变压器严重漏油使油面下降,低于油位计的指示限度。

(3) 变压器声音异常。

(4) 套管接头发热或油位突然下降到看不见位置。

 
 
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