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哈电300MW机组电气运行技术标准

发布时间：2011/3/5 阅读次数：30069 字体大小: 【小】【中】【大】

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位置指示及动作记数器应动作正确，极限位置的机械闭锁应可靠，手摇与电动的闭锁应可靠，分别在就地和集控电动操作一个循环（上、下限位置各调节两次），行程指示灯（绿灯）位置指示数码应正确无误，极限位置的电气闭锁和机械闭锁应可靠。

5）检查有载调压开关安装是否垂直，对于一端垫高1－1.5％的变压器，应注意有载调压开关安装不垂直度应不大于2度。

6）有载调压开关的瓦斯继电器，应经传动试验合格，油流速度应符合厂家规定，并投入跳闸。

7）有载调压油箱油质应符合要求，其中耐压值标准与变压器的油质相符。

11.4.2 新装或大修后的有载调压变压器投运，在完成冲击合闸试验后，有载调压开关应进行下列试验：

1）在集控室用电动操作调压开关一个循环，空载运行状态下，各档位切换指示与电压关系应正确，极限位置的电气闭锁应可靠。

2）调有载调压开关至规定档位运行，就地检查调压开关内部无异音，瓦斯继电器内无气体。

11.4.4 有载调压开关的运行维护

1）有载调压开关，应经常保持良好的运行状态，因检修试验要求停止使用时，应经总工同意。故障停用时，应汇报值长和总工，并及时通知检修处理。

2）有载调压开关的操作，应有值长的命令，正常情况下调压操作，应在集控室通过电动机构进行操作，每按一次只许调节一个分接头，按钮时间不得超过3秒，操作时应注意电压表，电流表和档位指示的变化。

3）每次调压操作应将操作时间，分接头位置以及电压变化情况记录在“有载调压操作”记录薄上。

4）运行中有载调压开关的瓦斯继电器应投跳闸，轻瓦斯信号频繁动作时，应停止使用调压开关，查清原因。

5）运行中有载调压开关操作1000次以上时，应对有载调压开关的油质采样分析一次，其耐压值不低于30ＫＶ。当耐压值在2－30ＫＶ之间时应停止有载调压操作，并通知检修换油或带电滤油。

6）每6个月用色谱法鉴别调压开关油质和油箱是否漏油，一旦确诊开关油箱渗油时，应及时通知检修。

7）有载调压装置的机构箱，每年至少清扫一次，机械部分油杯应有适量的润滑油脂，刹车电磁铁的闸皮应保持干燥，无油污。机构箱防尘应良好，电气回路各接点接触良好。

8）新装投运调压开关，在累计调压次数达到5000次时，应将切换部分吊出检查，以后的检修期限为两年一次，或累计调压7000次。运行时间满一年或累计调压次数达4000次时，应进行换油。

11.4.5 有载调压装置的检查项目：

1）有载调压开关的油箱油位，油色正常，油温不得高于95℃，不得低于-25℃，无渗漏油现象。

2）就地分接头档位与集控指示一致，6 ＫＶ备用段电压与运行档位电压关系正确。

3）有载调压开关机械传动部分无异物卡涩，变形，松动。

4）有载调压开关瓦斯继电器充满油，无气体，压板投跳闸。

5）6 ＫＶ备用段电压指示应在规定范围内（即6.3－6.6 KV）空载联动备用时，应高于工作母线电压。

11.4.6 有载调压开关的操作规定和注意事项：

1）有载调压开关的操作应按值长命令执行，由两人进行，一人操作，一人监护。

2）有载调压开关的调整，应根据6 ＫＶ备用段电压和6 KV工作母线电压决定，正常应保持母线电压在6 ＫＶ－6.6 ＫＶ的范围内，尽量避免频繁调整操作。

3）同期并列切换厂用电源时，应分别调整发电机端电压和有载调压开关，使6 ＫＶ备用段电压略高于6 ＫＶ工作母线电压，一般压差不超过5％。

4）升压操作。按升压按钮（不超过3秒）Ｂ2(远方)或Ｂ3(就地)行程指示绿灯亮（约5.75秒）升压分接开关升高一档，6 KV备用段电压相应升高一档。行程指示绿灯灭。

5）降压操作。按降压按钮（不超过3秒）Ｂ1(远方)或Ｂ4(就地)，行程指示绿灯亮（约5.75秒），分接开关降低一档，6 ＫＶ备用段电压相应降低一档，行程指示绿灯灭。

6）每按升压或降压按钮一次，仅能切换一个抽头位置。若需调两档，应再按一次升压或降压按钮。

7）当电动操作出现连续动作现象（即调一档后行程指示绿灯不灭）时，应在档位显示码切换到第二个分接头位置时，立即按下停止按钮（红灯亮、绿灯灭）并将驱动电机停电。然后手摇机构调至需要档位，通知检修进行处理。

8）手摇操作时，必须注意在位置指示器动作后，同时听到快速步进机构的切换声音时，记数器也应动作一次，即为切换一档，操作完毕应取下摇把。

9）就地电动操作时，如果发现位置指示器不动或慢速不规则转动，应立即停止操作，并通知检修处理。

10）备用厂高变过载1.2倍以上时，禁止操作有载调压开关。

11.5 变压器投入运行准备

11.5.1 变压器投入运行前应检查有关工作票全部结束，要有检修工作负责人的详细书面交待，拆除安全措施，恢复常设遮栏及警告标示牌。

11.5.2 新装或大修后的变压器投入运行前应测量其线圈对地、线圈间绝缘电阻和吸收比及相间电阻等。并将测量结果和当时的上层油温记入变压器绝缘电阻记录本内。

11.5.3 测量变压器绝缘电阻时，电压在6 ＫＶ以上者用1000～2500Ｖ摇表测量。变压器的绝缘电阻数值不予规定（一般每千伏工作电压不低于1ＭΩ），但不应低于安装后或前次大修后的50％，吸收比应大于或等于1.3。若低于以上规定时，应查明原因汇报值长，能否投运应按值长命令执行。

11.5.4 新装或大修后的变压器投运前，应进行局部放电测量和绕组变形测量及油中溶解气体色谱分析。应有保护传动试验和和上述各项试验合格的书面交代。且消防系统喷水装置试验应良好。变压器消防喷水装置的试验应结合本体清扫进行。

11.5.5 对于我厂干式变绝缘电阻应满足如下值:

高压——低压及地≥300MΩ

低压——地≥100MΩ

一般环境下，按每1000V额定电压，其绝缘电阻值不小于2MΩ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，在其进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理。

11.5.6 变压器投运前应进行如下检查：

1）变压器本体清洁无杂物，各套管引线，电缆接头处接触良好。

2）油枕的油色，油位正常，各部无渗漏。

3）瓷瓶瓷套清洁完好，无裂纹损伤，防爆膜完好，无喷油油迹。呼吸器完整，硅胶未潮解变色。

4）接地线与接地网连接牢固。

5）冷却装置完好，各阀门开启。

6）核对并记录分接开关位置。

7）户内变压器门窗完好，照明充足，高压侧出线应有遮栏。

8）保护装置投入应符合运行要求。

9）消防设施齐全完好。

10）按配电装置运行规程的规定，检查开关、刀闸、ＣＴ、电缆引线和避雷器等符合运行要求。

11.6 变压器投运操作的规定

11.6.1 新装或大修中更换线圈的变压器以及内部故障保护动作切除的变压器，在投入运行时如果条件许可应采用零起升压。＃5 ＃6主变应采用零起升压，在升压前应合上中性点接地刀闸，并投入瓦斯保护。

11.6.2 变压器一、二次回路检修或有变更时，投运前应进行核相。有差动保护的变压器投运后，带负荷至20～30％时，应做差动ＣＴ二次回路六角图试验。差动ＣＴ做六角图试验时，差动保护出口压板应打开。

11.6.3 厂用高压变压器，厂用低压变压器在倒换电源操作过程中，允许并列运行。厂用高压变压器并列时，应用＃02备用厂高变有载调压装置调整6 KV备用段与工作段电压相等。（谨防非同期并列）

11.6.4 变压器并列运行应符合下列条件：

1）线圈接线组别相同；

2）电压比相等。

3）短路电压相等。

4）相序、相位相同。

电压比不等和短路电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。

11.6.5 主变压器与系统并列或解列前，应合上中性点接地刀闸。并列后是否拉开中性点接地刀闸应按调令执行。

11.6.6 变压器的投运操作，必须使用装有保护装置的开关进行。禁止用刀闸对变压器进行充电或者用刀闸拉合空载运行的变压器。

11.6.7 变压器加入运行操作原则：

1）查工作票结束，安全措施拆除。

2）测变压器绝缘良好。

3）按“继电保护规程”规定投入有关保护。

4）合上变压器各侧刀闸。

5）给上变压器各侧开关操作保险。

6）合上电源侧开关，查变压器充电良好。

7）合上负荷侧开关。

11.6.8 变压器撤出运行操作原则

1）合上备用变压器高低压侧开关。

2）拉开工作变压器负荷侧开关。

3）拉开工作变压器电源侧开关。

4）取下工作变压器各侧开关操作保险。

5）停止变压器冷却装置运行。

6）按工作票要求布置安全措施。

11.6.9 变压器无载调压分接开关的切换操作，应在变压器停电，并做好安全措施后，由检修人员进行。切换后应测量三相直流电阻合格。运行人员应检查档位正确，且三相一致，并做好记录。

11.7 变压器运行中的检查

11.7.1 对运行和备用中的变压器及其系统检查，每班至少一次；气候异常或者设备存在缺陷时，应增加检查次数。

11.7.2 正常运行时，值班人员应根据控制盘仪表监视变压器的运行。主变和厂高变的温度每小时抄录一次。厂低变温度在巡视检查时抄录。变压器过负荷运行时至少半小时抄录一次。

11.7.3 变压器运行中的检查应按巡回检查制度进行。变压器运行中检查的一般项目：

1）变压器运行中声音是否正常，音响是否增大，有无其它异音。

2）变压器油枕内和充油套管内的油色油面高度是否正常，有无渗油，漏油现象。

3）变压器的油温和温升是否正常，就地各温度表指示和遥测温度表指示是否相等。

4）变压器套管是否清洁，有无放电痕迹及过热破损裂纹现象。

5）变压器各引接线，电缆有无接触不良和过热变色异常现象。各避雷器计数器是否在零位。

6）变压器冷却装置运行方式是否正常，各潜油泵温度是否正常，冷却风机有无异音，运行是否正常，油流继电器指示是否正常。

7）室内变压器的门窗、门锁、铁丝网是否完整，室内有无渗水，漏油，进汽现象。室内温度适宜，照明和通风机完好。

8）呼吸器内干燥剂是否潮解变色，安全气道的隔膜是否完好。

9）瓦斯继电器的油门是否打开，油位是否正常。各处密封无渗漏油现象。

10）变压器外壳与接地网的连接是否牢固，完好。

11）有载调压变压器就地档位与集控室指示的位置一致。

12）消防水喷水系统各管路阀门无渗漏缺陷，电源信号及水压正常，消防操作回路应良好，其它消防器材应完备好用。

13）变压器绝缘油色谱在线装置显示气体浓度正常，浓度报警和变化率报警信号灯均不亮。

11.7.4 异常情况下的特殊检查项目：

1) 瓦斯继电器动作后,应立即对变压器本体进行检查。

2）雷雨天过后，应检查变压器各部无放电痕迹，引接线无过热现象。还应检查各避雷器的计数器的动作次数，并作好记录。

3）大风天应检查户外变压器各引接线有无剧烈的摆动，变压器上部及周围有无杂物。

4）大雾天应检查变压器套管有无严重火花放电现象。

5）大雪天，应检查变压器各套管和引线连接处有无落雪即熔或有无冰溜子。

6）气温骤变时，应检查油枕和充油套管油位，油温和温升变化情况。

7）变压器过负荷运行或冷却装置故障停运时，应每30分钟检查一次。

8）夜间闭灯检查各接头有无发热烧红现象，套管有无放电现象。

11.8 变压器瓦斯保护运行规定

11.8.1 变压器正常运行时，重瓦斯保护应投跳闸，轻瓦斯保护投信号。绝缘油色谱在线装置应投入运行。

11.8.2 变压器在运行中更换硅胶，加油滤油，放油等工作时，瓦斯保护有可能误动，应采取措施，加强监视，作好事故预想。

11.8.3 新装或大修后（包括加油、滤油更换硅胶等工作）的变压器，在充电时，重瓦斯保护必须投跳闸侧，并加强监视仪表，每小时检查一次变压器本体和绝缘油色谱在线装置。若变压器满载运行4小时或欠载运行24小时未来信号时，应通知化学取油样化验分析。化验报告正常时，以后按正常巡视检查维护。若运行中来瓦斯信号，应通知化学取气样、油样化验分析。

11.8.4 瓦斯保护投入前，瓦斯继电器与油枕连接管的油门应打开，检查瓦斯继电器内充满油。打开放气门查看有无气体。

12 变压器异常运行和事故处理

12.1 变压器异常运行的处理

12.1.1 变压器过负荷超过允许时间或允许值时，应按规定调整变压器负荷，若无调整手段时应立即将变压器停止运行。

12.1.2 变压器上层油温或温升超过允许值时，应查明原因，设法使其降低，其检查和处理如下：

1）检查变压器的负荷电流和上层油温以及环境温度，并与在同一负荷和相同冷却介质温度下应有的油位校对比较。

2）检查温度表指示一致，或用测温仪校核确证超温指示准确。

3）检查冷却装置运行是否正常或室内通风是否良好。比较各散热器与本体温度确定是否局部过热。

4）用备用变压器转移部分负荷，或者停运部分设备，减轻变压器超负荷。

5）检查变压器在同一负荷电流和相同冷却条件下、上层油温高出10℃以上，或变压器负荷不变而温度不断上升，则可能是变压器内部故障，应及时汇报值长，停运检查。

12.1.3 变压器油位低于正常位置，如果因为长期轻度漏油引起，应加油补充到正常位置。如果因为大量漏油使油位下降，应及时通知检修消除漏油。

12.1.4 变压器油位因温度升高而逐渐升高时，若最高油温的油位可能高出油位指示计时，应放油至适当高度，以防溢油。

12.1.5 变压器运行中轻瓦斯保护动作报警

12.1.5.1 动作原因：

1）检修加油，滤油，更换硅胶或冷却器油系统不严密，以致空气进入变压器内。

2）初次投运的变压器有空气晰出。

3）气温过低或漏油严重，使油面下降。

4）瓦斯继电器二次回路故障，二次端子箱进水或受潮。

5）有载调压分接头切换频繁，分离出油气。

6）变压器内部故障，分解出少量气体。

12.1.5.2 处理：

1）立即对变压器本体进行检查，查明动作原因。有备用变压器时，可先倒换至备用变压器运行，汇报值长，总工。

2）若变压器运行参数没有变化，各表计及外观检查未发现异常，则可能是空气进入变压器。应将瓦斯继电器动作时间，变压器的油位、油温、环境温度及电压、电流、功率记录下来。

3）运行人员可以根据瓦斯继电器内积存气体的多少和绝缘油色谱在线装置显示的气体浓度数据，判断故障的轻重和性质。也可以对气体进行可燃性试验。若气体可燃，应立即停运变压器，并通知化学取油样和瓦斯气体进行分析。

4）若动作原因是油内有空气，应将空气放出，做好记录。如果相邻动作时间缩短，应请示总工，按值长令将重瓦斯保护改投信号。

5）若试验分析不是空气，变压器又不能停止运行时，应加强对变压器监视，同时汇报值长和总工，尽快安排停运。

6）根据油质检验报告和油样色谱分析结果，用下列标准判定：

a）油闪光点比规定低5℃以上，则说明变压器有故障。

B）绝缘油气相色谱分析，是利用油中溶解气体的深度变化，来诊断变压器内部早期故障的一种有效方法。一般应根据色谱数据中的C2H2、C2H4、CH4、H2、C2H6五种气体的含量，按照导则推荐油中溶解气体含量的注意值和三比值法分析判断。

（1）三比值法：

按国家标准“变压器油中溶解气体分析和判断导则”推荐的三比值法作为判断变压器内部故障的主要方法。根据色谱数据中的C2H2、C2H4、CH4、H2、C2H6五种气体的含量，计算出三对比值，即C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6。并按三比值法的编码规则（见表1）和故障性质判断方法（见表2），结合相对产生速率和绝对产气速率，分析判断变压器内部故障。由于三比

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