油浸式变压器操作规程
1.目的为使本岗位的工作或作业活动有章可循,使作业安全风险评估和过程控制规范化,保证全过程的安全和质量;同时规范设备操作和工艺指标的严格执行,为本工序的生产提供切实可行的操作方法、紧急预案及事故处理程序,以保证本工序及后序生产系统安全稳定运行;也可用作员工的学习与培训教材,以提高操作人员素质和技术水平,特制订本操作规程。2.范围25MW电站油浸式变压器。3.作用电能转换,将一种电压、电流的电能转换成相同频率的另一种电压、电流的交流电能。4.变压器的运行维护4.1变压器投入运行前的检查4.1.1变压器投入运行前,值班员应仔细检查,确认变压器及其保护装置在良好状态,具备送电条件,收回所有有关工作票,拆除接地线或拉开接地刀闸,临时标示牌和临时遮栏全部拆除,现场清洁,照明充足,安装检修人员对设备状态交代清楚。4.1.2运用中的备用变压器随时可以投入运行;长期备用的变压器,应进行充电试验,并做好记录。4.2变压器投运前的绝缘检测4.2.1检修后的变压器投运前应有绝缘合格报告。停用时间超过一个月的变压器投入运行前,应测量绝缘电阻,测量后应对地放电。4.2.2变压器线圈电压500V以上者使用1000-2500V摇表,线圈电压500V以下者使用500V摇表。4.2.3应分别测量高、低压对地及高、低压间绝缘电阻,其阻值应不低于上次测量值的1/3,并测量“R60/R15”吸收比不低于1.3,最低不能低1MΩ/KV。如测量值低于规定值时应汇报值长及有关领导;及时将绝缘值记录在《绝缘记录登记本》上。4.3变压器投运前外观检查包括以下各项4.3.1变压器的温控装置应正常投入,温度应与实际相对应。4.3.2变压器套管外部清洁完好、无破损裂纹、无放电痕迹及其它异常现象。4.3.3变压器各侧接线应完整正确,分接头分接位置正确,外壳接地应良好,中性点接地良好。4.3.4变压器顶盖清洁无杂物,风冷装置试转良好,无异音。4.3.5变压器控制回路、继电保护等二次接线完整,定值符合规定,正确投入保护压板。4.3.6变压器柜门应上锁,且应标明变压器名称编号,门外应挂安全警示牌。4.3.7初次投运的变压器及大修后变更分接头后,应测定变压器的直流电阻值,用以检查各分接开关的接触情况,可参考变压器出厂测试记录,并及时记录在《设备变更记录本》内。5.变压器运行中的监视5.1变压器运行中应认真检查变压器的各种表计指示不得超过允许值,并定期每小时抄表一次。5.2每班应对运行中的变压器进行巡检,下列情况应对变压器进行特殊巡视检查,增加巡检次数5.2.1新设备或经检修、改造的变压器在投运72小时内。5.2.2有设备缺陷时。5.2.3高温季节,高峰负荷期间。5.2.4变压器过负荷运行时。5.3运行中的变压器外部检查项目包括5.3.1检查变压器室内通风良好,室内温度应低于40℃并经常保持室内清洁,屋顶无渗漏水现象。5.3.2经常监视温度计的指示温度正常,温控装置正常投入。5.3.3检查高低侧接头无过热,绕组温升不超过规定值。5.3.4运行声音正常、无异味。5.3.5变压器风冷设施运转良好,安全标志齐全。5.4变压器的额定运行方式5.4.1变压器在规定的冷却方式下可按铭牌规范连续运行。5.4.2变压器的一次电压允许在各分接头额定值的5%范围内运行,则变压器的二次侧可带额定负荷且额定容量不变。5.4.3干式变压器温控装置设定:80℃启风机;60℃停风机;100℃报警;150℃跳闸。5.4.4低压厂用变压器,低压侧中性点电流不得超过低压侧额定电流的25%。5.5变压器的过负荷运行5.5.1变压器允许在正常过负荷和事故过负荷下运行。5.5.2变压器正常过负荷是指在不牺牲变压器的绝缘正常使用寿命为前提,其中包括夏季低负荷和冬季高负荷的相互补偿的过负荷。5.5.3变压器事故过负荷指在事故情况下的过负荷,允许值及时间表如下:过负荷电流倍数环境温度(℃)0℃10℃20℃30℃40℃1.124h24h24h19h7h1.224h24h13h5.8h2.8h1.323h10h5.5h3h2.8h1.48.5h5.1h3.1h1.8h1.5h1.54.8h3.1h2h1.1h55min1.63h2h1.3h45min35min1.72h1.4h55min25min18min1.81.5h1h30min13min9min1.91h35min18min9min6min2.040min22min11min6min5min6.变压器的停送电操作原则6.1变压器的冲击试验应从装有保护装置的电源侧进行。变压器停电时,应先拉负荷侧开关,后拉开电源侧开关;送电时与之相反。6.2厂用变压器送电的操作原则6.2.1拉开厂用变压器高压侧接地刀闸。6.2.2摇测厂用变压器绝缘合格,符合送电条件。6.2.3投入厂用变压器相关保护。6.2.4放上厂用变压器操作保险。6.2.5将厂用变压器高压侧开关摇至工作位置。6.2.6合上厂用变压器高压侧开关。6.2.7合上厂用变压器低压侧开关。6.3厂用变压器停电的操作原则6.3.1拉开厂用变压器低压侧开关。6.3.2拉开厂用变压器高压侧开关。6.3.3将厂用变压器高压侧开关摇至试验位置。6.3.4取下厂用变压器操作保险,退出厂用变压器相关保护。6.3.5验电无压后,合上厂用变压器高压侧接地刀闸。7.变压器的异常运行及事故处理7.1变压器的异常运行7.1.1变压器发现以下现象为异常运行,应加强监视,查明原因7.1.1.1变压器过负荷。7.1.1.2变压器有异常声音。7.1.1.3变压器套管有裂纹、破损、放电现象。7.1.1.4变压器接线桩接触不良而发热。7.1.1.5变压器冷却系统不正常。7.1.2发现下列情况之一者,应立即停用故障变压器或投入备用变压器7.1.2.1人身触电。7.1.2.2变压器内部声响很大,有噪声或爆裂声。7.1.2.3变压器套管有严重破损或放电现象。7.1.2.4变压器冷却电源发生严重故障,且在运行中无法恢复。7.1.2.5局部冒烟,母线或电缆压线有明显熔化点。7.1.2.6变压器在正常负荷或冷却条件下变压器温度不断上升。7.1.2.7当发生危及变压器安全的故障,而变压器的有关保护装置拒动时。7.1.2.8变压器着火或变压器附近的设备着火爆炸或发生其他情况,对变压器构成严重威胁时。7.1.3变压器温度异常升高的处理7.1.3.1检查是否因负荷过高或环境温度变化所致,并核对相同条件下的温度记录。7.1.3.2核对温度表指示是否正确。7.1.3.3检查变压器冷却装置或室内通风情况,若温度升高的原因是由于冷却装置故障,且在运行中无法消除者,应做好安全措施,降低变压器负荷;若发现变压器温度较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上,而结果证明冷却装置正常,通风良好,表计正确,则可认为内部发生故障(如铁芯严重短路,绕组匝间短路等)而变压器的保护装置因故不能动作,则在此情况下,应立即将变压器停止运行。7.1.4变压器过负荷的处理7.1.4.1复报警音响,汇报值长、班长记录过负荷运行时间。7.1.4.2调整负荷的分配情况,联系值长采用切换的方法减少变压器的负荷。7.1.4.3如属于正常过负荷,可根据正常过负荷的时间,严格执行,同时增加该变压器的检查次数,加强对变压器的温度监视,不得超过规定值。7.1.4.4如果变压器存在较大的缺陷,不允许变压器过负荷运行。7.2变压器事故处理现象:1#、2#变压器跳闸,变压器高压侧、低压侧断路器断开,厂用电全失。处理:1.确认变压器跳闸位置及跳闸原因。2.复位报警,将低压侧大功率用电设备断路器断开,并通知热机将各电机联锁解除。3.如非变压器本身问题,可强送电一次,先投变压器高压侧断路器,再投低压侧总断路器。4.强送不成功不得第二次强送,应待查明原因后,在进行送电。5.送电成功后依次合低压侧各用电设备断路器,若送某一设备时造成变压器再次跳闸,应将此设备隔离,并重新送电。6.配合热机恢复生产。7.2.1变压器自动跳闸,应进行下列检查和处理7.2.1.1变压器自动跳闸后,应检查是变压器本身问题,还是用电设备问题。7.2.1.2若跳闸是由于人员误碰或外部故障原因造成,可经外部检查后重新投入运行。7.2.1.3若跳闸是由于变压器内部故障原因继电保护装置动作,应对变压器及继电保护装置进行全面检查、试验,以查明原因,排除故障后再投入运行。7.2.2变压器着火处理7.2.2.1变压器着火或发生人身事故时,应立即切断变压器两侧电源,将高压侧小车摇出并汇报领导。7.2.2.2保护动作跳闸,应检查备用变压器是否自投,拉出着火变压器两侧开关手车,将着火变压器与电源隔离,立即汇报值长及相关领导。7.2.2.3保护未动作跳闸,应立即拉开变压器两侧开关。7.2.2.4应立即停止冷却装置运行,断开防碍灭火的相邻设备电源。7.2.2.5变压器着火用二氧化碳、泡沫灭火器灭火,必要时可用砂子灭火,严禁使用水灭火。8.设备参数1#、2#变压器序号项目序号项目1型号Su-1250/107器身吊重2070Kg2额定容量1250KVA8油重660Kg3额定电压10.5KV/0.4KV9总重3320Kg4额定电流68.7/1804.2A10短路阻抗5.98%5冷却方式ONAN11制造日期2012.066联结组别D,yn1112出厂编号1206253/1206252保定天威集团(江苏)五洲变压器有限公司9.保护定值序号定值名称定值数值时间(S)投/退情况变比1电流1段48A0已投联络线:CT:150/5APT:100/1V2电流2段9A2段一时限0.5已投2段二时限0.5已投2段三时限1已投3负序电压闭锁值20V已投4低电压闭锁定值80V已投5正序反时限电流2A1已投6高压侧零序I段0.171A0.2已投7高压侧零序II段3.5A1已投8高压侧零序III段2A1已投9低压压侧零序定值3.421AI段时限0.7已投10II段时限0.7已投11III段时限1已投12零序反时限电流2A0.5已投13过负荷电流定值4A5已投14零序过压定值50V1未投15非电量开入延时1未投
篇2:预防220kV110kV35kV油浸式变压器电抗器事故措施
1?总则
1.1?为预防变压器(电抗器)的事故发生,保障电网安全、可靠运行,特制定本预防措施。
1.2?本措施是依据国家的有关标准、规程和规范并结合设备运行和检修经验而制定的。
1.3?本措施针对已投运的变压器(电抗器)设备在运行中容易导致典型、频繁出现的事故(障碍)等环节提出了具体的预防措施,主要包括预防在安装、检修、试验和运行中发生变压器(电抗器)本体及其附件事故,以及预防发生事故的技术管理措施等内容。
1.4?本措施适用于某风电场系统的变压器的预防事故措施。
1.5?可根据实际情况制定相应和实施细则。
2?引用标准
以下为设备设计、制造及试验所应遵循的国家、行业和企业的标准及规范,但不仅限于此:
GB1094.1-5-1996?电力变压器?
GB10229-1988?电抗器
GB2900.15-1982?电工术语?变压器?互感器?调压器?电抗器
GB2536-1990??变压器油?
GB311.1-1997?高压输变电设备的绝缘配合
GB7449-1987?电力变压器和电抗器的雷电冲击波和操作冲击波试验导则
GB7328-1987?电力变压器和电抗器的声级测定
GB7354-1987?局部放电测量
GB50150-1991?电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T16434-1996高压架空线路发电厂风电场环境污区分级及外绝缘选择标准
GB/T16927.l-2-1997高压试验技术
GB10230-1988?有载分接开关
GB/T6451-1999??三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T13499-1992?电力变压器应用导则
GB/T17468-1998?电力变压器选用导则
GB/T15164-1994?油浸式电力变压器负载导则
JB/T8751-1998500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求
GB/T8287.1-1997高压支柱瓷绝缘子技术条件
GB/T8287.2-1999高压支柱瓷绝缘子尺寸与特性
GB/T4109-1999高压套管技术条件
GB1208-1997电流互感器
GB16847-1997?保护用电流互感器暂态特性技术要求
GB/T7252-20**变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T7595-2000运行中变压器油质量标准
JB/T3837-1996变压器类产品型号编制方法
110(66)kV~500kV油浸式变压器技术规范(〔2004〕634号)?
IEC60507:1975?交流系统用高压绝缘子的人工污秽试验
所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头和螺帽均应遵照ISO及SI公制标准。
3预防设备事故的技术管理要求
3.1防止变压器本体故障
3.1.1防止变压器短路损坏事故
(1)容性电流超标的66kV不接地系统,宜装设有自动跟踪补偿功能的消弧线圈或其它设备,防止单相接地发展成相间短路。
(2)采取分裂运行及适当提高变压器短路阻抗、加装限流电抗器等措施,降低变压器短路电流。
(3)电缆出线故障多为永久性的,因此不宜采用重合闸。例如:对6-10kV电缆或短架空出线多,且发生短路事故次数多的变电站,可考虑停用线路自动重合闸,防止变压器连续遭受短路冲击。
(4)加强防污工作,防止相关变电设备外绝缘污闪。对66kV及以上电压等级变电站电瓷设备的外绝缘,可以采用调整爬距、加装硅橡胶辅助伞裙套,涂防污闪涂料,提高外绝缘清扫质量等措施,避免发生污闪、雨闪和冰闪。特别是变压器的低压侧出线套管,应有足够的爬距和外绝缘空气间隙,防止变压器套管端头间闪络造成出口短路。
(5)加强对低压母线及其所联接设备的维护管理,如母线采用绝缘护套包封等;防止小动物进入造成短路和其它意外短路;加强防雷措施;防止误操作;坚持变压器低压侧母线的定期清扫和耐压试验工作。
(6)加强开关柜管理,防止配电室“火烧连营”。当变压器发生出口或近区短路时,应确保开关正确动作切除故障,防止越级跳闸。
(7)对10kV的线路,变电站出口2公里内可考虑采用绝缘导线。
(8)随着电网系统容量的增大,有条件时可开展对早期变压器产品抗短路能力的校核工作,根据设备的实际情况有选择性地采取措施,包括对变压器进行改造。
(9)对运行年久、温升过高或长期过载的变压器可进行油中糠醛含量测定,以确定绝缘老化的程度,必要时可取纸样做聚合度测量,进行绝缘老化鉴定。
(10)对早期的薄绝缘、铝线圈且投运时间超过二十年的老旧变压器,应加强跟踪,变压器本体不宜进行涉及器身的大修。若发现严重缺陷,如绕组严重变形、绝缘严重受损等,应安排更换。
3.1.2变压器在运输和存放时,必须密封良好。充气运输的变压器运到现场后,必须密切监视气体压力,压力过低时(低于0.01MPa)要补干燥气体,使压力满足要求。现场放置时间超过6个月的变压器应注油保存,并装上储油柜和胶囊,严防进水受潮。注油前,必须测定密封气体的压力,核查密封状况,必要时应测露点。为防止变压器在安装和运行中进水受潮,套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须密封良好。必要时应进行检漏试验。如已发现绝缘受潮,应及时采取相应措施。
3.1.3停运时间超过6个月的变压器在重新投入运行前,应按预试规程要求进行有关试验。
3.1.4对于并联电抗器,当油中可燃气体增加,并伴有少量乙炔产生,但乙炔含量趋于稳定时,可区别对待,适当放宽运行限值。但应查明原因,并注意油中含气量的变化。
3.1.5铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器,应将接地引线引至适当位置,以便在运行中监测接地线中是否有环流,当运行中环流异常变化,应尽快查明原因,严重时应采取措施及时处理,例如环流超过300mA又无法消除时,可在接地回路中串入限流电阻作为临时性措施。
3.2?防止变压器组、部件故障
3.2.1套管
(1)定期对套管进行清扫,防止污秽闪络和大雨时闪络。在严重污秽地区运行的变压器,可考虑在瓷套上加装硅橡胶辅助伞裙套(也称增爬裙)或采用涂防污闪涂料等措施。加装增爬裙时应注意固体绝缘界面的粘结质量,并应利用停电机会检查其劣化情况,出现问题及时处理。
(2)应采用红外测温技术检查运行中套管引出线联板的发热情况、油位和油箱温度分布防止因接触不良导致引线过热开焊或缺油引起的绝缘事故。
(3)套管取油样原则上按照制造厂的要求。油纸电容型套管补油应采取真空注油技术。
3.2.2分接开关
(1)分接开关改变分接位置后,必须测量所使用分接的直流电阻及变比,合格后方能投入运行。长期使用的励磁分接开关,即使运行不要求改变分接位置,也应结合变压器停电,每1∽2年主动转动分接开关,防止运行触点接触状态的劣化。
(2)安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动。为防止拨叉产生悬浮电位放电,应采取等电位连接措施。
(3)有载分接开关在安装时及运行中,应按出厂说明书进行调试和定期检查。要特别注意分接引线距离和固定状况、动静触头间的接触情况和操作机构指示位置的正确性。
(4)结合预试,在测量变压器直流电阻前对有载分接开关进行全程切换。
(5)应掌握变压器有载分接开关(OLTC)带电切换次数。对调压频繁的OLTC,为使开关灭弧室中的绝缘油保持良好状态,可考虑装设带电滤油装置。有带电滤油装置的OLTC,在带电切换操作后,应自动或手动投入滤油装置。对于长期不切换的OLTC,也应每半年启动带电滤油装置。无带电滤油装置的OLTC,应结合主变压器小修安排滤油,必要时也可换油。
3.2.3对于装有金属波纹管储油柜的变压器,如发现波纹管焊缝渗漏,应及时更换处理。要防止卡涩,保证呼吸顺畅。
3.3?防止继电保护装置误动或拒动
3.3.1提高直流电源的可靠性,防止因失去直流电源而出现的保护拒动。
3.3.2变压器故障时继电保护装置应快速准确动作,后备保护动作时间不应超过变压器所能承受的短路持续时间。为此,要求制造厂提供变压器承受短路能力试验的有关数据。
3.3.3变压器的保护装置必须完善可靠,确因工作需要使保护装置短时停用时,应制定相应的安全防护措施,并于工作完成后立即将变压器保护装置恢复使用。
3.4?防止非电量保护装置误动或拒动
3.4.1非电量保护装置应注意消除因接点短接等造成的误动因素,如接点盒增加防潮措施等。
3.4.2信号装置应齐全可靠。
3.4.3气体继电器、压力释放装置和温度计等非电量保护装置应结合检修(压力释放装置应结合大修)进行校验,避免不合格或未经校验的装置安装在变压器上运行。为减少变压器的停电检修时间,压力释放装置、气体继电器宜备有经校验合格的备品。
3.4.4非电量保护装置的二次回路应结合变压器保护装置的定检工作进行检验,中间继电器、时间继电器、冷却器的控制元件及相关信号元件等也应同时进行。
3.4.5变压器在检修时应将非电量保护退出运行。
3.4.6有条件时,可结合大修将变压器安全气道改换为压力释放装置。
3.5?防止绝缘油劣化
3.5.1加强油务监督管理工作,定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析。对新油要加强质量控制,油运抵现场经处理并取样分析合格后,方能注入设备。用户可根据运行经验选用合适的油种。变压器的绝缘油应严格按规程监测含水量、油击穿强度和介质损耗因数等指标。
3.5.2应及时分析运行中变压器的油样,并从变压器投运带电起开始监测绝缘油色谱。取油样应严格按照规程规定,用玻璃注射器进行密封取样。
3.5.3变压器在运行中出现绝缘油介质损耗因数超过规程要求、且影响本体绝缘性能时,应及时查明绝缘下降原因,并对绝缘油进行处理。
3.5.4运行年久的变压器应严格控制绝缘油的质量。
4?预防设备事故的运行要求
4.1?运行
4.1.1通过长电缆(或气体绝缘电缆)与GIS相连的变压器,为避免因特高频操作过电压(VFTO)造成高压线圈首端匝间绝缘损坏事故,除了要求制造厂采取相关措施外(如加大变器入口等值电容等),运行中应采用“带电冷备用”的运行方式(即断路器分闸后,其母线侧刀闸保持合闸状态运行),以减少投切空载母线产生VFTO的概率。
4.1.2当气体继电器发出轻瓦斯动作讯号时,应立即检查气体继电器,及时取气样检验,以判明气体成分,同时取油样进行色谱分析,查明原因及时排除。
4.2?巡检
4.2.1注意检查变压器的渗漏情况,防止进水受潮,特别是变压器顶部和容易形成负压区部位(如潜油泵入口及出口法兰处),以及胶囊等易老化损坏的部件。发现异常及时处理。
4.2.2注意保持套管油位正常,运行人员巡视时应检查记录套管油面情况。若套管油位有异常变动,应结合红外测温、渗油等情况判断套管内漏或是外漏。套管渗漏时应及时处理。
4.2.3应定期检查吸湿器的油封、油位及吸湿器上端密封是否正常,干燥剂应保持干燥、有效。
4.2.4运行中油流继电器指示异常时,注意检查油流继电器档板是否损坏脱落。
4.3?投切
4.3.1变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的残存气体。更换或检修各类冷却器后,不得在变压器带电情况下将新装和检修过的冷却器直接投入,防止安装和检修过程中在冷却器或油管路中残留的空气进入变压器。
4.3.2变压器油纸电容套管安装或更换后,套管应静放24h后方可带电。在此过程中,如变压器器身暴露,则变压器的静放时间24h。
5预防设备在安装、检修、试验过程中发生事故的技术措施
5.1?吊罩(进人)检查
5.1.1除制造厂有特殊规定外,在安装变压器时,应进入油箱检查清扫,必要时应吊罩(芯、盖)检查、清除箱底异物。
5.1.2吊罩(进人)时,除应尽量缩短器身暴露于空气的时间外,还要防止工具、材料等异物遗留在变压器内。进行真空油处理时,要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成金属粉末或异物进入变压器。为防止真空泵停用或发生故障时,真空泵润滑油被吸入变压器本体,真空系统应装设逆止阀或缓冲罐。
5.1.3吊罩(进人)时,应注意检查引线、均压环(球)、木支架、胶木螺钉等是否有变形、损坏或松脱。注意去除裸露引线上的毛刺及尖角,发现引线绝缘有损伤的应予修复。对线端调压的变压器要特别注意检查分接引线的绝缘状况。对高压引出线结构及套管下部的绝缘筒应在制造厂代表指导下安装,并检查各绝缘结构件的位置,校核其绝缘距离及等电位连接线的正确性。
5.1.4吊罩(进人)时,应防止绝缘受伤。安装变压器穿缆式套管应防止引线扭结,不得过分用力吊拉引线。如引线过长或过短应查明原因予以处理。检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。
5.1.5安装时注意检查钟罩顶部与铁心上夹件的间隙,如有碰触,应及时消除。用于运输中临时固定变压器器身的定位装置,安装时应将其脱开。
5.1.6穿心螺栓的绝缘应良好,并注意检查铁心穿芯螺杆绝缘外套两端的金属座套,防止座套过长触及铁心造成短路。
5.1.7线圈压钉螺栓应紧固,防止螺帽和座套松动掉下造成铁心短路,电屏蔽引线应固定好,防止出现电位悬浮产生放电。
5.1.8在线圈下面水平排列的裸露引线,宜加包绝缘,以防止金属异物碰触引起短路。
5.1.9在大电流套管导杆引线两端,都应配有锁母和蝶形弹簧垫圈以防止螺母松动。
5.1.10变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带,以防止裸引线与套管的导管相碰,分流烧坏引线及导管。
5.1.11为防止抽真空时麦氏真空计的水银进入变压器器身,宜使用数字式或指针式真空计。
5.2?工艺要求
5.2.1对新安装或大修后的变压器应按制造厂说明书规定进行真空处理和注油,其真空度、抽真空时间、进油速度等均应达到要求。装设有载分接开关的油箱要与本体油箱连通后同时抽真空,并与变压器本体油箱同时达到相同的真空度,避免开关油箱渗油。
5.2.2装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器,要严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油,防止空气进入。结合大修或必要时对胶囊和隔膜的完好性进行检查。
5.2.3套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面。并检查端子受力和引线支撑情况,检查外部引线的伸缩节及其热胀冷缩性能。防止套管因过度受力引起的渗漏油。与套管相连接的长引线,当垂直高差较大时要采用引线分水措施。
5.2.4现场进行变压器干燥时,应事先做好防火措施,防止加热系统故障或线圈过热烧损。
5.2.5防止因储油柜系统安装不当,造成喷油、出现假油面或使保护装置误动作。
5.2.6变压器安装或更换冷却器时,必须用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵内部,直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。如发现异物较多,应进一步检查处理。
5.2.7安装或检修中需要更换绝缘件时,应采用符合制造厂要求、检验合格的材料和部件,并经干燥处理。
5.3?维护和年检
5.3.1因冷却器(散热器)外部脏污、油泵效率下降等原因,使冷却器(散热器)的散热效果降低并导致油温上升时,要适当缩短允许过负荷时间。变压器的风冷却器每1-2年用水或压缩空气进行一次外部冲洗,以保证冷却效果。
5.3.2运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗漏油等异常时,应安排停运检修。各地应结合设备实际运行情况,合理安排潜油泵的定期检查修理。对于盘式电机油泵,应注意定子和转子的间隙调整,防止铁心的平面磨擦。
5.3.3要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器。运行单位应定期检查滤网和更换吸附剂。
5.3.4装有排污阀的储油柜,应结合小修进行排污放水。从储油柜补油或带电滤油时,应先将储油柜的积水放尽。不得从变压器下部进油,防止水分、空气或油箱底部杂质进入变压器器身。
5.3.5冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度,注意定期维护,保证正常运行。对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。
5.3.6变压器套管上部注油孔的螺栓胶垫,应结合检修、检查更换。运行15年以上的套管应检查储油柜的密封圈是否脆化龟裂。
5.4?试验
5.4.1局部放电测量
(1)大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器,应进行局部放电测量。
(2)运行中的变压器油色谱异常、怀疑设备存在放电性故障时,首先应采取多种手段排除受潮、油流带电等其它原因。进行局部放电测量应慎重。
5.4.2变压器出厂时应进行绕组变形试验:包括低电压阻抗试验或频响试验(相间频响特性应具有良好的一致性),作为变压器的基本数据建档。在交接、大修和出口短路时应开展此项工作,与原始数据比较,并结合油色谱分析和其它常规检查试验项目进行综合分析,对判明绕组有严重变形并逐渐加重的变压器,应尽快吊罩检查和检修处理。防止因变压器绕组变形累积造成的绝缘事故。禁止变压器出口短路后,未经检查就盲目投运。
5.4.3对于现有采用螺栓式末屏引出方式的套管,在试验时要注意防止螺杆转动,避免内部末屏引出线扭断。试验结束应及时将末屏恢复接地并检查是否可靠接地,常接地式末屏应用万用表检查,如发现末屏有损坏应及时处理。
5.4.4变压器放油后进行电气试验(如测量绝缘电阻或施加低电压试验)时,应严防因感应高压放电或通电打火而引燃、引爆油纸绝缘物和油箱内聚集的可燃气体。
6?预防壳式变压器事故
6.1?对于在运的变压器,应加强油品管理,定期监测绝缘油的体积电阻率、带电度和变压器泄漏电流,以防绝缘油老化(或油流带电)危害变压器绝缘。油中一旦出现乙炔,即应跟踪分析,必要时可考虑换油处理。
6.2?在对壳式变压器绝缘油的定期色谱监测中,一旦发现放电性故障迹象即应引起高度重视:提高色谱监测频次,同时还要测试油的含气量、带电度和油中硫化铜含量等参数。
7其它预防设备事故的措施
7.1?在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时,必须事先采取防火措施,现场应设置一定数量的消防器材。
7.2?事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求,保持贮油坑的排油管道畅通,以便事故发生时能迅速排油,并有符合要求的防火隔离墙。防止绝缘油进入电缆沟内。室内变压器应有集油池或挡油矮墙,防止火灾蔓延。
7.3?充氮灭火装置应确保不发生误动,否则将引起变压器事故。
7.4?变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线,且每根接地引下线均应符合热稳定要求。
7.5?变压器应采用氧化锌避雷器保护。
篇3:油浸式变压器维护作业指导书
油浸式变压器维护作业指导书基本条件工作任务油浸式电力变压器检修工作条件晴天(湿度不大于60%)作业指导书编号DQB-ZD-107工作班成员及分工1、作业人员2~3人,其中工作负责人(监护人)1人,其余为工作班成员。所有工作人员必须经培训合格,持证上岗。2、工作负责人负责检查工作票所载安全措施是否正确完备和值班员所做的安全措施是否符合现场实际条件,并对整个作业过程的安全风险点进行分析、检查;对作业过程中质量控制点及记录的准确性负责,同时对整个作业过程进行指导、检查并对最终检修质量负责。3、工作班成员按照工作负责人安排进行清扫检修工作。制定依据1.石油化工设备维护检修规程(第六册电气设备)SHS06001-20042.电气运行规程SHZT-T4.09.20.006.20103.电气安全工作规程SHZT-T4.09.20.006.20104.变压器检修导则DL/T5735.变压器运行规程DL/T572资料及基本工具常用工器具名称数量名称数量万用表1块组合工具1套2500兆欧表1块电工个人工具1套微欧表1块套筒扳手1套力矩板手1套毛刷1把/人硅胶若干无水乙醇、布若干、若干风险分析及对策措施1、未办理手续、延迟交付检修时间或设备未停电危及检修人员安全,检修工作前严格确认设备已停电,并具备交付检修条件。2、未按照电气工作票要求做好安全措施,造成检修人员与设备的损伤。严格执行电气工作票制度,杜绝违规行为。3、工作负责人或工作班成员对检修现场实际情况及检修内容不熟悉。工作前加强电气检修规程,安全规程,施工方案的学习;现场做好安全交底。4、工作完毕后工器具遗留在变压器本体上给设备带来隐患,随时可能引起相间或对地短路等重大事故。坚持文明检修,严格遵守工完料净场地清要求,清扫负责人在现场严格仔细把关。5、清扫变压器时未按要求系好安全带造成工作班成员高处坠落。要求工作班成员严格遵守电气安全工作规程和公司安全禁令要求,工作负责人加强施工现场的监督检查。作业步骤序号作业程序质量控制点质量标准及其监督检查危险点分析及控制措施确认(√)1准备工作4(1)熟悉作业内容。参加工作的人员应清楚作业内容、检修质量标准,、工艺方法、危险点及注意事项。4(2)准备检修作业所需工具。4(3)办理工作票。4、5(4)许可工作票,交待安全措施。4(5)进行HSE分析,工作负责人负责讲解安全措施和注意事项。2外壳及绝缘油4(1)检查本体和清扫外壳,包括本体、大盖、衬垫、油枕、散热器、阀门、安全气道、滚轮等,消除渗漏:(1.1)油箱及顶盖应清洁,无锈蚀、油垢、渗油。(1.2)油枕应清洁无渗漏,油枕中胶囊应完整无破损、无裂纹和渗漏现象;胶囊沿长度方向与油枕的长轴保持平行,不应扭偏;胶囊口密封应良好,呼吸应畅通。(1.3)油位计指示应正确,玻璃完好透明无裂纹或渗油现象,油封油位应在油面线上。(1.4)安全气道内壁清洁,无锈蚀及油垢,吸湿剂应干燥,其滤网的安装位置应正确。(1.5)吸湿器与油枕间的连接管密封良好;吸湿剂应干燥,油封油位应在油面线上。(1.6)各种阀门操作灵活,关闭严密,无渗漏油现象。(1.7)变压器铭牌及编号牌表面清洁平整,参数齐全,字迹清楚。(1.8)所有法兰连接面应用耐油橡胶密封垫(圈)密封;密封垫(圈)应无扭曲、变形、裂纹、毛刺;密封垫(圈)应与法兰面的尺寸配合。(1.9)法兰连接面应平整整洁;密封垫应擦拭干净无油迹,安装位置应准确;其搭接处得厚度应与原厚度相同,压缩量不超过其厚度的1/3。(1)检查、确认工作需认真仔细。42、检查清扫油再生装置,更换或补充干燥剂:(2.1)净油器内部应清洁,无锈蚀及油垢,吸湿剂应干燥,油封油位应在油面线上。3、43、根据油质情况,过滤或注入新变压器油:(3.1)新变压器油必须经试验合格后,方可注入变压器中。注入变压器的油的温度应该等于或低于线圈的温度,以免绝缘受潮。注油后需静置,并不断打开放气塞排气,35KV以下电压等级变压器静置时间为24h;63~110KV电压等级变压器静置时间为36h。静置后需调整油面至相应环境温度的油面。(3.2)220KV及以上变压器应采用真空注油;110KV变压器也宜采用真空注油。真空注油应避免在雨天进行,以防潮气浸入。(3.3)油枕要求充氮保护的应进行充氮,充入的氮气应干燥,纯度及压力符合制造厂的规定。44、检查接地装置:(4.1)检查变压器器身可靠两点接地,铁芯及夹件可靠一点接地。45、变压器外壳防腐。46、本体做油压试验。3铁芯及线圈3、41、吊芯进行内部检查。(1)试验数据若偏差较大时,要查找上次试验结果必要时安排检修。2、检查铁芯、铁芯接地情况及穿芯螺栓的绝缘状况:(2.1)铁芯表面清、无油垢、无锈蚀、铁芯紧密整齐,无过热变色现象。(2.2)铁芯接地良好,且只有一点接地。(2.3)所有穿芯螺栓应紧固,用1000V或2500V兆欧表测量穿芯螺栓与铁芯夹件之间的绝缘电阻(应拆开接地片),其值不得低于最初测得的绝缘电阻值的50%或其值不小于以下规定:(2.3.1)10KV及以下2MΩ(2.3.2)20~35KV5MΩ(2.3.3)40~60KV7.5MΩ(2.3.4)110~220KV20MΩ(2.4)穿芯螺栓应做交流1000V或直流2500V的耐压试验1min,无闪络、击穿现象。(2.5)各部件所有螺栓应紧固,并有防松措施,绝缘螺栓应无损坏,防止松动绑扎完好。3、43、检查及清理线圈及线圈压紧装置、垫块、引线、各部分螺栓、油路及接线板:(3.1)线圈表面清洁无垢,油道畅通,上下夹件紧固,绑扎带完整无裂;垫块排列整齐,无松动或断裂。(3.2)各组线圈应排列整齐,间隙均匀,无移动变位;焊接处无融化及开裂现象。(3.3)线圈绝缘层完整,表面无过热变色、脆裂或击穿等缺陷。(3.4)引出线绝缘良好无变形,包扎紧固无破裂;引线固定牢固,其固定支架紧固;引出线与套管连接牢靠,接触良好紧密;引出线接线正确,引出线间及对地绝缘距离符合要求。4冷却系统41、检查风扇电动机及其控制回路:(1.1)冷却风机应清洁、牢固、转动灵活、叶片完好;试运转时应无振动、过热或碰擦等情况,转向应正确;电动机操作回路、开关等绝缘良好。(1)冷却风机发生异常情况要安排检修。42、检查强迫油循环泵、电动机及其管路、阀门等装置:(2.1)强迫油循环系统的油、水管路应完好无渗漏;管路中的阀门应操作灵活,开闭位置正确;阀门及法兰连接处应密封良好。(2.2)强迫油循环泵转向应正确,转动时应无异音、振动和过热现象;其密封应良好,无渗油或进气现象。43、检查清理冷却器及水冷却系统,进行冷却器的水压试验。44、清除漏油、漏水。5分接头切换调压装置3、41、检查并修理有载或无载分接头切换装置,包括附加电抗器、定触电、动触点及其传动机构:(1.1)为防止受潮,应尽量缩短分接头切换装置的绝缘部分在空气中暴露的时间。从放油开始时算起,至注油开始为止:分接头绝缘部分与空气接触时间不应超过下面规定:(1.1.1)空气相对湿度不大于65%时为16h;(1.1.2)空气相对湿度不大于75%时为12h。(1.2)分接头切换装置的各分接点与线圈的连接应紧固正确;各分接头应清洁、光滑无烧蚀,在接触位置应接触紧密;弹性良好,用0.05mm塞尺检查,应塞不进去,测量各分接头在接触位置的接触电阻不大于500μΩ。(1.3)传动装置操作正确,转动灵活,转动节点应正确地停留在各个位置上,且与指示器所指位置一直;绝缘部件清洁、无损伤、绝缘良好。1、禁动分解开关,若需处理分接开关,处理后必须测量各档直流电阻。6套管41、检查并清扫全部套管:(1.1)套管的瓷件应完好,无裂纹、破损或瓷釉损伤,瓷裙外表面无闪络痕迹。(1.2)瓷件与铁件应结合牢固,其胶合处的填料应完整,铁件表面无锈蚀,油漆完好。(1.3)绝缘层包扎紧密无松脱,表面清洁,无老化焦脆现象。(1.4)电容式套管各结合处不得有渗、漏油现象。(1.5)电容式套管引出的分压引线良好。(1.6)油位计完好,指示正确。(1)紧固高低压套管螺栓时,严禁损伤瓷瓶。42、检查充油式套管的油质情况:(2.1)油取样化验符合规定要求,必要时更换绝缘油。43、检查相序应正确,相色清晰。7其他41、检查并校验温控器。(1.1)温控器指示正确,信号接点应动作正确、导通良好,表面无裂纹、玻璃清洁透明,密封严密,接线端子牢固,引线绝缘良好。(1)额定电压1000V以上线圈用2500V兆欧表,其量程一般不低于1000MΩ,1000V以下线圈用1000V兆欧表。42、检查空气干燥器及干燥剂。43、检查及清扫油位计。44、检查及校验仪表、继电保护装置、控制信号装置及其二次回路:(4.1)气体继电器应水平与顶盖安装,顶盖上标志的箭头应指向油枕,其与连通管的连接应密封良好,连接管应以变压器顶盖为准保持有2%~4%的升高坡度,不得有急剧的弯曲和相反的斜度。室外变压器的气体继电器防雨设施良好。3、45、进行规定的测量和试验:(5.1)测量支持绝缘子的绝缘电阻,使用2500V兆欧表,绝缘电阻不应低于300MΩ。(5.2)用微欧表测量高低压绕组的直流电阻。(5.3)记录变压器空载运行情况。(5.4)检测变压器的绝缘电阻及吸收比正常。(10—30℃范围不低于1.3或极化指数不低于1.5)。46、检查并清扫变压器电气连接系统的配电装置及电缆。47、检查充氮保护装置。48、检查胶囊老化及吸收管道畅通情况。8检修场地清理及验收4(1)清扫、清理工作现场。(1)确认变压器上无遗留物。4(2)清查个人工具,检修工具是否齐全。3、4、6(3)工作负责人要求运行班有关人员进行验收,合格后人员方可离场。9检修报告和记录2、3、4(1)根据测得数据在工作票终结前出具检修和试验报告,并一周内更新电子文档。3(2)将合格的报告存档。10工作的终结4、6(1)最后检查确认全部工作项目已经完成,设备恢复到许可工作时状态。(1)设备检修状态确认。(2)确保工完、料尽、场地清。4(2)清理工作现场,工作班成员撤离现场。4、6(3)工作负责人会同工作许可人完成工作票终结手续。质量控制点级别:1、专业组技术员2、区域技术员;3、运行班班长;4、工作负责人;5、工作票许可人;6、工作票终结人。确认人(签名):工作负责人(签名):