風(fēng)電場主變壓器運行規(guī)程

1、 PAGE 9風(fēng)電場主變壓器運行規(guī)程適用范圍本規(guī)程規(guī)定了新能源分GS 玉湖風(fēng)電場變壓器運行規(guī)定、運行操作、運行維護(hù)、運行故障及事故處理。本規(guī)程適用于運行人員對變壓器及其附屬設(shè)備的運行操作和管理，也可供生產(chǎn)管理人員和有關(guān)檢修維護(hù)人員參考。引用標(biāo)準(zhǔn)下列標(biāo)準(zhǔn)中所包含的條款，通過在本規(guī)程中的引用而構(gòu)成本規(guī)程的條款。本規(guī)程出臺時，所示版本均為有效。電力變壓器油浸式電力變壓器技術(shù)參數(shù)和要求變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則GB1084.1.2-1885GB5451-2008 GB7252-2001繼電保護(hù)和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程GB14285-2005電力設(shè)備過電壓保護(hù)設(shè)計技術(shù)規(guī)程SDJ7-1878電力設(shè)備接

2、地設(shè)計技術(shù)規(guī)程SDJ8-1878電力裝置的電氣測量儀表裝置設(shè)計規(guī)范GB500053-2008運行中變壓器油質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)GB/T 75852000序號項目名稱變壓器單 位主要技術(shù)參數(shù)1型號SZ11-50000/110/35kV山東達(dá)馳2冷卻方式ONAN（油浸自冷式)3額 定 容 量50000kVA4額 定 電 壓（12181.25%)/35kV5最高運行電壓133.1kV5額 定 電 流215.8A7空 載 電 流0.075%8額 定 頻 率50Hz8相數(shù)3相10聯(lián) 接 組 別YN，d1111中性點接地方式經(jīng)隔離開關(guān)接地-12調(diào) 壓 方 式有載調(diào)壓-13短路阻抗10.53%14額定效率88.785%

3、15空載損耗27.154kW15負(fù)載損耗177.722kW17總損耗(變壓器本體)200kW18高壓繞組絕緣水平385kV18低壓繞組絕緣水平35kV20中性點繞組絕緣水平200kV21海拔高程2150m高壓側(cè)低壓側(cè)容量（kVA)分接開關(guān)技術(shù)參數(shù)分接位置電壓（V)電流（A)電壓（V)電流（A)1133100215.82131580218.43130075221.835000824.8500004128555224.55127050225.25125540230.07124024232.88122515235.58a121000238.58b121000238.58c121000238.5101

4、18480241.511117875244.712115455245.813114850251.114113440254.515111825255.815110415251.517108D800255.1主要保護(hù)定值玉湖風(fēng)電場 110kV 主變保護(hù)定值單2020 年 01 月 08 日玉湖風(fēng)電場繼字 20200108D 第 2 號第 1 頁共 4 頁廠站名玉湖風(fēng)電場設(shè)備名稱1 號主變?nèi)萘?0MVA容量比100100差動保護(hù)(PST571U 國電南自)差動保護(hù)(PST571U 國電南自)CT 變比110kV400135kV12501CT 變比110kV400135kV12501設(shè)備參數(shù)定值01定

5、值區(qū)號00 區(qū)02被保護(hù)設(shè)備1#主變03主變額定容量50MVA04側(cè)接線方式鐘點數(shù)1105側(cè)接線方式鐘點數(shù)1205側(cè)接線方式鐘點數(shù)1207側(cè)額定電壓121kV08側(cè)額定電壓35kV08側(cè)額定電壓35kV10側(cè)額定電壓35kV11側(cè) CT 一次值40012側(cè) CT 二次值113側(cè) CT 一次值125014側(cè) CT 二次值115側(cè) CT 一次值115側(cè) CT 二次值117側(cè) CT 一次值118側(cè) CT 二次值1保護(hù)定值縱差差動速斷電流定值縱差保護(hù)啟動電流定值二次諧波制動系數(shù)差動保護(hù)控制字50.50.1501差動速斷102縱差保護(hù)103二次諧波制動104CT 斷線閉鎖差動保護(hù)0通風(fēng)調(diào)壓保護(hù)定值01啟

6、動通風(fēng)I 段定值20A02啟動通風(fēng)I 段時間20S03啟動通風(fēng)II 段定值20A04啟動通風(fēng)II 段時間20S05閉鎖調(diào)壓定值20A05閉鎖調(diào)壓時間20S通風(fēng)調(diào)壓控制字啟動通風(fēng)I 段0啟動通風(fēng)II 段0閉鎖調(diào)壓0差動保護(hù)軟壓板差動保護(hù)1遠(yuǎn)方修改定值0審核：計算： 玲玉湖風(fēng)電場 110kV 主變保護(hù)定值單2020 年 01 月 08 日玉湖風(fēng)電場繼字 20200101 第 2 號第 2 頁共 4 頁廠站名玉湖風(fēng)電場設(shè)備名稱1 號主變?nèi)萘?0MVA容量比100100高壓側(cè)后備保護(hù)系統(tǒng)(PST571U 國電南自)高壓側(cè)后備保護(hù)系統(tǒng)(PST571U 國電南自)CT110kV35kV變比40011250

7、1CT110kV 側(cè) CT中性點 CT間隙 CT變比400110011001高后備保護(hù)設(shè)備參數(shù)高后備保護(hù)控制字01定值區(qū)號00 區(qū)01PT 斷線退復(fù)壓閉鎖002被保護(hù)設(shè)備1#主變02復(fù)壓過流段方向指向0（指向變壓器)03主變額定容量50MVA03復(fù)壓過流段經(jīng)復(fù)壓閉鎖104額定電壓121kV04復(fù)壓過流段 1 時限105保護(hù) CT 一次值40005復(fù)壓過流段 2 時限105保護(hù) CT 二次值105復(fù)壓過流段 3 時限0高后備保護(hù)保護(hù)定值07復(fù)壓過流段方向指向201低電壓閉鎖定值70V08復(fù)壓過流段經(jīng)復(fù)壓閉鎖102負(fù)序電壓閉鎖定值4V08復(fù)壓過流段 1 時限103復(fù)壓過流段定值0.87A10復(fù)壓過

8、流段 2 時限104復(fù)壓過流段 1 時限1.0s11復(fù)壓過流段 3 時限105復(fù)壓過流段 2 時限1.3s12復(fù)壓過流段經(jīng)復(fù)壓閉鎖005復(fù)壓過流段 3 時限20s13復(fù)壓過流段 1 時限007復(fù)壓過流段定值0.8714復(fù)壓過流段 2 時限008復(fù)壓過流段 1 時限3.8s15復(fù)壓過流段 3 時限008復(fù)壓過流段 2 時限3.8s15零序過流段方向指向210復(fù)壓過流段 3 時限3.8s17零序過流段經(jīng)零壓閉鎖011復(fù)壓過流段定值20A18零序過流段用自產(chǎn)I0012復(fù)壓過流段 1 時限20s18零序過流段 1 時限113復(fù)壓過流段 2 時限20s20零序過流段 2 時限114復(fù)壓過流段 3 時限2

9、0s21零序過流段 3 時限115零序過流段定值3.0A22零序過流段方向指向215零序過流段 1 時限0.8s23零序過流段經(jīng)零壓閉鎖017零序過流段 2 時限0.8s24零序過流段用自產(chǎn)I0118零序過流段 3 時限0.8s25零序過流段 1 時限118零序過流段定值2.8A25零序過流段 2 時限120零序過流段 1 時限2.0s27零序過流段 3 時限121零序過流段 2 時限2.0s28零序過流段經(jīng)零壓閉鎖022零序過流段 3 時限2.0s28零序過流段用自產(chǎn)I0023零序過流段定值20A30零序過流段 1 時限024零序過流段 1 時限20s31零序過流段 2 時限025零序過流段

10、 2 時限20s32零序過流段 3 時限025零序過流段 3 時限20s33間隙過流 1 時限127間隙過流定值134間隙過流 2 時限128間隙過流 1 時限1.5s35間隙過壓 1 時限128間隙過流 2 時限1.5s35間隙過壓 2 時限130間隙過壓定值180V37零序過電壓告警131間隙過壓 1 時限0.5s32間隙過壓 2 時限0.5s33過負(fù)荷定值0.73A34過負(fù)荷時間5s35零序過電壓告警定值15V35零序過電壓告警時間5s審核：計算：玲玉湖風(fēng)電場 110kV 主變保護(hù)定值單2020 年 01 月 08 日玉湖風(fēng)電場繼字 20200108D 第 2 號第 3 頁共 4 頁廠站

11、名玉湖風(fēng)電場設(shè)備名稱1 號主變?nèi)萘?0MVA容量比100100高壓側(cè)后備保護(hù)系統(tǒng)(PST571U 國電南自)高壓側(cè)后備保護(hù)系統(tǒng)(PST571U 國電南自)CT 變比110kV4001高后備保護(hù)軟壓板35kV12501CT 變比110kV 側(cè) CT4001中性點 CT 1001間隙 CT 100101復(fù)壓過流保護(hù)102零序過流保護(hù)103間隙零序保護(hù)104遠(yuǎn)方修改定值0高壓側(cè)跳閘矩陣01復(fù)壓過流段 1 時限2002復(fù)壓過流段 2 時限2103復(fù)壓過流段 3 時限0004復(fù)壓過流段 1 時限2105復(fù)壓過流段 2 時限2105復(fù)壓過流段 3 時限2107復(fù)壓過流段 1 時限0008復(fù)壓過流段 2 時

12、限0008復(fù)壓過流段 3 時限0010零序過流段 1 時限0211零序過流段 2 時限0312零序過流段 3 時限0013零序過流段 1 時限0314零序過流段 2 時限0315零序過流段 3 時限0315零序過流段 1 時限017零序過流段 2 時限018零序過流段 3 時限018間隙過流 1 時限0320間隙過流 2 時限0321間隙過壓 1 時限0322間隙過壓 2 時限03備跳低壓側(cè)斷路器20注跳高低壓側(cè)斷路器21跳高壓側(cè)斷路器01不投00（1)本體重瓦斯：1.0 M/s，跳主變各側(cè)斷路器（2)本體輕瓦斯： 250ml，發(fā)信號報警（3)調(diào)壓重瓦斯：1.0M/s，跳主變各側(cè)斷路器備（4)

13、調(diào)壓輕瓦斯： 250ml，發(fā)信號報警（5)油溫度保護(hù)：作用于信號。注（5)主變繞組溫度保護(hù)作用于信號（7)主變壓力釋放保護(hù)作用于事故信號（8)本體/有載油枕油位異常作用于信號審核：計算：玲 PAGE 10玉湖風(fēng)電場 110kV 主變保護(hù)定值單2020 年 01 月 08 日玉湖風(fēng)電場繼字 202001008 第 2 號第 4 頁共 4 頁廠站名玉湖風(fēng)電場設(shè)備名稱1 號主變?nèi)萘?0MVA容量比100100低壓側(cè)后備保護(hù)系統(tǒng)(PST571U 國電南自)低壓側(cè)后備保護(hù)系統(tǒng)(PST571U 國電南自)CT 變比35kV12501CT 變比35kV12501低后備保護(hù)設(shè)備參數(shù)定值低后備保護(hù)控制字01定值

14、區(qū)號00 區(qū)01PT 斷線退復(fù)壓閉鎖002被保護(hù)設(shè)備1#主變02復(fù)壓過流 I 段方向指向1（指向母線)03主變額定容量50MVA03復(fù)壓過流 I 段經(jīng)復(fù)壓閉鎖104額定電壓35kV04復(fù)壓過流 I 段 1 時限105保護(hù) CT 一次值125005復(fù)壓過流 I 段 2 時限105保護(hù) CT 二次值105復(fù)壓過流 I 段 3 時限0低后備保護(hù)定值07復(fù)壓過流 II 段方向指向2（不帶方向)01低電壓閉鎖定值70V08復(fù)壓過流 II 段經(jīng)復(fù)壓閉鎖102負(fù)序電壓閉鎖定值4V08復(fù)壓過流 II 段 1 時限103復(fù)壓過流段定值0.82A10復(fù)壓過流 II 段 2 時限104復(fù)壓過流段 1 時限1.0s1

15、1復(fù)壓過流 II 段 3 時限005復(fù)壓過流段 2 時限1.3s12復(fù)壓過流 III段經(jīng)復(fù)壓閉鎖005復(fù)壓過流段 3 時限20s13復(fù)壓過流 III段 1 時限007復(fù)壓過流段定值0.8214復(fù)壓過流 III段 2 時限008復(fù)壓過流段 1 時限3.8s15復(fù)壓過流 III段 3 時限008復(fù)壓過流段 2 時限3.8s15零序過電壓告警110復(fù)壓過流段 3 時限20s低后備保護(hù)軟壓板11復(fù)壓過流段定值20A01復(fù)壓過流112復(fù)壓過流段 1 時限20s02遠(yuǎn)方修改定值013復(fù)壓過流段 2 時限20s低壓側(cè)跳閘矩陣114復(fù)壓過流段 3 時限20s01復(fù)壓過流段 1 時限0115過負(fù)荷定值20A02

16、復(fù)壓過流段 2 時限0315過負(fù)荷時間20s03復(fù)壓過流段 3 時限0017零序過電壓告警15V04復(fù)壓過流段 1 時限0118零序過電壓告警時間5s05復(fù)壓過流段 2 時限0305復(fù)壓過流段 3 時限0007復(fù)壓過流段 1 時限0008復(fù)壓過流段 2 時限0008復(fù)壓過流段 3 時限00備跳低壓側(cè)斷路器01注跳高低壓側(cè)斷路器03跳高壓側(cè)斷路器02不投00審核：計算：玲 PAGE 13設(shè)備組成變壓器主要由鐵芯、繞組、絕緣油及輔助設(shè)備組成：變壓器的輔助設(shè)備主要包括油箱、儲油柜（油枕)、吸濕器、冷卻裝置、絕緣套管、壓力釋放閥、氣體繼電器、有載調(diào)壓開關(guān)、溫度計。變壓器鐵芯鐵芯是變壓器中主要的磁路部分

17、，也是器身的骨架。變壓 器的鐵芯由鐵芯柱和鐵軛兩部分組成。安裝線圈的部分叫做鐵芯柱， 連接各鐵芯柱使鐵芯形成閉合磁路的部分叫做鐵軛。為了提高鐵芯導(dǎo) 磁能力，使變壓器容量增大，體積減小，效率提高，要求鐵芯采用導(dǎo)磁性能良好的材料。傳統(tǒng)鐵芯通常由含硅量較高，表面涂有絕緣漆的 熱軋或冷軋硅鋼片疊裝而成。冷軋硅鋼片比熱軋硅鋼片的性能更好， 磁導(dǎo)率高而且損耗小，但工藝性較差，導(dǎo)磁有方向且價格較貴，多用于大中型變壓器中。目前變壓器一般采用冷軋硅鋼片，厚度有 0.35 mm、0.3mm、0.27 mm 多種，越薄質(zhì)量越好。近年來，變壓器的鐵芯材料已發(fā)展到現(xiàn)在最新的節(jié)能材料非晶態(tài)磁性材料，如 2505S2，非晶

18、合金鐵芯,變壓器便應(yīng)運而生。這種變壓器的鐵損僅為硅鋼變壓器 的 1/5。作用：構(gòu)成主磁通的導(dǎo)磁回路。構(gòu)成耦合磁通的磁路，把一次電路的電能轉(zhuǎn)換為磁能，由自己的磁能轉(zhuǎn)變?yōu)槎坞娐返碾娔?，是能量轉(zhuǎn)換的媒介，因為鐵芯材料大多是導(dǎo)磁率高、磁滯損耗和渦流損耗小的硅鋼片，所以鐵芯磁路可以增強(qiáng)鐵磁場，產(chǎn)生足夠大的主磁場， 從而產(chǎn)生足夠大的主磁通，并能有效地降低勵磁電流。變壓器鐵芯接地：變壓器在運行時或在進(jìn)行高壓實驗中，鐵芯及其金屬部件都處于強(qiáng)電場中的不同位置由靜電感應(yīng)的電位也各不相同，使得鐵芯和各金屬部件之間或?qū)拥伢w產(chǎn)生電位差，在電位不同的金屬部件之間形成斷續(xù)的火花放電。這種放電使變壓器油分解，并損壞固件絕

19、緣。對鐵芯及其他金屬部件都必須進(jìn)行可靠接地。變壓器的鐵芯和外殼要同時接地：變壓器運行時，鐵芯及其金屬部件都處于繞組所產(chǎn)生的強(qiáng)磁場中。如果鐵芯不與外殼同時接地，則由于強(qiáng)磁場的作用，便會使鐵芯與外殼間存在較高的電位差，很可能由此形成間隙放電。鐵芯和外殼同時接地，可以保證它們始終都處于相同電位。繞組變壓器的繞組是變壓器的電路部分，由銅或鋁的絕緣導(dǎo)線繞成， 按其高壓繞組和低抓繞組在鐵芯上相互間的布置。變壓器儲油柜的工作原理及作用儲油柜又叫油枕，它位于油箱上部，下部通過油管與油箱連通。儲油柜的容積一般約為油箱容積的 1/10。其作用是給油的熱脹冷縮留有緩沖余地，保持油箱內(nèi)始終充滿油；同時，減小了油與空氣

20、的接觸面積，可減緩油的氧化。儲油柜上有油標(biāo)（油位表)供觀察油位之用。儲油柜經(jīng)呼吸器或注油器與外界相通，還有集污盒、取油樣， 放油閥等附件。儲油柜有敞開式和密封式兩種。變壓器的吸濕器呼吸器（吸濕器)是一個圓形的容器，目前使用得較多的是一種懸掛式吸濕器。上端通過聯(lián)管接到油枕，下端有孔與大氣相通。在變壓器運行中，絕緣油的溫度變化時，油枕要發(fā)生吸氣和排氣作用，空氣就是通過吸濕器而進(jìn)出油枕的。吸濕器下端的空氣進(jìn)口處設(shè)有油封裝置。在容器內(nèi)部裝滿硅膠或氯化鈣等吸潮劑，用以除去吸入空氣中的塵埃和水分，所以吸濕器又叫做空氣濾過器。吸濕器內(nèi)的硅膠宜采用同一種變色硅膠。當(dāng)較多硅膠受潮變色時，需要更換硅膠。對單一顏色

21、硅膠，受潮硅膠不超過 2/3。吸濕器硅膠變色的原因主要有：（1)長時期天氣陰雨，空氣濕度大，因吸濕量大而變色。（2)吸濕器容量過小。（3)硅膠玻璃罩罐有裂紋、破損。（4)吸濕器下部油封罩內(nèi)無油或油位太低，起不到良好的油封作用，使?jié)窨諝馕唇?jīng)油封而直接進(jìn)入硅膠罐內(nèi)。（5)吸濕器安裝不當(dāng)。如膠墊龜裂不合格，螺釘松動、安裝不密封而受潮。吸濕器的安裝及檢修：吸濕器安裝前，一定要進(jìn)行檢查，在安裝時應(yīng)將保存或運輸時為防潮而加裝的無孔膠墊及防潮劑去掉。吸濕器拆卸時，首先擰開底部油封碗，卸下上部油枕連管或隔膜膠管的連接，取下呼吸器，將吸濕器解體，倒出內(nèi)部吸濕劑。檢查吸濕器玻璃筒應(yīng)完好無破損，器身應(yīng)密封良好。吸濕

22、器底油封應(yīng)注油至油面線，無油面線時應(yīng)使油浸過進(jìn)氣口以上即可，以起到對氣體的過濾作用。變色硅膠應(yīng)呈藍(lán)色，如呈紅色則說明受潮失效，受潮的硅膠應(yīng)在烘干箱 115120溫度下干燥數(shù)小時，呈天藍(lán)色后方可再用。（5)運行中的變壓器更換硅膠時，變壓器瓦斯保護(hù)要退出運行 。絕緣套管14為了將變壓器繞組的引出線從油箱內(nèi)引出到油箱外，則引線在穿過接地的油箱時，必須將帶電的引線與箱體可靠絕緣，所用的絕緣裝置便是絕緣套管，絕緣套管同時還起固定引線的作用。因為套管是變壓器載流元件之一，在變壓器運行中，長期通過負(fù)荷電流，當(dāng)變壓器外部發(fā)生短路時通過短路電流，因此對變壓器的套管有一下要求：必須具有規(guī)定的電氣強(qiáng)度和足夠的機(jī)械強(qiáng)

23、度。必須具有良好的熱穩(wěn)定性，并能承受短路時的瞬間過熱。外形小、重量輕、密封性能好、通用性強(qiáng)和便于維修。5.5 變壓器的冷卻裝置變壓器在運行中由于銅損和鐵損的存在而發(fā)熱，它的溫升直接影響到變壓器絕緣材料的壽命和機(jī)械強(qiáng)度、負(fù)荷能力及使用年限，為了降低溫升，提高出力，保證變壓器安全經(jīng)濟(jì)地運行，變壓器必須進(jìn)行冷卻。變壓器冷卻器的作用是：當(dāng)變壓器上層油溫與下部油溫產(chǎn)生溫差時，通過冷卻器形成油的對流，經(jīng)冷卻器冷卻后流回油箱，起到降低變壓器油溫的作用。玉湖風(fēng)電場 110kV 主變均采用ONAN 方式，即油浸式自然空氣冷卻方式。變壓器常見的冷卻方式還有： ONAN油浸式自然空氣冷卻方式。ONAF 油 浸 風(fēng)

24、冷 式 。 OFWF強(qiáng)迫油循環(huán)水冷式。ODAF 和ODWF強(qiáng)迫油循環(huán)導(dǎo)向冷卻。變壓器溫度計：變壓器溫度計主要作用：15用于監(jiān)視變壓器內(nèi)部油溫及繞組溫度，它安裝在變壓器油箱外， 便于運行人員監(jiān)視變壓器油溫及繞組溫度情況。溫度計安裝時有一個感溫觸頭置放在變壓器內(nèi)部，當(dāng)變壓器內(nèi)部油溫升高時，溫度及內(nèi)感溫介質(zhì)體積增大，這個體積增大量又通過內(nèi)部元件傳遞到儀表頭內(nèi)彈性元件上，使之產(chǎn)生一個相對應(yīng)的位移， 這個位移機(jī)構(gòu)經(jīng)放大后變可驅(qū)動指針指示被測油面溫度。玉湖主變壓器參數(shù)設(shè)定如下：當(dāng)變壓器油面溫度和繞組溫度達(dá)到85C/105C時發(fā)告警信號。當(dāng)變壓器油面溫度和繞組溫度達(dá)到 85C/120C時保護(hù)裝置告警。變壓器

25、有載調(diào)壓分接開關(guān)有載調(diào)壓分接開關(guān)是能在變壓器勵磁或負(fù)荷狀態(tài)下進(jìn)行操作的分接頭切換開關(guān)，是用于調(diào)換繞組分接頭運行位置的一種裝置。賽果樂風(fēng)電場有載分接開關(guān)共有 17 個檔位，玉湖風(fēng)電場有載分接開關(guān)共16有 17 個檔位。當(dāng)需要增大變壓器電壓時，需將檔位向低檔位調(diào)節(jié)， 反之需減小電壓時向高檔位調(diào)節(jié)。有載調(diào)壓分接開關(guān)其主要工作原理就是通過與繞組引出觸頭的位置，從而改變變壓器繞組匝數(shù)，使變壓器一次測二次側(cè)電壓比發(fā)生變化，達(dá)到調(diào)壓的目的。變壓器有載調(diào)壓分接開關(guān)的操作有近控和遠(yuǎn)控兩種方式。近控方式是現(xiàn)場有載調(diào)壓控制箱內(nèi)進(jìn)行，近控操作又分電動和手動，手動操作用于檢修人員在檢修時對分接頭開關(guān)進(jìn)行操作，電動操作是

26、在遠(yuǎn)方操作失靈的情況下使用。遠(yuǎn)控方式是在后臺監(jiān)控電腦上直接進(jìn)行操作。5.8 氣體繼電器是變壓器內(nèi)部故障的主要保護(hù)元件，安裝在儲油柜的下部儲油柜與變壓器郵箱相連的聯(lián)管上，允許通往儲油柜的一端稍高，但其軸線與水平面的傾斜度不得超過 4%。變壓器正常運行時，氣體繼電器內(nèi)一般充滿變壓器油。作用：當(dāng)變壓器內(nèi)部發(fā)生絕緣擊穿、線匝短路及鐵芯燒毀等故障時，給運行人員發(fā)出信號（輕瓦斯保護(hù)，由開口杯、干簧觸點等組成) 或切斷電源以保護(hù)變壓器（重瓦斯保護(hù)，有擋板、彈簧、干簧觸點等組成)。17原理：正常運行時，氣體繼電器充滿油，開口杯浸在油內(nèi)，處于上浮位置，干簧觸點斷開。當(dāng)變壓器內(nèi)部發(fā)生故障時，故障點局部發(fā) 生高熱，

27、引起附近的變壓器油膨脹，油內(nèi)溶解的氣體被逐出，形成氣泡上升，同時油和其他材料在電弧和放電等的作用下電離而產(chǎn)生氣體。當(dāng)故障輕微時，排出的氣體緩慢上升而進(jìn)入氣體繼電器，使油面下降， 開口杯產(chǎn)生以支點為軸的逆時針方向轉(zhuǎn)動，使干簧觸點接通，發(fā)出信 號。當(dāng)變壓器內(nèi)部發(fā)生嚴(yán)重故障時，油箱內(nèi)壓力瞬時升高，則在氣體繼電器所在的連接管路中產(chǎn)生油的涌浪，沖擊氣體繼電器的擋板，當(dāng)擋板旋轉(zhuǎn)到某一限定位置時，氣體繼電器發(fā)出跳閘信號，切斷與變壓器連接的所有電源，從而起到保護(hù)變壓器的作用。壓力釋放閥作用：變壓器的壓力釋放閥是變壓器非電量保護(hù)的安全裝置。即在變壓器油箱內(nèi)部發(fā)生故障時，油箱內(nèi)的油被分解、氣化，產(chǎn)生大量氣體，油箱

28、內(nèi)壓力急劇升高，此壓力如不及時釋放，將造成變壓器油箱變形、甚至爆裂。安裝壓力釋放閥可使變壓器在油箱內(nèi)部發(fā)生故障、壓力升高至壓力釋放閥的開啟壓力時，壓力釋放閥在 2ms 內(nèi)迅速開啟，使變壓器油箱內(nèi)的壓力很快降低。當(dāng)壓力達(dá)到 54kPa 時，壓力釋放閥在2ms 內(nèi)開啟、釋放壓力;在壓力值為 28kPa 時，壓力釋放閥自動關(guān)閉。這樣，使變壓器油箱不致因壓力過大而變形爆炸。壓力釋放閥最大優(yōu)點是動作后能夠自動恢復(fù)原狀。18 PAGE 19壓力釋放閥的檢修項目： 1.清除積塵，保持潔凈；2.各部連接螺栓及壓力彈簧應(yīng)完好，無銹蝕，無松動；3.開啟和關(guān)閉壓力應(yīng)符合規(guī)定；4.觸點接觸良好，信號正確；5.密封良好

29、不滲油/水； 5.防止內(nèi)部積聚氣體因溫度變化發(fā)生誤動。變壓器油（絕緣油)、油箱變壓器油是起絕緣、冷卻、測量和保護(hù)鐵芯和繞組組件，延緩氧對絕緣材料的侵蝕作用。油箱是變壓器的外殼，內(nèi)裝鐵芯和線圈并充滿變壓器的油，使鐵芯和線圈浸在油內(nèi)。運行規(guī)定裝置說明玉湖風(fēng)電場共裝有 1 臺主變壓器，由山東達(dá)馳電氣有限 GS 生產(chǎn)。變壓器電壓等級為 110kV/35kV，額定容量為 50000kVA、油浸自冷式、戶外、全密封免維護(hù)升壓電力變壓器。變壓器低壓側(cè)與 35kV 共箱封閉母線連接。高壓側(cè)采用 GIS 組合設(shè)備出線。高壓側(cè)中性點為套管引出并經(jīng)隔離開關(guān)接地。變壓器冷卻系統(tǒng)：ONAN 冷卻方式為內(nèi)部油自然對流冷卻

30、方式（油浸自冷式)運行方式主變壓器高壓側(cè)共享 110kV 海格線 151 開關(guān)，配電裝置采用戶外GIS 設(shè)備。110kV GIS 與變壓器及出線設(shè)備之間采用架空跳線連接。以 110kV 電壓接入 220kV 變電站送至系統(tǒng)。變壓器場地設(shè)在 PAGE 2135kV 室后側(cè)。主變壓器下方設(shè)集油坑，坑內(nèi)設(shè)排油管與事故油池相連。主變壓器中性點采用經(jīng)隔離開關(guān)接地方式。主變壓器高壓側(cè)分接開關(guān)的運行方式按調(diào)度要求執(zhí)行，目前在 8b 分接位置，額定電壓為（121kV)主變壓器停電操作時，先斷開低壓側(cè)開關(guān)，最后斷開主變高壓側(cè)開關(guān)。運行注意事項變壓器不允許無主保護(hù)情況下運行，差動保護(hù)和重瓦斯保護(hù)不得同時退出運行。

31、變壓器硅膠變色超過 1/3 時應(yīng)更換。變壓器滿負(fù)荷運行情況下，繞組溫度、上層油溫不允許超過 85運行。絕緣電阻的規(guī)定變壓器檢修后或備用超過 10 天，送電前應(yīng)測量其低壓側(cè)繞組對地絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)。絕緣電阻換算到同一溫度下，與前一次測試結(jié)果相比應(yīng)無明顯變化，一般不低于上次測量值的 70%，當(dāng)溫度為 20 時，繞組連同套管的絕緣電阻 1 min 穩(wěn)定值應(yīng)不小于 2000。吸收比K=R50s/R15s1.3，極化指數(shù)PI=R10min/R1min1.5。測量變壓器絕緣電阻應(yīng)使用合格且電壓等級為 2500V 或 5000V 兆歐表。測量絕緣電阻的步驟為：驗電放電測量放電， 放電時間應(yīng)不少于

32、2 min，同時要注意靜電電壓對人身、儀表的安全。剛停電的變壓器需要靜置 30 min，使油溫與繞組溫度趨于相等后再進(jìn)行測量工作，測量溫度以變壓器上層油溫為準(zhǔn)。當(dāng)主變絕緣電阻不合格時應(yīng)匯報有關(guān)領(lǐng)導(dǎo)。瓦斯保護(hù)裝置的運行規(guī)定正常運行時重瓦斯保護(hù)裝置應(yīng)投跳閘位置。變壓器濾油、補油后，應(yīng)將其重瓦斯改投信號，此時其它保護(hù)裝置仍應(yīng)投跳閘。運行 24 小時，打開放氣閥，無氣體排出后方可投至跳閘位置。當(dāng)油枕的油面異常升高或呼吸系統(tǒng)有異?，F(xiàn)象，需要打開排氣閥或放油閥門時，應(yīng)先將重瓦斯改投信號，此時其它保護(hù)裝置仍投跳閘，正常后方可投至跳閘位置。新安裝、大修、事故檢修或換油后的變壓器恢復(fù)運行， 充電時應(yīng)將重瓦斯保護(hù)

33、投跳閘，充電結(jié)束變壓器帶電正常后，立即將其重瓦斯改投信號，運行 24 小時，打開排氣閥排氣，無氣體排出后方可投至跳閘位置。變壓器第一次投運規(guī)定變壓器投運前，需驗收合格后方可投運。變壓器投運前必須核定相位。投運前需做空載全電壓沖擊合閘試驗，沖擊合閘次數(shù)為5 次，第一次受電后持續(xù)時間不應(yīng)少于 10min，每次間隔時間為 5min，應(yīng)無異?，F(xiàn)象；對變壓器沖擊合閘試驗前還應(yīng)用試驗設(shè)備對其進(jìn)行零起升壓正常。對變壓器零起升壓和沖擊合閘試驗時變壓器中性點必須接地良好。在施加電壓前靜止時間不應(yīng)少于 48 小時。變壓器投運工作結(jié)束，工作負(fù)責(zé)人將工作內(nèi)容向運行交待清楚，各項試驗數(shù)據(jù)合格。5.3.5.5 值班人員現(xiàn)

34、場仔細(xì)檢查，外部無異物，臨時接地線已拆除，分接開關(guān)位置正確，各閥門位置正確，確認(rèn)變壓器及其保護(hù)裝置在正常投入狀態(tài)，具備帶電運行條件。5.3.5.7 測量變壓器線圈絕緣電阻合格。2變壓器沖擊合閘試驗后檢查項目變壓器油溫、油色、油位均正常，各部位無滲漏油。變壓器各套管無破損裂紋，中性點、鐵芯、夾件、放電間隙、避雷器等接地良好。瓦斯繼電器內(nèi)無氣體，連接閥門打開，壓力釋放器完好無損，無滲漏油。呼吸器暢通完好，吸附劑無潮解變色。分接開關(guān)位置正確、三相一致。5.3.7.5 變壓器測控裝置工作正常。變壓器本體及其附近應(yīng)無異物，各標(biāo)志齊全完好。變壓器保護(hù)、壓板投入正常。運行檢查及維護(hù)主變巡回應(yīng)每班進(jìn)行一次（間

35、隔 8 小時)并作好相關(guān)記錄，有異常情況應(yīng)增加巡視次數(shù)。變壓器的巡視檢查內(nèi)容變壓器本體運行聲音平穩(wěn)無異常。變壓器外部清潔，無漏油、積污、異物。套管外部無破損裂紋，無油污，無放電痕跡等異常現(xiàn)象。各種溫度計整定值正確，變壓器上層油溫、線圈溫度、鐵芯溫度在正常范圍內(nèi)，表計指示正確。呼吸器完好，吸附劑干燥呈蘭色(吸潮后變粉紅色)，硅膠未受潮率大于 50%，油杯內(nèi)油位正常，三分之一左右，并有微小氣泡流動。7.1.5 壓力釋放裝置、安全氣道及防爆膜完好無損。變壓器油枕和套管內(nèi)的油色、油位正常，油枕油位指示在紅色范圍內(nèi)、不能高于 MAX 位置不能低于 MIN 位置。各部件無滲漏 PAGE 28油現(xiàn)象。引線及

36、接頭、電纜頭、母線頭應(yīng)緊固完好，無發(fā)熱、變色等現(xiàn)象。7.1.8 變壓器無異常發(fā)熱。瓦斯繼電器內(nèi)充滿油、無氣體，油色正常。變壓器分接開關(guān)的檔位位置及電壓指示正常。各控制箱交流電源柜、CT 和 PT 端子箱面板指示燈顯示正確、無故障信號和二次端子箱門應(yīng)關(guān)嚴(yán)、無受潮，二次電纜無破損。變壓器中性點套管無裂紋、中性點刀閘接觸牢固（按當(dāng)時運 行方式合閘或斷開)。各保護(hù)裝置投退正常。各種標(biāo)志應(yīng)齊全明顯，無脫落、移位。7.1.15 變壓器安裝地點的海拔高度，環(huán)境溫度，應(yīng)按 GB5450 和有關(guān)規(guī)定作適當(dāng)調(diào)整。油浸式變壓器應(yīng)按規(guī)程規(guī)定定期取油樣進(jìn)行油化試驗及油氣色譜分析。雷雨季節(jié)應(yīng)注意檢查避雷器放電記錄器是否動

37、作，并作好記錄。7.1.18 油浸式變壓器應(yīng)定期對外部（包括套管)、各種控制箱、溫度儀表和二次回路進(jìn)行檢查和清掃。運行操作主變由運行轉(zhuǎn)檢修停電操作：（1)斷開 1 號主變低壓側(cè)開關(guān) 301（2)斷開 110kV 海格線開關(guān) 151（3)搖出 1 號主變低壓側(cè)開關(guān) 301 至“試驗”位（4)斷開 110kV 海格線隔離開關(guān) 1515（5)搖出 1 號主變低壓側(cè)開關(guān) 301 至“檢修”位（5)合上 110kV 海格線接地刀閘 15140主變由檢修轉(zhuǎn)運行送電操作：（1)斷開 110kV 海格線接地刀閘 15140（2)搖入 1 號主變低壓側(cè)開關(guān) 301 至“工作”位（3)合上 110kV 海格線隔離

38、開關(guān) 1515（4)合上 110kV 海格線開關(guān) 151（5)合上 110kV 海格線開關(guān) 301主變異常運行及事故處理發(fā)生下列故障之一時應(yīng)及時處理，并做好事故預(yù)想：（1)運行聲音異常或振動異常。（2)運行時油溫較高，但未超過最高允許值。（3)壓力釋放器有漏油現(xiàn)象。（4)油枕油面低于下限值。主變正常運行情況下，溫度偏高或持續(xù)緩慢上升，應(yīng)進(jìn)行下列檢查：（1)變壓器聲音有無異常。（2)檢查監(jiān)控系統(tǒng)與現(xiàn)場溫度表指示是否一致，并利用紅外線測溫儀器進(jìn)行比較。（3)主變油位是否在正常范圍，是否有滲漏油。（4)有功、無功、電流是否超過額定值。（5)經(jīng)以上檢查未發(fā)現(xiàn)明顯問題時，匯報有關(guān)領(lǐng)導(dǎo)，將變壓器停止運行進(jìn)

39、行檢查。非電量保護(hù)動作處理現(xiàn)象：監(jiān)控系統(tǒng)有“非電量保護(hù)動作”信號。處理：（1) 立即對變壓器外部檢查，油溫、聲音等，有無明顯漏油。（2) 檢查瓦斯繼電器，若瓦斯繼電器內(nèi)有氣體，應(yīng)記錄氣量， 觀察氣體的顏色并試驗是否可燃，取氣樣及油樣做色譜分析，判別故障類型。（3)若瓦斯繼電器內(nèi)的氣體為無色、無臭且不可燃，色譜分析判斷為空氣，將繼電器內(nèi)氣體排出，變壓器可繼續(xù)運行。（4)若氣體是可燃的或油中溶解氣體分析結(jié)果異常，應(yīng)迅速停電處理。（5)因漏油或油面下降引起非電量保護(hù)動作，應(yīng)設(shè)法消除漏油并匯報相關(guān)領(lǐng)導(dǎo)，將變壓器停電進(jìn)行補油。（5)以上檢查均未發(fā)現(xiàn)異?，F(xiàn)象，瓦斯繼電器內(nèi)無氣體，應(yīng)檢查是否二次回路故障或保

40、護(hù)誤動。主變壓力釋放器動作處理：現(xiàn)象：監(jiān)控系統(tǒng)有“壓力釋放器動作”信號，現(xiàn)場檢查主變釋放器噴油。處理：（1) 若壓力釋放閥不能自動關(guān)閉或油枕油面已看不見，應(yīng)立即聯(lián)系相關(guān)領(lǐng)導(dǎo)，申請將主變停電檢查處理。（2) 復(fù)位壓力釋放器。（3) 檢查主變外殼有無變形，聲音有無異常，油枕油位是否正常。（4) 檢查主變溫度是否有較大變化。（5) 處理過程中嚴(yán)禁停用重瓦斯保護(hù)。主變重瓦斯保護(hù)動作處理：現(xiàn)象：監(jiān)控系統(tǒng)有“主變重瓦斯保護(hù)動作”信號，主變壓器海格線高壓側(cè) 151 開關(guān)跳閘。處理：（1)立即檢查變壓器有無噴油著火現(xiàn)象，若發(fā)現(xiàn)著火，確認(rèn)已停電，使用滅火裝置進(jìn)行滅火。（2)檢查變壓器外殼是否變形，壓力釋放器是否動作，油枕油面是否正