变压器的运行和维护

 变压器的运行和维护   3.1 变压器的检查   3.1.1 安装在发电厂内的变压器，应根据控制盘上的仪表监视变压器的运行，并每 小时抄表一次(包括不在控制室的其它表计)。如变压器在过负荷下运行，则至少每 半小时抄表1次。       对于安装在变压器上的温度计，应于巡视变压器时进行记录。   3.1.2 应定期对变压器进行外部检查，安装在发电厂内的变压器，每班至少检查1 次。       根据现场具体情况(尘土、污秽、大雾、结冰等)应增加检查次数，并订入现场 规程内。       在气候激变时(冷、热)应对变压器的油面进行额外的检查。       变压器在瓦斯继电器发出信号时，应进行外部检查。       在变压器过负荷或冷却装置故障时，应增加检查次数。       雷雨后，应检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙的动作情况。   3.1.3 变压器定期外部检查的一般项目如下：       a.储油柜和充油套管的油位、油色均应正常，且不渗漏油；       b.套管外部应清洁、无破损裂纹、无放电痕迹及其他异常现象；       c.变压器音响正常，本体无渗油、漏油，吸湿器应完好，硅胶应干燥；       d.运行中的各冷却器温度应相近，油温正常，管道阀门开闭正确，风扇油 泵、水泵转动应均匀正常；       e.引线接头、电缆、母线应无发热征象；       f.安全气道及保护膜应完好无损；       g.瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜间连接阀门应打开；       h.变压器室的门、窗、门闩应完整；房屋应无漏水、渗水；照明和空气温度 应适宜。       根据变压器的构造特点，还应在现场规程中补充须检查的项目。   3.1.4 电气车间的运行负责人员应会同维修人员对变压器作定期外部检查，并应增 加以下检查项目：       a.变压器箱壳及箱沿发热是否正常，外壳接地线以及铁心经小套管接地的引 下线应完好；       b.净油器及其它油保护装置的工作状况应正常；       c.击穿保险器应完好；       d.检查有载分接开关运行情况应正常；       e.检查储油柜集泥器内应无水份及不洁物，如有则应除去，并用控制油门检查 油位计应无堵塞现象；       f.吸湿器内的干燥剂应有效，呼吸应畅通；       g.油门等处的铅封应完好；       h.室内(洞内)变压器通风设备应完好；       i.标志和相色应清楚明显；       j.消防设施应齐全、完好；       k.变压器蓄油池应保持在良好状态。   3.2 变压器的投运和停运   3.2.1 值班人员在投运变压器之前，应仔细检查，并确认变压器在完好状态，具备 带电运行条件。对长期停用或检修后的变压器，应检查接地线等是否已拆除，核 对分接开关位置和测量绝缘电阻，测量时必须将电压互感器断开。   3.2.2 所有备用中的变压器均应随时可以投入运行，长期停用的备用变压器应定期 充电，并投入冷却装置。   3.2.3 变压器投运和停运操作程序应在现场规程中加以规定，并须遵守下列各项：       a.变压器的充电应当由装有保护装置的电源侧进行；       b.如有断路器时，必须使用断路器进行投运或停运；       c.如无断路器时，可用隔离开关投运或停运空载电流不超过2A的变压器。       切断电压为20kV及以上的变压器的空载电流时，必须采用三相联动带消弧角 的隔离开关，如因条件限制不得不装在室内，则应在各相间安装耐弧的绝缘隔 板，使其互相隔离，防止相间弧光闪络。根据运行经验或试验验证，并经本厂总 工程师和生产厂长批准，才可以与上述规定有出入。   3.2.4 在大修、事故检修和换油后，对于35kV及以下的变压器，宜静止3～5h， 等待消除油中的气泡后方可投入运行(对于110kV及以上的变压器应按附录B4的 规定执行)。       装有储油柜的变压器带电前应先放去各套管升高座、散热器及净油器等上部 的残存空气。   3.2.5 在110kV及以上中性点直接接地的系统中，投运和停运变压器时，在操作 前中性点必须先接地，操作完毕再予断开。   3.3 瓦斯保护装置的运行   3.3.1 变压器运行时瓦斯保护应投入信号和接入跳闸。备用变压器的瓦斯保护应投 入信号，以便监视油面。       当一台断路器控制两台变压器时，其中一台转为备用时应将其重瓦斯改接信 号。   3.3.2 变压器在运行中进行滤油、加油、换硅胶或在瓦斯保护上工作时应先将重瓦 斯改接信号，此时变压器的其它保护装置(如差动保护、电流切断装置等)，仍应接 入跳闸位置。工作完毕，变压器空气排尽后，方可将重瓦斯重新投入跳闸位置。   3.3.3 当油位计上指示的油面有异常升高，或油路系统有异常现象时，为查明其原 因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门。检查吸湿器或进行其它工作时，必须 先将重瓦斯改接信号，然后才能开始工作，以防瓦斯保护误动作跳闸。   3.3.4 在地震预报期间，根据变压器的具体情况和瓦斯继电器的类型来确定将重瓦 斯投入跳闸或信号。       地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检 查试验，确定无异状后方可投入。   3.4 变压器分接开关的运行维护   3.4.1 对于无载调压变压器，在变换分接头时应正反方向各转动五周，以便消除触 头上的氧化膜及油污，同时要注意分头位置的正确性。变换分头后应测量线圈直 流电阻及检查锁紧位置，并应对分头变换情况做好记录。       变压器分接头的位置应有专门的记录，以便能随时查核。   3.5 变压器的并列运行   3.5.1 变压器并列运行应满足以下条件：       a.绕组联结组别相同；       b.电压比相等；       c.阻抗电压相等。       电压比不同和阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下， 可以并列运行。       阻抗电压不同的变压器并列运行时，应适当提高阻抗电压大的变压器的二次 电压，以使并列运行的变压器的容量均能充分利用。   3.5.2 新装或变动过内、外连接线以及改变过结线组别的变压器，在并列运行之前 必须核定相位。   3.6 变压器的经济运行   3.6.1 发电厂应按照负荷情况规定使用变压器的数量。   3.6.2 可以相互调配负荷分列运行的变压器，也应考虑经济负荷的分配，使在一定 的期间内总的损失为最小。   4 变压器的不正常运行和事故处理   4.1 运行中的不正常现象   4.1.1 值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象(如漏油、油位变化过高或 过低、温度异常、音响不正常及冷却系统不正常等)，应设法尽快消除，并报告上 级领导人员。应将经过情况记入值班操作记录簿和设备缺陷记录簿内。   4.1.2 变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，值班人员应按现场规程的规定调 低变压器的负荷。   4.1.3 若发现异常现象非停用变压器才能消除，且有威胁整体安全的可能性时，应 即停下修理。若有备用变压器时，应尽可能先将备用变压器投入运行。       变压器有下列情况之一者应立即停下修理：       a.变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；       b.在正常负荷和冷却条件下，变压器温 度不正常并不断上升；       c.储油柜或安全气道喷油；       d.严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；       e.油色变化过甚，油内出现碳质等；       f.套管有严重的破损和放电现象。   4.1.4 变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员应判明原因，采取办法使其降 低，因此必须进行下列工作：       a.检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下 应有的油温核对；       b.核对温度表；       c.检查变压器机械冷却装置或变压器室的通风情况。       若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应即将 变压器停运修理；若不需停下可修理时(如油浸风冷变压器的部分风扇故障)，则值 班人员应按现场规程的规定，调整变压器的负荷至相应的容量。       若发现油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不 变，油温不断上升，而检查结果证明冷却装置正常、变压器室通风良好、温度计 正常，则认为变压器已发生内部故障(如铁心严重短路、绕组匝间短路等)，而变压 器的保护装置因故不起作用。在这种情况下立即将变压器停下修理。   4.1.5 如变压器中的油已凝固时，允许将变压器投入运行，逐步接带负荷，同时必 须监视上层油温，直至油循环正常为止。   4.1.6 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应即加油，加油 时应遵守本规程3.3.2的规定。       如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改为只动作于信号，而 必须迅速采取停止漏油的措施，并即加油。   4.1.7 变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指 示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。       对采用隔膜式储油柜的变压器，应检查胶囊的呼吸是否畅通，以及储油柜的 气体是否排尽等问题，以避免产生假油位。   4.2 瓦斯保护装置动作的处理   4.2.1 瓦斯保护信号动作时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明动作的原 因，是否因侵入空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如 瓦斯继电器内存在气体时，应记录气量、鉴定气体的颜色及是否可燃，并取气 样，根据有关的规程和导则判断变压器的故障性质。   4.2.2 若瓦斯继电器内的气体为无色、无臭而不可燃；判断为空气时，则变压器可 继续运行。若信号动作是因油中剩余空气逸出，而且信号动作间隔时间逐次缩 短，将造成跳闸时，如无备用变压器，则应将重瓦斯改接信号，并报告上级领导 人员，同时应立即查明原因加以消除。但如有备用变压器时，则应换用备用变压 器，而不准使运行中变压器的重瓦斯改接信号。       若气体是可燃的，经常规试验给以综合判断，如说明变压器内部已有故障， 必须将变压器停运，以便分析动作原因和进行检查、试验。   4.2.3 瓦斯保护信号与跳闸同时动作，并经检查是可燃性气体，则变压器未经检查 并试验合格前不许再投入运行。   4.3 变压器自动跳闸和灭火   4.3.1 变压器自动跳闸时，如有备用变压器，值班人员应迅速将其投入运行，然后 立即查明变压器跳闸的原因；如无备用变压器时，则须根据掉牌指示检查何种保 护装置动作，和在变压器跳闸时有何种外部现象(如外部短路、变压器过负荷及其 它等)，如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，而是由于过负荷、 外部短路或保护装置二次回路故障所造成，则变压器可不经外部检查而重新投入 运行，否则须进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因。       若变压器有内部故障的征象时，应进行内部检查。   4.3.2 变压器着火时，首先是断开电源，停用冷却器和迅速使用灭火装置灭火，并 将备用变压器投入运行。       若油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部油门放油至适当油位；若是 变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸，在灭火时 应遵守“电气设备典型消防规程”的有关规定。    变压器的检修、验收和干燥   5.1 检修期限及检修项目   5.1.1 变压器吊出芯子或吊开钟罩进行大修的周期如下：       a.发电厂的主变压器、主要厂用变压器，在投入运行后的第五年内，和以后 每5～10年内应大修1次；       b.其它如未超过正常过负荷运行的变压器，每10年大修一次；       c.对于密封式的变压器，若经过试验和运行情况判定有内部故障时，才进行大 修；       d.运行中的变压器发现异常状况或经试验判明有内部故障时应提前进行大修；       e.在运行的主变压器，当承受出口短路后，应考虑提前大修。   5.1.2 运行中没有明显缺陷的变压器，且无适当的起重设备，而变压器结构又能保 证将绕组压钉压紧者，对普通小型变压器可取下变压器顶盖进行检查修理；对钟 罩式变压器可放油后由人孔进入油箱内进行检查修理。   5.1.3 变压器的大修周期如下：       a.发电厂的主变压器和厂用变压器每年至少1次；       b.安装在特别污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。   5.1.4 变压器的大修项目如下：       a.吊出芯子或吊开钟罩对芯子进行检修；       b.对绕组、引线及磁屏蔽装置的检修；       c.对无载分接开关和有载调压开关的检修；       d.对铁芯、穿心螺丝、轭梁、压钉及接地片等的检修；       e.油箱、套管、散热器、安全气道和储油柜等的检修；       f.冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；       g.保护装置、测量装置及操作控制箱的检查、试验；       h.变压器油的处理或换油；       i.密封衬垫的更换；       j.油箱内部的清洁，油箱外壳及附件的除锈、涂漆；       k.必要时对绝缘进行干燥处理；       l.进行规定的测量和试验。   5.1.5 变压器的小修项目如下：       a.检查并消除已发现的缺陷；       b.检查并拧紧套管引出线的接头；       c.放出储油柜中的污泥；检查油位计；       d.冷却器、安全气道及其保护膜的检修；       e.套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查、瓷绝缘的检查、清扫；       f.各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验；       g.充油套管及本体补充变压器油；       h.油箱及附件的检修、涂漆；       i.进行规定的测量和试验。   5.1.6 变压器冷却装置的检修周期和项目为：       a.风冷却器随本体大修或有必要时进行，风扇及其电动机每年大修一次。       b.操作控制箱的检修结合主变大、小修时进行。   5.1.7 60kV及以上电压等级的高压套管的检修周期，应根据电气试验及密封材料 老化情况进行规定。       对于60kV及以上电压的电容式套管必须解体大修时，应按制造厂规定的工艺 要求进行。   5.2 变压器检修后的验收   5.2.1 变压器检修后应验收合格，方能投入运行，验收时须检查：       a.检修项目和检修质量；       b.试验项目及试验结果；       c.隐蔽部分应在检修过程中进行；       d.技术资料应齐全，填写正确。   5.3 变压器的干燥   5.3.1 变压器是否需要干燥，对新安装的变压器应根据出厂试验数据、变压器保 存、运输和安装的情况来评定；对运行中和大修后的变压器，应根据运行中绝缘 试验结果和检修情况，分别按照附录A和附录B的规定来评定。   5.3.2 变压器的干燥应根据绝缘的受潮情况和现场条件，采用真空干燥、热风真空 干燥、热油真空干燥和不抽真空干燥等方法。   5.3.3 变压器干燥应保持较高的温度和真空度，但绕组的最高温度不得超过95～ 105℃，油箱真空度不得超过制造厂的规定值。   5.3.4 变压器在干燥过程中，绝缘电阻开始降落，以后又重新上升，如连续6h绝 缘电阻保持稳定、无凝结水产生，则可认为干爆完毕。   5.3.5 变压器干燥后，必须对心子绝缘进行整理，以消除绝缘干缩所造成的压紧部 分的松弛。   5.3.6 变压器的干燥记录应详细记载，并存入技术档案。   5.4 变压器附属设备的试验   5.4.1 冷却装置的检查、试验项目、周期和标准按表9进行。   5.4.2 对玻璃温度计、信号温度计和电阻式温度计在大、小修时进行试验，误差应 符合有关标准。   5.4.3 瓦斯继电器、套管型电流互感器和二次回路的检查试验按部颁《继电保护及 系统自动化装置检验条例》进行。   5.5 变压器油的现场处理   5.5.1 变压器油的处理一般应在变压器停电的情况下进行，必要时也可在变压器运 行中进行。       带电处理变压器油或运行中补充变压器油时，应遵守《电业安全工作规程》 以及现场规程的规定。在处理时，先将储油柜中的积水放尽，但不应自变压器下 部注油，以防止异物、水份和空气等进入变压器内部。   5.5.2 注入变压器的油的温度应该等于或低于绕组的温度，以免绝缘受潮。  

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