500kv变压器操作顺序

2024-09-27

500kv变压器操作顺序（共8篇）

500kv变压器操作顺序篇1

编号:Q/×××

××变电站500kV×#变压器交接试验作业指导书(范本编写:年月日审核:年月日批准:年月日试验负责人: 试验日期年月日时至年月日时 ××局××× 1适用范围

本作业指导书适用于××变电站500kV×#变压器现场交接试验。2引用文件

GB 1094.3--2003电力变压器 A B 试验日期油温℃ 换算温度℃ 换算温度℃ C 试验日期 7.变压器绕组的直流电阻相别分接 OA(mΩ 实测值换算值相别 OC(mΩ 实测值换算值三相不平衡率（%）

分接 1 2 3 4 5 低压侧 I 接线低压侧直阻实测值低压侧直阻换算值使用仪器环境温度℃ 环境湿度% 备注 OAm(mΩ 实测值换算值 OBm(mΩ 实测值换算值 OCm(mΩ 实测值换算值三相不平衡率（%）ax(mΩ by(mΩ cz(mΩ 三相不平衡率（%）试验日期油温℃ 换算温度℃ 8．变压器套管的 tgδ 绝缘电阻(MΩ A 高压套管 B C Am 中压套管 Bm Cm 一次末屏一次末屏一次末屏一次末屏一次末屏一次末屏 tgδ 电容量(pF Oa 中性点套管 Ob Oc a x b 低压套管 y c z 环境温度℃ 使用仪器 9．局部放电试验使用仪器试验电压 kV 时间高压低压 A相 B相 C相 a相 b相 5min 一次末屏一次末屏一次末屏一次末屏一次末屏一次末屏一次末屏一次末屏一次末屏环境湿度 结论 5s 5min 10min 15min 20min 25min 30min 局放量 pC

c相 10．绕组变形试验使用仪器相别 A B C 试验数据保存计算机高压低压子目录结论备注 11．工频耐压试验使用设备仪器电压 kV 高压侧低压侧结论备注 12．空载试验使用设备仪器电压 kV A B C 结论备注 13．试验总结论：时间 s 结果电流 A 电流％损耗 kW

500kv变压器操作顺序篇2

220 kV变压器的设备安装对现场油质净化技术的应用比较复杂,而且要求也比较高,其现场注油工艺是油浸变压器安装过程中非常关键的环节,通常包括以下操作要点:

(1)现场注油工作的安全和技术措施。

(2)现场油品的验收工作。

(3)现场油品的净化。

(4)变压器真空注油(注油到环境温度对应的油位)。

(5)新油注入后热循环工作。大型变压器现场注油的技术应用和质量指标有相关的硬性规定,为了保证主设备最终的安全投运,必须要重视现场注油工作的各个环节和操作要点。

1 现场注油工作的安全和技术措施

1.1 工作票

在运行的变电所进行注油工作,应开具检修工作票,明确工作范围和工作时间以及安全工作区域。工作负责人及工作人员要明确责任。必要的安全和技术措施将保证注油工作的顺利进行。

1.2 安全及技术措施

1)要了解现场施工条件的状况,施工用电、用水、工作场地及道路是否具备条件,对不满足工作条件的要及时提出解决方案。

2)要对现场油品的验收、设备主体绝缘的干燥、油质净化流程、设备注油方式及温度与湿度的控制制定详细的安全技术措施。空气相对湿度大于75%时,不宜进行现场注油。

1.3 危险点分析及控制油品的净化

1)油净化处理系统设备的电气部分都应有良好接地。

2)应做好防雨防湿措施。

3)应配有必要的消防器材。

2 现场油品的验收工作

1)对现场油品的验收,需要由有经验的和技术水平较高的工作人员操作,并对全过程的微小细节严加注意,以保证数据的真实性和可靠性。

2)现场油品验收的对象包括设备本体残油、添加油等油品。

3)验收时,应对接受的全部油品(本体残油、添加油等)进行监督,以防止出现差错或带入脏物。应按采样方法规定的程序进行采样,并进行外观检验。国产新变压器油按GB 2536标准验收,对进口的变压器油应按国际标准验收或按合同规定的指标验收。新油一般的化验项目及指标见表1[1]。

3 现场油品的净化

3.1 循环滤油法

当新油经检验合格后,在注入变压器前必须用真空脱气滤油设备进行过滤净化处理,以脱除油中的水分、气体和其他杂质。现场滤油常采用储油罐内循环滤油方式,系统连接如图1所示[2]。

3.2 真空滤油机使用的注意事项

1)启动真空滤油机前,连接管路(包括油罐)密封良好,应事先彻底清洁;在真空泵、油泵及加热器运行正常并保持内部循环良好后,方可对被净化油品进行处理。

2)真空滤油机的净化效率主要取决于真空与油温,因此必须保持足够的真空,油温一般控制在60℃,最高不超过80℃。

3)在处理过程中,应严格监视滤油机的运行工况,定期检测油品处理前后的质量,以监视滤油机的净化效率。

3.3 单向滤油法

另外为了提高滤油速度和质量,也可采用单向滤油法,此工艺比循环滤油法仅需多准备1只油罐,当A油罐内变压器油全部过滤完注入B油罐后,改变真空滤油机油流切换阀门,将B油罐内变压器油通过滤油机注回A油罐,一般情况下这样来回过滤2遍,变压器油各项指标即可达到要求。系统连接如图2所示。

3.4 处理过程中的油品检验

在处理过程中应随时进行油品的检验,直到各项指标全部合格后才能停止真空滤油。油品净化过程中化验项目及指标见表2。

4 变压器注油工作

4.1 现场注油设备的选择和连接

220 k V变压器的现场注油要选择高性能的真空滤油机,真空滤油机每小时流量应能达到6 t,这样对大容量的变压器可以缩短注油时间。将真空滤油机出油管连接到变压器注油阀门,进油管连接到储油罐,油管连接方式应采用全密封连接。其连接如图3所示[3]。

注:图中虚线表示真空滤油经改装后可由真空泵单独抽真空。

4.2 抽真空和注油工作

1)抽真空时要求油箱局部弹性变形不超过箱壁厚度的2倍,并检查真空系统的严密性[4]。

2)抽真空达到指定真空度并保持2 h后,开始向变压器油箱下部油阀注入合格的变压器油。

3)用真空滤油机注油,以6 t/h左右的速度将油注入变压器,距箱顶约200 mm时停止,并继续保持真空4 h以上。

4)解除真空,继续缓慢注入变压器油至规定的油面。注油时先将本体和储油柜注满油,然后逐个打开阀门(如冷却器、净油器的阀门等)。打开阀门的顺序为先打开下部阀门,然后打开放气塞待油冒出来后将上阀门打开。

5)变压器注满油后,对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应多次排气,直至排尽为止。放气孔应密封良好并擦净油迹。

6)将变压器油面调整到与环境温度相对应的油面。

7)变压器注油工作结束静止12 h后应及时采取本体油样做分析试验,分析项目和指标同表2。

5 新油注入设备后的热循环工作

新油经真空注入设备后,经过12 h以上的静止并检验合格后,应进行热油循环。热油经过二级真空净油设备由油箱上部进入,再从油箱下部返回真空处理装置,一般控制净油箱出口温度为60℃,连续循环时间为三个循环周期以上。在循环过程中,重点检测油中的水分含量和含气量。经过热油循环后,各项指标达到表3所列各指标后,可以停止热油循环[3]。

一般变压器油在设备中静止72 h后,应对变压器油进行一次全分析。由于新油已与绝缘材料充分接触,油中溶解了一定数量的杂质,此时的油品既不同于新油,也不同于运行油,称为投入运行前的油,具体化验项目和指标按表4进行[3]。

220 kV变压器电试局放试验验收后,还需要采样做色谱试验,以判断油中有无乙炔产生和其他气体含量的变化。

6 结语

综上所述,220 k V变压器现场注油工作并不是变压器安装或油务等工种单一孤立的作业,它需要安装、检修、油务等人员协同配合,要求参加工作人员具备扎实的专业理论和现场工作经验,结合实际以科学的方法来施工,同时施工工程中要注意各操作要点的把握,才能保证注油工作的圆满完成。

发扬创新求实精神勇攀科学技术高峰

参考文献

[1]汪红梅.电力用油(气)[M].北京:化学工业出版社,2008.

[2]杜成峰,钱旭耀,叶国良.电力变压器现场油务工作的分析和探讨[J].浙江电力,2006(6):69-72.

[3]电力行业电厂化学标准化技术委员会.电力用油、气质量、试验方法及监督管理标准汇编[S].北京:中国电力出版社,2001.

500kv变压器操作顺序篇3

【关键词】500kV变压器;套管故障

变压器套管出现故障及异常，尤其是100kV以上的高电压变压器，一旦其套管出现故障和异常，将会造成十分严重的后果。但如果能够及时找出原因并给予相应的措施，就能避免因套管而造成的事故。基于此，本文针对500kV变压器套管典型故障做了以下分析讨论。

1.套管事故案例

“2007年7月11日22：47，越南PM3发电站GT12变压器发生了出现套管爆炸事故，当时，值班人员看见火苗燃烧在套管中部。事故发生之后，调查人员展开了调查，调查中发现在500 kV的套管末屏的测试帽中丢失了一个连接末屏尾管和地的金属环。另外，还在套管内发现有不锈钢材料熔化痕迹。于是发电厂相关人员得出了事故与接地关联的测试帽未上紧及接地区域被装配在长金属圆筒紧密相关。”以下就根据该案，对500kV变压器套管典型故障进行如下探析。

2.套管典型故障情况

2.1 其结构设计不当

结构设计不合理主要表现在导杆结构和末屏引出结构上。前者的不合理因素为材料选择有欠妥当，如将穿缆导管和零层导管选成铜和铝，而铜和铝在高温条件下的膨胀系数不同，在接触面上形成了氧化膜，导致两线之间形成电位差，产生了微电流。后者的不合理因素为将接地末屏设计成弹簧压紧模式，这就导致末屏和地之间形成电位差，产生电弧放电现象。

2.2 套管底部漏油

套管底部漏油常出现在500kV或高于500kV的變压器中。漏油原因主要有两点：

（1）变压器长期超负荷运作而导致导杆和母排之间接触不良。这种情况下，变压器内部热量骤增，套管底部的封圈就容易老化。

（2）母排布置失当。母排由于自身的重力产生侧向力矩，该力作用在绝缘套管上，导致密封垫和箱体之间产生缝隙。时间长了，缝隙逐渐增大，从而出现了漏油现象。

2.3 均压球松脱

均压球位于中心导管底部，可以沿着管轴上下移动，其松动后，会发生其和套管间的放电，从而对套管产生危害。例如，清河电厂的1号主变压器套管发生故障，检测人员在修检时发现，高压B、C相套管内的均压球均发生了松动现象。此外，均压球还变黑，并在和导杆结合处有放电的痕迹。

2.4 长时间使用后，疏于检测而遗留的问题

主要表现在以下两个方面：

（1）有些500kv的变压器，其引线和引线的焊接采用锡焊，而套管压管及导引头则采用铝管和铜管。这就容易使两管连接后电阻增大，将套管烧焦。

（2）接地小管发生故障，使管内产生较高的悬浮电流，从而发生局部范围的放电现象;套管长时间使用后，其管壁上形成了油污，当检测人员进行检测时，由于看不清油位，而造成了油亏现象。

3.采取的相应措施

3.1 针对套管设计不合理的问题，生产厂家应引进、吸收发达国家的先进制造技术，并从事故中总结经验，找到相应的设计结构。这样，可以从根本上解决套管结构设计不合理的问题。

3.2 套管中的油样不符合规格，或管内部含有乙炔等气体时，应对套管进行严格的检查，确保无问题时，方可投入使用。

3.3 当套管底部或其它部位因密封性不好而出现漏油时，应更换高质量的胶垫，并紧固螺栓，使管套严密无缝。

3.4 对套管进行拆卸或组装时，要检查各部件之间连接是否完好，还应注意接触面上是否涂有导电膏，如果没有，应及时涂上。因为导电膏能起到减少各部件之间的磨察，从而降低了它们之间的接触电阻。

4.相关建议

4.1 做好套管运输工作

在套管上吊时，要将绳索一端系在法兰盘的吊耳上，另一端系在其顶部，以避免碰撞到其它的物体或倾倒。此外，绳索不可系在套管的瓷裙上，以免绳索和套管碰撞而将其损坏。套管上装时，应将其装在专业的箱内，并将安装法兰的上端瓷裙部分和尾部用软的支撑物支撑起来。

4.2 防止套管受潮

套管内的干燥和清洁对其以后的运作很重要，所以在安装时，要保持套管内部的干燥。一般情况下，当套管内的温度在40-50之间时，进行各部件的组装，才能避免套管内部潮湿。所以，在安装套管时，将其电容芯子等部件加热到70-80℃，并在该温度下持续3小时。这样，在套管安装时，才不至于受潮。

4.3 注意套管的密封性

套管密封可分为其本身的密封及穿缆引线密封两方面。前者主要体现在弹性波纹板上，因为它对套管内的温度起调节作用。对其进行安装时，要注意其上的正、反压紧螺母间的密封环和储油柜上的密封圈的结合是否恰当，以防止波纹板被拉裂而造成套管严密性不好等问题。后者主要体现在引线结构上。目前500kv的套管大都采用穿缆式结构，该结构可以防止因雨水沿着导电头、接线板进入变压器内部而造成的受潮危害。

4.4 应适当调整均压球

均压球位于中心导管的底部，可以通过扭动而上下移动，进而配合主体引线运作。在实际工作中，必须将其拧紧，否则，会发生和套管之间放电。另外，均压球通过遮挡套管底部、放油塞、螺母，满足电气强度的要求，使套管底部到油箱壁间的绝缘距离得以缩短。进而改善了轴向和辐相的点位分布。如果将均压球调整不当，会造成滑闪放电及介质击穿等危害。

4.5 对检测人员的要求

检修人员首先应具备测定套管的密封性、耐压测定、局部放电测定及介损测定等技术工作。其次，对套管的使用条件也应当熟知，如套管安装时其内部的部件应控制在什么温度范围之内等。再次，检修人员要对套管进行阶段性的检修，以及时消除隐患。另外，在对末屏小套管进行拆接时，要注意不要将导杆拧断或移动。

5.结语

套管事故在变压器事故中虽然所占比例不大，但每年却有上升的态势。作为检修人员，不仅要有相关的专业知识，更要阶段性的对其进行检修，以降低事故的发生几率。本文针对500kv变压器套管的典型问题，进行分析讨论，以对套管安全性工作起到积极作用。

参考文献

[1]王世阁.变压器套管故障状况及其分析运行维护[J].变压器，2002，39（7）：35-40.

配电系统各岗位操作顺序篇4

一、启动前准备

1、检查柴油机发电机组各部件性能是否正常，紧固件是否安全可靠，线路连接是否良好；

2、检查启动系统是否正常，蓄电池充电是否充足，电解液液面是否合适；

3、检查冷却系统是否正常，防冻液不足时应加防冻液；

4、检查燃油系统是否正常，油箱内油量是否充足；

5、检查进排气系统，空气滤清器工作是否良好；

二、机主组启动

1、打开蓄电池总开关，待机组显示器显示正常后即可启动机组；

2、发电机组启动后，观察显示器各项参数以及机器有无异常声音和振功。若有异常及时停机检查排除原因。

4、启动正常后，应密切观察显示器各项数据是否正常，正常后记录各项数据。

5、合上机载空气开关，接通发电机配电柜（D12）刀闸，按下发电机配电柜“启动”按钮向负载供电；

6、机组正常运行后，应检查机油、柴油数量，显示器各项数据、工作状态，并及时记录；

7、正常运行后打开所有门窗，以便散热；

8、停止运转后，应及时检查、清洁机组外部，并记录其停车时间。

三、机组预热

1、春季、夏季、秋季每星期一预热一次；

2、冬季每天预热一次；

3、每次预热时间应为10—15分钟

4、填写各项记录

柴油发电机日常维护

一、对油路，油管定期保养；

二、对电瓶及时充电检查；

三、对所属范围内的机电配件进行检查；

四、冬季做好设备的防冻工作；

五、每班班中运行情况遗留问题应计入值班登记表，并在交接班时交代清楚接班人，并认真填写各

种记录，保证记录真实有效；

六、认真做好清洁卫生工作；

七、发电机房直接责任人：石玉林

主通风机反风操作顺序

一、进行反风操作前先将防爆盖闭锁牢；

二、停止运行中的主扇风机

1、先按下当前运行风机的二级风机停止按钮，停止二级风机，待二级风机风叶转稳后，在按下一级风机的停止按钮，停止一级风机；

2、当风机风叶转速稳定后，关闭蝶阀；

三、必须在6分钟内启动反风风机

1、风机运行开始前要检查防爆盖和安全出口的情况，减少漏风率，反风量不少于平常供风量的40%；

2、将准备反风的风机1级。2级配电柜上的“正风”“反风”旋钮打到反风位置。

3、打开准备反风的风机蝶阀。

按下一级风机的启动按钮，在一级风机启动后5秒钟内启动二级风机，将风量加到正常风量的40%后观察各项数据及风机运行情况，等候下一步指令；

四、反风结束后，要按逆顺次序恢复正常通风，并及时打开防爆盖闭锁装置；

主扇司机操作规程

主扇司机要严格执行交接班制度，不迟到，不早退，上班不准打牌，睡觉，喝酒等违章作业，认真做好风机运行记录和定时保养，检查机器的温度，各种仪表指示以及风机运行的各类参数，定时进行瓦斯检测，做好瓦斯记录，值班期间，必须保证卫生清洁，记录完整，并对干部上岗检查，外来人员做好检身工作，保证劳保用品，仪表，工具齐全完好，认真登记电话记录等工作；

根据规程要求，主扇风机必须能够在10分钟内开动，煤炭局规定6分钟内启动主风机，并进行定期保养，须进行主扇风机切换运行，切换时间定在每月2日交接班进行；如果6分钟内不能启动备用风机，立即启动原运行风机。如果主风机也切换不上，要立即报告调度室，尽快恢复通风。正常切换完毕后观察风机运行情况，填写记录并向调度室汇报主通风机运行情况；

主扇司机在切换操作前必须先向调度室汇报，调度室通知井下人员停止工作，下达切换命令后，主扇司机才可以对主扇进行切换操作。

主扇司机操作前应再次熟悉学习操作规程，按下运行风机的停止按钮，使运行风机停止运转，关闭原运行风机蝶阀同时打开备用风机蝶阀，按下启动备用风机按钮，使备用风机启动运转，切换完成后核对风量等各项参数是否符合要求。

主扇风机检修与维护

一、主扇风机的检修必须贯彻计划检修，大，中，小检修必须按计划周期检修，严格贯彻标准修理法，定期修理法，检查后按修理法进行检修工作，执行检查技术标准及设备完好标准，以

保证检修质量，缩短检修时间；

二、主扇风机检修周期为：三个月，十二个月，三十六个月大修；

三、检修主扇风机前，应按规定启用备用主扇，严禁停风作业；

四、主扇风机检修后，应得到下列标准：

1、机体防腐良好，无明显变形，裂纹等缺陷；

2、机壳结合面及轴穿过机壳处，密封严密，不漏风；

3、轴流风叶轮，导叶完整齐全，无裂纹，叶片，导叶无积尘，叶轮保持平衡，可停在任何位置，叶片安装角度一致，用样级检查，误差不大于10；

4、离心式风机叶轮铆钉不松动，接杆坚固牢靠，叶轮与进风口的配合符合厂家规定，叶轮保持无积尘，保持平衡，可以停在任何位置

五、检修完毕试车前，应对风机进行最后的全面检查，紧固好所有的螺丝，如发现风机有异常声音，应立即停机检查，运转正常时，应观察电流，电压，电机轴承和电机定子的温度指示仪表，并做好记录；

六、认真填写检修保养记录；

空压机操作规程

一、检查高压柜推车是否到位；

二、检查低压电（380V）是否送电；

三、查看风扇门是否关闭，主气管路阀门是否打开：

四、检查油位是否在刻度线以内；

五、点动启动键绿色按钮，观察显示屏各项数据是否正常；

六、启动后听空压机声音是否正常，加卸载是否正常，温度，压力变化是否正常，如发现不正常，应紧急停机进行处理（可按停止键或红色急停按钮）

空压机设备维护及保养制度

一、保养，检修应进行以下保养：

1、检查设备的供电系统，信号系统，安全防护装置；

2、检查设备的润滑情况，对于外漏的转动和传动设备坚持每天加油，检查，对于内置的传动部件要定期加油，防止松动和损坏；

3、检查并修理设备容易松动的部件，防止松动和损坏；

4、检查设备有无腐蚀和漏电，油，气等问题，发现问题要立即处理；

5、搞好卫生清洁工作；

二、一级保护

1、根据设备的使用情况进行局部解体检查，清洗规定的部位并加油；

2、处理日常保养无法解决的问题，紧固各部件零件；

三、设备的操作及维护人员要遵守操作规程和各项技术管理规定，严禁违章作业，操作维修人员必须做到三好（管好，用好，修好）四会（会使用，会保养，会检查，会排除一般故障）

四、如发现问题应汇报机电科，由机电科委派维修人员进行维修；

空压机日常保养与维护

一、保养周期（8小时）：每班检查运转期间油位，显示器上显示的各种数据；

二、保养周期（80小时）：检查泄露情况和清洗机组，检查各部位松动情况；

三、保养周期（500小时）：每三个月检查空气滤芯器和油过滤器并清洁，换油；

四、保养周期（1000小时）：手动检查安全阀，清洗冷却器及检查温控器，电器系统除尘；

五、保养周期（2000小时）：更换空气滤芯，油过滤器，换油，检查运动部件螺栓，清洗冷却机；

六、保养周期（3000小时）：检查温控阀工作是否正常，当油气分离器压差指示灯亮时更坏油气分离器；

配电室高低压配电柜停送电操作规程

一，发电机送电：

合上发电机电源开关，电源显示正常，启动发电机，转速达到1500∕min,功率达到50HZ后，合上发电机空开，发电机配电柜处于热备状态，按启动按钮启动，如发电机柜处于冷备状态，应先转到合闸位置，电源指示正常，按下启动按钮启动，确认送电完毕，打开发电机房所有门窗，进行听风散热；

二、高压配电室：

如895发电机进线柜处于热备状态，直接启动手合按钮启动，如895发电柜处于冷备状态先转到合闸位置，确认高压带电显示正常，启动手合按钮启动，确认887（1#）地面主变高压带电显示正常，启动手合按钮，确认送电；检查890分段隔离柜处于工作位置，指示灯正常，确认8910分断开关柜高压带电显示正常，处于工作位置，确认898（2#）空压机高压带电显示正常，启动手合按钮，确认送电；

三、低压配电室：

由1#地面主变送出，先启动1D1#进线合闸按钮，合闸指示灯显示，确认送电，确认3D1#主风机出线柜到合闸位置，启动1#2#电源联络柜，确认7D主风机2#出线柜处于合闸位置，确认地面所有负荷正常带电，启动高压配电室894（2#）井下出线柜启动按钮，确认送电，送电完毕

高低压配电柜定期维护以及到位情况

一、电气设备接点，特别是铝，铜接点，每年至少检查一次；

二、各种设备，备品备件，定期试验，清扫，检查；

三、检查抽屉式开关推入或抽出是否灵活，其机械闭锁可靠，接触器触头是否良好；四；检查母线及引线是否牢固；

五、检查二次回路接线是否牢固，熔断器是否完好以及绝缘电阻的遥测；

六、检查各软启动器，变频器的紧固件是否松动；

七、检查设备的清洁程度，使用清洁的干布擦掉所有灰尘；

八、检查设备名牌是否完好，使用清洁干布清洁干净；

九、确保断路器室内无异物；

高低压配电柜日常维护及到位情况

一、高压配电柜

1、设备外壳及附件，高压绝缘用具的清洁，保养，试验；

2、查看设备是否有异物，昆虫，损坏设备；

3、注意变压器控制器的检查

4、配电柜正背面清扫，检查，定期检查；

5、工作场地室内外清扫，经常搞好文明生产；

二、低压配电柜

1、检查各警告牌，检修牌摆放位置是否正确；

2、检查应急工具，灯具是否齐全，正常，摇把及熔断器手柄是否齐全

3、检查电容柜内的电容器外壳是否良好，有无渗漏，膨胀情况，指示灯是否良好；

4、做好各柜体的保洁除尘工作；

5、检查各电容器外壳接地线接地情况；

高低压配电柜异常时，操作及注意事项

一、发现设备异常时，首先要保证工作人员的安全下操作；

二、要在异常设备的配电柜上挂上警示牌，防止误伤其他工作人员；

三、应使用绝缘工具，戴绝缘手套，必要时在操作前停用有关继电保护装置；

四、严禁将电流回路断开；

五、检查断电保护和二次回路的工作人员，未经值班领导和监护人许可，不准进行倒闸操作；

六、有电流互感器和电压互感器的二次绕阻应有永久性，可靠性的接地；

六、接临时负载时，应装有装用的开关和熔断器；

七、二次回路通电或耐压试验前，应通知值班领导并派专人看守现场，检查回路，确认无人工作

500kv变压器操作顺序篇5

审核：

编制：

一、适用范围：

本施工作业指导书适用于本工程1台主变压器安装施工。

二、编制依据

1.电力工程咨询院有限公司（373-B1871S-D0201）2.电气装置安装工程质量检验及评定规程（DLIT5161）

3.电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范（GBJ148-90）4.电力变压器厂家安装使用说明书 5.电力变压器出厂试验报告

三、工作量

SZ11--50000/110变压器1台

四、工作人员安排（负责人、外用工及人员配备分工）

技术负责人：

施工负责人：

安全负责人：高压试验负责人：

五、工作期限（包括工日）

安装计划：工期15天。

六、施工机具、材料的准备

1.25吨吊车 1辆 2.VSD-6000ES真空滤油机 1台 3.30T油罐 2个 4.15T油罐 1个 5.SVM-600S真空泵 1台 6.耐油耐真空软管 100米 7.真空表 1只 8.压力表 1只 9.A6000-2电桥 1台 10.YSQ绝缘油耐压机 1套 11.3391直阻仪 1套 12.升流器 1台 13.T32交流电压电流表 3块 14.ZGS高压直流发生器 1台 15.QS-1电桥 1套 16.ZD11D-5型2500V摇表 1台 17.ZC48-2型5000V摇表 1台 18.JY-8型变比测试仪 1台 19.变压器局放仪 1套 20.升流器 1台 21.试验变压器 1台 22.T32交流电压电流表 3块 23.干湿温度计 1只 24.烘箱 1台 25.电焊机 1台 26.梅花扳手 2套 27.叉口扳手 2套 28.18”活络扳手 4把 29.15”活络扳手 4把 30.12”活络扳手 4把 31.10”活络扳手 4把 32.力矩扳手 2把 33.布剪刀 1把 34.白细扣布 80米 35.抹布 10kg 36.白布带 8盘 37.塑料薄膜 30米 38.布鞋 4双 39.推车式灭火器 2台 40.手提式灭火器 6只 41.安全行灯 2套

七、施工方案

1、设备到货检查

1.1首先与物资公司、监理单位共同进行外观检查，并通过敲击法确定变压器油高度，（带油运输，油面高度应在油箱顶盖下200mm处）检查冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g。1.2 与物资公司、监理单位共同按装箱单清点部件，核对附件、备品备件、专用工具、随机资料应与装箱单相符，检查附件外观应良好，无锈蚀及机械损伤，封堵应严密，套管油位正常，瓷套无损伤；检查连接螺栓应紧固良好；根据实际检查情况，由各单位签字认可，并填写开箱记录，汇同开箱资料交资料保管员保管，建立借阅制度，同时向监理部报审开箱记录。1.3 绝缘油检查绝缘油到现场后，应进行目测检查，以免混入非绝缘油；检查绝缘油试验报告，如制造商进行过全分析试验，并出具报告，现场只需取样进行简化分析试验，否则应进行全分析试验；对每罐变压器油样取样，送电力科学院进行油样试验。取样试验应按照现行国家标准《电力用油（压器油、汽轮机油）取样》（GB7597-87）。试验标准应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）的规定，应透明、无悬浊，耐压≥45kV/2.5mm，油试验报告应于开工前向施工现场出具。1.4 将瓦斯继电器、温度计送至计量所进行检验，并按定值通知单整定。1.5 压力式滤油机将绝缘油倒罐过滤，滤油纸经烘箱烘干，滤除固体杂质，用真空滤油机将绝缘油倒罐过滤, 进行脱水、脱气处理。

2、变压器附件安装及绝缘油真空滤油 2.1 冷却器检查及安装 2.1.1冷却器检查

a 冷却器安装前应进行试验压力不大于0.12MPa、30min的压力试验（根据技术协议要求），应无渗漏。

b 冷却器安装前应用合格的绝缘油经真空滤油机循环冲洗干净，并经残油排尽。

c 管路中的阀门应操作灵活，开闭位置应正确；阀门及法兰连接处应密封良好。外接处应密封良好。

d 外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净。e 满足以上条件后进行冷却器安装。2.1.2冷却器安装

a 散热器安装前请应去掉集流管端盖，拧紧放油放气阀盖。b 散热器组间距应不小于50mm。

d 下集流管中心离地面应保持适当高度，以利于空气对流。将活门正确地与变压器下部活门连接，进行水平、垂直调整。e 冷却器连接整个吊装过程中应缓慢平稳，严禁碰撞。2.2 储油柜检查及安装应符合下列要求： 2.2.1储油柜检查

检查油柜外观是否有碰伤，各管口位置及法兰尺寸是否符合要求。打开排气口和呼吸口，用吸尘器从排气口吸气或用气泵从呼吸口向内充气，将油位指示刻度调整到现场变压器油温对应的刻度，然后关闭呼吸口。产品出厂前已完成抽真空检查试验。现场通常不需要再作该试验。

2.2.2储油柜安装

确定储油柜连接口与气体继电器之间尺寸，然后将储油柜吊装就位。为便于排气，储油柜轴线应对应水平面有30的倾斜角，即排气口端略高。接下来，先将储油柜连接口与蝶阀、波纹管连接器连接，再将波纹管连接器与气体继电器连接。最后将储油柜与支板焊接牢固。注意：外壳体虽然允许现场施焊，但应在保证固定的前提下，尽量采用断续焊并减小焊角尺寸，以防止焊接变形对壳体圆度产生影响。支架弧面需配合好，并使油槽底面与支架均匀接触，避免支架弧面局部受力，致使油柜负重后变形。

连接注油管、排气管。注油管下端应配碟阀和注油管头。排气管下端应配放气阀。采用波纹管连接的变压器应考虑原有硬管连接取消后，油柜轴向固定减少会产生晃动，应根据现场情况增加固定连接板。

严格检查各连接部位密封是否可靠。如果排气管连接部位密封不好，将导致进气而产生假油位。

一切检查就绪，准备注油。

2.3 套管试验（应与排油同时进行）

2.3.1由物资公司、监理公司、施工单位、厂家在上午八点对套管进行开箱检查，由施工单位作好开箱记录，开箱结束后向监理公司报审开箱记录。

2.3.2套管应进行下列检查： a 套管表面应无裂纹、伤痕；

b 套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净； c 检查套管出厂试验报告和合格证是否齐全； d 套管应无渗油现象，油位指示正常；

e 经检查各项条件满足时即进行套管试验；

f 采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应大于1000MΩ。g 测量套管的介质损耗角正切值tgδ不应大于0.7。h 测量套管的实测电容值与产品铭牌或出厂试验值相比，其差值应在+10%范围内。

i 取套管油样进行色谱分析试验。2.3.3利用吊车进行升高座CT试验

a 电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应牢固，端子板应密封良好，无渗油现象。b 电流互感器极性变比应符合设计图纸要求。c 对循环油进行取样试验。d 进行伏安特性试验。2.4 器身检查、套管安装

根据天气条件，空气相对湿度小于75%时，上午九时进行器身检查，下午五时结束器身检查及套管安装，时间不得超过：

a：空气相对湿度不超过65%的干燥空气，16h。b：空气相对湿度不超过75%的干燥空气，12h。2.4.1器身检查

器身检查时，应该检查线圈的压紧情况，引线的支撑和夹持情况，绝缘的包扎情况，器身各处所有螺栓螺母的紧固情况，有载分接开关触头的的接触情况及分合情况。器身检查完毕，对所有发现的故障及缺陷均应妥善处理并记载存档备查，以便于以后装配，同时应将分接开关调至额定分接位置。

2.5 吊装套管及变压器组装

a 将主变的10kV套管装于主变上方10kV侧，在提穿心线时应小心，不得有死弯，将军帽及内部附件安装应正确。b 将110kV套管清扫干净，栓好吊绳及穿心绳，栓吊绳时应注意套管的斜度，并有方向绳以保证安全。c 将套管吊至110kV侧，其过程应平稳，缓慢放绳将套管安装于电流互感器升高座上，应注意套管油标方向是否正确，密封垫安装位置正确，为防止紧坏，螺丝应对角均匀紧好。d 将军帽及内部附件应正确安装并紧好。

e 按上述过程将中性点的套管及110kV侧套管安装好。f 吊装采用25吨吊车，其起重范围满足施工要求。g 在变压器吊装过程中，吊车由专人指挥，所有工作人员必须听从指挥。h 工作时拆卸的螺丝及安装用螺丝要有专人负责，严禁将物件坠入变压器本体内部。i 各部件的复装要按其安装说明书及变压器安装图中的要求进行，所有联管需按出厂时管上打的标记进行复装，开箱带绝缘件和主体打开的盖板孔均应有防尘措施。

j 气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜方向，与其连通管的连接应密封良好。2.6 电流互感器等附件安装

利用25吨吊车进行升高座电流互感器、油路管、压力释放阀的安装。a 安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处；电流互感器和升高座的中心应一致；绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。b 压力释放装置的方向应正确，使喷油口不要朝向临近设备；阀盖和升高座内部应清洁，密封良好；电接点应动作准确，绝缘应良好。c 管路安装时应根据厂家设计图纸进行连接，法兰连接处应密封良好，连接角度应正确，不得使管路受力不均匀或受到其它方向的扭力。2.7 注意事项

2.7.1变压器引线的根部不得受拉、受扭及弯曲。2.7.2对于60kV级及以上的引线，引线的包扎的绝缘斜稍必须进入套管下部均压球的口内。

八、变压器安装质量要求

1.冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g，若已发生动作应及时通知监理部、物资公司、达驰电气有限公司； 2.附件防锈层应无锈蚀及机械损伤，充油附件应无渗油，油位正常，油枕、散热器、潜油泵、油流继电器、瓦斯继电器、管路应封堵严密，螺栓齐全，紧固良好，充油套管油位正常，瓷套无损伤；

3.到场绝缘油取样化验：介损≤0.5% 耐压≥45kV/2.5mm（厂家标准，且高于国标）且应符合《规范》表19.0.2的要求，不到上述指标时应退货或换货

4.绝缘油处理后取样化验：介损≤0.5% 耐压≥50kV/2.5mm（厂家标准，且高于国标）含水量≤15ppm且应符合《规范》表19.0.1的要求。

5.器身检查时应选择无雨、大风的天气，湿度<75%； 6.本体气体继电器动作值为1.0～1.2m/s； 11.补油应在无雨的干燥天气进行。

九、质量保证措施

1.严格按照设计、规程、规范的要求进行施工，试验数据应符合电气设备交接试验标准并符合产品技术条件的规定； 2.本施工组织设计工序对质量的要求进行施工； 3.由专职质安员负责质量监督检查，严格按三级验收制度进行检查验收，并填好验收记录和安装记录； 4.发现质量问题后，安质部应及时提出处理整改措施及预防措施，并根据《质量奖罚制度》有关的条例对责任人员进行处理； 5.安装调整后，应及时向监理部进行报验。

6.器身检查时，应有工程质监站代表、物资公司及生产厂家代表共同在现场监督，并履行有关手续。十.变压器滤油措施

1.本站主变须注油21吨。变压器油到现场后必须进行油简化分析，厂方应有出厂试验报告。油罐应无渗漏。

2.油罐及滤油机、真空泵、烘箱等设备各必须有良好的接地。3.现场油罐区及滤油区应有防火设施。滤油纸使用前后应有专人保管处理，以防火灾。电源应有合适保险，有专人管理。4.所有设备必须有专人负责，工作人员不得离开岗位。5.对滤油机、管路及大罐进行清洁，干净后方可使用。6.油管路、真空管路采用钢丝加强耐油、透明塑料管或不锈钢滤油管。7.各管路接口均采用法兰对接，对接处用耐油胶垫密封。法兰续接管与管路应用钢带卡头压接不得用铁丝绑扎。8.用压力滤油要将小罐油倒入大罐，检查油管路及大罐阀门密封情况，倒入时应雨及大风，湿度在75％以下时进行。9.压力滤油机应注意共夹件的方向性。两夹件之间的滤油纸不少于2层，根据脏污情况及时更换滤油纸。

10.滤油纸在使用前应放入烘箱烘干，温度计应为60－80℃，时间不得低于2小时。使用前不得提前拿出。

11.` 充油大罐及变压器无论在何时，均应通过内充干燥硅胶的空气过滤器与大气接触。12.大罐滤油应先用压力滤油机，只有油基本无杂质时，才可使用真空滤油机滤油。

13.滤油机滤油时，应开加热器，出口油温不得低于50℃，大罐油温不得低于40℃，严禁超过80℃。14.大罐中的油在注油前应用真空滤油机进行脱水脱气处理。注油前须做试验，应符合规程要求。

15.变压器油的微水含量不应大于15ppm，耐压大于50kV，介质损tgd（90℃）≤0.5％

16.主变压器应在局放试验前后各进行一次变压器油内的油中溶解气体色谱分析，两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。17.变压器应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量基值不应大于1%。

十一.变压器安装职业健康安全措施

1.进入现场人员必须衣着整齐、正确戴安全帽；

2.安全负责人开工前向全体工作人员交代安全措施和注意事项，技术负责人、安全负责人、工作负责人始终在现场负责施工全过程指导监督；

3.检查所有工器具，尤其是吊装用具是否符合安全要求，不合格者坚决不用；

4.开箱检查和运输吊装时应注意防止碰坏瓷件；

5.整个安装过程中要注意当时天气情况，严禁在不良天气下作业。6.当需进入变压器油箱内工作时，工作人员应在排尽变压器油后，箱内含氧量不低于18%时方可进入，且打开的人孔盖应不少于2个，必要时应通入干燥空气，其露点应在-40℃以下，器身内照明灯具电压不应超过12伏，具有防护罩，导线绝缘，应良好，设专人对油箱内工作人员进行监护；

7.登上器身或箱顶时，应通过梯子上下，梯子应结实，支撑稳固。所有工具应用绳索上下传递，严禁抛扔； 8.在箱顶工作时，拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛下。9.器身检查时，应对工具设专人进行登记管理，工作人员应将工具用白布带系手腕上，应着无金属钮扣，不起绒毛的干净工作服和塑料底新布鞋，严禁随身携带金属物品（工具除外）；

10.吊车吨位必须满足吊重的要求，吊车置放位置合适，应有足够的回转半径，四腿支撑牢固，应选用合格人员平稳操作。

11.吊装时要设专人监护，一切行动听从工作负责人指挥，吊装过程中要紧密配合，被吊物应绑扎牢固,吊装过程要缓慢,严禁速起速落。12.严禁人员在吊臂下穿行和停留；

13.夜间作业时，施工现场照明应有足够的亮度；

14.参加工作的外用工，必须经安全考试合格方可上岗。

15.施工过程中，严格按照规定开具工作票。变压器安装过程中需要动火时，必须由专职安全员开具动火工作票，并应监督检查到位。

十二、职业健康安全危险源预测与防范 1.危险源：施工现场混乱

防范措施：主变压器施工区域设立安全围栏，所有进入施工区域的施工人员应佩带上岗证，施工过程中应设专人指挥。2.危险源：施工工具遗漏在变压器内

防范措施：器身检查时，检查人员应着工作服、穿新鞋，并将袖口领口系好。携带工具应用白布带系于身上，并作好登记。除工具外，检查人员应无其它随身携带物品进入器身。3.危险源：高空坠落

防范措施：在变压器顶部施工时，安全带应扎在牢固合适的位置，防止绝缘油滑造成高空坠落事故。

4.危险源：电击伤人

防范措施：高压试验时，应在试验区域设置安全围栏和警示标志，防止电击伤人。

5.危险源：滤油失火

防范措施：滤油工作区内应禁止烟火，并配备足够的灭火器，防止意外事件发生。主变压器施工时，应协调好消防和其它工序的交叉施工，防止交叉施工影响变压器施工。6.危险源：硬物坠落，损伤设备

防范措施：在变压器顶部安装附件时，工具应用绳索上下传递，严禁抛扔。拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛掷。

十三、施工环境管理 1.噪声防治 1．1防治标准根据施工现场所处地域，施工现场背景噪声执行城区4类标准，即昼间70Db，夜间55dB。施工中电焊机的噪声不得超过昼间70db，夜间55db。吊车噪声不得超过昼间65Db，夜间55dB。1．2 控制措施

1．2．1项目部在技术性能满足使用要求的前提下，应优先使用噪声排放量小的设备。

1．2．2项目部安排机械施工时，应考虑机械噪声影响，避免昼、夜机械施工噪声超出防治标准。

1．2．3施工机械噪声较大的工作项目应尽量安排在白天。1．2．4放置在施工现场的施工机械应尽量远离施工场地边界。1．2．5项目部应按机械设备的保养规程，安排专人定期加强设备的润滑、紧固、调整保养和维修，严格按照操作规程操作，以减轻噪声对周围环境的影响。

1．2．6由于设备工作异常产生噪声的设备应立即停止使用，查明原因，安排维修，排除故障后方可投入使用。2.固体废弃物控制

2．1施工产生固体废弃物分类

2．1．1可回收利用的固体废弃物；如：，包装带、包装箱导线盘、地线盘、包装箱、导线皮、钢筋头、电焊条头、废钢管等。2．1．2不可回收的的废弃物；如：施工渣土

2．1．3危险固体废物；如：干电池、废碘钨灯管等 2．2 固体废弃物控制措施

2．2．1固体废弃物处理前应首先考虑能否作为二次资源加以利用。2．2．2固体废弃物应按要求分类存放和标识。不可将废弃物随意乱扔、堆放、混放。

2．2．3施工现场应遵循“随做随清、谁做谁清、工完料尽现场清”的原则，严格按照施工工艺方法进行施工，防止不合格品的出现，保证“清洁生产”。

2．2．4对于施工产生的固体废弃物，施工现场应指定区域存放，建立相应的垃圾存放地点，并加以封闭。由指定人员负责将废弃物运输到场内，并加以醒目的标识。运输过程中应保证不撒散，不混放，不泄露。一旦发现运输中泄露或散撒的现象必须清理。

2．2．5各施工队产生的废弃物由各施工队负责其分类放置，储存场所应有防雨、防漏、防飞扬、放火等措施。

500kv变压器操作顺序篇6

随着国民经济快速发展,电网负荷持续高速增长,电网建设相对滞后,造成了电力变压器负荷率居高不下。变压器过负载能力成为制约电网变电容量限额进一步提高的主要原因,当变电站出现N-1的事故情况,如果变压器有较高的过载能力,不仅能够避免变压器因过载发生损坏,还能够给调度留出一定时间,将负荷控制在安全稳定范围内[1,2,3,4,5]。多年来,国内外众多研究机构和电力企业结合自身情况对变压器过载能力开展研究工作,以期提高并合理利用变压器的过载能力[6,7,8,9]。

同时,为不折损变压器寿命,通常在制定负载计划时,都是按照《油浸式电力变压器负载导则》IEC354-1991[10]以及《电力变压器第7部分:油浸式电力变压器负载导则》GB/T 1094.7-2008中提供的通用正常周期性负载图来确定。但由于图标编制是基于通用数据,随着变压器制造技术和工艺水平的不断提高,原有负荷控制措施已不能反映设备的负载能力,因此通过负载能力的核算统计工作,利用技术和管理手段挖掘电力变压器的过负载潜力具有很重要的现实意义。

本研究拟从技术角度探讨变压器的过载能力承受范围,通过对变压器的过载理论分析,提出由环境温度、起始负荷、过负荷倍数、油温及热点温度等参数形成的核算边界条件,按照过载能力的核算模型校核变压器本体的过负荷能力,以尽可能释放其过载能力。

1 变压器负载类型及过载运行影响分析

1.1 变压器负载类型

变压器负载包括周期性负载和短期急救性负载。周期性负载是指周期性变化的负载(通常为一天),该负载是以一个周期内的平均老化量来考虑的。它可以是正常负载,也可以是长期急救性负载。

在正常周期负载中,在某段时间内环境温度较高,或施加了超额定负载的电流,可以由其他时间内环境温度较低,或施加低于额定负载的电流所补偿。从热老化的观点出发,只要老化率大于1的各周期中的老化值能被老化率小于1的老化值所补偿,那么,这种周期性负载可以认为与正常环境温度下施加额定负载是等效的。

长期急救周期性负载是由于系统中部分变压器长时间退出运行而引起的,运行的变压器在其温升稳定之前,退出的变压器仍不能重新投入运行。这种不正常的运行可能会持续几周甚至几个月,从而会导致运行的变压器严重老化,但绝缘不应击穿。

短期急救负载是由于运行系统中发生了一个或多个事故,严重地干扰了系统正常负载的分配,从而使变压器严重地超额定负载,使导线热点温度达到危险的程度,并有可能导致暂时的绝缘强度下降。这种负载持续时间应小于变压器的热时间常数,且与负载增加前的运行温度有关,一般应小于0.5 h。

根据上述的分析可以发现,短期急救性负载更加容易导致变压器本体绝缘强度下降或者导致发生变压器故障,因而进行变压器过载能力的研究主要是针对短期急救性负载。

1.2 变压器过载运行影响分析

对于500 kV大容量变压器,当发生超额定电流运行时,其漏磁磁密、短路应力以及受高场强作用的绝缘体积都将增加,因此危险性也就更大,具体包括以下几种可能:

(1) 绕组热点温度上升,在高场强区域内(即在绕组和引线处)可能出现气泡使其绝缘强度下降;

(2) 导线绝缘机械特性在较高的温度下,热劣化过程将加快,如果劣化到一定程度时,变压器的有效寿命将缩短;

(3) 套管内部的压力升高可能会漏油,从而引起故障,如果绝缘的温度超过140 ℃,电容式套管内部也将产生气泡;

(4) 储油柜中的油因膨胀可能会溢出;

(5) 变压器的密封材料在高温下可能发脆。

因此,为保证变压器的安全运行,必须对变压器负载能力予以限制。《油浸式电力变压器负载导则》(以下简称为《导则》)中对大型变压器的过载能力限制在额定容量的1.5倍,绕组热点温度不超过160 ℃,顶层油温不超过115 ℃。

本研究进行变压器过载能力的核算工作是以《导则》为基础,根据变压器过载时热量产生和发散所表现出来的温升特性,制定合理的过载运行边界条件,尽可能释放变压器的过载能力。

2 变压器热点温度计算及核算数学模型

2.1 变压器绕组热点温度计算及热特性原理

为了计算变压器最热点温度,对油浸式变压器的热特性进行如下假设:①油箱内的油温从底部到顶部,是线性分布的;②绕组任何位置的温升,由下至上也是线性分布的,并与油温线平行,两平行线之间的差值为用电阻法测出的绕组平均温升和油平均温升的差,取常数gr;③考虑到杂散损耗的影响,绕组最热点温升比绕组顶部平均温升高H·gr,其中H为变压器热点系数,取1.3,如图1所示。

2.2 绕组热点计算公式

500 kV大型变压器基本采用强油风冷(OFAF)或强油导向风冷(ODAF)的冷却方式。下面主要介绍这两种冷却方式变压器的绕组热点计算公式。

(1) 稳态温度公式:

在任一负载条件下,OFAF/ODAF冷却方式变压器绕组由最终热点温度与环境温度、底层油温升、绕组顶部油温升与底部油温升之差、绕组热点温度与顶部油温之差共4部分组成。对于OFAF冷却方式的变压器,其热点温度的计算公式为:

$θ_{h} = θ_{a} + θ_{b r} [\frac{1 + R Κ^{2}}{1 + R}]^{X} + 2 [Δ θ_{i m r} - Δ θ_{b r}] Κ^{y} + Η g_{r} Κ^{y} (1)$

式中 θh—最热点温度,℃;θa—环境温度,℃;Δθbr—底部油温升,K;Δθimr—平均油温升,K;R—额定条件下负载损耗与空载损耗之比;K—运行负荷与额定负荷之比;x—油的指数(对于大型强迫油循环变压器,取x=1.0);y—绕组指数(对于大型强迫油循环变压器,取y=1.6)。

对于OFAF方式的变压器,绕组内油的流动是由温差驱动的,随着温度的变化,导线电阻和油粘度都将变化,而两者变化可相互抵消。对于ODAF方式变压器,绕组内油的流动是受油泵和导向油道决定的,油的粘度对变压器温升影响很小,而导线电阻随温升变化而变化的量就不能不加以考虑。因此其最热点温度需在式(1)计算值的基础上进行修正:

θ′h=θh+0.15(θh-θhr)(K>1) (2)

式中 θh—用式(1)不考虑导线电阻影响的计算值,℃;θhr—额定条件下的热点温度,℃。

(2) 暂态温度方式:

当变压器负载发生变化时,温度也将随之变化。如前所述,导体的时间常数小,温度稳定快,可忽略不计。而油的时间常数大,稳定需要一段时间。为计算某一段时间t后,变压器热点温度的变化情况,必须计算油温变化的暂态过程:

Δθbt=Δθbi+(Δθbu-Δθbi)(1-e-t/τ0) (3)

式中 Δθbt—经过时间t后的底层油温升,℃;Δθbi—起始的底部油温升,℃;Δθbu—t内所加负载的稳态底部油温升,℃;τ0—油时间常数。

2.3 核算的边界条件

变压器的过载能力核算的前提:变压器冷却系统可达到额定冷却能力;变压器油位正常;变压器无任何影响负载能力的因素。本研究提出的过载运行的边界条件,包含以下几个方面:

(1) 环境温度:变压器过载能力核算的环境温度边界考虑20 ℃和40 ℃。其中春秋季考虑20 ℃,迎峰度夏期间考虑40 ℃。

(2) 起始负荷和过负荷要求:起始负荷的边界条件按80%和100%考虑,过负荷按额定容量的1.8倍和2.0倍考虑。

(3) 油温及绕组热点温度:为了保证变压器的安全运行及在过载运行时变压器不发生过早损坏的危险,需控制变压器油温和绕组热点温度,分别按100 ℃和150 ℃考虑,其中绕组热点温度的限值是以将立即导致设备故障的最高温度而设定。

2.4 变压器过载能力核算流程

根据以上计算公式以及过载能力核算的边界条件,本研究在变压器温度分布模型和温度计算模型分析的基础上,提出变压器过载能力核算流程,如图2所示。

3 根据变压器热特性核算过载能力

3.1 单台变压器核算结果分析

依据核算流程,以杭州电力局在运行的500 kV富阳变电所#1主变A相变压器核算结果为例,经过计算得到结果如下:

(1) 当环境温度为20 ℃,起始负荷为80%的情况下,过载倍数达到1.8倍时,可连续运行174 min;过载倍数为2.0倍时,可连续运行84 min。

(2) 环境温度为20 ℃,起始负荷为100%的情况下,过载倍数达到1.8倍时,可连续运行152 min;过载倍数为2.0倍时,可连续运行68 min。

(3) 当环境温度为40 ℃,起始负荷为80%的情况下,过载倍数达到1.8倍时,可连续运行63 min;过载倍数为2.0倍时,可连续运行22 min。

(4) 环境温度为40 ℃,起始负荷为100%的情况下,过载倍数达到1.8倍时,可连续运行42 min;过载倍数为2.0倍时,可连续运行7 min。

(5) 调压开关允许过载1.83倍,套管过载能力超过2.0倍。

由以上计算结果可以看到,变压器过载运行承受时间主要受环境温度、起始负荷、过载倍数等因素影响。在环境温度适宜的情况下,如环境温度20 ℃以下,变压器过载即使达到2.0倍也可连续运行1 h以上,与《导则》中规定变压器过载不超过1.5倍,连续运行不超过0.5 h的限制相比,可有较大的释放裕度。

3.2 浙江省在运变压器核算结果分析

本研究对浙江省133台在运行的500 kV电力变压器过载能力的核算结果进行了统计分析,这些变压器产品涵盖了近年内在国内得到广泛应用的进口、合资、国产变压器的主流产品,得到了以下结论:

(1) 当环境温度为20 ℃时,78%变压器在2.0倍的过载倍数下,能够连续运行30 min以上;

(2) 当环境温度为40 ℃,起始负荷为80%时,75%变压器在2.0倍的过载倍数下,能够连续运行30 min以上;

(3) 当环境温度为40 ℃,起始负荷为100%时,72%变压器在1.8倍的过载倍数下,能够连续运行30 min以上;36%变压器在2.0倍的过载倍数下,可连续运行20 min以上。

从计算结果分析,将变压器实际参数代入公式计算得到的变压器过载能力比《导则》规定有所提高,其计算结果既能保证变压器的安全运行,又能释放裕度,挖掘变压器实际过载能力,满足实际运行的需要。过载倍数1.8倍在环境温度为40 ℃,起始负荷100%情况下仍能连续超过30 min,安全可靠性较2.0倍过载有较大提高,制造单位如按环境温度35 ℃、起始负荷为100%、1.8倍过负荷和20 min允许过载时间来设计和建造变压器应不存在技术层面的问题。

4 结束语

本研究分析和比较了《导则》推荐的变压器超铭牌额定值运行的规定与计算方法,提出了进一步挖掘变压器过载能力的运行边界条件并进行了核算。

变压器过负荷运行应了解变压器状态,对于运行年限长,运行工况不良,油质不合格,存在不同缺陷的变压器不建议过负荷运行。对于运行工况良好、有条件的在运变压器,为满足电网规划和运行限额提高的需要,如不满足《导则》1.5倍过载能力的要求,建议通过技改等方式提高其过载能力。

500 kV大容量变压器过载能力如果按照以下要求执行:环境温度35 ℃、起始负荷100%、过载倍数1.8倍、控制变压器油温100 ℃和绕组热点温度150 ℃,历时20 min,从技术来说不存在问题。

应将变压器过载能力核算结果落实到变电所的变压器运行规程以及设备招标书中,指导该变压器的运行;设备招标书中除明确过载能力要求外,投标商应提供变压器过载能力计算报告。为使变压器在过载状态下能更安全地运行,建议在允许的情况下,变压器可配置热辐射温度光纤传感器,进一步监控热点温度。大型变压器过负荷运行时的电流增大,过负荷运行后应进行变压器油的色谱分析。

摘要：为解决500 kV大型变压器过载能力制约电网变电容量的问题,从技术角度探讨了变压器的过载能力承受范围,开展了变压器的过载理论分析,提出了包括环境温度、起始负荷、过负荷倍数、油温及热点温度等参数形成的核算边界条件,按照过载能力的核算模型校核变压器本体的过负荷能力,以尽可能释放其过载能力。研究结果表明:500 kV大容量变压器可按照环境温度35℃、起始负荷100%、过载倍数1.8倍、控制变压器油温100℃和绕组热点温度150℃,历时20 m in过载的原则进行生产及运行。

关键词：大型变压器,过载能力,热点温度

参考文献

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500kv变压器操作顺序篇7

关键词：电气设备运行倒闸操作误操作分析

中图分类号：TM63文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）01（c）-0056-01

目前，随着我国经济的高速发展，电力工业也形成了大电网、大容量和高电压的发展局面。若电网瓦解和大面积停电事故，不仅会造成重大经济损失，影响人民生活和社会稳定。同时，我们更要上升到政治角度来考虑因电网瓦解或大面积停电停电从而可能会影响到国家的安全问题。因此，正确的倒闸操作具有十分重要的意义。运行人员一定要时刻树立“安全第一”的思想，严肃认真地进行倒闸操作。

由于500 kV变电设备的安全运行，其平常操作的次数也就比较少，正常的情况只有在设备进行检修试验时才进行操作，对运行人员的熟练程度要求比较高。此外，由于设备长期的正常运行，变电站的运行值班人员很容易放松安全生产意识，这些又给500 kV变电站的安全运行带来了极大的安全生产隐患。根据工作经验，对这些进行梳理，以引起对变电站运行人员的重视，达到防止误操作事故发生的目的。

1 500 kV电压等级倒闸操作的危险点的分析

500 kV变电站在高压系统中一般担负汇集电能、重新分配负荷、输送功率等多重任务。因此它是高压输电系统中的重要地位非常关键。目前我国500 kV变电站电气主接线一般采用3/2接线方式的居多。

其主要运行方式：

（1）正常运行方式。两组母线同时运行，所有断路器和隔离开关均合上；

（2）线路停电的运行方式。线路停电时，该线路所属的断路器及隔离开关均拉开；

（3）断路器停电时的运行方式。任何一台断路器停电，可以将两侧隔离开关拉开；

（4）母线检修时的运行方式。断开母线断路器及其两侧隔离开关。这种方式相当于单母线运行，运行可靠性低，所以应尽量的缩短单母线运行时间。

500 kV电压等级3/2接线方式下倒闸操作的危险点主要有：一是单一断路器停电时线路方式开关的及时切换；二是单一线路保护停用时通道方式开关的及时切换。

对于典型的倒闸操作，不考虑变电站不同的运行方式，不同的主结线，继电保护及自动装置配置的差异以及不同的操作任务，只按正常操作顺序填写操作票。这是酝酿事故根源的一大因素。例如：变压器操作的不安全因素有：切合空载变压器过程中可能出现的操作过电压，危及变压器绝缘。倒母线操作一是可能发生带负荷拉刀闸事故；二是继电保护及自动装置切换错误引起的误动；三是向空载母线充电时电感式电压互感器与开关断口电容形成的串联谐振。

2 500 kV电压等级倒闸操作的危险点控制措施

（1）严肃规章制度的执行，一丝不苟地执行监护人唱票，操作人复诵制度。

（2）要花大力气加强人员的技术业务培训，及时发现异常情况正确判断处理。监护人与操作人既有分工又需呼应，平时就应有意识地进行训练，监护人要注意自己的行为，让操作人消除依赖心理。例如：应该操作人做的事，监护不要代替；行走时，操作人先行，监护人在后监督，防止走错设备位置等。操作时一定要认真核对设备名称、编号，不要走错位置。

（3）对于典型操作或特殊操作，应派技术素质过硬的运行值班员进行操作，对于典型倒闸操作的操作要点要十分清楚，对操作的设备或系统要很熟悉，对操作后将引起误操作的关键环节——即危险点予以足够重视。

（4）做好操作后总结工作，对倒闸操作过程中存在的不足及时给予指出，使其加以改正，进一步规范操作人员的行为。结合系统中发生的事故进行举一反三，提高防范意识，从思想上认清误操作的危害性。

（5）切实做好标准化操作流程的培训工作，通过开展标准化操作竞赛，提高全员的实际操作标准技能水平。让大家充分认识到只有标准化操作，才能有效防止各类误操作的事故发生。

（6）强化运行管理，严格执行“两票三制”。从管理入手，逐级、逐岗进行检查不留死角，认真填写倒闸操作票，严格执行操作票，认真做好操作监护，认真唱票模拟预演，操作中严格进行“四核对”和唱票复诵制度。

（7）班组坚持定期开展安全日活动，做到内容充实，联系实际，讲求实效，切忌流于形式，并作好记录；上级领导要参加并检查活动情况。同时要开展好“忆事故、反违章、杜绝誤操作”回头看活动，通过学习和回顾过去发生的典型误操作事故案例，查找现在安全管理存在的不足，制定有针对性地防范措施并认真落实和执行。

（8）借鉴和吸收国际先进的安全管理理念与方法，将现代风险管理理论和电网企业实际相结合，对照供电企业作业安全风险辨识防范手册-运行专业部分，系统评估企业、班组安全管理和安全控制状况，增强作业人员的安全风险意识，有效辨识和防范作业现场的安全风险。建立完善先进的安全风险管理体系，健全安全生产长效机制，实现安全生产的可控、在控和能控。

（9）电力企业诸多工种中，运行属高风险性的工作岗位，那么在运行工作中操作又算是最危险的工作，它直接关系着运行人员生命和设备的健康，稍有不慎，将酿成事故，影响电力事业整个的安全管理工作的达标，所以作为电力运行生产主体的员工，其安全意识是电力企业安全生产的保障之源，一切事故尤其是误操作事故的发生，归根结底是安全意识淡漠的体现和暴露，所以管理者要将运行工作给予高度重视，在工作管理整个过程中始终贯穿人文文化将安全工作常抓不懈。时刻强化员工安全意识，以各种形式激励员工工作热情而要采取切实可行的措施完善管理规章制度和管理的方法和手段让员工化压力为动力，将工作搞好。

综上所述，倒闸操作归根结底是人的思维到行为的具体表现。我们坚持科学发展观要以人为本，不但要重视人的生命还要规范人的行为准则。作为一名从事变电运行专业的人员只有严格执行倒闸操作规定，坚持标准化倒闸操作，不发生违章行为，才能有效防止和杜绝误操作，才能确保电气设备安全、稳定、可靠运行，才能实现电力事业的发展、壮大。

参考文献

500kv变压器操作顺序篇8

关键词：500kV,高压,变压器

1 交流500kV超高压变压器应用主要内容

1.1 有载分接开关出厂阶段

有载分接开关出厂阶段进行了油室密封试验。

1.2 变压器出厂阶段

变压器出厂阶段进行了雷电冲击试验。变压器雷电冲击电压试验分别对高压线端A、中压线端Am、低压线端a和x进行一次降低电压的雷电冲击、三次全电压的雷电冲击试验主要是考核变压器在遭受雷电冲击时的绝缘强度。各端子施加电压值如表1所示。所有端子的雷电冲击试验均未听见异常响声,没有出现电压波形电压突然下降等现象,雷电冲击试验通过。

1.3 交接阶段

交接阶段进行了变压器绕组局部放电试验。

当电压施加到电极间的介质时,在介质内部范围内发生放电,称为局部放电。介质中的局部放电常常发生在电场强度较高,且介电强度较低的部位,如固体或液体介质中存在的气泡、杂质就极易引起局部放电。介质中的局部放电不同于极间介质贯穿性放电,单介质一旦发生放电,发展结果必然会导致介质的贯穿性击穿。

变压器局部放电可能发生在变压器任何电场集中或者绝缘不良的部位,如固体绝缘材料、变压器油中的气泡,高压绕组静电屏出线,高电压引线,相间围屏、绕组匝间及分接开关等处。变压器安装及运输过程中内部结构容易发生移位,造成局部电场过分集中,此外制造工艺不良导致残留气泡和较多水分,这些也容易发生局部放电。

按照国标要求,现场进行局部放电试验按照以下加压程序进行。

变压器局部放电试验的加压程序和持续时间见图1(变压器的最高工作线电压为Um)。其中Um=550kV;;。

由于该变压器套管为电容型套管,且有末屏抽头,可利用套管电容作为耦合电容,将检测阻抗串在末屏与地之间,如下图,这种接线简便易行,是目前广泛应用的方法之一。

此次变压器局部放电试验采用VHF-300变频电源装置作为试验电源,被试变压器所有套管CT二次端子短路并接地。

按照局部放电试验规程要求,在加压第二阶段进行局部放电测量,一般每5min监测一次局部放电量,要求放电量不大于500pC,并且与已经进行的500kV变压器局部放电量相比无明显差别。

1.4 运行阶段

试验阶段定为6个月,主要进行变压器运行负荷监控、有载分接开关超声局部放电、振动及电机电流测试、分接开关油室渗漏监控、变压器有载分接开关红外测温及绝缘油色谱及绝缘油强度测试。

1.4.1 变压器运行负荷监控