7 变压器
7.1概述
7.1.1描述电站运行中的变压器的数量、编号、功能等，包括主变、箱变、站用变、接地变。三峡新能源新疆达坂城风电场共有110kV Ⅰ号主变1台，35kV351S所用变1台，35kV接地变351JS 1台，10kV备用线路变压器1台，35kV箱变33台(XB01号—XB33号)。
7.1.2明确电网调度管理范围：110kVⅠ号主变属新疆乌鲁木齐地调调管，35kV1号所用变351S 1台，35kV1号接地变351JS 1台，备用线路变压器1台，35kV箱变33台，属风电场自行管理。
7.1.3明确主要运行参数：Ⅰ号主变：SZ11-50000/110 容量：5WKVA，电压等级：110±8×1.25/36.5kV，自冷式变压器，由三变科技公司生产。
7.2运行方式
7.2.1变压器运行方式：110kV峡盐风一线1450带110kVI母、1号主变运行。
7.2.2中性点运行方式：110kV1号主变中性点按乌鲁木齐地调命令执行（目前为经间隙接地）。35kV1号接地变351JS，35kV1号所用变351S,10kV备用变压器及35kV箱变中性点都是直接接地。
7.3运行规定 7.3.1一般规定
7.3.1.1投运变压器之前，应做如下检查，并确定变压器在完好状态，且具备带电运行条件。 7.3.1.2 变压器本体无缺陷，外观整洁无遗物。 7.3.1.3 油位、油色正常，无渗油、漏油现象。 7.3.1.4 变压器电器试验应有记录，并合格。 7.3.1.5 冷却装置正常，油管通道阀门均应打开。
7.3.1.6 套管清洁，无裂纹，油位、油色正常，引线无松动现象。
7.3.1.7 各种螺丝应紧固，变压器外壳应有可靠接地，接地电阻应合格。 7.3.1.8 瓦斯继电器内无充气、卡涩现象。
7.3.1.9 有载调压分接开关位置指示正确，手动、电动调压无卡涩现象。
7.3.1.10 热呼吸不应吸潮，正常应位于天蓝色条位置，管道阀门应打开，无堵塞现象。 7.3.1.11 压力释放器试验应符合安规要求。 7.3.1.12 继电保护定值及压板位置应符合要求。
7.3.1.13变压器运行中发现有任何不正常现象（如漏油、油枕内油面过高或过低、发热、声音异常等），应及时报告值班长并加强观察，做好应急处理准备。 7.3.2变压器分接头的相关规定
7.3.2.1对主变压器调整分接头、检修、操作及试验应经调度批准，如有变动应作好记录。 7.3.2.2最高运行电压不得超出整定分接头电压5%。
7.3.2.3除有载调压变压器外，禁止在运行中切换变压器分接头。
7.3.2.4带有有载调压装置的变压器进行调压时，应逐档调压，每一档调压操作后应注意检查电压的变化和分接断路器的位置以防过调。无异常后方能进行下一档的调压操作。 7.3.2.5主变分接头位置变更后，要检查厂用电压变化，必要时适当调整厂用变压器的分接头。
7.3.3变压器进行试验、结构更改或改变继电保护、自动装置原理接线，均应有正式批准的方案和图纸。否则不允许进行。 7.3.4对变压器运行温度的规定
7.3.4.1 油浸式变压器上层油温运行极限值（85℃）为厂家设备手册的规定，在运行中应
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监视其上层油温不得超过此规定值，同时应监视变压器各部温升不超过制造厂技术规范所规定的数值。
7.3.4.2 干式变压器线圈外表最高温度极限值（105℃）为厂家设备手册的规定，当负荷达到额定值厂家设备手册的规定时，或室温达厂家设备手册的规定时，应启动通风装置。 7.3.5变压器过负荷告警运行规定
7.3.5.1过负荷前和过负荷终了都要记录变压器上层油温，环境温度和时间。
7.3.5.2在过负荷时间内10分钟记录一次上层油温和过负荷电流，每小时记录一次环境温度。 当上层油温和各部温升已达到厂家设备手册的规定时，不论负荷和时间是否达到厂家设备手册的规定，均应停止过负荷。
7.3.5.3在过负荷期间应对变压器低压侧母线（或电缆及接头）温度加强监视，母线温度不得超过厂家设备手册的规定。
7.3.5.4干式变压器过负荷运行时应加强变压器冷却，其冷却器应全部投入运行。 7.3.5.5必要时应减少变压器负荷。
7.3.5.6主变压器、厂用变压器、箱变（台变）、接地变过负荷运行期间的温度、电流等运行参数应严格执行厂家设备手册的规定。 7.3.6变压器绝缘电阻的相关规定
7.3.6.1凡额定电压在1000V级以上的线圈用2500V摇表测量绝缘电阻，凡额定电压在1000V以下的线圈用1000V摇表测量绝缘电阻。
7.3.6.2检修前、后及备用超过20天的主变压器投运前应测量绝缘，并应记录测量时的主变压器上层油温。
7.3.6.3变压器绝缘电阻值最低不得小于厂家设备手册的规定。
7.3.6.4绝缘电阻低于规定值时，变压器需经运行部门经理批准后方可投入运行。 7.3.6.5每次测量结果必须进行登记。 7.3.7其它规定
7.3.7.1 新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位。
7.3.7.2 新装、大修、事故检修或换油后的主变压器应先静置48小时，再开启全部冷却器将油循环一定时间，并排除残存空气后方能施加电压。
7.3.7.3 备用中的变压器应和运行中的变压器同等对待，按规定进行巡视检查。
7.3.7.4 停电备用变压器应将其操作电源和保护装置全部投入，绝缘电阻测量合格。强迫油冷却器系统处于备用状态。
7.3.7.5 主变停电操作时，先断开所有低压侧断路器，后断开高压侧断路器停电。 7.3.7.6 主变压器正常停、送电操作时，其中性点地刀应推上。 7.3.7.7 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。
7.3.7.8 对瓦斯继电器进行检查或排气时，严禁动重瓦斯试验用的撞针，以防重瓦斯保护误动。
7.3.7.9 变压器运行中不允许滤油、补油。
7.3.7.10对于强迫油循环冷却方式的变压器，变压器事故跳闸后要尽快切除冷却器油泵，避免游离碳和金属微粒进入非故障部分。
7.3.7.11巡视运行中的主变压器时，不允许登高检查。 7.3.8箱变（台变）特殊规定
7.3.8.1箱变（台变）受电起，应移交电力运行部管理，箱变（台变）所有设备资料，特别是所有解锁钥匙均应移交给运行部门。
7.3.8.2箱变上的所有工作严格执行电业安全规程的相关规定。
7.3.8.3 箱变断电后开展工作前，必须戴绝缘手套使用合格的验电工具进行验电，同时应仔细观察箱变带电显示装置的状态，和验电结果相互验证。 7.3.9变压器保护装置的规定
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7.3.9.1 维修后的保护装置投运前必须有维修人员的详细检修交待，保护定值必须正确，保护的加用与停用必须经调度批准。
7.3.9.2 变压器投运前必须确认变压器保护装置已经投运且运行正常。
7.3.9.3 正常运行时检查各微机保护装置面板指示正常，无告警、启动、动作信号，运行监视灯或程序运行灯应正常闪亮。
7.3.9.4 微机保护装置正常运行时显示画面应在正常主画面，无异常、故障信息显示。 7.3.9.5 除打印保护动作报告外，运行人员一般不进行保护装置操作面板上的菜单操作。 7.3.9.6 在保护装置操作面板上进行改变保护定值和其他调试操作时，应有依据并按规定办理工作许可手续。
7.3.9.7 装置告警、异常时应做好记录并进行检查处理。装置动作后，应根据信号指示和动作报告作出相应处理，并检查装置动作情况。
7.3.9.8 经当班值班长同意后方能复归信号，并做好记录。 7.3.10变压器瓦斯保护运行规定
7.3.10.1 变压器充电时对重瓦斯保护的规定
7.3.10.1.1变压器在充电时重瓦斯保护应投入跳闸位置。 7.3.10.1.2 新投产、长期备用和大修后的变压器充电时，须将重瓦斯保护投入“跳闸”位置，充电正常后，切换到“信号”位置（差动或其它主保护应投入），经48小时后，检查无气体，再投入跳闸位置，若还有气体则每隔2小时检查一次，直到无气体时再投入跳闸位置。 7.3.10.2变压器备用时重瓦斯保护也应投入“跳闸”位置。 7.3.10.3 对变压器重瓦斯保护改投发“信号”压板的规定
7.3.10.3.1 变压器在运行中更换呼吸器干燥胶囊、变压器油路处理缺陷、开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时，运行中的变压器重瓦斯保护应经电网调度允许后由“跳闸”位置切换为“信号”位置。
7.3.10.3.2 有可能进入空气的，工作完后经过8小时无信号发出后再投入“跳闸”位置。 7.4变压器巡视检查
7.4.1 变压器巡检工作安排
7.4.1.1每班对变压器至少检查一次。
7.4.1.2对运行或备用中的变压器，应进行定期和机动性的巡视检查。
7.4.1.3 每天晚上进行一次熄灯检查，主要检查各部有无火花放电，电晕及过热烧红现象。 7.4.1.4 每次短路故障后，应进行外部检查。
7.4.1.5 新投入或检修、改造后的变压器在投运72小时内，应进行机动性检查。 7.4.1.6 有严重缺陷时，应进行变压器机动性检查。
7.4.1.7 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时，应进行变压器机动性检查。 7.4.1.8 雷雨季节特别是雷雨后应进行机动性巡查。
7.4.1.9 高温季节、高峰负载运行期间，应进行变压器机动性检查。 7.4.2 变压器巡检内容
7.4.2.1变压器异常声音、振动检查。
7.4.2.2充油设备油色、油温、油标、油位、渗油漏油检查。 7.4.2.3消防感温电缆检查。
7.4.2.4母线、支持瓷瓶、各连接处及过流部件检查。
7.4.2.5压力释放阀、安全气道、事故排油阀、事故油池排水阀等阀门位置检查。 7.4.2.6呼吸器检查。
7.4.2.7吸湿器完好，吸附剂干燥 7.4.2.8变压器各部标志检查。 7.4.2.9变压器通风检查。
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7.4.2.10变压器有载分接开关的分接位置及电源指示检查。 7.4.2.11变压器中性点设备检查。 7.4.2.12变压器鹅卵石坑积水检查。 7.4.2.13变压器保护装置检查。
7.4.2.14各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮，温控装置工作正常。 7.4.2.15下雪天，检查套管及母线瓷瓶有无冰溜子。
7.4.2.16雷雨及雾霜天，检查套管及母线瓷瓶有无火花放电现象。 7.4.2.17现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目。
7.5运行操作
7.5.1 110kVⅠ号主变充电操作顺序
7.5.1.1Ⅰ号主变高、低压侧安全措施拆除。 7.5.1.2摇测主变高、低压侧绕组绝缘合格。 7.5.1.3主变中性点地刀合上。 7.5.1.4主变的全部保护正常加用。
7.5.1.5合上主变高压侧开关后应立即检查现场有无异常。
7.5.1.6新安装或更换线圈大修后的变压器应按行业规范进行相关试验合格后才能进行充电试验。
7.5.1.7操作结束后向调度汇报操作情况。 7.5.2 Ⅰ#主变由运行转为检修操作票 7.5.2.1接调度令。
7.5.2.2全面检查运行方式。 7.5.2.3模拟操作。
7.5.2.4合上1#主变中性点111D接地刀闸。
7.5.2.5检查1#主变中性点111D接地刀闸确已合上。 7.5.2.5拉开1#主变35kV侧3501断路器。
7.5.2.6检查1#主变35kV侧3501断路器确已拉开。 7.5.2.7拉开1#主变110kV侧1101断路器。
7.5.2.8检查1#主变110kV侧1101断路器确已拉开。
7.5.2.9将1#主变35kV侧 3501断路器小车由“工作位置”摇至“试验位置”。
7.5.2.10检查1#主变35kV侧3501断路器小车确已由“工作位置”摇至“试验位置”。 7.5.2.11拉开1#主变110kV侧11011隔离开关。
7.5.2.12检查1#主变110kV侧11011隔离开关确已拉开。
7.5.2.13验明1#主变110kV侧11011隔离开关母线侧引线三相确无电压。 7.5.2.14合上1#主变110kV侧11011D接地刀闸。
7.5.2.15检查1#主变110kV侧11011D接地刀闸确已合上。 7.5.2.16验明1#主变35kV侧低压穿墙套管处三相确无电压。 7.5.2.17在1#主变35kV侧低压穿墙套管处装设01号接地线。 7.5.2.18拉开1#主变中性点111D接地刀闸。
7.5.2.19检查1#主变中性点111D接地刀闸确已拉开。 7.5.2.20在1#主变110kV侧1101断路器、11011隔离开关、1#主变35kV侧3501断路器上悬挂“禁止合闸，有人工作”标识牌。 7.5.3 1#主变由检修转运行操作票 7.5.3.1接调度令。
7.5.3.2全面检查运行方式。 7.5.3.3模拟操作。
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7.5.3.4取下1#主变110kV侧1101断路器、11011隔离开关、1#主变35kV侧3501断路器上“禁止合闸，有人工作”标识牌。
7.5.3.5合上1#主变110kV侧中性点111D接地刀闸。
7.5.3.6检查1#主变110kV侧中性点111D接地刀闸确已合上。 7.5.3.7拉开1#主变110kV侧11011D接地刀闸。
7.5.3.8检查1#主变110kV侧11011D接地刀闸确已拉开。 7.5.3.9拆除1#主变35kV侧低压穿墙套管处01号接地线。 7.5.3.10检查1#主变35kV侧低压穿墙套管处确无短路接地。
7.5.3.11检查1#主变110kV侧1101断路器分合位置指示器确在分位。 7.5.3.12检查1#主变35kV侧3501断路器分合位置指示器确在分位。 7.5.3.13检查1#主变110kV侧1101断路器保护压板确已按规定投入。 7.5.3.14检查1#主变110kV侧1101断路器保护装置确已按规定投入。 7.5.3.15检查1#主变35kV侧3501断路器保护压板确已按规定投入。 7.5.3.16检查1#主变35kV侧3501断路器保护装置确已按规定投入。 7.5.3.17合上1#主变110kV侧11011隔离开关。
7.5.3.18检查1#主变110kV侧11011隔离开关确已合上。 7.5.3.19合上1#主变110kV侧1101断路器。
7.5.3.20检查1#主变110kV侧1101断路器确已合上。
7.5.3.21将1#主变35kV 侧3501断路器小车由试验位置摇至工作位置。
7.5.3.22检查1#主变35kV侧 3501断路器小车确已由试验位置摇至工作位置。 7.5.3.23合上1#主变35kV侧3501断路器。
7.5.3.24检查1#主变35kV侧3501断路器确已合上。 7.5.3.25拉开1#主变中性点111D接地刀闸。
7.5.3.26检查1#主变中性点111D接地刀闸确已拉开
7.6故障及事故处理
7.6.1应立即停电处理的缺陷
7.6.1.1变压器本体及分接断路器油箱破裂并大量漏油。
7.6.1.2压力释放阀或防爆安全膜破裂，向外喷油、喷火或喷烟。 7.6.1.3套管发生连续闪络、炸裂、端头熔断等严重破坏。 7.6.1.4因漏油使贮油器油面降至油面计的最低极限。 7.6.1.5变压器内部声音很大、很不均匀，有炸裂声。 7.6.1.6变压器冒烟着火。
7.6.1.7 发生危及变压器安全的故障且有关保护装置拒动。 7.6.2应申请停电处理的缺陷 7.6.2.1内部声音异常。
7.6.2.2变压器套管有裂纹、破损和闪络放电痕迹。
7.6.2.3变压器油位急速下降且无法制止，套管油面过低或油色变化过甚并化验不合格。 7.6.2.4变压器压力释放伐漏油或安全膜破裂但未喷油、喷烟。 7.6.2.5变压器上盖掉落杂物，危及安全运行。
7.6.2.6变压器套管上接线头接触不良，发热、烧红变色。 7.6.2.7主变轻瓦斯动作。
7.6.3变压器温度异常升高的处理 7.6.3.1现象
变压器油温超出正常运行值。
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