主变、高厂变、高公变及#1启备变
主变、启备变和高、低压厂变技术规范
2.主变、启/备变和高、低压厂变技术规范：2.1发电机、变压器禁止启动项目：发生下列情况之一者，禁止启动：1)发电机、主变压器等主要设备有严重缺陷；2)发电机、变压器等一次设备回路绝缘不符合标准；3)发变组主保护不能投入；4)发电机、主变压器等主要参数不能显示；5)发电机一次水水质不合格；6)主变压器、高压厂用变压器油质不合格；7)发电机氢气纯度不合格。
3.2.3.41 机组负荷达200MW，厂用电切至本机带2.2负荷大于250MW启动低加疏水泵，投入AVC，视机组情况投入其它制粉系统2.3电气设备启动前的检查及准备2.4验收新装或检修后的发电机下列项目应合格：1)发电机定、转子回路绝缘；2)气密性试验；3)氢气系统；4)一次水系统。
2.5 厂用电系统的检查与投运1)确认直流系统、UPS系统运行正常，电压在正常值。
2)厂用电系统。
a)确认#11、#12启/备变运行正常，无报警信号。
b)厂用6KV、循环水泵房6KV、公用6KV母线电压正常。
c)确认各厂用变压器运行正常，各低压段、MCC运行正常，电压在正常值。
2.6氢气系统的投入和运行1)发电机充氢前的检查和准备：a)汽轮发电机处于静止或盘车状态。
b)有关表计和报警装置经校验合格,控制电源投入。
c)发电机已全部封闭,气密性实验合格。
d)确认密封油系统具备投运条件。
e)通知氢站,准备足够的氢气、二氧化碳气体。
f)确认氢气、二氧化碳气体纯度合格。
2)氢置换前应将动火票收回，机房天车停电，进行置换充氢工作，应办理工作票。
3)氢纯度表的指示：位置1：H2在空气中含量（正常运行）；位置2：H2在CO2中的含量（充排氢时监视）；位置3：空气在CO2中含量（充排CO2时监视）。
4)发电机排氢门MKG19AA055的逻辑保护开条件：a)（MKG18CP004）事故排氢或（MKG18CP004）氢置换在进行中。
b)发电机壳内压力大于20Kpa。
自动关条件：a)或b)a)MKG18CP004)发电机壳内气体压力小于最小值。
高厂变、主变、启备变、脱硫变投停概要
变压器绝缘电阻规定 • 变压器在检修后或停运七天以上者及有受潮可能时， 在投运前均需测量其绝缘电阻，并将测量结果记入 绝缘电阻测量记录簿内，若有异常应汇报处理。 • 测量绝缘电阻必须在变压器停电后进行，对线圈电 压在6kV及以上者，应使用2500V的摇表；对线圈 电压在400V及以下者，应使用500V摇表，测量完 毕后应对地放电。 • 线圈与电缆（或母线）之间无闸刀可隔离时，可一 起测量；若能以闸刀隔离，应分别进行测量。 • 油浸变压器线圈、电缆或线圈及与之直接相连的一 次回路的绝缘电阻值，一般每千伏工作电压不应小 于1MΩ，测量结果应和以往记录作综合比较分析， 若有明显降低现象，应查明原因并汇报值长。 • 干式变压器的绝缘电阻值规定如下： • 高压侧——低压侧对地≥300MΩ；低压侧——地 ≥100MΩ
• 凡能零起升压的变压器，应尽量采取零起升压 的办法送电，不具备此条件的变压器，可用全 电压下合闸送电。 • 变压器必须用开关投入和切断，送电的操作应 先电源侧，再负荷侧，停电则相反。 • 变压器并列运行必须满足下列条件：接线组别 必须相同；变比相等，允许相差5％；短路阻 抗相等，允许最大相差10％。 • 变压器在充电状态下及停电、送电操作时，必 须将其中性点接地刀闸合上。 • 新投入或大修后变压器有可能改变相位，合环 前都要进行相位校验。
• 模块面板转换开关：用来选择该模块的工作状态，在 “自动”位时，该模块对应冷却器运行情况根据PLC程 序制定来确定，在循环过程中当任一组冷却器的任何 一个风机或油泵出现故障时，备用组冷却器投入运行。 当高温时直接启动“辅助组冷却器”低温返回，当负 荷达到启动条件是延时10秒启动“辅助组冷却器”投 入运行。为了使每组冷却器都能得到均衡运行程序设 定循环运行周期为15天，在循环过程中若有故障出现 或人为的投入备用则运行模式将停止循环直到故障修 复且备用退出后方可接着循环。“停止”位是人为使 该模块对应冷却器停止运行，此时固态继电器输出端 有感应电压，如果进行检修一定要断开该模块对应的 一段电源二段电源，防止触电。在“手动”位可以根 据需要就地对冷却器进行控制使其运行。通常情况下 每个模块的转换开关都应放在“自动”位上。
关于电力增容、二部制电价、公变与专变的解析
关于电力增容、二部制电价、公变与专变的解析电力增容电力增容指的是用电方在进行生产经营的过程中，因为生产能力需求的扩大，原申请使用的用电容量（通常按照变压器的容量来计算，单位为KVA）已经不能满足生产经营需要，必须在原有的基础上申请增加容量。
用电方需要增加容量，必须向合法的供电主体（供电部门）提出书面申请，并出具用电方的相关申请资料，经供电方审核同意后方可进行。
电力增容费是供（配）电贴费的俗称，它包括供电贴费和配电贴费两部分。
其中，供电贴费系指用户应承担的10千伏以上电压等级的外部供电工程及其配套（工程概算内的辅助生产、生活福利等设施）的建设费用；配电贴费系指用户应承担的10千伏（包括6千伏）及以下的外部供电工程及其配套的建设费用。
电力增容费已取消收取，但委托供电部门对其自建供电工程进行设计或施工的，供电部门可收取工程设计费、电表等设备材料费和人工费。
二部制电价二部制电价就是电价由二部分组成，一部分是基本电价，根据变压器的容量或最大需量进行计费，另一部分是电度电价，是根据用电量来进行计费的。
一般315kV A及以上的大工业用户，才执行二部制电价。
基本电费解析1、什么是“基本电费”?大工业用户所适用的两部制电价包含“电度电价”和“基本电价”，通过“电度电价”收取的是“电度电费”，通过“基本电价”收取的是“基本电费”。
也就是说，“基本电费”是大工业用户所应缴纳的输配电费的一部分。
用户可以自行选择是按变压器容量还是按最大需量来缴纳“基本电费”。
2、为什么要制定两部制电价?输配电价的制定要遵循“公平负担”原则和“弥补成本”原则。
“公平负担”原则要求用户所缴纳的输配电费合理反映其引起的输配电成本，使得电网企业能以尽可能低的价格为用户提供优质的输配电服务;“弥补成本”原则要求电网企业的合理成本能得到弥补并能获得合理收益。
输配电成本的构成比较复杂。
其中一部分成本，比如损耗等，和用户用电量密切相关;而另外一些比较固定的成本，比如电网投资，和用户的用电量关系不大，却和用户的负荷关系很大。
供电中专变与工变的区别
供电中专变与工变的区别居民供电配套设施的建设与管理模式主要有两种：一是专变，即专用变压器供电，由房地产开发商自主建设，建设期产权属开发商，房屋售出后作为小区内部公用设施，其产权自动归属业主，委托物业公司等中介机构代为管理；而另一种为公用变压器供电，由小区建设开发商出资，委托电力部门按公用电力设施标准进行统一规划建设，纳入供电部门专业的营业管理，计量管理体系，建设费用按实结算。
公变属于电力部门的设施设备，一表一户，用户直接由供电局负责安装的机械表或IC卡电表，用户持电卡直接向供电局购电。
这两种供电方式究竟有什么区别？电力部门指出，公变和专变主要有三点区别：第一、专变电价高，公变只要0.548元/度，而专变要0.59元/度，第二、公变的线路变压器由供电局终生负责保修，用电有保障并且不要出维修费，而专变的线路变压器出现问题要由用户自己出钱维修。
第三、公变用户直接到供电局买电，不会被物业公司强制断电，而专变到物业公司买电，难免存在被物业公司“卡脖子”，甚至是交了钱却没电用的尴尬情况。
简而言之，所谓公变供电模式，是指楼盘的供电设备，包括线路变压器等都是由供电局负责安装并终生由供电局维护、管理，万一出现故障，只要拨打电力110，供电部门24小时值班的抢修队伍能在最短的时间赶到事发地点，进行抢修，即时恢复供电，而且所产生的维修费用决不会摊到用户的头上，因为这是供电部门应尽的职责。
所谓专变供电模式，居民小区供电部门只在小区装上一个总电表，而总表下面成百上千个分表就不归供电部门管了，供电部门只按总表收取电费，总表以后的线路、变压器包括用电户安装的IC卡电表都由楼盘的房地产开发商自己购买安装。
采取专变供电，首先是电价高，专变供电每度比公变价格高8%以上。
其次，专变的线路变压器不归供电局维护管理，出现问题要由业主自己出钱维修，而且一旦线路和设备彻底损坏，必需更换，费用也要业主承担。
另外，专变是到物业公司买电，难免不会出现物业公司以停电威胁业主，甚至发生物业公司预收电费卷款逃跑的恶性事件！。
大型火力发电厂高厂变和高压起备变用电流互感器性能和配置方案
大型火力发电厂高厂变和高压起备变用电流互感器性能和配置方案摘要：目前，大型火力发电厂300MW级及其以上机组高压厂用电接线与高压启动（备用）变压器有很多种接线，而且每个工程的测量、保护用电流互感器的相应参数和数量都会有所不同，而且TPY级的电流互感器的采用也会视情况而定，本文结合选择电流互感器的原则，对其电流互感器性能和配置方案进行了探讨。
关键字：大型火力发电厂；高厂变；起备变；电流互感器；配置方案引言大型火力发电厂的300MW级及其以上机组高厂变所采用的方案是不将断路器设置在发电机出口，也就是从发电机的出口进行引接，或者是将断路器设置在发电机出口，也就是在主变压器的低压侧进行引接。
但是在高厂变的高压侧不进行断路器的设置，高厂变就会将发电机组视为同一部分，高厂变出现故障就需要使机组停运，也就是说高厂变和发电机组之间的保护有着密切的联系。
1.选择电流互感器的原则在《DL/T 866-2004电流互感器和电压互感器选择及计算导则》中的相关规定，发电机变压器组在300MW及其以上保护用的电流互感器，因为系统会有较大的一次时间常数，当电流互感器出现较为严重的暂态饱和现象，就会出现严重的后果，例如保护拒动或者是误动[1]。
由此，在进行电流互感器的选择时，一定要保证其在实际短路工作循环中不会有暂态饱和，也就是说起暂态误差不能比规定值的10%高，因此，适合选择TP类的互感器。
而且从以往计算高厂变和高备变的实际参数所得到的结果中可以发现，厂用变压器的时间常数都不会大于100ms，这与大型发电及变压器组均不小于250ms的一次时间相比还有这很大差异，其电流互感器具有较轻的暂态饱和，因此在选择厂用变压器两侧的电流互感器的时候应该遵循上述《导则》中的相关规定，即在出现区外故障的时候，电流互感器不能出现超过10%的误差，不能保护误动，并且根据给定的暂态系数适宜高于2来进行考虑。
这就说明电流互感器选择P级的比较适宜，不仅与相关的设计技术规程相符合，还满足了稳态和暂态的工况要求。
发变组运行规程
继电保护运行规程(发变组保护)＃1（＃2）发电机变压器组继电保护我厂发电机变压器组保护主要配置为南瑞公司的RCS-985 电量保护装置和RCS-974 非电量保护装置，电量保护装置共设四面屏A/B/C/D，A/C 屏主要配置发电机、主变压器的主、后备保护，B/D 屏主要配置高厂变、高公变、励磁变的主后备保护；非电量保护装置设置一面E 屏，主要配置主变压器、高厂变的冷却器故障、释压保护、瓦斯保护、油温保护和油位保护。
一、发变组保护A 屏1、装置配置发变组保护A 屏由RCS-985发电机保护装置及RCS-985U定子接地保护辅助装置共同组成2、保护配置2.1 发电机差动保护；2.2发电机匝间保护；2.3 发电机定子过负荷保护；2.4 发电机负序过负荷保护；2.5 发电机定子接地保护；2.6 发电机失磁保护；2.7 发电机失步保护；2.8 发电机频率保护；2.9发电机定子接地零序电压保护；2.10定子接地三次谐波电压保护；2.11发电机定子过压保护；2.12 误上电保护；2.13逆功率保护；2.14起停机保护；2.15 发电机励磁过负荷保护；2.16 发电机转子一点接地保护；2.17 发电机转子两点接地保护；2.18 发电机定子断水保护；2.19热工保护；2.20励磁系统联跳，3、保护压板1LP1 投发电机差动保护（功能压板）1LP2投发电机匝间保护（功能压板）1LP3投定子接地零序电压保护（功能压板）1LP4投定子接地三次谐波电压保护（功能压板）1LP5投注入式转子接地保护（功能压板）1LP6 备用1LP7 投定子对称过负荷（功能压板）1LP8 投定子负序过负荷（功能压板）1LP9 投发电机失磁保护（功能压板）1LP10 投发电机失步保护（功能压板）1LP11 投发电机过电压保护（功能压板）1LP12 投过励磁保护（功能压板）1LP13 备用1LP14 投发电机频率保护（功能压板）1LP15 投发电机误上电保护（功能压板）1LP16 投发电启停机保护（功能压板）1LP17 投发电机相间后备（功能压板）1LP18 投发电机逆功率保护（功能压板）1LP19 投发电机程跳逆功率保护（功能压板）1LP20 备用1LP21 投励磁变后备保护（功能压板）1LP22 投励磁过负荷保护（功能压板）1LP23 投励磁系统联跳（外部开入，启动出口）1LP24 投热工保护（外部开入，启动出口）1LP25 投发电机断水保护（外部开入，启动出口）1LP26 发电机开关偷跳（外部开入，启动出口）1LP27 发电机出口断路器失灵（外部开入，启动出口）1LP28 跳主变高压侧开关主线圈（出口）1LP29 备用1LP30 备用LP31 备用1LP32 关主气门（出口）1LP33 备用1LP34 跳灭磁开关（出口）1LP36 备用1LP37 启动主变高压侧开关失灵1LP38 至NCS信号1LP39 跳发电机开关（出口）1LP40 备用1LP41 备用1LP42 备用1LP43 跳A分支（出口）1LP44 跳B分支（出口）1LP45 备用1LP46 备用1LP47 注入式定子接地装置退出（功能压板）4、装置信号灯4.1 、RCS-985发电机保护装置运行，TV 断线，TA 断线，报警，跳闸4.2 、RCS-985U定子接地保护辅助装置运行，报警装置正常时点亮该绿灯；有异常时灯灭，并送出报警信号；电压互感器异常或断线点亮该黄灯；电流互感器异常或断线、差流异常点亮该黄灯；保护发出报警信号同时电量该黄灯；保护动作出口同时点亮该红灯，并且磁保持；保护返回后，按下信号复归按钮熄灭。
电气操作注意要点
电气操作注意事项一、500KV系统操作注意事项：1.保护投退操作：正常时投运保护先投直流电源、再投交流电压、再投交流电流、最后投压板。
正常投退保护先退压板、再退交流电流、再退交流电压、最后退直流电源。
由于电流回路不能开路实际操作中不操作电流回路。
在500KV系统运行期间退保护仅退压板，此时再投保护时应当检查有无报警，并用万用表核对该项保护是否存在动作跳闸信号，若有应禁止投入该保护。
2.保护投退一定按照规定投退，正常运行时需要投入的保护压板上均标识有红点。
3.注意6刀闸对短引线保护的影响。
4.五防操作时应当注意NCS操作压板的状态，该压板对远方操作起到一道隔离作用，若该压板不投远方将无法操作。
5.系统一次操作：开关正常送电原则：先合电源侧隔离刀闸、再合负荷侧隔离刀闸、最后合开关。
开关正常停电原则：先断开关、再断负荷侧隔离刀闸、最后断电源侧隔离刀闸。
负荷与电源具有相对性，当开关两侧均带电时大系统相当于电源侧，小系统侧相当于负荷侧。
操作开关时一定要注意SF6压力正常，SF6压力低时应当将其补气合格后再操作。
合接地刀闸时一定要注意两侧的隔离开关一定要断开。
6.刀闸操作完毕后应当将其控制电源及动力电源开关断开。
7.一期刀闸控制电源为直流、二期为交流。
8.由于一、二期500KV母线已经对接，现在母线上有三组地刀，做措施时应当全盘考虑。
一期地刀只能手动操作，二期可以电动就地及远方操作。
9.地刀反馈取在B相上。
10.沁获Ⅰ、Ⅱ回线路地刀已经改为电动地刀，其操作及控制电源开关在联络开关刀闸端子箱内。
操作该地刀时注意地刀拉弧问题。
11.线路检修时应当注意将线路PT二次保险断开防止二次电压返电。
12.500KV继电小间直流系统不能并联，否则将会来接地报警。
其并联途径不仅会存在直流母线上，同时也会存在负荷侧即在就地刀闸端子箱上也会并联。
操作时一定要按照就地端子箱内的系统图上的要求进行。
13.二期500KV刀闸的控制及动力电源均为交流电源，且上级电源在同一MCC上，一般来说在就地端子箱内环起来不会产生太大问题，但应当杜绝合环。
高厂变、主变、启备变、脱硫变投停讲解
讲课人：卢建荣 2008.11.14
• 重点内容 • 1、高厂变、主变、启备变、脱硫变投运
• 2、高厂变、主变、启备变、脱硫变停运
• 3、高厂变、主变、启备变冷却系统切换操作 • 4、高厂变、主变、启备变、脱硫事故处理
高厂变、主变、启备变、脱硫变投运
• 3、＃4主变压器远传信号 • Ⅰ段电源故障，Ⅱ段电源故障，直流电 源故障，冷却器故障，风冷全停和变压 器跳闸启动信号
主变压器冷却系统投退步骤 投入运行 • 合上本系统的直流控制电源开关，确定两路电源正 常工作后步骤如下： • 确定两路380V电源中哪一路设为工作电源，哪一路 为备用电源（例如：确定南母线为工作电源，对应 断路器为1DK，北母线为备用电源，对应断路器为 2DK）。 • 仔细检查主备电源及各组冷却器电源，确保不存在 相间短路或对地短路，各种负载电源不存在短路现 象后，依次合上1DK，3DK，5DK，7DK，9DK 接通全部风冷模块的工作电源。 • 依次合上2DK，4DK，6DK，8DK，10DK接通 全部风冷模块的备用电源。 • 依次合上主控屏背面的断路器1BQ，1FQ1， 1FQ2至5BQ1，5FQ1、5FQ2，把每个模块上转 换开关均放在“自动”位上，油泵和风机将根据 PLC程序的设定自动投入运行。
• “冷却器故障”指示灯：正常时应熄灭，当任一组冷却 器中的任一油泵电机或风机电机故障时，“冷却器故 障”指示灯亮，此时应注意观察风冷模块面板上的指 示灯情况，哪一个模块的“冷却器故障”指示灯亮， 说明该组冷却器的风机电机或油泵电机有故障，应及 时维修。 • “风冷全停”指示灯正常时应熄灭，该指示灯亮时， 说明主电源和工作电源都有故障，风冷已经全停，并 且已经启动变压器延时跳闸回路，应抓紧时间检修。 • “20分钟跳闸”指示灯：变压器温度高于75度时延时 20分钟跳闸，20分钟到时有跳闸输出信号的同时该指 示灯亮。 • “60分钟跳闸指示灯：变压器温度低于75度时延时60 分钟跳闸，60分钟时间到时有跳闸输出信号的同时该 指示灯亮。
机组事故处理
1机组的事故停运及处理8.1机组事故处理8.1.1事故处理原则8.1.1.1发生事故时，要在值长的指挥下组织一切可以利用的力量和人员迅速进行事故处理。
在事故处理中值班员对值长的下达的命令存在异议可申明理由，在值长坚持并重复下达命令时除可能直接对人身、设备造成危害外，均应立即执行。
8.1.1.2发生事故时，运行人员应迅速查找事故首发原因，消除对人身和设备安全的威胁,同时努力保证非故障设备的正常运行。
事故处理中应周全考虑好各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大。
紧急停机应尽量保证厂用电不失电。
8.1.2机组发生故障时，运行人员应按下列步骤进行事故处理：8.1.2.1根据设备参数变化、设备联动和报警提示判断故障发生的区域，迅速消除对人身和设备的威胁，必要时应立即解列发生故障的设备；迅速查清故障的性质，发生的地点和范围，然后进行处理和汇报；保持非故障设备的正常运行；事故处理的每一阶段都要迅速汇报值长，以便及时汇报网、省调，正确地采取对策，防止事故蔓延。
8.1.2.2当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施，维持机组运行，以便有可能尽快恢复机组的正常运行。
8.1.2.3事故处理时，各岗位应互通情况，在值长统一指挥下，密切配合，迅速按规程规定处理，防止事故扩大。
8.1.2.4处理事故时应当准确、迅速，接到命令后应复诵一遍，命令执行后，应迅速向发令者汇报执行情况。
8. 1.2.5当发生本规程未列举的事故及故障时，值班人员应根据自己的经验作出判断，主动采取对策，迅速进行处理。
8.1. 2.6发生事故时值班员要立即汇报，如发生值班员操作和巡视职责范围内的设备事故,值班员来不及汇报，为防止事故扩大，可根据实际情况先进行处理，待事故处理告一段落再逐级向上汇报。
8.1.2.7事故处理中，达到紧急停炉、停机条件而保护未动作时，应立即手动停止机组运行；辅机达到紧急停运条件而保护未动作时，应立即停止该辅机运行。
8.1.2.8若出现机组突然跳闸情况，事故处理完后，事故原因已查清，应尽快恢复机组运行。
变压器的分类
变压器的分类
变压器是一种电气设备，本质上是一种用于将电能从一个电压水平转换到另一个电压水平的装置。
它可以调整电压的大小，也可以改变电压的类型，以满足人们对电压的特定需求。
变压器的形式种类十分多样，可以根据不同的特性和用途，将它们分为几类。
一类是按电压等级分类的变压器，主要有高压、中压、低压变压器，其中高压变压器指的是全功率变压器，可以将一个电压水平转变为另一个电压水平；低压变压器指的是低功率变压器，它可以将一个电压水平转变为更低的电压水平。
另一类是按铁心结构分类的变压器，主要有单级变压器、多级变压器和梯级变压器，其中单级变压器由一对经过包裹的线圈组成，可以将一个电压水平转变为另一个更高的电压水平；多级变压器由多对经过包裹的线圈组成，可以将一个电压水平转变为另一个更高的电压水平；梯级变压器的形式则较为复杂，它由多对线圈叠加，可以将一个电压水平转变为另一个较高的电压水平。
另一类是按工作原理分类的变压器，主要有变压率变压器、恒压变压器和恒流变压器，其中变压率变压器是指根据负载变化而调整压缩系数的变压器；恒压变压器类似于普通的变压器，它的电压变化不大；而恒流变压器则可以适应高压负载的波动，将一个电流水平转变为另一个更高的电流水平。
此外，还有空心变压器、平衡变压器、小功率变压器和特种变压器等，这些变压器均具有不同的特性，可以满足不同环境和用途的要
求。
总之，变压器几乎无处不在，按其功能及用途，常见的变压器可大致分为高压、中压、低压变压器，以及按铁心结构分类的单级变压器、多级变压器和梯级变压器，以及按工作原理分类的变压率变压器、恒压变压器和恒流变压器，以及空心变压器、平衡变压器、小功率变压器和特种变压器等。
变压器可以大大提高电能的质量和效率，为人们的用电提供方便。
高厂变、主变、启备变、脱硫变投停讲解
变压器绝缘电阻规定 • 变压器在检修后或停运七天以上者及有受潮可能时， 在投运前均需测量其绝缘电阻，并将测量结果记入 绝缘电阻测量记录簿内，若有异常应汇报处理。 • 测量绝缘电阻必须在变压器停电后进行，对线圈电 压在6kV及以上者，应使用2500V的摇表；对线圈 电压在400V及以下者，应使用500V摇表，测量完 毕后应对地放电。 • 线圈与电缆（或母线）之间无闸刀可隔离时，可一 起测量；若能以闸刀隔离，应分别进行测量。 • 油浸变压器线圈、电缆或线圈及与之直接相连的一 次回路的绝缘电阻值，一般每千伏工作电压不应小 于1MΩ，测量结果应和以往记录作综合比较分析， 若有明显降低现象，应查明原因并汇报值长。 • 干式变压器的绝缘电阻值规定如下： • 高压侧——低压侧对地≥300MΩ；低压侧——地 ≥100MΩ
• 铁心接地引线应由接地套管从油箱顶部引出，引至下 节油箱接地固定板，可靠接地； • 冷却系统各路电源均已送好，且自投切换良好。风扇、 油泵马达试转正常，转向正确，油流指示器指向正确， 然后将风扇切换开关切至运行要求位置； • 气体继电器、压力释放器、油流继电器、油泵、风扇、 各种测温元件、套管式电流互感器等附件的保护、控 制及信号回路的接线应正确无误； • 变压器油化验结果应符合规定； • 变压器各侧避雷器完好投入； • 变压器消防系统处于完好状态并投入； • 变压器分接开关位置正确，远方就地一致； • 开启所有冷却器的油泵、风扇运行30min，检查油泵、 风扇运行情况，油流继电器的指示应正确。冷却器停 止运行后，利用所有放气塞放气； • 气体继电器安装方向正确，充油正常，储气室中无气 体。
机组长期安全稳定运行的特护措施
机组长期安全稳定运行的特护措施集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-机组长期安全稳定运行的特护措施白城发电公司2号机组进行U201B检修，1号机组正常运行，为保证1号机组的长周期运行，完成今年的各项任务及全年工作目标，不发生非计划停运事件，制定如下安全稳定运行特护措施：一、严格执行重大操作到位管理规定，重大操作管理人员要到岗到位。
所有员工要关心厂生产活动、及时掌握生产信息，了解运行重大操作和检修的计划安排、主要危险点及控制方法。
确保重大操作过程安全可控、在控。
二、加强设备缺陷管理工作，及时排查发现隐患和消除各种缺陷，提高设备、系统的健康水平。
三、提高监盘质量，根据设备状况做好事故预想。
四、做好两票的执行工作，保证操作无误，措施完善，确保安全生产。
1、各种操作应严格按操作票执行，电气操作中对设备名称、位置、编号，必须认真进行核对，防止由于设备误停电造成重要辅机停运或设备损坏的重大事故。
2、设备检修和消缺工作都应办理工作票，做检修措施时，应将运行设备（或系统）和检修设备（或系统）可靠隔离，相邻的带电部分应有明显的标志并向工作负责人交待清楚，防止工作中误碰运行设备而发生设备跳闸或人身触电事故。
五、做好设备巡回检查工作，各岗位人员必须按规定的时间、项目、内容及路线对所管辖的设备进行巡回检查，特殊情况需做特殊检查，以确保设备安全可靠运行。
六、做好定期试验工作，必须遵守规定的内容、范围、周期、时间及的有关事项；全面提高集控运行人员的工作质量，使运行设备安全可靠地长期运行，保证备用设备处于良好状态。
七、做好运行分析工作，查找差距，分析不足，制定措施，进一步提高资源、能源利用水平和管理水平，对生产过程中存在的风险进行预测、分析和控制。
八、定期检查消防系统及消防设施，保证齐全好用。
九、启动锅炉采用保持水位压火备用，带压防腐，定期进行锅炉扬火，做好启动、采暖及防冻工作。
电力变压器的分类及作用
本文摘自再生资源回收-变宝网（）电力变压器的分类及作用变宝网10月9日讯电力变压器是用来将某一数值的交流电压（电流）变成频率相同的另一种或几种数值不同的电压（电流）的设备。
今天小编就带大家了解电力变压器的相关信息。
一、电力变压器的分类电力变压器按用途分类：升压（发电厂6.3kV/10.5kV或10.5kV/110kV等）、联络（变电站间用220kV/110kV或110kV/10.5kV）、降压（配电用35kV/0.4kV 或10.5kV/0.4kV）。
电力变压器按相数分类：单相、三相。
电力变压器按绕组分类：双绕组（每相装在同一铁心上，原、副绕组分开绕制、相互绝缘）、三绕组（每相有三个绕组，原、副绕组分开绕制、相互绝缘）、自耦变压器（一套绕组中间抽头作为一次或二次输出）。
三绕组变压器要求一次绕组的容量大于或等于二、三次绕组的容量。
三绕组容量的百分比按高压、中压、低压顺序有：100/100/100、100/50/100、100/100/50，要求二、三次绕组均不能满载运行。
一般三次绕组电压较低，多用于近区供电或接补偿设备，用于连接三个电压等级。
自耦变压器：有升压或降压二种，因其损耗小、重量轻、使用经济，为此在超高压电网中应用较多。
小型自耦变压器常用的型号为400V/36V（24V），用于安全照明等设备供电。
电力变压器按绝缘介质分类：油浸变压器（阻燃型、非阻燃型）、干式变压器、110kVSF6气体绝缘变压器。
电力变压器铁心均为芯式结构。
一般通信工程中所配置的三相电力变压器为双绕组变压器。
二、电力变压器的作用电力变压器是发电厂和变电所的主要设备之一。
变压器的作用是多方面的不仅能升高电压把电能送到用电地区，还能把电压降低为各级使用电压，以满足用电的需要。
总之，升压与降压都必须由变压器来完成。
在电力系统传送电能的过程中，必然会产生电压和功率两部分损耗，在输送同一功率时电压损耗与电压成反比，功率损耗与电压的平方成反比。
主变、高厂变、高公变及#1启备变
主变、高厂变、高公变及#1启备变1主变、高厂变、高公变及#1启备变1.1设备概况1.1.1每台机组均设一台主变，在发电机出口分别接一台高厂变、一台高公变，带6KV厂用及公用负荷。
同时设一台#1启备变，作为两台机组6KV段的备用电源。
主变由常州东芝变压器厂提供，高厂变、高公变均为无载调压变压器，#1启备变为有载调压变压器，均由特变电工衡阳变压器厂提供。
1.2设备规范1.2.1变压器技术参数表1变压器技术参数1.2.2变压器套管CT技术参数表2变压器套管CT技术参数1.2.3变压器分接开关技术参数表3变压器分接开关技术参数1.2.4.1主变冷却器a)共配置7组冷却器，每组冷却器配置3台冷却风扇和1台潜油泵。
b)冷却装置采用低噪声的风扇和低转速的油泵，有过载、短路和断相保护。
c)冷却装置进出油管装有蝶阀，潜油泵进出口油管装有蝶阀。
d)控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任选一路“工作”或“备用”。
工作电源断相或失压时能自动切换至备用电源。
e)每组冷却器通过切换开关可运行在“工作”、“辅助A1”、“辅助A2”、“备用”、“停止”状态。
工作或辅助冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。
辅助A1，冷却器按变压器线圈温度大于55℃或负荷大于75%自动启动，小于45℃停止。
辅助A2，冷却器按变压器线圈温度大于65℃或负荷大于85%自动启动，小于55℃停止。
.f)冷却器全停延时1min报警。
冷却器全停延时30min后若顶层油温高于75℃则变压器跳闸。
否则，冷却器全停延时60min变压器跳闸。
g)冷却器熔断器用途说明如下：FU1、FU2动力电源A监视继电器回路。
FU3、FU4动力电源B监视继电器回路。
F1动力电源A交流接触器回路。
F2动力电源B交流接触器回路。
F3辅助/备用自动回路。
F4故障信号指示灯回路。
F5、F6110V直流控制回路。
F7、F8110V直流信号回路。
QA加热器回路。
各组冷却器动力箱FC1～FC7各组冷却器接触器回路。
防止主变、高厂变烧损反事故措施
防止主变、高厂变烧损反事故措施1、主变、高厂变应当严格按照着（GBJ148—90）《电气装置安装工程电力变压器施工及验收规范》进行基建、生产移交工作。
2、防止主变、高厂变进水受潮，防止漏油、渗油，对损坏的密封胶垫应当及时进行更换。
运转人员要加强对设备渗漏油的巡视工作，检测、修理人员在春、秋检及主变、高厂变大修时对密封件法兰、油阀等进行详细检查、更换工作。
3、防止引线套管、分接头开关接触不良引起事故，在春检、秋检、大修、小修中严格按照《电气设备预防性试验规程》中有关规定进行主变、高厂变绕组连同套管一起的直流电阻测试工作。
4、防止主变、高厂变上层油温超限及过负荷。
运转人员要认真监视、记录主变、高厂变上层油温及负荷情况，主变上层油温最高不允许超过85℃，高厂变上层油温最高不允许超过95℃。
主变上层油温超过55℃，投入辅助冷却器，并按照相关规定对备用中的冷却器进行试验、轮换。
检测、修理人员要加强对主变冷却器的维护工作。
5、加强对主变、高厂变绝缘油的耐压和色普分析，至少每月进行1次色普分析，每季度进行1次耐压试验，如果发现异常情况时，要对绝缘油进行不定期跟踪试验，并采取相应措施，汇报厂总工程师及技术部门，直到查出原因为止。
6、对主变压器在机组并网、解列时中性点接地刀闸必须投入。
7、每年必须按《电气设备预防性试验规程》要求，对主变、高厂变进行全项目预防性试验，掌握设备运转情况。
8、主变、高厂变继电保护装置要动作正确、可*。
保证在设备短路故障时最快时间切除故障，对发变组保护，继电人员要定期校验。
9、严格执行黑电生部[1999]17号文精神及转发的国家电力公司安运技[1998]93号文《关于预防110KV及以上变压器短路损坏事故综合措施的意见》。
针对#1机组在99年大修时对#1主变进行绕组变形的基础性数据测取工作，以给将来判断#1主变绕组是否变形提供依据。
10、防止变压器着火事故，完善主变、高厂变火灾报警，事故放油坑要保障畅通，消防装置及器材齐全，对主变、高厂变外壳的油污要及时清扫。
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1主变、高厂变、高公变及#1启备变1.1设备概况1.1.1每台机组均设一台主变，在发电机出口分别接一台高厂变、一台高公变，带6KV厂用及公用负荷。
同时设一台#1启备变，作为两台机组6KV段的备用电源。
主变由常州东芝变压器厂提供，高厂变、高公变均为无载调压变压器，#1启备变为有载调压变压器，均由特变电工衡阳变压器厂提供。
1.2设备规范1.2.1变压器技术参数表1变压器技术参数1.2.2变压器套管CT技术参数表2变压器套管CT技术参数1.2.3变压器分接开关技术参数表3变压器分接开关技术参数1.2.4.1主变冷却器a)共配置7组冷却器，每组冷却器配置3台冷却风扇和1台潜油泵。
b)冷却装置采用低噪声的风扇和低转速的油泵，有过载、短路和断相保护。
c)冷却装置进出油管装有蝶阀，潜油泵进出口油管装有蝶阀。
d)控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任选一路“工作”或“备用”。
工作电源断相或失压时能自动切换至备用电源。
e)每组冷却器通过切换开关可运行在“工作”、“辅助A1”、“辅助A2”、“备用”、“停止”状态。
工作或辅助冷却器出现故障时，备用冷却器能自动投入运行。
辅助A1，冷却器按变压器线圈温度大于55℃或负荷大于75%自动启动，小于45℃停止。
辅助A2，冷却器按变压器线圈温度大于65℃或负荷大于85%自动启动，小于55℃停止。
.f)冷却器全停延时1min报警。
冷却器全停延时30min后若顶层油温高于75℃则变压器跳闸。
否则，冷却器全停延时60min变压器跳闸。
g)冷却器熔断器用途说明如下：FU1、FU2动力电源A监视继电器回路。
FU3、FU4动力电源B监视继电器回路。
F1动力电源A交流接触器回路。
F2动力电源B交流接触器回路。
F3辅助/备用自动回路。
F4故障信号指示灯回路。
F5、F6110V直流控制回路。
F7、F8110V直流信号回路。
QA加热器回路。
各组冷却器动力箱FC1～FC7各组冷却器接触器回路。
h)当投入备用电源、备用冷却装置，冷却器跳闸、潜油泵发生故障时，均发出信号。
i)冷却器控制箱内设加热驱潮装置，可根据温度和湿度自动投入。
1.2.4.2高厂变、高公变冷却器a)高厂变12组散热片共分6组，每组冷却器配置1台冷却风扇。
b)高公变变4组散热片共分2组，每组冷却器配置1台冷却风扇c)冷却装置采用低噪声的风扇，有过载、短路和断相保护。
d)冷却装置进出油管装有蝶阀。
e)控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。
工作电源断相或失压时能自动切换至备用电源。
f)全部冷却器组通过切换开关可运行在“自动”、“手动”状态。
冷却器自动方式下，可按顶层油温或负荷电流延时启动和停止相应冷却器。
g)高厂变在自动情况下，h)当顶层油温（油温度计1）达60℃时，启动1、3、5组冷却器，当温度低于50℃停止1、3、5组冷却器运行。
i)当顶层油温（油温度计2）达70℃时，启动2、4组冷却器，当温度低于60℃停止2、4组冷却器运行j)。
当投入运行的冷却器任一热继电器（FR）动作跳闸，第6组冷却器自动启动。
k)高公变在自动情况下，当顶层油温达65℃时，启动两组冷却器，当温度低于50℃停止运行。
l)冷却器全停延时30min跳闸变压器低压分支断路器。
m)任一风机动力回路空气开关或接触器断开均发故障信号。
n)冷却器控制箱内设加热驱潮装置，可根据温度和湿度自动投入。
1.2.4.3＃1启备变冷却器a)共配置5组冷却器，5台冷却风扇。
5台冷却风扇分三级起动，风向一致的两台风扇同时起停。
b)冷却装置采用低噪声的风扇，有过载、短路和断相保护。
c)控制箱采用两路独立电源供电，两路电源可任意选一路工作或备用。
工作电源断相、失压或相序错误时能自动切换至备用电源。
d)冷却装置进出油管装有蝶阀。
e)控制箱内有关元件说明如下，XMT1遥测用的绕组温度指示仪。
XMT2、XMT3遥测用的顶层油温度指示仪。
ST1、ST2两个电源的断相与相序保护器。
熔断器1FU—控制电源。
2FU—温湿度控制器。
3FU—照明灯。
4FU—插座。
5FU—XMT1～3温度显示仪。
f)控制电源故障、动力电源故障、风机故障均发信号。
g)冷却器控制箱内设加热驱潮装置，可根据温度和湿度自动投入。
1.2.4.4＃1启备变冷却器运行方式通过切换开关，冷却器可选择四种运行方式，自动按电流延时启动两组冷却器，按顶层油温分两级启动第一组和第二组冷却器，在自动情况下，当顶层油温（油温度计1）达60℃时，启动1、3组冷却器，当温度低于50℃停止1、3、组冷却器运行。
当顶层油温（油温度计2）达70℃时，启动2、4组冷却器，当温度低于60℃停止2、4组冷却器运行。
当投入运行的冷却器任一热继电器（FR）动作跳闸，第5组冷却器自动启动。
手动启动冷却器，1、3组冷却器先启动，延时后2、4组冷却器启动，当投入运行的冷却器任一热继电器（FR）动作跳闸，第5组冷却器自动启动，也可以手动启动第5组冷却器。
1.2.4.5变压器温度自动控制值一览表4变压器温度自动控制值一览1.2.5其它1.2.5.1在主变高压侧套管配置套管智能诊断装置IDDa)装置由套管末屏适配器、IDD主机专家分析系统、就地连接短路板及连接导线组成。
带有网络用户接口，当发生报警或系统故障时可通过网络接口或手动直接通过IDD面板处理。
b)通过连续测量三相套管泄漏电流相量和的幅值大小、变化率、功率因数角，来发现其潜在的问题，根据故障严重程度共分5级报警如下：表5故障严重程度装置、空气呼吸装置。
1.2.5.3有载调压装置自带滤油装置，分接开关切换时自动启动油泵滤油并延时停止。
油泵可手动试验，油压超限时报警。
1.2.5.4＃1启备变三侧均为Y形接线，为了防止电势波形畸变，变压器设置单独的△平衡绕组，用于平衡三次谐波磁通。
1.2.5.5变压器以下元件带测控接点输出，用于监视、控制、保护和报警a)有载开关压力释放阀b)有载开关保护继电器c)储油柜油位计d)瓦斯继电器e)压力继电器f)压力释放器g)线圈温度计，带模拟量和接点输出h)油面温度计1.3变压器的允许运行方式1.3.1额定运行方式a)正常运行时，变压器应在规定的冷却条件下按照铭牌规定的范围运行。
b)变压器运行中最高运行电压不得超过相应分接头额定值的105%，电压在额定值的±5%范围内变化时，其额定容量不变。
c)分裂变压器低压侧绕组输出容量不得超过其相应额定容量，两低压绕组输出容量之和不得超过高压侧绕组额定容量。
d)当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也应该相应下降，为防止绝缘油加速劣化，自然循环风冷变压器油温一般不宜超过85℃。
强迫油循环风冷变压器油温一般不宜超过75℃。
运行环境温度为+40℃时各变压器的温升、温度的限额按下表执行。
表6各变压器的温升、温度的限额1.3.2.1运行中的变压器可能有两种过负荷状态，即正常过负荷和事故过负荷。
1.3.2.2正常过负荷是依据变压器峰谷负荷，绝缘寿命互补的前题下的过负荷。
正常过负荷的允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度及过负荷前变压器所带的负荷情况来确定的，一般不宜超过下面规定a)油浸自冷、风冷的变压器不宜超过额定容量的30%b)强油循环风冷的变压器不宜超过额定容量的20%c)三相不平衡时，应监视最大相不超过额定值，同时不平衡电流不超过10%，过负荷的大小、时间应做好记录并归档。
1.3.2.3变压器的事故过负荷只允许在系统事故情况下使用，并应严格控制在规定允许的时间内运行。
变压器的事故过负荷，应按制造厂的规定执行。
如无制造厂的规定时，按不同的冷却方式和环境温度，变压器的0.5h事故过负荷的负载系数K2参照下表执行。
表7变压器的0.5h事故过负荷的负载系数K2a)主变高压侧中性点采用经隔离开关直接接地方式。
b)＃1启备变高压侧中性点采用经隔离开关直接接地方式，低压侧电阻接地。
c)厂高变和＃1启备变的低压侧均采用经18.19Ω电阻固定接地，当6.3kV设备发生接地故障电流超限时，继电保护动作跳闸相应的断路器。
d)我公司所有变压器中性点均为固定接地方式，任何人不得擅自拆开运行和备用中的变压器的中性点。
1.4变压器的运行和维护1.4.1变压器的绝缘监督1.4.1.1新安装或大、小修及长期停用(两周以上)的变压器，投入运行前均应测量其绝缘电阻值，并填入测量绝缘记录薄。
1.4.1.2主变、高厂变、高公变、＃1启备变的绝缘电阻运行人员一般不予测量，由检修人员进行测量。
运行人员在工作票终结时应查实绝缘电阻合格(检修工作负责人签字)后方可投运。
1.4.1.3变压器的绝缘电阻值一般不得低于初始值的85%，在10~30℃时的变压器绝缘电阻的吸收比，220kV、22kV及以下的应分别不低于1.3和1.2。
1.4.1.4测量变压器绕组绝缘电阻不合格时，应及时汇报当值值长，并联系主管技术人员查找原因及时处理，绝缘电阻合格后方可投入运行。
1.4.2变压器的投运和停运1.4.2.1变压器投入运行前的准备工作a)变压器周围及顶盖应无杂物，拆除一切检修临时安全措施，恢复常设遮栏及警告牌等永久性安全措施，工作票已收回终结，工作人员应退出现场。
b)变压器本体套管等应无渗漏油，各瓷瓶、套管清洁，无裂纹及破损。
c)检查变压器中性点固定接地良好。
d)变压器本体和铁芯接地套管等可靠接地。
e)对于＃1启备变应检查变压器△平衡绕组的引出端子可靠短接并接地。
f)检查各组件的安装是否符合要求，套管的中间法兰上接地端子是否可靠接地，呼吸器吸附剂是否合格，呼吸是否畅通等。
g)检查瓦斯继电器，冷却器（散热器）上下联管、油箱管接头处的蝶阀处于开启位置。
封闭母线升高座下引水管的放水阀是否打开。
h)瓦斯继电器内应充满油，内部无气体。
i)检查有载调压分接开关位置指示是否正确，传动机构是否灵活，有载开关油室中是否注满了油，无载调压分接头位置指示是否正确。
j)升高座中的套管型电流互感器的端子是否接牢，二次回路严禁开路。
检查端子箱二次接线是否会松动，端子排是否有积灰等。
k)检查储油柜油面是否正常，油质是否合格。
l)检查温度计指示是否正常。
m)检查各种保护、控制、测量等装置的电源，控制和信号等二次接线是否正确、牢固，回路试验是否正确，冷却器的风扇控制系统是否完好及其运行方式选择是否正确，风机（主变还包括油泵）运转是否正常。
n)了解高压试验数值是否合格，各绕组绝缘电阻与初始值比较应无明显变化。
o)压力释放阀门（防爆阀）隔膜应无动作现象且无破损。
p)检查变压器保护全部投入，保护盘指示灯是否正常。
q)检查母线、避雷器及其断路器等设备是否正常。
1.4.2.2变压器的停送电操作a)变压器的投入或停用必须经断路器进行，不允许经隔离开关拉合任何空载变压器。
b)变压器充电应从有保护的电源侧进行，先合电源侧断路器后合负荷侧断路器，停电操作时则先断负荷侧断路器后断电源侧断路器。