变电运行规程(暂定)

1、变变 电电 运运 行行 规规 程程 2006 年年 10 月月 20 日日编编 写写: 审审 核核: 批批 准准: 目目 录录1总则.11.1 适用范围 .11.2 编写依据 .11.3 变电站运行维护的一般要求 .31.4 季节性预防工作的一般要求 .31.5 事故处理的一般要求 .42主要设备运行管理规定.52.1 变压器 .52.1.1 变压器运行一般规定 .52.1.2 变压器的正常运行和维护 .72.1.2 变压器的投运和停运 .92.1.3 瓦斯保护装置的运行规定 .92.1.4 变压器分接开关的运行维护。 .102.1.5 有载分接开关在线滤油装置运行注意事项 .112.1.6

2、冷却系统的操作方法、程序及注意事项 .112.1.7 变压器的异常运行和事故处理 .122.2 高压断路器 .212.2.1 高压断路器运行的一般规定 .212.2.2 高压断路器的巡视检查 .222.2.3 断路器的正常维护项目 .242.2.4 断路器的操作 .252.2.5 断路器的异常运行和事故处理 .262.3 隔离开关 .282.3.1 隔离开关的用途及操作范围： .282.3.2 巡视检查及异常处理 .282.3.3 隔离开关的操作 .292.4 电流互感器（CT） 、电压互感器（PT、CVT） .302.4.1 互感器运行的一般规定 .302.4.2 互感器的正常运行和维护 .

3、302.4.3 互感器的操作 .312.4.4 互感器的异常和事故处理 .322.5 耦合电容器、高频阻波器 .332.5.1 运行的一般规定： .332.5.2 日常巡视项目 .332.6 高压并联电容器 .332.6.1 并联电容器运行的一般规定 .332.6.2 并联电容器正常运行和维护 .352.6.3 电容器异常和事故处理 .362.7 电抗器 .372.7.1 干式电抗器的一般运行要求 .372.7.2 干式电抗器的维护管理 .382.7.3 巡视检查项目和要求 .382.7.4 事故处理 .392.7.5 油浸式高压并联电抗器 .402.8 配电装置 .412.8.1 一般规定

4、.412.8.2 配电装置的布置 .422.8.3 防火及蓄油设施 .432.9 过电压保护 .432.9.1 避雷器运行规定 .432.9.2 接地装置运行规定： .442.9.3 防止变压器过电压的一般规定： .452.9.4 防止谐振过电压的规定 .462.9.5 避雷器异常处理： .462.10 母线 .462.10.1 母线的运行规定.462.10.2 母线巡视检查规定 .472.11 电力电缆 .472.11.1 电力电缆的运行规定 .472.11.2 运行中的监视和巡查 .482.12 直流系统 .492.12.1 直流系统运行的一般规定 .492.12.2 对铅酸蓄电池室的要求

5、：.502.12.3 蓄电池的运行维护.502.12.4 直流系统熔断器的维护.512.12.5 蓄电池的检查.512.12.6 直流系统异常及事故处理.522.13 站用电系统 .522.13.1 站用电的管理一般要求 .522.13.2 站用电运行方式.532.13.3 站用电系统的事故处理.532.14 防误闭锁装置运行有关规定 .532.14.1 防误闭锁装置的一般规定 .532.14.2 微机防误闭锁运行规定.542.15 电测、计量仪表 .542.15.1 电测、计量仪表一般规定 .542.16 监控系统 .552.16.1 运行检查及维护：.553倒闸操作.553.1 倒闸操作的

6、一般要求： .553.2 倒闸操作的技术要求： .553.2.1 操作中应严防以下几种误操作事故发生； .553.2.2 倒闸操作的技术规定 .563.2.3 旁路开关带路的规定： .563.3.2 变压器倒闸操作 .573.3.3 PT 的倒闸操作 .573.3.4 母线操作 .574典型事故处理原则.584.1 线路事故处理 .584.2 母线故障处理 .584.3 母线失电处理 .594.4 小电流接地系统接地故障处理 .595附表.605.1 附表 1-6 变压器正常过负荷允许值运行参考表 .605.2 附表 7-8 变压器事故过负荷允许值运行参考表 .625.3 附表 9 变压器瓦斯

7、保护动作气体情况判断表 .635.4 附表 10 调度术语 .635.5 附表 11 操作术语 .665.6 附表 12-16 电力电缆载流量表 .701总则总则1.11.1 适用范围适用范围1.1.1 本规程适用于鄂尔多斯电业局变电运行人员及与变电运行有关的各级人员。1.1.2 变电站运行人员及与变电运行有关的各级人员应熟悉并遵守本规程中与自己岗位有关的规定。1.1.3 本规程于下发之日起执行，原规程同时作废。1.1.4 本规程与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规定执行。1.21.2 编写依据编写依据1.2.1 国家电网公司发布电力安全工作规程(变电站和发电厂电气部分)（试行）国家电网安监

8、200583 号；1.2.2 国家电网公司发布110（66）kV500kV 油浸式变压器（电抗器）管理规范 高压开关设备管理规范 110（66）kV500kV 互感器管理规范 高压并联电容器管理规范10kV66kV 干式电抗器管理规范 直流电源系统管理规范国家电网生2004634 号；1.2.3 国家电网公司发布十八项电网重大反事故措施国家电网生技2005400 号、电力网电能损耗管理规定国家电网生2004123 号、 电力系统电压质量和无功电力管理规定国家电网生2004203 号；1.2.4 华北电网有限公司发布电力设备交接和预防性试验规程 防止变压器损坏事故措施防止开关设备事故措施 防止直

9、流系统事故措施 防止接地网和过电压事故措施华北电网生200529 号；1.2.5 国家电网公司发布变电站管理规范国家电网生2006512 号；1.2.6 华北电网有限公司发布变电站标准化管理条例 200611 号；1.2.7 部颁电力事故处理规程 ；1.2.8 部颁电力变压器运行规程 ；1.2.9 部颁高压断路器运行规程 ；1.2.10 部颁蓄电池运行规程 ；1.2.11 部颁有载分接开关运行维护导则DT/T 574-951.2.12 其它有关规程、制度、反措及技术资料。1.31.3 运行维护范围的划分运行维护范围的划分 1.3.1.1.3.1. 与本局线路部门的分界：与本局线路部门的分界：

10、1.3.1.1.架空线路：一般以变电站围墙（铁栅栏、刺网）垂直往上的导线处为界，围墙以里属变电站维护，围墙以外属线路部门维护。如无围墙、栅栏等明显分界点或围墙内有电杆，则以架构或雨搭外侧瓷瓶串为界，瓷瓶串及线夹属变电站，线夹以外导线属线路。 从变电站架构（俗称零号杆）到线路一号杆（或终端杆）之间导线的施工，应双方取得联系，导线的起落、T 型线夹的安装由线路部门负责，引下线与设备的联接由变电检修部门或变电站负责。 1.3.1.2.电缆线路：以电缆与架空线连接处为界，从架空线路一号杆开始包括一号杆由线路部门负责，电缆本体及电缆头由变电站维护。 一号杆的施工当影响到电缆时或电缆施工时，各方应取得联系

11、，电缆本体及电缆头装、拆、固定金具等，由变电检修部门负责，线路部门有责任协助工作，电缆与架空线的联接则由线路部门负责。 1.3.2.1.3.2. 与用户线路的分界：应由双方协商签定协议。与用户线路的分界：应由双方协商签定协议。 1.3.2.1.架空出线，原则上可参考本局分界原则，如产权与维护范围不符时，应先办理移交手续。 1.3.2.2.电缆出线或电缆直接通往用户配电室者，根据双方情况具体协调，原则上应以室内缆头为界。 1.3.3. 载波结合设备 1.3.3.1.继电保护（高频保护）通讯所用结合设备包括耦合电容器资产属变电部门，其高频特性及分别属继电保护及通讯部门负责，但其本体应由所在变电所及

12、变电站维护，与其他设备同样巡视、清扫、维护及定期试验。 1.3.3.2.载波机，结合滤波器高频电缆及分机线路分属保护或通讯部门维护，但影响变电站其他设备运行者，变电站及时向有关部门提出并妥善解决。 1.3.4. 继电保护、自动装置和测量仪表的维护： 1.3.4.1 继电保护、自动装置和测量仪表是专业设备，也是从属于一次高压设备为高压设备所服务的附加设备，属变电站固定资产的一部分。无论运行中的或备用的，只允许检查，试验或轮换，未经生技科批准，不允许任何人拆除或任意挪动地点。维护分工： 1.3.3.2.继电器、自动装置、仪表、电度表的清扫，系日常运行维护工作，由变电站负责；继电器、自动装置、仪表的

13、内部及背面二次回路定期清扫和检查，定期检查工作，由专业部门（继电保护班、仪表班、电度表室）负责。 1.3.3.3继电器、仪表外部完整性，以及用肉眼可以从外部观察到的问题，由变电站负责监视，专业人员定期检查继电器、仪表技术特性的正确性。 1.3.3.4二次回路保险丝，信号灯、指示灯的检查与更换属运行工作，由变电站运行人员负责，但保险容量大小，应由继电保护部门提供；继电器、仪表的拆换，属检修工作，由专业部门负责。 1.3.3.5利用压板投、切保护及自动装置的工作属运行工作，由调度下令变电站运行人员执行；二次回路的拆、接线工作属检修工作，由专业部门负责。 1.3.3.6运行中继电器、仪表发生严重失常

14、或故障，可能危及主要设备运行或影响到其他设备时，运行人员可采取措施（如短接电流回路、断开电压回路） ，停止该部分设备运行，必要时可打开铅封，启盖处理，但事后必须立即通知有关专业部门。 1.3.4. 变电站与线路部门、通讯部门及用户的设备分界应定立协议，并附图表示范围。1.41.4 变电站运行维护的一般要求变电站运行维护的一般要求1.4.1 变电站设备巡视检查，分为正常巡视、特殊巡视。1.4.1.1 正常巡视：1.4.1.1.1 集控站、常规站每班每日巡视四次，巡视时间以现场运行规程为准；1.4.1.1.2 无人值班站每周进行一次；夜间熄灯巡视每月至少进行一次，遇有特殊气候或重大缺陷时，增加巡视

15、次数；1.4.1.1.3 当值人员应沿巡视路线、按巡视要求认真地对设备进行检查，对巡视中发现的缺陷应作好记录，分析原因，按设备缺陷情况上报当值调度和有关领导，并应加强特巡，做好事故预想。1.4.1.1.4 新投运设备和检修后的设备，投入运行后的 4h 内应每 1h 检查一次（主变投运后的 2h 内应每 0.5h 检查一次） ，以后按正常周期进行检查。1.4.1.2 特殊巡视：1.4.1.2.1 设备过负荷运行或负荷有明显增加时；1.4.1.2.2 设备缺陷近期有发展时；1.4.1.2.3 恶劣气候时(雷、雨、雪、雾、大风、冰雹等)；1.4.1.2.4 事故跳闸或设备异常运行时；1.4.1.2.

16、5 运行方式发生重大变化时；1.4.1.2.6 特殊情况，重大节日及上级领导通知有重要供电任务时；1.4.1.2.7 法定节假日。1.51.5 季节性预防工作的一般要求季节性预防工作的一般要求1.5.1 根据气候情况和季节性特点做好特殊巡视工作。天气突然变化（如大风、暴雨、洪水、雪、雾、冰雹、雷雨及温度突变等）时当值人员应及时对设备进行巡视检查。检查内容除包括正常巡视的项目外，还应着重检查如下项目：1.5.1.1 雷暴雨时，检查电缆沟、主变排油池是否积水，门窗是否关闭严密和房屋渗漏雨情况；雷击后检查瓷瓶有无闪络痕迹，避雷器计数器动作情况，并做好记录。1.5.1.2 大风时检查避雷针、构架是否牢

17、固，有无歪斜现象；场地有无易被吹起飞扬的物件；导线摆动、振荡及接头有无异常情况。1.5.1.3 高温季节重点检查通风冷却设备是否正常；充油设备油位是否过高；各连接部件发热和示温腊片熔化情况；油温是否超过规定值；导线弧度下垂情况。1.5.1.4 寒冬季节检查防小动物进入室内的措施是否完善；充油设备油位是否过低；导线弧垂、拉力是否过紧；雪天检查瓷瓶应无严重积雪结冰，接触部分有无雪落即化现象。1.5.1.5 雾天检查瓷瓶污秽程度，有无闪络放电现象。1.5.1.6 冬季前应做好防寒、防冻、防火工作。检查电缆沟盖板应完好无缺，电缆沟到室内的入口处应妥善隔离封堵，门窗严密，消防器具齐全完好。1.61.6

18、事故处理的一般要求事故处理的一般要求1.6.1 事故处理的基本原则是：1.6.1.1 尽快消除事故根源，限制事故的发展，解除对人身、电网和设备的危险。1.6.1.2 装有强油风冷变压器的变电站，首先设法保证站用变电源。1.6.1.3 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电，并考虑对重要用户优先供电。1.6.1.4 尽快对停电的用户恢复供电。1.6.1.5 将事故情况立即报告当值调度员，听候处理。1.6.2 事故处理时运行人员必须坚守在自己的岗位上，集中精力保持设备的正常运行，迅速、正确地执行调度命令。1.6.3 如果事故发生在交接班过程中，应立即停止交接班，并由交班人员负责处

19、理事故，接班人员可以协助处理。事故处理未结束，不得交接班。事故处理告一段落时，可以交接班。1.6.4 处理事故时，除当值人员和有关领导外，其他人不得进入事故地点的控制室，事前进入的人员应主动退出，不得妨碍事故处理。1.6.5 当值调度员是事故处理的指挥人，变电站当值负责人应迅速而准确地执行调度命令，并及时地将事故现象和处理情况向其汇报。当值人员如果认为调度命令有错误时，应予指出，并作必要解释。如当值调度员确认自己的命令正确时，变电站当值负责人应立即执行。如果当执行这一命令将直接威胁到人身或设备安全时，则无论在何种情况下，运行人员均不得执行。应立即将具体情况汇报本所分管所长和局总工程师，听候处理

20、。 1.6.6 处理事故时若变电站站长或有关技术负责人在场，可协助运行人员处理事故，但应注意不得有与调度命令相抵触；若认为运行人员不能胜任事故处理时可暂时解除其职务，指定他人或自行处理，但事前必须与有关调度取得联系，并做好记录。1.6.7 在下列情况下，当值人员可不经调度许可自行操作，结束后再汇报。1.6.7.1 对威胁人身和设备安全的设备停电；1.6.7.2 将已损坏的设备隔离；1.6.7.3 恢复站用电；1.6.7.4 确认母线电压消失，拉开连接在该母线上的所有断路器。2主要设备运行管理规定主要设备运行管理规定2.12.1 变压器变压器，2.1.12.1.1 变压器运行一般规定变压器运行一

21、般规定2.1.1.1 运行方式变压器的运行电压一般不高于该运行分接头额定电压的 105%，对于特殊的使用情况（例如变压器的有功功率可以在任何方向流通） ，允许在不超过 110%的额定电压下运行，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负荷电流为额定电流的 K（K1）倍时，按 V（%）=110-5K2的公式对电压 V 加以限制。无载调压变压器在额定电压5%范围内改换分接头位置运行时，其额定容量不变，如为-7.5%和-10%分接时，其容量按制造厂的规定，如无制造厂规定，则容量应相应降低 2.5%和 5%。有载调压变压器各分接头位置的容量，按制造厂规定。为防止运行中在中性点有效接地系统中的中性点不接地

22、变压器，在投运、停运以及事故跳闸过程中，出现中性点位移过电压，必须按照过电压反措的要求装设可靠的过电压水平棒间隙保护。变压器在检修时应将非电量保护退出运行。油浸式变压器顶层油温一般不超过表 1 的规定（制造厂有规定的按制造厂规定） ，当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低，自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过 85。表 1 油浸式变压器顶层油温一般规定值冷却方式冷却介质最高温度（）最高顶层油温（）自然循环自然风冷4095强迫油循环风冷4085变压器正常周期性负载的运行:1)变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流下运行。2)变压器允许在平均相对老化率小于或等于 1 的情况下（热点温度

23、正常基准为 98的要求下，相对老化率等于 1） ，周期性超额定电流运行。3)当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常，严重漏油，有局部过热现象，油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。油浸变压器正常过负荷运行可参照下述规定：1)全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。2)变压器在低负荷期间，负荷系数小于 1 时，则在高峰负荷期间变压器允许的过负荷倍数和持续时间，按年等值环境温度，变压器冷却方式和容量参照附表 1-6 确定。3)变压器是事故过负荷允许运行时间，按年等值环境温度，变压器冷却方式和容量参照附表 7-8 确定4)变压器正常过负荷运行时，应投入全部工作冷却器，必要时

24、投入备用冷却器；事故过负荷时，工作冷却器和备用冷却器应全部投入。5)变压器的载流附件和外部回路元件应能满足超额定电流运行的要求，当任一附件和回路元件不能满足要求时，应按负载能力最小的附件和元件限制负载。6)变压器的结构件不能满足超额定电流运行的要求时，应根据具体情况确定是否限制负载和限制的程度。7)变压器过负荷运行时，应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器声音是否正常、接头是否发热、冷却装置投入量是否足够、运行是否正常、防爆膜、压力释放器是否动作过。8)变压器出现过负荷时，运行人员应立即汇报当值调度员，设法转移负荷。变压器过负荷期间应每 0.5h 抄表一次，并加强监视。9)变压

25、器过负荷运行后，应将过负荷的大小和持续时间等作详细记录。对事故严重过负荷，还应在变压器技术档案内详细记载。强迫油循环冷却变压器的运行条件1)变压器运行时，必须投入冷却器，空载和轻载时不宜投入过多的冷却器（空载情况下允许短时不投） ，各种负载下投入冷却器的相应台数，应按照制造厂的规定，按温度和负载投切冷却器的自动装置应保持正常。2)变压器运行时，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行 20 分钟，如 20 分钟后顶层油温未达到 75，则允许上升到 75，但在这种状态下运行的最长时间不得超过 1 小时。3)强油循环变压器冷却系统必须有两路电源，且能自动切换；变电站运行人员应每月进行一次

26、切换试验。油浸风冷变压器运行条件1)变压器风扇停止工作后，当顶层油温不超过 65时允许带额定负载运行。2)变压器在额定负荷情况下，顶层油温 55时，启动风扇，45时返回。两台变压器并列运行必须满足以下条件：1)并列运行的每台变压器的一次和二次额定电压分别相等，或每台变压器电压比相等。2)每台变压器的连接组别必须相同。3)每台变压器的短路阻抗百分值相近。 电压比不同（允许相差5%）和阻抗电压不同（允许相差10%）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。 变压器容量比超过 3：1，一般不予并列运行，如经计算，任一台都不会过负荷，方可以并列。 各站变压器是否可以并列运行应在变电站现场

27、运行规程明确。2.1.1.2 负载状态的分类： 正常周期性负载： 在周期性负载中，某段时间环境温度较高，或超过额定电流，但可以由其它时间内环境温度较低，或低于额定电流所补偿。从热老化的观点出发，它与设计采用的环境温度下施加额定负载是等效的。 长期急救周期性负载： 要求变压器长时间在环境温度较高，或超过额定电流下运行。这种运行方式可能持续几星期或几个月，将导致变压器的老化加速，但不直接危及绝缘的安全。 短期急救负载：要求变压器短时间大幅度超额定电流运行。这种负载可能导致绕组热点温度达到危险的程度，使绝缘强度暂时下降。2.1.1.3 运行温度要求： 油浸式变压器顶层油温一般不应超过表 1 规定(制

28、造厂另有规定的除外)。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过 85。 油浸式变压器在不同负载状态下运行时，应按表 2 所列数据控制变压器负载电流和温度最大限值(制造厂另有规定的除外)。表 2 变压器负载电流和温度最大限值负载类型中型电力变压器大型电力变压器电流（标幺值）1.51.3正常周期性负载热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度（）140120电流（标幺值）1.51.3长期急救周期性负载热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度（）140130电流（标幺值）1.81.5短期急救负载热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度（）1601602.1

29、.22.1.2 变压器的正常运行和维护变压器的正常运行和维护2.1.2.1 变压器的检查与维护变压器巡视检查周期 变压器正常巡视每天至少一次，每周至少一次夜间闭灯巡视。 无人值班变电站的变压器，每周至少一次。 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，并增加检查次数。A)新设备或经过检修，改造的变压器在投运 72 小时内。B)有严重缺陷时。C)气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）D)雷雨季节特别是雷雨后E)高温季节，高峰负载期间F)变压器急救负载运行时变压器的定期外部检查项目：1）变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应；2）变压器各部位无渗油、漏油；3）套管油位应正常，套

30、管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；4）变压器声响均匀、正常；5）各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常；7）检查吸湿器，油封应正常，呼吸应畅通，硅胶潮解变色部分不应超过总量的23。8）引线接头、电缆、母线应无发热迹象；9）压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；10）有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；11）有载分接开关的在线滤油装置工作位置及电源指示应正常；12）气体继电器内应无气体；13）各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，温控装置工作正常；14）各类指示、灯光、信号应正常；15）变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；

31、16）检查变压器各部件的接地应完好；特殊巡视检查项目和要求在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查（1） 大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。（2） 设备变动后的巡视。（3） 设备新投入运行后的巡视。（4） 设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡视。（5） 异常情况下的巡视。主要是指：过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时，应派专人监视。（6） 设备缺陷近期有发展时、法定休假日、上级通知有重要保电任务时，应加强巡视。新投入或经过大修的变压器的巡视要求（1）变压器声音应正常，如发现响声特大，不均匀或有放电声，应认为内部有故障。（2）油位变

32、化应正常，应随温度的增加略有上升，如发现假油面应及时查明原因。（3）用手触及每一组冷却器，温度应正常，以证实冷却器的有关阀门已打开。（4）油温变化应正常，变压器带负荷后，油温应缓慢上升。（5）应对新投运变压器进行红外测温。异常天气时的巡视项目和要求（1）气温骤变时，检查储油柜油位和瓷套管油位是否有明显变化，各侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。各密封处有否渗漏油现象。（2）雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象，避雷器放电记录仪动作情况。（3）浓雾、毛毛雨时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象，

33、否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。（4）下雪天气应根据积雪溶化情况检查接头发热部位。检查引线积雪情况，为防止套管因过度受力引起套管破裂和渗漏油等现象，应及时处理引线积雪过多和冰柱。（5）高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。必要时，可启动备用冷却器。（6）大风天气检查导引线风摆情况，确认外部无异物，是否可能悬挂杂物，如有杂物应及时清理。2.1.22.1.2 变压器的投运和停运变压器的投运和停运 在投运变压器之前，运行人员应仔细检查，确认外部无异物，临时接地线已拆除，分接开关位置正常，各阀门状态正确。变压器及其保护装置在良好状态具备带电运行条件。

34、新安装或停用 2 月及以上的变压器投运前，应试验合格方可投运。 新投运的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验，新安装：五次；大修：三次。 变压器投运或停运操作顺序应在变电站现场运行规程中加以规定，并须遵守下列各项：A、强油循环风冷变压器投运前应先启用冷却装置；B、变压器的充电应当在装有保护装置的电源侧进行；C、在 110KV 及以上中性点有效接地系统中，投运或停运变压器的操作，中性点必须接地。投入后可按系统需要决定中性点是否断开。D、新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于以下规定：110kV 及以下：24h220kV：48h500kV：72h若有特殊情况不能满足上述

35、规定，须经总工程师批准。2.1.32.1.3 瓦斯保护装置的运行规定瓦斯保护装置的运行规定（1）变压器运行时，本体和有载分接开关重瓦斯保护装置均应投入跳闸。（2）变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将重瓦斯改投信号。（3）当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改投信号。2.1.42.1.4 变压器分接开关的运行维护。变压器分接开关的运行维护。 无载调压变压器，当变换分接头位置时，应先正反方向转动多圈，再调至所需位置，测量直流电阻合格方可运行。对运行中不需要改变分头位置的变压器，应结合预试将触头正反方向转动多圈，并测量直流电阻合

36、格，方可运行。 有载调压开关的运行与维护。（1）运行人员应根据调度下达的电压曲线或电压控制范围，申请调压操作。操作后应认真检查分头动作和电压电流变化情况，并作好记录。每次间隔最少 1min。（2）当变压器负荷 1.2 倍及以上时，禁止操作有载分接开关。（3）运行中调压开关重瓦斯应投跳闸。当轻瓦斯信号频繁动作时，应作好记录，汇报调度，并停止进行调压操作，分析原因及时处理。（4）运行 6-12 个月或切换 2000-4000 次后，应取切换开关箱中的油作试验；（5）分接开关新投运 1-2 年或分接变换 5000 次，切换开关或选择开关应吊芯检查一次，此后可按实际情况确定检查周期。（6）运行中的分接

37、开关，每 1-2 年或分接变换 5000-1 万次或油击穿电压低于 25KV 时，应开盖清洁换油或滤油一次；（7）运行中分接开关累计分接变换次数达到所规定的检修周期分接变换次数限额后，应进行大修，如无明确规定，一般每分接变换 1-2 万次，或 3-5 年亦应吊芯检查；（8）装有在线滤油装置的有载分接开关，每年应对分接开关油做一次取油化验。（9）由三台单相变压器构成的有载调压变压器组在进行分接变换操作时，三相分接开关依次完成一个分接变换后，方可进行第二次分接变换，不得在一相连续进行两次分接变换。如果出现因一相开关机械故障导致三相位置不同时，应利用就地电气或手动将三相分接位置调齐，并报修，至修复期

38、间不允许进行分接变换操作。操作结束，应检查各相开关的分接位置指示是否一致。（10） 分接变换操作时，应与控制室保持联系，密切注意电压与电流的变动情况。（11） 两台有载调压变压器并列运行时，允许在变压器 85%额定负荷下调压，但不得在单台主变上连续调节两档，必须在一台主变调节一档完成后再调节另一台主变一档，每调一档后要检查电流变化情况，是否过负荷。对于降压时应先调节负荷电流大的一台，再调节负荷电流小的一台；升压时与此相反。调节完毕应再次检查主变分头在同一位置，并注意负荷分配。（12） 有载调压开关电动操作出现“连动” （即操作一次，调节二个及以上分头）现象时，应在指示盘上出现第二个分头位置后立

39、即切断电机电源，然后用手摇到适当的分头位置，并汇报调度。2.1.52.1.5 有载分接开关在线滤油装置运行注意事项有载分接开关在线滤油装置运行注意事项A)在滤油机新投入运行的三天内应每日检查一次。主要检查系统是否渗漏，运行是否正常，温控器工作是否正常。B)500kV 变压器滤油机运行采用自动投切方式。C)为避免在线滤油机频繁投切及调压过程中滤油机滤油，原则上规定采用手动方式投入切除滤油机，每周投切一次。也可以按照厂家设定的程序进行投切。D)滤油时间应根据变压器有载分接开关油量计算，即理论上进行一遍过滤的时间进行设定，初步设定为30min。E)当有载分接开关进行切换时，允许进行滤油操作，且不需要

40、停用有载分接开关气体继电器保护及电压无功控制装置。F)运行人员在巡视中，如发现有异常的运转声或渗油时，应立即切除滤油机电源，关闭有载分接开关进、出油管阀门并报重要缺陷检修。G)当滤油机压差报警装置报警时，应停用滤油机并报重要缺陷。报警信号宜接入变电所监控系统。H)装有在线滤油机的变压器有载分接开关油的耐压、含水量测试取样一律从滤油机管路上的取样阀抽取，试验周期为每年一次。投运三天要分别从滤芯进出油口取样进行微水、耐压测试，比较滤油机使用效果。2.1.62.1.6 冷却系统的操作方法、程序及注意事项冷却系统的操作方法、程序及注意事项（1） 强油循环冷却变压器运行时，必须投入冷却器。空载或轻载时不

41、应投入过多的冷却器。（2） 定期切换冷却器的独立电源，检查其自动装置的可靠性。（3） 自然风冷变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监测顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。（4） 正常运行情况下，采用自然风冷或强油风冷的变压器，冷却装置的投切应采用自动控制。控制的方式可以按照本体顶层油温或是依据变压器负荷电流设定，也可以采用两种方式同时控制，满足两个条件中的一条启动冷却装置，两个条件同时不满足停止冷却装置。（5） 采用冷却器的变压器具有按照满负荷运行需要的组数外，至少还应设有一组冷却器具备备用、辅助功能。各组冷却器间的辅助、备用功能应是可切换设置的。（6

42、） 变压器的冷却装置应定期冲洗，以防止因散热管间污垢堵塞导致的冷却效率降低。为保证冷却效果，变压器冷却器每年应最少进行一次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。（7） 变压器故障跳闸后应能立即切除冷却系统（变压器故障跳闸后，应及时切除油泵，避免故障产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部件。 ）（8） 运行中变压器在切换潜油泵时应逐台进行，每次间隔时间不少于 3min。2.1.72.1.7 变压器的异常运行和事故处理变压器的异常运行和事故处理 变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录； 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，应立即将变

43、压器停运。 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，应立即手动将变压器停运。 冷却装置缺陷的处理（一） 变压器冷却装置异常，使油温升高超过制造厂规定或油浸式变压器顶层油温一般限制表（见表 1） ，应作进一步检查处理。（二） 风冷装置电机出现故障不能正常运转时，应检查电机电气回路及电机本体，必要时更换电机等有关附件。（三） 强油冷却系统全停时，应立即查明原因，紧急恢复冷却系统供电，同时注意变压器上层油温不得超过 75，并立即向上级汇报。（四） 强油风冷变压器发生轻瓦斯频繁动作发信时，应注意检查强油冷却装置油泵负压区渗漏。 （五） 强油冷却装置运行中出现过热、振动、杂音及严重渗漏

44、油、漏气等现象时，应及时更换或检修，如发现油泵轴承或叶片磨损严重时，应对变压器进行吊罩检查，变压器内部要求用油冲洗，保证变压器内部干净。 异常声音的处理（一） 变压器声响明显增大，内部有爆裂声时，应立即查明原因并采取相应措施，如对变压器进行电气、油色谱、绕组变形测试等试验检查。有条件者可进行变压器空载、负载试验，必要时还应对变压器进行吊罩检查。（二） 若变压器响声比平常增大而均匀时，应检查电网电压情况，确定是否为电网电压过高引起，如中性点不接地电网单相接地或铁磁共振等，另一种也可能是变压器过负荷、负载变化较大（如大电机、电弧炉等） 、谐波或直流偏磁作用引起。（三） 声响较大而嘈杂时，可能是变压

45、器铁心、夹件松动的问题，此时仪表一般正常，变压器油温与油位也无大变化，应将变压器停运，进行检查。（四） 音响夹有放电的“吱吱”声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。若是套管的问题，在气候恶劣或夜间时，可见到电晕或蓝色、紫色的小火花，应在清除套管表面的脏污，再涂 RTV 涂料或更换套管。如果是器身的问题，把耳朵贴近变压器油箱，则可能听到变压器内部由于有局部放电或电接触不良而发出的“吱吱”或“噼啪”声，此时应停止变压器运行，检查铁心接地或进行吊罩检查。（五） 若声响中夹有水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障或分接开关接触不良而局部严重过热引起，应立即停止变压器的运行，进行检修。（六） 当

46、响声中夹有爆裂声时，既大又不均匀，可能是变压器的器身绝缘有限击穿现象。应立即停止变压器的运行，进行检修。（七） 响声中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器的某些部件因铁心振动而造成机械接触。如果是箱壁上的油管或电线处，可增加距离或增强固定来解决。另外，冷却风扇、油泵的轴承磨损等也发出机械摩擦的声音，应确定后进行处理。 压力释放阀冒油的处理（一） 压力释放阀冒油而变压器的气体继电器和差动保护等电气保护未动作时，应立即取变压器本体油样进行色谱分析，如果色谱正常，则怀疑压力释放阀动作是其他原因引起。（1） 检查变压器本体与储油柜连接阀是否已开启、吸湿器是否畅通、储油柜内气体是否排净，防止

47、由于假油位引起压力释放阀动作。（2） 检查压力释放阀的密封是否完好，必要时更换密封胶垫。（3） 检查压力释放阀升高座是否设放气塞，如无应增设，防止积聚气体因气温变化发生误动。（4） 如条件允许，可安排时间停电，对压力释放阀进行开启和关闭动作试验。（二） 压力释放阀冒油，且瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因，故障未消除前不得将变压器投入运行。若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。 油温异常升高的处理（一） 变压器油温异常升高1)应通过比较安装在变压器上的几只不同温度计读数，并充分考虑气温、负荷的因素，判断是否为变压器温升异常。2)变压器油温异常升高应进行的检查工作：A.检查变压器的负载和冷却

48、介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；B.核对测温装置准确度；C.检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况；D.检查变压器有关蝶阀开闭位置是否正确，检查变压器油位情况；E.检查变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体；F.检察系统运行情况，注意系统谐波电流情况；G.进行油色谱试验；H.必要时进行变压器预防性试验。3)若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修复，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则应按现场规程规定调整变压器的负载至允许运行温度的相应容量，并尽快安排处理。4)若经检查分析是变压器内部故障引起的温度异常，则立即停运变压器，尽快安排处理。5)若由变压

49、器过负荷运行引起，在顶层油温超过 105时，应立即降低负荷。（二） 在正常负载和冷却条件下，变压器油温不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障 ，应立即将变压器停运。（三）变压器在各种超额定电流下运行，且温度持续升高，应及时向调度汇报，顶层油温不应超过 105时。（四） 变压器的很多故障都有可能伴随急剧的温升，应检查运行电压是否过高、套管各个端子和母线或电缆的连接是否紧密，有无发热迹象。冷却风扇和油泵出现故障、温度计损坏、散热器阀门没有打开等均有可能导致变压器油温异常。 套管渗漏、油位异常和末屏有放电声的处理（一） 套管严重渗漏或瓷套破裂时，变压器应立即停运。更换

50、套管或消除放电现象，经电气试验合格后方可将变压器投入运行。（二） 套管油位异常下降或升高，包括利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏（即套管油与变压器油已连通） ，应安排吊套管处理。当确认油位已漏至金属储油柜以下时，变压器应停止运行，进行处理。（三） 套管末屏有放电声时，应将变压器停止运行，并对该套管做试验，确认没有引起套管绝缘故障，对末屏可靠接地后方可将变压器恢复运行。（四） 大气过电压、内部过电压等，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。此时应采取加强防止大气过电压和内部过电压措施。 油位不正常的处理（一） 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，应查明原因。并采取措施

51、。（二） 当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常，需打开放气或放油阀时，应先将重瓦斯改接信号。（三） 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。（四） 油位计带有小胶囊时，如发现油位不正常，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞处缓慢加油，将囊中空气全部排出，然后打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量（看到油表内油位即可） ，关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。 轻瓦斯动作的处理（一） 轻瓦斯动作发信时，应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是

52、否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气体量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。若气体是可燃的或油中熔解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。（二） 轻瓦斯动作发信后，如一时不能对气体继电器内的气体进行色谱分析，则可按下面方法鉴别：无色、不可燃的是空气。黄色不易燃的是木质故障产生的气体。淡灰色、可燃并有臭味的是纸质故障产生的气体。灰黑色、易燃的是铁质故障使绝缘油分解产生

53、的气体。（三） 如果轻瓦斯动作发信后经分析已判为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩短，则说明故障正在发展，这时应最快将该变压器停运。 有载分接开关缺陷的处理（一） 有载分接开关与电动机构分接位置不一致时，故障原因一般为分接开关与电动机构连接错误、连杆松动或脱落，应查明原因并进行连接校验。（二） 当全部分接位置的电动机构与远方控制分接位置指示不一致时，一般为电动机构内的位置转换器与分接开关的位置错位，排除方法为对电动机构的位置转换器与分接开关的实际位置进行校验，使远方控制分接位置与分接开关的实际位置相一致。 其它缺陷的处理变压器的缺陷多种多样，变压器的故障和缺陷都伴随着一些体表现象的变化，

54、应根据变压器的声音、振动、气味、颜色、负荷、温度及其它现象对变压器缺陷作出初步判断，并进行绝缘油及电气量测试作出综合分析，才能较为准确地找出故障原因，判明缺陷的性质，提出较完备的处理办法。 差动保护动作处理（一） 差动保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。（二） 差动保护动作时，变电运行人员应进行的工作：1)检查保护装置（包括气体继电器和压力释放阀）的动作信号情况和直流系统情况；2)察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；3)检查故障录波器的动作情况； 4)检查现场一次设备（变压器差动范围内设备）有无着火、爆炸、喷油、放电痕迹、导线断线、短路、小动物爬入引起短路等情况。5)应立

55、即将情况向调度及有关部门汇报。6)应根据调度指令进行有关操作。7)现场有明火等特殊情况时，应进行紧急处理。（三） 差动保护动作后，调度及有关部门管理人员应进行的工作：1)调度员应根据系统的负荷情况，及时转移或切除部分负荷，合理安排系统运行方式。2)调度员应及时将情况汇报给有关职能管理部门。3)及时组织有关专业人员到现场，进行检查分析，查明原因，安排处理。4)如排除变压器内部故障，差动保护动作原因分析清楚，且设备具备投运条件后，应按有关规定汇报处理情况。（四） 差动保护动作后，检修人员应进行的工作：（1）应进行的检查工作： 1) 检查、分析故障录波器数据；2) 检查保护动作信号及数据记录情况、二

56、次回路情况、直流系统情况；3) 检查差动范围内导线、铝排有无断线、短路，设备瓷瓶表面有无闪络痕迹；4) 变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体。（2）需进行的试验工作：1）变压器的油色谱试验；2）必要时进行变压器差动保护的传动试验和有关中间继电器的动作试验；3) 必要时进行变压器的有关试验； 4) 必要时进行差动范围内的其他设备的试验。 重瓦斯动作处理（一） 重瓦斯保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。（二） 重瓦斯保护动作时，变电运行人员应进行的工作：（1）应进行的检查工作：1) 检查保护装置动作信号情况、一、二次回路情况、直流系统情况；2) 察看其它运行变压器及各线路的负

57、荷情况；3) 检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况；4) 检查气体继电器内有无气体积聚；5) 检查变压器本体及有载分接开关油位情况。（2）变压器跳闸后，应立即停油泵，便于进行油色谱分析。（3）应立即将情况向调度及有关部门汇报。（4）应根据调度指令进行有关操作。（5）现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理。（三） 重瓦斯保护动作时，调度及有关部门管理人员应进行的工作：（1）调度员应根据系统的负荷情况，及时转移或切除部分负荷，合理安排系统运行方式（2）调度员应及时将情况汇报给有关职能管理部门（3）及时组织有关专业人员到现场，进行检查分析，查明原因，安排处理。（4）故障处理结束、设备具备投运条

58、件后，应按有关规定汇报处理情况。（四） 重瓦斯保护动作时，检修人员应进行的工作（1）应进行的检查工作：1) 检查、分析故障录波器数据；2) 检查保护动作信号及数据记录情况、二次回路情况、直流系统情况；3) 检查气体继电器接线盒内有无进水受潮或异物造成端子短路；4) 检查变压器外观情况；5) 检查变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体；6) 检查变压器油位情况和渗漏油情况。（2） 需进行的试验工作：1）变压器的油色谱试验；2）变压器重瓦斯保护的传动试验，有关中间继电器的动作试验，二次绝缘电阻试验；3）变压器的其他试验；4）气体继电器的校验。（3）经确认是二次接点受潮等引起的误动，故障消除后向上级

59、主管部门汇报，可以复役。（4）经确认是变压器内部故障引起变压器重瓦斯保护时，对检查出的问题进行处理，合格后向上级主管部门汇报。（5）对检查出的其它问题按有关规定进行处理，合格后向上级主管部门汇报。 套管爆炸的处理（一） 套管发生爆炸时，变电运行值班人员应进行的工作：（1）首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应手动拉开故障变压器各侧开关，并立即停油泵。（2）应进行的检查工作：a) 检查保护装置动作情况；b) 查看其它运行变压器及各线路的负荷情况；c) 检查变压器有无着火等情况，检查消防设施是否启动；d) 检查套管爆炸引起其它设备的损坏情况。（3）现场有着火情况时，应先报警并隔离变压器，迅速采

60、取灭火措施。处理事故时，首先应保证人身安全。注意油箱爆裂情况。（4）应立即将情况向调度及有关部门汇报。（5）应根据调度指令进行有关操作。（6）若检修人员不能立即到达现场，必要时在做好安全措施后，采取措施以避免雨水或杂物进入变压器内部。（二） 套管发生爆炸时，调度及有关部门管理人员应进行的工作：（1）调度员应根据系统的负荷情况，及时转移或切除部分负荷，合理安排系统运行方式。（2）调度员应及时将情况汇报给有关职能管理部门。（3）及时组织有关专业人员到现场，进行检查分析，查明原因，安排处理。（4）故障处理结束、设备具备投运条件后，应按有关规定汇报处理情况。（三） 套管发生爆炸时，检修人员应进行的工作