第三篇变压器运行规程

1、第三篇 变压器运行规程1 变压器的设备规范1.1 设备规范1.1.1 主变压器技术规范设备名称参数名称#6、#7主变压器产品型号SFP-370000/220额定容量(kVA)370000电压组合(kV)242±2×2.5%/20联结组别YN.d11额定电流(A)858.9/10392.3额定频率(HZ)50相 数3冷却方式ODAF调压方式无载分接头范围±2×2.5%空载电流(%)0.17/0.2空载损耗(kW)166.3/173阻抗电压(%)14.4/14.8负载损耗(KW)839.8/799.7产品代号标准代号GB1094.15-85绝缘水平LI950

2、AC395/LI400AC200/LI125AC55绝缘用油#25变压器油制造厂保定天威保变电气股份有限公司出厂日期1.1.2 启备变设备技术规范设备名称参数名称#02启备变产品型号3额定容量(kVA)31500-31500/16700电压组合(kV)/10.5冷却方式ONAF/ONAN（100%/67%）联结组别YN，Yn0-Yn0+d额定频率(HZ)相 数3相 户外使用绝缘水平h.v. 线路端子SI/LI/AC 750/950/395KVh.v. 中性点端子LI/AC 400/200KVh.v. 线路端子LI/AC 75/35KV调压方式器身重51.3T上节油箱重8.8T油重298T带油运

3、输重88.9T总重108.2T产地克拉玛依出厂序号2005IS05产品代号标准编号GB1094运行方式50000KVA时阻抗电压%最大分接额定分接最小分接高压-低压1低压210.710.310.4高压-低压119.719.419.5高压-低压219.919.519.6空载损耗42.7KW空载电流0.36%50/25KVA时负载损耗193.5%1.1.3 高压厂用变压器技术规范 设备名称参数名称#6、#7高厂变产品型号额定容量(MVA)电压组合(kV)联结组别额定电流(A)额定频率(HZ)相 数冷却方式ONAF调压方式分接头范围空载电流(%)空载损耗(kW)阻抗电压(%)负载损耗(KW)绝缘水平

4、制造厂1.1.4 高压变压器辅助设备规范.1 主变冷却器及潜油泵铭牌参数 名 称参数名称#6、#7主变冷却器#6、#7主变潜油泵型 号标称冷却器容量(kV)充油重(kg)总重(kg)进口油温()出口油温()油流量(m3/h)风流量(m3/h)制造厂.2 启备变冷却吹风装置技术规范名 称技 术 参 数名 称技 术 参 数型 号GFZ-9Q8TH风量（m3/h）16000功 率(kW)1.1全压（Pa）150转速(r/min)720噪声dB(A)68电压(V)380频率（Hz）50出厂编号819459重量（Kg）97出厂日期2005.2制造厂浙江上虞市明新 .3 启备变有载调压分接开关技术规范(M

5、R型三相式)项 目技术参数操作机构技术规范型 号额定电压(kV)额定工作电流(A)调压级数过渡电阻选择开关绝缘工作电流(A)分接头电压(V)开关重量(kg)装配变压器容量制造厂1.2 高压变压器分接头位置参数1.2.1 主变及高厂变分接头位置及参数#6、#7主变分接头#6、#7高厂变分接头高 压高 压分接位置(档)分接电压(%)电压(V)电流(A)分接位置(档)分接电压(%)电压（V）电流（A）1.2.2 02启备变分接头位置及参数分接%电压（V）电流（A）联结分接头位置+10%25300114.111+8.75%250125115.422+7.5%247250116.833+6.25%244

6、375118.144+5%241500119.555+3.75%23862512166+2.5%235750122.477+1.25%23287512488额定230000125.5K-+KK-9a9b9c-1.25%227125127.1210-2.5%224250128.7311-3.75%221375130.4412-5%218500132.1513-6.25%215625133.9614-7.5%212750135.7715-8.75%209875137.5816-10%207000139.5917低压I低压II容量（KVA）电压（v）电流（A）容量（KVA）电压（v）电流（A）315

7、0063002887185006300169525000630022912500063002291185006300169531500630028871.3 低压厂变技术规范1.3.1 低压厂变技术规范设备名称参数名称公用变电除尘变输煤变化水变锅炉变汽机变翻车机变工业水处理变灰场变照明变检修变160012501000800630229.1/3608.4 146.6/2309.4114.6/1804.291.6/1443.473.3/1154.757.7/909.3绝缘等级冷却方式空载电流(%)空载损耗(kW)负载损耗(kV)产品代号2 变压器的运行2.1 额定运行方式2.1.1 变压器应根据制

8、造厂规定铭牌数据运行，油冷和油浸风冷的变压器，其上层油温正常时不应超过85，最高不得超过95，温升不得超过55。强油风冷变压器上层油温最高不得超过85，温升不得超过45。干式变压器的线圈、铁芯表面的结构件表面最大温升不得超过80。2.1.2 变压器的外加一次电压可以较额定值略高，但一般不应超过相应分接头电压值的5%，不论变压器分接头在何位置，如果所加电压不超过相应额定值的5%，则变压器二次侧可带额定电流。2.1.3 无载调压变压器在额定电压±5%范围内改变分接头位置时，其额定容量不变。有载调压变压器各分接头位置的额定容量，应遵照制造厂的规定。2.1.6 三相电流不平衡时，其中任何一相

9、电流不得超过额定值，变压器运行中三相电流不平衡值不得超过10%。2.2 允许的过负荷运行方式2.2.1 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。其允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度、过负荷前变压器所带负荷以及变压器是否存在较大缺陷等来确定。一般情况下按表中的规定执行。 主变的过负荷应和发电机允许过负荷相适应，依二者条件较为严格者为运行依据。2.2.3 变压器正常过负荷和事故过负荷应按2.2.3条表中规定值运行。.1 油浸自然循环冷却变压器在事故情况下，允许过负荷倍数时间按下表执行： (小时：分)过负荷 倍 数环 境 温 度 ()0102030401.124：0024：0024：0

10、019：007：001.224：0024：0013：005：002：451.323：0010：005：303：001：301.48：305：103：101：450：551.54：453：102：001：100：351.63：002：051：200：450：181.72：051：250：550：250：091.81：301：000：300：130：061.91：001：350：180：090：052.00：400：220：110：06.2 油浸自然循环冷却变器允许的正常过负荷倍数和持续时间如下表： (小时：分)过负荷倍 数过负荷前上层温度()1824303642481.00连 续 运 行1.05

11、5：505：254：504：003：001：301.103：503：252：502：101：250：101.152：502：251：501：200：351.202：051：401：100：451.251：351：150：500：251.301：100：500：301.350：550：350：151.400：400：251.450：250：101.500：15.3 强迫油循环变压器事故过负荷允许时间见下表： (小时：分)过负荷倍 数环 境 温 度 ()0102030401.124：0024：0024：0014：305：101.224：0021：008：003：301：351.311：005：10

12、2：451：300：451.43：402：101：200：450：151.51：501：100：400：160：071.61：000：350：160：080：051.70：300：150：090：05.4 干式变压器允许的事故过负荷倍数和时间如下：过负荷电流/额定电流1.21.31.41.51.6过负荷持续时间(分)604532185 变压器在事故和正常过负荷运行时，必须将全部冷却器投入。 变压器过负荷前和过负荷后要记录上层油温、环境温度、过负荷大小和持续时间。 在过负荷时间内，应加强监视，至少每10分钟记录一次上层油温，每半小时抄表一次，每小时记录一次环境温度，当上层油温或绕组温升已达到上述

13、最高温度时，不论负荷和时间是否达到表中数值，均应停止过负荷运行。2.3 变压器冷却系统的运行 #6、#7主变压器采用强迫油循环风冷式冷却装置，在运行过程中，其冷却装置必须可靠投入运行。 变压器冷却装置的两路电源应确保可靠供电，其380V动MCC上的电源均应投入，冷却装置的控制、信号电源应全部投入，其装置控制回路按下列规定执行：.1 主变冷却装置控制柜内的动力电源工作方式为一路工作，一路备用，且每月切换一次。改变动力电源自动运行方式前应检查所属回路电源正常。.2 正常运行时，主变冷却器自动投入，控制回路开关SAM1应在“投入”位置，冷却器信号控制开关SAN2应在“投入”位置。.3 主变冷却器控制

14、柜内各组冷却器的动力电源空气开关均应合上，各组冷却器运行方式切换开关有四个位置可供选择：.3.1 工作：冷却器投入运行.3.2 辅助：变压器上层油温达到 或变压器负荷达到额定负荷的 %时自动启动；上层油温降至 以下时自动停止。.3.3 备用：工作冷却器或自动投入的辅助冷却器运行中故障跳闸；达到辅助冷却器启动条件，辅助冷却器未启动或启动后油流异常时，备用冷却器自动投入。.3.4 停止：冷却器停止运行。正常运行时，冷却器三组工作，一组备用，一组辅助。如环境温度过高，可以四组运行，一组备用或五组全部投入运行。各组冷却器所处运行方式应定期进行切换。.4 主变冷却器控制箱加热元件控制开关HK(SH)，根

15、据天气情况，投“全投”位、“分段”位或“断开”位，环境温度低于5投入加热。.5 #02启备变和#6、#7高厂变冷却器电源控制开关KK置“工作”位置，手动投入开关1K置“停止”位，冷却器按变压器温度自动启停；若温控回路不正常时，应将SAN1置“手动”位，手动启动冷却风扇运行。各风扇动力电源空气开关全部投入。.6 #02启备变及#6、#7高厂变采用油浸风冷式冷却方式，冷却器电源控制、信号开关投“自动”位置，自投风扇选择开关投“”或“”组。 变压器冷却器备用动力电源的自投回路应定期进行模拟自投试验，试验方法是：取下工作电源监视继电器回路保险，检查备用电源投入正常，装上所取保险，应自动切换为工作电源运

16、行。 当变压器长期低负荷运行时，可以切除部分冷却器。 强油循环风冷变压器冷却系统发生故障切除全部冷却器时(系指停止油泵及风扇的运行)，在额定负荷下允许运行20分钟，20分钟后如上层油温尚未达到75(或温升未达到55)，则允许上升至75(或温升未达到55)，但切除全部冷却器的最长时间不得超过1小时。 自然循环油浸风冷变压器上层油温升至55时，应开启风扇。当冷却系统故障，全部风扇停止运行时，变压器带额定负荷时间应遵照制造厂的规定执行，无规定时可参照下表执行。环境温度()-10010203040允许运行时间(h)35158421 自然循环油浸风冷变压器无风扇运行时间的长期允许负荷为额定负荷的1/3，

17、此时应密切监视变压器上层油温不超过规定值。 强油风冷装置的潜油泵严禁在无油的情况下连续运行。2.4 变压器的并列运行 变压器并列运行的条件.1 绕组接线组别相同；.2 电压比相等（允许差5%）；.3 阻抗电压相等（允许差5%）。 电压比不同和阻抗电压不相等的变压器，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。 新装或变动过内、外连接线以及改变过结线组别的变压器并列运行前必须核对相序和相位。3 变压器正常的操作、监视和维护3.1 绝缘监视 变压器检修后或备用超过30天，投入运行前应

18、测量绕组的绝缘电阻值和吸收比，并将测量结果，上层油温和环境温度记录在绝缘电阻登记本上。 额定电压为1000V以上的绕组，用2500V兆欧表测量。测量时，应注意将与之相联系的电压互感器断开。 油浸式电力变压器绕组绝缘电阻的允许值见下表 (单位M)高 压 绕 组电 压 等 级1020304050607080310kV450300200130906040252035kV60040027018012080503560220kV120080054036024016010070 同一变压器中高压和低压绕组的绝缘电阻值，换算至同一温度下，与上次测量结果相比，降低不应超过40%，在1030条件下所测量的吸收比

19、(R60"R15")不应小于1.3。 绝缘电阻可按如下公式进行温度换算：RnRt2×k(测量时温度比前次高)RnRt2/k(测量时温度比前次低)式中：Rt2此次测量温度下的实际绝缘电阻值 Rn换算至前次温度下的对应绝缘电阻值 t2此次测量时的温度() t1前次测量时的温度() K油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数见下表：温度差()51015202530354045505560换算系数1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2 强油风冷和油浸风冷变压器大、小修后投入运行前，应测量潜油泵和风扇电机的绝缘电阻值，使用500V摇表，绝缘

20、电阻值不应低于0.5M。 干式变压器绝缘电阻值，可参照上述规定执行。 对中性点接地的变压器，测量其绕组绝缘时，应联系维护人员拆除中性点后再测量，测量结束后还应联系维护人员将中性点恢复接地。 测量变压器的绝缘电阻时，应由副控以上人员监护，巡检员或副控操作，测量前和测量过程中应有保证安全的技术措施，测量完毕后应将被测设备对地放电。3.2 变压器投入运行前的准备工作 值班人员在投运变压器之前，应仔细检查，并确认其在完好状态，具备送电条件。 长期停运或检修过的变压器回路及端盖应无杂物和遗留器具，相关工作票应终结，工作人员退出现场，并要求检修工作负责人对设备检修后的情况在有关记录簿上做简明书面交待。 拆

21、除所有因检修而布置的安全措施，恢复固定遮栏及警告标示牌等永久性安全措施，检查并将变压器回路仪表、信号、继电保护、自动装置等投入正常工作状态。 按规定测量变压器绕组和冷却装置电机绝缘合格。 变压器检修后投入运行前，应对冷却装置进行检查试验。.1 检查每组冷却器进出油碟阀在开启位置。.2 潜油泵转向正确，运行中无异音和明显振动，电机温升正常，油流继电器动作正常。.3 风扇电动机转向正确，运行中无异音和明显振动，电机温升正常。.4 控制箱内各分路电磁开关合闸正常，无明显噪音和跳跃现象。.5 上述工作由维护人员进行，运行人员配合。.6 严禁在油路不通情况下起动潜油泵。 对变压器本体，冷却装置，有载调压

22、回路，高、低压侧开关、刀闸回路进行一次全面检查，应处于良好备用状态，分接开关的位置应正确。 变压器投入运行前，应将其冷却装置投入运行。强油循环冷却的变压器大修、冷却器检修、换油、滤油以后，投运前应将全部冷却装置投入运行，以排除残余空气。1小时后，再按规定将辅助和备用冷却器停运。 检查变压器压力释放器装置完整，呼吸器硅胶颜色正常(兰色或白色)，变压器各部永久接地线牢固。 温度计完好，其电接点整定温度符合要求。3.3 变压器的充电和停电操作规定 变压器充电应由装有保护装置的电源侧进行，厂用变压器停电时，应先断开低压侧开关，后断开高压侧开关，送电时相反。3.4 变压器的操作规定 变压器送电和停电操作

23、，厂用电倒电源操作，按发电机运行规程和厂用电系统运行规程的有关部分执行。 我厂主变及高压厂变更换线圈大修后，必须用发电机做零起升压试验，并核对相位、相序正确后再投入运行。 启备变及低压厂变检修后必须核对相序、相位，且试充电正常后方可投入运行。 若主变强油循环风冷却装置在“试验”位置投入状态，则应在变压器停运后，应及时停止冷却器运行。3.5 变压器的投入3.5.1 变压器投入运行前，应按3.2条的规定进行检查。3.5.2 变压器投入运行前应做开关的合、跳闸试验且正常，保护回路有工作时，应做保护传动试验且正常。3.5.3 变压器的投入，应先合上电源侧（一般为高压侧）开关，再合上负荷侧（一般为低压侧

24、）开关。3.6 新投产或大修后的变压器应做冲击合闸试验，按下列条件执行：3.6.1 将变压器全套保护投入。3.6.2 对于中性点接地系统的变压器，进行冲击合闸时，其中性点接地刀闸必须合上。3.6.3 变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸，冲击合闸时，应使用变压器电源侧开关。3.6.4 变压器第一次受电持续时间不应少于10分钟，检查应无异常。3.6.5 变压器应进行5次冲击合闸均无异常（每次间隔5分钟），励磁涌流不应引起保护装置动作。3.6.6 变压器并列前应先核对相序、相位一致，符合变压器并列运行条件，应防止厂用变压器严重超过额定电流运行。3.6.7 变压器带电后应检查其各部运行良好。3.7

25、变压器的退出3.7.1 变压器停电前，根据机组运行情况应先将其所带的负荷转移或停运。3.7.2 变压器停电时，先断开负荷侧开关，电源侧开关应最后断开。3.7.3 低厂变退出运行时，应先断开低压侧开关，后断开高压侧开关。3.7.4 根据检修工作的任务和工作要求，布置安全措施。3.8 变压器投入运行的操作原则 按规定对变压器进行检查，工作票均已终结。3.8.2 拆除安全措施，测各部绝缘合格3.8.3 按规定投入变压器冷却装置3.8.4 送入各侧开关的操作信号保险，合闸保险3.8.5 按规定投入各种保护3.8.6 将变压器高压侧恢复备用3.8.7 将变压器低压侧恢复备用3.8.8 合高压侧开关3.8

26、.9 合低压侧开关3.8.10 当备用变运行时，退出其运行1 对投运变压器作全面检查3.9 变压器退出运行的操作原则 按规定将备用变投入运行 断开变压器低压侧开关 断开变压器高压侧开关 将变压器低压侧解备 将变压器高压侧解备 取下各侧开关的动力操作保险 停用冷却装置 按规定布置安措3.10 变压器并列倒换操作3.10.1 我厂厂用变压器并列倒换操作必须用开关执行，严禁用刀闸投入或切换倒换变压器。3.10.2 厂用变压变正常情况下不得长期并列运行。3.11 瓦斯保护的运行3.11.1 运行或投联动备用的变压器重瓦斯保护应投入“跳闸”位，轻瓦斯应投入“信号”位；备用的变压器轻瓦斯应投入“信号”位，

27、以便监视油位。3.11.2 新装和大修后的变压器或瓦斯保护校验后，变压器的重瓦斯保护的投入应遵守下列规定：3.11.2.1 变压器送电时重瓦斯投“跳闸”位置，轻瓦斯投“信号”位置。3.11.2.2 变压器投入运行后，应将重瓦斯保护改投“信号”位，经连续72小时试运行，若瓦斯保护未发信号，经放空气后，将重瓦斯保护改投“跳闸”位。3.11.2.3 变压器运行48小时内瓦斯保护有信号，应将瓦斯继电器内气体排出，经48小时后无信号，重瓦斯保护改投“跳闸”位(从重瓦斯改投信号时算起)。3.11.2.4 变压器运行48小时后，瓦期保护有信号，应从最后一次发信号起再连续观察24小时，如再未发瓦斯信号，经放气

28、后，将重瓦期保护投入“跳闸”位。3.11.3 变压器运行中进行滤油，加油、换硅胶时，应先将重瓦斯保护改投“信号”位，工作完毕，变压器空气排尽后，方可将重瓦斯保护重新投入“跳闸”位置。3.11.4 在重瓦斯保护改投“信号”位时，变压器差动保护、电流速断保护必须可靠能用。3.12 分接开关的切换操作和运行维护3.12.1 主变压器分接开关的切换，必须得到调度批准，按调令执行；高厂变分接开关的切换，应得到总工程师批准后进行；启备变分接开关的调整，则依据其6kV电压情况，按照值长命令由运行人员执行。3.12.2 无载调压变压器分接开关的切换，必须在变压器停电、并做好安全措施后，由检修人员进行，值班人员

29、配合。在切换分接开关头时，向正、反方向各转动五周，以消除触头上的氧化膜和油污。切换后应检查其位置后，方可拆除安全措施，进行送电操作。3.12.3 分接开关切换(含有载调压切换)后，应将变动时间、位置和有关情况，记入专用记录本内。3.12.4 起备变的有载调压开关可在变压器正常运行情况下进行切换，换时应注意以下问题：3.12.4.1 调整分接开关时，应注意分接开关位置指示，变压器的电流及6kV母线电压的情况。有载调压“升压”是将6kV电压升高，“降压”与之相反。3.12.4.2 有载调压开关的操作正常采用远方电动操作或就地电动操作，就地手动操作一般只作为变压器停电进行分接头测试时采用。在特殊情况

30、下(比如电动操作失灵等)也可以手动操作，但必须采取可靠的安全措施，得到总工程师或生技部门的同意，并在现场监护下方可进行。3.12.4.3 有载调节开关原则上每次只允许操作一档，隔10分钟以后再进行下一档的调节。不允许一次进行连续多档的切换。3.12.4.4 每一档调节操作完毕后，均应检查分接头位置指示和调压装置滤油设备自动投入正常，待滤油装置停运后，再进行下一档的调节。3.12.4.5 有载调压变压器严禁在变压器严重过负荷(即超过1.5倍额定电流)或系统有短路故障时，进行分接开关切换。3.12.5 变压器有载调压开关应按下列要求进行维护：3.12.5.1 运行中有载调压开关箱内的绝缘油，每三个

31、月在切换开关中取油样试验(应由检修人员进行)，其击穿电压不应低于30kV。在2530kV之间，应停止使用自动调压装置；低于25kV应禁止调压操作。此时应过滤或者换油。当运行时间满一年或者切换次数达4000次时，也应换油。3.12.5.2 新投入的调压开关，在切换5000次后，应将切换部分吊出检查，以后按实际情况确定检修周期。3.12.5.3 电动操作机构应经常保持在良好状态。3.12.5.4 有载调压装置的瓦斯保护及防爆装置动作时，应查明原因。3.13 变压器正常运行时的检查和维护3.13.1 每班交、接班前，应重点检查主变、启备变、高厂变及其主要辅助设备的运行情况，发现异常及时反映并处理。3

32、.13.2 每班应对主变、高厂变、启备变的运行情况进行一次全面检查，检查内容如下：3.13.2.1 变压器油枕、油箱、散热器、潜油泵、阀门、法兰、调压开关油箱、充油套管等无漏油、渗油现象，油色、油位正常。3.13.2.2 变压器套管和瓷瓶清洁，无破损、裂纹和放电痕迹。3.13.2.3 变压器运行中声音正常，本体无渗油、漏油现象。3.13.2.4 各导线连接处无变色、发热现象，封闭母线外壳完整，电缆头无漏油和外皮脱落现象，电缆外皮接地良好。3.13.2.5 变压器各部油温正常，电热器温度均匀。各散热器出、入口阀门在开启状态。3.13.2.6 冷却装置按规定方式投入运行，油泵和风扇电机运转正常，无

33、异常声音和振动，温度正常。3.13.2.7 压力释放装置完好。3.13.2.8 呼吸器完好，硅胶应干燥，无严重变色(不超过1/3)。3.13.2.9 变压器外壳和应接地的中性点接地良好。3.13.2.10 备用中的变压器的检查与维护与运行中的相同。3.13.2.11 瓦斯继电器内无气体，继电器与油枕间连接阀门打开。3.13.2.12 变压器冷却装置控制柜内电源正常，各继电器控制柜正常。3.13.4 变压器的特殊检查3.13.4.1 变压器送电或停电后，应对有关回路进行一次全面检查。3.13.4.2 新装和检修后的变压器投入运行后应加强检查。3.13.4.3 每周日中班高峰负荷时，应对室外变压器

34、进行一次熄灯检查，主要检查导电部分有无火花放电、过热烧红及电晕现象。3.13.4.4 过负荷和冷却器多组(两组以上)故障期间，每半小时至少检查一次。3.13.4.5 瓦斯保护发信号应立即进行检查，并取气体分析。3.13.4.6 天气异常时，应对变压器进行特殊检查：3.13.4.6.1 大风时，引线应无剧烈摆动和松脱现象，变压器顶部、套管上应无风吹落物；3.13.4.6.2 雷雨后瓷瓶和套管无放电痕迹，导线接头处无水汽现象，并抄录避雷器的雷击次数和时间；3.13.4.6.3 大雪天，检查套管和导线连接处落雪不应立即融化或产生热汽，且无冰溜子；3.13.4.6.4 大雾天，套管和瓷瓶应无异常放电声

35、；3.13.4.6.5 气温剧变时，应检查套管和油枕油位、油温和温升情况。3.14 干式变压器检查项目3.14.1 变压器测温装置是否完好，温度指示是否正常。3.14.2 变压器的温度、噪音、振动、气味等是否正常。3.14.3 变压器的冷却风扇运行是否正常。3.14.4 变压器前后门板、遮拦是否完好。3.14.5 变压器的外部表面应无积物。3.14.6 变压器周围无漏水或其它危及安全的异常现象。3.14.7 新安装或大修后投运的变压器，投入后三个小时，每小时检查一次，然后在投运后72小时内，适当增加检查次数，最后恢复正常检查。4 变压器的异常运行和事故处理4.1 运行中的不正常现象和处理 值班

36、人员发现变压器运行中有任何不正常现象时，应设法尽快消除，并报告有关领导，同时将情况记录在值班记录簿和设备缺陷记录簿上。 若发现异常现象，非停用变压器不能消除，且有威胁整体安全的可能时，应立即停电处理；若有备用变压器时，应快速将备用变压器投入，将异常变压器停运后停电检查。 变压器运行中有下列情况之一者应立即停电，有备用变压器时，应投入备用应压器并汇报值长、机长及相关有关领导。.1 变压器内部声音很大，很不均匀，有爆裂声。.2 在正常负荷及冷却条件下，变压器温度不正常升高且不断上升。.3 储油柜及压力释放器喷油。.4 严重漏油使油面下降，低于油位计的低限。.5 油色变化过甚，油内出现碳质等。.6

37、套管有严重破损和放电现象。.7 引线端子烧熔。 变压器出现下列情况之一时，允许汇报后停运，有条件的倒至备用变压器运行。.1 变压器有异常声音，且有增大趋势，但无放电声。.2 绝缘油变成深暗、浑浊，经化验黏度、酸度增加时。.3 套管出现裂纹、渗油，有放电声和放电痕迹时。.4 冷却器及油门盘根，油管焊接处严重漏油。.5 铝排裂纹、引线断股或引线端子发热变色时。.6 变压器顶部有杂物危及安全，不停电无法消除。.7 变压器负荷、周围环境温度及冷却条件不变，而变压器油温和线圈温度异常升高时。.8 有载调压装置失灵，不停电无法处理。.9 变压器所有主保护退出运行。4.1.5 变压器油温升高超过许可限度时，

38、立即采取以下措施使其降低：4.1.5.1 检查变压器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的油温进行核对。4.1.5.2 核对温度表。4.1.5.3 检查变压器外壳各散热器温度是否均匀，有无局部过热现象。4.1.5.4 检查冷却风扇及潜油泵是否正常，各冷却器的油路阀门的开启是否正确，并比较各冷却器的温度，若不一致，则认为温度较低的冷却器内部有堵塞现象。若温度升高是由于冷却系统故障，应调整变压器负荷至相应容量，并通知检修处理。若运行中无法处理时，应汇报值长，将变压器停运检修。4.1.5.5 若油温较平时同负荷，同环境温度和冷却条件下高10以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，且冷却

39、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，应立即汇报值长，将变压器停电并通知检修处理。4.1.6 干式变压器温度高.1 现象：“变压器温度高”报警.2 处理：.2.1 检查变压器本体，核对“温度高”报警是否正确.2.2 检查变压器柜内的通风是否良好，变压器的冷却风扇是否自动启动，柜体通风是否堵塞，保证变压器柜内通风良好。.2.3 查看温度高是否由于室内温度高引起，是应开启室内通风机，保持通风良好。.2.4 如为变压器负荷过重，应转移、降低该变压器的负荷，以降低温度。.2.5 如温度为不正常升高或怀疑变压器有故障时，应将负荷切至其它变压器，停止故障变压器运行。4.1.7

40、 当发现变压器油位较当时油温对应下的油位显著下降时，应查找原因并通知维护人员加油。加油前，应将重瓦斯改投“信号”位，并按本规程中的有关规定执行。若油位因油温升高而逐渐上升，可能高出最高位置时，应通知维护放油，使油位降至适当高度。放油前，将重瓦斯保护改投“信号”位，放油后，检查瓦斯保护无异常情况，再将重瓦斯投入“跳闸”位。4.1.8 若因大量漏油而使油位迅速下降时，禁上将重瓦斯保护改投“信号”位，而应采取制止漏油的措施并立即加油。4.2 瓦斯保护动作的处理： 轻瓦斯保护动作，通常有下列原因：.1 因滤油、加油或冷却系统不严密等原因，使空气侵入变压器。.2 因温度下降或漏油使油面下降至低限以下。.

41、3 因变压器故障产生少量气体。.4 由于二次回路故障而误发信号。 轻瓦斯保护动作后处理：.1 检查变压器负荷、电压、电流是否发生异常变化.2 对变压器本体进行外部检查，检查油位、油温是否正常有无漏油、喷油情况，加强对其监视.3 检查直流系统是否接地以及二次回路有无故障（如瓦斯继电器引线绝缘不良）.4 严密监视变压器运行情况，如电流、电压及声音变化等，并适当降低变压器负荷，此时重瓦斯保护不得退出运行。.5 如相邻两次信号发出的间隔时间逐渐缩短时，应汇报有关领导，并切换变压器运行，停运有问题的变压器进行详细检查。.6 重瓦斯保护投信号位置而出现动作信号（有掉牌）时，应立即切换变压器运行，停止故障变

42、压器运行，当出现信号的同时发现变压器电流不正常，应立即停止该变压器运行。.7 若瓦斯继电器有气体时，立即取样分析，若气体无色、无嗅、不可燃，色谱分析为空气，则放气后仍可继续运行。若气体分析为空气且信号动作间隔逐次缩短，可能造成跳闸时，若无备用变压器时，允许将重瓦斯保护改投“信号”位，并汇报值长，通知有关单位查明原因加以消除。若有备用变压器，则应倒至备用变压器运行。若气体可燃，色谱分析后其含量超过正常值时，说明变压器内部可能有故障，此时应将变压器停运，以便进一步确定瓦斯保护动作的原因。 重瓦斯保护动作的检查和处理.1 外部检查是否由于严重漏油引起。.2 进行变压器油质化验和气体分析，以鉴别跳闸原

43、因。.3 由继电保护人员检查瓦斯保护，如因保护误动，则应退出瓦斯保护，将变压器加入运行，并设法尽快恢复瓦斯保护。.4 若重瓦斯投“信号”位，保护动作出“轻瓦斯”光字牌，此时应根据保护盘上的信号判断是否重瓦斯动作。若轻瓦斯信号出现的同时，系统有冲击，表计有故障反应，检查重瓦斯保护信号灯亮，且系统冲击不是其它设备故障引起的，应立即将变压器停电，做进一步的试验和检查。.5 若重瓦斯投信号，轻瓦斯信号出现的同时系统无冲击，表计无异常反映，但重瓦斯信号灯亮，若无备用变压器倒换时，则应加强该变压器的检查和监视，同时汇报值长、部门领导，对气体取样分析，校验保护，判明原因，再行处理。.6 若重瓦斯保护动作跳闸

44、，原因未查明且故障未消除之前，该变压器不准投入运行。#02启备变重瓦斯保护跳闸后，应立即将6kV母线的快切出口闭锁；变压器压力释放保护动作后，可参照上条规定处理。 瓦斯气体的特征和性质见下表：气 体 特 征故 障 性 质无色不易燃空 气灰白色、带强臭味、不能燃烧绝缘材料故障灰黑或黑色油发生闪络或过热分解微黄色、不易燃木质故障4.3 差动保护动作处理 变压器差动保护动作后不能强送，有备用变压器时，则投入备用变压器运行，同时检查保护范围内所有设备有无短路、闪烙、烧伤痕迹。若是#02启备变差动保护动作，还应立即6kV母线的快切出口闭锁。 差动保护动作的同时该变压器瓦斯保护亦动作，系统有冲击或检查发现

45、有明显故障现象（如防爆隔膜破裂，喷油，油位、油色变异等），应将变压器停电，做进一步的检查和处理。 若差动保护动作的同时，系统无冲击，且其瓦斯保护未动作(就有瓦斯保护的变压器而言)，应对保护范围内的设备检查，若未发现异常，则按下列原则处理：.1 通知继保人员检查差动保护和二次回路，如属保护误动或二次回路有问题，应退出差动保护。变压器是否投入运行由总工程师决定。.2 如检查未发现问题，测变压器绝缘和直流电阻正常，经总工批准，可对变压器进行零起升压，并注意三相电流应为零，升至105%的额定电压，停留一分钟，检查无异常后降至额定值，变压器重新投入运行。不能零起升压的变压器，经总工批准，可对其充电一次，充电正常后投入运行。 保护人员对差动保护回路进行检查校验，如因保护误动，则应将保护停用，然后恢复变压器运行。 经以上检查均无发现问题，则应汇报有关领导，值长，听候处理。4.4 过