变压器正常运行规定

1、变压器的正常运行规定 2.1.1 变压器在额定使用条件下，可长期按额定容量运行。 2.1.2 无载调压变压器在额定电压土5%范围内，改变抽头位置运行时，其额定容量不变。 2.1.3 变压器的外加一次电压，一般情况不得超过相应分接头电压的5%如果电压升高不 超过5%则其额定容量不变。 2.2 变压器的运行温度规定 2.2.1 自然油循环风冷变压器上层油温不得超过95C,正常情况下，为了不使油质劣化太 快，上层油温不宜经常超过85C,上层油温升不许超过55C。 2.2.2 自然油循环风冷变压器在风扇停止运行时，可带额定容量的66.7%，如果上层油温 升超过55C，必须启动风扇。 2.2.3 强油导

2、向风冷却变压器，当环境温度在40 C及以下时，上层油温不宜经常超过75C, 最咼不得超过85 C,温升最咼不得超过 45 Co 2.2.4 干式变压器线圈外表温度：H级绝缘水平的温升不得超过125C,最高允许温度不 超过155 Co 2.3 变压器绝缘电阻规定 2.3.1 主变和高厂变停用不超过三天，厂用低压变压器停用不超过七天，在投运前无影响 绝缘异状时可不测绝缘电阻，但经过检修的变压器或新安装的变压器，在送电前必须测定其 绝缘电阻，并应将时间、天气、油温及绝缘电阻记录在绝缘测定记录簿上。 2.3.2 对发电机与变压器不可分开的接线，如采用封闭母线或发变组间无隔离开关，可于 发电机绝缘一起测

3、量，测量接果不符合规定要求时，可将主变压器与发电机分开后再分别进 行测量，查出原因并恢复正常后，方可投运。 2.3.3 对线圈运行电压在 500V以下者应使500V摇表； 对线圈运行电压在 500V以上者应 使2500V摇表。 2.3.4 测量变压器绝缘电阻的前、后均应将被测设备对地放电，再分别摇测各侧相对地及 线圈间的绝缘阻和吸收比，中性点接地的变压器，测量前应将中性点刀闸拉开。 2.3.5 变压器绝缘电阻的允许值。 2.3.5.1 线圈绝缘电阻允许值不予规定，但应大于1MQ /kV。 2.3.5.2 同一温度下测 R60的绝缘电阻值，此次测得值不得低于前次测得值的70%。 2.3.5.3

4、测量过程中分别读取经过15和60的绝缘电阻值，R60 ” /R15” （吸收比）之比 值不得小于1.3。 2.3.5.4 高压线圈对低压线圈的绝缘电阻值不得低于高压线圈对地的绝缘电阻。 2.3.5.5 如果制造厂未供给数据或前次测量值没有，则R60值不得低于表5的规定。 2.3.5.6 当被试变压器的温度与制造厂试验时的温度（或前次测量时的温度）不同时，应当 将后者所测数据换算到前者温度下的数据，再进行比较，由较高温度向较低温度换算时，对 绝缘电阻应乘以表 6中的系数。 表5油浸式电力变压器绕组绝缘电阻的允许值（MQ ） 高压绕组 电压等级 温度（C） 10 20 30 40 50 60 70

5、 80 6 15.75kV 450 300 200 130 90 60 40 25 220kV 1200 800 540 360 240 160 100 70 表6 油浸式变压器绝缘电阻的温度换算系数 温度差 C） 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 换算 系数 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.2 7.5 9.2 11.2 2.3.5.7 对于干式变压器，应使用2500V摇表测量，其绝缘电阻值不低于300 M Q （温度: 20-30 C,湿度W 90%）。再比较潮湿的环境条件下，干式变压器绝缘电阻最低不得低于每千 伏2 M

6、 Q（ 1分钟25C时的读数），但是，如果变压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则不论 其绝缘电阻如何，在投入运行前，必须进行干燥处理。 2.4 变压器并列运行的规定 2.4.1 变压器并列运行的条件： 241.1 接线组别相同。 2.4.1.2 电压比相同。 2.4.1.3 阻抗电压相等。 241.4 电压比不同和阻抗电压不同的变压器，在任一台都不会过负荷的情况下，可以并 列运行。 2.4.1.5 短路电压不相等的变压器并列运行时，应适当提高短路电压大的二次电压，以使 并列运行变压器的容量能充分利用。 2.4.1.6 变压器在安装后或因检修等原因，可能引起相位紊乱，在并列或合环前，应测量 相序、相

7、位一致。 3变压器分接头 3.1 不代负荷调分接头装置的规定： 3.1.1 主变压器改变分接头的操作，须根据中调命令进行。厂用变压器改变分接头由主管 生产领导决定。 3.1.2 切换分接头工作应在断开各侧开关、刀闸，并做好安全措施后进行。 3.1.3 分接头切换后，应测量接触电阻，并由检修、试验人员向运行人员交待后，方可投 入运行，电压分接头变动情况应作记录。 3.2 有载调压分接头装置的规定 3.2.1 #1高备变有载调压装置的调整规定： 3.2.1.1 有载调压装置允许运行中调整厂用6kV母线电压。调整时须经值长同意，汇报有 关主管领导后方可调整（事故处理除外）。 3.2.1.2 有载调压

8、分接开关的操作调整应在DCS上进行，只有在远方失灵时，才允许到就 地进行调整，就地调整时，一人操作一人监护；调整时应一次调整一挡，防止电压波动幅度 较大。每次调整后应检查分接开关位置指示与就地位置一致。 3.2.1.3 有载调压开关每次只能按一次，不允许连续按着不放松。 3.2.1.4 有载调压变压器严禁在严重过负荷（即超过 1.5倍额定电流）的情况下进行分接 头的切换操作。 3.2.1.5 有载调压装置在调压时失控，应立即按下调压装置的急停按钮，通知检修，若此 时分接头没能调到所需位置，可手动进行调节。 3.2.2 #1高备变有载调压分接头装置，其主要技术数据（表 7 ）。 表7 #1高备变

9、有载调压分接头装置 型式 UCGRN650/400C 额定电压（kV） 230 过渡电阻 11.70hm 最大级电压（kV） 230+8X1.25 调压级数 8级 操作机构电源 AC380V 电动机构型号 BUL 调压开关的电气寿命 50万次操作 短路电流能力 操作机构电气寿命 80万次 323 #1 高备变有载调压分接头使用方法 323.1 #1高备变有载调压远方操作 1）升压操作： a）查#1高备变有载调压控制选择开关在远方（REMOTE位置。 b）点击#1高备变有载调压 DCS画面，弹出“ #1高备变有载调压操作盘”。 c）点击操作盘中“升”按钮，弹出“ #1高备变有载调压操作确认对话框

10、”。 d）点击“确认”按钮，“升执行”短时间红灯亮一次。 e）档位红指针由原先档位升高一档，6kV I / n段A、B分支电压升高。 f）如继续有载升压，则重复升压操作步骤。 2）降压操作： a）查#1高备变有载调压控制选择开关在远方（REMOTE位置。 b）点击#1高备变有载调压 DCS画面，“弹出#1高备变有载调压操作盘”。 c）点击操作盘中“降”按钮，弹出“ #1高备变有载调压操作确认”对话框。 d）点击“确认”按钮，降执行短时间红灯亮一次。 e）档位红指针由原先档位下降一档，6kV I / n段A、B分支电压降低。 f）如继续有载降压，则重复降压操作步骤。 323.2 #1高备变有载调

11、压就地操作 1）升压操作： a）将#1高备变有载调压控制选择开关切至就地（ LOCAL位置。 b）将操作开关切至“ +”位置，操作开关自动返回“ 0”位置。 c）#1高备变就地档位指示，中间指针由原先档位升高一档，询问值班人员6kVI / n 段A B分支电压升高。 d）如继续有载升压，则重复升压操作步骤。 2）降压操作： a）将#1高备变有载调压控制选择开关切至就地（ LOCAL位置。 b）将操作开关切至“-”位置，操作开关自动返回“ 0”位置。 c）#1高备变就地档位指示，中间指针由原先档位下降一档，询问值班人员6kVI / n 段A、B分支电压降低。 d）如继续有载降压，则重复降压操作步

12、骤。 3.2.3.3 #1高备变有载调压装置运行与维护： 1）有载调压分接开关的瓦斯保护应投跳闸位。 2） 在进行干燥处理期间和干燥处理后，有载调压分接开关不能直接工作，必须等到注 油后方能运行以避免磨损。 3）在运行阶段，经常查看油面温度，油位变化，储油柜有无冒油或油位下降现象。 4）有载分接开关，每三个月取一次油样试验，必要时应过滤油室中变压器油或更换 变压器油。记录有载分解开关操作次数，当有载分接开关在某时期动作频繁时，应缩短取 油样试验的周期。 4 变压器风冷装置运行 4.1 主变冷却装置为微机式 PFM6000 型模块式风冷控制屏，是一种以分布式硬件结构取 代传统硬件结构， 以无触点

13、电力电子器件取代传统电磁式继电器的高可靠风冷控制装置。 每 面屏由多个控制模块和一个信号模块构成， 每个控制模快控制一个冷却器， 各控制模块硬件 组成完全相同，可以互换。 4.2 PFM 6000 可以实现以下功能： 4.2.1 主备电源切换电路，当检测到一组电源失电时自动切换到另一组电源。 4.2.2 分布式程控器由单片计算机构成的专用程序控制器回路，它接受变压器送来的温度 触点信号，与设定温度相比较后，送出控制信号给每个模块控制器对应的冷却器。 423 工作状态指示回路，它将 PLC收集到的各种模块和风机、油泵的工作情况以指示灯 的方式显示，便于运行人员了解装置的工作情况。 4.2.4 故

14、障报警回路，每个控制模块以通讯方式送给信号远传单元，以便远传将报警信号 送入监控中心。 4.2.5 风机电机、油泵电机电流监测及保护跳闸电路，由电流变送器和固态继电器组成， 当电机电流超过正常值时，固态继电器关断，同时发出故障信号。 4.3 主变冷却装置的运行方式 4.3.1 主变冷却装置有 4 组冷却器，每组冷却器均由独立的两组电源供电，两组电源一组 工作， 另一组处于备用状态。当一组电源故障时， 能自动切换到另一组，保证冷却器的正常 运行。 4.3.2 变压器冷却器有三种工作状态 “自动”、“手动”、“停止”。常规冷却器全部在 “自动” 位，“自动” :最初 2组冷却器投入运行， 当 2组

15、冷却器运行一段时间后 （出厂设定为 30天）， 冷却器自动轮换工作。当运行冷却器故障时，故障冷却器切除，自动投入一组在线冷却器， 当油面温度或高负荷信号发出后，在自动投入一组冷却器，辅助投入的冷却器，最少运行 30S后再停止。 4.3.3 根据各冷却器的累计工作时间，按照时间由长到短的工作顺序自动排列冷却器的优 先工作顺序，并在每次投入时，自动轮换，最后一组即为备用冷却器。 4.3.4 PFM 6000 冷却装置具有冷却系统自动投入回路，当变压器投入运行后，监控系统 立即发出变压器投入运行指令， 而后自动投入工作组冷却器， 并长期运行， 直到人工手动退 出或变压器退出运行。 4.3.5 某组冷

16、却器停电时，必须断开空气开关，不能只断开固态继电器，因固态断电器断 开后还有感应电压，以防触电。 4.4 主变冷却器的投入 4.4.1 检查电气一，二次回路接线紧固，设备正常，测绝缘电阻合格。 4.4.2 检查四组冷却器模块上的控制开关均在“停止位置”，合上冷却器控制直流电源， 依次合上四组冷却器电源I空气开关1Q, 3Q, 5Q, 7Q再合上电源H空气开关 2Q 4Q, 6Q, 8Q。 4.4.3 依次合上控制箱内背面四组冷却器油泵及风机空气开关1QB 1QF1, 1QF2到4QB 4QF1, 4QF2每组冷却器模块上的控制开关有3个位置，分别是“自动”、“手动”、“停 止”， 可根据主变冷

17、却器的运行方式，将控制开关切到所需位置， 使每组冷却器的油泵，风 机依设定投入运行。 4.5 冷却装置异常处理 4.5.1 每组冷却器任一工作电源故障时，应检查是否自动切换到备用电源，若没有自动切 换，应通知检修查明原因。 4.5.2 当运行中的任一工作、辅助冷却器，因故障停运时，备用冷却器自动投入，然后手 动恢复开关到相应位置，检查处理因故障停下的冷却器。 4.5.3 “风冷全停”故障信号发出的处理 4.5.3.1 应立即采取各种措施恢复冷却器运行， 在风冷全停 30分钟后， 发变组将启动风冷 全停跳闸回路。 冷却器全停信号发出后， 禁止退出冷却器全停保护压板， 并做好切换厂用电， 停机的准

18、备。 4.5.3.2 冷却器全停后，应根据当时的运行情况调整发电机的无功，有功负荷，使主变温 度低于75C，若经过检查处理不能使冷却器投入运行，应将变压器停运，待冷却器恢复正 常及保护投入后，重新将变压器投入运行。 5 变压器的投入与维护 5.1 变压器送电前的准备工作： 5.1.1 变压器投运前，值班人员必须向检修、试验负责人索取安装、大修或小修记录，按 安装或大、小修记录值及规定检修、试验项目 （ 安装书或大小修合同书上均已列出，并标定 合格标准 ） 逐条对照合格，并要求检修、试验负责人做书面交代。 5.1.2 变压器投运前，应将全部工作票收回，拆除一切安全措施，恢复固定遮栏。 5.2 变

19、压器送电前的检查项目： 5.2.1 充油套管的油色应透明，储油柜油位计指示符合环境温度标准。 5.2.2 瓦斯继电器内部无气体，无渗油现象，各部接线良好。 5.2.3 套管应清洁无裂纹及放电痕迹，端子引线接触良好。 5.2.4 压力释放器完好无损。 5.2.5 变压器顶部无杂物及遗留工作，电压分接头三相一致，符合要求。 5.2.6 变压器本体应清洁，各部无渗油、漏油现象。 5.2.7 散热器油门全打开，呼吸器的矽胶颜色正常。 5.2.8 冷却装置各部良好，无漏油，运行正常。 5.2.9 #1 高备变代负荷调整分接头装置各部良好，位置指示器正确。 5.2.10 继电保护均在投入位置。 5.2.1

20、1 变压器故障在线监测装置无报警。 5.2.12 高厂变及 #1 高备变低压侧中性点电阻接地良好。 5.2.13 干式变压器须检查测温装置完好、线圈环氧绝缘层无开裂剥落现象，各防护遮栏 良好，门关闭好。 5.2.14 对于新安装并列运行的变压器投入运行前，必须检查是否符合并列条件，对于新 安装的或工作中有可能变动相位的变压器投入运行前必须定相位。 5.2.15 测量变压器绝缘电阻符合要求。 5.3 变压器的投入 5.3.1 变压器的合闸投入运行，应由有保护装置的电源侧进行。 5.3.2 主变、高厂变及励磁变的投入随发电机升压并列时一起进行，升压前合上主变中性 点刀闸，升压良好后，用主变高压侧开

21、关并列。 5.3.3 #1 高备变、低厂变必须从高压侧充电，低压侧开关合环。 5.3.4 长期备用的变压器应定期充电，并投入冷却装置。 5.3.5 变压器在大修和事故检修及换油后， 对主变、 高厂变、 #1 高备变待高压试验合格后， 且注油后宜静止 12 小时，待消除油中气泡后，方可充电加负荷。在充电和加负荷前，应先 启动全部冷却器，将油循环一定时间，且放出外壳和散热器上部的残留空气。 5.3.6 #1 高备变在运行中应根据调度命令和 6kV 电压需要而随时进行调整。 但应注意在变 压器过载或满载时最好不要进行调整， 如若调整应检查有载调压变压器调压开关瓦斯保护必 须投入中，否则不 允许调整。

22、 5.4 变压器运行操作维护 5.4.1 变压器运行中的巡回检查： 5.4.1.1 变压器正常运行中，电气值班人员应按规定巡视检查，异常情况下应加强检查。 5.4.1.2 检查储油柜和充油套管油色，油位正常，各部无漏油，瓦斯继电器内无气体，接 线牢固。 5.4.1.3 检查变压器上层油温、绕组温度正常。 5.4.1.4 检查变压器声音应正常。 5.4.1.5 检查变压器套管应清洁，无破损裂纹及放电痕迹和其它现象。 5.4.1.6 连接螺丝无松动，引线不应过松过紧，接头的接触应良好不发热，电缆不渗油。 5.4.1.7 呼吸器应畅通，矽胶不应吸潮至饱和状态。 5.4.1.8 变压器主、附设备应不漏

23、油、渗油，外壳应清洁。 5.4.1.9 外壳接地线应良好。 5.4.1.10 检查冷却装置的运行情况应正常，潜油泵及风扇电动机运行必须正常，各部无 发热，振动，声音正常。 5.4.1.11 干式变压器须检查温度控制器完好， 线圈绝缘层无开裂剥落， 各导电部份连接处 无腐蚀、变色过热现象、支持绝缘子无裂纹及放电痕迹，各防护遮栏良好，门已闭锁。 5.4.1.12 中性点接地电阻无异常。 5.4.1.13 对于大修后第一次投入运行的变压器，在投入运行后最初八小时内应每两小时 检查一次，对于过负荷运行的变压器，更应加强监视。 5.4.2 气候发生骤然变化时，检查应注意下列各部： 5.4.2.1 大风时

24、，变压器引线有无剧烈摆动，端子有无松脱现象，上部有无落杂物。 5.4.2.2 大雪时，套管、端子落雪后是否立即熔化，有热气现象。 5.4.2.3 大雾时，套管无闪络放电。 5.4.2.4 剧冷或剧热时，变压器油位及温度变化情况。 5.4.2.5 备用中的变压器必须一切处于正常状态，一经投入即可运行。 5.4.2.6 备用中的变压器检查与工作变压器相同，对处于联动备用的变压器，按定期试验 周期进行备用变压器充电运行两小时。 5.4.3 干式变压器运行中应注意的问题 5.4.3.1 变压器在运行过程中，应经常对其进行监视和检查，若发现有异常现象或有碍于 变压器正常运行的情况发生，应立即停电处理。

25、5.4.3.2 变压器在运行过程中，一定要防止水滴滴落在变压器上。 5.4.3.3 变压器在运行过程中，防止人手及身体摸触线圈树脂层的表面。 5.4.3.4 变压器风冷装置应能正常投入。 5.4.5 瓦斯继电器的运行 5.4.5.1 变压器运行或备用，重瓦斯均投跳闸位置，正常运行的变压器有载调压装置及瓦 斯保护投“跳闸”位置。 5.4.5.2 正常运行的变压器瓦斯保护与差动保护不得同时停用，任一保护停用，必须请示 值长。 5.4.5.3 瓦斯保护有检修工作， 应停用瓦斯保护， 工作结束后， 检查瓦斯继电器内无气体， 方可投入。 5.4.5.4 瓦斯保护回路直流接地时，应投信号位置。 545.5

26、 变压器在运行中进行滤油、加油及换硅胶时，应先将重瓦斯改接信号，此时变压 器的其它保护装置仍应接入跳闸位置。 545.6 当油位计上指示的油位异常升高，或油路系统有异常现象时，为了查明原因，需 要打开各个放气或放油塞子、阀门，检查吸湿器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯改接 信号，然后才能开始工作，以防瓦斯保护误动作跳闸。 545.7 新安装和检修后的变压器，在投入运行时，应将重瓦斯投入跳闸位置。 5.5 变压器的解列停止运行 5.5.1 主变停电前，应先将高厂变所带厂用6kV母线上的负荷倒为备用电源带后，方可进 行停止主变操作，切换时注意防止非同期并列。 5.5.2 主变停运与发电机的解列和降

27、压同步进行，停运前主变中性点刀闸应合路，解列时 先断开高压侧开关，当确认高压侧开关断开后，将发电机电压调到最小，然后先逆变励磁， 后拉开发电机灭磁开关。 5.5.3 其它变压器停电时，应由低压侧解列，高压侧开关切空载变压器。 5.5.4 当检查确认变压器开关三相开位良好后，方可拉开有关的刀闸及停止变压器的冷却 装置。 5.5.5 厂用低压变压器停电时，应将备用电源投入后，再停止工作变。 6 变压器的异常运行与事故处理 6.1 变压器的异常运行 6.1.1 变压器正常过负荷运行方式： 6.1.1.1 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。 6.1.1.2 变压器过负荷运行前，应投入全部工作冷却器

28、，必要时应投入备用冷却器。 6.1.1.3 正常过负荷时油浸自冷和油浸风冷变压器不应超过变压器额定容量的30%,强油 循环风冷变压器不应超过20 %。 6.1.1.4 正常过负荷可以经常使用，其允许值根据变压器的负荷曲线，冷却介质温度以及 过负荷前变压器可带的负荷等来确定。 6.1.1.5 干式变压器的正常过负荷运行应遵照制造厂的规定。油浸自冷和油浸风冷的变压 器，可根据过负荷的上层油温外，参照表8确定允许正常过负荷的倍数和允许持续时间执行。 表8变压器正常过负荷运行 小时数 过负荷前上层油温C）为下表数值时的允许过负荷持续时间 （时:分） 过负荷倍数 、 17 22 28 33 39 44

29、过负荷倍数 1.05 5:50 5:25 4:50 4:00 3:00 1:30 1.10 3:50 3:25 2:25 2:10 1:25 0:10 1.15 2:50 2:25 1:50 0:45 0:35 1.20 2:05 1:40 1:15 0:25 1.25 1:35 1:15 0:50 1.30 1:10 0:50 0:30 注：此表在外温40 C及以下时适用。 6.1.2 变压器事故过负荷运行方式: 变压器事故过负荷的允许值，按照不同的冷却方式、环境温度参照下表规定: 6.121主变事故过负荷的数值及时间的关系（表9）: 表9主变事故过负荷 小时数 过负荷倍数- 环境温度C 0

30、 10 20 30 40 1.1 24:00 24:00 24:00 14:30 5:10 1.2 24:00 21:00 8:00 3:30 1:35 1.3 11:00 5:10 2:45 1:30 0:45 1.4 3:40 2:10 1:20 0:45 0:15 1.5 1:50 1:10 0:40 0:16 0:07 1.6 1:00 0:35 0:16 0:08 0:05 1.7 0:30 0:15 0:09 0:05 + 6.1.2.2 高厂变、#1高备变事故过负荷的数值及时间的关系（表10）: 表10高厂变、#1高备变事故过负荷 、一- 小时数 过负荷倍数 环境温度C 0 10

31、 20 30 40 1.1 24:00 24:00 24:00 19:00 7:00 1.2 24:00 24:00 13:00 5:50 2:45 1.3 23:00 10:00 5:30 3:00 1:30 1.4 8:30 5:10 3:10 1:45 0:55 1.5 4:45 3:10 2:00 1:10 0:35 1.6 3:00 2:05 1:20 0:45 0:18 1.7 2:05 1:25 0:55 0:25 0:09 1.8 1:30 1:00 0:30 0:13 0:06 1.9 1:00 0:35 0:18 0:09 0:05 表10（续） 2.0 0:40 0:22

32、 0:11 0:06 + 6.1.2.3干式厂用变事故过负荷的数值及时间的关系： 干式变压器可参照厂家规定，无厂家规定时，干式变压器的事故过负荷可参照（表 11）的规 定运行。 表11干式变压器的事故过负荷 过负荷倍数 分钟数 环境温度C 20 40 1.1 60分钟以上 60分钟以上 1.5 13 12 2.0 8 4 2.5 5 3 3.0 3 2 3.5 2 0.5 6.124 变压器过负荷运行时应启动备用冷却器，加强冷却，加强监视，密切注意温度不 得超过规定值。 6.125 若过负荷允许时间已到应立即报告值长，联系调度迅速降低变压器负荷至额定负 荷运行。并将过负荷运行的大小和持续时间作

33、好记录，以便归档。 6.1.3 变压器储油柜内油位过高过低的处理： 变压器的油位是随着变压器内部油量的多少、油温的高低、季节性变化、变压器所带 负荷的变化而变化，此外，变压器的渗漏油等都会影响油位的变化。 6.131检查油位计是否正确。如果变压器油位与环境温度.冷却条件及所带负荷等因素与 正常运行有明显不符时，应怀疑是否出现假油位。出现假油位的原因有：油位计联管堵塞， 呼吸器堵塞，隔膜胶囊不畅通等。 6.1.3.2 检查有无明显漏油处，如果某组散热器器漏油，应注意变压器温度变化。 6.1.3.3 当出现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应立即联系加油，油 位因温度升高而超过上限时，

34、应启动备用冷却器，同时联系检修放油，以保持正常油位防 止溢油。 6.1.3.4 如果由于大量漏油引起油位迅速下降，应查明漏油原因，采取消除漏油措施，此 时严禁将瓦斯继电器改投信号位置。 6.1.3.5 如果强迫油循环冷却器漏油时，应将漏油冷却器退出运行，关闭进口门、出口门, 并启动备用冷却器投入运行。 6.1.4 变压器上层油温异常，超过允许值的处理： 6.1.4.1 检查是否因为负荷变化和环境温度变化引起，同时核对相同条件下的温度记录。 6.1.4.2 检验温度表指示是否正确。 6.1.4.3 检查冷却系统有无故障。 1) 冷油器运行情况，检查进、出口油门开度、流速继电器指示正常。 2) 冷

35、油泵电源电压是否正常，是否由于电压降低造成冷油泵转速下降或跳闸。 3) 检查辅助油泵自动投入后运行情况，油门是否已经打开。 4) 检查各散热器的阀门开关位置是否正确，比较每个散热器的温度，若冷热不一样， 说明散热器有堵塞现象。 5) 检查各散热器风扇运行情况，风扇转动方向是否正确，有无不转的现象。 6) 室内变压器应检查通风情况，风道是否有堵塞现象。 7) 经以上检查未发现问题，应认为变压器内部有问题，此时应降低变压器负荷尽快 查找原因。 6.1.4.4 变压器负荷不变，温度不断升高或油温较平时同样条件下，高出10C以上而冷却 装置及温度计均正确，则认为是变压器内部故障，应请示领导及值长，立即

36、将变压器停电 处理。 6.1.5 变压器在运行中的异常情况： 6.1.5.1 噪音较大，声音异常。 6.1.5.2 上层油温超过允许值。 6.1.5.3 严重漏油，油位显著下降。 6.1.5.4 套管裂纹，有放电现象。 6.1.5.5 接头引线过热变色，但未熔化。 6.1.5.6 油变色油质不合格。 6.1.5.7 上部落物危及安全，不停电无法消除。 6.1.5.8 瓦斯继电器内有气体，瓦斯信号动作。 6.1.5.9 变压器冷却装置运行异常。 6.1.5.10 变压器的负荷超过允许的过负荷值。 6.1.6 发现上述情况应立即汇报有关领导，通知有关班组，并采取下列措施： 6.1.6.1 加强监视

37、检查，做好记录和事故预想。 6.1.6.2 如有备用电源，应倒备用电源。 6.1.6.3 冷却装置缺陷，应请示值长，减负荷或转移负荷处理。同时应查明原因，酌情处 理。如强油风冷变压器冷却系统的故障运行中无法处理，则应立即将变压器停运处理。 6.1.6.4 不能长时间坚持运行时，请示停电处理。 6.2 变压器的事故处理 6.2.1 发现下列情况之一，应立即断开变压器各侧电源，停电处理，若有运用中的备用变 压器，应尽可能先将其投入运行。 6.2.1.1 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，确认是变压器内部故 障。 6.2.1.2 释压器向外喷油喷烟。 6.2.1.3 油色变化过甚，

38、油中有游离碳质出现。 6.2.1.4 套管严重破损，接线端子有严重放电现象。 6.2.1.5 变压器外壳或散热器破裂，大量向外流油，油面指示无油。 6.2.1.6 干式变有异臭并有放电现象。 6.2.1.7 变压器范围内发生人身事故。 6.2.1.8 变压器爆炸着火。 6.2.2 轻瓦斯动作信号处理： 6.2.2.1 如果瓦斯继电器动作应取样交化学分析。经气体分析如果不是空气，则采用油气 相色谱分析法判定故障性质。并利用平衡判据法确定变压器的产气率。 6.2.2.2 检查是否由于滤油、加油或冷却装置系统不严密，导致空气进入。 6.2.2.3 检查是否漏油、渗油和油温下降，引起油面过低所致。 6.2.2.4 检查变压器温度是否正常，是否异常升高，变压器内部是否有放电和其它异音。 6.2.2.5 如果瓦斯继电器内无气体，应由电试检修人员检查二次回路确定误发信号的原 因。 6.2.2.6 检查瓦斯气体注意事项： 1) 注意安全距离，如果外部检查已发现内部有放电声，或声音不正常，气体分析应 在停电以后进行。 2) 气体颜色的鉴别应迅速进行，否则时间过长颜色消失。 3) 气体点燃试验时，不应靠近放气门，一般保持56厘米距离，有油流出时立即关 闭放气门。也可以先将气样从瓦斯继电器内取出来，再做点燃试验。 4) 若瓦斯继电器信号连续动作，值班人员应注意并记