电力变压器运行规程
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c.套管有严重的破损和放电现象；
d.变压器冒烟着火。
6.1.3 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，值班人员应立即将变压器停运。
6.1.4 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，值班人员应立即将变压器停运。
6.1.5 变压器油温升高超过制造厂规定或表1所示的限值时，值班人员应按以下步骤检查处理：
a.检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；
b.核对温度测量装置；
c.检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。
若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；
若不能立即停运修理，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。
在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，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。
变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。
6.1.6 变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。
6.1.7 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。补油时应遵守本规程5.3.2的规定，禁止从变压器下部补油。
6.1.8 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。
6.1.9 铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制在100mA左右，并加强监视。
6.1.10 系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。
6.2 瓦斯保护装置动作的处理
6.2.1 瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、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，可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溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。
6.2.2 瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：
a.是否呼吸不畅或排气未尽；
b.保护及直流等二次回路是否正常；
c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；
d.气体继电器中积集气体量，是否可燃；
e.气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；
f.必要的电气试验结果；
g.变压器其它继电保护装置动作情况。
6.3 变压器跳闸和灭火
6.3.1 变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。
若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。
6.3.2 变压器跳闸后，应立即停油泵。
6.3.3 变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。
7 变压器的安装、检修、试验和验收
7.1 变压器的安装项目和要求，应按GBJ148中第一章和第二章的要求，以及制造厂的特殊要求。
7.2 运行中的变压器是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：
a.电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目；
b.结构特点和制造情况；
c.运行中存在的缺陷及其严重程度；
d.负载状况和绝缘老化情况；
e.历次电气试验和绝缘油分析结果；
f.与变压器有关的故障和事故情况；
g.变压器的重要性。
7.3 变压器有载分接开关是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：
a.有载分接开关运行维修导则推荐的检修周期和项目；
b.制造厂有关的规定；
c.动作次数；
d.运行中存在的缺陷及其严重程度；
e.历次电气试验和绝缘油分析结果；
f.变压器的重要性。
7.4 变压器的试验周期、项目和要求，按电力设备预防性试验规程的规定。
7.5 运行中的变压器是否需要干燥，应在出现下述现象时，经综合分析作出判断。
a.折算至同一温度下的tgδ值超过电力设备预防性试验规程的参考限值；较上次测得值增高30%以上；
b.折算至同一温度下的绝缘电阻值较上次测得值降低30%以上，吸收比和极化指数均低于电力设备预防性试验规程的参考限值；
c.变压器有明显的进水受潮迹象。
7.6 新安装变压器的验收应按GBJ148中2.10条的规定和制造厂的要求。
7.7 变压器检修后的验收按GB/T573和电力设备预防性试验规程的规定。
电力变压器运行规程 结束。
c.套管有严重的破损和放电现象；
d.变压器冒烟着火。
6.1.3 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，值班人员应立即将变压器停运。
6.1.4 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，值班人员应立即将变压器停运。
6.1.5 变压器油温升高超过制造厂规定或表1所示的限值时，值班人员应按以下步骤检查处理：
a.检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；
b.核对温度测量装置；
c.检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。
若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；
若不能立即停运修理，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。
在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，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。
变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。
6.1.6 变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。
6.1.7 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。补油时应遵守本规程5.3.2的规定，禁止从变压器下部补油。
6.1.8 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。
6.1.9 铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制在100mA左右，并加强监视。
6.1.10 系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。
6.2 瓦斯保护装置动作的处理
6.2.1 瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、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，可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溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。
6.2.2 瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：
a.是否呼吸不畅或排气未尽；
b.保护及直流等二次回路是否正常；
c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；
d.气体继电器中积集气体量，是否可燃；
e.气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；
f.必要的电气试验结果；
g.变压器其它继电保护装置动作情况。
6.3 变压器跳闸和灭火
6.3.1 变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。
若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。
6.3.2 变压器跳闸后，应立即停油泵。
6.3.3 变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。
7 变压器的安装、检修、试验和验收
7.1 变压器的安装项目和要求，应按GBJ148中第一章和第二章的要求，以及制造厂的特殊要求。
7.2 运行中的变压器是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：
a.电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目；
b.结构特点和制造情况；
c.运行中存在的缺陷及其严重程度；
d.负载状况和绝缘老化情况；
e.历次电气试验和绝缘油分析结果；
f.与变压器有关的故障和事故情况；
g.变压器的重要性。
7.3 变压器有载分接开关是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：
a.有载分接开关运行维修导则推荐的检修周期和项目；
b.制造厂有关的规定；
c.动作次数；
d.运行中存在的缺陷及其严重程度；
e.历次电气试验和绝缘油分析结果；
f.变压器的重要性。
7.4 变压器的试验周期、项目和要求，按电力设备预防性试验规程的规定。
7.5 运行中的变压器是否需要干燥，应在出现下述现象时，经综合分析作出判断。
a.折算至同一温度下的tgδ值超过电力设备预防性试验规程的参考限值；较上次测得值增高30%以上；
b.折算至同一温度下的绝缘电阻值较上次测得值降低30%以上，吸收比和极化指数均低于电力设备预防性试验规程的参考限值；
c.变压器有明显的进水受潮迹象。
7.6 新安装变压器的验收应按GBJ148中2.10条的规定和制造厂的要求。
7.7 变压器检修后的验收按GB/T573和电力设备预防性试验规程的规定。
附 录
自耦变压器的等值容量
(补 充 件)
本附录适用于额定容量200MVA及以下的三相自耦变压器的等值容量变换，其等值容量 不超过100MVA。等值容量在0～100MVA之间时，其相应的短路阻抗 从25%线性降至15%。
组成三相变压器组的单相变压器，其额定容量及等值容量的适用限值分别不超过66.6MVA/柱和33.3MVA/柱。
三相自耦变压器等值变换：
自耦变压器每柱额定容量变换：
式中 ——高压侧电压(主分接)；
——低压侧电压；
——自耦变压器额定容量，MVA；
——等值容量，MVA；
——相应于 的短路阻抗，%；
——相应于 的短路阻抗，%；
——心柱数。
_______________
附加说明：
本标准由电力工业部安全监察及生产协调司、国调中心提出
本标准由电力工业部变压器标准化技术委员会归口
本标准由电力科学研究院、北京供电局负责起草。武汉高压研究所、东北电业管理局、吉林省电力局、湖南省电力局、宝鸡供电局、无锡供电局、成都供电局、葛洲坝电厂、石景山发电总厂参加
本标准主要起草人：曹承宗、凌愍、(以下按姓氏笔划为序)丁镇华、王世阁、尤爱珍、王厚义、李俊瀛、李满元、肖定娱、张振文、宫淑君、凌子恕、傅锡年
电力变压器运行规程 结束。
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