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1、油浸式变压器（电抗器）运维技术标准1运行规定一般规定1.1.1 变压器不宜超过铭牌规定的额定电流运行。1.1.2 变压器高压侧与系统断开时，由中压侧向低压侧（或者相反方向）送电，变压器高压侧的 中性点应保持可靠接地。1.1.3 变压器承受短路冲击后，应记录短路电流峰值、短路电流持续时间。1.1.4 变压器在正常运行时，本体及有载调压开关重瓦斯保护应投跳闸。1.1.5 变压器以下保护装置应投信号：a）本体轻瓦斯；b）真空型有载调压开关轻瓦斯（油中熄弧型有载调压开关不宜投入轻瓦斯）；c）突变压力继电器；d）压力释放阀；e）油流继电器（流量指示器）；f）顶层油面温度计。1.1.6 变压器本体应设置油
2、面过高和过低信号，有载调压开关宜设置油面过高和过低信号。1.1.7 变压器在运行中滤油、补油、更换潜油泵、更换吸湿器的吸湿剂时，应将其重瓦斯改投信 号，此时其他保护装置仍应接跳闸。1.1.8 当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要翻开放气或者放汕阀门时，应先将 重瓦斯改投信号。1.1.9 当气体继电器内有气体聚集时，应取气体进行试验。1. 1.10运行中的压力释放阀动作后，应将释放阀的机械、电气信号手动复位。1.11.11 现场温度计指示的温度、控制室温度显示装置、监控系统的温度三者基本保持一致，误 差一般不超过5。1.11.12 自然风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间
3、，应按制造厂的规定。油浸 风冷变压器当冷却系统局部故障停风扇后，顶层油温不超过65时，允许带额定负载运行。1.11.13 自然风冷变压器的风机应满足分组投切的功能，运行中风机的投切应采用自动控制。1.11.14 运行中应检查吸湿器呼吸畅通，吸湿器硅胶潮解变色局部不应超过总量的2/3o排油充氮消防装置，根据各单位实际情况，设置为手动或自动启动方式。1.11.15 变压器安装的在线监测装置应保持良好运行状态，定期检查装置电源、力口热、驱潮、排 风等装置。1.11.16 有载调压变压器并列运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行。1.11.17 在以下情况下，有载调压开关禁止调压操作：a）真空型有载开
4、关轻瓦斯保护动作发信时；b）有载开关油箱内绝缘油劣化不符合标准；c）有载开关储油柜的油位异常；d）变压器过负荷运行时，不宜进行调压操作；过负荷1.2倍时，禁止调压操作。1.11.18 有载分接开关滤油装置的工作方式：a）正常运行时一般采用联动滤汕方式；b）动作次数较少或不动作的有载分接开关，可设置为定时滤油方式；c）手动一般在调试时使用。1 . 2运行温度要求2）黄色、可燃的是木质故障产生的气体。3）淡灰色、可燃并有臭味的是纸质故障产生的气体。4）灰黑色、易燃的是铁质故障使绝缘油分解产生的气体。f）变压器发生轻瓦斯频繁动作发信时，应注意检查冷却装置油管路渗漏。g）如果轻瓦斯动作发信后经分析已判
5、为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩短，那么说 明故障正在开展，这时应向运行值班人员申请停运处理。4. 8声响异常4. 8. 1现象变压器声音与正常运行时比照有明显增大且伴有各种噪音。4. 8. 2处理原那么a）伴有电火花、爆裂声时，立即向运行值班人员申请停运处理。b）伴有放电的“啪啪”声时，把耳朵贴近变压器油箱，检查变压器内部是否存在局部放电，汇报运行值班人员并联系专业人员进一步检查。c）声响比平常增大而均匀时，检查是否为过电压、过负荷、铁磁共振、谐波或直流偏磁作用引 起，汇报运行值班人员并联系专业人员进一步检查。d）伴有放电的“吱吱”声时，检查器身或套管外外表是否有局部放电或电晕，可
6、用紫外成像仪 协助判断，必要时联系专业人员处理。e）伴有水的沸腾声时，检查轻瓦斯保护是否报警、充氮灭火装置是否漏气，必要时联系专业人 员处理。f）伴有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，检查冷却器、风扇等附件是否存在不平衡引起的振 动，必要时联系专业人员处理。4. 9油温异常升高4.9. 1现象a）监控系统发出变压器油温高告警信息。b）保护装置发出变压器油温高告警信息。c）变压器油温与正常运行时比照有明显升高。4. 9. 2处理原那么a）检查温度计指示，判明温度是否确实升高。b）检查冷却器、变压器室通风装置是否正常。c）检查变压器的负荷情况和环境温度，并与以往相同情况做比拟。d）温度计或测温回路故
7、障、散热阀门没有翻开，应联系专业人员处理。e）假设温度升高是由于冷却器工作不正常造成，应立即排除故障。f）检查是否由于过负荷引起，按变压器过负荷规定处理。4.10油位异常4. 10. 1现象a）监控系统发变压器油位异常告警信息。b）保护装置发出变压器油位异常告警信息。c）变压器油位与油温不对应、有明显升高或降低。4. 10.2处理原那么a）检查变压器是否存在严重渗漏缺陷。b）利用红外测温装置检测储油柜油位。c）检查吸湿器呼吸是否畅通，注意做好防止重瓦斯保护误动措施。d）假设变压器渗漏油造成油位下降，应立即采取措施制止漏油。假设不能制止漏油，且油位计指示低于下限时，应立即向运行值班人员申请停运处
8、理。e）假设变压器无渗漏油现象，油温和油位偏差超过标准曲线，或油位超过极限位置上下限，联系 专业人员处理。f）假设假油位导致油位异常，应联系专业人员处理。4.11套管渗漏、油位异常和末屏放电4. 11. 1现象a）套管外表渗漏有油渍。b）套管油位异常下降或者升高。c）末屏接地处有放电声音、电火花。处理原那么a）套管严重渗漏或者瓷套破裂，需要更换时，向运行值班人员申请停运处理。b）套管油位异常时，应利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏需要吊套管处理时，向 运行值班人员申请停运处理。c）套管末屏有放电声，需要对该套管做试验或者检查处理时，立即向运行值班人员申请停运处 理。d）现场无法判断时，
9、联系专业人员处理。4.12油色谱在线监测装置告警4. 12. 1现象变压器本体油色谱在线监测装置发出告警信号。4. 12.2处理原那么a）检查监控系统或输变电在线监测系统数据是否正常，是否有告警信息。b）对装置电源、气压、加热、驱潮、排风等装置进行检查，如确定为在线监测装置故障，应将 在线监测装置退出运行，联系专业人员处理。c）在确认在线监测装置运行正常时，将油色谱在线监测周期改为最短（2小时及以下），继续 监视。d）如特征气体增长速率较快，应立即联系专业人员取油样进行离线油色谱分析。e）如特征气体增长速率较慢或趋于稳定，应继续监视运行，并汇报上级管理部门，进行综合分 析。f）根据综合分析结果
10、进行缺陷定性及处理。除了变压器制造厂家另有规定外，油浸自冷和油浸风冷式变压器顶层油温一般不应超过表1:油 浸式变压器顶层油温在额定电压下的一般限值。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。表1油浸式变压器顶层油温在额定电压下的一般限值冷却方式冷却介质最高温度 ()最高顶层油温 ()不宜经常超过温度 ()告警温度设定 ()自然循环自冷(ONAN) 自然循环风冷(ONAF)409585851.3负载状态的分类及运行规定1.3.1 变压器存在较为严重的缺陷(例如：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)或者绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。1.3.2 正常周期性负载
11、1.3. 2.1在周期性负载中，某环境温度较高或者超过额定电流运行的时间段，可以通过其它环境 温度较低或者低于额定电流的时间段予以补偿。1.3. 2. 2正常周期性负载状态下的负载电流、温度限值及最长时间见表2o长期急救周期性负载1.3.3 . 1变压器长时间在环境温度较高，或者超过额定电流条件下运行。这种运行方式将不同程 度缩短变压器的寿命，应尽量减少这种运行方式出现的机会；必须采用时，应尽量缩短超过额定 电流运行时间，降低超过额定电流的倍数，投入备用冷却器。1.3. 3. 2长期急救周期性负载状态下的负载电流、温度限值及最长时间见表2o1.3. 3. 3在长期急救周期性负载运行期间，应有负
12、载电流记录，并计算该运行期间的平均相对老 化率。1.1.4 短期急救负载. 1变压器短时间大幅度超过额定电流条件下运行。这种负载可能导致绕组热点温度到达危 险的程度，使绝缘强度暂时下降，应投入全部冷却器，并尽量压缩负载，减少时间。1.3 . 4. 2短期急救负载状态下的负载电流、温度限值及最长时间见表2o. 4.3在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录，并计算该运行期间的相对老化率。表2 变压器负载电流和温度最大限值中型变压器：三相最大额定容量不超过100MVA ,单相最大额定容量不超过33.3MVA的电力变压器;负载类型中型电力 变压器大型电力 变压器过负荷最长时间正常周期性负载电流
13、(标幺值)1.51.32h顶层油温(C)105105长期急救周期性负载电流(标幺值)1.51.3lh顶层油温CC)115115短期急救负载电流(标幺值)1.81.50.5h顶层油温(C)115115大型变压器：三相最大额定容量100MVA及以上，单相最大额定容量在33.3MVA及以上的电力变运行电压要求1.3.1 变压器的运行电压不应高于该运行分接电压的105%,并且不得超过系统最高运行电压。1.3.2 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% 的额定电压下运行并列运行的基本条件1.3.3 联结组标号相同。1.3.4 电压比相同，差值不得超过0.5%。
14、1.3.5 阻抗电压值偏差小于10%oa）电压比不等或者阻抗电压不等的变压器，任何一台变压器除满足GB/T 1094.7和制造厂规定 外，其每台变压器并列运行绕组的环流应满足制造厂的要求。b）阻抗电压不同的变压器，可以适当提高短路阻抗百分较高的变压器的二次电压，使并列运行 变压器的容量均能充分利用。1.4 紧急停运规定运行中发现变压器有以下情况之一，应立即汇报运行值班人员将变压器停运：1.6. 1变压器声响明显增大，内部有爆裂声。1.6.2 严重漏油或者喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。1.6.3 套管有严重的破损和放电现象。1.6.4 变压器冒烟着火。1.6.5 变压器正常负载和冷却条
15、件下，变压器顶层油温异常并不断上升，必要时应申请将变压器 停运。1.6.6 变压器轻瓦斯保护动作，信号频繁发出且间隔时间缩短，需要停运检测试验。1.6.7 变压器引出线的接头过热，远红外测温显示温度到达严重发热程度，需要停运处理。2巡视及操作巡视2.1.1 例行巡视本体及套管a）运行监控信号、灯光指示、运行数据等均应正常。b）各部位无渗油、漏油。c）套管油位正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。d）套管末屏接地良好。e）变压器声响均匀、正常。f）引线接头、电缆应无发热迹象。g）外壳及箱沿应无异常发热。h） 35kV及以下侧接头及引线包封良好。2.1.1.2 分接开关a
16、）分接档位指示与监控系统一致。b）机构箱电源指示正常，密封良好，加热、驱潮等装置运行正常。c）在线滤油装置工作方式设置正确，电源、压力表指示正常。d）在线滤油装置无渗漏油。2.1.1.3 冷却系统a）各冷却器（散热器）的风扇、油流继电器工作正常。b）冷却系统及连接管道无渗漏油。2.1.1.4 非电量保护装置a）温度计外观完好、指示正常，同一变压器本体温度计、变压器综合测控装置、运行监控界面 温度指示应相近；同一变压器不同上层油温温度计指示应相近。b）压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损。c）气体继电器内应无气体。2.1.1.5 储油柜a）本体及有载开关储油柜的油位应与制造厂提供的油温、油位曲
17、线相对应。b）本体及有载开关吸湿器呼吸正常，外观完好，吸附剂符合要求，油封油位正常。2.1.1.6 1. 1.6 其他a）各控制箱、端子箱和机构箱应密封良好，加热、驱潮等装置运行正常。b）变压器室通风设备应完好，温度正常。门窗、照明完好，房屋无漏水。c）电缆穿管端部封堵严密。d）各种标志应齐全明显。e）原存在的设备缺陷是否有开展。2.1.1.7 巡视全面巡视在例行巡视的基础上增加以下工程：a）消防设施应齐全完好。b）储油池和排油设施应保持良好状态。c）各部位的接地应完好，按照周期测量铁心和夹件的接地电流。d）冷却系统切换试验各信号正确。e）在线监测装置应保持良好状态。2.1.1.8 巡视a）引
18、线、接头、套管末屏无放电、发红迹象。b）套管无闪络、放电。2.1.1.9 巡视新投入或者经过大修的变压器巡视a）声音应正常，如果发现响声特大，不均匀或者有放电声，应认为内部有故障。b）油位变化应正常，应随温度的增加合理上升，如果发现假油面应及时查明原因。c）每一组冷却器温度应无差异。d）油温变化应正常，变压器（电抗器）带负载后，油温应缓慢上升，上升幅度合理。2.1.4.1 异常天气时的巡视a）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，各侧连接引线是否受力，是否 存在断股或者接头部位、部件发热现象。各密封部位、部件有否渗漏油现象。b）雷雨、冰雹天气过后，检查导引线摆动幅度及有无断股迹
19、象，设备上有无飘落积存杂物，瓷 套管有无放电痕迹及破裂现象。c）浓雾、毛毛雨天气时，瓷套管有无沿外表闪络和放电，各接头部位、部件在小雨中不应有水 蒸气上升现象。d）下雪天气时，应根据接头部位积雪溶化迹象检查是否发热。检查导引线积雪累积厚度情况， 为了防止套管因积雪过多受力引发套管破裂和渗漏油等，应及时清除导引线上的积雪和形成的冰 柱。e）高温天气时，应特别检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。必要时，可以启动备用 冷却器。2.1.4.2 过载时的巡视a）定时检查并记录负载电流，检查油温和油位的变化。b）检查变压器声音是否正常，接头是否发热，冷却装置投入数量是否足够。C）防爆膜、压力释放阀是
20、否动作。2. 1.4. 4故障跳闸后的巡视a）检查现场一次设备（特别是保护范围内设备）有无着火、爆炸、喷油、放电痕迹、导线断线、 短路、小动物爬入等情况。b）检查保护及自动装置（包括气体继电器和压力释放阀）的动作情况。c）检查各侧断路器运行状态（位置、压力、油位）。3. 2操作新安装、大修后的变压器投入运行前，应在额定电压下做空载全电压冲击合闸试验。加压 前应将变压器全部保护投入。新变压器冲击五次，大修后的变压器冲击三次。第一次送电后运行 时间lOmin,停电lOmin后再继续第二次冲击合闸。3.1.1 变压器停电操作时：按照先停负荷侧、后停电源侧的操作顺序进行；变压器送电时操作顺 序相反。对
21、于三绕组降压变压器停电操作时，按照低压侧、中压侧、高压侧的操作顺序进行；变 压器送电时操作顺序相反。有特殊规定者除外。3.1.2 中性点操作要求2. 2. 3. 1 llOkV及以上中性点有效接地系统中投运或停运变压器的操作，中性点应先接地。投 入后可按系统需要决定中性点接地是否断开。llOkV及以上中性点接小电抗的系统，投运时可 以带小电抗投入。2. 2. 3. 2并列运行的主变压器需要倒换中性点接地刀闸时，应先合上需要合闸的中性点接地刀 闸，然后拉开待停用中性点接地刀闸，并相应调整主变中性点保护。2.2. 3.3主变中性点接地刀闸合上后，应停用主变间隙保护；主变中性点接地刀闸拉开前，投入
22、主变间隙保护。2.2.4 变压器中性点接地方式为经小电抗接地时，允许变压器在中性点经小电抗接地的情况下, 进行变压器停、送电操作。在送电操作前应特别检查变压器中性点经小电抗可靠接地。2.2.5 变压器操作对保护、无功自动投切、各侧母线、站用电等的要求2. 2. 5.1主变停电前，应将对应的无功自动投切装置退出；主变送电后，再将无功自动投切装置 投入。2. 2. 5. 2主变停电前，应先行调整好站用电运行方式。2. 2. 5. 3充电前应仔细检查充电侧母线电压，保证充电后各侧电压不超过规定值。检查主变保护 及相关保护压板投退位置正确，无异常动作信号。变压器充电后，检查各遥测、遥信指示是否正常，所
23、有开关位置指示及信号应正常。3维护吸湿器维护3.1.1 吸湿剂受潮变色超过2/3、油封内的油位超过上下限、吸湿器玻璃罩及油封破损时应及时 维护。3.1.2 更换吸湿器及吸湿剂期间，应将相应重瓦斯保护改投信号，对于有载分接开关还应将 AVC调档功能退出。3.1.3 吸湿器内的吸湿剂宜采用同一种变色硅胶，其颗粒直径47mm,且留有1/51/6空间。3.1.4 油封内的油应补充至合适位置，补充的汕应合格。3.1.5 维护后应检查呼吸正常、密封完好。3. 2冷却系统维护更换指示灯、空开、热耦和接触器时，应检查设备电源是否已断开，用万用表测量接线柱 （对地）是否已确无电压。3.1.1 撤除二次线要用绝缘
24、胶布粘好，防止误搭临近带电设备。3.1.2 更换完毕后应检查接线正确、紧固。3. 3变压器事故油池维护油池内有杂物、积水，应及时清理和抽排。3. 4瓦斯继电器集气盒放气.1应记录放气时间、集气盒气体体积。3.4 . 2放气后应及时关闭排气阀，确保关闭紧密，无渗漏油。3.4.3 如需取气进行气体检测时，应装设专用接头及进出口测量管路，接头及管路应连接可靠无 漏气。3.4.4 严禁在取、放气口处以及变压器周围、场站内进行气体点火检测。3.5变压器铁心、夹件接地电流测试1 220kV每6个月不少于一次；35kV和llOkV每年不少于一次；新安装及大修变压器 投运后1周内。1.1.1 严禁将变压器铁心
25、、夹件的接地点翻开测试。1.1.2 应在铁心、夹件引下线合适高度测量，测量位置相对固定。1.1.3 变压器接地电流大于100mA时应予注意。3. 6红外检测220kV变压器每三个月不少于一次，35kV和HOkV变压器每六个月不少于一次，迎峰 度夏前和迎峰度夏中各开展1次精确测温。新安装及大修变压器投运后1周内不少于一次。迎 峰度夏（冬）、大负荷、检修结束送电、保供电期间及必要时增加检测频次。3.1.1 检测范围为变压器本体及附件。3.1.2 重点检测套管油位、储油柜油位、引线接头、套管及其末屏、电缆终端、二次回路。3.1.3 配置智能机器人巡检系统的场站，可由智能机器人完成红外普测和精确测温，
26、由专业人员 进行复核。3. 7在线监测装置载气更换气瓶上高压指示下降到IMpa时，应更换气瓶。3.1.1 更换时装置应停止工作。3.1.2 更换完毕后采用泡沫法或专用气体检漏仪，检测气路系统是否漏气。4典型故障和异常处理器本体主保护动作4. 1. 1现象a）监控系统发出重瓦斯保护动作、差动保护动作、差动速断保护动作信息，主画面显示主变各 侧断路器跳闸，各侧电流、功率显示为零。b）保护装置发出重瓦斯保护动作、差动保护动作、差动速断保护动作信息。4. 1.2处理原那么a）现场检查保护范围内一次设备，重点检查变压器有无喷油、漏油等，检查气体继电器内部有 无气体积聚，检查油色谱在线监测装置数据，检查变
27、压器本体油温、油位变化情况。b）认真检查核对变压器保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一二次回路、直流电 源系统和站用电系统运行情况。c）站用电系统全部失电应尽快恢复正常供电。d）按照运行规程的相关规定，调整变压器中性点运行方式，保证运行系统仍有可靠接地点。 e）检查运行变压器是否过负荷，根据负荷情况投入冷却器。假设变压器过负荷运行，应汇报运行 值班人员转移负荷。f）检查备自投装置动作情况。如果备自投装置正确动作，那么退出母联断路器备用电源自投装置。 如果备自投装置没有正确动作，检查备自投装置作用断路器具备条件时，退出备用电源自投装置 后，立即合上备自投装置动作后所作用的断路器，恢复失
28、电母线所带负载。g）检查故障发生时现场是否存在检修作业，是否存在引起保护动作的可能因素。h）综合变压器各部位检查结果和继电保护装置动作信息，分析确认故障设备，快速隔 离故障设备。i）记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。j）确认故障设备后，应提前布置检修试验工作的安全措施。k）确认保护范围内无故障后，应查明保护是否误动及误动原因。4. 2变压器有载调压重瓦斯动作现象a）监控系统发出有载调压重瓦斯保护动作信息，主画面显示主变各侧断路器跳闸，各侧电流、 功率显小为零。b）保护装置发出变压器有载调压重瓦斯保护动作信息。4. 2. 2处理原那么a）现场检查调压开关有无喷油、漏油等，检查气体继电
29、器内部有无气体积聚、干簧管是否破碎。 b）认真检查核对有载调压重瓦斯保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一二次回路、 直流电源系统和站用电系统运行情况。c）站用电系统全部失电应尽快恢复正常供电。d）按照运行规程的规定，调整变压器中性点运行方式，保证运行系统仍有可靠接地点。e）检查运行变压器是否过负荷，根据负荷情况投入冷却器。假设变压器过负荷运行，应汇报运行值班人员转移负荷。f）检查备自投装置动作情况。如果备自投装置正确动作，那么退出母联断路器备用电源自投装置。 如果备自投装置没有正确动作，检查备自投装置作用断路器具备条件时，退出备用电源自投装置 后，立即合上备自投装置动作后所作用的断路
30、器，恢复失电母线所带负载。g）检查故障发生时滤油装置是否启动、现场是否存在检修作业，是否存在引起重瓦斯保护动作 的可能因素。h）综合变压器各部位检查结果和继电保护装置动作信息，分析确认由于调压开关内部故障造成 调压重瓦斯保护动作，快速隔离故障变压器。i）检查有载调压重瓦斯保护动作前，调压开关分接开关是否进行调整，统计调压开关近期动作 次数及总次数。j）记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。k）确认调压开关内部故障造成瓦斯保护动作后，应提前布置故障变压器检修试验工作的安全措 施。1）确认变压器内部无故障后，应查明有载调压重瓦斯保护是否误动及误动原因。5. 3变压器后备保护动作3. 1现象
31、a）监控系统发出复合电压闭锁过流保护、零序保护、间隙保护等信息，主画面显示主变相应断 路器跳闸，电流、功率显示为零。b）保护装置发出变压器后备保护动作信息。6. 3. 2处理原那么a）检查变压器后备保护动作范围内是否存在造成保护动作的故障，检查故障录波器有无短路引 起的故障电流，检查是否存在越级跳闸现象。b）认真检查核对后备保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一二次回路、直流电源 系统和站用电系统运行情况。C）站用电系统全部失电应尽快恢复正常供电。d）按照运行规程的规定，调整变压器中性点运行方式，保证运行系统仍有可靠接地点。e）检查运行变压器是否过负荷，根据负荷情况投入冷却器。假设变压
32、器过负荷运行，应汇报运行 值班人员转移负荷。f）检查失电母线及各线路断路器，根据调度命令转移负荷。g）检查故障发生时现场是否存在检修作业，是否存在引起后备保护动作的可能因素。h）如果发现后备保护范围内有明显故障点，在隔离故障点后，汇报运行值班人员，照运行值班 人员指令处理。i）确认出线断路器越级跳闸，在隔离故障点后，汇报运行值班人员，按照运行值班人员指令处 理。1）检查站内无明显异常，应联系专业人员，查明后备保护是否误动及误动原因。m）记录后备保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。n）提前布置检修试验工作的安全措施。7. 4变压器着火4.1现象a）监控系统发出重瓦斯保护动作、差动保护动作、
33、排油充氮装置报警、消防总告警等信息，主 画面显示主变各侧断路器跳闸，各侧电流、功率显示为零。b）保护装置发出变压器重瓦斯保护、差动保护动作信息。c）变压器冒烟着火、排油充氮装置启动、自动喷淋系统启动。4. 4. 2处理原那么a）现场检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等。b）检查变压器各侧断路器是否断开，保护是否正确动作。c）变压器保护未动作或者断路器未断开时，应立即拉开变压器各侧断路器及隔离开关和冷却器 交流电源，迅速采取灭火措施，防止火灾蔓延。d）如油溢在变压器顶盖上着火时，那么应翻开下部阀门放油至适当油位；如变压器内部故障引起 着火时，那么不能放油，以防变压器发生严重爆炸。e）灭火后检查
34、直流电源系统和站用电系统运行情况。f）按照运行规程的规定，调整变压器中性点运行方式，保证运行系统仍有可靠接地点。g）检查运行变压器是否过负荷，根据负荷情况投入冷却器。假设变压器过负荷运行，应汇报运行 值班人员转移负荷。h）检查失电母线及各线路断路器，汇报运行值班人员，按照运行值班人员指令处理。i）检查故障发生时现场是否存在引起主变着火的检修作业。j）记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。k）变压器着火时应立即汇报上级管理部门，必要时通知消防部门协助处理。5. 5变压器套管炸裂现象a）监控系统发出差动保护、重瓦斯保护动作信息，主画面显示主变各侧断路器跳闸，各侧电流、 功率显示为零。b）保
35、护装置发出变压器差动保护动作信息。c）变压器套管炸裂、严重漏油（无油位）。4. 5. 2处理原那么a）检查变压器套管炸裂情况。b）确认变压器各侧断路器跳闸后，应立即停运强油风冷变压器的潜油泵。c）认真检查核对变压器差动保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一二次回路、直 流电源系统和站用电系统运行情况。d）站用电系统全部失电应尽快恢复正常供电。e）按照运行规程的规定，调整变压器中性点运行方式，保证运行系统仍有可靠接地点。f）检查备自投装置动作情况。如果备自投装置正确动作，那么退出母联断路器备用电源自投装置。 如果备自投装置没有正确动作，检查备自投装置作用断路器具备条件时，退出备用电源自投
36、装置 后，立即合上备自投装置动作后所作用的断路器，恢复失电母线所带负载。g）快速隔离故障变压器。h）记录变压器保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。i）提前布置故障变压器检修试验工作的安全措施。4.6压力释放阀动作4. 6. 1现象a）监控系统发出压力释放阀动作告警信息。b）保护装置发出压力释放阀动作告警信息。4. 6. 2处理原那么a）现场检查变压器本体及附件，重点检查压力释放阀有无喷油、漏油，检查气体继电器内部有 无气体积聚，检查油色谱在线监测装置数据，检查变压器本体油温、油位变化情况。b）认真检查核对变压器保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一二次回路、直流电 源系统运行情况
37、。c）记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。d）压力释放阀冒油，且变压器主保护动作跳闸时，在未查明原因、消除故障前，不得将变压器 投入运行。e）压力释放阀冒油而重瓦斯保护、差动保护未动作时，应检查变压器油温、油位、运行声音是 否正常，检查变压器本体与储油柜连接阀门是否开启、呼吸器是否畅通。并立即联系专业人员进 行色谱分析。如果色谱正常，应查明压力释放阀是否误动及误动原因。f）现场检查未发现渗油、冒油，应联系专业人员检查二次回路。4. 7变压器轻瓦斯动作4. 7.1现象a）监控系统发出变压器轻瓦斯保护告警信息。b）保护装置发出变压器轻瓦斯保护告警信息。c）变压器气体继电器内部有气体积聚。
38、4. 7. 2处理原那么a）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，是否因聚集空气、油位降低、 二次回路故障或是变压器内部故障造成。如气体继电器内有气体，那么联系专业人员进行处理。b）新投运变压器运行一段时间后缓慢产生的气体，如产生的气体不是特别多，一般可将气体放 空即可，有条件时可做一次气体分析。c）假设检修部门检测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，那么变压 器可继续运行，并及时消除进气缺陷。d）假设检修部门检测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内部故 障，应申请将变压器停运。e）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，那么可按下面方法鉴别: 1）无色、不可燃的是空气。