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1、第 1 分册油浸式变压器（电抗器）运维细则目 录前 言II1 运行规定11.1 一般规定11.2 运行温度要求21.3 负载状态的分类及运行规定21.4 运行电压要求31.5 并列运行的基本条件31.6 紧急申请停运规定32 巡视及操作42.1 巡视42.2 操作63 维护73.1 吸湿器维护73.2 冷却系统维护73.3 变压器事故油池维护73.4 瓦斯继电器放气73.5 变压器铁心、夹件接地电流测试73.6 红外检测73.7 在线监测装置载气更换84 典型故障和异常处理84.1 变压器本体主保护动作84.2 变压器有载调压重瓦斯动作84.3 变压器后备保护动作94.4 变压器着火104.5
2、 变压器套管炸裂104.6 压力释放阀动作114.7 变压器轻瓦斯动作114.8 声响异常的124.9 强油风冷变压器冷却器全停124.10 油温异常升高134.11 油位异常134.12 套管渗漏、油位异常和末屏放电144.13 油色谱在线监测装置告警14I油浸式变压器（电抗器）运维细则1 运行规定1.1 一般规定1.1.1 变压器不应超过铭牌规定的额定电流运行。1.1.2 在 110kV 及以上中性点有效接地系统中，变压器高压侧或中压侧与系统断开时，在高-低或中-低侧传输功率时，应合上该侧中性点接地刀闸可靠接地。1.1.3 变压器承受近区短路冲击后，应记录短路电流峰值、短路电流持续时间。1
3、.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 变压器下列保护装置应投信号：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) 突发压力继电器；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；g) 绕组温度计；1.1.6 油浸（自然循环）风冷变压器风冷装置。有人值班变电站，强油循环风冷变压器的 冷却装置全停，宜投信号；无人值班变电站，条件具备时宜投跳闸。1.1.7 变压器本体应设置油面过高和过低信号，有载调压开关宜设置油面过高和过低信号。1.1.8 运行中变压器进行以下工作时，应将重瓦斯保护改投
4、信号，工作完毕后注意限期恢 复：a) 变压器补油，换潜油泵，油路检修及气体继电器探针检测等工作。b) 冷却器油回路、通向储油柜的各阀门由关闭位置旋转至开启位置。c) 油位计油面异常升高或呼吸系统有异常需要打开放油或放气阀门。d) 变压器运行中，将气体继电器集气室的气体排出时。e) 需更换硅胶、吸湿器，而无法判定变压器是否正常呼吸时。1.1.9 当气体继电器内有气体聚集时，应先判断设备无突发故障风险，不会危及人身安全 后，方可开展取气，并及时联系试验。1.1.10 运行中的压力释放阀动作后，停运设备后将释放阀的机械、电气信号手动复位。1.1.11 现场温度计指示的温度、控制室温度显示装置、监控系
5、统的温度基本保持一致，误 差一般不超过 5。1.1.12 强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在 30 秒以上，以防止气体继电器误动。1.1.13 强油循环冷却器应对称开启运行，以满足油的均匀循环和冷却。工作或者辅助冷却 器故障退出后，应自动投入备用冷却器。1.1.14 强油循环风冷变压器，在运行中，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，变压器在 额定负载下可运行 20min。20min 以后，当油面温度尚未达到 75时，允许上升到 75， 但冷却器全停的最长运行时间不得超过 1h。对于同时具有多种冷却方式（如ONAN、ONAF 或OFAF），变压器应按制造厂规定执行。冷却装置部分故障
6、时，变压器的允许负载和运行时间14应参考制造厂规定。1.1.15 油浸（自然循环）风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制 造厂的规定。油浸风冷变压器当冷却系统部分故障停风扇后，顶层油温不超过 65时，允许带额定负载运行。1.1.16 油浸（自然循环）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。1.1.17 运行中应检查吸湿器呼吸畅通，吸湿剂潮解变色部分不应超过总量的 2/3。还应检查吸湿器的密封性需良好，吸湿剂变色应由底部开始变色，如上部颜色发生变色则说明吸湿 器密封性不严。1.1.18 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、
7、加热、驱潮、 排风等装置。1.1.19 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。1.1.20 在下列情况下，有载调压开关禁止调压操作：a) 真空型有载开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。1.1.21 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油方式；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) 手动方式一般在调试时使用。1.2 运行温度要求除了变压器制造厂家另有规定外，油浸式变压器顶层油温一
8、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()顶层最高油温()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）40958585强迫油循环风冷（OFAF）40858080强迫油循环水冷（OFWF）30701.3 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1.3.2.1
9、 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 2。1.3.3 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 2。1.3.3.3 在长期急救周期性负载运行期间，应有负载电流记录
10、，并计算该运行期间的平均 相对老化率。1.3.4 短期急救负载1.3.4.1 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达到危险的程度，使绝缘强度暂时下降，应投入（包括备用冷却器在内的）全部冷却器（制 造厂另有规定的除外），并尽量压缩负载，减少时间，一般不超过 0.5h。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 2。1.3.4.3 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（标幺值）1.51.32h顶层
11、油温（）105105长期急救周期性负载电流（标幺值）1.51.31h顶层油温（）115115短期急救负载电流（标幺值）1.81.50.5h顶层油温（）115115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； 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 及以上的电力变压器。1.4 运行电压要求1.4.1 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。1.4.2 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ll0的额定电压下运行。1
12、.5 并列运行的基本条件1.5.1 联结组标号相同。1.5.2 电压比相同，差值不得超过0.5%。1.5.3 阻抗电压值偏差小于 10%。a) 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/T1094.7 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。1.6 紧急申请停运规定运行中发现变压器有下列情况之一，运维人员应立即汇报调控人员申请将变压器停运，停运前应远离设备：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
13、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件下，油温指示表计无异常时，若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，信号多次发出。1.6.7 变压器附近设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。1.6.8 强油循环风冷变压器的冷却系统因故障全停，超过允许温度和时间。1.6.9 其他根据现场实际认为应紧急停运的情况。2 巡视及操作2.1 巡视2.1.1 例行巡视2.1.1.1 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
14、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，防污闪涂料无起 皮、脱落等异常现象。d) 套管末屏无异常声音，接地引线固定良好，套管均压环无开裂歪斜。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，引线无散股、断股。h) 变压器外壳、铁心和夹件接地良好。i) 35kV 及以下接头及引线绝缘护套良好。2.1.1.2 分接开关a) 分接档位指示与监控系统一致。三相分体式变压器分接档位三相应置于相同档位， 且与监控系统一致。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) 分接开关的油位、油色应正常。d) 在线滤
15、油装置工作方式设置正确，电源、压力表指示正常。e) 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、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常。b) 冷却系统及连接管道无渗漏油，特别注意冷却器潜油泵负压区出现渗漏油。c) 冷却装置控制箱电源投切方式指示正常。d) 水冷却器压差继电器、压力表、温度表、流量表的指示正常,指针无抖动现象。e) 冷却塔外观完好，运行参数正常，各部件无锈蚀、管道无渗漏、阀门开启正确、电 机运转正常。2.1.1.4 非电量保护装置a) 温度计外观完好、指示正常，表盘密封良好，无进水、凝露，温度指示正常。b) 压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损
16、。c) 气体继电器内应无气体。d) 气体继电器、油流速动继电器、温度计防雨措施完好。2.1.1.5 储油柜a) 本体及有载调压开关储油柜的油位应与制造厂提供的油温、油位曲线相对应。b) 本体及有载调压开关吸湿器呼吸正常，外观完好，吸湿剂符合要求，油封油位正常。2.1.1.6 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发展。f) 变压器导线、接头、母线上无异物。2.1.2 全面巡视全面巡视在例行巡视的基础上增加以下项目
17、：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。d) 冷却系统各信号正确。e) 在线监测装置应保持良好状态。f) 抄录主变油温及油位。2.1.3 熄灯巡视a) 引线、接头、套管末屏无放电、发红迹象。b) 套管无闪络、放电。2.1.4 特殊巡视2.1.4.1 新投入或者经过大修的变压器巡视a) 各部件无渗漏油。b) 声音应正常，无不均匀声响或放电声。c) 油位变化应正常，应随温度的增加合理上升，并符合变压器的油温曲线。d) 冷却装置运行良好，每一组冷却器温度应无明显差异。e) 油温变化应正常，变压器（电抗器）带负载后，油温应符合厂家要求。2.1.4.2
18、 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) 浓雾、小雨、雾霾天气时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头部位、部件在小 雨中不应有水蒸气上升现象。c) 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。d) 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。e) 大风、雷雨、冰雹天气过后，检查导引线摆
19、动幅度及有无断股迹象，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。f) 覆冰天气时，观察外绝缘的覆冰厚度及冰凌桥接程度，覆冰厚度不超 10mm，冰凌桥接长度不宜超过干弧距离的 1/3 ，放电不超过第二伞裙，不出现中部伞裙放电现象2.1.4.3 过载时的巡视a) 定时检查并记录负载电流，检查并记录油温和油位的变化。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
20、（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）。2.2 操作2.2.1 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 10min，停电 10min 后再继续第二次冲击合闸，以后每次间隔 5 分钟。1000kV 变压器第一次冲击合闸后的带电运行时间不少于 30min。2.2.2 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
21、进行；变压器送电时操作顺序相反。有特殊规定者除外。2.2.3 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，中性点应先接地。投入后可按系统需要决定中性点接地是否断开。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，应先行调整好站用电运行方式。2.2.5.2 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
22、常动作信号。2.2.5.3 变压器充电后，检查变压器无异常声音，遥测、遥信指示应正常，开关位置指示及信号应正常，无异常告警信号。3 维护3.1 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。当吸湿剂从上部开始变色时，应立即查明原因，及时处理。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 联系调控人员将 AVC 调档功能退出。3.1.3 同一设备应采用同一种变色吸湿剂，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，补充的油应合格。3.1.5 维护后应
23、检查呼吸正常、密封完好。3.2 冷却系统维护3.2.1 运行中发现冷却系统指示灯、空开、热耦和接触器损坏时，应及时更换。3.2.2 指示灯、空开、热耦和接触器更换时应尽量保持型号相同。3.2.3 更换完毕后应检查接线正确，电源自投、风机切换正常。3.3 变压器事故油池维护3.3.1 油池内不应有杂物，并视积水情况，及时进行清理和抽排。3.4 气体继电器放气3.4.1 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
24、周围、充油充气设备周围进行气体点火检测。无气体地面采集装置时，若需将气体继电器集气室的气体排出时，为防止误碰探针，造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换为信号方式；排气结束后，应将重瓦斯保护恢复为跳闸方式3.5 变压器铁心、夹件接地电流测试3.5.1 检测周期：750kV1000kV 每月不少于一次；330500kV 每三个月不少于一次；220kV 每 6 个月不少于一次；35kV110kV 每年不少于一次。新安装及 A、B 类检修重新投运后 1 周内。3.5.2 严禁将变压器铁心、夹件的接地点打开测试。3.5.3 在接地电流直接引下线段进行测试（历次测试位置应相对固定）。3.5.4 100
25、0kV 变压器接地电流大于 300mA 应予注意，其他电压等级的变压器接地电流大于100mA 时应予注意。3.6 红外检测3.6.1 精确测温周期：1000kV：1 周，省评价中心 3 月；330-750kV：1 月；220 kV：3 月；110（66） kV：半年；35kV 及以下：1 年。新投运后 1 周内（但应超过 24 小时）。3.6.2 检测范围为变压器本体及附件。3.6.3 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。3.6.4 配置智能机器人巡检系统的变电站，可由智能机器人完成红外普测和精确测温，由 专业人员进行复核。3.7 在线监测装置载气更换3.
26、7.1 气瓶上高压指示下降到报警值时，应更换气瓶。3.7.2 更换时装置应停止工作。3.7.3 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4.1 变压器本体主保护动作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 处理原则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，检查变压器本体油温、油位 变化情况
27、。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) 按照调度指令或变电站现场运行专用规程的规定，调整变压器中性点运行方式。f) 检查运行变压器是否过负荷，根据负荷情况投入冷却器。若变压器过负荷运行，应 汇报值班调控人员转移负荷。g) 检查备自投装置动作情况。如果备自投装置正确动作，则根据调度指令退出该备自投 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， 根据调度指令退出备用电源自投装置后
28、，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。h) 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，若有 检修作业应立即停止工作。i) 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。j) 记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。k) 确认故障设备后，应提前布置检修试验工作的安全措施。l) 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4.2.1 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、功率显示为零。b) 保护装置发出变
29、压器有载调压重瓦斯保护动作信息。4.2.2 处理原则a) 现场检查调压开关有无喷油、漏油等，检查气体继电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) 按照调度指令或变电站现场运行专用规程的规定，调整变压器中性点运行方式。e) 检查运行变压器是否过负荷，根据负荷情况投入冷却器。若变压器过负荷运行，应 汇报值班调控人员转移负荷。f) 检查备自投装置动作情况。如果备自投装置正确动作，则根据调度指令退出该备自投 装置。如果备自投装置没有正
30、确动作，检查备自投装置作用断路器具备条件时， 根据调度指令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 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
31、验工作 的安全措施。l) 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。4.3 变压器后备保护动作4.3.1 现象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。4.3.2 处理原则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
32、。d) 按照调度指令或变电站现场运行专用规程的规定，调整变压器中性点运行方式。e) 检查运行变压器是否过负荷，根据负荷情况投入冷却器。若变压器过负荷运行，应 汇报值班调控人员转移负荷。f) 检查失电母线及各线路断路器，根据调控人员命令转移负荷。g) 检查故障发生时现场是否存在检修作业，是否存在引起变压器后备保护动作的可能因素，若有检修作业应立即停止工作。h) 如果发现后备保护范围内有明显故障点，汇报值班调控人员，按照值班调控人员指 令隔离故障点。i) 确认出线断路器越级跳闸，在隔离故障点后，汇报值班调控人员，按照值班调控人 员指令处理。m) 检查站内无明显异常，应联系检修人员，查明后备保护是否
33、误动及误动原因。n) 记录后备保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。o) 提前布置检修试验工作的安全措施。4.4 变压器着火4.4.1 现象a) 监控系统发出重瓦斯保护动作、差动保护动作、灭火装置报警、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 处理原则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。检查变压器灭火装置启动情 况。c) 变压器保护未动作或者断路器未断开时，应立即拉开变
34、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，则应打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，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。e) 灭火后检查直流电源系统和站用电系统运行情况。f) 按照调度指令或变电站现场运行专用规程的规定，调整变压器中性点运行方式。g) 检查运行变压器是否过负荷，根据负荷情况投入冷却器。若变压器过负荷运行，应 汇报值班调控人员转移负荷。h) 检查失电母线及各线路断路器，汇报值班调控人员，按照值班调控人员指令处理。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
35、、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，及时报警。4.5 变压器套管炸裂4.5.1 现象a) 监控系统发出差动保护动作信息，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 处理原则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，应检查强油风冷变压器的风机及潜油泵已停止运 行。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) 按照调
36、度指令或变电站现场运行专用规程的规定，调整变压器中性点运行方式。f) 检查运行变压器是否过负荷，根据负荷情况投入冷却器。若变压器过负荷运行，应 汇报值班调控人员转移负荷。g) 检查备自投装置动作情况。如果备自投装置正确动作，则根据调度指令退出该设备自 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， 根据调度指令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，恢复失电母线所带负载。h) 快速隔离故障变压器。i) 记录变压器保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。j) 提前布置故障变压器检修试验工作的安全措施。4.6 压力释放动作4.6.1 现象a) 监
37、控系统发出压力释放动作告警信息。b) 保护装置发出压力释放动作告警信息。4.6.2 处理原则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。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
38、正常，检查主变是否过负荷和冷却器投入情况、检查变压器本体与储油 柜连接阀门是否开启、吸湿器是否畅通。并立即联系检修人员进行色谱分析。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，应联系检修人员检查二次回路。4.7 变压器（电抗器）轻瓦斯动作4.7.1 现象a) 监控系统发出变压器（电抗器）轻瓦斯保护告警信息。b) 保护装置发出变压器（电抗器）轻瓦斯保护告警信息。c) 变压器（电抗器）气体继电器内部有气体积聚。4.7.2 处理原则a) 轻瓦斯动作发信时，应立即对变压器（电抗器）进行检查，查明动作原因，是否因 聚集气体、油位降低、二次回路故障或是变压器（电抗
39、器）内部故障造成。b) 若轻瓦斯报警信号连续发出 2 次及以上，可能说明故障正在发展，应申请尽快停运。c) 如气体继电器内有气体，应立即取气并进行气体成分分析；同时应立即启动在线油 色谱装置分析或就近送油样进行分析。d) 若检测气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应立即申请将变压器（电抗器） 停运。e) 若检测气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，且油色谱分析正常，则变压器（电抗器）可继续运行，并及时消除进气缺陷f) 在取气及油色谱分析过程中，应高度注意人身安全，严防设备突发故障。4.8 声响异常的4.8.1 现象变压器声音与正常运行时对比有明显增大且伴有各种噪音。4.8.2 处理原则a
40、) 伴有电火花、爆裂声时，立即向值班调控人员申请停运处理。b) 伴有放电的“啪啪”声时，检查变压器内部是否存在局部放电，汇报值班调控人员 并联系检修人员进一步检查。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，汇报值班调控人员并联系检修人员进一步检查。d) 伴有放电的“吱吱”声时，检查器身或套管外表面是否有局部放电或电晕，可请试 验班组用紫外成像仪协助判断，必要时联系检修人员处理。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 系检修人员处理。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
41、平衡 引起的振动，必要时联系检修人员处理。4.9 强油风冷变压器冷却器全停4.9.1 现象a) 监控系统发出冷却器全停告警信息。b) 保护装置发出冷却器全停告警信息。c) 强油循环风冷变压器冷却系统全停。4.9.2 处理原则a) 检查风冷系统及两组冷却电源工作情况。b) 密切监视变压器绕组和上层油温温度情况。c) 如一组电源消失或故障，另一组备用电源自投不成功，则应检查备用电源是否正常， 如正常，应立即手动将备用电源开关合上。d) 若两组电源均消失或故障，则应立即设法恢复电源供电。e) 现场检查变压器冷却装置控制箱各负载开关、接触器、熔断器和热继电器等工作状 态是否正常。f) 如果发现冷却装置
42、控制箱内电源存在问题，则立即检查站用电低压配电屏负载开 关、接触器、熔断器和站用变压器高压侧熔断器或断路器。g) 故障排除后，将各冷却器选择开关置于“停止”位置，再试送冷却器电源。若成功， 再逐路恢复冷却器运行。h) 若冷却器全停故障短时间内无法排除，应立即汇报值班调控人员，申请转移负荷或 将变压器停运。i) 变压器冷却器全停的运行时间不应超过规定。4.10 油温异常升高4.10.1 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对比有明显升高。4.10.2 处理原则a) 检查温度计指示，判明温度是否确实升高。b) 检查冷却器、
43、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较。d) 温度计或测温回路故障、散热阀门没有打开，应联系检修人员处理。e) 若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。g) 必要时，联系检修人员进行油中溶解气体分析。4.11 油位异常4.11.1 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。4.11.2 处理原则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
44、是否畅通及油标管是否堵塞，注意做好防止重瓦斯保护误动措施。d) 若变压器渗漏油造成油位下降，应立即采取措施制止漏油。若不能制止漏油，且油 位计指示低于下限时，应立即向值班调控人员申请停运处理。e) 若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， 联系检修人员处理。f) 若假油位导致油位异常，应联系检修人员处理。4.12 套管渗漏、油位异常和末屏放电4.12.1 现象a) 套管表面渗漏有油渍。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。4.12.2 处理原则a) 套管严重渗漏或者瓷套破裂，需要更换时，向值班调控人员申请停运处理。b) 套管油
45、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， 向值班调控人员申请停运处理。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，立即向值班调控人员申 请停运处理。d) 现场无法判断时，联系检修人员处理。4.13 油色谱在线监测装置告警4.13.1 现象变压器本体油色谱在线监测装置发出告警信号。4.13.2 处理原则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，必要时联系 检修人员取油样进行离线油色谱分析。b) 对装置电源、在线监测油回路阀门、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，联系检修人员处理。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，应立即联系检修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