《DL-T572-2023年-电力变压器运行规程.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《DL-T572-2023年-电力变压器运行规程.docx（28页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、DL-T572-2023- 电力变压器运行规程1 范围电力变压器运行规程电力行业标准 DL/T 572-202333本标准规定了电力变压器下称变压器运行的根本要求、运行条件、运行维护、不正常运 行和处理，以及安装、检修、试验、验收的要求。本标准适用于电压为 35kV750kV 的电力变压器。换流变压器、电抗器、发电厂厂用变压 器等同类设备科参照执行。进口电力变压器，一般按本规程执行，必要时可参照制造厂的有关规定。2 标准性引用文件以下文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。但凡注日期的引用文件，其随 后全部的修改单不包括订正的内容或 均不适用于本标准，然而，鼓舞依据本标准达成 协议的各
2、方争论是否可使用这些文件的最版本。但凡不注日期的引用文件，其最版本适用 于本标准。GB 1094.52023 电力变压器 第 5 局部： 承受短路的力量IEC 600765:2023，MOD GB/T 1094.7 电力变压器 第 7 局部：油浸式电力变压器负载导则 GB/T 1094.72023， IEC 600767:2023，MODGB/T 1094.11 电力变压器 第 11 局部：干式 变 压 器 GB1094.112023 ， IEC 6007611:2023，MODGB/T 64512023 油浸式电力变压器技术参数和要求GB 10228 干式电力变压器技术参数和要求GB/T 1
3、7211 干式电力变压器负载导则GB/T 172111998，IEC 60905:1987，EQVGBJ 148 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收标准DL/T 573 电力变压器检修导则DL/T 574 变压器分接开关运行修理导则DL/T 596 电力设备预防性试验规程3 根本要求3.1 保护、测量、冷却装置3.1.1 变压器应按 GB 6451 等有关标准的规定装设保护和测量装置。3.1.2 油浸式变压器本体的安全保护装置、冷却装置、油保护装置、温度测量装置和邮箱及附件 等应符合 GB/T 6451 的要求。干式变压器有关装置应符合 GB 10228 相应的技术要求。
4、3.1.3 装有气体继电器的油浸式变压器，无上升坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器油流方向 有 1%1.5%的上升坡度制造厂家不要求的除外。3.1.4 变压器的冷却装置应符合以下要求：4455连接适当加长。b） 冷却器与变压器分开布置时，变压器应经阀门、柔性接头、连接收道与 冷却器相连接。c） 变压器应装用防震型气体继电器。3.2.9 当变压器所在系统的实际短路表现容量大于 GB 1094.52023中表2规定值时，应在订货时向制造厂提出要求；对运行中变压器应实行限制短路电流的措 施。变压器保护动作的时间应小于承受短路耐热力量的持续时间。3.2.10 如在变压器上安装反映绝缘状况的在线监测装置
5、，其电气信号应经传感器采集，并保持牢靠接地。采集油中溶解气样的装置，应具有良好的密封性能。3.2.11 变压器铁心接地点必需引至变压器底部，变压器中性点应有两根与主地 网不同地点连接的接地引下线，且每根接地线应符合热稳定要求。3.2.12 在室外变压器围栏入口处，应安装“止步，高压危急”，在变压器爬梯处安装“制止攀登”等安全标志牌。3.3 技术文件3.3.1 变压器投入运行前，施工单位需向运行单位移交以下技术文件和图纸。3.3.2 设备安装竣工后需交：a变压器订货技术合同或技术条件、变更设计的技术文件等。 b制造厂供给的安装使用说明书、合格证，图纸及出厂试验报告。 c本体、冷却装置及各附件套管
6、、互感器、分接开关、气体继电器、压力释放阀及仪表等在安装时的交接试验报告。d） 器身吊检时的检查及处理记录、整体密封试验报告等安装报告。e） 安装全过程按GBJ 148和制造厂的有关规定记录。f变压器冷却系统，有载调压装置的掌握及保护回路的安装竣工图。g） 油质化验及色谱分析记录。h） 备品配件及专用工器具清单。i设备监造报告。3.3.3 检修竣工后需交：a） 变压器及附属设备的检修缘由及器身检查、整体密封性试验、枯燥记录 等检修全过程记录。b） 变压器及附属设备检修前后试验记录。3.3.4 每台变压器应有下述内容的技术档案：a变压器履历卡片。b） 安装竣工后所移交的全部文件。c） 检修后移交
7、的文件。d） 预防性试验记录。1010e） 变压器保护和测量装置的校验记录。f） 油处理及加油记录。g） 其他试验记录反检查记录。 h变压器事故及特别运行如超温、气体继电器动作、出口短路、严峻过电流等记录e3.3.5 变压器移交外单位时，必需将变压器的技术档案一并移交。4 变压器运行条件4.1 一般运行条件4.1.11 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接电压的 105%，且不得超过系统最高运行电压。对于特别的使用状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，对电流与电压的相互关系如无 特别要求，当负载电流为额定电流的 KK1倍时，按以下公式对电压 U
8、 加以限制U%=110-5K21并联电抗器、消弧线圈、调压器等设备允许过电压运行的倍数和时间，按制 造厂的规定。4.1.2 无励磁调压变压器在额定电压 5%范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。如为-7.5%和-10%分接时，其容量按制造厂的规定； 如无制造厂规定，则容量应相应降低 2.5%和 5%。有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。4.1.3 油浸式变压器顶层油温一般不应超过表1的规定制造厂有规定的按制造厂规定。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器 的顶层油温一般不宜常常超过85。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
9、度 最高顶层油温自然循环自冷、风冷4095强迫汹循环风冷4085强迫汹循环水冷3070经改进构造或转变冷却方式的变压器，必要时应通过温升试验确定其负载能力。4.1.4 干式变压器的温度限值应按GB 1094.112023表2中的规定。4.1.5 变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。接线为YN，yn0的大、中型变压器允件的中性线电流，按制造厂及有关规定。4.2 变压器在不同负载状态下的运行方式4.2.1 油浸式变压器在不同负载状态下运行时，一般应满足以下规定。4.2.1.1 按GB/T 1094.7，变压器分为三类：a） 配电变压器。三相最大额定容量为 2500kVA，单相最大容量为
10、833kVA的电力变压器。b） 中型变压器。三相额定容量不超过l00MVA，单相最大容量为33.3MVA的电力变压器。c） 大型变压器。超过4.2.1.1b规定容量限值的电力变压器。4.2.1.2 负载状态可分为以下三类：a） 正常周期性负载：在周期性负载中，某段时间环境温度较高，或超过额 定电流，但可以由其他时间内环境温度较低，或低于额定电流所补偿。从热老化 的观点动身，它与设计承受的环境温度下施加额定负载是等效的。b） 长期急救周期性负载：要求变压器长时间在环境温度较高，或超过额定 电流下运行。这种运行方式可能持续几星期或几个月，将导致变压器的老化加速，但不直接危及绝缘的安全。c） 短期急
11、救负载：要求变压器短时间大幅度超额定电流运行。这种负载可 能导致绕组热点温度到达危急的程度，使绝缘强度临时下降。4.2.1.3 负载系数的取值依据以下规定： a双绕组变压器：取任一绕组的负载电流标幺值。 b三绕组变压器：取负载电流标么值最大的绕组的标幺值。 c自耦变压器：取各侧绕组和公共绕组中，负载电流标么值最大的绕组的标幺值。4.2.1.4 负载电流和温度的最大限值。各类负载状态下的负载电流和温度的最大限值如表2所示。当制造厂有关超 额定电流运行的明确规定时，应遵守制造厂的规定。表2变压器负载电流和温度最大限值负载类型电流标么值中型电力l.5大型电力1.3正常周期性负载热点温度及与绝缘材料接
12、触的金属部件的顶层温油度温140120105105表 2续负载类型长期急救周期性负载短期急救负载电流标么值热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的顶层温油度温电流标么值热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的顶层油温中型电力l.5大型电力1.3140130115l.81151.51601601151154.2.1.5 附件和回路元件的限制变压器的载流附件和外部回路元件应能满足超额定电流运行的要求，当任一附件回路元件 不能满足要求时，应按负载力量最小的附件和元 件限制负载。变压器的构造件不能满足超额定电流运行的要求时，应依据具体状况确定是否限制负载和 限制的程度。4.2.2 正常周期性负载的运行4.2.
13、2.1 变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。4.2.2.2 变压器运行在平均相对老化率小于或等于 1的状况下，周期性地超额定电流运行。4.2.2.3 当变压器有较严峻的缺陷如冷却系统不正常、严峻漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果特别等或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。4.2.2.4 正常周期性负载运行方式下，超额定电流运行时，允许的负载系数 K2 和时间，可按GB/T 1094.7的计算方法，依据具体变压器的热特性数据和实际负载图计算。4.2.3 长期急救周期性负载的运行4.2.3.1 长期急救周期性负载下运行时，将在不同程度上缩短变压器的寿命，应 尽量削减消灭这种运行方式
14、的时机；必需承受时，应尽量缩短超额定电流运行的 时间，降低超额定电流的倍数，有条件时按制造厂规定投入备用冷却器。4.2.3.2 当变压器有较严峻的缺陷如冷却系统不正常、严峻漏油、有局部过热 现象、油中溶解气体分析结果特别等或绝缘有弱点时不宜超额定电流运行。4.2.3.3 长期急救周期性负载运行时，平均相对老化率可大于甚至远大于 1。超额定电流负载系数K2和时间，可按GB/T 1094.7的计算方法，依据具体变压器的热特性数据和实际负载图计算。4.2.3.4 在长期急救周期性负载下运行期间，应有负载电流记录，并计算该运行期间的平均相对 老化率。4.2.4 短期急救负载的运行4.2.4.1 短期急
15、救负载下运行，相对老化率远大于 1，绕组热点温度可能到达危急程度。在消灭这种状况时，应投入包括备用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、削减时间，一般不超过0.5h。当变压器有严峻缺 陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。24.2.4.2 0.5h 短期急救负载允许的负载系数 K变压器类型表3 急救负载前的负载系数K0.5h短期急救负载的负载系数K 表2环境温度1403020100-10-20-25大型变压器冷却方式见表 3，大型变压器承受 ONAN/ONAF 或其他冷却方式的变压器短期急救负载允许的负载系数参考制造厂规定。0.71.801.801.801.801.801.80
16、1.801.80中型变压器0.81.761.801.801.801.801.801.801.80冷却方式0.91.72l.801.801.801.801.801.801.80ONAN或1.01.641.751.801.801.801.801.801.80ONAF1.11.541.661.781.801.801.801.801.801.21.421.561.701.801.801.801.801.800.71.501.621.701.781.801.801.801.80中型变压器0.81.501.58L681.721.801.801.801.80冷却方式0.91.481.551.621.701.
17、801.801.801.80OFAF或1.01.421.501.601.681.781.801.801.80OFWF1.11.381.481.581.661.721.801.801.801.21.341.441.501.621.701.761.801.800.71.451.501.581.621.681.721.801.80中型变压器0.81.421.481.551.601.661.701.781.80冷却方式0.91.381.451.501.581.641.681.701.70ODAF或1.01.341.421.481.541.601.651.701.70ODWF1.11.301.381.4
18、21.501.561.621.651.701.21.261.321.381.45l.501.581.601.700.71.501.501.501.501.501.501.501.500.81.501.501.501.501.501.501.501.500.91.481.501.501.501.501.501.501.50OFAF或1.01.421.501.501.501.501.501.501.50OFWF1.11.381.481.501.50.501.501.501.501.21.341.441.501.501.501.501.501.500.71.451.501.501.501.501.5
19、01.501.50大型变压器0.81.421.481.501.501.501.501.501.50冷却方式0.91.381.451.501.501.501.501.501.50ODAF或1.01.341.421.481.501.501.501.501.50ODWF1.l1.301.381.421.501.501.501.501.501.21.261.321.381.451.501.501.501.504.2.4.3 在短期急救负载运行期间，应有具体的负载电流记录。并计算该运行期间的相对老化率。4.2.5 干式变压器的正常周期性负载、长期急救周期性负载和短期急救负载的运行要求，按GB/T 172
20、11 的要求。4.2.6 无人值班变电站内变压器超额定电流的运行方式，可视具体状况在现场规 程中规定。4.3 其他设备的运行条件串联电抗器、接地变压器等设备超额定电流运行的限值和负载图表，按制造 厂的规定。接地变压器在系统单相接地时的运行时间和顶层油温不应超过制造厂 的规定。4.4 强迫冷却变压器的运行条件强油循环冷却变压器运行时，必需投入冷却器。空载和轻载时不应投入过多的冷却器空载状态下允许短时不投。各种负载下投入冷却器的相应台数，应 技制造厂的规定。按温度和或负载投切冷却器的自动装置应保持正常。4.5 变压器的井列运行4.5.1 变压器并列运行的根本条件： a联结组标号一样； b电压比应一
21、样，差值不得超过0.5%； c阻抗电压值偏差小于10%。阻抗电压不等或电Lli比不等的变压器，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。阻抗 电压不同的变压器，可适当提高阻抗电压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。4.5.2 装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必需核定相位。4.5.3 发电厂升压变压器高压侧跳闸时，应防止厂用变压器严峻超过额定电流运 行。厂用电倒换操作时应防止非同期。4.6 变压器的经济运行4.6.1 变压器的投运台数应依据负载状况，从安全、经济原则动身，合理安排。4.6.2 可以
22、相互调配负载的变压器，应考虑合理安排负载，使总损耗最小。5 变压器的运行维妒5.1 变压器的运行监视5.1.1 安装在发电厂和变电站内的变压器，以及无人值班变电站内有远方监测装 置的变压器，应常常监视仪表的指示，准时把握变压器运行状况。监视仪表的抄 表次数由现场规程规定，并定期对现场仪表和远方仪表进展校对。当变压器超过 额定电流运行时，应作好记录。无人值班变电站的变压器应在每次定期检查时记录其电压、电流和顶层油温，以及曾到达的最高顶层油温等。设视频监视系统的无人值班变电站，宜能监视变压器储油柜的油位、套管油 位及其他重要部位。5.1.2 变压器的日常巡察检查，应依据实际状况确定巡察周期，也可参
23、照以下规 定；a） 发电厂和有人值班变电站内的变压器，一般每天一次，每周进展一次夜 间巡察；b） 无人值班变电站内一般每10天一次。5.1.3 在以下状况下应对变压器进展特别巡察检查，增加巡察检查次数： a设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内； b有严峻缺陷时； c气象突变如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等时； d雷雨季节特别是雷雨后；e高温季节、顶峰负载期间； f变压器急救负载运行时。5.1.4 变压器日常巡察检查一般包括以下内容：a） 变压器的油温顺温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位 无渗油、漏油；b） 套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严峻油污、无放电痕迹及其 他特
24、别现象：套管渗漏时，应准时处理，防止内部受潮损坏；c） 变压器声响均匀、正常；d） 各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常，特别注 意变压器冷却器潜油泵负压区消灭的渗漏油；e） 水冷却器的油压应大于水压制造厂另有规定者除外；f） 吸湿器完好，吸附剂枯燥； g引线接头、电缆、母线应无发热迹象： h压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；i） 有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；j） 有载分接开关的在线滤油装置工作位置及电源指示应正常；k） 气体继电器内应气体一般状况；l） 各掌握箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，温控装置工作正常： m干式变压器的外部外表应无
25、积污； n变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；o现场规程中依据变压器的构造特点补充检查的其他工程。5.1.5 应对变压器作定期检查检查周期由现场规程规定，并增加以下检查内容：a） 各部位的接地应完好；并定期测量铁心和夹件的接地电流；b） 强油循环冷却的变压器应作冷却装置的自动切换试验；c） 外壳及箱沿应无特别发热；d） 水冷却器从旋塞放水检查应无油迹； e有载调压装置的动作状况应正常； f各种标志应齐全明显； g各种保护装置应齐全、良好； h各种温度计应在检定周期内，超温信号影正确牢靠；i消防设施应齐全完好； j室洞内变压器通风设备应完好； k储油池和排油设施应保持良好状态；
26、1检查变压器及散热装置任何渗漏油； m电容式套管末屏有无特别声响或其他接地不良现象；n变压器红外测温。5.1.6 下述维护工程的周期，可依据具体状况在现场规程中规定：a去除储油柜集污器内的积水和污物； b对冷却装置进展水冲洗或用压缩空气吹扫，至少应在夏季到来之前开展一次； c更换吸湿器和净油器内的吸附剂： d变压器的外部包括套管清扫： e各种掌握箱和二次回路的检查和清扫。5.2 变压器的投运和停运5.2.1 在投运变压器之前，值班人员应认真检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带 电运行条件。并留意外部有无异物，临时接地线 是否己撤除，分接开关位置是否正确，各阀门开 闭是否正确。变压器在
27、低温投运时，应防止呼吸 器因结冰被堵。5.2.2 运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电，同时投入冷却装置。如系强油循环变压器，充电后不带负载或带较 轻负载运行时，应轮番投入局部冷却器，其数量不超过制造厂规定空载时的运行台数。5.2.3 变压器投运和停运的操作程序应在现场规程中规定，并须遵守以下各项规定： a强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器， 并按负载状况掌握投入冷却器的台数：水冷却器应先启动油泵，再开启水系统；停电操作先停水后停油泵；冬季停运时将冷却器中的水放尽。b变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧。c在无断路器时，可用隔离
28、开关投切 110kV 及以下且电流不超过 2A 的空载变压器；用于切断20kV 及以上变压器的隔离开关，必需三相联动且装有消弧角；装在室内的隔离开关必需在各相之间安装耐弧的绝缘隔板。假设不能满足上述规定，又必需用隔离开关操作时，须经本单位总工程 师批准。5.2.4 投运的变压器应按 GBJ 1481990 中2.10.1 条和 2.10.3 条规定试运行。更换绕组后的变压器参照执行，其冲击合闸次数为 3 次。5.2.5 安装和大修后的变压器应严格依据有关标准或厂家规定真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度 均应到达要求。对有载分接开关的油箱应同时依据一样要求抽真空
29、。装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，必需严格依据制造厂说明书规定的工艺要求进展注油，防止空气进入，并结合大修或停电对胶囊和隔膜的完好性进展检查。5.2.6 装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于以下规定：a110kV24h b220kV48h c500330kV72h d750kV96h装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管上升座、散热器及净油器等上部的残留空气。对强油循环变压器，应开启油泵，使油循环肯定时间后将气排尽。开泵时变压器各侧绕组均应接地， 防止油流静电危及操作人员的安全。5.2.7 在 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，中性点必
30、需先接地。投入后可按系统需要打算中性点是否断开。110kV 及以上中性点接小电抗的系统，投运时可以带小电抗投入。5.2.8 干式变压器在停运和保管期间，应防止受潮。5.3 保护装置的运行维护5.3.1 气体继电器a） 变压器运行时气体继电器应有两副接点，彼此间完全电气隔离。一套用于轻瓦斯报警， 另一套用于重瓦斯跳闸。有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。当用一台断路器掌握两台变压器时，当其中一台转入备用，则应将备用变压器重瓦斯改接信号。b） 变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信 号，此时其他保护装置仍应接跳闸。c） 已运行的气体继电器应每 23 年开盖一次，进
31、展内部构造和动作牢靠性检查。对保护大 容量、超高压变压器的气体继电器，更应加强其 二次回路维护工作。d） 当油位计的油田特别上升或呼吸系统有特别现象，需要翻开放气或放油阀门时，应先将 重瓦斯改接信号。e） 在地震预报期间，应依据变压器的具体状况和气体继电器的抗震性能，确定重瓦斯保护 的运行方式。地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进展检查试验，确认无特别前方可投入。5.3.2 突变压力继电器a） 当变压器内部发生故障，油室内压力突然上升，压力到达动作值时，油室内隔离波浪管受压变形，气室内的压力上升，波浪管位移，微 动开关动作，可发出信号并切断电源使变压器退出运行。突变压
32、力继电器动作压力值一般 25l20%kPa。b） 突变压力继电器通过一蝶阀安装在变压器油箱侧壁上， 与储油柜中油面的距离为1m3m。装有强油循环的变压器，继电器不应装在靠近出油管的区域，以免在启动和停顿油泵时，继电器消灭误动作。c） 突变压力继电器必需垂直安装，放气塞在上端。继电器正确安装后，将放气塞翻开，直 到少量油流出，然后将放气塞拧紧。d） 突变压力继电器宜投信号。5.3.3 压力释放阀a） 变压器的压力释放阀接点直作用于信号。b） 定期检查压力释放阀的间芯、阀盖是否有渗漏油等特别现象。c） 定期检查释放阀微动开关的电气性能是否良好，连接是否牢靠，避开误发信。d） 实行有效措施防潮防积水
33、。 e结合变压器大修应做好压力释放阀的校验工作。f） 释放阀的导向装置安装和朝向应正确， 确保油的释放通道畅通。g） 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。5.3.4 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。5.3.5 温度计a） 变压器应装设温度保护，当变压器运行温度过高时，应通过上层油温顺绕组温度并联的方式分两级即低值和高值动作于信号，且两级信号的设计应能让变电站值班员能够清楚辨别。b） 变压器投入运行后现场温度计指示的温度、掌握室温度显示装置、监控系统的温度三者 根本保持全都，误差一般不超过 5。c） 绕组温度计变送器的电流值必需
34、与变压器用来测量绕组温度的套管型电流互感器电流相匹配。由于绕组温度计是间接的测量，在运行 中仅作参考。d） 应结合停电，定期校验温度计。5.3.6 冷却器a） 有人值班变电所，强油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。b） 当冷却系统局部故障时应发信号。 c对强迫油循环风冷变压器，应装设冷却器全停保护。当冷却系统全停时，按要求整定出 口跳闸。d） 定期检查是否存在过热、振动、杂音及严峻漏油等特别现象。如负压区渗漏油，必需及 时处理防止空气和水分进入变压器。器非片扇全停，以免产生过大的铜油温差，使线圈绝缘受损伤。冷却装置故障时的运行方式e） 不允许在带有负荷的
35、状况下将强油冷却见 6.3 条。5.3.7 油流继电器宜投信号。5.3.8 对无人值班站，调度端和集控端应有非电量保护信号的遥信量。5.3.9 变压器非电量保护的元件、接点和回路应定期进展检查和试验。5.4 变压器分接开关的运行维护5.4.1 无励磁调压变压器在变换分接时，应作屡次转动，以便消退触头上的氧化膜和油污。在确 认变换分接正确井锁紧后，测量绕组的直流电阻。分接变换状况应作记录。5.4.2 变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定：a） 应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化。b） 单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，其调压操作宜同步或轮番逐级进 行。c） 有载调压
36、变压器并联运行时，其调压操作应轮番逐级或同步进展。d） 有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，其分接电压应尽量靠近无励磁调压变 压器的分接位置。e） 应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合 4.1.1 的规定。5.4.3 变压器有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进展，无制造厂规定者可参照以下规定： a运行 612 个月或切换 20234000 次后，应取切换开关箱中的油样作试验。b） 投入的分接开关，在投运后 12 年或切换 5000 次后，应将切换开关吊出检查，此后可按实际状况确定检查周期。c） 运行中的有载分接开关切换 500010000 次后或绝缘油的击穿电压低于 25k
37、V 时，应更换切换开关箱的绝缘油。d） 操动机构应常常保持良好状态。 e长期不调和有长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电时机时，在最高和最低 分接间操作几个循环。5.4.4 为防止分接开关在严峻过负载或系统短路时进展切换，宜在有载分接开关自动掌握回路 中加装电流闭锁装置，其整定值不超过变压器额 定电流的 1.5 倍。5.5 发电厂厂用变压器，应加强清扫，防止污闪、封堵孔洞，防止小动物引起短路事故：应记 录近区短路发生的具体状况。5.6 防止变压器短路损坏5.6.1 容性电流超标的 3566kV 不接地系统，宜装设有自动跟踪补偿功能的消弧线圈或其他 设备，防止单相接地进展成相间短路。5.
38、6.2 实行分裂运行及适当提高变压器短路阻抗、加装限流电抗器等措施，降低变压器短路电 流。5.6.3 电缆出线故障多为永久性，不宜承受重合闸。例如：对 6kV10kV 电缆或短架空出线多， 且发生短路事故次数多的变电站，宜停用线路自动重合闸，防止变压器连续患病短路冲击。5.6.4 加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪。对 1l0kV 及以上电压等级变电站电瓷设备的外绝缘，可以承受调整爬距、加装硅橡胶关心伞裙套，涂防污闪涂料，提高外绝缘清扫质量等措施，避开发生污闪、雨闪和冰闪。特别是变压 器的低压侧出线套管，应有足够的爬距和外绝缘空气间隙，防止变压器套管端头间闪络造成出口短路。5.6.5 加
39、强对低压母线及其所联接设备的维护治理，如母线承受绝缘护套包封等；防止小动物进入造成短路和其他意外短路；加强防雷措施； 防止误操作；坚持变压器低压侧母线的定期清扫和耐压试验工作。5.6.6 加强开关柜治理，防止配电室火灾集中。当变压器发生出口或近区短路时，应确保断路器正确动作切除故障，防止越级跳闸。5.6.7 对 10kV 的线路，变电站出口 2km 内可考虑承受绝缘导钱。5.6.8 随着电网系统容量的增大，有条件时可开展对早期变压器产品抗短路力量的校核工作，根 据设备的实际状况有选择性地实行措施，包括对 变压器进展改造。5.6.9 对运行年久、温升过高或长期过载的变压器可进展油中糠醛含量测定，
40、以确定绝缘老化的再度，必要时可取纸样做聚合度测量，进展绝缘 老化鉴定。5.6.10 对早期的薄绝缘、铝线圈变压器，应加强跟踪，变压器本体不直进展涉及器身的大修。 假设觉察严峻缺陷，如绕组严峻变形、绝缘严峻受损等，应安排更换。6 变压器的不正常运行和处理6.1 运行中的不正常现象和处理6.1.1 值班人员在变压器运行中觉察不正常现象时，应报告上级和做好记录，并设法尽快消退。6.1.2 变压器有以下状况之一者应马上停运，假设有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运 行：a） 变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声：b） 严峻漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度： c套管有严峻的破损和
41、放电现象： d变压器冒烟着火： e干式变压器温度突升至 120。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，值班人员应马上将变压 器停运。6.1.4 当变压器四周的设备着火、爆炸或发生其他状况，对变压器构成严峻威逼时，值班人员应 马上将变压器停运。6.1.5 变压器油温指示特别时，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状况。d） 假设温度上升的缘由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：假设不能马上停运修
42、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。e） 在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，应查明缘由，必要时应马上 将变压器停运。f） 变压器在各种超额定电流方式下运行， 假设顶层油温超过 105时，应马上降低负载。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 当觉察变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明缘由。补油时应遵守5.3 条的规定，制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。在缺陷消退前，可实行措施将电流限 制在 300mA 左右，并加强监视。6.1.10 系统发生单相接