4.3其他设备的运行条件

4.4强迫冷却变压器的运行条件

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强油循环冷却变压器运行时矿山标准规范范本，必须投入冷却器。空载和轻载时不应投入过多的冷却器（空载状 短时不投）。各种负载下投入冷却器的相应台数，应按制造厂的规定。按温度和（或）负载投 的自动装置应保持正常。

4.5变压器的并列运行

a）联结组标号相同； b）电压比应相同，差值不得超过士0.5%； c）阻抗电压值偏差小于10%。 阻抗电压不等或电压比不等的变压器，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。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新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位。 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重超过额定电流运行。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按照负载情况，从安全、经济原则出发，合理安排。 4.6.2可以相互调配负载的变压器，应考虑合理分配负载，使总损耗最小。

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，应经常监 视仪表的指示，及时掌握变压器运行情况。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 远方仪表进行校对。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，以及曾达到的最高顶 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变压器的日常巡视检查，应根据实际情况确定巡视周期，也可参照下列规定： a）发电厂和有人值班变电站内的变压器，一般每天一次，每周进行一次夜间巡视； b）无人值班变电站内一般每10天一次。 5.1.3在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数： a） 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内； b） 有严重缺陷时； 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰苞、寒潮等）时； d） 雷雨季节特别是雷雨后； 高温季节、高峰负载期间；

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，应经常监 视仪表的指示，及时掌握变压器运行情况。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 远方仪表进行校对。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，以及曾达到的最高顶 层油温等。

f)变压器急救负载运行时

1.4变压器日常巡视检查一般包括以下内容：

）变压器的油温和温度计应正常，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、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象；套管

DL/T572—2010油时，应及时处理，防止内部受潮损坏：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出现的渗漏油；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，吸附剂干燥；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)气体继电器内应无体一般情况）；1)各控制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)干式变压器的外部表面应无积污；n)变压器室的门照明应完好，房屋不漏水，温度正常；0)现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目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c)外壳及箱沿应无异常发热；旋塞放水检查应无油迹：d)水冷却器从e)有载调压装置的动作情况应正常f)各种标志应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，超温信号应正确可靠：i)消防设施应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；1)检查变压器及散热装置无任何渗漏油；m)电容式套管末屏有无异常声响或其他接地不良现象；n)变压器红外测温。5.1.6下述维护项目的周期，可根据具体情况在现场规程中规定：a)清除储油柜集污器内的积水和污物；b)对冷却装置进行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；各种控制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，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，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，应轮流投入部分冷却器，其数量不超过制造厂规定空载时的运行台数。8

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a） 强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数：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，必须三相联动且装有消弧角；装在室内的隔离开关必须在各相之间 安装耐弧的绝缘隔板。若不能满足上述规定，又必须用隔离开关操作时，须经本单位总工程师 批准。 5.2.4新投运的变压器应按GBJ148—1990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新安装和大修后的变压器应严格按照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、温度均应达到要求。对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真 空。装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，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行检查。

5.2.5新安装和大修后的变压器应严格按照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、温度均应达到要求。对有载分接开关的油箱应同时按照相同要求抽真 空。装有密封胶囊或隔膜的大容量变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，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行检查。

a110kV 24h b）220kV 48h c)500(330)kV 72h d)750kV 96h 装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、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，使油循环一定时间后将气排尽。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，中性点必须先接地。投入 后可按系统需要决定中性点是否断开。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

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。当用一台断路器控制两台变压器时，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2～3年开盖一次，进行内部结构和动作可靠性检查。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） 当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打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，应根据变压器的具体情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行检查试验，确 认无异常后方可投入。

5.3.2突变压力继电器

变压器内部发生故障，油室内压力突然上升，压力达到动作值时，油室内隔离波纹管受压变 ，气室内的压力升高，波纹管位移，微动开关动作，可发出信号并切断电源使变压器退出运 。突变压力继电器动作压力值一般25（1土20%）kPa。

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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1m～3m。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，以免在启动和停止油泵时，继电器 出现误动作。 c）突变压力继电器必须垂直安装，放气塞在上端。继电器正确安装后，将放气塞打开，直到少量 油流出，然后将放气塞紧。 d）突变压力继电器宜投信号。

a 变压器的压力释放阀接点宜作用于信号。 b) 定期检查压力释放阀的阀芯、阀盖是否有渗漏油等异常现象。 C 定期检查释放阀微动开关的电气性能是否良好，连接是否可靠，避免误发信。 d 采取有效措施防潮防积水。 e） 结合变压器大修应做好压力释放阀的校验工作。 f巧 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。 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

a 变压器应装设温度保护，当变压器运行温度过高时，应通过上层油温和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晰辨别。 b） 变压器投入运行后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℃。 c 绕组温度计变送器的电流值必须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。

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 当冷却系统部分故障时应发信号。 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、杂音及严重漏油等异常现象。如负压区渗漏油，必须及时处理 防止空气和水分进入变压器。 e 不允许在带有负荷的情况下将强油冷却器（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见6.3条。 3.7油流继电器宜投信号。 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。

5.4变压器分接开关的运行维护

.4.1无励磁调压变压器在变换分接 多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污。 分接正确并锁紧后，测量绕组的直

5.4.2变压器有载分接开关的操作，应遵守如下规定

a）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流逐级进行。 c）有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行。 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。 6.4.3变压器有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进行，无制造厂规定者可参照以下规定： a）运行6～12个月或切换2000～4000次后，应取切换开关箱中的油样作试验。 b） 新投入的分接开关，在投运后1～2年或切换5000次后，应将切换开关吊出检查，此后可按实 际情况确定检查周期。 c） 运行中的有载分接开关切换5000～10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时，应更换切换 开关箱的绝缘油。 d）操动机构应经常保持良好状态。 e）长期不调和有长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间 操作几个循环。 .4.4为防止分接开关在严重过负载或系统短路时进行切换，宜在有载分接开关自动控制回路中加装电 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 短路发生的详细情况。

5.6防止变压器短路损

5.6.1容性电流超标的35（66）kV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， 防止单相接地发展成相间短路。 5.6.2采取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，不宜采用重合闸。例如：对6kV～10kV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，防止变压器连续遭受短路冲击。 5.6.4加强防污工作，防止相关变电设备外绝缘污闪。对110kV及以上电压等级变电站电瓷设备的外 绝缘，可以采用调整爬距、加装硅橡胶辅助伞裙套，涂防污闪涂料，提高外绝缘清扫质量等措施，避免 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加强对低压母线及其所联接设备的维护管理，如母线采用绝缘护套包封等；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加强开关柜管理，防止配电室火灾蔓延。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内可考虑采用绝缘导线。 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能力的校核工作，根据设备 的实际情况有选择性地采取措施，包括对变压器进行改造。 5.6.9对运行年久、温升过高或长期过载的变压器可进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化的程度， 必要时可取纸样做聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。 5.6.10对早期的薄绝缘、铝线圈变压器，应加强跟踪，变压器本体不宜进行涉及器身的大修。若发现 严重缺陷，如绕组严重变形、绝缘严重受损等，应安排更换

6.1运行中的不正常现象和处理

值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应报告上级和做好记录，并设法尽快消除。 2变压器有下列情况之一者应立即停运，若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）严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度

DL/T572—2010c）套管有严重的破损和放电现象；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变压器油温指示异常时，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。d)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。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，应查明原因，必要时应立即将变压器停运。f）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，车转入正常运行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5.3条的规定，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铁心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300mA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气体继电器动作的处理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电力弱电设计、计算，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；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；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）变压器其他继电保护装置动作情况。6.2.3变压器承受短路冲击后，应记录并上报短路电流峰值、短路电流持续时间，必要时应开展绕组变形测试、直流电阻测量、油色谱分析等试验。12

6.3冷却装置故障时的运行方式和处理要求

6.3.1油浸（自然循环）风冷和干式风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造 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。 6.3.2强油循环风冷和强油循环水冷变压器，在运行中，当冷却系统发生故障切除全部冷却器时，变压 器在额定负载下允许运行时间不小于20min。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。冷却装置部分故障时，变压器的允许负载和运行时间应参考制造厂规定。 品河T山

6.4变压器跳闸和灭火

若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。 6.4.2装有潜油泵的变压器跳闸后，应立即停油泵。 6.4.3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二建标准规范范本，应按GBJ148一1990中第1章和第2章的要求，以及制造厂的特殊要 求。

项目及要求，应在综合分析下 a DL/T574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。 .4 变压器的试验周期、项目和要求，按DL/T596和设备运行状态综合确定。 新安装变压器的验收应按GBJ148一1990中2.10的规定和制造厂的要求。 7.6变压器检修后的验收按DL/T573和DL/T596的规定

7.4变压器的试验周期、项目和要求，按DL/T596和设备运行状态综合确定