） 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，并应 与远方温度显示比较，相差不超过5℃。 b） 压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损，安全气道无异物堵塞。 c）气体继电器内应无气体。 d）气体继电器、压力释放阀等防雨措施完好

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钢结构计算、软件，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

全面巡视在例行巡视的基础上增加以下项目 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。

a）引线、接头、套管末屏无放电、发红迹象。 b）套管无闪络、放电。

2.1.4.1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。 冷却装置运行良好，每一组冷却器温度应无差异。 e 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。

2.1.4.2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、冰電天气过后，检查导引线摆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。 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。 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。 大风、雷雨、冰苞天气过后，检查导引线摆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

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故障跳阐后的巡视

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。 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）。

2.2.1新安装、大修后的变压器投人运行前，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。 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 序进行；变压器送电时操作顺序相反。有特殊规定者除外。 2.2.3110kV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。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。 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。

3.1.1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，对于有载分接并关还应 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4～7mm，且留有1/5～1/6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维护后应检查呼吸正常、密封完好

3.2.1更换指示灯、空开、热耦和接触器时，应检查设备电源及控制电源是是否已断开， 用万用表测量接线柱（对地）是否已确无电压。 3.2.2拆除二次线要用绝缘胶布粘好，防止误搭临近带电设备。 3.2.3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

3.3.1油池内有杂物、积水，应及时清理和抽排。

3.3.1油池内有杂物、积水，应及时清理和抽排。

3.4气体继电器集气盒放气

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周围、充油充气设备周围进行气体点火检测，

3.4.1应记录放气时间、集气盒气体体积。

3.5变压器铁心、夹件接地电流测试

3.5.1750kV1000kV每月不少于一次；330～500kV每三个月不少于一次；220kV每6个 月不少于一次；35kV～110kV每年不少于一次；新安装及大修变压器投运后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）。 3.5.41000kV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。

3.6.11000kV变电站精确测温每月一次；330～750kV变电站迎峰度夏前、迎峰度夏期间、 迎峰度夏后各开展1次精确测温；220kV及以下变电站，迎峰度夏前和迎峰度夏中各开展1 次精确测温。 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

3.7.1气瓶上高压指示下降到报警值时，应

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。

4.1变压器本体主保护动作

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。 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。 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。 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。 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。 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止确动作，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。 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。 1 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。 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。 1）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

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闻，各 侧电流、功率显示为零。 b）保护装置发出变压器有载调压重瓦斯保护动作信息

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。

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、 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。 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，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， 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。 1 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。 1 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。 记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报。 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。 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

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。

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。 6 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。 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。 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。 1 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。

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。 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。 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 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。 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，及时报警，

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闻闸，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。 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。 1 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，

a）监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。

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。 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变压器轻瓦斯动作

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。

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，是否因聚集气体、 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，则联 系检修人员进行处理。 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。 若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， 则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。 d 若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。 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，则可按下面 方法鉴别： 1）无色、不可燃的是空气。 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。 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。 如果轻瓦斯动作发信后经分析已判为变压器内部存在故障，且发信间隔时间逐次缩 短，则说明故障正在发展，这时应向值班调控人员申请停运处理，

音与正常运行时对比有明显增大且伴有各种噪

a）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。 伴有放电的“岐岐”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

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。 ）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

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。 ）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。 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。 如果发现冷却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。 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。 1 变压器冷却器全停的运行时间不应超过规定，

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。

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。

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。 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。 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。 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。 检查是否由于过负荷引起，按变压器过负荷规定处理。 必要时，联系检修人员进行油中溶解气体分析，

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整信息 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。 检查吸湿器呼吸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设计图纸，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。 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

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。

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

玻璃钢管标准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。 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手稳定，应继续监视运行，并汇报上级管理部门，进 行综合分析。 f）根据综合分析结果进行缺陷定性及处理。