DLT572-2021电力变压器运行规程

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4.3.2新设备安装竣工后需提交

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）制造厂提供的安装使用说明书、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、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）器身内检时的检查及处理记录、整体密封试验报告等安 装报告； e 按GB50148要求和制造厂相关规定的安装全过程记录； f) 变压器冷却系统、有载调压装置的控制及保护回路的安 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

天然气标准4.3.3检修竣工后需提交：

a）变压器及附属设备的检修原因及器身检查、整体密封 试验、干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

a）变压器履历卡片； b）安装工后所移交的全部文件； c） 检修后移交的文件； d) 预防性试验记录或例行试验记录； e) 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） 其他试验记录及检查记录：

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h）变压器事故及异常运行（如超温、气体继电器动作、出 口短路、严重过电流等）记录。 变压器移交外单位时，应将变压器的技术档安一并移交

4.3.5变压器移交外单位时，应将变压器的技术档

表1油浸式变压器顶层油温在额定电压下的一般限值 单位为摄氏度

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经改进结构或改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。 5.1.4干式变压器及六氟化硫气体绝缘变压器的温度限值应按制 造厂的规定。 5.1.5变压器三相负载不平衡时，应监视最大一相的电流。接线 为YNynO的大、中型变压器允许的中性线电流，按制造厂及有 关规定。

5.2变压器在不同负载状态下的运行方式

.7的规定执行。 变压器的分类，按负载导则变压器分为三类： a）配电变压器。电压在35kV及以下，三相额定容量在 2500kVA及以下，单相额定容量在833kVA及以下，具 有独立绕组，自然循环冷却的变压器。 b）中型变压器。三相额定容量不超过100MVA或每柱容 量不超过33.3MVA，具有独立绕组，且额定短路阻抗 （Z）符合公式（2）要求的变压器。 50V

5.2.2变压器的分类，按负载导则变压器分为三类：

W一有绕组的芯柱数； S,一一额定容量，MVA。 自耦变压器按等值容量考虑，等值容量的计算见附录A。 c）大型变压器。三相额定容量100MVA以上，或其额定短 路阻抗大于式（2）计算值的变压器。 负载状态的分类。

5.2.3负载状态的分类。

a）周期性负载：周期性变化的负载（周期持续时间通常 为24h），该负载是按一个周期内累积的老化量来考虑 的，它可以是正常负载，也可以是长期急救负载。

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5.3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，当任一附件和回路元件不能满足要求时，应按负载能 力最小的附件和元件限制负载。变压器的结构件不能满足超额定 电流运行的要求时，应根据具体情况确定是否限制负载和限制的 程度。

5.4正常周期性负载的运行

5.4.1变压器在额定使用条件下，全年可按额定由法运

5.4.1变压器在额定使用条件下，全年可按额定由流运行

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5.4.2变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下，周 期性地超额定电流运行。 5.4.3当变压器有诸如冷却系统不正常、渗漏、局部过热、油中 溶解气体分析结果异常等现象，不宜超额定电流运行。 5.4.4正常周期性负载运行方式下，超额定电流负载系数和时 间，可按GB/T1094.7的指数方程法和微分方程法计算，大、中 型变压器在不同负荷条件下运行时间的建议值参见附录A。

5.5长期急救周期性负载的运行

5.5.1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，应尽量避免这种运行方式；必须采用时，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。 5.5.2当变压器有诸如冷却系统不正常、渗漏、局部过热现象、 油中溶解气体分析结果异常等现象，不宜超额定电流运行。 5.5.3长期急救周期性负载运行时，平均相对老化率可大于1甚 至远大于1。超额定电流负载系数和时间，可按GB/T1094.7的 指数方程法和微分方程法计算。附录A中提供了典型大、中型 变压器在不同负荷条件下运行时间的建议值，可参考执行。 5.5.4在长期急救周期性负载下运行期间，应有负载电流记录

5.5.1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，应尽量避免这种运行方式；必须采用时，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

5.5.2当变压器有诸如冷却系统不正常、渗漏、局部过热现 油中溶解气体分析结果异常等现象，不宜超额定电流运行。 5.5.3长期急救周期性负载运行时，平均相对老化率可大于 至远大于1。超额定电流负载系数和时间，可按GB/T1094 指数方程法和微分方程法计算。附录A中提供了典型大、 变压器在不同负荷条件下运行时间的建议值，可会老块行

5.5.4在长期急救周期性负载下运行期间，应有负载电流记录，

5.5.4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。

5.6短期急救负载的运行

5.6.1短期急救负载下运行，相对老化率远大于1，绕组热点温 度可能达到危险程度。在出现这种情况时，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、减 少时间，一般不超过0.5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点 时，不宜超额定电流运行。

5.6.2在短期急救负载运行期间，应有详细的负裁由流

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计算该运行期间的相对老化率。超额定电流负载系数和时间，可 按GB/T1094.7的指数方程法和微分方程法计算。附录A中提供 了典型大、中型变压器在不同负荷条件下运行时间的建议值，可 参考执行。 5.6.3干式变压器的正常周期性负载、长期急救周期性负载和短 期急救负载的运行应符合GB/T17211的要求。六氟化硫气体绝 缘变压器正常周期性负载、长期急救周期性负载和短期急救负载 的运行要求需与设备制造厂协商确定。 5.6.4无人值班变电站内变压器超额定电流的运行方式，可视具 体情况在现场规程中规定

5.7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 时间和顶层油温应不超过制造厂的规定

5.8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（空载状态下允许短时不投）。各种负载 下投入冷却器的相应台数，应按制造厂的规定。按温度和负载投 切冷却器的自动装置应保持正常。

5.9变压器的并列运行

5.9.1变压器并列运行的基本条件

a）联结组标号相同； b）电压比相同； 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 GB1094.7、GB/T1094.12和制造厂规定外，其每台变压哭并

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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 5.9.2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。 5.9.3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操作。

5.10变压器的经济运行

5.10.1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。 5.10.2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

6.1变压器的运行监视

6.1.1安装在发电厂和变电站内的变压器，以及无人值班变由立

6.1.1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，应做好记录。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。 无人值班变电站宜采用双浮球气体继电器，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

6.1.2根据实际情况确定变压器的日常巡视检查周期，也可

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每周进行一次夜间巡视； b）无人值班变电站内宜每10天巡视一次。 6.1.3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）在新设备或经过检修、改造的变压器投运72h内； b）变压器有严重缺陷时； c）气象突变（如大风、大雾、大雪、冰電、寒潮等）时； d）雷雨季节，特别是雷雨后； e）高温季节、高峰负载期间； f）变压器急救负载运行时。

压器日常巡视检查一般包括以下

a）油浸式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；气体绝缘变压器 气体温度及气体压力应正常。 b）套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无油污、无放 电痕迹及其他异常现象；套管渗漏油时，应及时处理， 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、气泵、水泵运 转正常，油流继电器、气流指示器工作正常，特别注意 变压器冷却器潜油泵负压区是否出现的渗漏油。 e）水冷却器的油压应大于水压（制造厂另有规定者除外）。 f 吸湿器应完好，吸附剂应干燥。 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）气体继电器内应无气体（一般情况）。

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1）各控制箱和二次端子箱、机构箱应关严，无受潮，且温 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、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度 正常。 o）现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他 项目。

6.1.5应对变压器做定期检查（检查周期由现场规程规定），并

a）各部位的接地应完好；并定期测量铁芯和夹件的推 电流： b） 强油循环冷却的变压器应做冷却装置的自动切换试验 c 外壳及箱沿应无异常发热： 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情况应正常； 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，超温信号应正确可靠： 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 贮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）电容式套管末屏是否出现异常声响或其他接地不良现象 n）变压器红外测温是否正常： o）气体绝缘变压器应检查气体的纯度及含水量是否正 是否存在泄漏现象。 .1.6 6下述维护项目的周期，可根据具体情况在现场规利 现定：

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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 更换吸湿器的吸附剂； d）变压器的外部（包括套管）清扫； e）各种控制箱和二次回路的检查和清扫

6.2变压器的投运和停运

6.2.1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，应防止吸湿器因结冰造成呼 吸不畅。

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，应防止吸湿器因结冰造成呼 吸不畅。 6.2.2大型电力变压器直阻测试后宜进行消磁。 6.2.3对于可随时投入运行的备用变压器，其中长期停运者应定 期带电，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。不在运行工位或需要接线后才 能投运的备用变压器不要求定期充电，但停运时间超过6个月 的，投运前应进行例行试验。 6.2.4变压器投运和停运的操作程序应在现场规程中规定，并须 遵守下列各项：

6.2.2大型电力变压器直阻测试后宜进行消磁。 6.2.3对于可随时投入运行的备用变压器，其中长期停运者应定 期带电，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。不在运行工位或需要接线后才 能投运的备用变压器不要求定期充电，但停运时间超过6个月 的，投运前应进行例行试验。 6.2.4变压器投运和停运的操作程序应在现场规程中规定，并须 遵守下列各项： 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。 无于断版婴时可用间窗亚关机切工口

6.2.3对于可随时投入运行的备用变压器，其中长期停运者应定 期带电，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。不在运行工位或需要接线后才 能投运的备用变压器不要求定期充电，但停运时间超过6个月 的，投运前应进行例行试验。

6.2.4变压器投运和停运的操作程序应在现场规程中规定，并须 遵守下列各项： 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及以下且励磁 电流不超过 2 A的空载变压器：用于切断 20 kV 及以 上

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6.3保护装置的运行维护

变压器运行时气体继电器应有两副接点，彼此间完全电

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气隔离。一套用于轻瓦斯报警，另一套用于重瓦斯跳闸。 真空有载分接开关的瓦斯保护接跳闸。当用一台断路器 控制两台变压器时，其中一台转入备用，则应将备用变 压器重瓦斯改接报警信号。 b）变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵时，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年～3年进行内部结构和动 作可靠性检查。 d）当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需打 开放气或放油阀门时，应先将重瓦斯改接报警信号。 e）地震引起重瓦斯动作停运的变压器，在投运前应对变压 及凡

6.3.2突变压力继电器

a）突变压力继电器动作压力值宜为25×（1土20%）kPa。 b）突变压力继电器通过一个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 泵的变压器，继电器不应装在靠近出油管的区域。 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 放气塞拧紧。 d）突变压力继电器宜投信号。 e）六氟化硫气体绝缘变压器突发压力继电器在变压器内部 发生故障时，气室内压力突然上升，达到动作值时应能 可靠发出信号

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

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a）当冷却系统部分故障时应发信号。 b）对强迫油循环风冷或强迫空气冷却变压器，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。 c）定期检查是否存在过热、振动、杂音及严重漏油等异常

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现象。如负压区油渗漏，应及时阻止空气和水分进入变 压器。 d）不应在带有负荷的情况下将强油冷却器全停，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7.3。 6.3.6油流继电器宜投信号。 6.3.7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。 6.3.8变压器非电量保护的元件、接点和回路应定期进行检查和 式验。

6.4变压器分接开关的运行维护

6.4.1无励磁调压变压器在变换分接时，应做多次转动，以便消 除触头上的氧化膜和油污。在确认变换分接正确并锁紧后，测量 绕组的直流电阻。分接变换情况应做记录，

绕组的直流电阻。分接变换情况应做记录。 6.4.2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）有载调压变压器并联运行时，其调压操作应同步逐级 进行； C 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 6.4.3 应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合5.1.1 的规定。 6.4.4变压器有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进行，无 制造厂规定者可参考DL/T574的相关规定。 6.4.5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1.2倍。在线净油器的运维，参考DL/T 574的相关规定。

a）应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化； b）有载调压变压器并联运行时，其调压操作应同步逐纫 进行； 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， 6.4.3 应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合5.1. 的规定。

6.5防止变压器短路损坏

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6.5.1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。

6.5.1容性电流超标的35（66）kV不接地系统，宜装设有自动

6.5.2采取分裂运行及适当提高变压器短路阻抗、加装限流电 器等措施，降低变压器短路电流。

6.5.3电缆出线的线路故障多为永久性的，因此不宜采用重

闸。例如：对6kV～10kV电缆或短架空出线多，且发生短路 故次数多的变电站，建议停用线路自动重合闸，防止变压器连 遭受短路冲击。

6.5.4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。换流变压器每年应对喷涂了RTV的网侧 套管进行憎水性检查，并及时对破损或失效的涂层进行重新喷 涂，若复合绝缘子或喷涂了RTV的瓷绝缘子的憎水性下降到3 级，宜考虑重新喷涂。 6.5.5加强对低压母线及其所连接设备的维护管理，如母线采用 绝缘护套包封等，防止小动物进入造成短路，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。 6.5.6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。 6.5.7对10kV的线路，变电站出口2km内可考虑采用绝缘 巨座

8随着电网系统容量的增大，宜对早期变压器产品抗短路能

6.5.8随着电网系统容量的增大，宜对早期变压器产

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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 对变压器进行改造。

对变压器进行改造。 6.5.9发电厂厂用变压器短路损坏事故较多，应加强清扫，防止 污闪、封堵孔洞，防止小动物引起短路事故

6.5.9发电厂厂用变压器短路损坏事故较多，应加强清扫，防止

7变压器的异常运行和处理

7.1.1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

7.1.2变压器有下列情况之一者应立即停运，若有执

器，应尽可能先将其投入运行： a）变压器声响明显增大，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； c）套管有严重的破损和放电现象； d）变压器冒烟着火； e）F级绝缘的干式变压器温度突升至120℃； f）气体绝缘变压器气体密度达到报警密度以下。 7.1.3当发生危及变压器安全的故障，而变压器有关保护装置拒 动时，值班人员应立即将变压器停运。 7.1.4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。 7.1.5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。 16若由于冷却系统故障温度升高日在运行中注外理

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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。 7.1.7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，

7.1.7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 7.1.8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 7.1.9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。 7.1.10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。补油时应遵守本标准6.3的规定， 禁止从变压 器下部补油 7.1.11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 7.1.12铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在 缺陷消除前，可采取措施将铁芯接地电流限制在100mA左右， 并加强监视。 7.1.13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。 7.1.14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

7.2气体继电器动作的处理

7.2.1气体继电器保护信号动作时，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 变压器内部故障造成。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

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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。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。 7.2.2气体继电器保护动作跳闸时，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； b） 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； d）气体继电器中集聚气体量，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。

7.3冷却装置故障时的运行方式和处理要求

7.3.1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。 7.3.2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 20 min。 当油面温度尚未达到 75 ℃ 时, 允许上升

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 20 min。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1 h。对于同时 具有多种冷却方式的变压器（如ONAN、ONAF或OFAF），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。

压力释放阀动作后的处理要求

乳制品标准14.1检查压力释放阀是否喷油

7.4.2 检查保护动作情况、气体继电器情况 7.4.3 检查主变油温、有无喷油冒烟等异常情况。 7.4.4检查呼吸器是否正常呼吸。

DL/T 5722021

要求，应综合分析下列因素后确定：

DL/T 5722021

pvc标准a) DL/T574推荐的检修周期和项目； b) 制造厂的有关规定； 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。