变压器运行及维护规程
一、目的
电力变压器(下称变压器)是工厂供配电设备的重要组成部分，其运行质量将直接影响到工厂生产运营，为了保证变压器的正常运行减少故障，特制定本标准。
二、范围
本规程规定了变压器运行的基本要求、运行方式、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。
本规程适用于电压为1kV及以上的变压器，电抗器、消弧线圈、调压器等同类设备可参照执行。国外进口的变压器，一般按本规程执行，必要时可参照制造厂的有关规定。
三、内容
（一）基本要求
1、 保护、测量、冷却装置
1.1 变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。
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、温度测量装置和油箱及附件等应符合国家标准的要求。干式变压器有关装置应符合相应技术要求。
1.3 装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。
1.4 变压器的冷却装置应符合以下要求：
1.4.1按制造厂的规定安装全部冷却装置；
1.4.2风扇电动机应有过负荷、短路及断相保护。
1.5变压器应装设温度测量装置
1.5.1应有测量顶层油温的温度计(柱上变压器可不装)；
1.5.2 800kVA及以上的油浸式和630kVA及以上的干式
变压器，应将信号温度计接远方信号；
1.5.3 8000kVA及以上的变压器应装有远方测置；
1.5.4温度计管座内应充有变压器油。
2、变压器运行的其它要求
2.1 变压器应有铭牌，并标明运行编号和相位志。
安装在室内或台上、柱上的配电变压器亦应编号并悬挂警告牌。
2.2 变压器在运行情况下，应能安全地查看储油柜和套管油位、顶层油温、气体继电器，以及能安全取气样等，必要时应装设固定梯子。
2.3 室(洞)内安装的变压器应有足够的通风，避免变压器温度过高。
2.4 变压器室门应上锁。门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”标志牌。
2.5油浸式电力变压器应按有关设计规程规定设置消防设施。
3、技术文件
3.1 变压器投入运行前，提交的技术文件
3.1.1 新设备安装竣工时需提交：
3.1.1.1制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验报告；
3.1.1.2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、器身吊检时的检查及处理记录等；
3.1.1.3安装全过程(按GBJ148和制造厂的有关规定)记录；
3.1.1.4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；
3.1.1.5油质化验及色谱分析记录；
3.1.1.6备品配件清单。
3.1.2 检修后需提交：
3.1.2.1变压器及附属设备的检修原因及检修全过程
记录；
3.1.2.2变压器及附属设备的试验记录；
3.1.2.3变压器的干燥记录；
3.1.2.4变压器的油质化验、色谱分析、油处理记录。
3.2 每台变压器应有的技术档案
3.2.1变压器履历卡片；
3.2.2安装竣工后所移交的全部文件；
3.2.3检修后移交的文件；
3.2.4预防性试验记录；
3.2.5变压器保护和测量装置的校验记录；
3.2.6油处理及加油记录；
3.2.7其它试验记录及检查记录；
3.2.8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。
（二）、变压器运行方式
1、一般运行条件
1.1 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定
电压的105%。
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。
1.2 有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。
1.3 油浸式变压器顶层油温一般不应超过表1的规定。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经常超过85℃。
表1 油浸式变压器顶层油温一般限值
|
冷却方式 |
冷却介质最高温度(℃) |
最高顶层油温(℃) |
|
自然循环自冷、风冷 |
40 |
95 |
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。
1.4 干式变压器的温度限值应按制造厂的规定。
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、中型变压器允许的中性线电流，按制造厂及有关规定。接线为Y，yn0(或YN，yn0)和Y，Zn11(或YN，zn11)的配电变压器，中性线电流的允许值分别为额定电流的25%和40%，或按制造厂的规定。
2、正常周期性负载的运行。
2.1 变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。
2.2 当变压器有较严重的缺陷(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)或绝缘下降时，不宜超额定电流运行。
(三)、变压器的运行维护
1、变压器的运行监视
1.1 安装在发电厂和变电站内的变压器，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。当变压器超过额定电流运行时，应作好记录。
1.2发电厂和变电站内的变压器,每天至少巡检一次；每周至少进行一次夜间巡视；
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
1.3.1新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内；
1.3.2有严重缺陷时；
1.3.3气象突变(如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等)时；
1.3.4雷雨季节特别是雷雨后；
1.3.5高温季节、高峰负载期间；
1.3.6变压器急救负载运行时。
1.4 变压器日常巡视检查内容
1.4.1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；
1.4.2套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；
1.4.3变压器音响正常；
1.4.4各冷却器手感温度应相近，风扇运转正常，油流继电器工作正常；
1.4.5呼吸器完好，干燥剂无受潮现象；
1.4.6引线接头、电缆、母线应无发热迹象；
1.4.7压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；
1.4.8有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；
1.4.9气体继电器内应无气体；
1.4.10各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；
1.4.11干式变压器的外部表面应无积污；
1.4.12变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；
1.5变压器定期检查增加以下内容
1.5.1外壳及箱沿应无异常发热；
1.5.2各部位的接地应完好；必要时应测量铁芯和夹件的接地电流；
1.5.3有载调压装置的动作情况应正常；
1.5.4各种标志应齐全明显；
1.5.5各种保护装置应齐全、良好；
1.5.6各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠；
1.5.7消防设施应齐全完好；
1.5.8室(洞)内变压器通风设备应完好；
1.5.9贮油池和排油设施应保持良好状态。
2、变压器的投运和停运
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。
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。
2.3 变压器投运和停运的操作程序应在现场规程中规定，并须遵守下列各项：
2.3.1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；
2.3.2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；
2.3.3允许用熔断器投切空载配电变压器和66kV的站用变压器。
2.4 新投运的变压器应按GBJ148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。
2.5 新装、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24h。
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。
2.6 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。
2.7 干式变压器在停运和保管期间，应防止绝缘受潮。
2.8 消弧线圈投入运行前，应使其分接位置与系统运行情况相符，且导通良好。消弧线圈应在系统无接地现象时投切。在系统中性点位移电压高于0.5倍相电压时，不得用隔离开关切消弧线圈。
2.9 消弧线圈中一台变压器的中性点切换到另一台时，必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。
3、瓦斯保护装置的运行
3.1 变压器运行时瓦斯保护装置应接信号和跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。
3.2 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，此时其它保护装置仍应接跳闸。
3.3 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。
3.4 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。
4、变压器分接开关的运行维护
4.1 变压器有载分接开关的操作规定
4.1.1应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；
4.1.2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；
4.1.3应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合规定要求。
4.2 变压器有载分接开关的维护规定
4.2.1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；
4.2.2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；
4.2.3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；
4.2.4操作机构应经常保持良好状态。
4.2.5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。
4.3 为防止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、变压器的并列运行
5.1 变压器并列运行的基本条件
5.1.1联结组标号相同；
5.1.2电压比相等；
5.1.3阻抗电压值相等。
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。
（四）、变压器的不正常运行和处理
1、运行中的不正常现象和处理
1.1 值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录。
1.2 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：
1.2.1变压器声响明显增大，内部有爆裂声；
1.2.2严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；
1.2.3套管有严重的破损和放电现象；
1.2.4变压器冒烟着火。
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。
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。
1.5 变压器油温升高超过制造厂规定或表1所示的限值时，值班人员应按以下步骤检查处理：
1.5.1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；
1.5.2核对温度测量装置；
1.5.3检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。
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。
在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。
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。
1.6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。补油时应遵守规定，禁止从变压器下部补油。
1.7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。
1.8 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，可采取措施将电流限制在100mA左右，并加强监视。
1.9 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。
2、瓦斯保护装置动作的处理
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，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。
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：
2.2.1是否呼吸不畅或排气未尽；
2.2.2保护及直流等二次回路是否正常；
2.2.3变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；
2.2.4气体继电器中积集气体量，是否可燃；
2.2.5气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；
2.2.6必要的电气试验结果；
2.2.7变压器其它继电保护装置动作情况。
3、变压器跳闸和灭火
3.1 变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。
若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。
3.2 变压器着火时，应立即断开电源，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。
四、 附则
1、本规程由设备部起草并归口管理；
2、本规程自下发之日起实施。