国家电网公司
二○○五年三月
目 录
第一章 总则 1
第二章 引用标准 1
第三章 设备的验收 2
第四章 设备运行维护管理 12
第五章 运行巡视检查项目及要求 24
第六章 变压器负荷运行管理和处理要求 29
第七章 操作方法、程序及注意事项 31
第八章 缺陷管理及异常处理 36
第九章 事故和故障处理预案 42
第十章 培训要求 48
第十一章 设备技术管理 49
第十二章 变压器备品备件管理 52
第十三章 变压器报废和更新 54
附录A 油浸式电力变压器负载导则（GB/T15164）的部分内容 55
附录B变压器非停季度统计表 61
编制说明 63
第一章 总则
第一条 为了规范变压器（电抗器）的运行管理，使其达到制度化、规范化，保证设备安全、可靠和经济运行，特制定本规范。
第二条 本规范是依据国家、行业有关标准、规程、制度及《国家电网公司变电站管理规范》，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备运行经验而制定。
第三条 本规范对油浸式变压器（电抗器）运行管理中的设备验收、巡视和维护、负荷管理、缺陷和故障处理、技术管理和培训等工作提出了具体要求。
第四条 本规范适用于国家电网公司系统的110（66）kV?500kV油浸式变压器（电抗器）的运行管理工作。35kV油浸式变压器（电抗器）可参照执行。
第五条 各网、省（市）电力公司可根据本规范，结合本地区实际情况制定相应的实施细则。
第二章 引用标准
第六条 以下为本规范引用的标准、规程和导则，但不限于此。
GB311.1-1997 高压输配电设备的绝缘配合
GB/T311.2-2000 绝缘配合 第二部分 高压输配电设备的绝缘配合使用导则
GB1094.1-1996 电力变压器 第一部分 总则
GB1094.2-1996 电力变压器 第二部分 温升
GB1094.3-2003 电力变压器 第三部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T6451-1999 三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T15164-1994 油浸式电力变压器负载导则
GB/T13499-2002 电力变压器应用导则
GBJ148-1990 电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范
DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程
GB/T5582-1993 高压电力设备外绝缘污秽等级
DL/T572-1995 电力变压器运行规程
DL/T573-1995 电力变压器检修导则
GB/T 10229-1988 电抗器
JB/T 8751-1998 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求
DL/T586-1995 电力设备用户监造技术导则
DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则
DL/T574-1995 有载分接开关运行维护导则
DL/T540-1994 QJ25、50、80型气体继电器校验规程
DL 408-1991 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）
国家电网公司 《变电站运行管理规范》
国家电网公司 《电力生产设备评估管理办法》
国家电网公司 《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术标准》
国家电网公司 《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）检修规范》
国家电网公司 《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术监督规定》
国家电网公司 《预防110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施》
第三章 设备的验收
第七条 新设备验收的项目及要求
（一） 设备运抵现场、就位后的验收
（1）油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。
（2）油箱箱盖或钟罩法兰及封板的连接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏；浸入油中运输的附件，其油箱应无渗漏。
（3）套管外表面无损伤、裂痕，充油套管无渗漏。
（4）充气运输的设备，油箱内应为正压，其压力为0.01～0.03MPa。
（5）检查三维冲击记录仪，设备在运输及就位过程中受到的冲击值，应符合制造厂规定。一般小于3g 。
（6）设备基础的轨道应水平，轨距与轮距应配合。装有滚轮的变压器，应将滚轮用能拆卸的制动装置加以固定。
（7）变压器（电抗器）顶盖沿气体继电器油流方向有1%～1.5%的升高坡度（制造厂家不要求的除外）。
（8）与封闭母线连接时，其套管中心应与封闭母线中心线相符。
（9）组部件、备件应齐全，规格应符合设计要求，包装及密封应良好。
（10）产品的技术文件应齐全，
（11）变压器绝缘油应符合国家标准规定。
（二） 变压器安装、试验完毕后的验收
1. 变压器本体和附件
（1）变压器本体和组部件等各部位均无渗漏。
（2）储油柜油位合适，油位表指示正确。
（3）套管：
1）瓷套表面清洁无裂缝、损伤；
2）套管固定可靠、各螺栓受力均匀；
3）油位指示正常。油位表朝向应便于运行巡视；
4）电容套管末屏接地可靠；
5）引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各导电接触面应涂有电力复合脂。引线松紧适当，无明显过紧过松现象。
（4）升高座和套管型电流互感器:
1）放气塞位置应在升高座最高处；
2）套管型电流互感器二次接线板及端子密封完好，无渗漏，清洁无氧化；
3）套管型电流互感器二次引线连接螺栓紧固、接线可靠、二次引线裸露部分不大于5mm；
4）套管型电流互感器二次备用绕组经短接后接地，检查二次极性的正确性，电压比与实际相符。
（5）气体继电器:
1）检查气体继电器是否已解除运输用的固定，继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好，连通管应有1%～1.5%的升高坡度；
2）集气盒内应充满变压器油、且密封良好；
3）气体继电器应具备防潮和防进水的功能，如不具备应加装防雨罩；
4）轻、重瓦斯接点动作正确，气体继电器按DL/T540校验合格，动作值符合整定要求；
5）气体继电器的电缆应采用耐油屏蔽电缆，电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好；
6）观察窗的挡板应处于打开位置。
（6）压力释放阀:
1）压力释放阀及导向装置的安装方向应正确；阀盖和升高座内应清洁，密封良好；
2）压力释放阀的接点动作可靠，信号正确，接点和回路绝缘良好；
3）压力释放阀的电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好；
4）压力释放阀应具备防潮和防进水的功能，如不具备应加装防雨罩。
（7）无励磁分接开关
1）档位指示器清晰，操作灵活、切换正确，内部实际档位与外部档位指示正确一致；
2）机械操作闭锁装置的止钉螺丝固定到位；
3）机械操作装置应无锈蚀并涂有润滑脂。
（8）有载分接开关:
1) 传动机构应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，无卡涩现象；传动机构的磨擦部分涂有适合当地气候条件的润滑脂；
2）电气控制回路接线正确、螺栓紧固、绝缘良好；接触器动作正确、接触可靠；
3）远方操作、就地操作、紧急停止按钮、电气闭锁和机械闭锁正确可靠；
4）电机保护、步进保护、连动保护、相序保护、手动操作保护正确可靠；
5）切换装置的工作顺序应符合制造厂规定；正、反两个方向操作至分接开关动作时的圈数误差应符合制造厂规定；
6) 在极限位置时，其机械闭锁与极限开关的电气联锁动作应正确；
7) 操动机构档位指示、分接开关本体分接位置指示、监控系统上分接开关分接位置指示应一致；
8）压力释放阀（防爆膜）完好无损。如采用防爆膜，防爆膜上面应用明显的防护警示标示；如采用压力释放阀，应按变压器本体压力释放阀的相关要求；
9）油道畅通，油位指示正常，外部密封无渗油，进出油管标志明显；
10) 单相有载调压变压器组进行分接变换操作时应采用三相同步远方或就地电气操作并有失步保护；
11）带电滤油装置控制回路接线正确可靠；
12）带电滤油装置运行时应无异常的振动和噪声，压力符合制造厂规定；
13）带电滤油装置各管道连接处密封良好；
14) 带电滤油装置各部位应均无残余气体（制造厂有特殊规定除外）。
（9）吸湿器:
1）吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好，呼吸应畅通；
2）吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或满足产品的技术要求。
（10）测温装置:
1) 温度计动作接点整定正确、动作可靠；
2) 就地和远方温度计指示值应一致；
3) 顶盖上的温度计座内应注满变压器油，密封良好 ；闲置的温度计座也应注满变压器油密封，不得进水；
4) 膨胀式信号温度计的细金属软管（毛细管）不得有压扁或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm；
5) 记忆最高温度的指针应与指示实际温度的指针重叠。
（11）净油器:
1）上下阀门均应在开启位置；
2）滤网材质和安装正确；
3）硅胶规格和装载量符合要求。
（12）本体、中性点和铁心接地:
1）变压器本体油箱应在不同位置分别有两根引向不同地点的水平接地体。每根接地线的截面应满足设计的要求；
2）变压器本体油箱接地引线螺栓紧固，接触良好；
3）110kV（66 kV）及以上绕组的每根中性点接地引下线的截面应满足设计的要求，并有两根分别引向不同地点的水平接地体；
4）铁心接地引出线（包括铁轭有单独引出的接地引线）的规格和与油箱间的绝缘应满足设计的要求，接地引出线可靠接地。 引出线的设置位置有利于监测接地电流。
（13）控制箱（包括有载分接开关、冷却系统控制箱）：
1）控制箱及内部电器的铭牌、型号、规格应符合设计要求，外壳、漆层、手柄、瓷件、胶木电器应无损伤、裂纹或变形；
2）控制回路接线应排列整齐、清晰、美观， 绝缘良好无损伤。接线应采用铜质或有电镀金属防锈层的螺栓紧固，且应有防松装置，引线裸露部分不大于5mm；连接导线截面符合设计要求、标志清晰；
3）控制箱及内部元件外壳、框架的接零或接地应符合设计要求，连接可靠；
4）内部断路器、接触器动作灵活无卡涩，触头接触紧密、可靠，无异常声音；
5）保护电动机用的热继电器或断路器的整定值应是电动机额定电流的0.95～1.05倍；
6）内部元件及转换开关各位置的命名应正确无误并符合设计要求；
7）控制箱密封良好，内外清洁无锈蚀，端子排清洁无异物，驱潮装置工作正常；
8）交直流应使用独立的电缆, 回路分开。
（14）冷却装置:
1)风扇电动机及叶片应安装牢固，并应转动灵活，无卡阻；试转时应无振动、过热； 叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向正确；电动机保护不误动，电源线应采用具有耐油性能的绝缘导线；
2)散热片表面油漆完好，无渗油现象；
3)管路中阀门操作灵活、开闭位置正确；阀门及法兰连接处密封良好无渗油现象；
4)油泵转向正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象，油泵保护不误动；密封良 好，无渗油或进气现象（负压区严禁渗漏）。油流继电器指示正确，无抖动现象；
5)备用、辅助冷却器应按规定投入；
6)电源应按规定投入和自动切换，信号正确。
（15）其他:
1）所有导气管外表无异常，各连接处密封良好；
2）变压器各部位均无残余气体；
3）二次电缆排列应整齐，绝缘良好；
4）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油阀门应开闭正确，且开、关位置标色清晰，指示正确；
5）感温电缆应避开检修通道。安装牢固（安装固定电缆夹具应具有长期户外使用的性能）、位置正确；
6）变压器整体油漆均匀完好，相色正确；
7) 进出油管标识清晰、正确。
2． 交接试验项目
(1) 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比、极化指数。
(2) 绕组连同套管的介质损耗因数。
(3) 绕组连同套管的直流电阻和泄漏电流。
(4) 铁心、夹件对地绝缘电阻。
(5) 变压器电压比、连接组别和极性。
(6) 变压器局部放电测量。
(7) 外施工频交流耐压试验。
(8) 套管主屏绝缘电阻、电容值、介质损耗因数、末屏绝缘电阻及介质损耗因数。
(9) 本体绝缘油试验（必要时包括套管绝缘油试验）：
１）界面张力；
２）酸值；
３）水溶性酸（pH值）；
４）机械杂质；
５）闪点；
６）绝缘油电气强度；
７）油介质损耗因数（90℃）；
８）绝缘油中微水含量；
９）绝缘油中含气量（330kV及以上）；
１０）色谱分析。
(10) 套管型电流互感器试验：
1) 绝缘电阻；
2）直流电阻；
3）电流比及极性；
4）伏安特性。
(11) 有载分接开关试验：
1) 绝缘油电气强度；
2) 绝缘油中微水含量；
3) 动作顺序（或动作圈数）；
4) 切换试验；
5) 密封试验。
（12） 绕组变形试验。
3 ．竣工资料
变压器竣工应提供以下资料，所提供的资料应完整无缺，符合验收规范、技术合同等要求。
（1）变压器订货技术合同（或技术合同）。
（2）变压器安装使用说明书。
（3）变压器出厂合格证。
（4）有载分接开关安装使用说明书。
（5）无励磁分接开关安装使用说明书。
（6）有载分接开关在线滤油装置安装使用说明书。
（7）本体油色谱在线监测装置安装使用说明书。
（8）本体气体继电器安装使用说明书及试验合格证；压力释放阀出厂合格证及动作试验报告。
（9）有载分接开关体气体继电器安装使用说明书。
（10）冷却器安装使用说明书。
（11）温度计安装使用说明书。
（12）吸湿器安装使用说明书。
（13）油位计安装使用说明书。
（14）变压器油产地和牌号等相关资料。
（15）出厂试验报告。
（16）安装报告。
（17）内检报告。
（18）整体密封试验报告。
（19）调试报告。
（20）变更设计的技术文件。
（21）竣工图。
（22）备品备件移交清单。
（23）专用工器具移交清单。
（24）设备开箱记录。
（25）设备监造报告。
（三） 验收和审批
（1）变压器整体验收的条件：
1）变压器及附件已安装调试完毕；
2）交接试验合格，施工图、各项调试或试验报告、监理报告等技术资料和文件已整理完毕；
3）预验收合格，缺陷已消除；场地已清理干净。
（2）变压器整体验收的要求和内容：
1）项目负责单位应在工程竣工前十五天通知有关单位准备工程竣工验收，并组织相关单位参加，监理单位配合；
2） 验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知相关单位并限期整改。验收合格后方可投入生产运行；
3）在投产设备保质期内发现质量问题，应由建设单位负责处理。
（3）审批：
验收结束后，将验收报告交启动委员会审核批准。
第八条 检修设备验收的项目和要求
（一） 大修验收的项目和要求(包括更换线圈和更换内部引线等)
1.变压器绕组
(1)清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹。
(2)围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处搭接应错开不堵塞油道。
(3)支撑围屏的长垫块无爬电痕迹。
(4)相间隔板完整固定牢固。
(5)绕组应清洁,表面无油垢、变形。
(6)整个绕组无倾斜，位移，导线辐向无弹出现象。
(7）各垫块排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，支撑牢固有适当压紧力，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线的厚度。
(8)绕组油道畅通，无油垢及其它杂物积存。
(9)外观整齐清洁，绝缘及导线无破损。
(10)绕组无局部过热和放电痕迹。
2.引线及绝缘支架
（1）引线绝缘包扎完好，无变形、变脆，引线无断股卡伤。
（2）穿缆引线已用白布带半迭包绕一层。
（3）接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺及其它杂质:
1）引线长短适宜，无扭曲；
2）引线绝缘的厚度应足够；
3）绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲、变形及烧伤；
4）绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均应有防松措施；
5）绝缘夹件固定引线处已垫附加绝缘；
6）引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路；线与各部位之间的绝缘距离应足够；
7）大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距，一般应大于100mm，铜（铝）排表面已包扎一层绝缘。
3.铁心
（1) 铁心平整，绝缘漆膜无损伤，叠片紧密，边侧的硅钢片无翘起或成波浪状。铁心各部表面无油垢和杂质，片间无短路，搭接现象，接缝间隙符合要求。
（2）铁心与上下夹件、方铁、压板、底脚板间绝缘良好。
（3) 钢压板与铁心间有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整，无破损和裂纹，并有适当紧固度。
（4）钢压板不得构成闭合回路，并一点接地。
（5）压钉螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够距离。
（6）穿心螺栓紧固，绝缘良好。
（7）铁心间、铁心与夹件间的油道畅通，油道垫块无脱落和堵塞，且排列整齐。
（8）铁心只允许一点接地，接地片应用厚度0.5mm，宽度不小于30mm的紫铜片，插入3～4级铁心间，对大型变压器插入深度不小于80mm，其外露部分已包扎白布带或绝缘。
（9） 铁心段间、组间、铁心对地绝缘电阻良好。
（10）铁心的拉板和钢带应紧固并有足够的机械强度，绝缘良好，不构成环路，不与铁心相接触。
（11）铁心与电场屏蔽金属板（箔）间绝缘良好，接地可靠。
4.无励磁分接开关
（1）开关各部件完整无缺损，紧固件无松动。
（2）机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞，并已调到吊罩前记录档位。
（3) 动、静触头接触电阻不大于500μΩ，触头表面应保持光洁，无氧化变质、过热烧痕、碰伤及镀层脱落。
（4) 绝缘筒应完好、无破损、烧痕、剥裂、变形，表面清洁无油垢；操作杆绝缘良好，无弯曲变形。
5.有载分接开关
（1）切换开关所有紧固件无松动。
（2) 储能机构的主弹簧、复位弹簧、爪卡无变形或断裂。动作部分无严重磨损、擦毛、损伤、卡滞，动作正常无卡滞。
(3) 各触头编织线完整无损。
(4) 切换开关连接主通触头无过热及电弧烧伤痕迹。
(5) 切换开关弧触头及过渡触头烧损情况符合制造厂要求。
(6) 过渡电阻无断裂，其阻值与铭牌值比较，偏差不大于±10%。
(7) 转换器和选择开关触头及导线连接正确，绝缘件无损伤，紧固件紧固，并有防松螺母，分接开关无受力变形。
(8) 对带正、反调的分接开关，检查连接“K”端分接引线在“+”或“－”位置上与转换选择器的动触头支架（绝缘杆）的间隙不应小于10mm。
(9) 选择开关和转换器动静触头无烧伤痕迹与变形。
(10) 切换开关油室底部放油螺栓紧固，且无渗油。
6.油箱
(1) 油箱内部洁净，无锈蚀，漆膜完整，渗漏点已补焊。
（2）强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹。
（3）钟罩和油箱法兰结合面清洁平整。
（4）磁（电）屏蔽装置固定牢固，无异常，可靠接地。
(二) 小修验收的项目和要求
见 第三章第五条（二）1.（变压器本体和附件）。
(三) 试验项目
见 第三章第五条（二）2. 。
(四) 竣工资料
检修竣工资料应含检修报告（包括器身检查报告、整体密封试验报告）、检修前及修后试验报告等：
（1） 本体绝缘和直流电阻试验报告；套管绝缘试验报告。
（2） 本体局部放电试验报告。
（3） 本体、套管油色谱分析报告。
（4） 本体、有载分接开关、套管油质试验报告。
（5） 本体油介质损耗因数试验报告。
（6） 套管型电流互感器试验报告。
（7） 本体油中含气量试验报告。
（8） 本体气体继电器调试报告。
（9） 有载调压开关气体继电器调试报告。
（10) 有载调压开关调试报告；本体油色谱在线监测装置调试报告。
(五) 验收和审批
（1） 变压器整体验收的条件：
1) 变压器及组部件已检修调试完毕；
2) 交接试验合格，各项调试或试验报告等技术资料和文件已整理完毕；
3) 施工单位自检合格，缺陷已消除；
4) 场地已清理干净；
（2）变压器整体验收的内容要求：
1) 项目负责单位应提前通知验收单位准备工程竣工验收。并组织施工单位配合；
2) 验收单位应组织验收小组进行验收。在验收中检查发现的施工质量问题，应以书面形式通知有关单位并限期整改。验收合格后方可投入生产运行。
(3)审批:
验收结束后，将验收报告报请设备主管部门审核批准。
第九条 投运前设备的验收内容
（一） 投运前设备验收的项目、内容及要求(包括检修后的验收)
（1）变压器本体、冷却装置及所有组部件均完整无缺，不渗油，油漆完整。
（2）变压器油箱、铁心和夹件已可靠接地。
（3）变压器顶盖上无遗留杂物。
（4）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门应正确“开、闭”。
（5）电容套管的末屏已可靠接地，套管密封良好，套管外部引线受力均匀，对地和相间距离符合要求，各接触面应涂有电力复合脂。引线松紧适当，无明显过紧过松现象。
（5）变压器的储油柜、充油套管和有载分接开关的油位正常，指示清晰。
（6）升高座已放气完全，充满变压器油。
（7）气体继电器内应无残余气体，重瓦斯必须投跳闸位置，相关保护按规定整定投入运行。
（8）吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，呼吸畅通。
（9）无励磁分接开关三相档位一致，档位处在整定档位，定位装置已定位可靠。
（10）有载分接开关三相档位一致、操作机构、本体上的档位、监控系统中的档位一致。机械连接校验正确，电气、机械限位正常。经二个循环操作正常。
（11）温度计指示正确，整定值符合要求。
（12）冷却装置运转正常，内部断路器、转换开关投切位置已符合运行要求。
（13）所有电缆应标志清晰。
（14）经缺陷处理的设备的验收见第六条的相关内容。
（二）投运前设备验收的条件
（1）变压器及组部件工作已结束，人员已退场，场地已清理干净。
（2）各项调试、试验合格。
（3）施工单位自检合格，缺陷已消除。
（三）投运前设备验收的方法
（1）项目负责单位应在工作票结束前通知变电运行人员进行验收。并组织相关单位配合。
（2）运行单位应组织精干人员进行验收。在验收中检查发现缺陷，应要求相关单位立即处理。验收合格后方可投入生产运行。
第四章 设备运行维护管理
第十条 变压器（电抗器）设备运行维护
（一） 变压器（电抗器）本体
（1）变压器和电抗器送电前必须试验合格，各项检查项目合格，各项指标满足要求，保护按整定配置要求投入，并经验收合格，方可投运。
（2）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％，超过105％应有相关规定。并联电抗器的允许过电压运行的倍数和时间，按制造厂的规定。
（3）强迫油循环风冷变压器的最高上层油温一般不得超过85℃；油浸风冷和自冷变压器上层油温不宜经常超过85℃，最高一般不得超过95℃；制造厂有规定的可参照制造厂规定。
（4）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）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。
（5） 变压器过负荷应符合下列规定：
1) 变压器的过负荷倍数和持续时间要视变压器热特性参数、绝缘状况、冷却装置能力等因素来确定；
2) 强油循环风冷变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器（包括备用冷却器）；
3）变压器在过负荷时，应加强对变压器的温度及接头的监视、检查和特巡，发现异常立即汇报调度，必要时采取减负荷措施。
（6） 对中性点接地方式的规定：
1) 自耦变压器的中性点必须直接接地或经小电抗接地；
2) 110KV及以上中性点有效接地系统中投运或停役变压器的操作，中性点必须先接地。投入后可按系统需要决定中性点接地是否断开；
3) 变压器高压侧与系统断开时，由中压侧向低压侧（或相反方向）送电，变压器高压侧的中性点必须可靠接地。
（7）环境温度或负荷异常升高时，必需缩短巡视周期，发现异常及时上报。
（8）对长期存放的变压器，如超过半年，应注油保存，且定期检查密封情况和定期对油进行循环试验。
（二） 绝缘油
(1) 油的存放和使用：加强绝缘油的管理。新油特别是补充添加油定货时应确定油源合牌号，经验收合格后方可使用。严禁不同种类或不同用处的油混合使用。
需用添加油时，尽量使用同油源同牌号的合格油，或必要时先做混油试验确认可行后方可添加。
绝缘油介质损耗因数超标的应进行滤油或换油处理。换油处理前宜先将原绝缘油处理至较低介质损耗因数值，充分滴油后再注入新油。
如油介质损耗因数超标且本体介质损耗因数也超标或接近超标、绝缘电阻明显下降的，除进行油处理外，还应对变压器器身进行干燥处理。
(2)对油中气体色谱分析的规定:
1）油中气体色谱分析应符合GB/T7252的规定；
2）220kV及以上电压等级变压器、电抗器和125MW及以上容量发电机组的高压厂变、启备变，在投产五年以内，油色谱检测周期宜为3个月1次。110kV变压器，在投产五年以内，油色谱检测周期宜为6个月1次，投产5年以后按预试规程规定执行；
3）油浸电容式套管的取样时间原则按制造厂规定或必要时进行；
4）变压器在规定的绝缘试验前后都应进行油的色谱分析；
5) 对有隐患的老旧变压器，应适当缩短油色谱取样周期；
6) 在变压器承受近区故障后，应对变压器本体油取样分析1次；
7) 变压器在夏季高峰高负荷运行后，宜进行变压器油色谱分析；
8) 运行中发现油色谱或含气量数据明显增大时，应进行油色谱跟踪分析。
（三） 套管
(1)纯瓷套管的维护:
1）套管固定时，压脚用力必须均匀，瓷套外表面应无损伤、爬电痕迹、闪络等现象；
2）变压器绕组与套管必须可靠连接，防止局部过热；
3）变压器在注油后，套管及其升高座的放气孔需充分放气。
(2) 电容式套管的维护:
1) 套管的油位。运行中应密切注意套管油位的变化，如果发现油位过高或过低，应及时查明原因和处理。如套管没有设置取样阀，一般不取油样进行分析。如套管设有取样阀，取样或油位偏高需调整油位时可通过取样阀进行，但补充油必须通过顶部储油柜的注油塞，有关工艺按制造厂规定。指针式显示油位的套管在运行时要求指针指示正常；
2) 运行时应确保套管的各部位密封良好；
3) 作为备品的110kV（66 kV）及以上套管，应置于户内且竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮；
4) 套管渗漏油时，无论是内渗还是外渗，都应及时处理，防止内部受潮而损坏；
5) 套管每次取油样和注油后必须更换取样口和注油口处的密封垫并涂厌氧胶；
6) 套管安装就位后，带电前必须静放。500kV套管静放时间不得少于36h，110～220kV套管不得少于24h。对保存期超过1年且不能确认电容芯子浸在油中的110kV（66 kV）及以上套管，安装前应进行局放试验、介质损耗因数试验。
(3)干式电容套管的维护:变压器干式电容套管应在运行中加强监视。具体试验项目按制造厂规定进行。
（四） 有载分接开关
（1）有载分接开关的维护：
1) 分接开关的维护必须遵循制造厂使用说明书和有关标准、规程所规定的要求；
2) 维护前的检查、测试及其它事项。
根据维护目的，检查有关部位，查看有关缺陷情况，测量必要的数据并进行分析。检查各部分密封及渗、漏油情况，并作好记录。进行手动和电动分接变换操作，检查各部分动作的正确性。，为便于检修和管理，检修前将分接位置调整至整定工作位置；
3）有载分接开关维护周期。
原则上在有载调压变压器大、小修的同时，相应进行分接开关的大、小修。进口开关按制造厂规定执行。
运行中分接开关油室内的绝缘油，每6个月至1年或分接变换2000～4000次，至少采样1次，作击穿耐压等油试验。分接开关投运初的1～2年或分接变换5000次，切换开关或组合型开关宜吊芯检查一次。运行中的分接开关，每1～2年或分接变换5000～1万次或油击穿电压低于25kV时，应开盖清洗、换油，或进行滤油处理。
运行中分接开关累计分接变换次数达到规定检修周期的分接变换次数限额后，应进行大修；
4) 分接开关电动机构的维护。
每年清扫1次，清扫检查前先切断操作电源，然后清理箱内尘土。检查机构箱密封与防尘情况；检查电气控制回路各接点接触是否良好；检查机械传动部位连接是否良好，是否有适量的润滑；检查加热器是否良好；
5) 分接开关维护注意事项。
分接开关每次检查、检修、调试或故障处理均应填写报告或记录。
从分接开关油室中取油样时，必须先放去排油管中的污油，然后再取油样。当其击穿电压不符合要求时，应及时安排处理。换油时，先排尽油室及排油管中污油，然后再用合格绝缘油进行清洗。注油后应静止一段时间，直至油中气泡全部逸出为止。
如带电滤油，应中止分接变换，其油流控制继电器或气体继电器应改接信号，同时应遵守带电作业有关规定，采取措施确保油流闭路循环，控制适当的油流速度，防止空气进入或产生危及安全运行的静电。
当怀疑分接开关的油室因密封缺陷而渗漏，致使分接开关油位异常升高、降低或变压器本体绝缘油色谱气体含量出现异常变化时，可停止分接开关的分接变换，调整油位，进行跟踪分析。
用于绕组中性点调压的组合式分接开关，其切换开关中性线裸铜软线应加包绝缘。
切换开关芯体吊出，一般宜在指定工作位置进行。复装后注油前，应手摇操作，观察其动作切换情况是否正确，并测量变压器绕组直流电阻。变压器绕组的直流电阻一般应在所有分接位置测量，但在转换选择器工作位置不变的情况下，至少测量3个连续分接位置。当发现相邻分接位置的直流电阻值相同或超过2个分接级电阻阻值时，应及时查明原因，消除故障。
分接开关操作机构垂直转轴拆动前，应预先设置在整定工作位置，复装连接也应在整定工作位置进行。
凡是电动机构和分接开关分离复装后，均应做连接校验。连接校验前必须先切断电动机构操作电源，手摇操作做连接校验，正确后固定转轴，方可投入使用。同时应测量变压器各分接位置的电压比及连同绕组的直流电阻。
（2）切换开关的吊芯检修：
1) 放尽分接开关油室及其储油柜内的绝缘油，关闭分接开关头部所有油阀门，抽去油室内绝缘油，打开顶盖，按说明书的视图要求，拧出螺钉；
2) 小心吊出切换开关本体(建议在整定工作位置进行)，并逐项进行如下检查与维修。
清洗切换开关油室与芯体：排尽污油，用合格绝缘油冲洗，清除内壁与芯体上的游离碳，再次用合格绝缘油进行冲洗。按如下要求进行切换开关的检查与维修：
a) 检查各紧固件是否松动。
b) 检查快速机构的主弹簧、复位弹簧、爪卡是否变形或断裂。
c) 检查各触头编织软连接线有无断股。
d) 检查切换开关动、静触头的烧损程度。
e) 检查过渡电阻是否有断裂，同时测量直流电阻，其阻值与产品出厂铭牌数据相比，偏差值不大于土10％。
f) 测量每相单、双数与中性引出点间的回路电阻，其阻值应符合要求。
g) 测量切换动、静触头的动作顺序，全部动作顺序应符合产品技术要求。
3) 必要时应将切换开关解体检查、清洗、维修与更换零部件，然后测试动作顺序与测量接触电阻，合格后置于起始工作位置；
4） 将切换开关吊回油室，复装注油；
5） 打开分接开关头部所有油阀门，从储油柜补充绝缘油。
（3）选择开关的吊芯检查：
检查动、静触头间的磨损情况，各部位接头及其紧固件是否松动，拨盘、拨钉、定位钉、绝缘传动轴是否弯曲，测量各分接位置触头间的接触电阻。
（4）分接选择器、转换选择器的检查与维修仅在变压器大修时或必要时进行(检查项目参照选择开关)。
（5）分接开关大修项目：
1) 分接开关芯体吊芯检查、维修、调试；
2) 分接开关油室的清洗、检漏与维修；
3) 驱动机构检查、清扫、加油与维修；
4) 储油柜及其附件的检查与维修；
5) 自动控制装置的检查；
6) 储油柜及油室中绝缘油的处理；压力继电器、油流控制继电器(或气体继电器)、压力释放阀的检查、维修与校验；
7) 电动机构及其它器件的检查、维修与调试；
8) 各部位密封检查，渗漏油处理；
9) 电气控制回路的检查、维修与调试；
10) 分接开关与电动机构的连接校验与调试。
（6）分接开关小修项目：
1) 机械传动部位与传动齿轮盒的检查与加油；
2) 电动机构箱的检查与清扫；
3) 各部位的密封检查；
4) 油流控制继电器(或气体继电器)、压力继电器、压力释放阀的检查；
5) 电气控制回路的检查。
（五） 无励磁分接开关
（1）由于不同开关间的性能差别较大，运行维护、档位调条必须严格参照说明书的要求，以防止开关切换不到位。
（2）在进行开关档位的切换并锁紧后，必须经电压比和直流电阻测量合格后方可投入运行。
（3）无励磁调压分接开关如在某一档位运行了较长时间，换档运行时应先反复作全程操作，以便消除触头上的氧化膜，再切换到新的档位，并且三相档位必须确保一致。
（4）在无励磁调压分接开关的传动部位应涂有适量的润滑剂，防止开关长时间不操作后的卡涩、生锈。
（六） 冷却装置
（1）冷却装置的投入试运行：
1)检查变压器风扇的运转情况，将冷却装置的风扇投入运转，检查其转向是否正确，有无明显的振动和杂音，以及叶轮有无碰擦风筒现象，如有上述现象应进行调整；
2）冷却装置控制及保护系统，根据控制箱电路图及接线图检查总控制箱与分控制箱的线路连接是否正确可靠，检查分控制箱中热继电器的热元件电流整定值是否合适(整定值应稍大于电动机的工作电流)，热继电器是否已调整至手动复位位置，如不符应进行调整，以免运行时发生过载、断相而烧毁电机；
3）冷却器逐台进行试运行，试运行时应检查下述各项：
检查油泵和油流继电器的工作情况应正常。
试运行时发出的各种信号应正确。
冷却器运转应正常，无明显振动和杂音。
冷却装置无渗漏现象。
（2）冷却器的维护和检修：
冷却器经长期运行后，可根据具体情况定期进行清洗。一般可用500kPa压力的水进行冲洗，清洗程度可根据排水的清浊来判定，水洗后应起动风扇使冷却器干燥。
1） 变压器油泵的维护和检修：新安装的油泵在半年内应加强巡视和检查。若检查发现有异常现象时，如振动加剧、运行声音异常、电流增大、严重渗漏油等，均应及时检修，排除故障后方可投入运行。
潜油泵应采用E级或D级轴承，油泵应选用较低转速油泵（小于1500rpm）。高转速油泵应结合检修进行更换。
停放1年以上或检修后的变压器油泵，在使用前应按使用说明书进行测量，并进行运转试验，试验时油泵应转动灵活、轻快，转子与定子、叶轮与蜗壳无磨擦现象。
用2500V绝缘电阻表测量变压器油泵对地的绝缘电阻，其值不小于1MΩ。
应特别注意油泵停止运行时负压区出现的渗漏油。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。
2）变压器风扇的维护和检修：新安装的风扇在半年内应加强巡视和检查。若在检查时，发现有异常现象，如振动加剧、运行声音异常、电流增大等，均应及时检修，排除故障后方可投入运行。
风扇电动机的轴承应定期维护、更换，更换时间应根据使用情况确定。
为保障变压器风扇的安全运行，提高风扇的使用寿命，要定期维护、更换。
停放一年以上或检修后的变压器风扇，在使用前要按使用说明进行测量后，再进行运转试验，试验时风扇应转动灵活、轻快、无杂音。
用2500V绝缘电阻表测量变压器风扇电动机对地的绝缘电阻，其值不小于1MΩ；
3) 油流继电器的维护：油流继电器每年应检查一次。 运行中继电器的指针出现抖动现象，应尽快查明原因和处理，防止脱落的挡板进入变压器本体内。
（3）散热器的维护和检修：
1）新安装的片扇在半年内应加强巡视和检查；
2）片扇出现严重渗漏油或顶部出现渗漏油，应及时处理。
（七） 温度计（测温装置）
（1）变压器应装有测量顶层油温的温度计，如有指示曾经到过的最高温度的指针，安装时，必须将该指针放在与显示实时温度重叠的位置。
（2）变压器必须定期检查、记录变压器油温及曾经到过的最高温度值。应按照顶层油温值来控制冷却装置的投切、温度过高发信。
（3）确保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℃。
（4）温度计座内应注有适量的变压器油。
（5） 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。
（6）应结合停电，定期校验温度计。
（八） 气体继电器
（1） 气体继电器的维护：
1）继电器应通过气塞反复排出变压器本体内的气体；
2) 运行时应确保跳闸和信号回路的绝缘性能良好；
3) 气体继电器应结合变压器停电进行二次回路电气绝缘试验及轻瓦斯动作准确度校验。在变压器检修时或有条件时应拆下继电器进行动作特性校验，并做好相应记录。 更换或增添磁铁及干簧触点附近的零件时，应采用非导磁材料制造的零件。不应随便拆卸干簧触点，特别是根部引线不得任意弯折，以免损坏；
4) 继电器应具备防振、防雨和防潮功能；
5) 变压器在运行时，继电器应根据不同的运行、检修方式（如进行油处理时）及时调整继电器的保护方式，并尽快恢复原状；
6) 当气体继电器发信或动作跳闸时，应进行相应电气试验，并取气样进行必要的分析，综合判断变压器故障性质，决定是否投运；
7) 有载分接开关气体继电器出现积气现象时应及时检查分析。重视继电器内游离炭的积累，将引起接线端子的绝缘下降或接地现象，应及时清除。
(2) 利用导气盒实现在地面排气和取气样：
1) 在继电器内有气体需要进行取气样或排气时，先拧松导气盒底部的放油塞，放出部分变压器油，使油面下降，随之继电器内的气体通过铜管进入导气盒，就可以通过导气盒上侧的放气塞进行放气或取气；
2) 运行时必须注意导气盒及各接头的密封情况。
（九） 压力释放阀
（1）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。
（2）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。
（3）采取有效措施防潮防积水。
（4）结合变压器大修应做好压力释放阀的校验工作。
（5）释放阀的导向装置安装和朝向正确，确保油的释放通道畅通。
（6）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。
（十） 突变压力继电器
（1）当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形，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行。突变压力继电器动作压力值一般25kPa±20%。当无法确认突变压力继电器性能是否良好时，此继电器宜投信号。
（2）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1～3m。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。
（3）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。
（十一） 有载分接开关在线滤油装置（若有）
（1）运行单位应将滤油装置视为变压器的附件之一，定期对其进行巡视、维护。对于刚刚投入运行的滤油装置宜增加巡视次数。
（2）滤油装置的工作方式主要有三种：即联动、定时、手动滤油。手动一般在调试时使用。为了将有载分接开关拉弧后产生的游离炭及时去除，宜采用联动滤油方式；对于动作次数较少或不动作的有载分接开关，可设置为定时滤油方式。
（3）滤油装置的进出油管只能与分接开关头部法兰的抽油弯管S、注油弯管Q相连接，不允许通过有载分接开关的储油柜及气体继电器形成循环回路。进出油管应分别装有球阀，正常运行时2只阀门必须处于“打开”位置。
（4）管道连接完毕后，应启动滤油装置使绝缘油循环，并将油路中的残留空气排尽。
（5）当滤油装置处于滤油过程中时，有载分接开关可照常操作。
（6）对已运行的变压器有载分接开关加装滤油装置，若有必要需在变压器油箱上焊接的，应尽量考虑焊在加强筋上，并建议在变压器恢复运行时对变压器本体绝缘油进行油色谱跟踪分析，着重检查C2H2含量。
（7）当发现滤油装置有渗漏油、声音异常、电源异常、发报警信号等情况时，应及时向上级主管部门汇报和处理。
（8）当滤芯失效报警并确认失效后，应及时更换滤芯；当压力表显示的压力超过厂家的规定值时也应更换滤芯，除水滤芯经高温干燥后可考虑再利用。
（9）对已安装滤油装置的有载分接开关，每天的动作次数可以放宽。
（10）滤芯备品必须使用原配滤芯，保存和更换时不允许将滤芯长时间暴露在空气中，以免受潮。
（十二） 储油柜
（1）在安装或检修变压器时，应按厂家提供的油位和温度曲线调整储油柜油位，不宜过高或过低，没有曲线的按现场油温调整。
（2）运行中应加强储油柜油位的监视，特别是温度或负荷异常变化时。巡视时应记录油位、温度、负荷等数据。
（3）隔膜式和胶囊式储油柜内部的隔膜与胶囊，容易出现老化、开裂现象，应注意检查。
（4）隔膜式储油柜的隔膜被压在上下储油柜之间，容易出现渗漏油现象，当出现负压时，储油柜内易进入空气和水，运行时必须加强监视。
（5）铁磁油位计是显示隔膜式和胶囊式储油柜油位的主要方法，油位计靠机械转换和传动来实现，应定期检查实际油位，防止出现假油位现象。
（6）玻璃管式油位计应将小胶囊和玻璃管的气体充分排出，防止出现假油位现象。
（7）运行中应确保隔膜和胶囊与大气相连的管道畅通。
（十三） 吸湿器
（1）吸湿器内的硅胶宜采用同一种变色硅胶。当较多硅胶受潮变色时，需要更换硅胶。对单一颜色硅胶，受潮硅胶不超过2/3。
（2）运行中应监视吸湿器的密封是否良好，当发现吸湿器内的上层硅胶先变色时，可以判定密封不好。
（3）注入吸湿器油杯的油量要适中，过少会影响净化效果，过多会造成呼吸时冒油。
（十四） 阀门
（1）阀门必须根据实际需要，处在关闭和开启位置。通常是逆时针旋转手轮，阀门开启；顺时针方向则关闭阀门。
（2）如阀门一侧与大气相通（如放油阀、备用阀），则在阀门靠大气侧用封板和密封垫封好。
（3）阀门安装时，应注意阀体上箭头方向与出油方向保持一致。
（4）铸铁球阀在运行中出现阀芯等位置渗漏油现象，必须及时处理或结合检修更换阀门。
（7）蝶阀在进行阀门的开启和关闭操作时，应做好阀芯位置的固定措施。
（十五） 净油器
（1）对净油器注油时，应先打开下部的蝶阀，然后打开净油器顶部的放气塞，直至放气塞有变压器油冒出时，打开上部蝶阀。
（2）净油器内的硅胶或活性氧化铝应选用圆形、大粒、不变色的硅胶或活性氧化铝，运行后不会变成粉状，以免透过过滤网进入变压器内。
（3）净油器上下蝶阀处的过滤网应选用尼龙材料、而不能选用金属滤网，以免进入变压器造成其他事故。
（4）出现以下情况则说明硅胶已失效，需更换硅胶:从净油器的进出口取油样，试验耐压值，如已无差异，且耐压值偏低；如油的酸值有显著的增长或油中的水分呈酸性反应时。
（5）更换上的硅胶必须是密封可靠、经过干燥的硅胶，硅胶经干燥处理后可重复使用。
（十六） 二次回路和控制箱
（1）控制箱内的端子应符合继电保护的要求，交、直流回路和信号端子按规定分开。
（2）变压器上的二次电缆应选用符合有关规定的屏蔽电缆。电缆的规格、绝缘及布置应满足设计和运行的要求。
（3）强油循环风冷变压器冷却器控制箱必须满足下列规定：
1) 冷却器应采取各自独立的双电源供电，并能自动切换。当工作电源故障时，自动投入备用电源，并发出音响灯光信号；
2）冷却装置能按照变压器上层油温值或运行电流自动投切；
3）工作或辅助冷却器故障退出后，应自动投入备用冷却器；
4）冷却系统的油泵、风扇等应有过负载、短路及缺相保护。
（4）油浸风冷变压器的控制箱必须满足当上层油温达到55℃时或运行电流达到规定值时，自动投入风扇；当油温降低至45℃，且运行电流降到规定值时，风扇退出运行。
（5）变压器控制箱应符合有关防腐标准，外壳采用不锈钢，防护等级不低于IP54。
（6）变压器控制箱内必须安装温度、湿度的控制元件。
（十七） 油色谱在线监测装置（若有）
（1）运行单位必须将在线监测装置视为变压器的组部件之一，定期对其进行巡视、维护，并应注意变压器油温、负荷等的变化。对刚刚投入运行的在线监测装置宜增加巡视次数。
（2）有关单位应做好监测装置数据上传网络正常的维护。
（3）监测装置应尽可能安装在绝缘油循环较好的位置。新变压器可在订货技术协议中要求在变压器的合适位置预留一个阀门；已运行变压器因条件限制一般考虑安装在本体放油阀处，为不影响放油和取样，可通过三通阀过渡。
（4）变压器安装时（特别在本体抽真空时），应防止装置的传感器处于负压状态，需将阀门关闭；安装完毕后，再将此阀门打开。同时装置外壳的接地、屏蔽必须可靠。运行初期应注意对装置的读数和离线取样分析数据进行比较，并及时予以校正。
（5）运行单位应做好监测数据的统计分析、运行总结工作。
（6）在线监测装置暂不能替代原有的离线取样测试，装有监测装置的单位还应根据常规周期进行取样分析。当在线监测装置反映变压器色谱出现异常，应立即进行离线取样测试，并以后者为主要依据。
（7）运行人员巡视时应检查监测系统软件是否始终处于正常运行状态。当所用电电压超出监测装置规定的范围和所用电切换时，应及时检查装置工作是否正常。
（8）当发生监测装置报警时，应检查网络连通、软件工作是否正常；报警值的设置是否变化。当监测装置出现故障时应组织有关人员进行现场调查，找出故障的原因，及时处理。
（9）当发现传感器与变压器本体连接部位有渗漏油、数据不显示、黑屏等情况，按设备缺陷管理流程，及时上报上级主管部门并处理。
（10）变压器小修时，检修单位应对装置做下列检查：
1）传感器与变压器本体连接部位是否有渗漏油，传感器外观有否锈蚀或受潮现象；
2）接地引线、主机屏蔽是否牢固；
3）电源连接状况、数据显示、软件工作是否正常。
（11）变压器大修或缺陷处理时，应防止装置的传感器处于负压状态，并做好下列工作：
1）变压器不吊芯仅放油时，应首先关紧传感器的阀门，然后再放油；
2）变压器吊罩时，将监测装置拆除，妥善保存。拆卸、安装装置时应按制造厂技术要求进行。
第十一条 变压器保护装置运行维护
（一） 一般规定
变压器保护装置配置原则：
（1）变压器保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
（2）可靠性是指保护该动作时应动作，不该动作时不动作。
（3）选择性是指首先由故障变压器本身的保护切除故障，当故障变压器本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。
（4）灵敏性是指在变压器被保护范围内发生故障时，保护装置应具有必要的灵敏系数。
（5）速动性是指保护装置应能尽快地切除变压器故障，
（二） 气体继电器
（1）新安装的气体继电器及其保护回路，在绝缘检查合格后，对全部连接回路应用工频电压1000V进行持续1min的介质强度试验。全部试验（含流速、容积、绝缘）合格后，变压器方能投入运行。变压器冲击合闸试验时，必须投入气体继电器保护。
（2）已运行的气体继电器及其保护回路，可结合停电预防性试验进行全部检验。全检时也可用检验合格的备品继电器替换，但必须注意检验日期和运输途中的安全可靠性。
（3）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。
（4）气体继电器的布置和设置应符合即便在变压器运行时也易于检查、检修和替换，且在地震系数为水平0.3g时不应误动。
（5）不应采用较少瓦斯气体能直接引起重瓦斯误动作的继电器。
（6）气体继电器有两付接点，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。
（三） 油温保护
（1）变压器投运前和停电进行预防性试验时需对温度计进行校验。温度计量精度应满足有关标准或产品技术规范的要求，温度接点的绝缘电阻不小于20MΩ。
（2）温度计安装时温包应全部插入有油的套筒内，套筒应密封良好。变压器投入运行后就地温度计与远方温度指示应基本一致，如二者差异较大应查明原因。
（3）用油面温度计和负荷电流两个参数控制风扇和油泵的启停，任何一个参数大于某一数值时即启动风扇或油泵，二个参数均小于另一数值时方停用风扇或油泵。对无人值班变电所，冷却装置起停应结合油温、负荷、冷却方式来确定。
（四） 有载分接开关的保护
（1） 分接变换的远方位置指示、电动机构分接位置显示与分接开关分接位置指示均应一致，动作计数器动作正确。
（2）油流控制继电器或气体继电器动作的油流速度应符合制造厂要求，并应校验合格，其重瓦斯接点应接变压器跳闸回路。
（3）启动按钮、紧急停车按钮、电气极限闭锁动作、手摇操作电动闭锁、远方控制操作均应准确可靠
（4）有载调压装置及其自动控制装置，应经常保持在良好运行状态。故障停用，应立即汇报、及时检修。
（5）由3台单相变压器构成的有载调压变压器组，在进行分接变换操作时，应采用三相同步远方或就地电气控制操作并必须具备失步保护。
（6）装有自动控制器的分接开关必须装有计数器，每天定期记录分接变换次数。当计数器失灵时，应暂停使用自动控制器，查明原因，故障消除后，方可恢复自动控制。
（五） 油位保护
变压器油位保护投信号。新变压器投运前和停电进行预防性试验时需进行油位过高和过低保护的模拟传动试验和接点绝缘电阻测试。
（六） 压力释放阀保护
（1）变压器出厂前和必要时需对压力释放阀进行校验，动作压力应满足有关标准或产品技术规范的要求，开关接点间应能承受2000V/1min的工频电压而不发生闪络或击穿。
（2）压力释放阀须有足够的数量和合理的动作压力。
（3）压力释放阀的信号接点应密封良好，做好防雨防潮措施。
（七） 冷却系统保护
（1）每组风扇和油泵应设一公用的断路器用于短路保护（也用于独立电机的过载保护）和一个电磁型电流接触器。
（2）每个接触器的线圈回路应用一独立的电磁型断路器保护。
（3）强油风冷变压器的冷却装置应能保证有一组冷却器具有独立的动力电源，以避免出现因直流电源故障而引起的冷却装置全停。
（4）每个电机应设一过载保护装置（手动复位型）。
（5）装设两个或更多各自独立的冷却器电源，备用电源具有自动投入装置。应定期检查这些电源并检验自动装置的可靠性。
（6）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。无人值班变电所，条件具备时宜投跳。
（八） 突变压力继电器保护（若有）
应选用质量稳定、具有良好运行业绩的突变压力继电器，变压器投运前和停电进行预防性试验时需对保护回路进行传动试验，传动信号直接来自突变压力继电器的内部接点。突变压力继电器宜投信。
（九） 油流继电器保护
运行中应加强对油流继电器的巡视，如发现油流继电器不停的抖动、指针不到位、继电器的挡板脱落等，应及时处理。
（十） 电量保护
变压器电量保护的运行管理按有关规定执行。
第五章 运行巡视检查项目及要求
第十二条 例行巡视和检查项目和要求
(一) 变压器日常巡视检查
（1）日常巡视检查内容：
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；
2）变压器各部位无渗油、漏油；
3）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；
4）变压器声响均匀、正常；
5）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；
6）水冷却器的油压应大于水压(制造厂另有规定者除外)；
7）吸湿器完好，吸附剂干燥，油封油位正常；
8）引线接头、电缆、母线应无发热迹象；
9）压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损；
10）有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；
11）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；
12）气体继电器内应无气体；
13）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；
14）各类指示、灯光、信号应正常；
15）变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；
16）检查变压器各部件的接地应完好；
17）现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目。
（2）对各种值班方式下的巡视时间、次数、内容，各单位应做出明确规定。
（3）例行检查巡视分为正常巡视、全面巡视、熄灯巡视。
（4）正常巡视：
1）有人值班变电所的变压器,每天至少一次；每周至少进行一次夜间巡视；
2）无人值班变电站内的变压器每周二次巡视检查。
（5） 全面巡视，内容主要是对设备进行全面的外部检查，对缺陷有无发展作出鉴定，检查设备防火、防小动物、防误闭锁等有无漏洞，检查接地网及引线是否完好。
（6）每周应进行熄灯巡视一次，内容是检查设备有无电晕、放电、接头有无过热现象。
（二）例行巡视和检查的要求
1． 变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与制造厂提供的油温、油位曲线相对应，温度计指示清晰。
（1）储油柜采用玻璃管作油位计，储油柜上标有油位监视线，分别表示环境温度为-20℃、+20℃、+40℃时变压器对应的油位；如采用磁针式油位计时，在不同环境温度下指针应停留的位置，由制造厂提供的曲线确定。
（2）根据温度表指示检查变压器上层油温是否正常。变压器冷却方式不同，其上层油温或温升亦不同，具体应不超过规定（一般应按制造厂或DL/T572规定）。运行人员不能只以上层油温不超过规定为标准，而应该根据当时的负荷情况、环境温度以及冷却装置投入的情况等，及历史数据进行综合判断。就地与远方油温指示应基本一致。绕组温度仅作参考。
（3）由于在油温40℃左右时，油流的带电倾向性最大，因此变压器可通过控制油泵运行数量来尽量避免变压器绝缘油运行在35℃～45℃温度区域。
2． 变压器各部位无渗油、漏油。应重点检查变压器的油泵、压力释放阀、套管接线柱、各阀门、隔膜式储油柜等。
（1）油泵负压区的渗油，容易造成变压器进水受潮和轻瓦斯有气而发信。
（2）压力释放阀的渗油、漏油（应检查有否动作过）。
（3）套管接线柱处的渗油，检查外部引线的伸缩条及其热胀冷缩性能。
3． 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。检查瓷套，应清洁，无破损、裂纹和打火放电现象。
4． 变压器声响均匀、正常。若变压器附近噪音较大，应利用探声器来检查。
5． 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。冷却器组数应按规定启用，分布合理，油泵运转应正常，无其它金属碰撞声，无漏油现象，运行中的冷却器的油流继电器应指示在“流动位置”，无颤动现象。
（1）油泵及风扇电动机声响是否正常，有无过热现象，风扇叶子有无抖动碰壳现象。
（2）冷却器连接管是否有渗漏油。
（3）油泵、风扇电动机电缆是否完好。
（4）冷却器检查及试验工作以及辅助、备用冷却器运转和信号是否正常。是否按月切换冷却器，是否每季进行一次电源切换并做好记录。
（5）运行中油流继电器指示异常时，应检查油流继电器档板是否损坏脱落。
6． 水冷却器的油压应大于水压(制造厂另有规定者除外)。
7． 吸湿器完好，吸附剂干燥。检查吸湿器，油封应正常，呼吸应畅通，硅胶潮解变色部分不应超过总量的2／3。运行中如发现上部吸附剂发生变色，应注意检查吸湿器上部密封是否受潮。
8． 引线电缆、母线接头应接触良好，接头无发热迹象。接头接触处温升不应超过70K。
9． 压力释放阀、安全气道及防爆膜应完好无损。压力释放阀的指示杆未突出，无喷油痕迹。
10．有载分接开关的分接位置及电源指示应正常。操作机构中机械指示器与控制室内分接开关位置指示应一致。三相连动的应确保分接开关位置指示应一致。
11．在线滤油装置工作方式及电源指示应正常。各信号是否发信。有载分接开关调压后一般应启动在线滤油装置，有载分接开关长期无操作，也应半年进行一次带电滤油。
12．气体继电器内应无气体。
13．各控制箱和二次端子箱、机构箱门应关严，无受潮，电缆孔洞封堵完好，温控装置工作正常。冷却控制的各组工作状态符合运行要求。
14．各类指示、灯光、信号应正常。
15．变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常。
16．检查变压器各部件的接地应完好。检查变压器铁心接地线和外壳接地线，应良好，铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常增长变化，应尽快查明原因，严重时应检查处理并采取措施，如环流超过300mA又无法消除时，可在接地回路中串入限流电阻作为临时性措施。
17． 用红外测温仪检查运行中套管引出线联板的发热情况及本体油位、储油柜、套管等其它部位。
18．在线监测装置（若有）应保持良好状态，并及时对数据进行分析、比较。
19．事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮油坑的排油管道畅通，以便事故发生时能迅速排油。室内变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。
20. 检查灭火装置状态应正常，消防设施应完善。
21. 现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目。
第十三条 变压器定期巡视、检查项目和要求(检查周期由现场规程规定)
（1）外壳及箱沿应无异常发热,必要时测录温度分布图。
（2）各部位的接地应完好；必要时应测量铁心和夹件的接地电流。
（3）强油循环冷却的变压器应作冷却装置的自动切换试验。
（4）水冷却器从旋塞放水检查应无油迹。
（5）有载分接开关的动作情况应正常。
（6）在线滤油装置动作情况应正常，各信号正确。
（7）各种标志应齐全明显。
（8）各种保护装置应齐全、良好。
（9）各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠。
（10）消防设施应齐全完好。
（11）室(洞)内变压器冷却通风设备应完好。
（12）贮油池和排油设施应保持良好状态。
（13）切换试验各信号正确。
（14）监测装置应保持良好状态。
(15) 用红外测温仪进行一次测温。
(16) 组部件完好。
第十四条 特殊巡视检查项目和要求
（一） 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查
（1） 大风、雾天、冰雪、冰雹及雷雨后的巡视。
（2） 设备变动后的巡视。
（3） 设备新投入运行后的巡视。
（4） 设备经过检修、改造或长期停运后重新投入运行后的巡视。
（5） 异常情况下的巡视。主要是指：过负荷或负荷剧增、超温、设备发热、系统冲击、跳闸、有接地故障情况等，应加强巡视。必要时，应派专人监视。
（6） 设备缺陷近期有发展时、法定休假日、上级通知有重要供电任务时，应加强巡视。
（7） 站长应每月进行一次巡视。
（二） 新投入或经过大修的变压器的巡视要求
（1） 变压器声音应正常，如发现响声特大，不均匀或有放电声，应认为内部有故障。
（2） 油位变化应正常，应随温度的增加略有上升，如发现假油面应及时查明原因。
（3） 用手触及每一组冷却器，温度应正常，以证实冷却器的有关阀门已打开。
（4） 油温变化应正常，变压器带负荷后，油温应缓慢上升。
（5） 应对新投运变压器进行红外测温。
（三） 异常天气时的巡视项目和要求
（1）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，各侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。各密封处有否渗漏油现象。
（2）雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。
（3）浓雾、毛毛雨、下雪时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和下雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。
1）雷雨天气（检查应在雷雨过后）有无放电闪络现象，避雷器放电记录仪动作情况；
2）大雾天气检查套管有无放电打火现象，重点监视污秽瓷质部分；
3）下雪天气应根据积雪溶化情况检查接头发热部位。检查引线积雪情况，为防止套管因过度受力引起套管破裂和渗漏油等现象，应及时处理引线积雪过多和冰柱。
（四） 高温天气应检查油温、油位、油色和冷却器运行是否正常。必要时，可启动备用冷却器。
（五） 异常情况下的巡视项目和要求
在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级部门和做好记录。
（1）系统发生外部短路故障后，或中性点不接地系统发生单相接地时，应加强监视变压器的状况。
（2）运行中变压器冷却系统发生故障，切除全部冷却器时，应迅速汇报有关人员，尽快查明原因。在许可时间内采取措施恢复冷却器正常运行。
当“冷却器故障”发信时，应到现场查明原因尽快处理，处理不了，投备用冷却器。并汇报调度等候处理。
（3）变压器顶层油温异常升高，超过制造厂规定或大于75℃时，应按以下步骤检查处理：
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；
2）核对温度测量装置；
3）检查变压器冷却装置和变压器室的通风情况。
（4）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，则应将变压器的负载调整至规程规定的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。
1）变压器在各种超额定电流方式下运行，若油温持续上升应立即向调度部门汇报，一般顶层油温应不超过105℃；
2）当变压器油位计指示的油面有异常升高，经查不是假油位所致时，应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。
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；
3）当发现变压器的油位较当时油温所应有的油位显著降低时，应立即查明原因，并采取必要的措施。
（5）变压器渗油应根据不同部位来判断：
1）油泵负压区密封不良容易造成变压器进水进气受潮和轻瓦斯发信。应立即停用该油泵，并进行处理；
2）压力释放阀指示杆突出，并有喷油痕迹。应检查压力释放阀是否正确动作，观察变压器储油柜油位有否过高，有无穿越性故障，呼吸是否畅通；
3）检查储油柜系统安装有无不当情况，造成喷油、出现假油面或使保护装置误动作。
（6）气体继电器中有气体，应密切观察气体的增量来判断变压器产生气体的原因，必要时，取瓦斯气体和变压器本体油进行色谱分析，综合判断。同时应检查：
1）是否存在油泵负压区渗油情况，应立即查清并停用故障油泵，及时处理；
2）变压器冲氮灭火装置（若有）是否漏气，造成气体继电器中有气体，应立即查清并关闭冲氮灭火装置的气源，进行处理；
3）变压器有否发生短路故障或穿越性故障，应立即对变压器进行油色谱分析和绕组变形测试，综合判断变压器本体有否故障。
（7） 变压器发生短路故障或穿越性故障时，应检查变压器有无喷油，油色是否变黑，油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断，瓷质外绝缘有无破裂，接地引下线等有无烧断及绕组是否变形。
（8） 不接地系统发生单相接地故障运行时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。
（9） 当母线电压超过变压器运行档电压较长时间，应注意核对变压器的过励磁保护，并加强监测变压器的温度，具体变压器温度控制要求按第三条（一）。还应监测变压器本体各部的温度，防止变压器局部过热。
（六） 带缺陷设备的巡视项目和要求
（1）铁心多点接地而接地电流较大且色谱异常时，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以下，并加强监视。
（2）变压器有部分冷却装置故障，应经常监测温度，具体变压器温度控制应不超过规定（一般应按制造厂或DL/T572规定）。
（3）对其它缺陷的变压器应缩短巡视时间，若发现有明显变化时按照第9章“缺陷及异常管理和处理”要求进行。
（4）近期缺陷有发展时应加强巡视或派专人巡视。
（七） 过载时的巡视项目和要求
（1）变压器的负荷超过允许的正常负荷时，值班人员应及时汇报调度。
（2）变压器过负荷运行时，应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器声音是否正常、接头是否发热、冷却装置投入量是否足够、运行是否正常、防爆膜、压力释放器是否动作过。
（3）当有载调压变压器过载1.2倍运行时，禁止分接开关变换操作并闭锁。
第六章 变压器负荷运行管理和处理要求
第十五条 变压器过负荷运行方式
（一） 过负荷的一般规定
（1） 变压器的过负荷能力应根据变压器的温升试验报告进行计算和校核。在无校核的情况下，可按GB/T15164中典型图表执行。
（2） 有缺陷的变压器不宜过负荷运行。
（3） 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。
（二） 运行电压要求
（1） 变压器的运行电压一般不应高于105％的运行分接电压。有特殊规定的变压器，允许在不超过ll0％的额定电压下运行，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K(K≤1)倍时，按以下公式对电压U加以限制：
U(％)＝110-5K2
（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。
有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定。
（三） 负载状态的分类
（1） 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，但可以由其它时间内环境温度较低，或低于额定电流所补偿。从热老化的观点出发，它与设计采用的环境温度下施加额定负载是等效的。
（2）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。
（3）短期急救负载：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达到危险的程度，使绝缘强度暂时下降。
（四） 运行温度要求
（1） 油浸式变压器顶层油温一般不应超过表1规定(制造厂另有规定的除外)。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
强迫油循环风冷 40 85
强迫油循环水冷 30 70
（2）油浸式变压器在不同负载状态下运行时，应表2所列数据控制变压器负载电流和温度最大限值(制造厂另有规定的除外)。
表2 变压器负载电流和温度最大限值
负载类型 中型电力变压器 大型电力变压器
正常周期性负载 电流（标幺值） 1.5 1.3
热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度（℃） 140 120
长期急救周期性负载 电流（标幺值） 1.5 1.3
热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度（℃） 140 130
短期急救负载 电流（标幺值） 1.8 1.5
热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度（℃） 160 160
第十六条 冷却装置故障时的运行方式和处理要求
（一） 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。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。
（二） 油浸（自然循环）风冷变压器，风机停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定。
（三） 冷却装置部分故障时，变压器的允许负载和运行时间应按制造厂规定。
第十七条 变压器并列运行
（1）并列运行的每台变压器的一次和二次额定电压分别相等，或每台变压器电压比相等。
（2）每台变压器的连接组别必须相同。
（3）每台变压器的短路阻抗百分值相近。
电压比不等或短路阻抗不等的变压器并列运行时，任何一台变压器除满足GB/T15164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。
短路阻抗不同的变压器，可适当提高短路阻抗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。
第七章 操作方法、程序及注意事项
第十八条 一般操作规定
（一） 油循环的变压器在投运前应先启用其冷却装置；对强油循环水冷变压器，应先投入油系统，再启用水系统。水冷却器冬季停用后应将水全部放尽。
（二） 检查变压器冷却风机、油泵工作正常，无擦壳及轴承磨损等异常声响，接线盒已做防水防潮处理；油泵启动时油流继电器指针偏转至工作区且无抖动，信号指示正确；冷却器及片散组合冷却器能按照工作设置启停，冷却器电源实现互备自动投切，冷却器能按照设置的油面、绕组温度及负荷电流自动投入或切除，所有信号灯指示正确，且与远方信号一致。
（三） 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、复役操作，在复役操作前应特别检查变压器中性点经小电抗可靠接地。
（四） 变压器的充电，应当由装有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负荷侧，后停电源侧。
（五） 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。
（六） 消弧线圈从一台变压器的中性点切换到另一台变压器的中性点时，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。
（七） 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。
（八） 以上条件满足后，开始做投入操作，首先合好保护压板及操作电源开关。然后合两侧次隔离开关，合电源侧断路器，检查变压器一切正常后，再合负荷侧次断路器。
（九） 新投运的变压器应经五次全电压冲击合闸。进行过器身检修及改动的老变压器应经三次全电压冲击合闸无异常现象发生后投入运行。励磁涌流不应引起保护装置的误动作。
（十） 变压器充电后，检查各仪表指示是否正常，所有开关位置指示牌及指示信号都应反映正常。合闸后仔细观察变压器运行情况，变压器各密封面及焊缝不应有渗漏油现象。
（十一） 投运后气体继电器内部可能出现积气，应及时收取气体继电器中的气体，并对收集的气体进行色谱分析。
第十九条 有载分接开关的操作方法、程序及注意事项
（一） 新装或吊罩后的有载调压变压器，投入电网完成冲击合闸试验后，空载情况下，在控制室进行远方操作一个循环（如空载分接变换有困难，可在电压允许偏差范围内进行几个分接的变换操作），各项指示应正确、极限位置电气闭锁应可靠，其三相切换电压变换范围和规律与产品出厂数据相比较应无明显差别，然后调至所要求的分接位置带负荷运行，并应加强监视。
（二） 有载分接开关及其自动控制装置，应经常保持良好运行状态。故障停用，应立即汇报，并及时处理。
（三） 电力系统各级变压器运行分接位置应按保证发电厂、变电所及各用户受电端的电压偏差不超过允许值，并在充分发挥无功补偿设备的经济效益和降低线损的原则下，优化确定。
（四） 正常情况下，一般使用远方电气控制。当远方电气回路故障和必要时，可使用就地电气控制或手动操作。当分接开关处于极限位置又必须手动操作时，必须确认操作方向无误后方可进行。就地操作按钮应有防误操作措施。
（五） 分接变换操作必须在一个分接变换完成后方可进行第二次分接变换。操作时应同时观察电压表和电流表指示，不允许出现回零、突跳、无变化等异常情况，分接位置指示器及计数器的指示等都应有相应变动
（六） 当变动分接开关操作电源后，在未确证相序是否正确前，禁止在极限位置进行电气器操作。
（七） 由三台单相变压器构成的有载调压变压器组，在进行分接变换操作时，应采用三相同步远方或就地电气操作并必须具备失步保护，在实际操作中如果出现因一相开关机械故障导致三相位置不同时，应利用就地电气或手动将三相分接位置调齐，并报修，至修复期间不允许进行分接变换操作。
（八） 原则上运行时不允许分相操作，只有在不带负荷的情况下，方可在分相电动机构箱内操作，同时应注意下列事项：
（1）在三相分接开关依次完成一个分接变换后，方可进行第二次分接变换，不得在一相连续进行两次分接变换。
（2）分接变换操作时，应与控制室保持联系，密切注意电压表与电流表的变动情况。
（3）操作结束，应检查各相开关的分接位置指示是否一致。
（九） 两台有载调压变压器并联运行时，允许在85％变压器额定负荷电流及以下的情况下进行分接变换操作，不得在单台变压器上连续进行两个分接变换操作，必须在一台变压器的分接变换完成后再进行另一台变压器的分接变换操作。每进行一次变换后，都要检查电压和电流的变化情况，防止误操作和过负荷。升压操作，应先操作负荷电流相对较少的一台，再操作负荷电流相对较大的一台，防止过大的环流。降压操作时与此相反。操作完毕，应再次检查并联的两台变压器的电流大小与分配情况。
（十） 有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，应预先将有载调压变压器分接位置调整到无励磁调压变压器相应的分接位置，然后切断操作电源再并联运行。
（十一） 当有载调压变压器过载1.2倍运行时，禁止分接开关变换操作并闭锁。
（十二） 如有载调压变压器自动调压装置及电容器自动投切装置同时使用，应使按电压调整的自动投切电容器组的上下限整定值略高于有载调压变压器的整定值。
（十三） 运行中分接开关的油流控制继电器或气体继电器应有校验合格有效的测试报告。若使用气体继电器代替油流控制继电器，运行中多次分接变换后动作发信，应及时放气。若分接变换不频繁而发信频繁，应做好记录，及时汇报并暂停分接变换，查明原因。
（十四） 当有载调压变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常或分接开关油位异常升高或降低，直至接近变压器储油柜油面，应及时汇报，暂停分接变换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障。
（十五） 分接开关检修超周期或累计分接变换次数达到所规定的限值时，报主管部门安排维修。
第二十条 有载分接开关在线滤油装置（若有）的运行注意事项
（一） 运行维护
（1）滤油机的设备操作、巡视归口为各运行部门；滤油机新投运及检修后运行人员要进行验收，确认设备电源、信号、工作状态及试运行均无异常。
（2）在滤油机新投入运行的三天内应每日检查一次，正常运行时结合变压器巡视开箱检查。主要检查系统是否渗漏，运行是否正常，温控器工作是否正常。
（3）滤油机运行采用自动投切方式，滤油机应能按下列方式进行滤油，各种滤油方式应是可切换设置的。
1) 从有载分接开关引取有源或无源接点信号，每次开关动作后即进行一次设定时间滤油；
2) 可设定从1h及以上周期内定时滤油；
3) 可根据开关动作次数设定滤油机动作周期；
4) 可采用手动方式投入切除滤油机
滤油时间应根据变压器有载分接开关油量计算，即理论上进行一遍过滤的时间进行设定。
（4）当有载分接开关进行切换时，允许进行滤油操作，且不需要停用有载分接开关气体继电器保护及电压无功控制装置。
（5） 运行人员在巡视中，如发现有异常的运转声或渗油时，应立即切除滤油机电源，关闭有载分接开关进、出油管阀门并报重要缺陷检修。
（6）当滤油机压差报警装置报警时，应停用滤油机并报重要缺陷。报警信号宜接入变电所监控系统。
（二） 安装、检修要求
（1）滤油机的配合安装、检修、滤芯等部件材料更换工作由各检修部门负责。
（2）根据变压器设备实际情况并充分考虑到变压器运行时振动对滤油机的影响，滤油机应安装在本体或靠近有载分接开关油管位置的平整基础上，检修部门应首先确认有载分接开关内的吸油管是否已正确安装，连接管路不得在开关进出油管上形成附加的应力。
（3）滤油机使用的380V三相电源统一从有载分接开关操作机构箱内引取，如机构箱没有电源保护开关的，要求在滤油机电路中加装电源保护。
（4）滤油机的加装、检修、更换滤芯和部件在不停电状况下进行。检修完毕后要在滤油机内部进行循环、补油、放气，投入运行时应短时退出有载分接开关气体继电器跳闸压板，并将有载分接开关控制方式切换到“就地”，滤油一个循环无异常后恢复。
（5）滤油机故障及滤芯失效应及时处理。
（6）对于移动式有载分接开关在线滤油机要在尚未加装固定滤油机的变压器上轮替使用，设定滤油方式与固定式相同。使用时要做好滤油机的防水、防护工作。
（7）装有在线滤油机的变压器有载分接开关油的耐压、含水量测试取样一律从滤油机管路上的取样阀抽取，试验周期为每半年一次。投运三天要分别从滤芯进出油口取样进行微水、耐压测试，比较滤油机使用效果。
（8）按此要求操作有载分接开关滤油机的变压器，可不再需要定期更换变压器油。开关检修时必须更换开关绝缘油，并进行筒体清洗。
第二十一条 无励磁分接开关操作方法、程序及注意事项
无励磁调压变压器在变换分接时，应作多次转动，以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，测量绕组的电压比和直流电阻。分解情况应作记录。
第二十二条 冷却系统的操作方法、程序及注意事项
（一） 强油循环冷却变压器运行时，必须投入冷却器。空载或轻载时不应投入过多的冷却器。
（二） 定期切换冷却器的独立电源，检查其自动装置的可靠性。
（三） 变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监测顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。
（四） 正常运行情况下，采用自然风冷或强油风冷的变压器，冷却装置的投切应采用自动控制。控制的方式可以按照本体顶层油温或是依据变压器负荷电流设定，也可以采用两种方式同时控制，但是启动冷却装置时两个条件应该是“或”而停止时应符合“与”的逻辑关系。
（五） 采用冷却器的变压器具有按照满负荷运行需要的组数外，至少还应设有一组冷却器具备备用、辅助功能。各组冷却器间的辅助、备用功能应是可切换设置的。采用风冷或强迫风冷的变压器也应具有一定数量的备用风机、油泵，各风机、油泵间也应是可切换设置的。
（六） 变压器的冷却装置应定期冲洗，以防止因散热管间污垢堵塞导致的冷却效率降低。
第二十三条 非电量继电保护定值整定方法和要求
（一） 变压器本体非电量保护一般设置
主油箱气体继电器 重瓦斯跳闸，轻瓦斯投信号
压力突变继电器 宜投报警
有载分接开关重气体继电器 跳闸
有载分接开关压力继电器 跳闸
主油箱油位计 高、低油位报警
有载分接开关油位计 高、低油位报警
主油箱压力释放阀（2PCs） 投跳闸或信号
有载调压装置压力释放阀 跳闸
油温指示计 （2PCs） 油温过高报警、对无人站报警及跳闸
油流继电器 油流停止报警
冷却系统交流电源故障 正常电源或备用电源故障报警
冷却器故障 油泵、风扇故障报警
绕组温度计（3PCs） 温度过高报警
一组三相以及并列运行变压器组
分接头位置不一致时 报警
两组变压器分接头位置不一致 报警
有载分接开关直流电流故障 报警
有载分接开关交流电流故障 报警
在线气体监控系统 报警
冷却器全停 宜报警、对无人站延时跳闸
（二） 所有的非电量保护装置都应是经过校验且符合性能要求的。变压器本体及有载分接开关保护继电器选用80、25mm口径连接，经过标准油流计量校验台油流冲击试验，设定油流动作偏差不大于10％。压力释放阀及有载分接开关压力继电器应校验额定压力动作值的开启、闭合动作值。油温、绕组温度计除需要校验温度指示偏差外还应校验每一付控制开关的动作误差。
（三） 所有非电量保护装置均应有防水措施，电缆接头均做防水处理后通过走线槽引下，走线槽底部应有排水孔；不允许使用橡皮电缆，所有电缆不得直接置于油箱表面走线；如使用电缆转接盒，不允许垂直安装。
第八章 缺陷管理及异常处理
第二十四条 缺陷管理
（一） 缺陷及异常的管理和处理应严格执行国网公司颁布的《变电站运行管理规范》（试行）、DL/T572、和DL 408的有关规定。
（二） 发现缺陷应及时处理，实行闭环管理。
（三） 缺陷指变压器任何部件的损坏、绝缘不良或不正常的运行状态，分为危急缺陷、严重缺陷和一般缺陷。
危急缺陷：是指变压器发生了威胁安全运行并需立即处理的缺陷，否则，随时可能造成设备损坏、人生伤亡、大面积停电、火灾等事故。
严重缺陷：是指对变压器有严重威胁，暂时尚能坚持运行但需尽快处理的缺陷。
一般缺陷：是指上述危急、严重缺陷以外的设备缺陷，指性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大的缺陷。
（四） 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；
（五） 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，应立即将变压器停运。
（六） 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，应立即手动将变压器停运。
第二十五条 冷却装置缺陷的处理
（一） 变压器冷却装置异常，使油温升高超过制造厂规定或油浸式变压器顶层油温一般限制表（见表1），应作进一步检查处理。
（二） 散热器出现渗漏油时，应采取堵漏油措施。如采用气焊或电焊，要求焊点准确，焊缝牢固，严禁将焊渣掉入散热器内。
（三） 当散热器表面油垢严重时，应清扫散热器表面，可用金属去污剂清洗，然后用水冲净凉干，清洗时管接头应可靠密封，防止进水。
（四） 散热器密封胶垫出现渗漏油时，应及时更换密封胶垫，使密封良好，不渗漏。
（五） 风冷装置电机出现故障不能正常运转时，应检查电机电气回路及电机本体，必要时更换电机等有关附件。
（六） 强油风冷却器表面污垢严重时，应用高压水（或压缩空气））吹净管束间堵塞的杂物，若油垢严重可用金属刷洗净擦洗干净，要求冷却器管束间洁净，无杂物。
（七） 强油冷却系统全停时，应立即查明原因，紧急恢复冷却系统供电，同时注意变压器上层油温不得超过75℃，并立即向上级汇报。
（八） 强油风冷变压器发生轻瓦斯频繁动作发信时，应注意检查强油冷却装置油泵负压区渗漏。
（九） 强油冷却装置运行中出现过热、振动、杂音及严重渗漏油、漏气等现象时，应及时更换或检修，如发现油泵轴承或叶片磨损严重时，应对变压器进行吊罩检查，变压器内部要求用油冲洗，保证变压器内部干净。
第二十六条 异常声音的处理
（一） 变压器声响明显增大，内部有爆裂声时，应立即查明原因并采取相应措施，如对变压器进行电气、油色谱、绕组变形测试等试验检查。有条件者可进行变压器空载、负载试验，必要时还应对变压器进行吊罩检查。
（二） 若变压器响声比平常增大而均匀时，应检查电网电压情况，确定是否为电网电压过高引起，如中性点不接地电网单相接地或铁磁共振等，另一种也可能是变压器过负荷、负载变化较大（如大电机、电弧炉等）、谐波或直流偏磁作用引起。
（三） 声响较大而嘈杂时，可能是变压器铁心、夹件松动的问题，此时仪表一般正常，变压器油温与油位也无大变化，应将变压器停运，进行检查。
（四） 音响夹有放电的“吱吱”声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。若是套管的问题，在气候恶劣或夜间时，可见到电晕或蓝色、紫色的小火花，应在清除套管表面的脏污，再涂RTV涂料或更换套管。如果是器身的问题，把耳朵贴近变压器油箱，则可能听到变压器内部由于有局部放电或电接触不良而发出的“吱吱”或“噼啪”声，此时应停止变压器运行，检查铁心接地或进行吊罩检查。
（五） 若声响中夹有水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障或分接开关接触不良而局部严重过热引起，应立即停止变压器的运行，进行检修。
（六） 当响声中夹有爆裂声时，既大又不均匀，可能是变压器的器身绝缘有限击穿现象。应立即停止变压器的运行，进行检修。
（七） 响声中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器的某些部件因铁心振动而造成机械接触。如果是箱壁上的油管或电线处，可增加距离或增强固定来解决。另外，冷却风扇、油泵的轴承磨损等也发出机械摩擦的声音，应确定后进行处理。
第二十七条 压力释放阀冒油的处理
（一） 压力释放阀冒油而变压器的气体继电器和差动保护等电气保护未动作时，应立即取变压器本体油样进行色谱分析，如果色谱正常，则怀疑压力释放阀动作是其他原因引起。
（1） 检查变压器本体与储油柜连接阀是否已开启、吸湿器是否畅通、储油柜内气体是否排净，防止由于假油位引起压力释放阀动作。
（2） 检查压力释放阀的密封是否完好，必要时更换密封胶垫。
（3） 检查压力释放阀升高座是否设放气塞，如无应增设，防止积聚气体因气温变化发生误动。
（4） 如条件允许，可安排时间停电，对压力释放阀进行开启和关闭动作试验。
（二） 压力释放阀冒油，且瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因，故障未消除前不得将变压器投入运行。若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。
第二十八条 油温异常升高的处理
（一） 变压器油温异常升高
（1）应通过比较安装在变压器上的几只不同温度计读数，并充分考虑气温、负荷的因素，判断是否为变压器温升异常。
（2）变压器油温异常升高应进行的检查工作：
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；
2) 核对测温装置准确度；
3) 检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况；
4) 检查变压器有关蝶阀开闭位置是否正确，检查变压器油位情况；
5) 检查变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体；
6) 检察系统运行情况，注意系统谐波电流情况；
7) 进行油色谱试验；
8) 必要时进行变压器预防性试验。
（3）若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修复，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则应按现场规程规定调整变压器的负载至允许运行温度的相应容量，并尽快安排处理。
（4）若经检查分析是变压器内部故障引起的温度异常，则立即停运变压器，尽快安排处理。
（5）若由变压器过负荷运行引起，在顶层油温超过105℃时，应立即降低负荷。
（二） 在正常负载和冷却条件下，变压器油温不正常并不断上升，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下运行，且温度持续升高，应及时向调度汇报，顶层油温不应超过105℃时。
（三） 变压器的很多故障都有可能伴随急剧的温升，应检查运行电压是否过高、套管各个端子和母线或电缆的连接是否紧密，有无发热迹象。冷却风扇和油泵出现故障、温度计损坏、散热器阀门没有打开等均有可能导致变压器油温异常。
第二十九条 套管渗漏、油位异常和末屏有放电声的处理
（一） 套管严重渗漏或瓷套破裂时，变压器应立即停运。更换套管或消除放电现象，经电气试验合格后方可将变压器投入运行。
（二） 套管油位异常下降或升高，包括利用红外测温装置检测油位，确认套管发生内漏（即套管油与变压器油已连通），应安排吊套管处理。当确认油位已漏至金属储油柜以下时，变压器应停止运行，进行处理。
（三） 套管末屏有放电声时，应将变压器停止运行，并对该套管做试验，确认没有引起套管绝缘故障，对末屏可靠接地后方可将变压器恢复运行。
（四） 大气过电压、内部过电压等，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。此时应采取加强防止大气过电压和内部过电压措施。
第三十条 油位不正常的处理
（一） 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。并采取措施。
（二） 当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常，需打开放气或放油阀时，应先将重瓦斯改接信号。
（三） 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。
（四） 油位计带有小胶囊时，如发现油位不正常，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞处缓慢加油，将囊中空气全部排出，然后打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量（看到油表内油位即可），关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。
第三十一条 轻瓦斯动作的处理
（一） 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，则应记录气体量，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，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熔解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。
（二） 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。
（三） 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，这时应最快将该变压器停运。
第三十二条 油色谱异常的处理
（一） 变压器本体油中气体色谱分析超过注意值时，应进行跟踪分析，根据各特征气体和总烃含量的大小及增长趋势，结合产气速率，综合判断。必要时缩短跟踪周期。
（二） 不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体如下表：
表 3 不同故障类型产生的气体
故障类型 主要气体组份 次要气体组份
油过热 CH4，C2H4 H2，C2H6
油和纸过热 CH4，C2H4，CO，CO2 H2，C2H6
油纸绝缘中局部放电 H2，CH4，CO C2H2，C2H6，CO2
油中火花放电 H2，C2H2
油中电弧 H2，C2H2 CH4，C2H4，C2H6
油中纸中电弧 H2，C2H2，CO，CO2 CH4，C2H4，C2H6
注：进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高。
在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中。当变压器的气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的状况做出判断。分析溶解于油中的气体，能尽早发现变压器内部存在的潜伏性故障，并随时监视故障的发展状况。
（三） 根据油色谱含量情况，运用GB/T7252，结合变压器历年的试验（如绕组直流电阻、空载特性试验、绝缘试验、局部放电测量和微水测量等）的结果，并结合变压器的结构、运行、检修等情况进行综合分析，判断故障的性质及部位。根据具体情况对设备采取不同的处理措施（如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查或立即停止运行等）。
（四）在某些情况下，有些气体可能不是设备故障造成的，如油中含有水，可以与铁作用生成氢；过热的铁心层间油膜裂解也可生成氢；新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放至油中；在温度较高、油中有限溶解氧时，设备中某些油漆（醇酸树脂），在某些不锈钢的催化下，甚至可能产生大量的氢；有些油初期会产生氢气（在允许范囲左右）以后逐步下降。应根据不同的气体性质分别给予处理。
（五）当油色谱数据超注意值时，还应注意排除有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器本体油箱渗漏，或选择开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油末经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备带油补焊；原注入的油中就含有某些气体等可能性。
第三十三条 内部过热性缺陷的处理
（一） 通过GB/T7252分析判断变压器内部存在过热性故障时，应加强对该变压器油的色谱跟踪分析，根据气体各组份含量的注意值或气体增长率的注意值决定变压器是否马上停止运行；
（二） 若经色谱分析判断故障类型为过热，一般有分接开关接触不良、引线接头螺丝松动或接头焊接不良、涡流引起铜过热、铁心漏磁、局部短路、层间绝缘不良、铁心多点接地等故障存在。此时还应注意CO和CO2的含量及CO2/CO值，如判断过热涉及固体绝缘，变压器应及早停运处理。应采取加强油色谱跟踪、调整变压器负载、开展电气绝缘试验和铁心的绝缘电阻及绕组直流电阻等试验，直至安排变压器进行吊罩或吊芯检查，以查找变压器内部过热性故障并处理。
第三十四条 内部放电性缺陷的处理
（一） 若经色谱分析判定变压器内部存在放电性缺陷，首先应判定是否涉及固体绝缘，有条件时可进行局部放电的超声波定位检测，初步判断放电部位。如果放电涉及固体绝缘，变压器应及早停运进行其他检测和处理。
（二） 若在判断变压器存在放电性缺陷的同时，发现变压器存在受潮或进空气等缺陷，在判明未损伤变压器绝缘的前提下，应首先对变压器进行干燥和脱气处理。
（三） 不涉及固体绝缘的放电，可能来自悬浮放电、接触不良和磁屏蔽的放电等，应区别放电程度和发展速度，决定停电处理的时机。
（五） 若经色谱分析判断变压器故障类型为电弧放电兼过热，一般故障表现为线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对接地体放电等。对于这类放电，一般应立即安排变压器停运，进行其他检测和处理。
第三十五条 有载分接开关缺陷的处理
（一） 有载分接开关与电动机构分接位置不一致时，故障原因一般为分接开关与电动机构连接错误、连杆松动或脱落，应查明原因并进行连接校验。
（二） 当全部分接位置的电动机构与远方控制分接位置指示不一致时，一般为电动机构内的位置转换器与分接开关的位置错位，排除方法为对电动机构的位置转换器与分接开关的实际位置进行校验，使远方控制分接位置与分接开关的实际位置相一致。
第三十六条 油色谱在线测量装置（若有）报警的处理
（一） 装有本体油色谱在线监测装置的变压器（包括单组份和多组份），当在线监测装置报警时，应及时查明报警的原因，排除装置误报警的可能，尽快离线取油样进行色谱分析比较，判别变压器本体是否存在缺陷。若二者基本一致时，应查在线监测装置历史数据记录，何时发生气体含量增长，增长速率如何，最后作出变压器进一步处理的决定。
（二） 在线监测装置报警并通过油色谱分析比较已判定变压器内部存在缺陷时，应根据气体成份作出不同的管理和处理，可参照第三十二条“油色谱异常的处理”要求进行。
第三十七条 变压器铁心缺陷的处理
（一） 变压器铁心绝缘电阻与历史数据相比较低时,首先应区别是否应受潮引起。如果排除受潮，则一般为变压器铁心周围存在悬浮游丝。在变压器未放油的情况下，可考虑采取低压电容放电的形式对变压器铁心进行放电,将铁心周围悬浮游丝烧断,恢复变压器铁心绝缘。
（二） 如果变压器铁心绝缘电阻低的问题一时难以处理，不论铁心接地点是否存在电流，均应串入电阻，防止环流损伤铁心。有电流时，宜将电流限制在100mA以下。
（三） 变压器铁心多点接地，并采取了限流措施，仍应加强对变压器本体油的色谱跟踪，缩短色谱监测周期，监视变压器的运行情况。
第三十八条 其它缺陷的处理
变压器的缺陷多种多样，变压器的故障和缺陷都伴随着一些体表现象的变化，应根据变压器的声音、振动、气味、颜色、负荷、温度及其它现象对变压器缺陷作出初步判断，并进行绝缘油及电气量测试作出综合分析，才能较为准确地找出故障原因，判明缺陷的性质，提出较完备的处理办法。
第九章 事故和故障处理预案
第三十九条 差动保护动作处理预案
（一） 差动保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。
（二） 差动保护动作时，变电运行人员应进行的工作：
（1）应进行的检查工作：
1) 检查保护装置（包括气体继电器和压力释放阀）的动作信号情况和直流系统情况；
2) 察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；
3) 检查故障录波器的动作情况；
4) 检查现场一次设备（特别是变压器差动范围内设备）有无着火、爆炸、喷油、放电痕迹、导线断线、短路、小动物爬入引起短路等情况。
（2）变压器跳闸后，应立即停油泵。
（3）应立即将情况向调度及有关部门汇报。
（4）应根据调度指令进行有关操作。
（5）现场有明火等特殊情况时，应进行紧急处理。
（三） 差动保护动作后，调度及有关部门管理人员应进行的工作：
（1）调度员应根据系统的负荷情况，及时转移或切除部分负荷，合理安排系统运行方式。
（2）调度员应及时将情况汇报给有关职能管理部门。
（3）生技部门应根据具体情况，及时组织有关专业人员到现场，进行检查分析，查明原因，安排处理。
（4）如排除变压器内部故障，差动保护动作原因分析清楚，且设备具备投运条件后，应按有关规定汇报处理情况，安排复役。事后，有关技术人员应编写事故（故障）分析报告。
（四） 差动保护动作后，检修人员应进行的工作：
（1）应进行的检查工作：
1) 检查、分析故障录波器数据；
2) 检查保护动作信号及数据记录情况、二次回路情况、直流系统情况；
3) 检查差动范围内导线、铝排有无断线、短路，设备瓷瓶表面有无闪络痕迹；
4) 变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体。
（2）需进行的试验工作：
1）变压器的油色谱试验；
2）必要时进行变压器差动保护的传动试验和有关中间继电器的动作试验；
3) 必要时进行变压器的有关试验；
4) 必要时进行差动范围内的其他设备的试验。
（3） 对检查处理的情况向有关领导和专业人员汇报。
第四十条 重瓦斯动作处理预案
（一） 重瓦斯保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。
（二） 重瓦斯保护动作时，变电运行人员应进行的工作：
（1）应进行的检查工作：
1) 检查其它保护装置动作信号情况、一/二次回路情况、直流系统情况；
2) 察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；
3) 检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况；
4) 检查气体继电器内有无气体积聚；
5) 检查变压器本体及有载分接开关油位情况。
（2）变压器跳闸后，应立即停油泵，并进行油色谱分析。
（3）应立即将情况向调度及有关部门汇报。
（4）应根据调度指令进行有关操作。
（5）现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理。
（三） 重瓦斯保护动作时，调度及有关部门管理人员应进行的工作：
（1）调度员应根据系统的负荷情况，及时转移或切除部分负荷，合理安排系统运行方式
（2）调度员应及时将情况汇报给有关职能管理部门
（3）生技部门应根据具体情况，及时组织有关专业人员到现场，进行检查分析，查明原因，安排处理。
（4）故障处理结束、设备具备投运条件后，应按有关规定汇报处理情况，安排复役。事后，有关技术人员应编写事故（故障）分析报告。
（四） 重瓦斯保护动作时，检修人员应进行的工作
（1）应进行的检查工作：
1) 检查、分析故障录波器数据；
2) 检查保护动作信号及数据记录情况、二次回路情况、直流系统情况；
3) 检查气体继电器接线盒内有无进水受潮或异物造成端子短路；
4) 检查变压器外观情况；
5) 检查变压器的气体继电器内是否积聚了可燃气体；
6) 检查变压器油位情况和渗漏油情况。
（2） 需进行的试验工作：
1）变压器的油色谱试验；
2）变压器重瓦斯保护的传动试验，有关中间继电器的动作试验，二次绝缘电阻试验；
3）变压器的其他试验；
4）气体继电器的校验。
（3）经确认是二次接点受潮等引起的误动，故障消除后向上级主管部门汇报，可以复役。
（4）经确认是变压器内部故障引起变压器重瓦斯保护时，对检查出的问题进行处理，合格后向上级主管部门汇报，可以复役。
（5）对检查出的其它问题按有关规定进行处理，合格后向上级主管部门汇报。
第四十一条 套管爆炸处理预案
（一） 套管发生爆炸时，变电运行值班人员应进行的工作：
（1）首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应手动拉开故障变压器各侧开关，并立即停油泵。
（2）应进行的检查工作：
1) 检查保护装置动作情况；
2) 查看其它运行变压器及各线路的负荷情况；
3) 检查变压器有无着火等情况，检查消防设施是否启动；
4) 检查套管爆炸引起其它设备的损坏情况。
（3）现场有着火情况时，应先报警并隔离变压器，迅速采取灭火措施。处理事故时，首先应保证人身安全。注意油箱爆裂情况。
（4）应立即将情况向调度及有关部门汇报。
（5）应根据调度指令进行有关操作。
（6）若检修人员不能立即到达现场，必要时在做好安全措施后，采取措施以避免雨水或杂物进入变压器内部。
（二） 套管发生爆炸时，调度及有关部门管理人员应进行的工作：
（1）调度员应根据系统的负荷情况，及时转移或切除部分负荷，合理安排系统运行方式。
（2）调度员应及时将情况汇报给有关职能管理部门。
（3）生技部门应根据具体情况，及时组织有关专业人员到现场，进行检查分析，查明原因，安排处理。
（4）故障处理结束、设备具备投运条件后，应按有关规定汇报处理情况，安排复役。事后，有关技术人员应编写事故（故障）分析报告。
（三） 套管发生爆炸时，检修人员应进行的工作：
（1）应进行的检查工作：
1) 检查保护动作信号情况和故障录波器数据情况；
2) 检查变电所其它设备有无闪络现象；
3) 检查套管爆炸引起其它设备的损坏情况。
（2）需进行的试验工作：
1) 其它相套管（电容型）的绝缘电阻、介质损耗因数、电容量测试；
2) 变压器的油色谱、直流电组、绝缘电阻、绝缘油试验、电压比、变压器绕组变形测试。
（3）更换套管及其它破损设备。
（4）更换工作完成后，按电力设备预防性试验规程要求进行试验，并向上级主管部门汇报。
第四十二条 变压器起火处理预案
（一） 变压器起火时，立即拉开变压器各侧电源。
（二） 立即切除变压器所有二次控制电源。
（三） 立即向消防部门报警。
（四） 确保人身安全的情况下采取必要的灭火措施。
（五） 应立即将情况向调度及有关部门汇报。
（六） 变电运行值班人员应进行的工作：
（1）变压器起火时，首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸，否则应立即手动拉开故障变压器各侧开关，立即停运冷却装置，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。必要时开启事故放油阀排油。处理事故时，首先应保证人身安全。
（2）应进行的检查工作：
1) 检查保护装置动作信号情况；
2) 察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；
3) 检查变压器起火是否对周围其它设备有影响。
第四十三条 冷却器全停故障处理预案
（一） 冷却器全停变压器运行的一般规定：
（1）油浸（自然循环）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。
（2）强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，但这种状态下运行的最长时间不得超过1h。
（二） 发生冷却器全停时，变电运行值班人员应进行的检查和处理工作：
（1）检查故障变压器的负荷情况，密切注意变压器绕组温度、上层油温情况。
（2）立即检查工作电源是否缺相，若冷却装置仍运行在缺相的电源中，则应断开连接。
（3）立即检查冷却控制箱各负荷开关、接触器、熔断器、热继电器等工作状态是否正常，若有问题，立即处理。
（4）立即检查冷却控制箱内另一工作电源电压是否正常，若正常，则迅速切换至该工作电源。
（5）若冷却控制箱电源部分已不正常，则应检查所用电屏负荷开关、接触器、熔断器，检查所用变高压熔断器等情况，对发现的问题作相应处理。
（6） 检查变压器油位情况。
（三） 变电运行值班人员应及时将情况向调度及有关部门汇报。
（四） 变电运行值班人员应根据调度指令进行有关操作。
（五） 发生冷却器全停时，调度应及时了解故障变压器的运行情况及缺陷消除情况，合理安排运行方式，必要时转移或切除部分负荷，以降低故障变压器的温升，同时，做好退出该变压器运行的准备。
（六） 若变电运行值班人员不能消除缺陷，则应及时通知检修人员安排处理。
（七） 检修人员应根据具体情况检查控制箱内各元器件及控制回路、油泵及风扇情况、电源电缆连接情况、所用电屏各元器件及回路情况、所用变压器运行情况等。
第四十四条 事故过负荷跳闸处理预案
（一） 变压器事故过负荷跳闸后，变电运行值班人员应进行的工作：
（1）应进行的检查工作：
1) 检查保护装置动作信号情况、故障录波器动作情况、直流系统情况；
2) 察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；
3) 监视变压器的现场及远方油温情况；
4) 检查变压器的油位是否过高；
5) 检查变压器有无着火、喷油、漏油等情况；
6) 检查气体继电器内有无气体积聚，检查压力释放阀有无动作。
（2）变压器跳闸后，应使冷却系统处于工作状态，以迅速降低变压器的油温。
（3）应立即将有关情况向调度及有关部门汇报。
（4）应根据调度指令进行有关操作。
（二） 变压器事故过负荷跳闸后，调度人员应进行的工作：
（1）调度员应根据系统的负荷情况，及时转移或切断部分负荷，合理安排系统运行方式。
（2）调度员应及时将情况汇报给有关职能管理部门。
（3）及时了解变压器油温等情况，做好变压器复役的准备。
（三） 变压器跳闸后，检修人员应及时进行变压器油色谱分析等试验。
（四） 经检查变压器情况正常后，可安排变压器投入运行。
第四十五条 有载分接开关重瓦斯动作跳闸处理预案
（一） 有载分接开关重瓦斯保护动作时，在查明原因消除故障之前不得将变压器投入运行。
（二） 有载分接开关重瓦斯保护动作时，变电运行值班人员应进行的工作：
（1）应进行的检查工作：
1) 检查各保护装置动作信号情况、直流系统情况、故障录波器动作情况；
2) 察看其它运行变压器及各线路的负荷情况；
3) 检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等情况；
4) 检查有载分接开关及本体气体继电器内有无气体积聚；
5) 检查变压器本体及有载分接开关油位情况。
（2）应立即将情况向调度及有关部门汇报。
（3）应根据调度指令进行有关操作。
（4）现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理。
（三） 有载分接开关重瓦斯保护动作时，调度及有关部门管理人员应进行的工作：
（1）调度员应根据系统的负荷情况，及时转移或切断部分负荷，合理安排系统运行方式。
（2）调度员应及时将情况汇报给有关职能管理部门。
（3）技术部门应根据具体情况，及时组织有关专业人员到现场，进行检查分析，查明原因，安排处理。
（4）故障处理结束、设备具备投运条件后，应按有关规定汇报处理情况，通知调度部门安排复役。事后，有关技术人员应编写事故（故障）分析报告。
（四） 有载分接开关重瓦斯保护动作时，检修人员应进行的工作：
（1） 应进行的检查工作：
1) 检查保护动作情况；
2) 检查直流及有关二次回路情况；
3) 检查有载分接开关气体继电器接线盒内有无进水受潮或异物造成端子短路；
4) 检查有载分接开关油位情况。
（2）应进行的检修试验工作：
1) 变压器的油色谱试验；
2) 变压器有载分接开关重瓦斯保护的传动试验，有关中间继电器的动作试验；
3) 变压器直流电组、绝缘电阻、有载分接开关绝缘油击穿电压及微水试验，有载分接开关气体继电器油色谱试验（若有），有载分接开关的吊芯检查和特性试验；
4) 有载分接开关气体继电器的校验。
（3）对检查处理的情况向上级主管部门汇报。
第四十六条 其它事故与故障处理预案
（一） 本体严重漏油管理和处理要求：
（1） 变压器本体严重漏油，使油面下降到低于油位计的指示限度时，变压器应立即停运，检查变压器漏油点并消除，补充油使之达到正常值后方可将变压器投入运行。
（2） 变压器本体严重漏油，油位尚处在正常范围内时，应检查油箱是结构性渗漏油还是密封性渗漏油。
1） 结构性渗漏油的处理方法一般是补焊。油箱上部渗漏时，只须排出少量油即可处理。油箱下部渗漏油时，可带油处理，但带油补焊应在漏油不显著的情况下进行，否则应采取抽真空或排油法去除油气混合物并在油箱内造成负压后补焊；
2） 密封性渗漏油的处理方法是更换质量合格的密封胶垫，密封胶垫的安装应符合工艺质量要求。
（二） 变压器内部故障压力升高引起渗漏油情况，此时应查明变压器内部故障的原因，待故障消除试验合格后变压器方可投入运行。
（三） 变压器本体轻瓦斯动作
（1）应进行的检查、试验工作：
1）检查气体继电器内有无气体积聚；
2）变压器本体油色谱和气体继电器内气体的色谱试验；
3）检查其它保护装置动作信号情况、二次回路及直流系统情况；
4）检查气体继电器是否有缺陷；
5）检查变压器有无喷油、漏油等情况；
6）必要时进行预防性试验。
（2）若经检查是变压器内部原因引起的，应立即将变压器退出运行，尽快安排处理。
（3）在查明原因后，应根据具体情况进行渗漏油处理。
第十章 培训要求
第四十五条 技术管理人员培训要求
技术管理人员在培训中应掌握变压器类设备电气、绝缘、油化等专业知识；熟悉国家及行业有关变压器的技术标准；熟悉变压器检修、运行的有关规程；了解变压器技术发展的动态；了解变压器的结构、技术参数、试验项目、制造工艺等有关内容；能够组织大型变压器的验收；能够编制各种变压器的技术条件及检修、运行规程；对各类变压器重要缺陷及故障具备一定的分析能力；能根据实际运行情况制订变压器预防事故措施要求。
第四十六条 检修人员培训要求
熟悉掌握国家电网公司颁发的《110（66）kV～500 kV油浸式变压器（电抗器）检修规范》及其它国家和行业颁发的技术标准，如《有载分接开关运行维护导则》、《电力变压器检修规程》、《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》、《变压器油中气体分析和判断导则》《预防性试验规程》等的有关内容，了解变压器预防事故措施要求。
具有电工基础知识及变压器专业技术、防雷保护专业知识，能看懂电气接线图及零件图。
掌握常用仪表（如电流表、电压表、绝缘电阻表、万用表等）的名称、规范、用途、使用方法及注意事项，掌握钳工工具的使用及保管方法，了解常用检修材料的名称、规范、用途、质量要求及使用保管方法。
了解变压器的极性、接线方式和并列运行条件等变压器运行规程的有关内容。
熟悉变压器检修质量标准及检修工艺过程。了解变压器构造、拆装的顺序及注意事项。熟悉各种检修材料的规格、用途、质量要求。了解绝缘材料、导电材和硅钢片种类、性能。了解导线的各种焊接方法。
了解起重、搬运的基本理论知识。掌握搬运起重工作的操作方法。在大型设备的起运工作中能起到助手作用。
掌握储油柜、冷却装置（包括强油循环风冷、强油水冷变压器、片式散热器）、有载调压装置、无励磁分接装置、套管、绝缘油在线滤油装置、油色谱在线监测装置、变压器灭火装置等主附件的种类、结构及基本原理。掌握一般的检修、调试方法。在技术指导下进行解体检修工作。
熟悉气体继电器、压力释放阀、潜油泵、油流继电器、温度计、油位计、压力突变继电器等工作原理及动作后故障分析、检修处理方法。熟悉油位计、温度计的工作原理及油位、油温与变压器运行的关系。
掌握大型变压器的外壳、冷却器、片式散热器渗漏试验及清洗、油漆、渗油缺陷处理。
掌握变压器的干燥、真空注油工艺，现场绝缘油的处理工艺。掌握滤油及油耐压试验方法。
了解绝缘油牌号、产地、化学性质、试验项目、质量标准、使用保管注意事项、油质劣化的原因及对策。了解滤油设备的管理、维护工作。
了解变压器检修试验项目、试验标准和各项试验项目的意义。了解变压器的各种保护配置、保护原理。了解变压器一般缺陷的产生原因及防止对策。能够组织进行变压器的检修，制定检修施工措施计划。
了解《电业安全工作规程》有关内容。掌握紧急救护和人工呼吸法。
第四十九条 运行人员培训要求
熟悉国家电网公司颁发的《110（66）kV～500 kV油浸式变压器（电抗器）运行规范》、《预防110（66）kV～500 kV油浸式变压器（电抗器）事故措施》及其它国家和行业颁发的技术标准，如《电力变压器运行规程》等。熟悉本所各类变压器运行规程，了解变压器预防事故措施要求。
了解变压器的一般原理、接线方式、并列运行条件。掌握变压器的各种保护配置原理，及一般情况下的各种保护投切方式。了解变压器检修项目、试验项目的内容和要求。
掌握储油柜、冷却装置（包括强油循环风冷、强油水冷变压器、片式散热器）、有载分接开关、无励磁分接开关、套管、绝缘油在线滤油装置、油色谱在线监测装置、变压器灭火装置等主要组部件的种类、结构、基本原理及基本操作方法。了解变压器油位与变压器运行油温的关系。掌握各种运行负荷、运行油温下的冷却器投入运行方式。
掌握变压器正常巡视及特巡内容及方式。
掌握气体继电器、压力释放阀、压力突变继电器、温度计、绝缘油在线监测装置等异常动作情况下的处理方法。
了解变压器过电压、过负荷情况下的运行方式及紧急处置方法。
掌握变压器保护跳闸、内部故障、着火等紧急情况下的事故处理方法。
熟悉《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》的有关内容，了解《电业安全工作规程》有关内容。掌握紧急救护和人工呼吸法。
第十一章 设备技术管理
第五十条 设备档案
变压器设备档案应包括二项内容，即：基本设备台帐和设备各种技术文件。
（一） 基本设备台帐应包括下列内容：
设备型号
额定电压
额定电流
额定电压和频率下的空载损耗和空载电流(%)
额定电压和频率下的负载损耗
额定容量下的短路阻抗(%)
冷却方式(包括：各种冷却方式下的容量百分数及冷却器配置情况(包括：规格、型号、功率、数量等。)
变压器重量参数(包括：总重、运输重、油重等)
变压器外形尺寸(包括：运输外形尺寸等)
绝缘油生产厂家、油种、油牌号
变压器出厂日期和投运日期
套管型号、油种、油牌号、电容量以及出厂日期和投运日期
套管型电流互感器参数及配置
有载分接开关型号及其基本参数
（二） 设备各种技术文件应包括新设备投运前和运行中的技术文件及档案：
（1）新设备投运前的技术文件应包括：
制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验报告，包括本体、冷却装置及各种组部件(包括：套管、套管型电流互感器、有载分接开关、无励磁分接开关、气体继电器、压力释放阀、油面温度计、绕组温度计、油色谱在线监测装置、有载分接开关在线滤油机等)；
交接试验报告；
器身吊罩检查及处理记录；
变压器安装全过程的记录；
变压器保护回路的安装竣工图；
绝缘油质化验及色谱分析报告；
备品配件清单；
变压器安装工程监理及验收报告。
（2）变压器运行中的技术文件和档案：
变压器履历卡片；
变压器及其附属设备历次的检修原因和检修全过程记录；
变压器及其附属设备历年的试验报告；
变压器的油质化验、油色谱分析和绝缘油处理记录；
变压器红外测温记录；
保护和测量装置的校验记录；
事故及异常运行记录(包括超温、气体继电器动作、出口短路、过负荷运行等)；
变压器现场运行规程；
退役变压器的管理台帐。
第五十一条 变压器运行状态分析
（一） 变压器运行状态分析的目的是为了及时发现缺陷，及时消除缺陷，确保检修工作做到工效高(检修工期短，耗用工时少)、用料省(器材消耗少，修旧利废好)、安全好(不发生重大人身、设备事故及一般事故)。提高变压器健康水平和恢复铭牌出力，使变压器经常处于良好状态，确保安全运行。
（二） 根椐运行中变压器器身及任何附件存在的绝缘不良的轻重程度或处于不正常运行的不同状态。变压器运行可分三种状态加以评估。即：危急状态、严重状态和一般状态
（1）危急状态。一般情况下变压器存在以下缺陷可定为危急状态：
1）油中乙炔或总烃含量和增加速率严重超注意值，有放电特征，危急变压器安全，绝缘电阻、介质损耗因数等反映变压器绝缘性能指标的数据大多数超标，且历次数据比较，变化明显的；
2) 变压器有异常响声，内部有爆裂声；
3) 套管有严重破损和放电现象；
4) 变压器严重漏油、喷油、冒烟着火等现象；
5) 冷却器故障全停，且在规定时间内无法修复的；
6) 轻瓦斯发信号，色谱异常。
注：变压器出现上述危急状态时，应立即停役，安排检修处理。并按设备管辖范围及时报告上级主管部门，要求在24小时内予以处理。
（2）严重状态。变压器存在以下缺陷可定为严重状态：
1）根据绝缘电阻、吸收比和极化指数、介质损(本体或套管)、泄漏电流等反映变压器绝缘性能指标的数据进行综合判断，有严重缺陷的；
2）强油循环变压器的密封破坏造成负压区、套管严重渗漏油或储油拒胶囊破损；
3）变压器出口短路后，绕组变形测试或色谱分析有异常，但直流电阻测试为正常的；
4) 铁心多点接地，且色谱异常。
（3）一般状态。变压器存在以下缺陷可定为一般状态：
1）变压器本体及附件的渗漏油；
2）备用冷却装置故障；
3) 变压器油箱及附件锈蚀；
4) 铁心多点接地，其接地电流大于100mA。
第五十二条 检修评估
（一） 检修前评估的内容应包括：
（1）根据设备的结构特点、运行评估分折情况、负载状况和绝缘老化情况、与变压器有关的系统故障和事故情况、历次电气试验和绝缘油分析结果等，做好检修内容分析和预想工作，避免盲目性检修。经综合分析确定是否需要检修以及检查及修理的项目。
（2）根据确定的检修的项目和内容，编制检修技术方案，制定安全措施。
（二） 检修后评估的内容应包括：
（1）检修项目和检修质量达到规定的要求和质量标准。
（2）已消除的设备缺陷。
（3）检修全过理技术记录正确、齐全。
（4）检修总结和技术文件资料应齐全、填写正确。
（5）变压器质量检验己完成验收。
第五十三条 设备评估
变压器设备评估，是指对变压器设备的运行、维护、在线检测、试验、检修、技术
监督等方面进行综合评估后确定的设备质量状态水平。
（一）按国网公司颁发的“电力生产设备评估管理办法”，按照变压器设备的总体情况、运行状况、存在问题、原因分析等来定期进行变压器设备评估，并按附录B进行变压器非停统计。
（二）各级生产管理部门是变压器设备管理的归口部门，在变压器设备评估中对于发现带有全局性和基层单位难以解决的技术问题应及时研究并向上级单位的生产部门反映。
第十二章 变压器备品备件管理
第五十四条 一般规定
（一） 为了能及时消除设备缺陷，缩短停运时间，提高设备可用率，确保电网安全经济运行，各级单位需做好备品备件管理工作。
（二） 备品备件的管理应遵循“统一管理、分级负责、合理储备、分散保管、有偿使用”的原则。
（三） 备品备件应按需配置，合理定额，及时补齐。属易耗品或运行中故障率较高、运行中需定期拆下校验的设备、采购周期较长的设备、易储存，产品性能不受环境、时间影响的设备均应备足备齐，其他则可不备或少量配置。
（四） 变压器备品备件主要包括以下整件或部件：整相（台）变压器、套管、冷却风扇电机、油泵、气体继电器、压力释放阀、油位计、阀门、绝缘油、密封件及其它设备如螺栓、垫片、指示灯、熔丝、按钮等。
第五十五条 备品备件配置定额
（一） 整相（台）变压器：鉴于目前各变压器制造公司的设计、制造水平已能在很大程度上保证变压器的安全运行，为缩短变压器突发事故的处理时间，保障对用户的可靠供电，现阶段500kV（330kV）变压器宜由网公司统一配置一组，220kV等级变压器由各省公司统一配置，110kV及以下等级变压器由各市（地）局统一配置，数量根据实际需要。
（二） 套管：500kV变压器套管备品可由网公司统一配置，对不同电压等级、不同型号的套管各备一支。220kV及以下变压器套管备品可由省公司统一配置，数量可根据实际需要确定。为减少不同型号的套管备品数量，变压器套管选型时应尽量考虑统一套管型式。
（三） 冷却风扇电机：在运行中因产品质量和电源不稳定等因素影响，损坏几率较高，宜由运行单位对每台（相）变压器各备一只。
（四） 油泵：属高速运转设备，运行中易磨损，宜由运行单位对不同型号的油泵各备一只。
（五） 气体继电器：为便于定期校验，并且不额外增加变压器停电时间，宜由运行单位对不同型号的气体继电器各配三只（对于单相变压器）或一只（对于三相一体变压器）。
（六） 压力释放阀：目前压力释放阀的选用基本统一，宜由运行单位对不同型号压力释放阀各配两只。
（七） 油位计：宜由运行单位对不同型号的油位计各配一到两只。
（八） 油温计：为便于校验，宜由运行单位对不同型号的油温计各配三只（对于单相变压器）或一只（对于三相一体变压器）。
（九） 阀门：宜由运行单位对同种型号的阀门包括球阀和蝶阀，各配一套。
（十） 绝缘油：在基建工程中一般都有总油量10%的备用油，除安装过程中消耗部分外，应还有部分备用油留存。运行单位应妥善保管，以供今后补充油所需，因此原则上不再考虑备用油。如在检修中需补充绝缘油，所需备品应在检修工作开始前准备齐全。
（十一） 密封件：因密封件在长期保存过程中（一般不超过半年）将发生老化失效，故原则上不安排大量备品，仅需要对常用的小型密封件安排一定量的备品以备临修时使用。如在检修中需更换密封件，所需备品应在检修工作开始前准备齐全。
（十二） 其它设备：如螺栓、垫片、阀门、小型电动机、指示灯、按钮、熔丝等均由运行单位按需配置并保管。
第五十六条 备品备件的保管和维护
（一） 整相（台）变压器（电抗器）由网省公司指定下属单位负责保管。变压器（电抗器）可在户外存放，一般放在变电站内，至少应安装储油柜并真空注油后保存。设备应由变电所所属运行单位纳入正常巡视范围，视同运行设备进行日常巡视、维护。
（二） 套管备品由网省公司指定下属单位负责保管。套管在开箱验收合格后，应恢复包装后入库，并以相为单位归置整齐，附属零件应随本体存放。为防止油纸电容式套管电容心子露出油面受潮，套管储油柜端应按制造厂要求抬高。短期存放或有条件时可采取竖立在专用支架上的方法。
对保存期超过1年且不能确认电容芯子浸在油中的110kV（66 kV）及以上套管，安装前应进行局放试验、介质损耗因数试验。
（三） 冷却风扇电机、潜油泵、气体继电器、压力释放阀、测温装置、油位计、阀门、密封件、材料性备品等均由运行单位负责管理，自行采购、妥善保管。上述备品备件均应置于室内保管。贮存前应对密封状况进行检查，保持密封可靠，同时应注意防止表面锈蚀。
安装前必须将油管道、冷却器和潜油泵的内部除锈清理干净并用合格油冲洗。
（四） 绝缘油应有专用的油箱油桶进行储存，油箱油桶须密封良好并置于室内干燥的环境，较大油箱宜设有膨胀器或吸湿器，以防受潮。如存放时间较长，应定时进行油样微水试验。每只油箱油桶应设标签，注明牌号油源等信息。
（五） 备品备件保管单位应具有相应的设备专业知识和管理经验。保管单位应根据备品备件的特性，保证相宜的环境，按期保养和测试，并作好记录，确保备品备件随时处于良好状态。保管单位要做到帐、物、卡相符，并按时寄送报表。
第五十七条 备品备件的补充和报废
（一） 工程项目设备订货合同中订购的备品备件，在工程竣工时由电力建设单位按有关规定向各级责任单位移交备品备件及相关技术资料；责任单位应上报上级主管部门、及时登记归档和输入备品备件信息管理系统，并落实存放地点。
（二） 损坏设备的可利用部分、改造工程换下的完好设备和退役设备，由资产所属单位决定换下后经修理、试验合格后留作备品备件。
（三） 各运行单位和保管单位根据备品消耗情况和储备定额，及时向备品负责单位提出补充采购申请，由负责单位的生技部门会同备品管理部门根据申请编制补充备品备件计划，经上级公司批准后，形成采购目录。备品管理部门根据采购目录，负责备品备件的采购，生技部门配合选型验收等技术工作。
（四） 设备到货后采购单位和保管单位必须认真验收，并作好验收记录，发现问题及时汇报处理。购入的备品备件由保管单位造册纳入备品备件管理系统。
（五） 当备品备件丧失备用功能时，由保管单位向主管单位提出报废申请。
第十三章 变压器更新改造和报废
第五十八条 当变压器绝缘严重老化；事故损坏严重无法修复；变压器参数或接线不满足电网要求；或变压器损耗过大且主要零部件缺陷较多时，变压器可申请更新和改造。并根据技术和经济的综合分析，决定变压器的报废。
第五十九条 变压器报废后，应及时更新设备台帐。
