变压器运行规程

变压器运行操作规程 1.1 变压器的投运 1.1.1 变压器投运的操作 1.1.1.1 变压器的投入运行，应根据调度值长的命令执行。 1.1.1.2 变压器应由高压侧向低压侧充电，任何情况下，严禁变压器由低压侧向高压侧全电压充电。 1.1.1.3 投运时应观察励磁涌流的冲击情况，若发生异常，应立即拉闸，使变压器脱离电源。 1.1.1.4 总变电所两台主变压器投运前，必须先合入其系统相连一侧的中性点接地刀闸，正常运行中按调度命令执行。 1.1.1.5 变压器充电时，重瓦斯保护必须投入跳闸位置，投运后，可根据有关的命令和规定，投入相应的位置。 1.1.1.6 新投运的变压器，其冲击合闸次数为5次；更换绕组后的变压器其冲击合闸次数为3次。每次带电5分钟， 间隔5分钟，且每次充电应对变压器外部进行检查。 1.1.2 变压器投运的检查工作 1.1.2.1 变压器本体的检查 1.1.2.1.1 检查工作票结束，拆除所有接地、短路线和临时安全，恢复常设遮栏和标示牌。 1.1.2.1.2 变压器本体、套管、引出线、绝缘子清洁无损坏，各部无漏油、渗油。现场清洁无杂物。 1.1.2.1.3 变压器油枕及油套管的油色透明，油位正常。 1.1.2.1.4 有载调压变压器的分接开关在适当的位置，且远方、就地指示一致，检查无载调压分接开关在适当位置，有交待。 1.1.2.1.5 油枕、散热器、瓦斯继电器各油路阀门已打开，瓦斯继电器內充满油，无气体。 1.1.2.1.6 高备变、高厂变冷却电源均以投入，开启冷却器试运转20min，风扇、油泵运转正常，转向正确，电源自投切换正常。 1.1.2.1.7 变压器压力释放阀完好，呼吸器系统畅通、硅胶无变色。 1.1.2.1.8 检查变压器各变压器测温装置良好，读数正确。变压器各侧避雷器应投入，记录放电计数器数字。 1.1.2.1.9 检查变压器油泵、风扇、油表、温度计、电流互感器等保护、报警和控制回路正确。 1.1.2.1.10 各继电保护及自动装置投入正确。 1.1.2.1.11 变压器外壳及铁芯接地可靠。 1.1.2.1.12 室内干式变压器各部清洁，温控装置正常，无水淋的可能。 1.1.2.1.13 变压器 消防装置良好。 1.1.3 变压器绝缘电阻的規定 1.1.3.1 新安装或检修后及停运过的变压器投前均应测量其绕组的绝緣电阻。测得的结果应记录在专用的记录内。    1.1.3.2 高备变的的绝缘电阻R60″≥出厂值的85%；吸收比R60″/ R15″≥出厂值的85%。 1.1.3.3 其它油变压器的绝缘电阻吸收比R60″/ R15″≥70%，吸收比R60″/R15″≥1.3（2500V摇表），如无出厂规定时，一般要符合下表的规定： 高压绕组电压等级 温 度 ℃ 10℃ 20 ℃ 30 ℃ 40 ℃ 50 ℃ 60 ℃ 70 ℃ 80 ℃ 3-10KV 450MΩ 300MΩ 200MΩ 130MΩ 90MΩ 60 MΩ 40 MΩ 25 MΩ 20-35KV 600MΩ 400MΩ 270MΩ 180MΩ 120MΩ 80 MΩ 50 MΩ 35 MΩ 60-220KV 1200MΩ 800MΩ 540MΩ 360MΩ 240MΩ 160MΩ 100MΩ 70 MΩ                   注：同一变压器中、低压绕组的绝缘电阻标准与高压侧相同。 1.1.3.4 干式变压器的绝缘规定：在25℃时，干燥环境下测得的绝缘电阻值； 1.1.3.4.1 对于干式变：用2500V摇表测量，一次对二次及地≥300MΩ，二次对地≥100MΩ； 1.1.3.4.2 在比较潮湿的环境下，干式变的绝缘电阻＞2 MΩ/1000V。 1.1.3.4.3 当与电缆及封闭母线一起测量时，用2500V摇表必须满足≥1MΩ/kV的要求。 1.1.4 变压器投运前的试验及投运条件 1.1.4.1 变压器投运前的试验 1.1.4.1.1 变压器各侧开关的跳、合闸试验。 1.1.4.1.2 变压器各侧开关的联锁试验。 1.1.4.1.3 新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动试验，有交待。 1.1.4.1.4 冷却电源的切换试验，当高厂变油面温度达到75℃时，必须投入吹风装置。 1.1.4.1.5 有载调压装置调整试验，试验正常放至适当位置。 1.1.4.2 新安装或大修后的变压器，投运前应做下列试验 1.1.4.2.1 用兆欧表测量绝缘电阻以判明监测、控制、辅助电源等回路不存在故障和缺陷。 1.1.4.2.2 测定线圈的连接组标号。 1.1.4.2.3 测量绕组所有分接下的电压比，测量结果应与出厂值一致。 1.1.4.2.4 充油套管的绝缘电阻吸收比R60″/R15″≥1.3，介质损耗率正切试验合格(小于或等于出厂值的130%)。 1.1.4.2.5 油质分析合格。 1.1.4.2.6 变压器换油后，在施加电压前，静置时间不应少于以下规定： 1)110kV及以下24h  2)220kV及以下48h 3)550kV 及以下72h 若有特殊情况，应由总工程师批准后方可投运。 1.1.4.2.7 有设备安装和变更通知单。 1.1.4.2.8 设备标志齐全。 1.1.4.2.9 空载合闸试验（冷却器不投入运行）进行3-5次空载合闸电流冲击试验，监视励磁涌流冲击作用下的继电保护装置的动作情况，空载合闸前以下各项：将轻瓦斯投信号，重瓦斯投跳闸，将过流保护的时限调整到继电保护系统所要求的值。 1.1.4.3 遇有下列情况，需经定相并出具后，方可正式投运 1.1.4.3.1 新安装的或大修后变压器。 1.1.4.3.2 变压器的接线变更后。 1.1.4.3.3 与变压器连接的电压互感器检修后。 1.1.4.3.4 新换电缆或重做电缆后。 1.1.4.3.5 其它可能使相序变动的工作。 1.2 变压器的正常运行与维护 1.2.1 变压器的运行规定 1.2.1.1 运行中的变压器电压允许额定值的95—105%范围内，其额定容量不变。 1.2.1.2 变压器外加的一次电压可以较额定电压高，但不得超过相应分接头额定电压值的105%。 1.2.1.3 自然循环风冷、自然冷却的变压器，上层油温最高不得超过95℃,为防止油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃，温升不得超过55℃。 1.2.1.4 变压器不应以额定负荷时上层油温低于最高上层油温作为过负荷运行的依据。 1.2.1.5 对于F级绝缘的干式变压器的定子最高温升≦80℃;对于其它形式的干式变压器各部温升(用电阻法测量)不得超过下列规定： 1.2.1.6 A级绝缘：60℃    F级绝缘：100℃ E级绝缘：75℃    H级绝缘：125℃  B级绝缘：80℃  1.2.2 变压器瓦斯保护的运行与操作规定 1.2.2.1 正常运行的变压器，重瓦斯保护应投“跳闸”位置， 轻瓦斯保护应投“信号”位置，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。 1.2.2.2 #1、#2高备变如其中一台转入备用，则应将备用变压器重瓦斯改信号。 1.2.2.3 运行中变压器干簧式瓦斯继电器的试验探针严禁按动； 1.2.2.4 运行中的变压器进行滤油、补油、更换油净油器的吸附剂或需换潜油泵时，或瓦斯保护回路有工作以及继电器本身存在缺陷时，应将重瓦斯保护投信号位置，此时其它保护装置仍应接跳闸，工作结束后待空气放尽后，方可恢复。 1.2.2.5 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，应先将重瓦斯保护改投信号位置，然后才能工作，以防瓦斯保护误动跳闸。 1.2.2.6 需要停运重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。 1.2.2.7 变压器的重瓦斯保护退出运行时，严禁退出变压器的其它主保护。 1.2.2.8 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。地震引起重瓦斯保护动作停运的变压器，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。 1.2.2.9 在大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号位置。 1.2.3 变压器分接开关的运行 1.2.3.1 无载调压变压器调整分接头时，需将变压器停电并做好安全措施后方可进行。调整时应多次转动分接头，消除氧化膜和油污。调整后，应测量其接触电阻符合要求，并作好分接头调整的记录。 1.2.3.2 有载调压变压器的分接头调整时，无需将设备停电，正常情况下采用远方电动操作，当电动操作机构失灵或在校准分接头位置时，就地手动用手摇把操作。 1.2.3.3 调整有载调压分接头时，应在远方点动逐级调压，同时监视就地分接位置及电流电压的变化。 1.2.3.4 有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，两变压器的分接电压应尽量靠近。 1.2.3.5 在调节有载调压分接头时，如果出现分头连续动作的情况，应立即断开操作电源，而后用手动方式将分接头调至合适的位置。 1.2.3.6 当系统发生短路或变压器过载时，禁止调节变压器的有载调压分接头。 1.2.3.7 新投入的分接开关在投运后1-2年或切换5000次后，必须进行检修。如果有载调压装置长期不调和长期不用，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环。 1.2.3.8 如果有载调压装置不投入运行或停电时间超过8周，电动机构的加热器应通电运行。 1.2.4 变压器的并列运行 1.2.4.1 变压器的并列运行应满足下列条件 1.2.4.1.1 绕组接线组别相同。 1.2.4.1.2 电压变比相同。 1.2.4.1.3 阻抗电压相等。 1.2.4.1.4 阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。 1.3.5 并列运行注意事项 1.2.4.2 由于我厂电气接线的特殊性，暂规定低压厂用变（干式变）不能并列运行。如需并列运行应特殊规定。 1.2.4.3 新安装或变动过内、外连接以及改变过接线组别的变压器，在并列之前必须定相。 1.2.4.4 变压器的并列运行时间应尽量短。 1.2.4.5 6kV系统厂用电倒换操作时应采用快切装置的并联或串联方式。 1.3.6 变压器冷却系统运行方式 1.3.6.1 自然油循环风冷变压器冷却器的运行 1.3.6.1.1 每台高厂变分别布置8组散热器，每两组散热器下面有一个吹风装置. 1.3.6.1.2 冷却装置由两路电源供电，分别为工作和备用，当工作电源因故断开时，备用电源自动投入运行。根据运行方式的不同，两路电源可互为备用。 1.3.6.1.3 自然油循环风冷变压器冷却器可以根据需要投“手动”或“自动”运行。 1.3.6.1.4 冷却器投手动运行时(SA3手柄置于“手动”位)，只要系统正常，将一直保持运行状态。 1.3.6.1.5 冷却器投自动运行时(SA3手柄置于“自动”位)，通过变压器的负荷电流或上层油温来自动控制冷却器的运行。 当变压器上层油温达到50℃时，冷却器将自动投入运行；当负荷电流达到 70%额定电流时，冷却器将延时20S自动投入运行。当变压器上层油温降低至45℃以下，且负荷电流小于上述值时，冷却器将自动停止运行。 1.3.6.1.6 冷却装置设有自动保护装置，当某一台变压器风扇出现短路故障时，由控制该组变压器风扇的自动开关SN快速切断其工作电源；当控制箱内温度低于规定值或湿度高于规定值时，加热器EH1和EH2开始加热，温度高于规定值或湿度低于规定值时，加热器EH1和EH2停止加热。 1.3.6.1.7 自然循环风冷变压器当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过65℃，时，允许带额定负载运行。 1.3.6.1.8 高厂变顶层油温升为50℃，高低压绕组温升为55℃。 1.3.6.1.9 高备变线圈报警温度：100℃，跳闸温度：110℃。 1.3.6.2 干式变压器冷却装置运行方式 1.3.6.2.1 对于干式变当线圈温度达到90℃时，风机开启，温度将至80℃时，风机停止运行。 1.3.7 变压器的允许过负荷运行方式 1.3.7.1 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下限时运行。正常过负荷可以经常使用，事故过负荷只允许在事故情况下使用，若变压器存在较大缺陷，不允许过负荷运行。变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器。 1.3.7.2 变压器的正常过负荷 当变压器过负荷时，汇报值长尽快转移负荷，使变压器负荷恢复到额定值以内。尽量缩短过负荷的时间。 1.3.7.3 变压器的事故过负荷 1.3.7.3.1 在事故过负荷运行时，应投入包括备用在内的所有冷却器并尽量减少负载，减少时间（一般不超过0.5h）： 1）充油变压器的事故过负荷倍数 变压器允许短时间过载能力应满足下表要求（正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃）。 过负荷电流/额定电流 1.2 1.3 1.45 1.6 1.7 2 过负荷持续时间min 480 120 60 45 20 10               2)干式变压器的事故过负荷倍数 过负荷电流/额定电流 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 过负荷持续时间min 60 45 32 18 5             1.3.7.3.2 变压器事故过负荷时，其上层油温不得超过相应的规定值。 1.3.7.3.3 变压器事故过负荷后，应及时记录事故过负荷的大小及运行时间。 1.3.8 变压器运行中检查 1.3.8.1 变压器运行中检查的规定 1.3.8.1.1 正常情况下，变压器及其冷却装置每班检查二次，其中包括接班前的检查。 1.3.8.1.2 新投或大修后的变压器，在投运的最初8h，应每两小时检查一次，以后按正常要求进行检查。 1.3.8.1.3 变压器异常或过负荷运行时，应加强检查，适当增加检查次数。 1.3.8.1.4 气候剧变时，应重点检查变压器的油位、油温的变化情况。 1.3.8.1.5 处于备用状态的变压器，也应按运行变压器的标准进行检查。 1.3.8.2 油变压器运行中的检查项目 1.3.8.2.1 变压器的油枕、套管的油位正常，油色透明，无渗、漏油现象； 1.3.8.2.2 变压器的声音正常； 1.3.8.2.3 变压器本体及套管清洁，套管油位应正常、无破损裂纹和放电痕迹及其它异常现象； 1.3.8.2.4 瓦斯继电器内充满油，无气体，通往油枕的阀门在打开位置； 1.3.8.2.5 各冷却器温度应相近，风扇、潜油泵运行正常，油流指示器工作正常； 1.3.8.2.6 变压器的温度、温升不超过规定； 1.3.8.2.7 吸湿器完好，吸附剂干燥； 1.3.8.2.8 压力释放器或安全气道应完好无损； 1.3.8.2.9 引线接头、电缆、母线无过热、变色现象； 1.3.8.2.10 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮； 1.3.8.2.11 中性点接地电阻箱内无异常现象。 1.3.8.3 干式变压器运行中检查项目： 1.3.8.3.1 检查变压器保护按规定使用，内部运行声音正常，无焦味； 1.3.8.3.2 检查变压器各接头紧固，无过热变色现象，导电部分无生锈、腐蚀现象，套管清洁无硬化、爬电现象。 1.3.8.3.3 线圈及铁芯无局部过热和绝缘烧焦的气味，外部清洁，无破损、无裂纹。 1.3.8.3.4 电缆无破损，变压器本体无搭挂杂物； 1.3.8.3.5 线圈温度正常，变压器温控仪工作正常； 1.3.8.3.6 检查变压器各开关运行状态及远方指示正确与运行日志记录一致； 1.3.8.3.7 检查各变压器表计指示无大幅度摆动现象，且指示不超额定值； 1.3.8.3.8 检查变压器前后柜门均应在关闭状态； 1.3.8.3.9 检查变压器室无漏水、积水现象，照明充足； 1.3.8.3.10 检查变压器室内通风设备正常；消防器材齐全。 1.3.8.3.11 对于有载调压变压器除按照1.3.8.2和1.3.8.3的项目检查外，还应检查：其分接头指示就地与远方一致，各机械连接部件无松动，脱落。有载调压电动机构箱密封良好，电加热器功能正常,传动机构与箱体连接处无渗油等现象。 1.3.8.4 检查干式变压器时的注意事项： 1.3.8.4.1 运行中不得私自进入温控仪参数设定状态，为了避免引起变压器误跳闸，输出功能不允许模拟超温跳闸状态。 1.3.8.4.2 变压器投入运行后，禁止进入隔离栏栅检查设备，特别是禁止触摸变压器本体，必须保持相应的安全距离。 1.3.8.5 下列情况应对变压器进行特殊检查， 增加巡视检查次数： 1.3.8.5.1 新设备或经检修、改造过的变压器在投运72h内； 1.3.8.5.2 有严重缺陷时； 1.3.8.5.3 气象突变（如大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）； 1.3.8.5.4 雷雨季节特别是雷雨后； 1.3.8.5.5 高温季节、高峰负载期间； 1.3.8.5.6 变压器过负荷运行时。 1.3.8.6 变压器的特殊检查项目 1.3.8.6.1 过负荷运行时，应加强检查变压器油温和油位的变化，接头有无过热的现象。 1.3.8.6.2 大风天气，应检查室外变压器的接头引线有无摆动和松动，导电体及绝缘瓶有无搭挂杂物。 1.3.8.6.3 雷雨天气，应检查变压器瓷瓶，套管有无放电、闪络现象。 1.3.8.6.4 大雾天气，应检查变压器瓷瓶，套管有无放电、闪络现象。 1.3.8.6.5 下雪天气，应检查瓷瓶，引线的积雪情况，接头的发热情况和冰馏的挂接情况。 1.3.8.6.6 短路后，检查各部有无变形，变压器是否有喷油现象。 1.4 变压器的停止 1.4.1 变压器停运的操作规定 1.4.1.1 变压器退出运行，应根据值长的命令执行。 1.4.1.2 高备变退出前，必须先合入高压侧中性点接地刀闸，正常运行中按调度命令执行。 1.4.1.3 严禁用刀闸向变压器充电或切断变压器的负荷电流和空载电流。 1.4.1.4 厂用变压器停电时，必须先断低压侧开关，后断高压侧开关。 1.4.1.5 变压器无论什么原因停止运行后，应测热状态绝缘电阻，并把当时  1.4.1.6 的温度及绝缘电阻测定值记入绝缘电阻记录簿内。 1.4.1.7 变压器停止运行后，应按正常的巡回检查项目进行一次检查。 1.4.2 变压器备用状态下的维护与检查 1.4.2.1 处于备用状态下的变压器必须符合下列条件： 1.4.2.1.1 防碍运行的临时安全设施全部拆除，标示牌恢复正常； 1.4.2.1.2 高低压侧开关拉合试验良好； 1.4.2.1.3 继电保护应正常投入； 1.4.2.1.4 绝缘电阻良好； 1.4.2.1.5 高压侧刀闸在合闸位置； 1.4.2.1.6 长期停运的变压器应定期充电，每月至少一次，每次8-24小时空载 或带负荷运行。 1.5 变压器的异常及事故处理 1.5.1 变压器的异常运行 1.5.1.1 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，并汇报上级领导和做好记录。 1.5.1.2 变压器出现下列情况时，应汇报值长，通知检修处理 1.5.1.2.1 变压器正常负荷及冷却条件下，温度不断上升。 1.5.1.2.2 压力释放阀打开。 1.5.1.2.3 变压器漏油，使油面下降到极限以下（能看见油位）。 1.5.1.2.4 变压器油色显著变化。 1.5.1.2.5 套管有裂纹且有放电痕迹。 1.5.1.2.6 接头发热，变色。 1.5.1.2.7 变压器冷却装置故障。 1.5.1.2.8 有载调压装置卡涩。 1.5.1.2.9 变压器内部声音不正常。 1.5.1.2.10 变压器轻瓦斯保护动作，放气检查为可燃性气体。 1.5.1.3 变压器过负荷时，应汇报值长，并限制负荷，同时加强监视变压器上层油温， 尽快将事故消除恢复正常运行。 1.5.1.4 变压器油温升高超过许可温度时，值班人员应查明原因进行下列工作： 1.5.1.4.1 检查变压器的负荷，并与环境温度对照是否相符。 1.5.1.4.2 检查变压器冷却装置或变压器室内的通风情况； 1.5.1.4.3 通知检修校核温度表，外壳温度是否有所升高，油位有无异常升高； 1.5.1.4.4 检查变压器的各散热器温度是否一致，有无堵塞现象； 1.5.1.4.5 检查变压器的三相电流是否平衡； 1.5.1.4.6 若变压器负荷不变，变压器温度不正常并有不断上升趋势， 而检查结果证明不是上述原因， 则认为变压器已发生内部故障， (如铁芯故障、绕阻匝间短路等)，这样应按下列原则处理： 1)立即汇报单元长、值长，可适当降低变压器的负荷； 2)投入备用变压器； 3)停止故障变压器，通知检修人员检查处理。 1.5.1.5 油位显著变化 1.5.1.5.1 油位过低时： 1）检查有无明显漏油处，若在瓦斯继电器玻璃窗内能看到油位，尚能维持运行时，采取应急措施制止漏油，联系检修加油，加油时应遵照规定执行； 2）如因大量漏油油位迅速下降，禁止将重瓦斯保护改投信号， 必须迅速采取停止漏油措施，应立即停止变压器的运行。 1.5.1.5.2 油位过高时： 油位因(环境)温度升高而逐渐升高或因变压器负荷过大引起，高出油位指示计， 经检查不是假油位所至时，联系检修放油，使油位降至对应标准高度同时降低变压器的负荷，放油时应遵循瓦斯保护的运行规定。 1.5.1.6 变压器声音异常 1.5.1.6.1 检查变压器是否有放电声； 1.5.1.6.2 检查变压器内部是否有杂音； 1.5.1.6.3 检查变压器外部螺丝是否松动，接地线与端子箱有无振动声音； 1.5.1.6.4 如系上述原因引起，则请示有关技术人员决定是否停电或不停电检修，运行期间加强对变压器检查和维护。 1.5.2 变压器的事故处理 1.5.2.1 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，尽可能先将其投入运行： 1.5.2.1.1 套管爆炸或破裂，大量漏油，油面突然下降； 1.5.2.1.2 套管端头发热熔化和放电现象； 1.5.2.1.3 变压器内部声音明显增大，很不正常，内部有炸裂声； 1.5.2.1.4 严重漏油或喷油使油面下降，低于油位计的指示限度； 1.5.2.1.5 压力释放阀动作，向外喷烟、火，喷油； 1.5.2.1.6 变压器外壳破裂； 1.5.2.1.7 变压器冒烟或着火； 1.5.2.1.8 变压器无主保护运行（直流查找接地等能短时恢复者除外）； 1.5.2.1.9 发生危及变压器安全的故障，变压器保护或开关拒动； 1.5.2.1.10 发生直接威胁人身安全的紧急情况。 1.5.2.2 变压器自动跳闸的处理 1.5.2.2.1 有备用变压器则迅速将其投入。 1.5.2.2.2 有自动投入装置的厂用变压器，未自动投入，应立即手动投入一次。 1.5.2.2.3 备用变压器自动投入后，保护装置动作跳闸，则禁止再强送。 1.5.2.2.4 检查保护动作情况，对变压器进行检查，并汇报值长。 1.5.2.2.5 如无备用变压器时，则需根据保护信号、光字信号检查何种保护装置动作，在变压器跳闸时,有何种外部现象（如外部短路、变压器过负荷及其它等）如检查结果证明变压器跳闸,不是由于内部故障所引起，而是由于外部过负荷、短路或保护、二次回路故障所造成的则变压器可重新投入运行。 1.5.2.2.6 如出口短路造成的，则应进行必要的电气试验，检查无问题后方可投运。 1.5.2.2.7 如果原因不明，则必须进行检查、试验以查明跳闸原因，在未查明原因之前，不得将变压器投入运行。 1.5.2.2.8 若变压器有内部故障的现象时，应进行内部检查，排除故障后方可投运。 1.5.2.3 变压器过流保护动作跳闸的处理 1.5.2.3.1 根据表计有无短路冲击，电压是否下降的故障现象做具体判断， 若由于保护误动、误碰， 则变压器可不经检查立即投入运行。 1.5.2.3.2 根据表计有冲击，且电压一直下降的现象， 应判明是否外部故障造成， 当外部故障消除后，变压器的外部检查无问题可投入运行。 1.5.2.4 变压器差动保护动作的处理 1.5.2.4.1 如瓦斯继电器内有气体，按规定执行。 1.5.2.4.2 对变压器差动保护范围内全部电气设备详细检查，是否有损坏和闪络现象。安全阀、油位、油色等是否正常。 1.5.2.4.3 测定变压器的绝缘电阻，并通知检修检查处理。 1.5.2.4.4 经检查保护范围内故障，不是变压器本身， 待故障消除后，可投入运行。如变压器本身故障， 需对变压器进行检查试验。 1.5.2.4.5 差动保护动作、变压器跳闸未查明原因禁止投入运行。 1.5.2.5 无差动保护的变压器，当速断保护动作跳闸，应按1.5.2.4处理。 1.5.2.6 跳闸后无保护装置掉牌： 1.5.2.6.1 跳闸时，如无电压下降及短路冲击现象， 检查开关的附近和二次回路有无作业人员。若为人为误碰，保护误动可立即投入变压器运行。 1.5.2.6.2 跳闸有电压下降及短路冲击现象，应进行详细检查，故障消除后投入运行。 1.5.2.7 瓦斯保护动作的处理 1.5.2.7.1 轻瓦斯动作： 1)因滤油，加油或冷却系统不严，以致空气进入变压器； 2)因温度下降或漏油，使油面缓慢下降； 3)由于发生轻微故障或发生穿越性故障； 4)二次回路故障。 1.5.2.7.2 轻瓦斯与重瓦斯同时动作，或只重瓦斯动作： 1)变压器内部发生严重故障； 2)由于漏油等原因使油面下降过速； 3)检修后，油中空气分离速度过快； 4)二次回路有故障。 1.5.2.7.3 瓦斯保护动作的原因和故障性质可由内部积聚的气体量，颜色和化学成份鉴别。根据气体的多少可估计故障程度。 如积聚的气体是无色无味且不可燃的，则瓦斯继电器动作是空气所致；如气体是可燃的则瓦斯继电器动作的原因是变压器内部故障所致。 1.5.2.7.4 变压器故障的性质可按下表来确定： 气体性质 故障性质 处理 无色、无味、不可燃 空气侵入 放气后继续运行 黄色、不易燃 木质故障 停止运行 淡灰色、强烈臭味、可燃 绝缘材料故障 停止运行 灰色、黑色、易燃 油故障 停止运行       1.5.2.7.5 气体颜色的鉴别必须迅速进行，否则经一定时间颜色会消失。 1.5.2.7.6 轻瓦斯动作时，应立即进行下列检查： 1)是否有空气侵入变压器内； 2)是否漏油造成油位降低； 3)是否二次回路故障； 4)倾听变压器有无异音； 5)记录瓦斯继电器气量，并联系取样化验。 1.5.2.7.7 如瓦斯保护动作是由于油内剩余空气逸出造成，应放出瓦斯继电器的空气， 并注意下次信号动作的时间间隔。若时间逐渐缩短，有备用变压器应倒备用变压器运行， 若无备用变压器应采取特殊防护措施，汇报有关领导。 1.5.2.7.8 如油面过低造成，应联系加油，并做好措施。 1.5.2.7.9 如外部检查不能查出原因时，则需鉴定继电器内积聚的气体性质。 1.5.2.7.10 如气体是无色无味不可燃的，则变压器可继续运行。 1.5.2.7.11 如气体是可燃的，或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断变压器是否停运。 1.5.2.7.12 轻重瓦斯同时动作，或重瓦斯动作时，不得任意将瓦斯继电器内气体放出， 应立即通知化学人员取样化验。 1.5.2.7.13 重瓦斯动作变压器跳闸，值班人员应对变压器油温、油位、 本体做详细检查并记录，测定变压器绝缘， 做好停电安全措施，通知检修处理。 1.5.2.7.14 若瓦斯保护动作是由于瓦斯保护误动或二次回路故障，应将瓦斯保护停用，通知检修处理。 1.5.2.7.15 瓦斯保护动作跳闸确属人为过失造成，可不经任何检查，立即投入跳闸变压器。    1.5.2.8 变压器着火的处理 1.5.2.8.1 首先拉开变压器所有电源开关和刀闸, 并停止冷却装置电源进行灭火。 1.5.2.8.2 运行值班人员必须监护，并与消防人员共同灭火； 1.5.2.8.3 若油溢在变压器顶盖上而着火时， 则应打开下部门放油到油面低于着火处； 1.5.2.8.4 若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸； 1.5.2.8.5 当变压器外壳炸破着火时，应将变压器油全部放出； 1.5.2.8.6 使用二氧化碳、泡沫灭火器、干砂灭火； 1.5.2.8.7 相邻设备应采取隔离措施，防止火势蔓延， 将受火灾威胁或影响灭火的带电设备停电。