第六章 电力变压器
第一节 变压器的大体原理及结构
变压器是一种静止电器，它利用电磁感应原理把一种交流电压转换成相同频率的另一种交流电压。在电力系统中，变压器占着极为重要的位置，无论是在发电厂或变电站，都能够看到各类型式和不同容量的变压器。
一、变压器的大体原理
变压器是利用电磁感应原理来进行能量转换的，其结构主如果2个（或2个以上）彼此绝缘的绕组，套在一个一路的铁芯上，2个绕组之间通过磁场而耦合，但在电的方面没有直接联系，能量的转换以磁场作媒介。在2个绕组中，把接到电源的一侧称为一次绕组，又称原边，而把接到负载的一侧称为二次绕组，又称副边。当原边接交流电源时，在外施电压作用下，一次绕组中通过交流电流，并在铁芯中产生交变磁通，其频率和外施电压的频率一致，那个交变磁通同时交链着一、二次绕组，按照电磁感应定律，交变磁通在一、二次绕组中感应出相同频率的电动势，副边有了电动势便向负荷输出电能，实现了能量转换。利用一、二次绕组匝数的不同及不同的绕组连接法，可使原、副边有不同的电压、电流和相数。
需要指出，若是不考虑变压器的损耗，二次侧输出功率等于一次输入功率。如此，二次侧电压和电流的乘积，就等于一次侧电压和电流的乘积。说明电压高的一侧，电流就小，电压低的一侧电流就大，故变压器变压时电流的大小也发生转变。
对于三相芯式变压器，其原理和单相变压器相同，但三相芯式变压器和三相变压器组（由三台单相变压器组成的变压器组）的磁路不同。
三相变压器组的磁路特点是：每相主磁通各有单独的通路，各相磁路互不联系，当变压器一次侧外施电压对称时，三相磁通Фa、Фb、Фc也是对称的，三相空载电流也是对称的。
三相芯式变压器的磁路系统是彼此相关的，每相主磁通都要借助于另外两相磁路来闭合，由于三相变压器各相磁路长度不一样，A、C相较长，B相最短，三相磁阻不一样。因此在外施三相对称电压时，三相空载电流是不相等的。显然，B相的空载电流要比A、C两相空载电流小。不过在带负荷情形下，由于空载电流的不同而带来的影响很小，可不予考虑。
当变压器二次侧空载时，一次侧仅流过产生主磁通的电流，此电流称为变压器的激磁电流或空载电流。外加的一次侧电压不变，能够以为激磁电流不变，铁芯中的主磁通不变。当
二次侧加负载流过电流后，该电流产生的磁势F2也将作用在同一铁芯上，起反向去磁作用，但因主磁通Ф决定于端电压U1，所以大体不变，故原线圈的电流必将自动增加一个分量产生磁势F1以抵消二次线圈电流所产生的磁势F2。如此，一次线圈就流过两部份电流，一部份用来激磁的，另一部份用来抵消二次电流的，后一部份是随二次电流的增减而增减的，所以说二次电流增加，一次电流也会自动增加，就是那个道理。
二、变压器的结构
1. 变压器分类
变压器的种类很多，除按用途分类外，还可按其结构、相数和冷却方式等进行分类。 按结构可分为：双绕组变压器和三绕组变压器、自耦变压器。 按相数可分为：单相变压器、三相变压器。
按冷却方式分为：油浸变压器（包括油浸自冷、油浸风冷、油浸水冷、强迫油循环风冷或水冷等形式）、干式变压器。
按调压方式可分为：无激磁（无载）调压变压器、有载调压变压器。
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我公司#7、8机组的两台主变压器均采用三相强油循环、风冷、无激磁调压升压变压器。
配置两台高压厂用工作变压器采用三相、油浸风冷、无激磁调压的三绕组割裂降压变压器。配置的＃04启备变压器采用三相、油浸风冷、有载调压的三绕组割裂降压变压器。厂用低压变压器为干式变压器。
2. 变压器的结构
变压器结构示用意如图6-1所示。变压器器身构造示用意如图6-2所示。 油浸变压器的结构主要由以下几部份组成： 器身——包括铁芯、绕组、绝缘、引线装置。 油箱——包括油箱本体、循环油泵、放油阀等。 冷却装置——包括散热器、风扇等。
保护装置——包括储油柜、吸湿器、净油器、测温元件、气体继电器、油位计等。 出线装置——包括高、低压套管。
1-高压套管；2-分接开关；3-低压套管；4-气体继电器；5-安全气道（防爆管）；6-油枕（储油贵）；7-油位计；8-呼吸器（吸湿器）；9-散热气；10-铭牌；11-接地螺栓；12-油样活门；13放油阀门；14-阀门；15-绕组（线圈）；16-信号温度计；
17-铁芯；18-净油器；19-油箱；20-变压器油。
图6－1变压器结构示用意
1-铁轭；2-上夹件；3-上夹件绝缘；4-压钉；5-绝缘纸圈；6-压板；7-方铁；8-下铁轭绝缘；9-平衡绝缘；
10-下夹件增强筋；11-下夹件上支板；12-下夹件下支板；13-下夹件腹板；14-铁轭螺杆；15-铁芯柱；16-绝缘纸筒；17-油隙撑条；18-相距离板；19-高压绕组；20-角环；21-静电环；22-低压绕组。
图6－2变压器器身构造示用意
(1) 铁芯
铁芯是用以组成耦合磁通的磁路，通常常利用0.35mm或0.5mm厚的硅钢片叠成，缠绕绕组的部份叫铁芯，连接铁芯的部份称为铁轭。
铁芯采用硅钢片能够提高磁路的导磁性能和减少涡流、磁滞损耗。硅钢片有冷轧和热轧两种，冷轧硅钢片比热轧硅钢片导磁高，损耗小，冷轧硅钢片还具有方向性，大容量变压器都采用冷轧硅钢片制成的铁芯。
芯柱的截面一般为阶梯形，这能够充分利用圆形线圈的空间，另外较大直径的铁芯，叠片间留有油道，以利于散热。
铁芯及构件应接地，这是为了避免变压器在运行或实验时，由于静电感应在铁芯或其它金属构件上产生悬浮电位而造成对地放电。铁芯叠片只允许一点接地，如两点接地，则接地址之间可能形成闭合回路，当主磁通穿过此闭合回路时就会产生循环电流，造成局部过热。
(2) 绕组
绕组是变压器的电路部份，它一般用电缆纸绝缘的铜线或铝线绕制而成，为了使绕组
便于制造和在电磁力的作用下受力均匀及良好的机械性能，将线圈绕成圆筒形，然后把圆筒形的高低压绕组同心地套在芯柱上，低压绕组在内，靠近铁芯，高压绕组在外，如此放置有利于绕组对铁芯的绝缘。
容量较大的变压器绕组一般是由几根导线并列起来绕制的，在绕制时要换位，即让各导线在绕制时互换内外导线的位置，目的是为了使各股导线最终阻抗相等，运行时电流散布均匀，从而减少导线的附加损耗。
(3) 变压器的绝缘
变压器的导电部份之间及对地都要绝缘，油浸式变压器的绝缘笼统地讲可分成油箱里的内绝缘和油箱外的空断气缘（外绝缘）两类，所谓内绝缘指的是油箱中的各部份的绝缘。外绝缘是空断气缘，即套管上部对地和彼此之间的绝缘和保护间隙。内绝缘又分为主绝缘和纵绝缘。主绝缘是绕组与地和绕组与绕组之间的绝缘，纵绝缘是指绕组的层间、匝间、分接开关部份之间的绝缘。
不同的绝缘材料，其耐热能力是不同的。按照其耐热能力，绝缘材料可分为七个品级：别离为Y、A、E、B、F、H、C级，它们的最高允许温度别离为90℃、105℃、120℃、130℃、155℃、180℃、180℃以上。这些绝缘材料的耐热能力也不是绝对的，只是说若是在高于此温度下运行时，绝缘材料易老化。
另外，变压器油也是起绝缘和冷却作用的。 (4) 分接开关
变压器常利用改变绕组匝数的方式进行调压。为了改变绕组匝数（通常改变高压侧匝数），把绕组分出若干抽头，这些抽头叫做分接头，用以连接及切换分接头的装置叫分接开关，分接开关分为无载调压分接开关和有载调压分接开关。
(5) 引线装置
引线是指连接各绕组、绕组与套管和绕组和分接开关的导线。引线要从绕组内部引出来必需要从绕组之间、绕组与铁芯油箱壁之间穿过，因此，必需保证引线对这些部份有足够的绝缘距离。
(6) 变压器油箱及附属设备、冷却装置 A. 油箱
油浸式电力变压器的器身装在充满变压器油的油箱中，油箱用钢板焊接而成，呈椭圆筒状。它的箱壁装有散热器，散热器采用扁管式，与圆管相较，在相同的散热面积下可节省油。
B. 冷却装置
包括风扇装置和散热器，对强油导向风冷的变压器还包括冷却器和油泵。
变压器风扇装在每一个散热器的环形空间内的支架上，该风扇主如果由轴流式单级叶轮和专用的户外形三相异步电动机组成，可在周围气温－30℃～+40℃下长期运行。
散热器的作用是，当变压器上层油温和基层油温产生温差时通过散热器形成油的对流，经散热器冷却后流回到油箱，起到降低变压器温度的作用。为了提高变压器油的冷却效果可采用风冷和强油风冷，对散热器的要求是：变压器散热量小时，采用自然冷却散热器，对要求散热容量大时采用带风扇装置的散热器，散热器都采用扁管式结构。
冷却器油泵：对于大容量变压器，为了达到冷却效果，增强油的循环流动，增设油泵，油泵电动机的电压采用交流380V，由双路供电。正常一路为工作电源，另一路为备用电源，
当工作电源故障时，备用电源自动投入，而当工作电源恢复时，备用电源自动退出。
(7) 变压器保护装置 A. 储油柜
储油柜又叫油枕，是由钢板作成的圆筒形容器，水平安装在变压器油箱盖上，用弯曲联管与油箱连接，油枕容积一般为变压器所装油量的8～10%。
储油柜采用隔膜式，它是利用柜内隔膜将变压器油和大气隔离，如此可避免油老化和吸收水分，保证变压器油的绝缘强度。储油柜中间装有半圆形橡胶隔膜，隔膜周边均由柜沿上下密封垫压紧，使其隔膜在油面上，并随着油面的上升或下降而上下浮动。
在储油柜的右端柜底上方，装有磁针式油位表，油位表连杆能够自由伸缩，连杆端头与隔膜上的支架联在一路，当隔膜上下浮动时，改变连杆运动角度，由传动齿轮和机构来变换油位表指针的指示位置。
油位表在最高和最低油位均有报警信号，当储油柜内油位达到最高或最低油位时可自动发出报警，另外通过油位表上的刻度和油温度关系曲线，可查得变压器油的温度。
B. 吸湿器
吸湿器又叫呼吸器，是供清除和干燥由于变压器油温转变而进入变压器储油柜的空气中的杂物和潮气，以维持变压器油的清洁和绝缘强度。
吸湿器主体为一玻璃管，内盛有氯化钴浸渍过的硅胶（变色硅胶）作为吸湿剂，罩中装有变压器油作为杂物过滤剂，当变压器由于负荷或环境温度的转变而使变压器油的体积发生膨胀，迫使储油柜内的气体通过吸湿器产生呼吸，以清除空气中的杂物和潮气维持变压器内油的绝缘强度。
变色硅胶在干燥状态下呈兰色，吸收潮气后呈粉红色，现在说明硅胶已失去吸湿效能，必需进行干燥或改换。
C. 净油器
它是一个充满吸附剂（活性氧化铝或硅胶）的容器，它安装在油浸变压器油箱的侧壁，变压器油箱内的油由于上基层温度的不同，油的本身有对流循环现象，其中流经净油器的油与吸附剂接触时，使油中所带的水分、游离酸和油中的过氧化物都被吸收，使变压器油取得净化从而延长了变压器油的利用期限。
D. 气体继电器（瓦斯继电器）
气体继电器安装在油箱和储油柜的连管中间，它的作用是当变压器内部发生绝缘击穿、线圈短路和铁芯烧毁等故障时，给运行人员发出信号或切断电源以保护变压器。另外，利用气体继电器还能够观察分解出气体的颜色及数量，还能取气样。
气体继电器主要有三种形式：浮筒式、挡板式及复合式。复合式气体继电器是由开口杯和挡板复合而成的，变压器正常工作时，轻瓦斯部份的开口杯处于上浮状态，干簧接点断开，重瓦斯的挡板在弹簧的维持下处于正常位置，干簧接点断开。当变压器油箱内发生轻微的故障时，因油或绝缘材料的分解而产生的气体聚积在继电器的上部，迫使继电器油面下降，开口杯随之下降，使永久磁铁靠近干簧接点，干簧接点接通，发出轻瓦斯信号，当变压器油箱内发生严峻故障时油箱内出现变压器油的浪涌，壮大的油流冲击挡板，当油的流速达到整定流速时，就克服了弹簧的反作使劲而使挡板倾斜到必然位置，于是固定在挡板上的永久磁铁接近干簧点，使干簧点接通，发出重瓦斯保护的跳闸脉冲。
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7、8主变采用德国EMB公司生产气体继电器，厂高变及启备变采用沈阳特种继电器
厂生产的QJ1G-80A型气体继电器。QJ系列气体继电器采用开口杯和挡板复合而成，开口杯作为轻瓦斯的保护，挡板作为重瓦斯保护。德国EMB公司生产的系列气体继电器采用双浮筒和档板复合而成，上浮筒作为轻瓦斯保护，下浮筒作为变压器油位低保护，档板用作重瓦斯保护。
图6－3为德国EMB公司生产的BF－80气体继电器结构图。图中1为上浮筒，1a为下浮筒，2为上部永磁铁，2a为下部永磁铁，3为上部干簧管，3a为下部干簧管，4为继电器框架，5为手动实验杆，6为档板。
图6－4为BF－80气体继电器轻瓦斯动作时继电器各部结构图。当瓦斯继电器上部聚集气体时，上浮筒下降，磁铁使上部干簧管动作，轻瓦斯信号发出。重瓦斯靠档板冲动和瓦斯继电器内无油使下浮筒下降而动作。
图6－3 BF－80瓦斯继电器结构图 图6－4 轻瓦斯动作
瓦斯保护是变压器的主要保护，它能保护变压器内部所发生的大部份故障。目前采用的瓦斯继电器多数为信号和跳闸两种保护形式，即轻瓦斯动作时发出预报信号，重瓦斯动作则立刻跳闸。瓦斯动作以后，瓦斯继电器内积聚了气体，运行人员可用预先预备好的取样瓶从瓦斯继电器排气门处取样。要特别注意不使空气混入，为此，在取样前应仔细检查取样器中的油位，取得气样后，就可按照继电器内积聚的气体量、颜色和化学成份等来初步判断故障的情形和性质。按照气体的多少，能够估量故障的大小，如积聚的气体是无色无味而不可燃的，则瓦斯继电器动作的原因是油中分离出来的空气所致，若气体是可燃的，则瓦斯继电器动作的原因是变压器内部故障所致。
气体的颜色辨别必需迅速进行，不然经必然的时刻颜色就会沉淀消失。按照气体颜色可初步判断故障性质和位置。如气体为黄色但不易燃烧，即为木质部份故障。若为淡灰色且强烈臭味可燃烧气体，即为绝缘纸或纸板故障。若为灰色或黑色易燃的气体，则为短路后油被分解的气体。按照这些情形，结合变压器的绝缘材料，就可以够分析判断变压器的故障和部位。以便在解体检修以前做好材料和技术等方面的预备。
E. 电阻温度计
它是用来在控制室远距离指示变压器油温度，超过规定值时报警。
电阻温度计是由热电阻转换开关，动圈式温度指示调节仪等部件组成，热电阻装在变压器上，随着变压器油温起落而改变其电阻值。
热电阻由感温元件、绝缘套管、保护套管和接线盒等主要部份组成。热电阻座安装于变压器箱盖上，在热电阻座中必需注满变压器油，但管中应留有20mm的空气层高度，以便油的膨胀。
F. 压力释放阀
压力释放阀用于以变压器油为冷却介质的大中型变压器，安装在变压器油箱或侧壁上。压力释放阀在变压器正常工作时，保护变压器油与外部空气安全隔离，当变压器一旦发生短路时，变压器线圈将产生电弧和火花，使变压器油在刹时产生大量气体，油箱内的压力猛增。这种过压全靠压力释放阀来保护。当压力达到动作压力时，阀门在两毫秒内开启，使变压器油箱内压力下降，不致使器身变形和爆裂。压力释放阀的关闭压力在0.3kg/cm2左右，使油箱内维持正压，确保油箱外部的空气、尘埃和水分不能进入油箱内。
(8) 磁力油位汁
磁力油位计的指针通过轴与一磁铁A相连，另一磁铁B通过轴与连杆相连，该连杆的两头又别离装有玻璃浮子和平衡锤。当变压器油枕的油面升高或降低时玻璃浮子也随着起落，通过连杆使永久磁铁B转动，由于磁铁A和B的彼此作用，当B转动时A也转动，与A同轴的指针也转动，指针所指刻度即油位高度。
(9) 变压器套管
它是将变压器绕组的高压引线引出到油箱外部的绝缘装置，是引线对地（外壳）的绝缘，又担负着固定引线的作用，因此必需具有规定的电气强度和良好的热稳固性。对于油浸变压器多采用充油套管，主要由接线头、导电杆、引线头、绝缘套管、导电管等组成，套管内的变压器油与变压器主体相连通。在运行中为保证套管内充满油，应使变压器储油柜的油面高度不低于套管带电部份40毫米，另外变压器注油时，须将放气塞打开，等到油充满后再拧紧。
(10) 套管式电流互感器
套管式电流互感器一般安装在变压器套管上，不带一次绕组及一次绝缘，必需和变压器套管成套利用。
主变压器和高压厂用变压器的套管式电流互感器无一次绕组，铁芯由冷轧带状硅钢片卷制成环形，并通过退火处置。在铁芯上用缩醛漆包圆铜线均匀绕成二次绕组，二次绕组与铁芯间用纸板绝缘，其外包绝缘经浸漆处置。
三、三相变压器的特殊问题
1. 三相变压器的接线组别
对电力变压器来讲，三相绕组的连接方式有两种大体方式，即Y接线和△接线。三相绕组的连接法、绕组的绕向和绕组端头的标志这几个因素会影响三相变压器一二次线电压的相位关系。
一般历时钟表示法来表明变压器一二次线电压的相位关系，它们的相位差连同接线方式总称为变压器的连接组别。所谓时钟表示法，即以变压器高压侧线电压的相量作为时钟长针，并固定指着“12”点，以低压侧同名线电压的相量做为时钟短针，它所指的时数，即表示该连接组的组号。例如Y/Y连接，当UAB与Uab同相时，则连接组别为Y/Y—12。绕组的连接图均以高压侧的视向为准，连接组别的表示式中，斜线上面的符号表示高压绕组的连接方式，斜线下面的符号表示低压绕组的连接方式，横线后面的数字表示组号，凡是一二次绕组
接线方式相同的变压器，组号为偶数，一二次绕组接线方式不同的变压器，组号为奇数。在国家标准中，有下列连接组别：Y0/Y—1二、Y/Y0—1二、Y0/△—1一、Y/△—11，Y0表示星形接线的中性点接地。
对于单相变压器，以其高低压侧电压或电势相量的相位关系表示其组别。在有磁耦合的线圈中，感应电势有个极性关系问题。任一瞬时，在同一磁通作用下，有磁耦合的各线圈中将感应出电势，这些电势都有瞬时极性（即正极性和负极性）。极性相同的点称为同极性端，或叫同名端。若是某一线圈的某一端头的电位为正时，另一线圈必有一端头电压也为正，这两个具有正极性的端头，也是同极性端。同极性端表示各电路瞬时极性间的相对关系，瞬时极性随时刻而变，但相对极性都不变。同极性端用标记*表示。
2. 变压器合闸时的励磁涌流
当合上断路器给变压器充电时，能够看到变压器电流表的指针摆得专门大，然后返回到正常的空载电流值，那个冲击电流通常叫做励磁涌流。变压器空载接入电网的合闸进程实际上主要表现为主磁通的暂态转变，而暂态磁通的大小主要取决于合闸相角α，在最严峻的情形下，铁芯主磁通可达稳态最大值的2倍。在考虑铁芯原有剩磁情形下，暂态进程中铁芯主磁通的最大值更大，由于剩磁一般为稳态运行的主磁通Φm的20～30%，故在计入剩磁后，空载合闸时，铁芯主磁通的最大值就有可能达到稳态运行时主磁通的～倍，激磁涌流可达额定电流的6~8倍。
可是，由于变压器电阻r的存在，激磁涌流逐渐衰减而不致维持太大，衰减的快慢由时刻常数T=L/r所决定，L为整个铁芯的电感，其大小随铁芯的饱和程度而变。一般小型变压器衰减专门快，约几个周波就达到稳固状态，大型变压器衰减较慢，有的衰减进程可延续到20秒，但通常在1秒之内暂态电流己大大衰减。在三相变压器中，由于三相的相位互差120°，因此，当合闸时，总有一相电压的初相角接近于零，而使合闸电流达到专门大的数值。
激磁涌流对变压器本身没有直接危害，但它能使继电保护动作，故新型的继电保护装置都有避开激磁涌流而不动作的办法。其中之一就是利用激磁涌流中的直流分量和高次谐波分量以区别短路电流。
四、割裂变压器
割裂变压器和普通变压器的区别在于，在它的低压绕组中有一个或几个绕组割裂成额定容量相等的几个支路，这几个支路之间没有电气联系，仅有较弱的磁联系，而且各分支之间有较大的阻抗。应用较多的是双绕组双割裂变压器，它有一个高压绕组和两个割裂的低压绕组，割裂绕组的额定电压和额定容量都相同。
割裂变压器有三种运行方式
1. 割裂运行：两个低压割裂绕组运行，低压绕组间有穿越功率，高压绕组不运行，高低压绕组间无穿越功率。在这种运行方式下，两个低压绕组间的阻抗称割裂阻抗。
2. 并联运行：两个低压绕组并联，高低压绕组运行，高低压绕组间有穿越功率，在这种运行方式下，高低压绕组间的阻抗为穿越阻抗。
3. 单独运行：当任一低压绕组开路，另一低压绕组和高压绕组运行，在此运行方式下，高低压绕组之间的阻抗称为半穿越阻抗。
割裂阻抗和穿越阻抗之比，一般称为割裂系数。
割裂变压器有以下优缺点：
(1) 能有效地限制低压侧短路电流，因此可选用轻型开关设备，节省投资。正常运行时，割裂变压器的穿越阻抗和普通变压器的阻抗值相同，当低压侧一端短路时，由于割裂阻抗较大，短路电流较小。
(2) 在应用割裂变压器对两段母线供电时，当一段母线发生短路时，除能有效地限制短路电流外，还能使另一段母线上电压维持必然水平，不致影响用户的运行。
(3) 割裂变压器在制造上复杂，例如当低压绕组产生故障时，专门大的电流流向一侧绕组，在割裂变压器铁芯中失去磁的平衡，在轴向上产生庞大的短路机械应力，必需采取坚实的支撑机构，因此，在造价上割裂变压器约比同容量普通变压器贵20%。
(4) 割裂变压器中对两段低压母线供电时，如两段负荷不相等，两段母线上的电压也不相等，损耗也增大，所以割裂变压器适用于两段负荷均衡，又需限制短路电流的情形。
第二节 机组变压器参数
一、主变型号、参数
序 号 项 目 变压器本体型号 a. 额定电压（高压/低压kV） 额b. 分接电压及调压方式 定c. 额定容量（MVA） 值 d. 冷却方式 e. 连接组标号 绝缘水平： a. 雷电冲击全波（kV 峰值）： 高压端子 低压端子 高压中性点端子 b. 雷电冲击截波电压（kV 峰值）： 高压端子 低压端子 c. 操作冲击电压（kV 峰值）： 高压端子 d. 工频耐受电压（kV 有效值）： 高压端子 低压端子 高压中性点端子 顶层油 高压绕组 温升限值（K）： 低压绕组 油箱、铁芯和金属结构件 主分接： 阻抗电压（%）及偏最大分接： 差（%）： 最小分接： 主分接 a. 高压绕组电阻最大分接 （Ω，75℃）： 最小分接 主分接 b. 低压绕组电阻最大分接 （Ω，75℃）： 最小分接 额定频率额定电压时空载损耗（kW）： 型号、参数 SFP-720000/750 800/22 800±2×% 无励磁调压 720 ODAF Yn，d11 1950 200 350 2100 220 1550 960 85 150 45 60 60 70 14%±% 14%±% 14%±% 355 1 2 3 4 5 6 序 号 7 8 9 10 11 12 13 14 项 目 型号、参数 额定频率倍额定电压时空载损耗（kW）： 510 主分接（720MVA时）杂散损耗 1155 负载损耗（kW， 最大分接（720MVA时）杂散损耗 1125 75℃）： 最小分接（720MVA时）杂散损耗 1300 效率（额定电压、频率、主分接，并换算到75℃功率因数=1时） ≤% a. 100%额定电压时： 空载电流（%）： b. 110%额定电压时： 铁芯柱磁通密度（T）（额定电压、额定频率时） 自然冷却 不涉及 噪声水平dB（A）： 100%强迫风冷 ≤80 高压绕组 10 可承受的2秒对称短路电流（kA） 低压绕组 200 短路后绕组平均温度计算值：℃ ≤140 变压器负载能力： 见 耐地震能力 安全系数 满足地震基本烈度为Ⅷ度的抗震要求 高压绕组 低压绕组 高压套管（%） 低压套管tgδ（%） ≤100 ≤100 ＜ ＜ ＜500 ×× ×× 54 102 422 15 315 YFZL-315 8（含1台备用） （单台冷却器） 3（单台冷却器 8×3× 8×3 DUⅢ0D 德国MR公司 1200A 5 1万次 12（每相4台） 5P40、5P40、、 1000/1 100 15 16 17 18 局部放电水平（PC） 绕组连同套管的tgδ 19 20 无线电干扰水平（μV）： 绕组最高油流速度（m/s）： 重量和尺寸： a. 尺寸：（m） 长×宽×高 b. 运输尺寸：（m） 长×宽×高 重心高度： c. 安装重量：（T） 器身： 油箱重： 油量： 总重： d. 运输重量：T e. 变压器运输时允许的最大倾斜度： 附件参数 a. 冷却器： 每组冷却器冷却容量：（kW） 冷却器型式： 冷却器数量： 冷却器重量：（t） 冷却器风扇数量： 总的风扇功率：（kW） 总的油泵功率：（kW） c. 分接开关： 型号： 制造厂： 额定电流： 分接级数： 机械寿命： d. 套管电流互感器 装设在高压侧： 台数 准确级 电流比 二次容量（VA） Fs≤ 序 号 项 目 装设在高压侧中性点： 台数 准确级 电流比 二次容量（VA） Fs≤ e. 压力释放装置 制造厂： 规范及台数： 释放压力Mpa 硅钢片厂家及型号 变压器壳体钢板产地、参数 绕组材料产地、参数 主绝缘材产地、参数 瓦斯继电器厂家、参数 全部冷却器退出运行后，主变满载运行所允许的时间： 一组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载（40℃）： 二组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载（40℃）： 三组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载（40℃）： 四组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载（40℃）： 五组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载（40℃）： 型号、参数 2 5P20、5P20 200～400/1 50 美国Qualitrol 208-60U，3台 日本新日铁，27ZH100 武钢，WH60和WH80 国产优质铜导线 魏德曼 德国EMB 09-22、25、28-213 30min 605 MVA 540 MVA 468 MVA 382 MVA 266 MVA 21 22 23 24 25 27 28 二、厂高变型号、参数
序 号 一 1 2 3 4 5 6 8 9 10 11 12 13 14 15 16 二 1 2 名 称 变压器基本技术参数 型式及型号 额定容量（MVA）（绕组温升 65K） 最高工作电压（kV） 高压/低压 额定电压（kV） 高压/低压 额定电流（A） 高压/低压 额定电压比（kV） 短路阻抗（%） 联结组标号 额定频率（Hz） 绝缘耐热等级 额定绝缘水平 雷电冲击耐受电压峰值（kV） 高压侧 短时工频耐受电压有效值（kV） 雷电冲击耐受电压峰值（kV） 低压侧 短时工频耐受电压有效值（kV） 空载损耗（kW） 损耗 负载损耗（kW） 效率（%） 倍最高相电压下，局部放电量（pC） 无线电干扰电压（μV） 噪音水平（dB） 变压器套管 额定绝缘水平 雷电冲击耐受电压峰值（kV） 高压侧 短时工频耐受电压有效值（kV） 雷电冲击耐受电压峰值（kV） 低压侧 短时工频耐受电压有效值（kV） 套管外绝缘爬距 高压（mm） 型号、参数 SFF-63000/22 63/38-38 24/ 22/ 1653/3657 22±2×%/ 22% D，yn1-yn1 50 A级 200 85 75 35 40 210 不小于 满足 80 200 85 75 35 序 号 3 4 5 三 1 2 3 4 5 6 7 名 称 低压（mm） 套管端子允许荷载（高压/低压） 纵向（N） 横向（N） 垂直拉力（N） 套管式电流互感器 电流比（A） 高压侧 准确级 额定输出（VA） 电流比（A） 低压侧 准确级 额定输出（VA） 冷却器 冷却器数量（其中备用组数） 每个冷却器风扇数量 每个风扇电机容量（kW）、电压（kV） 其它技术要求 轨距（mm） （纵向×横向） 运输重（T） 上节油箱重（T） 油重（T） 总重（T） 变压器外形尺寸（mm） 长、宽、高 变压器运输尺寸（mm） 长、宽、高 型号、参数 600 1250/1250 1250/1250 750/750 2500/5 5P20/5P20/ 40/40/40 6000/1 TPY/TPY 15/15 12组 4组 380V 1435mm×1435mm 约70（带油） 约 约 约84 6400、5200、5600 满足运输要求 三、启备变型号、参数
序 号 一 1 2 3 4 5 6 8 9 10 名 称 变压器基本技术参数 型式及型号 额定容量（MVA）（绕组温升 65K） 最高工作电压（kV） 高压/低压 额定电压（kV） 高压/低压 额定电流（A） 高压/低压 额定电压比（kV） 短路阻抗（%） 联接组标号 额定频率（Hz） 绝缘耐热等级 额定绝缘水平 高雷电冲击耐受电压峰值（kV） 压短时工频耐受电压有效值（kV） 侧 低雷电冲击耐受电压峰值（kV） 压短时工频耐受电压有效值（kV） 侧 空载损耗（kW） 损负载损耗（kW） 耗 附件损耗（kW） 效率（%） 温升 倍最高相电压下，局部放电量（pC） 无线电干扰电压（μV） 噪音水平（dB） 变压器套管 额定绝缘水平 参数 SFFZ-63000/110 63/38-38 126/ 115/ 331/3657 115±8×%/ 22 YN，yn0-yn0+d 50 A级 480 200 75 35 40 270 8 绕组温升65K ≤100 不大于500μV 80 11 12 13 14 14 15 16 二 1 序 号 2 3 三 1 2 3 4 5 名 称 高压雷电冲击耐受电压峰值（kV） 侧 短时工频耐受电压有效值（kV） 低压雷电冲击耐受电压峰值（kV） 侧 短时工频耐受电压有效值（kV） 套管式电流互感器 电流比（A） 高压准确级 侧 额定输出（VA） 高压电流比（A） 侧中准确级 性点 额定输出（VA） 冷却器 冷却器数量（其中备用组数） 每个冷却器风扇数量 每个风扇电机容量（kW）、电压（V） 其它技术要求 运输重（T） 上节油箱重（T） 油重（T） 总重（T） 变压器外形尺寸（mm） 长、宽、高 参数 480/530 200 75/85 35 300～600/5 5P20/5P20/ 40/40/40 150～300/5 5P20 40 14组 4台 380V 约 约 约25 约 约7300、5500、5650 第三节 变压器的运行与保护
一、变压器的运行标准
变压器在运行中一旦发生故障，将给电厂带来庞大的经济损失，所以应了解运行标准，掌握运行规律，以避免事故发生。变压器的运行标准如下：
1. 允许温升
变压器运行时，铁芯和绕组的电能损耗都转化为热量，使变压器各部份的温度升高，它们与周围介质之间存在温差，热量散发到周围的介质中去。在油浸式变压器中，绕组和铁芯热量先传给周围的变压器油，受热的油又将热量传至油箱及散热器，再散入外部介质中。
变压器的允许温升取决于绝缘材料，油浸电力变压器的绕组一般用油和纸作绝缘，属A级绝缘。
变压器的绝缘材料随着运行时刻的延续会出现老化现象，即失去它初期具有的绝缘性质。温度越高，绝缘老化越严峻越迅速，以致发脆而碎裂，使线圈失去绝缘层的保护。温度越高，绝缘材料的绝缘性能也越差，容易被高压击穿，造成故障。因此，变压器运行时不允许超过绝缘材料所允许的温升。
下表中列出了我国标准规定的，在额定利用条件下变压器各部份的允许温升。额定利用条件为：最高气温+40℃；最高日平均气温+30℃；最高年平均气温+20℃；最低气温-30℃。
冷却方式 温升（℃） 油对空气的平均温升 绕组对油的平均温升 顶层油对空气的温升 绕组对的空气的平均温升 自然油循环 44 21 55 65 强迫油循环风冷 35 30 40 65 导向强迫油循环风冷 40 30 45 70 2. 允许负载
变压器有负载时，因铜损和铁损而发烧。负载越大，发烧量越多、温升越高。为此，变压器运行时，有一个允许持续稳固运行的额定负载，即变压器额定容量。变压器三相负荷不平衡时，应严格监视最大电流相的负荷，使其不超过额定值，而且不平衡值不得超过额定电流的10%。除正常过负荷之外，变压器运行时，一般不能超过铭牌上所规定的容量。
3. 允许过负荷
变压器的过负荷能力，是指为知足某种运行而在某些时刻内允许变压器超过其额定容量运行的能力。变压器过负荷按其过负荷运行的目的不同，一般又分为正常过负荷和事故过负荷两种。
（1）变压器的正常过负荷。变压器运行时的负荷常常转变，日负荷曲线的峰谷差可能专门大。按照等值老化原则，能够在一部份时刻内小于额定负荷运行，只要在过负荷期间多损耗的寿命与低于额定负荷期间少损耗的寿命彼此补偿，变压器仍然能够取得原设计的正常利用寿命。变压器的正常过负荷能力，就是以不捐躯变压器正常寿命为原则制定。同时还规定，过负荷期间负荷和各部份温度不得超过规定的最高限值。我国的限值为：绕组最热点的温度不得超过140℃；自然油循环变压器负荷不得超过额定负荷的倍，强迫油循环变压器负荷不得超过额定负荷的倍。
（2）变压器的事故过负荷。当电力系统发生事故时，保证不中断供电是首要任务，变压器绝缘老化加速是次要的。因此事故过负荷是以捐躯变压器寿命为代价的。事故过负荷时，绝缘老化率比正常过负荷时高得多，即允许较大的过负荷，但我国规定绕组最热点的温度仍不得超过140℃。
下表为变压器事故过负荷允许时刻的规定。
强迫油循环冷却的变压器事故过负荷允许运行时刻
过负荷倍数 环境温度对应时间（时：分） 0℃ 24：00 24：00 11：00 3：40 1：50 1：00 0：30 10℃ 24：00 21：00 5：10 2：10 1：10 0：35 0：15 20℃ 24：00 8：00 2：45 1：20 0：40 0：16 0：09 30℃ 14：30 3：30 1：30 0：45 0：16 0：08 0：05 40℃ 5：10 1：35 0：45 0：15 0：07 0：05 不允许 自然冷却或吹风冷却的油浸式电力变压器事故过负荷允许运行时刻
过负荷倍数 环境温度对应时间（时：分） 0℃ 24：00 24：00 10℃ 24：00 24：00 20℃ 24：00 13：00 30℃ 19：00 5：50 40℃ 7：00 2：45 过负荷倍数 环境温度对应时间（时：分） 0℃ 23：00 8：30 4：45 3：00 2：05 1：30 1：00 0：40 10℃ 10：00 5：10 3：00 2：05 1：25 1：00 0：35 0：22 20℃ 5：30 3：10 2：00 1：20 0：55 0：30 0：18 0：11 30℃ 3：00 1：45 1：10 0：45 0：25 0：13 0：09 0：06 40℃ 1：30 0：55 0：35 0：18 0：09 0：06 0：05 不允许 干式变压器的事故过负荷运行允许时刻（单位：min）
过负荷倍数 允许运行时间 60 45 32 18 5 变压器在过负荷运行时应注意以下几点：
A. 变压器存在较大缺点时，如冷却系统故障、严峻漏油、色谱分析异样等，不准过负荷运行。
B. 变压器过负荷运行时，应投入全数冷却器。
C. 变压器事故过负荷后，应进行一次全面检查并将事故过负荷大小和时刻记入变压器的技术档案中。
4. 允许电压波动
当变压器一次侧绕组所加电压升高时，由于其铁芯磁化过饱和，从而使损耗迅速增大而造成铁芯过热，在这种情形下变压器只能轻载运行。当电压升高时还有可能使绝缘损坏。
按照上述情形，国家有关标准规定变压器一次侧绕组所加电压一般不超过所接分接头额定值的105%，并要求二次侧绕组电流不大于额定电流。
二、变压器投运
1. 变压器投运前的检查：
变压器投入运行前应仔细检查，确认处于完好状态，着重检查以下各项：
(1) 变压器投入运行前应检查有关工作票全数结束，并有检修工作负责人的详细书面交待。拆除安全办法，恢复常设遮栏及警告标示牌；
(2) 变压器及其附属设备完整，清洁无杂物，各套管引线，电缆接头处接触良好，； (3) 油枕的油色，油位正常，各部无渗漏；
(4) 瓷瓶瓷套清洁完好，无裂纹损伤，防爆膜完好，无喷油油迹，呼吸器完整，硅胶未潮解变色；
(5) 接地线与接地网连接牢固； (6) 冷却装置完好，各阀门开启； (7) 查对并记录分接开关位置；
(8) 户内变压器门窗完好，照明充沛，高压侧出线应有遮栏； (9) 保护装置投入应符合运行要求； (10) 消防设施齐全完好；
(11) 按配电装置运行规程的规定，检查开关、刀闸、TA、电缆引线和避雷器等符合运
行要求；
(12) 检查瓦斯继电器防雨罩是不是完好。 2. 变压器投运前的实验：
(1) 新安装、检修后和长期停用的变压器投入运行前应测量绝缘电阻，并将测量结果和那时的上层油温记入变压器绝缘电阻记录本内，其值与最近一次相较应无显著降低；
(2) 变压器测量绝缘电阻前，必需验、放电后方可进行，测量时将电压互感器断开。 (3) 测量变压器绝缘时应测量其线圈对地、线圈间绝缘电阻、吸收比及相间电阻等。电压在6kV以上者用2500V摇表测量，变压器的绝缘电阻数值应不低于1MΩ/kV，且不该低于前次测量值的50%，变压器吸收比应大于或等于，若低于以上规按时，应及时联系检修查明原因并处置。
(4) 主变压器、厂高变、启备变高压侧绝缘电阻应有检修或实验人员的测量或实验交待。 (5) 干式变绝缘电阻应知足如下值：高压对低压及地≥30MΩ；低压对地≥5MΩ。 (6) 新安装或大修后的变压器投运前，应进行局部放电测量和绕组变形测量及油中溶解气体色谱分析，应有保护传动实验和上述各项实验合格的书面交代。且消防系统喷水装置实验应良好。
3. 变压器投运操作规定：
(1) 新安装或大修中改换线圈的变压器和内部故障保护动作切除的变压器，在投入运行时若是条件许可应采用零起升压，主变采用零起升压前应投入瓦斯保护；
(2) 变压器一、二次回路检修或有变更时，投运前应进行核相，有差动保护的变压器投运后，带负荷至20～30%时，应进行差动TA二次回路差流检测，正确后方可投入差动保护出口压板；
(3) 厂用高压变压器，厂用低压变压器在倒换电源操作进程中，符归并列条件的允许并列运行，在并列前应检查一次系统，注意避免大环流损坏设备。厂用高压变压器并列时，应用启备变有载调压装置调整6kV备用段与工作段电压相等；
(4) 变压器送电前必需测量绝缘电阻值，合格后方可送电；
(5) 变压器的投运操作，必需利用装有保护装置的开关进行，禁止用刀闸拉合空载运行的变压器；
(6) 变压器无载调压分接开关的切换操作，应在变压器停电并做好安全办法后，由检修人员进行，切换后应测量三相直流电阻合格，运行人员应检查档位正确，且三相一致，并做好记录；
(7) 变压器停电时先停负荷侧后停电源侧，送电时则相反。
三、变压器运行中的检查与监视
值班人员应常常监视变压器运行情形，并按规定抄写有关表计，如变压器在过负荷情形下运行，更应严格监视变压器负荷及上层油温，绕组温升等数值，并每半小时抄写表计一次，厂低变温度等表计应在每值巡视检查时抄写一次。
对运行和备用中的变压器及其系统检查，每班至少一次，气候异样或设备存在缺点时，应增加检查次数。
1. 变压器运行中检查的一般项目：
(1) 变压器运行中声音是不是正常，声响是不是增大，有无其它异音；
(2) 变压器油枕内和充油套管内的油色、油面高度是不是正常，有无渗油，漏油现象； (3) 变压器的油温和温升是不是正常，当场各温度表指示和遥测温度表指示是不是相符；
(4) 变压器套管是不是清洁，有无放电痕迹及过热、破损、裂纹现象；
(5) 变压器各引接线、电缆有无接触不良和过热变色异样现象，各避雷器计数器是不是动作；
(6) 变压器冷却装置运行方式是不是正常，各潜油泵运行是不是正常，冷却风机有无异音，运行是不是正常，油流继电器指示是不是正常；
(7) 室内变压器的门窗、门锁、网门是不是完整，室内有无渗水，漏油，进汽现象，室内温度适宜，照明和通风机完好；
(8) 呼吸器内干燥剂是不是潮解变色，安全气道的隔膜是不是完好；
(9) 瓦斯继电器的油门是不是打开，油位是不是正常，遍地密封无渗漏油现象； (10)变压器外壳与接地网的连接是不是牢固、完好，外壳有无局部过热点； (11)有载调压变压器当场档位与集控室指示的位置一致；
(12)消防水喷水系统各管路阀门无渗漏缺点，电源信号及水压正常，消防操作回路应良好，其它消防器材应完备好用；
(13)变压器绝缘油色谱在线装置显示气体浓度正常，浓度报警和转变率报警信号灯均不亮。
2. 异样情形下的特殊检查项目：
(1) 瓦斯继电器动作后，应当即对变压器本体进行检查；
(2) 雷雨天事后，应检查变压器各部无放电痕迹，引接线无过热现象，还应检查各避雷器的计数器的动作次数，并做好记录；
(3) 大风天应检查户外变压器各引接线有无猛烈的摆动，变压器上部及周围有无杂物； (4) 大雾天应检查变压器套管有无严峻火花放电现象；
(5) 大雪天，应检查变压器各套管和引线连接处落雪有无放电或结冰； (6) 气温骤变时，应检查油枕和充油套管油位，油温和温升转变情形； (7) 变压器过负荷运行或冷却装置故障停运时，应每30分钟检查一次； (8) 夜间闭灯检查各接头有无发烧烧红现象，套管有无放电现象。 3. 油浸式变压器的检查项目：
(1) 变压器油枕（包括有载分接开关油枕）及充油套管的油位、油色正常，油位与油温对应，无渗油；
(2) 套管外部无破损裂纹及渗油，无放电痕迹及其它异样现象； (3) 变压器声响正常，吸湿器完好，硅胶干燥；
(4) 本体无渗油，漏油，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油； (5) 变压器油温及温控器正常，各散热器温度相近，无杂物（每一年用紧缩空气或热水进行一次清洗）；
(6) 油系统阀门开闭正确，风扇、油泵转动均正常，无过热、振动及杂音，油流继电器指示正确；
(7) 抄写在线气体监测仪上各类气体浓度；
(8) 有载分接开关的分接位置及电源正常（启备变）； (9) 引线接头无过热松动现象； (10)压力释放阀完好；
(11)瓦斯继电器内无气体，继电器与油枕间阀门开启； (12)油箱和铁芯（仅一点）接地良好；
(13)变压器应设的消防设施齐全、完好，照明良好。 4. 干式变压器的检查项目：
(1) 变压器声响正常，所有紧固件、连接件有无松动，导电零件是不是有生锈、侵蚀痕迹；
(2) 引线接头处有无发烧、变色，绕组有无变形凸出现象； (3) 本体有无过量尘埃聚集，绝缘表面有无爬电痕迹和碳化现象； (4) 温度指示是不是正常，并抄写各相温度； (5) 变压器柜门是不是关好上锁； (6) 禁止触摸变压器主体，以防事故发生。 5. 变压器允许温度与温升：
(1) 主变上层油温一般不超过75℃，最高不准超过85℃；
(2) 厂高变、启备变上层油温一般不超过85℃。最高不准超过95℃； (3) 干式变压器的允许温度以生产厂家规定为准如未规定按下表执行。
变压器的部位 A级绝缘 E级绝缘 绕组 B级绝缘 F级绝缘 H级绝缘 铁芯表面及结构零件表面 温升极限（℃） 60 75 80 100 125 最大不得超过接触绝缘材料的允许温升 温度计法 电阻法 测量方法 (4) 对主变、厂高变、启备变和线路CVT，每一年至少进行一次红外成像测温。 6. 变压器瓦斯保护运行
(1) 变压器正常运行时，重瓦斯保护应投跳闸，轻瓦斯保护投信号，绝缘油色谱在线装置应投入运行；瓦斯保护投入前，瓦斯继电器与油枕连接管的阀门应打开，瓦斯继电器内充满油，打开放气门查看有无气体；
(2) 变压器在进行下列工作时，重瓦斯保护应由“跳闸”位置改成“信号”位置： 变压器加油或滤油；
变压器的呼吸器进行畅通工作或改换硅胶；
变压器除采油样和用瓦斯继电器上部放气阀门放气外，在其它所有地方打开放气阀、放油阀和进油阀门；
开闭瓦斯继电器连接管上的进油阀门； 在瓦斯保护及其二次回路上进行工作。
(3) 当变压器注油、滤油、改换硅胶及处置呼吸器工作完毕，须经24小时试运后检查瓦斯继电器无气体后方可将重瓦斯保护投入跳闸；
(4) 新安装、大修或换油后的变压器，投入运行时，应将重瓦斯保护投入跳闸。
四、变压器冷却装置的运行
1. 主变冷却装置的运行
主变的冷却方式为强油风冷。在变压器带电前应启动投入运行，在变压器断电后应停止运行，若变压器事故跳闸，短时刻不能投运，且上层油温在60℃以上时，应在30分钟后停运冷却装置。
主变冷却装置控制回路原理接线图见图6－五、6－6（参考）。其运行原理如下： (1) 主变冷却装置由两路电源供电，正常运行时一路工作、一路备用，由电源切换开关SS决定哪路电源工作。1K、2K继电器别离对I、II路电源进行监视。冷却装置的两路电源应靠得住供电，电源切换开关SS一般应在“Ⅰ交流电源工作”位置，当工作电源跳闸后，备用电源应能迅速自动投入；
(2) 主变冷却器控制电源来自主厂房110V直流系统。
(3) 主变共有八组冷却器，每组冷却器由一台3kW的油泵及三台的风机组成。每组冷却器通过相应的电源开关QN供电，SC1～SCN为每组冷却器运行方式控制开关，有四个位置：“备用”、“停止”、“工作”、“辅助”。其方式如下：
工作冷却器正常投入运行；
辅助冷却器由变压器油温和绕组温度和变压器电流（从发变组保护柜来）控制。当油温达到65℃时辅助冷却器启动；当绕组温度达到75℃时辅助冷却器启动；当变压器电流达到75%额定值时，辅助冷却器启动；
当任一工作或辅助冷却器的油泵、风扇跳闸时，备用冷却器自动启动。
(4) 主变冷却器可由ST开关投入自动控制回路，当投入自动时，当750kV主开关合闸时，冷却装置自动投入工作，当开关处于分闸位置时，冷却装置停运。
(5) 冷却器全停跳闸回路：主变冷却器因故全停时，变压器上层油温达到75℃时，允许运行3０分钟（由KT11继电器实现）；变压器无冷却运行时刻，最长不超过60分钟（由KT12继电器实现）。
(6) 主变冷却器在DCS上的相关报警信号有：I工作电源故障、II工作电源故障、工作冷却器故障、备用冷却器故障、冷却器全停故障、控制电源消失。
(7) 强油风冷变压器上层油温报警温度为85℃。 (8) 电源监视开关SL正常在“投入”位置。 2. 主变冷却装置投入步骤：
(1) 检查冷却器控制箱内各开关信号灯完整； (2) 合上汽机MCC段Ⅰ组电源开关； (3) 合上汽机MCC段Ⅱ组电源开关； (4) 将电源控制转换开关SS切至“停止”位；
(5) 合上当场控制箱控制回路开关1Q、2Q、3Q、4Q及电源监视开关5Q、6Q； (6) 合上控制箱加热器电源QA，将加热转换开关SH切至Ⅱ位置（直接接通50W加热器，通过温控器接通200W加热器）；
(7) 合上当场各分控箱冷却器控制开关Q11～Q81；
(8) 合上当场控制箱110V直流控制电源开关7Q，信号电源开关8Q； (9) 将冷却器信号转换开关SL切至“投入”位置； (10)将冷却器自动投入转换开关ST切至“工作”位置； (11)将电源控制转换开关SS切至“Ⅰ工作”位置；
(12) 将冷却器方式转换开关SC1～SC8切至“备用、工作或辅助”位置（其中一组投“备用”，一组投“辅助”，其余投“工作”位置）；
(13) 合上各冷却器电源开关Q1～Q8；.
(14) 检查各冷却器接触器吸合良好、冷却器风扇和油泵运行正常。
图6－5 主变冷却回路控制图
此为主开关常闭接点分相串接
图6－6 主变冷却回路控制图
3. 厂高变、启备变冷却装置的运行
厂高变、启备变采用油浸风冷，厂高变有12组冷却风扇，启备变有14组冷却风扇。 厂高变、启备变冷却装置由两路电源供电，正常运行时一路工作、一路备用，由电源切换开关1KK决定哪路电源工作。ST一、ST2继电器别离对I、II路电源进行监视。冷却装置的两路电源应靠得住供电，电源切换开关1KK一般应在“Ⅰ交流电源工作”位置，当工
Ⅰ路380V/200VⅡ路380V/200V
1KK转换开关图表温度控制器Ⅰ交流电Ⅱ交流电源工作源工作作电源跳闸后，备用电源应能迅速自动投入；
保护屏2KK转换开关图表图6－7为厂高变、启备变冷却装置控制原理接线图。
Ⅰ交流电源故障冷却风扇运行门开关Ⅱ交流电源故障冷却风扇故障控制电源正常工作冷却风扇全停 图6－7 厂高变、启备变冷却回路控制图
如6－7图所示，厂高变及启备变冷却装置有“自动”、“手动”两种运行方式，由2KK开关负责切换。“手动”运行方式时，KA继电器励磁，启动各组冷却风扇。“自动”运行方式时，KA继电器由变压器油温及变压器负荷电流启动。变压器油温接点由温度控制器1WJ提供，当油温达到50℃时冷却器启动，40℃时停止。当变压器负荷大于额定负荷67%时，发变组保护屏的1LJ接点闭合，1KT继电器励磁，其延时闭合接点动作后使KA励磁，启动各组冷却风扇。
冷却器在DCS上的相关报警信号有：I工作电源故障、II工作电源故障、控制电源正常工作、冷却风扇运行、冷却风扇故障、冷却风扇全停。
厂高变、启备变运行时，当全数风扇退出运行后，允许自冷继续长期运行负荷小于60%的变压器额定容量，正常投运时一般应有一组风扇为备用。
启备变、厂高变冷却装置投入步骤： 检查控制转换开关2KK在“停止”位； 检查各冷却器电源开关1QF～4QF在断开位； 合上MCC段冷却器Ⅰ组电源开关； 合上MCC段冷却器Ⅱ组电源开关； 给上当场控制箱控制回路保险1FU～4FU； 将控制转换开关2KK投至“自动”位； 合上当场I、Ⅱ组电源开关QF一、QF2；
将电源方式转换开关1KK投至“I交流电源工作”位； 合上各冷却器电源开关1QF～4QF。 4. 干式变冷却装置的运行
（1）采用风冷的干式变压器，风冷装置“自动”方式运行的自动控制及保护功能为：（按照制造厂运行温度规定设置定值，因干式变未定型，以下值为参考）
绕组温度≥90℃时，冷却风机自启动运行； 绕组温度≤70℃时，冷却风机自动停止运行； 绕组温度≥125℃时，发出“超温”报警信号； 绕组温度≥150℃时，变压器“超温”跳闸。 （2）干式变压器温控箱投入步骤： 检查变压器柜门关好； 检查通风机风口畅通； 检查温控装置接线完整； 投入温控装置电源开关；
检查有关报警、跳闸的定值正确，无异样报警。
五、变压器调压装置的运行
1. 无载调压装置的运行
主变、厂高变及厂低变均采用无载调压装置。
变压器的无载分接开关调整只能在停电状态下由检修进行，调整结束必需测量变压器绕组的直流电阻，确认分接开关接触良好。有定位销装置的分接开关还应在把分接开关转到
正确位置后，将分接开关定位销拧到位，并加锁锁死。
变压器分接开关检修或调整后投入运行前，由检修人员需对分接开关的调整向运行做书面交待，运行人员现场要查对分接开关的位置并确认闭锁装置良好，分接开关的位置变换记入“变压器档位记录本”。
主变分接开关的位置由电网调度给出，厂高变、厂低变分接开关的运行位置按照厂用电压的要求由公司肯定。
2. 启备变有载调压开关的运行
（1）启备变有载调压开关选用德国MR公司的MIII-500/型。
（2）新装或大修后的有载调压开关，投入运行前应由安装或检修人员与运行人员一路进行以下项目的检查：
外观检查，有载调压开关油枕的油位正常，外部各密封处无渗漏油现象，控制箱防尘良好；
变压器安装或大修时，必需对有载调压开关进行检查、测量开关接触电阻、限流电阻和接触压力等，并做好记录；
有载调压开关控制回路各接线端子接触良好，驱动电机的保险给好；
有载调压开关机械传动检查，先用手摇操作一个循环，位置指示及动作记数器应动作正确，极限位置的机械闭锁应靠得住，手摇与电动的闭锁应靠得住，别离在当场和集控电动操作一个循环（上、下限位置各调节两次），行程指示灯（绿灯）位置指示数码应正确无误，极限位置的电气闭锁和机械闭锁应靠得住；
检查有载调压开关安装是不是垂直，对于一端垫高1～%的变压器，应注意有载调压开关安装不垂直度应不大于2°；
有载调压开关的瓦斯继电器，应经传动实验合格，油流速度应符合厂家规定，并投入跳闸；
有载调压油箱油质应符合要求，其中耐压值标准与变压器的油质相符。 （3）新装或大修后的有载调压变压器投运，在完成冲击合闸实验后，有载调压开关应进行下列实验：
在集控室用电动操作调压开关一个循环，空载运行状态下，各档位切换指示与电压关系应正确，极限位置的电气闭锁应靠得住；
调有载调压开关至规定档位运行，当场检查调压开关内部无异音，瓦斯继电器内无气体。
（4）有载调压开关的运行保护：
有载调压开关，应常常维持良好的运行状态，因检修实验要求停止使历时，应经总工同意，故障停历时，应汇报值长和总工，并及时通知检修处置；
有载调压开关的操作，应有值长的命令，正常情形下调压操作，应在集控室通过电动机构进行操作，每按一次只许调节一个分接头，按钮时刻不得大于规按时刻，操作时应注意电压表，电流表和档位指示的转变；
每次调压操作应将操作时刻，分接头位置和电压转变情形记录在“变压器档位调整”记录薄上；
运行中有载调压开关的瓦斯继电器应投跳闸，轻瓦斯信号频繁动作时，应停止利用
调压开关，并查清原因；
运行中有载调压开关操作1000次以上时，应对有载调压开关的油质采样分析一次，其耐压值不低于30kV，当耐压值在2～30kV之间时应停止有载调压操作，并通知检修换油或带电滤油；
每6个月用色谱法辨别调压开关油质和油箱是不是漏油，一旦确证开关油箱渗油时，应及时通知检修；
有载调压装置的机构箱，每一年至少打扫一次，机械部份油杯应有适量的润滑油脂，刹车电磁铁的闸皮应维持干燥，无油污，机构箱防尘应良好，电气回路各接点接触良好；
新装投运调压开关，在累计调压次数达到5000次时，应将切换部份吊出检查，以后的检修期限为两年一次，或累计调压7000次，运行时刻满一年或累计调压次数达4000次时，应进行换油。
（5）有载调压装置正常检查项目：
有载调压开关的油箱油位，油色正常，油温不得高于95℃，不得低于-25℃，无渗漏油现象；
当场分接头档位与集控指示一致，6kV备用电源电压与运行档位电压关系正确； 有载调压开关机械传动部份无异物卡涩、变形、松动； 有载调压开关瓦斯继电器充满油，无气体，压板投跳闸；
6kV备用电源电压指示应在规定范围内，空载联动备历时，应高于工作母线电压。 （6）有载调压开关的操作规定和注意事项：
有载调压开关的操作应按值长寿令执行，由两人进行，一人操作，一人监护； 有载调压开关的调整，应按照备用电源电压和工作母线电压决定，尽可能避免频繁调整操作；
同期并列切换厂用电源时，应别离调整发电机端电压和有载调压开关，6kV备用电源电压略高于工作母线电压，一般压差不超过5%；
每按升压或降压按钮一次，仅能切换一个抽头位置，若需调两档，应再按一次升压或降压按钮；
当电动操作出现持续动作现象（即调一档后行程指示绿灯不灭）时，应在档位显示码切换到第二个分接头位置时，当即按下停止按钮（红灯亮、绿灯灭）并将驱动电机停电，然后手摇机构调至需要档位，通知检修进行处置；
手摇操作时，必需注意在位置指示器动作后，同时听到快速步进机构的切换声音时，记数器也应动作一次，即为切换一档，操作完毕应取下摇把；
当场电动操作时，若是发觉位置指示器不动或慢速不规则转动，应当即停止操作，并通知检修处置；
启备变过载倍以上时，禁止操作有载调压开关。
六、变压器绝缘油的气相色谱分析
实践证明，应用气相色谱分析，检测变压器油中气体的组成和含量，是初期发觉变压器内部故障征兆（例如局部放电或火花放电）和掌握故障进展情形的一种有效方式，也是判断故障类型的重要手腕之一。所以，要求对变压器按期进行油中溶解气体的色谱分析。检测变压器油中溶解的气体成份和含量，所采用的气相色谱分析方式，包括取油样、从油中脱出
气体、气体色谱分析等几个步骤。气体色谱分析的对象为：氢（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）和一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2）。在以上气体中，CH4、C2H6、C2H4与C2H2四种气体的总和称为总烃。通常，对变压器油采用气相色谱仪进行分析，分析的结果用每升油中所含各气体成份的微升数（ppm）表示。
1. 变压器油中气体成份与故障的关系
变压器在正常情形下，油和固体有机绝缘材料在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，慢慢地产生少量的氢、低分子碳化氢（烃类）、及CO和CO2气体，这些气体大部份被溶解在油中。当变压器内部存在故障时，产气速度加速，而且溶解于油中的气体种类和含量与故障类型和严峻程度紧密相关。不同性质的故障，油及固体绝缘材料将产生不同的特征气体。对于同一性质的故障，若是故障程度不同，产生气体的速度和数量也不同，各类气体的比例关系也将发生转变。当出现局部过热时，随着温度的升高，氢（H2）和烃类中的甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）等气体明显增加，但乙炔（C2H2）含量极少，若是有固体材料加入热分解，也会有相当数量的一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2）产生。
当变压器出现放电现象时，可分为三种类型：局部放电（能量密度一般很低）、火花放电（是一种间歇性放电，其能量密度一般比局部放电高些，属低能量放电）、电弧放电（属高能量放电）。局部放电产生的特征气体主如果氢气（H2），第二是甲烷（CH4），并有少量乙炔（C2H2），但总烃值并非高。火花放电时，乙炔（C2H2）明显增加，气体的主要成份是氢（H2）和乙炔（C2H2），并有相当数量的甲烷、乙烷和乙烯。当发生电弧放电时，氢气大量产生，乙炔亦显著增多，第二有大量的乙烯、甲烷和乙烷。不论哪一种放电，只要有固体绝缘介入，就会产生CO和CO2。
新安装或大修后的变压器气体色谱分析检测应在投运前和投运后1d、4d、10d、30d各做一次检测，无异样后转入按期检测。我公司规定主变、厂高变及启备变每三个月检测一次。检测结果应小于下表所列油中溶解气体的注意值。
设备 气体组分 总烃 乙炔 变压器 氢 一氧化碳 二氧化碳 甲烷 套管 乙炔 氢 330kV及以上设备含量 （μL/L） 150 1 150 7＜CO2/CO＜3 100 1 500 220kV及以下设备含量 （μL/L） 150 5 150 7＜CO2/CO＜3 100 2 500 绝对产气速率 （mL/L） 12 10 100 200 相对产气速率大于10%应引起注意 当油中溶解气体超过上表规定注意值时，应按照特征气体法和三比值法判断故障性质。 特征气体法：按照下表所列不同故障类型产生的气体可推断设备的故障类型。
故障类型 油过热 油和纸过热 油纸绝缘中局部放电 油中火花放电 油中电弧 油和纸中电弧 主要气体组分 甲烷（CH4），乙烯（C2H4） CH4，C2H4，CO，CO2 H2，CH4，CO H2，C2H2 H2，C2H2 H2，C2H2，CO，CO2 次要气体组分 H2，C2H6 H2，C2H6 H2，C2H6，CO2 CH4，C2H4，C2H6 CH4，C2H4，C2H6 注：进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高 2. 三比值法是利用气相色谱分析结果中的五种特征气体含量的三个比值（C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6）来判断故障性质，实践证明，三比值法判断故障性质的准确率要高于特征气体法。
三比值法是用不同的编码表示三对比值，编码规则如下：
气体比值范围 ＜ ≥～＜1 ≥1～＜3 ≥3 比值范围的编码 C2H2/C2H4 0 1 1 2 CH4/H2 1 0 2 2 C2H4/C2H6 0 0 1 2
3. 故障类型判断方式如下：
编码组合 C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 0 1 2 0 0 2 1 0，1，2 2 1 0 0，1 0，1，2 1 2 0，1，2 0，1 2 2 故障类型判断 故障实例（参考） 低温过热（低于150℃） 绝缘导线过热，注意CO和CO2含量与比值 低温过热（150～300℃） 分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流中温过热（300～700℃） 引起铜过热，铁芯漏磁、局部短路，层间绝缘不良铁芯多点接高温过热（高于700℃） 地等 局部放电 高湿度，高含气量引起油中低能量密度的局部放电 低能放电 引线对地电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的低能放电兼过热 火花放电 0，1，2 电弧放电 绕组匝间、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、绕组熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电0，1，2 电弧放电兼过热 弧、引线对其它接地体放电等 4. 判断变压器内部故障，通常按以下步骤进行：
（1）将油中气相色谱分析结果的几项主要指标 （总烃、乙炔、氢）与注意值进行比较，并分析CO及CO2的含量；
（2）当主要指标达到或超过注意值时，应进行追踪分析，查明原因。可按照历次测试记录或重复取样实验的结果，考察产气速度，从而对变压器内部是不是存在故障或故障的程度及其进展趋势做出估量；
（3）经上述比较判断，变压器内部可能发生故障时，用判断故障性质的特征气体法对可能存在的故障类型做初步判断，一般用三比值法判断的准确性较高；
（4）在气体继电器内出现气体的情形下，应将气体继电器内气样分析的结果与油中掏出的气体分析的结果进行比较。若自由气体各成份含量与油中溶解气体各成份含量近似相
等，则有两种情形：一是故障气体各成份均很少，说明设备是正常的；二是溶解气体各成份含量略高于自由气体各成份含量，说明设备存在产气较慢的暗藏性故障。若是气体继电器中的气体各成份含量明显超过油中溶解气体各成份含量，则说明产气源释放气体较多，设备存在产气较快的故障；
（5）按照上述结果和其它检查性实验（例如测量变压器绕组的直流电阻、空载特性实验、绝缘实验、外部检查等）的结果，结合该设备的结构、运行、检修等情形，作综合性分析，判断故障的性质和部位，然后，按照具体情形采取不同的检修办法。
我公司7、8主变安装有美国Serveron公司生产的TM8变压器油中溶解气体及微水在线监测模块，能实时监测变压器油中的气体及水分，并将实时监测的油中气体PPM值及油中水分PPM值送至DCS。当气体信号或水分含量超过报警值或装置故障时将在DCS显示相应的报警信号。这些开关量信号有：气体高、气体高高、水分高、水分高高、装置故障报警。运行中当在线监测仪报警时，应由化学取油样做气相色谱分析，进行进一步判断。
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第四节 变压器故障处置
一、变压器的常见故障
1. 绕组的主绝缘和匝间绝缘故障。变压器绕组的主绝缘和匝间绝缘是容易发生故障的部位，其主要原是：
（1） 由于长期过负荷运行、散热条件差或变压器利用年限长久，使变压器绝缘老化脆裂，抗电强度大大降低；
（2） 变压器通过连年的短路冲击，使绕组受力变形，虽然还能运行，但隐藏着绝缘缺点，一旦遇有电压波动即有可能把绝缘击穿；
（3） 变压器油中进水，使绝缘强度大大降低不能经受允许的电压而造成绝缘击穿； （4） 在高压绕组增强段处或低压绕组部位，因绝缘膨胀使油道堵塞，造成绝缘过热而老化，发生击穿短路；
（5） 由于防雷设施不完善，在大气过电压作用下，发生绝缘击穿事故。
2. 引线处绝缘故障。变压器引线是靠套管支撑和绝缘，由于套管上端帽罩不严而进水，主绝缘受潮而击穿，或变压器严峻缺油使油箱内引线暴露在空气中，造成内部闪络，都会在引线处故障。
3. 铁芯绝缘故障。变压器铁芯是用硅钢片叠成的，硅钢片之间有绝缘漆膜，若由于紧固不好使漆膜破坏将因此产生涡流而发生局部过热。一样道理夹紧铁芯的穿心螺丝、压铁等部件若绝缘破坏，一样会发生过热现象。
4. 套管处闪络和爆炸。变压器高压侧（110kV及以上）一般利用电容套管，由于瓷质不良有沙眼或裂纹，电容芯子制造上有缺点，内部有游离放电，套管密封不好，有漏油现象，套管积垢严峻等等，都可能发生闪络和爆炸。
5. 对于无载调压分接开关，故障原因如下：
（1） 由于长时刻靠压力接触，会出现弹簧压力不足，滚轮压力不均，使分接开关连接部份的有效接触面积减小，和连接处接触部份镀银层磨损脱落，引发分接开关在运行中发烧损坏；
（2） 分接开关接触不良，引出线连接和焊接不良，经受不住短路电流的冲击而造成份接开关在变压器向外供出刹时短路电流时被烧坏而发生故障；
（3） 为了监视分接开关的接触好坏和回路的接通情形，变压器大修后应测分接开关所有位置的直流电阻值，小修后测运行分接头的直流电阻值，并与原始数据进行比较，看其数值有无大的转变，是不是知足规程规定。在实验和检修工作中，必然要严格查对分接头位置（分相操作的要各相一致，运行分接头测直流电阻后一般再也不变更）。
6. 对于有载调压分接开关，故障原因如下:
（1） 有载分接开关的变压器，切换开关油箱与变压器油箱是互不相通的。若切换开关油箱发生严峻缺油，则在切换中会发生短路故障，使分接开关烧毁。为此在运行中应别离监视两油箱油位在正常状态；
（2） 分接开关机构故障，由于卡塞使分接开关停在进程位置上，造成份接开关烧坏； （3） 分接开关油箱不严，渗水漏油，或运行连年不进行油的检查化验，使油脏污绝缘强度下降造成故障；
（4） 分接开关心换机构调整不好，触头烧损，严峻时部份熔化，进而发生电弧引发故
障。
二、变压器异样与故障处置
1. 油变压器在发生下列情形之一时，应紧急停止运行： (1) 套管爆炸或破裂，大量漏油，油面突然下降； (2) 套管端头熔断； (3) 变压器冒烟着火； (4) 变压器油箱破裂；
(5) 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常或不断上升，并超过规定值； (6) 发生直接要挟人身安全的危急情形；
(7) 当变压器周围的设备着火、爆炸或发生其它情形，对变压器组成严峻要挟时。 2. 干式变紧急停止运行的规定：
(1) 声响明显异样增大，或存在局部放电声响； (2) 发生异样过热现象； (3) 干式变压器放电并有异臭味； (4) 冒烟或着火；
(5) 当发生危及安全的故障而有关保护拒动；
(6) 当周围的设备着火、爆炸或发生其它情形，对干式变组成严峻要挟。 3. 变压器发生下列现象之一时，应联系调度或值长安排变压器停电处置： (1) 套管出现裂纹或有放电声； (2) 接头发烧；
(3) 变压器顶盖上落有杂物，有可能危及安全运行时。 4. 变压器温度异样升高的处置： (1) 查对温度表是不是指示正确；
(2) 检查变压器冷却装置运行情形，开启备用风扇、油泵；
(3) 检查变压器的负荷和环境温度，并与同一负荷、环境温度下变压器温度数值进行比
较；
(4) 若变压器温度升高的原因是由于冷却装置故障，且在运行中无法检修，则应降低变压器负荷，使温度不超限；
(5) 若发觉变压器温度较正常时相同的负荷和冷却条件下高出10℃以上，且冷却情形正常，温度表良好，则以为变压器已有内部故障（铁芯过热，绕组层间短路等），并结合轻瓦斯保护动作情形，汇报值长，适时停止变压器运行。
5. 变压器油位异样的处置：
(1) 当发觉变压器的油位较那时油温所对应的油位显著降低时，应查明原因； (2) 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，使油位降到与那时油温所对应的高度。
6. 变压器轻瓦斯保护动作报警： (1) 原因：
检修加油，滤油，改换硅胶或冷却器油系统不周密，以致使空气进入变压器内； 第一次投运的变压器有空气析出； 气温太低或漏油严峻，使油面下降；
瓦斯继电器二次回路故障，二次端子箱进水或受潮； 有载调压分接头切换频繁，分离出油气； 变压器内部故障，分解出少量气体。 (2) 处置：
当即对变压器本体进行检查，查明动作原因，有备用变压器时，可先倒换至备用变压器运行，汇报值长；
若变压器运行参数没有转变，各表计及外观检查未发觉异样，则可能是空气进入变压器，应将瓦斯继电器动作时刻，变压器的油位、油温、环境温度及电压、电流、功率记录下来；
运行人员能够按照瓦斯继电器内积存气体的多少，判断故障的轻重和性质，也能够对气体进行可燃性实验，若气体可燃，应当即停运变压器，并通知化学取油样和瓦斯气体进行分析；
瓦斯继电器中气体与故障性质的关系 气体颜色 黄色不易燃 浅灰色带强烈臭味可燃 灰色或黑色易燃 无色无味不可燃 故障性质 木质故障 纸或纸板故障 油故障 空气 若动作原因是油内有空气，应将空气放出，做好记录，若是瓦斯信号发出相隔时刻缩短，应请示值长，按值长令将重瓦斯保护改投信号；
若实验分析不是空气，变压器又不能停止运行时，应增强对变压器监视，同时汇报值长和公司领导，尽快安排停运；
按照油质查验报告和油样色谱分析结果，用下列标准判定：
➢ 油闪点比规定低5℃以上，则说明变压器有故障；
➢ 绝缘油气相色谱分析，是利用油中溶解气体的浓度转变，来诊断变压器内部初
期故障的一种有效方式，一般应按照色谱数据中的C2H2、C2H4、CH4、H2、C2H6五种气体的含量，依照导则推荐利用油中溶解气体含量的注意值和三比值法分析法判断。
7. 变压重视瓦斯保护动作：
(1) 检查变压器外部有无异样，释压器是不是动作喷油；
(2) 油位计是不是还有油位指示，油枕、散热器法兰盘垫及各油管路接头、焊缝是不是因膨胀而损坏；
(3) 对于强迫油循环风冷变压器，若因膨胀损坏部件而漏油，应当即停运冷却装置，降低油压力，隔离或消除漏油点；
(4) 若是压力释放器动作喷油泄压后，可自动复位，关闭阀盖，但必需手动复归动作指示杆；
(5) 检查瓦斯继电器，进行气体分析和色谱分析，判断瓦斯跳闸原因，若分析发觉问题，未经处置不得将变压器投入；
(6) 如经以上检查未发觉明显故障，应检查瓦斯保护及二次回路是不是误动，若因误动所致，应汇报值长，并经总工批准后，解除瓦斯保护，但变压器其它主保护必需投入，将变压器投入运行；
(7) 经以上检查确认变压器有故障时，应将变压器停运，并做好安全办法，通知检修处置。
8. 差动保护动作的原因与处置：
(1) 检查差动保护范围内的设备，是不是有损伤或短路故障的闪络痕迹，并通知检修检查保护动作是不是正确，以分析是设备故障引发仍是保护误动作所致；
(2) 测量绝缘电阻； (3) 通知检修进行相关实验；
(4) 有条件时尽可能利用发电机进行零起升压实验来检查绝缘情形； (5) 经上述检查实验均属正常，能够投入运行，不然不得投入运行；
(6) 若变压器差动保护、瓦斯保护和释压保护装置同时动作跳闸，未查明原因和消除故障之前，不得将变压器送电；
(7) 厂低变速断保护动作的处置与其它变压器差动保护动作的处置原则相同。 9. 变压器跳闸的处置：
(1) 有备用电源，应迅速将其投入运行，然后再查明原因； (2) 查明并记录何种保护动作；
(3) 若无端障象征，则应检查那时直流系统有无接地现象，并对开关进行检查，待查明原因，缺点消除后，方可再次投入运行；
(4) 变压器跳闸后，应停运全数冷却器，主变内部故障跳闸后，应当即停运潜油泵。 10. 变压器着火的处置：
(1) 应当即切断电源，停运冷却器和潜油泵，并迅速采取灭火办法，避免火势蔓延； (2) 若油溢在变压器顶盖上面着火时，则应打开变压器下部事故放油阀放油，使变压器油位低于着火处；
(3) 若变压器内部故障引发着火时，则不允许放油，以防变压器发生爆炸伤人； (4) 主变，高厂变、启备变装有灭火喷淋装置，当变压器着火时，按照有关规定利用相应喷淋装置进行灭火。
11. 变压器上层油温或温升超过允许值：
(1) 检查变压器的负荷电流和上层油温和环境温度，并与在同一负荷和相同冷却条件下应有的油温、油位比较；
(2) 检查温度表指示一致，或用测温仪确证温度指示准确；
(3) 检查冷却装置运行是不是正常或室内通风是不是良好，比较各散热器与本体温度肯定是不是局部过热；
(4) 用备用变压器转移部份负荷，或停运部份设备，降低变压器负荷；
(5) 检查变压器在同一负荷电流和相同冷却条件下相较上层油温高出10℃以上，或变压器负荷不变而温度不断上升，则可能是变压器内部故障，应汇报值长，及时停运检查。
12. 主变冷却电源消失：
(1) 变压器冷却器的“工作电源故障”信号发出，应当即到当场检查，若备用电源自投，应查明原因，尽快恢恢复方式供电；
(2) 若变压器冷却器“控制电源消失”信号发，应当即到当场检查，若属保险熔断应尽快改换，若控制回路故障，通知检修处置。
13. 若两路电源同时消失，应监视油温转变，检查厂用400V电源有无端障，应迅速查明原因，尽快通知检修配合消除，必需在30分钟内恢复供电，不得拖延。不然应降负荷运行，并注意变压器上层油温不超过75℃，冷却器全停运行时刻不超过60分钟。
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