e)检查瓦斯继电器中确有气体时应观察颜色及判断可燃性，取气样及油样做色谱分析，根据有关 规定判断变压器的故障性质；
f)若气体是无色、无臭且不可燃，色谱分析为空气时，经有关部门同意变压器可继续运行，并及 时消除进气缺陷：若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否 停运；
g)在查明原因前不得将变压器投入运行。 2．3．3．3 引起重瓦斯保护动作的原因 a)呼吸不畅或排气未尽；
b)保护及直流等二次回路异常： c) 内部线圈绝缘物老化击穿； d)铁芯故障；箱内引线短路等。 2．3．3．4 气体的颜色与故障性质 a)黄色、不易燃烧为木质故障；
b)淡黄色、气味强烈、可燃为纸或纸板故障： c)灰色和黑色，易燃为油故障；
d)无色、无臭，不可燃为空气进入。 2．3．4 变压器轻瓦斯动作的处理 2．3．4．1 故障现象
a) 中央信号装置的事故预告信号音响动作； b) “轻瓦斯动作”光字牌亮； c)微机监控显示轻瓦斯动作报警； d)瓦斯继电器内有气体存在。 2．3．4．2 故障处理
a)解除预告报警信号音响； b)记录发生异常的时间：
c)检查动作的原因为空气进入或油位降低； d)检查二次回路问题；
e)当变压器外部无异常时，可鉴定气体的性质，是变压器内部故障时及时请示有关部门停运做进
一步检查。
f)若轻瓦斯动作的时间逐渐缩短，表明确属内部故障，应将故障变压器停运。 g)若是因缺油引起动作时，应适当关闭散热器，及时补油。
h)如瓦斯继电器信号因油内剩余空气析出而动作，应及时放出瓦斯继电器内积聚的空气，变压器 可继续运行，但应注意下次信号动作的时间。 2．3．5 变压器差动保护动作的处理 2．3．5．1 故障现象
a) 中央信号装置的事故音响动作；
b) 差动继电器及差动保护信号继电器动作： c)掉牌未复归光字牌亮；
d) 变压器两侧开关跳闸，运行的红灯灭，绿灯闪光： e) 电流、功率表无指示、电度表计停止；
f)微机监控显示差动保护动作或微机监控显示的主结线图有关断路器变位、线条变色。 2．3．5．2 故障处理
a)解除音响，复归控制把手：
b)检查保护动作的情况并准确记录； c)检查变压器应无异常现象：
d) 检查差动保护范围内的设备如电压、电流互感器，隔离开关，母线，瓷瓶、检查二次回路及
元件等应无故障点。
e) 检查中若未发现异常现象时，可请示调度同意试送电一次。 2．3．6 变压器过电流保护动作的处理
除参照差动保护动作的处理外，还要对变压器的二次母线及所配出的电气设备进行检查，应无短 路故障点。
2．3．7 变压器过负荷信号动作的处理
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2．3．7．1 故障现象
a)中央信号装置的事故预告信号动作， “过负荷”光字牌亮，电流表、功率表指示超红线； b)微机监控“过负荷”报警。 2．3．7．2 故障处理 a)解除报警；
b)检查电流表、功率表显示过负荷：
c)检查变压器温度，运行正常，接线端子过热烧红情况； d)检查变压器的冷却装置运行情况：
e) 及时汇报生产调度减负荷，加强对变压器的巡视，注意电流、功率、声音、温度、油位、接线
端子或电缆等变化情况，做好记录。
2．3．8 变压器超温度信号动作的处理 2．3．8．1 故障现象
a) 中央信号装置的事故预告信号动作， “超温度”光字牌亮，变压器所有温度表的指示都上
升，油位上升。
b)有微机监控的报出“超温度”警告事件项。 2．3．8．2 故障处理 a)解除报警信号；
b)根据环境温度和负荷大小，判断超温的原因；
c)检查散热器的各部温度应均匀，应无堵塞，冷却装置好用；
d) 检查二次回路无故障引起误动，变压器过负荷、仪表准确等。
e) 确为变压器内部故障过热引起的温度上升，应与有关部门联系后停止运行。 2．3，8．3 变压器油温度升高原因
2．3．8．3．1 在负荷和冷却都正常时，而油温度升高，应首先判断为内部故障，如铁芯绝缘损坏涡流引起过热起火、线圈层间短路等要查明各种保护未动的原因。
2．3．8．3．2 变压器在配有几种保护时，如果有一种保护跳闸将变压器停运，而其他保护未动作，经对变压器进行外观检查和内部测试检查均匀未发现故障点和缺陷，经请示有关部门同意可试投一次，若送电成功可带负荷运行。
2．3．9 变压器的一次侧熔断器熔丝熔断后，应停止变压器运行做详细的检查
检查内容有瓷瓶外部应无闪络、接地、短路及过负荷等现象发生，同时还应对变压器的线圈进行绝缘测量。保护用熔丝应定期更换，防止因腐蚀等情况误动。变压器二次(0．4kY)侧断路器，应定期维护，确保动作可靠。 2．4有载分接开关
2．4．{ 变压器有载分接开关的操作，应遵守规定
a)应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；
b)单相变压器组和三相变压器分相运行安装的有载分接开关，宜三相同步电动操作； c)有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行； d)核对系统电压与分接额定电压间的差值，应符合其运行条件。
2．4．2 有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进行，无制造厂的规定可参照规定
a)新投入的分接开关，在投用1—2年或切换5000次后，应将切换开关吊出检查，此后可按实际情况确定检查周期；
b)运行6～12个月或切换2000～4000次后，应取切换开关箱中的油样作试验；
c)运行中的有载分接开关切换5000～10000次后或绝缘油的击穿电压低于25KV时，应更换切换开关箱的绝缘油；
d)操作机构应经常保持良好状态；
e)长期不调或长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环。
2．4．3 为防止开关在严重过负荷或系统短路时进行切换，宜在有载分接开关控制回路中加装电流闭锁装置，其整定值不超过变压器的额定电流的1．5倍。 3 变压器的检修
3．1 油浸式变压器的检修 3．1．1 检修周期 3．1．1．1 大修周期
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a)变电所新投入的主变压器在投入运行的第5年和以后的每隔5一10年应大修1次； b)承受过正常过负荷和事故过负荷运行的变压器，应提前进行大修；
c)运行中的变压器，发现异常状况或经试验判明内部有故障时，应提前进行大修； d)承受过出口短路的变压器，应视情况提前进行大修。 3．1．1．2 小修周期
变压器小修每年不得少于1次。 3．1．2 检修项目 3．1．2．1 大修项目
a)检查和清扫外壳(包括本体、大盖、衬垫、油枕、散热器、阀门、防爆装置和滚轮等)，消除渗 油、漏油现象；
b)检查和清扫油再生装置，更换吸潮剂；
c)对变压器油进行化验或色谱分析，根据油质情况过滤或更换变压器油； d)检查铁芯紧固、铁芯接地及穿芯(夹紧)螺丝、轭梁的绝缘情况；
e)检查清理绕组、绕组压紧装置、垫块、引线、各部螺丝、油路、接线板等； f)清理油箱内部； g)更换密封衬垫；
h)绝缘受潮湿绕组的干燥处理：
i)检查并修理无载分接头切换装置(包括附加电抗器、动静触点及传动机构)； j)检查并清扫套管：检查充油式套管的油质情况； k)校验及调整温度表；
1)检查并清扫呼吸装置，更换吸潮剂： m)检查并清洁油标：
n)检查及校验测量装置、保护装置、控制、信号回路等； o)检查接地装置；
p)室外变压器外壳及附件的除锈、刷漆；
q)电气性能试验按《电力设备预防性试验规程》要求进行。 3．1．2．2 小修项目 a)消除己发现的缺陷：
b)检查并拧紧套管引出线的接头；
c)检查并清扫套管瓷绝缘表面，检查套管密封情况； d)检查并清扫油标：
e)检查变压器油再生装置及排油阀门；
f)检查散热器、油枕、瓦斯继电器、呼吸装置及防爆装置； g)充油套管及本体补充变压器油； h)外壳及附件的除锈、刷漆；
i)测量装置、保护装置及控制、信号回路的检查、校验； j)电气性能试验按《电力设备预防性试验规程》要求进行。 3．1．3 变压器的吊芯检查 3．1．3．1 大修前的准备工作
a)检查分析变压器技术资料，根据运行情况、设备缺陷、上次大修总结、小修查核结果及修前检查和试验结果，制定出大修项目表及具体的施工方案； b)取油样试验；
c)备好滤油机、油试验设备、盛油器具、烘箱及合格的补充油：
d)备好各种材料、备品备件、工具、起重设备、试验设备及安全用具； e)制定出大修的组织措施、技术措施及必要的安全措施； f)做好大修场地的选择和防雨、防尘工作； g)根据当地的天气预报选择大修时间。 3．1．3．2 大修前的检查
a)检查套管的引线螺丝有无松动，接头处是否有过热的迹象； b)检查套管瓷表面有无放电痕迹及破损： c)检查变压器油箱有无渗漏；
d)检查散热器及其各接头有无渗漏，冷却风扇工作是否正常；
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e)检查防爆装置是否完好；
f)检查油枕的油面、油标是否完好明净，排出集污盒内的油污；
g)检查瓦斯继电器、温度计、液位计有无渗漏，阀门开闭是否灵活可靠，控制电缆是否完好； h)在变压器本箱体内取油样，进行化验或色谱分析； i)检查上层油温温度计指示情况：
j)检查变压器端子箱接线端子有无松动，受潮锈蚀和积灰等； k)按《电力设备预防性试验规程》要求进行变压器修前试验。 3．1．3．3 吊芯注意事项
a)吊芯一般应在良好天气(相对湿度不大于75％)和无烟尘、水汽的清洁场所进行，芯子在空气中 暴露时间尽量缩短，相对湿度小于65％时，允许暴露时间为16h，大于65％小于75％时，为2h： b)起吊前，应详细检查钢丝绳的强度和挂钩的可靠性，根据吊绳与铅垂线间的夹角不可大于30”： c)起吊时应有专人指挥，油箱四角要有人监视，钟罩式变压器起吊时，要严格防止钟罩摆动，应在油箱底座临时安装几根定位棒，以控制钟罩在起吊高度范围内的垂直升降。 3．1．3．4 吊芯拆卸步骤
a)拆除变压器高、低压套管引线，温度计、液位计、瓦斯继电器的电源，拆头并做好标记； b)当变压器须远离安装地点大修时，应拆除变压器接地线及轮下垫铁，并在轨道上做好定位标记， 然后将变压器运到检修地点； c)将变压器油注入容器密封；
d)拆卸套管、油枕、散热器、分接开关操作机构、净油器、温度计和大盖螺丝。钟罩式套管的拆卸，应打开入孔进行；
e)吊出变压器的芯部，停在专用集油盘的上方，待残油滴净后，放在道木上检修；钟罩式变压器只需吊起钟罩即可。
3．1．3．5 绕组和铁芯的检修 a)拆掉绝缘围屏，并做好标记；
b)用压力0．4Mpa～0．5Mpa四a的变压器油冲洗铁芯和绕组； c)引线对地及引线之间的距离应符合要求，引线固定应可靠；
d)绕组应紧固并均匀，无移位变形，绝缘应良好，有弹性，无脆裂老化，表面应清洁，无油泥杂物；
e)绕组层间衬垫应完整、牢固，排列整齐；拧紧压紧螺钉和防松螺帽； f)绕组油路应畅通无杂物；
g)铁芯接地良好，拆除接地板，测试铁芯对地绝缘良好； h)铁芯应紧密、整齐、漆膜完好，表面清洁，油路畅通；
i)穿芯(夹紧)螺丝应紧固：测量穿芯(夹紧)螺丝及轭梁对铁芯的绝缘，应不小于2MQ。 3．1．3．6 绕组和铁芯检修时注意事项
a)应注意保持清洁，防止尘土、脏物进入变压器内；
b)工作人员不得穿钉鞋，不得携带任何金属物品，工具应用尼龙绳系住。对掉入器身的任何金属物品都必须取出。
3．1．3．7套管的检查
a)瓷质表面应光滑，无裂纹、破碎及放电烧伤痕迹。
b)瓷套和法兰接合处的胶合剂应牢固可靠，无脱落和松动现象； c)更换各部密封衬垫。
d)充油套管油位应正常，玻璃油盅应完好。 3. 1．3．8 油箱和顶盖的检修 a)对脱漆点进行除锈、刷漆；
b)检查油箱有无渗漏，焊缝有无开裂等现象； c)清除油箱底部和箱壁上的油垢、渣滓。 3．1．3．9 油枕和防爆装置的检修
a)将油枕内污油放出，排出沉淀物，并冲洗干净；
b)油枕各部应完好，无渗漏，与油箱的连接管应畅通： c)检查清理油标，油标应无堵塞，玻璃管完好：
e)清除防爆装置的油垢和铁锈，防爆膜应完整，更换密封圈。 3．1．3．10 分接头切换装置的检修
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a)检查定、动触点。应无过热、烧伤痕迹，接触面应清洁。有熔化痕迹时用砂纸打磨，应避免金属粒屑或其他杂物进入变压器内；
b) 触头接触良好，压力适当，用0．05圃塞尺不应塞入，否则应修理调整接触面或更换弹簧；
c)传动装置应完好，操作灵活可靠，触头实际位置同指示位置一致： d)绝缘部件应清洁，无损伤，绝缘良好。
3．1．3．11 阀门、油再生装置及呼吸装置的检修
a)各阀门应开关灵活，关闭严密，不露油，把柄齐全。投运前应全部放在运行位置； b)油再生装置内应清洁，过滤网应完好，更换密封垫和吸潮剂；
c)呼吸装置内部应清洁，与油枕的连通管严密不漏，更换密封垫和吸潮剂； d)油碗中应有油。
3．1．3．12 冷却装置检修
a)对散热器进行清扫、除锈、刷漆；
b)散热器内部应清洁、无锈、无水、无杂物： c)散热器应严密不漏，经充气试验合格； d)冷却风机轴承润滑良好，绝缘电阻合格； e)操作回路及自启停装置动作正确、可靠。 3．1．3．{3 变压器基础检查
a)变压器基础应无下沉、移位现象，表面水泥应无脱落； b)符合抗震加固标准。 3．1．3．14 变压器的组装
3．1．3．14．1 变压器组装时注意事项 a)各部件应装配正确，坚固；
b)各密封衬垫质量优良、耐油、化学性能稳定；压紧应均匀，压紧后一般应压缩原厚度的1／3 左右；
c)装配结合面无渗油，阀门开关应灵活；无卡塞现象：
d)油箱与油枕间的连通管应有2％～4％(以变压器顶盖为基础)的升高坡度：
e)变压器安装就位后，应使其顶盖沿瓦斯继电器方向1％一1．5％的升高坡度； f)变压器组装完后，应做油压试验15min，各部件接合面密封衬垫及焊缝应无渗漏。 3．1．3．14．2 变压器组装步骤
a)将芯子放回油箱，装上大盖；钟罩式变压器放下钟罩；拧紧螺丝；
b)组装散热器、油再生装置，分接开关机构、油枕、瓦斯继电器和防爆装置等： c)通过油枕向变压器油箱注入试验合格的油，将油注至淹没绕组； d)安装套管，连接套管下端引线及分接开关的接头；
e)注油至标准油位。注油时要及时排出大盖下的套管座等突出部位的积气； f)静止24h后，做大修后电气试验：
g)连接套管引线，连接瓦斯继电器和温度计电源，连接接地线。 3．1．3．15 收尾工作
a)变压器组装完后，对变压器外部进行防腐喷漆。
b)大修工作完后，要及时清理现场，特别注意小型工具的清点。 3．1．4 变压器的干燥
a)变压器经过全部和局部更换绕组、绝缘的大修后，不论测量结果如何，均应进行干燥；
b)如变压器芯子在空气中停留时间超过规定时间，或空气湿度高于规定值时，应与检修前后尽可能相同条件下测得的结果进行比较，以决定变压器大修后是否需要干燥； c)变压器不经过干燥即可投入运行的条件
1)绝缘电阻的降低不超过40％，ts 6的增高不超过30％；
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