3.2.2.2 #1高备变有载调压就地操作 1) 升压操作：
a) 将#1高备变有载调压控制选择开关切至就地（LOCAL）位置。 b) 将操作开关切至“+”位置，操作开关自动返回“0”位置。
c) #1高备变就地档位指示，中间指针由原先档位升高一档，询问值班人员10kV段A、B电压升高。
d) 如继续有载升压，则重复升压操作步骤。 2) 降压操作:
a) 将#1高备变有载调压控制选择开关切至就地（LOCAL）位置。 b) 将操作开关切至“-”位置，操作开关自动返回“0”位置。
c) #1高备变就地档位指示，中间指针由原先档位下降一档，询问值班人员10kV段电压降低。
d) 如继续有载降压，则重复降压操作步骤。 3.2.2.3 #1高备变有载调压装置运行与维护： 1) 有载调压分接开关的瓦斯保护应投跳闸位。
2） 在进行干燥处理期间和干燥处理后，有载调压分接开关不能直接工作，必须等到注油后方能运行以避免磨损。
3) 在运行阶段，经常查看油面温度，油位变化，储油柜有无冒油或油位下降现象。
4) 有载分接开关，每三个月取一次油样试验，必要时应过滤油室中变压器油或更换变压器油。记录有载分解开关操作次数，当有载分接开关在某时期动作频繁时，应缩短取油样试验的周期。
5.1 变压器送电前的准备工作：
5.1.1 变压器投运前，值班人员必须向检修、试验负责人索取安装、大修或小修记录，按安装或大、小修记录值及规定检修、试验项目(安装书或大小修合同书上均已列出，并标定合格标准)逐条对照合格，并要求检修、试验负责人做书面交代。
5.1.2 变压器投运前，应将全部工作票收回，拆除一切安全措施，恢复固定遮栏。 5.2 变压器送电前的检查项目：
5.2.1 充油套管的油色应透明，储油柜油位计指示符合环境温度标准。 5.2.2 瓦斯继电器内部无气体，无渗油现象，各部接线良好。 5.2.3 套管应清洁无裂纹及放电痕迹，端子引线接触良好。 5.2.4 压力释放器完好无损。
5.2.5 变压器顶部无杂物及遗留工作，电压分接头三相一致，符合要求。 5.2.6 变压器本体应清洁，各部无渗油、漏油现象。 5.2.7 散热器油门全打开，呼吸器的矽胶颜色正常。 5.2.8 冷却装置各部良好，无漏油。
5.2.9 #1高备变带负荷调整分接头装置各部良好，位置指示器正确。 5.2.10 继电保护均在投入正确位置。
5.2.13 干式变压器须检查测温装置完好、线圈环氧绝缘层无开裂剥落现象，各防护遮栏良好，门关闭好。
5.2.14 对于新安装并列运行的变压器投入运行前，必须检查是否符合并列条件，对于新安装的或工作中有可能变动相位的变压器投入运行前必须定相位。 5.2.15 测量变压器绝缘电阻符合要求。 5.3 变压器的投入
5.3.1 变压器的合闸投入运行，应由有保护装置的电源侧进行。
5.3.2 主变及励磁变的投入随发电机升压并列时一起进行，升压前合上主变中性点刀闸，升压良好后，用主变高压侧开关并列。
5.3.3 #1高备变、低厂变必须从高压侧充电，低压侧开关合环。 5.3.4 长期备用的变压器应定期充电。
5.3.5 变压器在大修和事故检修及换油后，对主变、#1高备变待高压试验合格后，且注油后宜静止12小时，待消除油中气泡后，方可充电加负荷。
5.3.6 #1高备变在运行中应根据调度命令和10kV 电压需要而随时进行调整。但应注意在变压器过载或满载时最好不要进行调整，如若调整应检查有载调压变压器调压开关瓦斯保护必须投入中，否则不允许调整。 5.4 变压器运行操作维护
5.4.1 变压器运行中的巡回检查：
5.4.1.1 变压器正常运行中，电气值班人员应按规定巡视检查，异常情况下应加强检查。 5.4.1.2 检查储油柜和充油套管油色，油位正常，各部无漏油，瓦斯继电器内无气体，接线牢固。
5.4.1.3 检查变压器上层油温、绕组温度正常。 5.4.1.4 检查变压器声音应正常。
5.4.1.5 检查变压器套管应清洁，无破损裂纹及放电痕迹和其它现象。
5.4.1.6 连接螺丝无松动，引线不应过松过紧，接头的接触应良好不发热，电缆不渗油。 5.4.1.7 呼吸器应畅通，矽胶不应吸潮至饱和状态。
5.4.1.8 变压器主、附设备应不漏油、渗油，外壳应清洁。 5.4.1.9 外壳接地线应良好。
5.4.1.11 干式变压器须检查温度控制器完好，线圈绝缘层无开裂剥落，各导电部份连接处无腐蚀、变色过热现象、支持绝缘子无裂纹及放电痕迹，各防护遮栏良好，门已闭锁。 5.4.1.13 对于大修后第一次投入运行的变压器，在投入运行后最初八小时内应每两小时检查一次，对于过负荷运行的变压器，更应加强监视。 5.4.2 气候发生骤然变化时，检查应注意下列各部：
5.4.2.1 大风时，变压器引线有无剧烈摆动，端子有无松脱现象，上部有无落杂物。 5.4.2.2 大雪时，套管、端子落雪后是否立即熔化，有热气现象。 5.4.2.3 大雾时，套管无闪络放电。
5.4.2.4 剧冷或剧热时，变压器油位及温度变化情况。
5.4.2.5 备用中的变压器必须一切处于正常状态，一经投入即可运行。
5.4.2.6 备用中的变压器检查与工作变压器相同，对处于联动备用的变压器，按定期试验周期进行备用变压器充电运行两小时。 5.4.3 干式变压器运行中应注意的问题
5.4.3.1 变压器在运行过程中，应经常对其进行监视和检查，若发现有异常现象或有碍于变压器正常运行的情况发生，应立即停电处理。
5.4.3.2 变压器在运行过程中，一定要防止水滴滴落在变压器上。
5.4.3.3 变压器在运行过程中，防止人手及身体摸触线圈树脂层的表面。 5.4.3.4 变压器风冷装置应能正常投入。 5.4.5 瓦斯继电器的运行
5.4.5.1 变压器运行或备用，重瓦斯均投跳闸位置，正常运行的变压器有载调压装置及瓦斯保护投“跳闸”位置。
5.4.5.2 正常运行的变压器瓦斯保护与差动保护不得同时停用，任一保护停用，必须请示值长。
5.4.5.3 瓦斯保护有检修工作，应停用瓦斯保护，工作结束后，检查瓦斯继电器内无气体，方可投入。
5.4.5.4 瓦斯保护回路直流接地时，应投信号位置。
5.4.5.5 变压器在运行中进行滤油、加油及换硅胶时，应先将重瓦斯改接信号，此时变压器的其它保护装置仍应接入跳闸位置。
5.4.5.6 当油位计上指示的油位异常升高，或油路系统有异常现象时，为了查明原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门，检查吸湿器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯改接信号，然后才能开始工作，以防瓦斯保护误动作跳闸。
5.4.5.7 新安装和检修后的变压器，在投入运行时，应将重瓦斯投入跳闸位置。 5.5 变压器的解列停止运行
5.5.1 主变停电前，应先将高厂变所带厂用10kV母线上的负荷倒为备用电源带后，方可进行停止主变操作，切换时注意防止非同期并列。 5.5.2 主变停运与发电机的解列和降压同步进行，停运前主变中性点刀闸应合路，解列时先断开高压侧开关，当确认高压侧开关断开后，将发电机电压调到最小，然后先逆变励磁，后拉开发电机灭磁开关。
5.5.3 其它变压器停电时，应由低压侧解列，高压侧开关切空载变压器。 5.5.4 当检查确认变压器开关三相开位良好后，方可拉开有关的刀闸。 5.5.5 厂用低压变压器停电时，应将备用电源投入后，再停止工作变。 6 变压器的异常运行与事故处理 6.1 变压器的异常运行
6.1.1 变压器正常过负荷运行方式：
6.1.1.1 全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。
6.1.1.2 正常过负荷时油浸自冷变压器不应超过变压器额定容量的30％。。 6.1.1.3正常过负荷可以经常使用，其允许值根据变压器的负荷曲线，冷却介质温度以及过负荷前变压器可带的负荷等来确定。
6.1.1.4 干式变压器的正常过负荷运行应遵照制造厂的规定。油浸自冷的变压器，可根据过负荷的上层油温外，参照表8确定允许正常过负荷的倍数和允许持续时间执行。 表 8 变压器正常过负荷运行
小时数
过负荷倍数 过负荷前上层油温(℃)为下表数值时的允许过负荷持续时间(时:分) 17 22 28 33 39 44 1.05 5:50 5:25 4:50 4:00 3:00 1:30 1.10 3:50 3:25 2:25 2:10 1:25 0:10 1.15 2:50 2:25 1:50 0:45 0:35 — 1.20 2:05 1:40 1:15 0:25 — — 1.25 1:35 1:15 0:50 — — — 1.30 1:10 0:50 0:30 — — —
注：此表在外温40℃及以下时适用。 6.1.2
6.1.2.1 干式厂用变事故过负荷的数值及时间的关系：
干式变压器可参照厂家规定，无厂家规定时，干式变压器的事故过负荷可参照（表11）的
规定运行。
表11 干式变压器的事故过负荷 分钟数
过负荷倍数 环境温度℃ 20 40
1.1 60分钟以上 60分钟以上 1.5 13 12 2.0 8 4 2.5 5 3 3.0 3 2 3.5 2 0.5
6.1.2.2 变压器过负荷运行时应加强监视，密切注意温度不得超过规定值。 6.1.2.3 若过负荷允许时间已到应立即报告值长，联系调度迅速降低变压器负荷至额定负荷运行。并将过负荷运行的大小和持续时间作好记录，以便归档。 6.1.3 变压器储油柜内油位过高过低的处理：
变压器的油位是随着变压器内部油量的多少、油温的高低、季节性变化、变压器所带负荷的变化而变化，此外，变压器的渗漏油等都会影响油位的变化。 6.1.3.1 检查油位计是否正确。如果变压器油位与环境温度.冷却条件及所带负荷等因素与正常运行有明显不符时，应怀疑是否出现假油位。出现假油位的原因有：油位计联管堵塞，呼吸器堵塞，隔膜胶囊不畅通等。
6.1.3.2 检查有无明显漏油处，如果某组散热器器漏油，应注意变压器温度变化。
6.1.3.3 当出现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应立即联系加油，油位因温度升高而超过上限时，应联系检修放油，以保持正常油位防止溢油。
6.1.3.4 如果由于大量漏油引起油位迅速下降，应查明漏油原因，采取消除漏油措施，此时严禁将瓦斯继电器改投信号位置。
6.1.4 变压器上层油温异常，超过允许值的处理：
6.1.4.1 检查是否因为负荷变化和环境温度变化引起，同时核对相同条件下的温度记录。 6.1.4.2 检验温度表指示是否正确。 6.1.4.3 检查冷却系统有无故障。
1) 冷油器运行情况，检查进、出口油门开度指示正常。
2) 检查各散热器的阀门开关位置是否正确，比较每个散热器的温度，若冷热不一样，说明散热器有堵塞现象。
3) 室内变压器应检查通风情况，风道是否有堵塞现象 4) 经以上检查未发现问题，应认为变压器内部有问题，此时应降低变压器负荷尽快查找原因。
6.1.4.4 变压器负荷不变，温度不断升高或油温较平时同样条件下，高出10℃以上而温度计均正确，则认为是变压器内部故障，应请示领导及值长，立即将变压器停电处理。 6.1.5 变压器在运行中的异常情况： 6.1.5.1 噪音较大，声音异常。 6.1.5.2 上层油温超过允许值。 6.1.5.3 严重漏油，油位显著下降。 6.1.5.4 套管裂纹，有放电现象。
6.1.5.5 接头引线过热变色，但未熔化。 6.1.5.6 油变色油质不合格。
6.1.5.7 上部落物危及安全，不停电无法消除。 6.1.5.8 瓦斯继电器内有气体，瓦斯信号动作。 6.1.5.9 变压器的负荷超过允许的过负荷值。
6.1.6 发现上述情况应立即汇报有关领导，通知有关班组，并采取下列措施： 6.1.6.1 加强监视检查，做好记录和事故预想。 6.1.6.2 如有备用电源，应倒备用电源。
6.1.6.3 不能长时间坚持运行时，请示停电处理。 6.2 变压器的事故处理
6.2.1 发现下列情况之一，应立即断开变压器各侧电源，停电处理，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行。 6.2.1.1 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，确认是变压器内部故障。 6.2.1.2 释压器向外喷油喷烟。
6.2.1.3 油色变化过甚，油中有游离碳质出现。
6.2.1.4 套管严重破损，接线端子有严重放电现象。
6.2.1.5 变压器外壳或散热器破裂，大量向外流油，油面指示无油。 6.2.1.6 干式变有异臭并有放电现象。 6.2.1.7 变压器范围内发生人身事故。 6.2.1.8 变压器爆炸着火。 6.2.2 轻瓦斯动作信号处理：
6.2.2.1 如果瓦斯继电器动作应取样交化学分析。经气体分析如果不是空气，则采用油气相色谱分析法判定故障性质。并利用平衡判据法确定变压器的产气率。
6.2.2.2 检查是否由于滤油、加油或冷却装置系统不严密，导致空气进入。 6.2.2.3 检查是否漏油、渗油和油温下降，引起油面过低所致。
6.2.2.4 检查变压器温度是否正常，是否异常升高，变压器内部是否有放电和其它异音。 6.2.2.5 如果瓦斯继电器内无气体，应由电试检修人员检查二次回路确定误发信号的原因。 6.2.2.6 检查瓦斯气体注意事项：
1) 注意安全距离，如果外部检查已发现内部有放电声，或声音不正常，气体分析应在停电以后进行。
2) 气体颜色的鉴别应迅速进行，否则时间过长颜色消失。
3) 气体点燃试验时，不应靠近放气门，一般保持5─6厘米距离，有油流出时立即关闭放气门。也可以先将气样从瓦斯继电器内取出来，再做点燃试验。
4) 若瓦斯继电器信号连续动作，值班人员应注意并记录间隔时间是否逐次缩短，如是应立即报告上级领导人员停运或倒换备用变压器。 6.2.3 瓦斯保护动作跳闸处理： 6.2.3.1 瓦斯保护动作跳闸的原因： 1) 变压器内部发生严重故障。 2) 油位下降太快。
3) 保护装置二次回路有故障。 4) 某种情况下，如果变压器修理后投入，油中空气分离出来太快，亦可能使瓦斯保护动作。 6.2.3.2 对变压器进行外部检查，释压器是否动作、喷油，油位计指示是否正常，油枕散热器，各管路接头焊缝等是否因油膨胀而损坏，变压器的外壳是否鼓起，通知试验人员取样，查明可燃性及颜色，并根据气体的特性按（表12）来判断变压器的故障性质。分析气体性质是否可燃以及采用油气相色谱分析法进行分析鉴定。 表 12 气体特性与变压器故障性质的关系