实用标准文案
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ICS 29.180
备案号： Q/ZDL
浙江省电力公司企业标准 变压器（电抗器）非电量保护管理规程
浙江省电力公司 发 布
实用标准文案
目次
前言.................................................................................. I
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 管理职责 (1)
4 非电量保护设备选型、安装及维护的管理和要求 (2)
5 非电量保护整定原则 (4)
6 验收 (5)
7 非电量保护的缺陷处理 (5)
表1气体继电器一般整定原则 (4)
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前言
为加强变压器非电量保护管理，规范变压器非电量保护的安装、检修、运行管理等各项工作，保证电网的安全运行，根据现行国家政策、法律法规、国家和行业的非电量保护装置技术标准和国家电网公司的有关管理规定以及非电量保护运行情况，特制定浙江省电力公司变压器（电抗器）非电量保护管理规程。
本标准将作为变压器（电抗器）非电量保护技术管理的依据。
本标准由浙江省电力公司生产部提出并归口。
本标准起草单位：浙江省电力公司、湖州电力局、浙江省电力试验研究所。
本标准主要起草人：吴锦华、顾克拉、楼其民、董雪松。
本标准审定人员：朱松林。
本标准批准人员：梁绍斌。
本标准于2004年10月首次编写。
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变压器（电抗器）非电量保护管理规程
1范围
本标准规定了变压器（包括电抗器）非电量保护在整定、设备选型、投产、验收、检修、运行维护、缺陷处理等方面内容，是管理变压器非电量保护工作的依据。
本标准所指的变压器非电量保护包括：气体保护、压力释放保护、温度保护、油位保护、突发压力继电器保护、冷却器全停保护。
本标准适用于浙江省公司所辖范围内110kV～500kV电压等级油浸式电力变压器（电抗器）非电量保护管理工作，其设计、基建、生产运行等部门都应遵守本标准。35kV及以下电压等级油浸式电力变压器非电量保护工作可参照本标准执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
DL/T 540-1994 QJ-25、50、80型气体继电器检验规程
DL／T 596-1996 电力设备预防性试验规程
JB／T 6302-1992 变压器用压力式温度计
JB／T 7065-1993 变压器用压力释放阀
JB／T 8450-1996 变压器绕组温度计
JB／T 9647-1999 气体继电器
浙电调2004（1129）浙江电网继电保护及安全自动装置运行管理规程
3管理职责
3.1非电量保护装置本体及至控制箱部分由变压器专业负责管理，控制箱端子排至保护屏（包括联动试验等）由继电保护专业负责管理。
3.2变压器非电量保护由省电力公司生产部归口管理，其它相关部门按职能各负其责。
3.3省电力公司管理部门职责分工
3.3.1生产部：
a)归口管理本省变压器非电量保护工作；
b)组织制订并督促实施各类非电量保护技术措施；
c)组织编制和安排变压器非电量保护技术改造工作；
d)组织和参加220kV及以上变压器非电量保护的重大缺陷、误动及拒动事故的分析和处理，制定
和落实反事故措施，督促消除重大缺陷；
e)提出变压器非电量保护的配置和整定建议；
f)参加或组织电网基建、技改项目中涉及电网各类非电量保护装置的配置、选型、技术指标的审
查以及工程验收、试运行工作。
3.3.2省调通中心
a)协助省公司做好变压器非电量保护技术管理工作；
b)组织、落实和管理非电量保护整定单的执行情况；
c)参加220kV及以上变压器非电量保护的缺陷分析、事故调查和处理，督促及时消除缺陷；
d)参与变压器非电量保护技术原则及技术方案的编制；
e)提出变压器各类非电量保护装置的配置意见。按调度规程做好非电量保护的日常运行及调度管
理工作；
f)负责督促检查和指导下级电网各类非电量保护工作。负责按各类非电量保护运行情况的统计。
负责提出年度运行分析报告及出现问题时的专题报告，并提出改进措施建议。
3.3.3省电力试验研究所
a)协助省公司做好变压器非电量保护技术管理工作；
b)负责全省电网非电量保护校验装置的建立及量值传递工作；
c)负责非电量保护测量仪器、仪表、装置产品质量的检验、测试；
d)解决非电量保护在运行中的技术关键问题；
e)开发研究和推广应用有关非电量保护的新技术、新工艺、新检验方法；
f)参加110kV及以上变压器非电量保护的事故调查、缺陷分析和处理，督促及时消除缺陷；
g)研究和提出降低变压器非电量保护误动的技术措施，了解和掌握反事故技术措施落实情况；
h)负责全省变压器非电量保护资料的收集，开展技术交流及专业培训工作。
3.4市电力（业）局管理部门职责
3.4.1市电力（业）局生技处（科）：
a)负责归口管理本单位变压器非电量保护工作，组织贯彻有关规程和反事故技术措施；
b)根据上级反事故措施和本地区变压器非电量保护运行情及缺陷情况，组织制定本单位非电量保
护的反事故措施实施细则。负责编制本单位变压器非电量保护技改计划并督促实施；
c)组织和参加非电量保护事故的调查、缺陷分析和处理；
d)制定本单位变压器非电量保护整定原则，由调度编制整定单。其中500kV变压器非电量保护整
定原则应报省公司生产部备案；
e)做好本单位变压器非电量保护运行年度总结。
3.4.2市电力（业）局调度所：
a)根据生技部门的整定原则，编制整定单，管理本单位非电量保护整定单的执行情况。220KV及
以上变压器非电量保护整定单报省公司调通中心；
b)参加110kV及以上变压器非电量保护的事故调查、缺陷分析和处理，督促及时消除重大缺陷；
了解35kV及以下变压器非电量保护的重大缺陷分析和处理情况；
c)负责督促检查本单位各类非电量保护运行情况。负责本单位非电量保护运行情况的统计。负责
提出年度运行分析报告及出现问题时的专题报告，并提出改进措施建议；
d)提出变压器各类非电量保护装置的配置意见。按调度规程做好非电量保护的日常管理及调度工
作。
3.5发电厂设备管理部
按3.4条执行。
4非电量保护设备选型、安装及维护的管理和要求
4.1非电量保护设备选型、安装和维护的基本要求
4.1.1对新投运的变压器应按照本标准的要求执行，对老旧变压器应结合大小修进行技术改造，对不满足要求的非电量保护装置进行更换处理，逐步完成各种非电量保护应投跳的目标，以便更有效的保护设备。对运行可靠的非电量保护装置及回路（如5年以上无误动过）或经改造后的变压器非电量保护应按照本标准的要求执行。经运行证明可靠的、已投跳的非电量保护不应改为投信运行。
4.1.2非电量保护装置、开关接点、二次回路以及回路中的继电器、接触器等的二次设备选型、安装和维护应按JB/T 8450等有关规程、标准及继电保护的要求进行校核、试验。
4.1.3新安装的非电量保护装置、开关接点、二次回路及其保护回路，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、压力、压力、绝缘）合格后，变压器方能投入运行。
4.1.4非电量保护装置应选择结构合理、运行业绩良好、动作可靠以及采取了有效防雨防潮措施的产品。
4.1.5二次电缆应选择耐油、屏蔽、绝缘和机械性能好的产品。
4.2气体继电器
4.2.1应选用符合JB/T 9647标准，且不会因气体在继电器内蓄积而引起重瓦斯误动作的继电器。4.2.2气体继电器的布置和设置应方便运行巡视、检查和检修。
4.2.3为将气体积聚通向气体继电器，气体继电器或集气联管应有1％～1.5％的坡度。
4.2.4已运行的气体继电器，应结合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。气体继电器应结合主变停电、预试，进行二次回路电气绝缘试验。
4.2.5变压器正常运行时，气体容积动作（简称轻瓦斯）应投信号，重瓦斯应投跳闸；但变压器在运行中进行油处理、更换油泵以及打开放气阀或调整油位时，作用于跳闸的重瓦斯宜改接信号。
4.2.6气体保护信号发信时，应进行相应试验，并取集气盒内气样进行必要的分析，综合判断主变压器故障性质，决定是否投运。
4.3压力释放阀
4.3.1应选择符合JB 7065标准、运行业绩良好、动作性能可靠的、微动开关全密封的、可重复动作的机械式压力释放阀。
4.3.2压力释放阀应在变压器油箱顶盖（壳式变压器可布置在油箱侧面）安装。当按油量要求需装设2只时，应按长轴方向两端各安装1只。二次电缆应直接接入控制箱。如原有中间过渡盒，过渡盒应具备防雨防潮功能，过渡盒的进出线必须在侧面的水平方向。
4.3.3在变压器制造厂、投运前、大修以及必要时需对压力释放阀进行校验。每逢主变大修应拆下进行动作特性校验，并做好相应记录。
4.3.4动作值的整定应能避开因外部穿越性短路故障而引起的误动。
4.4油温度计
4.4.1油温度计应选符合JB/T6302标准。
4.4.2变压器投运前和进行预防性试验时应对油温度计进行校验（包括进行油温度计触点回路电气绝缘试验及触点动作情况检查），还应定期校核现场油温指示与控制室远传数据的误差，并做好相应记录。温度计量精度应满足JB/T6302要求。
4.4.3油温度计的安装位置应能使运行人员清晰地看到油温指示。应在主变箱体显著位置设置油位与变压器顶层油温关系曲线的铭牌，以便运行人员对照比较。
4.4.4运行人员在每天巡视过程中应观测油温（如高峰、高温时），并与环境温度、油位、三侧负荷等运行工况结合起来记录。发现问题应及时向上级主管部门汇报，上报时，应注明油温度计的厂家、型号及故障现象。
4.4.5油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。
4.4.6油温度计用于“跳闸”宜采用两个（两侧）不同温度触点串联作用于“跳闸”。当只有一个油温度计时，可用变压器电源侧电流（整定为1.0倍～1.05倍额定电流）接点串联作用于“跳闸”。
4.5冷却器全停
4.5.1冷却器控制柜应密封良好，具有驱除潮气装置。主变停电预试时应检查各接点接触情况。
4.5.2强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源并装有自动切换装置。应定期进行切换试验。信号装置应齐全。
4.5.3无自冷能力强油循环变压器的冷却装置应能保证有一组冷却器由变压器投切进行控制，以避免出现因直流电源故障而引起的冷却装置全停。
4.5.4冷却器控制回路交、直流电源失去时必须及时告警；冷却器控制回路直流电源失去不得引起冷却器全停；冷却器全停后必须及时告警。
4.5.5冷却器全停跳闸延时继电器宜采用直流时间继电器，并装设在主变保护屏上。
4.5.6冷却器全停跳闸回路宜经主变压器油面温度接点控制。
4.5.7每组风扇和油泵应设一公用的断路器用于短路保护（也用于独立电机电机电机电机的过载保护）。
4.5.8每个接触器的线圈回路应用一独立的热继电磁型断路器保护。
4.5.9每个电机应设一过载保护装置（手动复位型）。
4.6有载分接开关
4.6.1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。
4.6.2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。
4.6.3由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。
4.6.4有载分接开关油流继电器或气体继电器动作的油流速度应符合制造厂要求，并应结合主变或有载开关大修进行校验。
4.7油位计
4.7.1新变压器投运前需进行油位过高和过低保护的模拟传动试验，并且应对实际油位进行核对。4.7.2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。当对变压器油位有怀疑时，应对实际油位进行核对。
4.8突变压力继电器保护
4.8.1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。
4.8.2装有循环油泵的变压器，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。
4.8.3突发压力继电器必须垂直安装，放气塞在上端。
4.9油流继电器
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。
5非电量保护整定原则
5.1非电量保护基本整定原则
应根据主变压器的技术规范执行。在主变压器技术规范中未作说明以及缺少技术规范的老旧变压器，一般可按以下原则整定。
5.2气体继电器
5.2.1轻瓦斯继电器作用于信号，重瓦斯继电器作用于跳闸。
5.2.2气体继电器一般整定原则
见表 1。
5.3压力释放保护
5.3.1本体压力释放保护
5.3.1.1500kV 单组（或台）变压器或电抗器时压力释放阀作用于信号，二组（或台）及以上变压器或电抗器时压力释放阀作用于跳闸；
5.3.1.2户内运行的主变压器，压力释放保护作用于跳闸；
5.3.1.3户外已运行的220kV变压器，在未进行技术改造或未达到本标准技术要求之前，压力释放保护作用于信号；户外已运行的220kV单台变压器，压力释放保护作用于信号；
5.3.1.4新投运的220kV变压器压力释放保护作用于跳闸；
5.3.1.5110kV变压器压力释放保护作用于信号。
5.3.2有载分接开关
变压器有载分接开关压力释放保护作用于信号（如有）。
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5.3.3压力释放保护一般整定原则
口径φ80 —φ130 开启压力：( 55±5)kpa ；
关闭压力：≥29.55kpa 。
5.4冷却系统全停保护整定要求
5.4.1500kV变压器冷却系统全停保护瞬时投信，延时投跳。
5.4.2对有自冷能力的强油循环变压器和风冷变压器，冷却系统全停保护投信，其保护接点与油温保护接点串接后投跳，油温整定值按5.4.4执行。
5.4.3对无自冷能力的强油循环变压器，变压器冷却系统全停保护瞬时投信，延时投跳；当冷却系统故障切除全部冷却器时，其保护接点与油温保护接点串接后投跳，允许带额定负载运行时间应根据技术规范要求确定运行时间，但不低于20min。
5.4.4一般整定原则
a)无自冷能力的强油循环变压器：
1)上层油温≥75℃ 20min；
2)上层油温＜75℃ 60min。
b)有自冷能力的强油循环变压器和风冷变压器：
上层油温跳闸 100℃。
5.5突变压力继电器保护（若有）
5.5.1突变压力继电器作用于信号。
5.5.2一般整定原则：25×（1±20%）kPa。
5.6油温保护
5.6.1变压器油顶层温度一段作用于信号、二段作用于跳闸。
5.6.2一般整定原则
·上层油温度报警 85℃；
·上层油温度跳闸 105℃。
5.7绕组温度保护
变压器绕组（线温）温度保护作用于信号。
5.8油位保护
变压器油位保护作用于信号。
6验收
6.1按照本标准进行工厂验收和现场验收。
6.2对于首次采用的非电量保护装置变压器应进行出厂验收，编制出厂验收报告。出厂验收项目和方法由厂家和业主在设计联络会中商定，厂方应提供装置说明书、非电量保护定值及调试要求。
7非电量保护的缺陷处理
变压器非电量保护的缺陷处理程序按《浙江电网继电保护及安全自动装置运行管理规程》要求执行。
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三相油浸式变压器维护 保养规程 Modified by JACK on the afternoon of December 26, 2020
力阳电器三相油浸式变压器维护保养 （力阳电器技术部提供） 一．适用范围 本规范适用于容量6300KVA电压等级35KV以下三相油浸式配电变压器日常及周期的维护和保养。 二．日常运行管理 2.1进行日常维护，保持变压器外部清洁，及时清扫擦除油污和高低压套管上 的尘埃，以防气候潮湿或阴雨时污面放电，造成套管间短路。 2.2 及时观察配变油位和油色,检查变压器油标油位，指示过低时及时补加与 该产品相符油号的变压器油。发现油色油味异常时，要及时取样做变压器 油绝缘的分析化验和耐压试验，如不合格要进行整体跟换。 2.3 定期检测油温，特别是负荷变化大，温差大，气候恶劣天应增加巡视次 数，油温一般不得高于95℃，温升不得超过55℃. 2.4 尽量调整好变压器的三相负荷平衡，不得仅用一相式二相供电，中心线 电流不应超过额定电流的25%，不超载运行。 2.5 定期观察变压器高低压接线部位的紧固接触情况，以免因接触不良时造成 局部过热，影响正常运行。
三．定期维护保养 3.1变压器运行一年以上须做变压器油的分析化验，必要时更换与该地区相符 油号的变压器油。 3.2如配有油枕的三相油浸式变压器，使用一年以上需对油枕底部防除水分及 杂质，以防油枕底部水分杂质进入箱体影响变压器绝缘程度。 3.3更据呼吸器硅胶色泽情况更换硅胶干燥剂。 3.4检查各密封部位螺丝，必要时跟换密封件，确保没有渗油漏油现象，对箱 体焊接部位的渗漏点，可采用两种处理方法。 （1）如漏点在箱体上部，因没有油的压力，可直接焊接不漏。 （2）如漏点在箱体下部，由于油的压力大，不适宜焊接，可用尖冲将漏点部位铆冲后清除干净，用高分子复合粘合剂（AB胶）涂封。 3.5对进线，出线各连接部位进行紧固处理，确保接触良好。 3.6对温度计，瓦斯继电器进行检查校正，确保正常。 3.7对变压器箱体外部进行除锈涂漆防护处理。 3.8检查接地是否良好，螺栓是否紧固，绝缘是否合格。 3.9检查温度计导热管是否完好，适当补加导热油。
启备变非电量保护报告..
————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期：
厦门东部燃气电厂 启备变非电量保护电气试验报告 检修部电气专业 2011-11-22
目次 1................................................................. 范围1 2....................................................... 规范性引用文件1 3................................................................. 总则1 4............................................................. 检验项目5 5............................................................. 检验内容8
1范围 本规程规定了RCS-915AB型微机母线保护装置的检验内容、检验要求和试验接线。 本规程适用于基建、生产和运行单位继电保护工作人员进行RCS-915AB型微机母线保护装置的现场检验。 2规范性引用文件 下列文档中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文档，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文档的最新版本。凡是不注日期的引用文档，其最新版本适用于本规程。 （87）电生供字第254号继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定 GB 7261-2000 继电器及继电保护装置基本试验方法 GB 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T624-1997 继电保护微机型试验装置技术条件 DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 国家电网生技[2005] 400号国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行） 调继[2005] 222号《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行） 继电保护专业重点实施要求 3总则 3.1检验要求 在进行检验之前，工作（试验）人员应认真学习GB 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》、DL/T 995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》以及本规程，理解和熟悉检验内容和要求。 3.2本规程的有关编写说明 （1）本规程中所用的保护装置端子号，在整屏试验时应自对应被试保护屏的端子号。 （2）本规程中额定交流电流用In表示，额定交流相电压用Un表示。 （3）本规程不包括通信、通道设备的检验。 （4）本规程是在产品出厂试验合格的前提下编写的，因此本规程不包括出厂检验内容。 （5）按照《福建省电网继电保护及安全自动装置检验周期时间及检验项目规定》（闽电调[2006]1274号）检验周期规定，新投入运行后一年内必须进行首次检验（以下简称首检），以后每隔6年进行一次全部检验（以下简称全检）；每隔3年进行一次部分检验（以下简称部检）。 3.3试验设备及试验接线的基本要求
变压器运行维护规程精 编 Document number：WTT-LKK-GBB-08921-EIGG-22986
变压器运行维护规程 1．主题内容与适应范围 本规程给出了设备规范，规定了其运行、操作、维护与变压器异常或事故情况下进行处理的基本原则和方法。 本规程适用于变压器运行管理。 2．引用标准 DL／T572－95 电力变压器运行规程 GB／T15164 油浸式电力变压器负载导则 3．设备规范（见表1） 表1 主变压器运行参数
4．主变正常运行与维护 一般运行条件 主变运行中的顶层油温最高不允许超过95℃，为防止变压器油质劣化过速，正常运行时,顶层油温不宜超过85℃。主变的运行电压一般不应高于该变压器各运行分接额定电压的105％。
主变的三相负载不平衡时，应监视电流最大的一相，且中性线电流不得超过额定电流的25％。 主变中性点接地方式按调度命令执行。正常运行方式下主变压器中性点接地。 主变周期性负载的运行 主变在额定使用条件下,全年可按额定电流运行。 主变允许在平均相对老化率小于1或等于1的情况下,周期性地超额定电流运行。但超额定电流运行时，周期性负载电流(标么值)不得超过额定值的倍,且主变顶层油温不允许超过105℃。 当主变有较严重缺陷(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。 主变短期急救负载的运行 主变短期急救负载下运行时, 急救负载电流(标么值)不得超过额定值的倍,且主变顶层油温不允许超过115℃,运行时间不得超过半小时。 当主变有较严重缺陷或绝缘有弱点时, 不宜超额定电流运行。 在短期急救负载运行期间,应有详细的负载电流记录。 主变的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应超过额定电流的25倍。
附件1 福建省电力有限公司 电力变压器非电量保护管理规定 根据电力行业标准《电力变压器运行规程》、《预防110-500kV 变压器（电抗器）事故措施》、福建省电力系统调度规程、福建省调通中心闽电调[2002]791号文附件“关于规范变压器保护设计、整定运行的补充规定”和变压器制造厂的技术资料等相关文件，结合福建省电网具体情况，制定本管理规定。 1 总则 1.1 变压器的非电量保护包括：变压器的瓦斯、油温度、油位、绕组温度、压力释放、冷却装臵故障保护或报警等。 1.2 新安装的变压器应具备完善的非电量保护装臵，并要求制造厂依据该变压器的设计参数，提供非电量保护整定原则要求和相关保护的具体投运模式。 1.3 非电量保护应相对独立，并具有独立的电源回路，电气量停役时不影响非电量保护的运行。 1.4 变压器检修时，非电量保护必须同时退出运行。 1.5 对不满足本规定要求的变压器，应结合停电检修进行完善。 –1–
1.6 本规定适用于110kV及以上变压器,电抗器可参照执行。 2 管理 2.1 各单位应明确变压器非电量保护装臵运行维护管理部门（或人员），避免出现管理死区。 2.2 非电量保护的定值管理： 2.2.1变压器非电量保护的定值应作为继电保护整定值的一部分，定值的下达按照继电保护定值管理的有关规定执行。 2.2.2 基建部门应将变压器出厂资料（含非电量保护）和保护图纸，及时提供给变压器专责人所在部门。 2.2.3 变压器专责人根据相关资料，负责提供非电量保护具体整定值。 2.2.4 变压器专责人应每3-5年根据每台变压器的过载、绝缘老化、油中气体分析以及变压器的运行时间等情况，按其健康状况对每台变压器非电量保护的整定值提出修订意见，并督促整改到位。 2.3 非电量保护装臵的校验： 2.3.1 非电量保护装臵应由有资质的单位（或班组）定期进行校验，并出具检验报告，严禁不合格或未经校验的装臵安装在变压器上运行。 2.3.2 变压器绕组温度计、油温度计应结合主变的年检进行校验；压力释放阀、瓦斯继电器应结合主变的大修送福建省电力试验研究院检验。 –2–
变压器运行维护规程 1．主题内容与适应范围 1.1 本规程给出了设备规范，规定了其运行、操作、维护与变压器异常或事故情况下进行处理的基本原则和方法。 1.2 本规程适用于变压器运行管理。 2．引用标准 DL／T572－95 电力变压器运行规程 GB／T15164 油浸式电力变压器负载导则 3．设备规范（见表1） 表1 主变压器运行参数
4．主变正常运行与维护 4.1 一般运行条件 4.1.1 主变运行中的顶层油温最高不允许超过95℃，为防止变压器油质劣化过速，正常运行时,顶层油温不宜超过85℃。 4.1.2 主变的运行电压一般不应高于该变压器各运行分接额定电压的105％。4.1.3 主变的三相负载不平衡时，应监视电流最大的一相，且中性线电流不得超过额定电流的25％。 4.1.4 主变中性点接地方式按调度命令执行。正常运行方式下主变压器中性点接地。 4.2 主变周期性负载的运行 4.2.1 主变在额定使用条件下,全年可按额定电流运行。 4.2.2 主变允许在平均相对老化率小于1或等于1的情况下,周期性地超额定电流运行。但超额定电流运行时，周期性负载电流(标么值)不得超过额定值的1.5倍,且主变顶层油温不允许超过105℃。 4.2.3 当主变有较严重缺陷(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。 4.3 主变短期急救负载的运行 4.3.1 主变短期急救负载下运行时, 急救负载电流(标么值)不得超过额定值的1.8倍,且主变顶层油温不允许超过115℃,运行时间不得超过半小时。 4.3.2 当主变有较严重缺陷或绝缘有弱点时, 不宜超额定电流运行。 4.3.3 在短期急救负载运行期间,应有详细的负载电流记录。 4.4 主变的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应超过额定电流的25倍。 4.5 短路电流的持续时间不超过下表之规定
箱式变压器安全操作规程 基本规定 1、变压器必须由专职电工运行和维护。供电部门对变压器运行另有要求 的应遵照执行。变电场所应通风良好，防止鼠害，并应设置围栏，栏 门加锁，围栏应保证栏外有足够的安全距离。变压器运行中，上层油 温不宜经常超过85℃，最高不得超过95℃。 2、变压器运行中，加在各电压分接头上的电压不得超过相应额定值的 105% 3、一般变压器不得超过负荷运行，在事故情况下，许可过负荷30%运行 两小时，但上层油温不得超过85℃。 4、当油浸风冷变压器吹风电机不能运行时，允许负荷降至额定容量的三 分之二。如果上层油温不超过55℃，则可不开风扇带额定负荷。 5、强制风冷变压器上层油温达到55℃时，吹风电机应自动或手动投入， 到45℃时自动或手动停止。 6、测定变压器绝缘电阻使用1000伏摇表，测量时间不少于1分钟，表 针稳定为止。绝缘电阻每千伏不低于1兆欧，测定次序为高压对地、 中压对地，低压对地，高中压、高低压及中低压部。测定配电变压器 高、低绝缘前，变压器应对地充分放电。 7、变压器并列运行的条件： 1）变比差不超出0.5%； 2）短路电压差不超出10%； 3）线圈结线组别相同； 4）变压器的容量比，不得超过3：1； 5）相序相同。 8、变压器第一次并列前应必须作好相序校验。 9、严禁带电倒换分接头。320KVA以上的变压器，分接头倒换前后，应 测量直流电阻。 10、变电所的主变压器，每班要进行一次详细检查。其他变压器每十天至 少检查一次。 11、大修后或新装变压器，开始运行的48小时，每班要进行两次检查。
12、变压器在异常情况下运行时（温度高，声音不正常，有漏油严重现象 等）应加强监视，增加检查次数。 正常运行 13、检修后投入运行前应检查： 1）油位计油面在标准线内，油内无杂质，油色透明，玻璃管无裂纹； 2）瓷套管清洁，无破损及漏油； 3）散热器、油枕、硅胶罐与器身间油门全部打开，无漏油； 4）打开瓦斯继电器放气门，放出内部气体，直到向上流油为止。检查引线端子是否牢固。外表应清洁，无漏油，变压器外壳、散热器 等顶部残留空气也应放净； 5）防爆管膜无破裂，无漏油； 6）分接头位置正确，各相在同一档位，销子牢固； 7）周围无杂质及遗留工具，外壳接地良好； 8）呼吸器内的矽胶为兰色（受潮后为粉红色）无粉末，玻璃管无破裂。 14、运行的变压器还应检查： 1）电缆和母线无过热，移动和变形； 2）变压器冷却设备运转良好； 3）瓦斯继电器窗内油面应充满，无瓦斯气体。继电器及引线无满油、浸腐； 4）前条中1）、2）、3）、5）、7）、8）的内容。 15、变压器由运行改为备用时，瓦斯继电器应照常与信号连接；及时发现 未运行变压器油面下降。 16、运行中变压器滤油或加油时，应将瓦斯继电保护装置改接至信号。滤 油或加油后，在变压器完全停止排出空气气泡时，才可能将瓦斯继电保护装置重新完全加入运行。 17、变压器运行中在正常温度下，油位突然升高或降低时，应检查呼吸孔 有无堵塞。在检查前要将重瓦斯跳闸保护停用。 操作程序 18、高、低压侧都有油开关和隔离开关的变压器投入运行时，应先投入变
变压器维护保养规程 1先投入备用变压器，再把待保养变压器退出运行。 2用高压操作手柄断开备用变压器高压侧高压环网柜的接地开关，确定断开位置后，合上高压环网柜的熔断器开关，观察备用变压器空载运行是否正常，然后锁住高压环网柜。 3 逐级断开配电柜上的负荷开关。 4 断开并摇出待保养变压器低压侧受电开关柜自动断路器，将转换开关置于停止 位置，并在该受电开关柜上悬挂“有人工作，禁止合闸”的标示牌。 5 断开待保养变压器高压侧熔断器开关，确认断开位置后，合上接地开关，然后 用锁锁上该高压环网柜，并悬挂“有人工作，禁止合闸”的标示牌。 6 逐级合上配电柜的各回路负荷开关。 7 打开干式变压器的防护门，首先用高压验电器确认该台变压器在停电状态下， 然后检查变压器外壳，垫、垫片、母排各相、接地等螺丝是否松动等，瓷套有无破损及母线有无变形现象，有破损的应进行更换。 8 重新坚固引线端子，接地螺丝。进出母线螺丝如有松动的应拆下螺丝，换上新 的弹簧垫圈，重新紧固螺丝。 9 用干净的棉布擦去变压器周围及瓷瓶上的灰尘，用吸尘器清洁遮拦内的灰尘。 10 断开待保养变压器高压侧接地开关，用2500V兆欧表测变压器一次侧、二次 侧的线圈相与相、相对地之间的绝缘电阻，一次侧绝缘电阻不低于300兆欧，二次侧不低于10兆欧。在测试前应接好放电线，测试完后进行放电。 11 检查变压器防护栏内有无遗留工具，然后撤离现场，锁上防护门锁。 12 合上待保养变压器的高压侧熔断器开关，让变压器空载运行并取下高压侧警示 标示牌。 13 合上待保养变压器的低压侧自动断路器，并合上各分路开关，观察变压器带负 荷运行情况。 14 做好变压器的保养记录，试运行记录，保存好变配电倒闸工作票。 15 高压操作应穿绝缘鞋，戴绝缘手套进行。 16 未对变压器进行验电时严禁触摸。 17用兆欧表摇测电阻必须由两个人进行，测试后要进行放电。
继电保护及自动装置设备定值管理制度 1. 总则 1.1 为规范公司各电站继电保护及自动装置设备定值管理，保障设备安全稳定运行，特制定本规定。 1.2 本规定明确了各级管理部门的职责，定值管理内容、管理流程及考核办法。 2. 继电保护定值管理范围 2.1 继电保护定值包含范围 2.1.1 各主设备继电保护装置定值； 2.1.2 各保护装置软件版本 2.2 自动装置及元件定值： 2.2.1 各类辅助设备控制定值； 2.2.2 各机组非电量保护定值； 3. 管理职责与权限 3.1 安全生产技术部职责与权限 3.1.1 安全生产技术部生产技术部是继电保护及自动装置定值、软件版本管理工作的专业主管部门。 3.1.2 贯彻执行国家、电力系统及集团公司有关继电保护及安全自动装置专业技术管理的方针、政策、法规、标准、规程、制度、条例等，并制定有关的技术措施。 3.1.3 负责计算、审核并下发公司各类继电保护定值，执行审
核流程后下达定值修改通知单。 3.1.4 定期监督、检查、考核业务部门设备定值及软件版本的日常管理工作。 3.2 分公司运行维护部职责与权限 3.2.1 各电站运行管理部是继电保护及自动装置设备定值、软件版本管理工作的业务部门。 3.2.2 负责本电站继电保护及自动装置设备定值、软件版本的日常管理工作。包括：定值核对、定值单存档、定值修改、定值变更申请、软件版本管理等。 3.2.3 执行专业主管部门下达的设备定值修改通知单及软件修改通知。 3.2.4 负责向相关调度部门申请调管设备继电保护定值、微机保护软件版本修改。 4. 保护定值整定计算流程 4.1 新投电站保护定值整定计算流程 4.1.1 保护定值计算外委工作应在电站正式投运前120天开展。新投电站根据机电设备到货及机电设备安装情况，由分公司书面申请公司安全生产技术部开展新投电站保护定值整定计算工作。 4.1.2 公司安全生产技术部接到分公司申请后，由安全生产技术部联系相应资质的保护定值计算单位并按公司合同管理流程签定保护定值计算技术服务合同。 4.1.3 保护定值计算过程中各电站运行维护部提供相应保护定
变压器使用维护规程 版次：A/0 拟制部门：设备部 审核人：杨银 批准人：曹辉 1 目的 指导和规范电力变压器使用与维护，确保设备达到规定要 求。 2 适用范围 本规程适用于选烧厂烧结工序动力变压器使用与维护。 3 术语/定义 4 职责 4.1 点检员负责变压器专业点检，紧固、调整、防腐、清扫。 4.2 维护人员负责变压日常巡检。按照使用维护标准执行。 5 使用维护内容与要求 5.1 对人员的要求 5.1.1 点检员必须取得国家职业技能鉴定中级以上等级证书，熟悉设备结构，掌握点检方法，并持证上岗。 5.1.3 检修人员必须经过培训考试合格，取得国家职业技能中级以上鉴定等级证书，熟悉设备结构，掌握检修规程，并持证上岗。 5.2 对备件材料的要求 所用的材料、备品备件必须符合设备的技术要求，必须有产品检
验合格证。 5．3变压器的运行 5．4试运行前的检查 5．4．1变压器在试运行前，断路器、继电保护、控制回路、指示仪表等接线正确,动作可靠,操作良好。 5．4．2变压器注满油后,根据变压器容量的多少,需要静止时间4~16小时,方能做耐压试验.。 5．4．3高压各项试验合格。 5．4．4重瓦斯保护在切闸位置。 5．4．5检查相序是否正确.。 5．4．6通风设备完好。 5．4．7各阀门位置应正确.。 5．5试运行 5．5．1新安装或大修后的变压器应冲击合闸充电。 5．5．2第一次充电后,持续时间不应小于10分钟,变压器等均无异常情况。 5．5．3变压器应进行5次全电压冲击合闸,并应无异常情况,励磁涌流不应引起保护装置的误动。 5．5．4变压器并列前应先核对相序,相序应一致.。 5．5．5变压器空载运行时间一般为24小时。 5．5．6变压器经空载运行后,方可带负荷运行。 5．5．7新带负荷的变压器应增加检查次数,注意温升,油面温升超过45℃时应发信号报警。 5．6额定运行 5．6．1变压器在规定的冷却条件下,按铭牌的电压,电流范围运行。5．6．2装有风冷及强迫油循环冷却的变压器,视温升情况,按制造厂规定启停冷却装置。 5．7允许温升 5．7．1变压器最高允许上层油温不准超过95℃控制在85℃。 5．7．2允许电压:施加在变压器分接头上的电压应不大于其相应额定值的105%。 5．8允许的过负荷: 5．8．1自冷或风冷的油浸式电力变压器正常过负荷的数值与时间,应遵守下表. 负荷与过负荷前口层端正的温升(℃)
操作规程编号：LX-FS-A71773 电气设备维护检修规程标准范本 In The Daily Work Environment, The Operation Standards Are Restricted, And Relevant Personnel Are Required To Abide By The Corresponding Procedures And Codes Of Conduct, So That The Overall Behavior Can Reach The Specified Standards 编写：_________________________ 审批：_________________________ 时间：________年_____月_____日 A4打印/ 新修订/ 完整/ 内容可编辑
电气设备维护检修规程标准范本 使用说明：本操作规程资料适用于日常工作环境中对既定操作标准、规范进行约束，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。 一、变压器维护、检修规程 1、概述 1.1主题内容与适用范围 1.1.1主题内容 本规程规定变压器的维护运行、检修周期、检修内容、质量标准及验收。 1.2适用范围 本规程适用于焦化厂电力变压器的维护与检修。（焦化厂变压器型号及技术参数见设备台账） 1.3检修周期 1.3.1小修：一年一次
1.3.2大修：五至十年一次 1.3.3要根据预防性试验结果和变压器运行状况决定。 1.3.4新安装的变压器：运行一年后规定抽芯检查，亦应根据制造、安 装、运输及运行情况决定。 2、变压器运行维护规程 2.1变压器正常运行的监督 2.1.1变压器在规定的冷却条件下，可跟据铭牌规范运行。 2.1.2变压器上油层温度最高不超过95℃，为防治变压器油油质劣化过度，上层油温不宜超过85℃，温升50℃。 2.1.3变压器长期停用或检修后，投入前应测量绝缘电阻，线圈电压在
变压器维护保养规程 1.日常巡检 1.1检查变压器开关柜电压指示在5700-6600V范围内； 1.2检查变压器开关柜电流指示在0～78A范围内； 1.3检查变压器呼吸器内吸潮剂的颜色是否变色、是否达到饱和状态； 1.4检查变压器外壳接地是否良好； 1.5检查变压器的油色是否正常，有无渗油、漏油现象； 1.6检查变压器的温度和温升是否过高，冷却装置是否正常，散热管温度是否均匀，散热管有无堵塞现象； 1.7检查变压器运行声音是否正常； 1.8检查变压器油枕和充油套管内的油位高度在规定范围内（20％～50％），瓦斯继电器内无气体； 1.9检查变压器的套管应清洁，无破损裂纹及放电痕迹，防爆管上的防爆膜完整； 1.10检查变压器各引线、接头无发热、松动现象，外壳接地线良好。 1.11检查变压器室的门、通风孔、百叶窗、铁丝网、照明灯是否完好。 1.12若在进行以上检查时，发现异常情况，应及时汇报进行消除，对一时不能消除的，应采取必要安全措施。 2.停电检修 变压器小修至少每年一次，在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修一次。
2.1检修油位计，调整油位； 2.2检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器等； 2.3检修油保护装置； 2.4检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等； 2.5检修分接开关切换装置、传动机构及动、静触头，并进行调试； 2.6检查接地系统； 2.7检修全部阀门和塞子，全面检查密封状态，处理渗漏油； 2.8清扫油箱和附件，必要时进行补漆； 2.9清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）； 2.10按有关规程规定进行测量和试验： 2.10.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比； 2.10.2测量绕组连同套管一起的泄漏电流； 2.10.3测量绕组连同套管一起的tgδ值； 2.10.4测量绕组连同套管一起的直流电阻(所有分接头位置)； 2.10.5测量铁芯对地绝缘电阻； 2.10.6用2500V摇表测量绝缘电阻，一次对二次及地≥300MΩ，二次对地≥100MΩ，铁芯对地≥5MΩ（注意拆除接地片）。若达不到以上要求，请做干燥处理，一般启动风机吹一段时间即可； 2.11检查瓷套有无损坏，密封垫是否老化，必要时更换； 2.12储油柜的检修：
乡城县鸿能电力有限责任公司技术标准 继电保护运行规程 2016年2月20日发布 2016年02月22日实施 乡城县鸿能电力有限责任公司颁
目录 前言 (1) 1、范围 (2) 2、引用标准 (2) 3、定义和术语 (2) 4、运行规定 (3) 5、运行操作 (10) 6、定期工作 (11) 7、运行故障及事故处理 (12)
前言 为加强乡城县鸿能电力有限责任公司技术管理，根据国家及电力行业有关规定和标准，特制定本规程。 本规程的编制原则和要求依据《电力企业标准编制规则》DL/T800-2001、《中电投企业标准编制规则（试行）》、《水利水电技术标准编写规定》SL01-97等。本标准附录为资料性附录。 本标准由乡城县鸿能电力有限责任公司标准化委员会提出。 本标准由乡城县鸿能电力有限责任公司生产部归口。 本标准起草单位：乡城县鸿能电力有限责任公司生产部。 本标准起草人：王继皓王紫华 本标准审核人：雷洁 本标准批准人：骆烨立 本标准由乡城县鸿能电力有限责任公司生产部负责解释。 本规程2016年首次发布，本规程自发布之日起实施。
继电保护运行规程 1、范围 本规程规定了马熊沟二级水电站继电保护及系统设备的运行规定、运行操作、运行维护、运行故障及事故处理。 本规程适用于运行人员对继电保护及自动装置系统的运行操作和管理，也可供生产管理人员和有关检修维护人员参考。 2、引用标准 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 厂家说明书 继电保护及自动装置设备《安装、操作和维护说明书》 《继电保护及安全自动装置技术规程》 GB 14285-93 《微机母线保护装置通用技术条件》DL/T 670-1999 《微机发电机变压器组保护装置通用技术条件》 DL/T 671-1999 《微机继电保护装置运行管理规程》 DL/T 587-1996 3、定义和术语 3.1术语 3.1.1开关（断路器）：合上、断开 3.1.2刀闸（隔离开关）：合上、拉开 3.1.3保护装置：投入、停用 3.1.4保护：投入、退出 3.1.5压板：投入、退出 3.2定义 3.2.1投入状态：是指其工作电源投入，出口连接片连接到指令回路的状态。 3.2.2退出（信号）状态：是指其工作电源投入，出口连接片断开时的状态。 3.2.3停用状态：是指其工作电源退出，出口连接片断开时的状态。
干式变压器日常检查维护作业规定 1 适用范围 1.1 本规定适用于容量为6300KVA及以下，电压为35KV及以下的干式变压器日常检查维护作业及安全操作规范。 1.2 适用人员：已经过培训并取得有效电工证操作手、修理工和专业维修保养作业人员。 2 规范性引用文件 GB1094.11-2007 干式电力变压器 GB/T10228-1997 干式电力变压器技术参数和要求 3 现场责任 3.1 电工（修理工）是执行本规定的第一责任人。 3.2 电工（修理工）对设备安全操作及日常检查维护的全面性、故障或故障隐患报告的及时性以及发现与处理故障或故障隐患后所采取措施的及时有效性负有责任。在日常检查维护、操作过程中发现设备存在故障或故障隐患，应及时报分公司设备主管。 3.3 分公司设备主管对故障处理、故障信息及时上报负有责任。在接到电工（修理工）上报的故障或故障隐患后，分公司设备主管应根据故障性质及时采取有效防范和修复措施，防止故障进一步扩大，对不能处理的故障或故障隐患，应及时上报分公司主管领导。 3.4 分公司主管领导对设备主管上报的故障或故障隐患处理的组织和最终结果负有责任。在接到设备主管报告的设备故障信息后，应根据故障性质采取及时有效的防范措施，并积极组织故障修复，不得强令
设备带病运转。 3.5 分公司电工（修理工）应对故障维修的质量、二级保养作业的全面性、对号率负责。否则，因维修质量或保养不到位造成设备非正常损坏、磨损或机械事故的，电工（修理工）应承担相应的责任。 3.6 分公司设备主管应至少每周对整个分公司设备进行一次巡检，对电工（修理工）依据本规定进行的安全使用及日常检查维护作业情况进行检查并在《日常检查维护记录表》上签字确认。 3.7 公司设备与物资管理部应至少每半年对所管辖设备进行一次巡检，对电工（修理工）依据本规定进行的安全使用及日常检查维护作业情况进行检查。 3.8 电工（修理工）在日常检查维护、操作过程中发现设备存在安全隐患，应及时报分公司设备主管。分公司设备主管在接到报告的设备安全隐患信息后，根据设备安全隐患性质采取及时有效的防范措施，并积极组织排除安全隐患，如隐患性质为重大安全隐患的须报现场安全员统一处理。 4 本规定执行要求 4.1 本规定及所附《日常检查维护记录表》应随机携带，用完后交分公司设备主管保管存档，上级部门检查时提供查阅。分公司设备主管每月将设备使用及检查维护情况上报公司设备与物资管理部。 4.2 本规定所要求的日常检查维护项目，由电工（修理工）在当日设备作业前进行逐项检查和维护。当日设备不运转，可不进行检查和维护作业。分公司停工期间进行的设备检查和维护作业，也应按本规定
变压器(电抗器)非电量保护管理规定
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浙江省电力公司检修分公司 变压器（电抗器）非电量保护管理规定 第一章总则 第一条为规范浙江省电力公司检修分公司（以下简称“公司”）变压器（电抗器）非电量保护的安装、检修和运行管理工作，依据浙江省电力公司《变压器（电抗器）非电量保护管理规程》（Q/ZDL2263-2004，以下简称《规程》）和《电力变压器运行规程》（DL/T572-2010），特制定本规定。 第二条本规定对《规程》作进一步明确、补充，未及之处仍按《规程》要求实施。 第三条本规定适用于公司所辖变电站变压器（电抗器）非电量保护。 第二章职责分工 第四条运维检修部负责公司所辖变电站变压器（电抗器）非电量保护技术归口管理工作，组织贯彻有关规程和反事故技术措施，负责编制变压器（电抗器）非电量保护整定联系单。 第五条专业化检修基地负责变压器（电抗器）非电量保护的检修、整定执行工作。非电量保护元件至变压器（电
抗器）端子箱端子排内侧的电缆由变电检修班负责，变压器（电抗器）端子箱端子排外侧至保护屏的电缆由二次检修班负责。 第六条二次检修班应参与变压器（电抗器）检修工作，对非电量保护进行二次回路绝缘测试及保护联动试验。 第三章管理要求 第七条对新建及技术改造变压器（电抗器）的非电量保护，其回路设计及技术要求应符合本规定的要求。对已投入运行的、不能满足本规定要求的变压器（电抗器）非电量保护及回路，应结合设备检修、技术改造进行改进，逐步完成变压器（电抗器）非电量保护投跳的目标。在技术改造后，非电量保护需经运行证明可靠，才能投跳闸。 第八条变压器（电抗器）非电量保护经改进后符合本规定要求，需改变跳闸方式，由运维检修部以联系单方式书面通知变压器保护整定单位修改定值单。 第九条变压器（电抗器）非电量保护应选择结构合理、运行业绩良好、动作可靠的产品，防护等级应达到有效防潮、防雨、防尘的要求。 第十条变压器（电抗器）非电量保护二次电缆应采用具有良好耐油、绝缘和机械性能的控制电缆，在接至端子箱途中，不得使用过渡接线盒或接续。保护接点及其接线部位应有防潮、防腐蚀措施。
变压器运行维护规程 1 ?主题内容与适应范围 1.1本规程给出了设备规范，规定了其运行、操作、维护与变压器异常或事故情况下进行处理的基本原则和方法。 1.2本规程适用于变压器运行管理。 2?引用标准 DL/T572- 95电力变压器运行规程 GB/T15164油浸式电力变压器负载导则 3 ?设备规范（见表1） 表1主变压器运行参数
4 ?主变正常运行与维护 4.1 一般运行条件 4.1.1主变运行中的顶层油温最高不允许超过95C,为防止变压器油质劣化过速， 正常运行时，顶层油温不宜超过85C。 4.1.2主变的运行电压一般不应高于该变压器各运行分接额定电压的105%。 4.1.3主变的三相负载不平衡时，应监视电流最大的一相，且中性线电流不得超过额定电流的25%。 4.1.4主变中性点接地方式按调度命令执行。正常运行方式下主变压器中性点接地。 4.2主变周期性负载的运行 4.2.1主变在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。 4.2.2主变允许在平均相对老化率小于1或等于1的情况下,周期性地超额定电流运行。但超额定电流运行时，周期性负载电流（标么值）不得超过额定值的1.5倍, 且主变顶层油温不允许超过105C。 4.2.3当主变有较严重缺陷（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。 4.3主变短期急救负载的运行 4.3.1主变短期急救负载下运行时，急救负载电流（标么值）不得超过额定值的1.8倍, 且主变顶层油温不允许超过115C ,运行时间不得超过半小时。 4.3.2当主变有较严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 4.3.3在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录。 4.4主变的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应超过额定电流的25倍。 4.5短路电流的持续时间不超过下表之规定
变压器保养规程 1目的 规范变压器保养程序，确保变压器处于最佳运行或备用状态。2适用范围 干式变压器的保养工作。 3职责 3.1运行维修班长负责按公司的年度维修保养计划组织、实施变压 器的保养工作及备品备件的准备。 3.2主任负责对工作的有效性和实施情况进行监督检查。 4工作流程 4.1停电，办理开工手续 4.1.1由值班员按《倒闸操作票》的要求进行操作并做好安全措施。 4.1.2由值班员与现场工作负责人办理开工手续。 4.2检修保养时的安全措施 4.2.1严格执行安全规定，实行工作票制。 4.2.2检修保养的变压器应悬挂“在此工作”标示牌，变压器进线 开关必须悬挂“有人工作，严禁合闸”警告牌。 4.3干式变压器的保养 4.3.1检查变压器的外观、铭牌是否完好。 4.3.2检查变压器高、低压侧与电缆或母线联接处是否接触良好， 紧固联接螺丝。螺丝生锈应予以更换，接头处如因电流过大或
松动导致过热或氧化，应用零号砂子打磨光滑，加凡士林后再重新紧固。 4.3.3检查紧固分接头联片的紧固螺丝，如需调整分接头位置，调 整前后应做直流电阻检测。 4.3.4检查变压器中性点接地和外壳接地是否完好。 4.3.5清洁绝缘瓷瓶，用吸尘器清洁变压器内部灰尘。 4.4检查、交接，恢复送电 4.4.1全部工作结束后，工作负责人应检查变压器母线上有无遗留 工具，撤离全部工作人员。 4.4.2工作负责人汇同值班员再次检查工作现场，并向值班员说明 已检修的项目，更换的配件。 4.4.3全部工作交接清楚后，由值班员锁门。 4.4.4值班员按《倒闸操作票》内容进行恢复送电操作（变压器送 电后，应观察变压器运行情况和输出电压是否正常后，才能进行变压器低压侧开关操作）。 4.4.5工作负责人和值班员分别填写相关记录。 5记录、标识 5．1记录表格：《倒闸操作票》 5．2标识：“在此工作”、“有人工作，严禁合闸”标示牌及警告牌
18 防止继电保护事故 18.1 在一次系统规划建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置及整定难度的增加，为继电保护安全可靠运行创造良好条件。 18.2 涉及电网安全、稳定运行的发、输、配及重要用电设备的继电保护装置应纳入电网统一规划、设计、运行、管理和技术监督。 18.3 继电保护装置的配置和选型，必须满足有关规程规定的要求，并经相关继电保护管理部门同意。保护选型应采用技术成熟、性能可靠、质量优良的产品。 18.4 电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置。双重化配置的继电保护应满足以下基本要求： 18.4.1 依照双重化原则配置的两套保护装置，每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号；宜采用主、后一体的保护装置。 18.4.2 330kV及以上电压等级输变电设备的保护应按双重化配置；220kV电压等级线路、变压器、高压电抗器、串联补偿装置、滤波器等设备微机保护应按双重化配置；除终端负荷变电站外，
220kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。 18.4.3 220kV及以上电压等级线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。 18.4.4 100MW及以上容量发电机变压器组应按双重化原则配置微机保护（非电量保护除外）；大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用双重化配置。 18.4.5 两套保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组；交流电压宜分别取自电压互感器互相独立的绕组。其保护围应交叉重叠，避免死区。 18.4.6 两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。 18.4.7 有关断路器的选型应与保护双重化配置相适应，220kV 及以上断路器必须具备双跳闸线圈机构。两套保护装置的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。 18.4.8 双重化配置的两套保护装置之间不应有电气联系。与其他保护、设备（如通道、失灵保护等）配合的回路应遵循相互独立且相互对应的原则，防止因交叉停用导致保护功能的缺失。 18.4.9 采用双重化配置的两套保护装置应安装在各自保护柜，
变压器非电量保护 非电量保护，顾名思义就是指由非电气量反映的故障动作或发信的保护，一般是指保护的判据不是电量（电流、电压、频率、阻抗等），而是非电量，如瓦斯保护（通过油速整定）、温度保护（通过温度高低）、防暴保护（压力）、防火保护（通过火灾探头等）、超速保护（速度整定）等。 非电量保护可对输入的非电量接点进行SOE记录和保护报文记录并上传，主要包括本体重瓦斯、调变重瓦斯、压力释放、冷控失电、本体轻瓦斯、调变轻瓦斯、油温过高等，经压板直接出口跳闸或发信报警。对于冷控失电，可选择是否经本装置延时出口跳闸，最长延时可达300分钟。还可选择是否经油温过高非电量闭锁，投入时只有在外部非电量油温过高输入接点闭合时才开放冷控失电跳闸功能。 变压器非电量保护一般指涉及到整定值的气体、压力和温度方面的保护。当变压器内部出现单相接地、放电或不严重的匝间短路故障时，其他保护因得到的信号弱而不起作用，但这些故障均能引起变压器及其它材料分解产生气体。利用这一特点构成的反映气体变化的保护装置称气体（瓦斯）保护。 1、气体保护继电器及整定 瓦斯保护是变压器油箱内绕组短路故障及异常的主要保护。其作用原理是：变压器内部故障时，在故障点产生往往伴随有电弧的短路电流，造成油箱内局部过热并使变压器油分解、产生气体（瓦斯），进而造成喷油、冲动斯继电器，瓦斯保护动作。目前国产的气体保护用气体继电器结构为挡板式磁力接点结构，进口的气体继电器有浮桶式和压力式两种结构。气体继电器具有两个功能：集气保护（称轻瓦）和流速保护（称重瓦）。轻瓦斯保护作用于信号，重瓦斯保护作用于信号，重瓦斯保护作用于切除变压器。 集气保护（轻瓦斯保护）轻瓦斯保护继电器由开口杯、干簧触点等组成。运行时，继电器内充满变压器油，开口杯浸在油内，处于上浮位置，干簧接点断开。当变压器内部发生轻微故障或异常时，故障点局部过热，引起部分油膨胀，油内的气体被逐出，形成汽泡，进入气体继电器内，使油面下降，开口杯转动，使干簧接点闭合，发出信号。 流速保护（重瓦斯保护）重瓦斯保护继电器由档板、弹簧及干簧接点等构成。当变压器油箱内发生严重故障时，很大的故障电流及电弧使变压器油大量分解，产生大量汽体，使变压器喷油，油流冲击档板，带动磁铁并使干簧触点闭合，作用于切除变压器。 变压器本体主继电器一般使用QJ-80型，具有两对触点，分别作用于轻瓦信号和重瓦跳闸。本体继电器多使用国产继电器，流速的整定按1.0～1.2 m／s即可；日本三菱产变压器使用浮桶式继电器，流速整定值为1.0 m／s；有载开关一般使用国产QJ-25型继电器，只有一对触点，作用于跳闸，流速整定值为1.0 m／s；进口开关使用的继电器不尽相同，MR开关为自产继电器，流速值为1.2 m／s，ABB开关配德国产继电器，流速值为1.5 m／s，并且流速整定值不可调。这些问题在订货和使用中应加以注意。
浙江省电力公司检修分公司 变压器（电抗器）非电量保护管理规定 第一章总则 第一条为规范浙江省电力公司检修分公司（以下简称“公司”）变压器（电抗器）非电量保护的安装、检修和运行管理工作，依据浙江省电力公司《变压器（电抗器）非电量保护管理规程》（Q/ZDL2263-2004，以下简称《规程》）和《电力变压器运行规程》（DL/T572-2010），特制定本规定。 第二条本规定对《规程》作进一步明确、补充，未及之处仍按《规程》要求实施。 第三条本规定适用于公司所辖变电站变压器（电抗器）非电量保护。 第二章职责分工 第四条运维检修部负责公司所辖变电站变压器（电抗器）非电量保护技术归口管理工作，组织贯彻有关规程和反事故技术措施，负责编制变压器（电抗器）非电量保护整定联系单。 第五条专业化检修基地负责变压器（电抗器）非电量保护的检修、整定执行工作。非电量保护元件至变压器（电
抗器）端子箱端子排内侧的电缆由变电检修班负责，变压器（电抗器）端子箱端子排外侧至保护屏的电缆由二次检修班负责。 第六条二次检修班应参与变压器（电抗器）检修工作，对非电量保护进行二次回路绝缘测试及保护联动试验。 第三章管理要求 第七条对新建及技术改造变压器（电抗器）的非电量保护，其回路设计及技术要求应符合本规定的要求。对已投入运行的、不能满足本规定要求的变压器（电抗器）非电量保护及回路，应结合设备检修、技术改造进行改进，逐步完成变压器（电抗器）非电量保护投跳的目标。在技术改造后，非电量保护需经运行证明可靠，才能投跳闸。 第八条变压器（电抗器）非电量保护经改进后符合本规定要求，需改变跳闸方式，由运维检修部以联系单方式书面通知变压器保护整定单位修改定值单。 第九条变压器（电抗器）非电量保护应选择结构合理、运行业绩良好、动作可靠的产品，防护等级应达到有效防潮、防雨、防尘的要求。 第十条变压器（电抗器）非电量保护二次电缆应采用具有良好耐油、绝缘和机械性能的控制电缆，在接至端子箱途中，不得使用过渡接线盒或接续。保护接点及其接线部位应有防潮、防腐蚀措施。