中华人民共和国电力行业标准

中华人民共和国电力行业标准本规程规定了电力变压器(下称变压器)运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理，以及安装、检修、试验、验收的要求。

本规程适用于电压为1kV及以上的电力变压器，电抗器、消弧线圈、调压器等同类设备可参照执行。国外进口的电力变压器，一般按本规程执行，必要时可参照制造厂的有关规定。

GBJ148 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范

3.1.2 油浸式变压器本体的安全保护装置、冷却装置、油保护装置、温度测量装置和油箱及附件等应符合GB6451的要求。

3.1.3 变压器用熔断器保护时，熔断器性能必须满足系统短路容量、灵敏度和选择性的要求。分级绝缘变压器用熔断器保护时，其中性点必须直接接地。

3.1.4 装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者(制造厂规定不需安装坡度者除外)，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。

b.强油循环的冷却系统必须有两个独立的工作电源并能自动切换。当工作电源发生故障时，应自动投入备用电源并发出音响及灯光信号；

c.强油循环变压器，当切除故障冷却器时应发出音响及灯光信号，并自动(水冷的可手动)投入备用冷却器；

d.风扇、水泵及油泵的附属电动机应有过负载、短路及断相保护；应有监视油泵电机旋转方向的装置；

e.水冷却器的油泵应装在冷却器的进油侧，并保证在任何情况下冷却器中的油压大于水压约0.05MPa(制造厂另有规定者除外)。冷却器出水侧应有放水旋塞；

f.强油循环水冷却的变压器，各冷却器的潜油泵出口应装逆止阀；

g.强油循环冷却的变压器，应能按温度和(或)负载控制冷却器的投切。

DL/T 572—95a.应有测量顶层油温的温度计(柱上变压器可不装)，无人值班变电站内的变压器应装设指示顶层油温最高值的温度计；

b.1000kVA及以上的油浸式变压器、800kVA及以上的油浸式和630kVA及以上的干式厂用变压器，应将信号温度计接远方信号；

d.强油循环水冷却的变压器应在冷却器进出口分别装设测温装置；

3.1.7 无人值班变电站内20000kVA及以上的变压器，应装设远方监视负载电流和顶层油温的装置。

无人值班的变电站内安装的强油循环冷却的变压器，应有保证在冷却系统失去电源时，变压器温度不超过规定值的可靠措施，并列入现场规程。

3.2.1 大中型变压器应有永久或临时性起吊钟罩设施及所需的工作场地。

3.2.2 释压装置的安装应保证事故喷油畅通，并且不致喷入电缆沟、母线及其它设备上，必要时应予遮挡。

安装在变压器室内或台上、柱上的配电变压器亦应编号并悬挂警告牌。

3.2.4 变压器在运行情况下，应能安全地查看储油柜和套管油位、顶层油温、气体继电器，以及能安全取气样等，必要时应装设固定梯子。

3.2.5 室(洞)内安装的变压器应有足够的通风，避免变压器温度过高。装有机械通风装置的变压器室，在机械通风停止时，应能发出远方信号。变压器的通风系统一般不应与其他通风系统连通。

3.2.6 变压器室的门应采用阻燃或不燃材料，并应上锁。门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”标志牌。

3.2.7 安装油浸式电力变压器的场所应按有关设计规程规定设置消防设施和事故储油设施，并保持完好状态。

3.2.8 安装在地震裂度为七级及以上地区的变压器，应考虑下列防震措施：

b.变压器套管与软导线连接时，应适当放松；与硬导线连接时应将过渡软连接适当加长；

c.冷却器与变压器分开布置时，变压器应经阀门、柔性接头、连接管道与冷却器相连接；

3.2.9 当变压器所在系统的实际短路表观容量大于GB1094.5中表2规定值时，应在订货时向制造厂提出要求；对运行中变压器应采取限制短路电流的措施。变压器保护动作的时间应小于承受短路耐热能力的持续时间。

3.2.10 如在变压器上安装反映绝缘情况的在线监测装置，其电气信号应经传感器采集，并保持可靠接地。采集油中溶解气样的装置，应具有良好的密封性能。

3.3.1 变压器投入运行前，施工单位需向运行单位移交下列技术文件和图纸。

b.本体、冷却装置及各附件(套管、互感器、分接开关、气体继电器、压力释放阀及仪表等)在安装时的交接试验报告、器身吊检时的检查及处理记录等；

d.变压器冷却系统、有载调压装置的控制及保护回路的安装竣工图；

h.变压器事故及异常运行(如超温、气体继电器动作、出口短路、严重过电流等)记录。

3.3.3 变压器移交外单位时，必须将变压器的技术档案一并移交。

4.1.1 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况(例如变压器的有功功率可以在任何方向流通)，允许在不超过110%的额定电压下运行，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K(K≤1)倍时，按以下公式对电压U加以限制

并联电抗器、消弧线圈、调压器等设备允许过电压运行的倍数和时间，按制造厂的规定。

4.1.2 无励磁调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变。如为-7.5%和10%分接时，其容量按制造厂的规定；如无制造厂规定，则容量应相应降低2.5%和5%。

4.1.3 油浸式变压器顶层油温一般不超过表1的规定(制造厂有规定的按制造厂规定)。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的顶层油温一般不宜经常超过85℃。

冷却方式	冷却介质最高温度(℃)	最高顶层油温(℃)
自然循环自冷、风冷	40	95
强迫油循环风冷	40	85
强迫油循环水冷	30	70

经改进结构或改变冷却方式的变压器，必要时应通过温升试验确定其负载能力。

接线为YN，yn0的大、中型变压器允许的中性线电流，按制造厂及有关规定。接线为Y，yn0(或YN，yn0)和Y，zn11(或YN，zn11)的配电变压器，中性线电流的允许值分别为额定电流的25%和40%，或按制造厂的规定。

4.2.1 油浸式变压器在不同负载状态下运行时，一般应按GB/T15164油浸式电力变压器负载导则(以下简称负载导则)的规定执行。变压器热特性计算按制造厂提供的数据进行。当无制造厂数据时，可采用GB/T15164中第二篇表2所列数据。

a.配电变压器。电压在35kV及以下，三相额定容量在2500kVA及以下，单相额定容量在833kVA及以下，具有独立绕组，自然循环冷却的变压器。

b.中型变压器。三相额定容量不超过100MVA或每柱容量不超过33.3MVA，具有独立绕组，且额定短路阻抗(Z)符合式(2)要求的变压器。

c.大型变压器。三相额定容量100MVA以上，或其额定短路阻抗大于式(2)计算值的变压器。

在周期性负载中，某段时间环境温度较高，或超过额定电流，但可以由其它时间内环境温度较低，或低于额定电流所补偿。从热老化的观点出发，它与设计采用的环境温度下施加额定负载是等效的。

要求变压器长时间在环境温度较高，或超过额定电流下运行。这种运行方式可能持续几星期或几个月，将导致变压器的老化加速，但不直接危及绝缘的安全。

要求变压器短时间大幅度超额定电流运行。这种负载可能导致绕组热点温度达到危险的程度，使绝缘强度暂时下降。

c.自耦变压器：取各侧绕组和公共绕组中，负载电流标么值最大的绕组的标么值。

各类负载状态下的负载电流和温度的限值如表2所示，顶层油温限值为105℃。当制造厂有关于超额定电流运行的明确规定时，应遵守制造厂的规定。

变压器的载流附件和外部回路元件应能满足超额定电流运行的要求，当任一附件和回路元件不能满足要求时，应按负载能力最小的附件和元件限制负载。

变压器的结构件不能满足超额定电流运行的要求时，应根据具体情况确定是否限制负载和限制的程度。

4.2.7.2 变压器允许在平均相对老化率小于或等于1的情况下，周期性地超额定电流运行。

4.2.7.3 当变压器有较严重的缺陷(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。

4.2.7.4 正常周期性负载运行方式下，超额定电流运行时，允许的负载系数K2和时间可按GB/T15164的下述方法之一确定：

a.根据具体变压器的热特性数据和实际负载周期图，用第二篇温度计算方法计算；

4.2.8.1 长期急救周期性负载下运行时，将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会；必须采用时，应尽量缩短超额定电流运行的时间，降低超额定电流的倍数，有条件时(按制造厂规定)投入备用冷却器。

4.2.8.2 当变压器有较严重的缺陷(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。

4.2.8.3 长期急救周期性负载运行时，平均相对老化率可大于1甚至远大于1。超额定电流负载系数K2和时间，可按GB/T15164的下述方法之一确定：

a.根据具体变压器的热特性数据和实际负载图，用第二篇温度计算方法计算；

4.2.8.4 在长期急救周期性负载下运行期间，应有负载电流记录，并计算该运行期间的平均相对老化率。

4.2.9.1 短期急救负载下运行，相对老化率远大于1，绕组热点温度可能大到危险程度。在出现这种情况时，应投入包括备用在内的全部冷却器(制造厂有规定的除外)，并尽量压缩负载，减少时间，一般不超过0.5h。当变压器有严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。

4.2.9.3 在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录。并计算该运行期间的相对老化率。

4.2.10 干式变压器的正常周期性负载和急救负载的运行要求，按制造厂规定和相应导则的要求。

4.2.11 无人值班变电站内变压器超额定电流的运行方式，可视具体情况在现场规程中规定。

串联电抗器、接地变压器、调压器等设备超额定电流运行的限值和负载图表，按制造厂的规定。消弧线圈和接地变压器在系统单相接地时的运行时间和顶层油温应不超过制造厂的规定。

4.4.1 强油循环冷却变压器运行时，必须投入冷却器。空载和轻载时不应投入过多的冷却器(空载状态下允许短时不投)。各种负载下投入冷却器的相应台数，应按制造厂的规定。按温度和(或)负载投切冷却器的自动装置应保持正常。

4.4.2 油浸(自然循环)风冷和干式风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定。油浸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。

4.4.3 强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，但在这种状态下运行的最长时间不得超过1h。

5.1.1 安装在发电厂和变电站内的变压器，以及无人值班变电站内有远方监测装置的变压器，应经常监视仪表的指示，及时掌握变压器运行情况。监视仪表的抄表次数由现场规程规定。当变压器超过额定电流运行时，应作好记录。

无人值班变电站的变压器应在每次定期检查时记录其电压、电流和顶层油温，以及曾达到的最高顶层油温等。对配电变压器应在最大负载期间测量三相电流，并设法保持基本平衡。测量周期由现场规程规定。

a.发电厂和变电站内的变压器，每天至少1次；每周至少进行一次夜间巡视；

b.无人值班变电站内容量为3150kVA及以上的变压器每10天至少一次，3150kVA以下的每月至少1次；

c.2500kVA及以下的配电变压器，装于室内的每月至少一次，户外(包括郊区及农村的)每季至少1次。

5.1.3 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数：

a.变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油；

b.套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；

d.各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵、水泵运转正常，油流继电器工作正常；

m.变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；

5.1.5 应对变压器作定期检查(检查周期由现场规程规定)，并增加以下检查内容：

b.各部位的接地应完好，必要时应测量铁芯和夹件的接地电流；

5.1.6 下述维护项目的周期，可根据具体情况在现场规程中规定：

5.2.1 在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应防止呼吸器因结冰被堵。

5.2.2 运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电，同时投入冷却装置。如系强油循环变压器，充电后不带负载运行时，应轮流投入部分冷却器，其数量不超过制造厂规定空载时的运行台数。

5.2.3 变压器投运和停运的操作程序应在现场规程中规定，并须遵守下列各项：

a.强油循环变压器投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数；水冷却器应先启动油泵，再开启水系统；停电操作先停水后停油泵；冬季停运时将冷却器中的水放尽。

b.变压器的充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧。

c.在无断路器时，可用隔离开关投切110kV及以下且电流不超过2A的空载变压器；用于切断20kV及以上变压器的隔离开关，必须三相联动且装有消弧角；装在室内的隔离开关必须在各相之间安装耐弧的绝缘隔板。若不能满足上述规定，又必须用隔离开关操作时，须经本单位总工程师批准。

d.允许用熔断器投切空载配电变压器和66kV及以下的站用变压器。

5.2.4 新投运的变压器应按GBJ148中2.10.1条和2.10.3条规定试运行。更换绕组后的变压器参照执行，其冲击合闸次数为3次。

5.2.5 新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于以下规定：

若有特殊情况不能满足上述规定，须经本单位总工程师批准。

装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气。对强油循环变压器，应开启油泵，使油循环一定时间后将气排尽。开泵时变压器各侧绕组均应接地，防止油流静电危及操作人员的安全。

5.2.6 在110kV及以上中性点有效接地系统中，投运或停运变压器的操作，中性点必须先接地。投入后可按系统需要决定中性点是否断开。

5.2.8 消弧线圈投入运行前，应使其分接位置与系统运行情况相符，且导通良好。消弧线圈应在系统无接地现象时投切。在系统中性点位移电压高于0.5倍相电压时，不得用隔离开关切消弧线圈。

5.2.9 消弧线圈运行中从一台变压器的中性点切换到另一台时，必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。

5.3.1 变压器运行时瓦斯保护装置应接信号和跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。

用一台断路器控制两台变压器时，如其中一台转入备用，则应将备用变压器重瓦斯改接信号。

5.3.2 变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，此时其它保护装置仍应接跳闸。

5.3.3 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，应先将重瓦斯改接信号。

5.3.4 在预报可能有地震期间，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。

5.5.1 无励磁调压变压器在变换分接时，应作多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污。在确认变换分接正确并锁紧后，测量绕组的直流电阻。分接变换情况应作记录。10kV及以下变压器和消弧线圈变换分接时的操作和测量工作，可在现场规程中自行规定。

b.单相变压器组和三相变压器分相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.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；

e.应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合本规程4.1.1的规定。

5.5.3 变压器有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进行，无制造厂规定者可参照以下规定：

a.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；

b.新投入的分接开关，在投运后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；

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；

e.长期不调和有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。

5.5.4 为防止开关在严重过负载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额定电流的1.5倍。

5.6 发电厂厂用变压器，应加强清扫，防止污闪、封堵孔洞，防止小动物引起短路事故；应记录近区短路发生的详细情况。

电压比不等或短路阻抗不等的变压器，在任何一台都满足本规程4.2节规定的情况下，也可并列运行。

短路阻抗不同的变压器，可适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压，使并列运行变压器的容量均能充分利用。

5.7.2 新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须核定相位。

5.7.3 发电厂升压变压器高压侧跳闸时，应防止厂用变压器严重超过额定电流运行。厂用电倒换操作时应防止非同期。

5.8.1 变压器的投运台数应按负载情况，从安全、经济原则出发，合理安排。

5.8.2 可以相互调配负载的变压器，应考虑合理分配负载，使总损耗最小。

6.1.1 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，并报告上级和做好记录。

6.1.2 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，应尽可能先将其投入运行：

6.1.3 当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时，值班人员应立即将变压器停运。

6.1.4 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。

6.1.5 变压器油温升高超过制造厂规定或表1规定值时，值班人员应按以下步骤检查处理：

a.检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；

若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应将变压器停运修理；若不能立即停运修理，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。

在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。

变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。

6.1.6 变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。

6.1.7 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应遵守本规程5.3.2的规定，禁止从变压器下部补油。

6.1.8 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，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。

6.1.9 铁芯多点接地而接地电流较大时，应安排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制在100mA左右，并加强监视。

6.1.10 系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。

6.2.1 瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。

若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，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。

6.2.2 瓦斯保护动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：

6.3.1 变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。

6.3.3 变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。

7.1 变压器的安装项目和要求，应按GBJ148中第一章和第二章的规定，以及制造厂的特殊要求。

7.2 运行中的变压器是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：

7.3 变压器有载分接开关是否需要检修和检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：

7.4 变压器的试验周期、项目和要求，按电力设备预防性试验规程的规定。

7.5 运行中的变压器是否需要干燥，应在出现下述现象时，经综合分析作出判断：

a.折算至同一温度下的tgδ值超过电力设备预防性试验规程的参考限值；较上次测得值增高30%以上；

b.折算至同一温度下的绝缘电阻值较上次测得值降低30%以上，吸收比和极化指数均低于电力设备预防性试验规程的参考限值；

7.6 新安装变压器的验收应按GBJ148第二章2.10节的规定和制造厂的要求。

7.7 变压器检修后的验收按DL/T573和电力设备预防性试验规程的有关规定进行。

本附录适用于额定容量200MVA及以下的三相自耦变压器的等值容量变换，其等值容量S_t不超过100MVA。等值容量在0～100MVA之间时，其相应的短路阻抗Z_t从25%线性降至15%。

组成三相变压器组的单相变压器，其额定容量及等值容量的适用限值分别不超过66.6MVA/柱和33.3MVA/柱。

本标准由电力科学研究院、北京供电局负责起草。武汉高压研究所、东北电业管理局、吉林省电力局、湖南省电力局、宝鸡供电局、无锡供电局、成都供电局、葛洲坝电厂、石景山发电总厂参加

本标准主要起草人：曹承宗、凌愍、(以下按姓氏笔划为序)丁镇华、王世阁、尤爱珍、李俊瀛、李满元、肖定娱、张振文、宫淑君、凌子恕、傅锡年

本规程以1982年原水利电力部颁发的《电力变压器运行规程》(以下简称原规程)为基础作了修订。为便于理解和执行，特编写了本说明。

本说明按照修订后规程的章、节、条目顺序，阐述了条文内容的修改情况和依据。另外，对规程条文中不易表达清楚，而又希望使用者能了解和掌握的一些内容，也在此一并说明。

在适用范围中，扩大了电抗器的适用面，包括并联、串联、油浸、干式等电抗器。

考虑到本规程主要是指导变压器的运行，无论是国产设备还是进口设备，在运行要求上都是相同的，因此本规程对进口设备原则上也应适用。当某些设备由于结构特点等问题不相适应时，可以按制造厂的规定执行。在今后提出进口设备的技术条件中，应该力求满足本规程的要求。

在引用标准中除所列出的规程和导则外，尚有“电力设备预防性试验规程”因待正式颁发而暂未列入；原能源部颁发的《架空配电线路及设备运行规程》因无标准编号而未列入。

本章规定了变压器运行应具备的基本条件。这些条件分为三个主要方面，分别列在3.1、3.2、3.3三节中。3.1节是围绕变压器本体提出的应具备的条件；3.2节是对外部设施和环境条件的要求；3.3节是运行所必须的软件，即各种技术文件。

GB6451第2章“技术要求”中，对变压器的结构作了详细规定，比原规程上有关结构的要求更详尽；同时，用运行规程作出变压器结构上的规定，也是不适宜的。因此，在本节中取消了有关变压器结构方面的条文，而只保留了保证变压器本体正常运行所需的条件。

3.1.1 本条没有列出有关标准的名称，是因为考虑有可能在本规程适用期间，有新的标准编制出来，或已有的标准修订时改变名称。

现有的与变压器有关的保护装置、测量装置标准见本规程第2章所列引用标准。

3.1.2 110kV及以上的变压器，采用熔断器保护的极少。为防止不同期合闸和非全相运行时过电压的危害，需将这种变压器中性点直接接地。

3.1.3 将原规程中有关变压器结构方面的要求归并在本条中，按GB6451执行。

3.1.4 近年来，已有许多大型变压器在设计制造时考虑了向气体继电器方向有适当的升高坡高，GB6451.5也规定了220kV变压器通向储油柜的油管和油箱盖应分别有1.5%和1%～1.5%的升高坡度。据此，本条仅对本体无升高坡度者提出安装要求。变压器顶盖下面有隔筋的，间隔之间应打通。

3.1.5 本条规定了变压器冷却装置正常运行所必须具备的条件，同时规定了必要的监视要求。

本条b.项所说的独立工作电源的含义，是指接于两台变压器的两段母线上的电源，且两电源能够互投。如有从站外接入的另一变电站的电源，则可靠性更高。

3.1.6 本条是变压器测温装置应满足的要求。a.项规定无人值班变电站的变压器应装设指示最高顶层油温的温度计，系指温度计能显示出曾达到过的最高温度。b.项中的厂用变压器还包括有些变电站的站用变压器。d.项要求强油水冷变压器的冷却器前后加测温装置，用于监视冷却器的工作情况。增加e.项是由于测温管座内如果没有液体介质(一般是变压器油)，将造成很大的误差。目前，干式变压器数量逐渐增多，而测温方法也较多，如表面贴温度计，通风道内埋设测温元件，绕组内埋设测温电阻等，但还没有统一的规定，因此，增加第f.项规定。

3.1.7 随着电力系统“三遥”技术的发展和值班人员人力上出现的矛盾日益突出，国内无人值班变电站正在不断增多，并且已被认为是中近期的发展方向。考虑到20MVA及以上的变压器本身价值较高，损坏后造成的影响较大；同时，监测容量较大的变压器负载，对于掌握地区负载分布具有一定的意义，而实现监测在技术上也不存在困难，因此，规定对20MVA及以上的变压器实行远方监测。

强油循环冷却的变压器在冷却器电源中断停止工作时，热点温度会很快上升，在无人值班的情况下，可能因处理不及时而损坏变压器。因此，规定在无人值班的变电站中，安装此种变压器时，应采取防止变压器超过温度限值的措施。主要的措施有：

a.装设两个或更多各自独立的冷却器电源，和与之配套的备用电源自动投入装置；

c.在管理这种无人值班变电站的中心基地，配备能迅速赶赴现场的检修力量和交通工具；

d.拟定在紧急情况下，切除该变压器或减载的应急步骤，并应列入现场规程。

本节是关于变压器外部设施和环境的规定。这些规定涉及的面比较广，统称为其它要求。

3.2.1 根据为修订规程进行的问卷调查结果统计，大型变压器永久性起吊设备的设置和使用情况如下：

a.设置情况。普遍设置的为8.9%，部分设置的为25.2%，不设置的为65.9%；

b.使用情况。充分利用的和不使用的各为39%，偶而使用的为22%。

以上数据说明，永久性起吊设施不是必须的。因此，本条规定应有永久性或临时性起吊设施。至于工作场地，则无论什么样的起吊设施都是需要的。由于此内容在其他规程中均未规定，又与变压器运行密切相关，因而作此规定。

3.2.2～3.2.4 各条与原规程有关内容相近，仅作了部分合并和增删。

3.2.5 关于变压器室(洞)内的通风和温度控制问题，在实际运行中的情况是多种多样的。大部分室(洞)并没有明显的空气出入口，温差难以确切测量。配电变压器室的通风系统也不可能与其它通风系统明确分开。变压器顶层油温的限制在第4章中另有规定，因此本条只规定了基本原则，各单位可根据具体情况在现场规程中提出详细要求。

a.变压器本身着火，目前还没有有效的灭火措施。原规程和部订反事故措施要求90MVA以上的变压器要安装水喷雾灭火装置，但实践证明其效果并不理想。调查问卷关于这个问题的回答是：使用过且效果良好的5例，使用过且效果不好的7例。在北方越冬时，这个装置不能使用，平时又需维护，投资大而效果差。因此本规程未明确提出这一要求。

b.有的制造厂(如保定变压器厂等)引进国外技术，生产了一种安装在变压器上的灭火装置。当变压器着火时，该装置起动，一方面排油，一方面向内部充氮气并进行搅拌，达到迅速灭火的目的。因目前尚无运行经验，而且造价较高，本规程暂不作推荐。

c.变压器作为变电所的运行设备之一，其防火、灭火措施(包括灭火设施和场地布置)在整个变电所的设计布局中要作综合统一考虑，无须对每一个可能着火的设备都作单独的规定。

据此，本条改为“安装油浸电力变压器的场所应按设计规程的规定设置消防设施和事故储油设施，并保持完好状态”。

3.2.8 关于震级烈度为7级及以上地区变压器的防震措施，近十余年尚无新的经验和补充，因此仍按原规程的规定，仅作了少量增删。如删去原来的a.项中关于上部拉线的要求，因实际上拉线施工费工费时，而且妨碍检修工作，其作用也不肯定；又如删去了原来的c.项，因为110kV及以上的变压器套管，现场无法将其瓷套与法兰加固，而应在订货时向制造厂提出。

3.2.9 将原规程中有关内容列在此项，以供变压器订货、设计及继电保护的整定等考虑。如对变压器的承受短路能力和热稳定时间等在订货时没有提出特殊要求，则应按GB1094.5中的规定值执行。

3.2.10 高压电气设备的绝缘在线监测技术，包括电容型设备电容末屏接地回路中的电流、不平衡电压、介损等电气参数测量，以及变压器油中溶解气体含量的测量，近年来趋于成熟。目前，已有一些发供电单位安装了此种监测装置并已投入运行，取得了一定的效果。同时，有关的监测技术和监测装置还在不断改进和完善中。增加本条规定表达了允许安装这些装置的意思。从保证安全的角度出发，规定了电气信号需经传感器采集，不得从末屏上直接采集。另外，对于使用的传感器要求原边引线和线圈必须使用铜线，其截面不应小于传感器接入部位原有接地引线的截面。原有接地引线是指末屏内部或外部引线中截面较小的那一部分。一般情况下，这个截面积以不小于6mm²为宜。

关于变压器的技术文件，原规程已经规定得很详尽，本次修改仅强调了需要有安装全过程和检修全过程的记录。这是因为，一方面安装和检修过程对变压器的安全运行具有重要影响，有时一个细节的忽略都可能留下不安全的因素，所以从验收和运行的角度看，需要有全过程的完整记录；另一方面，变压器安装和检修已经分别有了专门的规程(导则)，对项目和方法都有具体要求，完成全过程记录也就有了依据和基础。

删去原规程中1.3.2条“发电厂、供电局应有变压器检修维修必需的备品(按附录A储备)”。考虑到必需的备品在各地区有很大的差别，而且应该列在检修导则中，实际上原规程也没有所指的“附录A”。

a.将负载电流以外的其它影响运行的因素，如电压、分接容量、顶层油温度、不平衡电流等，归并在一节中，作为一般运行条件放在章首。

b.由负载电流决定的各种运行方式，则以GB/T 15164油浸式电力变压器负载导则(以下简称负载导则)为依据，列出其主要规定。

4.1.1 变压器运行电压条件，根据GB 1094.1电力变压器4.4节的内容，结合原规程规定叙述。

4.1.3 将原规程的2.1.2和2.1.3两条合并在一起。因为超过额定电流的运行方式在4.2节有详细叙述。取消了原规程关于过负载运行的一句话。

4.1.4 由于目前生产的干式变压器类型很多，结构、材料、工艺的差别也很大，而且还在不断改进中。因此，各制造厂对干式变压器的温度控制标准，甚至测温位置和测温方法也不一致。在这种情况下提出一个统一的运行温度标准是没有意义的，因此暂定遵守制造厂的规定。

另外，原规程所列的表5，是制造厂在温升试验和散热设计时应遵守的标准，运行单位不可能在运行中用电阻法监视变压器的温度，因此删去。

4.1.5 在原规程2.4.2条的内容前，加了关于大、中型变压器中性线电流的限制。因为现在有些大、中型变压器也是YN，yno接线，对于系统的中性点位移应有所限制，但目前还提不出限制标准。

本节是按照负载导则的精神，作出变压器在不同负载状态下运行的规定。

由于负载导则对不同负载状态的运行，要考虑热点温度不超过规定的限值，要保持平均相对老化率不大于1(对正常周期性负载)；而在这些数值的计算中，要区别变压器的不同冷却方式，要考虑不同的负载曲线，要对环境温度进行修正等等，因而计算程序是比较复杂的，不可能把这个复杂的程序写进本规程中去。同时，在变压器类型不同、负载系数不同、环境温度不同的情况下，计算出的结果，无论是用曲线还是用表格表示，都不是单一的，而是许多张图和许多个表格。在本规程中，也不可能把这些曲线图和表格都列进去。

这次规程修订时，从问卷调查的回答情况和修订小组成员听到的现场反映看，多数人认为原规程第2章图1～图12的曲线在现场难以应用，部分人认为用起来太麻烦，部分人则是不会应用。多数人希望用表格的方式来表达。但是实际上，用表格表达12张曲线图(在负载导则中则是32张曲线图)上约72条曲线(负载导则中是约192条)的数据，即使是很粗糙的，也需要24～36个表格(按负载导则需要64～96个)。这么多表格，查起来并不比查曲线方便。如需查表或曲线，可以直接使用负载导则。

鉴于这种情况，决定在本规程中对正常周期性负载和长期急救周期性负载既不列出计算公式，也不列出曲线和表格，可以在以下两种方法中选择一种，来确定超额定电流运行时的负载倍数和时间：

应该指出，从目前电力系统的管理制度看，变电站的值班人员除了变压器超过极限值的过负载情况下，作为紧急操作，可以主动限制负载(切除一部分负载)以外，变压器的负载是由值班调度员控制的。因此，对正常周期性负载和长期急救周期性负载的有关计算，应是运行主管和调度部门的职责。80年代以来，计算机在生产管理中已被广泛使用，因此利用计算机进行变压器负载状态计算的可能性是存在的。现在，国内已有(如电力部电力科学研究院)编制好的确定负载能力，满足热点温度限值下计算相对老化率等软件，只要把已知的变压器热特性参数(如无制造厂数据，可用负载导则第二篇表2数据)存入和临时输入负载曲线及环境温度，即可获得所需结果。希望这项技术能在全国电力系统中推广应用。

对于短期急救负载，因需要现场值班人员随时处理，而且其限值条件可以简化(主要是：可不考虑相对老化率；热点温度取最大限值；可直接使用当时变压器周围的环境温度查表；急救负载时间一般不超过半小时)，因而在规程中列出了运行0.5h负载倍数的表格，这样可便于现场使用。

4.2.1 变压器在不同负载状态下运行时，一般应按负载导则的规定执行。该导则用来进行变压器温度和温升的计算，是以对不同类型的变压器所作温升试验结果所得的数据为依据，并且在计算时，还对变压器的热特性和运行条件进行了简化和假设，因而具有一定的局限性。负载导则指出：“建议用户应在更准确的变压器热特性参数和更真实的负载图的基础上进行计算”。据此，本条表明了应采用制造厂提供的变压器热特性参数进行计算。对已运行而无制造厂热特性参数的变压器，则按负载导则给出的热特性参数计算。另外，根据变压器的具体情况，还作了不宜超过额定电流运行的规定(见4.2.7.3、4.2.8.2款和4.2.9.1款)。缺陷经检修消除后，一般仍可正常运行；绝缘有弱点(如变压器设计和制造工艺不良、绝缘老化等)的变压器，属于另一种情况。

4.2.2 超额定电流运行的负载效应与变压器容量大小密切相关，如配电变电器只需考虑热点温度和热老化；中型变压器必须考虑不同冷却方式；大型变压器漏磁通的影响很大，因此按容量及电压把变压器分为3类。这里所指的配电变压器，与通常所指的配电变压器的概念不完全相同。仅从不同负载状态下对变压器的负载效应来考虑，其中也包括35kV及以下的厂用变压器。

4.2.3 按负载导则的规定对变压器的负载状态作了分类，这是确定运行方式的基础。

4.2.4 对双绕组变压器，每个绕组的负载系数(即负载电流标么值)是相等的，但对三绕组变压器和自耦变压器，每个绕组的负载电流标么值是不相等的，因此需要明确在选用负载系数时，要按负载电流标么值最大的那个绕组的标么值来确定。这一条规定的精神和原规程第2章2.1.5条是一致的。

4.2.5 负载导则对不同类型的油浸式变压器，在不同类型负载下运行时的负载电流标么值、热点温度、顶层油温极限值作了规定。不论运行条件(如负载曲线、环境温度等)如何，这些极限值是不允许超过的。超额定电流运行时的有关计算，也是受极限值约束的。一般情况下，负载导则中对顶层油温最大限值的规定意义不大，它只是相对于油的运行条件而言。经计算，如以其顶层油温限值为准，则负载电流和热点温度在很多情况下将大大超出限值，因此不能以顶层油温确定超额定电流运行时的负载值。由于目前对绕组热点温度还没有监视条件，为便于对超额定电流运行时的顶层油温有所控制，因此把负载导则规定的最低限值105℃作为控制值。如负载不大，油温异常升高，则就应按异常状态处理(见6.1.5条)。

当制造厂有关于超额定电流运行的规定，或用户根据需要，在订货中向制造厂提出超额定电流运行的特殊要求时，应遵守制造厂规定。

4.2.6 这里指的载流附件有套管、无励磁分接开关、有载分接开关等；外部回路元件有电缆及其终端头、断路器、电流互感器、外部连线等；结构件有储油柜、压力释放装置、漏磁回路附近的铁磁结构件、磁屏蔽等。

载流附件和外部回路元件，可能因电流增大时的过度发热而限制变压器的过负载运行；变压器本体有可能因油的过度膨胀或压力的过度增高以及因漏磁增大引起的过度发热而限制变压器过负载运行，因此在确定变压器的超额定电流倍数和时间时，要校核这些部件可能造成的限制。

4.2.7 负载导则总的原则不是以名牌额定值为界限来指导变压器的运行，而是以热老化的观点作为指导原则。

从热老化的观点出发，确定了相对老化率的概念，负载导则列出了计算相对老化率的公式。这些观点和公式并不能回答变压器寿命有多长的问题(这是一个十分复杂的问题)，但是却能较准确地反映变压器的相对老化速度。

变压器老化的决定性因素是热点温度。按GB 1094电力变压器标准设计的变压器，可以满足负载导则对热点温度正常基准值为98℃的要求，负载导则规定在这个温度下的相对老化率等于1。根据试验和统计资料得出的温度与老化率的相互关系是：温度每上升6K，老化率增大一倍。由此可以得出不同热点温度下(θ_h)的相对老化率(V)为：

在实际运行中，运行条件和环境温度都是随时间变化的，相对老化率也是随时间变化的，因而在一段时间内的平均相对老化率(L)为：

若把较长一段时期划分成N个时间段，某个时间段内相对老化率用V_n表示，那么平均相对老化率(L)可写成：

从热老化的观点出发，正常周期性负载下运行时，变压器的老化应是正常的速度，即相对老化率不大于1。根据这一观点，变压器可以在超过额定电流和低于额定电流两种负载状态交替周期性出现的条件下运行，只要在较长一段运行期间，平均相对老化率不大于1，即属于正常周期性负载。

负载导则第三篇第15节正常周期性负载图(图9～图12)就是根据上述原则计算出来的。相对老化率计算的难点是热点温度θ_h的计算，它不但与负载电流、环境温度、冷却方式有关，而且取决于变压器本身的热特性参数。因此推荐在条件许可时(首先是制造厂提供具体变压器的热特性参数)，尽量用计算机进行计算，以便在保持正常老化率和温度限值的条件下确定负载系数和允许的运行时间，并可使变压器的负载能力得到充分利用。

为减少停电损失，个别或部分变压器将在较长的时间内周期性地超额定电流运行。这时，整个运行期间的平均相对老化率可大于1，甚至远大于1。在出现这种情况时，需要综合考虑经济效益，社会效益和系统的安全。

从变压器安全运行的角度出发，本条提出应尽量减少这种运行方式出现的次数。出现时，要缩短超额定电流运行的时间，降低超额定电流的倍数。并规定，当变压器有严重缺陷和绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。

对长期急救周期性负载运行方式下超额定电流的负载系数和运行时间，可以按正常周期性负载相同的公式或程序计算。在确定条件时，要取消相对老化率为1的限值，并可从计算结果了解这种运行方式期间所造成的寿命损失情况。

关于超额定电流运行时，是否投入备用冷却器问题，应根据具体情况而定。如制造厂规定了冷却器投运台数的限值，而备用冷却器只作为当有冷却器检修时使用，则应按制造厂规定。有的变压器设计的油流速度较高，投入额外数量的冷却器，有可能因加大油流速度，产生油流静电放电。

4.2.9 本条所述的短期急救负载相当于原规程中的事故过负荷。短期急救负载多数发生在出现以下情况时：

a.一个变电站的某台变压器发生故障，而该变压器的负载不能全部切除或转移到其它变电站，迫使本站其它变压器超负载；

b.系统发生局部故障，使部分不能切除的负载转移到某台或几台变压器上。

考虑到短期急救负载可能出现较高倍数的过电流而导致绕组热点温度达到危险程度，对绝缘安全有一定风险，因此导则指出，这种负载持续时间应小于变压器的热时间常数，且与负载增加前的运行温度有关，一般应小于0.5h。对有严重缺陷和绝缘有弱点的变压器不宜采用这种运行方式。为便于值班人员迅速处理，列出了允许的K2值。确定表3的条件是：热点温度为160℃，允许运行时间为0.5h。负载系数限值，配电变压器为2.0、中型变压器为1.8、大型变压器为1.5(因大多数配电变压器无监控表计，表中数字仅供参考)。在一般情况下，应在0.5h时间段里迅速减少变压器的负载，使之脱离短期急救运行状态。但是，在实际运行中，有个别情况可能要求变压器承担短期急救负载的时间比0.5h长一些，而K2小一些。按热老化的观点，这种情况是允许的，必要时，可在负载导则第16章表7～表30中查到大于0.5h的急救负载倍数和允许的运行时间。

在短期急救负载突然出现时，值班人员可能不知道出现前的负载系数K1，此时可按K1为1.0处理，因为不引起现场值班人员注意的是负载系数小于1.0的运行状态，取1.0是偏保守的。而短期急救负载发生前负载系数已经大于1.0的情况，现场值班人员是知道的。如起始负载K1小，实际的K2值又较低，则运行时间可适当延长。如需要更长的时间，就应按长期急救周期性负载确定K2值。当环境温度很低时，主要受负载系数K2限值的限制，因此低于-25℃时的限值表中未列出。

负载导则指出：“急救负载的绕组热点温度和日寿命损失的计算，是在周期性负载运行的基础上进行的。如果实际要求一天的急救负载，且在此之前和之后若干天是在较低的负载下运行，则计算出的寿命损失将大于实际损失，其差值可作为安全裕度”。

4.2.10 对于干式变压器在不同负载状态下运行的有关数据，目前还没有足够的试验和统计资料作为依据，因此只能遵守制造厂的规定。另一方面，现在的干式变压器大多数是配电变压器，在运行中也缺乏监视其负载电流的手段(包括测量仪表和管理制度两方面)。因而干式变压器宜控制在不超过额定电流的状态下运行。必须超额定电流运行时应按要求进行监视。

IEC905(1987)干式变压器负载导则及1994年的第一号修改单将作为制定我国干式变压器负载导则的依据，该标准正在制定中。

4.2.11 无人值班变电站中变压器的超额定电流运行方式，应视具体情况(如变压器是否有远方监视负载电流和上层油温的装置)而定。必要时可设临时值班人员监视。

对于这类设备，尚需积累运行经验，因而按制造厂规定执行。

强迫冷却变压器的运行条件，以原规程2.3节机械冷却变压器的运行方式为基础，作了一些修改和补充，分条说明如下：

4.4.1 把原规程2.3.4条中的“应在现场规程中予以规定”改为“应遵守制造厂的规定”，因为现场规定中的规定也是根据制造厂的规定制订的。

根据GB6451油浸式电力变压器技术参数和要求规定，强油循环装置的控制线路应满足的要求之一是：“变压器冷却系统应按负载情况自动投入或切除相当数量的冷却器”。可见冷却器的自动投切装置是执行本条规定的技术手段。为执行本条内容，有必要强调保持这种装置的正常运行。

20多年来，高电压大型变压器的油流静电现象已在国内外造成过一些变压器损坏事故，引起了广泛的重视。经过深入的研究试验证明，油在绝缘油道中流动时，在油纸表面产生电荷分离，在局部位置形成电荷积累，并随流速升高加剧。变压器绝缘性能越高，积累电荷越不易泄漏掉。积聚的空间电荷使局部直流场强升高，当超过该处的绝缘耐受强度时，有可能产生静电放电。如果运行电压下的高场强部位与静电空间电荷形成的高场强部位相重合，就有可能在这个部位出现连续的局部放电，甚至造成绝缘击穿。当前对油流静电的抑制和防止仍在研究之中，对于运行中的强油循环变压器，适当控制油的流速，特别是降低油温较低时的流速是措施之一。因此，在5.2.3条中规定冷却器油泵不要一次同时投入，而应逐台起动，避免形成湍流。另外，不能认为变压器运行时油温越低越好，因油温太低油流静电电荷的产生和积累有可能比油温较高时严重。因此，本条规定在负载较轻时和油温较低(环境温度很低)时应避免投入过多的冷却器，并允许在空载状态下短时不投冷却器。过载时是否投入备用冷却器，已在4.2.8.1款中作了规定。

4.4.2 在本条中除了提到油浸自然循环风冷变压器外，还补充提到风冷干式变压器，因为风冷干式变压器也有遇到风扇停止运行的问题(不包括铭牌标明干式自冷而后自行加风扇的变压器)。

对原规程2.3.1条和2.3.2条的实质性修改是：把“当顶层油温不超过55℃时”改为“当顶层油温不超过65℃时”；把“可参照表8的规定”连同表8都取消。

在正常运行情况下，应按GB6451的规定，根据负载和油温的情况投入和切除吹风装置。本条规定了油浸风冷变压器当冷却系统故障风扇停运后，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。由于现在还没有在这种运行条件下的试验数据作根据，因此引用了GB6451的这一规定值。将这条规定与强油循环冷却变压器全部切除冷却器时的规定(见本规程4.4.3条和GB6451)相比，65℃的限值其裕度是很大的，因此可允许带额定负载和低于额定负载运行。当超过这一温度而冷却系统不能恢复时，就应作降低负载或切除变压器处理。如在风扇停运时，即使顶层油温较低，从安全出发，也应避免超额定电流运行。

4.4.3 GB6451中关于强油循环冷却变压器在切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min的规定，是比较保守的。为一致起见，本规程未作修改。

本章叙述了电力变压器正常运行时需要做的工作和需要满足的条件。原规程在这一章内容上已有比较全面的规定，此次仅作了局部变动和补充。

5.1.1 观察仪表(主要是电流表)指示的变化，是监视变压器运行的基本手段，在有人值班的控制室里，值班人员要经常监视仪表的读数。至于抄表间隔时间，各发电厂、供电局及其主管部门均在有关的现场规程(如调度规程、变电运行规程等)中，作了具体规定。且各部门、厂、局的规定有比较大的差别，没有必要强求统一。因此，本节不再对抄表次数作出规定，各电力运行部门可按具体情况，在现场规程中明确。

5.1.2 配电变压器的巡视周期，在能源部1988年颁布的架空配电线路及设备运行规程中，区分不同安装场所作了具体规定。本条c.项内容，直接引用了该规程。其它均按原规程。

5.1.5 关于本条b项测量铁芯接地套管引出线中的电流，有的单位考虑测量操作很简单，故规定在定期检查中测量该接地线中的电流；有的认为铁芯多点接地属个别现象，且发展缓慢，定期色谱分析完全可以起到把关作用。综合上述意见，在b.项中提出“必要时应测量铁芯接地引出线中的电流”。号外，有些单位为检查油泵的运转情况，定期测量电机的电流。条文中虽未叙述，但可供参考。

5.1.6 本条所述的检查维护项目和周期，在不同地区和不同单位，因运行经验、环境条件和管理方法的差异而有较大的区别，因此提出了项目，而周期可在各自的现场规程内规定。对有关项目说明如下：

a.有的变压器的集污器在检查和清除时，如操作不当，则可能造成大量跑油。因而条文内容比较灵活。

b.近年来，很多地区出现强油循环冷却器的缠绕式散热片被尘土、污物、柳絮等堵塞，严重防碍散热，导致变压器油温异常升高的现象。清除这些堵塞物较省时省力的方法是用高压水冲洗。有的地区并无这种现象或情况不严重。因此，可视情况自己规定周期。

c.对于净油器的油保护作用，有的单位认为很重要，采取积极的定期更换吸附剂(硅胶或活性氧化铝)的措施；有的单位认为作用不明显，或认为更换操作很麻烦，因而多年运行亦不更换吸附剂。调查问卷的回答中，有40%认为净油器的作用是肯定的。鉴于这种情况，更换周期可以自行规定。

5.2.1 本条所说的“具备带电运行条件”系指变压器本体正常、外部条件齐备、试验结果合格、保护和测量装置有效等广泛的内容。由于这些工作一般不是值班人员去进行而只需确认，并且各种电力设备都需要作这些检查，在有关变电设备运行的现场规程中均有这一类的规定，故在本条文中没有具体列出来。这里仅从已运行的变压器再次投入运行这种工作性质出发，强调了停用变压器在投运前容易疏忽的问题。

5.2.2 根据现在电力系统中的情况，备用变压器有两种不同的备用方式：

一种是变压器的各侧绕组均经开关装置(断路器和隔离开关)与系统连接好，一经合闸即可投入运行。本规程称为“运用中的备用变压器”。

另一种是变压器已放置在运行位置上，本身可随时投入运行，但其外部接线均未连接，投入前需先接上外部引线才可用开关设备将其投运。这种变压器多数是三相组中的备用单相变压器，称为“非运用中的备用变压器”。

如果在条文中没有特别的说明，以上两种变压器均称备用变压器。那些不在运行位置上的变压器，不在本规程所述的备用变压器范围之内。运用中的备用变压器，随时可以投入运行，在长期备用时，应定期充电，以证实其是否正常。如容量可满足运行要求，宜充电后运行一段时间，或与其所替代的变压器轮流投入运行。非运用中变压器，因不具备随时投入运行的条件，而且很大一部分是500kV大容量的，倒换引线很困难，并需停电，对系统影响很大，所以不要求定期充电。

以上两种备用变压器当备用时间超过一年时，在投入运行前需经绝缘试验合格。

5.2.3 a.项中关于按负载情况控制投入潜油泵台数，是为了避免油流静电造成危害。c.项所述用隔离开关投、切大中型变压器的情况已极少存在，实际运行中也没有进一步试验隔离开关投切能力的需要，而投切配电变压器，则已证明并不存在困难。因此，这次修订中仍基本保留原内容。但考虑到220kV及以上的变压器没有用隔离开关投切的实例和实际需要，在本条中加了110kV及以下电压等级的限制。增加d项规定，是考虑到目前国内电力部门实际上存在用熔断器投切空载配电变压器和66kV及以下站用变压器的情况，且未发生过事故。

5.2.4 本条采用GBJ148电气设备安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范中，关于变压器投运时试运行的规定。

5.2.5 变压器注油后的静置，是为了排除混在油中的气体。现在，真空注油工艺对排除油中空气有明显作用，因而本条在规定静置时间的同时，也给根据具体情况由总工程师确定缩短静置时间留有余地。

开泵时变压器各侧绕组均应接地，是为了防止油流静电危及操作人员的安全。

5.2.6 中性点有效接地系统中，若待投切的变压器中性点不接地，将可能出现传递过电压和因断路器三相非同期动作而产生过电压，危及变压器的安全。因此规定投切变压器时，应将中性点接地。本措施可从根本上消除变压器计划投切时产生后一种过电压的可能性，因而是有益和必要的。

5.2.7 干式变压器停运时应防止受潮，是不少地区的运行经验。

5.3.1 有载分接开关内部故障时，一般不会引起差动保护动作，因而开关箱的瓦斯保护是重要的保护手段。目前生产的有载分接开关的气体继电器，有的具有一对触点，是供重瓦斯保护用的，有的具有两对触点，则是轻、重瓦斯各用一对。据此，规定有载分接开关的瓦斯保护应接跳闸。

5.3.2、5.3.3 考虑到进行这两条所述的工作有可能引起重瓦斯误动(曾发生过此类事故)，而短暂的工作期间发生内部故障的概率很低，并且其它内部故障保护装置仍在运行，故规定“应将其重瓦斯改接信号”。

近年来，许多大型变压器用压力释放器取代安全气道作为释压保护装置。压力释放器带有一对电触点，当其动作时接通，它能反映内部压力的突变。但是，由于该装置不同于压力继电器，在结构和可靠性上还有一些问题，曾发生接跳闸后的误动，因此，本条规定为宜作用于信号。

近年来，有载调压变压器的数量逐年增多，在有的局、厂中，调节主要电压等级的有载调压变压器，已占到该电压等级全部变压器的80%以上。随着这类变压器数量的增加，发生的故障和事故也在增多。然而，运行维护经验也逐渐丰富起来。在此基础上，本节较原规程增添了较多的内容。

5.5.1 关于无励磁调压变压器分接位置变换时测量直流电阻的工作，增加了先锁紧分接开关位置再测量的规定。这是因为有部分无励磁分接开关的制造工艺不够精确，内部接触位置在外部锁紧后发生位移。在外部指示正确的情况下，如测得直流电阻合格，再锁紧时，就有可能因位移而产生接触不良的故障。许多单位都曾发现过类似问题，甚至导致烧损分接开关事故。为此规定：“在确认变换分接位置正确并锁紧后，测量绕组的直流电阻”。

考虑到10kV及以下变压器数量极大，受人力、设备、时间等因素的限制，往往不具备在每次转换分接位置时测绕组直流电阻的条件；消弧线圈切换分接位置的停电时间很短，测直流电阻较困难；且有些供电单位有时只用兆欧表或万用表测量绕组导通情况，因而作了“也可在现场规程中自行规定”的规定。

5.5.2 有载分接开关的正确操作，包括两个主要方面：一是操作时需监视分接位置和电流的变化；二是要注意在并联运行的变压器调节分接位置时，避免形成过大的环流。

有载调压单相变压器组中，每台变压器有独立的有载分接开关；个别三相变压器具有分相的有载分接开关。这种变压器一般都是超高压大容量的，当分相操作时，可能造成整个系统的电压不平衡和中性点偏移。因此，一般不允许分相操作。

5.5.3 有载分接开关运行中的检查维护项目和周期，一般制造厂均有规定，应按其规定执行。在没有制造厂的规定时，推荐了检查维护项目和周期。

新投入的有载分接开关缺少运行考验，因而在投运1～2年或切换5000次后，吊出切换开关进行检查是必要的。以后的吊检间隔可根据经验自行规定。切换开关触头的烧损和油中炭粒的增加，仅与切换次数有关。因此，取油样试验和换油、滤油均主要以切换次数为依据。对于不同型式的开关，每年或数月试验一次油的击穿电压，是为了检查切换开关中是否进水受潮等导致绝缘强度下降。如该期间内因达到切换次数限值已作过油试验的，则可代替按时间规定的试验。

e.项规定是考虑有些变压器的有载分接开关长期不用，有的分接开关经常只在很少几个分接位置上运行，那些长期不用的分接触点将因产生氧化膜或集聚污垢而在一旦使用时接触不良，因此，需要利用切换的方法清除氧化膜和污垢。目前尚无确定清除周期的经验，故提出在有停电机会时进行切换操作。

5.5.4 目前电力系统中，有部分单位在有载开关控制回路中，加装了电流闭锁装置。理由是按有关规程所说：“为防止开关在超过额定电流和系统短路时进行切换，以免烧毁开关或损坏变压器”。未加装单位有的是没有了解规程中有这样的规定，也有的是认为出现这种情况的概率极低(特别是危害大的系统短路)，且国内尚无发生这类事故的事例。

从道理上来说，加装闭锁装置是安全有利的。又考虑到实际运行经验和甚低的发生概率，因此用了“宜”加装的措词。

5.6 鉴于厂用变压器因短路引起变压器损坏的事故较多，且承受多次短路后有累积效应，因此增加此条。

多数发电厂的厂用变压器接在发电机机端母线上，当该机的升压变压器高压侧跳闸时，需防止发电机通过厂用变压器与系统并列，避免厂用变压器超过额定电流运行。比较简单的方法是在升压变压器高压侧跳闸同时，使厂用变压器的低压侧与系统解列。此时，如厂用电需倒换电源，则应防止非同期。

关于变压器的经济运行，牵涉到系统的结构和运行方式，与负载性质对电源可靠性的要求有密切关系，是一个比较复杂的问题。运行规程主要强调安全和经济应统一考虑。

6.1.1 本条没有列出不正常现象的例子和应填记录的名称，这是因为变压器运行中的不正常现象种类很多，用几个例子很难概括；同时，应填写的记录也随地区、单位、不正常现象的种类不同而异。运行单位认为有必要具体明确时，可在现场规程中规定。

6.1.2 这一条在原规程内容的基础上根据运行经验和具体情况作了部分调整和增补。

6.1.3、6.1.4 这两条是新增加的内容。尽管这两种情况发生的概率很低，但在现场运行中都曾出现过。其中保护装置拒动，除了继电器可能拒动外，近年来多次出现直流系统缺陷和故障影响保护动作的现象。因此，必须赋于值班人员以权利和职责，在判明属于这两条所述情况时，可紧急将变压器停运。

6.1.5 本条重点说明在正常运行条件下，变压器温度不正常升高时的处理原则和步骤；同时，也指出了在各种超额定电流运行方式下，温度超过极限值时的处理方法。

6.1.6 变压器油温低于或接近凝点时，油呈粘滞状态，但仍可保持绝缘性能，只是降低冷却效率。因此，允许将变压器投入运行，逐步增加负载。

6.1.7 从变压器底部补油时，有可能把沉积在底部的污物甚至积水和油中气泡带进绕组，因此，必须从上部补油。

6.1.8 采用胶囊或隔膜保护的变压器，产生假油位的现象较多。在运行中发生油位异常升高时，应首先检查油位是否真实，不宜轻易决定放油。

6.1.9 多年来，变压器铁芯接地的缺陷较多，据有些单位统计，大型变压器的铁芯接地缺陷占运行台数的2%～4%，因此新增了这一条规定。100mA是个经验值，电流值太小，有串联电阻过大的不利因素，在其它规程(如电力设备预防性试验规程)中也是推荐采用此值。

有的单位认为，铁芯接地回路中串联电阻后，在冲击电压(如雷电波侵入)作用下，铁芯对地电位可能异常升高。因此，建议在串联限流电阻上，并联一个2～8μF的电容，以旁路高频分量，限制瞬间过电压，避免造成新的铁芯对地击穿点。此法可在实践中试用，并积累经验。

6.2.1 本条是瓦斯保护信号动作时的处理原则和步骤。判断变压器是否需要立即停运的关键是：气体继电器内的气体是否可燃，以及对该气体的色谱分析结果。由于色谱分析需较长的时间，因而现场关于气体的量和可燃性的鉴别，具有相当的重要性。对此，要求变电站值班人员熟练掌握从气体继电器中采集气样和点燃试验的正确方法，防止出现误判断。并保留部分气样作色谱分析。如能立即进行分析，则可不作点燃试验。

6.2.2 变压器瓦斯保护信号和跳闸同时动作，往往反映变压器内部有故障。一般在作出综合判断前，不得将变压器重新投入运行，除非查出二次回路有明显导致跳闸的缺陷，且气体继电器内无气体或气体不可燃。为了给分析判断提供指导，这一条还指出了应该重点考虑的因素。

6.3.1 本条所指的跳闸，是指瓦斯保护以外其它保护动作引起的跳闸。由于外部原因导致这些保护跳闸的可能性比瓦斯保护大一些，因此在措词上与6.2.2条有所不同，指出综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。综合判断时所要考虑的重点因素，与6.2.2条是一样的。

6.3.2 变压器跳闸后，为避免把内部故障部位产生的炭粒和金属微粒扩散到各处，增加修复难度，因此应立即切断潜油泵电源。

6.3.3 本条与原规程4.3.2条的前一段是相同的。考虑到变压器着火后，多数情况下人员难于接近本体，一般不可能打开油门；同时，在故障性质难以判明的紧急情况下，判断是否应打开油门也是难以执行的，因此取消了原规程有关放油的规定。如变压器加装有远离本体的事故排油阀时，着火时应打开排油阀门。

变压器的安装、检修和试验，都分别有可以遵循的专业标准，在7.1、7.4、7.6、7.7节中指明了所遵循的标准编号和名称，而不摘录其具体内容。原规程之所以列出有关检修的规定，是因为那时还没有部颁的变压器检修规程。

由于变压器制造技术的提高以及各地运行维护情况存在很大差别，按变压器(也包括其它电气设备)实际状态安排检修周期和检修项目的状态检修法，已经被提上日程。多年来，国内许多发供电单位或是被迫地(因工作量和人力的矛盾、停电的可能性小等)采用这种方法，或是自觉地逐渐采用这种方法。实践证明，状态检修法具有以下优点：

a.根据设备结构特点、运行情况、缺陷状态、试验结果等，经综合分析确定是否需要检修和检修项目，有很强的针对性，可以取得较好的检修效果；

b.对于状态好的变压器可以延长检修间隔，从而大量节省检修人力和检修资金；

c.经验证明，有些初始状态和运行状态都很好的变压器，经过带有一定盲目性的检修后，反而破坏了原有的良好状态，甚至造成事故。按状态检修法，可以避免出现这类现象。

当然，状态检修法也有一定的局限性。对于封闭在变压器油箱内的结构，外部观察不到，有些缺陷在外部没有征象，试验结果也不能准确反映。因此，还需要把周期性检修和状态检修结合起来。特别是新变压器(尤其是大型变压器)投运至首次大修之间，遵守规定的检修周期是很必要的。

另外，根据为修订本规程进行的问卷调查结果所作的统计，约有50%的答卷表达了赞成按状态安排检修的意见，说明新规程中应该把状态检修的思想正面提出来。

综上所述，本规程在变压器本体检修和有载分接开关检修的条文中，一方面对确定是否需要检修和检修项目，提出了应综合考虑的主要因素；另一方面，仍把按有关导则推荐的周期和项目列为第一个应考虑的因素。

在7.5节中，对运行中的变压器在绝缘变化时，是否需要干燥的问题作了说明，这是一个比较复杂的问题。为做出正确判断，需要对变压器的结构、绝缘特性、绝缘试验数据、运行情况、绝缘油分析数据等进行纵横比较和综合分析。这些因素用简单的条文和表格很难表达。因此，本节仅列举了出现绝缘变化的几种现象，是否需要干燥需经综合分析，并不是说出现这些现象就一定要干燥。

负载类型		配电变压器	中型电力变压器	大型电力变压器
正常周期性负载	负载电流(标么值)	1.5	1.5	1.3
正常周期性负载	热点温度与绝缘材料接触的金属部件的温度(℃)	140	140	120
长期急救周期性负载	负载电流(标么值)	1.8	1.5	1.3
长期急救周期性负载	热点温度与绝缘材料接触的金属部件的温度(℃)	150	140	130
短期急救负载	负载电流(标么值)	2.0	1.8	1.5
短期急救负载	热点温度与绝缘材料接触的金属部件的温度(℃)		160	160

变压器类型	急救负载前的负载系数 K1	环境温度 ℃
变压器类型	急救负载前的负载系数 K1	40	30		20	10	0	-10	-20	-25
配电变压器 (冷却方式ONAN)	0.7	1.95		2.00	2.00	2.00	2.00	2.00	2.00	2.00
	0.8	1.90		2.00	2.00	2.00	2.00	2.00	2.00	2.00
	0.9	1.84		1.95	2.00	2.00	2.00	2.00	2.00	2.00
	1.0	1.75		1.86	2.00	2.00	2.00	2.00	2.00	2.00
	1.1	1.65		1.80	1.90	2.00	2.00	2.00	2.00	2.00
	1.2	1.55		1.68	1.84	1.95	2.00	2.00	2.00	2.00
中型变压器 (冷却方式 ONAN 或ONAF)	0.7	1.80		1.80	1.80	1.80	1.80	1.80	1.80	1.80
	0.8	1.76		1.80	1.80	1.80	1.80	1.80	1.80	1.80
	0.9	1.72		1.80	1.80	1.80	1.80	1.80	1.80	1.80
	1.0	1.64		1.75	1.80	1.80	1.80	1.80	1.80	1.80
	1.1	1.54		1.66	1.78	1.80	1.80	1.80	1.80	1.80
	1.2	1.42		1.56	1.70	1.80	1.80	1.80	1.80	1.80
中型变压器 (冷却方式OFAF 或OFWF)	0.7	1.50		1.62	1.70	1.78	1.80	1.80	1.80	1.80
	0.8	1.50		1.58	1.68	1.72	1.80	1.80	1.80	1.80
	0.9	1.48		1.55	1.62	1.70	1.80	1.80	1.80	1.80
	1.0	1.42		1.50	1.60	1.68	1.78	1.80	1.80	1.80
	1.1	1.38		1.48	1.58	1.66	1.72	1.80	1.80	1.80
	1.2	1.34		1.44	1.50	1.62	1.70	1.76	1.80	1.80
中型变压器 (冷却方式 ODAF或ODWF)	0.7	1.45		1.50	1.58	1.62	1.68	1.72	1.80	1.80
	0.8	1.42		1.48	1.55	1.60	1.66	1.70	1.78	1.80
	0.9	1.38		1.45	1.50	1.58	1.64	1.68	1.70	1.70
	1.0	1.34		1.42	1.48	1.54	1.60	1.65	1.70	1.70
	1.1	1.30		1.38	1.42	1.50	1.56	1.62	1.65	1.70
	1.2	1.26		1.32	1.38	1.45	1.50	1.58	1.60	1.70
大型变压器 (冷却方式 OFAF或OFWF)	0.7	1.50		1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
	0.8	1.50		1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
	0.9	1.48		1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
	1.0	1.42		1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
	1.1	1.38		1.48	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
	1.2	1.34		1.44	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
大型变压器 (冷却方式 ODAF或ODWF)	0.7	1.45		1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
	0.8	1.42		1.48	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
	0.9	1.38		1.45	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
	1.0	1.34		1.42	1.48	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
	1.1	1.30		1.38	1.42	1.50	1.50	1.50	1.50	1.50
	1.2	1.26		1.32	1.38	1.45	1.50	1.50	1.50	1.50