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一、变压器部分二、互感器部分三、断路器部分1.1.1概述1.1.1.1基本要求变压器在投运前应作全面检查，变压器本体、冷却装置、套管、储油柜及其他所以附件均应无缺陷，不渗油，变压器上应确无遗留杂物。1.1.1.1.1.变压器主体方面（1）变压器本体。1）内部铁芯经过检查（即吊钟罩检查）应正常。2)电气试验结果应符合规程要求。3）油化分析数据应符合标准，油质良好。4）铭牌、标牌、相色应正确、齐全、油漆整洁。5）铁芯引下接地线装置应有供测量的断开连接点，本体钟罩应有俩处不同位置的上下连接并与接地网联通，以防止钟罩接地不良。（2）冷却器附件。1)风扇、潜油泵旋转方向应正确，且无杂音。2）所有蝶阀均应在开启位置，安装正确，方向一致。3）分控制箱整洁干燥，控制正常。(3)调压装置。1）无载调压分接开关位置应符合调度规定档位，且三相一致。运行档要复测直流电阻。2）有载调压开关装置远方及就地操作动作可靠，指示位置正确。（4）套管。1）套管式高压引线对外壳（大地）之间的外绝缘，应无破损。油位指示正确，高压套管末屏小套管引出线应可靠接地。2）套管的电气、油化分析试验结果合格。（5）其它事项。1)油循环系统阀门应开启，各放气部位应放尽残留空气。全部紧固件应处于完好、齐全、紧固状态。变压器全部密封胶垫应富有弹性。密封良好。2）与变压器所连接的全部控制、电源电缆均应采用耐油电缆线。3）变压器沿气体继电器管道方向应有1%～1.5%的升高坡度，其它通向气体继电器的总管的连管应有2%～4%的升高坡度。4）变压器各侧引线接头应紧固，相间即对地距离符合规定。1.1.1.1.2保护装置及测量仪表(1)保护装置。1）储油柜（油枕）油位指示应正常，吸湿器（呼吸器）装置正确、呼吸通畅、硅胶（蓝色）有效。2）净油器均应处于投入状态，除酸硅胶有效。3)气体继电器应为防震型挡板式，动作流速经校验合格，轻重气体继电器触点分别接信号及跳闸，其它保护系统及电源系统也均处于正常状态。4）压力释放阀应有试验合格证，装置合理。（2）测量仪表。测温应分别装设压力温度表、热电偶温度表，并均应校验合格，以监视上层油温及线圈温度。还应按规定装设其它运行参数监视仪表。若主变为关口计量点，则各侧均应装设符合计量要求的电量表计。1.1.1.2变压器的运行状态1.1.1.2.1正常运行状态变压器通电后，会由于铁芯中通过交变磁通和线圈中流过电流而产生的损耗简称铁损、铜损以及其它杂散损耗。电、磁作用会引起机械震动从而发出声响。正常运行时一般应注意监视以下几方面：（1）变压器运行时发出的电磁响声应是连续均匀的“嗡嗡……”声，而冷却器运行时发出的声音为风机声、潜油泵运转时，声音也是均匀的，无杂音。(2)变压器一、二次侧三相电流、电压、有功及无功功率、油面温度等参数均在其铭牌及规程规定的范围内，同一侧的各相电流应基本平衡。（3）变压器油流系统运行应正常，无渗漏油现象。变压器各类保护装置均应处于正常运行状态。1.1.1.2.2异常状态当变压器运行中有下列现象时，属于异常状态。(1)严重漏油。油系统由于密封部位存在制造安装不良、胶圈料质不合格、焊接质量差等隐患，运行中温度变化时，因油与胶垫的热胀冷缩、油位压力变化、冷却器机械振动等原因，均能导致各结合部位渗漏油。若发生严重的漏油则应视为异常，严重的渗漏将导致油位的降低。（2）油位过低。在环境温度为—30℃，空载运行时油位标上油位低于该刻度线，应视为油位过低，须注油处理。（3）油位过高。在环境温度为+40℃，变压器满载时油位标上油位超过该刻度线，应视为“油位过高”，应放油处理。（4）油枕、套管上看不到油位。油枕是为了使变压器油因热胀冷缩能进行“呼吸”并保持变压器必要的油位而设计的。油枕内看不到油位的原因是多方面的，如注油未按要求，假油位，严重漏油等。变压器套管一般采用电容式套管，其中充油，但与变压器不连通，若看不到油位则多为油漏入变压器本体。（5）变压器油碳化。变压器油变成发黑色，出现碳化现象。大多是变压器内部局部过热引起的。（6）绝缘油定期色谱分析试验有乙炔或氢气、总烴超标且不断趋于严重。（7）变压器内部有异常声音。变压器运行中，内部发出不均匀的放电声或“咕噜……”声等。（8）有载调压分接开关调压不正常滑档，无载分接开关直流电阻数值异常。(9)变压器套管有裂纹或较严重破损，有对地放电声，接线桩头接触不良有过热现象。（10）气体继电器轻瓦斯连续地动作、间隔趋短，气体继电器内气体不断聚集。（11）在同样温度和负荷下，变压器油温不正常，且不断上升。(12)其它如冷却系统等有不正常情况。1.1.1.2.3事故状态变压器在运行中的异常状态往往就是事故状态的前奏，如果处理不当或延误处理，便会转化为事故。（1）上述各异常状态继续发展成严重状态，而使变压器事故跳闸。（2）对变压器正常运行一般要求项目中发生不符要求现象且有可能使变压器烧损的情况。（3）变压器发现有隐患、火花、响声很大且不均匀或有爆裂声。（4）变压器着火变压器处于事故状态时影响变压器的正常供电。为事先发现事故苗子，应注意观察、联系调度、汇报上级迅速处理或将主变退出运行。在事故处理时，值班人员应坚守岗位、注意安全，并按变电运行现场规程规定进行工作。在紧急情况下，为争取时间，应经分析采取果断措施，甚至拉闸处理，同时进行汇报。1.1.3变压器的特殊巡视检查大风、大雾、大雪、雷雨后和气温突变的异常天气，应对变压器进行特殊巡视检查。(1)大风时，应检查变压器附近有无容易被吹动飞起的杂物，防止吹落至变压器带电部分，并注意引线的摆动情况。(2大雾、毛毛雨、小雪天气时，应检查套管、瓷瓶有无电晕和放电、闪络现象，接头处有无冒热气现象。（3）大雪天气，应检查引线接头有无积雪，观察融雪速度，以判断接头是否过热。检查变压器顶盖、油枕至套管出线间有无积雪、挂冰情况，油位计、温度计、瓦斯继电器应无积雪覆盖现象。（4）雷雨后，检查变压器各侧避雷器计数器动作情况，检查套管应无破损、裂纹及放电痕迹。（5）夜巡时，要注意观察引线接头处、线卡，应无过热发红等现象。1.1.4变压器异常运行及分析1.1.4.1声音异常变压器正常运行中有特殊异常的声音，通常有以下几种：（1）电网发生过电压。发生单相接地或产生谐振过电压，将产生粗细不均的“尖响噪声”。此时可结合电压表的变化，及系统情况进行综合判断。（2）变压器过负荷时，将使变压器发出沉重电磁“嗡嗡……”声增大。（3）变压器有杂音，声音比平时大或听其它明显杂声，可能是铁芯紧固件或绑扎有松动，或张力变化，或硅钢片振动增大所致。（4）变压器有局部放电声。若变压器内部或外表面发生局部放电，声音中就会夹杂有“噼啪”放电声。发生这种表面发电情况时，在夜间或阴雨天可以看到变压器瓷套附近有蓝色的电晕或火花，则说明污秽严重或设备接线接触不良。若是变压器内部放电，则是不接地的部件静电放电，或分接开关接触不良放电，这时应将变压器停用检查处理。（5）若变压器的声音中夹杂有连续的有规律的撞击声或摩擦声，则可能是变压器外部某一部件（如冷却器附件、风扇等）不平衡引起振动。（6）变压器有水“沸腾”声。若变压器的声音夹杂有水沸腾声，且温度急剧上升、油位升高，则应判断变压器绕组发生短路故障，或因分接开关接触不良引起严重过热。应立即申请停用，检查处理。（7）变压器油爆裂声。若变压器声音中夹杂有不均匀的爆裂声，则是变压器的内部或表面绝缘击穿。此时应立即将变压器停用，检查处理。1.1.4.2油温异常变压器在运行中油温的变化是有规律的。当发热与散热相等，达到平衡状态时，各部分的温度趋于稳定。若在同样条件下（冷却条件，负荷大小），上层油温比平时高出10℃以上时；或负荷不变而油温不断上升，若冷却装置良好，则可认为是变压器内部故障引起。导致温度异常的原因主要有以下两个方面。（1）内部故障引起温度异常。变压器内部故障，如匝间短路、线圈对围屏树枝状放电、潜油泵油流产生带电效应烧坏线圈，铁芯多点接地因使涡流增大而过热等。漏磁通与铁件、油箱形成回路而发热也会引起变压器温度异常。发生这些情况，还将伴随有瓦斯或差动保护动作。故障严重时，还可能使压力释放阀动作喷油，这时变压器应停用检查。(2)冷却器运行不正常引起温度异常。冷却器运行不正常或发生故障，如潜油泵停运、风扇损坏、散热器管道积垢、冷却效果不良等，都会引起温度升高。1.1.4.3油位异常（一）假油位。如变压器温度变化正常，而变压器油标管内的油位不正常或不变化，则说明油枕油位是变压器的假油位。其原因有：（1）呼吸器堵塞，所指示的油枕不能正常呼吸。(2)油标堵塞或油位表指针损坏、失灵。（3）全密封油枕未按全密封方式加油，在胶袋与油面之间有空气（存在气压），造成假油位。（二）油位过低。油位过低或看不到油位，应视为油位不正常。当低到一定程度时，会造成轻瓦斯动作。严重缺油时，会使油箱内绝缘暴露受潮，降低绝缘性能，影响散热，甚至引起绝缘事故。油位过低一般有如下原因：（1）变压器严重漏油。（2）设计制造不当，油枕容量与变压器油箱容量配合不当（一般油枕容积应为变压器油容量的8%～10%）。一旦气温过低，在低负荷时油位下降过低，则不能满足运行要求。（3）注油不当，未按标准油位线加油。尤其是高压套管，此情况比较常见。检修人员因临时工作多次放油后，而为及时补充。高压套管一般注油至油位中线，以使套管储油柜的油随温度变化时能保持适当的油位。如果油面过低，在低温时油位可能看不见；若油位过高在高温时也可能看不见油位。套管油位异常将使储油柜承受压力或电容芯棒露出油面，此时，要停电放油或加油，从而影响发电。1.1.4.4渗、漏油。渗漏油时变压器常见的缺陷。有些严重的渗漏缺陷，可以从对制造材质的检验，经过安装、运行中的振动，短期运行便可以发现。但也有诸如焊接不良、砂眼等缺陷。渗漏油常见的具体部位及原因如下。（1）阀门系统、蝶阀胶垫材质不良、安装不良、放油阀精度不高，螺纹处渗漏。（2）高压套管基座电流互感器出线桩头胶垫处不密封或无弹性，造成接线桩头胶垫处渗漏。小绝缘子破裂，造成渗漏油。胶垫不密封造成渗漏。一般胶垫应保持压缩2/3时仍有一定的弹性，随运行时间、温度、振动等原因，胶垫易老化龟裂失去弹性。胶垫材质不合格安装，位置不对称、偏心，也会造成胶垫不密封。（4）设计制造不良。高压套管升高座法兰、油箱外表、油箱底盘大法兰等焊接处，因有的法兰材质太薄、加工粗糙、造成渗漏油。1.1.4.5变压器事故处理1.1.4.5.1变压器自动跳闸的处理。（1）在检查变压器跳闸原因时，应查明变压器有无明显的异常现象，有无外部短路、线路故障、过负荷，有无明显的火花、怪声、喷油等现象。如确实变压器各侧断路器跳闸不是由于内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路或保护装置二次回路误动造成的，则变压器可不经过内部检查重新投入运行。（2）如不能确认变压器跳闸是上诉外部原因造成的，则应对变压器进行事故分析，如通过变压器试验、油化分析等与以往数据进行比较分析。如经以上检查分析能判断变压器内部无故障，应重新将保护系统气体继电器投到跳闸位置，将变压器重新投入。整个过程应慎重行事。（3）如经检查判断为变压器内部故障，则需对变压器进行吊壳检查，直到查处故障并予以处理。1.1.4.5.2变压器瓦斯保护动作后的处理一、轻瓦斯动作后的处理轻瓦斯动作后，复归音响信号查看信号继电器，分清是变压器本体轻瓦斯动作还是有载调压开关轻瓦斯动作。不要急于恢复继电器吊牌，然后查看变压器本体或有载调压开关油枕的油位是否正常，气体继电器内充气量多少，以判断动作原因。（1）非变压器故障的动作原因，例如气体继电器内油中有较多的空气聚集，瓦斯继电保护回路线路错接，端子排二次电缆短路等引起轻瓦斯误动。（2）轻瓦斯频繁动作时，每次都应监视记录，注油气体特征。若油气分析判断为空气，应不断进行放气，并要注意不得误碰气体继电器的跳闸试验探针。（3）若不能确定动作原因为非变压器故障，也不能确定为外部原因，而且又未发现其它异常，则应将瓦斯保护投入跳