110kV及以上电压等级电力变压器全过程管理规范

110kV及以上电压等级电力变压器

全过程管理规范

（试行）

河北省电力公司

目  录

前  言    1

1 总则    2

2 可研选型    2

3 工程初步设计    3

4 技术规范书编制    3

5 变压器招投标    3

6 设计联络    5

7 驻厂监造    5

8 运输及安装    6

9 基建交接    7

10 运行维护    8

11 检修试验    10

12 备品备件管理    12

13 报废    13

14 技术档案管理    14

15 其它    14

前  言

为强化河北省电力公司系统（以下简称省公司系统）110kV及以上电压等级变压器的技术管理工作，切实提高变压器安全运行水平，省公司依据国网公司《预防110(66)kV～500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施》、《110(66)kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术监督规定》和《国家电网公司十电网重大反事故措施》、《国家电网公司输变电工程通用设备（2009年版）》等技术文件，并充分结合省公司生产运行实际，制定了《110kV及以上电压等级电力变压器全过程管理规范（试行）》。该规范从变压器的选型、选厂、合同谈判，到设计、监造、验收，从变压器投产前的安装、调试，到运行后的检修维护直至报废，都提出了较为详细的管理及技术要求，并在现有规程、规范的基础上，突出了可操作性。在执行过程中，各运行、施工、设计、试验、监理单位要认真贯彻落实规范要求，执行过程中遇到的问题要及时反馈至省公司生产技术部，以利工作的持续改进和不断完善。

本规范由河北电力公司标准化委员会提出。

本规范由河北电力公司标准化委员会管理标准分委员会归口管理。

本规范由河北省电力公司生产技术部负责解释

本规范主要起草人：岳国良、陈春鹰、刘海峰、陈志勇、刘宏亮、高树国、郑献刚、付炜平、张丽芳、苏明、刘秀玲、高彦海、管宇等。

本规范参加起草单位：河北省电力研究院、邯郸供电公司、邢台供电公司、石家庄供电公司、保定供电公司、衡水供电公司、沧州供电公司、超高压分公司。

本标准自发布之日起实施。

110kV及以上电压等级电力变压器全过程管理规范

1总则

1.1为规范河北省电力公司系统（以下简称省公司系统）电力变压器的设备选型、订货、监造、出厂验收、现场安装、竣工验收、生产运行、技术改造、退役报废等阶段的技术管理工作，特制订本规范。

1.2本规范依据国家、行业的有关标准、规程和规范并结合近年国网公司和省公司系统变压器运行情况分析以及设备运行经验制定的。

1.3本规范适用于省公司系统110kV及以上电压等级电力变压器全过程管理工作，各生产、设计、施工、修试和监理单位均应全面贯彻落实。

2可研选型

工程可研阶段应明确变压器的选型要求，依据生产运行实际需要和国家、行业、企业有关规程规定，遵照技术经济合理原则，确定主变终期运行方式、变压器型式、调压方式、低压侧容量、冷却方式、灭火方式等。总体原则是在满足系统需要的前提下，变压器型式宜简单可靠，且具有较高短路阻抗，一般不宜采用壳式结构。

2.1变压器运行方式：同一变电站原则上应考虑多台变压器高中压侧并列低压侧运行的要求，当系统短路容量过大、变压器绕组短路电流承受能力无法满足要求时，应考虑变压器三侧运行方式，且变压器宜选择同类型、同容量、阻抗相近的产品。

2.2变压器阻抗选择：在满足电网要求的前提下，选用较高的短路阻抗，有利于减小系统短路电流，扩建变电站的变压器短路阻抗应尽量与原有变压器短路阻抗实测值相同，以利于变压器的并列运行，其高-中阻抗百分数应与原有变压器的阻抗相匹配，阻抗百分数偏差在额定分接、最大分接及最小分接位置时应在原有变压器阻抗百分数的±3%以内。中-低阻抗在最小、额定和最大分接头位置的百分数偏差以及和高-低阻抗的百分数偏差均规定为：-2.5%～+7.5%。

2.3变压器冷却方式：新建或扩建工程变压器不采用水冷却方式。为适应变电站无人值班要求，降低冷却系统检修维护工作量，省公司系统110kV及以上变压器不宜采用强油循环风冷方式（OFAF/ODAF）。110kV和220kV变压器选用自然冷却方式（ONAN），500kV变压器应优先采用自然冷却方式，如受其他因素影响必须采用自然油循环风冷方式（ONAF）时，应确保主变具有70%以上的自然冷却容量。

2.4变压器调压方式：对三绕组变压器，除非必要，一般情况中压绕组不设调压绕组。110kV、220kV变压器应选用有载调压方式；500kV变压器宜选用单相分体结构，在满足电网电压变动范围的情况下优先选用无励磁调压方式；110kV变压器宜选用国产有载分接开关,并优先选用真空型有载分接开关；110kV重要变电站、220kV和500kV变压器宜选用进口MR或ABB公司产有载分接开关。

2.5变压器套管外绝缘防污水平：应满足《河北南网110～500kV交流输变设备防污闪技术标准》中相关规定要求，其伞型结构应为大小伞并应符合IEC60815的规定，且有在雨和雾中的耐污型式试验报告。应要求制造厂提供淋雨条件下套管人工污秽试验的型式试验报告。不得订购有机粘结接缝过多的瓷套管和密集形伞裙的瓷套管，防止瓷套出现裂纹断裂和外绝缘污闪、雨闪故障。

2.6变压器过励磁能力：为适应电网电压波动情况，变压器的过励磁能力应与调压范围相配合，500kV变压器应具有110％额定电压下80％额定负荷连续运行的过励磁能力。

2.7变压器低压侧容量：为提高绕组承受短路的动稳定性能，充分发挥线圈的自支撑作用，主变低压绕组容量选择应服从短路要求，一般选择二分之一容量，且短路耐受能力应按全容量校验。

2.8变压器绝缘油：绝缘油应采用环烷基油，绝缘油闪点不低于140℃。如制造厂提供的绝缘油含抗静电剂，则应掌握抗静电剂添加的情况，并要求变压器制造厂提供相关技术依据和运行维护方法等。

2.9为降低低压侧设备故障几率，可研工作应充分考虑变压器的安全运行要求，220kV及以上枢纽变电站和重要性高的变电站10kV、35kV侧不宜直接带地区电力负荷。

3工程初步设计

3.1新、改扩建工程初步设计审查、选型时应有项目单位变压器专责工程师提出意见或直接参加。

3.2初步设计方案中应明确变压器实际运行方式，并按照终期规模进行短路水平计算，提供最严重状态下流过主变三侧绕组的最小短路电流值。

3.3为改善变压器低压侧设备运行环境，降低主变低压侧出口短路故障几率，初步设计应考虑变电站配电室加装空调或除湿器，降低配电室内湿度，防止凝露、表面污秽等情况的发生。

4技术规范书编制

4.1严格执行技术规范书的审查制度，变压器技术规范书发售前的审查会议应有项目单位变压器专责工程师提出意见或直接参加，确保技术参数符合生产实际，国网公司、省公司相关反事故措施得到贯彻落实。

4.2变压器技术规范书应对关键技术指标提出明确要求。在符合相关国家、行业、国网公司标准要求的前提下，应充分考虑省公司系统变压器运行实际情况，对相关指标和关键原材料进行明确。指标主要包括温升限值、空载损耗、空载电流、负载损耗、噪声水平、可承受2s出口对称短路电流值、变压器负载能力等，关键原材料主要包括硅钢片、铜导线、绝缘件、绝缘油、胶垫等，关键附件包括套管、有载分接开关、散热器、瓦斯继电器、蝶阀和球阀、温度计、油位计、压力释放阀等。

4.3变压器技术规范书中应明确主变三侧系统短路水平、实际运行方式（如三侧、高中压并列低压侧等），为制造厂家进行变压器短路耐受能力设计提供依据。

4.4变压器技术规范书中应明确要求投标人提供提高短路耐受能力的措施和计算报告，并提供同类产品的突发短路试验报告，同类产品是指容量、结构、材质、工艺等方面相近。

5变压器招投标

5.1变压器评标原则

    变压器采购评标工作中应优先考虑产品技术指标，技术评价应密切结合各厂家产品在省公司系统及其他网省公司的实际运行状况，评价范围不仅限于变压器指标参数，还应综合考虑配套辅件、关键原材料的情况。产品价格评价应结合投标报价及运行维护成本等因素综合考虑，确保变压器安全可靠性和合理的性价比。

5.2变压器制造商资质审查

5.2.1制造商应具有生产过相似或更高电压等级和容量变压器的业绩。如果国外合资方具有业绩并对合同变压器的质量给予保证，且该合资厂有相应的技术措施，也可视为具有生产合同变压器的资质。有条件时应实地考察待选制造厂的生产能力，原则上应选择生产管理要求严、设计能力强、工艺水平高、技术装备先进、变压器原材料和零部件质地优良、具有完备的产品质量保证体系和有一定规模和良好运行业绩的制造商。

5.2.2优先选用已通过突发短路试验的变压器制造商。部分厂商主变动热稳定性能未经突发短路试验验证，产品设计参数、制造工艺和材料选用的合理性无法保证，是否通过变压器突发短路试验作为投标重要资质条件，专业人员在评标时应严格把关。

5.3型式试验审查

5.3.1型式试验是对产品能否满足技术规范的全部要求所进行的试验，既是新产品鉴定中必不可少的一个环节，也是定型后产品在有改进时或经过一定时效后需要进行的一种全面性能试验。型式试验应在被认可的检验机构进行，对个别特殊的检验项目，如果检验机构缺少所需的检验设备，可在检验机构或认证机构的监督下使用制造厂的检验设备进行。

5.3.2变压器型式试验报告是变压器制造商设计、生产和制造变压器的能力的体现，审查内容包括试验单位资质是否有效、报告是否超出有效期、试验项目是否全面。目前有资质的国家级变压器质量监督检验单位包括沈阳国家变压器产品质量监督检测中心和武汉电力工业电气设备质量检验测试中心。变压器型式试验项目至少应包括油箱机械强度试验、线端雷电全波冲击试验、线端雷电截波冲击试验、中性点端子雷电全波冲击试验、不引出的中性点端子雷电全波冲击试验、温升试验。

5.4短路耐受能力评价

5.4.1制造厂应提供110kV、220kV同类型变压器突发短路试验报告；500kV变压器应提供同类型变压器受突发短路试验报告或计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。

5.4.2投标文件中应提供参数相同或相近的同类型变压器短路试验报告及其变压器动热稳定性能的计算报告，并提供内线圈失稳的安全系数，包括动稳耐受能力和热稳耐受能力两方面评价内容。同等条件下，应优先选用通过突发短路试验的同类产品。

5.4.3制造厂提交确保变压器动热稳定性能的技术和工艺措施。大型变压器线圈轴向压紧措施包括线圈垫块采用预密化、内外多个线圈均能压紧撑实的工艺和检测措施等，应在线圈整体套装并烘燥后，采用压敏纸等方法检测各线圈圆周和轴向的压紧状况。500kV变压器和大容量220kV变压器宜设置单独的调压线圈，做到结构对称、安匝平衡，尽量降低轴向力。

5.4.4变压器全部线圈均应采用铜导线，110kV及以上变压器内线圈应根据短路力校验决定采用半硬自粘性换位导线或半硬铜导线，一般要求50MVA（三绕组）及以上容量应采用变压器半硬自粘性换位导线，并采用内撑硬纸筒和加装辅助撑条等强化措施。半硬导线是指拉伸屈服强度σ0.2超过120N/mm2，经过硬化处理的导线，具体选用导线的σ0.2值应与耐受突发短路时的机械力相符，并留有一定的安全裕度。

5.4.5制造厂应提供在短路时每一线圈的机械强度试验报告或计算报告。

5.5采购合同签订

5.5.1受国网公司集中规模招标影响，部分技术要求在招标文件中无法明确，因此，技术协议签订时应与制造厂充分协商，写入相关技术要求。

5.5.2变压器技术协议签订必须由设计单位具体工程设计人员和项目单位生产管理部门变压器专责工程师签订，杜绝跨签。220kV及以上变压器技术协议必须由省公司生产技术部和省电研院审查把关。

5.5.3变压器技术协议中关键技术指标必须明确，绕组电流水平必须考虑主变不同运行方式对绕组短路电流水平的影响。设计单位应提供变电站中远期短路水平下主变各侧绕组的短路电流数据作为签订技术协议的参考。另外，技术协议中还应明确对变压器短路耐受能力的抽检要求，送国家相关检验机构进行突发短路试验，以考核变压器的短路耐受能力。

5.5.4变压器绝缘的耐压水平、试验项目、局部放电试验电压和方法等，可按照有关标准并结合合同变压器及制造商的具体情况而有所变动。测量电压为1.5Um/kV时，局部放电的允许放电量应不超过100pC。这些内容应反映在合同中，其详细内容可在设计联络会议上确定。

5.5.5技术协议中应明确变压器的动热稳定水平，一般应体现“变压器应在各种运行工况下，主变发生出口短路时能承受100%最大相对称短路电流的冲击，而无不允许的机械变形和电气能力损伤，线圈热点温度不超过250℃，短路电流持续时间2s”。

5.5.6技术协议中应明确制造厂提供参数相同或相近的同类型变压器短路试验报告及其变压器动热稳定性能的计算报告，并提供合同变压器的具体结构参数，以便计算校验合同变压器的抗短路能力。

6设计联络

设计联络是确保变压器质量的重要环节之一，应在设备制造前进行，参加部门应包括基建、生产、设计、物资、制造厂家等。除确认图纸和有关技术资料、生产进度、监造以及出厂试验等，还应讨论如下内容：

a)制造厂承诺要回答和提供的技术资料；

b)变压器抗短路能力计算，材料选择、绕线型式；

c)大型（特别是500kV）变压器的电场分析；

d)变压器的负荷能力和冷却装置的控制策略；

e)运行单位提出的其他重要技术要求等。

设计联络会议结果应有文件记载。

7驻厂监造

7.1    对110kV及以上电压等级变压器应按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，有关监造关键控制点应在合同中予以明确。监造验收工作结束后，监造人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。220kV及以上变压器监造工作由国网公司集中进行，110kV变压器监造工作由省公司委托河北省电力研究院进行。主要监造内容包括审查变压器本体和附件是否符合有关产品标准、合同技术条款规定。从设计、制造、试验和包装运输各方面与制造厂共同把好产品质量关。监造可以采取不同方式进行，可审查有关出厂检验证书、试验报告、设计任务书、工艺记录、有关图纸资料，必要时也可直接见证。

7.2监造人员要熟悉变压器材料选择、工艺流程、检测标准，了解国家、行业和国网公司、省公司相关规程规定要求，避免因知识掌握不全面，造成监造不到位，遗留制造缺陷。

7.3原材料检查:审查原材料及主要零部件的出厂检验单和变压器厂验收报告，产品质量和制造厂家是否符合相关标准及技术协议要求。重点是电磁线是否采用了半硬铜导线或半硬自粘换位导线，线材拉伸屈服强度σ0.2是否符合协议要求。

7.4铁芯检查:检查叠片平整度、油道设置情况，片间是否存在短路现象，对地及对夹件绝缘、接地片外露部分应加包绝缘，不引出的接地片位置要便于检查，防止接地片夹不紧和插入深度不够。

7.5线圈检查:绕制平整紧实，S弯制作工整，防止扭曲和较大的爬坡、剪刀口，S弯处重包绝缘加垫纸槽，换位处应保证相应的幅向园弧，防止凹入或凸出触及内外纸筒、堵塞油道。S弯应设置合理，不能压在垫块处，线圈内导线接头应焊接良好检查线圈垫块和撑条是否倒角，复检线圈内外径及轴向尺寸，静电板绝缘包扎应良好，引线连接正确。

7.6器身装配:线圈垫块、内外撑条应上下对齐，各线圈套装紧实，导向油路符合要求，引线出线和分接引线焊接包扎良好，并检查引线支架强度，各部分绝缘距离、端绝缘安装符合工艺规定和图纸要求。内部线圈下面水平排列的裸露引线，应加包绝缘，以防止金属异物碰触引起短路。

7.7干燥处理:检查变压器干燥处理过程记录及干燥处理结果，是否符合工艺技术要求，注意干燥后的器身整理及紧固。

7.8总装配:出厂试验应按现场实际安装后进行，包括导向油路装配、套管装配、冷却器及附件装配、有载分接开关装配等，装配中应检查对油箱绝缘距离，清扫油箱内异物。

7.9出厂吊检：项目单位生产专业人员必须参加出厂试验和吊检的现场见证，并提交见证报告，作为设备原始资料存档。

7.10出厂试验

7.10.1了解产品在加工过程中所有中间试验(半成品试验和成品试验)情况，对照有关技术资料进行比较。检查所有的型式和出厂试验项目及试验顺序是否符合该产品的国家标准、合同技术条款规定。

7.10.2制造厂应同时提供附件的试验验收报告，包括分接开关、套管、散热器、潜油泵、压力释放阀、压力突变继电器、气体继电器等。

7.10.3制造厂提供变压器主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告，所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。

7.10.4安装在供货变压器上的套管必须是进行出厂试验时该变压器所用的套管。油纸电容套管安装到位后，110-220kV套管应静放24h，500kV套管应静放36h后方可带电。

7.10.5出厂试验重点关注局部放电试验的加压方式和程序，试验接线和方波校正，放电波形识别和测量及背景干扰等；温升试验的测温点设置及油箱是否存在过热点等；雷电冲击和操作波试验中波形调整，试验的极性、幅值、冲击次数及相应的示伤波形等；在变压器空载、负载特性试验中进行有载开关的操作循环试验，以确认其动作正确无异常；在试验过程中注意监视关键仪表读数及被试变压器有无异常。

7.11关于变压器局部放电试验要求

7.11.1测量电压为1.5Um/√3时，220kV及以上电压等级变压器的局部放电试验的放电量：自耦变压器中压端不大于200pC，高压端不大于100pC；其他变压器不大于100pC；测量电压为1.5Um/√3时，110kV电压等级变压器的局部放电试验放电量不大于100pC。

7.11.2500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。

8运输及安装

8.1运输

8.1.1运输和安装应按制造厂有关规定执行，110kV及以上电压等级变压器运输中应采用可靠的防止设备运输撞击的措施并装设量程合适的三维冲击记录仪，冲击记录要作为现场交接的内容之一，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收。冲击记录超过允许值时(允许值由制造厂及合同规定，一般不大于3g)，在制造厂确认的基础上进行必要的检查和处理，直至返厂检修。

8.1.2充氮运输的变压器在运输前应装设压力表，并要密切监视和记录气体压力,其内部正压应保持在0.02－0.03Mpa之间，压力过低时（低于0.01Mpa）要及时补充干燥气体，使压力满足要求。为防止变压器在安装和运行中进水受潮，套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏试验。如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。

8.2安装

8.2.1安装施工单位应严格按《电气装置安装工程施工及验收规范》和基建移交生产达标要求进行现场安装工作。变压器投运前，基建单位应及时向生产部门移交有关技术资料、专用工具、备品备件，生产部门应做好变压器设备出厂及安装资料的归档工作。

8.2.2变压器在运输中使用的密封圈，安装时如有损坏，必须更换新密封圈。安装中要重点注意冷却系统和套管上端盖的密封，按正确方式排尽储油柜中的空气，确保油位指示正确。为避免变压器温度上升后，引起压力释放阀意外动作，应保证储油柜呼吸顺畅。

8.2.3现场放置时间超过6个月的变压器应注油保存，并装上油枕和胶囊，严防进水受潮。

8.2.4变压器在运输、安装过程中出现的问题，必须在设备投运前妥善处理，新设备不应带缺陷投运。

8.2.5在安装时，应注意检查引线、均压环（球）、木支架、胶木螺钉等是否有变形、损坏或松脱。注意去除裸露引线上的毛刺及尖角，发现引线绝缘有损伤的应予修复。对线端调压的变压器要特别注意检查分接引线的绝缘状况。对高压引出线结构及套管下部的绝缘筒应在制造厂代表指导下安装，并检查各绝缘结构件的位置，校核其绝缘距离及等电位连接线的正确性。

8.2.6严格按规定对冷却系统进行检查，避免杂质进入变压器本体，必要时进行热油冲洗。若在滤油过程和变压器注油过程中发生滤油设备异常（如末级泵发生扫膛），必须严格控制油中颗粒度，出具相关检测报告。

8.2.7安装打开油箱孔盖，器身暴露空气时，应不断注入干燥空气，防止器身受潮。抽高真空是去除变压器在运输和安装中潮气的主要措施，应尽可能安排在干燥天气进行。真空残压接近控制值时，应进行真空泄漏试验。真空泄漏试验合格后应继续抽真空，使真空残压低于控制值；220kV持续抽真空不小于24小时，500kV持续抽真空不小于36小时，方可进行真空注油。真空注油期间，真空残压应维持在控制值左右，必要时参照厂家要求。

8.2.8变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带，以防止裸引线与套管的导管相碰、分流烧坏引线。

8.2.9应要求制造厂提供测试用套管末屏接地线的引出线连接端子。对于现有采用螺栓式末屏引出方式的套管，在试验时要注意防止螺杆转动，避免内部末屏引出线扭断。如有损坏应及时处理，保证带电时末屏可靠接地。

8.2.10穿缆式套管应防止引线扭结，不得过分用力吊拉引线。如引线过长或过短应查明原因予以处理。

8.2.11套管安装时注意处理好套管顶端导电连接和密封面，并检查端子受力和引线支承情况，检查外部引线的伸缩节及其热胀冷缩性能。防止套管因过度受力引起的渗漏油。与套管相连接的长引线，当垂直高差较大时要采用引线分水措施。

8.2.12气体继电器应有可靠有效的防雨、防潮和防振动措施，以防环境原因造成瓦斯保护误动。

9基建交接

9.1110kV及以上电压等级的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验，并检测试验前后本体和套管绝缘油色谱数据变化情况。绝缘油色谱数据变化异常时，严禁未彻底查明原因就简单进行换油、滤油处理，遗留事故隐患。

9.2交接试验中要特别注意采用频响、低电压阻抗和电容量三种方法进行绕组变形测试，保留原始指纹。

9.3交接试验中为避免铁芯的过高剩磁，500kV变压器高、中压绕组直流电阻的测试电流不宜大于5安培。220kV及以下变压器高中压绕组直流电阻的测试电流不宜大于10安培。

9.4气体继电器必须经校验合格后方可使用，严禁不合格产品投入运行。瓦斯保护投运前必须对跳闸及信号回路进行传动试验。

10运行维护

    变压器的运行严格依据DL572-1995《变压器运行规程》、《河北省电力公司变电运行规程》、《河北省电力公司变电站标准化管理规范》进行。

10.1变电站运行人员巡视检查内容主要包括变压器及其套管的油位和渗漏情况、振动和声响、冷却器的运行、温度指示及在线监测装置等，冷却器及其电源的运行应定期交叉切换。

10.2变电站运行巡视记录应全面反映变压器运行履历，变电站运行规程中应明确主变、低压母线、低压出线、电容器等低压侧设备故障信息和消弧线圈动作信息的收集上报要求，内容包括故障时间、部位、性质、原因、短路电流峰值、接地电容电流、持续时间等。

10.3变电站运行巡视范围应包括主变低压侧出线站外可视范围内的所有设备，并列入相应的运行巡视指导书（卡）中，巡视重点是易造成相间短路和接地故障的漂浮物、异物搭接、杆塔上鸟窝、违章施工、线下树等。

10.4变电站至终端杆（塔）间的设备应纳入红外测温范围，防止电缆头、避雷器爆炸引起低压侧故障，造成主变短路冲击损坏。

10.5严格按照有关规定到现场以及利用变电站远程图像监控系统进行特巡，雨天应检查配电室漏雨情况，冰雪天气检查主变低压侧套管积雪融冰情况，大风时应检查站内外有无飘浮物。

10.6加强变电站低压侧非公司资产的运行管理

    部分变电站低压侧出线及部分站内低压侧设备为非公司属资产，设备技术标准及运行维护水平较低，缺陷和故障频发，极易导致故障扩大，影响变电站主设备的安全运行。

10.6.1运行部门认真统计分析每条低压出线的负荷性质、运行方式和故障记录等情况，对距离长、故障频发的低压出线，要商用电、调度部门将负荷倒出。

10.6.2对于重要性不高或故障频发的低压出线要停用重合闸。发现变电站低压侧接地故障后，要视情况及时采取措施快速消除接地故障，防止故障范围扩大，殃及主设备的安全运行。未查明原因前禁止线路重新投入运行。对于重要用户，相关部门应告知其配备自备电源的必要性。

10.6.3加强设备的投运验收，验收程序和标准依据省公司有关要求进行，重点是线路外绝缘配置是否达标，路径是否合理，违章建筑和线下树是否清理，电缆防护管、盖板、警示带、标桩等安防措施是否落实；对非公司属资产行使技术监督职能，不满足国家、行业和省公司技术标准的设备禁止投入运行，重点监督对象是开关柜、电缆、电缆附件、避雷器等设备。

10.7变压器保护装置管理

10.7.1变压器的保护装置必须完善可靠，严禁变压器及变压器中低压侧设备无保护投入运行。确因工作需要使保护装置短时停用时，应制定相应的安全防护措施，并于工作完成后立即将变压器保护装置恢复使用。

10.7.2主变纵差保护范围应包括中低压侧主进断路器，确保中低压断路器故障时能够可靠切除，防止故障范围扩大。

10.7.3变压器故障时继电保护装置应快速准确动作，后备保护动作时间不应超过变压器所能承受的短路持续时间（2s）。另外，应提高直流电源的可靠性，防止因失去直流电源而出现的保护拒动。

10.7.4变压器低压侧必须有一段不大于2s的电流保护，跳变压器低压侧开关。与下一级保护配合有困难时，可采取低压母线运行或牺牲下级保护选择性等办法。对新建变电站，设计部门应考虑采取适当的技术措施，确保变压器低压侧保护动作时间不大于2s。

10.7.5变压器投运时，压力释放阀应投信号；油温、绕组温度保护装置的整定应与变压器过负荷能力相配合，并宜接信号；突变压力继电器因现场无测试、检查条件且缺乏运行经验，故目前宜接信号。

10.7.6变压器本体重瓦斯保护在信号方式期间，变压器主、后备保护不得退出运行，工作完毕变压器空气排尽后，方可及时将重瓦斯保护重新投入跳闸方式。

10.7.7运行中变压器进行滤油、加油、换硅胶、冷却器、潜油泵、呼吸器、油路检修等工作时应先将重瓦斯保护改投信号。

10.7.8运行中变压器的冷却器油回路、通向储油柜的各阀门由关闭位置旋转至开启位置时，以及当油位计油面异常升高或呼吸系统有异常需要打开放油或放气阀门时，应先将变压器重瓦斯保护改投信号。

10.7.9气体继电器应定期校验，当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。

10.7.10绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接信号，不宜接跳闸。

10.8变压器冷却系统管理

10.8.1为避免油流带电现象，对强油循环冷却方式的变压器，应控制变压器器身内最大油流速度不大于0.5m/s。潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。对已运行的变压器，其高速泵应进行更换。对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时，应安排停运检修。

10.8.2检修维护工作中潜油泵启、停操作必须符合调度和运行管理规定，并由运行人员依据现场运行规程进行。强油风冷系统发生缺陷或需进行调整时，严禁检修人员自行对运行变压器的潜油泵进行启、停操作，若确需操作，必须经运行人员许可，并严禁频繁启、停潜油泵。

10.8.3变压器运行中冷却器电源全部失去，恢复电源时应逐台延时投入相应台数冷却器，延时时间不小于3分钟。冷却器电源分段开关只为检修设定，运行中严禁用分段开关启、停冷却器。

10.8.4风冷控制箱的运行维护重点是防雨、防潮、防尘措施、元器件健康状况、时间继电器延时配合等，应作为变压器运行维护工作的必检项目对待，及时消除可能存在的故障隐患。

10.8.5变压器冷却器每1～2年应进行一次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行，管束式冷却器可通过水冲洗、加装滤网等措施防止昆虫及异物堵塞，提高冷却效果。

10.9预防变压器火灾事故

    加强变压器的防火工作，重点防止变压器着火引起的事故扩大。变压器应按规定要求完善消防设施，并加强管理。运行中应有火灾事故预想。应特别注意对套管的质量检查和运行监视，防止其运行中发生爆炸喷油引起变压器着火。

10.9.1现场进行变压器干燥时，应事先做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。

10.9.2变压器放油后进行电气试验（如测量绝缘电阻或施加低电压试验）时，应严防因感应高压放电或通电打火而引燃、引爆油纸绝缘物和油箱内聚集的可燃气体。

10.9.3在变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先做好防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。

10.9.4事故贮油坑的卵石层厚度应符合要求，保持贮油坑的排道畅通，以便事故发生时能迅速排油。

10.9.5防止绝缘油进入电缆沟内，室内变压器应有集油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。

10.9.6油浸变压器应按“消防法”要求装设灭火装置，特别是地下洞室、城市人口密集区域等特殊安装场所的油浸变压器，应安装有效的灭火装置。

11检修试验

    省公司系统110kV及以上变压器实施状态检修模式，应严格依据国网公司和省公司状态检修规定、规程开展变压器状态检修工作。

11.1依据《河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程》，变压器试验包括周期性例行试验和诊断性试验，例行试验基准周期为3年，依据设备状态评价结果可适当调整试验周期，调整范围为1-4年。

11.2符合以下各项条件的变压器，停电例行试验可在调整后周期的基础上延迟1年：

11.2.1巡视检查中未见可能危及该变压器安全运行的任何异常；

11.2.2带电试验(如有)显示变压器状态良好；

11.2.3上次例行试验与其前次例行试验结果相比无明显差异；

11.2.4没有任何可能危及变压器安全运行的家族缺陷；

11.2.5上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况。

11.3有下列情形之一的变压器，需提前或尽快安排例行或/和诊断试验：

11.3.1巡视检查中发现有异常，此异常可能是重大质量隐患所致；

11.3.2红外、超声、特高频、油色谱、铁芯接地电流等带电试验显示变压器状态不良；

11.3.3例行试验表明变压器状态有明显劣化趋势；

11.3.4存在重大家族缺陷；

11.3.5经受了较为严重不良工况，不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质性损害。

11.4如初步判定变压器继续运行有风险，则不论是否到期，都应列入最近的年度试验计划，情况严重时，应尽快退出运行，进行试验。

11.5新、扩建变电站2年内和解体检修后设备1年内及运行超过25年以上的变压器试验周期为1年；停运超过6个月投运前应进行例行试验，停运超过1年的变压器投运前应进行交接试验。

11.6依据《河北省电力公司输变电设备状态检修导则》，变压器检修分为A、B、C、D四类检修。A类检修为本体的解体性检修，B类检修为主要部件的检修，A、B类检修不设定周期，根据设备状态评价结果和风险评估结果确定。C类检修为结合停电试验进行的维护性工作，通常与周期性例行试验结合进行。D类检修是指变压器的日常巡视检查和维护保养，不设定周期。

11.7变压器检修中所涉及到的具体检修工艺、工作流程应符合国家、行业、国网公司和省公司相关规程规范，并全面落实现场标准化作业要求，抓好关键环节、关键工艺的落实。主要包括《电力变压器检修导则》（DL/T573)、《有载分接开关运行维护导则》（DL/T574)、《运行变压器油维护管理导则》（GB/T14542）《110（66）-500kV油浸式（电抗器）检修规范》等。对于制造厂有明确要求的检修项目和工艺要求，应按照制造厂要求进行。

11.8当检修工作与电网运行方式发生矛盾时的处理原则：

11.8.1应明确设备本身安全是电网安全运行的前提。

11.8.2当电网运行方式安排较紧时，应综合分析适当降低电网运行可靠性与有较严重缺陷设备继续投运可能带来的后果之间的比较，取其轻者。

11.8.3有缺陷而又无法立即消缺的变压器，应综合分析并制定和落实相应防范措施。

11.9关于运行中变压器绕组变形试验

    变压器绕组变形试验主要包括频响法、低电压阻抗、电容量三种试验，三种试验结果纵向和横向对比，并互相印证，可有效鉴别变压器是否存在绕组变形缺陷和严重程度。对饼式同心圆线圈变压器，绕组低电压短路阻抗前后两次变化或三个单相参数的最大相对互差一般不应大于2.0%，超过5.0%视为存在明显变形；绕组电容量前后两次变化一般不应超过5%。

11.10关于运行中变压器现场局放试验

11.10.1对于怀疑有放电缺陷的变压器，经过处理，在其他绝缘性能良好的情况下，应进行现场局部放电试验，试验电压和持续时间根据具体情况确定，局部放电试验测量电压，一般不超过1.3倍的最高工作相电压（Um/√3）。

11.10.2更换重要绝缘部件并经烘燥修理的变压器，必须进行现场局部放电试验，测量电压应视变压器运行时间长短和未更换绝缘部件的状况而有所不同，一般情况推荐采用1.3倍的最高工作相电压（Um/√3）。

11.11关于运行中变压器油色谱数据分析

11.11.1加强变压器油中气体的带电取样分析工作,发现数据异常，应适当缩短采样周期，加强数据的跟踪分析。

11.11.2总烃、甲烷、乙炔和氢气等主要指标气体的绝对值或产气速率超过注意值，应视为异常；因某种原因使气体含量基值较高，超过注意值，但产气速率较低，仍可视为正常。对于油中关键气体如乙炔，即使基值较低没有超过注意值，但如果属从无到有或产气速率较高应视为异常。500kV变压器绝缘油中出现乙炔时，应立即进行分析并采取相关措施，必要时立即停运。

11.11.3当绝缘油中乙炔气体超过注意值（500kV为1μL/L，110～220kV为5μL/L），产气速率超过0.3μL/L周时，应及时汇报上级主管部门，在系统允许的前提下，立即停运，分析乙炔变化的原因，联系有关制造厂共同分析并提出相应对策。若系统无法安排变压器停电处理，应加强监测，每天进行一次油色谱分析，并及时分析乙炔变化的原因。当套管乙炔含量超过注意值时，应立即更换。

11.11.4当油中出现少量乙炔气体，采用其他相关试验和检查未发现明显原因时，可考虑进行绝缘油带电度的测试。

11.11.5色谱分析结果应结合变压器电气试验、绝缘油的其他试验结果，以及变压器的结构、运行、检修等情况进行综合分析，判断故障的性质和部位。根据具体情况对变压器采取不同的处理措施，如缩短试验周期、加强监视、负荷、近期安排内部检查，立即停止运行等。

11.12关于变压器分接开关

11.12.1有载分接开关的检修应按照制造厂规定执行，当开关动作次数或运行年限达到制造厂规定值时应进行检修，并由制造厂家专业人员进行或指导进行。

11.12.2无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方可投运。

11.12.3对变压器有载调压开关（OLTC）应掌握带电切换次数。有带电滤油装置的OLTC，在带电切换操作后，应自动或手动投上滤油装置。对于长期不切换的OLTC也应每半年启动带电滤油装置。无带电滤油装置的OLTC，应结合主变停电检修安排滤油，必要时也可进行换油。

11.13关于冷却器改造要求

11.13.1慎重进行管束式冷却器的片散式改造工作。省公司系统多台变压器跳闸事件表明，管式冷却器进行片散式改造的方案还不成熟，极易发生油流涌动过大造成变压器本体重瓦斯保护动作。如确需改造，改造方案必须取得变压器原制造厂家设计部门的设计验算书，并经过科学论证，改造实施方应具备相应电压等级风冷系统设计和制造资质。

11.13.2严格控制风冷控制箱元器件质量，各单位新、改扩建工程和大修技改工程中风冷控制箱元器件（中间继电器、时间继电器、接触器等）应选用实践证明运行稳定、质量可靠的产品。

11.13.3风冷控制箱应满足无人值班变电站的控制要求，具备自动和手动两种控制模式。

11.13.4风冷控制箱应具备两种启动方式，即按顶层油温和负荷电流启动。

11.13.5风冷控制箱应由双路电源供电，可任选一路工作或备用，当一路电源出现故障时另一路电源自动投入运行。要定期进行切换试验。信号装置应齐全可靠。

11.13.6风冷控制箱中每台潜油泵电源回路装设一个空气开关，防止电源回路与控制回路给电顺序错误造成多台潜油泵同时启动。

11.13.7风冷控制箱中每台潜油泵启停时间均由时间继电器控制，时间继电器电磁线圈间为并联方式，实现潜油泵逐台延时启动，并采取防多台泵同时启动措施，延时时间满足国网公司“预防110（66）kV-500kV油浸式变压器（电抗器）事故措施中3min要求。另外，为防止流量阀在潜油泵突停情况下锁死，变压器采用充氮灭火方式时控制箱还应具备分步停止工作模式。

11.13.8风冷控制箱应配备风扇和油泵电机过载、缺相及短路保护装置，具有交流电源、接触器和继电器损坏、温湿度控制回路、直流控制回路等的故障报警功能，可就地显示和上传。

12备品备件管理

12.1为提高变压器检修效率，减少停电损失，应储备一定数量的备品备件。应明确备品备件储存方式，原则上110kV及以上变压器采取省公司集中调配，各单位储备维护，其它零部件由各基层单位调配和储备维护，各单位要制定变压器备品备件台帐和储备维护规定。当前省公司备品变压器见附表。

12.2省公司系统的变压器备品备件管理遵循《国家电网公司输变电设备备品备件管理指导意见》及省公司相关管理规定要求。备品备件来源主要有采购、基建移交、退役设备中经技术鉴定可再利用的设备和零部件三种形式。变压器新订购时应首先考虑制造厂的服务和终身包修，并采购生产周期长、且必需的备品备件；对基建项目附带的备品备件，竣工验收时由建设单位及时移交生产运行单位；对退役仍有利用价值的设备及配件，经整修并按现有标准检查试验合格后进入备品备件库。

12.3各单位应做好备品备件的仓储管理，建立健全仓储管理制度，切实做好备品备件的储备、供应工作。备品备件的台帐清册应做到基础信息详实、准确，图纸、合格证、说明书等原始资料应妥善保管。仓储管理人员应定期盘库，对台帐进行核对，确保做到帐、卡、物一致，定期或根据实际需要进行台帐发布。

12.4备品备件原则上不另作它用。备品的使用应履行审批手续，涉及上级单位管理的备品应经上级主管部门批准。应急状态下备品备件可作为应急物资统一调配。备品备件应保持适当储备量，动用后应及时进行补充。

12.5储存于生产厂家的备品备件，事先应签署相关技术协议，协议应包括检查、维护、轮换等内容，确保紧急情况下的及时供应（原则上要求24小时内供货至抢修现场）。

12.6变压器备品备件存放的环境温度、湿度应满足存放保管要求，同时应做好防火、防潮、防水、防腐、防盗和清洁卫生工作；设备上易损伤、易丢失的重要零部件、材料均应单独保管，并应注意编号，以免混淆和丢失。

12.7生产部门要定期组织相关人员，对库存备品备件进行检查维护及必要的试验，保证库存备品备件的合格与完备。对于经检查不符合技术要求的备品备件应及时更换。对库存备品备件日常巡视检查时应重点关注包装外观是否破损、是否有渗漏油等异常现象，一经发现应尽快通知主管部门进行修复，没有修复价值或修复代价偏高的备品，经主管部门同意后报废处理。

12.8技术淘汰设备或损坏的备品备件，须经技术主管部门审批同意，涉及上级单位的备品备件应及时报上级主管部门审批，按废旧物资报废流程处置。

12.9应严格执行备品的取用规定和必要的试验要求，停运半年以上的，应按照《河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程》要求进行试验，停运一年以上的设备应按照GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》要求进行试验。

12.10备用变压器的设置和保管原则：

12.10.1对于同类型变压器已发生过多次相似原因的故障，或运行时间超过20年的变压器，已有绝缘劣化迹象，宜考虑设置备用变压器，以加快变压器故障和缺陷处理速度，减少电网损失；设置的备用变压器在电压组合、容量、阻抗、套管电流互感器的配置上应与原变压器匹配，退运的变压器如无缺陷应作为备品存放。

12.10.2备用变压器由省公司根据需要统一购置、调配，由各基层单位负责储存保管；在保管期间也应视为运行设备，注意巡视和外观检查，并按照《河北省电力公司输变电设备状态检修试验规程》要求定期进行例行试验。

12.10.3如报废的变压器上部分附件性能指标较好，且网上还运行5台以上同型号变压器时，可以拆后留作备件，如套管、油枕、分接开关、潜油泵、绝缘油等。

12.10.4因增容改造退出运行的变压器，除薄绝缘变压器外，应进行试验和运行状况综合诊断，绝缘性能良好的应按十分之一比例留作事故备品。

12.10.5因空、负载损耗及其误差超过GB 51、GB1094中标准，但网上还运行同型号设备的，应按十分之一比例选取其中状态较好变压器留作事故备品。

13报废

13.1变压器的退役和报废应依据变压器状态评价结果和省公司技术鉴定结论，综合分析其技术经济指标后做出，一般原则如下：

13.1.1对薄绝缘、铝线圈及运行超过20年的变压器，如发现严重缺陷，变压器本体不宜进行改造性大修，对更换下来的变压器也不应再迁移安装使用。薄绝缘变压器是指60—80年代初生产的220kV、110kV绕组匝间绝缘厚度低于1.95mm、1.35mm的变压器。

13.1.2运行30年以上老旧变压器，虽经试验合格，但空、负载损耗及其误差超过GB 51、GB1094中标准，经技术指标和经济效益比较，不宜再使用的。

13.1.3变压器因严重故障修复费用超过变压器当前折旧价值的。

13.1.4当变压器绝缘严重老化、故障损坏严重无修复价值，或超过预期运行寿命，从技术经济性角度分析继续投运不再合理时，变压器应根据设备状况评估结果考虑退出运行和报废。

13.2退出运行但未报废，且没有异地安装的变压器，应视为运行设备进行必要的巡视检查和检修维护；退役拆去电气连接线后，可视为备品妥善保管。

13.3退运变压器如留作备品且需库外保存的，应办理退库和出库手续，使用保管部门建立相应台帐。

13.4变压器退库前应出具技术鉴定意见，使用保管部门妥善保管图纸、合格证、说明书等原始资料。

13.5需拆卸零部件留作备品备件的，使用保管部门在履行审批手续后方可拆卸零部件。

14技术档案管理

14.1变压器技术档案管理依据《国家电网公司生产运行基础资料管理规范（试行）》和《河北省电力公司输变电设备状态信息统计规范》，应满足生产运行需要，做到及时、完整、准确、规范。

14.2变压器技术档案主要包括基础资料、运行检修资料、技术管理资料、基建技改工程管理资料、规程标准等，形式包括纸质、电子文档、软件、影像资料等一种或几种形式。

14.3变压器归档的技术资料应包括：技术协议、联络会议纪要、工厂监造纪要、出厂技术资料、设备开箱检查记录、安装消缺记录、定期分析记录、交接试验报告、启动投运报告、运行异常记录、检修和消缺记录、零部件更换记录、以及变压器移位或报废等技术资料。

14.4变压器改装及另部件更换情况应有详细的档案记录及分析。

14.5当变压器绝缘状况等发生异常时，应做好必要的记录及处理情况和小结。

14.6因增容改造等原因退出运行后需异地安装的变压器，要确保资料移交的完整性（同时完成设备台帐等技术资料的及时更新），并应采取措施防止移交过程中的损坏。

15其它

15.1变压器异常处理程序

    各单位严格按照《河北省电力公司关于重大生产信息及时报告的若干规定》规定及时报告变压器异常情况。一般异常情况，责成运行单位分析处理后报省公司生产技术部，严重及以上异常情况，省公司生产技术部组织故障的现场分析和处理。处理程序如下：

15.1.1省公司生产技术部专责向现场人员搜集异常信息，判断异常性质。如属一般异常情况，责成运行单位生产技术部组织分析和处理后上报省公司生产技术部；如属严重及以上异常情况：

15.1.2省公司生产技术部组织调度中心、省电研院、设计院、供电公司（超高压分公司）专业人员赴现场。

15.1.3调度中心或运行单位调度所继电保护专业人员收集故障录波和继电保护动作信息，分析异常发生发展过程。运行和修试部门收集变压器运行履历及历年检修试验数据。省电研院和运行单位修试人员现场检查和诊断性试验。

15.1.4组织汇总运行、检修、保护、试验信息，综合分析设备异常过程及原因，编制初步分析报告。

15.1.5视变压器异常性质和严重程度，经请示相关领导后确定是否上报国家电网公司生产技术部。

15.1.6组织制定变压器异常恢复或抢修工作方案。

15.1.7根据变压器异常情况暴露出的问题制定整改计划及反事故措施。

15.1.8编写异常分析报告，提出反事故措施。

15.1.9统计分析公司系统共性问题，编制设备治理和整改计划。

15.1.10督促落实整改计划，协调解决实施过程中的疑难问题。