一、变压器的真空注油、静放、热油循环及大型变压器安装排气不净的缺陷及排除
二、变压器投运前检查项目（交检项目）
三、变压器的冲击合闸
四、变压器的试运行
五、变压器的运行
1. 变压器的停、送电操作顺序的规定
2. 变压器的运行电压规定
3．变压器运行温度的监测及规定
4. 变压器并联运行的条件
5. 运行中变压器油检测周期及检测项目规定
六、变压器附件在运行中的规定
1．气体继电器
2. 压力释放阀
3. 无励磁调压分接开关
4．有载调压分接开关
5．吸湿器
七、变压器的运行监测与保护
1．变压器正常运行监测项目
2．变压器运行监视中的报警项目
3. 变压器的在线监测
4．变压器主体上的保护措施项目
5．变压器继电保护措施项目
八、变压器铁芯的多点接地及处理
1．铁芯必须接地
2．铁芯必须一点接地
3．发生铁芯多点接地的临时处理措施
一、变压器的真空注油、静放及热油循环
对于电压等级在60KV及以上的变压器，新安装、大修后或器身有受潮现象时应进行真空注油、静放及热油循环。
1真空注油方面
a、真空注油时真空度的控制值：
|
变压器电压等级 |
真空度（残压）值 |
负压值 |
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16000kVA及以下 |
20000kVA及以上 |
16000kVA及以下 |
20000kVA及以上 |
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66-110kV级 |
0．05MPa |
0．02 Mpa |
-0.05 MPa |
-0.08 MPa |
|
220 kV级 |
133Pa |
-0.1 MPa |
b、抽真空初始阶段要均匀提高真空度，以利于油箱真空机械强度要求，66-110kV级变压器至少在1小时之内达到上述真空要求。
c、当变压器器身由于暴露时间长或其他原因，认为有受潮迹象时，抽空后要保持长时间的真空度，保持时间可视受潮程度而定，一般可到8-24小时，以利水分的挥发。
d、注油时一定要把管路内空气放净，在注油阀门处放气至满油时再开始打开注油阀门注油。注油要自下而上，注油速度2-3t/h，不能超过6t/h，以防油流带电。油面距箱顶100-200mm时停止注油，继续保持真空，110kV级变压器要保持真空不少于2小时，220kV级变压器不少于4小时。
e、变压器的各主要附件在真空时的要求：对储油柜、净油器、冷却器（散热器、冷却器）等不能承受真空机械强度的附件应关闭蝶阀，做到与油箱隔离；对有载开关应将其油室与变压器油箱连通同时抽真空。
f、注放油对66kV级以上产品应采用真空滤油机，切忌采用板式滤油机，防止油被劣化，带进空气及潮气。
g、注油时的油温应高于器身的温度，器身最低温度在10-20℃以上为宜，或当环境温度较低时提高油温到30-50℃时再注油。
h、有载开关油室内的注油，也要保证在真空下注油，并在油箱注油时同时注油。
i、补油：指补充注油，补注油箱上部空间、各附件及储油柜油，补注到油位指针相应环境温度的油位高度。通常补油都是在解除真空的条件下进行的，补油是从储油柜注油阀门进行对变压器自上而下补注。注意补注油时要按自下而上的顺序逐步打开各附件的放气塞，包括：散热器、冷却器、净油器、集油盒、升高座、导油盒、套管压盖、开关盖板、气体继电器等上面的放气塞。补注油时注意打开各附件的蝶阀，并调到准确的开启部位。主体补注油后，对有载开关也要进行补注油到相应的油位高度。对于散热器的注油应先开启散热器下部的蝶阀及散热器上部的放气塞，等放气塞冒油时在打开散热器上部的蝶阀，避免散热器中的空气进入油箱内。
2. 静放与密封试验及排气方面
a、整体的密封试验压力按0.035MPa考核,或以储油柜注油后的静油压值也可,检查油箱及附件无渗漏油现象。
b、静放时间要求：从补油完成算起，静放时间对66-110kV级变压器≥24小时，220kV级变压器≥48小时。
c、变压器排气，尤其是储油柜的排气是通电前很重要的步骤，除补油时的排气外，在静放阶段要多次按补油时排气顺序进行排气，要确保变压器内部，各附件内部，尤其储油柜内部要排净气。
3．关于热油循环方面
通常在变压器器身有受潮迹象时（因暴露时间过长或环境条件较差时装配）需对变压器进行热油循环处理，热油循环要求对角由上而下用真空滤油机进行，滤油机出口油温不应低于50℃，油箱内温度要高于40℃，根据受潮的程度也可适当提高油温到70℃左右。
4. 大型变压器安装排气不净的缺陷及排除
大型变压器的安装排气、调油位是很重要的一项工作，它是确保变压器正常投入运行的基本条件，如果排气不净，变压器投入时轻瓦斯频繁动作，尤其对220kV级变压器局部放电试验时局放量增大，造成局放不合格，甚至出现产H2现象。
变压器内部的存气分两大部分：一部分是变压器本体器身内部绝缘件及线圈内的存气（气泡类），另一部分是变压器附件内的存气，包括散热器（冷却器）、净油器、压力释放阀、储油柜等；变压器本体抽真空时，它们的空间与变压器本体相互隔离内部空间存气要排出。所以对变压器实行真空注油和补油后必须进行排气，排气是一步非常重要的工作，具体作法是：“先下后上（先低后高），隔离油箱、分别排净”。
（1）潜油泵排气（对大修老式潜油泵）：先开冷却器下部蝶阀，拧松油泵上的放气塞，再适当开启潜油泵进出口的蝶阀阀门，待放气塞溢油后，依次拧紧放气塞，对盘式泵没有放气问题
（2）净油器（如果有的话）：先开下蝶阀、闭其上蝶阀、松开顶塞，溢油后拧紧顶塞，再开上蝶阀；
（3）冷却器：自下而上，步骤同上；
（4）注意集油盒的排气；
（5）高、中、低压套管升高座及套管上部排气到溢油为止，对油质电容式套管上部无油，但存气不要形成压力，要最后放一次气，再将接线头内的密封垫上好拧紧。
（6）储油柜排气和调油位：对密封式储油柜包括胶囊式和隔膜式储油柜一定要把胶囊和隔膜与柜壁间的空气排净，确保变压器的呼吸作用正常，排气方法有两种：充气法和充油法。把油位调好；
（7）有载开关油室排气，松动顶盖上的放气塞溢油为止；
（8）压力释放阀排气，用升高座上的放气塞，将升高座内的气体放净。
排气次数：要多次排气，在冲击投运前做最后一次排气，把气排净。这样变压器投运初期不会发生频繁轻瓦斯报警，高压变压器也不会因存气而造成局放量的增加及H2 单纯性超标。
二、变压器投运前检查项目（交检项目）
1．变压器整体无缺陷，无渗漏油等现象。
2．变压器的交接试验项目无遗漏，即根据GB50150-91交接试验标准的试验项目无缺项，绝缘试验合格。
3．各部分油位正常：包括主体储油柜油位、开关储油柜油位、套管储油柜油位、吸湿器油杯。
4．各种阀门的开闭位置应正确：冷却器、气体继电器、压力释放阀、吸湿器的连通蝶阀处于开启位置，其他该关闭的阀门（注放油阀门、油样活门、放气塞）关严不渗漏。
5．检查分接开关的位置指示正确，是否定在用户规定的档位上。无载分接开关三相（A、B、C三相）档位必须一致；有载分接开关三处档位显示必须一致，（即开关本体档位显示及电动机构档位显示，远方控制室内显示三位一致），有载开关还要注意，在投入运行前手动调档时，经正反圈数校正符合要求（正反圈数差对V型开关小于3.75圈，对M型开关小于0.5圈）。
6．各处放气塞把气放净，投运前最后排气一次，然后旋紧放气塞。
7．排气后变压器要按规定进行静放，110kV级及以下静放24个小时，220kV--330kV静放48小时，500kV级静放72小时，在运行前最后排气一次，然后方能送电，即检查静放时间够不够。
8．检查吸湿器是否有呼吸现象，即确保呼吸通道畅通，硅胶颜色是否正常（兰色），油杯内油封位置高度符合要求。
9．检查气体继电器方向正确否，蝶阀是否打开，继电器内的存气是否放净，油气通道是否畅通。
10．检查压力释放阀是否取下锁片，蝶阀是否打开（如有蝶阀的）。
11．检查变压器的接地系统的接地是否良好：包括油箱接地系统，铁心接地系统，夹件接地系统。
12．检查变压器外绝缘距离是否符合规定要求。各部位的导线接头应紧固良好（各套管的导电头与电源引线连接紧固）。
13．检查变压器保护测量信号及控制回路的接线是否正确，各保护系统均应经过实际传动试验。包括：气体继电器、各种温控器、压力阀、油位表、油流继电器的控制回路。
14．检查冷却器（包括风冷散热器或强迫油循环油冷却器）二次控制回路接线正确，启动正常。
15．检测变压器设置的各种保护动作整定应正确，包括差动、过流、速断、零序保护等，整定值符合电网运行要求。
三、变压器的冲击合闸
变压器的冲击合闸常会产生励磁涌流，励磁涌流产生的原因是当合闸时电压相位角过零点时，铁心中的磁通严重饱和，此时磁通的大小相当于2倍多的正常磁通，励磁电流的数值会迅速增加，甚至可达正常空载电流的几百倍或可达变压器额定电流的5-8倍。对于小容量变压器，合闸后几个周波励磁电流便可达到稳定值，大容量变压器要衰减的慢些，有时需十几秒才能达到稳定值。
合闸励磁涌流一般不会对变压器造成危害，但可能对变压器的过电流保护或差动保护引起误动。会使过电流速断保护掉闸，或由于变压器是空载，冲击侧有很大的励磁涌流，而另一侧开路无电流，造成差动的误动作跳闸。
由于三相本来就有相位差，加上三相合闸同步性又不可能完全一至，所以合闸瞬间不好说那一相正好赶上电压0相位，如果合闸瞬间电压相位是90度相位就不会产生励磁涌流，所以每次合闸的过程表现不一，有时表现强烈，有时表现平稳，这都是正常现象。
冲击合闸时的励磁涌流可考核变压器内部的两个方面的性能：一、考核线圈的机械强度。因励磁涌流的值可达变压器额定电流的5-8倍，大电流在磁场中就会产生大的机械力。二、考核变压器内部的绝缘强度。这是因为产生励磁涌流时的线圈首端电压可达额定相电压的2-3倍。但冲击合闸更主要的目的是为了考核变压器产生的励磁涌流能否对差动继电保护造成误动合闸。具体操作要求如下：
1.变压器的冲击合闸应在使用的分接位置上进行，冲击合闸时，变压器宜由高压侧投入。
2.合闸前应先启动冷却器，排净主体内气泡，对所有部位再次放气，否则送电后油流继电器、气体继电器的工作不能迅速进入稳定工作状态。合闸时应停止冷却器运行，以利监听合闸时变压器内部有无异常声音。
3.合闸要求三相同步时差<0.01秒（10毫秒），非合闸侧应有避雷保护，中性点直接可靠接地，过流保护整定为0，气体继电器信号回路接入跳闸回路上。
4.冲击合闸的具体操作是，第一次合闸后持续时间大于10min（最好不少于30 min），每次合闸冲击间隔至少5 min，合闸应进行五次。
5.变压器合闸时产生的励磁涌流不应引起保护装置的误动作，如发生误动，应对其整定值进行调整，重新合闸，每次合闸过程中无异常现象。
6.合闸结束后，将气体继电器的信号接点接回报警回路，跳闸接点接至跳闸回路，调整好过流保护值，拆除临时接地线。
四、变压器的试运行
1.变压器先作空载试运行，再作负载试运行。
2.电源的引接，可以从变压器的任一侧引接，但电源侧应有完善的保护措施，以便发生故障时，能把变压器与电源迅速切开。故通常在高压侧（一次侧）引接。
3.空载试运行时，由于母线三相对地电容不等，使中性点位移，三相电压不平衡，引起接地保护动作报警，不是故障，带负载后此种现象即消失。对于220kV级变压器试运行，由于电压互感器绕组的电感阻抗甚大，大于母线对地的电容阻抗时，引起空载变压器的中性点位移较大，有可能产生较高的谐抗过电压，要在试运行时注意。
4.空载运行的考核，检测空载下的温升，不启动冷却装置，空载运行12--24小时，记录环境温度与顶层油的温度，温升不应超过55K（顶层油温－环境温度=温升值）。如果顶层油温上升到75℃，则起动1—2组冷却装置，直到油温稳定，空载运行48小时。
5.负载运行考核，空载运行48小时无异常，转入负载运行，负载逐步增加，从25%、50%、75%到100%增加负载，随着变压器温度升高，陆续投入一定数量的冷却装置，带负载运行24小时，其中满载2个小时正常，试运行即可认为完成。
6.试运行期间注意考核冷却器的启动和投入组数是否正常，依此作为正式运行的依据。
7.试运行中气体继电器中的产气报警，需认真分析区别，是排气不净遗留的空气，还是内部故障产气，可对气体的颜色及动作频率分析，同时还可以作油样色谱分析判断是否故障产气。
五、变压器的运行
1、变压器的停、送电操作顺序的规定：
主变压器停、送电操作顺序是：停电时先停负荷侧，后停电源侧；送电时先送电源侧，后送负荷侧；原因是：
a．多电源时，按上述顺序停电，可以防止变压器反充电，若先停电源侧，遇有故障可能造成保护误动或拒动，延长故障切除时间，扩大停电范围。
b．从电源侧逐级送电，如遇故障便于按送电范围检查。
c．当负荷侧母线电压互感器带有低频减载装置，且未装电流闭锁时，停电
先停电源侧，可能由于大型同步电动机的反馈，使低频减载装置误动作。
2、变压器的运行电压规定
2．1运行电压一般不应高于运行分接额定电压的105%，对于特殊的使用情况，允许不超过110%的额定电压运行。
2．2电流与电压的关系按下式：
当负荷电流/额定电流=K，（0≤K≤1）时，按U（%）=110-5K2对运行电压U进行限制。
2.3 电压过高对变压器的影响和危害
电源电压升高，磁通Фm增加，从而使励磁电流Im增加，励磁电流是无功电流，因而无功增加，变压器允许通过的有功功率降低。
另外电压升高，磁通增大，使铁心饱和产生过激磁，造成变压器的电压、磁通波形畸变（形成峰波），高次谐波分量增加，因而增加电机和线路的附加损耗，产生系统的谐振过电压，破坏电气设备绝缘，同时高次谐波要干扰附近的通讯线路。
对变压器本身，由于电压升高会对变压器产生过激磁，变压器的过激磁必然引起变压器铁心过热，使铁心绝缘老化，降低变压器寿命甚至将变压器烧毁。
3．变压器运行温度的监测及规定
国标GB1094.1—1996《电力变压器第一部分总则》规定变压器运行的环境温度：
最高气温+40℃
最高年平均温度+20℃
最低气温-25℃（户外式），-5℃（户内式）
水冷却器入水口最高温度+25℃
3．1变压器运行时温度的监测，包括顶层油温度和绕组温度（如果绕组温度计有设置的话）两个温度。
3.2 顶层油温度规定限值：
对自冷和风冷却式变压器为95℃，为防止变压器油老化过速，通常按降低10度即不超过85℃控制，各运行单位设置80℃报警。对强油循环变压器为85℃，通常按降低10度即不超过75℃控制，各运行单位设置70℃报警。
3．3绕组温度规定限值：
如果变压器设置有绕组温度计、绕组温度计显示的温度是变压器绕组的最热部分温度，绕组温度规定的最高限制为95--100℃（一般绕组温度比油顶层温度高10--15℃，如果油顶层温度按85℃限值控制，绕组温度则按95-100℃限值控制），通常设置90-95℃报警；
3．4关于变压器各部位温升限值的规定，按国家标准GB1094.2—1996《电力变压器第二部分温升》中规定如下。
温升限值=最高温度-环境温度。
顶层油的温升限制为55K（全密封为60K），强油循环的变压器规定为40K。
线圈的温升限值为65K。
铁心及变压器内部金属表面为80K。
3.5 变压器顶层油和绕组的温升限值是这样得来的：按照国标GB1094设计的变压器，A级绝缘的正常寿命承受温度值为98℃，保证正常寿命年平均气温是20℃，而线圈最热点与线圈平均温差规定是13K，所以线圈温升限值是98-20-13=65K。油正常运行的最高油温是95℃，最高气温是40℃，所以顶层油温升限值为95-40=55K。
3.6 高海拔或环境温度超过规定要求的地区的温升规定：
a、 在海拔高于1000m的地区运行时，绕组平均温升对自冷变压器（AN），每升高400m降低1K，风冷变压器（AF）每升高250m降低1K。
b、 环境温度超过年均温20℃时，变压器的顶层油、绕组、铁心温升限值应按超过部分的数值的多少降低。
3．7变压器的相对热老化率
按GB1094设计的变压器，老化率与绕组热点温度有关，在额定负荷和正常环境温度下，热点温度的常用基准值为98℃，变压器负载导则规定在此温度（98℃）下的相对老化率等于1。某温度下的相对热老化率等于该温度下的热老化率与98℃时的热老化率之比，称相对于98℃时的相对热老化率，即：
γ=在θ温度下的热老化率/98℃下的热老化率=2（θ-98）/6
θ——运行时的温度值℃
γ——相对热老化率
由公式中可见温度在98℃基础上每增加6度，老化率增加一倍（98℃时老化率为1），寿命减半，这就是著名的6度法则，其变化规律如下表（按6度规律变化）：
|
序号 |
温度（℃） |
相对老化率 |
寿命时间（年） |
|
1 |
86 |
0.25 |
增4倍时间（80年） |
|
2 |
92 |
0.5 |
增一倍时间（40年） |
|
3 |
98 |
1 |
标准寿命时间（20年） |
|
4 |
104 |
2 |
减半时间（10年） |
|
5 |
110 |
4 |
减为四分之一时间（5年） |
4. 变压器并联运行的条件
a．联接组标号（或称接线组别）相同。
如果联结组不一致，会造成并联变压器间的短路，烧毁变压器，这是必要条件（不可违反）。
b．电压比相等，允差范围为±0.5％
电压比不等的变压器并联，由于电压比不同，变压器并联后将产生环流，影响变压器出力。电压比不等的变压器也可并联运行，但是电压比相差很大时是不利并联运行的。
c．短路阻抗相等（阻抗电压相等），允差范围为±10％
如果阻抗电压不等的两台变压器并联，则变压器所带的负荷不能按容量成比例分配，而是按阻抗电压的比例成反比例分配，阻抗小的变压器分配的负荷大，阻抗大的变压器分配的负荷小，这样小阻抗变压器易过载，影响变压器的出力。
d．并联变压器的容量比不宜超过3：1
因为不同容量的变压器的阻抗电压相差较大；即使阻抗相等，其电阻、电抗的比例也不相同，小变压器电阻电压比例大，大变压器电抗电压比例大，这样两变压器之间阻抗角不同，影响负荷分配不平衡。
六、变压器附件在运行中的规定
1．气体继电器
1．1主体气体继电器产气保护（轻瓦斯动作）接信号，油流保护（重瓦斯动作）接跳闸。
1．2有载开关气体继电器，只接跳闸。
1．3变压器运行中滤油、补油、更换油泵或净油器的吸附剂时，应先将重瓦斯继电器改接信号。
1．4油面异常或呼吸系统异常需放气或放油时，应先将气体继电器改接信号。
1．5轻瓦斯信号的分析处理
气体继电器报警的原理是由于继电器内气体达到一定容积后，开口杯翻沉，上磁铁使上干簧接点闭合，接通信号回路发出报警信号，所以继电器内腔积气是报警的原因。当变压器运行中发出轻瓦斯报警，应具体分析原因进行处理。
a．首先检查排除二次回路故障，如二次回路两端接线端子接点间绝缘是否合格。
b．变压器投运初期，由于排气不净，残气继续排出进入继电器腔室内，使继电器内积聚气体超量，当达到250—300ml时发出报警。这种情况经常发生（有些用户对此不了解，变压器安装后不排气或排气不彻底，造成投运初期气体继电器经常报警）。
c．检查变压器是否由于油位下降（缺油）造成报警，这种情况只有在变压器严重缺油（严重渗漏油）时才会出现。
d．对继电器内积聚气体进行收集分析：
无色、无味、透明、不可燃气体----空气。
无色、无味、透明、可燃气体------氢气。
黄色气体（发黄）、不可燃气体---木质件过热、烧毁产生的气体。
深灰色或黑色气体、可燃---------油过热、裂解产生的气体。
灰白色、可燃、有臭味------------纸制绝缘件过热、炭化产生的气体。
e．对气体取样进行气样色谱分析。
f．对变压器取油样进行油样色谱分析。
1.6 重瓦斯动作（跳闸）后的处理步骤
1．6．1首先检查变压器外观：
a．首先检查排除二次回路故障，检查二次回路两端接线端子接点间绝缘是否合格。
b．检查变压器呼吸通道是否畅通，即吸湿器的呼吸管道有无堵塞。
c．对气体继电器内含气量、气体的颜色及气样色谱进行分析（见轻瓦斯信号分析处理）。
d．检查变压器密封状态，看是否有严重渗漏油。
e．检查压力释放阀是否动作和喷油。
f．检查储油柜的油位是否正常。
g．检查变压器的油温和绕组温度是否正常。
h．检查套管是否有炸裂，漏气漏油现象。
i．检查其他保护动作情况：如差动保护、过流保护、速断保护等。
j．查阅变压器的运行记录（看负荷的变化情况）。
k．如属于外部短路故障所致，应查看变压器运行短路录波图。
1．6．2电气试验检查：
a．进行绝缘电阻测量：确定变压器主绝缘状况是否良好，必要时测量直流泄漏或交流耐压。
b．测量变压器的直流电阻：可测量变压器开关有无烧毁，线圈是否有断股、断匝及短路情况。
c．进行电压比测量：可测量和检查匝间有无短路情况。
d．进行空载试验：有条件时进行空载试验，或进行低电压下的空载测量，看空载电流是否突然增大或三相空载电流是否严重不平衡，以此判断故障相的纵绝缘（匝绝缘）有无短路现象（其作用基本同电压比试验）。
e．必要时做绕组变形试验，检查变压器线圈是否有损坏变形。
1．6．3油色谱试验检查分析：油样色谱分析，气样色谱分析。
2． 压力释放阀
在安装后的密封试验时，压力释放阀锁片要按死，试验后投运前要打开锁片。
压力释放阀的接点宜作用于信号。
3． 无励磁调压分接开关
调档时必须停电进行，要多次往复转动，消除触头上的氧化膜和油污以利绕组直流电阻平衡。调档后一定要做变压比试验，确认三相档位一致时才能送电。
4．有载调压分接开关
a．有载调压分接开关可以带电调压，但长期不调动时也应注意在有停电机会时，消除触头上的氧化膜和油污（安装时和停电检修后投运时，在最高、最低分接间操作几个循环）。
b 三相分相安装的单相有载调压分接开关，调压时宜三相同步电动操作。
c. 有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流交替逐级同步进行。
d. 对于新投入的分接开关，在投运后1-2年或切换5000次左右时，应对开关掉芯检查。每运行6-12个月或切换2000-4000次后，应取切换开关箱内的油样做试验。运行中当开关切换次数达5000-10000次或开关内绝缘油的击穿电压低于25KV时，应更换开关箱内的绝缘油。有条件的可给开关配在线滤油机带电滤油。
5．吸湿器
a．在变压器运行时一定要保证吸湿器作为变压器呼吸口的畅通（油杯内密封圈应取出），经常检查油封的油位是否正常，有无呼吸现象（冒气泡）。
b．吸潮剂的硅胶干燥后带有天兰色，吸潮后转变成粉红色，运行中要经常监视并及时更换吸潮剂。
七、变压器的运行监测与保护
1．变压器运行监视中的报警项目：
1．1瓦斯报警：250---300cm3 ；
1．2压力释放阀报警：50—69kPa；
1．3顶层变压器油温报警：自然油循环为80℃，强迫油循环为70℃；
1．4绕组温度报警：90--95℃；
1．5强迫油循环油流方向报警：油流方向反向或油流继电器指针不到位；
1．6油位报警：最低、最高油位报警；
1．7冷却器故障报警：冷却器电源故障报警（Ⅰ、Ⅱ工作电源故障信号）；工作冷却器故障报警；备用工作冷却器故障报警；冷却器全停故障报警。
2. 变压器的在线监测
2．1在线监测的由来
变压器的检测几十年来一直沿用的是定期进行预防性试验的检测方式，主要依靠定期停电进行绝缘预防性试验（按DL/T596-1996电力设备预防性试验规程），这对于运行中的变压器来说很不适应，近年来发展起来的在线监测装置，可以克服这种不足，利用带电测量和在线监测技术，可以达到停电检测试验的效果，其简便易行，故障监测及时。
2．2在线监测的内容
a．油中气体含量利用化学方法的在线监测包括：油色谱在线监测，油中氢气浓度在线监测。
b．铁心多点接地利用电气方法的在线监测。
c．变压器局部放电的在线监测。
d．变压器油箱箱体的温度分布和瓷套管接头过热利用红外线测温方法的在线监测。
2．3变压器油色谱在线监测装置：各种装置对运行中无故障变压器油中各种气体的浓度允许上限值可参考下表中的数值设限。
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气体成分 |
运行3年 |
运行7年 |
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C2H2 |
15 |
35 |
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CH4 |
100 |
200 |
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C2H6 |
100 |
200 |
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C2H4 |
150 |
300 |
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H2 |
200 |
750 |
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CO |
500 |
1000 |
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CO2 |
6000 |
11000 |
根据绝缘油热分解的机理，随着电或热故障点处的温度（释放能量）的升高，这些特征气体的产生有一定的顺序，它们产生的顺序是CH4、C2H6、C2H4、C2H2 。另外，由于氢键的键能最低，生成热最小，所以在各种故障的热分解中总是首先有氢气（H2）伴随产生。
低能故障时产气是以H2和CH4为主，如局部放电。
高能故障分热性故障电性故障：
热性故障：当故障点温度达500℃左右时主要产气是烃类气体中的乙烯（C2H4）为主，还有乙烷（C2H6）和甲烷（CH4），且随着温度的升高，乙烯（C2H4）所占比例增加并占主要成份；
电性故障：电弧放电，火花放电，因其放电能量较高，放电部位处的温度也较高，在800～1200℃，所以电弧放电和火花放电的产气主要是乙炔（C2H2）气；
无论是热故障还是电故障，只要有固体绝缘介入（故障部位有绝缘材料包敷）都会产生一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2），裸金属部位的过热和放电对产生
CO、CO2就不明显。
对正常运行的变压器，其绝缘材料（包括变压器油）的老化会缓慢产生CO和CO2，变压器内部受潮，主要产气成份是氢气（H2）。
3．变压器主体上的保护措施项目
3．1瓦斯继电器的轻瓦斯报警和重瓦斯跳闸保护。
轻瓦斯报警的产气体积数值为250—300Cm3 。重瓦斯跳闸的油流速整定值，自然循环为0.8—1米/秒，强迫油循环为1.0—1.2米/秒，12万KvA以上为1.3米/秒。
3．2压力释放阀的压力释放保护：开启压力整定在55kPa。
3．3变压器活门，阀门和放气塞的保护：油样监测、主体注放油、排气。
3．4储油柜：承担油体积的膨缩，防护大气对油的氧化。
3．5油位计：油位升、降指示和最高、最低油位报警保护。
3．6吸湿器：变压器呼吸过滤用，内装蓝色硅胶（吸潮剂），防止潮气和灰尘进入变压器储油柜内部。
3．7净油器：内装活性氧化铝（吸潮剂），通过油的热虹吸现象，自动净化油中的潮气和灰尘。
3.8油在线滤油装置：保护油质，对主体内或有载开关油室内的变压器油进行在线滤油（在正常运行情况下的不停电滤油），具有手动、自动、定时设置功能。
3．9油顶层温度过热保护：105℃时跳闸保护。
3．10绕组温度计过热保护：105℃时跳闸保护。
4．变压器继电保护措施项目
变压器继电保护项目包括:差动保护（电流速断保护）、过电流保护、零序电流保护、过负荷保护、过励磁保护。
八、变压器铁芯的多点接地及处理
1．铁芯必须接地
铁芯及其夹持构件在线圈的电场作用下，在其上面各部位会形成不同的电位或电荷积累。这些电位、电荷达到一定程度就会发生放电，对变压器的安全运行构成威胁。为消除这一放电现象，必须将铁芯可靠接地，使其在变压器运行中始终保持接地电位（0电位）。
2．铁芯必须一点接地
铁芯必须一点接地，因为如果再有一点或一点以上的多点接地，将会在铁芯内形成短接回路，短接回路所包烙面积中的磁通或漏磁通将会在回路内产生很大的环流，而且接地点越多，短接回路越多，环流越大。因环流的存在将烧毁接地片和产生放电甚至烧毁铁心，因此铁芯必须一点接地。
3．发生铁芯多点接地的临时处理措施
变压器铁芯结构设计，均是将铁芯实现单独外引接地，在油箱顶部设有铁芯接地套管，在油箱壁上通过铝排直接将接地套管端子引到下部的接地螺栓，通过该地线可以检测运行中的接地电流不超过0.1A即可，注意在运行中不要解开接地线，当该电流超过0.1A比较大时，说明变压器铁芯有多点接地现象。现场如果不能停电处理，可以采取临时接限流电阻的措施限制铁芯接地电流，待变压器停电吊检时再做处理，限流电阻的选用，按电流大小选择瓦数够用的瓷釉电阻即可。运行时要定期进行油色谱监测。
第2.3.1条 采用注油排氮时，应符合下列规定：
一、 绝缘油必须经净化处理，注入变压器、电抗器的油应符合下列要求：
电气强度：
330KV不应小于50KV
63—220KV不应小于40KV
含水量：
220KV--330KV不应大于15ppm
110KV不应大于20ppm (ppm为体积比)
tanδ 不应大于0.5％
二、 注油排氮前，应将油箱内的残油排尽。
三|、 油管宜采用钢管，内部应进行彻底除锈或清洗干净。如用耐油胶管，必须确保管路不污染绝缘油。
四、 绝缘油应经脱气净油设备从变压器下部阀门注入
变压器内，氮气经顶部排出；油应注至油箱项部将氮气排尽。最终油位应高出铁芯上沿100mm以上。油的静置时间应不小于12h
第2.3.2条 采用抽真空进行排氮时，排氮口应装设在空气流通处。破坏真空时应避免潮湿空气进入。当含氧量未达到18％时，人员不得进入。
第2.3.3条 充氮的变压器、电抗器需吊罩检查时，必须让器身在空气中暴露15min以上，待氮气充分扩散后进行。
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