全国地方小型火力发电厂
电气运行规程
(发电机、变压器部分)
SD 252—88
水 利 电 力 部 文 件
关于颁发全国地方小型火力发电厂
运行、检修规程的通知
(88)水电农电字第1号
各电管局，各省市、自治区电力局，有关省水利电力厅：
近年来，我国地方火电厂迅速发展，为了适应当前地方火电厂的生产需要， 障设备安全和进一步提高运行和检修水平，我部组织编制了《全国地方小型火力 发电厂锅炉运行规程》(SD250—88)；《全国地方小型火力发电厂汽轮机组运行 规程》(SD251—88)；《全国地方小型火力发电厂电气运行规程》(发电机、变压 器部分)(SD252—88)；《全国地方小型火力发电厂检修规程》(SD253—88)。现 颁发给你们，自一九八八年七月一日起执行。
希各地方火力发电厂组织有关人员认真学习。在执行过程中，注意总结经 验，有什么意见或问题，请及时告部农电司。上述规程由我部发行。
一九八八年四月一日
发电机部分
1 总则
1.1 适用范围和一般要求
1.1.1 本规程适用地方火力发电厂25000kW以下的同步发电机。
1.1.2 每台发电机和励磁装置(包括励磁机及各种整流励磁装置)，均应有制造厂的 定额铭牌。
1.1.3 每台发电机应按照本单位规定的顺序编号，并将序号明显地标明在发电机外 壳上，发电机的附属设备应有相应编号。如同一台发电机有几套同样附属设备 时，在每套附属设备上除标明发电机序号外，应附加“甲”、“乙”等字样，以 资区别。
附属设备的阀门上，也应有编号和名称，并应有箭头标出开闭的方向。
1.1.4 为了检查制造、安装和检修后的质量，以及掌握发电机的参数和特性，应按 照部颁有关规程的规定进行必要的试验，以决定发电机是否可以投入运行。
1.1.5 每台发电机都应有必要的运行备品和技术资料，其主要内容为：
a.运行维护所必需的备品；
b.发电机的安装维护使用说明书和随机供应的产品图纸；
c.发电机安装、检查和交接试验的各种记录；
d.发电机运行、检修、试验和停机的记录(包括技术文件)；
e.发电机缺陷和事故的记录；
f.发电机及其附属设备的定期预防性试验及绝缘分析记录；
g.现场运行规程。
1.1.6 发电机所有的水、气、油管路均应按规定着色(详见附录A)。
1.2 测量、信号、保护和联锁装置
1.2.1 发电机应按照部颁各有关规程的规定装设必要的继电保护、过电压保护、各 种联锁装置和监视测量仪表，并在仪表上标出运行定额的红线。
1.2.2 主控制室与主机室值班人员分开的发电厂，每台发电机组均应装设联系信号 装置。
1.2.3 联系信号装置应有声、光和必要的文字标志，并至少能传送下列信号。
主控制室传送给主机室的信号：“注意”、“发电机已并列”、“发电机已 解列”、“增加负荷”、“减低负荷”、“接电话”、“更改命令”、“停机”。
主机室传送给主控制室的信号：“注意”、“机器危险”、“转速正常”、 “减负荷”、“更改命令”、“汽机调整”。
“机器危险”的信号按钮，应备有防止被偶然接触而误送信号的装置(可在按 钮上加罩)。
汽机的危急保安器动作时，应送信号至主控制室。
在现场运行规程中，应具体规定使用上列信号的办法。
1.2.4 发电机应有适当的灭火装置。空气冷却的发电机，最好用水灭火。
此外，在安装发电机的室内，还应备有电气设备专用的灭火器。
1.2.5 水灭火装置可以采用下列两种方式：
a.在发电机内安装特制的喷水管。当喷水管安装在定子的端盖内时，喷嘴应 该对准定子绕组的端部；
b.使用装有橡皮喷嘴的专用水龙头带。
水灭火装置应有两个水源。
当水灭火装置喷水时，喷水管的出口水压应为49035～98070Pa(0.5～ 1.0kgf/cm2)(制造厂另有规定者按制造厂的规定)。为了保证这一水压，应该根据水 灭火装置与水源之间的水阻及流量，计算出水压降，然后规定出不喷水时所需的 水压，作为经常监视之用。
1.3 励磁系统
1.3.1 地方火力发电厂应按其机组类型配备励磁机的备用电枢或整流励磁装置的备 件。
1.3.2 在同一整流子或滑环上，尤其是在同一极性上，应采用同一牌号的电刷。电 刷在刷框内应能够上下自由活动(一般间隙为0.1～0.2mm)。
1.3.3 发电机都应装有强行励磁装置和自动调整励磁装置。正常运行中(包括停机 和起动时)上述装置必须投入。
1.3.4 除了自动励磁调整器外，在直流励磁机的励磁回路中，还应有手动调整励磁 机电压的磁场变阻器。在变阻器上，相当于发电机空载和额定工况处，应划上红 线。在手动变阻器的机械传动装置上，亦应做上同样的记号。此外，在机械传动 装置上，应划上箭头，指出增强励磁时机械传动装置转动的方向。同一发电厂内 所有发电机的这一转动方向，应该一致。
1.3.5 发电机应装有自动灭磁装置(除无刷励磁系统外)，并应在转子线圈绝缘所允 许的过电压条件下尽快灭磁。
1.4 冷却系统
1.4.1 空冷密闭式通风的发电机，应保持通风系统的严密性，一切接缝不严密处应 严加堵塞。冷空气室与热空气室应严密隔绝，并均应装设厚玻璃的窥视窗。空气 室的门应用金属做成，并应严密，室内应有适当的照明，其开关应装在外面。在 空气室和空气道内应清洁无杂物，其墙壁应涂刷浅色的油漆。
空气室内应设置水槽，用水管引出室外，以排除内部积水，并可监视冷却器 是否泄漏。
1.4.2 发电机通风系统不应有短路。发电机的轴封应保持严密或符合制造厂规定。 发电机引出线附近，不应有空隙。风扇的方向和风挡板的位置应该正确。
1.4.3 向气体冷却器供水的管道系统中，应装有能够旋转的网状过滤器。在气体冷 却器排水的总管上，应装一个阀门，以便调节水量。这个阀门的操作传动装置， 该引到便于操作的地方。对于汽轮发电机，最好引到发电机旁。此外，每一段气 体冷却器的进出口也应装设阀门，但只作向各段冷却器供水或停止供水之用，而 不作调节各段水量之用。
如果气体冷却器的水不由循环水泵供给，而由压力较高的水源供给，则调节 水量的阀门，应装在气体冷却器的水管入口处。在此水管上，也要装设压力表和 带有水门的保险阀。
1.4.4 凡充水的冷却系统，温度应不低于+5℃。以冷却器不结露为宜。
1.5 轴承
1.5.1 在正常运行时，发电机润滑油的入口温度和压力应按制造厂规定控制。
1.5.2 汽轮发电机励磁机侧的轴承和励磁机的轴承，应与机壳绝缘(最好在两层绝 缘间垫以金属板，以便测量绝缘)。
1.5.3 当在汽轮发电机的转子上产生高的静电电压时，应在靠近蜗母轮侧的轴上装 置接地电刷，一般可经过100～300Ω的电阻接地。
1.5.4 在每一油管上，应安装两个绝缘的法兰盘，以便在发电机运行时检查油管绝 缘状况。
在全部油管装好后，汽轮发电机和励磁机轴承的绝缘电阻用1000V摇表测量 时，不得小于1MΩ。
1.5.5 汽轮发电机与励磁机的轴承，应使油不可能飞溅到线圈、滑环和整流子上。
2 发电机的正常运行方式
2.1 额定情况下的运行方式
2.1.1 发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式。发电机可 在这种方式下或在出力图的范围内长期连续运行。
2.1.2 转子电流的额定值，应采用在额定功率因数和电压波动在额定值的±5%和 频率变动在±1%范围内时，能保证发电机额定出力的最大电流值(如不能在电压 与额定值相差±5%的情况下进行试验，则可在此范围内试验一点，然后用作图和 计算的方法来求得额定转子电流)。
2.1.3 发电机投入运行后，未做温升试验前，如无异常现象，即可按照发电机的铭 牌数据带负荷。
在未进行特殊的温升试验以前，发电机不允许超过铭牌的额定数值运行。
2.1.4 转子和定子绕组及定子铁芯的最大允许监视温度，为发电机在额定进风温度 及额定功率因数下，带额定负荷连续运行时所发生的温度。这些温度根据温升试 验的结果来确定。其值应在绝缘等级和制造厂所允许的限度以内。
2.1.5 为使沥青云母绝缘的发电机能在较好的条件下工作，当发电机不带全负荷运 行时，最好保持定子绕组的温度在60～80℃之间。
2.2 进风温度变动时的运行方式
2.2.1 表面冷却的发电机由于环境温度影响，进风温度超过额定值时，如果转子和 定子线圈及定子铁芯的温度，经过试验确未超过其绝缘等级和制造厂允许的温度 时，可以不降低发电机的容量。但当这些温度超过允许值时，则应减少定子和转 子电流，直到上述允许温度为止。
2.2.2 当进风温度低于额定值时，定子和转子电流可以增加到其线圈温度在第 2.1.4所规定的范围内。
2.2.3 如果发电机尚未进行温升试验，则当进风温度高于或低于额定值时，定子电 流的允许值应按下述原则确定：
a.当进风温度高于额定值时，可按下表掌握。
发电机进风温度最高不允许超过55℃
b.当进风温度低于额定值时，每降低1℃，允许定子电流升高额定值的 0.5%，此时转子电流也允许有相应的增加。
2.2.4 定子与转子电流的增加，对于容量在18000kVA及以下的发电机，允许增加 至进风温度较额定值低15℃为止；对于容量超过18000kVA以上的发电机，则允 许增加至进风温度较额定值低10℃为止。如进风温度再降低时，电流值也不得再 增加。
2.2.5 密闭式冷却的空冷发电机，其最低进风温度，应以空气冷却器不凝结水珠为 标准。
2.2.6 发电机出风温度不予规定，但应监视进、出风温差。若温差显着增大，则表 明发电机冷却系统已不正常，或发电机内部的损失有所增加，应分析原因，采取 措施，予以解决。
2.3 电压、频率、功率因数变动时的运行方式
2.3.1 发电机运行电压的变动范围在额定电压的±5%以内而功率因数为额定值 时，其额定容量不变。
2.3.2 发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂的规定，但最高不得大于额定 值的110%。发电机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定，一般不应低于 额定值的90%。
2.3.3 当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值，仍 不得超过额定值的105%。
2.3.4 频率变动的范围，不超过±0.5Hz/s时，发电机可按额定容量运行。
2.3.5 发电机在运行中功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过在当时进风 温度下所允许的数值。
表面冷却发电机的功率因数，一般不应超过迟相0.95，如有自动调整励磁装 置，必要时可以在功率因数为1的条件下运行，并允许短时间在进相0.95～1的 范围内运行。
发电机是否能进相运行应遵守制造厂的规定，制造厂无规定的应通过试验来 确定。进相运行的可能性决定于发电机端部结构件发热和在电网中运行的稳定性。
3 发电机正常运行的监视和检查维护
3.1 发电机的起动、并列、加负荷和停机
3.1.1 备用中的发电机及其全部附属设备，应进行必要的维护和监视，使其经常处 于完好状态，随时能立即起动。
当发电机长期处于备用状态时，应该采取适当的措施防止绕组受潮，并保持 绕组温度在+5℃以上。
3.1.2 发电机安装和检修后，在起动前应将工作票全部收回，并详细检查发电机各 部分及其周围的清洁卫生，各有关设备必须完整好用，短路线和接地线必须撤 除，以及进行启动前的各种试验(断路器拉合、连锁动作等)。各单位现场规程应对 检查项目及起动前的试验项目作出详细规定。
3.1.3 全部有关电气设备检查完毕后，在发电机起动前应测量发电机定子及励磁回 路的绝缘电阻，绝缘电阻值应作好记录。并记入“发电机绝缘记录簿”中。
测量发电机定子回路绝缘电阻，可以包括连接在该发电机定子回路上不能用 隔离开关断开的各种电气设备，并采用1000～2500V摇表测量。其绝缘电阻值不 作规定。若测量的结果较前次有显着的降低(考虑温度和空气湿度的变化，如降低 到前次的1/3～1/5)，应查明其原因并将其消除。
测量发电机励磁回路绝缘电阻，应包括发电机转子、励磁机。对各种整流励 磁装置是否测量绝缘电阻，应按有关规定的要求进行。测量时应采用500～ 1000V摇表，其励磁回路全部绝缘电阻值不应小于0.5MΩ。若低于以上数值时， 应采取措施加以恢复。如一时不能恢复，则是否允许运行应由发电厂总工程师或 生产厂长决定。
对担任调峰负荷起动频繁的发电机，定子和励磁回路的测量绝缘工作，不必 每次起动前进行，但每月至少应测量一次。
3.1.4 在合发电机隔离开关以前，应先试验发电机主断路器和自动灭磁开关的拉、 合闸(包括两者间的连锁)的情况，情况良好时才能合闸。对于频繁起动的发电机， 不必在每次起动前进行上述试验，但每月至少要进行一次。
3.1.5 汽轮发电机启动前，对采用准同期并列者，应将励磁调整器(如磁场变阻器 或电位器等)调到电压最低位置。
对于采用自同期并列者，励磁调整器可放在相当于空载额定电压位置。
3.1.6 发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电。
对安装和检修后第一次起动的机组，应缓慢升速并监听发电机的声音和检查 轴承给油情况及振动。
当发电机转速达到额定转速的一半左右时，电气值班人员应检查整流子和滑 环上的电刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现象，如有上述现象，应设法消除。
在转速达到额定值时，应检查：
a.轴承回油温度和轴瓦温度；
b.对空冷发电机应检查发电机和冷却系统漏风情况，对漏风处应作标记，
以便停机后加以堵塞。
3.1.7 对已经变形或经核算可能变形以及制造厂规定需要预热起动的汽轮发电机， 在起动时应对转子进行预热。现场规程应具体规定预热方法及有关措施。
3.1.8 发电机电压的增加速度不作规定，可以立即升至额定值。有制造厂规定者应 按其规定执行。
3.1.9 提升发电机的电压时，应注意三相定子电流均等于或接近于零。
当发电机的转速已达额定值，励磁机励磁回路中磁场变阻器的位置已在相当于空 载额定电压的红线上时，应注意发电机定子电压是否已达额定值，同时根据转子 电流表核对转子电流是否与正常空载额定电压时的励磁电流相符。
3.1.10 用准同期并列时，只能在发电机的频率与电网频率相差0.5Hz/s以内时接入 同期检定装置，并投入同期闭锁装置。
在现场规程中，应具体规定各种同期并列的方法和操作顺序以及所使用的开 关、插座和同期装置。
3.1.11 容量为25000kW以下表面冷却的发电机，如与变压器作单元连接时或直接 连接在母线上而在自同期时次瞬间电流的同期分量小于额定电流的 倍时，允 许用自同期的方法与系统并列。在处理事故时，为了加速事故的处理，容量小于 25000kW的任何发电机，在系统运行条件允许的情况下，均可用自同期的方法与 系统并列。
3.1.12 发电机并入电网以后，有功负荷增加的速度决定于原动机。表面冷却发电 机的定子和转子电流增加的速度不受限制。
加负荷时必须有系统地监视发电机冷却介质温升、铁芯温度、线圈温度以及 电刷、励磁装置的工作情况等。
3.1.13 在正常情况下，发电机解列前，必须将有功及无功负荷降到零，然后再拉 开发电机的开关，切断励磁，并向主机室发出“发电机已解列”信号。
如果发电机必须停下，值长和电气值班人员应通知主机室值班人员，然后拉 开发电机母线隔离开关。
担任调峰负荷的发电机或开停频繁的发电机，仅于检修或停机时间较长时， 才将母线隔离开关拉开。
3.1.14 发电机每次停机后，应按第3.1.3条的规定，同样测量定子和励磁回路的绝 缘电阻，并检查气体冷却器中的水是否已停止循环。
3.2 发电机运行中的监视和检查维护
3.2.1 所有安装在发电机仪表盘上的电气表计指示值，必须每小时记录一次；发电 机定子线圈、定子铁芯和进出风的温度，必须每二小时检查一次，记录一次。若 有特殊要求时，可以缩短抄表时间，如果装有自动记录仪表，其抄表时间可以延 长，具体间隔时间，由现场规程规定。
监督定子及励磁回路绝缘的电压表，每班测量一次。轴承绝缘的检查，在机 组大、小修后进行。
3.2.2 发电机及其附属设备，应由值班人员进行定期的外部检查，检查周期应在现 场规程中规定。此外，在每次较严重的外部短路以后，必须对发电机进行全面的 外部检查。
3.2.3 润滑油和轴承的允许温度及油压、进出风温度控制和冷却器水门的调节(在 冬季的低负荷机组转带高负荷时尤应注意)均应在原动机的现场运行规程中规定。
3.2.4 发电机的运行管理与监督，应由电气值班人员与原动机值班人员担任，其职 责分工，应在现场规程中明确规定。
3.3 滑环和励磁机整流子电刷的维护
3.3.1 对整流子和滑环的检查和维护，由电气人员负责。现场规程应规定检查时间 和次数，并应定期用压缩空气吹扫。
使用压缩空气吹扫时，压力不应超过0.29421MPa(3kgf/cm2)，压缩空气中应无 水分和油(可用手试)。
3.3.2 在运行中的发电机的整流子、滑环或其它励磁装置上工作时，工作人员应穿 绝缘鞋(或铺胶皮垫)、使用绝缘良好的工具并应采取防止短路及接地的措施。当励 磁系统有一点接地时尤应特别注意。
禁止同时用两手碰触发电机励磁回路和接地部分或两个不同极的带电部分。 工作时应穿工作服，禁止穿短袖衣服或把衣袖卷起来。衣袖要小，并在手腕处扣 住，女工还应将辫子卷在帽子内。
3.3.3 定期检查整流子和滑环时，应检查下列各点：
a.整流子和滑环上电刷的冒火情况；
b.电刷在刷框内有无摇动或卡住的情形，电刷在框内应能上下起落，但不得 有摇摆情形；
c.电刷连接软线是否完整，接触是否紧密良好，弹簧压力是否正常，有无发 热，有无碰机壳的情形；
d.电刷边缘是否有剥落情形；
e.电刷的磨耗程度(应注意电刷磨损的允许程度，此项允许程度应订入现场运 行规程中)；
f.各电刷的电流分担是否均匀(电刷和联线是否过热)；
g.有无由于整流子磨损不匀、整流子片间云母突出或电刷松弛、以及励磁机 电枢或全机震动等原因而引起电刷跳动的情形；
h.刷框和刷架上有无积垢，若有积垢须用刷子扫除或用吹风机吹净。
3.3.4 如果整流子或滑环上有电刷发生火花，应参照附录B进行处理。
但当使用浸酒精的布擦试时，必须很细心地选定适当的擦试地点，使火花不 致落到布上引起燃烧。
3.3.5 检查电刷时，可顺序将其由刷框内抽出。一般情况下更换电刷时，在同一时 间内，每个刷架上只许换一个电刷。换上的电刷须在与整流子直径相等的模型上 研磨良好，且新旧牌号须一致。
更换电刷的工作应由有经验的人员执行。
3.3.6 整流子或滑环表面应无变色、过热现象，其温度应不大于120℃。
3.4 整流励磁装置的维护
3.4.1 整流励磁装置中使用可控硅管或硅管整流时，运行中应定期检查硅管及引线 等的发热情况以及快速熔断保险动作情况。
3.4.2 现场规程应根据所使用的整流励磁装置，制定出具体的检查项目、使用及维 护方法，以及各种异常或故障的处理规定。
4 发电机不正常运行和事故的处理
4.1 发电机的事故过负荷
4.1.1 在事故情况下，允许发电机的定子绕组在短时内过负荷运行，同时也允许转 子绕组有相应的过负荷。
短时过负荷的允许值应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时，对于空气冷却 的发电机，可以参照上表；
对于正常运行时定子或转子线圈温度较高的发电机，应该适当限制短时过负 荷的倍数和时间。
4.1.2 当发电机的定子电流达到过负倍允许值时，电气值班人员应该首先检查发电 机的功率因数和电压。并注意电流达到允许值所经过的时间，按照现场规程的规 定，在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，减低定子电流到正常值，但 不得使功率因数过高和电压过低。
如果减低励磁电流不能使定子电流降低到正常值时，则必须降低发电机的有 功负荷或切断一部分负荷。
4.2 发电机的事故处理
4.2.1 发电机发生剧烈的振荡或失去同期时(例如由于系统上发生短路、发电机突 然减少励磁等)，在仪表上有下列指示：
a.定子电流表的指针来回剧烈地摆动，定子电流的摆动有超过正常值的情形；
b.发电机和母线上各电压表指针都发生剧烈的摆动，经常是电压降低；
c.功率表的指针在全盘上摆动；
d.转子电流表的指针在正常值附近摆动。
发电机发出鸣音，其节奏与上列各项表计的摆动合拍，这时，主控制室的电 气值班人员，应采取下列措施：
a.对于无自动调整励磁装置的发电机，应尽可能增加其励磁电流，以创造恢 复同期的有利条件；
b.对于有自动调整励磁装置的发电机，应降低发电机的有功负荷；
c.如果采取上列两项措施仍不能恢复同期时，则根据现场规程的规定向上级调 度报告，经过一定时间(或振荡次数)，将发电机或发电厂的一部分与系统解列。
4.2.2 当系统内或其他并列运行的发电机发生事故，引起电压下降，发电机的励磁 由自动励磁调整器和强行励磁装置增加到最大时，对于空冷发电机，在1min内电 气值班人员不得干涉自动调整励磁装置或强行励磁装置的动作。在1分钟以后， 则应立即根据现场规程的规定采取措施，以减低发电机的定子与转子电流到正常 运行所允许的数值。
4.2.3 在发电机主断路器以外发生长时间的短路，且定子电流表的指针指向最大而 电压剧烈降低时，如果发电机的保护装置拒绝动作，电气值班人员应即用手动把 发电机解列。
4.2.4 当发电机的断路器自动自电网切断时，值班人员应立即检查：
a.检查自动灭磁开关是否跳开，如果未跳开，就立刻用远方操作按钮将其切 断；如果在发电机与断路器之间有支线，则只有当支线开关也同时自动地切断 时，才可将自动灭磁开关切断；
b.检查危急保安器动作了没有；
c.检查由于哪一保护装置的动作使发电机被切断；
d.检查是否由于人员误动作而引起，如果确定掉闸是由于人员误动作所引 起，则应立即将发电机并入电网；
e.根据记录式仪表，查明保护装置的动作是否由于短路故障所引起。
4.2.5 如果发电机由于电网内或发电厂母线上的短路过电流保护装置动作而被切 断，同时内部故障的保护装置未动作，经外部检查发电机亦未发现明显的不正常 现象，则发电机即可并入电网。
4.2.6 当发电机由于内部故障的保护装置动作而掉闸时，除按第4.2.4条检查外， 还应测量定子绕组的绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备和所有在保护区域内 的一切电气回路(包括电缆在内)的状况、作详细的外部检查，查明有无外部征象 (如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等)，以查明发电机有无损坏。此 外，应同时对动作的保护装置进行检查，并查问在电网上有无故障。
如果检查发电机及其回路的结果并未发现故障，则发电机可从零起升压。升 压时如发现有不正常情况，应立即停机，以便详细检查并消除故障。如升压时并 未发现不正常现象，则发电机可并入电网运行。
4.2.7 在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中运行的发电机，当发现系统中有 一点接地时，应立即查明接地点。如接地点在发电机内部，则应立即采取措施， 迅速将其切断。如接地点在发电机以外，亦应迅速查明原因并将其消除。对于容 量为25000kW及以下的汽轮发电机，当接地电容电流小于5A时，在未消除前允 许发电机在电网一点接地情况下短时间运行，但至多不得超过2小时；单元接线 的发电机变压器组寻找接地的时间至多不得超过30min。对于容量或接地电容电 流大于上述规定的发电机，当定子电压回路单相接地时，应立即将发电机从电网 解列，并断开励磁。
4.3 发电机的故障和不正常运行
4.3.1 当发电机或其原动机发生需要立即切断发电机的事故时(发现发电机内冒 烟、着火、超过规定的严重振动、威胁人员生命等)，原动机的值班人员应打下危 急保安器或操作紧急停机按钮，并给主控制室以“机器危险”的信号。主控制室 的值班人员当发现“机器危险”的信号时，如同时看到发电机没有有功负荷，则 应立即从电网解列发电机，断开励磁。
4.3.2 当发电机各部分的温度与正常值有很大的偏差时(发电机绕组和铁芯的温 度、冷却气体或水的温度或温升超过正常值等)，值班人员必须立即根据仪表检查 有无某种不正常的运行情况(三相电流不平衡)，同时并查明冷却器阀门是否已全开 及冷却水系统是否正常，并将所发现的情况报告给值长和分场的领导人员。
值班人员应采取一切措施，查明并消除过热的原因。
4.3.3 如果发电机的过热是由于冷却水的中断或进入到冷却器的水量减少，则应立 即恢复供水。如果不能恢复，则应减少负荷或将发电机自电网解列。
4.3.4 当隐极式发电机的转子绕组发生一点接地时，应即查明故障的地点与性质。 如系稳定性的金属接地，对于25000kW以下的发电机，则应在励磁回路中接入两 点接地的保护装置，此外，仍应尽可能停机检修。
凸极式发电机的转子绕组应有保护一点接地的信号装置。当该信号装置动作 时，应迅速转移负荷，停机处理，一般不允许再继续运行。
4.3.5 当励磁系统发生两点接地时，必须立即解列发电机并用自动灭磁开关切断励 磁。当转子绕组有层间短路而引起不允许的振动或转子电流急剧增加时，必须立 即减少负荷，解列发电机，并用自动灭磁开关切断励磁。
4.3.6 当发电机着火时(从定子端盖窥视孔和冷热空气室的窥视窗等处冒出明显的 烟气、火星或有绝缘烧焦的气味)，原动机值班人员应当立即采取下列措施：
a.立即打掉危急保安器或操作紧急停机按钮，向主控制室发出“机器危险” 的信号；
b.发电机设有水灭火装置时，值班司机在从主控制室得到“发电机已解列” 的信号后，即应根据现场的水灭火装置使用规程，立即向机内喷水，直到火灾完 全消灭为止；
c.如果没有水灭火装置或灭火装置发生障碍而不能使用时，值班司机必须设法 使用一切能灭火的装置及时扑灭火灾，但不得使用泡沫式灭火器或砂子灭火(当地 面上有油类着火时，可用砂子灭火，但应注意不使砂子落到发电机内或其轴承上)；
d.起动汽轮机的辅助油泵，并破坏真空，使汽轮机的转速迅速降低。但为了 避免卧轴发电机在扑救火灾时，由于一侧过热而致主轴弯曲，禁止在火灾最后熄 灭前，将发电机完全停下，而应保持发电机在额定转速的10%左右转动(可用手动 调整汽轮机的进汽量)。
4.3.7 当发电机变成电动机的方式运行时，则有功功率表反指示，无功电力表通常 指示升高，定子电流表可能稍低，定子电压表和各励磁表计的指示正常。若主机 室并未发出“机器危险”的信号，则不应将发电机与系统解列，而应加上有功负 荷，使之脱出电动机的运行方式。
是否允许发电机变成电动机的方式运行，由原动机工作条件决定。
4.3.8 当发电机失掉励磁时，其表计的指示如下：
转子电流等于或近于零，发电机母线电压通常降低，功率表指示较正常数值 低，定子电流表指示升高，功率因数表指向进相，无功功率表指针越过零位，即 发电机由系统吸收无功电力，定子电流和转子电压有周期性摆动。
4.3.9 整体式或组成式转子的汽轮发电机，在失去励磁时，如果根据电力系统电压 降低的条件可以允许，且无损坏发电机的现象(转子绕组两点短路、不允许的振动 及着火等)，则不必立即将发电机从系统切开，而应立即采取措施，设法恢复励 磁。如果不能恢复，则应：
a.切断自动灭磁开关，并减低有功负荷到无励磁运行所允许的数值；
b.查明励磁消失的原因，并尽可能消除它，如果不能在30min内恢复励磁，
则应采取措施，将已经失去励磁的发电机的有功负荷转移到其他发电机上去，然 后将失去励磁的发电机自电网解列。
当汽轮发电机失去励磁时，其自动励磁调整器应即停用。在所有其它运行着 的发电机上的自动励磁调整装置，必须继续工作，并允许这些发电机按照第4.1.1 条的规定短时过负荷。
无励磁运行的可能性还决定于电力系统电压降低的程度，为此，应该在事先进行 计算与试验，当计算时，应该考虑自动励磁调整装置的作用。
在无励磁非同期运行情况下，对于空气冷却汽轮发电机，其允许的负荷决定于下列条件：
a.由于转差在转子中所引起的损失，应该不超过正常情况时的额定励磁损失；
b.定子电流不得超过第4.1.1条所规定的数值。
4.3.10 当定子或转子仪表之一突然消失指示时，必须按照其余仪表的指示，检查 是否由于仪表本身或其一次、二次回路的损坏。如果是由于仪表或二次回路导线 的损坏，应尽可能不改变发电机的运行方式。如果影响发电机正常运行时，应根 据实际情况减少负荷或停机处理，并采取措施，以消除所发现的故障。
4.3.11 发电机持续允许不平衡电流值，应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时， 对于空气冷却的发电机，可按照下列规定：
a.在按额定负荷连续运行时，汽轮发电机三相电流之差，不得超过额定电流 的10%；同时任何一相的电流不得大于额定值。
b.在低于额定负荷连续运行时，各相电流之差可以大于上面所规定的数值， 但具体数值应根据试验确定。
4.3.12 发电机短时间允许的不平衡电流值，应遵守造厂的规定。制造厂无规定时，对于空气冷却的发电机，可按下式计算：
式中 I2——负序电流(标么值)；
t——时间(s)；
对绑线式转子的发电机，一般不能承受三相不平衡电流。
4.3.13 在作短时间的不平衡短路试验时，发电机定子线圈内的最大电流，一般不 得大于额定值的25%。不平衡负荷试验自开始至电流降至零的时间，一般不得超 过5分钟。
4.4 励磁系统的故障
4.4.1 如果发现自动灭磁装置有故障，应将其消除。自动灭磁装置的故障未经消除 前，不得将发电机投入运行。
4.4.2 当励磁机整流子发生强烈的火花时，不必立即停下发电机，但必须将这些情 况立即通知主控制室，电气值班人员应即采取措施消除火花。对于允许无励磁运 行的发电机，主控制室的值班人员应即切断励磁，降低有功负荷至无励磁运行的 允许值并迅速消除火花。对于不允许无励磁运行的发电机，应减少励磁或减少发 电机的负荷，至消灭不正常现象为止，如果所采取的措施无效，则卸去发电机的 负荷，并将发电机自电网解列。
当励磁机着火冒烟时，原动机值班人员应立即紧急停机，并参照第4.3.5条规 定进行处理和灭火。
4.4.3 在发电机运行中，当发现励磁机的极性反向时，转子电流表与电压表的指针 向相反侧倾斜到头，但发电机的定子表计的指示正常，在此情况下，值班人员不 应切断发电机，而只需将连接转子仪表的端子互换。关于互换接头一事，应记载 在运行日志上。
4.4.4 运行中的发电机，当励磁回路的绝缘电阻突然降低时，应以压缩空气吹净整 流子或滑环，以恢复绝缘电阻。如果绝缘电阻不能恢复，则应对发电机严密监 视，一有机会就将该发电机停下，查明绝缘电阻降低的原因，并采取措施恢复绝 缘。
4.4.5 各种整流励磁装置的故障现象和处理方法，在现场规程中应作具体规定。
附录A 水、气、油系统管道的着色规定
水、气、油系统管道的着色规定见表A1。
表A1 水、气、油系统管道的着色规定
注：汽轮发电机标志流向的箭头；空气管用红色，其余用白色。
附录B 励磁机整流子发生火花的原因和消除火花的方法 励磁机整流子发生火花的原因和消除火花的方法见表B1。
表B1 励磁机整流子发生火花的原因和消除火花的方法
续表
续表
变压器部分
本规程适用于我国生产的电压为1kV及以上的中、小型电力变压器及同类设 备，如消弧线圈、调压器、并联电抗器等。国外进口的电力变压器及同类设备可 参照本规程，并按照制造厂的有关规定执行。
1 基本要求
1.1 保护装置和测量仪表
1.1.1 变压器应按照部颁有关规程的规定装设保护装置及测量仪表。
1.1.2 变压器可用熔断器保护，但其性能必须满足系统短路容量、灵敏度和选择性 的要求。110kV分级绝缘的变压器，当采用熔断器保护时，其中性点必须直接接 地。
1.1.3 变压器的油保护装置应符合以下要求：
a.所有油浸式(除密封式外)变压器均应装设有油位指示计的储油柜，其容积大 小应使冬季变压器停用时和夏季带最大允许负荷时，均能在油位指示计上看到油 位。
油位指示计上应划有三条监视线，表示使用地点在最高、平均和最低环境温 度时应有的油面，并注明其温度。为了防止油位指示计的指示错误，油位指示计 的下缘应高于储油柜和变压器之间的连接管的上端管口。
b.100kVA及以上变压器的储油柜，应装设带有油封的吸湿器。
c.3150kVA及以上的变压器应装有净油器，其进、出油口应设有过滤器，且 应安装正确。
d.8000kVA及以上的油浸式变压器应装设隔膜保护装置，或采用充氮保护装 置。
e.一般储油柜顶部与安全气道上部空间应用管道连通。隔膜式储油柜胶囊
内腔应经油封吸湿器与大气相通，在储油柜内部出现气体时应能排出。
1.1.4 800kVA及以上的油浸式变压器和400kVA及以上的厂用变压器应装有瓦斯 继电器。200～315kVA的厂用变压器应装只带信号接点的瓦斯继电器。
从瓦斯继电器和温度计连接到控制电缆的连线，应采用耐油导线。
1.1.5 装有瓦斯继电器的油浸式变压器，在安装时应使顶盖沿瓦斯继电器方向有 1%～1.5%的升高坡度，由变压器顶盖的最高处通向储油柜的油管，以及从套管升 高座等引入瓦斯继电器的管道均应有2%～4%(以变压器顶盖为准)的升高坡度， 以便瓦斯继电器能正确的动作。
变压器顶盖下面有隔筋者，间隔之间应打通，使变压器内部出现的气体均能 通向气体继电器。
1.1.6 800kVA以上的油浸式变压器应装有安全气道。保护膜爆破压力应低于 49035Pa(0.5kgf/cm2)。
变压器的油箱下部，应装有足够大的事故放油阀和可调节的取油样活门。
1.1.7 变压器油箱应具有能承受表1所列真空的机械强度而无永久变形或损伤，且 无渗油及漏油现象。
表1 变压器油箱所能承受真空的机械强度
1.1.8 变压器的冷却装置应符合以下要求：
a.按制造厂的规定装足全部冷却装置；
b.风扇电动机应有过负荷、短路及断相保护。
1.1.9 为了测量变压器的温度，应按下列规定装设温度计。
a.应有测量上层油温的玻璃温度计。经常无人值班的变压器应装设指示最高 温度的玻璃温度计；
b.1000kVA及以上的油浸式变压器和500kVA及以上的厂用变压器，应装有 带远方信号的温度计；
c.8000kVA及以上的变压器应装有远距离测温装置。
1.1.10 为了测量变压器的负荷，应按下列规定装设电流表。
1.1.10.1 变压器应按表2的规定装设电流表。
表2 变压器装设电流表的规定
注：有困难时可装在低压侧。
1.1.10.2 自耦变压器当运行方式需要时，应在公用绕组中性点侧装设监视过负荷 的电流表。
1.2 变压器的其它要求
1.2.1 设计布置大型钟罩式变压器时，应考虑永久性起吊钟罩设施，或临时起吊设 施及所需的工作场地。
1.2.2 安装变压器时，应使安全气道在事故喷油时不致喷入电缆沟，喷向电缆头、 母线、邻近的变压器及其它设备，必要时应设置隔墙或金属挡板。
1.2.3 变压器应有铭牌，其外壳上应标明厂(所)内的编号，单相变压器并应按相涂 色。
台上、柱上变压器和安装在变压器室内的变压器亦应编号，并悬挂警告牌。
1.2.4 安装在发电厂内的主变压器，在其引出线上亦应按相涂色。
1.2.5 油浸式电力变压器的安装，应考虑能在带电的情况下，检查储油柜和套管中 的油位、测量油温、检查瓦斯继电器以及采取油样等。必要时应装设固定梯子。
1.2.6 室内(洞内)安装的变压器应有足够的通风，使变压器温升不致过高，全年任 何季节内均能带额定负荷运行。
室内(洞内)出入口处的空气温差一般在夏季不应大于15℃，如果自然通风不 足，则对于经常有值班人员监视的变压器，可采用机械通风，对于无值班人员监 视的变压器，只有在通风设备装有停止工作的远方信号时，方可采用机械通风。 装在无值班人员的室内变压器，只有在机械通风停止时不致使上层油温超过95℃ 的情况下，方可采用机械通风。
变压器的通风系统不应与其它通风系统相连通。
1.2.7 变压器室的门应上锁，门上应标明变压器的名称和编号，门外应挂“止步， 高压危险”字样的标示牌。变压器室的门应用不可燃或耐燃材料制成。
1.2.8 安装油浸式电力变压器场所附近应有适当的消防设施和事故储油设施。
户外安装油量在1000kg及以上的变压器，应装设储油池(或挡油墙)和事故排 油设施。
室内(洞内)变压器的蓄油设施，可设储油池或挡油墙，其容量按表3的规定设 置。
表3 储油池或挡油墙容量的规定
储油池和挡油墙的长宽尺寸，一般较变压器外廓尺寸相应增大1m，储油池 内一般铺设卵石层，其厚度不小于250mm，卵石直径约30～50mm。
储油池应有排水设施，并经常保持完好状态。
事故排油系统应畅通，排油管内径不宜小于11cm，且不应引起环境污染或扩 大事故。
1.2.9 安装在震级烈度为七级以上地区的变压器，应考虑下列防震措施：
a.电力变压器应有固定措施，对大、中型变压器应在上部拉线，有滚轮的可 将滚轮拆除，还应将底盘固定于轨道上；
b.电力变压器套管用软导线连接时，应适当放松；用硬导线连接时，应将软 连接过渡接头适当加长；
c.110kV及以上变压器套管，其瓷套与法兰的连接宜加固；
d.冷却器与变压器分开布置时，其连接管道在靠近变压器处应依次设有截止 阀和柔性接头；
e.变压器应装用防震型气体继电器；
f.柱上变压器的底盘应与支座固定，上部用铁丝与柱绑牢。
1.3 技术文件
1.3.1 变压器投入运行前，施工单位应向运行单位移交下列图纸及技术文件：
1.3.1.1 新设备安装竣工后须交：
a.制造厂的出厂试验报告单、图纸及说明书；
b.本体以及冷却装置、各项附件(套管、互感器、瓦斯继电器及附属仪表等)在 安装时的试验合格单、吊心(吊罩)时的检查记录及处理记录等；
c.变压器冷却系统有关的控制及保护回路的安装竣工图；
d.油质化验及色谱分析记录、滤油及加油资料等；
e.备品配件清单。
1.3.1.2 大修竣工后须交：
a.变压器及其附属设备的检修记录；
b.变压器及其附属设备(瓦斯继电器、套管等)的试验记录；
c.变压器的干燥记录(如进行过干燥时)；
d.变压器油质化验记录、加油及滤油记录。
1.3.2 发电厂应有变压器检修、维修所必须的备品(按附录D储备)。
1.3.3 每台变压器应有下述内容的技术档案：
a.变压器履历卡片；
b.主要制造图纸、说明书及出厂试验记录；
c.交接试验记录及预防性试验记录；
d.历次干燥记录；
e.大修记录及验收报告；
f.滤油、加油记录，油质化验及色谱分析试验记录；
g.装在变压器上的测量装置的试验记录；
h.其它试验记录及检查记录；
i.变压器控制及保护回路竣工图；
j.变压器事故及异常运行情况(如超温、瓦斯继电器动作及出口短路、事故过 负荷等)记录。
1.3.4 当将变压器移交给另一单位时，必须将变压器的技术档案一并移交。
2 变压器的允许运行方式
2.1 额定运行方式
2.1.1 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。
2.1.2 油浸式变压器最高上层油温可按表4的规定运行(以温度计测量)。
当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也应相应下降。为防止绝缘油 加速劣化，自然循环变压器上层油温一般不宜经常超过85℃。
2.1.3 不应以额定负荷时上层油温低于表4规定作为该变压器过负荷运行的依据。 对于经改进结构或改善冷却方式的变压器，应通过温升试验以确定其负荷能力。
2.1.4 干式变压器各部分的温升不得超过表5的规定。
表4 油浸式变压器最高上层油温的规定
表5 干式变压器各部分温升的规定
2.1.5 为了使三绕组及自耦变压器的各绕组温度不超过允许值，应按下列条件运 行：
a.每一绕组负荷不得超过其额定值；
b.三侧绕组总消耗不得超过产生最大损耗的一个负荷组合的额定总损耗；
c.自耦变压器在高、低压侧同时向中压侧送电时(或相反方式送电时)，应按公 用绕组电流不超过其额定值监视变压器负荷。
2.1.6 变压器的外加一次电压可以较额定电压为高，但一般不得超过相应分头电压 值的5%。
不论电压分头在任何位置，如果所加一次电压不超过其相应额定值的5%，则 变压器的二次侧可带额定电流。
根据变压器的构造特点(铁芯饱和程度等)，经过试验或经制造厂认可，加在变 压器一次侧的电压允许比该分头额定电压增高10%。此时，允许的电流值应遵守 制造厂的规定或根据试验确定。
2.1.7 无载调压变压器在额定电压±5%范围内改换分头位置运行时，其额定容量 不变，如-7.5%和-10%分头时，额定容量应相应降低2.5%和5%。
有载调压变压器分头位置的额定容量，应遵守制造厂规定。
2.2 允许的过负荷运行方式
2.2.1 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经常 使用，其允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷前变压器所带 的负荷等来确定，事故过负荷只允许在事故情况下(例如运行中的若干台变压器中 有一台损坏，又无备用变压器，则其余变压器允许按事故过负荷运行)使用。变压 器存在较大的缺陷(例如冷却系统不正常，严重漏油，色谱分析异常等)时不准过负 荷运行。
2.2.2 干式变压器的过负荷运行应遵照制造厂的规定。油浸式变压器正常过负荷运 行可参照下述规定：
a.全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。
b.变压器在低负荷期间(负荷系数小于1时)，则在高峰负荷期间变压器允许
的过负荷倍数和持续时间，按年等值环境温度，变压器的冷却方式和容量，由图 1、图2、图3(图中K1为起始负荷倍数，K2为过负荷倍数)的曲线来分别确定。 当环境温度超过35℃时应按图4的曲线来确定。
图1 油自然循环变压器正常过负荷曲线
(年等值环境温度15℃，T的单位为h)
图2 油自然循环变压器正常过负荷曲线
(年等值环境温度20℃，T的单位为h)
c.在夏季，根据变压器的典型负荷曲线，其最高负荷低于变压器的额定容量 时，则每低1%可允许冬季过负荷1%，但以过负荷15%为限。
d.上述b、c两项过负荷可以相加，但总过负荷值对油浸自冷和油浸风冷变 压器不应超过变压器额定容量的30%。
图3 油自然循环变压器正常过负荷曲线
(年等值环境温度25℃，T的单位为h)
图4 环境最高温度超过35℃时，油自然
循环变压器正常过负荷曲线(T的单位为h)
e.变压器在过负荷运行前，应投入全部工作冷却器，必要时应投入备用冷却 器。变压器正常过负荷的计算见附录C。
2.2.3 油浸变压器事故过负荷的允许值，按照不同的冷却方式和环境温度，可参照 表6的规定运行(此时应投入备用冷却器)。干式变压器可参照制造厂的规定。
2.2.4 变压器经过事故过负荷以后，应将事故过负荷的大小和持续时间记入变压器 的技术档案内。
2.3 机械冷却变压器的运行方式
2.3.1 油浸风冷变压器在风扇停止工作时允许的负荷，应遵守制造厂的规定。当上 层油温不超过55℃时，则可不开风扇在额定负荷下运行。
2.3.2 油浸风冷变压器当冷却系统发生故障，切除全部风扇时，变压器允许带额定 负荷运行的时间应遵守制造厂的规定，如制造厂无规定时，可参照表7的规定。
2.3.3 吹风冷却的干式变压器，当冷却风机因故障停止工作时，其允许的运行时间 应遵守制造厂的规定。
2.4 允许的短路电流和不平衡电流
2.4.1 变压器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 线圈额定电流的25倍。当超过25倍时，应采取限制短路电流的措施。
短路电流的持续时间不得超过表8的规定。
2.4.2 变压器三相负荷不平衡时，应监视最大电流相的负荷。
结线组为Y，yn0和Y，zn11的配电变压器，中性线电流的允许值分别为 变压器额定电流的25%和40%。制造厂另有规定者应遵守制造厂的规定。
表6 油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间(小时∶分)
表7 变压器允许带额定负荷运行的时间
表8 短路电流的持续时间
3 变压器的运行和维护
3.1 变压器的检查
3.1.1 安装在发电厂内的变压器，应根据控制盘上的仪表监视变压器的运行，并每 小时抄表一次(包括不在控制室的其它表计)。如变压器在过负荷下运行，则至少每 半小时抄表1次。
对于安装在变压器上的温度计，应于巡视变压器时进行记录。
3.1.2 应定期对变压器进行外部检查，安装在发电厂内的变压器，每班至少检查1 次。
根据现场具体情况(尘土、污秽、大雾、结冰等)应增加检查次数，并订入现场 规程内。
在气候激变时(冷、热)应对变压器的油面进行额外的检查。
变压器在瓦斯继电器发出信号时，应进行外部检查。
在变压器过负荷或冷却装置故障时，应增加检查次数。
雷雨后，应检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙的动作情况。
3.1.3 变压器定期外部检查的一般项目如下：
a.储油柜和充油套管的油位、油色均应正常，且不渗漏油；
b.套管外部应清洁、无破损裂纹、无放电痕迹及其他异常现象；
c.变压器音响正常，本体无渗油、漏油，吸湿器应完好，硅胶应干燥；
d.运行中的各冷却器温度应相近，油温正常，管道阀门开闭正确，风扇油 泵、水泵转动应均匀正常；
e.引线接头、电缆、母线应无发热征象；
f.安全气道及保护膜应完好无损；
g.瓦斯继电器内应无气体，继电器与储油柜间连接阀门应打开；
h.变压器室的门、窗、门闩应完整；房屋应无漏水、渗水；照明和空气温度 应适宜。
根据变压器的构造特点，还应在现场规程中补充须检查的项目。
3.1.4 电气车间的运行负责人员应会同维修人员对变压器作定期外部检查，并应增 加以下检查项目：
a.变压器箱壳及箱沿发热是否正常，外壳接地线以及铁心经小套管接地的引 下线应完好；
b.净油器及其它油保护装置的工作状况应正常；
c.击穿保险器应完好；
d.检查有载分接开关运行情况应正常；
e.检查储油柜集泥器内应无水份及不洁物，如有则应除去，并用控制油门检查 油位计应无堵塞现象；
f.吸湿器内的干燥剂应有效，呼吸应畅通；
g.油门等处的铅封应完好；
h.室内(洞内)变压器通风设备应完好；
i.标志和相色应清楚明显；
j.消防设施应齐全、完好；
k.变压器蓄油池应保持在良好状态。
3.2 变压器的投运和停运
3.2.1 值班人员在投运变压器之前，应仔细检查，并确认变压器在完好状态，具备 带电运行条件。对长期停用或检修后的变压器，应检查接地线等是否已拆除，核 对分接开关位置和测量绝缘电阻，测量时必须将电压互感器断开。
3.2.2 所有备用中的变压器均应随时可以投入运行，长期停用的备用变压器应定期 充电，并投入冷却装置。
3.2.3 变压器投运和停运操作程序应在现场规程中加以规定，并须遵守下列各项：
a.变压器的充电应当由装有保护装置的电源侧进行；
b.如有断路器时，必须使用断路器进行投运或停运；
c.如无断路器时，可用隔离开关投运或停运空载电流不超过2A的变压器。
切断电压为20kV及以上的变压器的空载电流时，必须采用三相联动带消弧角 的隔离开关，如因条件限制不得不装在室内，则应在各相间安装耐弧的绝缘隔 板，使其互相隔离，防止相间弧光闪络。根据运行经验或试验验证，并经本厂总 工程师和生产厂长批准，才可以与上述规定有出入。
3.2.4 在大修、事故检修和换油后，对于35kV及以下的变压器，宜静止3～5h， 等待消除油中的气泡后方可投入运行(对于110kV及以上的变压器应按附录B4的 规定执行)。
装有储油柜的变压器带电前应先放去各套管升高座、散热器及净油器等上部 的残存空气。
3.2.5 在110kV及以上中性点直接接地的系统中，投运和停运变压器时，在操作 前中性点必须先接地，操作完毕再予断开。
3.3 瓦斯保护装置的运行
3.3.1 变压器运行时瓦斯保护应投入信号和接入跳闸。备用变压器的瓦斯保护应投 入信号，以便监视油面。
当一台断路器控制两台变压器时，其中一台转为备用时应将其重瓦斯改接信 号。
3.3.2 变压器在运行中进行滤油、加油、换硅胶或在瓦斯保护上工作时应先将重瓦 斯改接信号，此时变压器的其它保护装置(如差动保护、电流切断装置等)，仍应接 入跳闸位置。工作完毕，变压器空气排尽后，方可将重瓦斯重新投入跳闸位置。
3.3.3 当油位计上指示的油面有异常升高，或油路系统有异常现象时，为查明其原 因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门。检查吸湿器或进行其它工作时，必须 先将重瓦斯改接信号，然后才能开始工作，以防瓦斯保护误动作跳闸。
3.3.4 在地震预报期间，根据变压器的具体情况和瓦斯继电器的类型来确定将重瓦 斯投入跳闸或信号。
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，确定无异状后方可投入。
3.4 变压器分接开关的运行维护
3.4.1 对于无载调压变压器，在变换分接头时应正反方向各转动五周，以便消除触 头上的氧化膜及油污，同时要注意分头位置的正确性。变换分头后应测量线圈直 流电阻及检查锁紧位置，并应对分头变换情况做好记录。
变压器分接头的位置应有专门的记录，以便能随时查核。
3.5 变压器的并列运行
3.5.1 变压器并列运行应满足以下条件：
a.绕组联结组别相同；
b.电压比相等；
c.阻抗电压相等。
电压比不同和阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下， 可以并列运行。
阻抗电压不同的变压器并列运行时，应适当提高阻抗电压大的变压器的二次 电压，以使并列运行的变压器的容量均能充分利用。
3.5.2 新装或变动过内、外连接线以及改变过结线组别的变压器，在并列运行之前 必须核定相位。
3.6 变压器的经济运行
3.6.1 发电厂应按照负荷情况规定使用变压器的数量。
3.6.2 可以相互调配负荷分列运行的变压器，也应考虑经济负荷的分配，使在一定 的期间内总的损失为最小。
4 变压器的不正常运行和事故处理
4.1 运行中的不正常现象
4.1.1 值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象(如漏油、油位变化过高或 过低、温度异常、音响不正常及冷却系统不正常等)，应设法尽快消除，并报告上 级领导人员。应将经过情况记入值班操作记录簿和设备缺陷记录簿内。
4.1.2 变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，值班人员应按现场规程的规定调 低变压器的负荷。
4.1.3 若发现异常现象非停用变压器才能消除，且有威胁整体安全的可能性时，应 即停下修理。若有备用变压器时，应尽可能先将备用变压器投入运行。
变压器有下列情况之一者应立即停下修理：
a.变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；
b.在正常负荷和冷却条件下，变压器温 度不正常并不断上升；
c.储油柜或安全气道喷油；
d.严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；
e.油色变化过甚，油内出现碳质等；
f.套管有严重的破损和放电现象。
4.1.4 变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员应判明原因，采取办法使其降 低，因此必须进行下列工作：
a.检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下 应有的油温核对；
b.核对温度表；
c.检查变压器机械冷却装置或变压器室的通风情况。
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，应即将 变压器停运修理；若不需停下可修理时(如油浸风冷变压器的部分风扇故障)，则值 班人员应按现场规程的规定，调整变压器的负荷至相应的容量。
若发现油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不 变，油温不断上升，而检查结果证明冷却装置正常、变压器室通风良好、温度计 正常，则认为变压器已发生内部故障(如铁心严重短路、绕组匝间短路等)，而变压 器的保护装置因故不起作用。在这种情况下立即将变压器停下修理。
4.1.5 如变压器中的油已凝固时，允许将变压器投入运行，逐步接带负荷，同时必 须监视上层油温，直至油循环正常为止。
4.1.6 当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显着降低时，应即加油，加油 时应遵守本规程3.3.2的规定。
如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改为只动作于信号，而 必须迅速采取停止漏油的措施，并即加油。
4.1.7 变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指 示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。
对采用隔膜式储油柜的变压器，应检查胶囊的呼吸是否畅通，以及储油柜的 气体是否排尽等问题，以避免产生假油位。
4.2 瓦斯保护装置动作的处理
4.2.1 瓦斯保护信号动作时，值班人员应立即对变压器进行检查，查明动作的原 因，是否因侵入空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如 瓦斯继电器内存在气体时，应记录气量、鉴定气体的颜色及是否可燃，并取气 样，根据有关的规程和导则判断变压器的故障性质。
4.2.2 若瓦斯继电器内的气体为无色、无臭而不可燃；判断为空气时，则变压器可 继续运行。若信号动作是因油中剩余空气逸出，而且信号动作间隔时间逐次缩 短，将造成跳闸时，如无备用变压器，则应将重瓦斯改接信号，并报告上级领导 人员，同时应立即查明原因加以消除。但如有备用变压器时，则应换用备用变压 器，而不准使运行中变压器的重瓦斯改接信号。
若气体是可燃的，经常规试验给以综合判断，如说明变压器内部已有故障， 必须将变压器停运，以便分析动作原因和进行检查、试验。
4.2.3 瓦斯保护信号与跳闸同时动作，并经检查是可燃性气体，则变压器未经检查 并试验合格前不许再投入运行。
4.3 变压器自动跳闸和灭火
4.3.1 变压器自动跳闸时，如有备用变压器，值班人员应迅速将其投入运行，然后 立即查明变压器跳闸的原因；如无备用变压器时，则须根据掉牌指示检查何种保 护装置动作，和在变压器跳闸时有何种外部现象(如外部短路、变压器过负荷及其 它等)，如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，而是由于过负荷、 外部短路或保护装置二次回路故障所造成，则变压器可不经外部检查而重新投入 运行，否则须进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因。
若变压器有内部故障的征象时，应进行内部检查。
4.3.2 变压器着火时，首先是断开电源，停用冷却器和迅速使用灭火装置灭火，并 将备用变压器投入运行。
若油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部油门放油至适当油位；若是 变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸，在灭火时 应遵守“电气设备典型消防规程”的有关规定。
5 变压器的检修、验收和干燥
5.1 检修期限及检修项目
5.1.1 变压器吊出芯子或吊开钟罩进行大修的周期如下：
a.发电厂的主变压器、主要厂用变压器，在投入运行后的第五年内，和以后 每5～10年内应大修1次；
b.其它如未超过正常过负荷运行的变压器，每10年大修一次；
c.对于密封式的变压器，若经过试验和运行情况判定有内部故障时，才进行大 修；
d.运行中的变压器发现异常状况或经试验判明有内部故障时应提前进行大修；
e.在运行的主变压器，当承受出口短路后，应考虑提前大修。
5.1.2 运行中没有明显缺陷的变压器，且无适当的起重设备，而变压器结构又能保 证将绕组压钉压紧者，对普通小型变压器可取下变压器顶盖进行检查修理；对钟 罩式变压器可放油后由人孔进入油箱内进行检查修理。
5.1.3 变压器的大修周期如下：
a.发电厂的主变压器和厂用变压器每年至少1次；
b.安装在特别污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。
5.1.4 变压器的大修项目如下：
a.吊出芯子或吊开钟罩对芯子进行检修；
b.对绕组、引线及磁屏蔽装置的检修；
c.对无载分接开关和有载调压开关的检修；
d.对铁芯、穿心螺丝、轭梁、压钉及接地片等的检修；
e.油箱、套管、散热器、安全气道和储油柜等的检修；
f.冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；
g.保护装置、测量装置及操作控制箱的检查、试验；
h.变压器油的处理或换油；
i.密封衬垫的更换；
j.油箱内部的清洁，油箱外壳及附件的除锈、涂漆；
k.必要时对绝缘进行干燥处理；
l.进行规定的测量和试验。
5.1.5 变压器的小修项目如下：
a.检查并消除已发现的缺陷；
b.检查并拧紧套管引出线的接头；
c.放出储油柜中的污泥；检查油位计；
d.冷却器、安全气道及其保护膜的检修；
e.套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查、瓷绝缘的检查、清扫；
f.各种保护装置、测量装置及操作控制箱的检修、试验；
g.充油套管及本体补充变压器油；
h.油箱及附件的检修、涂漆；
i.进行规定的测量和试验。
5.1.6 变压器冷却装置的检修周期和项目为：
a.风冷却器随本体大修或有必要时进行，风扇及其电动机每年大修一次。
b.操作控制箱的检修结合主变大、小修时进行。
5.1.7 60kV及以上电压等级的高压套管的检修周期，应根据电气试验及密封材料 老化情况进行规定。
对于60kV及以上电压的电容式套管必须解体大修时，应按制造厂规定的工艺 要求进行。
5.2 变压器检修后的验收
5.2.1 变压器检修后应验收合格，方能投入运行，验收时须检查：
a.检修项目和检修质量；
b.试验项目及试验结果；
c.隐蔽部分应在检修过程中进行；
d.技术资料应齐全，填写正确。
5.3 变压器的干燥
5.3.1 变压器是否需要干燥，对新安装的变压器应根据出厂试验数据、变压器保 存、运输和安装的情况来评定；对运行中和大修后的变压器，应根据运行中绝缘 试验结果和检修情况，分别按照附录A和附录B的规定来评定。
5.3.2 变压器的干燥应根据绝缘的受潮情况和现场条件，采用真空干燥、热风真空 干燥、热油真空干燥和不抽真空干燥等方法。
5.3.3 变压器干燥应保持较高的温度和真空度，但绕组的最高温度不得超过95～ 105℃，油箱真空度不得超过制造厂的规定值。
5.3.4 变压器在干燥过程中，绝缘电阻开始降落，以后又重新上升，如连续6h绝 缘电阻保持稳定、无凝结水产生，则可认为干爆完毕。
5.3.5 变压器干燥后，必须对心子绝缘进行整理，以消除绝缘干缩所造成的压紧部 分的松弛。
5.3.6 变压器的干燥记录应详细记载，并存入技术档案。
5.4 变压器附属设备的试验
5.4.1 冷却装置的检查、试验项目、周期和标准按表9进行。
表9 冷却装置的检查、试验项目、周期和标准
5.4.2 对玻璃温度计、信号温度计和电阻式温度计在大、小修时进行试验，误差应 符合有关标准。
5.4.3 瓦斯继电器、套管型电流互感器和二次回路的检查试验按部颁《继电保护及 系统自动化装置检验条例》进行。
5.5 变压器油的现场处理
5.5.1 变压器油的处理一般应在变压器停电的情况下进行，必要时也可在变压器运 行中进行。
带电处理变压器油或运行中补充变压器油时，应遵守《电业安全工作规程》 以及现场规程的规定。在处理时，先将储油柜中的积水放尽，但不应自变压器下 部注油，以防止异物、水份和空气等进入变压器内部。
5.5.2 注入变压器的油的温度应该等于或低于绕组的温度，以免绝缘受潮。
附 录 A
油浸式电力变压器的安装和投入运行前绝
缘湿度的评定和是否需要干燥的条件
A1 变压器运到现场后10天内，应进行油位检查和密封检查。对充氮运输的变压 器，器身内应为正压，一般不低于9807Pa(0.1kgf/cm2)。
A2 不论是带油运输或是不带油运输的变压器，均应取出油样或油箱底部的残油进 行试验。
A3 运输时带油但不装储油柜的变压器，从制造厂出厂3个月内应即装上储油柜， 并将油注到正常油位线。所注入的变压器油，应品种一致，油质合格。
不带油运输的变压器，应于运到现场后，尽快地注入合格的变压器油，注油 应在运到后1个月或出厂后3个月内进行。
A4 220kV及以上变压器必须进行真空注油；10kV的变压器也应尽量采用真空注 油。真空度应遵守制造厂的规定。
对变压器进行真空注油时，油温不得低于+10℃，注油时间不得少于6h，在 注油后(离顶部少许)尚应保持真空2h。然后解除真空缓慢地加油至油面线，再静 止2h。
A5 新安装的变压器必须吊心(吊罩)进行心子检查，对心子内部组件、油箱内部、 管道内部仔细检查清理，及时排除缺陷。对制造厂规定可以不吊心(吊罩)检查者除 外。
A6 变压器进行心子检查时，如果温度低于10℃，则至少应将变压器加热12h， 以使上部铁轭处测得的铁心温度不低于20℃。
如果周围空气温度低于或接近心子温度时，则变压器可揭盖进行检查。如果 周围空气温度高于心子温度，则建议将变压器加热使其心子温度比周围空气温度 至少高出10℃。
A7 检查变压器的心子应尽可能在室内进行。室内应保持干燥清洁、防止雨雪和灰 尘落入。如果不得已而在室外检查时，应特别注意防止灰尘和骤雨等落在变压器 上。检查110kV及以上变压器时，须筑临时工栅或安设帐篷。
A8 心子在空气中暴露的时间，不应超过下列规定：
空气相对湿度不超过65%时，16h；
空气相对湿度不超过75%时，12h。
其时间计算：对带油运输的变压器，由开始放油时算起；对不带油运输的变 压器，由揭开顶盖或打开任一堵盖算起，至注油开始或大盖及孔板均已封上为 止。
A9 充氮运输的变压器吊罩后，应让心子在空气中暴露，使氮气扩散后方可进行心 子检查；当须进入油箱中检查时，必须先打开顶部盖板，从油箱下面的阀门向油 箱内吹入清洁干燥的空气进行排气，待空气完全补入后方可进入箱内，以免工作 人员窒息。
A10 变压器是否需要干燥，应根据表A1的规定综合判断。
表A1 新装电力变压器绝缘潮湿程度的评定
试验项目、标准和不经干燥投入运行 的条件
续表
注：①进行绝缘试验时，当被试变压器的温度与制造厂试验时的温度不同时，应 将制造厂所测数据换算到安装试验温度下的数据再进行比较，当由较高温度向较 低温度换算时，对绝缘电阻应乘以表A2中的系数，对于tgδ(%)应除以表A4的 系数。
②如果变压器不完全满足本表中所示的不经干燥投入运行的条件，但绝缘并 非严重受潮，而其它绝缘指标与表A3规定尚接近时，允许在上层油温为70～80 ℃的情况下，在油内进行带油轻度干燥。在进行这样轻度干燥时，应定时测量绝 缘的性能。当温度达到70～80℃至少稳定24h后，绝缘性能已符合本表的规定 时，轻度干燥即可终止。带油轻度干燥的时间一般不超过48h。如果在此时间内 绝缘性能达不到表A3规定的条件时，则应延长时间继续干燥或采用更有效的干燥 措施。如油的电气强度不满足要求，在轻度干燥前应使油先达到规定的标准。
③如果按本表的项目检查证明变压器绝缘严重受潮时，或者变压器内部有进 水迹象时，必须进行干燥，但不允许带油轻度干燥。
表A2 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
表A3 油浸式电力变压器绕组绝缘电阻的允许值(MΩ)
注：①同一变压器中压和低压绕组的绝缘电阻标准与高压绕组相同。
②高压绕组的额定电压为13.8kV和15.7kV的，按3～10kV级标准，额定电 压为18kV、44kV的，按20～35kV级标准。
表A4 油浸式电力变压器绕组的tgδ的温度换算系数
表A5 油浸式电力变压器绕组的tgδ允许值(%)
注：同一变压器中压和低压绕组的tgδ标准与高压绕组相同。
附 录 B
运行中和大修后的油浸式电力变压器绝
缘湿度的评定和是否需要干燥的条件
B1 变压器经过全部或局部更换绕组或绝缘的大修以后，不论测量结果如何，均应 进行干燥。
B2 经过大修的变压器，如心子在湿度≤75%的空气中停留不超过下列时间，可 以不经干燥即行注油，并经试验合格投入运行：
35kV及以下的变压器，24h；
110kV及以上的变压器，16h。
如果在检修期间变压器心子的温度至少比空气温度高出3～5℃，则心子在 空气中允许停留的时间可增大两倍。
如果周围空气温度接近或低于变压器上层油温，则变压器可以揭盖进行检 修。在空气相对湿度高于75%的情况下，变压器在揭盖以前，上层油温至少应较 空气温度高出10℃。
B3 如变压器心子在空气中停留的时间较规定时间为久，或空气湿度较规定为高， 则在决定变压器大修后是否需要干燥时，应通过在检修前后在尽可能相同条件下 (在几乎相等的温度下，在油箱内有油或无油等)测得的试验结果进行比较来解决。 在测量时也应把油的tgδ值考虑进去。
B4 在下述条件下，变压器可以不经干燥即投入运行：在检修期间所测数值和检修 前在同一温度下所测数值相比，或换算到同一温度下相应数值相比，绝缘电阻的 降低不超过40%，tgδ值的增高不超过30%，如果各数值的变化，有一个或全部 超过了上述范围，但绝对值不超过预防性试验的规定，则也不需要干燥。
吸收比不予规定，但在综合审查测量结果时应予考虑，通常，在10～30℃ 的温度下，一般不应低于1.3。
B5 运行中的变压器，需否进行干燥应综合以下情况来判断：
B5.1 tgδ值在同一温度下比上次测得数值增高30%以上，且超过预防性试验的规 定；
B5.2 绝缘电阻在同一湿度下比上次测得数值降低40%以上；吸收比在10～30℃ 的温度下，对于60kV及以下的变压器低于1.2；11kV及以上的变压器低于 1.3；
B5.3 油中有水份或油箱出现明显进水，且水量较多。
附录C 油浸式变压器正常过负荷的计算
C1 变压器正常过负荷能力
变压器正常过负荷能力，是根据全天的负荷曲线、冷却介质温度以及过负荷 前变压器所带的负荷等来确定的。
变压器在运行中的负荷是经常变化的，即负荷曲线有高峰和低谷，在高峰时 可能过负荷。当变压器过负荷运行时，绝缘寿命损失将增加，而轻负荷运行时绝 缘寿命损失将减小，因此可以相互补偿，不增加变压器寿命损失的过负荷称为正 常过负荷。图1～图4的过负荷曲线为正常过负荷，是每天都可以使用的，并不 因此缩短变压器的正常使用寿命。
变压器在运行中冷却介质的温度也是变化的，在夏季油温升高，变压器带额 定负荷时的绝缘寿命损失将增加，而在冬季油温降低，带额定负荷时的绝缘寿命 损失将减小，因此，按当年等值环境温度运行时，变压器绝缘寿命损失冬夏自然 补偿，而不降低变压器的正常使用寿命。
变压器根据负荷曲线或过负荷前变压器的负荷值。计算出等效起始负荷系数 K1和过负荷倍数K2，按图1～图3的曲线运行。年等值环境温度小于或等于15 ℃的地区使用15℃的一组曲线，大于15℃小于或等于20℃的地区使用20℃的 一组曲线，大于20℃的地区使用25℃的一组曲线。当夏季最高环境温度大于35 ℃时，应按图4曲线运行。
变压器过负荷运行时，应使用正常寿命损失，并注意绕组最热点温度不超过 允许值外，还应考虑到套管、引线、焊接点和分接开关等组件的过负荷能力，和 与变压器连接的各种设备如电缆、断路器、隔离开关、电流互感器等的允许过电 流能力，根据以上综合考虑和结合我国变压器目前的设计结构，推荐正常过负荷 的最大值、油浸自冷、风冷变压器为额定负荷的1.3倍。图1～图4的过负荷曲 线就是根据这个原则制定的。因此使用是安全的，并有适当的裕度。载流部分和 冷却系统存在缺陷的变压器不应过负荷运行。
C2 绕组最热点温度计算公式：
计算公式为
K1——起始负荷系数，K1=起始负荷值/额定容量；
K2——过负荷倍数，K2=过负荷值/额定容量；
d——损耗比，一般取5，d=额定容量时短路损耗空载损耗；
x——计算油温升用的指数(一般取自然循环0.9、强油循环1)；
y——计算最热点温升用的指数(一般取自然循环0.8)；
t——负荷为K2时的运行时间(h)；
c——额定容量时的油空气热时间常数(h，一般取自然循环3h)。
C3 负荷曲线简化方法
为了使用图1～图4的过负荷曲线，首先必须把实际变化的日负荷曲线简化 为直角曲线，以便求出起始负荷系数K1和过负荷系数K2，方法如图C1所示。
图C1 日负荷曲线图
I—实际负荷电流(标么值)；I′1—等效起始负荷(过负荷曲线中的K1值)；
I′2—等效过负荷(过负荷曲线中的K2值)；Imax—过负荷最大值；
1—等效负荷曲线；2—实际负荷曲线
把变化的负荷电流I，按其所引起的损耗与不变负荷电流引起的损耗在温度 上相等效的原则，计算等效负荷I′1。等效起始负荷I′1由负荷曲线中小于额 定值的部分组成。等效过负荷I′2由负荷曲线中大于额定值的部分组成，计算公 式：
(C2)
式中 I′——等效负荷；
a1，a2…， ——各段电流平均值(标么值)；
t1，t2…， ——对应各段负荷电流的时间间隔(h)。
公式(C2)适用于计算等效起始负荷I′1和等效过负荷I′2。时间间隔t计算 起始负荷时可取1h，过负荷时应取≤0.5个小时。
等效起始负荷I′1也可根据过负荷前12h的负荷，每小时取1个值的简化公 式来计算：
 (C3)
式中 a1，a2,a3，…，a12——时间间隔1h的平均负荷(标么值)。
如果负荷曲线包括几个过负荷高峰，则计算等效过负荷I′2应该用 。 对于较小的过负荷值也可以归算到起始负荷I1中去。
如果计算出的I′2大于0.9Imax(Imax取0.5h的平均值)，则k2=I′2，如果I ′2小于0.9Imax，则取k2=0.9Imax，此时过负荷等效时间t′2按下式计算：
 (C4)
式中 t2——过负荷时间 (h)；
t′2——等效过负荷时间 (h)。
C4 过负荷时变压器的寿命损失
变压器在过负荷时，其各部分的温度将比额定负荷时为高。绝缘的老化程度 与温度有关，现在国际上认为，变压器用电缆纸在80～140℃范围内，温度每升 高6℃，其绝缘寿命损失增加一倍，简称为六度法则。
国际电工委员会规定：变压器在额定负荷下运行，绕组平均温升为65℃。通 常最热点温升比平均温升约高13℃到78℃，如变压器在额定负荷和冷却介质温 度为20℃条件下连续运行，则绕组最热点温度为98℃，其绝缘老化寿命为20 年，在这个条件下运行，称为正常老化，其每天的寿命损失为正常日寿命损失。
绕组最热点温度θc与变压器寿命的关系可用相对寿命损失来衡量。所谓相对 寿命损失即绕组最热点的温度为 θc时的寿命损失率与98℃时正常寿命损失率之 比，以V表示，即
(C5)
绕组在不同最热点温度下相对寿命损失见表C1。
表C1 不同最热点温度下相对寿命损失
若变压器24h的周期内，于某恒定温度下运行th，其余时间均处于寿命损失 可忽略不计的低温下(当热点温度低于80℃时，实际寿命损失可忽略不计)，则日 寿命损失为tVh；若在th内温度是变化的，即θc =f(t)，则需要积分，日寿命损 失为  Vdth。当绕组最热点温度为θc 时，要使其日寿命损失等于正常日寿命损 失，其允许运行时间t按下式计算：
 (C6)
绕组在不同最热点温度下，每天允许运行的时间见表C2。
表C2 不同最热点温度下每天允许运行的时间
C5 年等值冷却介质温度计算
变压器在额定负荷下运行时，由于冷却介质温度一年四季随着环境温度的变 化而变化的，因此绕组温度也跟着变化，因为绝缘的寿命损失与温度不是线性关 系，而是指数函数关系，因此环境温度的平均值不能代表绝缘的损坏程度，而应 采用等值温度。等值温度高于平均温度。
年等值环境温度计算公式如下：
 (C7)
式中  ——年等值环境温度；
 ——月等值环境温度或月平均环境温度。
C6 举例
【例1】 一台容量为90000kVA变压器的典型负荷曲线中的起始负荷是 60%，在上午和上半夜有高峰负荷5h，年等值环境温度为15℃，求自然循环和 强油循环变压器允许过负荷多少?
解：查图1的过负荷曲线，从横坐标K1=0.6处向上至4和6h二根曲线之间 读坐标K2=1.24，即自然循环变压器允许过负荷24%，运行5h。
【例2】 某地区全年月平均环境温度为30℃时2个月，20℃时4个月， 10℃时4个月，0℃时2个月，试计算全年平均温度和等值温度是多少?
附录D 变压器的备品定额
变压器的备品定额见表D1。
表D1 变压器的备品定额
变压器是否需要备用绕组、应根据用户的重要程度、变压器的状态、有无修 理场、是否有备用变压器等的具体情况，由发电厂总工程师决定。
需要备用绕组时，一般每3～5台同型大容量变压器可备一套备用绕组，每 5～10台同型中小容量变压器可备一套备用绕组。
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