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变压器的运行维护和事故处理1、变压器运行中出现的不正常现象 （1）变压器运行中如漏油、油位过高或过低，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。
（2）当变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应按规定降低变压器的负荷。 （3）变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。
（4）当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。
如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。 （5）变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度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。
2、变压器运行中的检查 （1）检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。
如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。 （2）检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。
油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。
（3）变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。
如声音有所改变，应细心检查，并迅速汇报值班调度员并请检修单位处理。 （4）应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。
工作、备用电源及油泵应符合运行要求等等。 （5）天气有变化时，应重点进行特殊检查。
大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象；大雾天，各部有无火花放电现象等等。 3、变压器的事故处理 为了正确的处理事故，应掌握下列情况：①系统运行方式，负荷状态，负荷种类；②变压器上层油温，温升与电压情况；③事故发生时天气情况；④变压器周围有无检修及其它工作；⑤运行人员有无操作；⑥系统有无操作；⑦何种保护动作，事故现象情况等。
变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下： 3.1绕组故障 主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。
产生这些故障的原因有以下几点： ①在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。
③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。
⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。 由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。
匝间短路时的故障现象是变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。
发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。 3.2套管故障 这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有： （1）密封不良，绝缘受潮劣比； （2）呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。
3.3分接开关故障 常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有： （1）连接螺丝松动； （2）带负荷调整装置不良和调整不当； （3）分接头绝缘板绝缘不良； （4）接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足； （5）油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。
3.4铁芯故障 铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。
运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。
然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。
3.5瓦斯保护故障 瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法： （1）轻瓦斯保护动作后发出信号。
其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。
（2）瓦斯保护动作跳闸时，可能。
2.急需关于变压器
摘 要电力变压器是电力系统中不可缺少的重要设备，他的故障给供电可靠性和系统的正常运行带来严重的后果，同时大容量变压器也是非常贵重的元件，因此，必须根据变压器的容量和重要程度装设性能良好的、动作可靠的保护元件。
本文是笔者在阅读了大量专业资料、咨询了很多的专家和老师的前提下，按照指导老师所给的原始资料，通过系统的原理分析、精确的整定计算。做出的一套电力变压器保护方案。
本文语言简练、逻辑严密、内容夯实。可作为从事电气工程技术人员的参考资料。
关键词 电力系统故障，变压器，继电保护，整定计算目 录摘 要………………………ⅠABSTRACT………………Ⅱ1 绪论11.1 课题背景…………………………11.1.1设计题目………………………11.1.2毕业设计原始资料……………11.1.3 待保护变压器的在系统中的连接情况……………………11.1.4设计任务…………………11.2继电保护的综述 ……21.2.1电力系统的故障和不正常运行状态及引起的后果………21.2.2 继电保护的任务……………21.2.3 继电保护装置的组成………31.2.4 继电保护的基本要求……31.3 电力变压器故障概况…………61.4继电保护发展………………71.4.1计算机化……………………71.4.2网络化…………………………81.4.3保护、控制、测量、数据通信一体…………………………91.4.4智能化…………………………92 短路电流实用计算 ………………112.1 短路电流计算的规程和步骤 112.1.1 短路电流计算的一般规定…112.1.2 计算步骤 …………………122.2 三相短路电流的计算…………122.2.1 等值网络的绘制…………122.2.2 化简等值网络……………122.2.3 三相短路电流周期分量任意时刻值的计算……………132.2.4 三相短路电流的冲击值…143 电力变压器保护原理分析…153.1 瓦斯保护原理…………153.2 变压器纵差动保护………163.2.1 构成变压器纵差动保护的基本原则……………………163.2.2 不平衡电流产生的原因和消除方法……………………163.3 电流速断保护原理…………203.3.1电流速断保护的整定计算203.3.2 躲过励磁涌流……………213.3.3 灵敏度的校验……………213.4 过电流保护的原理……………213.4.1过电流保护…………………213.4.2 复合电压起动的过电流保护……………………………223.4.3负序电流和单相式低压过电流保护……………………243.5零序过电流保护原理………24 3.5.1中性点直接接地变压器的零序电流保护………………253.5.2中性点可能接地或不接地变压器的保护………………263.6 过负荷保护原理 ……………28 3.7 过励磁保护原理……………293.8微机保护原理 ……………………293.8.1 微机保护概况……………303.8.2 变压器的微机保护配置…304 保护配置与整定计算…314.1电力变压器的保护配置…314.2 保护参数分析与方案确定………334.2.1 保护方案……334.2.2 保护设备配置选择……344.3 接线配置图…………………35 4.4 整定计算……………………364.4.1 带时限的过电流保护整定计算…………………………36 4.4.2 电流速断保护整定计算 364.4.3 单相低压侧装设低压侧接地保护………………………374.4.4过负荷保护………………384.5保护配置动作实现……………38结论…39参考文献……………………40附录A：接线配置图…………………41。
3.跪求变压器保护论文
浅谈变压器保护的若干问题摘要：变压器是电力系统最主要的供电设备，如果发生故障将对供电可靠性和系统的正常运行带来严重影响，文章对运行中变压器保护存在的问题进行分析并提出了补救措施。
关键词：变压器；后备保护；主变保护；电流互感器；断路器 变压器是电力系统最主要的供电设备，如发生故障将对供电可靠性和系统的正常运行带来严重影响，因此，装设性能良好、安全可靠的保护装置非常必要。近年来全国发生多起220kV降压变低压侧故障均由于后备保护等存在问题引起的。
一些典型事故再次提醒我们，变压器保护确实存在一些问题影响系统的安全稳定运行。下面对相关问题进行分析。
1相间故障的后备保护存在的问题及解决方法 近年来，变压器由于中、低压侧，特别是低压侧母线故障时断路器未能断弧或拒动，而高压侧保护对此又没有足够的灵敏度，遂导致变压器损坏的事故在国内屡见不鲜。例如，某220kV变电站就因主变10kV母线侧刀闸发生短路故障时，10kV开关未能断弧而造成主变烧毁。
其原因就是主变220kV侧的相间后备保护—复合电压闭锁过流保护的复合电压未选用10kV侧，而220kV、110kV侧的电压闭锁元件对10kV侧短路的灵敏度不够，造成高、中压侧后备保护没能动作，10kV侧短路故障无法排除，而使事故进一步扩大。由此可见，除加强变压器的主保护外，还应对相间后备保护存在的问题进行分析，并采取措施加以改善。
1.1电压闭锁元件灵敏度不足 当过电流保护不符合灵敏度要求时，常采用复合电压闭锁过电流保护方式，而在低压侧母线或出口三相故障时，高、中压侧电压很高，不足以启动低电压元件。解决高、中压侧电压元件灵敏度不足的方法一般采用三侧电压闭锁并联的方式，低压侧可只采用本侧电压。
这种方式要注意电流灵敏度提高后，在低压侧故障切除时可能会因自启动电流过大而造成误动。 1.2电流元件的灵敏度不足 （1）一些110kV双绕组主变的低压侧未装设过流保护，要靠高压侧过流保护作为低压侧母线、线路故障的后备保护，而电源侧线路保护对主变低压侧故障又无足够的灵敏度。
这样，当高压侧后备保护拒动或断路器拒动时，低压侧的故障就没有第二重保护。所以，110kV双绕组主变的低压侧也应装设过流保护作为本侧母线和相邻线路保护的后备。
为防止低压侧断路器拒动，过流保护应做成两个时间段，第一时限跳低压侧（或母联），第二时限跳各侧，以弥补高压侧后备保护电流灵敏度不足的问题。 （2）对于220kV大容量主变而言，由于低压侧加装了限流电抗器，使低压母线的短路电流大幅度下降，遂造成高压侧过流保护的电流元件对低压母线的短路故障灵敏度不足。
如果两台变压器中压侧并联运行，则灵敏度就更差。所以，运行方式的合理安排、保护的合理配置对系统安全稳定运行，防止大面积停电均有非常重要的意义。
合理安排变电站主变的运行方式。目前，110kV配电网以远后备设计为主，110kV及以下电网尽可能以辐射状网络方式运行，强调简化电网运行接线，防止电磁环网可能带来的系统事故，况且电网结构简单、清晰，继电保护的配置与整定也简单。
因此，2台主变的中、低压侧分开运行是有条件的，且可减小低压侧的短路容量。中、低压侧分列运行后，提高了高压侧过流保护的电流元件对低压母线短路故障的灵敏度，为提高供电的可靠性，可在母联上装设备用自投装置。
加强变压器低压侧的后备保护。因低压母线一般不设母差保护，故母线故障要靠变压器的后备保护来切除。
对于低压母线上所带的电容器、线路等设备故障，主变低压侧开关应是切除故障的后备开关，低压侧保护则是这些设备的后备保护。由于高、中压侧后备保护对低压侧故障的灵敏度不高，所以要加强主变低压侧后备保护：在原有配置的基础上再增加一套后备保护作为低压母线保护或其后备，其定值与出线I段或II段相配合，对母线有1.5的灵敏度。
整定时限宜短原因：一是减少变压器出口短路电流对变压器和其它设备的损害；二是防止断路器柜中直流被烧断而不能切除故障。可设两时限，第一时限t1跳本侧（或母分），第二时限t2跳三侧。
在变压器的低压侧配置两套完全独立的过流保护作为低压侧母线的主保护及后备保护，在这种情况下，要求这两套过流保护接于不同的电流互感器，经不同的直流熔断器（自动空气开关）供电，并分别作用于该低压侧断路器和变压器各侧断路器。 2主变保护的直流配置 当10kV母线故障发生在10kV断路器柜内时，弧光窜入直流系统造成整个直流操作电源消失，引起变压器损坏的事故在全国已发生多起，前述的某变电站即是一例。
为保证2套双重化保护的完全独立，以防弧光窜入直流系统引起全站直流停电，变电站要有两段直流母线，两套保护分别由一段母线供电。 220kV降压三绕组变压器的保护电源作如下配置： 第一段母线：主变差动保护，中压侧后备保护，低压侧第一套后备保护。
第二段母线：非电量（含失灵、不一致）保护，高压侧后备保护，低压侧第二套后备保护。 在两组母线上，差动、各后备保护应使用不同的分支直流熔断器（自动空气开关），并注意熔断器。
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变压器的运行维护和事故处理1、变压器运行中出现的不正常现象 （1）变压器运行中如漏油、油位过高或过低，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。
（2）当变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应按规定降低变压器的负荷。 （3）变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。
（4）当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。
如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。 （5）变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度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。
2、变压器运行中的检查 （1）检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。
如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。 （2）检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。
油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。
（3）变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。
如声音有所改变，应细心检查，并迅速汇报值班调度员并请检修单位处理。 （4）应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。
工作、备用电源及油泵应符合运行要求等等。 （5）天气有变化时，应重点进行特殊检查。
大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象；大雾天，各部有无火花放电现象等等。 3、变压器的事故处理 为了正确的处理事故，应掌握下列情况：①系统运行方式，负荷状态，负荷种类；②变压器上层油温，温升与电压情况；③事故发生时天气情况；④变压器周围有无检修及其它工作；⑤运行人员有无操作；⑥系统有无操作；⑦何种保护动作，事故现象情况等。
变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下： 3.1绕组故障 主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。
产生这些故障的原因有以下几点： ①在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。
③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。
⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。 由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。
匝间短路时的故障现象是变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。
发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。 3.2套管故障 这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有： （1）密封不良，绝缘受潮劣比； （2）呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。
3.3分接开关故障 常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有： （1）连接螺丝松动； （2）带负荷调整装置不良和调整不当； （3）分接头绝缘板绝缘不良； （4）接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足； （5）油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。
3.4铁芯故障 铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。
运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。
然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。
3.5瓦斯保护故障 瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法： （1）轻瓦斯保护动作后发出信号。
其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。
（2）瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，。
5.电气管理中变压器的论文1500字左右
1主题内容与适用范围 1.1本导则适用于电压等级在35~220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并（串）联电抗器等。
对国并进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。 1.2本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。
不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。 1.3变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。
1.4有载分接开关检修，按部颁DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》执行。 1.5各网、省局可根据本导则要求，结合本地区具体情况作补充规定。
2引用标准 GB1094.1~1094.5-85电力变压器 GB6451.1~6451.5-86油浸式电力变压器技术参数和要求 GB7251-87变压器油中溶解气体分析和判断导则 GBJ148-90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 GB7665-87变压器油 DL/T572-95电力变压器运行规程 DL/T574-95有载分接开关运行维修导则 3检修周期及检修项目 3.1检修周期 3.1.1大修周期 3.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。 3.1.1.2箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。
3.1.1.3在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。 3.1.1.4运行中的变压器，当发现异常状碚或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。
中华人民共和国电力工业部1995-06-29发布1995-11-01实施 3.1.2小修周期 3.1.2.1一般每年1次； 3.1.2.2安装在2~3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。 3.1.3附属装置的检修周期 3.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。
3.1.3.2变压器油泵（以下简称油泵）的解体检修：2级泵1~2年进行一次，4级泵2~3年进行一次。 3.1.3.3变压器风扇（以下简称风扇）的解体检修，1~2年进行一次。
3.1.3.4净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失 程度随时更换。 3.1.3.5自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。
3.1.3.6水冷却器的检修，1~2年进行一次。 3.1.3.7套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。
3.2检修项目 3.2.1大修项目 3.2.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 3.2.1.2绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修； 3.2.1.3铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地片的检修； 3.2.1.4油箱及附件的检修，季括套管、吸湿器等； 3.2.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检朔； 3.2.1.6安全保护装置的检修； 3.2.1.7油保护装置的检修； 3.2.1.8测温装置的校验； 3.2.1.9操作控制箱的检修和试验； 3.2.1.10无盛磁分接开关和有载分接开关的检修； 3.2.1.11全部密封胶垫的更和组件试漏； 3.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理； 3.2.1.13变压器油的处理或换油； 3.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆； 3.2.1.15大修的试验和试运行。 3.2.2小修项目 3.2.2.1处理已发现的缺陷； 3.2.2.2放出储油柜积污器中的污油； 3.2.2.3检修油位计，调整油位； 3.2.2.4检朔冷却装置：季括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束； 3.2.2.5检修安全保持记装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器、速动油压继电器等； 3.2.2.6检修油保护装置； 3.2.2.7检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等； 3.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试； 3.2.2.9检查接地系统； 3.2.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油； 3.2.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆； 3.2.2.12清扫并绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）； 3.2.2.13按有关规程规定进行测量和试验。
3.2.3临时检修项目 可视具体情况确定。 3.2.4对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进 3.2.4.1油箱机械强度的加强； 3.2.4.2器身内部接地装置改为引并接地； 3.2.4.3安全气道改为压力释放阀； 3.2.4.4高速油泵改为低速油泵； 3.2.4.5油位计的改进； 3.2.4.6储油柜加装密封装置； 3.2.4.7气体继电器加装波纹管接头。
4检修前的准备工作 4.1查阅档案了解变压器的运行状况 4.1.1运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况； 4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况； 4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案； 4.1.4查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况； 4.1.5检查渗漏油部位并作出标记； 4.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。 4.2编制大修工程技术、组织措施计划 其主要内容如下： 4.2.1人员组织及分工； 4.2.2施工项目及进度表； 4.2.3特殊项目的施工方案； 4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施； 4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表； 4.2.6绘制必要的。
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大型变压器保护若干问题研究 中文摘要4ABSTRACT4-7第一章 绪论7-11 1.1 论文的背景及意义7-8 1.2 本课题研究的现状8-9 1.3 本论文所作的主要工作9-11第二章 差动保护的问题和研究对策11-29 2.1 引言11 2.2 基准侧选取11-13 2.2.1 幅值平衡基准侧选取11-12 2.2.2 相位平衡基准侧选取12-13 2.3 励磁涌流判别13-18 2.3.1 励磁涌流判别分析14-16 2.3.2 励磁涌流判别对策16-17 2.3.3 特殊变压器励磁涌流判别方法17-18 2.3.4 励磁涌流判别小结18 2.4 和应涌流研究18-28 2.4.1 单相和应涌流产生的机理18-21 2.4.2 等值电路中各参数对和应涌流的影响21-23 2.4.3 两种和应涌流异同点23 2.4.4 三相变压器和应涌流分析23-26 2.4.5 对变压器差动保护的影响26-28 2.5 小结28-29第三章 非电量保护的问题和研究对策29-34 3.1 引言29 3.2 非电量保护的特点29-30 3.2.1 非电量保护的优点29 3.2.2 非电量保护的缺点29-30 3.3 非电量保护误动原因分析30-31 3.4 改进非电量保护的对策31-33 3.4.1 非电量保护改进措施31 3.4.2 非电量保护抗干扰措施31 3.4.3 非电量保护配置方案31-32 3.4.4 冷却器全停实现方案32-33 3.5 小结33-34第四章 后备保护的问题和研究对策34-39 4.1 引言34 4.2 主保护配置对后备保护的影响34-35 4.3 变压器后备保护配置方案35-38 4.3.1 500 kV 变压器后备保护配置方案35-36 4.3.2 220 kV 变压器后备保护配置方案36-37 4.3.3 110 kV 变压器后备保护配置方案37 4.3.4 110 kV 变压器后备保护配置特殊问题37-38 4.4 小结38-39第五章 变压器保护标准化设计的分析与实施39-48 5.1 引言39 5.2 标准化设计目的和原则39-40 5.3 标准化设计的统一要求40-43 5.3.1 对各制造厂产品的要求40-41 5.3.2 对设计院的统一要求41-42 5.3.3 对相关设备的统一要求42-43 5.4 变压器保护标准化设计方案43-47 5.4.1 500kV 变压器保护标准化设计方案43-45 5.4.2 220kV 变压器保护标准化设计方案45-46 5.4.3 110kV 变压器保护标准化设计方案46-47 5.5 小结47-48第六章 结论48-49参考文献。
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