对变压器油位异常处理案例的分析
变压器油介损异常处理及分析
变压器油介损异常处理及分析摘要：某220kV变压器大修前变压器油介损值0.052%，大修后变压器油介损值增大至0.672%，且注入变压器油后，对该变压器进行大修后高压试验，主变绕组连同套管高中低-铁芯夹件及地介损值对比大修前数值增大一倍多。
同时主变绕组连同套管对地绝缘测试值，对比大修前数值降低很多。
初步判断为绝缘油的影响。
针对该问题，对绝缘油介损值影响因素依次进行相应的分析试验，根据各项数据对比得出该变压器油品为介损不稳定油，滤油用油管及油囊中带入杂质，使得变压器油品降低，形成带电胶体杂质，导致变压器油介损增大。
进而影响变压器绕组连同套管的介损及绝缘。
关键词：变压器；油介损tgδ(%)；溶胶杂质变压器油并非理想的绝缘材料，由于少量自由电荷和极性分子的存在，在高场强的作用下，变压器油不仅通过电容电流，还通过电导电流和极化电流，消耗有功功率，及为变压器油的介质损耗tgδ(%)。
变压器油受到污染，老化程度加深，油中含有游离水或乳化水等都会使油的tgδ值升高。
而tgδ值升高的油，会导致变压器的整体损耗增大，绝缘电阻下降，影响变压器的安全运行。
因此，油tgδ值是判断油品好坏的重要指标。
本文通过以某变压器油的tgδ值大修前后的数据变化为例，介绍油t gδ值增大后的处理及分析过程。
1、缺陷概况某站2号主变（厂家：特变电工衡阳变压器有限公司，型号：SFPSZ9-150000/220，额定容量：150000/150000/75000 kVA，出厂日期： 2005年11月）停电大修，2021-11-23完成对该主变进行大修前的各项试验，试验数据合格。
大修过程中，主变排油至油囊内并滤油，待主变各零部件检查更换后，高压侧套管回装，并真空注油（滤油机边抽真空边注油：用滤油机的真空泵将主变器身抽至133Pa，在真空泵不停止的情况下，使用滤油机的油泵向主变本体注油，直至注满器身），主变本体滤油。
2021-12-01～2021-12-02对某站2号主变进行大修后的试验发现：主变油介损从大修前0.052%变为0.671%，大了10倍，而当时在做主变绕组连同套管介损，高中低-铁芯夹件及地介损值是0.67%比大修前0.256%大了1倍（反接法测试），当时也用正接法测试，但有些部位测试为负值，低-高中铁芯夹件及地为3500MΩ/min,同比大修前16000MΩ/min降低了很多，高中低-铁芯夹件及地5000MΩ/min,同比大修前15000MΩ/min也降低了，此时判断可能是油影响。
110 kv主变本体油位异常及有载调压开关故障处理分析
技术应用ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＡＮＤＭＡＲＫＥＴＶｏｌ．２７，Ｎｏ．５，２０２０１１０ｋＶ主变本体油位异常及有载调压开关故障处理分析林志兵（广东电网有限责任公司梅州供电局，广东梅州５１４０２１）摘 要：１１０ｋＶ某站＃２主变有载调压开关下方鹅卵石有油渍，通过高处观察发现＃２主变有载调压开关顶盖有大片油渍，结合历史记录以及现场观测到的故障表现，对该缺陷进行分析调查，初步怀疑是＃２主变有载调压开关顶盖渗漏油。
针对该缺陷，对其潜在危害产生的原因进行了分析，具体阐释了处理办法以及提出了维护重点的相关意见。
关键词：油位异常；渗漏油；调压开关ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６－８５５４．２０２０．０５．０２６ 缺陷概况１．１ 设备缺陷前的运行状态１１０ｋＶ某站为户外敞开式变电站，共２台主变，１１０ｋＶ为Ⅰ段母线。
主接线图如图１所示。
１１０ｋＶ某站１１０ｋＶ系统运行方式：＃１主变、＃２主变正常运行。
１１０ｋＶ华兴线、１１０ｋＶ华汕线正常运行。
图１ 一次主接线图１．２ 设备缺陷发生经过２０１９年１１月，某巡维中心值班人员发现１１０ｋＶ某站＃２主变有载调压开关下方鹅卵石有油渍，通过高处观察发现＃２主变有载调压开关顶盖有大片油渍，初步怀疑是＃２主变有载调压开关顶盖渗漏油。
＃２主变压器本体油位异常，现场本体油枕油位表指针指向“０”刻度，后台有＃２主变本体油位异常告警。
１．３ 缺陷设备的信息此次缺陷的主变厂家是广州某高压电器有限公司，型号为ＳＺ１０－４００００／１１０，生产日期２００９年１１月０１日，投运日期２００９年１２月２８日。
调压开关厂家是ＭＲ，型号为ＶⅢ３５０Ｙ－７６－１０１９３ＷＲ；本体油枕为胶囊式油枕。
调压开关缺陷分析２．１ 调压开关油位异常分析以及判断方法一般情况，调压开关油位异常升高主要有以下几个方面的原因：一是油位表出现故障导致指示油位不准确；二是主变运行环境温度骤变升高导致油位因为热胀冷缩而上升；三是油路被堵塞，出现假油位的现象；四是油箱出现渗漏，导致本体油箱内绝缘油渗入到了调压开关切换室内，从而导致油位升高。
变压器有载开关油枕油位异常的分析处理
摘要:本文主要介绍了变压器有载调压开关在无电气故障情况下油位异常的分析和处理，强调在安装过程中应严格执行工艺标准，保证安装质量。
关键词:变压器油位异常分析处理1概述在220kV 及以下电网系统中，电力变压器普遍采用有载调压方式。
当电网电压波动时，通过有载调压开关在不同档位间的切换，使二次输出电压保持稳定。
有载分接开关在不同档位间切换时，相应的切换触头间会产生电弧，引起开关油室内变压器油的分解，使油质劣化。
所以有载调压开关切换触头要放在单独的油室内，也需要安装开关油枕以补偿不同温度下开关油室的油体积变化。
2变压器有载调压开关油枕油位异常的分析处理目前有载调压电力变压器的油枕一般为“二合一”结构，即变压器本体油枕和有载调压开关油枕放在一起，有载调压开关油枕一般要稍微靠下一些，以避免开关油室内油压力高于变压器本体油箱内油压力。
“二合一”油枕的结构布置简图见图1。
图1“二合一”油枕结构布置简图本体油枕本体油位记有载调压开关开关油位记开关油枕2.1事例1一台SZ11-40000kVA/110kV/10.5kV 有载调压电力变压器，现场安装完毕，注变压器油至油枕正常油位，在未投运的情况下，两天后发现有载开关油枕油位刻度高于变压器本体油枕油位刻度。
最初以为有载开关注油过多，于是放出部分开关油室的油，使开关油枕油位刻度和本体油枕油位刻度相一致，两天后发现开关油枕油位刻度再次升高超过变压器本体油枕油位刻度。
由于变压器尚未投运，排除了有载调压开关内部电气故障造成油体积膨胀的可能，初步判断是变压器本体油与开关油室油连通。
将有载调压开关的油位放至开关顶盖以下，打开开关顶盖，吊出切换开关芯子，抽尽切换开关油室的油，并用干净的纱布将开关油室内部擦干。
一小时后，再次擦拭开关油室内部，发现壁上无油迹，而开关油室底部发现油迹，怀疑开关底部放油塞处密封不严。
由于无法在开关油室内部对放油塞进行紧固处理，变压器放油、吊罩，检查有载调压开关底部放油塞，发现放油塞未完全拧紧，徒手即可将其拧下。
对变压器油位异常处理案例的分析
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降低，应立即通知检修人 员，进行 堵漏 和加 油。如因大量漏油而使 油位迅速下 降时 ，禁止将重 瓦斯保 护改信 号，通知检修人员迅速采 取制止漏油 的措施 ，并立 即加 油。如油面下降过多，危及变压器运 行时应提请调度将变压器停运 ２ ． ２ 油位指示器误指示 ２ ２ ０ ｋ Ｖ及 以上主变压器一般都采用 带有 隔膜 或胶囊的油枕 ，当 出现以下情况时 ，油位指示器可能会 出现误指示： 、 （ １ ） 隔膜或胶囊 下面储积有气体 ， 使隔膜或胶囊 的位置高于实 际油面； （ ２ ）呼吸器堵塞 ，使油位下降时隔膜上部空间或胶囊 内出现负 压 ，造 成 油位 计 误指 示 ； （ ３ ）隔膜或胶囊破 裂，油进入隔膜上部空间或胶囊内 。 （ ４ ）油位计 损坏或失灵 可通过放气 、检查 呼吸器 呼吸情 况、检查呼吸器矽胶有无被油 浸润情况 等方法 加以分析，汇报有关部门排除。 值班 员按 上述方 法进一 步进行 判别， 现场当时并未发现漏油点， 近 期也 没有加油放油工作 ，按照油温 曲线 明显不对应 ，那 么是不是 油位计 异常呢？油枕 内的油到底有 多少 ？当时值班 员就建 议用 红外 温度仪检 测，结果发现 油位确 实已经 很低了 （ 如图 ） ，排 除了油位计 异常，于是向有关部 门和调度进行 了汇报 ，并再 次对 现场进行 了仔 细检查 ，发现油 位比先前又有下降 ，确认应该有漏油 点，最后 发现 油在线监测装置 与主变连接的一根细油管有一部分埋在卵 石下面， 扒开来后
变压器本体油位异常及处理
变压器本体油位异常及处理摘要：油位计是反映储油柜油面高低的重要部件，储油柜油位的高低是变压器运行状况重要判据之一。
通过几起变压器设备油位异常实例分析，结合现场遇到的实际情况，从变压器安装验收、运行维护、设计选型等方面造成油位异常的原因进行了剖析，分析总结出主变压器油位异常应对策略并提出相关工作要求。
关键词：油浸式变压器；油位异常；假油位1引言变压器油温是随着负荷和环境温度的变化而变化，油温的变化带来的是变压器油体积的变化，储油柜油位计指示也会随之发生相应的变化。
储油柜的容积一般为变压器油量的10%，应能满足在最高环境温度下满负载运行时不溢出；在最低环境温度变压器停止运行时储油柜内有一定油量。
由于储油柜设计不当、油位计自身缺陷、运行及维护不当等原因，常常会造成变压器油位异常，严重时会引起压力释放阀喷油、主变跳闸等故障。
2变压器本体油位常见的异常现象油位计是检查油位设备，油位的高低主要受油枕大小、安装工艺及环境温度和负荷等因素的影响时刻在发生变化，油位会出现一些异常现象，可能会发出最高和最低油位报警及轻、重瓦斯动作等现象，影响安全运行。
油位异常故障归纳起来主要有以下几种。
（1）假油位（2）油位过高、过低其主要表现为：呼吸器堵塞、油位突然快速上升或下降、油位表或油位停留在某一点上、油位表显示为零等3故障案例及原因分析案例1、2015年12月17日，某220kV变电站5234高抗A相在冷备用状态出现轻瓦斯报警，其他保护无异常。
故障时环境温度-13℃、油面及油温绕组温度0℃，该电抗处于冷备用、风扇在运行状态，油位指示为零，气体继电器内有气体。
取样时发现取气胶管扁平呈现负压状，取气时有明显的负压感，气样无法取出。
初步断定为高抗低温缺油、内部呈负压造成的轻瓦斯动作报警。
案例2、2016年1月23日7时28分，某220kV变电站一台180MVA变压器轻瓦斯发信，油位表指示在25℃位置，环境温度-10℃并有下降趋势、负荷、油温绕组温度接近0℃，在确认变压器无渗漏油等异常情况后继续运行；24日2时16分，该主变重瓦斯保护动作跳三侧开关，其它保护均未动作，跳闸时外部环境温度-14℃，变压器负荷0.8MVA。
变压器油色谱数据异常分析及处理
变压器油色谱数据异常分析及处理1.前言变压器是变电站中最重要的电气设备之一，其安全稳定运行直接影响了变电站的运行及用户用电的可靠性。
绝缘油作为变压器的“血液”，它的性能指标能够直接反映出变压器的设备状态。
变压器油色谱试验作为变压器一项重要检测项目，能够在不停电的状态下对设备进行取样分析，及时发现设备故障隐患。
本文通过巡检发现一起110kV主变油色谱数据异常情况，采用特征气体法及三比值法[1]进行异常数据分析，查找并排除了设备故障，保证了电网的安全稳定运行。
2.背景2022年3月8日上午，对110kV某变电站2台主变进行主变取油工作，经油色谱试验分析发现2号主变油色谱数据异常，其中氢气，乙炔，总烃含量均超过Q/GDW1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》[2]注意值要求。
3月8日下午，再次取样进行复试，发现试验数据仍不满足规程要求。
两次试验数据如下。
可以看出，2号主变两次取样试验数据氢气、乙炔、总烃含量均超过规程注意值要求。
1.异常数据分析3.1历年试验数据对比。
根据规程要求，110kV主变压器油色谱试验周期为一年，该站2号主变2021年、2020年试验数据如下。
可以看出2020年、2021年检测数据均满足试验规程要求。
现对异常试验数据进行分析。
3.2异常数据分析（1）特征气体法。
变压器绝缘介质包括绝缘油及绝缘纸。
绝缘油主要由碳氢化合物组成，而绝缘纸的主要成分是纤维素。
正常运行时，在电和热的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的氢气和低分子烃类气体以及CO和CO2等气体。
特征气体就是指对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2。
当设备发生故障时，除生成一定量的特征气体外，还可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。
以3月8日下午检测异常数据进行分析，主要特征气体为CH4、C2H4，次要特征气体为H2、C2H6，根据DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[3]特征气体判断方法，属于油过热故障，且由于C2H4含量较为明显，认为故障点温度较高。
变压器内油波纹储油柜油位异常分析与处理
变压器内油波纹储油柜油位异常分析与处理变压器是电力系统中重要的电气设备，其内部的油波纹储油柜油位异常是一个常见的问题。
油波纹储油柜是变压器中用于储存变压器油的重要部件，其油位异常可能导致变压器的正常运行受到影响甚至故障。
及时分析和处理变压器内油波纹储油柜油位异常是非常重要的。
本文将就变压器内油波纹储油柜油位异常的原因进行分析，并提出相应的处理方法。
1. 油位计故障油波纹储油柜内的油位计是用来监测油位高度的重要设备，如果油位计故障或损坏，会导致实际油位与显示的油位不一致，从而造成油位异常。
油位计故障的原因可能包括传感器损坏、连接线路故障、电子元件故障等。
2. 油位计位置不准确油波纹储油柜内的油位计位置不准确也是导致油位异常的原因之一。
如果油位计的位置不合理，可能会导致其无法正确监测油位高度，从而产生误差。
3. 油位计电缆破损油波纹储油柜内的油位计电缆是连接油位计和监测设备的重要部分，如果电缆破损或接触不良，也会导致油位异常情况的发生。
4. 油位计供电电源异常油波纹储油柜内的油位计需要外部的供电电源来工作，如果供电电源异常，如电压不稳定、供电线路故障等，都可能导致油位计无法正常工作，导致油位异常。
1. 检查油位计和连接线路当发现油波纹储油柜油位异常时，首先应该检查油位计和连接线路是否存在故障或损坏。
可以通过检查油位计的外观、连接线路的接触情况、电缆是否破损等来排除这些故障。
2. 校准油位计位置如果发现油位计位置不准确，应该及时校准油位计位置，确保其能够准确监测油位高度。
3. 更换损坏的油位计和电缆对于损坏的油位计和电缆，需要及时更换，确保油位计能够正常工作。
5. 校准油位计测量误差如果发现油位计测量误差较大，可以考虑对油位计进行校准，提高其测量准确性。
变压器内油波纹储油柜油位异常可能会给变压器的运行带来影响，因此我们需要及时分析异常的原因，并采取相应的处理方法。
通过对变压器内油波纹储油柜油位异常的分析与处理，可以减少故障的发生，保证变压器的正常运行。
主变压器油枕油位异常的分析及处理分析张清义
主变压器油枕油位异常的分析及处理分析张清义摘要：作为电力系统当中的重要组成部分，主变压器的性能直接关系到整个电力系统的运行效果，只有确保主变压器具有良好的性能，才会我电力系统的运行打下良好基础。
基于此，本文以主变压器油枕油位异常为研究对象，通过对其危害以及引发原因的简单介绍，进而制定出相应的处理方案，以更好地对这一问题进行处理，使电力系统安全、稳定的运行。
关键词：主变压器；油枕油位异常；原因；处理方案引言：主变压器运行时，经常会受到一些因素的影响而出现各类故障，油枕油位异常是其中较为常见的故障之一，导致主变压器无法正常运行，进而对电力系统造成一定干扰。
所以，主变压器运行过程中，应了解该问题的危害与引发原因，并采取科学、合理的处理方案，防止这一问题的发生。
1 主变压器油枕油位异常的危害在主变压器内，存在适当的油液，确保这些油液处于最佳的位置，可以使变压器正常运行。
若其出现异常，则会影响变压器的运行。
其中，若油枕油位过高，变压器运行时，会产生一定的振动，导致油液溢流出来，对其他元件的运行造成干扰；如果油箱处于封闭状态，则会导致油箱内的压力较高，会对油箱造成较大的挤压，使其出现形变问题，影响油箱的功能[1]。
若油枕油位过低，将会导致高压套管中油位降低，套管内放点，引发电力事故。
如果套管为电容式，并不会立即出现故障，会一直下降，当其在气体继电器最低标准以下后，会报警并跳闸。
2 主变压器油枕油位异常的引发原因2.1案例介绍某变电站主变压器建立与2008年，在电力运行高峰时，温度与符合为未发生变化，但油枕油位显著上升，异常早期，并未对其产生重视，仅是简单对其处理，但效果并不是很理想，异常现象依然存在，并在设备运行一段时间后，由于油位过高，发出了相应警报，而温度依然无变化。
在这一问题的影响下，对整个电力系统造成较大影响，使得变电站出现了较大的损失。
2.2原因分析主变压器运行时，很多因素可以对油温造成影响，如符合、环境、冷却设备等，若油温变化正常，而油枕油位异常，则表明油位为不真实的。
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对变压器油位异常处理案例的分析
【摘要】变压器是变电站最主要的电器设备，渗漏油是变电站变压器的常见异常之一，但是如果不能及时发现和发现后不能正确的处理将会对变压器运行带来严重影响，并严重威胁安全运行。
本文通过一个异常案例的发现和处理与大家分享一些运行经验。
【关键词】变压器；油位异常；处理；防范
随着“五大” 体制的改革，大多数变电站现在已经实现了无人值班和少人值守，很多异常缺陷依赖于自动装置告警，这样对有些缺陷来讲就有可能不能及时发现，比如说变压器的渗漏油，特别是严重漏油将严重影响变压器的安全运行，甚至导致事故发生。
因此对在此运行管理模式下运维操作班的人员巡视的重要性不可小视，对运维人员的异常处理技能要引起重视。
下面通过一个油位异常案例的发现和处理过程，与大家分享一些异常处理技能和运行经验。
1 案例经过
某日晚19：00左右，运维人员巡视检查设备的时候发现#2主变油池内的鹅卵石表面上有一摊油迹，仔细检查油迹上面和附近没有发现漏油点，随后检查了油位计的读数，发现当时油位计读数已低于10﹪，主变油温：38度，负荷433kV A，其他部位也没有漏油点。
随后便立即汇报了有关人员，由于没有找到漏油点，便组织人员进一步进行分析和检查。
最后查出是因为油在线监测装置与主变连接的一根油管开裂漏油所致，及时采取了相应措施，保证了主变安全运行。
2 对油位异常的分析和处理
对运行人员来讲，异常处理的关键是异常的查找、判断和确认。
影响变压器油位的原因主要有本体和环境温度、工作人员加油情况和渗漏油、呼吸器堵塞、油枕隔膜（气囊）异常、油位指示计异常等。
判定主变压器油位不正常升降的主要判据有：（1）油枕的油位指示；（2）油位/油温曲线：变压器的油位是与油温相对应的，生产厂家要提供油位-温度曲线。
当油位和温度不符合油位-温度曲线时，则油位异常。
（3）渗漏油情况；（4）相同运行条件下的历史数据。
发现油位指示异常后，可从以下几个方面进行检查分析，予以认定或排除：
2.1 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，会造成轻瓦斯保护动作告警或重瓦斯保护动作跳闸。
严重缺油时，会使油箱内绝缘暴露受潮，降低绝缘性能，甚至引起绝缘故障。
油位过低一般有以下原因：
（1）变压器严重渗漏油或长期渗漏油。
在运行中应重点检查连接法兰、连接螺丝紧固件、胶垫、焊缝等这些容易发生渗漏油的部位。
（2）设计制造不当。
油枕容量与变压器油箱容量配合不当（一般油枕容量应为变压器油量的8%～10%）。
一旦气温过低，在低负荷时油位下降，则不能满足要求。
（3）注油不当，未按标准温度曲线加油。
注：变化幅度A：自然油循环的情况下（油泵不运行）
变化幅度B：强迫油循环的情况下（油泵运行）
变化幅度C：冷却器停止运行的情况下
（4）检修人员因临时工作多次放油后，而未及时补充。
油位过低的处理：
程度较严重的漏油或长期的微漏油现象可能会使变压器的油位降低，应立即通知检修人员，进行堵漏和加油。
如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改信号，通知检修人员迅速采取制止漏油的措施，并立即加油。
如油面下降过多，危及变压器运行时应提请调度将变压器停运。
2.2 油位指示器误指示
220kV及以上主变压器一般都采用带有隔膜或胶囊的油枕，当出现以下情况时，油位指示器可能会出现误指示：
（1）隔膜或胶囊下面储积有气体，使隔膜或胶囊的位置高于实际油面；
（2）呼吸器堵塞，使油位下降时隔膜上部空间或胶囊内出现负压，造成油位计误指示；
（3）隔膜或胶囊破裂，油进入隔膜上部空间或胶囊内。
（4）油位计损坏或失灵
可通过放气、检查呼吸器呼吸情况、检查呼吸器矽胶有无被油浸润情况等方法加以分析，汇报有关部门排除。
值班员按上述方法进一步进行判别，现场当时并未发现漏油点，近期也没有加油放油工作，按照油温曲线明显不对应，那么是不是油位计异常呢？油枕内的油到底有多少？当时值班员就建议用红外温度仪检测，结果发现油位确实已经很低了（如图），排除了油位计异常，于是向有关部门和调度进行了汇报，并再次对现场进行了仔细检查，发现油位比先前又有下降，确认应该有漏油点，最后发现油在线监测装置与主变连接的一根细油管有一部分埋在卵石下面，扒开来后
结果发现管子破裂，找到了漏油点，立即将该管路阀门关闭，并汇报了有关部门。
由于找到漏油点后已到晚上八点多了检修人员组织加油抢修也要到次日，晚高峰时间怎么办？是否要将主变停运？值班员进行了讨论并与调度进行了沟通，停主变影响太大，且调度不同意停运，为了保证主变的安全运行，现场经过商讨制定了预控措施，加强人员对油位和油温的监视，采取适当提高主变负荷，停用部分冷却器的方法，尽量保持或提高变压器油温，保持油位高度，直至抢修人员、设备到位。
3 经验与总结
通过此次异常案例的检查和处理，使我们能够进一步的认识对变压器油位监视的重要性，同时也更清醒的认识了值班员对现场设备熟悉的重要性，认识了对变压器巡视检查项目不要习惯性的仅检查变压器本体，还要包括附件和辅助设备；认识了在看不到变压器油位的情况下可以借助红外测温仪，利用油温与油枕外壳温度差异的方法，鉴别油位；认识了变压器严重漏油，低油位运行时，可以采用适当提高主变负荷，停用部分冷却器的方法，尽量保持或提高变压器油温，保持油位高度的防范措施，案例中采取的保持油位的处理措施值得大家在相似情况下借鉴，更加丰富我们的异常处理运行经验。
另外，通过该案例也暴露出我们对部分设备安装施工验收不严、不细的问题，今后对变压器在线监测装置施工时，要求一定要对连接管路采取外护套的施工方法，尽量保证管路不会受到外力的影响。
参考文献：
[1]国家电网公司.110（66）kV一500 kV油浸式变压器（电抗器）运行规范，2005.
[2]江苏省电力公司.变电站通用运行规程，2009.。