变压器外部故障切除后恢复性涌流的研究

第一篇：变压器外部故障切除后恢复性涌流的研究

变压器外部故障切除后恢复性涌流的研究

刘中平1，陆于平1，袁宇波1,2

(1.东南大学电气工程系，江苏省南京市，210096；2.江苏省电力公司技术中心，江苏省南京市，210036)

摘要：长期以来，变压器区外故障切除后的电压恢复过程被认为与空载合闸一致，其实变压器在此期间的电磁暂态过程有其自身的特点。本文考虑了断路器在电流过零时开断短路电流的约束条件，从微分方程的角度出发，分析了变压器从外部故障发生到被切除的电磁暂态全过程，提出了故障传递剩磁的概念，说明了影响变压器外部故障切除后恢复性涌流四个参数，并且通过数字仿真和动模录波数据进行了验证。在此基础上，变压器差动保护的动作行为分析表明恢复性涌流本身不会造成保护误动。关键词：变压器；差动保护；恢复性涌流；故障传递剩磁 中图分类号：TM

图1是变压器发生外部故障的系统接线示意0 引言

图，假设在t0时刻故障点K发生三相短路故障，近年来，变压器差动保护出现区外故障切除后在t时刻故障被切除，此时故障电流流过变压器。误动的报道。但长期以来，变压器区外故障切除后的电压恢复过程被认为与变压器的空载合闸过程一致[1]，实际上，变压器在外部故障切除后的电磁暂

K态过程有其自身的特点。变压器经历外部故障切除

图1 变压器外部故障接线示意图 扰动可以按故障电流是否流经变压器来划分成两种

Fig.1 Sketch of transformer during an external fault 情况：一种是短路故障时故障电流不流过变压器，另一种是故障电流流过变压器。本文将讨论故障电断路器跳闸一般在电流过零点附近完成，在此流流过变压器的情况下的暂态过程。考虑理想状态，认为断路器就是在电流过零时开断文献[2]在不考虑负荷电流的情况下，认为变压短路电流。另外，电力系统各相电流之间有120°器在外部故障切除后，因为电压突然升高，变压器的相位差，因此三相电流不能同时过零，本文认为一次侧的电流全部流入励磁支路而出现恢复性涌故障线路两侧的断路器分别在各相电流过零时切除流；而文献[3]从变压器外部故障切除时故障切除与故障，不考虑三相故障切除存在时间差而造成的影电压恢复同时发生的特点出发，说明电力系统出现响。恢复性涌流的可能性极小。文献[4]从变压器的微分1.1 变压器的暂态数学模型 方程推导出变压器铁芯甚至有可能出现深度饱和的单相变压器的暂态数学模型使用变压器的T型情况；文献[5]和[6]主要从电能质量的角度讨论了电等效电路，在此等效电路中各电气量都是瞬时值。压跌落对变压器的影响。因此，需要对变压器在外R1L1R2L2部故障扰动期间的暂态过程进行详细分析，进而才

i1i2Rm+能讨论变压器在外部故障切除后能否出现恢复性涌

ua流以及对变压器差动保护的影响。imLm_变压器出现励磁涌流主要是变压器铁芯饱和所

图2 变压器的暂态数学模型 致，因而本文将从故障切除的特点以及变压器的微

Fig.2 Transformer transient model 分方程角度出发，分析变压器在外部故障切除后的电压恢复过程是否能够引起变压器铁芯饱和。

变压器的暂态模型中电源电势ua采用电压源模型，在变压器经历外部故障的扰动期间，不考虑1 变压器在外部故障扰动期间的暂态分析 ua的相角突变。该数学模型用微分方程可表示为：

uaR1i1L1di1dtea

(1a)eaR2i2L2di2dt

(1b)eaddt

(1c)i1i2im

(1d)式中，是变压器铁芯磁链；ea是变压器励磁支路电势；R1和L1分别是变压器一次侧回路电阻和电感（包括系统电感Ls和变压器一次侧漏感L1）；R2和L2分别是归算后的变压器二次侧回路电阻和电感（负荷以等效阻抗表示）。

在上述微分方程中，式(1a)和式(1b)是电路平衡方程，式(1d)是磁势平衡方程。

1.2 变压器区外发生故障

变压器正常运行时，假设电源电势为

ua2Uasin(t)

(2)忽略变压器励磁电流Im，则相应的负荷电流为

ia2Iasin(ta)

(3)式中，IaUaR2X2，aarctan(XR)；R和X（RR1R2，XL1L2）分别是正常运行时的等效电阻和电抗。

变压器正常运行时，励磁支路的电势ea可以近似认为与电源电势ua相等（忽略变压器一次侧回路电阻和电感），即

eaua

(4)这样，变压器铁芯磁链可通过式(1c)求得

(t)mcos(t)

(5)其中，m2Ua，即m是变压器正常运行时铁芯磁链的幅值。

在t0时刻变压器区外发生故障，变压器二次侧回路参数突变为R2k和L2k。故障期间同样可以忽略励磁电流Im，认为变压器一次侧电流I1和二次侧电流I2相等。则故障电流为

ik2Iksin(tk)2Iasin(a)2Iksin(

(6)

k)etTk式中，IkUaRk2Xk2，karctan(XkRk)，TkXk(Rk)；Rk和Xk（RkR1R2k，XkL1L2k）分别是故障点到系统电源的等效电阻和电抗。

变压器在外部故障的扰动期间，如果用h表示外部故障的严重程度，则

hR2kjX2kR1jX1R2kjX2k

(7)这样，变压器励磁支路的电势可以近似表示为

eahua

(8)

另外，变压器在外部故障发生时，铁芯磁链应该维持不变，因而可以通过式(1c)求得变压器铁芯在外部故障期间的磁链表达式：

(t)hmcos(t)hmcos()mcos()(9)

在此，定义变压器在外部故障发生时铁芯的暂态磁链m(1h)cos()为故障传递剩磁。从故障传递剩磁的表达式可以看出，外部故障的严重程度h与故障传递剩磁成线性关系；外部故障发生时电势相角的余弦值与故障传递剩磁也成线性关系。具体铁芯磁链波形如图3所示。

21(pu)0-1-2-0.04-0.0200.020.040.06t(s)0.080.10.120.140.16 图3 变压器发生外部故障时的铁芯磁链 Fig.3 Transformer fluxes during an external fault

图3是变压器外部发生三相短路故障的铁芯磁

链波形。通常变压器外部故障持续的时间很短，因而忽略故障传递剩磁的衰减（如果故障时间足够长，故障传递剩磁的衰减会经历两个过程，在此不作详细讨论）。

1.3 变压器外部故障被切除

在t时刻外部故障被切除，变压器二次侧回

路参数突变为R2和L2。此时，电压恢复，因而变压器励磁支路电势ea又可以近似认为与电源电势ua相等（同样忽略变压器一次侧回路电阻和电感），同时，变压器在外部故障切除时刻，铁芯磁链还是应该维持不变，这样通过式(1c)可以求得变压器在外部故障切除后的铁芯磁链表达式（没有考虑暂态磁链的衰减）：

(t)mcos(t)m(1h)cos() t(10)

mcos()hmcos()令变压器在外部故障切除时铁芯暂态磁链的初

始值为f，则磁链f由m(1h)cos()（故障传递剩磁）和m(1h)cos()两部分构成。其中，磁链m(1h)cos()很明显受到外部故障切除时刻的约束。

如果忽略变压器外部故障切除后的负荷电流，则故障电流ik在t时刻恰好过零，即ik()0。如果进一步忽略变压器外部故障发生时的负荷电流2Iasin(a)eTk，则由式(6)可得

2Iksin(k)2Iksin(k)eTk

(11)同时认为k/2，则式(11)化简为

cos()cos()eTk

(12)即

m(1h)cos()m(1h)cos()eTk

(13)由此可见，故障严重程度h、故障切除时刻、故障回路衰减时间常数Tk和电势相角共同决定暂态磁链m(1h)cos()的大小。如果衰减时间常数大，而故障切除时间短，则指数eTk具有较大的绝对值；如果衰减时间常数小，而故障切除时间稍长，则指数eTk几乎就为零。

实际上，电力系统保护的动作非常快，如果两三个周波就能切除故障，同时假设故障回路的衰减时间常数较大，在时刻指数eTk还是具有较大的数值。

综上所述，变压器在外部故障切除时铁芯暂态磁链的初始值f可表示为：

fm(1h)cos()(e/Tk1)

(14)在故障衰减直流分量还没有充分衰减之前（表现为指数eTk具有一定的数值），磁链f的两个组成部分m(1h)cos()与m(1h)cos()符号相反，相互抵消，从而减小了变压器外部故障切除时暂态磁链的绝对值；如果故障衰减直流分量充分衰减（表现为指数eTk接近于零），磁链f就接近于故障传递剩磁m(1h)cos()。1.4 负荷电流的影响

如果增加考虑变压器外部故障发生时的负荷电流，如图4显示三相变压器在外部故障切除时二次侧（高压侧）电流的过渡过程，其中图4左侧电流波形是电力系统的故障录波图，而图4右侧电流波形是线性变压器的数字仿真图，可以近似认为变压器二次侧电流是从故障电流直接过渡到负荷电流。

2010i105Ha0iHa(pu)0-1000.050.10.150.2-5-0.040.010.060.110.16i1010Hb0iHb(pu)0-10-2000.050.10.150.2-10-0.040.010.060.110.162010i10iHcHc(pu)00-1000.05t0.1(s)0.150.2-10-0.040.010.06t(s)0.110.16 图4 变压器在外部故障切除时二次侧电流的过渡 Fig.4 Transformer secondary current transition at the time of clearing an external fault

变压器二次侧电流从故障电流直接过渡到负荷电流，这样变压器二次侧电流i2在时刻保持不突变，另外变压器铁芯磁链在时刻应该维持不变（相应的励磁电流也应该维持不突变），从而保证了变压器一次侧回路总磁链a（aL1i1）在时刻不突变，满足电路平衡方程(1a)。

变压器二次侧电流在t时刻从故障电流ik直接过渡为负荷电流，则

ik()2Iasin(a)

(15)式中，IaUaR2X2，aarctan(XR)；R和X（RR1R2，XL1L2）分别是变压器外部故障切除后恢复正常时的等效电阻和电抗。

考虑到负荷电流Ia和Ia与故障电流Ik相比显得较小，仍然可以忽略故障电流ik()中的负荷电流2Iasin(a)eTk和表达式(15)中的负荷电流

2Iasin(a)，从而表达式(12)~(14)依然近似成立，只是相应的故障切除时刻稍有变化，但并没有造成本质的影响。数字仿真及动模试验

2.1 数字仿真

数字仿真采用的变压器铁芯磁化特性采用反正切函数进行拟合[7]。数字仿真过程包含变压器经历近区外部故障扰动全过程，且设定变压器高压外侧近区发生三相金属性短路故障，如图1所示的双侧电源的系统。因为变压器高低压侧采用星三角接线，变压器高压侧电流是相电流，低压侧电流是线电流，故需要进行星三角变换。

在忽略故障切除后的负荷电流的情况下，故障点K（故障点K处在线路全长的5%左右）发生三相短路故障并且被切除的电流波形如图5所示。

105iL(pu)0-5-10-0.04-0.0200.020.040.06t(s)0.080.10.120.140.16105iH(pu)0-5-10-0.04-0.0200.020.040.06t(s)0.080.10.120.140.16 图5 变压器一次侧电流和二次侧电流 Fig.5 Transformer primary and secondary currents

图5所示电流分别是变压器一次侧和二次侧的三相电流。如图所示，故障发生后约经过60ms后被切除，此时高低压侧电流分别过零，随后低压侧出现恢复性涌流，其中故障电流的衰减时间常数约为50ms。

10.5im(pu)0-0.5-1-1.5-0.04-0.0200.020.040.06t(s)0.080.10.120.140.16(a)0.40.2im(pu)0-0.2-0.4-0.6-0.04-0.0200.020.040.06t(s)0.080.10.120.140.16(b)10.5im(pu)0-0.5-1-1.5-0.04-0.0200.020.040.06t(s)0.080.10.120.140.16(c)0.5im(pu)0-0.5-1-0.04-0.0200.020.040.06t(s)0.080.10.120.140.16(d)

图6 变压器的励磁电流 Fig.6 Transformer exciting currents

图6是变压器区外发生故障并被切除的三相励磁电流波形。其中，图6(a)所示励磁电流波形与图5相对应；图6(b)与图6(a)相比，区别是故障电流的衰减时间常数约为100ms；图6(c)与图6(a)相比，不仅故障电流的衰减时间常数约为100ms，而且故障约经过100ms才被切除；图6(d)与图6(a)相比，衰减时间常数和故障切除时间这两个参数相同，只是故障点K的位置发生变动，电气距离较远，使得变压器在外部故障期间励磁电压约为正常运行时的一半。通过上述励磁电流波形的比较，可以看出，图6(a)和(c)的变压器励磁电流波形主要由故障传递剩磁m(1h)cos()决定，而图6(b)的励磁电流波形由故障传递剩磁和磁链m(1h)cos()（cos()e/Tk）两者决定，励磁电流的峰值相对较小，从而说明了变压器外部故障切除时刻和衰减时间常数Tk对暂态磁链m(1h)cos()的影响；图6(a)和(d)的励磁电流波形对比说明了外部故障的严重程度h对故障传递剩磁以及变压器励磁电流影响；另外，图6显示的三相变压器励磁电流波形也说明了电势相角的影响。

如果增加考虑故障切除后的负荷电流，仿真的电流波形如图7所示。图7(a)与图5相对应，同样显示变压器一次侧和二次侧的电流，在故障被切除时刻，变压器电流直接从故障电流过渡为负荷电流。此时，直接从低压侧观察将难以判断是否存在恢复性涌流。一方面，外部故障切除后的高次谐波分量使得电流波形发生畸变；另一方面，负荷电流的存在使得励磁电流显得不够明显。但是变压器一次侧和二次侧电流之差的涌流特征还是较为明显，如图7(b)所示。

105iL(pu)0-5-10-0.04-0.0200.020.040.06t(s)0.080.10.120.140.16105iH(pu)0-5-10-0.04-0.0200.020.040.06t(s)0.080.10.120.140.16(a)

10.5im(pu)0-0.5-1-1.5-0.04-0.0200.020.040.06t(s)0.080.10.120.140.16(b)

图7 变压器两侧电流和励磁电流

Fig.7 Transformer primary currents, secondary currents and

exciting currents considering load currents

图7(b)所示的励磁电流波形，与图6(a)相比，在参数、h和Tk保持不变的情况下，增加考虑了故障切除后的负荷电流，因而故障切除时刻发生了轻微变化，此时励磁电流波形也只有轻微的变化。可见，增加考虑故障切除后的负荷电流对励磁电流不会造成较大的影响。

实际上，高压输电系统发生三相短路故障的概率很小，经常出现不对称故障。高压输电系统发生不对称故障时，变压器产生的故障传递剩磁同样受到相角的影响，尤其电力系统发生单相接地故障时，相角是随机的，对于一定范围内的角度，故障传递剩磁绝对值会很小（当然还与故障严重程度h有关），这样就不会出现恢复性涌流。2.2 动模数据

图8是变压器高压外侧近区发生三相短路动模试验的录波波形，其中高压侧电流已经经过归算；而图9是图8相应的变压器高低两侧的差流，即变压器的励磁电流。通过对变压器区外故障切除后励磁电流波形进行局部放大图的观察，可以发现三相励磁电流中的两相电流的涌流特征较为明显。从故障电流的衰减情况判断，在故障切除时刻变压器出现恢复性涌流主要是由故障传递剩磁引起铁芯饱和而形成的。

50低压侧电流 50高压侧电流（归算后）i0LA 0iHA-50-0.100.10.20.3-50-0.100.10.20.35050iLB 0iHB 0-50-0.100.10.20.3-5000.10.20.35050iLC 0iHC 0-50-0.100.10.20.3-50-0.100.10.20.3t(s)t(s)图8 变压器低压侧和高压侧电流 Fig.8 Transformer primary and secondary currents 2变压器两侧差流 两侧差流（局部放大）10i0dA-2-1-4-0.100.10.20.30.10.150.20.250.3211idB 00-1-1-0.100.10.20.30.10.150.20.250.3412i0dC 0-1-2-0.100.10.20.30.10.150.20.250.3t(s)t(s)图9 变压器低压侧和高压侧的差流

Fig.9 Biased currents between transformer primary and secondary currents

图9同样可以说明变压器外部故障切除后电压恢复过程中励磁电流受到故障切除时刻和衰减时间常数Tk以及相角的影响（但并没有说明故障严重程度h的影响）。

图10是一组典型的变压器空载合闸励磁涌流波形图。通过图10和图9的电流波形对比，可以发

现两者励磁电流的峰值和衰减过程存在差别。这说明了两种情况下变压器铁芯饱和程度不一致，即变压器空载合闸过程与变压器外部故障切除后电压恢复过程的主要差别。

变压器空载合闸励磁涌流 局部放大图 40520i0dA 0-2000.20.40.60.8-50.40.450.50.550.655idB 00-500.20.40.60.8-50.40.450.50.550.6205idC 00-20-4000.20.40.60.8-5t(s)0.40.45t(s)0.50.550.6 图10 变压器空载合闸励磁涌流

Fig.10 Transformer inrush currents due to switching-on without

load

2.3 变压器恢复性涌流对差动保护的影响

通过对动模录波数据分析发现：变压器外部故障切除后的恢复性涌流的二次谐波含量保持在较高的水平，但是恢复性涌流的数值较小，如图11所示，而相应的变压器差动保护的动作平面则如图12所示。

根据图12显示，变压器外部故障切除后的恢复性涌流的幅值还达不到差动保护的启动条件，即使能够满足保护的启动判据，二次谐波闭锁判据也能够阻止差动保护误动，故在电流互感器没有出现饱

和的情况下，变压器外部故障切除后的恢复性涌流本身不会引起差动保护误动。

1100IA10.5IA250IA1,2 IA2 /IA1-0.1000.10.20.3(%)00.10.150.20.250.31100IB10.5IB250IB1,2 IB2 /IB1-0.1000.10.20.3(%)00.10.150.20.250.31100IC10.5IC250IC1,2 IC2 /IC1-0.1000t(s)0.10.20.3(%)0.10.15t(s)0.20.250.3 图11励磁电流的基波和二次谐波有效值及二次谐波含量 Fig.11 Fundamental component and the second component of transformer exciting currents and the corresponding ratios 3020100-0.13020100-0.13020100-0.100.10.20.300.10.2IzId0.3IzId00.10.20.3IzId105Generator-Transformer Units Protection).北京: 水利电力出版社(Beijing: Hydraulic and Electric Power Press), 1987 2 仇资, 李莉(Qiu Zi, Li Li).变压器外部故障切除后的暂态0510152025010磁通分析(An Analysis on Transient Flux after the Clearance of External Faults in Transformers).亚洲继电保护和控制学术研讨会(The Asian Conference on Power System Protection), 2003, 288~293 许正亚, 陈月亮(Xu Zhengya, Cheng Yueliang).外部短路故障切除时变压器差动保护动作行为分析(An Analysis into the Behaviors of the Transformer Differential Protection for the

Clearance of an External Short-Circuit Fault).亚洲继电保护和控制学术研讨会(The Asian Conference on Power System Protection), 2003, 294~298 林湘宁, 刘沛(Lin Xiangning, Liu Pei).变压器外部故障切除后差动保护误动的机理分析(Mechanism Analysis of the Maloperation of Transformer Differential Protection after External Fault Clearance), 电力系统自动化(Automation of Electric Power Systems), 2003, 27(19), 57~60 L.Guasch, F.Córcoles, J.Pedra, and L.Sáinz.Effects of Symmetrical Voltage Sags on Three-Phase Three-Legged Transformers.IEEE Transactions on Power Delivery, 2004, 19(2), 875~883 L.Guasch, F.Córcoles, and J.Pedra.Effects of voltage sags on three-phase three-legged transformers.10th International Conference on Harmonics and Quality of Power, 2002, 2, 571~576 Silvano Casoria, Gilbert Sybille, Patrice Brunelle.Hysteresis Modeling

in

the

MATLAB/Power

System

Blockset，Mathematics and Computers in Simulation, 2003, 63, 237~248 ***0t(s)0510152025图12 变压器差动保护的动作量和制动量及动作平面 Fig.12 Operating and restraining currents of differential protection and its tracks 如果考虑电流互感器在外部故障扰动期间出现饱和现象，则在变压器外部故障切除后，电流互感器会逐步退出饱和，但如果两侧暂态特性的不一致，可能形成一定的相位差电流。此时，一方面，经电流互感器传变后的两侧差流包括恢复性涌流和电流互感器引起的误差电流，因而二次谐波电流含量会降低，如果低于15%，二次谐波闭锁判据就无法起作用；另一方面，变压器从故障电流恢复成正常的负荷电流，差动保护的制动量也迅速变小。总之，如果电流互感器造成的差流较大，就可能形成变压器差动保护误动的情况。结论

变压器外部故障发生时刻的电势相角、故障严重程度h、故障切除时刻以及故障回路的时间常数Tk，这四个参数和变压器铁芯的性质决定着变压器能否出现恢复性涌流以及励磁电流的特征。

变压器在外部故障切除后的恢复过程中形成的励磁涌流数值相对较小，恢复性涌流本身无法造成差动保护误动；而电流互感器暂态特性的不一致形成的相位差电流很可能是造成变压器差动保护区外故障切除后误动的原因。在此，建议保护厂商和运行人员为变压器差动保护选择暂态性能良好的电流互感器，同时调整电流互感器的负载使得变压器两侧的电流互感器的饱和特性趋向一致。

刘中平（1979-），男，硕士研究生，研究方向是电力系统继电保护。E-mail: lzp1999@263.net

陆于平（1962-），男，教授，博士生导师，主要从事微机保护尤其是主设备保护的教学和研究工作。E-mail: luyuping@seu.edu.cn

袁宇波（1975-），男，博士后，研究方向是电力系统继电保护。E-mail: yuanyubo@seu.edu.cn

参 考 文 献 史世文(Shi Shiwen).大机组继电保护(Large-scale A Study of Transformer Recovery Inrush after the Clearance of External Faults

Liu Zhongping1, Lu Yuping1, Yuan Yubo1,2

(1.Southeast University, Nanjing 210096, China;2.Jiangsu Electric Power Co., Nanjing 210036, China)Abstract: The transient of transformer voltage recovery after the clearance of external faults was for long considered to be the same with that of transformer switching-on without load.In fact, the transient during that period has its own characteristic.Taking into account the constraint that a breaker would open at the fault current zero-crossing, this paper theoretically analyzes the transformer magnetic-electric transient during the entire period of external faults.The fault transferring residual flux is first presented and four variables influencing the transformer recovery inrush current are studied.The digital simulation results and dynamic simulation data illustrate the influences of the above four variables.Furthermore, the operating characteristic of transformer differential protection indicates that transformer recovery inrush itself cannot result in mal-operation of differential protection.Key words: transformer;differential protection;recovery inrush;fault transferring residual flux

第二篇：正文变压器故障3.7

第1章 绪言

变压器的故障机理与变压器故障模式及危害程度，通过对特征气体的色谱分析，可初步推断变压器内部故障的性质、部位，再结合电气试验等其他手段，综合分析判定，可提高变压器内部故障诊断的准确性通过变压器故障实例，获得数据进行归纳、分析，确定故障类型。

过热故障在变压器的各种故障中占有很大比重并且种类多样。色谱分析能够较为有效的判断出过热故障，电气试验则能对故障的原因和部位进行较准确的判断。提出了色谱分析和电气试验相结合的过热故障诊断方法，并给出了具体的流程和检测方法。通过具体实例，验证了方法的有效性。

变压器故障的种类多种多样，包括外部附件的缺陷直到绕组的绝缘击穿等等。按故障发生的部位可分为外部故障和内部故障；按故障发生的过程可分为突发性故障和长年累月逐步扩展而形成的故障，这些故障可能相互影响、转化，使故障更趋严重。

变压器故障分析和诊断的方法有：

1、直观检查方法

对于运行中的变压器，通过日常的巡检对发生下列异常现象，可直观地诊断出一些比较明显的故障性质。

(1)温度过高或声音异常

其原因可能是过负荷运行、环境温度超过40℃、冷却系统故障、漏油引起油量不足等。

(2)振动、响声异常及有放电声

其原因可能是电压过高或频率波动，紧固件松动，铁芯紧固不良，分接开关动作机构异常，偏磁现象等，外部接地不良或未接地的金属部分出现静放电，瓷件、套管表面粘附污秽引起局部火花、电晕等。

(3)气味异常或干燥剂变色

其原因可能是套管接线端子不良或接触面氧化使触头过热产生异味和变色，漏磁通、涡流使油箱局部过热，风扇、潜油泵过热烧毁产生的异味，过负荷造成温升过高，外部电晕、闪络产生的臭氧味，干燥剂受潮变色等等。

(4)油位计指示大大低于正常位置，其原因可能是阀门、密封圈部位焊接不

好或密封不良漏油，油位计损坏漏油，以及内部故障引起喷油；

(5)瓦斯继电器的气室内有气体或瓦斯动作，其原因可能是内部局部放电，铁芯不正常，导电部分过热。

(6)防爆装置的防爆膜破裂、外伤及有放电痕迹，其原因可能如瓦斯、差动等继电器动作，一般为内部故障。

(7)瓷件、瓷套管表面出现龟裂、外伤和放电痕迹，其原因可能是过电压或机械力引起。

几乎所有的故障一开始都是经直观检查发现的，它是发现故障的最开始和必经的步骤。但要进一步分析原因，必须利用有效的检测手段来诊断。

2、电气预防性试验方法

电气预防性试验是变压器故障最主要的诊断方法，其有效性对诊断结果的准确性有着确定性影响，通过各种有效的试验，获取可靠、准确的试验结果是正确诊断变压器故障的基本前提。

试验项目次序基本上是按照项目的重要性排列的。在总共32个试验项目中，有些是在变压器解体后才能进行的，有些是与其它项目同时进行或附带进行的，有些是变压器投运前或投运后的例行检查、试验项目，有些项目在特殊情况下进行，而交流耐压试验是一种破坏性试验，对试验设备的要求很高，现场条件一般很难满足，所以是变压器绝缘水平的一种考核项目。

通过绕组分接头电压比试验，能够检验分接开关档位、变压器联结组别是否正确，对于匝间短路等故障也能灵敏地反映，但对于绕组变形故障则无能为力。可以这样认为，电压比试验是一种常规的带有检验和验证性质的试验。

通过对发生故障或事故的变压器进行检查和事后分析，发现绕组变形是许多故障和事故的直接原因。一旦变压器绕组已严重变形而未被诊断出来，仍继续投入运行，则极有可能导致事故的发生，轻者造成停电，严重者烧毁绕组和线圈。

在现有的条件下，对变压器绕组严重变形故障的诊断可以通过变压器空载试验、短路试验及阻抗测量实现。当绕组发生变形时，变压器内部的磁路结构发生变化，空载电流及损耗、短路损耗及阻抗会发生一定的变化，通过横向相间比较、纵向历史数据比较，有可能判断。

3、油中溶解气体分析法

油中溶解气体分析方法是充油电气设备内部故障早期诊断的有效方法，这不仅为IEEE 所认可，而且被实践所证实。对于电气设备中充油量最大的电力变压器，油中溶解气体分析自然是非常有效的故障诊断方法。

特征气体可反映内部故障点引起的油、纸绝缘的热分解本质，气体特征随着故障类型、故障能量及其涉及的绝缘材料不同而不同，故障点产生烃类气体与故障源的能量密度之间有密切的关系。

特征气体判断法对故障性质有较强的针对性，比较直观方便，缺点是没有明确量的概念。要对故障性质作进一步的探讨，估计故障源的温度范围等，还必须找出故障产气体组分的相对比值与故障点温度或电应力的依赖关系及其变化规律，即组分比值法。目前常用的是IEC三比值法。

三比值法在变压器故障诊断中发挥了重要作用，但是该方法在应用中存在以下几个问题：

(1)只有根据各组分含量的注意值或产气速率的注意值有理由判断可能存在故障时，才能进一步用三比值法判断故障性质。换言之，当油中特征气体含量或产气速率未达到注意值时，不宜应用三比值法进行判断；

(2)在实际诊断过程中，有时会出现编码缺损的情况，即根据编码规则和分类方法得到的编码超出了已知的编码列表，因而无法确定故障性质；

(3)当多种故障同时发生时，三比值法难以区分。

针对特征气体法中的语义表达、三比值法中的编码缺损等问题，已经有人在这方面做了不少工作。其中，有代表性的处理方法是采用模糊数学方法，并且已取得一定效果。

第2章 故障判断

2.1变压器分类

我国电力变压器产品可按容量大小分为大型变压器(容量大于或等于8000kVA)和中小型变压器(容量小于或等于6300kVA)；也可按电压等级分为6kV、10kV、35kV、60kV、110kV、220kV、330kV和500kV等。作为电压变换设备，变压器被广泛应用于输电和配电领域，特别是6kV、10kV和35kV电压等级的变压器，在油田生产、商业、居民配电系统中被普遍使用，且数量巨大。

2.2变压器的原理

变压器的基本原理是电磁感应原理，现以单相双绕组变压器为例说明其基本工作原理（如图2-1）

图 2-1 变压器原理

当一次侧绕组上加上电压U1时，流过电流I1，在铁芯中就产生交变磁通φ1，这些磁通称为主磁通，在它作用下，两侧绕组分别出感应电势E1、E2，感应电势公式为：

E=4.44fNφm 式中：E—感应电势有效值 f—频率 N—匝数

φm—主磁通最大值

由于一次绕组与二次绕组匝数不同，感应电势E1和E2大小也不同，电压U1和U2大小也就不同。

2.3变压器的巡视

配电室变压器日常巡视有以下方面

1、日常巡视每天应至少一次，夜间巡视每周应至少一次。

2、下列情况应增加巡视检查次数：

(1)首次投运或检修、改造后投运72h内。

(2)气象突变（如雷雨、大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。

(3)高温季节、高峰负载期间。

(4)变压器过载运行时。

3、变压器日常巡视检查应包括以下内容：

(1)油温应正常，应无渗油、漏油，储油柜油位应与温度相对应。

(2)套管油位应正常，套管外部应无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。

(3)变压器音响应正常。

(4)散热器各部位手感温度应相近，散热附件工作应正常。

(5)吸湿器应完好，吸附剂应干燥。

(6)引线接头、电缆、母线应无发热迹象。

(7)压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损。

(8)分接开关的分接位置及电源指示应正常。

(9)气体继电器内应无气体。

(10)各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。

(11)变压器的外表应无积污。

(12)变压器室不漏水，门、窗、照明应完好，通风良好。

配变在运行中常常会因运行维护不当造成设备事故。如果运行人员定期通过看、听、闻手段对设备进行巡视检查，可以及时发现设备缺陷，从而把设备故障处理在萌芽状态，避免出现设备事故。

1、观察配变外观

(1)看油位计：油位应在油标刻度的1/4～3/4以内(气温高时，油面在上限侧；气温低时，油面在下限侧)。油面过低，应检查是否漏油。若漏油应停电检修，若不漏油应加油至规定油位。加油时，应注意油标刻度上标出的温度值，根据当时气温，把油加至适当位置。

5(2)看配变套管：看套管表面是否清洁，有无裂纹、碰伤和放电痕迹。表面清洁是套管保持绝缘强度的先决条件。当套管表面沉积有灰尘、煤灰及盐雾时，遇到阴雨天或雾天，便会沾上水分容易引起套管的闪络放电，因此应定期予以清扫。套管由于碰撞或放电等原因产生裂纹伤痕，也会使绝缘强度下降，造成放电。因此对有裂纹或碰伤的套管应及时更换。

(3)看配变箱体外表：主要看配变运行中是否渗漏油。由于配变箱体的焊接缺陷造成油渗漏，可采取环氧树脂粘合剂堵塞。长期运行造成密封垫圈老化，引起渗漏，应更换密封垫圈。特别是低压侧出线套管，往往由于接线端接触不良、过负荷等原因造成过热，使密封垫变质，起不到密封作用，导致漏油。

(4)看呼吸器：对于装有呼吸器的配变，正常情况下呼吸器内硅胶为白色或蓝色，吸湿饱和后颜色变为黄色或红色，此时应更换呼吸器内的硅胶。

(5)看接地装置：配变运行时，它的外壳接地、中性点接地、防雷接地的接地线应接在一起，共同完好接地。检查中若发现导体锈蚀严重甚至断股、断线，应作相应处理，否则会造成电压偏移，使三相输出电压不平衡，严重时造成用户电器烧坏。

2、听配变运行时有无异常声响

配变正常运行时会发出连续不断的比较均匀的嗡嗡声，这是在交变磁通作用下，铁芯和线圈振动造成的。如果产生不均匀响声或其他响声都属于不正常现象。

(1)声音比平常增大且均衡：可能是配变过负荷。此时应监视配变的温升和温度，必要时调整负荷，使在额定状态下运行。也可能是电网发生过电压，如电网出现单相接地或铁磁谐振，此时参考电压表与电流表指示，可根据具体情况改变电网的运行方式。

(2)声音出现不均匀杂音：配变内部个别零件松动，如夹件或压紧铁心的螺钉松动时使硅钢片振动加剧，造成内部传出不均匀的噪音。这种情况时间长了将会破坏硅钢片的绝缘膜，容易引起铁心局部过热。若此现象不断加强，应停用检修。

(3)出现放电的吱吱声：可能是配变内部或外部套管发生表面局部放电造成。如果是套管的问题，在夜间或阴雨天时，可看到套管附近有电晕辉光或蓝色、紫色的小火花，这说明套管瓷件污秽严重或线夹接触不良，应清除套管表面的脏

污及使线夹接触良好。若放电声来自配变内部，可用绝缘棒接触配变外壳，用耳朵借助绝缘棒听内部声音，如听到内部吱吱声或噼叭声，可能是绕组或引出线对外壳闪络放电；铁心接地线断开造成铁心感应的高电压对外壳放电或分接开关接触不良放电造成，此时应及时检修。

(4)出现水的沸腾声：可能是绕组发生短路故障，造成严重发热。另外，可能是分接开关因接触不良而局部点有严重过热所致。这种异常现象比较严重，应立即停止配变运行，进行检修。

3、闻有无异味

当配变内部发生严重故障时，油温剧烈上升，同时分解出大量的气体，使油位急剧上升，甚至从油枕中流出，此时应立即停止配变运行，打开油枕盖，闻一闻内部气味，若有明显烧焦气味，则说明内部可能绕组出现故障，需停电检修。

通过看、听、闻对配变进行巡视检查是作为现场的初步判断，可以及时防止配变故障的扩展，避免设备的损坏。配变的内部故障不仅是单一方面的直观反映，它涉及诸多方面，有时甚至会出现假象。因此，必须进一步进行测量并作综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，从而提出合理的处理办法，以保证配变安全健康运行。

第3章 常见故障

3.1 内部声音异常

正常运行的变压器，会发出均匀的电磁交流声，在变压器运行不正常时，有时会出现声音异常或声音不均匀。造成该现象的主要原因：变压器过负荷运行时，内部会发出很沉重的声音，在内部零件发生松动的情况下，会有不均匀的强烈噪声发出。假如未夹紧铁芯最外层硅钢片，则会在运行时产生震动，发出噪音。此外，变压器发出异响还有可能是由于变压器顶盖螺丝松动所致。

变压器内部过电压时，会导致铁芯接地线断路，或一二次绕组对外壳闪络，在外壳及铁芯感应出高电压，使变压器内部发出噪音。假如变压器内部发生击穿或者接触不良，会由于放电而发出吱吱的声音。若发生短路或接地，将有较大的短路电流出现在变压器绕组中，使其发出大且异常的声音。若设备有可能产生谐波，或将大容量的用电设备接在变压器负载上，则易产生较大的启动电流会使变压器发出异常噪音。

3.2 瓦斯保护故障

一种情况是发生了瓦斯保护信号动作。瓦斯保护其动作灵敏可靠，变压器内部大部分故障都可被瓦斯保护有效监视。在瓦斯保护信号动作发生后，即可恢复到正常音响信号，对变压器的运行情况严密监视。

一般来讲，有几种原因可以引起瓦斯保护动作：一是在变压器进行滤油或加油时，没有及时排出带入变压器内部的空气，变压器运行时油温升高，逐渐排出内部空气，引发瓦斯保护动作；二是变压器发生穿越性短路，或者由于内部故障产生气体而引发瓦斯保护动作。

当发生瓦斯保护信号动作时，若检查中未发现异常，就要立刻对瓦斯继电器中的气体进行收集，并分析试验。假如气体不燃烧且无色无味，则可认为变压器内部被空气侵入，这种情况下，变压器是正常运行的，只需立即将瓦斯继电器中的气体放出即可，同时注意观察信号动作时间间隔是否越来越长，直至不久消失。假如气体是可燃的，则可证明变压器发生了内部故障，应将变压器立刻停止运行，并进行电气试验，查找事故原因，送去检修。

另一种情况是发生了瓦斯保护动作与跳闸。发生此情况的原因有以下几种：

首先是有严重故障发生在变压器内部；此外还有保护装置二次回路发生了故障；假如变压器是大修后或者新近安装投入运行的，有可能因为变压器油中含有的空气过快分离而造成保护动作与跳闸；还有一种原因是由于变压器内的油位下降速度过快而引起。在发生瓦斯保护动作与跳闸后，值班人员应立即解除工作变压器，对其外部实施检查。检查其防爆门是否完整、是否有绝缘油喷溅现象、外壳是否鼓起、油位是否正常等。然后分析收集的气体，对变压器内部故障的性质进行鉴定，检修完毕，并经试验合格后，方可再次投运。

3.3 自动跳闸故障

发生自动跳闸故障时，应进行外部检查，查明保护动作情况。假如在检查之后，确认是由于人员误动作或者外部故障，而不是内部故障引起的，则可越过内部检查步骤，直接投入送电。假如发生的是差动保护动作，就应彻底、全部检查保护范围内的设备。还应注意的是，变压器起火燃烧也是极其危险的事故，变压器内含有的不少物质都具有可燃性，不及时处理可能导致火灾扩大，甚至发生爆炸。以下一些因素可能导致变压器着火：由于内部故障致使变压器散热器或外壳破裂，变压器油燃烧着溢出；在油枕的压力下，变压器油流出并在变压器顶盖上燃烧；变压器套管的闪络和破损等。这类事故发生时，变压器会发生保护动作，断路器会断开。若断路器因故未断开，则需立即手动来完成，停止冷却设备，拉开电源的隔离开关，扑救火情。变压器灭火应用泡沫式灭火器，火势紧急时也可用砂子灭火。

3.4 绕组故障

绕组故障主要包括接头开焊、断线、相间短路、绕组接地、匝间短路等等。以下几点原因引发了这些故障：

(1)变压器在检修或制造时，损害了局部绝缘，留下了后遗症；

(2)变压器在运行中因长期过载或散热不良，有杂物落入绕组内，使温度长期过高，导致绝缘老化；

(3)压制不紧，制造工艺不良，变压器机械强度无法经受短路冲击，使绝缘损坏，绕组变形；

(4)由于绕组受潮而导致绝缘膨胀堵塞油道，致使变压器局部过热；(5)绝缘油与空气接触面积过大，或因混入水分而劣化，升高了油的酸价，9 油面太低或者绝缘水平下降，使得绕组暴露于空气中，没能尽快处理。

变压器绕组直流电阻的检测是一项较为方便而有效的考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验，它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻的差异和接头接触不良等缺陷故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段。

绕组直流测电阻，需用大容量蓄电池或稳流源通大电流测量。

假如发生匝间短路，则表现为各相直流电阻不平衡，电源侧电流略有增大，变压器过热油温增高，有时还发生油中有不停的冒泡声。匝间短路轻微时，可引起瓦斯保护动作，而严重的匝间短路则可造成电源侧的过流保护或者差动保护动作。因为更严重的相间短路或单相接地等故障绕组常常会因匝间短路而引起，匝间短路发生时，应尽快处理。

3.5油位过高或过低

变压器油位过低，假如油位低于变压器上盖，可能导致瓦斯保护误动作，严重时，甚至会使变压器线圈或引线油面露出，引发绝缘击穿事故。油位过高，则易引起溢油。

产生油位过低的主要原因：温度过低、检修变压器放油之后没有及时补油，长期漏油、渗油等。有多种因素影响变压器油位的变化，如壳体渗油、冷却装置运行状况变化、周围环境变化以及负荷变化等。

正常运行时，变压器油位应在油位计的1／3～1／4之间。除漏油外，油位下降或上升主要取决于油温下降或上升。变压器油的体积直接受油温变化影响，导致油标的油面升降，所以，在装油时，一定要结合当地气温选择注油的合适高度。环境因素的变化与负荷的变化都是影响变压器油温的主要因素。

3.6导电回路和调压开关故障

导电回路故障主要是引线接触不良，线圈导线接头焊接差以及虚焊等原因引起。接头连接不好，将引起发热甚至烧断，严重影响变压器的正常运行和电网的安全供电；变压器的引出端头都是铜制的，在屋外和潮湿的场所中，不能将铝导体用螺栓与铜端头连接。当铜与铝的接触面间渗入含有溶解盐的水分，即电解液在电耦的作用下，铝被强烈电腐蚀，触头很快遭到破坏，以致发热甚至可能造成重大事故。0 调压开关故障主要是由于调压开关主触头没有到位，调压开关抽头引线松动，调压开关触头烧毛，调压开关触头接触压力不够；有载调压开关中切换开关接触不良，切换开关触头烧毛，过渡电阻短线等引起的。

3.7短路故障

变压器短路故障主要指变压器出口短路，以及内部引线或绕组间对地短路、及相与相之间发生的短路而导致的故障。

变压器正常运行中由于受出口短路故障的影响，遭受损坏的情况较为严重。据有关资料统计，近年来，一些地区110kV及以上电压等级的变压器遭受短路故障电流冲击直接导致损坏的事故，约占全部事故的50％以上，与前几年统计相比呈大幅度上升的趋势。这类故障的案例很多，特别是变压器低压出口短路时形成的故障一般要更换绕组，严重时可能要更换全部绕组，从而造成十分严重的后果和损失，因此，尤应引起足够的重视。出口短路对变压器的影响，主要包括以下两个方面。

1、短路电流引起绝缘过热故障

变压器突发短路时，其高、低压绕组可能同时通过为额定值数十倍的短路电流，它将产生很大的热量，使变压器严重发热。当变压器承受短路电流的能力不够，热稳定性差，会使变压器绝缘材料严重受损，而形成变压器击穿及损毁事故。

对220kV三绕组变压罪而言，高压对中、低压的短路阻抗一般在10％一30％之间，中压对低压的短路阻抗一般在10％以下，因此变压器发生短路故障时，强大的短路电流致使变压器绝缘材料受热损坏。

2、短路电动力引起绕组变形故障

变压器受短路冲击时，如果短路电流小，继电保护正确动作，绕组变形将是轻微的；如果短路电流大，继电保护延时动作甚至拒动，变形将会很严重，甚至造成绕组损坏。对于轻微的变形，如果不及时检修，恢复垫块位置，紧固绕组的压钉及铁轭的拉板、拉杆，加强引线的夹紧力，在多次短路冲击后，由于累积效应也会使变压器损坏。因此诊断绕组变形程度、轴向力的产生分为两部分，一部分是由于绕组端部漏磁弯曲部分的辐向分量与载流导体作用而产生。它使内、外绕组都受压力：由于绕组端部磁场B’最大因而压力也最大，但中部几乎为零，绕组的另一端力的方向改变。轴向力的另一 1 部分是由于内外安匝不平衡所产生的辐向漏磁与载流导体作用而产生，该力使内绕组受压，外绕组受拉；安匝不平衡越大，该轴向力也越大。

因此，变压器绕组在出口短路时，将承受很大的轴向和辐向电动力。轴向电动力使绕组向中间压缩，这种由电动力产生的机械应力，可能影响绕组匝间绝缘，对绕组的匝间绝缘造成损伤；而辐向电动力使绕组向外扩张，可能失去稳定性，造成相间绝缘损坏。电动力过大，严重时可能造成绕组扭曲变形或导线断裂。2

第4章 方案的分析

引起变压器爆炸着火的具体原因一般有以下几个方面：

4.1 绝缘引起事故

绕组绝缘老化、变质、绝缘强度降低，严重时失去绝缘作用，造成绕组匝间、层间短路，使绕组发热燃烧。在绕组发生短路故障时，产生放电电弧，其温度达3000℃以上，绝缘油在高温作用下，分解出大量可燃性气体(氢气和乙炔气体等)，与空气混合达到一定浓度，形成爆炸性混合物，遇到放电火花就发生燃烧或爆炸。

另外，变压器的油枕顶部、防爆膜、呼吸器、潜油泵的进油阀门杆的密封盘相处密封不严，进水、进潮气或进空气，从而使绝缘降低，造成匝间或层间短路。

4.2 变压器主绝缘击穿

(1)对中性点不接地运行的变压器，由于操作不当引起操作过电压，使主绝缘烧坏。如有一台220kV断路器失灵，对中性点不接地运行的变压器引起了操作过电压，使一台中性点避雷器爆炸和中性点引线绝缘烧坏，使另一台变压器的高I、高Ⅱ绕组之间的连线击穿。

(2)由于变压器出口单相弧光接地，对中性点不接地运行的变压器引起操作过电压，使变压器内部发生闪络。

(3)由于套管上部端子幅密封不良，雨水沿引线鼻子通过销钉孔沿引线漏人变压器，使引线根部绕组绝缘强度大大降低，造成该相绕组对地，或高低压绕组之间短路。这样的事故有设备结构缺陷的原因，也有运行、维护、检修等方面的原因。

油纸电容式套管端头密封不严，使雨水沿引线向内渗漏，曾造成多台变压器烧毁事故。

(4)套管端部密封不严的主要原因是结构不完善。因为套管端部采用的“将军帽”式的接线板与带细螺纹的引线鼻子相连接，由于该帽兼有导电、密封与支撑母线引下线的三重作用，因而带来很多弊病。首先是纫螺纹丝韧制造的公差太大，接触不良，引起发热、氧化，易使密封胶垫硬化脆裂，甚至引起引线开焊事故。固定引线的铜钱钉过长或由于帽上接线板拧紧后与外部母线连接吻合不好等，致使密封垫无法压紧，运行时引线鼻子发热，使压紧燥帽密封脏垫受热脆裂； 3 检修时，检查不认真，密封垫位置不正，密封处理不好，这样就难以起到密封作用。由于上述种种原因，雨水很容易顺销钉孔和缝隙沿引线进入变压器内部，引起变压器绕组短路事故。

(5)引线对油箱内距离不够，绝缘强度不够，引起闪络放电。如鞍山75MVA、220kV主变压器，其44kV内部母线(裸铝板)和油箱有85mm的纯油间隙。在44kV侧出线有雷电活动时接地，消弧线圈动作时，该处放电，说明是内部耐电距离不够所致。220kV变压器在系统谐振时，由于类似原因引起放电。因此应该重视引线的绝缘距离和强度。

4.3 变压保套管闪络

变压器套管事故在变压器事故中所占比重仅次于统组事故，在统计表中为15.3％，比例是很大的。套管密封不严进水而引起爆炸的事故较多，特别是油纸电容式套管进水事故更多。套管渗油，使其表面长期积满油垢而发生闪络的事故，也不断发生。有些电容式套管制造质量不良、维护不周或运行年久使套管的绝缘层损坏、老化，导致绝缘击穿或产生高温，从而使套管爆炸起火，引起变压器故障。

4.4接触不良

变压器分接开关引起事故的比例仅次十套管闪络事故比例，据全国1990～1994年统计，110kV及以上电压等级变压器共发生事故292台·次，其中分接开关引起事故为54台·次，占事故总数的18.5％，占事故总容量的12.7％。

变压器分接开关位置不正或者在制造时存在弹簧压力不足，滚轮压力不均，使实际有效接触面积减小；镀银层强度不够，磨损脱皮使之接触不良，接触不良产生高温，使油分解产生油气，引起燃烧和爆炸。有的变压器三相调压开关相间距离不够或者绝缘材质不合格，在过电压情况下引起绝缘击穿，造成相间短路事故。在线圈与线腿之间、绕组端部和分接头之间、以及露出油面的接线头等，如果开焊、或连接不好、松动或断开而产生电弧的故障也时行发生。

有载分接升关调整比较频繁，在调整时因动作不灵活，经常拉弧，引起开关烧坏。有的是位置变动后，接触不良发热，最后将开关烧坏。4

第5章 故障检修

5.1 线圈检修

线圈的绝缘状态可分为四级：

一级（绝缘良好）绝缘层软韧有弹性颜色淡而鲜，用手按后无永久变形； 二级（合格）绝缘干硬而坚用手按后无裂纹； 三级（可用）绝缘脆弱，用手按后有微小裂纹或变形；

四级（绝缘老化）黑黄色，表面有裂纹及脱落情况，用手按时有较大裂纹，变形和损坏。甚至可见裸导线（不合格）。当线圈绝缘达到四级时应更换绝缘。

1、检查隔板和围屏应绑扎完整，无破损、变形、变色、过热、放电现象；围屏起头和接头一定要错开并防止油道短路；支撑围屏的垫块无爬电痕迹，隔板要完整牢固；

2、检查线圈表面是否清洁，表面无油垢，无变形，匝间绝缘无破损，整个线圈无倾斜位移，幅向导线无弹出；

3、检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。各部垫块应排列整齐，幅向间距相等，轴向成一条直线，支撑牢固，具有适当的压紧力；

4、检查线圈油道，有无被油垢或其他物质堵塞情况，油道应保持畅通，必要时可用软毛刷或白布清理；

5、用手按压线圈表面，检查其绝缘情况。

5.2铁芯检修

1、检查铁芯，夹件有无过热，放电现象，绝缘漆膜有无脱落。详细检查铁芯的上、下铁轭及下部支架，上铁轭顶部、下铁轭底部是否积聚油污杂物、可用白布和洁净的泡沫进行清扫，若迭片有翅起或不规整之处，可用木锤或铜锤敲打平整；

2、检查铁芯、上下夹件、方铁、线圈压板的紧固度和绝缘情况，铁芯接地线经小套管外引接地。铁芯表面压紧情况良好，穿芯螺丝紧固无松动，用2500V摇表测量穿芯螺丝对铁芯和夹件的绝缘不应低于1000MΩ；

3、检查穿芯螺丝的紧固度和绝缘情况。用2500V测量铁芯对夹件，线圈压板及绝缘及上、下夹件对线圈压板的绝缘均不应低于100MΩ； 5

4、检查铁芯和夹件的油道。油道应畅通，无油垢和堵塞现象，必要时可用软毛刷或白布清；

5、检查铁芯接地片的接触及绝缘状况。铁芯应无两点及以上接地，所有接地片处应绝缘良好，并无断片损伤。

5.3油箱检修

1、检查油箱内部清洁度。油箱内部洁净无锈蚀、残屑及油垢、漆膜完整。油管路中应无焊渣和杂质，防止铁芯多点接地；

2、清扫强油管路，并检查强油管路的密封。检查管路的密封胶垫，如有问题应更换；

3、检查套管的升高座，防磁隔板应固定牢固、完整、不得有松动和过热现象；

4、检查油箱外部，油箱密封良好有足够的机械强度；油箱外部进行清扫除锈如有渗漏进行补焊，重新喷漆，漆膜喷涂均匀有光泽。

5.4冷却器检修

1、拆除冷却器，关闭上下蝶阀，从下部将油排完，松开管接头螺丝并吊下冷却器；

2、清扫冷却器表面，油垢严重时可用金属洗净剂清洗。然后用水冲净凉干；

3、用盖板将管接头法兰密封，加压进行试漏；

4、用合格的变压器油对内部进行循环冲洗；

5、将内部油排净后加密封垫密封；

6、油漆脱落者，重涂油漆。

5.5储油柜检修

1、油枕的检修，油枕内部清理，可拆下端部密封盖予以清洗，集污盒排污，油枕内无水、无油垢、杂质等。检查胶囊是否完好，有无漏气；

2、检查油位计盘面，清晰可见，指针转动灵活、油浮子和转动机构无卡涩，转动应灵活；

3、检查油箱内部无锈蚀的痕迹；

4、用干燥的空气或氮气将气室充满至20%。6 5.6油流指示器检修

1、维护工作应在切断电源后进行；

2、如果检查过程中开关不动作或绝缘电阻极低应更换指示器；

3、检查开关动作情况，当指针指示“RUN”位置检查触点“OFF”，当指针指示“STOP”位置检查触点“ON”；

4、用500V摇表测端子与壳体绝缘大于2MΩ。

5.7套管检修

1、套管拆卸前做好记录和记号，打开人孔门，拆套管引线，工作人员进行工作时不得带手表，工作服口袋要掏净，纽扣要牢固，检查工具完整无缺，并用白布带拴牢，拆下的零件和工具点清并记录。并严格执行变压器的内部工作规定并检查内部各部件；

2、在套管垂直起吊时，检查油位。并保证不得碰坏陶瓷绝缘体；

3、固定套管时用力要均匀并进行力矩控制；事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。作为备品的110kv及以上套管，应置于户内且竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。7

致 谢

电力系统正常运行是我们学电力专业的人最希望的。这次的隔离开关发热问题的探索大作业可谓做的大费周章，无数次翻开课本温习已经学习过的知识，不断点击的鼠标查阅网上的资料，和同学诸多的交流学习，终于完成了这次让我受益匪浅的作业。

上课时听老师讲的时候感觉这次设计也就是简单的一笔就带过的感觉，理论上的就是物理上的发热，等到自己设计时，一个老生常谈的问题又摆在了眼前，眼高手低，理论永远联系不了实际。怎么看也看不出变压器故障是具体哪个地方所导致的，许多看似简单的问题，往往搞得焦头烂额还不知其所以然，只好再向其他同学及运维人员请教。很多学习过的知识，往往想不起来，只好再翻开课本看，耽误了思路的继续。唯一值得庆幸的大概就是记住老师说过的几句有用的方法，许多东西我们记不住，但是我知道从哪能找到它，这也是好的。各种电路分析图形，终于将理论部分完成了。最后功夫不负有心人按老师的要求完成了作业，也给自己的学习加上了一个重要的砝码。毕业设计是我们专业课程知识综合应用的实践训练，这是我们迈向社会，从事职业工作前一个必不少的过程．我今天认真的进行课程设计，学会脚踏实地迈开这一步，就是为明天能稳健地在社会大潮中奔跑打下坚实的基础。

在这次设计中运用了高电压技术、电力系统分析及继电保护进一步的认识。通过这次课程设计提高了思考能力，绘图能力，熟悉了规范和标准，同时各科相关的课程都有了全面的复习，独立思考的能力也有了提高。在这次设计过程中，体现出自己单独设计的能力以及综合运用知识的能力，体会了学以致用、突出自己劳动成果的喜悦心情，从中发现自己平时学习的不足和薄弱环节，从而加以弥补。

总之，在设计过程中，提高了分析和解决新问题的能力，学习到了隔离开关严重发热将影响电力设备的正常运行。随着近几年无油断路器的广泛应用及变电 设备有定期检修向状态检修的过渡，不仅学到了知识，又锻炼了自己的能力，使我受益非浅，同时感谢在设计中提供帮助的老师和同学们。8 参考文献

[1] 操敦奎 许淮宗 阮国方 变压器运行维护与故障分析处理 中国电力出版社 2008 [2] 严璋．电气绝缘在线检测技术．北京：中国电力出版社．1998．9 [3] 朱德恒，谈克雄．电绝缘诊断技术．北京：中国电力出版社，1999．4 [4] 陈化钢．电气设备预防性试验方法．北京：水利电力出版社，1999．4 [5] 朱英浩．新编变压器实用技术问答．沈阳：辽宁科学技术出版社，1999．7 [6] 杨积久．电力变压器线圈变形诊断研究．贵州电力技术．1999．4 [7] 何晓天．浅谈提高110kV级双绕组电力变压器抗短路能力的若干问题．变压器．1998．1 [8] 王廷智，田忠胜．变压器铁心接地故障的排除．电世界．2000．2 [9] 宋新明，郑益民．大型变压器整体绝缘下降缺陷原因分析与处理．变压器．1999．8 [10] 陈主泉．电力变压器的气体继电器保护．供电与用电．云南．1999．4 9

第三篇：变压器异常现象和故障处理

浅析变压器运行中的异常现象与故障处理

【关键词】变压器

异常

故障

【前言】变压器在输配电系统中占有极其重要的地位，与其它电气设备相比其故障率较低，但是一旦发生故障将会给电力系统及工农业生产带来极大的危害。因此，能针对变压器在运行中的各种异常及故障现象，作出迅速而正确的判断、处理，尽快消除设备隐患及缺陷，从而保证变压器的安全运行，进而保证电力系统的安全运行，是我们每一个电力运行人员应具备的基本技能。

电力变压器是发电厂和变电站的主要设备之一。变压器的用途是多方面的，不但需要升高电压把电能送到用电地区，还要把电压降低为各级使用电压，以满足用电的需要。总之升压与降压都必需由变压器来完成。在电力系统传送电能的过程中，必然会产生电压和功率两部分损耗，在输送同一功率时电压损耗与电压成反比，功率损耗与电压的平方成反比。利用变压器提高电压，减少了送电损失。

变压器是由铁芯、线圈、油箱、油枕、呼吸器、防暴管、散热器、绝缘套管、分接开关、瓦斯继电器、还有温度计、热虹吸、等附件组成。

通过对变压器运行中的各种异常及故障现象的浅析，能对变压器的不正常运行和处理方法得以了解、掌握。在处理变压器异常及故障时能正确判断、果断处理。在正常巡视变压器时及时发现隐患、缺陷，使设备在健康水平下运行。

一、变压器运行中的各种异常现象及故障的形成原因：

（一）声音异常

正常运行时，由于交流电通过变压器绕组，在铁芯里产生周期性的交变磁通，引起硅钢片的磁质伸缩，铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用以及绕组的导线之间的电磁力作用引起振动，发出的“嗡嗡”响声是连续的、均匀的，这都属于正常现象。如果变压器出现故障或运行不正常，声音就会异常，其主要原因有：

1.变压器过载运行时，音调高、音量大，会发出沉重的“嗡嗡”声。

2.大动力负荷启动时，如带有电弧、可控硅整流器等负荷时，负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发出“哇哇”声或“咯咯”间歇声，监视测量仪表时指针发生摆动。

3.电网发生过电压时，例如中性点不接地电网有单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐，出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断。

4.个别零件松动时，声音比正常增大且有明显杂音，但电流、电压无明显异常，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺钉松动，使硅钢片振动增大所造成。

5.变压器高压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在时，可听到“嘶嘶”声，若在夜间或阴雨天气时看到变压器高压套管附近有蓝色的电晕或火花，则说明瓷件污秽严重或设备线卡接触不良。

6.变压器内部放电或接触不良，会发出“吱吱”或“劈啪”声，且此声音随故障部位远近而变化。

7.变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触时，会产生连续的有规律的撞击或磨擦声。

8.变压器有水沸腾声的同时，温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障或分接开关因接触不良引起严重过热，这时应立即停用变压器进行检查。

9.变压器铁芯接地断线时，会产生劈裂声，变压器绕组短路或它们对外壳放电时有劈啪的爆裂声，严重时会有巨大的轰鸣声，随后可能起火。

（二）外表、颜色、气味异常

变压器内部故障及各部件过热将引起一系列的气味、颜色变化。1.防爆管防爆膜破裂，会引起水和潮气进入变压器内，导致绝缘油乳化及变压器的绝缘强度降低，其可能为内部故障或呼吸器不畅。

2.呼吸器硅胶变色，可能是吸潮过度，垫圈损坏，进入油室的水分太多等原因引起。

3.瓷套管接线紧固部分松动，表面接触过热氧化，会引起变色和异常气味。（颜色变暗、失去光泽、表面镀层遭破坏。）

4.瓷套管污损产生电晕、闪络，会发出奇臭味，冷却风扇、油泵烧毁会发生烧焦气味。5.变压器漏磁的断磁能力不好及磁场分布不均，会引起涡流，使油箱局部过热，并引起油漆变化或掉漆。

（三）油温油色异常

变压器的很多故障都伴有急剧的温升及油色剧变，若发现在同样正常的条件下（负荷、环温、冷却），温度比平常高出10℃以上或负载不变温度不断上升（表计无异常），则认为变压器内部出现异常现象，其原因有：

1.由于涡流或夹紧铁芯的螺栓绝缘损坏会使变压器油温升高。2.绕组局部层间或匝间短路，内部接点有故障，二次线路上有大电阻短路等，均会使变压器温度不正常。

3.过负荷，环境温度过高，冷却风扇和输油泵故障，风扇电机损坏，散热器管道积垢或冷却效果不良，散热器阀门未打开，渗漏油引起油量不足等原因都会造成变压器温度不正常。

4.油色显著变化时，应对其进行跟踪化验，发现油内含有碳粒和水分，油的酸价增高，闪电降低，随之油绝缘强度降低，易引起绕组与外壳的击穿，此时应及时停用处理。

（四）油位异常：

1.假油位：（1）油标管堵塞；（2）油枕呼吸器堵塞；（3）防暴管气孔堵塞。

2.油面过低：（1）变压器严重渗漏油；（2）检修人员因工作需要，多次放油后未补充；（3）气温过低，且油量不足；（4）油枕容量不足，不能满足运行要求。

（五）渗漏油

变压器运行中渗漏油的现象比较普遍，主要原因有以下： 1.油箱与零部件连接处的密封不良，焊件或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等。

2.内部故障使油温升高，引起油的体积膨胀，发生漏油或喷油。

（六）油枕或防暴管喷油

1．当二次系统突然短路，而保护拒动，或内部有短路故障而出气孔和防暴管堵塞等。

2．内部的高温和高热会使变压器突然喷油，喷油后使油面降低，有可能引起瓦斯保护动作。

（七）分接开关故障

变压器油箱上有“吱吱”的放电声，电流表随响声发生摆动，瓦斯保护可能发出信号，油的绝缘降低，这些都可能是分接开关故障而出现的现象，分接开关故障的原因有以下几条：

1.分接开关触头弹簧压力不足，触头滚轮压力不均，使有效接触面面积减少，以及因镀层的机械强度不够而严重磨损等会引起分接开关烧毁。

2.分接开关接头接触不良，经受不起短路电流冲击发生故障。3.切换分接开关时，由于分头位置切换错误，引起开关烧坏。4.相间绝缘距离不够，或绝缘材料性能降低，在过电压作用下短路。

（八）绝缘套管的闪络和爆炸故障

套管密封不严，因进水使绝缘受潮而损坏；套管的电容芯子制造不良，内部游离放电；或套管积垢严重以及套管上有裂纹，均会造成套管闪络和爆炸事故。

（九）三相电压不平衡

1.三相负载不平衡，引起中性点位移，使三相电压不平衡。2.系统发生铁磁谐振，使三相电压不平衡。3.绕组发生匝间或层间短路，造成三相电压不平衡。

（十）继电保护动作

继电保护动作，说明变压器有故障。瓦斯保护是变压器的主保护之一，它能保护变压器内部发生的绝大部分故障，常常是先轻瓦斯动作发出信号，然后瓦斯动作跳闸。

轻瓦斯动作的原因：（1）因滤油、加油，冷却系统不严密致使空气进入变压器。（2）温度下降和漏油致使油位缓慢降低。（3）变压器内部故障，产生少量气体。（4）变压器内部故障短路。（5）保护装置二次回路故障。

当外部检查未发现变压器有异常时，应查明瓦斯继电器中气体的性质：如积聚在瓦斯继电器内的气体不可燃，而且是无色无嗅的，而混合气体中主要是惰性气体，氧气含量大于6％，油的燃点不降低，则说明变压器内部有故障，应根据瓦斯继电器内积聚的气体性质来鉴定变压器内部故障的性质；如气体的颜色为黄色不易燃的，且一氧化碳含量大于1％－2％，为木质绝缘损坏；灰色的黑色易燃的且氢气含量在3％以下，有焦油味，燃点降低，则说明油因过滤而分解或油内曾发生过闪络故障；浅灰色带强烈臭味且可燃的，是纸或纸板绝缘损坏。

通过对变压器运行中的各种异常及故障现象的分析，能对变压器的不正常运行的处理方法得以了解、掌握。

二、变压器在运行中不正常现象的处理方法

（一）运行中的不正常现象的处理

1.值班人员在变压器运行中发现不正常现象时，应设法尽快消除，并报告上级和做好记录。

2.变压器有下列情况之一者应立即停运，若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行：

（1）变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；（2）严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；（3）套管有严重的破损和放电现象；（4）变压器冒烟着火。

3.当发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动，值班人员应立即将变压器停运。

4.当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。

5.变压器油温升高超过规定值时，值班人员应按以下步骤检查处理：

（1）检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；

（2）核对温度装置；

（3）检查变压器冷却装置或变压器室的通风情况。若温度升高的原因由于冷却系统的故障，且在运行中无法检修者，应将变压器停运检修；若不能立即停运检修，则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即将变压器停运。

变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过105℃时，应立即降低负载。

6.变压器中的油因低温凝滞时，应不投冷却器空载运行，同时监视顶层油温，逐步增加负载，直至投入相应数量冷却器，转入正常运行。

7.当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时，应查明原因。补油时应遵守规程规定，禁止从变压器下部补油。

8.变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免

9.溢油。

10.铁芯多点接地而接地电流较大时，应按排检修处理。在缺陷消除前，可采取措施将电流限制在100mA左右，并加强监视。

11.系统发生单相接地时，应监视消弧线圈和接有消弧线圈的变压器的运行情况。

（二）瓦斯保护装置动作的处理

瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。

瓦斯保护动作跳闸时，在原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应考虑以下因素，作出综合判断：

（1）是否呼吸不畅或排气未尽；（2）保护及直流等二次回路是否正常；

（3）变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；（4）气体继电器中积聚气体量，是否可燃；

（5）气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；（6）必要的电气试验结果；

（7）变压器其它继电保护装置动作情况。

（三）变压器跳闸和灭火

1.变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。

2.变压器跳闸后，应立即停油泵。

3.变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。

【结束语】变压器在运行当中容易出现一些异常现象，但只要我们平常工作认真、细致、巡视设备一丝不苟，这些异常现象就能及时被发现，从而有针对性的采取措施，预防事故的发生。这不仅是我们的责人，同时也有效的降低生产成本，维护了设备的安全运行，为整个电力系统的安全，乃至国民经济的健康发展做出自己应有的贡献。当然，由于本人的水平有限，以及工作经验欠缺，文章尚有不足之处，希望能与大家共同探讨

第四篇：机电——变压器故障分析范文

变压器故障的统计分析及预防方法

摘要：

随着经济科技发展，当前世界上对于电能的需求与日俱增。保证不间断的为生活、生产、国防、军事、航天、通信供电已成为建设生产的重中之重。要连续不间断的供给用户高质量的电能，就要在发电，输电，分电，用电各个环节中有坚强的技术保障。而在这一系列的过程中，变压器始终起着很重要的作用。所以要保证变压器的故障尽可能的小。

通过近十几年对变压器故障的统计和维修经验，对引起变压器故障的原因进行讨论。给变压器的操作、维护、检查提出建议性的结论。涉及到：延长其使用寿命的维护方法，故障的起因、类型、频率等。关键词：变压器 故障统计 分析 预防

变压器故障不仅损坏当时运行的变压器，而且影响电力系统的正常运行，甚至损坏其它设备，引起火灾等严重事故。因此如何确保变压器的安全运行受到了世界各国的广泛关注。

在我国近现代话电力技术的展中，电力工业的安全运行是一个永久的重要主题。本文从介绍变压器故障的统计结论，为国内进一步的智能电网的建设提供参考及可借鉴的科学统计方法，以达到为电力部门，为国家服务的目的。

一、有关故障统计的结果

不同的部门有不同的变压器，故障不同。为了便于分析可将变压器分成以下类型：水泥与采矿业变电变压器；化工、石油与天然气业变压器；电力部门变压器，食品加工业变压器；医疗业变压器；制造业变压器；冶金工业变压器；印刷业业变压器；商业建筑业变压器；纸浆与造纸业业变压器。

经过长期监测统计得知，要同时考虑频率和程度时，电力部门变压器故障的风险是最高的，冶金工业变压器的故障及制造业变压器故障分别列在第二和第三位。

按照厂家给出的参数看，一般来说在“理想状态下”各种变压器的平均使用时间为30～40年。但是在实际中并非如此。时有故障发生的变压器平均寿命为10~15年，以X轴代表时间，以Y轴代表故障情况通常有盆形曲线显示使用初期寿命结果，用递减波形曲线显示后期衰老曲线。这些曲线所能给出的意义在于在以后的使用过程中确定对变压器进行周期检查维修的时间和深度。

应该指出的是电力工业中的变压器，他的使用寿命在关系到很多部门的设备的安全和正常使用。我国在改革开放后经历了一个工业飞速发展的阶段，而且现在还正在处于一个转型的阶段，这期间带来了基础工业快速发展，特别是电力工业大规模的扩大。这些自70年代到90年代安装的电力设备，按照它设计与运行的状况，到现在为止大部分都已到了老化更换的阶段。有关部门应对于这些时间已安装的变压器给予特别的关注。

二、变压器故障原因分析

经过多方面的研究和多年的经验，尽管变压器的用途种类不同、老化趋势不同，但故障的基本原因仍然相同。

1、雷击

对于雷击的研究比较少，因为很多时候不是直接的雷击事故就会把冲击故障归为“线路涌流”。防止雷击最好的方法当然是加装避雷装置，不仅可以保护变压器，还可以减少电力系统中的冲击电流，减少暂态波动。

2、线路涌流 线路涌流，是应该被列入首要的故障因素。线路涌流（或称线路干扰）包括：合闸过电压、电压峰值叠加、线路短路故障、闪络以及震荡方面的大电流、电压的不正常现象。这类故障对变压器的损害最为严重的原因是电流、电压过大，因此须在大电流冲击保护充分性的方面给与更多的关注。安装过流保护监视装置，可以对变压器进行实时的测量检测报告。并把这个结果送入电力系统自动化运行的整体系统中作为安全运行的指标。

3、质量疏漏问题 一般情况下，以前的变压器在这方面的问题并不是很大，只是偶尔的一些不可避免的。例如接线出线端松动或无支撑、垫块不紧、焊接不良、铁心绝缘度不高、抗大电流强度不足以及油箱中的油不纯净等。加强测试检测，在未安装时尽早的发现问题。

4、绝缘老化

在过去的很多变压器故障中，由于绝缘老化造成的故障在所有故障中位列第二，由于绝缘老化，大部分的变压器都严重的缩短了服役时间，使用寿命都早20年左右。制定一定的制度，确保老化的速度是达到额定的使用年限。

5、过载

由过负荷引起，变压器长期处于大于规定的额定功率运行。随着经济和科技的发展，用电负荷在增多，发电厂、用电部门在不断的持续缓慢提升负荷。直接导致越来越多的变压器超负荷运行，过高的温度导致了变压器的绝缘纸板过早的老化，使得整个绝缘强度下降。在这种状态下，若有一定的冲击电流，发生故障的可能性将会很高。确保负荷在变压器的额定运行条件下，不要长时间的过负荷运行，这样得不偿失。在油冷变压器中需要经常的仔细监视顶层油温。发现温度高是要及时的做处理。

6、受潮

受潮是不可避免的，由于种种外部自然原因，常常使管道渗漏、顶盖渗漏、水分沿套管或配件侵入油箱以及绝缘油中存在水分等。变压器的设计和建造的标准应与安装地点相配套。若置于户外，确定该变压器适于户外运行。变压器油的介电强度随着其中水分的增加而急剧下降。油中万分之一的水分就可使其介电强度降低近一半。所有变压器（除小型配电变压器）的油样应经常作击穿试验，以确保正确地检测水分并通过过滤将其去除。

7、不正当的维护 经过调查的结果是，不正当的维护引起变压器故障的概率排在引起变压器故障概率的第四位。主要是由于，保养不够、未装控制或控制装的装的不正确、冷却剂泄漏、污垢堆积和自然界的电气化学腐蚀。

8、破坏及故意损坏

这类主要是认为的外在破坏，常常发生在线路末端直接连接用户的变压器，不过这种破坏是很不常见的。

9、连接松动

这一类问题引起故障的可能性也是很小的，并且可以尽大限度的避免，但是在实际中却时有这方面的事故发生，与往的研究也有所不同。这一类事故包括了在电气连接方面的制造工艺以及保养情况，最为突出的问题就是不同性质金属之间不当的配合，但是这种情况在慢慢的减少，另一个问题就是螺栓连接间的紧固不恰当。

三、结语： 参考以上统计分析结果及提出的一些建议，在以后的建设运行中可制订一个整体的维护、检查和试验的规划。这样就能尽最大限度的减少变压器故障，从而减少由于变压器故障带来的一系列不良影响。还能节约因为故障检修而花费的巨大人力、财力、物力，变压器的使用寿命也会随之增加。

[1]国网运行有限公司 组编.高压直流输电岗位培训教材.中国电力出版社2009，（4）

[2]姚志松，姚磊.新型节能变压器选用、运行.中国电力出版社，2010（1）[3]赵家礼.图解变压器修理操作技能.化学工业出版社，2007（10）

第五篇：变压器的故障分析

声音异常

变压器在正常运行时，会发出连续均匀的“嗡嗡”声。如果产生的声音不均匀或有其他特殊的响声，就应视为变压器运行不正常，并可根据声音的不同查找出故障，进行及时处理。主要有以下几方面故障

电网发生过电压。电网发生单相接地或电磁共振时，变压器声音比平常尖锐。出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断

变压器过载运行。负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发生“哇哇”声或“咯咯”的间歇声，监视测量仪表指针发生摆动，且音调高、音量大

变压器夹件或螺丝钉松动。声音比平常大且有明显的杂音，但电流、电压又无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺丝钉松动，导致硅钢片振动增大

变压器局部放电。若变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时，有“吱吱”的放电声；若变压器的变压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在，可听到“嘶嘶”声；若变压器内部局部放电或电接不良，则会发出“吱吱”或“噼啪”声，而这种声音会随离故障的远近而变化，这时，应对变压器马上进行停用检测

变压器绕组发生短路。声音中夹杂着水沸腾声，且温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障，严重时会有巨大轰鸣声，随后可能起火。这时，应立即停用变压器进行检查

变压器外壳闪络放电。当变压器绕组高压引起出线相互间或它们对外壳闪络放电时，会出现此声。这时，应对变压器进行停用检查。

气味，颜色异常

防爆管防爆膜破裂：防爆管防爆膜破裂会引起水和潮气进入变压器内，导致绝缘油乳化及变压器的绝缘强度降低

套管闪络放电，套管闪络放电会造成发热导致老化，绝缘受损甚至此起爆炸

引线（接线头）、线卡处过热引起异常；套管接线端部紧固部分松动或引线头线鼻子滑牙等，接触面发生氧化严重，使接触过热，颜色变暗失去光泽，表面镀层也遭破坏

套管污损引起异常；套管污损产生电晕、闪络会发生臭氧味，冷却风扇，油泵烧毁会发出烧焦气味

另外，吸潮过度、垫圈损坏、进入油室的水量太多等原因会造成吸湿剂变色。

油温异常

发现在正常条件下，油温比平时高出10摄氏度以上或负载不变而温度不断上升（在冷却装置运行正常的情况下），则可判断为变压器内部出现异常。主要为

内部故障引起温度异常。其内部故障，如绕组砸间或层间短路，线圈对围屏放电、内部引线接头发热、铁芯多点接地使涡流增大过热，零序不平衡电流等漏磁通过与铁件油箱形成回路而发热等因素引起变压器温度异常。发生这些情况时，还将伴随着瓦斯或差动保护动作。故障严重时，还有可能使防爆管或压力释放阀喷油，这时应立即将变压器停用检修

冷却器运行不正常所引起的温度异常。冷却器运行不正常或发生故障，如潜油泵停运、风扇损坏、散热器管道积垢、冷却效果不佳、散热器阀门没有打开、温度计指示失灵等诸多因素引起温度升高，应对冷却器系统进行维护和冲洗，以提高其冷却效果。

油位异常 变压器在运行过程中油位异常和渗漏油现象比较普遍，应不定期地进行巡视和检查，其中主要表现有以下两方面

1、假油位：油标管堵塞；油枕吸管器堵塞；防爆管道气孔堵塞

2、油面低：变压器严重漏油；工作人员因工作需要放油后未能及时补充；气温过低且油量不足，或是油枕容量偏小未能满足运行的需求。

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