电力变压器故障类型及处理方法

电力变压器故障类型及处理方法（精选14篇）

1.电力变压器故障类型及处理方法 篇一

社会发展越来越快，人们也越来越离不开电力，稳定可靠的电力供应为人们舒适的现代生活提供了重要保证。而保证电力系统中电力变压器安全平稳运行是维持电力正常供应必要条件。通常在电力变压器安装前需进行高压试验，这样就能确保在后期电力设备能安全运行，即使出现故障也能及时补救。变压器高压试验的前提条件

为确保变压器高压试验流程的顺利进行以及试验结果的准确性、可靠性，高压试验过程应满足以下前提条件：

（1）实验温度控制在-20℃～40℃范围之内众所周知，温度对于各种材料的性质、特性都有或多或少的影响。电力变压器的绝缘电阻同样也受到温度变化的影响，且大体呈反比例关系。在一定范围内，随着周围温度的升高，变压器绝缘电阻阻值会随之下降，该情况通常只出现在温度不超过四十度的范围内；变压器绝缘电阻阻值会随温度的降低而升高。造成这种现象的原因主要有两个：一方面随着温度升高，绝缘电阻中的微观分子或离子的无规则运动会加剧，从而导致绝缘电阻阻值将低；另一方面，随着周围温度的升高，绝缘电阻中所包含的水分子会溶解绝缘电阻中的组成物质，从而使其阻值降低。因此，应将温度控制在-20℃～40℃范围之内，以保证试验结果的准确性。

（2）周围环境湿度不应高于85%除了受到温度的影响之外，绝缘电阻的阻值还受到周围环境湿度的影响。在高压试验中，通常需要多次数据记录，有时还需反复试验，时间跨度较大，空气湿度越大，将导致测量结果难以准确。为此，应严格控制空气湿度在85%以下。

（3）最好采用新的变压器，可以减少由于长时间使用使变压器内部水分较多，引起变压器受潮的影响，从而保证测量数据的准确性。

（4）试验中务必要保持变压器的清洁。变压器的绝缘性能是其工作性能的重要影响因素之一，如果在试验中存在气体、污垢、粉尘，会使变压器的绝缘性能下降，从而影响试验结果。

（5）有足够大的保护电阻进行保护，变压器高压试验过后应尽量保证变压器的可用性，因此，为防止高压试验中出现超出变压器额定电压而是变压器损坏的情况，应有准备足够的保护电阻进行保护。

（6）电压控制的一定范围之内，以保护额定容量的电器，同时保证试验中有良好的散热条件。变压器高压试验的主要内容

按照相关规定及试验目的，应合理的选取试验内容，以期能对实际工程作出更好的指导，通常电力变压器高压试验的主要内容有以下几点：

2.1 绝缘电阻的测量在电力变压器高压试验中，绝缘电阻的测量是一个相对简单的试验，并且对整个试验起到预防性的作用。电阻的大小通常能反映出绝缘电阻的受潮及老化程度，

因此在进行变压器绝缘电阻测量过程中应严格控制空气湿度和温度。

2.2 泄漏电流的测量通常采用数显电流测试仪测量电力变压器泄漏的电流，当不能满足试验要求时可通过直流高电压试验。若泄漏电流明显偏低，很可能是变压器本身存在问题，不能正常使用。

2.3 局部放电试验局部放电试验是应用比较广泛的一种试验项目，这主要是由于其具有非破坏性的特点。进行该试验的方法有如下两种：（1）选择工频耐压作为预激磁电压，然后将其降到局部放电试验的电压值，使这一过程大概持续10-15分钟，然后对局部放电量进行测量；（2）选择模拟运行过程中的过电压作为预激磁电压，然后将其降到局部放电试验的电压值，使该过程持续一至一个半小时，然后测量局部放电量。在以上两种试验方法中，后一种方法可以对变压器在长期工作电压下是否出现局部放电情况进行测量，有利于保障电力变压器的安全运行。此外，在电力变压器的局部放电试验中需要注意以下事项：对绝缘介质的承受场强、绝缘结构设计、带电与接地电极的表面场进行考虑时，是以局部放电量的值小于规定值为依据，而不是以主、纵绝缘是否放电作为考虑的注意依据。

2.4 变压比测量变压比测量在变压器高压试验中具有非常重要的地位，且测量方法多样，其中变压比电桥法应用比较普遍，且常用语现场试验中，主要原因是，变压比电桥法能够不受电源稳定程度的影响，测量准确度高，可以直接读取误差，且试验电压可以调节，较为安全。

2.5 介质损耗因数测试变压器绝缘损耗的大小与介质损耗因数有密切联系，因此可以通过介质损耗因数额大小，评判变压器的绝缘性能。变压器高压常见故障处理

3.1 变压器异声故障处理变压器正常运行时，会发出一些声响，但也有可能是故障引起的异声，引起变压器异声的主要原因如下：如果变压器“嗡嗡”较大，可能是由于贴心加紧螺栓是未拧紧造成的；如果变压器发出“叮当叮当”的金属撞击声，可能是变压器内有铁质垫圈、螺母等杂物；如果在套管处会听到“嘶嘶”的放电声，甚至在夜间还能看到蓝色的小火花，这是由于空气潮湿造成的，可以不做处理。

3.2 变压器油温异常故障处理（1）分接的不同开关接触不良，会造成接触电阻阻值增大，从而造成损耗增大，引起局部发热；（2）相邻几个线匝之间绝缘损坏，使匝间金属直接接触而形成短路环流，电流短路使局部产生高热量；（3）外力损伤造成硅钢间绝缘损坏形成短路，亦会造成铁心过热。

3.3 变压器接头过热故障处理变压器一般是铜制的引出端头，当与铝接触时，由于空气潮湿，容易发生电化学反应，铝被腐蚀，产生大量的热，造成接头损坏，因此应尽量避免铜铝接触。当必须接触时，可用特殊过渡头连接。

3.4 变压器油位异常分析及处理多次放油未及时补充、严重漏油或者油量本来就不足又遇到温度大幅降低等因素都会造成变压器油位异常降低，此时都应将变压器停止运行，待补油后再重新运行。

3.5 变压器外表异常故障处理（1）套管安装时有碰上或者制造时有瑕疵，容易是系统内外产生过电压，引起闪络放电；（2）防爆管破损是由于螺栓拧得太紧或者内部发生段落等原因造成的；（3）变压器内装备的呼吸器下端玻璃管内一般都装有变色硅胶方便试验人员监视呼吸器的呼吸功能。

若硅胶变成粉红色，则说明变色硅胶不再有吸潮能力，呼吸器也不能调节变压器上方内外压力的平衡。变压器高压试验的安全保障

变压器高压试验还应保证人员安全，为保证试验人员的安全问题应采取必要的措施。主要从人员设备两方面加以保障。

4.1 人员方面

（1）变压器高压试验是一项危险性较高的工作，必须注重安全问题因此必须采用专业人员负责，决不可掉以轻心。

（2）试验前应做好安全准备，比如在试验区周围设置安全防护网，设置警告牌，派专职人员把守在试验区周围，防止闲杂人等无意闯入引起安全问题。

（3）试验中，应该专人负责专项工作，做到分工明确，避免人员扎堆造成部分区域人员集中，部分区域无人负责。分工时，应注意充分利用人员优势，发挥人员长处，同时应设立区域负责人，随时检查试验人员的工作情况。

4.2 设备方面

（1）试验设备之间应进行短接并做可靠接地，防止感应电压产生。试验室中的闲置电容也要进行接地处理。

（2）试验中绝缘材料等由于高温等原因可能产生分解膨胀，引起变压器外壳爆炸的危险，因此试验中应防止过载或短路现象。结语

21世纪电力能源关系到人们生活的方方面面，电力变压器的正常运行又是保证电力能源稳定传输的保证。因此，电力变压器高压试验对电力能源的稳定具有重要意义。

2.电力变压器故障类型及处理方法 篇二

1 电力变压器运行中的故障以及处理方法

1.1 异常响声

变压器中间并没有转动部件, 是一种静止的电气设备。在加上电源后, 由于呈周期性变化的磁通在铁心中通过, 由交变磁场引起的电磁力会使铁心振动而发出连续均匀的“嗡嗡”声音, 俗称交流声, 这是正常的。但若有异常响声, 应按照发声情况进行分析与检查。

有较大而均匀的“嗡嗡”声, 或随负载的急剧变化, 呈现“咯咯咯”的间歇响声时, 可能是外加电压过高, 检查证实后, 应设法降低电压。如声音大而嘈杂, 则说明内部振动加强或者结构松动, 必须密切注意, 必要时可以减小负荷, 甚至停电修理。

有“嘶嘶”声音时, 说明变压器有闪络, 检查套管是否太脏或有裂纹。若套管无闪络, 则可能变压器内部有问题。

1.2 温度异常

若发现变压器上层油温升高至85℃时, 应首先检查校对温度计指示是否正确, 检查变压器冷却系统的运行情况是否正常。若无问题, 则可能负载过大, 应降低负载, 或者可能是三相负载不平衡, 可调整三相负载的分配。若以上几项均正常, 而温度继续上升, 则要考虑是否起因于变压器内部故障, 如绕组短路、油路堵塞等, 应立即停电修理。

1.3 油位异常

若发现变压器油枕的油面较当时油温应有的油面低时, 应加油。加油时, 将瓦斯保护装置改接至信号, 加油后, 待变压器内部空气完全排出后, 方可将瓦斯保护装置恢复正常状态。如大量漏油而使油面迅速下降时, 禁止将瓦斯继电器动作于信号, 而必须采取停止漏油措施, 同时加油至规定油面。

若油面因温度升高而逐渐升高, 当油面高出规定油面时, 应放油至适当高度, 以免溢出。

另外, 因渗漏油、放油未补充或气温急剧下降等原因造成油位指示器看不到油位, 都应将变压器退出运行, 以便检查及补油。

1.4 油枕喷油或防爆管喷油

当出现油枕喷油或防爆管薄膜破碎喷油, 表明变压器内部已经有严重损伤, 喷油使油面下降到一定程度时, 瓦斯保护动作使变压器两侧断路器跳闸。若瓦斯保护未动作, 油面低于箱盖时, 由于引线对油箱绝缘的降低, 会发出“吱吱”的放电声。此时, 应切断变压器的电源, 防止事故扩大。

1.5 油色变化过甚

目前, 我国生产的变压器油有10号、25号、45号三个牌号, 新油呈亮黄色或天蓝色, 运行后呈浅红色。若发现油色变暗, 透明度降低, 或闻到焦味、酸味, 此时应取油样化验。化验项目有酸值、击穿电压、闪点、腐蚀性硫、氧化安定性、水分、水溶性酸和碱等, 若不符合标准, 则说明油质下降, 易引起线圈对地放电, 必须停止运行, 换油后方可再投入运行。

1.6 套管有严重破损和放电现象

套管瓷裙严重破损和裂纹, 或表面有放电及电弧的闪络时, 会引起套管的击穿。由于此时发热很剧烈, 套管表面膨胀不均而使套管爆炸, 此时变压器应停止运行, 更换套管。

1.7 变压器着火

变压器着火是一种严重的故障, 首先应将变压器两侧的断路器断开, 若因故不能断开时, 应立即动手拉开断路器, 并拉开隔离开关, 有强制送风的风扇也应该停止。然后用消防设备灭火, 灭火应采用不导电的灭火剂 (如二氧化磷、四氯化磷、3211、干粉等) 和黄砂, 带电灭火时, 严禁使用导电的灭火剂 (如喷射水流、泡沫灭火器等) , 以防发生触电危险。

如果油在变压器的盖上燃烧, 由于油枕油压作用而流油, 应从故障变压器的一个油门把油面放低一些, 最好向变压器外壳浇水, 使油冷却。当变压器铁壳爆炸时, 必须迅速放出全部变压器油, 引入贮油坑或封闭沟内。

2 电力变压器的检修

2.1 电力变压器的巡视周期

在正常运行情况下, 应按照变压器的额定技术数据及《电力变压器运行规程》的规定执行。变压器的巡视周期为每天不少于三次。当有大风、大雾、大雪、雷雨等恶劣气候或异常负荷时, 巡视次数应适当增加。对于新投运或大修后的变压器, 开始24h运行期间, 应每2h巡视一次, 在投运后的一周巡视次数也应适当增加。

对于无人值班的变、配电所的自然循环冷却变压器, 应该每周巡视一次, 每次合闸前与合闸后应检查一次。对于强迫循环冷却或风冷变压器, 应每天或每班巡视一次。

2.2 电力变压器的巡视检查内容

在日常电力变压器的巡视检查过程中, 主要检查以下内容。

检查高、低侧绝缘套管是否清洁, 有无明显污垢, 有无破损裂纹及放电烧伤现象。有无放电声, 绝缘套管末端屏蔽接地是否良好。

检查变压器有无漏油、渗油现象, 油位计指示是否正常, 并保持在正常油位线范围内, 油色是否正常, 呈现透明的微黄色。渗、漏油的主要检查部位为:油箱箱壳与箱盖密封处, 绝缘套管引线法兰处, 气体继电器及连接管道处, 冷却器散热管及连接处, 净油管管道连接处, 焊缝焊接不良处, 全部放气塞处等。

检查声音是否均匀, 有无杂音, 有无内部放电声。大型电力变压器正常运行时是否发出均匀的“嗡嗡”声。

检查高、低侧引出线与母线连接是否牢固, 有无松动, 有无接触不良或过热、变色现象, 母线上的示温片颜色是否正常。

检查各温度指示装置所指示的温度是否在规定允许的范围内, 检查环境温度、油温及绕组温度是否合理, 是否一致, 有无指示错误现象。检查变压器的温升是否在规定允许的范围内。

检查呼吸器呼吸应通畅, 呼吸器硅胶颜色变色不得超过2/3。否则应更换硅胶。

检查安全气道玻璃是否完好, 有无破裂, 压力释放阀密封是否良好, 信号装置导线是否完好。

检查气体继电器工作是否正常, 继电器内是否充满变压器油, 有无气泡现象。

检查变压器外壳接地是否良好, 接地线有无锈蚀、松动现象。

检查变压器循环冷却系统工作是否正常, 检查其油温、压力、水温是否符合规定, 有无渗、漏油 (水) 现象, 密封是否良好, 油泵运行是否良好。

对于室外安装运行的变压器, 在大雾、大风、小雨、雷电等异常天气时, 应特别检查是否有大风吹起的杂物搭落在变压器上, 注意引线的摆动情况是否引起引线处接触松动。检查是否由于空气潮湿导致绝缘套管等处有电晕和放电、闪络现象, 接头处有无因过热而冒热气的现象。

2.3 电力变压器负荷情况检查

室外安装的变压器, 如没有固定电流表时, 应测量最大负荷及代表性负荷。

室内安装的变压器有电流表、电压表, 应记录每小时负荷, 并画出日负荷曲线。

测量三相电流的平衡情况, 对Y、Yno连接的变压器, 其中性线上的电流不应超过低压绕组额定电流的25%。

变压器运行中电压不应超过额定电压的±5%, 如超过运行范围, 应调整变压器分接开关的位置, 使二次侧电压保持正常。

2.4 电力变压器的停电清扫

变压器的巡视检查, 还应有计划地定期对变压器进行停电清扫, 同时进行检查。清扫及检查内容如下。

清扫高、低压侧绝缘套管、变压器外壳及附属设备。

检查母线及接线端子等连接处的接触情况, 并检查气体继电器的控制导线绝缘及连接情况。

检查变压器外壳及中性点接地导线及连接情况。

测量变压器的绝缘电阻及接地电阻是否合格。

3 电力变压器的维护

3.1 吊心检修

变压器大修时, 或者事故变压器经过外部检查和试验确定是内部故障时, 都应将铁心吊出进行检修。

吊心前应与当地气象部门联系, 吊心应选在晴天, 相对湿度不应高于75%。风力不要大于三级, 以防灰尘、杂物等侵入变压器内, 选择无灰烟、尘土和水汽的干净地点作为吊心场所, 尽可能在室内。

电力变压器的检修一般按照下面步骤进行。

用干净的变压器油冲洗铁心、绕组和其他表面上的油泥和积垢。冲洗时应按从下到上、再从上到下的顺序清洗, 不能直接冲洗的地方, 可以用软刷蘸变压器油刷洗, 沟与凹处可用木片裹以浸过变压器油的布擦拭。

检查器身及箱盖的全部螺栓、螺母, 对松动的加以紧固。若有螺栓缺少螺母, 则一定要找到, 拧紧在原来的位置, 决不允许它散落在油箱内或器身中。

检查变压器绕组是否有松动、变形或移位现象, 绕组层间衬垫是否完整、牢固, 木夹件是否完好。若绕组已经损坏, 则应根据损坏程度进行局部修理或重绕。另外, 还应检查并清理绕组中的冷却油道, 使其畅通。

检查铁心是否整齐、紧密, 硅钢片涂膜是否完好, 颜色有无异常;检查铁心是否牢固而有效, 铁心与绕组间的油道是否畅通。若发现穿心螺栓、铁扼夹件和铁心垫片之间绝缘局部损坏时, 应及时更换穿心螺栓上的绝缘管和绝缘衬垫。若发现硅钢片局部颜色变深、部分绝缘脱落、某些部位象起癣一样, 则应将铁心拆开, 将损坏的部件用钢丝刷或刮刀刮干净后, 用漆涂补。

检查线圈的引出线应无打结和弯曲现象, 应包扎严密、固定牢固、焊接良好。引出线绝缘应无变形、变脆、破损, 无断股。检查分接线焊接位置有无变色及破损, 发现异常应剥开绝缘进行检查处理。

3.2 其它部件的检修

套管的检修。电力变压器常用的高、低压绝缘套管结构简单, 检修工艺不复杂, 检修内容包括: (1) 将套管表面除污、擦干净, 仔细检查有无破损及裂纹、有无闪烁放电痕迹。损伤严重者, 原则上应予以更换, 不严重者允许用环氧树脂粘补修复。 (2) 检查套管和法兰结合处的胶合剂是否牢固可靠, 有无脱落或松动现象。当发现胶合剂脱落或结合处松动时, 则应重新胶合或更换新套管。 (3) 检查各油封、胶垫, 若有渗漏应该更换。若检修时已将套管拆下, 则应该更换全部胶垫。

油箱及散热管检修。检修内容包括: (1) 仔细清扫油箱及顶盖的油垢, 如有脱落油漆的地方应除去锈斑, 用棉纱蘸汽油擦干净后再涂防锈漆。 (2) 检查箱盖与箱体上的箱沿之间密封胶垫是否完好, 有无渗漏, 必要时更换新的耐油胶垫。 (3) 检查各油箱及散热管有无渗油、焊接开裂等现象。如有渗油, 在大修时, 应将油箱中的油放出后进行焊补, 在焊接不便的地方, 可以考虑使用胶粘法止漏。

油枕和防爆管的检修。油枕既可保证变压器油箱内经常充油, 又可减少油和空气的接触, 降低变压器油受潮和劣化的速度。防爆管的作用是当变压器油箱内压力太大时, 冲破防爆管顶部的薄膜 (玻璃或薄铁片) , 以防变压器爆炸。它们的检修内容如下: (1) 将油枕内的油从下部放油垢的孔放出, 用清洁的变压器油对油枕内部进行彻底清洗, 注意将沉积器中的污垢清除干净。 (2) 检查油枕各部分是否良好, 有无渗漏的地方, 并检查油枕与油箱的连通管有无堵塞, 并冲洗干净。 (3) 检查设在油枕端面的油位计的情况是否良好、玻璃管有无堵塞或有无裂纹现象。玻璃管若看不清, 则应清洗, 使之透明;若已经损坏, 则应予更换。 (4) 油枕内的铁锈可用刀刮除干净, 并用煤油清洗, 然后用不会溶解于变压器油的清漆涂刷。 (5) 清除防爆管的油垢和铁锈, 并检查防爆管的薄膜和密封垫是否良好, 必要时进行更换。 (6) 检查防爆管与油箱盖, 油枕联管相连法兰面是否平整, 以保证这些部位不会漏油。

3.3 变压器油的处理

油是流动的液体, 它能够充满变压器内部各部件之间的任何空隙, 可将空气排除, 从而避免各部件与空气接触受潮而引起的绝缘降低。此外, 油的绝缘强度比空气大, 变压器内充满油后, 绕组与绕组之间, 绕组与铁心之间、绕组与油箱外壳之间保持良好的绝缘, 从而增加了变压器的绝缘强度。变压器油能使木质及纸质绝缘体保持原有的化学和物理性能, 对金属起到防腐作用, 使绝缘体保持良好状态。

此外, 变压器油具有良好的散热作用。在运行中, 靠近绕组与铁心部分的油受热后, 温度升高, 体积膨胀, 因其比重减小而上升, 经冷却装置冷却后, 再进入变压器油箱底部, 从而形成油的循环。油循环使绕组和铁心得到冷却, 改善了运行条件。

变压器油是从石油中提炼出来的矿物油, 具有良好的电气绝缘性能和合适的粘度, 在变压器中应用, 既是绝缘介质, 又是冷却介质。经常保持变压器油的良好性能, 是保证油浸式变压器安全运行的重要环节。

变压器油不应含有酸、碱、硫、水分、灰尘、纤维等杂质。当它与空气接触时, 在高温下容易氧化变质, 而且很容易吸收水分。

纯净的变压器油具有良好的绝缘性能, 运行一段时间后, 变压器油会发生化学反应产生酸性物质和油泥, 也会吸收水分和脏物, 使绝缘程度下降。要想使变压器油恢复原有良好的特性, 必须对其作相应的净化和再生。

变压器油的净化。变压器油的净化主要是通过过滤, 除掉油的水分和杂质。常用的滤油设备是压力滤油机, 它是利用干燥纯净的滤纸的毛细管作用, 吸收和粘附油中的水分和脏污, 而使油干净。滤油时, 依靠油泵把带压力的污油从上部进油口送入, 经滤过器中的滤油纸过滤后, 由下部出油口流出清洁油。过滤中, 应多次更换滤油纸, 反复循环, 直到油质合格。更换滤油纸的次数可按下列规律进行:轻度脏污的油, 2h更换一次滤油纸;脏污较重时, 0.5~1h更换一次;特别脏的还应缩短换纸时间。

变压器油的再生。对于变压器油经长期氧化而造成的酸值升高、色泽变暗, 不能用过滤的方法消除, 而需要用其他方法除掉氧化产生的酸性物质。

对于容量较大的电力变压器, 通常采用热虹吸净油器在运行过程中, 随时除掉氧化产生的酸性物质。净油器内主要成分为除酸硅胶, 其上部与油箱上部连通, 下部与油箱底部相连, 变压器运行时, 器身加热变压器油, 热油便从上部进入净油器, 经硅胶净化后由下部返回油箱。

对于没有装设热虹吸净油器的小型电力变压器, 除酸一般在滤油时进行, 即将硅胶罐串在压力滤油机各种滤油系统中进行。

过滤的变压器油较多、油质较差时, 应过一段时间就停下来检查一下硅胶的情况。若硅胶已严重脏污, 失去吸附能力, 则应更换新硅胶。

综上所述, 我们查出电力变压器的常见故障并且排除, 按照严格规定对于变压器进行维护和检修, 使变压器正常的运行, 从而保证电力系统安全可靠的工作。

参考文献

[1].张翠凤主编《机电设备维修技术》机械工业出版社2002年4月

[2].潘如政主编《电机与变压器检修》化学工业出版社2005年7月

3.电力变压器故障类型及处理方法 篇三

【关键词】变压器；运行维护；故障；分析；处理

0.引言

现代化工业企业广泛采用电力作为能源，而发电厂发出的电力往往需经远距离传输才能到达用电地区。在传输的功率恒定时，传输电压越高，则所需的电流越小，因为电压将反比于电流。线损正比于电流的平方，所以用较高的输电电压可以获得较低的线路压降和线路损耗，要制造电压很高的发电机。目前技术很困难，所以要用专门的设备将发电机端的电压升高以后再输送出去，这种专门的设备就是变压器。另一方面，在受电端又必须用降压变压器将高压降低到配电系统的电压，故要经过一系列配电变压器将高压降低到合适的值以供使用。在电力系统中，变压器的地位十分重要，不仅所需数量多，而且性能好，运行安全可靠。

1.变压器运行中的检查维护

变压器在发生事故之前，一般都会有异常情况，因为变压器内部故障是由轻微发展为严重的。值班人员应随时对变压器的运行状况进行监视和检查。通过对变压器运行时的声音、震动、气味、变色、温度及外部状况等现象的变化，来判断有无异常，分析异常运行的原因、部位及程度，以便采取相应措施。

（1）检查变压器上层油温是否超过允许范围：（2）检查油质，应为透明，微带黄色，由此可判断油质的好坏；（3）应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置正常：（4）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；（5）天气有变化时，应重点进行特殊检查。

2.变压器运行中出现的不正常现象的分析

2.1声音异常

变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声，如果产生不均匀或其他响声部属于不正常现象。

（1）内部有较高且沉着的“嗡嗡”声，则可能是过负荷运行，可根据变压器负荷情况鉴定并加强监视。

（2）内部有短时“哇哇”声.则可能是电网中发生过电压，可根据有无接地信号，表计有无摆动来判定。

（3）变压器有放电声，则可能是套管或内部有放电现象，这时应对变压器作进一步检测或停用。

（4）变压器有水沸声，则为变压器内部短路故障或接触不良，这时应立即停用检查。

（5）变压器有爆裂声，则为变压器内部或表面绝缘击穿，这时应立即停用进行检查。

（6）其他可能出现“叮当”声或“嘤嘤”声，则可能是个别零件松动，可以根据情况处理。

2.2油温异常

（1）变压器的绝缘耐热等级为A级时，线圈绝缘极限温度为105℃，根据国际电工委员会的推荐，保证绝缘不过早老化，温度应控制在85℃以下。若发现在同等条件下温度不断上升，则认为变压器内部出现异常，内部故障等多种原因，这时应根据情况进行检查处理。

（2）导致温度异常的原因有：散热器堵塞、冷却器异常、内部故障等多种原因。这时应根据情况进行检查处理。

2.3油位异常

变压器油位变化应该在标记范围之间，如有较大波动则认为不正常。常见的油位异常有：

（1）假油位，如果温度正常而油位不正常，则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有呼吸器堵塞、防暴管通气孔堵塞等。

（2）油位下降，原因有变压器严重漏油、油枕中油过少、检修后缺油、温度过低等。

2.4渗漏油

渗漏油是变压器常见的缺陷，渗与漏仅是程度上的区别，渗漏油常见的部位及原因有：

（1）阀门系统，蝶阀胶材质安装不良，放油阀精度不高，螺纹处渗漏。

（2）胶垫接线桩头，高压套管基座流出线桩头，胶垫较不密封、无弹性，小瓷瓶破裂渗漏油。

（3）设计制造不良，材质不好。

2.5套管闪络放电

套管闪络放电会造成发热，导致老化，绝缘受损甚至引起爆炸，常见原因有：（1）高压套管制造不良，未屏蔽接地，焊接不良，形成绝缘损坏；（2）套管表面过脏或不光滑。

3.变压器的故障处理

为了正确地处理故障，首先应掌握下列情况：

（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他工作：（5）系统有无操作；（6）运行人员有无操作；（7）何种保护动作，事故现象情况等。变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障，其主要类型有：各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障，其主要类型有：绝缘套管闪络或破碎而发生的接地（通过外壳）短路，引出线之间发生相间故障等或引起变压器内部故障或绕组变形等。

3.1套管故障

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）分接开关故障常见的有表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电，主要原因有：

1）螺丝松动；2）荷调整装置不良和调整不当；3）头绝缘板绝缘不良；4）接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足；5）酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。

3.2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。

3.3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叠片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁；也可能造成铁芯叠片局部短路，产生涡流过热，引起叠片间绝缘层损坏，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。

3.4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，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部捡查，检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形。最后检查气体的可燃性。变压器自动跳闸时。应查明保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障（穿越性故障）或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投入送电。

此外，变压器着火也是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。

4.结语

4.电力变压器故障类型及处理方法 篇四

摘 要：电力系统中节点方式是一个综合性很强的技术问题，它和电网电压的安全界、电网的组成结构以及绝缘体的水平还有供电的可靠性能等事关人身安全的问题都有着密切的联系。首先从220kV变电站主变压器故障的中心点的运行方式和现状来分析，最终证明了中性点的电阻接地的方式改造成功，并且在一定程度上对故障的寻找和相关事故隐患的排查以及正常运行创造了良好的条件，有效提高了电网的安全运行的成功率。

关键词：变电站；主变压器；故障；中性点接地；电弧佛山某变电站主变压器中存在的问题和分析

1.1 佛山某变电站主变中性点接地方式的变化

220kV的佛山某变电站，主变电器中心的全部弧线的线圈接地外存在安全的问题，4台主变电器的35kV两侧的30条反馈线路所带来的全部负荷是高能量的负荷性质，对于电缆和线路的保护主要由三段式直流电路、低频率的减载器以及负荷过载报警装置。

主变中心点所接消弧线圈的补偿电流为37A，由实测可以得知各台主变弧线圈即使得到最大流量的补偿容量也不能满足补偿的要求，这就使得主变电站的系统中存在重大的安全问题。

1.2 变压器中性点的弧线圈接地问题

变电站中低压侧电网的结构有了非常大的变化，对于现代农业和工业的发展起到了推动作用。在变电站的构成中，尤其是低压侧的垂线线路的中电缆的数量越来越多，所以，变电站的主变压器的中性点经过弧线圈的运行方式所产生的弊端也逐渐显露出来。主要原因是由于对于调节范围较小的弧线圈，已经不能适应现代变电站中的电流量和出线的规模。以电缆为主的变压器的高压侧的出现的网络，在出现单方面接地的故障时，它的接地面积比较大，对于主变中性的消弧线圈的运行状态过于补偿的状态也常常得不到满足。在故障发生的时候，对于故障点的判断也存在一定的难度，所以不能及时的判别是哪条线路发生了故障。佛山某220kV变电站变压器故障原因分析

2.1 声音异常

变压器在正常运行的阶段，会匀速的发出“嗡嗡”生。如产生的“嗡嗡”不均匀或有其他奇怪的声音，变压器的运行就会变得不正常，并且根据声音也不能判断出来故障的原因，要仔细的检查，对变压器的不正常运行进行及时的处理。如运行中有“叮当”声，可能是散热器螺栓松动或有载调压机构连杆振动所致，也可能是由于有载调压机构箱或端子箱与变压器连接松动。如风扇或油泵运行声音过大或有摩擦声，可能是由于风扇或油泵轴承损坏或偏移造成的。较高且沉闷的“嗡嗡”声，可能是变压器过负荷，由于电流大，铁芯振动力增大引起的，可根据变压器负荷情况进行判断。声音比平时大或听到其他明显杂声，可能为变压器铁芯穿芯螺栓松动，硅钢片间产生振动；绑扎松动或张力变化、硅钢片振动增大所致。如负荷突变，个别零件松动，内部有“叮当”声；轻负荷时，某些离开叠层的硅钢片振动发出“嘤嘤”声等。这些都要随时进行观察、诊断。

2.2 颜色和味道异常

在变电站的变压器的设备中，防爆管的贴膜破裂或者防曝光的防爆膜破裂会引发水汽和潮气对变压器的腐蚀，腐蚀设备，内部导致变压器的绝缘强度降低。管道内部的电热化会造成套管内部持续放电，造成的高温会导致线路的老化，绝缘受损或者设备遇热爆炸。套管的损坏所造成的电晕和放电都能产生明显的臭氧味道，油泵烧毁会发出烧焦的味道。此外，吸潮过热还有电圈的不完整以及设备内部水量过大都会造成设备明显的变色。

2.3 气温异常

一般情况下，比平时高出10摄氏度以上的负荷量而且温度也在不断地上升时，则变压器内部的出现了问题。主要可能有以下原因引起：设备内部故障引发的温度异常升高、比如层间电缆线路短路，电圈持续放电导致的内部温度异常、内部的引线接头触地导致电火花四散飞射。出现以上情况时，可能还伴随有瓦斯或者其他保护动作。故障严重时，可能产生防爆管喷油现象，遇到电火花出现时，可能会点燃燃油，酿成火灾，如有上述情况产生，应该立刻将变压器停用检查。

2.4 油位异常

变压器在正常运行过程中油位异常和渗漏现象是十分正常的，会出现以上问题时，应当定期进行检查变压器的运转情况。主要是油标管产生堵塞、或者防爆管道气孔堵塞，气温过低造成的油量下降产生的漏油现象，如果产生漏油时第一时间无法完全堵住，套管产生的破裂和持续放电现象，则会导致火灾的产生。佛山某220kV变电站主变压器故障的处理措施

3.1 变电站处理措施

在加强变电站主变压器维护管理的同时，也要对变电站内部的设备做一次全方位细致的考察。今后运行人员的将采用高清望远镜对导线表面的破损情况进行日常的维护和检查，尤其是对接触重点部位以及各个积垢部位。发现有腐蚀现象应当及时的处理，将安全隐患及时清除。灾害发生后将受损的导线以及完好导线的相连部分全部拆除更换崭新的导线，并对导线的安全进行详细的检查。彻底杜绝一切隐患。请教相关问题的专家进行变压器故障的数据处理和原因的分析，选定适合于当地的气候环境的实验，防止灾难的二次发生，在佛山变电站适用并且证明效果最佳时，可以推广到其他附近地区的变电站，在其他的变电站设备上使用。对当地的气候环境做一次详细的数据计算，并将变电站在当地的环境下运行的数据进行整合，对重点巡视和防范的设备要做好防腐蚀处理工作。积极与当地的政府和相关部门的联络，对数据的流通进行双重选择，促使重度污染的企业开展整改活动，从源头上摒除电缆和其他金属设备的腐蚀，从而保障电力设备的安全运行。

3.2 变电站主变压器内部的修整

增加更为先进的变压器设备，加大变压器内部的撑条的数目，提高绕组的支持力度，也要相应的增加变压器电缆抗短路时电流冲击的能力。更换平衡模块中的绕组线，采用先进的自粘换位半硬铜导线，平衡绕组线的柔韧程度可以提高4倍以上。大大提高了对于变压器平衡模块漏电防护能力。预压的线圈可以在调整时保持平衡，保证线路在受到电流冲击的情况下，减少线圈轴心的受力情况。保护变压器设备的安全运行。结束语

随着社会和进步和经济的发展，电力的需求度也越来越大，变电站的工作量也越来越大，变电站反馈线的数量和电厂的规模也越来越大，高压电缆的普及致使电流量的负荷与日俱增，用户也对电力的使用提出了新的要求，中压技术和大型发电机组的接地方式存在的问题日益突显，同时世界范围内的长期有效的继电保护等技术难题相继被攻克，这为变电器能否更好的选择接地方式创造了有利条件。全球信息化的时代已然到来。实践是检验真理的唯一标准。在解决这个问题时必须要做到大量的实践来证明，结合国内外各个电力系统的长期的合理的运行来吸取经验和教训，保证我国的电力系统安全高效的运行。主变故障的正确诊断与处理是变电站运行维护工作中非常重要的一项环节，如果处理得不及时将演变为事故，就会对城市供电造成较大的影响，因此要认真对待。

参考文献

5.电力变压器故障类型及处理方法 篇五

摘要：自从2009年12月12日HXDIC型电力机车上线以来，发生了多起辅助变流器接地故障而引起的机故、机破，其中有辅助变流器本身的故障及其负载用电器方面的接地、短路故障，本人通过近年来的现场经验，指导队司机的故障指导等，总结了一套辅助变流器发生接地故障的检查及处理方法。

关键词： 电力机车 辅助变流器故障 分析 处理

一、引言：

HXDIC型是一种新的大功率六轴电力机车，机车轮周牵引功率达到72KW，轴式C0-C0。该机车的辅助变流器也是一种新的国产化研究成果，每辆机车装载2台辅助变流器。单台辅助变流器视在功率为248KVA，其额定输入电压为单相AC470V，逆变器输出电压为三相AC440V。

本文重点论述了辅助变流器简介、故障判断及故障处理方法。在实际作业过程中由于气温、短路、接地而引发的故障，多次发生故障后无法正常合主断的现象，导致机故或机破，影响铁路运输的正常秩序，因此提高乘务员的故障处理能力，成为当务之急。本文主要介绍了辅助变流器接地故障的判断、检查及处理方法。

二、HXDIC型电力机车辅助变流器简介：

·电力机车辅助系统是电力机车的重要组成部分，主要包括辅助电源、辅助电机以及相应的控制电路等部分。它的主要功能是保证电力机车主电路发押其功率，确保机车正常运行。

·HXDIC机车辅助系工作在冗余模式，每台配置两台辅助变流器（一台为CVCF，一台为VVVF），每台辅助变流器由单独的辅助供电。

·主要负载：机车辅助变流器负载包括6台牵引风机、2台冷却塔风机、2台空气压缩机，还有空调、照明设备等辅助电气设备。

·功能：2台辅助变流器并行工作，一台输出恒频恒压CVCF，另一台辅助变流器输出变频变压VVVF。机车运行过程中，任一台辅助变流器发生故障被隔离时，另一台辅助变流器都能单独承担所有机车负载正常运行。

三、辅助变流器发生故障原因分析：

乘务员操作中，由于对电力机车的使用性能不熟悉，发生故障时，不能用正常思路去查找故障，往往采取盲目的方法，又没有和有关技术部门联系，导致故障复杂化，从而造成列车延误，严重时造成D类一般事故。

案例一：

现象：2012年7月22日，鹰潭机务段萍乡运用车间，梁栋、杜忆文机班值乘HX175机车20075次萍乡—株洲的货物列车，当列车运行至东冲铺——五里墩区段，机车主断跳开，故障显示屏显示辅助变流器2故障，机班立即采用机车小复位（即连接按压操纵台上的“微机复位键”3次），切除辅助变流器2后，即能合闸，机班继续维持运行。

原因：机车辅助变流器2的空调有一项低电位点接地。

处理：即低电位点接地，按压微机复位3次，自动切除低电位点接地的空调及辅助变流器2。

分析：由于天气炎热，机车自乘务员在向西接班后，一直处于工作状态，加上天气爆晒机车温度高居不下，造成空调负载过热而发生接地。

案例二：

现象：HXD1C0124报途中辅助变流器1风机故障。

原因：辅助变流器1的风机有一项低电位点接地。

处理：更换该风机。

分析：在库内试验正常，但故障下载数据显示，的确在运行中报过辅助变流器1风机故障。由于HXD1C机车都将辅助变流器风机通过绝缘套管与车体绝缘，所以不存在报辅助变流器风机接地。但辅助变流器如果确实有接地（可通过测量风机三相绕组的六根引出线对风机机壳的绝缘来判断），则会引起风机过热，使风机内的过热继电器动作，断开风机电源，让风机不工作。等风机温度冷却下来，过热继电器又接通风机电源，使风机又投入工作。所以有了在途中报辅助变流器1故障，但到了库内实验又正常的现象。按照这种思路测量风机三相绕组的六根引出线对风机机壳的绝缘，发现有一相的两根线对风机机壳绝缘到零，找出了故障点。

案例三：

现象：2012年7月24日，鹰潭机务段萍乡运用车间，李如萍、刘孝云机班值乘HX224机车20026次萍乡—向塘货物列车，当列车运行至临江镇——张家山站间，机车主断跳开，故障显示屏显示故障为：辅助变流器2故障，机班立即采用机车小复位（即连接按压操纵台上的“微机复位键”3次），此时故障显示屏显示：ACU1、ACU2故障隔离，机班在停车后继续进行了机车大复位，但处理无效被迫救援。

原因：辅助变流器2负载的空气压缩机2发生高电位点接地。

处理：发生高电位点接地，可以使用甩除负载的方法进行故障处理，将该用电器的自动脱扣开关切除，即可以维持运行。

分析：在库内进行故障数据下载后发现，机车在临江镇通过时，机车空气压缩机一直处理工作状态长达18分钟，因此造成空气压缩机长时间高负荷运行，产生短路而引发高电位点接地。

四．处理方法：

发生辅助变流器故障之前，我们要弄清楚HXDIC型电力机车辅助变流器1、2分别有哪些用电器负荷：

ACU1的负载用电器有：

1—6牵引电机风机、冷却塔风机1、2；

ACU2的负载用电器有：

空气压缩机1、2；空调1、2；卫生间间加热、变流器风机1、2；油泵、水泵风机；

辅助变流器接地故障分二种情况：低电位点接地和高电位点接地；

用电器低电位点接地时：

发生跳主断后，在主断断开的情况下，按压操纵台上的“微机复位”键3次，可以自动切除发生低电位点接地的故障辅助变流器，使用另一个辅助变流器维持运行；与正常行运行区别是：机车不起变频节能功能。

用电器高电位点接地时：

当机车发生跳主断，机车故障显示屏发生辅助变流器故障，使用微机复位3次后机车自动切除二台辅助变流器时，则证明机车辅助系统用电器存在高电位点接地，此时必须停车处理，司机在选择合适的地点进行停车，做好防溜防护措施后降弓，进行故障处所判断，判断的方法为：根据故障显示屏查询辅助变流器故障的时间顺序，首先发生故障的ACU为该辅助系统内用电器存在高电位点接地，进行断电（1、站内停车的断开机车主电源开关；2、区间停车的，必须在保证监控、电台等不断电的情况下进行开关断开《方法祥见附件一》）；进行逐个甩除判断（ACU1常发故障为1-6牵引风机；ACU2常发故障为空调、空气压缩机组），将故障的负载脱扣开关人工断开，再合机车总电源开关降弓，进行故障检查，如果能够顺利合闸的，则为该负载电器高电位点接地，维持运行；如果故障依旧，不能合闸的，则继续利用甩除判断法处理。

案例：

现象：2011年4月21日，本人值乘的HX221机车34017次货物列车，当列车在张家山站停车待避客车，在开车前由于列车停车超过20分钟后进行试风，在打风时，机车突然跳主断，故障显示屏显示辅助变流器2故障隔离。

处理：本人第一时间向车站反映不能继续运行，然后进行故障处理，先微机复位3次后机车二台ACU均被隔离，此时则判断为ACU2的辅助系统存在高电位点接地，由于机车是在空气压缩机运转的状态下跳了主断，则在断主断降弓后进入机械间将低压柜上的空气压缩机2个自动脱扣开关人工断开，机车升弓合闸成功，证明机车压缩机组存在高电位点接地，于是再次断主断降弓将空气压缩机2自动脱扣开关人工合上，此时机车ACU1、2再次自动隔离，最后判断故障处所为：第二空气压缩机发生短路或高电位点接地。

分析：当发生高电位点接地时，乘务员处理时切勿慌张，应按照辅助系统的负载电路进行逐个判断处理，直到找到故障点。

附件一：

区间使用机车大复位时的操作办法及注意事项；

·监控装置是机车行驶的安全保障系统，当机车故障在区间内要使用大复位时，我们必须保障机车监控装置、无线通讯设备不断电的情况下进行。

方法：

1、首先将低压柜上的VCM1、VCM2自动脱扣开关同时断开，再将ACU1、ACU2开关同时断开，最后保留第三排前四个开关（监控、电台等），再断开其它的自动脱扣开关，完成一次断电复位；

2、在断电2分钟之后，保留VCM1、VCM2、ACU1、ACU2开关不合，将其它自动脱扣开关人工闭合，在确认其它开关闭合完毕后，同时合起ACU1、ACU2开关，等待2秒后再同时闭合VCM1、VCM2开关，此时机车完成了一次大复位。

注意：ACU1、ACU2开关必须同时断开、同时闭合；VCM1、VCM2开关必须同时断开、同时闭合。

五．结论：

经过对HXDIC7200kw电力机车辅助变流器故障现象的分析探讨，总结出的这套辅助变流器接地故障的检查、判断及处理的方法，在本指导队中协助乘务员在运行中处理辅助变流器故障案例6次，均成功寻找到故障处所，顺利地维持运行，保障了行车的安全，有效地避免了机故、机破的发生。

参考文献：

1、《HXDIC型电力机车司机手册》 南车株洲电力机车有限公司 2009年

6.电力变压器故障类型及处理方法 篇六

教学地点：02082班教室

教学时间：2010年12月10日第二节 执

教：

教学目标：掌握变压器的使用方法；

掌握变压器的故障分析及处理 教学重点：同名端的判别；

变压器常见故障及处理 教学难点：同名端的判别 教

法：讲、演、练法

教

具：变压器、电流灵敏计等 教

时：1课时 教学过程：

一、复习

二、引入新课 变压器的使用

变压器最忌接错线，接错线可能烧坏变压器或烧坏用电设备，对于铭牌标注不清的变压器，在使用之前必须注意判明各绕组的引出端。

（一）学生测量

测量各绕组的电阻值。

（二）教师演示

判别各绕组同名端。

同名端：两个线圈相同极性的引出端称为同名端。

判别同名端可采用图5.7所示方法。测量副边各绕组的空载电压。

（三）学生练习

变压器故障分析及处理

常见故障及检测方法如下：（1）、绕组断路。

检测方法：用万用表欧姆挡分别检测原边和副边绕组电阻。（2）、绕组局部短路。

检测方法：由于绕组电阻较小，局部短路用测电阻的方法不易查出，可用测量空载电流的方法检查。原边或副边绕组局部短路时，都会使空载电流增大，绕组温升很高，测量要快。（结果<额定电流的10%）（3）、击穿短路。

检测方法：用兆欧表检测原边与副边绕组之间的绝缘情况，原边或副边绕组与铁心的绝缘情况。总结：

7.电力变压器故障类型及处理方法 篇七

电力变压器发生故障的原因很多, 主要有:设计上存在问题;安装技术上存在缺陷;周围环境条件不良;外界的干扰和影响;操作不妥;零部件质量不高, 性能不稳;负荷发生问题;电网电源有问题;零部件使用寿命到期, 元器件老化、性能不稳等。下面所列为几种常见故障现象。

1. 油位高 (或溢油)

发现油位高 (或溢油) , 故障原因主要有:

(1) 呼吸系统不畅通, 蹩压力, 出现假油位。

(2) 储油柜补油过多

(3) 负荷大, 环境内外温度高。

(4) 变压器温升不正常。

2. 油位低

发现油位低, 故障原因主要有:

(1) 变压器缺油, 负荷低时过冷却。

(2) 水冷变, 冷油器铜管漏油。

(3) 强油循环系统漏油。

3. 油温高

发现油温高, 故障原因主要有:

(1) 环境温度高, 或负荷大引起过热。

(2) 风道或冷却器堵塞, 冷却效率下降;或冷却装置有故障。

(3) 并联运行变压器分接头不一致, 环流引起负荷不均, 产生额外附加损耗。

二、电力变压器常见故障的处理

1. 油位高 (或溢油)

(1) 可将重瓦斯保护跳闸连接片改为信号装置。

(2) 检查呼吸系统与大气是否畅通正常, 消除不畅通的原因。

(3) 因储油柜补油过多, 应放油。使油位降至与当时油温相适应的高度。

2. 油位低

(1) 因过冷却引起油位低, 应增加负荷或停止部分冷却装置, 提高油温以保持油位。

(2) 在水冷变压器冷油器出水口取样检查, 若水中有油花, 则该冷油器铜管漏油, 应立即停用, 并将油侧、水侧出入口截门关闭;对变压器的油质进行化验检查, 有无进水。

(3) 大量漏油, 出现“轻瓦斯”信号, 且在气体继电器窗口已看不见油位, 应将变压器停电, 退出运行处理。

3. 油温高

(1) 开启冷却风扇、备用油泵或备用气泵, 增强冷却效果。

(2) 油浸变压器在额定电流下上层油温高于95℃, 应立即降负荷。

(3) 清理风道或清扫冷却器。

三、电力变压器故障的检查方法

运行中的变压器, 应每月进行一次定期检查巡视, 3个月进行一次夜间巡视, 每半年不少于一次最大负荷的测试, 并做好记录。如有值班人员时, 则每日检查一次, 每星期还应有一次夜间检查, 以便了解变压器的运行状态, 发现问题及时解决。力争把故障消除在萌芽状态。

1. 用眼睛看

通过观察故障发生时的颜色、温度、气味等异常现象, 由外向内认真检查变压器的每一处。

(1) 变压器运行中渗漏油现象比较普遍, 其外面闪闪发光或黏着黑色的液体就可能是漏油。小型变压器装在配电柜中, 因为漏出的油流入配电柜下部的坑内, 所以不易及时发现。渗漏主要原因是油箱与零部件联接处密封不良、焊件或铸件存在缺陷、运行中额外荷重或受到振动等。此外, 内部故障也会使油温升高, 油的体积膨胀, 发生漏油。

(2) 变压器故障时都伴随着体表的变化。防爆膜龟裂、破损。当呼吸口不灵, 不能正常呼吸时, 会使内部压力升高引起防爆膜破损;当气体继电器、压力继电器、差动继电器等动作时, 可推测是内部故障引起的。

2. 用耳朵听

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, 引起电工钢片的磁致伸缩, 铁心的接缝与叠层之间的磁力作用及绕组的导线之间的电磁力作用引起振动, 发出均匀的“嗡嗡”响声。如果产生不均匀响声或其他响声, 都属不正常现象。不同的声响预示着不同的故障现象。

(1) 若声响比平常响声增大且尖锐, 一种可能是电网发生过电压, 例如中性点不接地、电网有单相接地或铁磁共振时, 会使变压器过励磁;另一种可能是变压器过负荷, 如大动力设备负载变化较大, 因谐波作用, 变压器内会发出低沉的如重载飞机的“嗡嗡”声。此时, 再参考电压与电流表的指示, 即可判断故障的性质。

(2) 若变压器发出较大的“啾啾”响声, 并造成高压熔丝熔断, 则是分接开关不到位;若产生轻微的“吱吱”火花放电声, 则是分接开关接触不良。遇到这种情况, 要及时停电修理。

3. 用仪器测

依据声音、颜色及其他现象对变压器事故的判断, 只能作为现场的初步判断, 因为变压器的内部故障不仅是单一方面的直观反映, 它涉及诸多因素, 有时甚至出现假象。

(1) 绝缘电阻的测量

测量绝缘电阻是判断绕组绝缘状况的比较简单而有效的方法。测量绝缘电阻通常采用绝缘电阻表, 3kV以上的高压变压器一般采用2500V的绝缘电阻表。

测量项目:测量绕组的绝缘电阻应测量高压绕组对低压绕组及地、低压绕组对高压绕组及地、高压绕组对低压绕组等三个项目。这里的“地”并不是指真正的大地, 而是指变压器金属外壳。

(2) 吸收比的测量

通过测量吸收比可以进一步检查变压器绕组的绝缘良好程度, 尤其是绝缘材料的受潮程度。吸收比的测量要用秒表计时间, 当绝缘电阻表摇到额定转速 (120r/min) 时, 将绝缘电阻表接入 (可用开关控制) 并开始计时, 15s时读取一数值R15, 继续摇至60s时读取另一数值R60。R60/R15就是测量的吸收比。吸收比的标准是R60/R15≥1.3, 说明变压器没有受潮, 绝缘良好;若R60/R15≤1.2, 说明变压器有受潮现象, 绝缘有缺陷, 需要进一步检查。

四、电力变压器的保护措施

电力变压器是电力系统中非常重要的电气设备之一, 它的安全运行对于保证电力系统的正常运行和对供电的可靠性, 以及电能质量起着决定性的作用, 同时大容量电力变压器的造价也十分昂贵。因此必须对电力变压器可能发生的各种故障和不正常的运行状态进行分析, 装设相应的继电保护装置。

1. 瓦斯保护

800KVA及以上的油浸式变压器和400KVA以上的车间内油浸式变压器, 均应装设瓦斯保护。瓦斯保护用来反映变压器内部的短路故障以及油面降低, 其中重瓦斯保护动作于跳开变压器各电源侧断路器, 轻瓦斯保护动作于发出信号。

2. 纵差保护或电流速断保护

6300KVA及以上并列运行的变压器, 10000KVA及以上单独运行的变压器, 发电厂厂用工作变压器和工业企业中医学6300KVA及以上重要的变压器, 应装设纵差保护。10000KVA及以下的电力变压器, 应装设电流速断保护, 其过电流保护的动作时限应大于0.5s。

3. 相间短路的后备保护

相间短路的后备保护于反映外部相间短路引起的变压器过电流, 同时作为瓦斯保护和纵差保护 (或电流速断保护) 的后备保护, 其动作时限按电流保护的阶梯原则整定, 延时动作于跳开变压器各电源侧断路器。

五、结束语

变压器是变换交流电压、电流和阻抗的器件, 是电力系统中重要的设备, 主要有电压变换;阻抗变换;隔离;稳压 (磁饱和变压器) 等功能。而且种类较多。同时大容量电力变压器的造价十分昂贵。虽然配有避雷、差动、接地等多重保护, 但由于其内部结构复杂、电场及热场不均, 故障率仍然很高。

摘要：变压器类属于静止电机, 它可将一种电压、电流的交流电能转换为同频率的另一种电压、电流的交流电能。从电力的生产、输送到分配, 使用着各式各样的变压器。从电力系统来讲, 变压器就是一种主要设备。变压器故障的种类多种多样, 变压器投运时间各异, 所经历的过电压、过电流以及维护使用情况都不尽相同, 故障发生的趋势亦不同。

关键词：变压器,故障,处理,检查,保护

参考文献

[1]汪国梁《电机学》机械工业出版社, 1987

[2]董其国.《电力变压器故障与诊断》中国电力出版社, 2000

8.电力变压器故障类型及处理方法 篇八

【关键词】变压器；变压器故障

【中图分类号】TM4 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0277-01

在电网系统中，电力变压器是电力企业发供电的核心设备之一，它是电网传输电能的枢纽。因此，变压器的持续、稳定、可靠运行对电力系统安全起到非常重要的作用。但受當前设计制造水平及运行管理维护的影响，变压器的故障现象时有发生，如何避免因变压器故障造成的事故，是电力运行中一项重要的命题与任务。笔者结合工作实践，就这一问题做以下探讨与分析：

一、变压器稳定运行管理的主要内容

做好变压器的运行管理，应重视日常的巡视检查工作和定期试验工作。经常的巡视检查工作应按照规程要求的周期和项目进行，并注意环境因素的变化。这样可以及时、有效地发现变压器运行中存在的缺陷或薄弱环节。对变压器进行定期预防性试验，可以有效弥补日常巡视时难以发现的内部缺陷或问题，进一步防止变压器事故的发生。变压器运行中的检查主要有以下几点：

（一）检查变压器的声音是否正常

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。

（二）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。

（三）检查油质

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。

（四）应进行多方面的检查

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。

（五）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。

二、变压器运行中常见故障及原因分析

（一）声音异常

变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声，如果产生不均匀或其他响声都属于不正常现象；内部有较高且沉着的“嗡嗡”声，则可能是过负荷运行，可根据变压器负荷情况鉴定并加强监视。内部有短时“哇哇”声。则可能是电网中发生过电压。可根据有无接地信号，表计有无摆动来判定；变压器有放电声，则可能是套管或内部有放电现象，这时应对变压器作进一步检测或停用；变压器有水沸声，则为变压器内部短路故障或接触不良，这时应立即停用检查；变压器有爆裂声，则为变压器内部或表面绝缘击穿。这时应立即停用进行检查；其他可能出现“叮当”声或“嘤嘤”声。则可能是个别零件松动，可以根据情况处理。

（二）渗漏油

渗漏油是变压器常见的缺陷，渗与漏仅是程度上的区别，渗漏油常见的部位及原因有：阀门系统，蝶阀胶材质安装不良，放油阀精度不高，螺纹处渗漏；胶垫接线桩头，高压套管基座流出线桩头，胶垫较不密封、无弹性。小瓷瓶破裂渗漏油；设计制造不良，材质不好。

（三）油位异常

变压器油位变化应该在标记范围之间，如有较大波动则认为不正常。常见的油位异常有：假油位，如果温度正常而油位不正常，则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有呼吸器堵塞、防暴管通气孔堵塞等；油位下降，原因有变压器严重漏油、油枕中油过少、检修后缺油、温度过低等。

（四）油温异常

变压器I均绝缘耐热等级为A级时，线圈绝缘极限温度为105℃，根据国际电工委员会的推荐，保证绝缘不过早老化，温度应控制在85℃以下。若发现在同等条件下温度不断上升，则认为变压器内部出现异常.内部故障等多种原因，这时应根据情况进行检查处理。

导致温度异常的原因有：散热器堵塞、冷却器异常、内部故障等多种原因。这时应根据情况进行检查处理。

（五）套管闪络放电

套管闪络放电会造成发热，导致老化，绝缘受损甚至引起爆炸，常见原因有：高压套管制造不良、未屏蔽接地、焊接不良、形成绝缘损坏；套管表面过脏或不光滑。

（六）接线端子过热氧化

主要原因为高压一次接线端子接触不良导致过热氧化，严重的出现打弧，将一次端子损坏影响到正常生产。

（七）轻瓦斯保护故障报警

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：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。瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障。引起油分解出大量气体。也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部检查，检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开。变压器外壳是否变形。最后检查气体的可燃性。变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障（穿越性故障）或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投入送电。

三、对变压器发生故障的预防措施探讨

（一）技术措施

1、加强变压器保护的年检以及继电保护的定值、保护压板的管理工作。确保其动作的正确性，杜绝故障时因保护拒动对变压器造成的损害。

2、加强技术监督工作，严禁设备超周期运行，对室内母线及瓷瓶定期清扫.及时进行耐压试验，确保设备绝缘良好。加强变电设备的运行管理。及时发现设备缺陷，保证变压器的正常运行。

3、加强电缆构封堵，严防小动物进入开关室，避免小动物引起的单相接地造成变压器的出口短路，也避免其引起的过电压对变压器的损害。

4、对于全封闭的开关室，加装排气扇通风，或者安装抽湿机，始终保持开关室的干燥。防止设备凝露及污闪事故造成的变压器出口短路。

（二）管理措施

1、必须持之以恒地注意变压器的试验设备、试验方法的研究与改进。坚持试验判据的及时整理、归档与积累，这样不但使工作人员在监测变压器运作时有学习和对比，更能不断提高工程技术人员对现场事故综合分析、判断和驾驭事故处理的能力。

2、强化电力部门管理整个电力系统的权威性。要改善变压器的运行环境，除注重提高其检修质量外，还应尽快改善专业主变配电所的专业管理水平和设备运行环境。

四、结束语

综上所述，电力变压器是电力系统中极其重要的电力设备，它的安全运行直接关系到电网能否安全、高效、经济地运行。变压器一旦故障。造成的经济损失巨大，因此，要加强变压器的运行管理，根据变压器的运行现象和数据。对其进行分析，关注变压器运行中的异常现象，及时采取维护和补救措施。提高变压器运行的安全性和可靠性。

参考文献

[1]刘静.变压器的故障分析及处理[J].西北职教，2008，（12）

9.电力变压器故障类型及处理方法 篇九

1.垂直吸袋送袋后卡住不动

控制柜内变频器有报过载的，复位变频器重新启动包装机 2.垂直吸袋吸不住袋子

1）真空压力低或开袋口吸盘漏气，检查真空泵或更换吸盘 2）压力开关P_

1、P_2值设置过高，调低P_

1、P_2设置值 3.倾斜吸袋不吸袋子

1）倾斜吸袋感应开关位置偏离或开关损坏，调整或更换开关 2）倾斜吸袋气缸未动作到位，感应开关未检测到信号，检查气源压力是否正常、气缸是否串气、电磁阀是否动作正常 3）机械部分卡涩，清理机械部分异物

4）压力开关P_

1、P_2值设置过高，调低P_

1、P_2设置值 4.夹袋气缸夹不住袋子

1）夹子间隙过大，调整夹子齿间隙，清理齿间物料，保证足够的夹紧力

2）检查气源管或接头是否漏气

3）真空压力低或开袋口吸盘漏气，检查真空泵或更换吸盘 5.抬袋气缸不动作

1）机械部分卡涩，清理机械部分异物

2）检查气源压力是否正常、气缸是否串气、电磁阀是否损坏、气源管或接头是否漏气 6.夹钳动作慢或夹钳松不开 1）机械部分卡涩，清理机械部分异物

2）检查气缸是否串气、电磁阀是否动作正常，节流阀堵塞导致气源压力不足，气源管或接头是否漏气 7.开袋口吸盘吸不开袋子或掉袋

1）真空压力低或开袋口吸盘漏气，检查真空泵或更换吸盘 2）夹钳松开合拢气缸动作不到位，感应开关位置偏离或开关损坏，调整或更换开关

3）压力开关P_

1、P_2值设置过高，调低P_

1、P_2设置值 8.袋横移气缸动作迟缓或不动作 1）机械部分卡涩，清理机械部分异物 2）袋横移气缸串气，更换密封组件

3）感应开关位置偏离或开关损坏，调整或更换开关 4）检查电磁阀动作是否正常，气源管或接头是否漏气 9.F701-C显示Load或OFL2报警

料仓堵料，暂停下料，卸净料仓余料后，再启动包装机 10.称重系统零点偏移过大或称重不准

对称重系统进行零点校正和量程校正，具体方法为： 1）确认仪表背板上的参数设置锁定开关置于“OFF”状态 2）将模式4里的子参数8改为00（即将参数设置软保护开关打开）

3）零点校正：待空秤稳定后，“STAB” 指示灯亮起（如果“STAB ” 指示灯不亮，仪表不能完成正确的标定），再按照以下步骤操作：  按 〔 F 〕 键 提示 ”F 0”  按 〔 C/EN 〕 键, 提示在闪动

 按 〔 9 〕 键, 再 按 〔 C/EN 〕确认输入

 按 〔 ZERO 〕, 再 按 〔 C/EN 〕 进行零点校正（完成该过程需5秒钟,请等待。直到显示的重量为 0 为止。）4）量程校正：在零点校正结束后，将砝码均匀放置于称量斗合适位置，待秤体稳定后，再按照以下步骤操作操作：  按 〔 F 〕 键 提示 ”F 0”  按 〔 C/EN 〕 键, 提示在闪动

 按 〔 9 〕 键, 再 按 〔 C/EN 〕确认输入  按 〔 1 〕 键，再 按 〔 C/EN 〕确认输入。 输入砝码的重量。再 按 〔 C/EN 〕确认输入。 量程校正过程需5秒钟左右，请等待。直到显示的重量为 0 为止。

量程校正结束后，如仪表出现“cErr1”显示，必须按以上步骤 再次进行零点校正和量程校正。

5）在标正过程中出现“cErr9”，说明称体上的负载不稳定，无法完成标定工作，此时可尝试调整动作检测的周期和范围，一直到“STAB”指示灯亮起为止，具体方法为：  按 〔 F 〕 键 提示 ”F 0”  按 〔 C/EN 〕 键, 提示在闪动

 按 〔 4 〕 键, 再 按 〔 C/EN 〕确认输入  按 〔 7 〕 键，再 按 〔 C/EN 〕确认输入。 周期和范围默认为1.5s和5Kg，将范围设大，退出后看到“STAB”指示灯亮起，可以标定，标定完成后将范围值改回5Kg 10.#2包装机称重系统无法启动

#2包装机发生堵料时，易出现称重系统无法启动故障，可能原因为超差报警信号无法消除，需将包装机状态信号“1=VB101”强制。方法如下：

1)正常情况下,安装完V4.0 STEP 7 MicroWIN SP9软件后，不需再安装USB-PPI通讯电缆驱动，当插上通讯电缆后会弹出新硬件向导对话框，点击下一步安装即可，驱动安装完成后会生成一个新的串口，我的电脑-右键设备管理器-端口，如下图所示：

2)打开西门子编程软件，点击“通讯”按钮：

3)弹出对话框，点击“设置PG/PC接口”按钮：

4)点击完“设置PG/PC接口”按钮后，出现以下窗口：

5)选择“PC/PPI cable(PPI)”后，点“属性”按钮，这里的端口一定要选择电缆安装好驱动生成的串口，否则是无法通信的，端口可在设备管理器里看到。（如果使用新领回来的编程电缆这时不选串口，选USB）

6)切换到“PPI”选项夹，“地址”默认的是0。“网络参数”两选项请不要打钩，否则也是无法通信的。

7)设定好这些后，一直确定下去。然后回到通信界面，双击“刷新”即可以找到PLC的型号。

8)打开“文件”，点击“上载”按钮：

9)弹出对话框点击“上载”按钮：

10)上载完成后，打开“调试”，点击“开始程序状态监控”按钮：

11)展开“程序块”，找到“包装机程序”双击，出现程序界面向下拉，找到 “网络5”将“1=VB101”右键，弹出界面选择“写入”，将值改为“3”，确定。此时PLC柜前的称重系统运行灯亮。

12)以上工作完成后，打开“调试”，点击“停止程序状态监控”按钮，打开“文件”，点击“退出”按钮，退出软件。[注意事项] 1)如果电脑开机时未检测到插在电脑上的USB编程电缆（Windows的设备管理器中没有出现该电缆对应的COM口）或出现其它异常情况，请重新将USB插头拔插一次。

2)USB转UART是即插即用的USB设备，正在进行数据传输过程中不可以将其断开（断开是指从USB插座中拔出USB电缆），必须在应用程序关闭后，才能从USB插座中拔出电缆。

3)有时Windows系统故障或通信过程中拔插USB电缆也会出现USB通信异常，这时只需重新启动电脑

4)一般来讲，最好先将USB电缆插入电脑的USB插座，让计算机检测到COM口后再将编程电缆的另一端插到PLC的编程口上，因为有些PLC工作在主站方式时，其通信口始终在不停的往外发送数据，如先将编程电缆插入PLC的端口则会降低计算机正确识别COM口的速度。

10.电力变压器故障类型及处理方法 篇十

牵引变电所是牵引供电系统的可靠动力，牵引变电所一旦发生故障，迫使行车中断或运输能力下降，直接影响着运输生产，为了在发生事故后能尽快处理，恢复送电。根据兄弟站段二十多年的运行经验，结合西康线特点，现制定出变电所各类故障判断和应急处理方案。望各所结合现场实际情况，比照执行！

一、处理故障的原则

1、故障处理及事故抢修，要遵循“先通后复”的原则。有备用设备，首先考虑先投备用，采用简便、易行、正确、可行的方案，沉着、冷静、迅速、果断地进行处理和事故抢修，以最快的速度设法先行送电。然后通知有关部门再修复或更换故障设备，恢复正常运行状态。

2、故障处理及事故抢修，由当班值班员或所长任事故抢修总指挥，其余人员则任组员，服从指挥。指挥长在处理事故前应简要向组员说明抢修方案，其余人员有不同见解，可当场提出，指挥长可适当考虑。

二、故障判断的一般方法步骤

1、一般方法：

西康线主要开关投撤为远动操作，且主变电器、主断路器馈线开关为100%备用。因此，要求各变电所值班人员根据指示仪表、灯光显示、事故报告单，以及设备巡视、外观等情况，综合分析判断。

2、一般步骤

⑴、根据断路器的位置指示灯，确定是哪台断路器跳闸。

⑵、根据继电保护装置动作指示灯显示，或信号继电器的掉牌及事故报告单确定是哪个设备的哪套保护动作。

⑶、根据事故报告单及继电保护范围，推判出故障范围，明确是所内故障，还是所外故障。

⑷、结合设备外观检查情况，确定故障设备是否需要退出，否则投入备用设备。

三、常见故障的应急处理方案

1、馈线自动跳闸、且重合成功

如果变电所某馈线开关跳闸且重合成功时，可按以下顺序进行： 1.1 确认跳闸断路器及各种信号。

⑴、确认哪台开关跳闸。

⑵、确认开关跳闸时间。

⑶、确认跳闸断路器，哪个保护动作，重合闸是否启动，故测仪，短路电流，故测仪指示公里数，（汇报以故测仪报告单为准，63型保护报告单可做参照）。

1.2 向供电调度汇报，根据电调命令执行。1.3 复归其它信号。

1.4 巡视相关设备，并将有关情况做好记录。1.5 按有关规定及时向段生产调度汇报跳闸记录。

2、馈线自动跳闸且重合失败（或重合闸未启动）： 2.1 按1.1执行。

2.2 如实向供电调度汇报，并要说明是重合失败，还是重合闸未启动，认真严格执行电调命令，并且恢复相应信号。

2.3 根据电调命令，依据信号提示及故障电流，以及设备巡视情况，正确迅速判断是所内故障，还是所外故障，并 及时向供电调度和段生产调度汇报。

2.4 如果是所外故障，要做好随时投运送电的各项准备工作，严格执行电调命令，认真监视仪表。

2.5 如果是所内一次设备故障，依据相关规定，根据其具体实际情况，做出具体的临时处理方案，并经电调同意后，方可实施，对有备用设备而事故难于一时处理，应首先考虑撤除事故设备，而投入备用设备，尽快恢复供电。

2.6 如果是所内二次设备故障，且一时难于处理或难于查找的故障，根据我段实际情况，开关目前100%备用，保护为100%备用，因而撤除原故障设备以及相关的保护，投入备用系统及相应保护，迅速恢复供电。

2.7 如果重合闸未启动，向供电调度汇报后，巡视与跳闸馈线相关设备，正常后向供电调度汇报。在供电调度指挥下 执行强送命令，并注意监视仪表，确认是否是永久故障，还是瞬时故障，如果是永久故障则按2.1~2.6执行。若为瞬时故障则按2.1执行。

2.8 恢复送电后，巡视设备，并将有关情况做好记录。2.9 向段生产调度汇报有关情况。

3、馈线断路器故障应急措施

馈线断路器，拒动或误动。

3.1 检查相关二次设备，保护、信号回路是否正常，有无短接和接地现象。

3.2 检查直流系统，电压是否稳定正常，绝缘是否良好，有无接地现象。3.3 确认在开关动作时，是否误操作，或操作正确时线路是否有故障。3.4 在3.1、3.2、3.3均正常情况下，方可认为是断路器故障。3.5 在短时不能排除故障情况下，向供电调度申请，并经供电调度同意后，方可撤除故障断路器及相关设备和保护装置，并拔掉相应保险，投送另一条备用断路器及保护，辅助设备改变运行方式，迅速恢复供电。

3.6 送电后,巡视设备，并将有关情况做好记录。3.7 向段调度及相关股室汇报事故情况。4、110KV少油断路器故障应急措施

4.1 根据电调命令合上110KV少油断路器时，发现烧毁合闸线圈、合闸保险甚至击穿保险底座，造成直流接地，给出直流接地信号。

4.2 液压操作机构打压装置异常，压力保持不住，液压机构渗油不能保证断路器合闸。4.3 如果发生以上两种情况，应立即向供电调度汇报，并申请改变运行方式，经供电调度同意后，按有关倒闸作业程序撤除事故断路器和保护装置，并拔掉相应的保险。在投送另一台主变及断路器之前，必须检查其保护装置和相应的保险是否良好后，严格按供电调度命令和倒闸程序进行倒闸，尽快恢复送电。

5、馈线隔离开关的事故应急处理

5.1 接触部分过热、发热、发红、熔焊现象时应及时向供电调度汇报，根据具体情况，采取停电后临时处理。

5.2 馈线隔离开关在引线处烧断，应及时向供电调度汇报事故概况，经供电调度同意后，在做好安全措施的前提下，用同型号（或载流量相同）的导线和线夹将烧断的接通，并尽快送电。等有停电点时再更换整个引线。

5.3 馈线隔离开关电动操作失灵，将盘上转换开关打至单独位，操作机构箱开关打至手动位，进行手动操作，并将具体情况汇报供电调度及段生产调度，在停电时进行相应处理。

5.4 隔离开关瓷柱破损、裂纹、放电严重，爆炸时,根据设备具体情况，若放电不严重时, 可暂时不停电，必须加强巡视、观察。并向供电调度和段生产调度汇报，做好随时抢修的准备，等有停电点，进行更换处理，若放电严重造成直接接地，必须向供电调度和段生产调度说明情况，经供电调度同意后，在做好安全措施的前提下，将爆炸瓷柱拆除掉。并将两引线用线夹按规定连接在一起、尽快供电。加强巡视、观察等有停电点时再更换、恢复正常运行。

6、并补电容补偿装置故障。

6.1 并补电容保护动作，各种信号显示正常，向供电调度汇报具体情况，若不是装置本身原因造成跳闸则立即投入并补，若是装置本身原因造成跳闸则向供电调度申请经供电调度同意后，撤除并补装置，并根据信号显示，查找原因并处理。

6.2 并补电容装置电容击穿、电容器烧损或放电线圈二次线烧断。应及时向供电调度汇报，撤除并补装置，在不影响供电的前提下，进行更换处理，并向段生产调度汇报情况。

7、穿墙套管击穿

穿墙套管击穿、爆炸，首先向供电调度如实汇报，经供电调度同意后，在能改变运行方式不影响供电的前提下，先改变运行方式，尽快供电。然后，根据电调命令，撤除故障穿墙套管的断路器，并做好安全措施，进行穿墙套管的更换，尽快使设备达到正常运行方式；若其不能，则考虑将故障穿墙套管所在进线或馈线断路器小车拉出，并断开与其相连的隔离开关，使击穿的穿墙套管处于隔离状态；在做好安全措施的前提下，根据实际情况，从两供电线相距较近且容易接线处将两供电线短接，先行送电，等有停电点后在更换穿墙套管，恢复设备运行状态。

8、高压室硬母线支持绝缘子击穿

8.1 高压室内支持绝缘子因表面脏污、裂纹，釉质老化等，使绝缘降低引 起绝缘件闪络，若是轻微放电、闪络，应对其表面进行清扫或涂以快干型有机硅树脂。以提高其绝缘水平，然后，经供电调度同意下可强送，并加强设备巡视、观察。

8.2 如果母线支持瓷瓶因误操作或因潮湿，湿闪严重烧伤或者爆炸，应在不影响母线与接地部分之间安全距离的条件下，拆掉其严重烧伤或爆炸的绝缘件，尽快恢复送电，加强巡视等有停电点，再安装支持瓷瓶，恢复正常运行状态。

8.3 如果室内隔离开关支持瓷瓶严重烧伤或爆炸时，在不影响开关带电部分与接地距离的条件下，应砸掉严重烧伤绝缘件，用手动使开关良好接触，恢复送电。等到条件许可后再申请停电处理。并加强巡视。

8.4 无论哪种原因，必须向供电调度和段生产调度如实汇报，随时保持联系。

9、直流系统故障 9.1 蓄电池组故障：

应首先将蓄电池组退出运行，利用充电机独立向直流母线供电。值班人员必须向供电调度和段生产调度说明情况，迅速查明原因，进行相应处理，然后立即将蓄电池组投入，恢复正常浮充状态。在此期间，值班人员加强巡视、检测，并了解清楚，此时为不正常运行状态，一旦发生交流失压，则各种信号无法显示，故障打印无法进行。若出现变电所近点短路，造成直流母线电压过低，开关拒动，值班人员应迅速采用手动，将馈线开关断开。

9.2 交流自用电系统故障或失压：

交流自用电系统故障或失压，硅整流充电装置将失去电源而无法工作，则此时无法向蓄电池充电，由蓄电池组完全承担直流母线上的负荷，值班人员应通过调节蓄电池电压调节手柄位置，来维持直流母线水平。

四、安全

1、一切作业必须有供电调度命令，严禁无令操作，臆测行事。

2、一切作业均应做好安全措施，确保人生安全和设备正常运行。

3、在作业过程中，若发现危机人身安全和设备安全，应果断中断作业后，方可向供电调度汇报。

4、在设备异常情况下，值班人员应加强设备巡视，认真细致的监视各类仪表，及信号显示，若发现新问题及时汇报、及时处理。

11.电力变压器故障类型及处理方法 篇十一

【关键词】电力变压器故障；诊断方法分析

一、分析电力变压器的常见故障

（1）调压开关与导电回路的故障。发生调压开关故障的主要的原因是使用于调压的开关主触头没有能够调到适合的位置。同时开关的抽头引线出现松动的现象，触头已经有烧毛的情况。这样造成了接触的压力有限，这样处在有载调压开关中的切换开关存在接触不良的现象，切换开关的触头被烧毛，用于过渡的电阻短线等。导电回路发生故障是由引线的接触不良，线圈导线的接头存在焊接差和虚焊等方面的原因引起的。接头的连接欠妥，就会使连接线发热或者烧断，这将会对电网的供电安全以及变压器能否正常运行造成严重的影响。铜是用于变压器引出端头制作的主要材料，一般情况下，在潮湿场所以及屋外，不可以直接把铝导体与铜端头用螺栓连接在一起。如果铝和铜的接触面遇到带有溶解盐的水分渗入时，就会产生电解液，在电耦的作用下，铝就会发生强烈的电腐蚀，触头就很容易被破坏掉致使连接线发热，情况严重时就有可能酿成重大的事故。（2）绝缘故障。在大多数的情况之下，变压器内部的绝缘结构是采用纸板以及纸或者是油这样具有极佳绝缘性的材料所构成的。但是因为在工作的时候会遭受到电或者机械等的多种因素作用，结果造成了绝缘材料开始出现老化。特别是在变压器接近于设计使用寿命的时候。绝缘材料会因为空气以及水的共同作用之下迅速的老化。内部局部过热、变压器进水后受潮、油质不良等因素也会对绝缘材料造成损坏或使得绝缘材料发生热解。（3）产气故障。过热与放电是较为常见的产气故障，发生过热故障的主要原因是导体以及磁路出现故障，连接和接点不良。从放电能量的密度大小来看，发生变压器放电故障的类型可以分为三种火花放电、局部放电、高能量放电。第一，火花放电是由悬浮电位引起的。位于地电位的部件与地面的连接出现松动脱落，导致悬浮电位出现放电的情况。第二，当油质中有气泡或固体绝缘材料中有空腔、空穴存在时，就会引起局部放电。第三，常见的高能量放电的情况有，绕组匝层之间的绝缘材料被击穿以及引线出现断裂或者是对地闪络、分接的开关飞弧等。（4）绕组故障。绕组故障的主要有绕组接地、接头开焊、匝间短路、短线、相间短路等形式，引发绕组故障的主要原因有以下几种：第一，在对变压器进行制造以及检修的过程中，对局部绝缘造成了损坏；第二，变压器在运行的过程中长时间的过载以及散热失调，在绕组中有杂物落入；导致了绝缘材料的提前老化；第三，在对变压器的某些部件进行制造的过程中，由于制做的工艺不良，压制不紧，使得变压器产品的机械强度不能承受短路的冲击，造成了绝缘材料的损坏，使绕组发生变形；第四，绕组受潮使绝缘材料发生膨胀而堵塞油道，导致了变压器的局部热量过高，最终产生绕组故障。（5）渗漏油故障。当变压器发生渗漏油情况时，不仅会对变压器的运行安全造成影响，而且还会污染环境，给供电企业带来巨大的经济损失。油箱的焊接缝是出现渗漏油情况最多的地方，对于油箱的平行接缝处发生渗漏油情况时，可对其进行直接焊接；当油箱的强筋连接处或拐角处发生渗漏油情况时，则必须先找准漏油点然后用钢板对其进行补焊。（6）多点接地故障。变压器中的铁心只有一点可以接地，如果有两点或两点以上的接地情况出现，那么变压器就会发生多点接地故障。变压器在多点接地的情况下运行，不仅会使铁芯的局部出现短路而产生过多的热量烧毁铁芯，而且它还会使铁芯正常的接地线产生环流，使变压器出现局部过热的情况。

二、对变压器故障的诊断方法

电气预防试验法、直观检查法以及油中溶解的气体分析法是用于变压器故障诊断和分析的主要方法。（1）电气预防试验法。该试验方法是用于变压器故障诊断的主要方法，它的有效性直接决定了诊断的结果是否准确。利用各种有效的实验，得出准确、可靠的實验结果是对变压器故障进行准确诊断的基本条件。（2）直观检查法。此种方法对变压器在运行过程中的检测比较适用，日常的巡检就可以对发生的反常现象进行直观的诊断，并找出那些具有明显特性的故障。（3）油中溶解的气体分析法。变压器的内部故障和油中的溶解气体类型之间有着对应的关系，所以，用这种方法来对变压器的内部故障进行诊断是非常有效的。

参 考 文 献

[1]高喜玲.电力变压器常见故障分析及处理[J].煤矿机械.2008：29（9）：200～202

[2]刘明武.电力系统变压器常见故障分析与诊断技术[J].科技信息.2010（19）：772，769

12.电力变压器故障类型及处理方法 篇十二

变压器是整个电力系统中最为重要的组成部分之一,其安全稳定运行直接关系到电力系统的正常运行。通过对大量电力变压器事故进行分析得知,常见的变压器故障大致可分为以下几种类型:绕组故障、铁芯故障、分接开关故障、绝缘故障等,下面就此展开详细论述。

1.1 变压器绕组故障

绕组是整个变压器的核心部件,其主要负责电能的传输和转换,构成了变压器输入/输出电能的电气回路。所谓绕组故障具体是指绕组中的故障,即出现在变压器线圈、纵绝缘中的故障,此类故障又可分为绕组短路、断路、松动、变形、位移、烧损等。

(1)若线圈铜导线表面带有毛刺,当变压器在运行过程中受到电磁力作用时,导线上的毛刺会使绝缘损坏,从而引起线圈匝间短路。(2)若线圈绝缘因受潮等原因进入水分,变压器在运行时便很容易出现匝间短路故障。(3)若线圈接头位置处的焊接质量存在问题,或线圈引出线及套管导电杆连接不稳定,变压器在运行过程中会因为接头过热导致局部绝缘老化速度加快,一旦绝缘恶化到一定程度时,便会造成绕组断路。(4)变压器在正常运行时若遭受严重的外部短路故障,在电动力和机械力的双重作用下,绕组形状会发生不可逆的变化,这也是引起绕组变形的主要原因之一,一旦绕组变形必然会造成变压器无法稳定运行。(5)雷击时可能引起绕组薄弱处绝缘损坏或被击穿。

1.2 铁芯故障

铁芯是除绕组之外的又一重要部件,它与绕组共同负责电磁能量的传递和交换,要想确保变压器稳定运行,除了应当确保绕组质量外,铁芯的质量也起着决定性的作用。铁芯故障一般发生磁路当中,此类故障主要表现在以下几个方面:(1)若是铁芯叠片间的绝缘损坏,便会形成较大的循环电流,伴随该电流的产生会出现非常可观的热量,这样一来便会对铁芯和线圈的绝缘构成威胁,同时还会导致变压器铁耗增加。(2)铁芯在制作过程中,若叠片边缘出现较大的毛刺或叠片出现细微的弯折,都容易引起铁芯局部变形短路,由此产生的涡流会导致变压器损坏。(3)当变压器处于正常运行状态时,应当保证铁芯处于一点接地的状态,若出现多点接地的情况,便会引起变压器局部发热,严重时会造成变压器跳闸或损坏。

1.3 分接开关故障

分接开关内部的传动结构比较复杂,同时开关还需要经常进行切换操作,所以其故障发生率也相对较高,引起分接开关故障的主要原因是产品质量不合格,其故障形态如下:(1)选择开关接触不良,无法合到位,这样容易引起触头过热、断轴以及放电烧损。(2)切换开关触点接触不良会使绝缘件的机械强度降低,严重时便会损坏。同时油室密封不良会引起大、小油箱互相连通,从而造成变压器油箱内可燃性气体含量突增,造成误判断。(3)结构内的低压控制电器与辅助器件质量不合格,导致分接开关误动、拒动等。

1.4 绝缘故障

绝缘故障是变压器故障中最为常见的一类,具体如下:(1)采用小油路、薄绝缘设计出来的变压器使用寿命较短,这种变压器一般投入运行不久便会发生故障。(2)当变压器相间绝缘裕度不足时,会引起相间短路,该故障有可能是因为相间加入了绝缘隔板使电场强度的分布被破坏而造成的。(3)通常情况下,变压器对自身内部的清洁度有着非常高的要求,极少的金属杂质都会对爬电距离造成严重影响,由此引起的局部放电现象时有发生。(4)绝缘纸、绝缘板等器件在设计时由于表面或内部的导电介质被污染,便会在运行过程中发生绝缘件放电,造成绝缘失效,进而引起变压器故障。(5)变压器长时间在过载条件下运行容易造成绝缘老化,并且油温过高会使油泥、水分等物质的形成速度加快。

2 继电保护设计

当电力系统运行异常或发生故障时,继电保护装置应当能够实现最短时间、最小范围内自动切除故障,或向值守人员发出告警信号,以便减小故障的影响范围,这是电力系统对继电保护最基本的要求。

2.1 差动保护设计要点

对于变压器差动保护动作电流的设计原则是将变压器两侧的电流互感器二次侧按正常运行时的环流接线,变压器处于正常运行状态时,差动继电器内的电流等同于两侧电流互感器二次电流的差,由于该值非常接近于0,因此继电器不会动作,差动保护也不会发生动作。高性能微型计算机处理芯片的出现,给微机型继电保护装置的研究提供了强有力的技术支撑,目前已开发研制出了变压器一套保护中含主保护、后备保护两套微机保护的装置,并其已经在各大城市的电力系统得到推广应用。为了充分反映电力变压器套管、引出线以及内部短路等故障,对于高压侧电压在300 kV及以上的变压器,应当设置双重差动保护,这样便可以实现瞬时动作断开各侧断路器的目的,有助于降低变压器故障的发生几率。在双重差动保护装置中,电流互感器的二次绕组可按照以下方法进行设计:首先,将第一套保护电流回路与原差动保护电流互感器的二次绕组相连接,这样一来在旁代时便无需进行切换操作;然后,将第二套保护与原后备保护电流互感器的二次绕组相连接,即接主变套管电流互感器,这样虽然会使保护范围有所缩小,但却能够保障旁代时两套保护全部处于运行状态。也就是说,当变压器处于正常运行状态或外部故障时,差动保护不会发生动作,而当变压器内部出现故障时,继电器便会动作,并及时切除故障,起到了对变压器的有效保护作用,极大程度地降低了变压器故障发生的几率。

2.2 瓦斯保护设计要点

通常情况下,当变压器内部出现以下故障时差动保护不会动作,如匝间短路、铁芯局部烧损、绝缘劣化、线圈烧损等,而对于这些故障瓦斯保护却能够动作,这是因为瓦斯保护本身是由气体继电器来实现的。目前,较为常见的瓦斯保护主要有以下2种:(1)轻瓦斯保护动作于信号。这种保护形式主要是根据气体的化学成分、数量、颜色以及可燃性等条件来对保护原因及故障性质进行判断,值守人员可以及时发现变压器故障问题,并进行相应的处理。(2)重瓦斯保护动作于断路器跳闸。这种形式具体是对气体发生的速度进行监视,并对气体的各种成分及其特征进行分析,能够间接获得故障原因、程度和具体位置,并在变压器突发严重性故障时自动报警或切断电源,以确保变压器不会被损坏。

2.3 过负荷保护设计要点

正常情况下,变压器的过负荷一般都是三相对称的,所以保护装置仅需要采用一个电流继电器连接到一相上并经过一定的延时动作于信号即可。而对于双绕组变压器而言,过负荷保护应当安装在主电源侧;单侧电源三绕组降压型变压器,若绕组容量全部相同的话,可将过负荷保护安装在电源侧,若容量不同,可在电源侧和绕组容量最小的一侧加装过负荷保护;对于两侧电源的三绕组降压型变压器和联络变压器,应在三侧绕组上分别加装过负荷保护。

2.4 过电流保护设计要点

过电流保护一般是作为差动和瓦斯保护的后备保护之用,其主要是将变压器启动电流按照避开最大负荷电流进行整定。过流保护通常在各侧母线发生故障时对变压器起保护作用。

3 结语

近年来,随着我国经济的飞速发展,国民生活水平较之以往有了大幅度提高,与此同时,人们对供电可靠性的要求也越来越高。变压器作为电力系统中最为重要的组成部分之一,其直接影响着供电可靠性。然而,由于各种因素的作用,变压器常常会出现各种各样的故障,这不仅影响了电力系统的正常运行,还严重影响着电力用户的正常用电。继电保护在电力系统中的推广应用,进一步降低了变压器故障发生的几率,有效地确保了电力系统的安全、稳定、可靠运行,给电力企业带来了巨大的经济和社会效益。

摘要：对电力变压器故障类型进行了分析,并在此基础上提出了继电保护的设计思路。

关键词：电力系统,变压器,故障,继电保护

参考文献

[1]孙爱斌,高广伟.变压器常见故障原因分析、处理及预防措施[J].邯郸职业技术学院学报,2011(1)

[2]咸日常.电力变压器出口短路事故的危害与防范措施[J].电力设备,2006(2)

[3]樊志忠.10 kV电力变压器在供电系统中常见的故障及做好继电保护的措施[J].建材与装饰:中旬刊,2007(10)

[4]庄兴元.两起大型变压器铁芯接地故障的检查与处理实例[A].山东省石油学会油田电力、通信及自动化技术研讨会论文集[C],2009

[5]冯丽萍,董艳萍.浅谈10 kV供电系统中电力变压器的继电保护[J].长春大学学报,2006(1)

13.电力变压器故障类型及处理方法 篇十三

一、引起电力变压器出现故障的因素

(一) 线路过热

电力变压器在工作运转的过程中, 传电线路就会出现过热的现象。导致过热现象出现的原因, 是电流在传输的过程中出现涡流问题, 从而造成线路过热。当电力变压器的线路出现过热的情况, 就可能引起电路短路的问题, 造成电力变压器出现故障。

(二) 线路绝缘

电力变压器出现绝缘故障主要是受到外界因素的影响。首先, 由于电力变压器是暴漏在空气中, 如果雨水渗入到电力变压器中, 久而久之电力变压器的管内就会受潮, 变压器内部的引线以及电线绕组就会出现绝缘事故。其次, 电力变压器在安装的过程中, 如果在变压器内部留有金属异物, 电力变压器的内部的结构就会受到磨损, 导致电力变压器绝缘事故的发生。此外, 电力变压器在夏季很容易遭受雷击。如果电力变压器的性能不高, 防雷击的能力不强就会引起变压器接线短路, 出现绝缘事故。

(三) 线路损坏

电力变压器线路受损, 就会出现短路损坏故障的发生, 从而影响电力变压器的正常运行工作。电力变压器出现短路损坏, 就会造成变压器的线圈变形, 给电力变压器的绝缘结构造成影响, 电力变压器受线路短路冲击的影响, 就会引起变压器故障问题的出现。

二、电力变压器状态检修的日常情况

(一) 日常检查

电力变压器在运行工作的过程中, 需要相关工作人员的日常巡视和检查, 这样才能保障变压器的正常工作。在日常检查中, 工作人员要检查电力变压器的温度情况、辅助设备的运行情况以及变压器油箱的油料质量等等。在电力变压器的日常巡视中, 红外成像仪被工作人员广泛使用, 工作人员可以根据红外成像仪的传感器的信号判断出电力变压器内部是否存在过热问题以及油箱的油量使用情况。

(二) 定期试验检查

电力变压器在运作的过程中, 应该进行定期试验检查, 而定期试验需要按照变电器的相关程序进行。电力变压器的常规试验较为复杂多样, 相关的工作人员应该结合变压器的实际情况选择方法、制定好周期时间。在定期的试验检查中, 要按照变压器的说明步骤进行, 而且第一次试验检查会出现问题的可能性较小, 需要通过多次试验检查才能发现变压器的故障所在, 故障在发生前就做好诊断工作并相应的采取解决办法, 降低电力变压器事故的发生率。

(三) 在线监测

电力变压器在运行中, 需要在线监测技术。采用监测技术就可以确保电力变压器的电流、电压以及油箱运行情况。同时, 相关的工作人员在日常巡视中要做好记录, 比如电力变压器的震动频率和声响强度等, 这些记录能够为电力变压器的监测工作提供重要数据。除此之外, 要通过在线监测技术做好变压器油箱气体的检测工作。

三、电力变压器状态检修的诊断方法措施

电力变压器的状态检修工作是电力企业的重点工作内容, 因此在采取诊断方法对策的过程中, 要结合电力企业的自身发展情况, 把电力变压器状态检修工作提上日程。

(一) 做好预防检查工作

预防检查工作, 可以避免电力变压器在运行中出现故障问题。电力企业的相关工作人员做好预防检查工作, 就会减少企业的经济损失, 从而保证电力企业的正常发展。工作人员在日常的巡视检查工作中, 应该主要检测电力变压器的运行状态是否良好, 如果存在问题应该及时上报上级检修部门, 把变压器的故障风险降到最低, 提高电力变压器的运行效率。

(二) 安装监测系统

在电力变压器中, 安装监测系统能够减少短路、绝缘等问题的发生。由于一些大型的电力变压器的体积过大, 而且其中的内部结构较为复杂, 相关工作人员在检查的过程中难度较大, 安装监测系统能够减轻工作人员的工作负担, 而且监测系统能够检测出变电器哪里存在故障, 减少变压器故障的发生。

(三) 与变压器厂家做好沟通工作

在电力变压器工作的过程中, 工作人员应该做好检查工作与数据记录, 当变压器出现故障问题, 就应该及时与生产厂家做好反馈工作。让生产厂家详细了解变压器的工作情况, 对电力变压器做好维护工作。由此可见, 保障电力变压器的正常工作, 能够推动电力企业的良好发展。

(四) 提高检修工作人员的技术水平

当电力变压器在运作中出现故障问题, 就需要做好检修工作, 这就要求检修工作人员具备一定的技术经验, 才能提高维修效率。因此, 电力企业在发展的过程中应该重视对电力变压器检修工作人员的技术培训, 提高相关工作人员的工作素质, 提升技术水平。除此之外, 电力企业应该制定相关的激励政策, 提高检修工作人员的工作积极性, 把电力变压器的故障风险降到最低。

结语

综上所述, 电力变压器是电力系统正常运行工作的重要保证, 同时也是人民群众正常用电工作的重要保障。电力变压器如果在运行中出现故障问题, 就需要相关工作人员给出诊断方法, 做好检修工作。若这些问题没有得到电力企业的重视, 就会引起一系列电力事故的发生, 影响我国社会生活大安全和稳定。因此, 要做好电力变电器的日常检修工作, 避免变电器故障的发生, 才能保证社会的用电安全, 推动电力企业的发展。

摘要：近年来, 随着我国经济的不断发展, 社会生产生活对电力的需求也有所提升。电力变压器是发电厂主要设备之一, 对于保障人们用电安全有关键性的意义。电力变压器的功能是多方面的, 它可以升高电压把电能送到用电地区, 同时还能调节电压的高低, 满足用电客户的需求。但是如果电力变压器存在故障问题, 就会为电力企业的发展带来不良影响。基于此, 本文将探究电力变压器状态的检修以及故障诊断方法。

关键词：电力变压器,状态检修,故障诊断,方法

参考文献

14.浅析电力变压器试验问题及处理措 篇十四

[关键词]电力变压器；高压试验；设计

当前，具有多种检测方法来试验变压器的性能水平，其中比较常见的试验方法拉、合闸方法，该种方法主要操作内容是，对变压器进行拉、合闸反复操作，通过观察变压器的反应来判断其性能。如果变压器工作时的电压值明显高于其额定电压，则可是为存在故障。任何试验都需要良好的过程控制，因此要特别关心试验现象变化情况。

一、电力变压器高压试验影响因素分析

1.湿度和温度

温度对试验的影响主要来自变压器的材料对温度的敏感度。由于变压器的材料是绝缘性的，温度越高绝缘性能就越差，导致绝缘电阻阻值降低。其原理如下：

（1）水分溶解。绝缘电阻中存在的水分将伴随着温度的升高而溶解电阻内部物质使其电阻变小。

（2）分子和离子的无规则运动。温度的影响是分子的无规则运动的主要原因之一，分子运动随着温度的升高而变高。同样作为微观角度的离子，在绝缘电阻中也会随着温度的升高而运动加快，电阻极性增大，阻值降低。

试验数据的准确性会受到空气的湿度的影响。一般测量的数据是需要经过反复测验，拿出数据同标准数据级历史数据进行对比、比较，若是空气的湿度越大，其测量的结果就会变得越不准确，所以湿度也是影响高压试验的一个主要原因之一。

2.升压速度

泄漏电流是受潮后通过的电流，泄漏电流的产生是与空气温度、电压、湿度、绝缘子表面的杂质等共同作用的结果。那么，升压速度到底对泄漏电流有没有影响？实际上，升压速度对泄漏电流是有一定影响的。经过大量的测量研究表明，泄漏电流的实际测量在升压速度的影响下和理论值会有一定的差别，尤其是在大容量的变压器中，这种差别会更加明显。

二、电力变压器高压试验的内容

1.绝缘电阻的测量

在电力变压器高压试验中，绝缘电阻的测量是最为方便、简单的预防性试验。在变压器的绝缘电阻的测量中，过热老化程度、绝缘的整体受潮程度、污秽情况等都可以同绝缘电阻的大小反映出来。以1台高压测电压110KV、容量31500KVA变压器的绝缘电阻测量为例，绝缘的吸收比与温度变化有着密切的联系，当温度达到35℃以上时，干燥绝缘的吸收比达到极限后开始下降，而受潮绝缘的吸收比则会发生不规则的变化情况。因此，在变压器的绝缘电阻测量中，一定要合理控制实验室的温度，以保证绝缘吸收比实测值的真实性。

2.局部放电试验

电力变压器的局部放电试验室常见的“非破坏性”试验项目，试验方法主要有：（1）以工频耐压作为预激磁电压，降至局部放电试验电压，持续时间10～15min后，测量局部放电；（2）以模拟运行中的过电压作为预激磁电压，降至局部放电试验电压，持续1～1.5h，测量局部放电量。第2种试验方法可以测量变压器在长期工作电压下，是否出现局部放电量现象，以保证电力变压器在应用中的安全运行。另外，在电力变压器的局部放电试验中，绝缘结构设计，绝缘介质的承受场强、带电与接地电极表面场、绝缘件加工与工艺处理等都要局部放电量小于规定值来考虑，而不是以主、纵绝缘是否放电为主要依据。

3.泄漏电流的测量

在电力变压器泄漏电流的测量中，主要使用数显泄漏电流的测试仪进行测量，其额定工作电压一般在2.5KV以下，明显低于变压器的额定工作电压。在高压情况下，如果变压器的泄漏电流明显高于低压情况下的电流，则表明变压器的高压绝缘电阻小于低压绝缘电阻，即变压器本身存在质量缺陷，防泄漏功能也无法满足使用要求。如果使用直流兆欧表无法满足试验中对于电压的要求，可以采取加直流高压的试验方法，以确保变压器泄漏电流的测量结果的精确性。

4.变压比测量

电力变压器的变压比测量方法主要有：双电压表法、变压比电桥法等，其中电压比电桥法是现场试验中常用的方法，其主要具有以下优点：不受电源稳定程度的限制；准确性和灵敏度高；误差可以直读；试验电压可以调整，比较安全。在电力变压器的变压比试验中，还可以同步完成连接组别的试验，而连接组别相同则是变压器并联运行的基本条件之一。所以，判断电力变压器的接线组别也是高压试验中不可缺少的一项。常用的试验方法有：交流电压表法，相位法、变压比电桥法、直流感应法、组别表法等。组别表是一种常见的试验电力变压器组别、相序、极性的专用仪表，该表具有使用简便、反映直观、指示正确等优点。

5.介质损耗因数测试

在电力变压器的高压试验中，介质损耗因数测试是基本的绝缘预防性试验项目之一，其主要试验目的是根据介质损耗因数的大小，判断变压器的绝缘性能。在变压器正常运转状态下，介质损耗因数的变化与绝缘损耗的大小有着密切的联系。在试验过程中，试验人员可以通过相关结果，掌握变压器绝缘的整体受潮与劣化变质程度，从而得出精确的试验结果。在电力变压器的介质损耗因数测试中，其结果明显优于绝缘电阻测量与泄漏电流测试，主要是因为测试过程中，与试验电压和设备大小等因素的关联性较小，试验人员可以准确地判断变压器的绝缘变化情况。

三、电力变压器高压试验方法

1.防止感应电压与放电反击

在电力变压器高压试验中，在试验设备与其他设备之间必须采取有效的防止感应电压的措施，通常是将试验设备与其他仪器、设备进行短接，并可靠接地，实验室中闲置的各种电容设备也要按照要求进行短路接地。由于电力变压器高压试验是在一个封闭的六面屏蔽体环境中进行，在试验过程中有可能出现瞬间放电的现象，所以，对于试验中的高压电缆必须加金属管保护，并且埋地敷设。一般情况下，金属保护管的长度应>15m，并且每隔5m与接地极进行连接，从而严格控制放电反击现象的发生机率。

2.可靠的接地

在电力变压器高压试验中，必须保证实验室的接地系统良好，接地电阻一般需要在0.5Ω以下，从而保障试验设备与试验人员的安全。在具备良好接地条件的情况下，还应将实验室视为一个特殊的等电位体，实验室中所有金属仪器、设备的外壳都要保持良好接地，特别是在变压器与试验设备之间必须有可靠、安全、稳定的金属性连接。在高压试验中，应明确标注接地点的位置，以防在试验中出现人员触电的现象。

3.防火、防爆

在电力变压器高压试验中，必须严防变压器在运行中发生过载或短路的现象，特别要注意绝缘材料，绝缘油等因高温、电火花作用等因素，而产生分解、膨胀、以致气化，导致变压器内部的压力急剧增加，有可能引起变压器外壳爆炸使大量绝缘油喷出燃烧，油流又会进一步扩大火灾的危险。因此，在电力变压器的高压试验过程中，必须注重对于安全问题的防范，以保证试验的安全性。

4.在进行变压器冲击合闸试验时，必须保证电压在额定数值范围内，同时要考虑和避免过电压、超强励磁电流以及电动力对变压器的影响，试验过程所需设备器材种类较多，影响范围联系到一次设备及二次保护、仪表的运行情况，其结果直接反映变压器的制造、安装质量，体现变压器抗冲击电流、电压的能力以及二次保护装置与变压器的配合运行情况，是变压器投运前的重要试验项目，负责试验工作的人员要以高度的责任感、良好的专业操作素养来对待试验过程，避免各种疏忽带来的不利影响，客观对待试验结果，合理解决相关问题，从而确保变压器能够安全投入运行。

在对电力变压器进行高压试验的过程中一定要高度的重视细节，对环境湿度、高压连线、剩余电荷等方面的影响，也要给予重视，掌握它们产生影响的机理；同时要熟悉掌握各类试验方法，对试验结果进行精确的测量，保证设备的可靠运行。

参考文献：

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