变压器运行维护注意事项

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1、变压器的运行维护注意事项一、变压器油的运行与维护要想了解变压器油的运行与维护，首先要了解变压器油的作用，其作用主要以下几种：电气绝缘；不同电压等级的变压器，其电气强度要求是不一样的。传输热能冷却作用；消弧作用；通过变压器油色谱分析，含气量分析，油样试验，诊断变压器是否存在故障提供信息。变压器油一般分为：DB-10，DB-25，DB-45三种型号。在我国一直是以变压器油的凝点为基础的，凝点低于10的变压器油牌号为DB-10，凝点低于25的变压器油牌号为DB-25，凝点低于45的变压器油牌号为DB-45。对变压器油的基本要求：电气强度：7501000kV电压等级变压器（电抗器、换流变）要求：70k

2、V/2.5mm；500kV电压等级：60Kv/2.5mm；220kV电压等级：50kV/2.5mm；110kV电压等级：40kV/2.5mm。微水含量：7501000kV电压等级8ppm;500kV电压等级10ppm;220kV电压等级15ppm;110kV电压等级20ppm。介质损耗tan():0.5%.变压器油含气量：7501000kV电压等级0.5%，500kV电压等级1%，220kV电压等级2%。颗粒度（5m）:2000/100ml（换流变的要求）。7501000kV电压等级1500/100ml或更高.关于变压器大修或由于其它原因，需要给变压器添加变压器油时。一定要做混油试验，否则，不

3、能随便对变压器添加油，既然是同型号但不同批次的变压器油也要做混油试验。表1 运行中变压器油质量标准序号项目单位设备电压等级kV质量指标检验方法已装入产品内投入运行前的油运行油1外观透明、无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸pH值5.44.2GB/T 75983酸值mgKOH/g0.010.1GB/T 2644闪点(闭口)135GB/T 2615水分1)mg/kg3301000220110及以下101520152535GB/T 76006界面张力（25）mN/m4019GB/T 65417介质损耗因数(90)50010003300.0050.0100.0200.040GB/T 56548击穿电压2）

4、kV75010005003306622035及以下70605040356050453530DL/T 429.99体积电阻率(90)Wm500100033061010110105109GB/T 565410油中含气量%7501000330500电抗器1235DL/T 42311油泥与沉淀物%0.02（以下可以忽略不计）GB/T 51112析气性500报告GB/T 1114213带点倾向报告DL/T 109514腐蚀性硫非腐蚀性硫SH/T 080415油中颗粒度500报告DL/T 432注：1） 取样油温为4060。2） 质量指标为平板电极测定值。1.1 补充油及不同牌号油混合使用时，应满足如下要

5、求：a) 不同牌号的油不宜直接混合使用，不同油基的油不能混合使用；b) 新油或相当于新油质量的同一油基不同牌号油混合使用时，应按混合油的实测凝点决定其是否可用，不能按其他化学和电气性能合格与否就贸然使用；c) 向质量已下降到接近规定下限值的油中添加同一牌号新油或接近新油标准的已使用过的油时，应预先进行混合油样的氧化安定性试验，确认无沉淀物产生、介质损耗因数不大于原运行油数值，方可混合使用；d) 进口油或来源不同的油与不同牌号运行油混合使用时，应预先进行参加混合的各种油及混合后油样的老化实验，混油质量不低于原运行油时，方可混合使用；若相混油都是新油，其混合油的质量应不低于最差的一种新油。对于运行

6、中的变压器油，通过油样做油色谱分析，可以提供变压器内部运行状态及其工况的有用信息，根据油色谱分析可以推断变压器是否可以继续安全可靠运行或者根据总烃绝对增长速度或总烃总量多少；再决定是否需要停机修理。变压器油中含气量超标分析：从表1中可以看出不同电压等级的变压器、电抗器等对于运行中的油含气量的要求是不同的。表中数值规定的是注意值，但在实际运行中的变压器、电抗器等设备的含气量是可以超过注意值，但可以超多少？不同的专家有不同意见，没有统一标准。根据我们的运行经验一般不宜超过下列数值：1油中含气量%7501000330500电抗器1378仅供参考造成设备含气量增大的原因分析：1、负压区：设备使用冷却器

7、潜油泵进行强油循环的，经常有负压区存在。负压区如果不存在渗漏点，那么运行中变压器油中含气量不会变化，一旦负压区有渗漏点，变压器油含气量会增长。轻的话3个月左右油中含气量会超国标。2、储油柜胶囊破损导致变压器油中含气量增加，本来储油柜胶囊的作用就是变压器油与大气不接触，胶囊破损致使变压器油直接接触，变压器油吸进空气，致使油中含气量增长。3、变压器部分管路有空气，导致变压器油中含气量超标，比如：有的产品在事故放油阀接很长的放油管路，且管路处于无油状态，由于蝶阀关闭不严，渗漏油到管路内，同时管路内的空气由于压力增大向本体内进气，导致油中含气量超标。有的变电站有充氮灭火装置，此装置的油管路也是处于无油

8、状态，导致含气量增加，有时还会导致瓦斯继电器报警（安徽萍乡500变电站），变压器还没有并网送电，瓦斯继电器经常报警，经查充氮灭火装置处于空转状态，通往主体的油管路没有充油，经过处理将灭火装置管路充满油，问题解决。有的是变压器结构和在装配工艺上存在缺陷，注油完毕后，由于冷却管路是U形状，管路顶部没有放气塞，或者安装过程中放气不彻底。也可导致含气量超标，有的在结构上存在死空间也是导致含气量超标的一个原因。4、含气量超标的危害： 对于隔膜式储油柜，国家标准（对于500KV变压器来说）注意值为3%，实际运行中的变压器是经常超过此规定值的。运行中的变压器含气量有的已经超过7%（某电厂的启备变含气量为7.

9、2%），厂家的意见应该停电处理，但由于电厂从安全运行考虑，修理必具备两台主变同时运行时方能修理启备变。含气量一般是随着变压器油温度的增高，油中含气量的饱和度越高，但是一旦环境温度变化或负载的突然下降，油温度急剧下降，油中的气体会随着温度的下降饱和度也随着下降而析出，气体会随着管路自然流向瓦斯继电器，一旦气体达到或超过瓦斯继电器的整定值，瓦斯继电器会报警。（贵州安顺电力局25万/500变压器下雨后，瓦斯继电器报警）。变压器油色谱分析：变压器油中单氢增长九、变压器的温升变压器的温升是指绕组温升、铁心温升、油箱温升、油顶层温升。变压器绕组温升限值为：65k.变压器铁心温升限值为：75k.变压器油接触

10、的结构表面温升限值为：80k.变压器的油顶层温升限值为：55k。铁心表面对油的平均温升为3035k；绕组对油的平均温升为25k(强油循环时为35k)，铁心表面对空气的平均温升为7075k；绕组对空气的平均温升为65k.如果环境最高温度为40，则铁心表面最高温度为110115；绕组最高平均温度为105；变压器油的最高平均温度为80；变压器油的顶层温度为95.十、直流偏磁对变压器的影响随着我国电力的高速发展，直流输变电在我国迅猛发展，直流系统在我国的广泛应用，给国家电网的维护带来一系列新的问题，比如发电机变压器、送变电变压器的直流偏磁问题等。直流偏磁对变压器有以下影响：直流偏磁引起变压器的空载损耗

11、的增加；直流偏磁引起变压器铁心的异常声音，严重时有“哇哇”的声音；直流偏磁引起变压器的震动；直流偏磁一般在16A时，变压器的噪声不会有明显的影响，一旦超过10A以上时，变压器有明显的震动和噪声；随着我国直流系统的快速发展和直流系统容量的增长，直流偏磁的影响也越来越大。十一、牵引变对变压器的影响随着我国铁路电气化的高速发展，牵引变的应用也在快速发展，同时给电厂升压变压器和输变电变压器以及电网的维护带来一系列新的问题，比如因为牵引变一般为单相变压器，它的使用会产生负序电流和零序电流以及谐波，对其它变压器及电网会产生影响：零序电流在变压器绕组要产生附加损耗，除此之外还能引起外壳、外层电工钢带和某些紧

12、固件过热，并可能引起产品的局部过热，加速变压器的老化，影响变压器的使用寿命。负序电流造成电力系统三相电流不对称，造成变压器的额定出力不足，影响变压器的利用率下降。对输电线路的影响：谐波使网络损耗增大，在发生系统写真或谐波放大的情况下，谐波网损可达到相当大的程度。 负序电流流过电网时，它并不做功，只是降低了电力线路的输送能力。对继电保护和自动装置的影响：谐波在负序（基波）量的基础上产生的干扰，如对各种以负序滤波器为启动元件的保护盒自动装置的干扰，由于保护按负序（基波）量整定，整定值小，灵敏度高，滤波器为启动元件时，文献表明在实际运行中已经引起下列保护盒自动装置误动。A.变电站主变压器的复合电压启

13、动过电流保护装置的负序电压启动元件误动：B.母线差动保护的抚恤电压闭锁元件误动；C.线路相差高频保护误动；D.自动故障录波装置的零序和负序气动元件的误启动，导致无故障记录二浪费记录胶卷。在频繁误动时，可能造成未能及时装好胶卷而导致发生故障时无记录。E.当谐波注入系统，在谐波或谐波放大的情况下，会造成过流、过压、过负荷、过热，可能造成电容或串联电抗器的损坏，导致无功补偿装置无法投入运行。对母线电压平衡度的影响：根据国内外大量参考文献向电气化供电的变电站母线电压的不平衡度远远超过了国际规定的数值。对变电站的功率因数的影响：由于电气化铁路负荷的特殊性，必须从系统内吸收大量无功，造成为电气化铁路供电的

14、变电站的无功被大量吸收，导致功率因数降低。对通信系统的影响：电力系统三相不平衡时，会增大其对通信系统的干扰，其中零序分量的干扰作用要比正序和负序分量干扰作用大得多，影响正常通信质量。十二、激磁涌流对变压器的影响变压器在空载合闸时将产生很大的激磁涌流，激磁涌流对变压器的稳定运行极为不利。产生变压器激磁涌流的原因与多种因素有关，具体有以下几种因素：空载合闸时变压器上施加电压的幅值、合闸初相角；变压器铁心内的剩磁以及铁心的i磁滞回线；变压器铁心的结构、技术参数、制造工艺、铁心节缝数量、电工钢带材质；变压器直流电阻测试时施加的电流大小以及测试高低绕组的前后顺序；空载合闸时变压器调压绕组分接位置有关，即

15、与匝电势大小有密切关系；理论分析：施加电压的幅值与变压器的用处有关，一般分为发电机变压器和送变电变压器，由于用处不同变压器在电网所处的位置不同，发电机处于电网的输入端，电网的电压幅值较高，输变电变压器属于电网的终端，有线路压降，施加电压的幅值较低，同样的情况下，这就是发电机变压器较输变电变压器产生的激磁涌流更大的原因所在。空载合闸时的初相角，变压器空载合闸时，变压器铁心的磁通与下列因素有关，一是变压器铁心内的剩磁通s，变压器系统电压产生的交变磁通，它随时间变化，=mcos(t+),t+=90电压为最大值，磁通超前电压90所以磁通为零，此时磁通不突变，不突变就不会发生过渡过程，电压为零时，磁通为

16、最大值，为使合闸瞬时值仍为零，铁心内必形成一个大小相等方向相反的直流分量反磁通（这个磁通是随时间衰减的），这个磁通来抵消该瞬时磁通（稳态磁通），这样合闸瞬时磁通是为零了，但是半波后，合成磁通则为稳态磁通m的2倍，若铁心内的剩磁通s与合成磁通方向一致时，那么铁心内产生的极限磁通为2m+s，此时使铁心最为饱和，由于铁心磁化曲线是非线性的，所以励磁电流很大就成为涌流了。对于三相变压器组的三相总有一相要产生过渡现象，因为无论什么瞬间投入都不可避免地要出现涌流，通常变压器内侧绕组电抗小，所以内侧绕组励磁涌流最大。为了使电压不为零时投入，应控制变压器投入时的初相角，以A相为例，投入的初相角一般不要以0以及

17、以60为整倍数时投入，这样可以控制A相（0投入时）电压为零，控制B相（A相60投入时）电压为零，控制C相（A相120投入时）电压为零.激磁涌流对变压器的有哪些影响：空载合闸时激磁涌流会造成变压器箱沿放电；由于激磁涌流很大，漏磁通感应的电势导致箱沿放电，厉害时会将箱沿之间的缝隙电弧放电击穿，造成内部有很大的电击穿声音。在某电厂百万机组倒送电时发生箱沿内部击穿，造成大量的乙炔产生，附带着其它烃类气体。空载合闸时由于激磁涌流的产生，导致电流误差保护误动作；空载合闸时由于激磁涌流大，铁心高度饱和，因此铁心振动大，导致瓦斯继电器的轻重瓦斯误动作；空载合闸时由于激磁涌流大的原因，十三、变压器运行维护调试1

18、、 冷却器的安装与调试（1） 从包装箱内起吊出风冷却器时，起吊速度要缓慢平稳，保持水平吊出，吊钩摆动角度要小，尽可能平稳，不要与包装箱、油箱及其它物件相碰，也不得在地上拖动摩擦。冷却器在竖立安装前，先要清理管接头处的污物，再拆下两端的密封盖板，严防污物进入风冷却器内，如果冷却器存放时间太长，或内部有水或污物，则必须使用耐压高于35千伏的变压器油进行冲洗干净，然后将密封胶垫使用密封胶粘在法兰上，将冷却器安装在相应的位置上，紧固紧固件时要求对称紧固。（2） 安装冷却器油泵时注意以下几点事项：冷却器试运行前，测量油泵定子绕组对机壳的绝缘电阻应不低于0.5M（500V兆欧表），否则要对绕组进行干燥；应

19、确保油泵视察窗玻璃无裂纹和破损；试运行中，油泵应启动灵活，运转平稳，且声音均匀，否则应查明原因并排除。油泵试运行后，必须检查和清洗过滤器，以防油泵运行温升高和造成负压引进空气的危险，导致瓦斯继电器误动作。（3） 安装油泵油流继电器时要注意，检查外观是否完善，指针 是否指向“停”的位置，挡板转动是否灵活，其冲动方向是否与油流方向一致。所有油流继电器箭头方向必须与油流方向一致。即应指向变压器油箱。显示部分应统一向同一方向旋转一个安装孔的角度，以利于运行维护时巡视检查。（4） 风冷却器风扇安装时，首先应用500V兆欧表测量定子绕组的绝缘电阻，若低于1M时，应检查叶片是否变形，与导风筒有无碰擦，电气连

20、接手否良好、正确。（5） 总控制箱应安装在变压器旁前后两侧有足够空间的单独平台上，以便开启前门和后门进行操作和检修。箱底电缆敖设完毕后，其进出口地空隙应严实堵塞，以防昆虫、尘土等侵入。（6） 冷却器安装完毕后，在投入运行前，必须经检查、调式、方可将控制箱设置为自动状态，风冷却器运行前的检查、调试按如下事项进行。仔细检查控制箱连接线路是否正确？检查两个电源接触器的辅助触点接触是否良好，开闭是否正常，以防发生误动，造成整个冷却系统停电，甚至都只变压器跳闸的严重事故。由于风冷却器安装完毕后，变压器油箱及油泵与风冷却器之间的所有蝶阀是关闭的，只有变压器整体真空时才全开，。因此在风冷却器试运行时，应检查

21、是所有蝶阀均应处于全开状态，保证油路畅通无阻。将风扇逐台投入运行，检查器转向是否正确，运行是否平稳，风扇叶片是否有碰擦现象，轴承部位及机壳表面是否有过热现象，吹风方向是否正确，如发现异常，应立即处理。分别以手动操作逐一各组风冷却器试运行，检查控制箱的信号是否正确。如发现异常现象，应立即处理。油泵运转方向应正确，油流继电器应运行正常，冷却器系统震动和声音应无异常，整个系统不应有渗漏油。在调试过程中，如发现有油泵或风扇不能启动，火灾运行中油泵有过热，其原因很可能是分控制箱内接触器有一相未接触好，造成断相运行，为此必须检修接触器。虽然分控制箱内保护风扇和油泵过载的热继电器本身有环境温度补偿装置，但夏

22、季高温时，整流继电器适当增大。以防热继电器动作。以上检查和天使完成控制箱应处于自动状态。2、 压力释放器的安装压力释放器安装时注意事项：首先拆除压力释放器的调压板或试压片，拆除后必须拧紧螺钉或螺帽。对于带电信号的压力释放器，信号线应以胶布包扎，并把防雨小红帽拧在标志杆上，以防进水受潮。紧固压力释放器螺栓应对称对角线均匀拧紧，紧固后的法兰盘间隙应均匀一致，以防安装孔崩裂。严禁压力释放器的喷油口对着套管升高座或油箱其它组部件。在变压器最终注油完成后，变压器送电前，必须全部排除压力释放器升高座处的气体。 压力释放器的开启和关闭压力开启压力（kPa）开启压力误差（kPa）关闭压力（kPa）密封压力（k

23、Pa）155892513.5153519215529.5337037.5428545.55113875813、 储油柜、油位计及其气体继电器安装储油柜安装一般可按油位计、柜体、柜体支架、联管的程序安装。油位计的安装。油浸变压器的储油柜的油位计有小胶囊式（玻璃管式）、磁力式和压力式三种。（1）磁力式或压力式安装注意事项：油位计安装前务必将连杆和浮球表面的污物、灰尘清理干净。连杆应尽可能长些，并能灵活转动，不能与柜壁触碰，特别是装配时要避免连杆变形和弯曲或被胶囊夹裹。安装时可用手上下连续拨动胶囊数次，检查油位计指针的转动和刻度处0和10的最低和最高油位时，报警是否正确。（2）储油柜本体安装。安装本

24、体储油柜时注意事项：起吊储油柜时，吊绳间的夹角不得超过60度，应在储油柜两端用尼龙绳控制摇摆和方向，一面碰伤变压器其它组部件，尤其是套管等瓷件。储油柜就位前，现将支架装在变压器顶盖上或侧壁上，但固定螺栓不必拧紧，然后将柜体置于支架上，注意不要将支架装反，这时仍不能将储油柜紧固件拧紧，以便装好各联管时进行调整。（3）胶囊安装，储油柜胶囊注意事项储油柜胶囊安装，安装柜体时应打开储油柜端盖，检查胶囊在柜体内安放是否平展，若有扭曲、折叠，则应用手慢慢拨平整。现场重新安装胶囊时，应充气检查胶囊是否有渗漏，然后按照要求将胶囊平正的安装在柜体内的挂钩上。接上三通联管，最后密封好。（4）气体继电器安装注意事项

25、：气体继电器安装前必须进行调整，并应注意以下事项：整定信号触点动作的气体容积，改变重锤位置予以调节，一般要求容积为250300mL。从放气嘴处注入空气，可以检查触点动作的可靠性。整定跳闸触点的油流速度，一般为1.01.4m/s，可以松动调节杆，改变弹簧长度进行调节，下磁铁与下干簧触点的距离一般为0.51.0mm，可以转动螺杆进行调整，拧下上罩，按动波纹管，通过探针可以检查跳闸触点的可靠性。（4）联管和蝶阀的安装联管超储油柜方向应有1%1.5%的升高坡度，现在的储油柜是全真空的，所以瓦斯继电器的安装与蝶阀、联管均可全部安装完毕，储油柜与主体一起抽真空或抽真空注油。4、 高压套管的安装及其注意事项

26、：1) 开箱检查套管有无渗漏，裙伞有无磕碰，外表面有无损伤。2) 安装前的试验检查，主要是套管的介损试验、电容测量、绝缘电阻测量。这三项试验项目不光指高压套管，只要是电容式套管均要做。3) 检查套管的油位是否正常，套管试验后一定要注意套管末屏的接地要可靠，因为许多套管爆炸与套管末屏接地不良有直接关系。5、 分接开关安装及其注意事项：（1） 有载分接开关安装前应仔细研读使用说明书，安装时严格按使用说明书操作，变压器本体抽真空时必须保证开关室与本体油箱达到相同的真空度。因此在安装前先安装上U形管。安装时应保证电动机构与分接开关的分接位置应保持一致。安装后首先手动正反操作两个循环，然后以电动机构进行

27、正转和反转。此时，开关切换转数应一致。否则应进行调整。（2） 无励磁开关安装时，必须注意检查箱盖上的防雨罩密封是否良好，静触头各分接线接触是否良好，各分接线间以及它们各自与开关、器身、油箱的绝缘距离是否足够。试验操作后应反复转动分接档位，检查切换是否灵活和标志是否正确，在确证分接位置与设备上标志指示的位置一致的情况下，应进行直流电阻和变比测量予以核准。并与出厂试验值进行比较判断有无变化。送电之前，若分接位置改动过，则每改动一次必须测定一次直流电阻，并应做好记录。6、 其它组部件的安装及注意事项：其它组部件主要包括吸湿器、保护装置、测温元件、电流互感器升高座、有载分接开关保护继电器和控制箱及其二

28、次电缆安装等。安装时应注意以下事项：（1） 吸湿器安装时应确保联管洁净、畅通，吸附剂应干燥，颜色正确，吸湿器密封良好，并应给油杯注入足够的变压器油。吸湿器距固定点不易太长，以免台风时碰坏吸湿器。（2） 电流互感器安装前要做变比、电阻、伏安特性试验。（3） 温度计安装时一定要再温度计座内注入变压器油，一是传热较好，而是防止温度计座生锈。（4） 有载分接开关的保护继电器的安装，设计应在靠近箱顶位置，而且至开关储油柜的联管有2%4%的坡度。十四、变压器组部件常见故障及预防措施1、气体继电器常见故障气体继电器动作原因有故障引起的，是正常动作，另有非故障动作，一般称为误动作 气体继电器动作原因判断序号动

29、作类别油中气体游离气体动作原因故障推断1重气体继电器动空气成分，CO,CO2稍增加无游离气体260400时油的汽化大量金属加热到260400时，即接地故障短路事故中绝缘未受损伤2轻气体继电器动空气成分，CO,CO2，H2较高有游离气体，有少量CO2，和H2铁心强烈震动和导体短路过热过励磁（如系统振荡）3重气体继电器动空气成分，无游离气体气体继电器安装坡度校正不当或油枕与安全气道无连接管的设备防爆膜安放位置不当，潜油泵配置过大，同时启动产生涌流无故障4轻、重气体继电器动空气成分，氧含量较高有游离气体，空气成分补油时导管引入空气，安装时油箱死角可能挂起没有排尽无故障5重气体继电器动空气成分无游离气

30、体地面强烈震动或继电器结构不良无故障6轻、重气体继电器动空气成分无游离气体气体继电器进出油管直径不一致造成压差或强迫油循环变压器某组冷却器阀门关闭无故障7重气体继电器动空气成分无游离气体气体继电器触点短路气体继电器外壳密封不良，进水造成触点短路8轻气体继电器动，放气后立即动作，越来越频繁总气量增高，空气成分，氧含量高，H2略增大量气体，空气成分，有时H2略增附件泄露引入大量气体（严重故障）变压器外壳、管道、气体继电器、潜油泵等引入空气9轻气体继电器动作，放气后每隔几小时动作一次总气量增高，空气成分，氧含量高，H2略增，有时油中有可见气泡大量气体，空气成分-，有时H2略增附件泄露引入大量气体（中

31、等故障）变压器外壳、管道、气体继电器、潜油泵等引入空气10轻气体继电器动作，放气后较长时间又动作总气量增高，空气成分，氧含量高，H2略增，有时油中有可见气泡大量气体，空气成分，有时H2略增附件泄露引入大量气体（轻微故障）变压器外壳、管道、气体继电器、潜油泵等引入空气11轻气体继电器动作，投运初期次数较多，越来越稀少，有时持续达半月之久总气量增高，氧含量高，H2略增有游离气体，空气成分，有时有少许H2油中空气饱和，温度和压力变化释放气体（常发生在深夜）安装工艺不周，排气不彻底，油中脱气和未真空注油12轻气体继电器动作空气成分，含氧量正常无游离气体负压下油流冲击或油位过低（多发生在温度和负荷降低或

32、深夜时）隔膜不能活动自如，充氮管路堵塞不畅，或氮气贷严重缺氮，或油位太低（多因漏油）13轻气体继电器动作空气成分，氧气含量很低，总凄凉低无游离气体负压下油流冲击或油位过低（多发生在温度和负荷降低或深夜时）吸湿器堵塞不畅，或漏油及其它原因使油面降低14轻气体继电器动作总气量高，空气成分，N2略增有游离气体，空气成分，N2很高氮气压力不大油温急剧降低时，溶解于油中的氮气因过饱和而释放15轻气体继电器动作，几十小时或十几小时动总气量高，含氧量低，总烃高，C2H2和CO不高有游离气体，无C2H2，CO少，H2和CH4高油热分解（300以上），产气，有溶解饱和过热性（慢性）故障。存在时间较长16轻气体继

33、电器动作，几十小时或十几小时动作一次总气量高，含氧量低，总烃高，CO2和CO亦高有游离气体，无C2H2，无CO2、H2、CH4较高，CO很高油纸绝缘分解产气，饱和释放过热性故障，涉及固体绝缘。存在时间较长的低压绕组股间短路故障17轻、重气体继电器动作总气量高，含氧量低，总烃高，但C2H2很高有时CO并不突出有大量游离气体，CO、H2、CH4均很高油纸绝缘分解产气，不饱和释放电弧放电（匝、层间击穿，对地闪络等）18轻重气体继电器动作总气量高，含氧量低，总烃高，但CO不高有大量游离气体，H2、CH4、C2H2高,但CO不高油热分解产气，不饱和释放电弧放电未涉及固体绝缘（多见于分接开关飞弧）1、 气

34、体继电器故障预防措施（1） 二次回路故障，例如气体继电器密封盖不严，进水致使干簧触点短路。（2） 由于安装或检修维护步骤，使变压器内部空气未排除或某些原因重新引入了空气。（3） 由于运行维护不当，造成变压器油流分布改变，形成油流涌动，例如变压器冷却器油泵同时启动时经常造成瓦斯继电器重瓦斯动作，其原因就是变压器油由静止突然涌动造成的瓦斯继电器重瓦斯动作，一般启动冷却器有15-30秒之规则，即在15-30秒内对冷却器组进行分级启动，即可避免涌流而是重瓦斯动作，所以冷却器控制箱内有延时继电器来实现此功能。（4） 运行中油泵应确保入口微正压，严防形成负压而导致因油泵入口法兰或导管法兰连接处密封不良或窥

35、视窗玻璃裂纹等吸入空气。为此，必须把油泵入口阀门全部打开。（5） 运行维护时应有计划的对冷却器及其系统进行检查和维护，以便及时发现冷却器及其系统渗漏油，并及时处理。（6） 变压器运行时应确保油泵和冷却器对称运行严防不对称投入和停运油泵和冷却器。（7） 要确保储油柜内的胶囊无折叠、活动自如，防止胶囊堵塞储油柜与本体联管口，且确保吸湿器出口畅通，金属波纹式储油柜滑道无卡涩现象，确保其动作灵活。（8） 现场实施下列操作时，应将气体继电器跳闸保护切换为信号保护。1） 变压器在线滤油、补油。2） 变压器运行中更换油泵、冷却器、油流继电器3） 变压器运行中需要将关闭的冷却器和储油柜的蝶阀开启，或因某种原因

36、需要开启放油或放气阀门。2、 有载分接开关的保护继电器动作原因分析。（1） 由于安装盒检修时，未按技术要求控制联管的坡度，或者呼吸器出口堵塞，使气体不能顺着管道自然地上升，反而可能使回流至气体继电器，引起 动作。（2） 由于有载分接开关切换时，触头断开不能及时熄弧，或者重燃使切换过程中产生大量气体，引起气体继电器动作。防止措施：（1） 注意保护继电器处于最高位置，且有一定的坡度，吸湿器联管畅通。（2） 有载开关油室内的变压器油品质良好，若游离碳过多、受潮或有大量金属颗粒，将影响变压器油的绝缘性能，降低灭弧能力。（3） 开关保护继电器一般不设报警信号。只设跳闸信号。（4） 有载开关一般动作10万

37、次或者5（10）年时间，谁先到即可修理。3、 电容式套管常见故障及其影响100只套管故障原因统计故障性质故障原因台数末屏引线对地放电末屏引线焊接不良，脱焊末屏引线接地螺母松动，脱落末屏引线太短，受拉力和接地端螺母的剪切力而断线19末屏未接地2导电管对末屏小套管击穿1上部螺母及引线对导管间火花放电穿缆导电管处悬浮电位6电容屏绝缘击穿放电端部密封不良，进水受潮27电容芯棒卷制缺陷，造成局部放电使绝缘裂解击穿2局部过热穿缆线鼻与引线头焊接不良导电管与导电头等连接螺母不当15局部过热兼放电导电管与零屏连线焊接不良2外部闪络表面脏污3内部放电雷击过电压1套管常见故障原因及其措施序号故障类型故障原因故障影

38、响故障检出手段处理措施1瓷套表面闪络瓷套表面污秽、受潮、爬距不够短路、绕组烧损目视表面积污和污物含盐测量除尘防污，必要时增大爬距2电容芯表面或屏间绝缘树枝状放电电容屏尺寸不当，少放端屏，卷制松散，有皱纹，气泡油分解产气，tan增大，绝缘强度降低，甚至击穿DGA试验和tan测量，局部放电试验更换套管3悬浮放电安装不当，均压球松动或脱落，引线未进入均压球中心，穿缆导电管电位悬浮变压器本体油中放电性故障特征气体浓度增大，局部放电量增大本体由DGA试验和局部放电测量 重新安装均压球，将导电管电位固定4绝缘受潮出场干燥不彻底，密封不良油受潮变质，绝缘强度下降，或电容芯爬电，甚至击穿DGA试验和微水分析，

39、油耐压，套管tan测量更换合格油，必要时重新干燥，并加强密封5末屏引线脱落，断掉因反复拆接线，拧动小套管芯子，引线脱焊或套管末屏引线反复点DGA试验和兆欧表测量重新接线序号故障类型故障原因故障影响故障检出手段处理措施5引线无弹性压紧结构，接地螺母松脱6渗漏油套管下部封环密封或放油塞胶垫损坏，放油塞未拧紧，套管内油位太高油位过低，油标无油，甚至造成变压器被迫停电，套管油与本体油连通，套管油若分解产气则会干扰对变压器内部故障判断目视油位过低，外表有渗漏油迹补油，更换密封圈，拧紧油塞，调整油位7导电管分流穿缆引线碰铜（铝）导电管穿缆引线断股，套管头部温升高，油分解产气DGA试验和红外线测量查找故障源

40、，针对现状排除8载流部分接触不良引线与导电头接触不良，导管与导电头连接螺母松动严重过热，接头开焊、脱落，或到点头与连接件熔焊在一起DGA试验和红外线测量查找故障源，针对现状排除4、 无励磁开关常见故障（1） 触头接触不良。动、静出头接触不良，轻则接触电阻增大而过热，严重时则烧坏触头，甚至导致变压器事故。（2） 分接档位调整不到位。分接调整不到位会引起触头间电弧放电，严重时可能会造成绕组分接区大匝短路，导致绕组损坏。（3） 分接档错档或乱挡。分接挡错位将导致绕组分解区大匝短路，烧坏绕组。其主要原因是分接开关外部操作机构指示的分接不正确。（4） 放电性故障。无励磁分接开关的各分接头相间或对地之间的

41、绝缘距离不够，可能会发生相间或对地的闪络。此外，开关支架用的螺栓松脱，引线与触头的连接固定螺母松脱，操作杆拔叉电位未固定，均可能造成电位悬浮而发生低能量放电故障。（5） 绝缘故障。分接开关绝缘件上堆积油泥、污物，或安装检修时绝缘件受潮。特别市运行过程中发生过电压，将可能使分接开关相间或对地发生短接地事故。（6） 分接引线焊接不良而导致过热。6、有载分接开关的常见故障故障现象故障原因故障处理动触头跨接在中间过渡触头上，停止不动。电阻器发热烧断，有分解产气，压力达400kPa是时，爆破盖破裂，保护继电器动作切除变压器制造、装配或安装的某种原因引起的切换开关机械故障，如弹簧机械卡死等变压器应退出运行

42、，不允许重合闸，检查切换开关内部机械结构，予以针对性的调整、修理切换开关不能切换，使选择器烧坏或烧毁。故障发生时发现，一次切换后，变压器电压、电流无变化，再次操作时电压瞬时会为零弹簧断裂或机械卡死，螺栓松动，摩擦力增大应暂停分接操作，变压器可暂时继续运行，计划安排检修时更换弹簧或检修传动机构运行中分接开关频繁发动作信号切换开关油室内严重局部放电而产生气体，并不断积累吊芯检查是否悬浮电位放电，连线或限流电阻是否断裂、接触不良而造成局部放电。查明悬浮电位放电或其他局部放电的原因并消除变压器绕组直流电阻超标，分接变换拒动或内部放电等分接选择器或选择开关绝缘支架材质不良，分接引线受力及安装垂直度不符合

43、要求，使分接选择器或选择开关静触头支架弯曲变形更换静触头绝缘支架，纠正分接引线，不应使分接开关受力，开关安装应垂直呈自由状态测量变压器直流电阻时呈不稳定状态运行中长期没动作或静触头接触面因长期无电流通过而形成一层膜或油污等，导致接触不良在变压器小修时，进行3个循环的分解变换操作开关吊芯复装后，测量变压器绕组直流电阻，在选择器不变时，相邻两个分接直流电阻值相同或为两个级差电阻值切换开关拔臂与拐臂错位，不能同步动作，导致切换开关拒动，仅选择开关动作重新吊装，使拔臂与拐臂于同一方向，拔臂置于拐臂凹处，手摇操作，观察切换开关是否左右方向均可切换动作，注油复装后，测量变压器绕组直流电阻，复核安装是否正确

44、开关内部转轴断裂安装时，电动机构与分接开关本体位置没有对应一致，或者分接选择器严重变形必须检修，并注意电动机构与开关的分接位置保持一致，检查分接选择器受力变形原因并消除，一般是分接引线短，使分接选择器受拉力而变形水平轴与机座分离水平轴未按所标明的方向安装，将水平轴按预先进行连接检查电动机构联动交流接触器剩磁或油污使之失电延时，顺序开关故障或交流接触器动作配合不当检查交流接触器失电是否延时返回，或卡滞，顺序开关触点动作顺序是否正确，消除接触器铁心油污，必要时应更换，调整顺序开关顺序或改进电气控制回路，确保逐级控制变换分接开关有局部放电或爬电痕迹紧固件或电极有尖端放电，紧固件有松脱，悬浮电位放电排

45、除尖端，紧固件拧紧，消除悬浮放电手摇操作正常，但就地电动操作拒动无操作电源或电动机控制回路有故障检查操作电源和电动机控制回路是否正确，消除故障后进行整组联动试验电动机操作过程中，空气开关跳闸凸轮开关组安装移位检查分合程序，调整安装位置电动机只能一个方向变换分接限位机构未复位拨动限位机构，以油脂润滑滑动接触处 远方控制和就地电动或手动操作时，电动机构动作，控制回路与电动机构分接位置指示正常，而电压表、电流表均无相应变动开关拒动，且与电动机构连接脱落，垂直或水平转动连接销脱落较常见检查分接开关位置与电动机构指示位置一致后，重新连接并做连接试验储能机构失灵干燥后无油操作，异物落入切换开关体内，误拨枪

46、机使机构处于脱扣状态开关干燥后，不得无油操作，消除异物，防止机构脱扣动触头Y形臂中性线对主触头放电，使变压器两份接间短路Y形臂中性线的多股软线裸露，易松散并落在切换开关相间分接接头间，在级电压下易放电击穿加包切换开关Y形臂中性线绝缘7、日常检查中发现的异常现象、原因及处理措施异常事项异常现象原因分析处理措施温度不正常测温元件测量值超过规定的允许值，或者温度在允许范围内，但据当时负荷和环境温度判断，认为温度值不正常过负荷降低负荷环境温度超过40降低负荷或投入备用冷却器冷却风扇或油泵有故障或冷却管结垢修理或更换有故障的设备，清楚冷却管积垢漏油导致油位下降补加油温度计损坏装两种温度计时，可相互比较，

47、把棒式温度计贴在变压器外壁校核是否正常，更换坏的温度计过励磁（如系统振荡时）过励磁小时后即正常如经检查确认不存在以上现象，则可能有内部过热故障取油样做DGA测试诊断响声震动异常出现异常声音或震动（如励磁声音很高），把耳朵贴在变压器油箱上，听到油箱内部声音不正常过电压或频率波动把分接开关转换到与负荷电压相适应档位紧固件松动查清繁盛震动机发出声音的部位，加强紧固接地不良或未接地的金属部分发生悬浮放电检查外部的姐弟情况，如外部无异常则停电进行内部检查铁心紧固不好而引起微震吊芯（罩），检查紧固情况偏磁（如直流偏磁）改变使用方法，选用偏磁小的变压器进行更换冷却风扇、油泵轴承磨损、滚珠轴承裂纹根据振动情况

48、判断能否运行，修理或更换备品，或降低负荷运行油箱、散热器等附件共振、共鸣紧固部位松动，重新紧固，检查频率分接开关的动作机构不正常检查分接开关的操作机构电晕闪络放电声瓷件、瓷套管表面积污，盐分高，引起污闪带电清洗或者停电清楚积污油面气体异常气体继电器内有游离气体，轻气体继电器动作放电引起绝缘材料分解产气，铁心不正常，导电部分局部过热，误动作对油和游离气体同时取油样作油色谱分析诊断吸湿器不正常油面明显变化时，吸湿器油罩内的两个小室不产生油位差变压器本体由漏气现象差清漏气部位，进行修理瓷件瓷套损伤瓷件、瓷套管表面龟裂破裂、有放电痕迹因内外过电压等引起异常电压根据龟裂程度，判断是否更换套管，安装避雷器

49、时，应校核其起始放电电压气味异常、油漆变色导电部位（套管端子）过热引起变色，产生异常异味几股部分松动，接触面氧化重新紧固，研磨接触面油箱各部分局部过热油漆变色，产生异味漏磁通、涡流尽快安排进行内部仔细检查冷却风扇、油泵烧坏，瓷套管污损产生电晕、闪络而引起臭氧味更换烧坏设备，对瓷套管进行清洗温升过高过负荷降低负荷箱沿或升高座螺栓局部过热处于严重漏磁环流中检查漏磁原因，改善磁屏蔽油位不正常油位计指示假油位吸附剂受潮变色，结块更换吸附剂或将其加热再生胶囊或隔膜堵住储油柜与本体油箱联管口重新安装胶囊或隔膜，防止堵塞联管口油位计指示的真实油位远低于正常油位存在漏油点（结合面密封不良、焊接不良、密封件损坏

50、）检查漏油的部位，并补焊，黏堵或更换密封件因内部故障引起喷油用内部故障检测的各种方法检测诊断油位计损坏换上备件或修理有载分接开关油室渗漏处理油室渗漏漆层损坏生锈漆膜龟裂、漆膜起泡、剥离因紫外线、温度、湿度或周围空气中含有酸、盐分等引起漆膜老化刮落锈蚀、涂层，进行清扫，重新涂上漆层保护动作有关保护动作气体继电器、差动保护继电器等动作时，属内部故障或误动取油样做DGA实验，停电进行变压器内部故障诊断，判断动作原因压力释放器动作压力释放器喷油通常气体继电器同时动作，内部发生了严重的热性或电性故障立即做DGA 试验检测诊断和有关其他检测试验油颜色不正常油中游离碳多油老化裂解检查油裂解原因，油 净化处理

51、油不清澈透明受潮检查受潮原因，排除后油净化处理油中有小气泡本体进入气体或发生了严重的内部故障检查漏入气体原因，排除气体后油就能够化处理或做DGA 试验进行诊断8、 变压器内部故障典型案例： 变压器的故障类型是多种多样的，引起故障的原因也是极为复杂的，概括而言，有制造、包括设计不合理、材料质量不良、工艺不佳；运输、装卸和包装不当；现场安装质量缺陷，运行过负荷或者操作不当，甚至误操作；维护管理不善或不充分，包括干燥处理不彻底，以及雷击和动物危害等都是可能引起变压器内部故障或事故的原因。下表是多台产品的事故统计实例：故障部位故障现象故障原因台数铁心和夹件铁心局部短路过热（有的兼有多点接地）紧固螺栓使

52、铁心局部短路穿心螺杆绝缘破裂或碳化引起铁心局部短路焊渣或其他金属异物使铁心局部短路穿心螺母座套过长造成铁心局部短路接地片过长，紧贴铁心引线局部短路上下铁轭拉杆锁定螺母松动，在强磁场下造成过热15铁心多点接地引起铁心环流而过热穿心螺杆绝缘破裂引起铁心多点接地硅钢片边角翘起碰夹件；夹件碰铁心；测温屏蔽线碰铁心；上铁轭太长碰油箱壁或加强铁；压板位移碰铁心；安装时定位未 反转或切割掉；方铁与铁心之间绝缘损坏而相碰；金属异物、大量焊渣或硅胶引起多点接地；下铁心垫脚与铁心之间的槽型绝缘板破裂或位移，下部托板太长太长碰铁心。 46铁心局部过热磁饱和使铁心过热；铁心接缝不良而过热；铁心冷却油道堵塞而引起过热3

53、夹件短路环流过热压钉与压板之间绝缘破裂或位移使金属开口压坏闭合而行程短路环3引线引线局部接触不良引起过热低压引线焊接不良；低压引线与低压套管连接的螺母松动；分接抽头铜铝过渡接头焊接不良；高压套管螺母松动；导电头紧固螺丝不到位，造成接触不良13高压引线引线接头焼熔发生电弧焊接头不良3引线对油箱或家兼放电引线太长，弯曲部分距离油箱或夹件太近引线应力锥处绝缘进水受潮；操作过电压作用8火花放电引线搭在套管均压球上；套管均压球脱落；套管穿缆导管电位悬浮6低压引线引线间或引线对其它电位体电弧放电两相引线距离太近或相碰引线接头松动，以致烧断4高压层间匝、层间电弧放电，饼间连线烧断接地不良，雷击过电压电压作用

54、绝缘严重受潮；绝缘裕度不够（如薄绝缘）；接头焊接不良，熔断；变压器出口短路事故35低压匝、层间匝、层间短路放电，低压相间短路放电匝间绝缘裕度不够或绝缘老化，雷击过电压的作用；接头焊接不良。出口短路冲击5分接开关接触不良引起局部过热分接开关弹簧压力不够或触头之间表面接触不良86飞弧或火花放电动触头未落位；分接开关操作杆电位为固定9高压电快和围屏树枝放电高场强集中和长垫块有尖角引起电场畸变1绝缘结构固体绝缘过热双饼式绕组带附加绝缘的变压器附加绝缘膨胀，油道堵塞相间围屏破裂、烧伤；绕组局部过热引线绝缘老化49、变压器典型故障或事故实例变压器型号故障现象故障检查实况故障原因分析故障处理OSFPSZ7-

55、240000/330B相局部放电量高，采用电气超声联合测试，判明B相存在放电性故障B相330kV引线与铝屏蔽间的连接断脱，并与绝缘罩相碰连线断脱造成铝管电位悬浮，且断脱连线与绝缘罩相碰，引起放电返厂吊罩检查修理SFPSL-90000/220负荷率达60%以上时油箱严重局部过热，气体继电器动作上、下油箱连接螺栓烧红，造成密封胶垫烧坏漏油严重漏磁，因空气导磁率低，大量漏磁通通过导磁较好的连接螺栓，使高密度交变磁通在螺栓中产生巨大的涡流，导致严重发热，螺栓烧红在上、下油箱交接处填充导磁块，使螺栓中磁密减少，以减小涡流发热，（也可在油箱内壁及绕组钢托板上加装磁屏蔽，使漏磁通通过磁屏蔽，而少穿入油箱壁钢

56、板处）某电站DFP-260000/220高压B相氢在线监测报警，DGA诊断存在局部过热，B相直流电阻高9.8%，比交接时大8.7%9.9%B相4根22mm铜线并联的引出线与套管连接的2个螺栓处有两根压接不紧，接触不良，有3根烧黑，1根在高压绕组引出线根部烧断引线较短，螺栓压紧时接触面不足，导致接触不良，另外，引线插入线耳深度不够，只有一个压接点，压接不良现场更换所有高压引线，采用冷压接，使引线与线耳有两个压接点，重包引线绝缘，并滤油、脱气和真空注油某电站120000/220#2主变压器DGA试验结果油中H2、烃和CO等气体含量很高，表明存在涉及固体绝缘的高温过热故障110kV侧C相套管导电管烧

57、损，穿缆引线与铜导电管下部接触处烧断3股（每股27根）故障处积碳严重因引线短而受机械力使绝缘损伤，导电管尾部有棱角，磨损引线绝缘，引线与导电管分流和环流，导致过热故障更换穿缆引线和导电管，适当增长引线长度，采用磷铜焊，用白布带妥善半叠包绕引线SFPSLB-50000/110DGA试验诊断内部存在局部高温过热故障110kV侧B相套管均压球内侧导电管引线穿入处有直径10mm烧痕，B相引线靠导电管下部处的绝缘烧断引线断股4根，外包白布带大面积碳化、脱落B相引线太长，进入均压球处弯曲而与导电管搭接，因运行震动等，引线绝缘磨损，引线导体与导电管接触，形成导电回路，产生分流和环流，造成高温过热将110kV

58、侧B相引线在断股处截断，更换适当长度的引线，用95mm的铜压接头压接，然后用皱纹纸和白布带包绕，对两相引线重包绝缘SFZLB-31500/11010kV母线供用户的出线电缆短路，使轻、重气体继电器动作，DGA诊断内部发生了电弧放电，电气试验未见异常吊罩发现B相绕组上压环与上夹件的连接片烧断，压钉绝缘穿透，并有放电痕迹，铁心上穿心螺栓与铁心间绝缘电阻为零，部分绝缘支架断裂，少数垫块脱落。油箱底有铁销、小钢珠近区出口短路冲击是造成变压器损坏的直接原因，但根本原因是该变压器抗短路冲击性差现场修复，更换端丽的绝缘支架，恢复损坏的绝缘，变压器回装后对油就能行真空处理和真空注油该变压器修复并真空注油静止2

59、4小时后，进行低压绕组交流耐压前，测量低压绕组的绝缘静置前的4500M降为0M试验检查高压绕组绝缘为20000M，贴心和低压绕组绝缘电阻均为300M，但低压绕组与铁心之间的绝缘为0M，新换的固定低压铜排木质绝缘支架本身的绝缘电阻0M，且测量时猫白烟伴有放电声新更换的绝缘木支架未进行干燥，在邮箱内静置24H期间，水分释出，形成游离水，导致低压绕组与上夹件和铁心之间绝缘降低，拆除全部更换的新木支架后低压绕组绝缘电阻正常重新更换环氧树脂绝缘支架，再次对变压器真空注油和热油循环，测量绝缘良好，并对低压绕组交流耐压30kV1min合格SFZ8-40000/11010kV侧开关柜故障造成变压器近区短路，变

60、压器保护动作跳闸低压abc三相分别有83、37、91线饼鼓包变形，a、c相绕组表面呈轴向长条形隆起状，高压三相绕组、调压绕组均有局部变形，绝缘表面有轻度烧变色迹象，箱底散落不少垫块近区短路冲击，造成变压器损坏是其直接原因，但根本原因是变压器冲击性能不良返厂进行吊罩检查修理SFP8-240000/220DGA实验数据超标，产气速率不断增加，低压三相直流电阻不平衡率达5.1%低压绕组a相绕组股间有短路，7根导线已烧坏、焼熔或烧断曾分别承受过出口单相接地和三相短路冲击，但短路电流和持续时间均远低于其允许值，送样厂家化验，导线材质不良，含杂质，加之导线中间焊接绝缘包扎不良，在短路应力作用下，使 绝缘破坏，造成短路烧损现场全面检查，烧断导线返厂