变压器的异常运行范文

变压器的异常运行范文第1篇

1 变压器异常运行

变压器运行中发现不正常现象时, 应设法尽快消除, 可以最大限度的保障系统稳定运行。

1.1 冷确装置异常

变压器冷却装置异常时, 使油温升高超过制造厂规定或油浸式变压器顶层油温超过标准时, 应作进一步检查处理。散热器出现渗漏油时, 应采取堵漏油措施, 并进行焊接, 但严禁将焊渣掉入散热器内。散热器密封胶垫出现渗漏油时, 应更换密封胶垫。风冷装置电机出现故障不能正常运转时, 应检查电机电气回路及电机本体, 必要时更换电机等有关附件。

1.2 声响异常

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。出现“叮叮当当”声, 则可能由于变压器铁心夹件或压紧铁心的螺钉松动, 可以根据情况处理。内部有较高且沉着的“嗡嗡”声, 可根据变压器负荷情况鉴定是否过负荷并加强监视。内部有短时“哇哇”声, 可根据有无接地信号, 表计有无摆动来判定电网是否发生过电压。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“咕噜咕噜”气泡声, 则为变压器内部短路故障或接触不良, 变压器有爆裂声, 则为变压器内部或表面绝缘击穿, 这时均应立即停用进行检查。

1.3 油位异常

下列情况可能引起油位异常:呼吸器堵塞、油标管堵塞、安全气道孔堵塞、薄膜保护式油枕在加油时未将空气排尽引起假油位;变压器温度过低而油枕容量不足造成缺油, 长期渗油或大量跑油, 修试变压器放油后没有及时补油。

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, 并通知检修人员处理。补油时应将其重瓦斯改投信号, 此时其它保护仍投跳闸, 禁止从变压器下部补油。

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, 则应放油处理, 使油位降至与当时油温相对应的高度, 以免溢油。放油时应将其重瓦斯改投信号。

1.4 油温异常

为防止变压器油和绝缘材料过快老化, 变压器运行规程对油温进行了限制, 应对油温进行严密监测, 特别注意温度的异常升高。

由于变压器在环境温度高、过负荷状态运行而引起的油温异常升高, 应采取降负荷等措施强制降温。变压器在负荷和散热条件、环境温度都不变的情况下, 温度不断升高是变压器的故障象征, 引起温度异常升高的原因有:冷却装置故障;变压器铁心局部短路;因漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热;变压器匝间、层间短路。此时应停止运行, 查明原因, 采取相应的措施予以排除。

1.5 压力释放阀冒油

压力释放阀冒油而变压器的气体继电器和差动保护等未动作时, 应立即取本体油样进行色谱分析, 如果色谱正常, 压力释放阀动作是其他原因引起。些时应排除是由于假油位引起压力释放阀动作, 还应检查压力释放阀升高座是否设放气塞, 为防止积聚气体因气温变化发生误动应增设, 并对压力释放阀的密封进行检查, 必要时更换密封胶垫。如条件允许, 可安排时间停电, 对压力释放阀进行开启和关闭动作试验。

1.6 轻瓦斯保护动作

瓦斯保护信号动作时, 应立即对变压器进行检查, 查明动作原因, 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。并将上述情况汇报调度及上级领导。如气体继电器内有气体, 则应记录气量, 观察气体颜色及试验是否可燃, 并取气样及油样作色谱分析, 可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃, 色谱分析判断为空气, 则变压器可继续运行, 并及时消除进气缺陷。若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常, 应申请将变压器停运。

2 变压器事故处理

2.1 重瓦斯保护动作

瓦斯保护动作跳闸时, 在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行, 为查明原因应重点考虑以下因素, 作出综合判断:是否呼吸不畅或排气未尽;保护及直流等二次回路是否正常;变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象;气体继电器中积聚气体量, 是否可燃;气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果;必要的电气试验结果;变压器其它继电保护装置动作情况。

2.2 动作保护动作

差动保护动作跳闸时, 在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行, 应做以下检查处理:检查变压器本体有无异常, 检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏、引线是否有短路;如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障, 应检查继电保护及二次回路是否有故障, 直流回路是否有两点接地;如果是因继电保护装置或二次回路故障、直流两点接地造成的误动, 在检查其它无异常时, 应汇报调度根据调令将差动保护退出运行, 将变压器送电后, 再处理装置及二次回路故障。差动保护及重瓦斯保护同时动作使变压器跳闸时, 不经内部检查和试验, 不得将变压器投入运行。

2.3 备保护动作

当后备保护动作变压器跳闸时, 同时有馈路保护动作而开关拒动者, 立即汇报调度, 拉开该馈路开关, 强送变压器一次。当后备保护动作变压器跳闸时, 无馈路保护动作时, 检查变压器无问题后, 根据调度命令试送一次。

2.4 变压器套管爆炸

变压器套管发生爆炸时应首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸, 否则应手动拉开故障变压器各侧开关, 并立即停冷确装置;对保护装置动作、一次设备、负荷等情况进行检查, 检查变压器是否着火, 消防设施是否启动;现场有着火情况时, 应先报警并隔离变压器, 迅速采取灭火措施。处理事故时, 应首先保证人身安全, 注意油箱爆裂情况。

2.5 变压器着火

变压器着火, 应迅速作出如下处理:断开变压器各侧断路器, 切断各侧电源, 并迅速投入备用变压器, 恢复供电;停止冷却装置运行;若油在变压器顶盖上燃烧时, 应打开下部事故放油门放油至适当位置。若变压器内部着火时, 则不能放油, 以防变压器发生爆炸;迅速灭火, 如用干式灭火器或干少灭火, 不得用水灭火。发生这类事故时, 变压器保护应动作使断路器断开。若因故障断路器未断开, 应用手动来立即断开断路器, 拉开可能通向变压器电源的隔离开关。

3 结语

为确保变压器及电网的安全稳定运行, 应随时掌握系统运行方式, 负荷状态、种类, 变压器上层油温, 温升与电压情况, 及变压器周围有无工作, 有无操作等情况。根据变压器运行中的现象发现隐患, 及时地消除设备的缺陷, 正确处理变压器事故的发生, 确保电网安全、稳定运行。

摘要：电力变压器的安全运行对电网安全、可靠供电起着重要作用。本文介绍了变压器运行中可能出现的异常运行及事故情况, 总结出处理方法, 对电网的稳定运行有较强的实用价值。

变压器的异常运行范文第2篇

【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。

变压器的异常运行范文第3篇

1 现场情况介绍

在某110kV变电站#1主变年度预试中, 试验人员发现高压侧A相套管绝缘试验异常, 排除各种干扰后, 绝缘试验仍然不合格。该主变型号为SFSZ8-31500/121, 韶关变压器厂生产, 生产日期为1996年10月;套管型号BRDW-110/630, 湖南醴陵电瓷厂生产, 生产日期为1996年3月。数据如表1所示。

从表1可知:A相套管绝缘比交接时大幅下降, 同时电容值与交接时增长近5%, 各项测试数据均超过南网预试规程[2]规定要求, 初步判定为套管绝缘下降, 但还需对套管绝缘油进行油化分析作进一步判定。由于套管绝缘油数量较少且出厂前已经密封, 加之现场取样人员不熟悉密封装置结构, 如果贸然拆开密封装置取油样, 有可能采样后不能恢复密封装置, 造成潮气侵入的后果。综合考虑现场实际困难后, 决定对#1主变本体取油样进行辅助分析, 油样分析与交接值对比如表2所示。

主变油样分析显示氢气、总烃、微水含量较交接值均有较大增长, 同时油中检测到乙炔, 说明绝缘油中已发生局部放电故障, 并威胁到了主变的运行。综合电气试验与油化分析, 判定套管存在重大缺陷, 必须尽快进行处理。

2 套管检查与分析

2.1 套管检查与解体

上报运行管理部门后, 决定立即联系厂家处理该缺陷, 并申请调度将该主变停运。厂家人员到达现场后在检修人员的配合下对主变套管进行检查。外观检查发现套管油位观测镜较脏, 无法看出套管油位的具体位置。同时套管末屏处有油漆覆盖, 密封圈已老化龟裂失去弹性, 于是将异常相套管从主变本体拆下后起吊放置到支架上做进一步解体检查。放油作业时, 根据排出的油量和套管容积应该注入的标准油量相比较, 发现套管内油量较少, 确定该套管已经发生渗油状况。解开主瓷套后发现沿电容芯子上部隐约有一条分界线。分界线上部电容纸较干, 呈皱状, 分界线下部电容纸则较平展, 表面光滑且无发皱现象, 同时发现电容芯子局部被击穿。拆开小瓷套管时伴有少量油水混合物流出, 在引线连接处发现脏污, 但引线连接良好。

2.2 绝缘劣化分析

本案例中套管为油纸电容型 (现场多数为此型) , 主要由电容芯子、瓷套、连接套筒及其他固定附件组成。电容芯子内部导电管上卷有电缆纸和铝箔, 最外面的一层铝箔即为末屏。套管在运行中相当于多个电容器相串联的电路, 正常情况下系统电压均匀地分配在电容芯子的全部绝缘上。本次缺陷由于密封装置老化, 引起套管渗油, 加之变电站附近有一大型化工厂, 外部环境污染较重使得油位观测镜脏污, 运行人员巡视时因看不清油标管的油位指示, 所以未能及时发现套管缺油状况。使得混有杂质的潮气持续浸入电容屏间或绝缘层间, 随着受潮程度加重, 容性损耗产生热量并加速绝缘老化, 绝缘油在高温下碳化分解产生气体, 套管内部压力逐渐上升, 加剧密封装置破坏, 在系统电压的作用下开始产生局部放电, 最终导致套管绝缘下降, 直至试验人员对该主变进行年度预试时才发现该缺陷。

3 反事故措施

由于缺陷的及时发现, 避免了设备事故的发生, 虽然最终没有发展成为事故, 但也为我们的运行维护工作存在的薄弱点敲响了警钟。通过本次重大缺陷, 笔者认为应该从制造与维护两个方面吸取经验教训并采取防范措施, 杜绝套管事故的发生。

3.1 制造运输环节措施

对于制造厂家而言, 一方面除了严抓产品质量管理外, 在套管制造工艺上还应注意选用优质耐油密封胶垫和使用耐高温材料粘接瓷件, 确保电容芯子与连接套筒连接密封可靠。在储存、运输时, 还应对套管尾部采取防潮措施防止电容芯子受潮。

3.2 安装维护反事故措施

运行管理部门在项目规划时, 就要充分考虑系统运行方式和外部环境对套管运行可能带来的影响。在套管出厂试验时, 监造人员就应该要求厂家对套管内绝缘油进行油化试验, 以便发生异常时进行对比。套管到达现场后, 安装前要进行局部放电试验、介损测试和绝缘油色谱分析[3]。

对于运行而言, 运行人员进行设备巡视时应检查记录套管油位情况, 并定期采用红外测试手段检查运行中套管油位与发热情况。当通过目测、借助望远镜观测等多种方式都看不清油标指示时, 应及时申请停电检查。在外部环境污染较重地区, 更应重视此项工作。当变压器停电检修时, 运行人员要仔细检查套管本体是否有破损裂纹, 以及套管各部位密封面状况, 是否有潮气渗入或小套管是否有渗油等异常情况。检修人员进行变压器喷漆作业前, 应对套管末屏接地装置进行防护, 防止油漆喷在小套管表面。试验人员在常规预试中增加套管末屏试验, 以掌握套管末屏的绝缘运行状况, 及时发现问题研究处理。由于电容式套管内装的绝缘油数量较少, 在运行中长时间受到高温的作用, 也会出现油的化学性质变坏的现象, 有条件的地方最好定期做套管绝缘油化验或安装绝缘油在线监测装置, 以掌握绝缘油的运行状况。

4 结语

套管发生缺陷时将严重威胁变压器的稳定运行, 因此运行管理部门应对套管的选用、安装、验收、试验及维护等各个环节严格把关。由于套管属于小电容量设备, 通过介损值测试能灵敏反应绝缘受潮、老化等分布性缺陷, 所以介损测试是套管质量检验的重要项目。需要指出的是, 套管末屏绝缘试验超标, 存在着进水受潮或末屏引线接触不良两种情况。当发现套管末屏绝缘试验不合格时, 不宜盲目下结论, 还应结合油化分析结果综合判断。

摘要：本文通过一起预试中发现变压器高压套管绝缘试验异常, 辅助油化分析并根据套管解体检查验证, 确定产生原因是由于密封装置失效引起绝缘受潮, 导致套管长期在缺油状况下运行, 最终发展为设备缺陷。针对该类缺陷, 从生产制造与运行维护两个方面提出了相应的防范措施并总结。

关键词：变压器,套管,受潮,介损值,异常

参考文献

[1] 陈天翔, 王寅仲, 海世杰.电气试验第2版[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[2] Q/CSG 1 0007-2004电力设备预防性试验规程[M].北京:中国电力出版社, 2004.

变压器的异常运行范文第4篇

关健词 变压器运行 维护 事故处理

变压器在运行中，值班人员应定期进行检查，以便了解和掌握变压器的运行情况，如发现问题应及时解决，力争把事故消除在萌芽状态。

一、油浸式变压器运行中的检查

1.检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温进行比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。

2.检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等;油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。

3.变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。如声音有所改变，应细心检查，并迅速汇报值班领导并请检修单位处理。

4.应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。工作、备用电源及油泵应符合运行要求等等。

5.天气有变化时，应重点进行特殊检查。大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、套管引线处应无杂物;大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象;大雾天，各部有无火花放电现象等等。

6.呼吸器应畅通，硅胶吸潮不应达到饱和。 7.瓦斯继电器无动作。

二、变压器运行中出现的不正常现象

1.变压器运行中如漏油、油位过高或过低，温度异常，音响不正常及冷却系统不正常等，应设法尽快消除。

2.当变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应按规定降低变压器的负荷。 3.变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声;温度不正常并不断上升;储油柜或安全气道喷油;严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度;油色变化过快，油内出现碳质;套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。

4.当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。 5.变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。

三、变压器运行中故障现象及其排除

为了正确的处理事故，应掌握下列情况：系统运行方式，负荷状态，负荷种类;变压器上层油温，温升与电压情况;事故发生时天气情况;变压器周围有无检修及其他工作;运行人员有无操作;系统有无操作;何种保护动作，事故现象情况等。

变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障还有声音的异常，而铁芯、油箱及其他附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下;

1.绕组故障。主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：(1)在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。(2)在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。(3)制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。(4)绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。(5)绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。

由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作;严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。

2.套管故障。这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有：(1)密封不良，绝缘受潮劣比;(2)呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。

3.分接开关故障。常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有：(1)连接螺丝松动;(2)带负荷调整装置不良和调整不当;(3)分接头绝缘板绝缘不良;(4)接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足;(5)油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。

4.铁芯故障。铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。

运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。

5.瓦斯保护故障。瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：(1)轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障;变压器内部存在空气;二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。(2)瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，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。如差动保护动作，应对该保护范围内的设备进行全部检查。

变压器的异常运行范文第5篇

某电厂一次非全相保护跳闸事故概况2010年9月某电厂的1台220kV启动/备用变压器, 由于高压侧开关操作箱受到干扰而造成误跳到相开关, 引起变压器非全相运行。当时负荷电流小, 非全相保护的零序电流未达到定值, 保护未动。非全相运行40多分钟后, 负荷电流增大, 非全相保护才动作切除非全相运行变压器。

1 电力负荷变压器非全相运行状态分析

1.1 电力负荷变压器非全相运行

根据变压器的实际接线方式, 我们应用Matlab-Simulink-Simpower systems电力系统仿真程序建立了仿真模型。其中, E为220kV系统等效电源, 容量10000MVA;K1为变压器高压侧模拟开关;T为电力负荷变压器, 容量为80MVA, 接线方式为Y0/△-11;K2, K3分别为6 k V A和B段进线开关;A M 6 k V, BM6kV分别为6kVA和B段母线;V T/C T1, VT/CT2分别为6kVA和B段电流、电压测量元件;V1, V2为示波器;FH1, FH2分别为6kVA和B段模拟负荷。高压侧模拟开关K1, 通过改变模型参数Transitiontimes (s) 和开关状态实现变压器全相运行和非全相运行状态的切换。开关A, B, C正常为闭合状态, T ransitiontimes参数设为0.6s～1.5s, 即开关非闭合过程为0.6s～1.5s, 选择断开C相开关。6kV两母线电压、电流幅值及相位仿真结果在示波器V1, V2显示。

仿真结果表明, 变压器较大负荷状态下发生非全相, 6kV母线电压幅值会发生一定的变化, 但不大。两段母线各带40MW有功负荷, 即模拟变压器满负荷状态下发生非全相的仿真结果。可以看出, 断线相 (C相) 电压大约有16%左右的降幅。模拟变压器带一半有功负荷状态下发生非全相, 断线相电压大约有8%左右的降幅;模拟变压器满负荷状态, 功率因数为0.8时发生非全相, 断线相电压大约有20%左右的降幅。一些其它负荷状态下的仿真的结果都是断线相电压降幅不超过20%。

1.2 负荷变压器非全相运行分析

根据上述实际录波及仿真结果可以看出, Y0/△-11接线的电力负荷变压器在小负荷时, 电源侧发生非全相运行, 低压侧电压和电流基本上不受影响。在负荷较大时发生非全相, 断线相电压有一定的降幅, 但不超过20%。为什么会出现这种现象呢, 其实并不难理解。由于高压侧断相时, 假定C相断线, 在低压侧 (三角形侧) 健全相a, b相的感应电势Ea, Eb保持不变, 断线相c相的感应电势Ec等于0, 因此在三角形绕组内产生零序电压, 且零序电压正好反向加在c相绕组上, 使c相绕组在低压侧产生励磁电流和磁通。该励磁电流和磁通与高压侧施加电压时的效果一样, 在高压侧同样产生感应电势, 使高压侧的三相电压与断线前一样。因此断线的发生没有使变压器两侧的电压及低压侧电流改变。

当变压器带有较大的负荷时, 由于c相电压是由a, b相合成的零序电势产生的, 因此c相电压的电源内阻相对a, b相大得多。当通过较大的负荷电流时, 在变压器内部产生了较大的电压下降, 使得变压器的低压侧电压有所减低。

2 变压器其它接线方式非全相运行分析

2.1 Y/△-1 1接线方式非全相运行分析

变电站有多台变压器同时运行时, 经常会有变压器不接地运行, 即存在Y/△-11接线方的变压器。当不接地变压器Y侧发生非全相运行时, 低压侧两母线电压与前者有很大的不同, 低压侧两母线电压与高压侧断线相相关的两相电压降幅很大。仿真条件为两段母线各带40MW有功负荷, C相断线。可以看出, 当C相发生断线时 (0.6s) , 侧的A相电压幅值和相位保持不变, B相电压和C相电压幅值和相位相同, 幅值是正常电压的一半, 相位与A相电压反向。这种接线的变压器由于高压侧不接地, C相断线时, 高压侧C相绕组无电压, 因此不产生磁通。A相和B相绕组只获得一半的Uab线电压, 绕组的电势可以表示为EA=0.866U, EB=-0.866U, EC=0, (U为相电压标准值等于1 V) , 在低压绕组由于E a=1/1.7 3 2, EA=0.5U, Eb=1/1.732, EB=-0.5U, EC=0, 经过三角变换输出相电压Ua=Ea-Eb=U, Ub=Eb-Ec=-0.5U, Uc=Ec-Ea=-0.5U。

2.2 Y/Y/-1 2接线方式非全相运行分析

这种全星型变压器高压侧发生非全相运行, 低压母线的电压幅值及相位较好理解, 即低压母线电压降低与高压侧断线相为同名相。断线相电压为零, 非断线相电压幅值大约降低为正常电压的0.866倍。电压降低原因是由于高压侧的非断线相的2个绕组串联获得1个线电压, 高压侧一相绕组仅能获得0.866U的电压, 低压侧同样也只有0.866U的电压。

2.3△/△-1 2接线方式非全相运行分析

这种角星型变压器高压侧发生非全相运行, 低压母线的电压幅值及相位与Y/Y-12接线方式变压器一样。即低压母线电压降低与高压侧断线相为同名相。断线相电压为零, 非断线相电压幅值大约降低为正常电压的0.866倍, 但电压降低的原因不同。变压器高压侧C相断线的非全相运行时, 高压侧只有B相绕组可以获得1个全线电Uab电压, A相和C相仅能获得一半的Uab线电压, 且3个绕组上电压的相位同相。EA=0.866U, EB=1.732U, EC=0.866U时, 在低压绕组经过三角变换可得U a=E aEb=-0.866U, Ub=Eb-Ec=0.866U, Uc=Ec-Ea=0.866U-0.866U=0。

3 结语

最常见的Y0/△-11接线的电力变压器在高压侧发生一相断线时, 在负荷较小的情况下, 变压器两侧电压及低压侧电流基本不变。但在重负荷时发生一相断线, 断线相低压侧电压及电流有一定的降低, 对这种接线的变压器需加强非全相运行状态监视。其它接线形式的变压器侧发生一相断线时, 低压侧电压及电流降低较严重, 必须快速切除断相运行的变压器, 应降低非全相保护动作电流门槛或电流判据。

摘要：对于变压器的非全相运行时对于电力系统的影响进行分析研究, 从而更好弄清其中的原理, 对于控制整个电力系统来说非常有意义。

关键词：变压器,非全相运行,电力系统,影响

参考文献

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[3] 范天元.发电机变压器组主开关发生非全相运行时的处理方法探讨[J].西北电力技术, 2005, 3.

变压器的异常运行范文第6篇

摘要：文章提出了完善符合安全系统管理的工作机制、建立全面的安全生产考评和结果考核相结合的机制、努力推进建立电力企业安全投入的合理回报机制，在安全生产的条件下追求企业利益，并提出了完善应急管理的保障机制，以此来维护电力企业的安全运行，对电力企业的发展有较好的指导意义。

关键词：电力企业；安全生产管理；应急管理；保障机制；结果考核；合理回报机制 文献标识码：A

安全工作是电力行业必须面对的问题，是电力企业生存发展的大局。电力行业的安全问题虽然取得了一定的效果，但是还需要做更进一步的努力，使安全问题得到完全的解决。例如，电力安全生产人员的安全工作的意识不强，对出现了安全责任事故的责任人落实不够到位，工作人员安全生产态度不明确，即进入生产场地、抓安全生产的态度不坚决、企业安全生产应急保障不足、习惯性违章现象屡禁不止等现象。近几年，随着自然环境越发恶劣，在电力企业的外业工作过程中发生事故屡见不鲜，室内工作随着复杂性的提高，安全隐患也越来越明显，为了避免事故的发生，电力企业的安全管理以及应急保障制度越来越受到广泛关注。本文主要从电力安全的管理理念、机制以及应急保障机制入手，分析电力企业的安全管理生产。

1 电力企业的安全管理

1.1 更新观念，提高对安全管理的认识

1.1.1 树立安全系统管理理念。安全工作是一个结构复杂的开放系统，该系统包括整个电力生产过程中的材料安全、人员安全、仪器安全、生产安全等。我们在安全生产管理中，需要正确认识一些错误的观念，树立以安全系统为研究对象，整个安全工作要以动态的思想去思考，整个过程中的人员、材料、仪器、设备等都应当被考虑进去，用新思想、新技术、新方法对企业安全各要素进行战略重组，从更加全方位的角度去看待整个电力安全工作，从而形成一个多层次、多元化、多样化的安全管理系统。

1.1.2 树立安全人本管理理念。在安全管理中，要以人为本，人是整个生产发展过程中起决定性作用的对象，又是电力企业实现以人为本的主题，是安全生产的主题，是事故的肇事者，也是受害者。

因此，我们在管理安全生产中，要改变以往那种金钱高于一切，一切以生产为主的理念，要始终把握以人为本，一切以“安全第一，生产第二”的原则。要把安全管理活动中人的因素提到中心地位，而以人为本的生产理念必须研究生产过程中人的思想变化同生产工作方法的变化的关系，从而制定一套科学的管理理念。

1.1.3 树立追求长期利益理念。安全生产工作是一种长期的投资工作，是一种相当可靠的有较好收益的投资活动，以获得良好的安全经济效益为目的，安全工作主要包括生产活动之前准备工作的安全投入、生产过程中的安全生产工作、生产过程后的相关维护以及使用活动。和其他有投入产出的经济活动相比，虽然在短时间内看不到什么收益，但是从长期来看是一种十分有投资效益的工作，相比较没有这样的投资工作的企业来说，就可以看出其中的高效益。

1.2 探索新思路，加强安全管理

1.2.1 完善符合安全系统管理的工作机制。电力企业的安全管理思想采用系统管理的思想综合反映，即企业管理的综合反映。安全工作不止是针对某一个或者某一项工作而言，而是针对整个生产的过程而言，其中渗透到了每一个生产部件、每一个生产过程、每一个生产人员，而且每个生产相关的人员都有自身的角色和责任，生产过程人人有责，应由党政工团齐抓共管；同时各职能部门的工作也是为安全生产服务的，生产部门工作人员是工作的责任人，同时又是工作的管理职能人员。所以安全生产管理者和各职能部门之间要建立伙伴关系，各个职能部门和人员必须相互协调生产和管理才能使整个生产较好地进行。

1.2.2 建立安全生产过程考核和结果考核相结合的机制。电力企业的安全效益没有直接的经济效益，而是来自长期经营中减少发生安全事故而引起的责任所带来的效益。电力系统绝大部分事故都是在企业生产过程中人为操作的不规范或者仪器设备、工作环境引起的，具有偶然性，必须多多加强各个方面的管理。如果仅仅以利润和事故来考核，那么安全事故将不会得到有效的抑制，管理人员会只看重事故的发生和严重性，心存侥幸心理的管理者就会忽视、放松安全管理，对安全事故的发生产生一定的侥幸心理，不会系统地对各个环节进行仔细排查；也会使职工心存侥幸心理，致使习惯性违章屡禁不止。针对这种情况必须系统、完整地制定一整套的管理机制，并不断完善管理水平和制度。

1.2.3 积极争取建立电力企业安全投入的合理回报机制。生产必须安全，安全促进生产。安全工作与安全生产是协调发展的共同体，不是对立的，安全是生产的前提，生产必须有安全作为保障，安全生产不仅是安全生产，而且必须生产安全，满足人们的安全需要，安全生产出来的产品具有很高的价值，需要经过一系列技术的合成以及安全作为前提而产生出来的。一般企业的安全投资可以通过购买质量过硬的仪器设备，提高检测更换仪器设备的频率，提高企业人员的素质等方面进行。

1.2.4 努力提高安全效益。安全效益的提高可以从事实上帮助人们认识安全投入能产生好的效益，从而自愿加大安全方面的投入。因此我们要尽一切能力去减少事故发生量、降低事故发生的严重性，通过实现安全过程的优化，来提高安全效益。要尽可能地提高企业的安全等级工作，同时还要降低投入的经费，要从以下两方面努力：其一，通过科学地分析评价以及科学的评估，在以往相关经验的基础之上，在进行系统分析和安全评价后，依据事情的不同严重程度和轻重缓急提出解决方案，使安全投入的能力充分发挥；其二，电力企业在不同地区、条件和环境来说，企业所制定的安全标准和准则都是不一样的，虽然制定的安全标准越高越好，但要在制定的安全目标基础上，以系统的、超前性预防及治本为主的思想为指导，综合考虑相关技术以及经济效益指标，提出多种试用性的解决方案，使安全投入达到高效。

1.2.5 以人为本进行安全管理。在安全管理中除了要依靠工程技术水平的提升、制度的保障以及相关的安全保证以外，以人为本的生产理念是一个重要的思想保障。必须对安全工作的管理和实施者进行以人为本的安全生产理念教育，注重强化安全意识和提高安全思想的人格教育。企业员工的安全生产积极性要逐渐成为安全管理的一个因素。更加深入到职工的微观心理层面，了解职工的需求，从而研究分析制度的建立和改革。对在工作中取得足够进步和成就的人，要采取激励的方式不断鼓励他们努力向前；而对那些在工作中遇到挫折的职工，要给他们一个新的工作机会，鼓励他们继续努力，使他们重新充满信心和希望。

2 电力企业应急保障机制

2.1 全面做好应急管理工作

应急管理工作是一项系统工程，应急预案的编制是应急安全保障中特别重要的一环，关系到应急保障工作的实施。电力企业应结合本单位的实际情况，从工作中的每一个人员、每一个班组、每一个分队、每一个公司都要制定适合本身的应急保障制度，分级管理，逐一领导。应急处置方案应做到将事故的类型、事故的严重程度、事故的责任制度、事故的应急措施等编制到位，要将电力应急体系建设纳入企业总体发展规划，加大对责任的监管以及对事故处理的奖惩性，做到公平公正，提升电力企业安全管理保障制度。

2.2 加强预案编制，增强应急管理

对任何生产工作，常规的日常工作靠规范进行执行，而遇到突发事件则要靠应急预案措施进行处理。电力企业的安全生产也不例外：其一，应急预案编制要及时更新和处理；其二，预案编制要纳入安全考核标准中去；其三，多组织应急演练，增加工作人员的应急经验。在预案的编制过程中，相关工作小组要制定制度，制定工作计划要结合本单位的职能分工，成立领导责任制和员工责任制，分工明确、责任明确，明确编制任务、进行职责分工，制定工作计划，对制定的应急预案还要不断完善和更新，使应急预案制度和实际情况紧密结合，不能落伍。同时还要收集应急预案编制所需的各种资料，特别是借鉴国外的相关经验再结合国内的相关情况制定，使应急预案能够达到其最好的效果。

2.3 应急管理的推行

常规的应急管理制度要建立三个保障体系，即组织体系、目标体系、考核评价体系。组织体系就是要确立各层面的负责人，能主动担任领导职务，同时也用于担当错误责任推进各项工作管理标准化。目标体系就是指在整个应急管理中、工作的推进中将要实现或达到的目标。应急管理工作的考评体系要做到公平公正公开，同时要注重考评内容和方法的结合，注重定量和定性的结合。应急管理中，风险管理是重中之重，特别要注重集风险识别、风险预警、应急处置和应急公关四位一体的体系。电力企业的应急管理中员工的素质又是一个重要环节，它关系到应急管理的成效。现在我们所倡导的“以人为本”的管理理念，对员工的要求较高，要求员工除了具备应急处理的技术和办法以外，还需要拥有基本的素质，同时企业人性化的管理也是激发员工潜力和提高企业安全的重要保障。

3 结语

对电力安全的管理必须做到每个细节，只有在安全生产的前提下，电力企业才能真正做大做强。当前电力供需仍然存在严重的不平衡以及不稳定的因素、自然灾害和外力破坏威胁始终存在、设备隐患排查治理长效机制尚不完善、应急保障机制不够全面等，这都将对电力安全构成威胁，本文就常见电力企业的安全隐患进行了分析并提出了一些建设性意见，供电力相关企业参考，希望可以提高电力企业生产的安全环境。

参考文献

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作者简介：齐春明（1989-），男，黑龙江哈尔滨人，山东电力建设第三工程公司助理工程师，研究方向：安全科学与技术。

（责任编辑：蒋建华）