变压器高压故障原因

变压器高压故障原因（精选8篇）

变压器高压故障原因 第1篇

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。

变压器高压故障原因 第2篇

【摘要】随着社会经济的快速发展，人们物质生活水平的不断提高，人们对生活质量的需求也在急剧提升，作为与人们日常生活息息相关的电力系统领域，其电力资源供应的质量、安全及稳定性，对于提升人们生活质量，有着积极意义。电力变压器是电力系统中最为核心的电力设备之一，电力变压器能够安全高效运行，对于保障人们日常生活其企业生产用电的质量及安全性，有着重要作用，因此加大对电力变压器存在故障的原因及处理方法的相关研究，有着积极意义。本文将就电力变压器存在的主要故障原因及处理方法进行详细探讨。

【关键词】电力变压器；故障原因；处理方法

引言

随着社会经济的迅猛的发展，社会各领域建设事业也取得了长足的进步，尤其是在作为我国重要能源领域的电力系统，其近年来也获得了蓬勃的发展，不仅在电力资源供应生产力及生产效率的提高方面，在电力资源供应质量及安全性方面，也取得了极大的突破，其对于保障人们的日常生活及企业生产用电供应，及提升人们生活质量的过程中，发挥关键作用。然而在电力领域快速发展的过程中，其存在的问题也不断显现出来，其中尤以电力变压器故障引发的问题最为严峻，由于电力变压器是电力系统中的核心设备，其主要负责电力能源的转化，其在电力系统中的地位十分重要，因而其一旦出现故障，将极大的影响着电力系统的正常运转，甚至由此引发一系列的安全事故等，因此定期对电力变压器进行检查维护，及时排查其存在的故障，并采取相应的处理，对于保障电力系统的安全高效运转，有着重要意义。下文将就电力变压器存在的主要故障原因及处理方法进行详细探讨。

1、电力变压器故障原因分析及处理方法

1.1变压器油质下降

在电力变压器中，通常要加入适量相应的油，以保障电力变压器的高效运转，然而由于电力变压器在长期使用的过程中，如果不对其中的油进行定期检验及更换的话，由于其会混入潮气，及水分等，其会对油的质量产生极大的影响，加之电力变压器在长期使用过程中，其产生的高温也会使得油的质量出现下降，甚至使油质变坏，而油质一旦变坏后，其就会影响到电力变压器的绝缘性能，变压器绝缘性能一旦出现问题，就很容易引发一系列的变压器故障，甚至引发安全事故。因此相关工作人员应定期对变压器中的油质进行定期检测，通常来说刚使用的变压器中，其油质颜色是浅黄色的，随着电力变压器的不断使用，其颜色会逐渐变深，变为浅红色，而当油的颜色变为黑色时，说明油质已经变坏了，在这样的情况下，为了避免线圈绕组间等元件，出现被电流击穿的情况，就需要对变压器中的油进行更换处理了。因此定期对变压器中的油进行化验，及时发现油质下降的油，根据油质下降的程度，分别采取过滤及再生处理，提升油质后，再投入使用，或者对于不能恢复油质的油进行更换处理，对于保障电力变压器的安全高效运转，有着积极作用[1]。

1.2内部声音异常

由于电力变压器在正常运转时，其电磁交流声频率，通常会保持在较为稳定的水平，因而其不会出现异常声音，而一旦变压器非正常运转时，其内部就会产生异常声音，因此工作人员可以根据变压器运转时是否存在异常声音来判断变压器是否存在故障。通常来说，变压器运转时内部出现异常声音，其原因很多，具体来说主要有以下几种：一是变压器发生短路情况，由于短路电流的存在，其会导致异常声音的出现，处理方法就是关闭电源的，对变压器的电路接线及接地情况进行检查，并予以修复；二是内部电压过高。由于其内部电压过高，会导致铁芯在接地时，引发其断路，由此使得外壳及铁芯同时感受到过高电压，最终导致异常声音，处理方法就是定期对变压器电压进行检测，对于出现过高电压情况，要及时予以降低处理；三是零件松动。变压器中零件松动，也会使得其在运转时出现异常声音，处理方法是关闭电源，查找出现松动的零件并予以扭紧处理，同时要加强对变压器零件状态的定期检查；四是过载运行。该原因是变压器出现异常声音的最为常见的一种故障之一，由于变压器过载，其会导致沉重声音的出现，处理方法就是检查变压器用电器情况，并关闭部分用电器[2]。

1.3自动跳闸故障

在变压器故障中，一种十分常见的故障就是变压器自动跳闸，其引发原因主要有外部因素及内部因素，在出现变压器自动跳闸故障时，工作人员首先要对其引发因素进行分析排查，如果是由于人为操作不当引发的跳闸，则可以直接采取送电操作，跳过内部因素排查阶段。若是有内部因素引发的自动跳闸，工作人员就需要进行全方位彻底的检查。由于变压器中有较多可燃性物质，因而其一旦发生故障，很可能引发火灾等安全事故。变压器着火的主要原因有内部故障方面，内部故障引发变压器散热器出现损毁，导致其中的油溢出，从而引发火灾，处理方法就是定期对变压器内部元件进行检查，及时排除老旧磨损的元件，避免火灾事故的发生。此外，还有油枕压力过大，也会引发变压器火灾[3]。

1.4变压器油温激增

此种故障其引发主要原因有过载运转，及冷却装置失灵等，其处理方法主要有，为了有效控制变压器上层油温，可在其中配备温度计，实时监控其温度，并予以有效控制。如果是由于变压器过载所导致的油温激增，可以采取减少变压器负荷的方式，予以处理。若减轻其负载后，其油温仍难以下降，需关闭变压器，并查找其故障原因。若是冷却装置失灵引发的油温激增，可以终止变压器运转，并核查其冷却装置，排查故障并予以修复。

结语

由以上可以看出，电力变压器在保障电力系统的正常运转过程中，发挥关键作用，因此加大对电力变压器故障原因及处理方法的相关研究，有着积极意义。

参考文献

变压器高压故障原因 第3篇

变压器套管将变压器内部高、低引线引出, 不但作为引线对地绝缘, 而且起着固定引线的作用。套管在变压器运行时长期通过负载电流, 当变压器外部发生短路时, 还要承载短路电流, 因此必须具有规定的电气强度和足够的机械强度, 同时还必须具有良好的热稳定性, 能承受短路时的瞬间过热。大型变压器多采用电容式套管, 这种套管以多层紧密配合的绝缘纸和铝箔交错卷制成的电容芯子作为主绝缘。电容式套管分为胶纸电容式套管和油纸电容式套管两大类。本文将针对某500kV变压器环氧树脂浸渍纸电容式硅橡胶干式套管爆炸事故, 分析引发套管爆炸的可能原因, 并探讨相关预防措施。

1 故障情况

某500kV变电站220kV开关内部发生U相接地故障, 线路保护动作, 开关跳闸。随即, 站内主变500kV侧发生U相接地故障, 主变差动保护、重瓦斯保护动作, 跳开主变三侧开关。500kV主变U相本体油箱开裂起火, 高压干式套管末端 (法兰以下浸入主变油箱内的部分) 炸裂。该主变运行至今未发生过重大缺陷。主变高、中压侧安装环氧树脂浸渍纸电容式硅橡胶干式套管, 此前的套管密封及高压专项检查试验未见异常。

2 故障原因分析

2.1 试验检查情况

故障发生后, 故障主变V、W相局部放电、油色谱、介损及电容量、低电压阻抗、绕组变形、直流电阻等试验项目的测试数据纵横比较均无异常。

变电站内2台主变并列运行, 遭受同样的大电流冲击, 因此停运另一台主变并进行油色谱、介损及电容量、低电压阻抗、绕组变形、直流电阻等试验项目的测试, 纵横比较均无异常。

2.2 故障录波情况

调取故障录波图, 分析认为故障发展分为3个阶段。故障录波图如图1所示。

(1) 第1阶段:00~42ms, 持续时间为42ms。220kV输电线路开关接地点故障电流为48.7kA, 故障主变U相高、中压侧套管CT故障电流分别为5.2、14.4kA。220kV开关线路保护最快10ms、母线保护最快12ms动作出口, 42ms II母线上所有开关跳开, 故障切除。

(2) 第2阶段:42~57ms, 持续时间为15ms。故障主变U相高、中压侧套管CT故障电流分别为28.7、7.6kA。

(3) 第3阶段:57~105ms, 持续时间为48ms。故障主变U相高、中压侧套管CT故障电流分别为3.5、6.7kA。从主变内部接地故障时刻算起, 故障主变差动保护最快10ms动作出口, 63ms主变三侧开关跳开, 故障切除。

2.3 高压套管爆炸故障诱因

故障主变自投运以来, 一直运行良好。故障发生前, 变压器运行及检测 (包括色谱检测) 记录表明变压器状态良好。正常运行条件下, 变压器不会出现突发性内部故障。

故障发生当晚, 变电站所在地区为雷雨天气, 气温20℃。该220kV开关U相首先发生内部接地故障, 42ms后主变U相内部发生故障。可见, 该开关内部U相接地故障是本次变压器套管故障的直接诱因。

2.4 解体检查情况

吊检变压器, 发现高压绕组上部内侧损坏严重, 自中部引线部位开始向上数第1、2、20、21、37、38饼向内塌陷, 如图2所示。高、中压间围屏 (与高压线圈塌陷部位对应) 存在明显放电痕迹, 并延伸至线圈上部绝缘压板。上部绝缘压板中间开裂, 且存在明显贯穿放电痕迹, 与绝缘压板贯穿放电部位对应的主柱和旁柱铁心存在放电灼痕。

检查高压套管, 发现套管法兰以上硅橡胶绝缘烧损, 套管法兰以下损坏严重, 套管法兰炸裂, 套管法兰向下15cm处电容屏爆裂, 电容屏整体下移4cm左右, 导电杆存在多处放电痕迹, 如图3所示。

2.5 放电过程分析

根据变压器解体检查情况、故障录波图、仿真计算结果, 可推断变压器套管故障过程。

(1) 变压器故障。变压器高压线圈存在绝缘和机械强度薄弱点。外部的短路电流导致高压线圈局部变形、绝缘破坏, 高压线圈对铁心贯穿性放电。放电起始点在绕组内侧中部引线向上数第1、2饼处, 放电电弧随着油气化和分解物沿高、中压绕组间绝缘纸板向上发展, 击穿上端绝缘压板并从中间洞穿, 沿绝缘压板两侧对铁心和旁轭放电, 如图4所示。电弧沿绕组内侧上升过程中, 第21、22、37、38饼绝缘相应损坏, 造成第21和22饼、37和38饼间放电短路, 绕组变形。

(2) 套管故障。第1次放电电弧产生的爆炸性油流涌动, 对套管法兰处产生较大的横向剪切力, 再加上流过套管导电杆故障电流产生电动力, 导致高压套管应力最集中的法兰主绝缘破坏发生电气击穿, 对地放电, 于是法兰和电容屏炸裂, 如图5所示。

3 防范措施

(1) 优化变压器设计, 严控绝缘材料和关键部件的选用, 如使用半硬自粘导线绕组, 加强线圈、油箱加工、装配等环节的工艺质量控制。监造单位和设备运行管理单位应加大对变压器生产企业的监造力度, 确保变压器不存在制造工艺及设计方面的重大缺陷。

(2) 套管生产厂家应认真核实该型号套管短时耐受电流值及动热稳定型式试验情况, 对产品设计和材质选用加以改进, 加强套管制造过程的质量控制及提高工艺水平。

(3) 进一步改善变压器安全运行环境。一是落实综合整治措施, 强化变压器三侧设备的检修运行管理, 以防范三侧设备故障发生。二是进一步落实防止变压器出口或近区短路的技术措施, 变压器三侧选择质量可靠的断路器, 低压侧采取绝缘化措施, 以防止变压器多次遭受短路冲击。

(4) 加强变压器设备的带电检测和在线监测。除定期检修预试项目外, 还要加强带电检测和在线监测工作, 包括油色谱、微水测试, 铁心及夹件接地电流测试, 接地导通试验, 红外测试, 紫外成像测试, 超声局放测试等, 随时掌握设备运行状态。特别是要缩短检测与故障变压器和套管同型号运行产品的周期。

4 结束语

此次套管爆炸故障是由套管热稳定性、机械强度和变压器承载短路电流能力不足造成的。为避免此类事故再次发生, 首先, 生产厂家应提高套管和变压器的制造工艺和选材质量, 认真落实各项反事故措施, 提高产品质量;其次, 设备运维单位应加强套管和变压器的技术监督工作, 采用在线监测和红外测温等技术手段掌握设备运行状态, 做好运维工作, 确保变压器安全稳定运行。

摘要：解体某500kV故障变压器及其高压套管, 查找该变压器高压套管爆炸的主因, 分析认为高压套管热稳定性、机械强度和变压器承载短路电流能力不足最终导致故障发生, 最后针对故障成因提出防范措施。

关键词：变压器,套管,局部放电,爆炸

参考文献

[1]保定天威保变电气股份有限公司.变压器试验技术[M].北京:机械工业出版社, 2000

[2]柯钜金, 尹项根, 雷荣.某大型变压器高压套管爆炸的原因分析及防范措施[J].广东电力, 2002, 15 (6) :58~60

[3]陈杰华, 林春耀, 姚森敬, 等.某220kV变压器高压套管爆炸故障原因分析[J].广东电力, 2009, 22 (5) :70~72

[4]王伟, 韩金华, 郭运明, 等.一起进口套管烧损故障情况介绍[J].高压电器, 2012 (2) :23~26

[5]宋俊峰.一起220kV变压器高压套管故障分析[J].电力安全技术, 2013 (9) :27~29

[6]曹康, 朱泳, 王森林.变压器套管缺陷分析及防范措施[J].河北电力技术, 2009 (2) :46, 47

变压器的高压试验与故障处理措施 第4篇

【关键词】变压器；高压试验；故障处理；完善策略

变压器作为日常生活中经常用到的设备，其功能主要包括了电压变换、稳压、阻抗变换、电流变换、隔离等等。按照其在生活中、工农业生产中的用途，我们可以将其大致分为电力变压器、组合式变压器、配电变压器、油浸式变压器、全密封变压器、整流变压器、单相变压器等等。文章主要介绍的是变电所的电力变压器，通过对变压器的高压试验与故障处理进行分点论述，明确了变电所变压器在日常使用中应该重点关注的问题，需要严格按照国家及相关部门、变电所所规定的生产管理标准进行操作，做到安全变压、稳定变压、高效变压。

1.变压器进行耐压试验的目的和高压试验的基本要求

1.1变压器进行耐压试验的目的

变压器进行耐压试验，可以分为很多种，以变压器进行交流耐压试验来看，其主要目的是检测变压器的绝缘性能：通过高于额定电压一定倍数的实验电压，合理代替内部过电压、大气过电压，达到检验变压器绝缘性的效果。该试验是保障变压器在投入使用后，减少绝缘事故发生的重要方式，可以有效的发现变压器中出现的各类问题，如绕组松动唯一、主绝缘受到潮湿影响等等。由于该项试验属于破坏性的耐压试验，所以在进行试验之前，要对变压器检验后才能参与试验，如检验变压器的介质损失校正切。

1.2变压器进行高压试验的基本要求

对变压器进行高压试验，首要要求就是安全试验，其试验的基本内容有以下方面：检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；绕组连同套管的交流耐压试验；测量噪音；绝缘油试验或SF6气体试验；测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的）绝缘电阻；测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ；绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验；检查所有分接头的电压比；非纯瓷套管的试验；测量绕组连同套管的直流泄漏电流；额定电压下的冲击合闸试验；检查相位；测量绕组连同套管的直流电阻；有载调压切换装置的检查和试验；变压器绕组变形试验。

2.变电所变压器日常故障类型与处理措施

2.1变电所变压器日常故障类型

变电所变压器的故障检查与处理，是影响变电所正常运转、高效运转的重要方面，在变电所变压器的使用过程中，由于受到变电器内在结构、人工维护等诸多因素的影响，变电所的变压器往往会出现各种各样的问题，需要变电所变压器管理维护人员针对这些问题，进行及时有效地处理，从而确保变电所的变压器能够正常有序的运转开来。

2.2.1由于绕组的主绝缘、匝间绝缘而出现的故障分析

长时间的运转，导致变电所的变压器所承受的负荷过重，加之存在着散热不合理等情况，很容易导致变压器的绕组绝缘出现老化，在实际的抗电能力上大大下降，导致故障产生。绝缘穿击也是造成绕组主绝缘与匝间绝缘出现故障的问题之一，其原因一在于短路冲击次数过多，绕组变形，受到电压波动后就出现故障；原因二在于油水进入，造成绝缘性能下降，无法再承受电压；原因三在于绝缘膨胀导致油道堵塞，散热不及时，加速绕组绝缘老化，从而发生短路；原因四在于自身的防雷设施不达标，受到大气过电压的作用。

2.2.2套管与铁心绝缘发生故障分析

变压器的套管所发生的故障，通常是指闪络情况与爆炸情况，出现这一问题的原因，主要是因为套管存在裂缝，或是套管本身的材质不好，导致套管的密封性不达标，在套管内出现积垢、漏油等情况。铁心绝缘故障的发生，主要是硅钢片固定不合格，或是部件固定台紧这两点原因所造成的。另外，铁心绝缘故障，也有可能是变压器内残留的铁屑等所造成的。

2.2.3分接开关与瓦斯保护方面故障分析

分接开关故障是变压器使用过程中，最为常见的故障之一，因为长时间的压力作用，会导致分接开关的弹簧压力明显不足，出现有效面减小，甚至镀银层受损，由此引起分接开关发热，进而被烧坏。瓦斯保护是保护变压器的主要手段，在工作原理上，轻瓦斯通常作用于变压器信号，而重瓦斯则负责对变压器做出跳闸处理。

2.2.4变压器着火现象与自动跳闸的故障分析

当变压器出现着火的情况时候，主要是因为套管有损，油受到压力作用留到了变压器顶盖，并燃烧起来，或是由于内部故障导致变压器内油燃烧。当发生这一情况的时候，要立即处理，防止火灾继续扩大或是发生爆炸情况。自动跳闸也是变压器使用过程中的故障之一，其引起的原因很多，对其处理的办法就是分析跳闸原因，并投入备用变压器，维持系统的正常运行。

2.2变电所变压器故障处理措施

针对上述变电所变压器在日常使用过程中所遇到的各类问题，笔者认为相应的变压器故障处理措施可以通过以下三个方面进行要求：第一，在变压器故障处理前，要明确故障发生的原因，选择合理的处理方式与技术手段，确保变压器故障处理及时有效。第二，制定并完善变电所变压器故障处理条例，结合变电所变压器故障类型与处理经验，制定一系列、分类别的故障处理办法，从而能够对症下药，提高变电器故障处理效率。第三，提高变电所变压器故障监测系统的性能，提升相关故障处理人员的工作能力与责任意识，将变电器故障处理记录在案，并将其输入储备到变压器自动控制系统中，从而方便系统对变压器所发生的同类型故障做出更加快速的预警和诊断。

3.完善我国变电所变压器统一运行管理标准的策略

我国变电所变压器统一运行管理标准已经初步构建，并在使用中获得极大成果，但是随着国家变电所在基础设施、使用设备、控制系统上的不断改良，变电所变压器统一运行管理标准也需要进一步丰富与完善。因此，在这方面，应该加强我国变电所变压器统一运行管理标准的研究和制定，结合国内外先进的变电所变压器使用技术与管理系统，构建变电所变压器故障预警机制与处理章程，从而合理完善变电所变压器统一运行管理标准的内容，使其在我国各大变电所变压器运行管理工作中发挥更大的作用。

4.总结

变压器作为日常生活中常用的设备，与人类工农业生活息息相关，尤其是在变电所的日常运转中，变压器更是决定变电所工作效率的根本因素。做好变电所变压器的高压试验，检测变电器的安全稳定性能，是保障变压器正常运行的必要措施；及时发现并处理变压器故障，是维护变压器长久运行的必然工作。因此，要完善我国变电所变压器统一运行管理标准，构建故障预警机制与故障处理章程，快速、正确的解决变电所变压器出现的问题，确保变电所工作正常有序开展。

参考文献

[1]贺小勇.变压器的高压试验与故障处理措施[J].科协论坛，2013，（09）.

[2]何海川，郭培恒，耿坤.变压器高压试验方法及故障处理[J].科技创新与应用，2013，（21）.

[3]秦栗.电力变压器高压试验及故障处理[J].电子测试，2013，（17）.

作者简介

九个角度对变压器故障原因的分析 第5篇

一、雷击

雷电波看来比以往的研究要少，这是因为改变了对起因的分类方法。现在，除非明确属 于雷击事故，一般的冲击故障均被列为“线路涌流”。

二、线路涌流

线路涌流（或称线路干扰）在导致变压器故障的所有因素中被列为首位。这一类中包括 合闸过电压、电压峰值、线路故障/闪络以及其他输配(T＆D)方面的异常现象。这类起因在 变压器故障中占有显著比例的事实表明必须在冲击保护或对已有冲击保护充分性的验证方面 给与更多的关注。

三、工艺/制造不良

在十几年的工作分析总结中，仅有很小比例的故障归咎于工艺或制造方面的缺陷。例如出 线端松动或无支撑、垫块松动、焊接不良、铁心绝缘不良、抗短路强度不足以及油箱中留有异物。

四、绝缘老化

在过去的10年中在造成故障的起因中，绝缘老化列在第二位。由于绝缘老化的因素，变 压器的平均寿命仅有17.8年，大大低于预期为35～40年的寿命！在1983年，发生故障时变压 器的平均寿命为20年

五、过载

这一类包括了确定是由过负荷导致的故障，仅指那些长期处于超过铭牌功率工作状态下的变压器。过负荷经常会发生在发电厂或用电部门持续缓慢提升负荷的情况下。最终造成变 压器超负荷运行，过高的温度导致了绝缘的过早老化。当变压器的绝缘纸板老化后，纸强度 降低。因此，外部故障的冲击力就可能导致绝缘破损，进而发生故障。

六、受潮

受潮这一类别包括由洪水、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。

七、维护不良

保养不够被列为第四位导致变压器故障的因素。这一类包括未装控制其或装的不正确、冷却剂泄漏、污垢淤积以及腐蚀。

八、破坏及故意损坏

这一类通常确定为明显的故意破坏行为。美国在过去的10年中没有关于这方面变压器故 障的报道。

九、连接松动

变压器高压故障原因 第6篇

1.事故经过

神华811轮在港打压载水时，两台6EY18ALW型洋马柴油机并车使用，下午4到8机工接班时发现2号电机转速有波动并且伴有明显异响。值班机工随即解列2号电机并打电话叫二管轮下机舱，在确认了柴油机滑油油位、冷却淡水柜水位和柴油机燃油进机阀门开启等一切正常后，二管轮意识到该柴油机可能发生事故了，随即将柴油机的油门手柄拉到停车位置，见柴油机没有停下来，又将燃油进机阀关闭。待该柴油机停下来后，机舱人员对该柴油机进行检查。

2.原因分析

为什么柴油机油门手柄拉到停车位置后柴油机还是停不下来呢？首先可以肯定的是当油门手柄在停车位置时，还有燃油在继续喷到柴油机燃烧的气缸内，根据柴油机的工作原理，在机器运转时只要有一定量的燃油进入燃烧室，机器就会继续运转停不下来的，而油门手柄在停车位置时燃油能够进入燃烧室有如下几个原因：

①喷油器的针阀在开启位置卡死；

②高压油泵的出油阀在开启位置卡死；

③高压油泵的柱塞在较大的供油位置或在最大的供油位置卡死。

如果是喷油器的针阀或高压油泵的出油阀在开启位置卡死的话，当油门手柄来到停车位置后，柴油机在运转一段时间将管路里面的油全部用完后会自动停下来的。而高压油泵的柱塞在较大的供油位置或在最大的供油位置卡死后，不管油门手柄在什么位置，柴油机都不会自动停下来的.。通过对该柴油机高压油泵的检查，证实是由于第一缸和第四缸高压油泵的柱塞卡阻在最大供油量的位置上是此次事故的主要原因。

此类高压油泵柱塞卡阻的原因有如下几种。

2.1燃油质量不佳

大家知道，高压油泵的柱塞和套筒这对精密偶件是经过严格的加工而成的，它们的配合间隙只有0.001-0.003毫米，如果使用中对分油机尤其是柴油机燃油滤器的清洁保养或者使用劣质燃油，使细小杂质进入柱塞和套筒之间，极易造成柱塞拉毛、卡阻或咬死，从而使喷油泵不能满足柴油机在各种工况下供油量的需求。

2.2润滑不良

良好的润滑质量是确保高压油泵正常工作的基础，在高压油泵的运行中要确保柱塞偶件的良好润滑，洋马机高压油泵处都有一来自系统滑油的可调润滑小管，滑油即可带走大部分燃油杂质又能起到冷却、润滑的作用。柱塞偶件在工作过程中，依靠柱塞和套筒间的微小间隙所流入的滑油进行润滑，它是靠摩擦表面的几何形状和相对运动，并借助滑油的粘性流体动力特性产生油压来平衡外部负荷，建立润滑油膜，以保证柱塞偶件不会因干摩擦而咬死。但是柱塞偶件在长期的工作过程中，也有可能使柱塞和套筒之间的油膜被破坏，使得柱塞和套筒之间干摩擦而导致柱塞卡死。

2.3柱塞偶件产品的质量

柱塞和套筒是一对精密偶件，在包装出厂时，其表面涂有一层防锈油，在装配时要将其清洗干净，要仔细检查其上下移动和转动的灵活性。我们在实际工作中发现由于某些厂家的加工误差造成柱塞和套筒之间有时间隙过小，在高压油泵的调试过程中就会产生卡阻现象。

2.4燃油系统的其他故障

柴油机在工作中，由于供油提前角度调整不当等原因，造成针阀偶件温度过高，咬死在停止喷油的位置上，高压油泵中的燃油不能喷向气缸，高压油管内的温度和压力过高，高速运动的柱塞头部承受的压力增加，温度升高，导致柱塞变形而卡阻。

3.预防措施

一般高压油泵柱塞套筒咬死的故障，大多数是由于日常保养管理疏忽或操作不当造成的，只要我们在思想上引起高度重视，并且在实际工作中加以细心观察，就一定能够避免和减少高压油泵柱塞咬死的故障发生。要预防高压油泵柱塞咬死的故障发生，我们可以从如下几个方面入手。

3.1燃油系统

1）燃油进机压力0.65-0.80Mpa，燃油自清滤器保证其时刻处于正常工作状态，燃油滤器应每天放残、每周冲洗、每月（或300―500h）拆洗，保持滤器压差未在报警范围，压差高报警时应拆出清洗，同时查找油质或分离处理等其它原因。

2）燃油进机粘度要求在11-14cst，即要求供油单元出口温度和发电机进口燃油温差保持在5℃以内温差，备用机温度也要求如此，如果燃油进机温度不能满足5℃温差要求，应从以下几个方面查找：高压油泵上的罩盖应始终盖上，以便保持温度，只有检修或检查时才能打开罩盖； 副机停用或启动时，关闭附近的机舱风机和风筒，保证柴油机的环境温度。

3）使用燃油时，当电机负荷小于20%时，运行时间不能超过3小时，应急情况应转用D.O，换油时要防止温度变化过快引起柱塞偶件卡死。

3.2滑油系统

1）电机滑油系统压力0.4-0.45Mpa，进机温度50-70℃，出机温度65-85℃。

2）油底壳滑油应每200-300h分离一次，每次进行电机油底壳油量20个循环分离量以上，分离温度应保持在90-95℃。

3）电机每运行h后需打开道门，抽出油底壳滑油，彻底清洁油底壳底部油泥。

4）定期拆洗滑油离心滤器，一般要求每100-250h拆洗一次，每次拆检时检查离心滤器内部油泥厚度不能超过10mm，如果超过需缩短拆洗时间间隔，同时加强滑油的分离处理。

变压器高压故障原因 第7篇

检修情况汇报

一、检修时间：2012年 12月24日-2013年1月1日

二、检修设备：热连轧厂14台高压电机、36台变压器、87

台高压开关柜检修和试验

三、检修班组：电机1-3班、试验班、变压器1-2班、开关

班、高压试验班

四、检修情况：

热连轧厂生产线由于粗轧机下位电机绕组故障导致全线停产检修，12月24日经商议由动力部承担全产线14台大型高压电机、36台变压器、87台高压开关柜检修和试验工作。热轧厂产品目前市场行情较好，此次意外停产，直接影响到公司经济效益，因此总公司对此次检修格外重视。由于近几年热轧厂产线大型高压电机、变压器、高压开关柜检修较少，对设备状况隐患颇为担忧。动力部接受任务时距离停产已经过了两周，留下的工期不到一周，接到任务后我部领导高度重视，充分认识到本次检修的重要性，提前召开本次检修相关人员会议，合理搭配检修力量，制定详细的检修方案、施工网络图和安全措施等，为检修的顺利进行做好充分的准备。

12月24日根据热轧厂要求办理相关安全手续，制定检

修方案和安全措施，倒运必要工具材料物资，查看现场。

14台高压电机检修试验：

12月25日8：00 根据施工方案，我们对粗轧机上位电机及精轧机F2电机进行了开盖检查，包括定子线圈、槽楔、铁芯、线圈端部以及转子滑环、端部软连接，转子线圈等多出确认有无缺陷，经过仔细排查，发现粗扎上位定子线圈端部绝缘层有轻微脱落，并为露出线圈，针对以上缺陷，我们及时做了处理，将故障点重新涂抹绝缘漆，并包扎好。故障处理完毕，试验班对粗轧上位电机进行直阻和绝缘测试，与以往数据比较，得出结论电机试验数据合格。

12月26日对精轧机F1、F3开盖常规检查，粗轧机上位清洗、以及再次绝缘试验。精轧机F2清洗、检查及试验。

12月27日粗轧机上位机壳、端盖复装。精轧机F2端盖复装。粗轧机7000KW F1、F3清洗、检查、处理缺陷、试验。卷筒电机3台开盖检查、清洗、试验。清洗后在查找缺陷时发现F3转子短路环上有几处过热发黑的痕迹，表面防电晕的漆轻微脱落，经由厂家现场查看确认后，对发黑处重新涂抹绝缘漆。根据原定计划精轧F4、F5、F6不在本次检修范围内，27日下午接到热轧厂通知，把F4-F6加入此次检修计划并且工期不变，接到通知后，我们部门并无怨言，主动加班加点追赶工期，27日又完成精轧F4-F6三台电机的开盖检查及试验。

12月28日对精轧机F4-F6完成清洗检查，并对F1-F6进行气隙测量，试验完毕，经分析比对确认合格后，对六台电机进行复装。粗轧立辊电机2台900KW、精轧飞剪电机1台850KW也完成了开盖检查、清洗、试验等全部工作。

12月29日根据热轧厂要求，对精轧F1-F6电机进行再次绝缘测量，数据均符合标准。

12月31日粗轧机下位电机定子端部有一处磕碰痕迹，线圈外绝缘层破坏明显，根据损坏情况，我们在内层均匀涂抹绝缘漆，并用高压绝缘带包扎好。

1月1日根据热轧厂要求处理精轧机几处异音情况，发现两台电机滑环内侧大盖与轴间挡板螺栓有松动，紧固后异音消除。

36台变压器检修试验：

12月24日下午我们承担了热轧厂卷取1#——4#整流变、粗轧1#——4#动力变等共计36台电力变压器的检修任务，在确认完成各项停电手续和安全措施之后，我们对5台变压器的瓷瓶进行了仔细擦拭、清理，并对佛手的压接情况进行了仔细的检查、压接和试验，处理佛手压接松动2处，所有检修和试验工作于下午17：20顺利完成。2012年12月25日，我们共计完成8台变压器检修和试验工作，处理佛手压接松动3处及渗油2处。2012年12月26日，我们共计完成14台变压器检修和试验工作，处理佛手压接松动4处及

加油2台。2012年12月27日，我们共计完成9台变压器检修和试验工作，处理佛手压接松动2处及加油1台。在本次检修中，我们共发现多处问题，并一一进行了处理，受到热轧厂现场负责人的一致好评。

87台高压开关柜检修试验：

从12月24日上午接到任务，我们制定了检修计划，通过现场勘查明确了安全注意事项，对人员进行了大体分工，12月24日下午我们紧急出动对粗轧区域供加热炉的其中6台开关进行了检修、试验及机构处理；由于24日的工作没有达到预期，25日，我们加派人手，分成2组，齐头并进，完成了24台开关的检修，在检修过程我们发现3台开关的合闸灯坏了，容易造成操作人员误判，影响生产，及时告知生产厂，达到了预期目标；26日，完成了30台开关的检修，在检修过程中，我们对精轧F3整流变高压开关柜AH114开关拉不到试验位臵进行了处理，经过测试发现并处理了H422精轧1#照明检修变、精轧F3整流变高压开关柜AH114开关直流电阻大；由于热轧厂送电，H420 1#受电无法推至工作位，我们紧急安排人员中午加班进行了处理。27日，我们对卷取、新高压水区域的27台开关进行了检修，新高压水I段进线柜H371开关的航空插头无法固定，容易造成开关偷跳甚至是频繁分合闸，我们利用废旧的航空插头的固件进行了更换，达到了很好的效果。

在本次检修中，我部的干部职工克服了天气寒冷的不利条件，在工期短任务重的前提下，牺牲了周末及元旦休息时间，保质、保量、保安全的同时提前完成了检修任务，也为我公司完成绩效目标做出了突出的贡献。

五、存在问题和建议

针对热连轧厂生产线由于粗轧机下位电机绕组故障导致全线停产检修的问题，以及近期总公司发生的多起电机、变压器、高压开关柜故障，严重影响了正常生产秩序。为了切实保障高压电机、变压器、高压输变电系统安全、优质、高效运行，杜绝高压电机、变压器、高压开关设备由于自身绝缘老化、内部变形等隐患所引发的严重事故，实现高压设备系统的安全、可靠运行，我部认为各生产厂应做到以下几点：

1、高压电机运行一年必须中修一次。

2、变压器运行一年必须中修一次。

3、热轧厂开关的现存状况堪忧，高压开关运行一年必须进

行检修、机构检查。建议对开关机械特性测试，对开关自身的机械特性进行测试。

4、热轧厂开关总体存在安装缺陷，操作时易造成航空插头

损坏，一旦航空插头无法固定时，很容易造成开关无法及时的分合闸甚至出现偷跳的可能性，建议操作时注意

并对航空插头上下的卡子进行检查，如果有一个甚至两个都损坏得情况必须立即更换。

5、鉴于当前高压设备运行时间较长，建议对各高压母线进

行清扫、检查有无放电，已经有生产厂出现10台开关的母线有10处放电的情况。

6、高压电气设备在新装、大修和改造后必须进行交接试验

并留存纸质试验报告（以盖有检修工程公司试验专用章为准），否则不得投入运行。

能源动力部

变压器的高压试验与故障处理措施 第8篇

随着社会经济的不断发展, 电力行业的发展也极为迅速。变压器作为电力系统运行的重要设备, 其质量问题严重影响到变压器运行的安全性、可靠性。因此, 必须采取有效的处理措施, 才能确保变压器的安全稳定运行, 为电力系统的安全稳定运行打下坚实的基础。

1 变压器的高压试验故障因素分析

在对一台容量为31 500 k VA、高压侧的电压为110 k V的变压器进行高压试验, 在测量绝缘电阻和吸收比时。通过试验测试发现, 在温度上升时, 会加速绝缘介质的内部分组和离子的运动, 从而加剧了绝缘介质的极化。另外, 如果试验品表面脏污的情况下, 会造成变压器运行故障的现象, 尤其是在高压的情况下, 会加剧变压器的老化。

1.1 变压器运行噪声故障

在日常生活中, 经常会发现变压器运行时发出高分贝的噪声, 对周边居民的正常生活带来极大的影响[1]。一般情况下, 变压器发出高分贝噪声多是由噪声故障导致的。通过大量的实验发现, 引发变压器运行噪声故障主要有以下几方面原因:变压器内部零部件可能存在问题;冷却系统运行不正常;变压器自身结构设计存在缺陷;变压器安装过程中的失误等。

1.2 变压器的绕组故障

变压器是非常重要的电力设备, 是电力系统的中枢组成部分。而绕组作为变压器设备的核心结构, 一旦绕组出现故障, 将会对变压器的正常运行造成极大的影响, 从而影响到电网系统的供电安全和供电质量[2]。引起变压器绕组故障的因素有很多, 例如短路、变形、烧毁、绕组断路、位移、松动等都可能造成变压器的绕组故障。总的来说, 引发变压器绕组故障因素主要分为内部影响因素和外部影响因素, 以上所提到的主要是变压器内部因素而引发的。而外部因素主要是受到外在天气的影响, 例如在雷击的情况下, 可能造成绕组烧毁的现象, 从而引发绕组故障。绕组故障的发生, 将会影响到变压器的正常运行, 从而影响到电网系统的安全稳定。

1.3 变压器介质耗损故障

一般情况下, 变压器在正常运行的过程中, 主要是以介质作为电能传输的[3]。然而, 在变压器正常运行的过程中, 却经常会出现介质耗损的故障, 从而影响到变压器的正常运行, 通过对变压器介质耗损故障的情况分析来看, 造成介质耗损故障的主要原因有涡流耗损、磁滞耗损等两方面。

2 变压器故障处理措施

变压器作为电力系统的核心设备, 相当于人体的心脏, 一旦出现问题, 将会造成电力系统的瘫痪, 不仅给人们的正常生活、生产等带来极大的影响, 更会对社会效益产生不良的影响。因此, 必须采取有效的故障处理措施, 例如对变压器的维护、绕组故障的处理、介质损耗故障的处理等。具体分析如下。

2.1 积极开展变压器的维护工作

通过以上的分析了解到, 变压器在正常运行过程中, 经常会出现噪声故障, 给周围居民的正常生活带来极大的影响。针对变压器的噪声故障应积极进行变压器的维护工作。变压器的维护主要从以下几方面进行: (1) 对变压器接线端子进行定期的检查维护。接线端子出现故障主要表现为运行过热。因此, 在检查维护的过程中, 主要对其运行温度进行检查和控制, 是否超出安全标准, 确保变压器接线端子的正常运行。 (2) 对变压器的电压以及负荷电流等参数进行检查, 确保各项参数在正常范围内, 从而保证变压器运行的稳定性, 避免因运行不稳定而出现噪声。 (3) 定期对变压器冷却装置进行检查维护。变压器本身运行的过程中会产生一定的热量, 如果热量过高, 很可能会造成变压器自身设备以及零部件等烧毁的故障, 严重影响到变压器的使用寿命, 而冷却装置则起到关键性的作用。因此, 必须定期对冷却装置进行检查, 是否存在油管堵塞的问题等, 确保装置运行状态良好, 这样才能切实有效的达到散热的效果, 进而保证变压器运行的可靠性。 (4) 加强对变压器安装的检查维护, 尤其是对变压器内部各个零部件、固定件的检查, 是否存在螺丝松动的现象。一旦发现螺丝松动现象要及时进行紧固处理。 (5) 在变压器发生噪声故障时, 要根据噪声的发声情况确定故障原因, 例如发出嗡嗡电磁声, 则可能变压器内部出现放电的问题, 而引发这方面问题的主要原因是内部绝缘材料被击穿、绕组烧毁、螺栓松动、螺母松动等, 应及时采取有效的处理措施, 确保变压器的正常运行。

2.2 变压器绕组故障的处理措施

绕组作为变压器的核心结构, 一旦发生故障, 势必会造成变压器的运行瘫痪。因此, 必须做好变压器绕组故障的处理措施。绕组故障处理主要从以下几方面进行: (1) 定期对变压器进行高压试验, 并判断绕组的运行情况, 是否存在运行异常的现象。一旦发现问题要及时采取有效的处理措施, 必要时更换线圈。同时在更换线圈的过程中要确保清洁性, 避免杂物对绕组线圈造成损坏而影响到绕组的运行效率。 (2) 在对绕组进行维护的过程中, 经常会涉及到取出线圈的环节。在这个过程中需要注意的是, 绕组线圈的取出应采用白布包裹, 确保操作的安稳性、可靠性, 避免线圈受到污染。 (3) 在安排变压器高压试验周期时, 应结合变压器的实际运行情况进行合理安排, 尤其是在杂质较多、灰尘较多的恶劣环境下, 应缩短变压器高压试验的周期, 确保变压器运行的安全性、可靠性, 及时发现绕组的潜在风险因素, 并采取有效的措施, 将故障损失降至最低, 全面提高变压器运行的可靠性。

2.3 介质耗损的故障处理措施

通过以上对变压器高压试验故障因素的分析了解到, 介质耗损故障对变压器的运行影响极大。因此, 要确保变压器的正常运行, 必须对介质耗损的故障做好相关的处理措施。首先, 在新型材料不断投入到市场的情况下, 应适当的对绕组脚环进行更换, 以新型材质作为更换脚环的主要材料, 提高新型材料的使用率, 并将其作用充分地发挥出来。其次, 要将变压器的压钉绝缘垫圈进行更换, 以压缩硬纸板为主要更换材质, 为变压器的可靠运行营造一个良好的环境。再次, 要对变压器中的螺杆、螺母进行更换, 主要以压缩木质材质为主, 发挥材料的绝缘作用, 进一步提高变压器运行的安全性, 从而保证变压器的正常运行。另外, 在对材料进行更换的过程中, 注意材料的更换要结合变压器介质的实际情况进行选择, 以合理性、适宜性为主, 这样才能将材料的作用充分地发挥出来, 更有利于介质损耗故障的处理, 从而确保变压器运行的安全性、稳定性, 更有利于变压器的长期有效运行, 为电力系统带来更长久的经济效益。

3 结语

变压器作为变电站乃至电力系统运行的重要组成部分, 一旦发生故障, 势必会给电力系统的正常运行带来极大的影响。变压器的故障远不止如此, 还有更多的因素可能导致变压器的故障发生。要不断总结分析变压器产生故障的因素, 才能找到处理故障的方法和措施, 保证变压器的安全运行, 提高变压器的运行效率。

参考文献

[1]贺小勇.变压器的高压试验与故障处理措施[J].科协论坛 (下半月) , 2013 (9) .

[2]俞轲, 张思宾, 姚远忠, 等.电力设备高压试验中调压器的应用分析[J].科技与企业, 2013 (18) .