变压器故障统计分析论文范文

变压器故障统计分析论文范文第1篇

2009年10月2日20时59分, 110kV某变电站#1主变差动保护、本体重瓦斯动作出口跳#1主变三侧开关, 造成35kV母线、10kVⅠ母失压, 站用电消失。1#主变保护测控屏上发“本体重瓦斯”、“本体轻瓦斯”、“差动保护动作”、“PT回路异常”信号。

将#1主变转检修状态后, 经初步检查#1主变差动保护区设备无异常, 本体瓦斯继电器内部存在大量可燃气体, 为此初步判断本次事故为主变本体内部故障引起, 保护动作正确。随即安排全面试验及油化验, 油、气采样化验分析结果是总烃、氢气、乙炔等重要指标全部严重超标, 进一步判明主变本体内部有故障, 安排次日对该主变进行全面电气试验。

2 主变基本情况及故障前的试验情况分析

(1) #1主变基本情况:型号:S S 7-40000/110, 出厂日期:1989年7月, 1990年投入运行, 强油循环冷却方式, 制造厂家:保定天威股份有限公司。2005年对该主变进行改造性大修, 将强油循环冷却方式改为自然冷却方式, 同时对油枕进行改造。

该主变上次预防性试验时间是2007年4月16日, 油化验时间是2009年5月12日, 事故发生时均在规程规定周期内。

(2) 故障前的试验情况:从该主变2007年4月16日预防性试验报告分析, 没有发现异常情况;从2007至2009年这三年油化验报告分析, 反映油是否受潮的重要项目 (闪点、水分、击穿电压等) 均在合格范围内, 反映变压器内部主绝缘情况的总烃、氢气、乙炔等重要数值没有异常或突变, 且均在合格范围内, 只有二氧化碳气体逐年有所增长, 此项数值在规程中没有强制性规定, 根据油、气化验导则总烃、氢气、乙炔三项重要指标未超标时, 不予以进行三比值对比分析, 伴随着固体绝缘明显老化在油中存在的一氧化碳、氢气等气体均没有增长, 故油化验分析为固体绝缘属正常老化, 不影响设备安全运行。2007至2009年部分油化验 (试验) 数据如表1。

3 对#1主变事故后电气试验、油气化验报告分析

(1) 电气试验:根据2009年10月3日电气试验报告分析, 变压器中、低压侧各项指标没有发现异常情况, 铁芯对地绝缘没有明显降低, 但高压侧绕组直流电阻不平衡率最高达64%, 严重超过规程规定2%, 其原因是高压侧C绕组直流电阻比其它两相明显增大, 与2007年预防性试验报告对比变化较大。进行变压器变比试验时, 中压对低压侧正常, 高压对中压侧、高压对低压侧无法测试, 因此判定高压侧C绕组有匝间短路现象, 低压侧绕组直流电阻不平衡率达1.39%, 超过规程规定1%。如表2。

绕组直流电阻测试:实测电阻 (电阻单位:mΩ;温度单位:℃) 。

(2) 油气化验。

根据2009年10月3日油气化验报告分析 (见表3) , 总烃、氢气、乙炔等重要数值严重超标, 并经三比值对比分析, 初步分析判断变压器本体存在低能放电、固体绝缘之间油击穿的情况。

4 吊罩检查情况

由于事故前试验、化验报告没有发现绝缘异常征兆, 为了进一步查清故障原因决定马上联系制造厂家派技术人员到现场对主变进行吊罩检查。

2009年10月7日上午对该#1主变进行吊罩检查, 发现在变压器瓦斯继电器连通管内有水流出, 连通管底部有明显锈迹, 器身内部铁厄上有明显水迹, 高压侧绕组绝缘纸表面有水分, 器身大盖靠近瓦斯继电器连通管处内壁挂有水珠, C相高压绕组匝间绝缘击穿, 高压线圈中部辐向变形, 线圈匝间纸绝缘鼓泡, 判定线圈绝缘进水受潮造成匝间绝缘击穿。

初步分析, 水应从主油枕内流入瓦斯继电器连通管, 主油枕可能有渗漏点。随后对油枕进行解体检查, 发现油枕内的气囊底部有大量水迹及锈迹, 油枕侧面大盖箱壁处和大盖底部有大量锈迹, 气囊、外部连通管及连通管接口无漏点。经仔细查找, 最后发现是大盖密封圈在装配时, 由于装配质量问题, 密封圈压在枕壁突出沿边上, 造成密封不良, 而此部位恰好在变压器正常油面高度上方, 没有渗漏油, 故平时无法及时发现。

5 事故原因分析

根据事故前、事故后该主变的油、气采样化验结果和电气试验结果分析、比较, 结合主变吊罩检查和油枕进行解体检查情况, 本次事故原因是由于厂家在2005年9月进行该主变改造性大修对主油枕改造时在油枕侧面大盖密封圈安装中存在安装质量问题, 造成主油枕密封不严向内渗水、高压侧C相绕组匝间纸绝缘受潮而发生绕组匝间绝缘击穿短路。

6 暴露问题

(1) 大修、改造工程验收中存在漏洞, 对一些平时无法监控又不易发现的安装质量问题没有把好关。在2005年9月厂家对#1主变进行改造性大修中, 对#1主变的油枕做了相应改动, 同时也更换了油枕的密封胶圈, 可是在压接密封胶圈时因工艺问题造成密封胶圈封闭不到位。2005年10月该主变改造完工验收时, 因受限于现场条件, 没有对油枕进行拆盖检查, 未能及时发现该事故隐患, 导致此次事故的发生。

(2) 大修、改造工程的现场验收标准不够规范, 有待进一步细化和表格化。

7 整改及防范措施

(1) 加强设备安装、改造、大修工程验收环节的管理, 特别是上述工作过程中隐蔽部分的验收, 确保设备安全运行。

(2) 规范设备安装、改造、大修工程的现场验收标准, 组织相关专业技术人员编写设备安装、改造、大修工程现场验收标准尽可能细化和表格化, 确保无漏项、不留下事故隐患。

(3) 总结本次事故经验教训, 举一反三强化技术监督职能, 加强对试验结果的分析管理。特别是在恶劣的气象条件下, 可缩短周期对一些设备进行个别项目的补充性试验和追踪检查, 及时发现设备隐含的缺陷、隐患, 为设备把好脉, 防止突发性事故的发生。针对近期连续多雨潮湿天气, 对各变电站主变 (特别是运行年限较长者) 的本体绝缘油全面抽样进行油化验工作, 及时掌握各变压器中反映绝缘油品质的各类气体含量的变化情况, 避免类似事故发生。

(4) 加强主设备的状态评价工作, 根据评价结果和现场实际情况, 必要时应缩短试验周期。且对试验结果虽在合格范围, 但经比较有变化的结果、数值, 要认真加以分析和定期追踪比对, 找出变化规律, 及时发现设备的安全隐患。

(5) 对变压器等大型主设备加快推广实施安全在线监测, 实时监视设备的运行情况, 及时采集故障前兆信息和判断设备可能会发生的故障, 提前采取措施, 避免设备事故的发生。

摘要：对某变电站1号变压器故障前后的状态进行描述, 并对试验数据进行了分析, 从而找出导致故障的根本原因, 提出相应的预防措施。

关键词：变压器,故障,试验数据,原因分析

参考文献

变压器故障统计分析论文范文第2篇

1.1 结构

涡轮增压器实际上是一种利用发动机发动机排气中的剩余能量来工作的空气泵,从结构上主要分为涡轮、压气机和中间体三个部分;涡轮部分由涡轮和涡轮壳组成,废气进入涡轮室推动涡轮高速转动。压气机部分由叶轮和压气机壳组成,由于叶轮与涡轮同轴连接,叶轮随涡轮转动压缩空气进入进气管道。中间体是承载涡轮增压器的机构,也是提供润滑冷却的装置,其内部由密封环、油封、只推片等构成一个密封体统,其作用是防止空气或废气窜入中间体,防止中间体润滑油进入压气壳和涡轮壳。涡轮增压器的涡轮壳进口与发动机机排气管连接,涡轮壳出口则接在排气总管上;而压气机进口与空气滤清器连接,压气机出口则接在柴油机进气歧管上,二者由中间体同轴联接。

1.2 原理

当发动机运转时,气缸排出的废气在惯性冲力作用下推动增压器涡轮转动,由于涡轮与压气机叶轮同轴相连,涡轮带动叶轮转动,通过叶轮的高速转动,将空气滤清器送来的空气压缩至常规大气压的2～3倍,使进入气缸的空气量加倍增加,燃料得到更多更充分的燃烧,从而提高发动机功率,减少有害排放。

1.3 技术特点

由于发动机排放的废气惯性冲力很大,通常情况下,压气轮和涡轮在工作中的转速可达到10多万转/min,而且工作温度也可达到500℃～700℃。为保证在高转速情况下转子的有效工作,现时涡轮增压器多采用浮动轴承系统。利用从柴油发动机主油道流出带有压力的润滑油,经进油孔进入增压器的油道,浮动轴承在润滑油的压力和转子轴的旋转作用下,在它的内外表面形成了承载油膜,使转子轴以及轴承座在非接触状态下工作,而且由于浮动轴承的转动,降低了轴、浮动轴承、轴承座之间的相对转速,这样既保证了在高转速下的正常工作,又延长了使用寿命。还有,为防止高温损坏增压器的其它零件,润滑油还向增压器的涡轮端提供有效冷却,带走大量的热能,最后润滑油由冷却部位和润滑部位流出并从回油孔返回发动机曲轴箱。另外,为防止柴油发动机全负荷运转时增压压力过高,使柴油发动机汽缸爆发压力超过限值,影响发动机、增压器的可靠性,因此,目前涡轮增压器普遍都带有旁通阀,它是当增压器压力超过设定值时,通过压气集储器推动调节杆打开旁通阀门将部分压力废气放掉,以控制涡轮转速,从而控制增压压力,保证柴油发动机正常运转。

2 涡轮增压器的常见故障及原因分析

2.1 增压器在运转中振动并发出异响故障分析

产生原因一是有杂物经破损的管道进入增压器碰刷叶轮引起;二是增压器涡轮或叶轮因损坏变形后碰撞壳体所致;三是浮动轴承或转子轴磨损严重,动平衡失调,引致增压器振动及异响。一般出现此故障时,可打开压气壳的进气端,检查叶轮是否与壳体相擦,叶轮是否损坏、转动是否灵活。

2.2 压气机喘振故障分析

主要是进气系统堵塞,如空气滤清器堵塞和进气管道变形等,使涡轮增压器压缩的空气量不足,增压后的空气压力产生较大的下降和波动,造成压气机喘振,应重点检查进气系统。

2.3 增压压力下降故障分析

一般情况下,柴油发动机在额定转速时,增压器转子的转速高达7～10万转/min钟,使增压压力达到额定值。当增压压力降低时,柴油发动机进气量减少,功率下降,油耗增加,因此,发现增压压力降低10%时,要及时检查,如空气滤芯堵塞、轴承磨损、涡轮或泵轮叶片变形,或损坏、进气道胶管破裂或松脱等都会使转子转速下降,增压压力也随之下降。

2.4 涡轮端或压气轮端漏油故障分析

废气涡轮增压器采用发动机提供的润滑油提供内部的润滑及冷却,为不使机油泄漏,在浮动轴承两端设置有密封环。当转子轴磨损或轴承径向间隙(1)过大时,该密封环将失去密封作用,使涡轮端或压气轮端漏油。压气轮端漏油严重时,进气通道、中冷器、进气支管内存有大量机油,引起机油消耗增加、烧机油、冒蓝烟等故障;而涡轮端漏油严重时,使排气管、消声器存有大量油污,增大排气阻力,使动力下降。严重时,使用排气制动柴油发动机会出现向外喷机油的现象。

2.5 转子轴与轴承烧伤或损坏故障分析

此故障原因一是机油质量差或油量不足,二是由于操作不当引起,如柴油发动机突然熄火,此刻机油泵立即停止工作,机油停止循环,而增压器的转子因惯性仍然继续高速旋转,此刻转子轴与轴承处于半干摩擦甚至干摩擦状态,残留在机油管的机油温度升高,油膜变薄、烧焦,使轴承和转子轴过快磨损。又如刚启动发动机后立即满负荷运行,发动机润滑油还没循环到增压器润滑,增压器已经高速运转,转子轴与轴承处于干摩擦状态,造成转子轴与轴承损坏。由于涡轮增压器属于发动机的一个部件,出现故障时应结合发动机进行诊断和排除,如检查发动机有否损坏,润滑油供应是否正常等,结合上述故障分析才能彻底排除故障。

3 使用涡轮增压器的注意事项

3.1 定期清洗更换空气滤芯

空气滤芯脏污会形成进气阻力,使进气量减少,发动机功率下降。

3.2 定期更换机油及机油滤清器

由于增压器采用浮动轴承对润滑油要求较高,应使用符合厂家规定或CD级以上润滑油,以及更换符合厂家规定的机油滤清器,切勿使用伪劣产品

3.3发动机启动后必须怠速运行3 m i n～5min,因为开机时增压器轴承未形成一定油压就加速运行,容易损坏增压器轴承。

3.4停机前必须怠速运行3min～5min,如果发动机高速运行时突然停机,机油停止流动,而转子因惯性仍然继续高速旋转,形成干摩擦,容易造成损坏,而且转子总成的高温无法散离,容易使轴承积炭烧结

3.5柴油机怠速运行时间尽量不要超过2 0 m i n,因为怠速时,增压器叶轮室压力很低,增压器内腔机油压力高,机油容易渗漏入叶轮室

3.6 应经常检查发动机机油油量,避免因缺少机油造成事故

3.7 应经常检查进气管道的密封性,因进气管道漏气使杂物进入,会造成增压器和发动机损坏

3.8 应经常检查增压器端有否漏油

4 结语

综上所述,造成涡轮增压器故障主要原因是润滑问题、进气密封问题和使用保养不当,因此,用户在使用带涡轮增压器柴油车时,应遵守厂家的技术要求,经常检查增压器运转情况,如发现故障要及时处理,确保增压器安全使用。只有涡轮增压器处于正常的工作状况,发动机的动力性和燃油经济性才得到有效提高,用户才能得到最大的经济效益。

摘要：本文通过介绍柴油车涡轮增压器的结构原理,分析涡轮增压器的常见故障和原因,提出正确使用涡轮增压器的注意事项,帮助用户更好地了解和使用涡轮增压器,减少故障发生,提高经济效益。

关键词：涡轮增压器,结构,原理,故障分析

参考文献

[1] 袁玉和.车辆用涡轮增压器[M].北京:国防工业出版社,1990.

变压器故障统计分析论文范文第3篇

1 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。

2 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。

3 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。

4 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。

5 结语

变压器故障统计分析论文范文第4篇

1、变压器运行的温度

变压器在运行中要产生铜损和铁损，这两部分损耗最后全部转变为热量，使变压器的温度升高。我国电力变压器大部分采用A级绝缘。在变压器运行时的热量传播过程中，各部分的温度差别很大，绕组的温度最高，其次是铁心的温度，再次是绝缘油的温度，而且上层的油温比下层的油温高。变压器运行中允许的温度是由上层的油温决定的。采用A级绝缘的变压器，在正常的运行中，当周围的温度为40℃时，规定变压器的上层油温最高不超过85℃为宜。

2、变压器运行的温升

变压器温度与周围介质温度的差值叫做变压器的温升。由于变压器的各部分的温度差别很大，这将影响变压器的绝缘。再有，当变压器的温度升高时，绕组的损耗将增加。所以，需要对变压器在额定负荷时对各部分的温升作出规定。对于采用A级绝缘的变压器，当周围的温度为40℃时，上层油的允许温升为55℃，绕组的允许温升为65℃。

3、变压器运行时的电压变化范围

在电力系统中，由于电网的电压波动，加在变压器绕组的电压也将是变动的。当电网的电压小于变压器所用的分接头额定电压时，对变压器没有什么损害;当电网的电压高于变压器的分接头的额定电压时，将会引起变压器绕组温度升高，变压器所消耗的无功功率增加，并且使副线圈的波形发生畸变。所以，一般以变压器的电源电压不超过分接头额定电压的5%为宜。

4、变压器并列运行的要求

将两台或两台以上的变压器的原绕组并联到公共电源上，副绕组也并联在一起向负载供电，这种方式叫做变压器的并列运行。在现在的电力系统中，随着系统的容量增大，变压器的并列运行是十分必要的。

电力变压器的并列运行要满足下列要求：

(1)各台变压器的变比应相等，其允许的差值应在+0.5%内。 (2)各台变压器的短路电压应相等，其允许的差值在+10%内。 (3)各台变压器的接线应相同。

二、电力变压器运行中的检查与维护

1、运行中的检查

为了保证变压器能安全可靠地运行，运行值班人员对运行中的变压器应作定期巡回检查，严格监视其运行数据。对于油浸式电力变压器在现场作定期巡回检查时，应检查以下项目。

(1)变压器的上层油温以及高、低绕组温度的现场表计指示与控制盘的表计或CRT显示应相同，考察各温度是否正常，是否接近或超过最高允许限额。

(2)变压器油枕上的油位是否正常，各油位表不应积污或破损，内部无结露。

(3)变压器油流量表指示是否正常，变压器油质颜色是否剧烈变深，本体各个部位不应有漏油、渗油现象。

(4)变压器的电磁噪声和以往比较应无异常变化。本体及附件不应振动，各部件温度正常。

(5)冷却系统的运转是否正常;对于强迫油循环风冷的变压器，是否有个别风扇停止运转;运转的风扇电动机有无过热的现象，有无异常声音和异常振动;油泵是否运行正常。

(6)变压器冷却器控制装置内各个开关是否在运行规定的位置上。 (7)变压器外壳接地，铁芯接地及各点接地装置是否完好。

(8)变压器箱盖上的绝缘件，例如套管、瓷瓶等，是否有破损、裂纹及放电的痕迹等不正常现象。充油套管的油位指示是否正常。

(9)变压器一次回路各接头接触是否良好，是否有发热现象。 (10)氢气监测装置指示有无异常。

(11)变压器消防水回路是否完好，压力是否正常。

(12)吸湿器的干燥剂是否失效，必须定期检查，进行更换和干燥处理。

2、变压器的维护

(1)工作人员应定期做好变压器绝缘油的色谱检查，并核对氢气监测装置的指示值，以便及时发现变压器中可能存在的异常情况。 (2)变压器正常运行时，每小时用计算机处理并输出打印一次主变、厂高变、启/备变的温度，厂变的温度在定期检查时记录一次。

(3)按“设备定期切换试验制度”的规定，每半个月一次，对主变、厂高变、启/备变的冷却器进行试验并切换运行。

(4)按“设备定期切换试验制度”的规定，每半个月一次，对主变、厂高变、启/备变的有载调压装置进行分接头升降遥控试验。

(5)按“设备定期切换试验制度”的规定，对主变、厂高变、启/备变进行检查。

三、变压器的故障及处理方法

1、变压器不正常的温升的处理

变压器在运行中，油温或线圈温度超过允许值时应查明原因，并采用措施使其降低其温度，同时须进行下列工作：

(1)检查变压器的负荷和冷却介质温度下应有的油温和线圈温度。 (2)检查变压器的CRT显示温度是否正常。

(3)检查冷却装置是否正常，备用冷却器是否投入，若未投入则应立即手动启动。

(4)调整出力、负荷和运行方式，使变压器温度不超过规定值。

经检查，如冷却装置及测温装置正常，调整出力、负荷和运行方式仍无效，变压器油温或线圈温度仍有升高趋势，或油温比正常时同样负荷和冷却温度高出10℃时，应立即向有关领导汇报，停止变压器运行。在处理过程中应通知有关检修人员到场参加处理。

2、变压器油位不正常的处理

变压器油位显著降低时应采取如下措施：

(1)如由于长期微量漏油引起，应加补充油并视泄露情况安排检修。 (2)若因油温过低而使油位大大降低时，应适当调整冷却装置运行方式。 (3)在加油过程中，应撤出重瓦斯保护，由”跳闸”改位投”信号”。待加油结束，恢复重瓦斯保护投”跳闸”。

3、变压器油流中断的处理 (1)检查油流指示器是否正常。

(2)检查冷却装置工作电源是否中断，备用电源是否自动投入，油泵是否停转。若冷却装置故障，须调整当时的运行方式，必要时按温升接带负荷，但不允许超过变压器铭牌规定的该冷却条件下的允许容量。

4、压力释放装置动作

(1)检查释压板破坏后是否大量喷油。

(2)检查变压器喷油是否着火，若着火按变压器着火处理。

(3)由于变压器内部故障引起压力释放装置动作时，须按事故进行处理。 (4)检查压力释放装置能否自动复置。

5、瓦斯继电器动作跳闸或发信号时的处理

(1)迅速对变压器外部进行检查，看有无设备损坏。 (2)有检修人员对变压器进行内部检查予以确认。 (3)检查瓦斯继电器有无因外力冲击而动作。

(4)检查瓦斯继电器内有无气体，并根据气体量、颜色和对气体色谱分析确定化学成分来判断。

(5)检查并记录氢气检测装置指示值。

(6)当瓦斯信号发出时，应查明原因，并取气体化验，决定能否继续运行。若正常运行中，瓦斯信号每次发出时间逐渐缩短，应汇报上级，同时值班人员作好跳闸准备。

(7)若属于瓦斯误动，应尽快将变压器投入运行。

6、变压器着火时的处理

首先应将其所有电源开关和闸刀拉开，停用冷却器。若变压器油在变压器顶盖上着火，应立即打开变压器事故放油阀，启动变压器喷水灭火装置，使油冷却而不易燃烧。若变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防止变压器发生爆炸。若变压器外壳炸裂并着火时，必须将变压器内所有的油都放到储油坑或储油槽中。

7、变压器冷却电源故障处理

首先检查备用电源能否投入，若不能迅速降低变压器负荷，使负荷下降到变压器铭牌所规定的自然冷却方式下的负荷，就必须严密监视变压器线圈温度，温度不能超限，并立即通知检修人员进行处理。

8、变压器运行中瓷套管发热和闪络放电的处理

(1)高低压瓷套管是变压器外部的主绝缘，它的绝缘电阻值由体积绝缘电阻和表面绝缘电阻两部分并联组成。因为瓷套管暴露在空气中，受到环境温度、湿度和尘土的影响，所以其表面电阻是一个变化值。当积尘严重时，污秽使瓷套管表面电阻下降，导致泄漏电流增大，使瓷套管表面发热，再使电阻下降。这样恶性循环，在电场的作用下由电晕到闪络导致击穿，造成事故。这种情况的处理办法是擦拭干净瓷套管表面污秽。

变压器故障统计分析论文范文第5篇

变压器的故障分析及处理方法是电工和电气技术人品必须掌握的一门实用技术。熟悉而准确地排除变压器、电气故障，是每个电气工作人员必须具有的基本功。这就要求电气工作人员不仅需要掌握电工基本理论，而且还要不断地积累实践经验、从实践中学习。我们将从两方面来探讨变态器的故障状态。

1、变压器投运前的检测

作为配变运行管理人员，一定要做到勤检查、勤维护、勤测量，及时发现问题及时处理，采取各种措施来加强配电变压器的保护，防止出现故障或事故，以保证配电网安全、稳定、可靠运行。为保障变压器的安全运行，变压器投运前必须进行现场检测，其主要内容如下：

①变压器本体、冷却装置及所有附件均完整无缺陷、不渗漏、油漆完整。

②变压器油箱、铁心和夹件外引接地线均可靠接地。

③储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在开的位置，储油柜油温标示线清晰可见。

④高压套管的接地小套管应接地，套管顶部将军帽应密封良好，与外部引线的连接接触良好并涂有电力脂。

⑤变压器的储油柜和电容式套管的油位正常，隔膜式储油柜的集气盒内应无气体。

⑥有载分接开关的油位需略低于变压器储油柜的油位。

⑦进行各升高座的放气，使其完全充满变压器油，气体继电器内应无残余气体。

⑧吸湿器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象，油封良好，能起到正常呼吸作用。

⑨无励磁分接开关的位置应符合运行要求，有载分接开关动作灵活、正确、闭锁装置动作正确。

⑩温度计指示正确，整定值符合要求。

油浸式自冷变压器上层油温不宜经常超过85℃，最高不得超过95℃(配电变压器侧温孔插入温度计可随时测得运行变压器的即时温度)，不得长期过负荷运行。但在日负荷系数小于1(日平均负荷与最大负荷之比)，上层油温不超过允许值的情况下，可以按正常过负荷的规定运行，总过负荷值不应超过变压器额定容量的30%(室内变压器为20%)。当变压器上层油温超过95℃后，每增加5℃变压器内的绝缘(油等绝缘介质)老化速度要增加一倍，使用年限要相应减少。因此，必须避免长时间过负荷运行。冷却装置试运行正常。进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的故障停运试验。继电保护装置应经调试整定，动作正确。

变压器投运前的检测全部合格后，需对变压器进行试投运并达到一定的指标参数才算正常。

2.、日常运行维护管理方面

变压器用于变配电站较多，而这就要求值班人员要做到一“观察”，二“记录”，三“检测”。值班人员随时监视控制盘上的仪表指示，抄表次数由现场规程规定。当变压器过载运行时，要增加抄表次数，加强监视。变压器容量为315kVA及以下者，每天检查一次;容量在560kVA及以上者，每班检查一次，容量在1800kVA及以上者，每2h检查一次。对于无值班人员的变电站，安装在变压器室的315kVA及以下的变压器和柱上变压器，每两个月至少检查一次。容量在3150kVA以下者每月至少检查一次，容量在3150kVA及以上者每10天至少检查一次。

配电变压器在日常运行维护管理中，经常出现的问题：一是检修或安装过程中，紧固或松动变压器导电杆螺帽时，导电杆随着转动，可能导致二次侧引出的软铜片相碰，造成相间短路或一次侧线圈引线断;二是在变压器上进行检修不慎掉下物体、工具砸坏套管，轻则造成闪络接地，重则造成短路;三是在并列运行的变压器检修、试验或更换电缆后未进行核相，随意接线导致相序接错，变压器投入运行后将产生很大的环流而烧毁变压器;四是在变压器低压侧装有防盗计量箱，由于空间问题、工艺压接不好，有的直接用导线缠绕，致使低压侧接线接触电阻过大，大负载运行时发热、打火，使导电杆烧坏。

在使用配电变压器的过程中，一定要定期检查三相电压是否平衡，如严重失衡，应及时采取措施进行调整。同时，应经常检查变压器的油位、温度、油色正常，有无渗漏，呼吸器内的干燥剂颜色有无变化，如已失效要及时更换，发现缺陷及时消除。

定期清理配电变压器上的污垢，必要时采取防污措施，安装套管防污帽，检查套管有无闪络放电，接地是否良好，有无断线、脱焊、断裂现象，定期摇测接地电阻。

在拆装配电变压器引出线时，严格按照检测工艺操作，避免引出线内部断裂。发现变压器螺杆有转动情况，必须进行严格处理，确认无误后方可投运。合理选择二次侧导线的接线方式，如采用铜铝过渡线夹等。在接触面上涂上导电膏，以增大接触面积与导电能力，减少氧化发热。

在配电变压器

一、二次侧装设避雷器，并将避雷器接地引下线、变压器的外壳、二次侧中性点3点共同接地，对100kVA以上容量且电感设备较多的变压器宜采用自动补偿装置，功率因数宜选在0.85～0.93范围内自动投切进行补偿(切莫进行过补偿)。坚持每年一次的预防性试验，将不合格的避雷器及时更换，减少因雷击或谐振而产生过电压损坏变压器。

对无载调压后要进行直流电阻测量，在切换无载调压开关时，每次切换完成后，首先应测量前后两次直流电阻值，做好记录，比较三相直流电阻是否平衡。在确定切换正常后，才可投入使用。在各档位进行测量时，除分别做好记录外，注意将运行档直流电阻放在最后一次测量。

防止二次短路。配电变压器二次短路是造成变压器损坏的最直接的原因，合理选择配电变压器的高低压熔丝规格是防止低压短路直接损坏变压器的关健所在。一般情况下配电变压器的高压侧(跌落保险)熔丝选择在1.2～1.5倍高压侧额定电流以内，低压侧按额定电流选用，在此情况下，即使发生低压短路故障，熔丝也能对变压器起到应有的保护作用。变压器能否承受各种短路电流主要取决于变压器结构设计和制造工艺，且与运行管理、运行条件及施工工艺水平等方而有很大的关系，变压器短路事故对电网系统的运行危害极大。

避免三相负载不平衡运行。变压器三相负载不平衡运行，将造成三相电流的不平衡，此时三相电压也不平衡。对三相负载不平衡运行的变压器，应视为最大电流的负荷，若在最大负荷期间测得的三相最大不平衡电流或中性线电流超过额定电流的25%时，应将负荷在三相间重新分配。

同时，也要加强现场施工和运行维护中的检查，使用可靠的短路保护系统。

现场进行变压器的安装时，必须严格按照厂家说明和规范要求进行施工，严把质量关，对发现的隐患必须采取相应措施加以消除。运行维护人员应加强变压器的检查和维护保修管理工作，以保证变压器处于良好的运行状况，并采取相应措施，降低出口和近区短路故障的几率。为尽量避免系统的短路故障，对于己投运的变压器，首先配备可靠的供保护系统使用的直流系统，以保证保护动作的正确性;其次，应尽量对因短路跳闸的变压器进行试验检查，可用频率响应法测试技术测量变压器受到短路跳闸冲击后的状况，根据测试结果有目的地进行吊罩检查，这样就可有效地避免重大事故的发生。

变压器故障统计分析论文范文第6篇

1 声音异常

变压器在正常运行时, 由于交变磁通的作用 (所谓交变磁通, 是指在正弦交流电作用下, 磁通也按照正弦曲线的关系而变化) , 以及铁芯是由许多薄的硅钢片叠加而成的特点, 变化的磁通会促使硅钢片发生震动而会发出连续均匀的“嗡嗡”声。这种响声在变压器运行时, 是很均匀而且是细微的, 这是正常现象。如果产生的声音不均匀或有其他特殊的响声, 应视为变压器异常, 并可根据声音的不同查找故障原因, 进行及时处理。主要有: (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查。 (4) 变压器有水沸声, 则为变压器内部短路故障或接触不良, 这时应立即停电检查。 (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”声等, 则可能是个别零件松动, 可以根据现场情况处理。

上述几种异常发生时, 运行人员应加强监视, 做好事故预想及时联系停电检查处理, 有备用变压器时即刻投入运行, 将故障变压器退出运行。同时引起变压器异常原因很多, 而且很复杂, 需要运行人员不断积累经验, 才能作出合乎实际的判断和正确的处理方法。

2 变压器油枕故障

油枕油位已满, 呼吸器出现变压器油向外喷流, 但瓦斯保护, 压力释放阀, 差动保护未动作, 经对变压器停运进行电气试验, 结果正常, 后将油枕的视察窗拆开检查, 未见有油, 可见油枕本身存在故障。

原因分析: (1) 该变压器油枕为胶囊式结构, 正常时, 拆开视察窗端盖, 通过窗玻璃可看见油, 当油温升高, 油箱内的油膨胀进入油枕, 迫使胶囊通过呼吸器向外排空气, 油位上升, 并通过油位计给出指示, 当油温下降, 油箱内的油收缩, 油枕内的油流回油箱, 胶囊向里吸空气, 油位下降, 在油枕里, 胶囊起到将空气与油隔离的作用, 防止绝缘油老化。 (2) 呼吸器向外喷油说明胶囊已破裂。从观察窗看不到绝缘油说明胶囊和油枕箱体间有空气。打开油枕侧盖, 抽出胶囊检查, 发现胶囊底部有裂口。

采取的主要措施:经更换胶囊后, 从油枕阀门向里注油, 注油时打开油枕排气口, 直到排气口冒油, 并从观察窗看到油时停止注油, 拧紧排气口螺钉, 再从阀门放油, 直到油位正常, 此时胶囊自动经呼吸器吸入干燥空气。

3 变压器油流带电故障

油流带电时, 局部放电信号强度相当于正常运行时变压器局部放电量的2~3个数量级, 在变压器铁芯接地小套管上也能检测到很强的放电信号, 且与变压器运行电压在相位上无确定关系。当开启变压器潜油泵时, 仍能检测到很强的放电信号, 停运潜油泵则放电信号消失。

采取的主要措施是: (1) 更换变压器的绝缘油, 通过改善油质, 消除或抑制变压器内油流带电的现象。 (2) 改善变压器运行环境, 针对该变压器在高温季节运行时, 油色谱分析气体含量偏高现象, 主要是变压器运行环境通风不畅, 对非油质不良引起的油流带电, 有的采用更换油泵, 改变油流速度的办法, 有的采用注入的少量添加剂等办法, 以改变形成油流带电的条件。

4 油位异常

运行中变压器温度的变化会使油体积变化。从而引起油位的上下位移。常见的油位异常: (1) 假油位, 如变压器温度变化正常, 而变压器油标管内的油位变化不正常或不变, 则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有:油标管堵塞;油枕呼吸器堵塞;防爆管通气孔堵塞;变压器油枕内存在有一定数量的空气。 (2) 油位过低。油面过低应视为异常。当低到一定限度时, 会造成轻瓦斯保护动作, 严重缺油时, 变压器内部绕组暴露, 会使其绝缘降低, 甚至造成因绝缘散热不良而引起损坏事故。处于备用的变压器如严重缺油, 也会吸潮而使其绝缘降低。造成变压器油面过低或严重缺油的原因有:变压器严重漏油;检修人员因工作需要多次放油后未做补充;气温过低且油量不足或油枕容积偏下, 不能满足运行要求。

5 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: (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, 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, 使油的酸碱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。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。

6 铁芯多点接地

(1) 采取临时串接限流电阻。发现变压器铁芯多点接地故障后, 需停电进行吊芯检查和处理。对于系统暂不允许停电检查的, 可采用在外引铁芯接地回路上串接电阻的临时措施, 以限制环流增加, 防止故障进一步恶化。在串接电阻前, 应分别测量铁芯接地回路的环流和开路电压, 然后计算应串电阻阻值。所串电阻不宜太大, 以保护铁芯基本处于地电位;也不宜太小, 以将环流限制在0.1A以下。同时还需注意所串电阻的热容量, 以防烧坏电阻造成铁芯开路。

(2) 吊芯检查。 (1) 测量各夹件或穿心螺杆对铁芯 (两分半式铁芯可将中间连片打开) 的绝缘以逐步缩小故障查找范围。 (2) 检查各间隙、槽部重点部位有无金属杂物。 (3) 清除铁芯或绝缘垫片上的铁锈或油泥, 对各间隙用油冲洗或氮气冲吹清理。 (4) 用榔头敲击振动夹件, 同时用摇表监测, 看绝缘是否发生变化, 查找并消除动态接地点。

通过以上几种对变压器的声音、油位、外观及其他现象的故障的初步、综合的归纳、分析, 由于变压器故障并非某单一因素的反映, 而是涉及诸多因素, 有时甚至会出现假象。因此, 必要时进行变压器的特性试验及综合分析, 才能准确、可靠找出故障原因, 判明故障性质, 提出较完善的处理办法, 确保变压器的安全运行。

摘要：文章介绍了变压器的常见故障及处理方法, 并对故障处理方法进行了归纳总结, 确保变压器的安全稳定运行有重要的意义。

关键词：变压器,故障,分析,处理

参考文献

[1] 廖自强, 余正海.变电运行事故分析及处理[M].北京:中国电力出版社, 2004.

[2] 电力变压器.GB 1094.1～1094.5～85[S].