变压器油的处理方法范文

变压器油的处理方法范文第1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].

变压器油的处理方法范文第2篇

变压器纵差保护是所有电气元件差动保护中最复杂的一种。在运行过程中, 保护误动作的现象也时有发生, 在1997年华北电网220kV及以上变压器不正确动作统计中, 共不正确动作18次, 其中变压器纵差保护不正确动作5次, 约占不正确动作的1/3。分析造成纵差保护误动和拒动的原因, 有运行维护和管理上的问题, 也有制造、安装和设计上的问题。本文就运行工作中容易出现的问题进行分析并介绍处理方法。

1 原因分析及处理方法

1.1 由变压器励磁涌流所产生的不平衡的电流

变压器在正常运行时, 励磁电流只流过电源侧, 在纵差保护中将产生不平衡电流。一般情况下励磁电流为额定电流的3%~8%, 大型变压器的励磁电流相对较小, 一般小于1%。在外部故障时, 由于电压降低, 励磁电流也相应减少, 其影响就小。但是, 在变压器空载投入和外部故障切除后电压恢复时, 则可能产生数值很大的励磁涌流, 其数值可达变压器额定电流的6~8倍。励磁涌流中含有大量的非周期分量和高次谐波分量, 其中以二次谐波为主, 在波形中还会出现间断角。

变压器纵差保护中减小励磁涌流影响的方法: (1) 采用BCH型具有速饱和变流器的继电器, 当外部故障时, 所含非周期分量的最大不平衡电流能使速饱和变流器的铁芯很快饱和, 致使不平衡电流难以传变到差动继电器的线圈上, 保证差动保护不会误动。内部故障时, 速饱和变流器的一次线圈中虽然也有非周期分量, 但它的衰减速度很快, 一般2个周期衰减完毕, 以后变流器中通过的全是周期性的短路电流, 所以继电器能灵敏动作。 (2) 微机型变压器纵差保护多采用二次谐波制动原理, 如在外部故障切除时差动保护误动作, 保护为分相制动方式时可设为最大相制动方式, 即或门制动方式, 并在或门制动方式的基础上, 减小二次谐波制动系数, 可取10%~12%。考虑到系统容量大、外部短路故障切除时五次谐波也较大的因素, 可增设五次谐波制动措施。如一个变压器有两套差动保护, 可采用波形对称原理来识别励磁涌流。因为波形对称原理比二次谐波制动识别励磁涌流要灵敏、可靠。

1.2 电流互感器二次回路接线错误

历年来变压器纵差保护误动作的原因之一总有互感器二次端子极性接错造成事故的教训, 这说明基层的继电保护人员基本功不扎实, 没有按照正确的设计图纸施工, 调试人员也没有认真执行调试规定。

在新安装、定期试验或二次回路有改动时, 变压器纵差保护正式投运以前, 必须在变压器带负荷条件下, 用高内阻电压表测量差动回路的不平衡电压, 该不平衡电压应符合规程要求;还应测量变压器各侧二次电流的大小和相位, 作出六角向量图, 检查各侧同名相电流的向量和应为零或近似于零, 这说明接线正确, 才能正式投运变压器纵差保护。

1.3 纵差保护电流互感器二次回路接触不良或开路

因互感器二次回路接触不良或开路而使纵差保护误动作的现象, 年年都有发生。因此, 应该加强对差回路差流的运行监视及对保护装置维护, 在保护装置安装调试之后, 或变压器大修后投运之前, 应仔细检查电流互感器二次回路, 拧紧二次回路中各接线端子的螺丝, 且螺丝上应有弹簧垫或防振片。也可以采用两根电缆并联作为纵差保护的二次引线, 来防止发生二次回路开路。

1.4 变压器纵差保护二次回路的接地问题

有些单位没能认真执行系统反措要求, 电流回路存在两点接地现象, 一个接地点在保护柜内, 另一个在开关端子箱内。这样两个接地点之间的地电位相差较大, 在雷雨天气或附近有电焊作业时, 易在差动元件中产生差流使保护误动作。

因此应该认真执行反措要求, 在纵差保护二次电流回路中只设一个可靠接地点, 该接地点宜选在保护柜内。

1.5 电流互感器二次电缆绝缘问题

在工程中, 因电流互感器二次电缆绝缘降低, 造成纵差保护误动作的现象也时有发生。这多是因施工单位在施工过程中, 不按照规定施工, 在铺设电缆时将电缆外壳划破, 电缆长度不够时用两根电缆对接, 在焊接电缆护管时带着电缆焊接, 将电缆烫伤, 这种种现象在工程中都有发生, 给保护安全运行埋下了隐患。

因此, 在主设备检修时, 定期检查电流回路二次电缆各芯线对地及各芯线之间的绝缘。用1000V绝缘电阻表测量, 各绝缘电阻值应满足规程要求。另外, 接端子线的外露部分尽量要短, 以免因振动等原因而造成接地或相间短路。

1.6 变压器纵差保护用电流互感器的选择

变压器纵差保护所用的电流互感器涉及不同电压等级、不同变比、各侧型号不同, 这就造成了各互感器的传变暂态特性不一致, 有可能造成保护的误动或拒动。通常500kV侧的电流互感器选用考虑暂态特性的TP级, 220kV及以下各侧的电流互感器一般选用P级。TP级互感器的铁心均有气隙, 它们使铁心剩磁减少到饱和磁密的10%以下, 大大改善了互感器的暂态传变性能。P级互感器的铁心没有气隙, 剩磁大, 易饱和, 其暂态传变性能较差。

变压器纵差保护用的电流互感器选型要考虑经济性与实用性, TP级互感器在技术上是最好的, 但是价格昂贵, 而且低压侧TP级互感器体积大, 在封闭结构母线中很难安装。因此, 在选型时如无特殊要求, 且P级互感器能满足实际需要, 首先考虑选用P级互感器, 避免了经济上的浪费和安装上的困难。

另外, 选择二次电缆时, 电流互感器二次回路电缆芯线的截面应足够大, 对于长电缆, 其芯线截面应不小于4mm2。

2 案例分析

某发电厂#1联络变在2008年中差动保护误动作, 动作时是在雷雨天气, 并伴有保护区外线路接地故障, 线路保护动作故障切除后, 联络变差动保护动作。

2.1 原因分析

根据一些区外故障切除导致差动保护误动的经验来看, 动作的大致可能性如下。

(1) 变压器的差动保护在近端外部短路 (保护区外) 时, 由于短路电流很大, 构成差动保护的各侧电流互感器的电压等级不同, 变比、容量和磁饱和特性不一致, 各侧电流互感器之间的变比有可能不匹配, 流入差动回路的不平衡电流, 也可能会使差动保护误动作。

(2) 对于变压器来说, 工作原理主要是个电磁感应过程, 电-磁-电的过程, 在某一侧发生短路时两侧电流互感器传递的特性肯定不一致, 且在暂态故障过程中甚至会发生两侧电流互感器相位移的现象, 差流明显增大, 这也是造成变压器差动保护动作的一个重要原因。

(3) 当投入空载变压器或外部故障切除电压时, 一旦铁芯饱和, 相应出现数值很大的励磁涌流。由于励磁涌流只存在于一次绕组中, 经电流互感器变换后流入差动回路, 也造成差动保护误动作。

2.2 处理方法

(1) 检查联络变差动保护的内部设定无问题, 由于该联络变是Y/Y/Y型变压器差动内部采用了滤3I0设置, 避免了零序电流流入差动回路导致保护误动的可能性电流互感器变比等核实无问题, 通道采样也符合要求。

(2) 定值方面Y/Y/Y型变压器采用的是软件滤除零序电流的算法, IA=Ia-Ib IB=Ib-Ic, IC=Ic-Ia, 按线电流来整定, 启动电流Iq为0.65In, 也无问题。针对此次情况来看, 在满足灵敏度要求的情况下, 适当提高启动电流, 拐点电流不变, 用来减小动作区增大制动区, 躲过外部切除时电流互感器饱和, 两侧电流互感器特性不一致造成差动保护误动作。

(3) 检查电流互感器二次电缆绝缘, 发现C相电流互感器至端子箱二次电缆绝缘到0MΩ, 将其从电缆沟中抽出后发现, 电缆在护管中的一段已经烧焦粘连在一起, 这是由于施工单位在焊接护管时, 电缆已经在护管内, 由于高温烧坏电缆。

(4) 紧固电流互感器二次回路连接线在检查保护装置箱内电流互感器时发现有一个螺丝有松动。

3 结语

变压器差动保护是一个复杂的保护需要考虑的因素很多, 要使其运行可靠, 必须做好维护工作。经常检查保护装置的运行工况, 运行合理的整定值, 利用定期检验的机会, 对其二次回路的绝缘进行测量, 紧固电流互感器二次接线螺丝等。如果维护工作做到位, 应该说变压器差动保护工作是可靠的。

摘要：介绍变压器差动保护误动作的原因并进行分析, 针对出现的问题给出了处理方法, 并通过案例进行了分析说明。

关键词：变压器保护,误动作,分析,处理

参考文献

[1] 国家电力调度通信中心.发电机变压器继电保护应用[M].北京:中国电力出版社

变压器油的处理方法范文第3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。

变压器油的处理方法范文第4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

变压器油的处理方法范文第5篇

1 变压器运行中出现的不正常现象

1.1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。

1.2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。

1.3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。

1.4当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显着降低时，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。

1.5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。

2 变压器运行中的检查

2.1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。

2.2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。

2.3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，并迅速汇报值班调度员并请检修单位处理。

2.4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。

2.5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。

3 变压器的事故处理

为了正确的处理事故，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它工作;⑤运行人员有无操作;⑥系统有无操作;⑦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，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下：

3.1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。

3.2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。

3.3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。

3.4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。

3.5瓦斯保护故障

变压器油的处理方法范文第6篇

1、引言

变压器是电力系统中关键设备之一，其种类繁多、结构复杂，且随着经济的高速增长，部分电网系统变得陈旧或不堪重负，尤其是配电变压器的负载率持续增长，变压器经常过载，导致故障上升，增容费用也大大增加。因此，正确了解变压器的过负荷运行与维护和事故处理，对于保障电力系统的稳定运行有着重要的意义。

2、变压器的允许过负荷运行

变压器的过负荷能力是指为满足某种运行需要而在某些时间内允许变压器超过其额定容量运行的能力。按过负荷运行的目的不同，变压器的过负荷可分为在正常情况下的过负荷和事故情况下的过负荷。

2.1 变压器的正常过负荷

正常过负荷是指在不损害变压器绝缘和使用寿命的前提下的过负荷。随着外界因素的变化，例如用电量增加或系统电压下降，特别是在高峰负荷时，可能出现过负荷情况，此时变压器的绝缘寿命损失将增加。相反，在低谷负荷时，由于变压器的负荷电流明显小于额定值，绝缘寿命损失减小。两者之间可以互相补偿，变压器仍可获得原设计的正常使用寿命。变压器的正常过负荷能力，是以不牺牲变压器正常寿命为原则制定的。

正常过负荷运行时应注意下列事项：(1)存在较大缺陷(如冷却系统故障、严重漏油、色谱分析异常等)的变压器不准过负荷运行;(2)全套满负荷运行的变压器不宜过负荷运行;(3)变压器过负荷运行，必须在冷却系统工作正常时方可进行;(4)变压器负荷达到容量的130%时，即便运行温度未达到最高温度限值时，亦应立即减负荷。

2.2 变压器的事故过负荷

事故过负荷也称短时急救过负荷，是指在发生系统事故时，为了保证用户的供电和不限制发电厂出力，允许变压器在短时间内的过负荷。

当电力系统发生事故时，保证不间断供电是首要任务，变压器绝缘老化加速是次要的，所以事故过负荷和正常过负荷不同，它是以牺牲变压器寿命为代价的。事故过负荷时，绝缘老化率允许比正常过负荷时高得多，即允许较大的过负荷。若过负荷数值和时间超过允许值，按规定减少变压器的负荷，这样也不会过分牺牲变压器的寿命。

3、变压器运行的检查

3.1 变压器投入运行前的检查

变压器投入运行前应回收并终结有关检修的工作票，拆除有关短接线盒接地线，恢复常设围栏和指示牌，检查下列各项并符合运行条件后进行送电操作：(1)测量绝缘电阻合格;(2)二次回路完整，接线无松动、脱落;变压器外壳接地，铁芯接地完好，外观清洁无渗油、漏油现象;(3)冷却器控制回路无异常，油泵风速启停正常;变压器各套管无裂纹，充油套管油位只是正常等。

3.2 变压器运行中的检查

3.2.1 常规检查项目

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，应检查一下项目：(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、温度表不应当积污和破损，内部无结露;(3)变压器油质颜色是否剧烈变深，本体各部分不应有漏油、渗油现象。

3.2.2 变压器的特殊检查项目

变压器的特殊检查项目如下：(1)大风时应检查户外变压器的各部分引线有无剧烈摆动及松动现象;(2)气温突变时应对变压器的油位进行检查;(3)变压器在经受短路故障后必须对外部进行检查;(4)雨雪天气应检查户外变压器的连接头处有无冒气和溶雪现象。

4、变压器异常运行和事故处理

4.1 变压器不正常的温升

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，并采取相应措施使其降低，同时须进行下列工作：检查变压器的负荷和冷却介质的温度，核对该负荷和冷却介质温度下应有的油温和线圈温度;核对变压器的CRT显示温度和就地温度计有无异常;检查冷却装置是否正常，备用冷却器是否投入，若未投则应立即手动启动;调整出力、负荷和运行方式，使变压器温度不超过监视值。

经检查，如冷却装置及测温装置均正常，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上升趋势，或油温比正常时同样负荷和冷却温度高出10℃，应立即停止变压器运行。

4.2 变压器冷却电源故障

首先检查备用电源是否投入，若不能迅速降低变压器负荷，使其下降到变压器名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。

4.3 变压器着火时的处理

遇变压器着火时，首先应将其所有电源开关和闸刀拉开，并停用冷却器。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，并通知消防人员按消防规程灭火。

4.4 瓦斯继电器动作跳闸或发信号