变压器异常声响范文

第一篇：变压器异常声响范文

500kV变电站电容器组异常声响原因分析及对策

摘 要 500kV变电站电容器组故障问题是常见问题，其中异常声响也是故障问题之一，本文结合某地区500kV变电站电容器组异常声响的实例，分析了声响产生的原因并提出了科学的解决对策。

关键词 500kV变电站;电容器组;异常声响;原因;对策

中图分类号 TM6 文献标识码 A 文章编号 1674-6708(2016)164-0194-02

1 异常响声概况

某地区500kV变电站为枢纽变电站，低压端最新配置了一对电容器组，然而，该对电容器组刚工作几个小时，就忽然发出非正常声响，该声响略接近变压器噪音，达到80.6dB，超出了规定标准，影响了变电站系统的安全工作。

2 500kV变电站电容器组异常响声的原因分析

500kV变电站电容器组异常声音的检测与原因查找应该重点从2方面出发，一方面要立足于客观理论，另一方面则要深入实践，从理论与实践双方入手，进行全方位地勘察、分析。

2.1 理论角度切入

1)电容器连接。根据电气设备相关的技术规程、标准规定，软连接通常用于电容器及其横联线中间，而且接头要通过铜质材料进行压接，规定电容器必须选择双套管构造，其接线模式为：先串联、再并联，规定各相路的并联容量也要在控制在3?900kVar范围内，确保电容器组的各个部件牢固联系、没有任何变松现象。

2)母线材质选择。优选铜质母线，把握好其截面大小，通过的电流大小需大于回路的1.5倍，而且当发生三相短路故障时，该母线依然能够安然无恙，要达到一定的热等级。

3)连接线。主要是指位于电容器与母线中间的线路，要确保其常规能够承受一定程度的电流，具体的电流大小应该达到单台电容器额定电流的1.5倍以上。优选软质的铜材质做连接线，这样才能有效抵御外部热力、温度等的不良影响。

4)绝缘防护要求。所谓的绝缘防护指的是电容器组、隔离开关以及避雷器等连接处的绝缘防护，具体可以选择热缩绝缘套管，达到安全绝缘的目的。

5)不平衡电流的测量。通常情况下，电容器组可能出现电流大小不

一、不平衡等问题，对此就要做好电流测量工作，具体测量数值应该在特定范围内，控制在规定的安全范围内。

当发现变电站电容器组出现异常声响时，第一步要考虑到以上理论因素，从理论角度分析声音异常的原因，深入现场检查各项设备能否达到规定的技术要求。按照相关的技术规定进行逐项排查，确保及时消除故障。

例如，现场实测电容器将是否采用了软连接，相关的连接处有无松动现象，如果出现松动就容易出现异常声音。同时，检查绝缘子能否达标，绝缘子质量不合格同样会造成声响问题。具体见表1。

2.2 实践检测分析异常声响的原因

2.2.1 红外测温

红外测温是常见的电容器运行监测方法，一般来说应该采用跟踪测温的方式，反复测量，通常要连续跟踪4回进行测温。此次异常声音出现后，对电容器进行测温，发现其中一次测温>100℃，其他3次<60℃。

2.2.2 背景噪音测量

当出现非正常声响时，用普通的耳朵试探，感觉到声音大致出现在电抗器和电容器二者中间，在此处引入噪声监测设备进行检查、监测，测出电容器背景噪音，得出如下结果：1-1C?A相，噪音达到80.6dB，超出规定值，1-2C?C相噪声达到87.7dB，也超出了规定值。

2.2.3 电容器外观检查

电容器外观检查也是异常声音检查的一项重要环节，具体的外观检查方法为：对电容器每组内的单个电容器来核查，查看有无异常问题，经检查一切正常，没有油体泄漏现象，也无设备起鼓问题，未曾有部件不牢、螺丝连接松动等问题。同时，为了判断该异常声响是否来自于设备共振，先切断电源，再深入检查各相支柱瓷瓶概况，查看有无破损现象，经检查瓷瓶一切正常。

2.2.4 电容量测量

在断电状态下，深入检查各个电容器单元的电容量，本次事故后对电容器INXS测量，发现没有任何异常现象，其容量也处于标准合格状态，单体电容器也未曾出现油体渗漏、变形等问题，各个部件间连接紧密，没有任何松动问题。对此可以断定出问题并非来自于部件连接不紧密，同时，也证实电容器自身并无任何故障问题，这样就排除这两大故障原因。经多次分析、判断得出：电抗器和电容器之间的链接线质量低下，并未选择软连接，从而导致了电容器组异常声响。

2.3 其他故障原因

导致电容器组异常声音其他故障还有很多，例如：断路器故障、操作机构压力异常、操作回路发生异常问题、交流储能电源故障等，各个电气元件如果未能科学设计，实际使用中都可能对电容器的运转带来影响，导致异常声音的出现。

电容器组实际工作过程中，如果出现过热、温度过高等现象时，主要热源一般来自于导电连接处，所以，必须加大对导电连接部位的检查与维护，防止其出现过热问题。

3 电容器组异常声响的解决对策

3.1 全新排查、检修

电容器异常声响出现后，首先应做好故障排查与检修工作，先锁定电容器组内铝排链接位置，深入加工与处理，并做下细致的分析。对于特殊的故障，需要先切断电源，围绕电容器组展开全面的检修。

对于此次异常声响故障，经检查发现故障来自于电容器和电抗器间连接故障，而且个别连接部位出现了些许松动，从而导致了振动现象，对此可以选择增设垫片来控制声响，以此来提高电容器组的工作效率，同时，确保电力系统的电压质量。电容器组一旦投入使用，就必须对噪声实施动态监控，做好相关的测温等工作，及时总结经验，减少故障问题的出现。

3.2 选择高质量电容器组

电容器组自身的质量会直接影响工作运转，优选高质量电容器组。例如，提高铝箔极板质量，优选凸箔结构的铝箔板。电容器外部各个部件应该选择自动化的氩弧焊焊接，而且也要优选高质量、现代化的真空注油工艺。提高熔丝产品质量，确保其工艺合格，未有任何漏洞问题，要经常检查外熔丝，确保其质量。

同时，也要注意电容器组型号的选择，常见的型号为：片架式、集合式。通常来说，2种电容器在运行安全性、投运时间方面存在着一定的差异，一方面要结合实践经验，不断总结不同型号电容器组的功能和作用;另一方面则应查看变电站的具体情况，对应优选合适的型号。

3.3 增设内外熔丝保护

变电站电容器组需要熔丝的保护作用，这其中需要内、外熔丝的双向保护、双向支持。然而，因为外熔丝所处环境较为复杂，容易受到外部环境、温度、安装质量等的影响，起保护性能会受到影响，从而提高其故障率。所以，也要附加内部熔丝保护，能够维持电容单元持久工作。如果选择了外熔丝保护模式，就要参照系统运转状况来把握好外熔丝的额定电流，通常应该选择标准规定上限值1.6倍额定电流，而且要积极控制由于过热导致的熔丝烧断现象，对此可以采用高端、升级版的双熔芯熔丝，从而控制发热问题的出现。

4 结论

变电站电容器在正式使用前，必须严格根据国家的相关制度规定，做好质检工作，确保其各项功能、性能等合格，在此基础上加强其运行过程中的监管，其中要注重在电抗器和电容器间选择软连接，以此来控制电容器组出现异常声响，提高电容器组的使用效率。

参考文献

[1]蒋跃强，周行星，陆志浩.华东500kV电网无功补偿电容器故障分析[J].华东电力，2008.

[2]李胜川，高殿滢.一起66kV电容器故障的分析及预防措施[J].电力电容器与无功补偿，2009，30(3)：51-56.

第二篇：变压器常见异常的分析及判断

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变压器常见异常的分析及判断

------专业技术工作总结之二

变压器是否异常运行直接关系电网的安全。通过近几年的工作实践，感受到电气工作人员在对设备进行巡视时，可以随时通过对声音、振动、气味、变色、温度及其他现象的变化来判断变压器的运行状态，分析事故发生的原因、部位及程度。从而根据所掌握的情况进行综合分析，结合各种测试结果对变压器的运行状态做出综合判断。总的来所对变压器的异常运行及判断总结如下：

一、直观判断

1、声音

正常运行时，由于交流电通过变压器绕组，在铁心里产生周期性的交变磁通，引起变压器铁心钢片的振动，铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用以及绕组得导线之间的电磁力作用引起振动，发出平均的“嗡嗡”声。如果产生不均匀的响声或其他响声，都属不正常现象。

(1)若音响比平常增大而均匀时，则一种可能是电网发生过电压，例如中性点不解地电网有单相接地或铁磁共振时;另一种可能是变压器过负荷，在大动力设备(如大型电动机、电弧炉等)，负载变化较大，因五次谐波作用，变压器瞬间发生“哇哇”声。此时，再参考电压表与电流表的指示，即可判断故障的性质。然而，根据具体情况，改变电网的运行方式与减少变压器的负荷，或停止变压器的运行等。

(2)声音较大而噪杂时，可能是变压器的铁芯的问题。如加件或压紧铁芯的螺丝松动时，仪表的指示一般正常，绝缘油的颜色，温度与油位也无大变化，这时应停止变压器的运行进行检查。

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3、体表

变压器故障时都伴随着体表的变化。主要有

(1)防爆膜龟裂、破损。当呼吸口不灵，不能正常呼吸时，会使内 部压力升高引起防爆膜破损。当气体继电器、压力继电器、差动继电器等有动作时，可推测是内部故障引起的。

(2)因温度、湿度、紫外线或周围的空气中所含酸、盐等，会引起箱体表面漆膜龟裂、起泡、剥离。

(3)大气过电压、内部过电压等，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。

4、渗漏油

变压器运行中渗漏油的现象是比较普遍的，其中主要原因是油箱与零部件联接处的密封处不良，焊件或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等。 (1)变压器外面闪闪发光或粘着黑色的液体有可能是漏油。小型变压器装在配电柜中，因为漏出的油流入配电柜下部的坑内而流不到外面来，所以易以及时发现。

(2)内部故障使油温升高，会引起油的体积膨胀，发生漏油，有时会发生喷油。若油位计大大下降，而没有发生以上现象，则可能是油位计损坏。

5、温度

变压器的很多故障都伴随有急剧的温升。

(1)对运行中的变压器，应经常检查套管各个端子和母线或电缆的连接是否紧密，有无发热迹象。

(2)过负载、环境温度超过规定值，冷却风扇和输油泵出现故障，散热器

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2、铁芯接地片断裂

变压器运行中，其内部金属部件会因感应产生悬浮电位。如果接地不良或接地片断开，就会产生断续的放电。当电压升高时，内部可能发生轻微劈啪声。严重时会使瓦斯继电器动作，油色谱分析结果为不合格。其原因可能是接地片没有插紧，对此可进行吊芯检查接地片，更换已损坏的接地片。

3、绕组匝间短路

在短路的匝间内将有很大的短路电流，但电网输入变压器的电流却增加不多。变压器的温度比正常运行时高，无瓦斯继电器的变压器换能听到其内部油的窜动声音。匝间短路时，一般气体继电器的气体呈灰白色或蓝色，跳闸回路动作。故障严重时，差动继电保护动作。，高压熔断器熔断。匝间短路如不能及时发现，会使融化的铜(铅)粒四射，波及邻近的绕组。绕组匝间短路故障用摇表测绝缘电阻的方法不易发现的。一般可用测量绕组直流电阻与以往的数值作比较的方法发现。发生绕组匝间短路时，空载电流与空载损耗会显著增加。因此，可测空载电流和空载损耗，并测绕组的直流电阻和进行油的色谱分析来综合判断。查找故障点时，应将变压器身吊出检查。如不易找到，可对绕组施加10%～20%的额定电压(在空气中)，这时匝间短路处会发生冒烟现象。产生绕组匝间短路的原因是：散热不良或长期过负荷使匝间绝缘损坏;由于变压器出口短路，或其他故障使绕组受短路电流冲击而产生振动与变形而损害咋间绝缘;油面降低使绕组露出油面，匝间绝缘击穿;雷击时大气过电压浸入损坏匝间绝缘;绕组绕制时未发现的缺陷(到现有毛刺、导线焊接不良和导线绝缘不完整)或匝间排列与换位、绕组压装不正确等，使匝间绝缘受到破坏。

4、绕组对地部分短路

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好。并且还要测量直流电阻，与出厂值或以往的数值比较应无较大差异。

8、套管碎裂或出线连接松动

变压器套管表面污秽及大雾、下雨、阴天时会造成电晕放电而发出“吱吱”声，套管污损产生电晕，闪络会引起奇臭味;套管出线连接松动、表面接触面过热氧化都会引起变色和异味。

9、气体继电器

当气体继电器动作且其中聚集有气体时，并不能证明是变压器有故障，例如，绝缘油脱气不彻底、非真空注油、冷却系统不严密等，都会使空气进入气体继电器，并使其动作，发出信号，这些空气排出后，变压器仍能继续运行。但是当变压器内部发生故障时，情况便不一样了，此时气体继电器内也聚集气体，但并不是普通的空气，所以应把这些气体聚集起来，对其数量、可燃性、颜色与化学成分进行分析，判断出故障的性质。在一时不能做色谱分析时可大致按如下方法初步判断：无色、不可燃的是空气;黄色、可燃的是木质故障产生的气体;淡灰色、易燃的是铁质故障使绝缘油分解产生的气体。变压器内部故障产生的可燃性气体大多是氢气、一氧化碳与烃类化合物。当气体内的可燃成分达到10%～15%时，即会燃烧。由于在故障发展初期，产生的气体与溶解在油中的气体混合，并通过油层进入气体继电器，一般不能燃烧，而且颜色也不明显。因此，单是从气体的有无颜色与可燃与否来判断变压器故障性质也不是十分准确可靠的，必须进行色谱分析，分析化学成分。此外，如果气体继电器的信号动作间隔时间逐次缩短，则说明故障正在发展，这时最好投备用变压器，以便停下检修。

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第三篇：变压器的异常运行及事故处理

1、异常现象及处理方法

1.1变压器在运行中，发生下列故障之一时，应立即将变压器停运，事后报告当值调度员和主管领导：

(1)变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆炸声; (2)严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计指示限度; (3)套管有严重的破损和放电现象; (4)变压器冒烟着火;

(5)当发生危及人身和设备安全的故障，而变压器的有关保护拒动时;

(6)当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。 1.2当变压器发生下列情况之一时，允许先报告当值调度员和上级领导联系有关部门后，将变压器停运： (1)变压器声音异常;

(2)变压器油箱严重变形且漏油; (3)绝缘油严重变色; (4)套管有裂纹且有放电现象;

(5)轻瓦斯动作，气体可燃并不断发展。

1.3变压器油温的升高超过报警值时，应按以下步骤检查处理：

(1)检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下正常的温度核对; (2)核对温度表; (3)检查变压器冷却装臵;

(4)若温度升高的原因是由于冷却系统故障，且在运行中无法修复者，应将变压器停运修理;若不需停运修理时，则值班人员应申请调整变压器的负荷至允许运行温度下的相应容量。

(5)变压器在各种超额定电流方式下运行，若油温超过85℃，应立即申请降低负荷。

1.4 变压器自动跳闸处理：主变压器无论何种原因引起跳闸，一方面应尽快转移负载，改变运行方式。另一方面查明何种保护动作。检查保护动作有无不正常现象，跳闸时变压器有无过载，输馈线路有无同时跳闸，除确认是误动作可以立即合闸外，应测量绝缘电阻并根据以下情况进行判断处理： (1)因过负载引起跳闸，在减少负载后将主变投入;

(2)因输、馈电线路及其它设备故障影响越级跳闸时，若变压器绝缘电阻及外部一切正常，瓦斯继电器又无气体，可切除故障线路(设备)后恢复变压器运行; (3)保护未掉牌并无动作过的迹象，系统又无短路，检查各方面正常，此时应检查继电器保护二次回路及开关机构是否误动作，如果误动作，在消除缺陷后，可以恢复变压器运行。如果查不出原因，应测量变压器绝缘电阻和直流电阻，并取变压器油作色谱分析，再根据分析确定是否可以恢复运行。如果发现变压器有任何一种不正常现象时，均禁止将变压器投入运行。 1.5 变压器过负荷的处理方法

(1)检查变压器的负荷电流是否超过整定值;

(2)确认为过负荷后，立即联系调度，减少负荷到额定值以下，并按允许过负荷规定时间执行;

(3)按过流、过压特巡项目巡视设备。 1.6 变压器油温异常升高的处理方法

(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)核对测温装臵动作是否正确;

(3)检查变压器冷却装臵，若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理时，应报告当值调度员，将变压器停运并报告领导;

(4)在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查确认温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即联系当值调度员将变压器停运;

(5)变压器在各种超额定电流方式下运行时，若顶层油温超过105℃应立即降低负荷。

1.7 变压器轻瓦斯动作的处理方法

(1)检查轻瓦斯继电器内有无气体，记录气量、取气样(取气样前，应向调度申请退出重瓦斯保护)，并检查气体颜色及是否可燃。取油样进行分析，并报告有关领导;

(2)如瓦斯继电器内无气体，应检查二次回路有无问题; (3)如气体为无色，不可燃，应加强监视，可以继续运行;

(4)如气体可燃，油色谱分析异常则应立即报告调度，将变压器停电检查。 1.8 重瓦斯保护动作跳闸的事故处理 (1)记录跳闸后的电流、电压变动情况;

(2)检查压力释放装臵释放动作有无喷油、冒烟等现象。油色和油位有无显著变化;

(3)检查瓦斯继电器有无气体，收集气样，检查是否可燃，观察颜色; (4)检查变压器本体及有载分接开关油位情况。 (5)检查二次回路是否有误动的可能; (6)变压器跳闸后，应进行油色谱分析。 (7)应立即将情况向调度及有关部门汇报。 (8)应根据调度指令进行有关操作。

(9)现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理。 1.9 冷却系统故障的处理方法

(1)全部冷却器故障，在设法恢复冷却器的同时必须记录冷却器全停的时间，监视和记录顶层油温，如油温未达到75℃则允许带额定负载运行30分钟，若30分钟后仍未恢复冷却器运行但顶层油温尚未达到75℃时，则允许上升到75℃，但这种状态下运行的最长时间不得超过1小时，到规定的时间和温度时应立即将变压器停止运行。

(2)个别冷却器故障，应把故障元件停运，并检查备用冷却器是否按规定自动投入然后再处理故障冷却器。

(3)冷却器故障，当短时不能排除故障，应使完好的部分冷却器恢复运行后，再处理故障。

(4)记录故障起始时间，如超过冷却系统故障情况下负载能力规定的运行时间，应请示当值调度员减负载或停止主变运行。 (5)注意顶层油温和线圈温度的变化。 1.10 有载分接开关故障的处理方法

(1)操作中发生连动或指示盘出现第二个分接位臵时，应立即切断控制电源，用手动操作到适当的分接位臵;

(2)在电动切换过程中，开关未到位而失去操作电源，或在手动切换过程中，开关未到位而发现切换错误时，应按原切换方向手动操作到位，方可进行下一次切换操作。不准在开关未到位情况下进行反方向切换;

(3)用远方电动操作时，计数器及分接位臵指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，终止操作;

(4)当出现分接开关发生拒动、误动;电压表及电流表变化异常;电动机构或传动机构故障;分接位臵指示不一致;内部切换有异声;过压力的保护装臵动作;看不见油位或大量喷油危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中断操作;

(5)运行中分接开关的油流控制继电器或气体继电器应具有校验合格有效的测试报告。若使用气体继电器替代油流控制继电器，运行中多次分接变换后动作发信应及时放气。若油流控制继电器或气体继电器动作跳闸，在未查明原因消除故障前不得将变压器及分接开关投入运行;

(6)当分接开关油位异常升高或降低，且变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常(主要是乙炔和氢的含量超标)，应及时汇报当值调度员，暂停分接开关切换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障;

(7)运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压低于30kV时，应停止自动电压控制器的使用。低于25kV时，应停止分接变换操作并及时处理。 1.11 差动保护动作跳闸的处理：

(1)检查变压器油位、油色有无显著变化。压力释放器有无动作和喷油、冒烟现象，油箱有无变形，套管有无闪烙，周围有无异味;

(2)对差动保护范围内的所有一次设备进行检查，即变压器各侧设备、引线、电流互感器、穿墙套管、避雷器等有无故障;

(3)检查差动变流器的二次回路有无断线、短路现象; (4)应立即将情况向调度及有关部门汇报。 (5)应根据调度指令进行有关操作。

(6)当怀疑变压器内部故障时，取油样做色谱分析。 1.12 变压器着火的处理

变压器着火时，应立即向当值调度员报告，并立即将变压器停运,同时关停风扇等相关设备电源，启动水喷淋系统灭火、或使用干式灭火器灭火;若油溢在变压器顶上而着火时，则应打开下部油门放油到适当油位;若是变压器内部故障着火时，则不能放油，以防止变压器爆炸，在灭火时应遵守《电气设备典型消防规程》的有关规定。当火势蔓延迅速，用现场消防设施难以控制时，应打火警电话“119”报警，请求消防队协助灭火。

2、事故跳闸处理方法 2.1变压器自动跳闸处理：

主变压器无论何种原因引起跳闸，一方面应尽快转移负载，改变运行方式。另一方面查明何种保护动作。应检查保护动作有无不正常现象，跳闸时变压器有无过载，输馈线路有无同时跳闸，除确认是误动作可以立即合闸外，应测量绝缘电阻并根据以下情况进行判断处理：

2.1.1 因过负载引起跳闸，在减少负载后将主变投入;

2.1.2 因输、馈电线路及其它设备故障影响越级跳闸时，若变压器绝缘电阻及外部一切正常，瓦斯继电器又无气体，可切除故障线路(设备)后恢复变压器运行; 2.1.3 保护未掉牌并无动作过的迹象，系统又无短路，检查各方面正常，此时应检查继电器保护二次回路及开关机构是否误动作，如果误动作，在消除缺陷后，可恢复变压器运行。如果查不出原因，应测量变压器绝缘电阻和直流电阻，检查变压器油有无游离碳，并对绝缘油进行色谱分析，再根据分析确定是否可以恢复运行。如果发现变压器有任何一种不正常现象时，均禁止将变压器投入运行。 2.2 重瓦斯保护动作跳闸的事故处理; 2.2.1 记录跳闸后的电流、电压变动情况;

2.2.2 检查压力释放装臵释放动作有无喷油、冒烟等现象。油色和油位有无显著变化;

2.2.3 检查瓦斯继电器有无气体，收集气样，检查是否可燃，观察颜色;重瓦斯动作跳闸后应立即取气送检，此时不应退出重瓦斯保护压板。 2.2.4 检查二次回路是否有误动的可能;

2.2.5 属于下列情况之一时，经请示有关领导批准并取得当值调度员同意后，可将瓦斯保护投信号后，再受电一次，如无异常可带负荷运行： 2.2.5.1 确无2.2.1、2.2.

2、2.2.3现象，确认是二次回路引起的;

2.2.5.2 确无2.2.1、2.2.2现象，瓦斯继电器只有气体但无味、无色、不可燃。 2.2.6 有2.2.

1、2.2.2现象之一或瓦斯继电器的气体可燃或有色或有味时，在故障未查明前禁止再次受电; 2.2.7 取油样做色谱分析;

2.2.8 在瓦斯继电器内取气时应注意事项： 2.2.8.1 取气时应两人进行，一人监护，一人取气;

2.2.8.2 操作时须注意人与带电体之间的安全距离，并不得超越专设遮栏; 2.2.8.3 用针筒从瓦斯继电器内抽取气体，并不得泄漏，步骤如下： 2.2.8.3.1 把乳胶管的一头套在瓦斯取气阀上，另一端用皿管钳夹住; 2.2.8.3.2 慢慢放开放气阀，同时松开皿管钳，使乳胶管里的空气排出，然后再用皿管钳将乳胶管夹住;

2.2.8.3.3 用注射器针头插入乳胶管内，并慢慢抽入气体;

2.2.8.3.4 气体抽取完毕后，把针头从乳胶管中拔出，迅速把注射器针头插入硅橡胶中，并尽快送试验部门化验气体属性。

2.2.9 瓦斯经继电器内气体颜色、气味、可燃性与故障性质关系如下： 2.2.9.1 无色、无味、不可燃的气体是空气; 2.2.9.2 黄色、不可燃的是木质故障;

2.2.9.3 灰白色、有强烈臭味、可燃是纸质故障; 2.2.9.4 灰色、黑色、易燃是油质故障。 2.2.10 油流速度100cm/s时动作跳闸. 2.3 差动保护动作跳闸的处理： 2.3.1 停用冷却风扇;

2.3.2 检查变压器油位、油色有无显著变化。压力释放器有无动作和喷油、冒烟现象，油箱有无变无变形，套管有无闪烙，周围有无异味;

2.3.3 对差动保护范围内的所有一次设备进行检查，即变压器各侧设备、引线、电流互感器、穿墙套管、避雷器等有无故障;

2.3.4 检查差动变流器的二次回路有无断线、短路现象; 2.3.5 检查直流系统有无接地现象;

2.3.6 无2.2、2.3现象，且确认是二次设备回路故障引起的可在故障消除后，报请当值调度员同意，再受电一次;

2.3.7 无2.2～2.5现象，应对变压器进行绝缘电阻测定和导通试验。若绝缘电阻和停运前的值换算到同温度，无明显变化，导通无异常时，可请示有关领导并报当值调度员同意后可受电一次。无异常情况，可继续带负荷;

2.3.8 确定差动保护是由外部故障引起动作，且同时瓦斯无动作，则可不经内部检查，重新投入运行，否则应作详细检查后，才能重新投入运行;

2.3.9 差动与重瓦斯同时动作，则应认为是变压器内部有严重故障，故障未消除前不得送电;

2.3.10 取油样做色谱分析。

2.4 轻瓦斯动作后取气需退出相应重瓦斯保护压板。瓦斯继电器取气前，向调度申请退出重瓦斯保护。

注：集气盒：集、排气前，向调度申请退出本体重瓦斯跳闸压板;本体呼吸器：吸潮剂更换、疏通呼吸器前，向调度申请退出本体重瓦斯跳闸压板;呼吸器拆下，请及时封住管道口;调压箱呼吸器：吸潮剂更换、疏通呼吸器前，向调度申请退出载压重瓦斯跳闸压板;呼吸器拆下，请及时封住管道口。

第四篇：变压器运行中常见异常及原因分析

摘要：变压器是发电、供电及用电企业中的重要设备。在迁钢的电力系统中处于极为重要的地位。变压器的运行、维护及检修水平将直接影响供用电的可靠性和供电的质量及用电设备的安全。热轧分厂下辖的变压器容量较大，数量较多，种类多样，这就更加突出了变压器安全稳定运行的重要性，要求我们值班人员能够认真细致地对设备进行巡视检查，通过变压器在运行过程中暴露出地各种异常现象，发现各类不安全隐患，及时予以消除，确保安全稳定运行。

关键字：变压器、供电、原因

1.前言

变压器在运行中主要有以下几类异常情况，下面我结合自己在工作中的一些经验，对变压器的异常情况和形成原因进行分析。

2.变压器异音

变压器正常运行时，应发出均匀的“嗡嗡”声。如果产生不均匀的声音、声音加重或者 有“噼啪”声等其他异音，都属于不正常现象。

2.1变压器的“嗡嗡”声比平时增大，声音不均匀，可能产生原因： 2.1.1 电网产生过电压、单相接地，或发生谐振过电压。变压器的声音较平常尖锐，可结合电压表等指示、接地信号等进行综合分析。

2.1.2变压器过负荷，或者系统短路，会发出沉重的“嗡嗡”声。

2.1.3大的动力设备启动，造成主变内部发生“哇哇”声音，如变压器带有电炉、硅整流等非线性设备，产生高次谐波，也会发出这种声音。

2.1.4由于短路或接地，会通过大量短路电流，使变压器内部发生异常声响，发出“噼啪”的噪声。

2.1.5由于内部零件松动，如穿心螺丝夹得不紧，铁心松动，也会造成变压器内部有强烈的噪声。

2.1.6由于铁磁谐振，使变压器发出不均的噪声。

2.1.7变压器运行中，声音中混有杂音，如电压、电流正常，有可能是外部附属设备及附件松动造成。

2.1.8变压器电源电压过高时，会使变压器过励磁，响声增大而尖锐。

2.1.9音响中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器某些部件因铁心震动而造成机械接触，或者是因为静电放电引起的异常声响。这类响声对运行无大危害。不必立即停运。

2.2变压器有放电声

2.2.1 变压器内部线圈匝间、线圈层间绝缘损坏，因而引起放电时，会发出“咕嘟、咕嘟”的开水沸腾声。线圈对铁心及外壳之间、铁心对地、内部引出线及套管对外壳，均有可能产生放电。还可能产生变压器调压装置对地的相间放电，如果分接开关不到位，分接开关接触不良的放电等，也会发出这种声音。由于放电的部位不同，损坏程度不同，使放电声音有大有小，可能连续、也可能断断续续。如果音响中夹有爆裂声，可能是变压器本身绝缘有击穿现象。

2.2.2变压器外部，主要是瓷套管处存有污秽表面釉质脱落或裂损时，受潮而引起放电。在夜间或在阴雨天可能出现蓝色的电晕或火花，可能听到“嘶嘶”或“哧哧”声。

3.油位(油面)异常

变压器油主要具有绝缘、散热、消弧作用。

3.1油面低

如果变压器缺油，可能产生以下后果：

3.1.1可能造成瓦斯保护装置误动作，并且无法对油位、油色进行监视。

3.1.2油面下降过多，将加大油与空气的接触面积，使油极易吸收水分和氧化，加速油的劣化，降低绕组的绝缘强度。使铁心和其他零部件生锈。

3.1.3变压器的导电部位对地和相互间的绝缘强度大大降低，遭受过电压时极易击穿。 3.1.4不能浸没分接开关时，分接头之间会泄露放电，而造成高压绕组短路。 3.1.5油不能良好循环对流，使变压器温剧增，甚至烧坏。 3.1.6变压器油位降低的原因有：

A.长期渗、漏油或大量跑油。

B.修理或试验时，从变压器里放油后，未及时补油。 C.油面低，负荷也低，并遇气温严重下降。

D.油枕储油量不足，容积小，不能满足运行要求，遇气温严重下降，造成油面过低。

3.2油面过高

3.2.1变压器补油不合格，油量过多。过负荷或者气温上升。 3.2.2涡流或者穿心螺丝绝缘损坏，使油温升高。

3.2.3绕组局部层间或匝间短路、内部接点有故障，接触电阻加大，即二次线路有大电流短路等。

3.3假油面

3.3.1在负荷温度及气温变化时，油面不变化，可能是油标管堵塞，或瓦斯继电器截门未打开。

3.3.2油面升高不降，可能是油标上出口半堵，只出气不进气造成。

3.3.3油面只降不随负荷、气温变化升高，可能为油标下入油口半堵，只入油不出油造成。 4.变压器过负荷

4.1正常过负荷

变压器正常过负荷是经常可能出现的，其允许值根据变压器的负荷曲线及环境温度来确定。过负荷数值不得超过30%。

4.2事故过负荷

变压器过负荷数值超过30%，或在事故处理时，短期过负荷超过正常允许值，都算事故过负荷。

4.2.1油浸式变压器事故允许过负荷：

允许过负荷(%)

30

45

60

75

100 允许过负荷时间(分)

120

80

45

10 4.2.2油浸式风冷变压器当冷却系统发生故障，切除全部风扇时空气温度( 度 )

—15 —10

0

+10

+20

+30

+40 额定负荷下允许最长时间(小时)

60

40

2 5.轻瓦斯动作

变压器的轻瓦斯动作一般作用于信号，表示变压器运行异常。

5.1动作原因：

A.因滤油、加油、换油及冷却系统不严密，或换硅胶过程中，油箱里有空气进入变压器。

B.环境温度骤降，造成油面降低或严重漏油，引起油位降低。 C.发生穿越性短路故障。

D.因变压器轻微故障，而产生少量气体。 E.轻瓦斯回路发生接地，绝缘损坏。 F.瓦斯继电器二次回路故障。

5.2气体颜色判断

瓦斯气体取气时，经试验人员作分析 1无色、无味、不可燃的是空气。 2黄色不可燃的是物质故障。

3灰白色、有强烈臭味的、可燃的是纸或纸板故障。 4灰色、黑色易燃的是油质故障

6.呼吸器堵塞

呼吸器堵塞原因：

6.1呼吸器下油盘上紧，未打开，气体不能畅通。 6.2呼吸器内部出气孔堵塞。

呼吸器内吸潮剂，有两种颜色：蓝色失效后为粉红色;白色

失效后为黄色。

7.温度表异常 温度表经常出现的异常有：

1、温度表指针犯卡。

2、温度导管破损，造成指示不准。

3、温度表插孔未放油，造成表记不准。

4、由于变压器长期停用，插孔进水，气温降低时，表被冻坏。

8.变压器散热装置异常

1、风扇叶片不平衡，发出震动。

2、风扇运行时间过长，电机烧坏。

3、控制回路短线、保险熔断、地线断、温度接点接触不良，造成风扇启动失灵。

4、温度表失灵造成风扇不能按规定启动停止。

5、控制开关分合位置不对，或接触器接点失灵造成风扇不启动

6、风扇电机电源失电

9.变压器的其他异常

9.1压力释放器喷油

压力释放器可动作于信号或跳闸，当变压器油压力超过一定标准时，释放器便开始动作，进行溢油和喷油，减少油压，保护油箱。

9.2变压器渗漏油

变压器渗漏油应根据发生的部位，具体情况具体处理。

9.3变压器套管异常 9.3.19.3.29.3.39.3.49.3.59.3.69.3.79.3.8套管内部有异音、有打火声，套管电容有局部放电。 油面下降，内部渗漏油。

套管外部有裂纹、放电、电晕。 连接导线接触不良。

套管积垢，在大雾或小雨时造成污闪。

套管因外力冲撞，或机械应力、热应力而造成破损。 变压器箱盖上落上异物，引起套管放电或相间短路。 接线部位氧化严重，接触电阻过大，造成接触点过热。

10综述

这些方面的总结归类分析，基本上涵盖了变压器在运行中的各种常见异常现象，其形成原因我已经进行了重点分析，不足之处，还望大家予以指正，以利于在技术学习上我们共同提高。

第五篇：油浸变压器常见异常的分析判断及处理

王强

摘要：随着电力技术的不断进步，作为电力设备心脏部分的油浸变压器在电力系统、企事业单位及广大农村广泛地使用。本文通过作者多年的运行管理经验对有劲变压器运行中常见异常进行分析、判断，并提出解决的方法。

关键词：油浸变压器;常见异常;分析判断;事故处理

油浸变压器在运行中出现异常的情况时有发生，作为电气工作人员可以随意通过对声音、气味、颜色、温度及其他现象的变化来判断变压器的运行状态，分析事故可能发生的原因、部位及程度，从而根据所掌握的情况进行综合分析，并结合各种检测结果对变压器的各种异常现象做出最后处理。

一、直观判断

油浸变压器的常见故障主要通过声音、气味、颜色、温度变化及体表渗漏油等情况直接判断。

(一)声音

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交变磁通，引起电工硅钢片的磁滞伸缩，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，分出均匀的“嗡嗡”声。如果产生不均匀响声或其他响声，都属于不正常现象。

1、若声音比平常增大而均匀时，则一种可能是电网发生过电压，另一种可能是变压器过负荷。此时，可参考电压与电流表的指示，即可判断故障的性质。然后，根据具体情况，改变电网的运行方式或减少变压器的负荷。

2、声音较大而嘈杂时，可能是变压器铁芯的问题，这是应当停止变压器的运行并进行检查。

3、声音中夹有放电的“吱吱”声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。此时，要停止变压器运行并进行检查。

4、声音中夹有水的沸腾声时，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严重发热。此时，此时立即停止变压器的运行并进行检修。

5、声音中夹有爆炸声，而且声音大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。此时，应立即停止变压器的运行并进行检修。

(二)气味和颜色

变压器内部故障及各部件过热将引起一系列的气味、颜色的变化。

1、瓷套管端子的紧固部件松动，表面接触面过热氧化，会引起变色和异常的气味。

2、瓷套管污损产生电晕、闪络会发出奇臭味、冷却风扇、油泵烧毁会发出烧焦气味。

3、变压器漏磁的断磁能力不好或磁场分布不均，产生涡流，也会使油箱各部分的局部过热引起油漆变色。

4、吸湿剂变色是吸潮过度，垫圈损坏进入油室的水量太多等原因造成的，应当及时处理。

(三)体表

变压器故障时都会伴随着体表的变化，主要有：

1、防爆膜龟裂、破损。当呼吸口不灵，不能正常呼吸时，会使内部压力升高引起防爆膜破损。当瓦斯继电器、压力继电器、差动继电器等有动作时，可推测是内部故障引起的。

2、大气过电压、内部过电压的呢过，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。

3、因温度、适度或周围的空气中所含酸、盐等，会引起箱体表面漆膜龟裂、起泡、剥离、脱落。

(四)渗漏油

变压器运行中渗漏油的现象是比较普遍的，其主要原因是油箱与零部件连接处的密封不良，焊接或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等。

1、变压器外表闪闪发光或粘着黑色的液体，有可能是漏油，严重时应停止运行并进行检修。

2、变压器负荷突增并持续过负荷，内部故障使油温身高，会引起油的体积膨胀，发生漏油，有时会发生喷油。此时应立即停止运行并进行检修。

(五)温度

变压器的很多故障都伴随有急剧的温升。

1.运行中的变压器常因为套管各个端子与母线或电缆的链接不良造成局部发热。 2.过负荷、环境温度超过规定值，冷却风扇系统和输油泵出现故障，漏油引起油量不足，变压器内部故障等会使温度计的读数超出运行标准中规定的允许温度。

以上所述的依据对声音、气味、颜色、温度及其他现象对变压器事故的判断，只能作为运行直观的初步判断。因此变压器的内部故障不仅是单一方面的直观反映，它涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。因此，必须进行测量并做综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较完备的处理方法。

二、进行中的检查 加强运行管理，严格执行巡回检查制度，对及时发现变压器存在的隐患并做出科学合理的解决办法是至关重要的。

(一)运行中应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、冷却条件及季节的不同，所以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测得油温相比较。

如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否被破坏等，来判断变压器内部是否故障。

(二)检查油质。油应为透明、微带黄色。检查油的颜色可以判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线。如油面过低应检查变电器是否漏油等;油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。

(三)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系统等。

(四)应检查变压器的声音是否正常。正常运行时一般有均匀的“嗡嗡”的电磁声。如声音有所改变，应细心检查，并通知有关技术人员进行分析处理。

(五)天气有变化是，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、碍子引线应无杂物;大雪天，各部出点落雪后，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。

三、事故处理

为了正确处理事故，应掌握下列情况：

(1)系统运行方式、负荷状态、负荷种类。 (2)何种保护动作、事故现象等。 (3)系统有无操作。 (4)运行人员有无操作。 (5)事故发生时天气情况。

(6)变压器周围有无检修及其他工作。 (7)变压器上层油温、温升与电压情况。

变压器在运行中常见的故障是线圈、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其他附件的故障较少。

(一)线圈故障

主要有匝间短路、线圈接地、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，线圈内有杂物落人，使温度过高绝缘老化。

3、线圈受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。

4、制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经住短路冲击，使线圈变形、绝缘损坏。

5、绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面过大，使油的酸价过高、绝缘水平下降，或油面太低，部分线圈露在空气中未能及时处理。

由于上述种种原因，在运行中一旦发生绝缘击穿，就会造成线圈的短路或接地故障。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“咕噜咕噜”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，因为线圈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。

变压器线圈接地，这种故障在大电流接地系统中，对变压器损坏较严重，在小电流接地系统中，损坏较小，易修复。线圈接地绝大部分可以用摇表测量出来。

变压器相间短路，如发生在油箱内部，一般多由其它故障(如匝间短路或线圈接地)扩大引起。相间短路时，电流猛烈增大，同时短路电流的电弧将引起有气化膨胀，可能造成安全气道(防爆筒)爆炸，出现喷油现象，瓦斯保护、差动保护、过电流保护均将动作并给出事故音响。

线圈断线多是由于焊接不良、过热而熔断或因匝间短路而烧断，以及短路应力造成线圈折断。这种故障往往发生电弧，使油分解、气化，有时造成相间短路。

(二)分接开关故障

分接开关接触不良或位置不准，触头表面熔化或灼伤及相间触头放电或各分接头放电，都会使其接触电阻增大。在过电流的情况下，会使其发热烧坏。此时瓦斯继电器动作，有时差动保护与过电流保护装置亦动作，防爆管喷油。其原因是：

1、开关结构上与装配上存在缺陷，如：接触不可靠，制造工艺不好，弹簧压力不够，接触不良。

2、短路时触点过热，灼伤、过电压击穿。

3、带负荷调整装置不良和调整不当，分接触点不到位。

4、分接头绝缘板绝缘不良。

5、变压器内有异物，油的酸价过高，使分接开关触头污脏，接触面被腐蚀。

因此，在改变分接头转置后，应使开关来回转动几次，除去氧化膜或油污的影响，使其接触良好，并且还要测量直流电阻，与出厂值或以往的数值比较应无较大的差异。

(三)套管故障

这种故障常见的是炸毁、闪络和漏油，其原因有：

1、变压器套管表面污秽及大雾、下雨、阴天时会产生电晕放电而发出“吱吱”声，闪络会引起奇臭味。

2、套管出现连接松动，表面接触而过热氧化都会引起变色和异常气味。

3、密封垫老化，造成密封不良，绝缘受潮劣化。

4、由于渗油使之积灰脏污，喷水冷却的影响等。

(四)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，其后果可能是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。

(五)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。瓦斯保护动作的原因及处理方法如下：

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。根据气体的性质和颜色判明故障原因：无色无臭，不能燃烧的气体，则为内部空气;黄色不易燃烧的气体，可能本质有故障，灰色或黑色易燃气体，则为油内曾发生闪络或因过热分解;白色带强烈气体(臭味)不能燃烧的气体，则为绝缘材料有损伤。

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(有备用变压器时)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。

总之，本文是在总结多年运行管理经验的基础上，从实际的角度论述的，目的是帮助电气运行检修人员正确处理油浸变压器运行、检修中出现的常见问题，减小事故发生面，降低人为造成的损失。