变压器处理报告范文

2022-06-07

报告具有汇报性、陈述性的特点，只有按照报告的格式，正确编写报告，报告才能发挥出它的作用。那么在写报告的时候，应该如何写才能突出的重要性呢？以下是小编整理的《变压器处理报告范文》，仅供参考，希望能够帮助到大家。

第一篇：变压器处理报告范文

关于处理报废变压器的报告

德昌县法院：

正华水电公司(黄草一级电站)，已报废变压器一台，在当地处理只能作废铁变卖，买家只出2万元。然后经我公司和变压器厂家联系，厂家回收价格为4万元。为增加效益，减少损失，我公司建议厂家回收，请法院商讨审定。

特此报告

德昌县正华水电开发有限责任公司

2014年9月24日

第二篇：变压器轻瓦斯动作的处理

(1)应立即检查、记录保护动作信号，(2)报告调度及站负责人。(3)严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，(4)并派人对变压器进行外部检查。(5)如果检查变压器有明显严重异常，(6)应汇报调度停运故障变压器，(7)若无明显故障迹象应汇报上级，(8由专业人员取气分析及检查二次回路。 (2)变压器重瓦斯动作的处理

(3)(1)检查继电保护动作情况，(2)记录和复归各种信号，(3)立即报告调度及站负责人。(4)如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，(5)若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。(6)派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。(7)将检查结果报告调度及分局主管部门，(18)派人做气体分析急及二次回路检查。

(4)压器差动保护动作的处理

(5)(1)检查变压器本体有无异常，(2)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。(3)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，(4)直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，(5)应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。(6)如果是因为继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动，应将差动保护退出运行，将变压器送电后再处理故障。(7)差动保护及重瓦斯保护同时动作时，内部检查和试验，不得将变压器投入运行 (6)变压器后备保护动作的处理

(7)(1)根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。(2)断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。(3)断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。(4)检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常，(5)检查失压母线连接的设备有无异常。(6)如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。(7)将检查结果报告调度及分局，并做好记录。

(8)主变套管严重跑油如何处理?

(9)(1) 投入备(2) 用变压器转移负荷。(注意控制负荷)(3)断开跑油变压器中、低压侧开关。(4)断开跑油变压器高压侧开关。(4)将以上情况汇报调度及分局有关部门和领导，做好记录等待分局派人处理。

(10) SF6断路器SF低压力报警的判断处理

(11)SF6断路器SF6气体压力下降到第一报警值(5。2Mpa)时，密度继电器动作发出气体压力下降报警信号，运行人员应据此判断分析，并检查处理：

(12)(1) 及时检查密度继电器压力指(2) 示，(3)检查信号报出是否正确，(4) 是否漏气。(5)如果检查没有漏气现象，(6) 属于长时间动作中气压正常下降，(7)应汇报分局，(8) 派专业人员带电补气，(9)补气以后，(10)继续监视压力。(11) 如果检查没有漏气现象，(12)应立即汇报调度，(13) 申请转移负荷或倒动作方式，(14)将漏气开关停电检查处理。应当注意：运行中在同一温度下，相邻两次记录的压力值相差0.1—0.3Mpa时，可初步判断为有漏气。检查的时候，如感觉有刺激性气味，自感不适，人不应下蹲，且应立即离开

(13)SF6断路器SF6低压闭锁的判断处理

(14)SF6断路器SF6气体压力下降到第二报警值(5.0Mpa)时，密度继电器动作发出气体压力降低闭锁信号，此时气压下降较多，说明有漏气现象，开关跳合闸回路已被闭锁，一般情况下，发出闭锁信号之前，应先发出低压报警信号，发出此信号后运行人员应到开关处检查液压和气压值，判断是气压降低闭锁还是液压为零闭锁，气压降低闭锁的处理一般为：

1、取下SF6断路器控制电源保险，

2、防止闭不

3、可*，

4、开关跳闸时不

5、能灭弧。

6、使用专用的闭锁工具，

7、将开关的传动机构卡死，

8、装上开关的控制电源保险，

9、以便线路有故障保护动作时，

10、开关的失灵启动回路能够动作。

11、汇报调度，

12、立即转移负荷，

13、用倒运行方式的方法，

14、将故障开关隔离处理漏气并补气。 (15)电流互感器二次开路，如何处理?

(16)1)发现电流互感器二次开路,应先分清故障属于哪一组电流回，开关的相别，对保护有无影响，汇报调度，解除可能误动的保护。 2)尽量减小一次负荷电流，若电流互感器严重损伤，应转移负荷，停电检查处理。3)尽快设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点，短接的应使用良好的短接线，并按图纸进行。4)若短接时发现有火花，说明短接有效，故障点就在短接点以下的回路中，可进一步查找。5)若短接没有火花，可能是短接无效，故障点可能在短接点以前的回路中，可逐点向前更换短接点，缩小范围。在故障范围内，应检查容易发生故障的端子及元件，检查回路有工作时触动过的部位。7)检查出的故障能自行处理的，如接线端子等外部元件松动，接触不良等，可立即处理，然后投入所退保护，若开路故障点在互感器本体的接线端子上，对于是110KV设备应停电处理。8)不能自行处理的故障(如继电器内部)或不能自行查明故障，应汇报上级派人检查处理(先9)将电流互感器二次短路)或经倒运行方式转移负荷，停电检查处理。理电流互感器二次开关时，应使用绝缘良好的工具，戴线手套并尽量站在绝缘垫上，防止开关产生的高电压伤人

(17)本站35KVPT二次保险熔断有哪此现象?如何处理? 现象：”电压回路断线”

(18)“Ⅰ段(或Ⅱ段)计量电压回路消失”光字牌亮,表计指示熔断相基本为零,其它两相指示不变,有功、无功功率表指示下降，电能表转慢。处理1)据仪表指示判断熔断相，汇报调度。2)停用母线上的可能误动的出口压板(低频、低压保护)3)将PT切换把手置于退出位置。4)更换保险，恢复投运。5)若再次熔断，可能是二次回路有短路故障，应记录时间，负荷情况，为营抄人员提供依据。6)汇报分局，待来人处理。 (19)母线失压：全站失压的判断处理：

(20)象征：事故照明灯亮，光字牌信号有：主变温度异常.电压回路断线等，交流全部消失。

(21)处理步骤：1)首先检查光字牌所发的信号情况及各开关位置指灯有 (22) (23) (24) (25) (26) (27) (28) (29) (30)

(31)无绿灯闪光，还要检查所有开关保护掉牌情况。分析是否由于站内所变及其它开关跳闸引起全站失压。2)如果是由于站110KV开关跳闸使站内失压，应检查后做好记录并迅速向调度及分局生技股汇报。

2、系统出现谐振过电压事故的处理：

(32)现象：对于小电流接地系统，可能报出接地信号，电压表指示超过线电压，表针会打到头。A：基波谐振时，一相电压低，但不为零，另两相电压高，超过线电压，表针打到头。或两相电压低，但不为零，一相电压高，表针打到头。B：分频谐振时，三相电压依次升高，并超过线电压，表针打到头，三相电压表针在同范围内低频摆动。C：高频谐振时，三相电压同时升高，超过线电压，表针打到头，也可能一相电压上升高于线电压，另两相电压下降。 (33)处理：发生谐振过电压时，值班人员应根据系统情况，操作情况作出判断。处理谐振过电压的关键：是破坏谐振的条件。

(34)由于操作后产生的谐振过电压，一般可以恢复到操作关前的运行方式，分析原因，汇报调度，采取措施，再重新操作;

(35)对母线充电时产生的谐振过电压，可立即送上一条线路，破坏谐振的条件，消除谐振。 (36)如果是运行中，突然发生谐振过电压。可以试断开一条不重要负荷的线路，改变参数，消除谐振。

(37)若谐振现象消失后，仍有接地信号，三相电压不平衡，一相电压降低，另两相电压升高为线电压，说明有谐振的同时，有单相接地或断线故障。应汇报调度。查找处理接地或断线故障

(38)1#主变保护动作，使全站失压，如何处理?

(39)1)检查主变保护动作是否是由于区外穿越性故障引起保护误动，如果是，应先隔离区外故障后，迅速恢复主变送电。2)检查主变保护是否是由于主变中、低压侧母线或线路故障引起主变后备保护动作，如果是，应隔离故障间隔设备，然后恢复主变运行。3)如果是主变本身主保护动作，在确认三侧开关确已跳闸的情况下，复归三侧开关KK把手，加强监视2#主变负荷，防止其过载。并将以上情况记录汇报调度及分局领导和有关部门。

七、直流系统：

(40)1、中央信号盘“直流母线接地”光字牌亮如何处理? (41)在直流系统接地故障中，危害较大的是两点接地，可能构成接地短路，造成继电保护、信号、自动装置误动(正极两点接地)、拒动(负极两点接地)或电源保险熔断(正负极两点接地)保护及行动装置失去电源。因此在检查处理直流系统接地过程上，绝不允许造成两点接地。

(42)到直流系统绝缘监测仪前检查观察是1段还是2段，第几回分支线，正极或负极接地。汇报调度及站负责人。 (43)根据天气变化、潮湿情况、二次回路是否有人工作是否与设备操作有关等分析故障原因。若站内二次回路有人工作或设备检修试验，应暂停止工作，拉开直流试验电源，看接地信号是否消失。

(44)在调度的指挥下，由二人以上配合进行查找。对于不太重要的直流负

(45)荷及不能转移的分路，利用“瞬停法”，查找分路所带回路中有无接地。

(46)对于重要的直流负荷，必须经地调同意，停用有关保护(如距离保护等)，才能进行查找。

(47)若经检查，故障点在某一线路的控制、信号回路中，应汇报调度的分局有关部门，要求由专业人员配合查找。

(48)若用瞬拔保险的方法检查(一般不超过3秒钟)所有设备的操作、信号保险，直流接地信号仍不消失，故障点可能在直流小母线上或在小母线与直流盘电缆线上，可进一步检查，直至恢复正常。另在查找过程中，无论回路有无故障点，接地信号是否消失，瞬拔保险均应及时投入。

(49)35KV单相接地的故障处理：

(50)现象：运行中“35KV1段母线接地“光字牌亮，警铃响，电压表A相为零，其它两相为线电压。

(51)分析：从故障现象来看，为35KV1段母线有永久性接地。电压互感器高压保险一相熔断，虽报出接地信号，但从表计可分析，接地故障时，故障相对地电压降低，另两相电压升高。而高压保险熔断一相时，对地电压一相降低，另两相不变。处理：1)根据现场现象作好记录，汇报调度;

(52)2)根据信号、表计指示、天气、运行方式、系统是否有操作等情况，分析判断;3)对站内设备进行检查有无问题，检查时应做好防护措施(穿绝缘靴，戴绝缘手套);4)若站内设备的问题，，则有可能是某线路接地故障，报地调，用瞬停的方法查明故障线路，直至消除信号为止;5)做好安全措施，待来人处理

(53)变电站事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项

(54)事故处理的一般原则、汇报程序及注意事项

一、事故处理的一般原则：

(55)1. 正确判断事故的性质和范围，迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的威协;

(56)2. 用一切可能的方法保持无故障设备继续运行，以保证对用户的正常供电; 3. 尽快对已停电的用户恢复供电，并优先恢复站用电和重要用户的供电; 4. 调整电力系统的运行方式，使其恢复正常运行;

(57)5. 将损坏设备隔离，为检修工作做好安全措施，以便缩短抢修时间。

二、值班人员在事故情况下可进行紧急处理的项目：

(58)为防止事故扩大、损坏设备，值班人员在紧急情况下，可先行处理，然后报告值班调度员的操作项目：

(59)1. 将危及人身安全和可能扩大事故的设备立即停止运行; 2. 将已损坏的设备以及运行中有受损坏可能的设备进行隔离; 3. 母线电压消失后，将连接在该所有母线上的断路器拉开;

(60)4. 电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的保护退出运行; 5. 站用电和直流系统全部停电或部分停电，恢复其电源。

三、事故情况下的记录、汇报程序及注意事项： (61)

1、事故发生后，值班长立即复归音响，指派合格的值班员对以下内容进行准确记录： (62)1) 事故发生的时间; 2) 断路器位置变化情况指示;

(63)3) 主设备运行参数指示(电压、电流); 4) 操作员站全部光字牌;主要事故报文; (64)记录人将记录情况核对无误后，复归所有报文、光字，向值班长汇报。

2、值班长根据以上事故象征对事故性质进行综合判断，将事故简要情况汇报调度，汇报内容如下： 1) 事故发生的时间; 2) 掉闸线路、开关编号; (65)3) 继电保护与自动装置动作情况 (66)

一、事故处理原则

(67)

1.迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁，保证其它设备的正常运行;

(68)

2.尽快恢复对已停电的用户供电;

(69)

3.如果对人身和设备构成威胁时，应立即设法解除，必要时立即停止设备运行，如果未对人身和设备构成威胁时，应尽力保持或恢复设备的正常运行，应该特别注意对未直接受到损坏的设备的隔离，保证其正常运行。 (70)

二、事故处理的一般步骤

(71)

1.详细记录事故时间、光字、掉牌及有关负荷情况; (72)

2.向主管领导和部门汇报;

(73)

3.判断事故性质及按照预案进行事故处理; (74)

4.根据检查、试验情况，按调度指令恢复送电; (75)

5.详细记录事故处理经过。

(76)

三、编制各类事故处理预案的提纲 (77)

1.人身伤亡事故处理预案 (78)

1.1人身触电事故 (79)

根据运行方式，尽量使停电范围为最小的情况下运行人员与带电设备的隔离(包括

一、二次设备)，同时进行现场心肺复苏法、口对口人工呼吸等急救措施。 (80)

1.2人身中毒事故

(81)

通风排气，保证空气畅通，施救人员正确进行自身安全防护的前提下，将中毒人员与毒源隔离。若是食物中毒，注意留取可疑食物进行化验。 (82)

1.3人身遭物体打击事故

(83)

严格按急求原则进行正确的现场处理，并立即呼救。 (84)

1.4高空坠落事故

(85)

注：以上事故预案都必须首先保证救助人员自身的安全，且在施救的过程中，及时向120求救并向上级汇报。 (86)

2.电网事故处理预案 (87)

3.1误操作事故

(88)

误操作事故有可能引发人员伤亡及设备事故和电网事故，应分情况进行处理，误操作引起故障时若人员没有伤亡需立即通知主控室告知明确的人为故障点，使值班人员快速进行恢复操作;若发生人员伤亡，主控室应根据保护动作号及当时的工作安排，速派人查看现场，启动人员触电事故的处理预案进行施救。导致电网事故发生时应迅速将情况汇报调度，根据指令进行事故处理。

(89)

2.2全站主要进线电源失电(要考虑此时通讯也中断后的事故处理预案 (90)

按照调度规程有关规定进行处理。 (91)

2.3各级电压等级的母线全停事故

(92)

2.4双回并列运行的电源进线其中一回跳闸

(93)

2.5谐振引起变电站带母线电压突然大幅升高或降低事故 (94)

3.6母线故障

(95)

母线故障首先应根据保护动作情况判定，是母差动作还是变压器后备保护动作掉闸，随后认真检查母线所属设备(含支持绝缘子、母线pt等)是否有闪络等痕迹或搭落异物。根据母线是否能短期内投运决定方式调整，考虑与运行系统隔离后的恢复过程。 (96)

2.7线路接地故障

(97)

如中低压输电线路(系统)发生单相接地或异相接地、中性点不直接接地系统发生接地等，主要是接地时间的控制和接地点的查找。 (98)

3.8失灵保护动作

(99)

正确判断启动失灵的回路并将

一、二次异常告知相应调度，等候调度令恢复。 (100)

2.9线路故障引起的越级掉闸造成的母线失压 (101)

2.10低频、低压减载装置动作 (102)

正确汇报甩负荷情况及动作轮次。

(103)

重点检查强油循环的风冷回路及直流回路是否正常，当负荷不大、温度不高情况下，先退出跳主变压板，检查站用低压备投回路。其余调度指令进行。 (104)

3.设备事故处理预案

(105)

3.1变压器异常时的事故处理预案 (106)3.1.1主变紧急停运

(107)

按照省公司变压器管理规定的九项要求进行。 (108)

3.1.2变压器过负荷

(109)

3.1.3变压器保护动作(轻、重瓦斯动作、差动保护动作、过流及零序保护动作等) (110)

3.1.4主变冷却系统全停及温度异常 (111)

3.1.5主变有载调压机构故障 (112)

3.1.6主变严重漏油及油位异常 (113)

3.1.7主变各连接部位严重发热 (114)

3.1.8主变声音异常 (115)

3.1.9主变外部异常

(116)

3.1.10主变假油位及储油柜溢油

(117)

3.1.11并列运行两台主变其中一台掉闸 (118)

3.2开关类设备异常时的事故处理预案 (119)

3.2.1断路器机构(异常时的处理)

(120)

按机构类型进行，如气动机构漏气、泄压、液压机构泄压、氮气预压力异常的处理，弹簧机构不储能的处理，电磁机构卡涩的处理

(121)

3.2.2因出线、联络线断路器、主变断路器拒动引发的越级掉闸 (122)

3.2.3断路器、隔离开关发生支柱绝缘子断裂事故 (123)

3.2.4运行中油断路器严重缺油

(124)

3.2.5运行中操作断路器拒分、合闸(如机构合闸或控制回路故障)3.2.6运行中sf6断路器出现各类异常信号

(125)

3.2.7运行中真空断路器灭弧室内有持续放电声或有异常变色 (126)

3.2.8运行操作中隔离开关不能正常分、合等故障 (127)

3.2.9断路器、隔离开关等设备连接部位严重发热 (128)

3.2.10sf6设备发生严重漏气故障 (129)

3.3直流系统故障时的事故处理预案

(130)

3.3.1蓄电池故障(如蓄电池爆炸、内部开路等) (131)

3.3.2全站直流失电后的处理

(132)

如合、控回路总保险(开关)熔断(掉闸)，各种信号指示灯熄灭等。 (133)

3.3.3严重的直流接地故障

(134)

3.4二次设备故障时的事故处理预案

(135)

3.4.1运行中的保护及自动装置故障及异常的处理 (136)

3.4.2运行中指示仪表故障(如红灯、绿灯不亮) (137)

3.4.3中央信号回路故障(如电源保险熔断)

(138)

3.4.4集控中心无法对无人值班站进行远方遥控分合闸，监控数据不再刷新 (139)

3.4.5全站通讯中断

(140)

3.5组合电器发生故障的处理预案

(141)

3.5.1发生大量气体泄漏或压力异常升高的处理预案 (142)

3.5.2组合电器紧急停运 (143)

3.6防误闭锁装置故障

(144)

3.7电气设备因谐振、过负荷、闪络、绝缘击穿、短路等原因造成的爆炸事故 (145)

3.8火灾事故(如主变、开关柜、电缆沟、室着火) (146)

4.其他因素影响变电站安全稳定运行的事故处理预案

(147)

4.1变电站特殊运行方式和特殊操作中发生不可预见的事故

(148)

4.2各类小型作业引发事故(如施工时与带电设备安全距离不够，带金属物的工具、金属物误碰带电体，挖掘不当损坏接地网或电缆等) (149)

4.3自然灾害问题引发的事故(如地震)

(150)

4.4季节性因素影响站内设备安全的事故(如春季大风、夏季雷雨、秋季鸟害、冬季负荷大且污秽严重等) (151)

第三篇：变压器运行维护及事故处理

本升压站变压器采用的是山东泰开变压器有限公司生产的SZ11-50000/115型变压器。额定容量50000kVA，额定频率50Hz。

一、变压器日常运行巡检项目

1、各侧电流、电压、功率;

2、有载调压抽头位置的电气指示和机械指示;

3、绕组温度、上层油温及室温;

4、本体、有载调压、各套管油位及油色;

5、本体、有载调压瓦斯继电器、本体释压阀;

6、本体、有载调压呼吸器呼吸情况及油封油位和硅胶颜色;

7、有载调压机构及传动部分;

8、各套管、瓷瓶无破损和裂痕和爬电现象;

9、各部分无渗漏油;

10、各部分无锈蚀;

11、各接头无发热;

12、各部分无异声、异味及异常振动。

13、本体CT端子箱接线;

14、主变中性点接地刀闸;

15、外壳、铁芯及中性点接地刀闸接地情况;

16、基础无下沉。

二、特殊巡视项目

1、大风前：户外变压器周围无易吹起杂物，引线无松动;

2、大风后：户外变压器无杂物悬挂、引线接头无松动，器身、套管无渗漏油，瓷质器件无破损、裂痕和爬电现象;

3、天气骤冷：本体、有载调压油位无过低，器身、套管无渗漏油，引线无过紧;

4、气温高，挂黄色以上预警信号时： 1)绕组温度、上层油温及环境温度; 2)本体、有载调压、各套管油位及油色;

3)本体、有载调压油位无过高，器身、套管无渗漏油; 4)本体释压阀; 5)各接头无发热; 6)各散热片温度均匀;

5、暴雨前：户外变压器各端子箱、温度表的防水;

6、暴雨后：户外变压器各端子箱、温度表无进水，储油池无积水;

7、异常大雾潮湿天气：端子箱加热器的投入，端子箱、温度表(无)凝露，各套管、瓷瓶(无)爬电现象;

三、定期维护项目

1、呼吸器硅胶受潮部分超过2/3时相应瓦斯保护进行更换。

2、有载调压开关换档机械计数器动作统计(每年一次)。

四、变压器本体故障处理步骤

一、变压器内部异常声响

变压器发出异常声响可能有以下原因：

(1)严重过负荷，会使变压器内部发出沉重的〝嗡嗡〞声。

(2)由于内部接触不良或有击穿，发生放电，会使变压器内部发出〝吱吱〞声。

(3)由于变压器顶盖连接螺栓或个别零部件松动，变压器铁芯未夹紧，造成硅钢片振动，会发出强烈噪声。铁芯两侧硅钢片未被夹紧，也会发出异常声音。

(4)电网中有接地或短路故障时，绕组中流过很大电流，也会发出强烈的噪声。

(5)变压器有大型动力设备起动或能产生谐波电流的设备运行时，可能导致变压器发出〝哇哇〞声。

(6)由于铁磁谐振，变压器发出忽粗忽细的异常声音。 (7)变压器原边电压过高或不平衡都会发出异常声音。

(8)由于过电压，绕组或引出线对外壳放电，或铁芯接地线断，致使铁芯对外壳放电，均使变压器发出放电声响。

当变压器发出异常声响时，应判断其可能的原因，变压器内部有击穿或零部件松动，应停电处理。

二、主变油温高、绕组温度高

信号：变压器本体绕组温度高或主变油温高含义1：

负荷或环境温度上升使主变油温高或绕组温度高发信建议处理：

1.检查主变各侧三相电流情况(作记录);

2.检查主变油温、绕组温度及环温情况(作记录)，有无上升趋势; 3.检查主变各冷却器阀门是否打开、各冷却器温度是否一致; 4.检查主变本体瓦斯继电器、油枕油色及油位是否正常; 5.检查本体释压阀是否正常;

6.35kV侧电容器组降低主变负荷;

7.如因主变负荷重而造成主变油位高报告相关调度降低主变负荷;

8.在主变本体CT端子箱解开主变轻瓦斯信号回路进行测量检查是否非电量保护误发信; 含义2：

主变内部故障使油温高或绕组温度高发信建议处理：

按含义1处理的第1-5项进行检查如发现主变温度与负荷、环温值不对应(与历史同条件相比较，与其他运行中主变相比较)、温度有上升趋势、油色有变化时，按下列方法处理; 1.将情况报告相关调度及上级领导; 2.做好将主变负荷转电准备; 3.做好主变停电准备。

三、主变本体释压阀动作发信(动作投信号) 信号：变压器压力释放含义1：

主变本体内部故障，本体瓦斯继电器油管堵塞、阀门关闭或重瓦斯保护拒动使释压阀动作喷油

建议处理：

检查如伴有下列现象，应马上报告调度申请立即将主变停电： 1.释压阀持续喷油; 2.本体轻瓦斯动作; 3.本体内部有异声; 4.主变电流值有异常; 5.主变温度上升;

主变转检修后，如释压阀继续漏油，应关闭油枕与本体间的阀门。含义2：

主变本体油位过满、瓦斯继电器油管堵塞或阀门关闭，负荷、气温上升油膨胀使本体释压阀动作喷油。检查下列项目： 1.释压阀不断喷油; 2.本体轻重瓦斯无动作;

3.本体油位不随油温上升而上涨; 4.本体内部声音均匀; 5.主变各侧电流值正常;

建议处理：报告相关调度和上级领导申请将主变立即停电。含义3：

主变本体释压阀信号回路误动作建议处理：

检查主变本体释压阀没喷油，温度、油位变化、各侧电流正常，本体内部声音均匀后，可在主变端子箱解开本体释压器信号回路，检查区分是哪一部分误发信。

四、主变本体轻瓦斯信号动作光字牌：本体轻瓦斯发信含义1：

主变内部故障造成瓦斯继电器积聚气体建议处理：

1.检查主变瓦斯继电器是否积聚气体，如配有油气时分离器的可通过此装置提取一些气体检查其是否有色、有味、可燃;

2.检查主变本体瓦斯继电器、油枕的油色、油位是否正常; 3.检查主变本体释压阀是否正常;

4.检查主变油温、绕组温度是否正常(作记录包括环温)，有无继续上升; 5.倾听主变音响是否均匀;

6.测量主变铁芯接地电流值是否正常(作记录);

7.检查主变各侧三相电流是否平衡，各相电流值(中心点直接接地运行的还应检查零序电流)是否正常;

8.在主变本体CT端子箱解开主变轻瓦斯信号回路进行测量检查是否误发信; 9.将上述情况综合报告上级领导和相关调度; 10.做好将主变负荷转电准备; 11.做好将主变的停电准备。含义2：

主变轻瓦斯信号回路或保护装置误动作。建议处理：

1.按含义1处理的第1-7项检查确认是误发信后，还应确认是信号装置误发信抑或回路误发信(本体轻瓦斯正常应投信号);

2.故障未消除前应继续按含义1处理的第1-7项内容对主变进行监视。

五、主变本体或有载调压油位异常发信信号：变压器本体有载调压油位过高或过低含义1：

主变负荷、环温升高造成本体或有载调压油位高发信建议处理：

1.检查主变本体或有载调压油枕油色、油位情况，有无继续上升;

2.检查主变油温、绕组温度是否正常(作记录包括环温)，有无继续上升; 3.倾听主变音响是否均匀;

4.检查主变本体瓦斯继电器油色、油位是否正常; 5.检查主变瓦斯继电器无气体积聚; 6.检查主变本体释压阀是否正常; 7.测量主变铁芯接地电流值是否正常;

8.检查主变各侧三相电流是否平衡，各相电流值(中心点直接接地运行的还应检查零序电流)是否正常;

9.检查主变各冷却器阀门是否打开、各冷却器温度是否一致; 10.将上述情况综合报告上级领导和相关调度;

11.经上述检查分析如确认是负荷、环温上升造成，除加强对变压器的巡视外，还应该：35kV侧电容器组降低主变负荷;做好对主变本体运行中放油的准备(放油前应申请本体瓦斯保护)。含义2：

主变内部故障造成油位高发信建议处理：

经含义1处理的第1-9项检查确认主变内部故障造成油位高发信时，应尽快对主变进行10kV转负荷操作和停电操作注：检查主变瓦斯继电器有气体积聚，如配有油气时分离器的可通过此装置提取一些气体检查其是否有色、有味、可燃。含义3：

主变本体漏油造成油位低发信建议处理：

1.检查主变各侧电流情况;

2.检查主变油温、绕组温度是否正常(作纪录包括环温); 3.检查主变本体油枕油位情况; 4.检查主变释压阀有无漏压; 5.检查主变本体外表是否漏油;

6.如有漏油现象相关调度报告和上级领导申请将主变停电; 7.做好将主变负荷转电准备; 8.做好将主变停电的停电准备。

9.如因主变负荷及环境温度过低而造成油位低发信，可停用一部分冷却器。含义4：

主变调压箱油位低或信号装置误发信建议处理：

1.检查主变调压箱油枕及调压瓦斯继电器油位是否正常; 2.检查主变调压箱释压阀是否正常; 3.倾听主变调压箱是否有异声; 4.检查主变调压箱有无漏油; 5.拉开主变调压装置电源;

6.如有漏油现象，应尽快将情况报告上级领导和相关调度申请对变压器停电; 7.做好将主变10kV负荷转电准备; 8.做好将主变停电的停电准备。

9.如没有漏油现象，应在主变端子箱解开“调压箱油位低”信号回路，进一步查清是否由于主变端子箱后的回路故障引起发信，并将情况报告上级领导和相关调度; 含义5：

主变本体、有载调压油位低装置误发信建议处理：

按含义3的处理1-5进行检查确认是误发信后，还应：

1.在主变本体CT端子箱解开油位异常信号回路确认是信号装置误发信抑或回路误发信; 2.故障未消除前应继续按含义1的处理1-5项内容对主变进行监视。

六、主变调压过程中机构马达电源开关跳闸含义：

调压装置机构卡阻、马达故障或控制回路使其电源开关跳闸建议处理：

1、检查主变调压机构箱调压机械指示位置;

2、检查主变调压机构箱内机械部件有无变位、松脱、卡阻现象;

3、检查调压装置传动杆有无扭曲、卡阻;

4、检查主变调压控制电源是否断开;

5、检查主变调压机构箱内马达、二次接线有无过热、短路现象;

6、经检查如果是调压控制回路问题，在拉开调压装置的控制和马达电源后，可用手摇方式尝试将调压抽头调到预定位置，如遇卡阻立即停止，将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电;

7、经检查如果是马达故障引起电源开关跳闸，在拉开调压装置的控制和马达电源后，可用手摇方式轻力摇回原来抽头位置，如遇卡阻立即停止，将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电;

8、经检查如果马达及控制回路未发现问题或者发现是机构问题，则禁止进行调压操作，应将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电。

五、主变电动调压过程中不能自动停止(不是发一个操作命令调节一挡) 含义：

调压装置控制回路故障或马达接触器卡死不能返回建议处理：

1、断开调压装置的控制电源和马达电源;

2、检查机构箱机械部分和传动杆正常;

3、用手摇方式将调压抽头调到合适位置。

七、主变调压过程中传动杆扭曲、断裂含义：

调压装置分接头内部机构卡死建议处理：

1、断开调压装置的控制电源和马达电源;

2、立即向相关调度申请将主变停电。

第四篇：变压器受潮两种处理方法

变压器绝缘状况的优劣和安全运行水平将直接影响整个电力系统的供电可靠性。我们在进行预防性试验中，着重检测与变压器是否受潮有关的几项数据，如绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、绕组泄漏电流、油中微水分析等。当我们通过一定的技术手段，检测到变压器的绝缘降低本体受潮时，可采用离线和在线2种方法处理变压器受潮。

离线处理变压器干燥的基本方法是：加热升温和排潮，根据变压器容量大小和结构形式的不同而决定，现场进行变压器干燥时加热升温的方法，可采用油箱铁损或短路铁损及热油喷淋方法进行。排潮方法分为抽真空和不抽真空2种。但离线干燥处理易受现场条件限制，往往难以实施，停电时间较长，也易造成变压器绝缘的非正常老化。

在线处理变压器受潮的方法是：利用变压器正常运行时产生的空载损耗和负载损耗作为变压器干燥处理的发热源，变压器绝缘纸中的水分逐步渗透到变压器油中，利用在线滤油装置除去变压器油中的水分，然后变压器油通过进口过滤器进入真空容器内，利用真空压力喷嘴作用将变压器油喷出(真空容器内，绝对真空度应控制在1 500 Pa左右)，借用压力喷嘴喷出油膜中的气体和水蒸气转移到空气中的作用，从而完成绝缘油的脱气和脱水过程。净化后的油收集在容器底部，并经过滤芯过滤后重新注入变压器。操作过程中，应在回油过滤器的下部装设一个容器及相应的阀门，用来检测和排出气泡，以防止气体进入变压器。在线变压器本体受潮的处理方法，具有停电时间短、加热均匀、不易造成变压器绝缘损伤等特点，在安全措施充分到位的情况下，可以避免被处理变压器的瓦斯保护误动作。本资讯来源于中国变压器交易网!

第五篇：电力变压器高压试验及故障处理

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。

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