变压器事故处理预案

第一篇：变压器事故处理预案

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。

第二篇：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。

第三篇：浅谈变压器的运行维护和事故处理

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。

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

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。下面 分析 瓦斯保护动作的原因及处理方法：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。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，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。

第四篇：变压器着火应急预案演练方案

为了有效预防变压器着火的事故，保证我厂机组的安全稳定长周期运行，并对变压器着火的异常情况做出最快应急响应，保证机组的安全停运，最大限度地减少故障引起的设备损坏和经济损失，锻炼人员快速的反应能力，提高整体协调指挥，并进一步发现预案是否存在问题，特对本预案进行演练。 一.组织机构： 二.演习时间及地点：

时间：2010年6月16日 上午09:30～10:30 地点：现场13.7米会议室及#1机组区域

三、演练事故情况：

1、本次演练为现场实际演练，指挥部设在现场13.7米会议室。

2、演习前状态：#1机组、#2机组在AGC方式下运行(负荷500MW)，模拟#2主变漏油着火的异常。

3、参加演练人员及时到位确定相关负责人。

4、要求参加演练人员穿新工作服。

5、要求参与救火的人员必须佩带正压式消防呼吸器。

四、演练注意事项：

1. 演练人员要精神饱满，声音宏亮，口齿清楚。

2. 演练事故预案启动后各岗位人员动作要迅速，反应要快。 3. 演练人员汇报时要阐明岗位，汇报完毕后，已“汇报完毕!”为

结束语。

4. 演练人员必须严格执行调度命令，下达每一项命令，受令人要复述。

5.本次演练为现场演练，需进行实际模拟操作。 6.参加演习人员佩带袖章。

7.对讲机准备12部，使用统一频道 。总指挥1部、副总指挥2部、指挥员1部、值长1部、机组长1部、演习人员6部。 8.演习使用电话三部。8306(原会议室电话，指挥部使用)、8200(原NCS处电话，值长使用)、8310(原办票间电话，演习人员使用)

9.总指挥宣布演练开始后，值长定位电话8200处，机组长定位8310电话处，指挥部设在集控会议室，演练人员在办票间列队待命。

五、演练步骤：

1、 指挥员：

“报告总指挥，变压器着火事故应急预案演练工作准备完毕，指示!”

2、 总指挥赵亚维宣布：

“变压器着火事故应急预案演练现在开始!”

3、

4、 安排人员在#2机组锅炉房0m西侧空地点火。

现场巡检员强广龙、王灿使用对讲机向值长陈化军、机组长李有文汇报：

报告值长、机组长，巡检发现#2主变漏油着火，火势较大。

5、

值长回令(使用对讲机)：

立即用二氧化碳或1211灭火器灭火，并注意自身安全，同时紧急停止#2机组运行，汇报中调。

6、 值长(拨打中调调度电话): 我是电厂值长，我厂#2主变漏油着火，现#2机组需要紧停。

7、 中调值长：

执行紧急解列机组操作，尽快灭火，保证设备安全。 #2机组长命令(使用对讲机)：

命令副值你们立即带呼吸器到#2主变着火现场灭火，注意安全，并带领消防人员进入。向值长陈化军汇报，已手打#2汽轮机，已解列并熄火，做好安全停机工作。

8、 同时(拨打消防电话119)：

我是值长，#2主变发生漏油着火，你们立即赶赴现场配合灭火。我们已派人在空冷岛路旁接应。

9、 值长(使用座机8200打到8306)：

报告，#2主变发生漏油着火，火势很大正在组织运行人员灭火，现已紧急停机，已通知消防队。

10、 总指挥命令：

立即启动“变压器着火事故应急预案”，注意控制着火区域，防止火灾蔓延，我马上赶到现场。设备部、安监部、物资部、总经部、龙盛公司尽快安排人员到达现场，做好救援工作。

11、 值长汇报(使用座机8200打到手机3072)：

主任，我是值长，#2主变发生漏油着火，火势很大正在组织运行人员灭火，现已紧急停机，已通知消防队。

冯主任指示：

值长，尽力组织控制火势，减小损失，注意人员安全，要保证

安全停机，我马上到达现场。

12、 指示(使用手机打3077)：

**，#2主变漏油着火，你立即到现场检查情况。

13、 同时张冲先指示(使用手机)：

**，#2主变漏油现场着火，立即通知人员跟我赶到现场。

14、 同时**指示(使用手机)：

**，#2主变漏油着火，你立即去现场检查处理。 **，#2主变漏油着火，你立即去现场检查处理。 **，#2主变漏油着火，你立即去现场检查处理。 **，#2主变漏油着火，你立即去现场检查处理。

15、 现场检查人员强广龙，王灿汇报：(对讲机)

着火部位为#2主变漏油着火，现消防队员正全力灭火。 **指示：

保证#2机组安全停运，尽快灭火，保证#1机组和公用系统安全运行。

16、 #2机组长**汇报值长陈化军：

汽机转速下降，锅炉MFT动作正确，发电机已解列，厂用电切换正常。

17、 值长**令：检查机组各段母线运行情况

18、 #2机组长**接令：

明白。

19、 **汇报机组长对讲机)：

#2机组6KV母线运行正常、直流系统运行正常。 20、 **汇报机组长(对讲机)：

#2机组保安段运行正常。

21、 值长命令#2机组长：

做好停机后的工作安排。

22、 #2机组长命令：

投入#2机组发变组闪络、误上电、启停机保护压板。

23、 回话：

是，执行。

24、 执行完毕后汇报：

报告机组长，已投入#2机组发变组闪络、误上电、启停机保护压板。

明白

25、 汇报(对讲机)：

#2主变着火已被扑灭。

26、 指示(对讲机)：

继续监视，仔细检查，确保没有残余火种。

27、 汇报(对讲机)：

明白!

28、 乔总：

电缆着火已被扑灭，着火原因初步判断为积粉自燃引起电缆着火，按停机5天准备。

29、 汇报中调(使用8200打到8306)：

我是电厂值长，我厂#2主变着火已被扑灭，着火原因初步判断为积粉自燃引起电缆着火，部分电缆被烧毁，申请停机5天，更换电缆。 30、 中调()：

我是中调，断开5023-6刀闸，投入50

23、5022开关短引线

保护，合上50

23、5022开关。

31、 值长复令：

断开5023-6刀闸，投入50

23、5022开关短引线保护，合上50

23、5022开关。

32、 中调值长(模拟)：

执行。

33、 值长陈化军令#2机组长：

断开5023-6刀闸，投入50

23、5022开关短引线保护，合上50

23、5022开关。

34、 #2机组长(对讲机)：

断开5023-6刀闸，将50

23、5022开关合环。

35、 汇报(对讲机)：：

报告机组长已断开5023-6刀闸，将50

23、5022开关合环。操作完毕。

36、 #2机组长：

报告值长，断开5023-6刀闸，投入50

23、5022开关短引线保护，合上50

23、5022开关。操作完毕。

37、 值长汇报调度：

中调，我是风陵渡电厂值长，15：30断开5023-6刀闸，投入50

23、5022开关短引线保护，合上50

23、5022开关。操作完毕。

38、 值长：

注意及时投入盘车，现场加强监视。

39、 #2机组长：

明白!

40、 值长(拨打中调电话)：

我是风陵渡电厂值长，我厂已断开5023-6刀闸， 50

23、5022开关已合环，投入短引线保护投入。

41、 中调值长(模拟)：

我是中调，加紧处理，并及时补停机申请票。

42、 值长：

报告总指挥，主变着火已消除，#2机组已安全停运。

43、 总指挥指示：

安监部负责组织调查分析着火事故原因，一定要举一反三，杜绝类似事件再次发生。设备部加紧检查确认着火电缆情况，出台检修方案，组织对主变进行检修。发电部做好相关事故预想，做好公用系统的维护以及停电配合工作，并试验正常，尽快实现机组启动。

44、 总指挥：关闭“变压器着火事故应急预案演练”

45、 领导点评。

第五篇：浅论变压器在运行中的检查维护和事故处理

摘要 本文论述了变压器在运行中如何进行检查和维护以及发生事故如何处理的有关问题。特别指出，变压器在运行中，值班人员应定期进行检查，以便了解和掌握变压器的运行情况，如发现问题应及时解决，力争把事故消除在萌芽状态。

关健词 变压器运行 维护 事故处理

变压器在运行中，值班人员应定期进行检查，以便了解和掌握变压器的运行情况，如发现问题应及时解决，力争把事故消除在萌芽状态。

一、油浸式变压器运行中的检查

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进行比较。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.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。

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，并迅速汇报值班领导并请检修单位处理。

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。

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。

6.呼吸器应畅通，硅胶吸潮不应达到饱和。 7.瓦斯继电器无动作。

二、变压器运行中出现的不正常现象

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。

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。 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。

4.当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，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。 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。

三、变压器运行中故障现象及其排除

为了正确的处理事故，应掌握下列情况：系统运行方式，负荷状态，负荷种类;变压器上层油温，温升与电压情况;事故发生时天气情况;变压器周围有无检修及其他工作;运行人员有无操作;系统有无操作;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还有声音的异常，而铁芯、油箱及其他附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下;

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。

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.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。

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。

5.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。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：(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。(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，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。

变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障(穿越性故障)或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投入送电。如差动保护动作，应对该保护范围内的设备进行全部检查。

此外，就是声音的异常和变压器着火，声音异常可能是外施电压过高、套管表面太脏或有裂纹、内部结构松动、内部绝缘有击穿等原因造成的。应结合经验细心分析判断，应针对具体情况及时采取措施处理，如把电压调低、擦拭套管或考虑检修内部等。变压器着火也是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。变压器着火的主要原因是：套管的破损和闪落，油在油枕的压力下流出并在顶盖上燃烧;变压器内部故障使外壳或散热器破裂，使燃烧着的变压器油溢出。发生这类事故时，变压器保护应动作使断路器断开。若因故断路器未断开，应用手动来立即断开断路器，拉开可能通向变压器电源的隔离开关，停止冷却设备，进行灭火。变压器灭火时，最好用泡沫式灭火器，必要时可用砂子灭火。