变压器油的运行与维护

变压器油的运行与维护（精选8篇）

变压器油的运行与维护 篇1

1.防止变压器油位过低

变压器正常运行时油位的上升或下降，是由温度变化造成的，油位变化不会太大。当油位下降显著，甚至从油位计中看不见油位，则可能是因为变压器出现了漏油、渗油现象，这往往是因为变压器油箱损坏、放油阀门没有拧紧、变压器顶盖没有盖严、油位计损坏等原因造成的。油位太低会加速变压器油的老化，变压器绝缘情况恶化，所以要多巡视，多维护，及时添油。

2.观察变压器是否漏油

发现变压器漏油要及时处理，如渗漏油严重，应及时将变压器停止运行并进行检修。检查时首先寻找漏油点，漏油故障比较容易发现，渗油故障则不易发现，一般尘土聚集且潮湿的地方渗油。若变压器油从上端盖上渗出时，应紧固上端一圈螺丝;若变压器油从挡位处渗出时，就应打开挡位盖，拧紧里边的压紧螺丝;若绝缘垫老化时，就应及时更换绝缘油垫。

3.一闻两看辨别变压器油质量

变压器油在使用1～3年时应做一次耐压试验。如果变压器油达不到技术要求，应尽早更换或过滤。由于对变压器油的质量要求很高，不经过耐压试验和简化试验很难说明变压器油是否合格，但经过长期的实践来看，变压器油的合格与否可通过一闻、两看来鉴别。一闻：就是通过闻气味来鉴别变压器油质量，合格的变压器油应没有气味，或略带一点煤油气味。若有别的气味，说明油质变坏。

两看：一看变压器油的颜色。新的变压器油一般是浅黄色，氧化后颜色会变暗。二看变压器油的透明度。新的变压器油装在玻璃瓶中是透明的，并带有蓝紫色的荧光，如果失去了荧光或不再透明，说明变压器油内已有游离碳和机械杂质。

4.及时添加变压器油

冬季由于天气寒冷，变压器的油位一般会下降，油标无显示时应及时将油添加到油位线。给运行中的变压器补油时应注意，35千伏及以上变压器应补入相同牌号的油，并且作耐压试验;10千伏及以下变压器可补入不同牌号的油，但应作混油耐压试验。补油后要检查瓦斯继电器，及时放出气体，可重新将瓦斯继电器接入掉闸回路。

5.避免变压器油受光直射

变压器油在紫外线的作用下氧化速度会加快。因此，变压器油不允许受光线的直射。为避免变压器油受光线照射，必须装在不透明的容器中。

6.检查箱顶油面温度计温度

尽量控制变压器上层油温不超过85摄氏度，即要求与室温之差低于55摄氏度。如果变压器在运行时，油温突然升高，则是变压器内部过热的表现。外部原因是变压器严重过负荷;内部原因有铁芯着火、绕组匝间短路、内部螺丝松动、冷却装置故障等。

7.及时处理变质的变压器油

变压器油如果经常过热运行或进水、吸收潮气，将使油质变坏。使用达不到标准值的油，很容易在绕组与外壳之间发生击穿放电，造成严重事故。因此，须对绝缘油进行过滤和再生处理。若发现变压器油受潮，应进行干燥;若发现老化，应进行净化和再生。

变压器油的运行与维护 篇2

关键词：变压器,功能特性,防劣措施

0 引言

变压器是指用于压器、电抗器、互感器、套管、油断路器等输变电设备的矿物型绝缘油。运行中变压器油质量的好坏直按关系到充油设备的安全运行和使用寿命，乃至影响到整个电力系统的安全运行和经济效益。虽然油质的老化是不可避免的，但是加强对油质的监督和维护，采取合理而有效的防劣措施，是能够延缓油的老化进程，延长油的使用寿命和保证设备的建康运行。

1 变压器油的性能及变质

为了更好地发挥变压器油的绝缘、散热，灭弧等多方面的功能作用，变压器油必须具备良好的化学、物理、电气等方面基本特性，主要性能指标达到我国变压器油标准 (GB2536和SH0040) 。

1.1 化学性能

1.1.1 酸值

酸值是变压器油制造、使用中的一项重要指标，要求总的酸值含量必须很低，以减少电导和对金属的腐蚀，并使绝缘系统的寿命达到最长，即变压器油中酸值的大小从一定程度上反映了油的精制深度和氧化程度。一般要求新油酸值不大于0.03mgH/g。酸值也是判断使用中的油品能否继续使用的一项重要指标。

1.1.2 腐蚀性硫

硫可以以稳定而有益的化合物形式存在于油中而起天然抗氧剂作用，也可以以不安定的化合物和游离态的形式存在于油中。后两者硫的存在会促使有害皂类的形成和油的酸反应以及金属的腐蚀，因此，变压器油在精加工过程中不允许含有腐蚀性硫。

1.1.3 氧化安定性

变压器油在一定的条件下，抵抗氧化作用的能力称氧化安定性。在长期的使用过程中，变压器油不可避免地会与氧接角，而发生氧化反应过程，同时在运行温度下，因受电场、电弧、溶解在油中的水分及各种金属材料和金属化合物等杂质的崔化作用而加速其氧化、裂解等化学反应而不断变质，生成过氧化物及醇、醛、酮、酸等氧化产物，再经过缩合反应而生成油泥等不溶物，这些氧化物将对变压造成致至命的影响。

2.2 主要物理性能

2.2.1 粘度

粘度是油流动阻力的度量标准。变压器油的功能之一就是填充于绝缘材料的缝隙之间，通过自身或强制循环进行传导散热，所以变压器油的粘度应该较低，不应过高，以免影响变压器油的有效流动和传热。一般要求在40℃条件下运动粘度不大于12mm2/s。

2.2.2 密度

密度是单位体积油品的质量，一般为0.8～0.9g/cm3。密度影响变压器油热传导率，在含水量较多而又处于寒冷气候条件下，必须确保用油设备中的水结成的冰不会漂浮在油面上引起油面上方的放电。

2.2.3 闪点

闪点是变压器油的一项安全指标，是指当油品加热到有足够的油气产生，并在其上处加一个火焰，使油一气在一瞬间就着火的最低温度。为保证充油设备的安全运行，IEC60296标准要求闪点不低于130℃，变压器油闪点高于此值就足以保证安全，因为变压器油运行中温度一般不超过100℃。闪点还是检验变压器油在储存和使用过程中有无污染，是否混油的参考依据。

2.2.4 色度

色度是表征变压器油精制深度最直观的指标。但对于变压器油来说，色度并非越小越好，对其来说要求的是适度精制，精制深度过深或过线对油品的使用存在不利影响，在运行中，色度变化却可反映出油品的变质程度，因此对色度的检测可以表明油品是否有变质。

2.3 电气性能

2.3.1 绝缘强度

绝缘强度或击穿电压，是衡量变压器油在电气设备内部受电压的能力而不被破坏的尺度，是检验变压器油性能好坏的主要手段之一，影响变压器油绝缘强度的主要因素有水分、杂质等。干燥清洁的油品具有相当高的绝缘强度，当油中含有游离水、溶解水、固体污染物时，由于这些杂质本身具有比油本身大的电导率和介电常数，它们在电场作用下会形成导电桥路。从而降低的击穿电压。应该说绝缘强度试验可以判断油中是否存在有水份，杂质和导电微粒，但它不能判断油品是否存在酸性物质和油泥。

2.3.2 在电场作用下产生气体的倾向 (析气性)

变压器是由石油精炼而成的一种精加工产品，其主要组成成份为碳氛化合物，即烃类，它包括烷烃、环烷氛和芳香烃。变压器油在受到电场的作用下，部分烃分子会发生裂解而产生气体，这部分气体以微小的气泡从油中释放出来，如果小气泡量增多，它们会相互连接而形成大气泡。由于气体与油之间的电导率有很大差异，在高电场的作用下，油中会产生气隙放电现象，而有可能导致绝缘破坏，这种现象在超高压设备中显得优为突出，为克服这种倾向，对用于超高压设备的油品，要求具有吸气性能，而芳香烃具有吸气性能，当其达到一定值时，表现为吸气性能，我国要求超高压油的析气性不大于+5。

2.3.3 体积电阻率

体积电阻率可以判断变压器油的老化程度与污染程度。变压器油精制程度越深，绝缘性能越好，体积电阻率就越高。影响体积电阻率的因素很多，油中的水份、污染杂质和酸性产物均可影响电阻率的降低;温度对体积电阻率的影响也很大，当温度升高时，形成电质漏导的离子数及离子移动的速度增大，体积电阻率也随之下降。

3 变压器油的运行维护

3.1 运行中设备的取样

常规分析试验取样。对于变压器、油开关或其它充油电气设备，应从下部阀门处取样。取样前油阀门需先用干净的棉布擦净，再放油冲洗干净阀门、管路然后取样。

对有特殊要求的项目，应按有关试验方法进行取样。

3.2 变压器油劣化的因素

3.2.1 设备条件

变压器设备设计制造时采用小间隔，运行中易出现热点，不仅使固体绝缘材料老化，也加速油的老化。也就是说热量或者温度是一种主要的增加油的反应加速剂，而油与氧的化学反应的速度取决于变压器运行时的工作温度 (即油温) 。一般温度从60～70℃起，每增加10℃油氧化速度约增加1倍。另外，水份也是油氧化的主要崔化剂，由于设备的严密性不够，水分可以通过大气中的湿气从设备外部侵入油中，同时纤维素所吸附的水分而浸入油中，或是纤维素的老化而形成的水分，会促进油的老化，所选用固体绝缘材料不当，与油的相容性不好，也会促进油的老化，所以，设备设计和选用绝缘材料都对油的使用寿命有影响。

3.2.2 运行条件

变压器、电流器等充油电气设备如在正常规定条件下运行，一般油品都应具有一定的氧化安定性，但当设备超负荷运行或出现局部过热、油温增高时，油的老化则相应加速。当环境温度较高时，若不能及时调整通风和降温措施，将影响设备固、液体绝缘，缩短设备的使用寿命。

3.2.3 污染问题

新油注入设备时，都要通过真空的精密过滤、脱气、脱水和除去杂质，但当清洁干燥的油注入设备后，此时，油的特性与新油有所差异，主要表现为物理的和电气性能的变化，如有的油在注入设备前各项性能指标均很好，但注入设备后介质损耗因数有时会增大，甚至超过运行中规定的2%的最低极限值，这主要是由于污染而造成的，其原因包括：由于设备加工过程环境不清洁，微小杂质颗粒附在变压器线圈和铁芯上，注油后浸入油中;由于某些有机绝缘材料溶解于油中，导致油的下降。

3.3 变压器油劣化的危害性

充油电气设备投入运行后，变压器油在运行过程中，油因受氧气、温度、电场、电弧及水分、杂质和金属催化剂等的作用，发生氧化、裂解等化学反应，会不断变质，生成大量的过氧化物及醇、醛、酮、酸等氧化产物，再经过缩合反应而生成油泥等不溶物。

油在劣化早期，一旦氧化开始，就很难抑制，各种影响因素互相影响，促进氧化反应，生成了系列的过氧化物，直至油值变坏。开始氧化时，变压器内纤维素 (纸) 材料很容易与过氧化物反应，生成氧化纤维素，造成绝缘材料的脆化、机械强度差，经受不住电压波所产生的冲击，随着油品氧化程度的加深，油中含有各种酸及酸性物质，它们会提高油品的导电性，降低油的绝缘性能，并随着温度升高，促使固体纤维质绝缘材料的老化，尤其油中含有较多量的低分子或水溶性酸，又有水时就会降低设备绝缘水平，缩短设备的使用寿命。同时，油中的酸性物质使设备构件中所使用的铜、铁、铝等金属材料腐蚀，产生的金属盐又加速了油的氧化过程，使油产生更多的酸，对油的老化过程产生叠加效应。油质深度劣化的最终产物是油泥，它是一种树脂状的部分导电物质，能适度溶于油中并最终从油中沉淀出来，粘附在绝缘材料、变压器的壳体边缘的壁上、沉积于循环油道、冷却散热片等地方，不仅加速固体绝缘的老化，导致绝缘收缩，使变压器丧失其吸收冲击负荷的能力，严重影响散热、线圈局部过热，工作温度升高，降低变压器的额定出力等。

3.4 运行中变压器油的评定

运行中变压器油的维护，首先应对设备中的油质情况有一基本的评估，并根据评估制定对变压器油的维护措施。

3.5 变压器油的维护

3.5.1 油的相溶性 (混油)

1)电气设备充油不足需要补充油时，最好补加同牌号的油，补加油品的各项特性指标不低于设备内的油。当补充的油量小于5%时，一般不会出现问题，如果新油补入量较多，特别是将较多的新油补充到严重老化至接近运行油质量标准下限的油中时，可能导致油泥析出，影响油的散热和绝缘性能，因此，混油前必须进行混油试验，确实无油泥析出且各项指标合格方可混油。，以保证其运行特性基本不变。

2)原则上不同牌号的油不宜混合使用，必须混用时只有在通过混油试验后方可混合使用。这是由于不同牌号的油其特性并不完全相同，适用范围也不同，例如在低凝点油中混入高凝点的油，就会导致混合油的凝点发生变化，影响设备在寒冷地区的正常使用;如果将含有不同添加剂的油混合使用，就可能由于发生化学变化而产生杂质，威胁设备的安全运行。在特殊条件下，如必须将不同牌号的新油混合使用时，应按混合油的实测凝点决定是否可混合使用，如需在运行油中混入不同牌号的新油或已使用过的油，除事先测定混合油凝点外，还应通过油泥析出试验，合格后方可混油。

3)不同厂家生产的变压器必须经过混油试验合格后，方可混合使用。

4)进口油品、来源不明的油与运行油混合使用时，由于油的组成所含添加剂的类型并不完全相同，在混油时应特别慎重。当必须混用时，应预先进行参加混合的各种油及混合后的油样按DL429.6方法进行老化试验，当混合油的质量不低于原运行油时，方可混合使用;若相混的都是新油，其混合油的质量不低于，其中最差的一种油，并需按实测凝点决定是否可以混用。

3.5.2 运行油防劣化措施

1)油中添加T501抗氧化剂，T501具有高度的抗氧化性能，能延缓油的氧化，油中加入抗氧化剂后，能有效地改善油的氧化稳定性降低油氧化形成的酸性产物、沉淀物的含量，并抑制低分子有机酸的生成。

2)安装油保护装置 (包括呼吸器与密封式储油柜) ，以防止水分、氧气和其它杂质侵入，使变压器油不受潮和延缓油氧化的早期发生，延长绝缓材料的使用寿命。

3)安装油连续再生装置即净油器，既能有效防止外界水分侵入，又能清除油中存在的水分，游离碳和其它老化产物。

为增进油防劣措施的效果，应注意对几种防劣措施的配合使用和加强有关监督维护工作。对大容量或重要的电力变压器，必要时可采用两种以上防劣措施的配合使用，以发挥它们的协同作用，促进防劣效果;在运行维护上，应避免足以引起油质劣化的运行方式 (超负荷、超温运行) 和采取防止油质劣化的因素 (如降低运行油的温度，定期清除油中气体、水分、油泥与杂质等) 。另外，还要做好设备检修时的加油，补油和内部清洗工作等。

4 结论

变压器油的运行与维护 篇3

关键词 ：干式变压器；巡检；除尘；除湿

环氧树脂浇注绝缘干式变压器一般简称干式变压器，由于其具有良好的电气绝缘、机械强度、耐雷电冲击能力特性，且抗温度变化、湿度变化、短路能力强，重量轻、体积小、损耗低、易于维护，已经广泛应用于以中高压（一般10.5kV）或低压（一般0.4 kV /0.23 kV）方式受电的用户，同时也是国家推广的、在铁路供电系统大量采用的节能降耗设备。然而，作为电力系统的终端设备，特别是车站等大负荷重要用户，变压器的运行维护、检修试验直接影响着受电用户的供电安全和供电质量。下面结合本单位十几年来的设备运行情况提出一点看法。

1 运行维护

自变压器投入运行之后即进入运行维护阶段。运行记录是保障设备良好运行必不可少的，内容一般包括三相绕组的温度、环境温度、异常响声、风机状况等。除此以外，还应重点做好以下几方面。

1.1认真做好日常巡视检查

巡视检查是保障变压器安全运行的基础性工作，绝不可敷衍，作为一级负荷用户，特别是一级特别重要负荷用户尤其如此。变 （配）电所内部的变压器，每小时巡视一次，夜间负荷较轻可以每两小时一次；对于无人值守的变电所的变压器，每班次（8小时工作制）不少于2次，在认真做好运行记录基础上还应注意观察有无漏雨、进水及变压器室的门窗状况等。遇有下列情况时，应对变压器增加巡视检查次数：新装或经过检修、改造的变压器投入运行在72h内，停运时间超过半年以上再次投运的变压器，雷雨、浓雾、大风、暴雪等异常天气，高温季节、负荷高峰时段，过负荷运行。值得注意的是，在使用条件中规定的温度值是变压器正常的运行条件。在不超过GB6450-1986《干式变压器》、IEC726-82《干式变压器》和DIN42523-87《浇注树脂干式变压器》规定的绕组平均温升前提下，变压器是可以在限定时间内超过额定容量运行（允许过载量与环境温度、冷却方式有关）的。各种绝缘材料的耐热的允许最高温度是一定的，详见下表。

1.2 定期做好设备除尘

定期除尘对干式变压器良好运有着至关重要的作用。运行中的变压器积尘量过多，将会直接影响散热，气候潮湿极易形成安全隐患。这不仅降低变器的工作效率，还有可能导致变绝缘降低，甚至造成绝缘击穿。特别是北方地区，气候干燥、沙尘暴无孔不入且异常天气时有发生，每年至少应进行1-2次全面清理，首先用吸尘器或干布清洁变压器构件、绝缘子、分接引线等表面尘土，再用手提吹风机或干燥压缩空气（氮气亦可）把内部风道的积尘吹出，同时人工启动变压器自身冷却风机，这样既能检验强迫风冷设备，也能清理风道内尘土，保持变压器良好的散热环境。我单位在枣庄西站采用的一台10kV/400kVA车站综合用变压器，在负荷高峰季节，就曾经发生一起爬电打火现象，由值班员巡视发现及时，停电后对变压器风道内外进行了全面清洁除尘，问题得到了解决。

1.3定期检查温控设备的运行状态

变压器在完成电能传输转换的过程中，正是自身的电能损耗造成了变压器绕组的温升。众所周知，变压器寿命就是绝缘寿命。电力变压器的绕组温度超过其绝缘耐受温度，是导致变压器不能正常工作的主要原因之一。因此，不仅要做好变压器的温度记录，注意观察变压器的温升变化，而且要每个季度检查一次温控设备，防止温控设备故障导致误动作或异常指示影响设备安全运行，目前简便可行的工具首选红外测温仪。自2000年以后，我单位配发了红外测温仪作为值班巡视检测用工具，以提高巡检针对性、可靠性、安全性。2010年我单位在枣庄西站采用的一台10kV/400kVA车站综合用变压器就发生了超温报警并造成高压馈线柜自动跳闸停电，经过几次用红外测温仪检查，发现变压器运行温度没有出现异常，判断自动温控器可能存在故障。之后更换一台新型温度控制器运行至今没有出现超温报警现象。

1.4定期做好去潮除湿，保持环境干燥

环氧树脂浇注干式变压器虽然具备耐潮、抗湿的特点，但是绕组绝缘能力除了容易受发热温升破坏以外就是环境潮湿了。环境潮湿受自然气候制约，特别是到了夏天的雷雨季节，环境潮湿既不利于本体散热，又容易破坏绕组绝缘能力，用2500V摇表就可以简单判断绝缘强度高低。在潮湿、多雨季节来临后，除了加强巡视预防漏雨、进水发生外，采取一定技术措施是必要的，安装进排风系统，定期检查、定时开启循环风，定期打开变电室的门窗进行通风，以保持变压器周围适当的湿度和温度。

1.5 定期检修，确保接点紧固连接可靠

电能在变压器铁心和绕组中的损耗转变为热能，引起各部位发热。随着负载调整、季节变化，负载损耗使得变压器温升变化剧烈，各部位连接点不可避免地发生应力变化、紧固件及连接点出现松动等现象。它们一旦松动后不能及时紧固，就有可能产生振动、发热，巡检不到位有可能造成过热现象，这将严重影响运行安全。因此每年在春、冬季节安排两次停电检修是非常有必要的。检查主要有：一、二次侧线路连接是否紧固；一次绕组分接头连接是否紧固；铁心轭铁的夹紧螺栓是否紧固，有否退火现象；软连接螺栓、接地端子是否紧固；绝缘子有无龟裂、放电痕迹。检修周期：干燥清洁场所，每年进行一次；若是有灰尘或化学污染的空气、潮湿的环境，应该每半年进行一次。

2变压器检修试验

变压器试验是变压器安全、可靠运行的技术保证，也是决定变压器是否投入运行或退出运行的依据。每次全面检修完毕，都需要对变压器进行简要的项目试验，以便掌握变压器运行状态。

2.1绕组直流电阻的测试

从高、低压侧母线的开口端测量高、低压侧的线电阻，其每侧三相电阻的不平衡率不应超过２％，以确定高、低压母线分别与本产品的连接是否坚固可靠，如超过此值应检查母线连接处是否可靠等。另外，对比测试数据与设备出厂试验参数，并做好记录，作为每次检修试验参考。

2.2繞组绝缘电阻的测试

使用2500V摇表检查高压侧对地和低压侧对地的绝缘电阻不应小于下列值：

高压侧/地≥250MΩ

低压侧/地≥50MΩ

高压侧/低压侧≥250MΩ

10kV变压器绝缘电阻的最低合格值与温度有关。运行的变压器绝缘电阻最低合格值参考如下表所示。

如果测量值大大低于以上值，则应检查变压器是否受潮，再重新测量。在比较潮湿的环境下，变压器的绝缘电阻会有所下降，一般地若每1kV的额定电压，其绝缘电阻不小于2MΩ（25℃时的读数），就能满足要求。但是如果变压器遭受异常潮湿发生凝露现象，则不论绝缘电阻如何，在其进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理。

参考文献

变压器油的作用 篇4

1、变压器中的油在运行时主要起散热冷却作用;

2、对绕组等起绝缘和绝缘保养作用(保持良好绝缘状态);

3、变压器油在高压引线处和分接开关接触点起消弧作用，防止电晕和电弧放电的产生;

4、变压器油被广泛用作液压安全阀内的液封。

组成性状

大型电力变压器的检修与运行维护 篇5

一、我国电力变压器检修与运行维护技术的发展

大型电力变压器长期运行在高压之下, 时刻面对过负荷、短路电流、绝缘老化等因素的影响, 根据运行经验, 大型变压器在运行前10年故障率最高, 对变压器进行及时的检修和维护, 有利于变压器故障率, 提高变压器寿命。

我国电力变压器的检修方式经历了事故检修———定期检修———状态检修三个阶段, 随着检修技术的发展而不断成熟。1995年, 我国颁布的《电力变压器检修工艺导则》规定:“新投运的变压器在投运后的5年内必须大修一次, 以后每隔10年大修一次”。

传统的电力变压器检修以停电检修和定期检修为主, 然而, 随着我国电网规模的不断发展, 传统的检修模式逐渐体现出一定的局限性。目前, 我国很多大型电力变压器承担着重要负荷, 难以长时间停运, 一旦停电可能带来巨大的损失。在此背景下, 状态检修作为一种科学有效的检修方式开始实行, 2009年, 国家电网公司在网内开始全面推广输变电设备的状态检修, 状态检修已经成为电网未来发展的主流趋势。

二、大型电力变压器检修与运行维护技术

(一) 大型电力变压器的状态检修技术。

状态检修主要是通过对变压器状态进行监测来实现的, 可以有效弥补事故检修和定期检修的不足之处, 这对大型电力变压器来说尤其重要, 一方面有利于变压器运行过程中及时发现故障, 并制定相应的维修策略, 另一方面能够在线监测变压器状态, 减少停电次数, 不影响大型电力变压器的运行, 保障了重要负荷的供电。

1. 变压器的状态评估。

变压器的状态评估是进行状态检修的基础, 对变压器的状态评估主要包括以下项目:变压器各局部放电量、变压器油中溶解气体色谱分析、变压器油含水量分析、变压器绕组和套管、变压器铁芯绝缘电阻、变压器温度、机械强度等。通过对上述参数的在线监测和预防性试验, 得出的数据与基准参数相比较, 进行变压器状态的判断。

2. 变压器的在线监测。

在线监测是变压器状态检修的前提, 也是对常规试验手段的补充, 在线监测实现了提取状态参数的同时又不影响大型变压器的实际运行, 以局部放电量的在线监测为例, 目前变压器主要采用DGA的方式进行监控, 利用安装在相应位置的传感器来获取信号, 经过抗干扰、滤波、放电信号分离等信号处理环节后, 经过特征值提取和放电图谱, 进行信号分析。

3. 变压器故障诊断。

变压器的故障诊断是状态检修的核心内容, 依据在线监测的数据, 对故障进行诊断和分析, 据统计, 目前变压器故障约有35%来自OLTC, 30%来自主油箱, 15%来自套管, 5%来自冷却系统。常见变压器主故障树图如图1所示。

传统的故障诊断方法以特征气体判别法为主, 利用H2、CH4、C2H2、C2H4、CO、CO2等特征气体来进行变压器故障诊断, 随着计算机技术的发展, 变压器智能故障诊断日益推广, 通过模拟人类思维, 根据获取的诊断信息, 进行常规故障的智能化判断。

(二) 大型电力变压器的运行维护技术。

大型电力变压器的铁芯、线圈、风扇、油泵等核心器件处于不断的运动中, 在高电压、过负荷、短路电流、绝缘老化等因素影响下, 不断发生着损耗和老化, 因此, 有必要及时对变压器进行运行维护, 提升大型变压器的运行寿命。变压器的日常运行维护工作主要有:

1. 处理变压器的油气渗漏。

油气是大型变压器运行的主要系统成分, 油气渗漏可能导致变压器污损受潮和绝缘降低, 导致击穿放电和变压器故障, 尤其是气体渗漏比变压器油渗漏具有更强的隐蔽性。所以, 对变压器的“油侧渗漏”和“气侧渗漏”要及时维护, 进行擦拭或扫除。

2. 呼吸器的维护。

大型变压器的呼吸器也是维护工作关注的重点部位, 现代大型变压器一般采用储油柜进行密封, 通过呼吸器与大气交换, 一旦呼吸器出现故障, 将引起变压器压力异常, 引发事故。所以, 应及时更换呼吸器中的吸湿剂, 并经常清洗油杯。

此外, 对变压器的日常维护还包括及时清扫套管、瓷裙处, 定期检查变压器的消防设施、清扫储油柜污浊等, 确保变压器运行在良好的状态, 避免因人为的疏漏导致变压器出现故障。

三、结语

变压器的检修和运行维护技术是一门涉及范围极广的综合性技术, 随着我国建设坚强智能电网战略的推进, 大型电力变压器在我国电网系统中的应用日渐增多, 计算机信息技术的发展也给检修和运行维护带来了新的机遇, 大型电力变压器的检修和运行维护技术不断向着智能化、自动化的方向发展, 前景十分广阔。

参考文献

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[7] .吉亚民.大型变压器状态评估及故障诊断技术研究[D].华北电力大学, 2012

刍议变压器的运行维护和故障处理 篇6

变压器；运行维护；故障处理

[中图分类号]TM407[文献标识码]A [文章编号]1009-9646（2011）06-0005-02

一、概述

电力变压器是电力企业发供电的核心设备之一，是电网传输电能的枢纽，变压器的持续、稳定、可靠运行对于电力系统安全起到非常重要的作用。由于设计制造及运行管理维护水平的限制，变压器的故障仍然时有发生，如何避免因变压器故障造成的事故，是电力企业面临的一项重要而艰巨的任务，也是笔者在此探讨的重点。

变压器是一种常见的电气设备，在电力系统和电子线路中应用广泛。其主要功能包括：变电压、变电流以及变阻抗三种。电力工业中常采用高压输电低压配电，实现节能并保证用电安全。具体如下：

二、变压器工作原理

一次、二次绕组互不相连，能量的传递靠磁耦合。说先是空载运行情况，在这种情况下运行，铁心中主磁通F是由一次绕组磁通势产生的。另外一种运行环境是带负载运行情况，此时铁心中主磁通是由一次、二次绕组磁通势共同产生的合成磁通。具体如下图所示：

三、变压器运行中的检修维护

变压器发生事故后的状况判断和能否投运成为运行单位和检修单位经常要决策的问题。变压器在投入运行过程中，电气运行人员和车间有关工程技术人员应加强对变压器的监视和检查。通过声音是否异常、气味是否加重、温度检测是否升高等现象来分析、判断变压器工作是否正常，以便采取相应措施。在了解变压器的工作原理之后逐步针对各项指标进行故障剖析：

1.变压器油位异常，如果变压器在运行过程中出现油温正常而油位降低，有可能此时的油位显示不真实，造成的原因有可能是呼吸器堵塞；如果出现油位过低，有可能是变压器漏油严重或在检修后没有及时补充；

2.检查变压器油温是否超超标；负荷大小、环境温度的不同，会造成运行中的变压器油温发生变化。其次还有散热器不通畅，冷却器出现异常都会造成变压器油温升高；

3.变压器的声音异常，如果出现“嗡嗡”声，应观察变压器是不是超负荷运行；如果出现放电声，有可能是套管或内部有放电现象；如果出现水沸声，有可能是变压器内部出现短路故障或是接触不良

4.变压器出现渗漏油，一般情况下变压器渗漏油主要出现在阀门及胶垫接线桩头处，造成渗漏油的原因主要是检修工艺和材质有关。

四、变压器故障及事故处理

1.变压器经常过载运行

随着企业的发展和人民生活水平的提高，用电量不断增加，原来变压器容量小，不能满足用户需要，造成变压器过负载运行。再就是季节性和特殊天气等原因造成用电高峰，使配电变压器过载运行。变压器长期过载运行，造成变压器内部各部件、线圈、油绝缘老化，当绝缘降低到一定值时变压器内部就发生了击穿短路故障。

2.变压器绕组故障

通过对多起变压器损坏现象来分析，造成变压器绕组故障的主要原因：制造工艺不精良或检修时，部分绝缘受到损害，埋下了隐患的祸根；散热不良或长期过载，使温度过高绝缘老化；绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热；绝缘油内混入水分而劣化，油质过差。

3.变压器分接开关故障

原因分析有：一是变压器各部位连接螺丝松动，接触不好，易发热；二是分接开关本身质量差，结构不合理，弹簧压力不够，动静触头不完全接触，错位动静触头之间绝缘距离变小，两抽头之间发生放电或短路；三是人为原因，个别电工对无载调压原理不清楚，调压后导致动静触头部分接触或变压器分接开关接点长期运行，静触头有污垢造成接触不良而放电打火使变压器烧毁；四是油质过差，使分接开关接触面被腐蚀。

4.变压器铁芯故障

造成铁芯故障的原因分析是铁芯柱的穿心螺杆绝缘损坏而引起的，严重时引起铁芯的局部熔毁。如果判断出现铁芯故障，首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如果相差较大，可判断为绕组故障。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。如果铁芯损坏不大，在损坏处进行上漆处理。

5.雷电过电压造成变压器故障

变压器按规定要求必须高、低压侧安装合格避雷器，以降低雷电过电压、铁磁谐振过电压对变压器高低压线圈或套管危害。主要有以下原因造成变压器过电压而损坏：一是避雷器安装试验不符合要求，安装避雷器一般是三只避雷器一点接，长期运行中年久失修、风吹雨打造成严重锈蚀，气候变化及其它特殊情况造成接点断开或接触不良，当遇有雷电过电压或系统谐振过电压时，不能及时对大进行泄流降压击穿变压器。

6.违章加油造成变压器损坏

运行中的变压器如果油位过低，需要加油时，应按照规定加油，否则容易造成变压器损坏。新加变压器油与该变压器箱体内油型号要保持一致，变压器油有几种油基，不同型号油基原则上不能混用；变压器加油时应停电，否则造成变压器内部冷热油相混后，循环油流加速，将器身底部水分带起循环到高低压线圈内部使绝缘下降造成击穿短路。

五、结论

在本文上述变压器故障诊断技术中，故障的多样性、不确定性和各种故障之间联系的复杂性构成了故障诊断技术上的难点。通过对变压器运作原理的分析，逐一针对运作的各个环节容易出现故障的节点进行科学有效的分析探讨，最终达到确保电力企业发供电系统安全经济运行。

[1]徐青山.电力系统故障诊断及其故障恢复[M].北京:中国电力出版社.2007年.

变压器油的运行与维护 篇7

【关键词】变压器；运行维护；事故处理

变压器是电力系统中一项不可缺少的重要元件，若实际运行中由于故障和事故的原因而导致变压器发生跳闸，那么，将给工业生产以及群众的日常生活带来诸多不便，甚至会发生巨大的损失，所以，加强变压器的运行检查维护至关重要。本文首先论述了变压器的运行检查维护；其次，对变压器的事故处理进行了一番分析。

1、变压器的运行检查维护

变压器事故发生前，通常会出现一些异常情况，这主要是因为变压器内部的故障从轻微逐渐的变为严重。值班人员应认真全面的监视与检查变压器实际运行状态。主要查看变压器运行过程中所发出的声音、振动、产生的气味、温度等变化情况，以准确判断是否有异常现象，并对导致异常情况发生的原因、部位进行分析，从而采取有效措施加以处理。

1.1查看变压器上层油温是否高于允许范围。每台变压器都有着不同的负荷、冷却条件，实际运行过程中不仅要时刻保持着上层油温在允许值范围内，同时，还要结合过去的运行经验及在上述情况下和上次的油温进行比较。若油温很高，那么，就必须对冷却装置的正常与否以及油循环是否遭到损坏等进行详细的检查，以此得出变压器内部是否存在故障问题。

1.2对油质进行检查。实际检查油质时，若是透明、略带黄色，就能够据此判断出油质质量好坏。油面必须与周围温度的标准线相适应，若油面太低，就需要对变压器的漏油与否等进行检查，若油面太高，应详细查看冷却装置具体使用情况，内部是否存在故障问题。

1.3检查变压器的声音。变压器正常运行过程中会发出嗡嗡的电磁声。如果发现声音不同，必须认真细致的检查，同时，将此情况第一时间报告给值班调度员，并请专门的检修单位予以有效处理。

1.4天气变化时，加强特殊检查。如果有大风的情况，应及时检查引线是否存在剧烈摆动，同时，变压器的顶盖以及套管引线部位处不得有杂物的存在；如果在雪天，各部触点在落雪后，不得立即熔化或者存在放电现象；如果是大雾天，检查各部是否存在火花放电情况。

1.5检查有载调压装置。有载分接开关主要由切换开关快速机构、选择器以及电动操作机等组合而成。通常，调压操作是通过电动机构进行的。

（1）切换开关不灵敏或者切换过程中突然失败，一旦发生这样的情况，将会使切换开关和选择器间不对应，切换开关一直在原接点上，导致选择器触头不经渡电阻限流而离开定触头。所以，出现了电弧情况。如果存在较大的电流，那么，就会严重的烧坏所有触头，并且还会使得变压器突然断电，导致变压器零序保护动作。在上述情况发生后，要及时的切断变压器电源，并保留下现场实际状况和原始记录数据，告知制造厂派专人前来处理。

（2）电动操作机构的交流接触器不脱扣，造成电动机构从一个分接一直转到所调方向的极限位置处，进而受到了机械极限卡死而停车。当发生这一故障情况时，值班操作人员应第一时间在位置指示器出现第二分接头位置时，迅速的按下紧急停止按钮，将电动机电源切断，再通过手摇的方式到合适的分接头位置，同时，请检修人员予以有效处理。

2、变压器的事故处理

2.1对绕组故障的处理

实际中会发生匝间短路、相间短路、绕组接地等异常情况，导致这些异常现象发生的原因有几个方面：（1）制造或者检修过程中，严重损害了局部绝缘，导致缺陷的存在；（2）实际运行时，由于散热不够好或者长时间的过载，有杂物进入到了绕组内部中，造成温度太高绝缘老化；（3）所使用的制造工艺不合理，压制不紧，机械强度难以抵抗短路冲击，造成绕组发生变形，绝缘损坏；（4）绕组受潮，由于绝缘膨胀情况造成油道堵塞，使得局部温度过高；（5）绝缘油内部存在水分发生劣化，或者和空气有着较大的接触面积，造成油的酸价不断升高绝缘水平逐渐下滑或者油面过低，部分绕组裸露在外，没有及时的进行处理。

由于上述原因的存在，实际运行过程中只要出现绝缘击穿现象，将直接导致绕组发生短路或者接地故障。匝间短路中会出现的故障是变压器过热，油温不断升高，电源侧电流不同程度上增大，所有的相直流电阻缺乏平衡性，有时候，油中还会发出咕嘟咕嘟的冒泡声。不太严重的匝间短路会造成瓦斯保护动作；严重的将会使差动保护或者电源侧的过流保护发生动作。若发现有匝间短路的存在，要第一时间进行有效处理，一旦处理不及时就会造成严重的单相接地或者相间短路等故障问题的发生。

2.2对铁芯故障的处理

导致铁芯故障发生的原因主要是铁芯柱的穿心螺杆或者铁轮的夹紧螺杆绝缘损坏而最终造成。该故障的发生将会使穿心螺杆和铁芯叠片发生两点连接，进而出现环流而造成局部发热，严重者将会使铁芯局部熔毁，同时，还会导致铁芯叠片局部发生短路，出现涡流过热，严重损坏了叠片问绝缘层，进一步加剧了变压器空载损失率，绝缘油劣化。变压器运行中出现故障，若是因为绕组或者铁芯故障原因，应做详细的吊心检查。首先，要对各相绕组的支流电阻加以测量，同时，做一番比较，若差别较大，那么，就应是绕组故障。然后，对铁芯外观进行检查，最后，通过直流电压以及电压表法对片间绝缘电阻加以准确的测量。若损坏情况较轻，可在具体的损坏位置处涂上一层漆即可。

2.3对瓦斯保护故障的处理

在变压器中，瓦斯保护属于主保护，轻瓦作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。以下对瓦斯保护故障的原因及处理方法进行了分析：

（1）轻瓦斯保护动作后发出信号，主要是因为变压器内部中出现了轻微的故障问题、有空气存留于变压器内部中，或者二次回路出现故障等。运行人员要详细全面的检查，如果未检查出有不正常的现象，应实施气体取样分析。

（2）瓦斯保护动作跳闸时，这就说明变压器内部出现了严重的故障问题，导致油分解出了诸多的气体，或者二次回路故障等。当瓦斯保护动作跳闸情况出现，首先要投入备用变压器，再对外部进行详细检查。主要检查油枕防爆门、各焊接缝有无裂开现象、变压器的外壳有无变形以及气体的可燃性。

如果变压器自动跳闸，要及时的查明保护动作情况。若检查出不是因为内部故障，而是因为外部故障（穿越性故障）或者工作人员错误操作等而造成的，不需要进行内部检查就可以投入送电。若发生了差动保护动作，要全面检查该保护领域内的所有设备。

3、结论

综上所述可知，变压器的安全稳定运行直接决定了整个电力系统的安全稳定运行，在电力系统中占有核心地位，所以，工作过程中，我们要不断加大变压器运行检查维护力度，及时发现变压器不正常情况，防止严重事故的发生，从而保证供电的可靠性。

参考文献

[1]海峰，孙海龙，杜亦伦.浅议变压器的运行维护和事故处理[J].内蒙古科技与经济，2008年03期.

[2]孙博.浅谈运行中的变压器日常维护及故障处理[J].科技信息，2010年19期.

[3]胡晓延.维护集约化 管理专业化[N].华东电力报，2007年.

[4]蔡丽英.电力变压器的运行维护与事故解决方法[J].民营科技，2010年01期.

变压器油的运行与维护 篇8

秦山核电厂CP1000机组(方家山核电工程机组)装设两台1000MWe级核电发电机组(方家山1#、2#机组)。发电机出口电压为24k V,通过主变压器升高至500k V,并与500k V电网相连。每台机组设三台单相变压器,共计六台单相变压器,另外设一台单相变压器作为备用。三台单相变压器之间设有防火隔墙,布置在每台机组的汽机厂房外侧。每台单相变压器的变比为500/24k V,额定容量为410MVA,主变压器的冷却方式为强迫油循环风冷。主变压器高压绕组为星形连接,低压绕组为三角形连接。变压器高压绕组为无载调压,中性点直接接地,保留经小电抗接地的可能。

1.1 秦山核电厂CP1000机组主变压器结构简介

1.1.1 箱体内部铁心及绕组

铁心采用无孔绑扎单相四柱式结构,铁心叠片采用6级阶梯接缝,夹件为板式,用低磁钢带紧固铁轭。全部绕组采用铜绕组。器身采用双柱并联结构,每柱容量205MVA,以降低线圈的纵向漏磁密度和短路发生力。

1.1.2 油箱

变压器箱体的结构形式为钟罩式(带人孔),箱沿焊死结构。机械强度承受住33Pa的真空强度和正压98k Pa机械强度。油箱内壁装设磁屏蔽,有效降低油箱中的杂散损耗。

1.1.3 引线结构

高压出线通过油-SF6套管引出。低压出线通过铜管和接线片接至低压套管,离相封母垂直引出。

1.1.4 无励磁分接开关

操动机构与开关本体通过齿轮传动轴连接,操动机构中设置有工位显示、定位自锁及限位装置等。开关本体采用绝缘筒隔离。

1.1.5 冷却器本体

冷却器是将镀锌翅片插在冷却管上,保证了良好的导热性。另外在镀锌翅片上设置了沟槽,提高了空气一侧的热传导率。

1.1.6 瓦斯继电器

瓦斯继电器的工作原理是检测变压器内部产气、油位过低和严重故障引起油的大量分解等。在出现过热故障时,绝缘材料因温度过高而分解产生气体,少量气体能溶解在变压器油中,当产生的气体过多,变压器油不能溶解所产生的气体量时,气体就上升到油箱上部,通过连管进入到继电器中,继电器的设计使得该部分气体能存留在继电器中,这时继电器的上浮子位置逐渐下降,液面下降到对应继电器整定的容积时,浮子上的磁铁使继电器内的干簧接点动作,继电器给出信号。在变压器出现漏油或其他故障时,引起油枕内的油通过连管流出,油位下降,上浮子动作给出信号。

2 核电厂主变压器的运行维护

2.1 主变压器的运行维护

2.1.1 变压器本体

1)变压器送电前必须试验合格,各项检查项目合格,各项指标满足要求,保护按整定配置要求投入,并经验收合格,方可投运。

2)变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。

3)强迫油循环风冷变压器的最高上层油温一般不得超过85℃。

4)当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象,油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘有弱点时,不宜超额定电流运行。

5)变压器过负荷运行时,应投入全部冷却器(包括备用冷却器)

6)对中性点接地方式的规定:变压器高压侧的中性点可靠接地。

7)环境温度或负荷异常升高时,必需缩短巡视周期,发现异常及时上报。

2.1.2 变压器油

严禁不同种类或不同用处的油混合使用。需用添加油时,尽量使用同油源同牌号的合格油,或必要时先做混油试验确认可行后方可添加。对油中气体色谱的分析应符合GB/T7252的规定。

2.1.3 套管

纯瓷套管(接地套管)的瓷套外表面应无损伤、爬电痕迹、闪络等现象;电容式套管(高压中性点套管)在运行时油表指针要求指示正常;并且运行时应确保套管的各部位密封良好。

2.1.4 无励磁分接开关

运行维护、档位调条必须严格参照说明书的要求,以防止开关切换不到位。在进行开关档位的切换并锁紧后,必须经电压比和直流电阻测量合格后方可投入运行。无励磁调压分接开关如在某一档位运行了较长时间,换档运行时应先反复作全程操作,以便消除触头上的氧化膜,再切换到新的档位,并且三相档位必须确保一致。

2.1.5 冷却装置

冷却器经长期运行后,可根据具体情况定期进行清洗。一般可用50k Pa压力的水进行冲洗,水洗后应起动风扇使冷却器干燥。新安装的油泵在半年内应加强巡视和检查。若检查发现有异常现象时,如振动加剧、运行声音异常、电流增大等,应及时处理。停放1年以上或检修后的变压器油泵,用500V绝缘摇表测变压器油泵对地的绝缘电阻,其值不小于10MΩ,否则应烘干定子。应特别注意油泵停止运行时负压区出现的渗漏油。如负压区渗漏油,必须及时处理防止空气和水分进入变压器。新安装的风扇在半年内应加强巡视和检查。为保障变压器风扇的安全运行,提高风扇的使用寿命,要定期维护、更换。停放一年以上或检修后的变压器风扇,用500V绝缘摇表测量变压器风扇电动机对地的绝缘电阻,其值不小于1MΩ。油流继电器每年应检查一次。运行中继电器的指针出现抖动现象,应尽快查明原因和处理,防止脱落的挡板进入变压器本体内。

2.1.6 温度计(测温装置)

变压器必须定期检查、记录变压器油温及曾经到过的最高温度值。应按照顶层油温值来控制冷却装置的投切、温度过高发信。确保现场温度计指示的温度、监控系统的温度基本保持一致,误差一般不超过5℃。温度计座内应注有适量的变压器油。应结合停电,定期校验温度计。

2.1.7 气体继电器

气体继电器应结合变压器停电进行二次回路电气绝缘试验及轻瓦斯动作准确度校验。变压器在运行时,继电器应根据不同的运行、检修方式(如进行油处理时)及时调整继电器的保护方式,并尽快恢复原状;当气体继电器发信或动作跳闸时,应进行相应电气试验,并取气样进行必要的分析,综合判断变压器故障性质,决定是否投运。

2.1.8 压力释放阀

定期检查压力释放阀的阀芯、阀盖是否有渗漏油等异常现象。定期检查释放阀微动开关的电气性能是否良好,连接是否可靠,避免误发信。结合变压器大修应做好压力释放阀的校验工作。释放阀的导向装置安装和朝向正确,确保油的释放通道畅通。运行中的压力释放阀动作后,应将释放阀动作后的机械电气信号手动复位。

3 核电厂主变压器的常见故障原因分析和处理

3.1 主变压器常见故障现象及处理

为了正确的处理事故,应掌握变压器的系统运行方式,负荷状态,负荷种类;变压器上层油温,温升与电压情况等。表1以秦山核电厂CP1000机组主变压器为例子,列举出了主变压器的常见故障现象、故障原因分析和处理步骤。

3.2 主变压器相关辅助电源丧失故障分析和处理

3.2.1 AC380V动力电源失电

冷却器动力电源采用AC380V、50HZ、三相三线制、双回路。当任一回路电源失电时,控制箱自动切换至另一回路,冷却器继续运行,控制箱发出I回路或II回路电源故障信号,不影响变压器运行。此时应检查回路电源,恢复供电,避免出现另一回路电源失电时,冷却器无动力电源不能运行,影响变压器运行。当双回路电源都失电时,AC380V动力电源下的负荷不能运行使用。动力箱无电源;各变压器冷却控制箱AC380V电源部分无电源,冷却器风扇、油泵、油流指示器不能运行,及控制箱内加热不能使用;由于1#、2#主变压器的冷却方式为强迫油循环导向风冷方式(ODAF),冷却器不运行时,变压器不允许持续运行。此时可:降下负荷,额定负载下允许运行20min;如20min后顶层油温尚未达到75℃,在这种状态下运行的最长时间不超过1小时;如有必要,要使电站相应设备停运。

3.2.2 DC110V控制电源失电

DC110V控制电源连接冷却控制箱控制部分,此部分失去电源,冷却器的运行投入及故障信号不能送出,油泵、风机的故障跳闸及报警等元件失灵,直至变压器其它保护装置动作,致使事故扩大,威胁变压器的正常安全运行。应及时查找原因,恢复控制电源的供电或者尽快停运变压器。

4 结论

加强核电厂主变压器的运行维护质量,可以及时消除不安全隐患,延长主变压器的使用寿命;快速准确的故障处理,可以减少损失,提高变压器的运行可靠性。本文基于秦山核电厂CP1000机组(方家山核电工程机组),首先对核电厂主变压器的结构进行了介绍,其次阐述了核电厂主变压器的运行维护事项,然后通过对主变压器常见故障的原因分析,提出了处理方法和步骤。为同类型核电厂主变压器的运行维护和故障处理提供了参考借鉴。

参考文献

[1]华东电力设计院.主变压器和高压厂用变压器(GEV)系统手册C版[S].上海,2010.

[2]保定天威保变电气股份有限公司.主变运行维护手册A版[S].保定,2010.