变压器运行维护注意重点事项.doc

变压器运行维护注意事项

一、变压器油运行和维护
要想了解变压器油运行和维护，首先要了解变压器油作用，其作用关键以下多个：
․电气绝缘；不一样电压等级变压器，其电气强度要求是不一样。
․传输热能冷却作用；
․消弧作用；
․经过变压器油色谱分析，含气量分析，油样试验，诊疗变压器是否存在故障提供信息。
变压器油通常分为：DB-10，DB-25，DB-45三种型号。在中国一直是以变压器油凝点为基础，凝点低于—10℃变压器油牌号为DB-10，凝点低于—25℃变压器油牌号为DB-25，凝点低于—45℃变压器油牌号为DB-45。
对变压器油基础要求：
․电气强度：750~1000kV电压等级变压器（电抗器、换流变）要求：≧70kV/2.5mm；500kV电压等级：≧60Kv/2.5mm；220kV电压等级：≧50kV/2.5mm；110kV电压等级：≧40kV/2.5mm。
․微水含量：750~1000kV电压等级≦8ppm;500kV电压等级≦10ppm; 220kV电压等级≦15ppm; 110kV电压等级≦20ppm。
․介质损耗tan(δ):≦0.5%.
․变压器油含气量：750~1000kV电压等级≦0.5%，500kV电压等级≦1%，220kV电压等级≦2%。
․颗粒度（≦5μm）:≦/100ml（换流变要求）。750~1000kV电压等级≦1500/100ml或更高.
相关变压器大修或因为其它原因，需要给变压器添加变压器油时。一定要做混油试验，不然，不能随便对变压器添加油，既然是同型号但不一样批次变压器油也要做混油试验。
表1 运行中变压器油质量标准
序号
项目
单位
设备电压等级
kV
质量指标
检验方法
已装入产品内投入运行前油
运行油
1
外观

透明、无杂质或悬浮物
外观目视
2
水溶性酸pH值

>5.4
³4.2
GB/T 7598
3
酸值
mgKOH/g

£0.01
£0.1
GB/T 264
4
闪点(闭口)
℃

³135
GB/T 261
5
水分1)
mg/kg
330~1000
220
£110及以下
£10
£15
£20
£15
£25
£35
GB/T 7600
6
界面张力（25℃）
mN/m

³40
³19
GB/T 6541
7
介质损耗因数(90℃)

500~1000
£330
£0.005
£0.010
£0.020
£0.040
GB/T 5654
8
击穿电压2）
kV
750~1000
500
330
66~220
35及以下
³70
³60
³50
³40
³35
³60
³50
³45
³35
³30
DL/T 429.9
9
体积电阻率(90℃)
W·m
500~1000
£330
³6×1010
³1×1010
³5×109
GB/T 5654
10
油中含气量
%
750~1000
330~500
电抗器
£1
£2
£3
£5
DL/T 423
11
油泥和沉淀物
%

<0.02（以下能够忽略不计）
GB/T 511
12
析气性

³500
汇报
GB/T 11142
13
带点倾向

汇报
DL/T 1095
14

腐蚀性硫

非腐蚀性硫
SH/T 0804
15
油中颗粒度

³500
汇报
DL/T 432
注：1） 取样油温为40℃~60℃。
2） 质量指标为平板电极测定值。

1.1 补充油及不一样牌号油混合使用时，应满足以下要求：
a) 不一样牌号油不宜直接混合使用，不一样油基油不能混合使用；
b) 新油或相当于新油质量同一油基不一样牌号油混合使用时，应按混合油实测凝点决定其是否可用，不能按其它化学和电气性能合格是否就贸然使用；
c) 向质量已下降到靠近要求下限值油中添加同一牌号新油或靠近新油标准已使用过油时，应预优异行混合油样氧化安定性试验，确定无沉淀物产生、介质损耗因数小于原运行油数值，方可混合使用；
d) 进口油或起源不一样油和不一样牌号运行油混合使用时，应预优异行参与混合多种油及混合后油样老化试验，混油质量不低于原运行油时，方可混合使用；若相混油全部是新油，其混合油质量应不低于最差一个新油。
对于运行中变压器油，经过油样做油色谱分析，能够提供变压器内部运行状态及其工况有用信息，依据油色谱分析能够推断变压器是否能够继续安全可靠运行或依据总烃绝对增加速度或总烃总量多少；再决定是否需要停机修理。
变压器油中含气量超标分析：
从表1中能够看出不一样电压等级变压器、电抗器等对于运行中油含气量要求是不一样。表中数值要求是注意值，但在实际运行中变压器、电抗器等设备含气量是能够超出注意值，但能够超多少？不一样教授有不一样意见，没有统一标准。依据我们运行经验通常不宜超出下列数值：
1
油中含气量
%
750~1000
330~500
电抗器
£1
£3
£7
£8
仅供参考
造成设备含气量增大原因分析：
1、负压区：设备使用冷却器潜油泵进行强油循环，常常有负压区存在。负压区假如不存在渗漏点，那么运行中变压器油中含气量不会改变，一旦负压区有渗漏点，变压器油含气量会增加。轻话3个月左右油中含气量会超国家标准。
2、储油柜胶囊破损造成变压器油中含气量增加，原来储油柜胶囊作用就是变压器油和大气不接触，胶囊破损致使变压器油直接接触，变压器油吸进空气，致使油中含气量增加。
3、变压器部分管路有空气，造成变压器油中含气量超标，比如：有产品在事故放油阀接很长放油管路，且管路处于无油状态，因为蝶阀关闭不严，渗漏油到管路内，同时管路内空气因为压力增大向本体内进气，造成油中含气量超标。有变电站有充氮灭火装置，此装置油管路也是处于无油状态，造成含气量增加，有时还会造成瓦斯继电器报警（安徽萍乡500变电站），变压器还没有并网送电，瓦斯继电器常常报警，经查充氮灭火装置处于空转状态，通往主体油管路没有充油，经过处理将灭火装置管路充满油，问题处理。有是变压器结构和在装配工艺上存在缺点，注油完成后，因为冷却管路是U形状，管路顶部没有放气塞，或安装过程中放气不根本。也可造成含气量超标，有在结构上存在死空间也是造成含气量超标一个原因。
4、含气量超标危害：
对于隔膜式储油柜，国家标准（对于500KV变压器来说）注意值为3%，实际运行中变压器是常常超出此要求值。运行中变压器含气量有已经超出7%（某电厂启备变含气量为7.2%），厂家意见应该停电处理，但因为电厂从安全运行考虑，修理必含有两台主变同时运行时方能修理启备变。
含气量通常是伴随变压器油温度增高，油中含气量饱和度越高，不过一旦环境温度改变或负载忽然下降，油温度急剧下降，油中气体会伴随温度下降饱和度也伴随下降而析出，气体会伴随管路自然流向瓦斯继电器，一旦气体达成或超出瓦斯继电器整定值，瓦斯继电器会报警。（贵州安顺电力局25万/500变压器下雨后，瓦斯继电器报警）。
变压器油色谱分析：
变压器油中单氢增加
九、变压器温升
变压器温升是指绕组温升、铁心温升、油箱温升、油顶层温升。
․变压器绕组温升限值为：65k.
․变压器铁心温升限值为：75k.
․变压器油接触结构表面温升限值为：80k.
․变压器油顶层温升限值为：55k。
铁心表面对油平均温升为30~35 k；绕组对油平均温升为25k(强油循环时为35 k)，铁心表面对空气平均温升为70~75 k；绕组对空气平均温升为65 k.
假如环境最高温度为40℃，则铁心表面最高温度为110~115℃；绕组最高平均温度为105℃；变压器油最高平均温度为80℃；变压器油顶层温度为95℃.
十、直流偏磁对变压器影响
伴随中国电力高速发展，直流输变电在中国迅猛发展，直流系统在中国广泛应用，给国家电网维护带来一系列新问题，比如发电机变压器、送变电变压器直流偏磁问题等。直流偏磁对变压器有以下影响：
․直流偏磁引发变压器空载损耗增加；
․直流偏磁引发变压器铁心异常声音，严重时有“哇哇”声音；
․直流偏磁引发变压器震动；
․直流偏磁通常在1~6A时，变压器噪声不会有显著影响，一旦超出10A以上时，变压器有显著震动和噪声；伴随中国直流系统快速发展和直流系统容量增加，直流偏磁影响也越来越大。
十一、牵引变对变压器影响
伴随中国铁路电气化高速发展，牵引变应用也在快速发展，同时给电厂升压变压器和输变电变压器和电网维护带来一系列新问题，比如因为牵引变通常为单相变压器，它使用会产生负序电流和零序电流和谐波，对其它变压器及电网会产生影响：
․零序电流在变压器绕组要产生附加损耗，除此之外还能引发外壳、外层电工钢带和一些紧固件过热，并可能引发产品局部过热，加速变压器老化，影响变压器使用寿命。
․负序电流造成电力系统三相电流不对称，造成变压器额定出力不足，影响变压器利用率下降。
․对输电线路影响：谐波使网络损耗增大，在发生系统写真或谐波放大情况下，谐波网损可达成相当大程度。
负序电流流过电网时，它并不做功，只是降低了电力线路输送能力。
․对继电保护和自动装置影响：谐波在负序（基波）量基础上产生干扰，如对多种以负序滤波器为开启元件保护盒自动装置干扰，因为保护按负序（基波）量整定，整定值小，灵敏度高，滤波器为开启元件时，文件表明在实际运行中已经引发下列保护盒自动装置误动。
A.变电站主变压器复合电压开启过电流保护装置负序电压开启元件误动：
B.母线差动保护抚恤电压闭锁元件误动；
C.线路相差高频保护误动；
D.自动故障录波装置零序和负序气动元件误开启，造成无故障统计二浪费统计胶卷。在频繁误动时，可能造成未能立即装好胶卷而造成发生故障时无统计。
E.当谐波注入系统，在谐波或谐波放大情况下，会造成过流、过压、过负荷、过热，可能造成电容或串联电抗器损坏，造成无功赔偿装置无法投入运行。
․对母线电压平衡度影响：依据中国外大量参考文件向电气化供电变电站母线电压不平衡度远远超出了国际要求数值。
․对变电站功率因数影响：因为电气化铁路负荷特殊性，必需从系统内吸收大量无功，造成为电气化铁路供电变电站无功被大量吸收，造成功率因数降低。
․对通信系统影响：电力系统三相不平衡时，会增大其对通信系统干扰，其中零序分量干扰作用要比正序和负序分量干扰作用大得多，影响正常通信质量。
十二、激磁涌流对变压器影响
变压器在空载合闸时将产生很大激磁涌流，激磁涌流对变压器稳定运行极为不利。产生变压器激磁涌流原因和多个原因相关，具体有以下多个原因：
․空载合闸时变压器上施加电压幅值、合闸初相角；
․变压器铁心内剩磁和铁心i~ψ磁滞回线；
․变压器铁心结构、技术参数、制造工艺、铁心节缝数量、电工钢带材质；
․变压器直流电阻测试时施加电流大小和测试高低绕组前后次序；
․空载合闸时变压器调压绕组分接位置相关，即和匝电势大小有亲密关系；
理论分析：
施加电压幅值和变压器用处相关，通常分为发电机变压器和送变电变压器，因为用处不一样变压器在电网所处位置不一样，发电机处于电网输入端，电网电压幅值较高，输变电变压器属于电网终端，有线路压降，施加电压幅值较低，一样情况下，这就是发电机变压器较输变电变压器产生激磁涌流更大原因所在。
空载合闸时初相角，变压器空载合闸时，变压器铁心磁通和下列原因相关，一是变压器铁心内剩磁通ψs，变压器系统电压产生交变磁通，它随时间改变，ψ=ψmcos(ωt+φ), ωt+φ=90°电压为最大值，磁通超前电压90°所以磁通为零，此时磁通不突变，不突变就不会发生过渡过程，电压为零时，磁通为最大值，为使合闸瞬时值仍为零，铁心内必形成一个大小相等方向相反直流分量反磁通（这个磁通是随时间衰减），这个磁通来抵消该瞬时磁通（稳态磁通），这么合闸瞬时磁通是为零了，不过半波后，合成磁通则为稳态磁通ψm2倍，若铁心内剩磁通ψs和合成磁通方向一致时，那么铁心内产生极限磁通为2ψm+ψs，此时使铁心最为饱和，因为铁心磁化曲线是非线性，所以励磁电流很大就成为涌流了。

对于三相变压器组三相总有一相要产生过渡现象，因为不管什么瞬间投入全部不可避免地要出现涌流，通常变压器内侧绕组电抗小，所以内侧绕组励磁涌流最大。为了使电压不为零时投入，应控制变压器投入时初相角，以A相为例，投入初相角通常不要以0°和以60°为整倍数时投入，这么能够控制A相（0°投入时）电压为零，控制B相（A相60°投入时）电压为零，控制C相（A相120°投入时）电压为零.
激磁涌流对变压器有哪些影响：
․空载合闸时激磁涌流会造成变压器箱沿放电；因为激磁涌流很大，漏磁通感应电势造成箱沿放电，厉害时会将箱沿之间缝隙电弧放电击穿，造成内部有很大电击穿声音。在某电厂百万机组倒送电时发生箱沿内部击穿，造成大量乙炔产生，附带着其它烃类气体。
․空载合闸时因为激磁涌流产生，造成电流误差保护误动作；
․空载合闸时因为激磁涌流大，铁心高度饱和，所以铁心振动大，造成瓦斯继电器轻重瓦斯误动作；
․空载合闸时因为激磁涌流大原因，
十三、变压器运行维护调试
1、 冷却器安装和调试
（1） 从包装箱内起吊出风冷却器时，起吊速度要缓慢平稳，保持水平吊出，吊钩摆动角度要小，尽可能平稳，不要和包装箱、油箱及其它物件相碰，也不得在地上拖动摩擦。冷却器在竖立安装前，先要清理管接头处污物，再拆下两端密封盖板，严防污物进入风冷却器内，假如冷却器存放时间太长，或内部有水或污物，，则必需使用耐压高于35千伏变压器油进行冲洗洁净，然后将密封胶垫使用密封胶粘在法兰上，将冷却器安装在对应位置上，紧固紧固件时要求对称紧固。
（2） 安装冷却器油泵时注意以下几点事项：
․冷却器试运行前，测量油泵定子绕组对机壳绝缘电阻应不低于0.5MΩ（500V兆欧表），不然要对绕组进行干燥；
․应确保油泵视察窗玻璃无裂纹和破损；试运行中，油泵应开启灵活，运转平稳，且声音均匀，不然应查明原因并排除。
․油泵试运行后，必需检验和清洗过滤器，以防油泵运行温升高和造成负压引进空气危险，造成瓦斯继电器误动作。
（3） 安装油泵油流继电器时要注意，检验外观是否完善，指针 是否指向“停”位置，挡板转动是否灵活，其冲动方向是否和油流方向一致。全部油流继电器箭头方向必需和油流方向一致。即应指向变压器油箱。显示部分应统一向同一方向旋转一个安装孔角度，以利于运行维护时巡视检验。
（4） 风冷却器风扇安装时，首先应用500V兆欧表测量定子绕组绝缘电阻，若低于1MΩ时，应检验叶片是否变形，和导风筒有没有碰擦，，电气连接手否良好、正确。
（5） 总控制箱应安装在变压器旁前后两侧有足够空间单独平台上，方便开启前门和后门进行操作和检修。箱底电缆敖设完成后，其进出口地空隙应严实堵塞，以防昆虫、尘土等侵入。
（6） 冷却器安装完成后，在投入运行前，必需经检验、调式、方可将控制箱设置为自动状态，风冷却器运行前检验、调试按以下事项进行。
․仔细检验控制箱连接线路是否正确？检验两个电源接触器辅助触点接触是否良好，开闭是否正常，以防发生误动，造成整个冷却系统停电，甚至全部只变压器跳闸严重事故。
․因为风冷却器安装完成后，变压器油箱及油泵和风冷却器之间全部蝶阀是关闭，只有变压器整体真空时才全开，。所以在风冷却器试运行时，应检验是全部蝶阀均应处于全开状态，确保油路通畅无阻。
․将风扇逐台投入运行，检验器转向是否正确，运行是否平稳，风扇叶片是否有碰擦现象，轴承部位及机壳表面是否有过热现象，吹风方向是否正确，如发觉异常，应立即处理。
․分别以手动操作逐一各组风冷却器试运行，检验控制箱信号是否正确。如发觉异常现象，应立即处理。油泵运转方向应正确，油流继电器应运行正常，冷却器系统震动和声音应无异常，整个系统不应有渗漏油。
․在调试过程中，如发觉有油泵或风扇不能开启，火灾运行中油泵有过热，其原因很可能是分控制箱内接触器有一相未接触好，造成断相运行，为此必需检修接触器。
․即使分控制箱内保护风扇和油泵过载热继电器本身有环境温度赔偿装置，但夏季高温时，整流继电器合适增大。以防热继电器动作。
以上检验和天使完成控制箱应处于自动状态。
2、 压力释放器安装
压力释放器安装时注意事项：
․首先拆除压力释放器调压板或试压片，拆除后必需拧紧螺钉或螺帽。对于带电信号压力释放器，信号线应以胶布包扎，并把防雨小红帽拧在标志杆上，以防进水受潮。
․紧固压力释放器螺栓应对称对角线均匀拧紧，紧固后法兰盘间隙应均匀一致，以防安装孔崩裂。
․严禁压力释放器喷油口对着套管升高座或油箱其它组部件。
․在变压器最终注油完成后，变压器送电前，必需全部排除压力释放器升高座处气体。
压力释放器开启和关闭压力
开启压力（kPa）
开启压力误差（kPa）
关闭压力（›kPa）
密封压力（›kPa）
15

±5
8
9
25
13.5
15
35
19
21
55
29.5
33
70
37.5
42
85
45.5
51
138

75
81
3、 储油柜、油位计及其气体继电器安装
储油柜安装通常可按油位计、柜体、柜体支架、联管程序安装。
油位计安装。油浸变压器储油柜油位计有小胶囊式（玻璃管式）、磁力式和压力式三种。
（1）磁力式或压力式安装注意事项：
․油位计安装前务必将连杆和浮球表面污物、灰尘清理洁净。
․连杆应尽可能长些，并能灵活转动，不能和柜壁触碰，，尤其是装配时要避免连杆变形和弯曲或被胶囊夹裹。
․安装时可用手上下连续拨动胶囊数次，检验油位计指针转动和刻度处0和10最低和最高油位时，报警是否正确。
（2）储油柜本体安装。安装本体储油柜时注意事项：
․起吊储油柜时，吊绳间夹角不得超出60度，应在储油柜两端用尼龙绳控制摇摆和方向，一面碰伤变压器其它组部件，尤其是套管等瓷件。
․储油柜就位前，现将支架装在变压器顶盖上或侧壁上，但固定螺栓无须拧紧，然后将柜体置于支架上，注意不要将支架装反，这时仍不能将储油柜紧固件拧紧，方便装好各联管时进行调整。
（3）胶囊安装，储油柜胶囊注意事项
․储油柜胶囊安装，安装柜体时应打开储油柜端盖，检验胶囊在柜体内安放是否平展，若有扭曲、折叠，则应用手慢慢拨平整。现场重新安装胶囊时，应充气检验胶囊是否有渗漏，然后根据要求将胶囊平正安装在柜体内挂钩上。接上三通联管，最终密封好。
（4）气体继电器安装注意事项：
气体继电器安装前必需进行调整，并应注意以下事项：
․整定信号触点动作气体容积，改变重锤位置给予调整，通常要求容积为250~300mL。从放气嘴处注入空气，能够检验触点动作可靠性。
․整定跳闸触点油流速度，通常为1.0~1.4m/s，能够松动调整杆，改变弹簧长度进行调整，下磁铁和下干簧触点距离通常为0.5~1.0mm，能够转动螺杆进行调整，拧下上罩，按动波纹管，经过探针能够检验跳闸触点可靠性。
（4）联管和蝶阀安装
联管超储油柜方向应有1%~1.5%升高坡度，现在储油柜是全真空，所以瓦斯继电器安装和蝶阀、联管均可全部安装完成，储油柜和主体一起抽真空或抽真空注油。
4、 高压套管安装及其注意事项：
1) 开箱检验套管有没有渗漏，裙伞有没有磕碰，外表面有没有损伤。
2) 安装前试验检验，关键是套管介损试验、电容测量、绝缘电阻测量。这三项试验项目不光指高压套管，只要是电容式套管均要做。
3) 检验套管油位是否正常，套管试验后一定要注意套管末屏接地要可靠，因为很多套管爆炸和套管末屏接地不良有直接关系。
5、 分接开关安装及其注意事项：
（1） 有载分接开关安装前应仔细研读使用说明书，安装时严格按使用说明书操作，变压器本体抽真空时必需确保开关室和本体油箱达成相同真空度。所以在安装前先安装上U形管。安装时应确保电动机构和分接开关分接位置应保持一致。安装后首先手动正反操作两个循环，然后以电动机构进行正转和反转。此时，开关切换转数应一致。不然应进行调整。
（2） 无励磁开关安装时，必需注意检验箱盖上防雨罩密封是否良好，静触头各分接线接触是否良好，各分接线间和它们各自和开关、器身、油箱绝缘距离是否足够。试验操作后应反复转动分接档位，检验切换是否灵活和标志是否正确，在确证分接位置和设备上标志指示位置一致情况下，应进行直流电阻和变比测量给予核准。并和出厂试验值进行比较判定有没有改变。送电之前，若分接位置改动过，则每改动一次必需测定一次直流电阻，并应做好统计。
6、 其它组部件安装及注意事项：
其它组部件关键包含吸湿器、保护装置、测温元件、电流互感器升高座、有载分接开关保护继电器和控制箱及其二次电缆安装等。安装时应注意以下事项：
（1） 吸湿器安装时应确保联管洁净、通畅，吸附剂应干燥，颜色正确，吸湿器密封良好，并应给油杯注入足够变压器油。吸湿器距固定点不易太长，以免台风时碰坏吸湿器。
（2） 电流互感器安装前要做变比、电阻、伏安特征试验。
（3） 温度计安装时一定要再温度计座内注入变压器油，一是传热很好，而是预防温度计座生锈。
（4） 有载分接开关保护继电器安装，设计应在靠近箱顶位置，而且至开关储油柜联管有2%~4%坡度。
十四、变压器组部件常见故障及预防方法
1、气体继电器常见故障
气体继电器动作原因有故障引发，是正常动作，另有非故障动作，通常称为误动作
气体继电器动作原因判定
序号
动作类别
油中气体
游离气体
动作原因
故障推断
1
重气体继电器动
空气成份，CO,CO2稍增加
无游离气体
260~400℃时油汽化
大量金属加热到260~400℃时，即接地故障短路事故中绝缘未受损伤
2
轻气体继电器动
空气成份，CO,CO2，H2较高
有游离气体，有少许CO2，和H2
铁心强烈震动和导体短途经热
过励磁
（如系统振荡）
3
重气体继电器动
空气成份，
无游离气体
气体继电器安装坡度校正不妥或油枕和安全气道无连接管设备防爆膜安放位置不妥，潜油泵配置过大，同时开启产生涌流
无故障
4
轻、重气体继电器动
空气成份，氧含量较高
有游离气体，空气成份
补油时导管引入空气，安装时油箱死角可能挂起没有排尽
无故障
5
重气体继电器动
空气成份
无游离气体
地面强烈震动或继电器结构不良
无故障
6
轻、重气体继电器动
空气成份
无游离气体
气体继电器进出油管直径不一致造成压差或强迫油循环变压器某组冷却器阀门关闭
无故障
7
重气体继电器动
空气成份
无游离气体
气体继电器触点短路
气体继电器外壳密封不良，进水造成触点短路
8
轻气体继电器动，放气后立即动作，越来越频繁
总气量增高，空气成份，氧含量高，H2略增
大量气体，空气成份，有时H2略增
附件泄露引入大量气体（严重故障）
变压器外壳、管道、气体继电器、潜油泵等引入空气
9
轻气体继电器动作，放气后每隔几小时动作一次
总气量增高，空气成份，氧含量高，H2略增，有时油中有可见气泡
大量气体，空气成份-，有时H2略增
附件泄露引入大量气体（中等故障）
变压器外壳、管道、气体继电器、潜油泵等引入空气
10
轻气体继电器动作，放气后较长时间又动作
总气量增高，空气成份，氧含量高，H2略增，有时油中有可见气泡
大量气体，空气成份，有时H2略增
附件泄露引入大量气体（轻微故障）
变压器外壳、管道、气体继电器、潜油泵等引入空气
11
轻气体继电器动作，投运早期次数较多，越来越稀少，有时连续达半月之久
总气量增高，氧含量高，H2略增
有游离气体，空气成份，有时有少许H2
油中空气饱和，温度和压力改变释放气体（常发生在深夜）
安装工艺不周，排气不根本，油中脱气和未真空注油
12
轻气体继电器动作
空气成份，含氧量正常
无游离气体
负压下油流冲击或油位过低（多发生在温度和负荷降低或深夜时）
隔膜不能活动自如，充氮管路堵塞不畅，或氮气贷严重缺氮，或油位太低（多因漏油）
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轻气体继电器动作
空气成份，氧气含量很低，总凄凉低
无游离气体
负压下油流冲击或油位过低（多发生在温度和负荷降低或深夜时）
吸湿器堵塞不畅，或漏油及其它原因使油面降低
14
轻气体继电器动作
总气量高，空气成份，N2略增
有游离气体，空气成份，N2很高
氮气压力不大
油温急剧降低时，溶解于油中氮气因过饱和而释放
15
轻气体继电器动作，几十小时或十几小时动
总气量高，含氧量低，总烃高，C2H2和CO不高
有游离气体，无C2H2，CO少，H2和CH4高
油热分解（300℃以上），产气，有溶解饱和
过热性（慢性）故障。存在时间较长
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轻气体继电器动作，几十小时或十几小时动作一次
总气量高，含氧量低，总烃高，CO2和CO亦高
有游离气体，无C2H2，无CO2、H2、CH4较高，CO很高
油纸绝缘分解产气，饱和释放
过热性故障，包含固体绝缘。存在时间较长低压绕组股间短路故障
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轻、重气体继电器动作
总气量高，含氧量低，总烃高，但C2H2很高有时CO并不突出
有大量游离气体，CO、H2、CH4均很高
油纸绝缘分解产气，不饱和释放
电弧放电（匝、层间击穿，对地闪络等）
18
轻重气体继电器动作
总气量高，含氧量低，总烃高，但CO不高
有大量游离气体，H2、CH4、C2H2高,但CO不高
油热分解产气，不饱和释放
电弧放电未包含固体绝缘（多见于分接开关飞弧）
1、 气体继电器故障预防方法
（1） 二次回路故障，比如气体继电器密封盖不严，进水致使干簧触点短路。
（2） 因为安装或检修维护步骤，使变压器内部空气未排除或一些原因重新引入了空气。
（3） 因为运行维护不妥，造成变压器油流分布改变，形成油流涌动，比如变压器冷却器油泵同时开启时常常造成瓦斯继电器重瓦斯动作，其原因就是变压器油由静止忽然涌动造成瓦斯继电器重瓦斯动作，通常开启冷却器有15-30秒之规则，即在15-30秒内对冷却器组进行分级开启，即可避免涌流而是重瓦斯动作，所以冷却器控制箱内有延时继电器来实现此功效。
（4） 运行中油泵应确保入口微正压，严防形成负压而造成因油泵入口法兰或导管法兰连接处密封不良或窥视窗玻璃裂纹等吸入空气。为此，必需把油泵入口阀门全部打开。
（5） 运行维护时应有计划对冷却器及其系统进行检验和维护，方便立即发觉冷却器及其系统渗漏油，并立即处理。
（6） 变压器运行时应确保油泵和冷却器对称运行严防不对称投入和停运油泵和冷却器。
（7） 要确保储油柜内胶囊无折叠、活动自如，预防胶囊堵塞储油柜和本体联管口，且确保吸湿器出口通畅，金属波纹式储油柜滑道无卡涩现象，确保其动作灵活。
（8） 现场实施下列操作时，应将气体继电器跳闸保护切换为信号保护。
1） 变压器在线滤油、补油。
2） 变压器运行中更换油泵、冷却器、油流继电器
3） 变压器运行中需要将关闭冷却器和储油柜蝶阀开启，或因某种原因需要开启放油或放气阀门。
2、 有载分接开关保护继电器动作原因分析。
（1） 因为安装盒检修时，未按技术要求控制联管坡度，或呼吸器出口堵塞，使气体不能顺着管道自然地上升，反而可能使回流至气体继电器，引发 动作。
（2） 因为有载分接开关切换时，触头断开不能立即熄弧，或重燃使切换过程中产生大量气体，引发气体继电器动作。
预防方法：
（1） 注意保护继电器处于最高位置，且有一定坡度，吸湿器联管通畅。
（2） 有载开关油室内变压器油品质良好，若游离碳过多、受潮或有大量金属颗粒，将影响变压器油绝缘性能，降低灭弧能力。
（3） 开关保护继电器通常不设报警信号。只设跳闸信号。
（4） 有载开关通常动作10万次或5（10）年时间，谁先到即可修理。
3、 电容式套管常见故障及其影响
100只套管故障原因统计
故障性质
故障原因
台数
末屏引线对地放电
末屏引线焊接不良，脱焊
末屏引线接地螺母松动，脱落
末屏引线太短，受拉力和接地端螺母剪切力而断线

19
末屏未接地
2
导电管对末屏小套管击穿
1
上部螺母及引线对导管间火花放电
穿缆导电管处悬浮电位
6
电容屏绝缘击穿放电
端部密封不良，进水受潮
27
电容芯棒卷制缺点，造成局部放电使绝缘裂解击穿
2
局部过热
穿缆线鼻和引线头焊接不良导电管和导电头等连接螺母不妥
15
局部过热兼放电
导电管和零屏连线焊接不良
2
外部闪络
表面脏污
3
内部放电
雷击过电压
1
套管常见故障原因及其方法
序号
故障类型
故障原因
故障影响
故障检出手段
处理方法
1
瓷套表面闪络
瓷套表面污秽、受潮、爬距不够
短路、绕组烧损
目视表面积污和污物含盐测量
除尘防污，必需时增大爬距
2
电容芯表面或屏间绝缘树枝状放电
电容屏尺寸不妥，少放端屏，卷制松散，有皱纹，气泡
油分解产气，tanδ增大，绝缘强度降低，甚至击穿
DGA试验和tanδ测量，局部放电试验
更换套管
3
悬浮放电
安装不妥，均压球松动或脱落，引线未进入均压球中心，穿缆导电管电位悬浮
变压器本体油中放电性故障特征气体浓度增大，局部放电量增大
本体由DGA试验和局部放电测量
重新安装均压球，将导电管电位固定
4
绝缘受潮
出场干燥不根本，密封不良
油受潮变质，绝缘强度下降，或电容芯爬电，甚至击穿
DGA试验和微水分析，油耐压，套管tanδ测量
更换合格油，必需时重新干燥，并加强密封
5
末屏引线脱落，断掉
因反复拆接线，拧动小套管芯子，引线脱焊或
套管末屏引线反复点
DGA试验和兆欧表测量
重新接线
序号
故障类型
故障原因
故障影响
故障检出手段
处理方法
5

引线无弹性压紧结构，接地螺母松脱

6
渗漏油
套管下部封环密封或放油塞胶垫损坏，放油塞未拧紧，套管内油位太高
油位过低，油标无油，甚至造成变压器被迫停电，套管油和本体油连通，套管油若分解产气则会干扰对变压器内部故障判定
目视油位过低，外表有渗漏油迹
补油，更换密封圈，拧紧油塞，调整油位
7
导电管分流
穿缆引线碰铜（铝）导电管
穿缆引线断股，套管头部温升高，油分解产气
DGA试验和红外线测量
查找故障源，针对现实状况排除
8
载流部分接触不良
引线和导电头接触不良，导管和导电头连接螺母松动
严重过热，接头开焊、脱落，或到点头和连接件熔焊在一起
DGA试验和红外线测量
查找故障源，针对现实状况排除
4、 无励磁开关常见故障
（1） 触头接触不良。动、静出头接触不良，轻则接触电阻增大而过热，严重时则烧坏触头，甚至造成变压器事故。
（2） 分接档位调整不到位。分接调整不到位会引发触头间电弧放电，严重时可能会造成绕组分接区大匝短路，造成绕组损坏。
（3） 分接档错档或乱挡。分接挡错位将造成绕组分解区大匝短路，烧坏绕组。其关键原因是分接开关外部操作机构指示分接不正确。
（4） 放电性故障。无励磁分接开关各分接头相间或对地之间绝缘距离不够，可能会发生相间或对地闪络。另外，开关支架用螺栓松脱，引线和触头连接固定螺母松脱，操作杆拔叉电位未固定，均可能造成电位悬浮而发生低能量放电故障。
（5） 绝缘故障。分接开关绝缘件上堆积油泥、污物，或安装检修时绝缘件受潮。尤其市运行过程中发生过电压，将可能使分接开关相间或对地发生短接地事故。
（6） 分接引线焊接不良而造成过热。
6、有载分接开关常见故障
故障现象
故障原因
故障处理
动触头跨接在中间过渡触头上，停止不动。电阻器发烧烧断，有分解产气，压力达400kPa是时，爆破盖破裂，保护继电器动作切除变压器
制造、装配或安装某种原因引发切换开关机械故障，如弹簧机械卡死等
变压器应退出运行，不许可重合闸，检验切换开关内部机械结构，给予针对性调整、修理
切换开关不能切换，使选择器烧坏或烧毁。故障发生时发觉，一次切换后，变压器电压、电流无改变，再次操作时电压瞬时会为零
弹簧断裂或机械卡死，螺栓松动，摩擦力增大
应暂停分接操作，变压器可临时继续运行，计划安排检修时更换弹簧或检修传动机构
运行中分接开关频繁发动作信号
切换开关油室内严重局部放电而产生气体，并不停积累
吊芯检验是否悬浮电位放电，连线或限流电阻是否断裂、接触不良而造成局部放电。查明悬浮电位放电或其它局部放电原因并消除
变压器绕组直流电阻超标，分接变换拒动或内部放电等
分接选择器或选择开关绝缘支架材质不良，分接引线受力及安装垂直度不符合要求，使分接选择器或选择开关静触头支架弯曲变形
更换静触头绝缘支架，纠正分接引线，不应使分接开关受力，开关安装应垂直呈自由状态
测量变压器直流电阻时呈不稳定状态
运行中长久没动作或静触头接触面因长久无电流经过而形成一层膜或油污等，造成接触不良
在变压器小修时，进行3个循环分解变换操作
开关吊芯复装后，测量变压器绕组直流电阻，在选择器不变时，相邻两个分接直流电阻值相同或为两个级差电阻值
切换开关拔臂和拐臂错位，不能同时动作，造成切换开关拒动，仅选择开关动作
重新吊装，使拔臂和拐臂于同一方向，拔臂置于拐臂凹处，手摇操作，观察切换开关是否左右方向均可切换动作，注油复装后，测量变压器绕组直流电阻，复核安装是否正确
开关内部转轴断裂
安装时，电动机构和分接开关本体位置没有对应一致，或分接选择器严重变形
必需检修，并注意电动机构和开关分接位置保持一致，检验分接选择器受力变形原因并消除，通常是分接引线短，使分接选择器受拉力而变形
水平轴和机座分离
水平轴未按所标明方向安装，
将水平轴按预优异行连接检验
电动机构联动
交流接触器剩磁或油污使之失电延时，次序开关故障或交流接触器动作配合不妥
检验交流接触器失电是否延时返回，或卡滞，次序开关触点动作次序是否正确，消除接触器铁心油污，必需时应更换，调整次序开关次序或改善电气控制回路，确保逐层控制变换
分接开关有局部放电或爬电痕迹
紧固件或电极有尖端放电，紧固件有松脱，悬浮电位放电
排除尖端，紧固件拧紧，消除悬浮放电
手摇操作正常，但就地电动操作拒动
无操作电源或电动机控制回路有故障
检验操作电源和电动机控制回路是否正确，消除故障后进行整组联动试验
电动机操作过程中，空气开关跳闸
凸轮开关组安装移位
检验分合程序，调整安装位置
电动机只能一个方向变换分接
限位机构未复位
拨动限位机构，以油脂润滑滑动接触处
远方控制和就地电动或手动操作时，电动机构动作，控制回路和电动机构分接位置指示正常，而电压表、电流表均无对应变动
开关拒动，且和电动机构连接脱落，垂直或水平转动连接销脱落较常见
检验分接开关位置和电动机构指示位置一致后，重新连接并做连接试验
储能机构失灵
干燥后无油操作，异物落入切换开关体内，误拨枪机使机构处于脱扣状态
开关干燥后，不得无油操作，消除异物，预防机构脱扣
动触头Y形臂中性线对主触头放电，使变压器两份接间短路
Y形臂中性线多股软线裸露，易松散并落在切换开关相间分接接头间，在级电压下易放电击穿
加包切换开关Y形臂中性线绝缘
7、日常检验中发觉异常现象、原因及处理方法
异常事项
异常现象
原因分析
处理方法
温度不正常
测温元件测量值超出要求许可值，或温度在许可范围内，但据当初负荷和环境温度判定，认为温度值不正常
过负荷
降低负荷
环境温度超出40℃
降低负荷或投入备用冷却器
冷却风扇或油泵有故障或冷却管结垢
修理或更换有故障设备，清楚冷却管积垢