变压器的异常运行及事故处理

变压器的异常运行及事故处理（共10篇）

变压器的异常运行及事故处理 篇1

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。

变压器的异常运行及事故处理 篇2

1 变压器运行中的各种异常现象及故障的形成原因

变压器在电力系统中的用途广泛, 一方面将电压升高并输送到用电区域, 另一方面还用于降低电压, 以此来满足各级使用电压需求。因此, 变压器的主要用途就是升压和降压。在电力系统运行作业的过程中, 电压及功率的损耗是不可避免的, 变压器在提高电压的同时可避免过多的损失。变压器的构成相对较为简单, 主要的器件包括铁芯、散热器、温度计等等。变压器发生故障的同时还会引发电弧放电现象, 进而燃烧, 电力设备出现短路等事故, 致使电力设备停止作业, 甚至会引发火灾, 危及人们的生命财产安全。因此, 如何采取有效措施为变压器的安全作业提供保障获得了很多的相关人员的关注, 笔者试列举几种致使变压器在运行中故障形成的原因并进行分析。

1) 诱发变压器运行故障的原因中, 首要的诱因就是线路干扰。其中会出现的异常现象包括线路故障、电压峰值等, 由于该原因致使变压器故障频发比例较高, 所以, 相关的技术人员应更多地对冲击保护等方面给予高度的重视。2) 变压器由于避雷器失效而遭遇雷击。一般情况下, 变压器都安装避雷器, 利用避雷器来保护变压器受到雷击, 一旦出现避雷器失效的状况, 变压器就会遭遇雷击, 在运行的过程中失去保护, 容易发生事故。但是现今, 雷击故障相对较少。3) 根据多年来引发变压器故障的原因作出的统计数据分析来看, 绝缘老化导致故障发生的几率较高, 理论上, 变压器的理想使用寿命高达四十年, 但是在实际的使用过程中, 因为绝缘老化的原因, 变压器实际使用年限仅达18年, 远远要比预期寿命低。4) 变压器的质量及制造工艺方面存在问题。例如, 焊接不良、出线端松动或是邮箱内残留异物等。当然, 由于质量或制造工艺造成变压器故障或运行异常的几率相对较小。5) 变压器受潮也会产生故障。变压器被水浸泡或是油箱进水致使绝缘油中掺杂水分等都会造成变压器故障。6) 变压器长期超负荷作业引发故障。有些工作人员往往疏于管理或其他意外状况, 部分变压器经常要超负荷作业, 致使持续的高温诱发绝缘老化。同时, 外部故障也会造成对绝缘的破坏, 直接导致变压器故障。7) 设备保养及维护力度不足。变压器投入时没有安装控制器或安装错误, 或是存在腐蚀现象等。此外, 设备连接出现松动现象也是致使变压器故障的隐患, 需得到高度重视。变压器在运行中若是遭遇故障, 还应及时判断是否存在绕组或铁芯故障, 必要时进行吊芯检查。

2 变压器在运行中不正常现象的处理方法

作为电力运行的重要设备, 变压器在正常作业的过程中会出现接连不断的“嗡嗡”的声音, 出现这种声音的主要原因是, 铁芯和线圈在交变磁通的作用下产生振动状况而形成的。若是出现了断续的声音或是其他声音都是异常运行状况, 一旦遭遇这样的问题, 需及时将原因查明, 必要时可采取停电措施。

在变压器运行的过程中, 可能出现温度上升状况或是套管存在破损等状况, 都需停电进行维护和检修。此外, 由于温度升高而引起的油位上升现象, 一旦油位显示计上的油位超出, 需及时放油, 确保油位处于正常高度, 防止出现溢油状况。还应注意的一点是, 变压器的负荷值应维持正常, 避免超负荷作业。

1) 变压器温度过高的处理方法。致使变压器过热的原因主要有两点, 一方面绕组过热, 另一方面引线故障, 都会导致短路, 以致局部过热。其中, 绕组过热的处理办法就是用双螺旋结构替换低压绕组结构。定期清洁冷却器组管。此外, 还应注意, 分接开关和引线的衔接要正确, 避免由于接触不良而造成的连接松动和发热。2) 变压器由于受潮导致运行故障的处理办法。这一问题, 我们应从以下几个方面着手:在天气状况良好的情况下, 定期检查变压器的套管, 预防其端部出现没有密封好或过热问题;对于作业中的套管若是存在密封不好等问题, 要及时进行改造等等。变压器一旦受潮, 保持干燥是最有效的办法, 经过很多的实践和经验总结, 很多的大型变压器保持干燥的办法就是采取了热油真空雾化干燥处理法。3) 变压器出现油色及油温异常的处理办法。一旦发现油温升高并且超出正常值, 处理办法应依据以下几点: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;核对温度装置;检查变压器冷却装置或变压器室的通风晴况。如果在变压器运行过程中发现, 由于冷却系统出现问题而致使温度上升, 需停止变压器作业, 及时进行检修;若不能立即停运检修, 则值班人员应按现场规程的规定调整变压器的负载至允许运行温度下的相应容量。在正常负载和冷却条件下, 变压器温度不正常并不断上升, 且经检查证明温度指示正确, 则认为变压器已发生内部故障, 应立即将变压器停运。4) 通常情况下, 继电保护动作就说明变压器运行故障, 而瓦斯保护能够对变压器内部的部分故障提供保护, 出现故障时, 轻瓦斯动作发出信号, 接着瓦斯动作跳闸。瓦斯保护信号动作时, 需及时检查变压器, 明确瓦斯动作的诱因, 调查其故障原因是否由于变压器的内部故障或油位降低等异常现象引发的。同时, 瓦斯动作跳闸时, 要综合考虑事故原因, 在事故原因未查明前应停止变压器的作业。例如, 明确瓦斯继电器内的气体是否可燃, 若气体不可燃, 则显示是空气进入瓦斯继电器内部, 变压器可以正常投入作业;反之, 则要对气体性质进行深入的分析和判断。

3 结论

变压器在运行作业的过程中难免出现异常现象和故障, 虽然变压器自身配置避雷器以及接地等较多的保护, 但是由于变压器自身内部构成相对复杂, 还存在热场不均等影响, 致使变压器事故发生率较高。因此, 这就要求相关的电力技术人员和工作人员要做好日常的安全检修和维护工作, 防患于未然。一旦发现异常现象和故障要及时控制和处理, 及时找出故障原因, 清除安全隐患, 制定合理、有效的电力系统管理制度, 必要时配置先进的监测装置, 更加有效地做到监控, 保证电力供应的安全、可靠。电力设备的安全运行作业, 是保证电力系统安全的必要前提, 进而才能为国民经济的健康发展提供保障。

摘要：作为供电系统的运行设备, 变压器占据着重要的地位, 在种类繁多的各类电力设备中, 变压器相较其他电力设备的使用率高, 但是, 在使用的过程中变压器经常会遭遇更多的运行异常以及故障问题, 一定程度上也会影响到变压器及相关设备的使用安全。因此, 了解和掌握变压器常见故障及异常运行状况等的诱因, 及时采取科学、有效的处理办法, 为电力输送减少不必要的损失, 保障供电系统的正常运行。文章试探讨变压器运行中的异常现象与故障的形成原因以及异常运行现象的处理办法。

关键词：变压器,运行,异常现象,故障,探讨

参考文献

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[2]孔令海, 马继光.变压器有载分接开关故障处理及维护策略[J].科技视界, 2012.

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[4]白宝国.浅谈变压器的运行检查维护及其故障处理[J].科技信息, 2011.

变压器异常运行分析与处理 篇3

关键词：变压器；异常；分析；处理

中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）14-0094-02

变压器是发供电企业的主设备，是传输、分配电能的枢纽，是电网的核心元件。对变压器异常运行分析与判断，掌握正确处理方法，是保证电力系统安全运行的重要措施。

1 变压器油位异常降低或升高

变压器在运行中随着温度升高或降低，油在油箱内由于执胀冷缩作用，油位自然上下移动，当变压器油位低至仅看到油位线或高出油位计时则视为油位异常。

1.1 异常原因分析

发生变压器油位异常原因有：①假油位。如变压器油枕内含有空气，油标管或呼吸器，以及防爆管通气孔堵塞；②油面低至看不见。如变压器修后油箱没有加到应有油位、变压器严重漏油、气温过低且油量不足、油枕容积小而不能满足运行要求等。

1.2 检查处理

①查油位计是否是假油位；②非假油位立即联系检修人员依不正常情况加油或是放油。加放油时，联系省调将重瓦斯保护作用于信号；③如因大量漏油，油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护作用于信号，应立即采取堵油措施，并迅速加油。如油位高放油，应将油位降至标准范围内以免溢油；④若运行中变压器漏油无法控制时，应联系省调将变压器停用；⑤如油枕容积小不能满足运行要求，当变压器容量是满足要求的，可考虑油枕容积改造，而更重要的是在变压器选型时从源头上把好关。

2 变压器油温升高

变压器在冷却装置正常情况下，温升高出日常10 ℃以上或同一负荷温度不断上升，则温度已出现异常。

2.1 异常原因分析

变压器油温升高异常原因有：①冷却系统异常。如潜油泵故障、冷却风扇、散热器损坏等；②变压器故障。如变压器内部短路、铁芯起火、铁芯多点接地等。

2.2 检查处理

应查明原因采取措施使油温降低并进行下列检查。

①检查变压器的负荷及投运的风冷器台数与这种冷却温度下应有的油温是否对应；②核对温度计，以证实温度计指示是否正确；③检查冷却装置是否正常；④若油温较平时同样负荷和变压器在冷却装置正常情况下，温升高出日常10℃以上或同一负荷温度不断上升，则认为变压器已发生内部故障（如线圈层间短路），应立即停用处理。

3 运行中变压器轻瓦斯动作

在变压器保护中，瓦斯保护是主保护，它反映油箱内的一切故障。变压器一旦内部有故障，常常是轻瓦斯先动作发信号，然后重瓦斯动作去跳闸。

3.1 轻瓦斯动作原因分析

轻瓦斯动作原因主要有：①加油、滤油操作不当，冷却系统有渗漏点不严密，致使空气进入变压器；②温度下降和漏油致使油位缓慢降低；③变压器发生内部故障（铁芯故障、分接开关接触不良等），产生少量气体；④变压器内部短路，如油箱内绕组匝间短路、绕组接地短路等；⑤瓦斯保护信号回路故障误发。

3.2 检查处理

①检查变压器是否因漏油致使油位降低，若因漏油，应迅速设法堵住漏油；②检查是否由于瓦斯保护二次回路故障所引起，若有怀疑应通知继电保护人员进行检查。若是雨天，应检查瓦斯继电器是否被雨水淋湿；③检查变压器有无焦臭味，音响有无异常；④检查是否由于空气进入变压器内所引起，如因空气漏入，使轻瓦斯继电器频繁动作时，也要及时排除，不得长期运行；⑤由试验人员鉴定瓦斯继电器内气体性质，及时取气，判明成分并取油样做色谱及油闪点分析，若气体可燃或油的闪点较过去降低5 ℃以上，则说明变压器有故障，应停运变压器并进行处理；⑥若因油内剩余空气分出而动作，应放出空气并注意信号动作的间隔时间。若动作时间逐渐缩短，表示变压器可能跳闸，此时，禁止将重瓦斯保护动作于信号，而应投入跳闸，向上汇报。

4 运行主变压器冷却装置失去电源

主变压器冷却装置一般设有工作电源与备用电源，并从厂用电不同段低压母线引出，以保证可靠性，其控制回路设有备用自投回路，冷却装置失电直接影响变压器运行。

4.1 冷却装置失去电源原因分析

冷却装置失去电源原因主要有：①工作电源跳闸备用电源自投不成；②厂用电源失电。

4.2 检查处理

①迅速手动强送冷却装置备用电源，若不成功，可强送工作电源一次，不成功不得再强送，若是厂用电源问题，可切换备用厂变供电，若仍无电源应报告值长降低主变压器负荷，使油温不超过规定值，迅速排除故障恢复送电。

②当变压器在额定负荷下强油风冷器全部停时，变压器上层温度达到75 ℃时只允许继续运行20 min，超过时间不能恢复时，应将变压器从系统退出，停止运行。

③在变压器上层温度不超过75 ℃时，允许继续运行60 min，若强油风冷器装置失电不能恢复循环，应停止变压器运行。

5 变压器冒烟着火

主变压器大多是充油设备，一旦冒烟着火，就有变压器着火爆炸事故发生的危险，危害极大，必须采取及时果断措施。

5.1 变压器冒烟着火原因分析

变压器冒烟着火原因主要有：①变压器内部短路或内部连接不良等引起绝缘损坏起火；②变压器油质劣化引起绝缘损坏着火；③变压器套管绝缘击穿引起变压器着火；④变压器外部短路开关拒动引起变压器内部绝缘损坏着火等。

5.2 检查处理

①在保护未动作跳闸时，立即手动切断变压器各侧断路器及所属隔离开关，并立即通知消防人员，同时组织灭火；②灭火时停用通风装置；③若变压器油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部第二、三道放油阀门（第一道放油阀门运行中是全开的）放油至适当油位，若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸；④若放出的油着火，可用砂子和泡沫灭火器覆盖灭火，不能用水灭火；⑤采取将其与相邻设备隔离的措施，防止火焰漫延，受火焰威胁或影响灭火的带电设备应停电；⑥灭火工作在运行人员断开电源后，可由消防人员灭火，但运行人员必须监护并参与灭火工作；⑦运行中变压器自动跳闸，应尽速检查保护动作情况，判明原因。若差动或瓦斯保护动作，应对其保护范围进行检查有无故障象征，分别情况进行处理；若系保护误动或远后备保护动作应查明原因，消除故障后方可投入运行。

当然，变压器一旦发生下列严重异常情况之一，则必须立即停止运行并进行处理，以防止事故扩大而烧损变压器。

①变压器油箱着火；②变压器内部音响很大又不均匀，且有爆炸声；③变压器油色变暗，油内出现炭质；④套管有严重损坏和放电现象；⑤变压器内部原因使压力释放装置动作喷油；⑥变压器大量漏油使油位下降，低到看不见油位，同时轻瓦斯发信号；⑦在正常冷却条件及负荷情况下，变压器温度不正常升高且无法控制时。

6 结 语

要保证变压器的安全运行，就必须熟悉变压器异常运行情况，掌握正确分析和处理方法，未雨绸缪，防患于未然，方能确保电力安全生产。

参考文献：

[1] 连素芬.变压器异常运行的诊断及处理[J].同煤科技，2006，（1）.

变压器的异常运行及事故处理 篇4

有载分接开关可以在变压器带有负载的运行状态下改变分接位置，达到不停电改变变压比调整运行电压的目的。它由分头选择器和切换开关两部分组成，由统一的电动操作机构控制和协调工作。分头选择器的作用是先在无载状态下变换选择分头，然后由切换开关进行有负载的切换。

有载分接开关异常运行或故障的处理

1、调压开关拒动

发生拒动时应检查以下内容：

（1）操作是否正确。

不正确的操作有：

①操作方式选择开关（如远方或就地操作选择开关，手动或自动选择开关等）位置不正确，应将它们置于正确位置上；

②操作超越极限位置（已在最高位继续调增．或已在最低位继续调减），应向发令人报告，改正错误。

（2）操作回路直流电源是否正常。

如不正常应处理恢复电源。

（3）操作机构交流电源是否正常。

不正常的情况可能有：

①机构动力电源三相或两相无电压（断路器未合或熔断器断开），电动机不能启动；

②操作动力电源有一相无电压，电动机两相受电引起过电流使电

源接触器跳闸；

③机构交流控制电源无电压，控制回路不能动作；

④操作交流电源三相相序错误，使电动机反向旋转，有关保护动作使电源接触器跳闸。如属这种情况，将三相电源中两相互换，调正电源相序即可重新操作。如属①②③情况应排除电源故障，然后再启动调

压；

⑤控制回路是否闭锁。

闭锁的可能原因：交流失压，三相失步，调整时间过长或其它，根据直流控制回路的设计而定。应根据设计回路图及出现的信号，查明

并排除引起闭锁的原因。

2、有载分接开关机械故障。

有载分接开关机械故障包括切换开关或分头选择器故障、操作机构机械故障在内，是一种严重故障，可能产生以下情况：

（1）分头选择器带负荷转换。这种情况与带负荷分合隔离开关相似，将使变压器本体主瓦斯继电器动作跳闸。

（2）切换开关拒动或切换不到位。如果切换开关在切换中途长时间停止在某一中间位置，会使过渡电阻因长期通电而过热，可能使切换开关瓦斯继电器动作，将变压器跳闸．

（3）切换开关或分头选择器触头接触不良过热。

发生以上类似情况时，应及时申请将变压器退出运行，进行检修。

3、有载分接开关失步。

变压器有载分接开关三相应在同一位置。所谓“失步”，是指调压中由于某种原因，使三相分头位置不一致。在这种状态下，由于次级电压三相不平衡，会产生零序电压和零序电流。在变压器调压过程中，短时不一致是可能的，如果长时间不一致，可能使变压器过热或者跳闸。

有载分接开关失步的原因，可能是其中一相或两相由于电气或机械故障而拒动（原因见上面分析），或启动后中途停止。

变压器常见异常的分析及判断 篇5

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

(中级工)事故及异常处理训 篇6

1、选择类：单选 1分/35 多选 1分/10 判断 1分/35 绘图 2分/5

2、填空类：计算 2分/5

二、应会

（一）事故处理：

1、初次检查，初次汇报。

主控屏上告警窗、潮流、开关变位及事故发生时间，光子牌

2、详细检查，详细汇报调度。

时间、保护屏灯亮情况（“复归”操作前必须复归）及报文显示、保护屏（空格键）二次小开关提哦扎情况、现场检查（实际位置）、相别、故障类型

3、简单事故分析。

找出具体接地点（找标示牌）

4、以调度令形式提出处理方案。

尽快隔离故障，限制事故发展，非故障设备尽快回复供电。

5、事故处理完毕后，值班人员填写运行日志、事故跳闸记录、开关分/合闸记录等，并根据开关跳闸情况，、保护及自动装置的动作情况、时间记录、故障录波、微机保护打印报告及处理情况，整理详细的事故经过。

（二）倒闸操作执行中的关键步骤及工作要点（《变电运行（220kV）》下P352）：

1、接受操作任务，拟订操作方案（填操作票）。

（1）熟悉操作任务，明确操作目的，结合现场实际运行方式、设备运行状态和性能，确认操作任务正确、安全可行。

（2）根据操作任务，核对运行方式后，参详典型操作票，正确规范填写操作票。（3）对于复杂操作任务，应认真拟订操作方案后，再填写操作票。

2、审核、打印操作票。

（1）按照操作人、监护人、值班长进行逐级审核。审查操作票的正确性、安全性及合理性，重点审查一次设备操作相应的二次设备操作。

（2）经审查无误后，打印操作票，审票人分别在操作票指定地点签名。

3、操作准备。

（1）正式操作前，操作人监护人进行模拟操作，再次对操作票的正确性进行核对，并进一步明确操作目的。

（2）值班长组织操作人员对整个操作过程中危险点进行分析和控制，做好有备无患。（3）准备操作中要使用的工器具。检查工器具的完好性，并由辅助操作人员负责做好使用准备。

4、接受操作指令。

（1）调度员发布正式操作命令时，应由当值值班负责人或正值班员接令，并录音和复诵，经双方复核无误后，由接令人将发令时间、发令人姓名填入操作票，然后交由监护人、操 作人操作。

（2）通过复诵和录音使得调度及变电站双方对操作任务再次核对正确性并留下依据。

5、核对操作设备。

（1）操作人应站位正确，核对设备名称和编号，监护人检查并核对操作人所站位置及操作设备名称编号应正确无误，安全防护用具使用正确，然后高声唱票。

（2）核对设备的名称编号是防误操作的第一道关卡，可防止误入间隔。核对设备的状态是否与操作内容相符合，如有疑问应立即停止操作，并向调度或相关管理人员询问。

6、唱票、复诵、监护、操作，检查确认。

（1）监护人高声唱票，操作人手指需操作的设备名称及编号，高声复诵。

（2）在二人一致明确无误后，监护人发出“对，执行”命令，操作人方可操作。

（3）每项操作完毕，操作人员应仔细检查一次设备是否操作到位，并与变电站控制室联系，检查相关二次部分如切换信号指示灯或遥信信息是否变位正确等。（4）确认无误后应由监护人在操作票对应项上打钩。

7、汇报调度。

（1）全部操作结束，监护人应检查票面上所有项目均已正确打钩，无遗漏项，在操作票上填写操作终了时间，加盖“已执行”章，并汇报值班负责人。

（2）由值班负责人或正值班员向调度汇报操作任务执行完毕。汇报时要汇报操作结束时间，表明操作正式结束，设备运行状态已根据调度命令变更。

8、终结操作。

（1）检查一、二次设备运行正常。

（2）校正显示屏标志，并检查微机防误模拟屏上设备状态已于现场一致。（3）在运行日志或生产MIS系统上填写操作记录。

事故及异常处理

一、35kV I段母线压变高压侧熔丝熔断

1.现象并记录、清闪（光字牌）：

a.35kV I段母线所有出线保护告警、TV断线

b.35kV I段母线接地

c.监控后台35kV I段压变A相电压和3U0为100/3V

d.母差屏差动开放，失灵开放（差动复压闭锁元件动作）

2.处理方法：

a.协陶35kV线保护由跳闸改信号：

退可能会误动的保护装置：例如距离保护，其中35kV协陶线配置距离保护，其他复压闭锁的保护不需要退出

b.35kV备用电源由跳闸改信号：

退35kV备自投，取下35kV备用电源合35kV母分开关出口压板4LP2；35kV备用电源闭锁切换开关从“退出”切至“投入”4QK

c.对于压变二次不并列的情况：

35kV I段母线压变由运行改为检修（不并列）

d.对于压变二次并列的情况（防止I段母线长期失压或熔丝再次熔断）：

1）1#主变35kV开关由运行改热备用（拉开1#主变35kV侧开关）；

2）35kV母分开关由热备用改运行（合上35kV母分开关，有退备自投操作内容）；

3）35kV I段母线压变由运行改检修：

A）拉开35kV I段压变二次侧熔丝和小开关；

B）合并35kV压变二次侧（投入I、II母线并列小开关）；

C）拉开35kV I侧压变一次侧刀闸

二、半岭2P02线开关油压降低闭锁重合闸

开关压力降低：闭锁重合闸（30.8MPa）—闭锁合闸（27.3MPa）—总闭锁（25.3MPa）

1、现象并记录、清闪：

a.半岭2P02线开关监控屏提示

b.现场检查半岭2P02线开关油压表30.8MPa

2、处理：

a.半岭2P02线开关由运行改冷备用

b.半岭2P02线开关由冷备用改开关检修

三、半岭2P02线开关油压降低总闭锁

1、现象并记录、清闪：

a.半岭2P02线开关监控屏提示“开关油压闭锁”、“电源断线或控制回路断线”

b.半岭2P02线开关屏操作箱OP等灭

c.半岭2P02线测控屏红绿灯全部灭灯

d.现场检查半岭2P02线开关油压表22.3MPa

e.汇报调度

2、横岭站半岭2P02开关压力降低（现场油压22.3MPa）的处理步骤：

1）半岭2P02线开关改为非自动；

2）其他连接于副母运行的线路（例如岭铁2P08）由副母运行改为正母运行）；

3）220kV母联开关由运行改热备用；

4）半岭2P02线由副母运行改冷备用（即手动拉半岭2P02线开关两侧刀闸）；

5）220kV母联开关由热备用改运行；

6）其他连接于副母运行的线路（例如岭铁2P08）由正母运行改为副母运行；

7）半岭2P02线开关由冷备用改开关检修

四、半岭2P02线开关SF6泄露

1.对于不同操作机构的开关SF6压力：

3AQ操作机构：0.7正常，0.64报警，0.62闭锁；

3AP操作机构：0.6正常，0.52报警，0.50闭锁

N2泄露在监控后台会表现油压降低 2.处理方法：

a.SF6泄露报警时，将开关改为非自动，带电补气；

b.SF6泄露闭锁时，与开关油压降低闭锁的处理方法相同。

一、35kV I段母线单相接地

1、现象并记录、清闪：

a、监控后台事件报警35kV I段母线接地动作； b、消弧线圈正在接地；

c、35kV I段母线压变间隔，Ua=0，Ub=Uc=35.20kV，3U0=100V，Uab=Ubc=Uca=35.19kV； d、35kV消弧线圈I控制屏（选故障线），协陶3754线接地； e、汇报调度

2、处理方法：

a、从1#主变35kV侧套管沿着35kV I段母线开始检查外观，包括35kV I母线上所有出线间隔；

b、试拉线路，拉开协陶3754线，故障消除（先拉电容器回路，再拉协陶3754线，接着拉接地变，最后拉所用变）1、35kV协陶3754线由运行改为热备用；

2、35kV协陶3754线由热备用改为冷备用； 3、35kV协陶3754线由冷备用改为检修；

二、主变轻瓦斯动作

1、现象并记录、清闪：

a、时间警告窗提示轻瓦斯动作；

b、主变监控后屏“本体轻瓦斯”光子，清闪； c、1#主变保护屏，压力释放阀灯亮，复归； d、汇报调度

2、处理方法：

a、检查油枕油位降低，瓦斯继电器有无气体，二次回路有无故障，直流回路有无接地、短接；

b、取瓦斯继电器气体分析，若为空气，且放气后不再发信，则主变可以继续运行；若再次发信，则停用主变； c、取气分析后，不为空气，则停用主变 d、主变停用： 1、35kV母分开关由热备用转运行（含35kV母分开关备用电源由跳闸改信号）；

2、1#主变由运行改主变检修

三、星桥1261线保护定值出错（110kV出线只装设一套保护）

1、现象并记录、清闪：

a、事件警告窗提示 星桥1261线RCS-941A装置异常动作； b、星桥1261线监控屏后台“装置报警闭锁及装置异常”；清闪 c、星桥1261线开关屏提示“定值出错”；复归 d、汇报调度

2、处理方法：

a、星桥1261线由运行改冷备用；

b、星桥1261线微机保护由跳闸改信号； c、星桥1261线微机保护由信号改停用； d、星桥1261线重合闸由跳闸改信号

四、横星1262线开关控制电源断线

1、现象并记录、清闪：

a、事件警告窗提示“110kV横星1262线开关控制电源断线”，“110kV横星1262线开关控制回路断线”

b、横星1262线监控屏后台“控制回路断线”；

c、横星1262线开关屏，分、合位灯熄灭，屏后操作电源小开关4K断开（试送一次，仍旧跳闸）；

d、横星1262线测控屏，分、合灯（红、绿灯）均灭； e、汇报调度

2、处理方法：110kV横星1262线开关停电检修

a、110kV 外乔1700线、2#主变110kV线由副母运行改正母运行； b、110kV母联开关由运行改为热备用； c、横星1262线由副母运行改冷备用（手动操作闸刀，解锁操作，先线路侧，再母线侧）； d、110kV母联开关由热备用改为运行；

e、110kV 外乔1700线、2#主变110kV线由正母运行改副母运行； f、横星1262线开关由冷备用改开关检修

五、协陶3754线AB相间故障

2、处理方法：汇报县调

a、协陶3754线由热备用改冷备用

b、协陶3754线由冷备用改线路检修

六、横港1267线CA相间永久性故障

2、处理方法：汇报地调

a、横港1267线由正母热备用改冷备用 b、横港1267线由冷备用改线路检修

七、2#主变110kV侧套管AC相瓷瓶闪络

2、处理方法：汇报地调

a、2#主变由热备用改冷备用 b、2#主变由冷备用改主变检修

c、35kV母分备用电源由跳闸改信号

八、1#主变内部故障

2、处理方法：汇报地调

a、1#主变由热备用改冷备用 b、1#主变由冷备用改主变检修

c、35kV母分备用电源由跳闸改信号

九、横港1267线A相故障开关拒动

2、处理方法：汇报地调

a、110kV正母运行上的开关由正母运行改热备用 b、横港1267线由正母运行改冷备用（手动拉闸刀）c、110kV母联充电保护由信号改跳闸 d、110kV母联开关由热备用改运行 e、110kV母联充电保护由跳闸改信号

f、1#主变110kV开关由热备用改正母运行

g、110kV正母运行上的开关由热备用改正母运行 h、横港1267线由冷备用改开关及线路检修

十、协陶3754线相间故障，保护装置异常

2、处理方法：汇报县调

a、35kV接地变、所用变由运行改热备用 b、协陶3754线由运行改冷备用

c、35kV母分开关充电保护由信号改跳闸 d、35kV母分开关由热备用改运行

e、35kV母分开关充电保护由跳闸改信号 f、1#主变35kV开关由热备用改运行 g、35kV母分开关由运行改热备用

h、35kV接地变、所用变由热备用改运行

i、协陶3754线由冷备用改线路检修 j、协陶3754线保护由跳闸改信号

十一、35kVII段母线故障

2、处理方法：汇报地调

a、35kV II段母线上的所有出线（除了压变和避雷器）由热备用改冷备用 b、35kV II段母线由冷备用改检修 B、铁路3625线开关（瓷瓶）故障：

a、铁路3625线由热备用改冷备用（手动拉闸刀）b、35kV母分开关充电保护由信号改跳闸 c、35kV母分开关由热备用改运行

d、35kV母分开关充电保护由跳闸改信号 e、2#主变35kV开关由热备用改运行 f、35kV母分开关由运行改热备用

g、35kV II段母线其他出线由热备用改运行 h、铁路3625线由冷备用改开关检修

十二、110kV茅山1260开关瓷瓶闪络故障

2、处理方法：汇报地调

电力变压器的常见异常及事故处理 篇7

1 变压器异常运行

变压器运行中发现不正常现象时, 应设法尽快消除, 可以最大限度的保障系统稳定运行。

1.1 冷确装置异常

变压器冷却装置异常时, 使油温升高超过制造厂规定或油浸式变压器顶层油温超过标准时, 应作进一步检查处理。散热器出现渗漏油时, 应采取堵漏油措施, 并进行焊接, 但严禁将焊渣掉入散热器内。散热器密封胶垫出现渗漏油时, 应更换密封胶垫。风冷装置电机出现故障不能正常运转时, 应检查电机电气回路及电机本体, 必要时更换电机等有关附件。

1.2 声响异常

变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声, 如果产生不均匀或其他响声都属于不正常现象。出现“叮叮当当”声, 则可能由于变压器铁心夹件或压紧铁心的螺钉松动, 可以根据情况处理。内部有较高且沉着的“嗡嗡”声, 可根据变压器负荷情况鉴定是否过负荷并加强监视。内部有短时“哇哇”声, 可根据有无接地信号, 表计有无摆动来判定电网是否发生过电压。变压器有放电声, 则可能是套管或内部有放电现象, 这时应对变压器作进一步检测或停用。变压器有“咕噜咕噜”气泡声, 则为变压器内部短路故障或接触不良, 变压器有爆裂声, 则为变压器内部或表面绝缘击穿, 这时均应立即停用进行检查。

1.3 油位异常

下列情况可能引起油位异常:呼吸器堵塞、油标管堵塞、安全气道孔堵塞、薄膜保护式油枕在加油时未将空气排尽引起假油位;变压器温度过低而油枕容量不足造成缺油, 长期渗油或大量跑油, 修试变压器放油后没有及时补油。

当发现变压器的油面较当时油温所应有的油位显著降低时, 应查明原因, 并通知检修人员处理。补油时应将其重瓦斯改投信号, 此时其它保护仍投跳闸, 禁止从变压器下部补油。

变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限, 经查明不是假油位所致时, 则应放油处理, 使油位降至与当时油温相对应的高度, 以免溢油。放油时应将其重瓦斯改投信号。

1.4 油温异常

为防止变压器油和绝缘材料过快老化, 变压器运行规程对油温进行了限制, 应对油温进行严密监测, 特别注意温度的异常升高。

由于变压器在环境温度高、过负荷状态运行而引起的油温异常升高, 应采取降负荷等措施强制降温。变压器在负荷和散热条件、环境温度都不变的情况下, 温度不断升高是变压器的故障象征, 引起温度异常升高的原因有:冷却装置故障;变压器铁心局部短路;因漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热;变压器匝间、层间短路。此时应停止运行, 查明原因, 采取相应的措施予以排除。

1.5 压力释放阀冒油

压力释放阀冒油而变压器的气体继电器和差动保护等未动作时, 应立即取本体油样进行色谱分析, 如果色谱正常, 压力释放阀动作是其他原因引起。些时应排除是由于假油位引起压力释放阀动作, 还应检查压力释放阀升高座是否设放气塞, 为防止积聚气体因气温变化发生误动应增设, 并对压力释放阀的密封进行检查, 必要时更换密封胶垫。如条件允许, 可安排时间停电, 对压力释放阀进行开启和关闭动作试验。

1.6 轻瓦斯保护动作

瓦斯保护信号动作时, 应立即对变压器进行检查, 查明动作原因, 是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。并将上述情况汇报调度及上级领导。如气体继电器内有气体, 则应记录气量, 观察气体颜色及试验是否可燃, 并取气样及油样作色谱分析, 可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃, 色谱分析判断为空气, 则变压器可继续运行, 并及时消除进气缺陷。若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常, 应申请将变压器停运。

2 变压器事故处理

2.1 重瓦斯保护动作

瓦斯保护动作跳闸时, 在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行, 为查明原因应重点考虑以下因素, 作出综合判断:是否呼吸不畅或排气未尽;保护及直流等二次回路是否正常;变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象;气体继电器中积聚气体量, 是否可燃;气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果;必要的电气试验结果;变压器其它继电保护装置动作情况。

2.2 动作保护动作

差动保护动作跳闸时, 在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行, 应做以下检查处理:检查变压器本体有无异常, 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;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, 直流回路是否有两点接地;如果是因继电保护装置或二次回路故障、直流两点接地造成的误动, 在检查其它无异常时, 应汇报调度根据调令将差动保护退出运行, 将变压器送电后, 再处理装置及二次回路故障。差动保护及重瓦斯保护同时动作使变压器跳闸时, 不经内部检查和试验, 不得将变压器投入运行。

2.3 备保护动作

当后备保护动作变压器跳闸时, 同时有馈路保护动作而开关拒动者, 立即汇报调度, 拉开该馈路开关, 强送变压器一次。当后备保护动作变压器跳闸时, 无馈路保护动作时, 检查变压器无问题后, 根据调度命令试送一次。

2.4 变压器套管爆炸

变压器套管发生爆炸时应首先应检查变压器各侧开关是否已跳闸, 否则应手动拉开故障变压器各侧开关, 并立即停冷确装置;对保护装置动作、一次设备、负荷等情况进行检查, 检查变压器是否着火, 消防设施是否启动;现场有着火情况时, 应先报警并隔离变压器, 迅速采取灭火措施。处理事故时, 应首先保证人身安全, 注意油箱爆裂情况。

2.5 变压器着火

变压器着火, 应迅速作出如下处理:断开变压器各侧断路器, 切断各侧电源, 并迅速投入备用变压器, 恢复供电;停止冷却装置运行;若油在变压器顶盖上燃烧时, 应打开下部事故放油门放油至适当位置。若变压器内部着火时, 则不能放油, 以防变压器发生爆炸;迅速灭火, 如用干式灭火器或干少灭火, 不得用水灭火。发生这类事故时, 变压器保护应动作使断路器断开。若因故障断路器未断开, 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。

3 结语

为确保变压器及电网的安全稳定运行, 应随时掌握系统运行方式, 负荷状态、种类, 变压器上层油温, 温升与电压情况, 及变压器周围有无工作, 有无操作等情况。根据变压器运行中的现象发现隐患, 及时地消除设备的缺陷, 正确处理变压器事故的发生, 确保电网安全、稳定运行。

摘要：电力变压器的安全运行对电网安全、可靠供电起着重要作用。本文介绍了变压器运行中可能出现的异常运行及事故情况, 总结出处理方法, 对电网的稳定运行有较强的实用价值。

网上清卡报税操作流程及异常处理 篇8

一、网上报税完整业务流程（网上申报→远程抄报税→网上扣款）：

1.网上申报

使用“网上申报软件”填写申报表，导出网上“申报文件”上传至陕西省国家税务局“专用发票认证和网上申报受理系统”（网址： 219.144.206.60），并查看申报结果。（报表填写要准确无误，确保申报成功）；

2.远程抄报税

进入“增值税防伪开票系统”点击“远程抄报”模块，依次点击：报税状态→远程报税→报税结果→清卡操作；（首先要确保在“报税处理”模块已将本月税抄至IC卡中，才能点击“远程抄报”导航图中的四个图标，每个步骤都有对应提示）；

3.网上扣款

清卡成功后进入陕西省国家税务局“专用发票认证和网上申报受理系统”（网址：219.144.206.60）的“网上扣款”模块完成网上扣税工作，扣税成功就完成了本月的抄报税工作。

二、网上报税异常处理：

1、远程抄报税比对异常：

企业进入“增值税防伪开票系统”点击“远程抄报”模块的“报税结果”，若提示“错误”，代表申报表填报有误(申报表错误栏次详见错误提示信息)，此时，企业需持当期《错误申报表情况说明》（加盖公章/财务章），到主管税务所专管员处，删除错误申报表。删除后，企业方可再重新进行网上申报、远程抄报税操作。

2、网上扣款异常：

企业登录陕西省国家税务局“专用发票认证和网上申报受理系统（网址： 219.144.206.60）”进入“网上扣款”模块，点击“未交款信息查询”，再点击“扣款”，若显示“扣款失败”，请按以下程序办理：

1）企业核实是否签订了三方协议，并保证账户余额充足；

2）企业账户若余额充足，需到签订三方协议的银行查询税款是否已被扣除；

3）企业如查询到账户内未扣除税款，需携带当期申报表到税务局办税大厅（35号-48号窗口）办理手工扣缴税款业务。

（特别提示：扣款工作必须在征期以内完成，否则将产生滞纳金）

陕西航天信息有限公司 印制

变压器的异常运行及事故处理 篇9

摘要：电力变压器作为一种能量的转化的设备，它在电压的转变以及电流的运输过程中有着不可取代的地位，是电力系统运行中的核心设备。采用正确、合理的故障分析和排除方法，对于变压器设备的正常运行起到十分重要的促进作用。本文针对电力变压器在运行中产生的故障的原因以及排除的方法等做出了简要的分析。并提出了故障处理得有效方法。

关键词：电力变压器；故障；原因；处理方法

变压器产生故障的原因主要是由于其内部的组成、电路等方面出现了电力损耗而造成的，但外在的人为因素或者是其他方面也有可能造成故障的产生。电力变压器发生故障，会导致电力的供应发生中断，甚至会引发火灾等，将会对社会及经济发展造成重大的损失。因此，要加强电力变压器的故障分析，确保变压器安全的、稳定的、高效的运作，确保生产的井然有序。

一、常见故障发生的原因和处理

1、变压器油质变坏

在运行中变压器中的油，如果长时间使用而没有更换，或其中漏进了雨水和受潮，再加上其中的油温经常过热，这就容易造成油质的变坏。而油质变坏则导致变压器的绝缘性能受到损害，这种情况下就极易引起变压器发生故障。如果发现油色开始变黑，就要立刻进行取样化验。以防止外壳与绕组之间或线圈绕组间发生电流击穿，可对不合格绝缘油进行过滤和再生处理，以便再进行使用。

2、内部声音异常

如果变压器的运行出现问题，就会偶尔产生不规律的声音，表现出异常现象。出现这种现象产生的原因是：变压器进行过载运行，这种情况变压器内部就会有沉重的声音产生；变压器中的零件产生松动时，在变压器运行时就会产生强烈而不均匀的噪声；变压器的铁芯最外层硅钢片未夹紧，在变压器运行时就会产生震动，同样会产生噪音；变压器的内部电压如果太高时，铁芯接地线会出现断路或外壳闪络，外壳和铁芯感应出高电压，变压器内部同样会发出噪音；变压器内部产生接触不良和击穿，会因为放电而发出异响；变压器中出现短路和接地时，绕组中出现较大的短路电流，会发出异常的声音；变压器产生谐波和连接了大容量的用电设备时，由于产生的启动电流较大，以后造成异响。

3、自动跳闸故障

在变压器的运行过程中，当突然出现自动跳闸时，要进行外部检查，查明跳闸原因。如果在检查后确定是因为操作人员的操作不当或者是因为外部故障造成的，就可越过内部检查环节，进行直接投入送电。如果是发生了差动保护动作，就要对保护范围中的设备进行全面、彻底检查。可能导致变压器着火的因素有下面几种：内部故障导致变压器散热器和外壳破裂，有油燃烧着从变压器中溢出；在油枕的压力下，变压器中的油流出然后在变压器顶盖上燃烧；若断路器因某些原因而没有自动断开，就要通过手动来完成，立刻停止冷气设备并关上电源，进行扑救火情。

4、油位过高或过低

变压器正常运行时，油位应保持在油位计的1/3到1/4之间。如果变压器的油位低于变压器上盖，则可能导致瓦斯保护及误动作，严重时，有可能使变压器引线或线圈从油中露出，造成绝缘击穿。若是油位过高，则容易产生溢油。长期漏油、温度过低、渗油或检修变压器放油之后没有进行及时补油等就是产生油位过低的主要原因。所以，在装油时，一定要根据当地气温选择合适的注油高度。值班人员要经常对变压器的油位计的指示状况做出检查，如果出现油位过低，就要查明其原因并实施相应措施，而如果出现油位过高，就适当地放油，让变压器能够安全稳定地运行。

5、瓦斯保护故障

（1）在变压器进行加油或滤油时，带入变压器内部的空气没有及时排出，导致油温在变压器运行时升高，并逐渐排出内部空气，从而引发瓦斯保护动作。

（2）变压器发生了穿越性短路或内部故障产生气体，都会让瓦斯保护动作出现。当出现瓦斯保护信号动作时，如果检查中并没有发现任何异常状况，就要立刻收集瓦斯继电器中产生的气体，并经过分析试验。如果是可燃性气体，则可表明变压器是发生了内部故障，这时就要立刻关闭变压器的电源，并进行电气测试，找出产生事故的原因，如果不能自己修理就送去检修。

（3）变压器内部的油位下降速度过快而引起瓦斯的保护动作。在变压器发生瓦斯保护动作或者跳闸后，工作人员应立即停止变压器的运行，并对变压器做出外部检查。检查变压器中油位是否正常、防爆门是否完整、绝缘油是否有喷溅现象、外壳是否鼓起等。然后进行变压器内部故障性质鉴定，在检修完成和经测验合格后，才能再次投入使用。

6、变压器油温突增

变压器油温突增的主要原因是：内部紧固螺丝接头松动、冷却装置运行不正常、变压器过负荷运行以及内部短路闪络放电等。如果油温过高，要对变压器是否过负荷以及冷却装置的运行状况进行检查。若变压器在进行超负荷运行，要立刻对变压器的负荷进行减轻，如果变压器的负荷减轻后，温度依然如此，就要立刻停止变压器运行，对其故障原因进行查找。

7、绕组故障

（1）变压器在制造和后期进行检修时，造成了绝缘局部损坏，留下了后遗症。

（2）变压器在运行中因散热不良或长期过载，温度长期过高，使绝缘产生老化。

（3）变压器的制造工艺不良，压制不紧，机械强度无法承受短路冲击，让绕组变形，绝缘损坏。

（4）变压器的绕组受潮，导致绝缘膨胀堵塞油道，致使局部过热。

（5）变压器中的绝缘油与空气接触面积太大，或混入水分出现劣化，造成油的酸价变高，绝缘能力下降或者油面过低，让绕组暴露到空气里，而没得到及时的处理。这些都可能造成绝缘击穿，从而形成短路或绕组接地故障。如果出现匝间短路，要尽快处理。

二、电力变压器日常维护

定期巡视变压器的电压、电流、上层油温等，并经常对变压器的外部进行检查。日常维护的具体工作有：对套管、磁裙的清洁程度进行检查并及时做好清理工作，以保证磁套管与绝缘子的清洁，避免闪络事故的发生；冷却装置运行时，要确认冷却器进油管和出油管的蝶阀，保证入口干净无杂物，散热器通畅进风；风扇在运行中运转是否正常，有无明显振动及异音，潜油泵的转向是否正确，冷却器有无渗漏油现象，有无异常声音及振动，分路电源自动开关闭合是否良好。

变压器的异常运行及事故处理 篇10

套管是电力系统中广泛应用的一种重要电器, 它能使高压导线安全地穿过接地墙壁或箱盖, 与其他电气设备连接。变压器套管预防性试验的主要项目为测量套管的介损 (tanδ) 和电容量, 测量末屏的绝缘电阻, 套管的常见缺陷如劣化、受潮都会导致其tanδ增加, 所以通过tanδ 的变化可以较灵敏地检测出绝缘受潮和其他局部缺陷。

1 套管介质损耗测量的基本原理

110kV及以上套管的绝缘结构一般采用电容型, 即在导电杆上包上许多绝缘层, 绝缘层之间包有铝箔, 以组成一串同心圆柱形电容器, 通过电容分压的原理均匀电场。最外层铝箔通过小套管引出, 也就是套管的末屏。套管末屏的主要作用是用以测量套管介损和电容量接线, 正常运行情况下末屏应可靠接地。套管在运行中除要长期承受工作电压、负荷电流外, 也要求具备承受短时故障过电压、大电流的能力, 因此要求套管绝缘性能要好, 需有一定的绝缘裕度。

测量套管的介损和电容量是判断套管绝缘状况的一个重要手段。变压器套管相当于一个小电容, 套管顶部引线为电容的首端, 末屏为电容的尾端, 测试时, 为保证测试数据精确, 结合变压器结构特点, 介损测试应采用正接法接线, 接线方法如图1所示。

通过调节R3和C4使电桥达到平衡时, 介质损耗因数及电容量计算公式如下:

式中, CN为高压标准电容器, R4为无感固定电阻, ω 为角频率, 以上三个量均为定量;R3为无感可调电阻, C4为可调电容器, 以上两个量为变量。

2 常用测量方法

依据套管结构和安装特点, 套管介损常用的测量方法为西林电桥正接法, 正接法能排除外界干扰, 抗干扰能力较强, 测量时应将变压器A、B、C、O相套管短接加压, 避免相间杂散电容影响测试结果, 非测量侧应短接接地。

3 测量结果判断标准

依据中国南方电网Q/CSG114002—2011《电力设备预防性试验规程》规定, 变压器套管介损测试结果如表1所示。

4 套管介损测试分析

试验中造成套管介损测试值超标的因素是多方面的, 从大的方向分析可分为以下两个方面: (1) 外部因素引起的测量结果不合格; (2) 套管本身存在问题造成的测量结果不合格。

4.1 外部因素引起的测量结果不合格

在对试验结果是否合格的判断中, 首先要排除人为原因造成的试验结果不准确, 然后才可进一步对变压器进行测试, 并根据测量结果进行判断。常见的外部因素造成的测试结果不准确有以下几个方面:

4.1.1 测量仪器选择不正确, 仪器本身精度不够, 抗干扰能力不足

运行中套管介损测试一般要在变电站内进行, 站内设备在运行状态, 经常会有来自其他运行设备的工频干扰, 因此, 介损测试时应采用类工频电源, 排除工频干扰信号。目前市场上的相关测试设备大多能做到这一点。

4.1.2 接地不良引起

首先是仪器接地不良问题, 在进行介损测试时, 仪器接地不良常会产生较大误差, 因此, 在测试过程中应将介损仪可靠接地;如附近接地引下线表面有油漆等, 应用锉刀将表面油漆清除后再接地, 保证接地良好;另测试结果有异常时, 也可在仪器上多接一个接地点, 排除地网引下线接地不良干扰。

其次, 在套管介损测量时, 要保证被测绕组两端短接, 而非测量绕组则必须进行短路接地。这种接地方式可防止因绕组电感与电容串联后引起的电压与电流相角差改变, 减小试验造成的误差。

4.1.3 套管表面脏污、潮湿引起

现场经验表明, 套管表面脏污、潮湿会导致介损明显偏大, 甚至超出管理值, 影响试验人员的判断。一般情况下进行清洁后介损值会明显下降。

4.2 套管本身存在问题造成的测量结果不合格

4.2.1 套管绝缘渗水、受潮

电容型套管电容芯子是由多层电容串联而成, 最外层即套管末屏, 通常情况下, 末屏运行中应可靠接地, 并防止受潮。若套管密封性不好就很容易引起渗水、受潮, 水分侵蚀电容芯子将破坏原有的绝缘性能, 造成变压器介损超标, 久而久之恶性循环, 就会导致套管绝缘性能越来越低, 甚至逐层击穿电容屏。

4.2.2 套管末屏接地不良

由套管的结构可知, 末屏是套管绝缘最薄弱的地方, 也是最容易损坏的地方, 依据南方电网公司最新版的《110~500kV交流电力变压器技术规范》要求, 套管末屏与电压抽头 (若有) 需接地可靠牢固, 并方便试验。统计表明, 末屏接地不良是造成事故的主要原因, 一般是接地不良产生悬浮电位造成末屏端部靠近接地法兰处出现较高电压, 形成放电, 随着时间推移, 放电逐步发展导致绝缘越来越差, 甚至使整个绝缘结构损坏。

4.2.3 套管一次导电杆接触不良

针对这种缺陷, 测试中应重点关注, 通常导电杆与套管将军帽之间接触不良, 造成接触电阻过大, 会导致介损测试时阻性分量过大, 从而介损超标。测量中应排除因接触不良引起的介损过大影响。

5 结论和建议

(1) 在套管的采购上应严把质量关, 选用现场试验/维护方便、结构合理的产品, 并严把出厂、交接试验关。

(2) 现场试验人员应熟悉不同厂家、型号套管结构、测试方法, 常见干扰类型及排除方法, 避免人为因素造成对设备健康状况的误判、错判。

(3) 现场测量变压器套管介质损耗因数时应将变压器绕组连同中性点短接后接高压引线, 以避免变压器绕组电感、变压器本体电容对套管介质损耗和电容量的影响。