变压器的常见故障分析

变压器的常见故障分析（精选11篇）

变压器的常见故障分析 篇1

0 引言

储油柜是大型油浸式变压器最重要的部件之一,主要用以补偿绝缘油因温度变化而导致的体积膨胀和收缩,并尽可能将变压器箱体内绝缘油与空气和水分隔离,防止绝缘油吸湿或者被氧化[1,2,3]。储油柜对空气和水分的隔离性能将直接影响变压器内部绝缘件的寿命和变压器发生内部绝缘故障(主要包括放电故障和过热故障)的几率,而大量实际经验表明,变压器的内部故障总与绝缘油、绝缘件等有直接或间接的联系。因此,对储油柜的作用、分类、性能、常见故障及解决方法进行研究显得尤为重要。

1 储油柜简介

1.1 储油柜的定义

储油柜又称油枕,是一个与变压器本体连通的储油容器,装设于高于油箱箱盖的位置[4,5,6]。图1为某变压器有限公司的储油柜示意图。

1.2 储油柜的作用

储油柜可以容纳或对本体补充变压器油,从而保证本体内变压器油处于正常压力并且处于充满状态。当变压器油升温膨胀时,油从油箱流向储油柜;当变压器油降温收缩时,油从储油柜流向油箱。

1.3 储油柜的补偿容积

储油柜的补偿容积是根据该变压器的总油重及使用地区的最高、最低环境温度的多少来计算的。即:

式中:V为储油柜的补偿容积;G为变压器总油重;g为变压器油的密度,0.9 (kg·L-1);f为变压器油体积补偿参数,f=a(Δt+t);a为变压器油体积膨胀系数,a=0.000 733;Δt为变压器使用地区最高和最低环境温差值;t为变压器平均温升(一般定为50℃)。

同一油重的变压器根据其结构、绝缘距离等因素从几种储油柜规格型号中优选一种[7,8,9]。

2 储油柜的分类

目前,常用的储油柜大致可分为普通型和密封型2大类;密封型又可分为胶囊式、隔膜式和波纹膨胀式[10,11,12,13,14]。

2.1 普通型储油柜

普通型储油柜是由铁板卷制成的单一筒体,一端装有玻璃管油位计,如图2所示。绝缘油通过结构简单的吸湿器与外界大气相通,由于吸湿器作用有限,运行时绝缘油易受潮和氧化,目前35 kV以上变压器已不允许采用普通型储油柜。

2.2 密封型储油柜

2.2.1 胶囊式储油柜

胶囊式储油柜是在传统储油柜内部装一个耐油的尼龙胶囊袋,将变压器本体内的变压器油与空气隔离开,如图3所示。

当变压器油箱中油膨胀或收缩导致储油柜油面上升或下降时,胶囊会向外排气或自行吸气,以平衡胶囊内外侧压力差,起到呼吸作用,从而将变压器油与空气彻底隔开。胶囊悬挂在储油柜上部的胶囊定位挂钩上,动作灵活,通气阻力小。

储油柜上的油位计采用磁铁指针式油位表来显示,当油位达到设定的最高或最低位置时,油位表通过报警开关及时准确地报警。在储油柜的一端留有人孔,以便工作人员进入储油柜内部进行检查、清洗及维修;所有法兰面全部精加工,确保无渗漏,且可承受真空。

有载变压器的副油枕焊接在变压器主体储油柜的外侧,空气通过调压开关呼吸器进入副油枕,与绝缘油直接接触。

需要注意的是,副油枕内油位必须低于本体油枕油位,以防调压开关和本体串油时,开关内油进入本体。

2.2.2 隔膜式储油柜

隔膜式储油柜由2个半圆桶体组成,中间通过法兰夹装1个橡胶隔膜,隔膜浮在油面上,将空气隔离,如图4所示。

此类储油柜有一致命弱点,即其本身密封结构问题。由于隔膜被压在上下壳体之间,密封尺寸过大,密封性能不可靠,当绝缘油超过中间部位后普遍存在渗漏,而油位较低时又容易吸入空气和水分,因而现已很少采用。

2.2.3 波纹膨胀型储油柜

波纹膨胀型储油柜分为外油式和内油式2种。

(1)内油式波纹膨胀储油柜

内油式波纹膨胀储油柜是将变压器油封闭在膨胀节内部,从而与膨胀节外的空气隔绝,如图5所示。

(2)外油式波纹膨胀储油柜

外油式波纹膨胀储油柜采用不锈钢波纹管补偿技术,实现对变压器绝缘油的体积补偿,并保证绝缘油与外界彻底隔离,如图6所示。

绝缘油升温体积膨胀时,波纹管被压缩,移向固定端;油位过高时,波纹管压缩到一定程度报警;绝缘油降温体积收缩时,波纹管在大气作用下自行伸长。

波纹膨胀型储油柜在运输或搬运过程中,一般对膨胀节抽气至完全收缩,以防止膨胀节反复伸缩或与柜体碰撞而导致波纹管损坏。图7显示了内油式波纹膨胀储油柜的收缩状态。

3 变压器真空注油

3.1 作业目的

大型油浸式变压器在器身排油检修后,必须进行真空注油,即变压器在持续抽真空的情况下,把已经处理合格的变压器油通过真空滤油机从注油口注入变压器。

3.2 注油前准备工作

(1)编制方案

工作前应先勘察变电站,了解电源的电压、容量及位置,规划好施工现场,确定所需的设备及工器具。

(2)主要设备和工器具

真空滤油机、真空泵机组、储油罐、油泵、注油用管道、电阻真空表、真空压力表。

3.3 真空注油过程

对于带有旁通阀的胶囊式储油柜可与本体一起抽真空,即所谓的全真空注油法;其余类型的储油柜不可与本体一起抽真空,则采用半真空注油法。

3.3.1 全真空注油

(1)全真空注油的管路连接

1)采用全真空注油法时,应打开储油柜本体和胶囊之间的旁通阀V1以及本体和副油枕之间的旁通阀V2以保持负压平衡。

2)卸下调压开关呼吸器并装上密封垫和闷板以防止漏气,卸下主油枕呼吸器,以便连接真空泵抽真空。管路连接如图8所示。

3)散热器与本体间的阀门应打开。

(2)管路泄漏检查

1)检查抽真空设备管路确保无漏气,注油用管路必须接在油箱底部的阀门上,通过滤油机接至油罐。

2)启动真空泵并当真空计开始读数时,检修人员应在变压器本体上下巡视所有法兰密封位置,检查是否有漏气情况。

(3)全真空注油过程

巡视检查情况正常后,可均匀抽真空至器身内,压强不大于133 Pa(220 kV及以上),并保持真空一段时间。

对检修后的变压器,抽真空时间需保持露空时间一半以上,新安装变压器抽真空时间需保持24 h以上。

在真空状态下注入合格的、加温到50℃～60℃的变压器油,注油速度在3～5 t/h,注油时继续抽真空。

全真空注油法可一次性注油至合适油位(一般应比正常油位高半格到1格,以补充油温下降后油的体积缩减)。

注油完毕后,关闭呼吸管阀门及旁通阀V1、V2,拆除副油枕呼吸管闷板并装上呼吸器;缓慢打开主油枕呼吸管让胶囊充气,如果条件允许,应充入干燥空气或者99.99%纯度的氮气,否则直接充入大气。待胶囊内外压力平衡后,重新装上主油枕呼吸器。

3.3.2 半真空注油

隔膜式储油柜、内油式、外油式波纹膨胀储油柜、不带旁通阀的胶囊式储油柜不具备抽真空的条件,只能进行半真空注油。

(1)半真空注油管路连接

半真空注油应在油箱顶部蝶阀处或在气体继电器联管法兰处安装抽真空管路和真空表计并接至抽真空设备。管路连接如图9所示。同时应注意:1)抽真空前需用U型管将本体和调压开关油室连通,以保证负压平衡;抽真空时应先关闭本体和储油柜之间的连通阀门。

(2)管路泄漏检查及真空注油阶段

1)管路泄漏检查与全真空时的检查一致,检查情况正常后开始抽真空注油。

2)注油至离箱盖100～200 mm时,停止注油。保持真空一段时间(220 kV不少于4 h,500 kV不少于8h)后停止抽真空,关闭抽真空阀门。

3)注油管接至储油罐注油口处(严禁从下部注油阀注入),打开本体和储油柜之间的连通阀门,为二次补油做准备。

(3)非真空注油(二次补油)阶段

非真空注油(二次补油)阶段的管路连接如图10所示。

1)胶囊式储油柜二次补油

打开主油枕顶部放气塞,开始补油;补油时应使油流缓慢注入变压器至合适的油位为止(一般应比正常油位高半格到1格,以补充油温下降后的体积缩减);往主油枕胶囊内鼓入空气(最好是干燥空气),至放气塞出油时关闭放气塞。

2)隔膜式储油柜二次补油

打开隔膜顶部放气塞,开始补油;补油时应使油流缓慢注入变压器至合适的油位为止;由于隔膜面积很大,覆盖在油面上的褶皱内可能残留有气体,需将褶皱内余气引至放气塞处并挤出,最后关闭放气塞。

3)内油式波纹膨胀储油柜二次补油

打开波纹管上端排空管,开始补油;补油时应使油流缓慢注入变压器至排空管出油时关闭软管,继续注油至合适的油位为止。

4)外油式波纹膨胀储油柜二次补油

打开油枕顶部放气塞,从油枕呼吸管处鼓入空气至油位表显示合适油位时,关闭呼吸管阀门,并用闷板密封;补油时应使油流缓慢注入变压器至放气塞出油即可,关闭放气塞,打开呼吸管闷板及阀门,将呼吸器装回。

3.4 热油循环

为了使油中的水分和空气进一步析出,注完油以后一般会进行热油循环。

接通热油循环系统的管路,通过真空滤油机进行热油循环,使热油从专用的滤油阀或油箱顶盖上的蝶阀进入油箱,从油箱下部的阀门流回真空滤油机,管路连接如图11所示。

热油循环时间要同时满足下面2个条件:1)500 kV变压器循环不少于48 h,220 kV变压器循环不少于24 h;2)热油循环不少于3个循环。

3.5 静置

(1)热油循环完成后变压器需静置冷却以便气体进一步析出,时间按照变压器出厂技术资料要求进行,一般500 kV变压器静置不少于48 h,220 kV变压器静置不少于24 h。

(2)在静置期间,应按油面上升高度逐个打开升高座、套管、散热器、瓦斯继电器等部件的放气塞进行放气,放气至出油后即旋紧放气塞。

(3)应每隔12 h放气1次,以便排尽气体。

4 胶囊式储油柜常见故障分析及处理措施

4.1 出现假油位

(1)长期运行的主变压器(主变),气体会在储油柜中累积,存在一定量气体后,将影响胶囊的排气。当气体过多时,油枕内气压大于外气压,会挤压胶囊,直至胶囊无法伸缩;此时由于油面与胶囊之间有气体,如果使用的是常用的浮球式油位计,浮球只能浮于油面,从而无法显示胶囊压缩量,遇到主变负荷增大或温度升高时,变压器油膨胀且储油柜内压力高,有可能导致压力释放阀动作。

(2)胶囊破损进油后,误导检修人员进行补油。在负荷增大或温度升高时,变压器油膨胀,可能引起压力释放阀动作。

(3)油表浮子或转轴卡住,致使油位指示不正确,对检修人员造成误导,如果油表显示低油位,在补油过程中油表一直不动,也极有可能导致压力释放阀动作。

(4)指针松动或卡住,也会使油位指示不正确,从而容易引起与(3)中相同的误操作。

(5)对于磁力式油位计,磁铁的磁力降低或者位置调整不当也可能导致油位指示不准确。

(6)浮球漏油,浮力减小沉底,进而使得油位显示偏低,盲目补油,也极易导致压力释放阀动作。

(7)安装或检修完毕后,旁通阀未关闭,致使呼吸过程中,油经过旁通阀进入胶囊内,造成假油位的现像。

解决方法:在油位计显示油位不正常后,而应该结合红外探测设备来确定真实油位,同时对胶囊、呼吸管道、旁通阀、油位表、浮球、转轴、放气螺丝等与油位有关的部件进行全面细致的检查,测试;确定故障原因后,对卡滞或损坏的部件进行维修、更换,或进行放油、补油等操作。

4.2 本体与储油柜通道堵塞

胶囊在损坏进油后其位置下降,很有可能将本体与储油柜连接的通道堵塞。这样,储油柜的油无法进入变压器本体。在本体油位下降后,瓦斯继电器中少油或无油后动作。

解决方法:在本体与储油柜的通道处加装防护网,防止胶囊损坏后直接堵塞油流路径。

5 结语

结合湖南地区储油柜的应用情况,对胶囊式储油柜的常见故障进行了归纳并提出了解决措施,有效解决了大型油浸式变压器的一些实际故障。在进行真空注油或者对胶囊式储油柜的检修和维护工作中要把握好相关注意事项,以防止类似问题的发生。

摘要：详细阐述了油浸式变压器储油柜的定义、作用、补偿容积及常用的5类储油柜的工作原理。依据国家电网标准化作业特色及实际工作经验,对变压器的全真空注油和半真空注油方法、注意事项进行了归纳总结。结合湖南地区高压电网的特征,对胶囊式储油柜常见故障及其解决方法进行了研究。

关键词：油浸式,变压器,储油柜,真空注油

变压器的常见故障分析 篇2

论文关键词：电力变压器;故障;诊断

论文摘要：文章介绍了电力变压器的常见缺陷和故障，并分析了这些故障对变压器的危害，并对消除故障的方法进行了归纳总结，此外还分析了变压器常用的在线监测技术，具有一定的工程实用价值。

1引言

在电能的传输和配送过程中，电力变压器是能量转换、传输的核心，是国民经济各行各业和千家万户能量来源的必经之路，是电网中最重要和最关键的设备。电力设备的安全运行是避免电网重大事故的第一道防御系统，而电力变压器是这道防御系统中最关键的设备。变压器的严重事故不但会导致自身的损坏，还会中断电力供应，给社会造成巨大的经济损失。

2常见故障及其诊断措施

2.1变压器渗油

变压器渗漏油不仅会给电力企业带来较大的经济损失、环境污染，还会影响变压器的安全运行，可能造成不必要的停运甚至变压器的损毁事故，给电力客户带来生产上的损失和生活上的不便。因此，有必要解决变压器渗漏油问题。

油箱焊缝渗油。对于平面接缝处渗油可直接进行焊接，对于拐角及加强筋连接处渗油则往往渗漏点查找不准，或补焊后由于内应力的原因再次渗漏。对于这样的渗点可加用铁板进行补焊，两面连接处，可将铁板裁成纺锤状进行补焊;三面连接处可根据实际位置将铁板裁成三角形进行补焊;该法也适用于套管电流互感器二次引线盒拐角焊缝渗漏焊接。

高压套管升高座或进人孔法兰渗油。这些部位主要是由于胶垫安装不合适，运行中可对法兰进行施胶密封。封堵前用堵漏胶将法兰之间缝隙堵好，待堵漏胶完全固化后，退出一个法兰紧固螺丝，将施胶枪嘴拧入该螺丝孔，然后用高压将密封胶注入法兰间隙，直至各法兰螺丝帽有胶挤出为止。

低压侧套管渗漏。其原因是受母线拉伸和低压侧引线引出偏短，胶珠压在螺纹上。受母线拉伸时，可按规定对母线用伸缩节连接;如引线偏短，可重新调整引线引出长度;对调整引线有困难的，可在安装胶珠的各密封面加密封胶;为增大压紧力可将瓷质压帽换成铜质压帽。

防爆管渗油。防爆管是变压器内部发生故障导致变压器内部压力过大，避免变压器油箱破裂的安全措施。但防爆管的玻璃膜在变压器运行中由于振动容易破裂，又无法及时更换玻璃，潮气因此进入油箱，使绝缘油受潮，绝缘水平降低，危及设备的安全。为此，把防爆管拆除，改装压力释放阀即可。

2.2铁心多点接地

变压器铁心有且只能有一点接地，出现两点及以上的接地，为多点接地。变压器铁心多点接地运行将导致铁心出现故障，危及变压器的安全运行，应及时进行处理。

直流电流冲击法。拆除变压器铁心接地线，在变压器铁心与油箱之间加直流电压进行短时大电流冲击，冲击3～5次，常能烧掉铁心的多余接地点，起到很好的消除铁心多点接地的效果。

开箱检查。对安装后未将箱盖上定位销翻转或除去造成多点接地的，应将定位销翻转过来或除掉。

夹件垫脚与铁轭间的绝缘纸板脱落或破损者，应按绝缘规范要求，更换一定厚度的新纸板。

因夹件肢板距铁心太近，使翘起的叠片与其相碰，则应调整夹件肢板和扳直翘起的叠片，使两者间距离符合绝缘间隙标准。

清除油中的金属异物、金属颗粒及杂质，清除油箱各部的油泥，有条件则对变压器油进行真空干燥处理，清除水分。

2.3接头过热

载流接头是变压器本身及其联系电网的重要组成部分，接头连接不好，将引起发热甚至烧断，严重影响变压器的正常运行和电网的安全供电。因此，接头过热问题一定要及时解决。

铜铝连接。变压器的引出端头都是铜制的，在屋外和潮湿的`场所中，不能将铝导体用螺栓与铜端头连接。当铜与铝的接触面间渗入含有溶解盐的水分，即电解液时，在电耦的作用下，会产生电解反应，铝被强烈电腐蚀。结果，触头很快遭到破坏，以致发热甚至可能造成重大事故。为了预防这种现象，在上述装置中需要将铝导体与铜导体连接时，采用一头为铝，另一头为铜的特殊过渡触头。

普通连接。普通连接在变压器上是相当多的，它们都是过热的重点部位，对平面接头，对接面加工成平面，清除平面上的杂质，最好均匀地涂上导电膏，确保连接良好。

油浸电容式套管过热。处理的办法可以用定位套固定方式的发热套管，先拆开将军帽，若将军帽、引线接头丝扣有烧损，应用牙攻进行修理，确保丝扣配合良好，然后在定位套和将军帽之间垫一个和定位套截面大小一致、厚度适宜的薄垫片，重新安装将军帽，使将军帽在拧紧情况下，正好可以固定在套管顶部法兰上。

引线接头和将军帽丝扣公差配合应良好，否则应予以更换，以确保在拧紧的情况下，丝扣之间有足够的压力，减小接触电阻。

3变压器在线监测技术

变压器在线监测的目的，就是通过对变压器特征信号的采集和分析，判别出变压器的状态，以期检测出变压器的初期故障，并监测故障状态的发展趋势。目前，电力变压器的在线监测是国际上研究最多的对象之一，提出了很多不同的方法。 油中溶解性气体分析技术。由于变压器内部不同的故障会产生不同的气体，因此通过分析油中气体的成分、含量、产气率和相对百分比，就可达到对变压器绝缘诊断的目的。几种典型的油中溶解气体，如H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2，常被用作分析的特征气体。在检测出各气体成分及含量后，用特征气体法或比值法等方法判断变压器的内部故障。

局部放电在线监测技术。变压器在内部出现故障或运行条件恶劣时，会由于局部场强过高而产生局部放电(PD)。PD水平及其增长速率的明显变化，能够指示变压器内部正在发生的变化或反映绝缘中由于某些缺陷状态而产生的固体绝缘的空洞、金属粒子和气泡等。

振动分析法。振动分析法就是一种广泛用于监测这种变压器故障的有效方法。通过对变压器振动信号的监测和分析，从而达到对变压器状态监测的目的。

红外测温技术。红外热像技术是利用红外探测器接受被测目标的红外辐射信号，经放大处理，转换成标准视频信号，然后通过电视屏或监视器显示红外热像图。当变压器引线接触不良、过负荷运行等情况时都会引起导电回路局部过热，铁芯多点接地也会引起铁芯过热。

频率响应分析法。频率响应分析法是一种用于判断变压器绕组或引线结构是否偏移的有效方法。绕组机械位移会产生细微的电感或电容的改变，而频率响应法正是通过测量这种细微的改变来达到监测变压器绕组状态的目的。

绕组温度指示。绕组温度指示器就是用于监测变压器绕组的温度，给出越限报警，并在需要时启动保护跳闸。目前已开发出一种用于大型变压器绕组温度监测的新技术，即将一条光纤嵌入变压器绕组以便直接测量绕组的实时温度，从而改进变压器的预测建模技术，并达到实时监测变压器绕组温度状态的目的。

其他状态监测方法。低压脉冲响应测试(LowVoltageImpulseResponse，LVIR)也是一种有效的变压器状态监测测方法，并且已经是一种用于确定变压器是否能通过短路试验的公认方法。此外，绕组间的漏感测试、油的相对湿度测试、绝缘电阻测试等也是变压器状态监测的常用方法。

结语

进入21世纪电力行业将有更大的发展，电力变压器的故障诊断与状态检修作为我国电力系统实现体制转变、提高电力设备的科学管理水平的有力措施，是今后在电力生产中努力和发展的方向。

参考文献

[1]中华人民共和国能源部.进网作业电工培训教材[M].沈阳,辽宁科学技术出版社,1993.

电力变压器常见故障分析及维护 篇3

关键词：电力变压器；故障；维护

中图分类号：TM411 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 04-0000-01

一、引言

电力变压器，在整个电力系统中起电能转换作用，是连接两个变电站的枢纽，变压器故障，不但会导致自身损坏，还会对电力系统的局部或整体造成巨大影响，因此，变压器的能否持续正常工作是影响电力系统供电可靠性的重要因素。电力变压器故障引起的电力系统故障，占整个系统事故总量的50%甚至更多，因此提高电力系统的供电可靠性，要通过日常维护和检修保证变压器的正常工作，降低其故障率。

二、变压器常见故障及原因分析

（一）变压器异响。变压器正常工作时也会发出声响，但是正常状态下的变压器声音频率稳定，并且较低沉，如果变压器出现问题，就有可能通过运行时的声音体现出来，比如声音频率不稳定，声响时大时小，声音过于低沉或者出现较高频噪声等。变压器工作声音是否正常可以作为判断出变压器内部是否发生故障的方法之一。

（二）变压器瓦斯保护动作。变压器瓦斯保护是油箱保护的重要元件，主要是监测变压器邮箱中的气体含量，由于变压器油箱中的气体多是油类挥发气体，气体含量过高遇明火容易引发爆炸，变压器电能转换过程中难免会有电弧火花产生，因此需要设置瓦斯保护。瓦斯保护灵敏度很高，轻瓦斯气体会有信号报警，重瓦斯直接跳闸。[1]引起变压器瓦斯保护动作的原因有很多，比如油箱油位过低、变压器油箱加油时带入箱内的气体未排出以及变压器内部故障产生气体等。[2]

（三）变压器漏油。变压器漏油是比较常见的一种故障，不但污染环境还会影响变压器冷却系统的正常工作，可能会引起不必要的停运或者变压器损毁，因此必须找准原因并加以排除。

（四）变压器自动跳闸。变压器跳闸是变压器常见故障之一，变压器自动跳闸可能是变压器内部结构故障，也可能是人为操作失误等外部原因引起的变压器跳闸。

三、变压器故障诊断方法及处理

（一）变压器异响。如果变压器发生异响，应该根据响声类型初步判断故障类型，之后再进一步检查具体故障类型和故障位置。如果变压器出现工作声音过于低沉的现象，较有可能的原因是变压器工作在过载状态引起的，如果变压器异响的同时伴随有震动或者是震动型噪音，则有可能是由于变压器内部零件松动引起的，噪声也是随着松动的情况和程度不同而不同。

（二）瓦斯保护动作。变压器瓦斯保护动作后，应该首先开箱检查油箱内油位是否正常，如果油位过低，则应及时加油，以保证油箱的冷却效果。如果油箱内油位正常，则应收集瓦斯继电器中的气体并进行检验，如果气体不可燃，则多数情况是因为油箱中混入空气引起的，这时应该将瓦斯继电器中的气体放出，并将变压器重新安装好，并观测报警信号是否逐渐消失。如果检测为可燃性气体，则说明是变压器内部故障，应立即停电，将变压器退出运行并进行测试，找出故障点加以排除。

（三）变压器漏油。变压器漏油的部位可能有很多，根据漏油的痕迹可以比较容易的找到漏油点并加以补修，变压器容易漏油的部位有如下几个。首先是油箱侧壁，由于焊缝焊接不紧密引起的漏油。其次是高压套管升高座或进人孔法兰渗油，这些部位主要是由于胶垫安装不合适，运行中可对法兰进行施胶密封，封堵前用堵漏胶将法兰之间缝隙堵好，待堵漏胶完全固化后，退出一个法兰紧固螺丝，将施胶枪嘴拧入该螺丝孔，然后用高压将密封胶注入法兰间隙，直至各法兰螺丝帽有胶挤出为止[3]。

（四）变压器自动跳闸。引起变压器自动跳闸动作的原因有很多，在变压器发生跳闸现象后，应该首先进行外部检查，明确故障原因，首先确认是否人为因素造成，如果确属外部人为原因，则可以直接合闸送电，如果排除人为原因，则应该彻查变压器内部受保护设备，以寻找故障点并及时排除。

四、变压器日常检修和维护

变压器日常维护时，应该定期巡视变压器的电压、电流、油箱油温油位，检查变压器有无震动和噪音，以明确变压器工作状态是否正常，应该灵活调整变压器日常维护周期，例如新安装的变压器，在初步工作性能稳定阶段，可以适当延长维护周期，而对于工作时间较长的变压器则应缩短巡检周期，当变压器较长时间处于过负荷运行时也应缩短巡检周期。应定期清洁的有瓷套管和绝缘子等绝缘设备，避免异物过多造成闪络，还有散热器以及冷却器的进油管和出油管等易吸附灰尘的部位。应该例行检查和测试的有分接开关包括接触的定位、转动灵活性、紧固等；检查接地电阻是否小于5Ω定值；测试变压器的线圈、避雷器、套管，避雷器接地必须可靠等。通过日常的巡检和维护，最大限度地排除安全隐患，保证变压器安全可靠的运行。

五、结束语

电力变压器是电力系统的枢纽，在电力系统中处于核心部分，变压器的频繁故障会对电力系统稳定运行造成重大影响，因此保障变压器安全可靠的运行，并在出现故障后及时快速地排除，对于保证我国电力系统的供电可靠性十分重要。变压器常见故障主要是工作状态发出异响或噪音，瓦斯保护器动作和油箱漏油等，针对这些故障的外在表现，维修工作人员应该积累日常经验，根据不同的表现特征能大略明确变压器故障的位置和类型，另外对于变压器的日常故障维护，一定要做到周密细致，定期清理绝缘子、检查漏油现象等，并针对不同情况灵活变更检修周期，确保变压器故障的及时发现和排除，最大限度地保证变压器正常工作。

参考文献：

[1]张跃辉，吕昌红.电力变压器常见故障及诊断技术[J].中国新技术新产品，2009（11）：118.

[2]徐春社，梁耀升，连美霞.电力变压器短路故障分析[J].电气技术，2011（11）：96-97.

变压器的常见故障分析 篇4

变压器为发电厂生产和转换电能最关键的设备之一,其安全运行和事故的诊断、处理直接影响着电厂的正常运行,若发生故障将会造成严重损失。为了保证变压器安全可靠运行,当变压器有异常情况时能及时发现及时处理是非常重要的。因此,值班人员必须熟悉发电厂变压器运行异常时的特征,同时还要根据设备存在的缺陷、气候的变化等,做好事故预想,这样一旦变压器发生故障,便可根据故障现象,正确判断故障的性质及原因,迅速而正确地处理故障,以防故障的进一步扩大。

1变压器的异常运行及处理方法

变压器在运行中可能发生的常见异常现象主要有:声音不正常、温度显著上升、油色变黑、油位升高或降低、变压器过负荷、冷却系统故障及三相负荷不对称等。当值班人员发现任何不正常现象时,应按照运行规程规定,采取措施将其消除,并将处理经过记入异常登记簿。

1.1变压器储油柜内油位过高或过低

储油柜的容积一般为变压器容积的10%左右,若油位过高,易引起溢油,不但造成浪费,而且会使部件和本体脏污,当油位过低,低于变压器上盖时,会使变压器引接线部分暴露在空气中,降低这部分的绝缘强度,有可能造成闪络。与此同时, 由于增大了油与空气的接触面积,会使油的绝缘强度迅速降低。当油位降低并遇到变压器轻负荷、停电或冬季低温等情况时,则油位将会继续下降,有可能酿成铁芯烧坏的重大事故。

运行值班人员若发现油位过低而油位计内看不见油位,应及时加油。在缺油不太严重时,即在白天能看到油而到夜间看不到油位,则可尽快安排加油。在大型强油循环水冷却的变压器中,若发现油位降低,应立即查明原因,检查水中是否有油花,以防止油中渗水而危及变压器的绝缘。因为油渗入水中, 在某些部位水便有可能渗入油内。从以上分析可知,变压器在运行中,一定要保持正常的油位,即一般油位计在储油柜上标记的±35℃的中间的零位附近。运行人员必须经常按时检查油位计的指示,在油位过高时,如夏季,应及时放油;在油位过低时,如冬季,应及时加油,以维持正常油位,确保变压器的安全运行。

1.2必须停止变压器运行的严重异常现象

当发生以下严重异常现象时,应立即停止该变压器运行: (1)变压器内部音响很大,很不均匀并有爆裂声。(2)在正常负荷和冷却条件下,变压器油的温升很不正常,并不断升高。 (3)从储油柜喷油或从安全气道(防爆筒)喷油。(4)大量漏油使油位迅速下降,低至气体继电器以下或继续下降时。(5)变压器油色骤然恶化,油内出现炭质等。(6)套管有严重的破损和放电现象。(7)对于导向强迫油循环水冷却变压器,当水油差继电器的压差失常时。

1.3变压器出现不对称运行现象

在变压器运行中,造成其不对称运行的主要原因有3个方面:(1)由于三相负荷不一样,造成不对称运行。例如,变压器带有大功率的单相电炉、电气机车及电焊变压器等。(2)由3台单相变压器组成三相变压器组,当1台损坏而用不同参数的变压器来代替时,造成电流和电压的不对称。(3)由于某种原因使变压器两相运行时,引起的不对称运行。例如,中性点接地的系统中当一相线路故障,以零线代替该相暂时运行,三相变压器组中1台变压器故障暂时以两相变压器运行,三相变压器一相绕组故障;变压器某侧断路器的一相断开,变压器的分接头接触不良等。

变压器不对称运行造成的后果:变压器的容量降低,即可用容量要小于仍在运行的两相变压器额定容量之和,并且可用容量的大小和电流的不对称程度有关。变压器发生不对称运行时,不仅对变压器本身有一定的危害,而且因电流、电压的不对称运行使用户的工作受到影响,另外对沿线通信线路的干扰,对电力系统继电保护工作条件的影响等都不容忽视。因此,在运行中出现变压器不对称运行时,应分析原因,以尽快消除。

2变压器的常见故障分析

2.1绕组的主绝缘和匝间绝缘发生故障

变压器绕组的主绝缘和匝间绝缘是容易发生故障的部位。 其主要原因有:(1)由于长期过负荷运行,或散热条件差,或变压器使用年限长久,使变压器绝缘老化脆裂,抗电强度大大降低。(2)变压器经受过多次短路冲击,使绕组受力变形,虽然还能运行,但隐藏着绝缘缺陷,一旦遇有电压波动即有可能把绝缘击穿。(3)变压器油中进水,使绝缘强度大大下降,不能耐受允许的电压而造成绝缘击穿。(4)在高压绕组加强段处或低压绕组部位,因绕组绝缘膨胀使油道堵塞,绝缘由于过热而老化, 发生击穿短路。(5)由于防雷设施不完善,在大气过电压作用下,发生绝缘事故。

2.2引线处绝缘故障

变压器引线是靠套管支撑和绝缘,由于套管上端帽罩不严而进水,主绝缘受潮而击穿,或变压器严重缺油而使油箱内引线暴露在空气中,造成内部闪络,都会在引线处引起故障。

2.3铁芯绝缘故障

变压器铁芯是用0.35~0.5mm厚的硅钢片叠成的。硅钢片之间有绝缘漆膜,若由于紧固不好使漆膜破坏,将因产生涡流而发生局部过热。同样道理,夹紧铁芯的穿心螺钉、压铁等部件若绝缘破坏,同样会发生过热现象。此外,施工粗糙,要求不严,残留焊渣搭接使铁芯两点或多点接地,都会造成 铁芯故障。

2.4套管处闪络和爆炸

变压器高压侧(110kV及以上)一般使用电容套管,由于瓷质不良有沙眼或剃纹,电容芯子制造上有缺陷,内部有游离放电,套管密封不好,有漏油现象,套管积垢严重等,都可能发生闪络和爆炸。

2.5分接开关故障

变压器分接开关是变压器常见的故障部位之一,在运行中多有发生。变压器的分接开关分无载调压和有载调压2种。

对于无励磁调压分接开关,故障原因如下:(1)由于长时间靠压力接触,会出现弹簧压力不足,滚轮压力不匀,使分接开关连接部分的有效接触面积减小;连接处按触部分镀银层磨损脱落引起分接开关在运行中发热烧坏。(2)分接开关接触不良, 引出线连接和焊接不良,经受不住短路电流的冲击,从而造成分接开关在变压器向外供出瞬间短路电流时被烧坏而发生故障。(3)为了监视分接开关的接触好坏和回路的接通情况,变压器大修后应测分接开关所有位置的直流电阻值,小修后测运行分接头的直流电阻值,用以与原始情况进行比较,看其数值是否有大的变化,是否满足规程规定。在试验与检修工作中, 一定要严格核实分接头位置(分相操作的要各相一致,运行分接头测直流电阻后一般不再更动),实践中,由于管理不善,调乱分接头,或工作脱节造成分接开关故障的事例也有发生。

对于有载调压分接开关,故障原因如下:(1)有载分接开关的变压器,一般切换开关油箱与变压器油箱是互不相通的。若切换开关油箱漏油使之发生缺油严重,则在切换中会发生短路故障,使分接开关烧毁。为此,在运行中应分别监视两油箱的油位在正常状态。(2)分接开关机构故障,由于卡涩使分接开关停在过渡位置上,造成分接开关烧毁。(3)分接开关油箱密封不严,渗水漏油,或运行多年不进行油的检查化验,油脏污使绝缘强度大大下降,这样造成的故障也不少见。(4)分接开关切换机构调整不好,分接头烧毛,严重时部分熔化,进而发生电弧引起故障。

3结语

本文仅对变压器的声音、温度、油位、外观及其他现象的故障进行了初步综合归纳、分析,但由于变压器故障并非某单一因素的反映,而是涉及诸多因素,有时甚至会出现假象。因此, 必要时必须进行变压器的特性试验及综合分析,才能准确可靠找出故障原因,判明故障性质,提出较完善的处理办法,确保变压器的安全运行。

摘要：介绍了电厂变压器主要的异常运行情况及可能导致的后果,提出了相应的处理方法,并分析了变压器运行中的常见故障及引起故障的原因,以期为提高电厂运行的安全性提供一定的借鉴。

变压器的常见故障分析 篇5

关键词：变压器保护回路；常见故障分析；维护探讨

变压器一般装设下列保护：①防御变压器油箱内部故障和油面降低的瓦斯保护。②防御变压器绕组和引出线的多相短路，中性点直接接地电网侧绕组和引出线的接地短路的纵差保护。③防御外部相间短路并作瓦斯保护和纵差保护后备的过流保护。④防御中性点直接接地电网中，外部接地短路的零序电流保护。⑤防御对称过负荷的过负荷保护。

如果保护回路出现故障，就可能引起事故，使主变误动作跳闸或拒动造成越级跳闸，造成大面积停电，造成重大经济损失。结合多年工作所处理的故障，保护回路发生故障造成主变误动，每年就发生2起之多。

1 主变压器保护回路产生故障的原因分析

变压器在运行中，保护回路由于施工质量缺陷，采用元件质量不高，检修质量不高以及外界条件的影响，会导致各种故障发生。根据笔者处理过的主变压器保护回路故障统计分析表明，尽管故障起因不同，大多都以保护拒动和保护误动的故障形式表现出来。

主变保护拒动后，如果为油箱内部故障，如相间短路，绕组的匝间短路和单相接地短路。短路电流产生的电狐不仅会破坏绕组绝缘烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气体，能引起油箱爆炸如外部故障引出线上相间短路和接地短路引起越级跳闸。如变压器保护误动后，会引起大面积停电。如拒动后会造成越级跳闸。

探讨和分析主变保护回路故障的目的，在于掌握主变保护回路故障产生规律，采取必要防范措施及时发现和消除隐患，确保主变安全运行。

1.1 主变保护误动 主变误动原因主要有：①6kV＼35kV开关拒动或保护拒动引起越级跳闸。开关拒动主要为机构故障造成，保护回路故障主要为电流回路开路。电流回路接线错误，控制回路故障，所使用元件质量不高，整定值错误，继电器插错等。②直流两点接地引起保护误动。直流两点接地时造成主变跳闸回路接点被短接，造成保护误动。③主变差动电流回路接线错误，主变一般Y/ 11点接线，此种接线，低压侧与高压侧电流相位相差30度，差动保护对电流回路接线有严格的极性要求将变压器的星形侧的电流互感器二次侧接成三角形，而将变压器三角形侧的电流互感器二次侧接成星形，从而把电流互感器二次电流相位校正过来。如果极性接错会造成差动保护误动。④差动继电器本身元件损坏或整定错误引起的误动。⑤瓦斯继电器密封不严造成雨水侵入，引起瓦斯保护误动。⑥二次电缆没有采用防油电缆，造成二次电缆腐蚀，造成二次线短接，造成瓦斯保护误动。⑦主变端子箱密封不严造成雨水侵入或端子排腐蚀严重，使端子排绝缘下降，造成跳闸回路短路引起主变误动。⑧二次线误碰联，造成主变电流回路短路或控制回路短路，造成主变保护误动。⑨设计安装错误，为了防止主变保护误动，提高保护装置正确动作率，保正系统稳定可靠运行，应采取以下措施：a大港油田处于沿海地带，酸、碱、盐等有害气体对电缆外皮及对各种金属都有很强的腐蚀作用。应在设计安装中尽可能使用耐腐蚀防油电缆，室外电缆芯应挂锡，防止电缆芯氧化腐蚀。从源头上杜绝电缆引起的保护回路故障。b安装时合理地选择设计方案和保护回路安装接线图。c保证保护装置的正常运行，加强经常性的维护管理，使保护装置随时处于完好状态。d采用质量高，动作可靠的继电器和元件。e检修时必须保证质量，制定质量标准和施工工艺。f增加一次升流试验。g增加二次回路直阻测试。

1.2 主变保护拒动 保护拒动主要由以下几个原因引起的：①电流互感器二次回路开路。②瓦斯继电器本身拒动。③差动继电器本身故障。④差动继电器误整定。⑤直流两点接地造成保护回路短路。⑥电流继电器误整定。起电流互感器电流回路接线错误。

2 主变保护回路检修改进的探讨

2.1 差动回路检修 ①差动继电器检修。②一次升流试验。③电流回路直阻测试。④带负荷检查。

2.2 瓦斯继电器检修 ①瓦斯继电器调试。②瓦斯继电器加装防雨帽。③端子箱进行密封检查、电缆孔用防爆胶泥进行封堵。

2.3 二次绝缘检查 ①部分变电站电缆绝缘老化，可能造成保护误动或拒动。②部分室外端子箱端子排老化。③电缆芯线是否腐蚀严重。④瓦斯电缆是否为防油電缆。⑤措施：对绝缘老化不符合要求的端子排电缆进行更换。

2.4 保护回路接线检查 ①电流互感器是否为D级，接线是否正确。②差动继电器电流回路基准侧是否正确。③电流回路是否存在两点接地。④措施：按工艺要求进行。

3 消除主变保护回路故障探讨

3.1 增加差动继电器检修项目 ①执行元件检查。②直流助磁。③整组伏安特性。④整定位置下的动作安匝。⑤带负荷测量向量、差压。

3.2 进行一次升流试验 ①可以发现电流回路接线错误。②可以发现电流互感器变比及本身故障。③可以发现电流互感器二次回路故障。

3.3 进行二次回路直阻测试 ①可以发现电流回路接触不良。②电流回路及差动继电器接线错误。

3.4 遥测二次回路绝缘 ①可以发现差动回路两点接地。②电缆及端子排老化。

3.5 整体传动 对继电器保护装置进行元件试验后，还应对其操作断路器进行整体检验，确保继电保护装置与原理接线图相符合，确保回路完整性。

3.6 采用主变微机保护 保护整定时间短，整定简单不易出错，运行中可实时观看电压、电流和相位采样值可以及时发现保护回路故障，采用二次谐波制动的差动保护对变压器内部线圈匝间短路，有更高的反应能力。

4 结束语

提高变压器保护的可靠性对电网的安全稳定运行有极其重要的作用，结合当前的先进技术、综合采用技术和管理手段能够大大提高变压器保护的可靠性。

参考文献：

[1]吴英山.影响变压器运行可靠性的因素分析及对策[D].华南理工大学，2012.

高压硅整流变压器常见故障分析 篇6

1 高压硅整流变压器概况

(1) 高压硅整流变压器有二种阻抗形式。

一为中阻抗, 一为高阻抗。目前, 中阻抗整流变压器集高、低阻抗整流变压器的优点为一体, 在电场工况比较恶劣和负载变化比较大的情况下有较好的适应性;高阻抗变压器设计的回路总阻抗为35%~40%, 利用主回路总阻抗的积分特性, 改善整流输出电压波形系数, 以得到较低的峰值对平均值比, 总阻抗值越高, 则波形改善越明显, 输出的电晕功率超高, 使除尘器具备较高的效率。

(2) 高压硅整流变压器布置在电除尘顶部或室内, 外壳防护等级IP54, 变压器底部可设集油盘, 硅整流变为高 (中) 阻抗, 侧出线型 (上出线型) 。

(3) 高压硅整流变压器设、轻瓦斯报警、重瓦斯跳闸、并发出声光报警信号。

(4) 额定输出电压为72kV的整流变初级设三个抽头, 分别是60kV档、66kV档、72kV档。

2 高压硅整流变压器常见故障及处理方法

一般情况下, 变压器工作的可靠性比较高, 但在运行过程中, 由于高压侧短路, 整流硅堆烧毁、击穿, 保护失灵等原因都会造成变压器故障。

2.1 变压器故障一般检查方法

(1) 外观检查。检查变压器外壳及电源输入、输出侧是否完好, 所有引线、紧固件必须紧固, 无放电痕迹。

(2) 测量绝缘电阻。低压绕组对地绝缘电阻应大于300MΩ, 高压输出对地绝缘电阻应大于2000MΩ, 高压输出对低压绕组绝缘电阻值应大于500MΩ。

(3) 测量低压绕组的直流电阻, 直流电阻值与出厂值比较, 其差别不应超出±2%范围。

(4) 变压器油耐压试验, 变压器油击穿电压≥35kV/2.5mm

(5) 变压器油色谱分析, 根据特征气体进行初步判断变压器内部故障。

2.2 变压器吊芯检查和故障分析

变压器吊芯检查要求在晴朗干燥的天气进行, 环境温度≥-15℃, 铁芯在空气中暴露时间要求:空气相对湿度≤65%, 暴露时间≤8h, 空气相对湿度≤75%, 暴露时间≤6h, 空气相对湿度>75%, 不允许吊芯。

(1) 用2500V摇表检查变压器铁芯对地绝缘电阻值与以前测试结果相比无显著差别。 (2) 用2500V摇表检查硅堆的正方向极性, 若反向阻值为0, 则有可能是硅堆或电容击穿, 把电容拆下测量, 若阻值为0, 则是电容损坏.若阻值正常, 则是硅堆损坏。 (3) 用万用表测量取样电阻值应与标示值一致。 (4) 断开高压绕组与硅堆连线, 用万用表测量各高压绕组的直流电阻, 测量值与出厂值比较偏差应不超出±2%范围, 如相差悬殊, 可判断该绕组损坏, 如相差不大, 可通过其它试验进一步确定。

3 变压器常见故障及原因

3.1 硅堆和均压电容烧毁原因

(1) 长期运行在高电压下, 产生局部放电老化及受热作用下发生热老化, 在电压的累积效应作用下击穿烧毁。 (2) 受潮后击穿电压值下降等原因导致电化学击穿、热击穿、电击穿等击穿烧毁。

3.2 高压引线断开原因

(1) 变压器引线安装工艺不良, 线鼻松动, 接触电阻大造成放电烧毁。 (2) 引线与油箱距离较近, 在变压器长期运行的机械振动作用下, 使其位移造成高压引线对外壳放电烧毁。

3.3 高压套管污闪原因

(1) 高压引线支持套管与油箱本体连接处密封不严, 造成变压器油渗漏在套管表面, 使污尘吸附。 (2) 在阴雨天气等空气湿度大的情况下, 高压套管表面电导加剧, 使套管的泄露电流增加, 使高压套管闪络电压等级下降, 从而在工作电压下发生污闪跳闸事故。

3.4 高压电场引线烧断原因

(1) 选用导线材料不良, 引线螺栓紧固不良, 造成连接压力不够。 (2) 接头接触面不平, 表面氧化或有污渍, 导致接头实际接触面积减少, 在发热和火花放电的长期作用下烧断。

4 结合故障气体类型和“三比值”法处理整流变故障

2 0 1 0年4月, 三河发电公司#4机电除尘整流变变压器油在定期检验中发现4 B2 1整流变变压器油总烃超标, 总烃值到达587μL/L (气体色谱分析报表见表4) 超过标准规定含量150μL/L, 乙炔含量更是达到了511.7μL/L, 远远超出了5μL/L的标准含量规定值。测量数据:氢34.6μL/L、一氧化碳 (CO) 13.4μL/L、二氧化碳 (CO2) 1414.7μL/L、甲烷 (CH4) 13.4μL/L、乙烷 (C2H6) 8.3μL/L、乙烯 (C2H4) 53.7μL/L、乙炔 (C2H2) 511.7μL/L、总烃587.1μL/L。根据前述讨论判断变压器故障方法可知如下。

(1) 故障类型产生的气体分析。

根据气象色谱分析数据可知, 变压器油中超标气体主要是乙炔气体, 气体含量为511.7μL/L到达乙炔气体标准含量 (5μL/L) 1 00倍, 由表1不同故障类型产生的气体分析可知, 故障类型初步判断为变压器内部存在火花放电或电弧放电。

(2) “三比值”法分析。

将气象色谱分析数值按“三比值”法计算可知C2H2/C2H4:5 1 1.7/5 3.7=9.5 3≥3按比值范围编码为:2;CH4/H2:1 3.4/3 4.6=0.3 9≥0.1~<1按比值范围编码为:0;C2H4/C2H6:5 3.7/8.3=6.4 6≥3按比值范围编码为:2。因此, 根据气体故障类型判断方法可知:故障类型属于电弧放电。

综合故障类型产生气体的判断和“三比值”法分析, 判断该变压器内部存在电弧放电现象。因此, 将变压器检修重点定位为电弧放电部位查找。最终, 经过仔细认真的检查, 发现该变压器硅整流板上的分压电阻被击穿, 更换电阻后变压器运行正常, 油中各项气体含量全部合格。

5 结语

作为现代火电厂中越来越重要的环保设施, 电除尘设施越来越受到重视, 尤其是其核心设备高压硅整流变压器, 往往一次除尘设施的故障停运会给企业带来高昂的环保惩罚代价。因此, 作为一名电业工人保证环保设施的可靠稳定运行, 不仅是为国家环保事业作出自己微薄的贡献, 也是企业创造更大利润的不二基石。所以, 在日常维护工作中一定要加强对高压硅整流变压器的定期检查工作, 尤其是作好变压器油色谱分析工作, 并结合故障气体类型和“三比值”法对变压器进行健康分析, 将大大提高变压器的健康运行水平。

参考文献

电力变压器常见故障及检修分析 篇7

电网能否安全运行在很大程度上直接受到变压器的影响, 在电网实际运行中, 变压器常常会受到很多来自自身因素的影响, 诸如有关变压器的设计、安装及维护等方面的原因。所以, 根据变压器所产生的故障特征来进行有针对性的故障分析, 并采用有针对性的措施进行检修, 这对于把变压器故障进行及时排除, 确保变压器的稳定运行具有很重要的意义;文章对电力系统中变压器的故障及检修进行分析和探讨。

1 电力变压器常见故障特征分析

1.1 变压器的外观出现异常

1) 压力释放阀存在渗漏油。

此种现象主要出现在油浸式变压器, 当其内部出现故障, 油箱里的油因气化而使大量气体产生, 致使油箱气压快速升高, 从而带来压力释放阀出现渗漏油;上升的气压如果没有得到及时的释放, 将带来油箱的变形甚至爆裂, 因此, 进行压力释放阀的安装就是要避免出现这种现象;渗漏油在压力释放阀出现, 表明油箱压力已偏高, 已大于密封压力 (压力释放阀) , 但还小于开启压力, 此时应把压力升高这个因素进行排除, 着重考虑是否密封圈出现老化或密封面有异物存在。

2) 套管表面存在放电现象。

套管出现这种放电现象与套管因污损出现异常有着很大关系, 污损套管易出现电晕、闪络放电, 套管出现闪络放电因发热而使套管加快老化, 此外, 还会损坏绝缘而出现爆炸;出现这种现象, 可着重分析是否变压器套管出现污损。

1.2 声音出现异常

正常运行的变压器, 其发出的声音不仅连续而且均匀, 若出现不均匀声音或者其他异常声音, 就应该判断变压器已处于不正常状态, 因此, 可结合不同的声音来进行相应的故障查找, 并采取有针对性措施加以处理。

1) 电网出现过电压引起的。

若电网出现电磁共振或单相接地, 则变压器会出现比平时更为尖锐的声音, 可根据电压表计的指示来对这种情况的产生进行综合判断和分析。

2) 变压器过载运行所引起的。

过载运行, 带来较大的负荷, 加上谐波的影响, 从而带来大声量、高音调的异常变压器声音。

3) 变压器螺丝钉或夹件出现松动而引起的。

若变压器声音较平时大且存在杂音, 但又具有正常的电流和电压, 则应考虑这种异常声音, 与变压器压紧铁芯的螺丝钉松动或内部夹件松动有关。

4) 变压器局部放电所引起的。

若放电声为“吱吱”声, 则为变压器分接开关接触不良;若放电声为“嘶嘶”声, 则为变压器的套管脏污, 釉质脱落;若放电声为“吱吱”、“啪啪”声, 则为变压器内接不良。

5) 变压器绕组发生短路所引起的。

若声音之中伴随着水沸腾声, 且温度变化幅度很大, 油位上升, 则为变压器绕组出现短路所引起的。

1.3 颜色及气味出现异常

线卡或接线头温度过高所带来的异常。在套管接线紧固部分的端部出现松动, 带来发生氧化严重的接触面, 致使接触面温度过高, 引起颜色变淡、光泽失去, 表面镀层也受到损坏;此外, 过渡的吸潮、磨损垫圈或者水量过多进入油室等, 也会促使吸湿剂改变颜色。当瓦斯气体存在于气体继电器时, 会促使瓦斯保护动作出现, 甚至会引起重瓦斯气体保护跳闸的产生, 若气体存在于气体继电器内, 则应把故障成因找出, 需进行采样分析。

1.4 油温出现异常

若在正常条件下, 发现油温比平常要超出10 ℃以上时, 或者在运行正常冷却装置条件下, 即使负载保持不改变, 油温也会持续升高, 出现这种状况可确定为变压器内部产生了异常变化, 主要有两种情况:

1) 内部故障引起的温度异常。内部引线接头发热、线圈对围屏放电, 层间短路或绕组砸间等内部故障带来变压器温度出现异常, 这些情况的出现, 还将有差动保护动作或瓦斯伴随着;若是过于严重的故障, 还会促使压力释放阀喷出油来, 此时, 应停用变压器并进行检修。

2) 运行不正常的冷却器所带来的温度异常。诸如风扇损坏、潜油泵停止运行、散热器管道积累污垢、未把散热器阀门打开以及指示失灵的温度计等等原因所带来的温度上升, 这些温度异常均与冷却器运行不正常有关, 应进行冲洗和维护冷却器系统, 以促使其冷却效果的提高。

2 电力变压器的维护检修分析

充分考虑影响变压器安全运行的预期寿命的因素, 制定相应的维护、检修变压器的方案。

1) 所安装变压器要与其设计的标准相适应。

首先保证负荷不超出变压器的设计范围;若安装是属于油冷变压器, 则对其顶层油温要进行仔细地监视;所安装地点也应与变压器的设计及建造标准相一致, 若把变压器放置于室外, 则一定要确保变压器能够在室外安全运行。此外, 还要避免变压器受到雷击及其他的外部损坏等。

2) 经常性地进行油的检验。

变压器油中的水将极大地影响着其油的介电强度, 随着水分的增多, 变压器油中的介电强度将出现急剧地降低。因此, 除小型变压器外, 其他的都要进行检测水分并通过过滤把其中的水除掉。

3 结语

总之, 电力系统的重要设备——变压器, 因其具有较复杂的结构及易出现热场、电场等不均现象, 在实际运行中容易出现故障而影响到整个电网的稳定运行, 因此, 深入分析和加强研究电力变压器的各种常见故障及检修维护, 对于确保变压器的安全运行, 保障我国电力建设的持续快速发展均具有极其重要的意义。

参考文献

[1]王朋.变压器故障诊断与维修[M].北京:化学工业出版社, 2009.

废气涡轮增压器的常见故障分析 篇8

如果增压器在工作过程中向气缸内输送空气量不足, 空气压力将产生极大的波动, 在压气机端发出异响, 如气喘的响声, 这就是喘振。由于喘振, 发动机工作不平稳、功率下降、排气冒黑烟。

产生喘振的原因是:进气系统堵塞, 如空气滤清器滤芯严重阻塞、进气管内油污太多阻塞。增压器的喷嘴环流通道发生变形也会造成喘振。因此, 最好是每次二级维护时更换空气滤芯, 行驶10万km清洗进气通道。

2、增压器突然停止运行

增压器突然停止运行, 发动机功率下降。这是增压器轴承损坏, 转子组烧死所致。应更换轴承, 如损坏严重应更换增压器总成。油封漏油也应及时检修更换。

3、叶片变形磨损

叶片扭曲、异常磨损甚至断裂。主要原因是由于空滤器破损, 泥沙和异物被吸入进气管路与叶片发生碰撞而造成的。

4、增压器的空气压气机端泄漏机油

增压器出现这种故障, 通常是密封不好导致机油渗漏。应先检查柴油机润滑系统外部的油管是否漏油。如有漏油, 说明涡轮一端的密封环磨损或损坏, 这时可更换密封环, 将此故障排除。

5、柴油机机油箱消耗量增加, 排气时冒蓝烟, 但无功率下降现象

这种情况一般是机油从柴油机增压器进气管进入燃烧室直接发生燃烧造成的。原因是: (1) 增压器回油管路有问题, 机油在转子总成的中间支承处积累过多后沿转子轴流入叶轮; (2) 靠叶轮一端的密封环或甩油环损坏, 机油由此进入叶轮室, 然后随室内增压后的空气一同经进气支管压入燃烧室进行二次燃烧。维修时应视具体情况更换增压器转子或增压器总成。这种情况下, 为了保证增压器的使用效果, 最好更换原厂的增压器转子或增压器总成。

6、柴油机机油消耗量增加, 排气冒蓝烟、黑烟, 而且功率下降

这种故障的原因, 排除发动机活塞与气缸磨损间隙过大的原因外, 主要是在空气被增压器吸入的过程中, 空气流遇较大的阻力, 使压气机进气口处的压力过低, 造成机油渗漏而进入压气机内, 随压缩空气一起进入燃烧室燃烧。因此, 会出现机油燃烧而产生的蓝烟和动力下降的现象, 同时, 还由于进气阻力大, 压入燃烧室内的空气量不足, 燃油燃烧不完全而产生排气冒黑烟的现象。检查时, 应先查进气直管壁内有无机油, 是否存在压扁而使气流受阻或空气滤清器堵塞现象。如管口和管壁有机油, 则故障是上述第二种原因所致, 否则的话就应该检测气缸压力, 判断气缸的磨损情况。

7、增压压力下降

增压压力下降的主要原因有:进气阻力增大, 它包括空气滤清器堵塞、中冷器中有脏物、进气涡轮壳内有脏物等;压气机转速下降, 它包括涡轮有积炭、涡轮排气阻力增大、轴承磨损、转子与壳体有刮碰。这时应清洁空气滤清器、清洗中冷器和压气机、清除废气涡轮增压器内部的积炭;分解检查废气涡轮增压器转子的轴向、径向间隙。若间隙超过技术要求应更换轴承, 以消除刮碰现象。

8、废气涡轮增压器过热

废气涡轮出现这种情况的原因主要有:发动机供油提前角过小, 使排气温度过高, 造成废气涡轮增压器转速过高、温度上升;燃油喷射雾化不好, 后燃严重, 造成排气温度升高。导致废气涡轮增压器过热;另外, 润滑不良, 润滑油压力低, 油温过高, 供油量不足, 带走的热量少, 也能导致涡轮增压器温度升高。

9、废气涡轮增压器运转噪声大

出现这种故障的原因有:增压器运转时, 由于压力的变化使气体发生流动变化从而产生高频噪声;运动时叶轮受到异物冲击或叶轮与壳体刮碰产生变形时也能产生噪声;叶轮的轴承润滑不良产生摩擦声;柴油机到增压器间的排气管路不密封漏气产生的噪声等。

1 0、废气涡轮增压器轴承异常磨损

配电变压器常见故障分析 篇9

关键词：变压器,原因,分析

鹤岗分公司铁路运输部现有配电变压器台, 容量从20KVA至1000KVA都有, 经过多年来的运行和检查来看, 配电变压器主要常见故障具体分析如下:

1 异常响声

1.1 音响较大而嘈杂时,

可能是变压器铁芯的问题。例如, 夹件或压紧铁芯的螺钉松动时, 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。

1.2 音响中夹有水的沸腾声,

发出“咕噜咕噜”的气泡逸出声, 可能是绕组有较严重的故障, 使其附近的零件严重发热使油气化。分接开关的接触不良而局部点有严重过热或变压器匝间短路, 都会发出这种声音。此时, 应立即停止变压器运行, 进行检修。

1.3 音响中夹有爆炸声,

既大又不均匀时, 可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。这时, 应将变压器停止运行, 进行检修。

1.4 音响中夹有放电的“吱吱”声时,

可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。如果是套管的问题, 在气候恶劣或夜间时, 还可见到电晕辉光或蓝色、紫色的小火花, 此时, 应清理套管表面的脏污, 再涂上硅油或硅脂等涂料。此时, 要停下变压器, 检查铁芯接地与各带电部位对地的距离是否符合要求。

1.5 音响中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时,

可能是变压器某些部件因铁芯振动而造成机械接触, 或者是因为静电放电引起的异常响声, 而各种测量表计指示和温度均无反应, 这类响声虽然异常, 但对运行无大危害, 不必立即停止运行, 可在计划检修时予以排除。

2 温度异常

变压器在负荷和散热条件、环境温度都不变的情况下, 较原来同条件时的温度高, 并有不断升高的趋势, 也是变压器温度异常升高, 与超极限温度升高同样是变压器故障象征。

引起温度异常升高的原因有:

a.变压器匝间、层间、股间短路;

b.变压器铁芯局部短路;

c.因漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热;

d.长期过负荷运行, 事故过负荷;

e.散热条件恶化等。

运行时发现变压器温度异常, 应先查明原因后, 再采取相应的措施予以排除, 把温度降下来, 如果是变压器内部故障引起的, 应停止运行, 进行检修。

3 喷油爆炸

喷油爆炸的原因是变压器内部的故障短路电流和高温电弧使变压器油迅速老化, 而继电保护装置又未能及时切断电源, 使故障较长时间持续存在, 使箱体内部压力持续增长, 高压的油气从防爆管或箱体其它强度薄弱之处喷出形成事故。

3.1 绝缘损坏:

匝间短路等局部过热使绝缘损坏;变压器进水使绝缘受潮损坏;雷击等过电压使绝缘损坏等导致内部短路的基本因素。

3.2 断线产生电弧:

线组导线焊接不良、引线连接松动等因素在大电流冲击下可能造成断线, 断点处产生高温电弧使油气化促使内部压力增高。

3.3 调压分接开关故障:

配电变压器高压绕组的调压段线圈是经分接开关连接在一起的, 分接开关触头串接在高压绕组回路中, 和绕组一起通过负荷电流和短路电流, 如分接开关动静触头发热, 跳火起弧, 使调压段线圈短

4 严重漏油

变压器运行中渗漏油现象比较普遍, 油位在规定的范围内, 仍可继续运行或安排计划检修。但是变压器油渗漏严重, 或连续从破损处不断外溢, 以致于油位计已见不到油位, 此时应立即将变压器停止运行, 补漏和加油。

变压器油的油面过低, 使套管引线和分接开关暴露于空气中, 绝缘水平将大大降低, 因此易引起击穿放电。引起变压器漏油的原因有:焊缝开裂或密封件失效;运行中受到震动;外力冲撞;油箱锈蚀严重而破损等。

5 套管闪络

变压器套管积垢, 在大雾或小雨时造成污闪, 使变压器高压侧单相接地或相间短路。变压器套管因外力冲撞或机械应力、热应力而破损也是引起闪络的因素。变压器箱盖上落异物, 如大风将树枝吹落在箱盖时引起套管放电或相间短路。

10KV配电变压器常见故障分析 篇10

关键词：配电电压器　常见故障判断方法　现场检修

我国变压器产品按电压等级一般可分为特高压(750kV及以上)、超高压(500kV)变压器、220-110kV变压器、35kV及以下变压器。配电变压器通常是指运行在配电网中电压等级为10－35kV、容量为6300kVA及以下直接向终端用户供电的电力变压器。目前10kV电压等级是我国应用最广的配电电压等级，据统计，10kV线路占我国配电线路总长度的80％以上。

10kV配电变压器数量多，运行维护条件差，保护措施少，因而出现故障的几率较大，10kV配电变压器的常见故障有以下四种：

一，10kV配电变压器的常见故障

1)引线部分故障

引线部分故障在配变故障中占比重最大。主要有引线与接线铜柱下部连接不紧、软铜片焊接不良、引线之间焊接不牢等所造成的过热或开焊。引线故障除造成变压器不能运行外，也容易因三相电压不平衡而烧毁用电设备。

2)分接开关故障

分接开关的故障主要有接触不良、触头烧坏、触头间短路、触头对地放电等。其原因除分接开关本身制造质量的问题外，还有触头结垢、受潮或操作不当等原因。这类故障，因为过热甚至产生电弧，使绝缘油焦糊气味较浓。

3)线圈故障

线圈故障一般发生在高压侧，有匝间短路、层间短路、线圈对地放电等。这类故障，因制造和检修质量不好，或因变压器进水受潮、油质劣化、绝缘下降造成。其故障发生后，多出现油枕喷油、油味焦臭等现象。

4)铁心故障

铁心故障多因铁轭穿心螺杆的绝缘损坏而致。运行中的变压器不易发现，但故障长期得不到排除，会造成油质劣化。

二，1 0kV配电变压器的常见故障的判断方法

1)测量三相直流电阻，若发现某相不通或三相直流电阻不平衡值超过4％，基本可以断定是引线部分故障。

2)测量分接头的直流电阻，若完全不何咏

新疆天富热电股份有限公司通，是分接头全部烧坏；若分接头直流电阻不平衡，是个别触头烧坏。

3)分别测量绝缘电阻和直流电阻，若绝缘电阻为0，直流电阻变大且不稳，可以判断是线圈故障。

4)变压器的铁芯多点接地后，一方面会造成铁芯局部短路过热，严重时，会造成铁芯局部烧损，酿成更换铁芯硅钢片的重大故障；另一方面由于铁芯的正常接地线产生环流，引起变压器局部过热，也可能产生放电性故障。

铁芯多点接地故障可由以下方法判断：一是测量铁芯绝缘电阻，如铁芯绝缘电阻为零或很低，则表明可能存在铁芯接地故障。二是监视接地线中环流，对铁芯或夹件通过小套管引起接地的变压器，应监视接地线中是否有环流。若有环流，则要使变压器停运，测量铁芯的绝缘电阻。三是气相色谱分析。利用气相色谱分析法，对油中含气量进行分析，也是发现变压器铁芯接地最有效的方法。发现铁芯接地故障的变压器，其油色谱分析数据通常有以下特征：总烃含量超过“变压器油中溶解气体和判断导则”(GB7252 87)规定的注意值(150μL／L)，其中乙烯(C2H4)、甲烷(C2H2)含量低或不出现，即未达到规定注意值(5μL／L)。若出现乙炔也超过注意值，则可能是动态接地故障。气相色谱分析法可与前两种方法综合起来，共同判定铁芯是否多点接地。

三，配电变压器故障现场简易处理方法

1)不吊芯临时串接限流电阻

运行中发现变压器铁芯多点接地故障后，为保证设备的安全，均需停电进行吊芯检查和处理。但对于系统暂不允许停电检查的，可采用在外引铁芯接地回路上串接电阻的临时应急措施，以限制铁芯接地回路的环流，防止故障进一步恶化。

在串接电阻前，分别对铁芯接地回路的环流和开路电压进行测量，然后计算串接电阻阻值。注意所串电阻不宜太大，以保护铁芯基本处于地电位；也不宜太小，保证能将环流限制在0.1A以下。同时还需注意所串电阻的热容量，以防烧坏电阻造成铁芯开路。

2)吊芯检查实施步骤

第一，分部测量各夹件或穿心螺杆对铁芯(两分半式铁芯可将中间连片打开)的绝缘以逐步缩小故障查找范围。

第二，检查各间隙、槽部重点部位有无螺帽、硅钢片、废料等金属杂物。

第三，清除铁芯或绝缘垫片上的铁锈或油泥，对铁芯底部看不到的地方用铁丝进行清理。

第四，对各间隙进行油冲洗或氮气冲吹清理。

第五，用榔头敲击振动夹件，同时用摇表监测，看绝缘是否发生变化，查找并消除动态接地点。

3)放电冲击法

由于受变压器身在空气中暴露时间不宜太长的限制，以及变压器本身装配型式的制约，现场很多情况下无法找到其具体确切接地点，特别是由于铁锈焊渣悬浮、油泥沉积造成的多点接地，更是难于查找。此类故障可采用放电冲击法，这种方法要视现场具体情况、接地方式和接地程度，在吊芯或不吊芯状态下可进行。

现场应用时，主要有电容直流电压法和电焊机交流电流法。电焊机交流电流法只适用于金属性接地故障，但电流不好控制，而现场这种情况极少，接地电阻大都几百欧以上。电容直流电压法现场取材较困难，操作不便且不安全，也不宜推广。

根據笔者成功检修实例和现场经验，本文介绍一种安全可靠、操作简便，而且利于快速就地取材的方法。这种方法就是利用高压电气试验用升压变压器进行放电冲击。现场应用时注意换算好二次电压，由于铁芯对地绝缘垫片很薄，故二次电压不能高于2500V。

四.配电变压器故障检修的建议

(1)运行中的变压器最好能在铁芯接地线上装设电流表，便于及时发现故障。特别是在放电冲击法消除接地现象后，更要加强监视，防止再次形成故障。

(2)当出现铁芯多点接地故障时，要进行综合测定和全面分析检查后，再视现场具体情况选择处理方案，切不可盲目进行放电冲击或电焊烧除，以免造成绝缘损坏，使故障扩大。

(3)每次吊芯大修时，一定要清洁油箱底部的油泥铁锈等杂物，并用油进行一次全面冲洗。

变压器的常见故障分析 篇11

关键词：变压器,故障,判断方法

0前言

变压器是煤矿地面供电系统中极其重要的电器设备, 根据运行维护管理规定变压器必须进行定期检查, 以便及时了解和掌握变压器的运行情况, 及时采取有效措施, 力争把故障消除在萌芽状态之中。从而保障变压器的安全运行。本文根据变压器的运行、维护管理经验, 分析总结了变压器异常运行和常见的故障。

1 变压器声音出现异常

变压器在正常工作时, 会发出”嗡嗡”的均匀电磁声。如果声音不均匀或有其他响声, 则表明变压器运行不正常, 须根据声音的不同找出故障, 及时处理。主要故障有:

(1) 电网发生单相接地或产生谐振过电压时, 变压器的声音较平常尖锐。

(2) 当大容量设备起动时, 变压器声音增大。如变压器带有可控硅整流器等负荷时, 由于有谐波分量, 所以变压器内瞬间会发出“哇哇”声或“咯咯”间歇声。

(3) 变压器过负荷严重时, 会发出很高且沉重的“嗡嗡”声。

(4) 变压器绕组发生匝间短路时, 变压器会发出“咕嘟咕嘟”开水沸腾声, 严重时会发出巨大轰鸣声。

(5) 变压器夹紧件或压紧铁芯的螺栓松动时, 变压器发出强烈而不均匀的“噪音”或“吹风”之声。

(6) 变压器内部接触不良或绝缘有击穿, 变压器发出“噼啪”或“吱吱”声, 且声音随距离故障点远近而变化。

(7) 外部线路短路或接地时, 通过很大的短路电流, 变压器发出“噼啪”噪音或“轰轰”的声音。

2 变压器油温不断升高

(1) 冷却器故障:如潜油泵停运、风扇损坏、散热器管道堵塞等诸多因素引起温度升高。

(2) 由于涡流或夹紧铁芯用的穿心螺丝绝缘损坏均会使变压器油温升高, 而穿芯螺丝绝缘损坏后, 使穿芯螺丝与硅钢片间的绝缘破坏, 这时有很大的电流通过穿芯螺丝, 使螺丝发热, 也会使变压器的油温升高。

(3) 绕组局部层间或匝间短路, 内部接点有故障, 接触电阻加大, 零序不平衡电流等漏磁通过与铁件油箱形成回路而发热等因素引起变压器温度异常。发生这种情况时, 还将伴随着瓦斯或差动保护动作。

3 变压器油位异常

(1) 假油位:油标管堵塞、油枕吸管器堵塞、防爆管通气孔堵塞。

(2) 油面低:变压器严重漏油、工作人员因工作需要放油后未能及时补充、气温过低且油量不足等。

4 变压器气味颜色异常

(1) 防爆管防爆膜破裂会引起水和潮气进入变压器内, 导致绝缘油乳化及变压器的绝缘强度降低。

(2) 套管闪络放电会造成发热、导致绝缘老化或受损甚至引起爆炸。

(3) 套管接线紧固部分松动, 接触面发生氧化严重, 使接触过热, 颜色变暗失去光泽, 表面镀层也遭破坏。

(4) 套管污损产生电晕、闪络会发生臭氧味、冷却风扇、油泵烧毁会发出烧焦气味。

(5) 另外, 吸潮过渡、垫圈损坏、进入油室的水量太多等原因会造成吸湿剂变色。

5 油枕或防爆管出现喷油情况

二次系统突然短路、保护拒动或内部有短路故障、出气孔和爆管堵塞等, 内部的高温和高热会使变压器油突然喷出, 喷出后使油降低, 且有可能引起瓦斯保护动作。

6 出现三相电压不平衡情况

(1) 三相负载不平衡引起中性点位移, 使三相电压不平衡;

(2) 系统发生铁磁谐振, 使三相电压不平衡;

(3) 绕组局部发生匝间和层间短路, 造成三相电压不平衡。

7 继电保护发生动作的情况

7.1 轻瓦斯动作的原因

(1) 因滤油、加油和冷却系统不严密, 致使空气进入变压器;

(2) 温度下降和漏油使油位缓慢降低;

(3) 变压器内部短路或出现故障, 产生少量气体;

(4) 保护装置二次回路有故障。

7.2 查明瓦斯继电器中气体的性质

(1) 如积聚在瓦斯继电器内的气体不可燃, 且是无色无嗅的, 而混合气体中主要是惰性气体, 氧气含量大于16%, 油的闪点不降低, 则说明是空气进入瓦斯继电器内, 此时, 变压器可继续运行。

(2) 如气体是可燃的, 则说明变压器内部有故障, 应根据瓦斯继电器内积聚的气体性质鉴定变压器内部故障的性质, 如气体的颜色为: (1) 黄色不易燃的, 且一氧化碳含量大于1%—2%, 为木质绝缘损坏; (2) 灰色和黑色易燃的, 且氢含量在30%以下, 有焦油味, 闪点降低, 则可能是匝间短路使油温过热分解或油内曾发生过闪络故障; (3) 浅灰色带强烈臭味且可燃的, 是纸或纸板绝缘损坏。

8 分接开关出现故障的情况

变压器油箱上有“吱吱”的放电声, 电流表随响声发生摆动瓦斯保护可能发出信号, 油的闪点降低.这些都可能是分接开关故障而出现的现象。

(1) 分接开关故障原因:

(1) 分接开关触头弹簧压力不足, 触头滚轮压力不匀, 使有效接触面积减少, 以及因镀银层的机械强度不够而严重磨损等会引起分接开关烧毁; (2) 分接开关接触不良, 经受不起短路电流的冲击而发生故障; (3) 倒分接开关时, 由于分头位置切换错误, 引起开关烧坏; (4) 相间距离不够, 或绝缘材料性能降低, 在过电压作用下短路。

(2) 在运行中, 开关接触部分触头可能磨损, 未用部分触头长期浸在油中可能因氧化而产生氧化膜, 使分接触头接触不良, 因此, 为防止分接开关故障, 切换时必须测量各分接头的直流电阻, 如发现三相电阻不平衡, 其相差值不应超过2%。

(3) 倒分接头时, 应核对油箱外的分接开关指示器与内部接头的实际连接情况, 以保证接线正确。此外, 每次倒分接头时, 应将分接开关手柄多转动几次, 以消除接触部分的氧化膜及油垢, 再调整到新的位置。

9 变压器故障原因分析

按变压器发生故障的原因, 一般可分为电路故障和磁路故障, 电路故障主要指线环和引线故障等, 常见的有:线圈绝缘老化、受潮、切换器接触不良、材料质量及制造工艺不良、过电压冲击以及二次系统短路引起的故障等;磁路故障一般指铁芯、轭铁及夹件间发生的故障, 常见的有:硅钢片短路、穿芯螺丝及轭铁夹件与铁芯间的绝缘损坏以及铁芯接地不良引起的放电等。

10结束语