正文变压器故障37

1、第1章 绪言 变压器的故障机理与变压器故障模式及危害程度，通过对特征气体的色谱分析，可初步推断变压器内部故障的性质、部位，再结合电气试验等其他手段，综合分析判定，可提高变压器内部故障诊断的准确性通过变压器故障实例，获得数据进行归纳、分析，确定故障类型。过热故障在变压器的各种故障中占有很大比重并且种类多样。色谱分析能够较为有效的判断出过热故障，电气试验则能对故障的原因和部位进行较准确的判断。提出了色谱分析和电气试验相结合的过热故障诊断方法，并给出了具体的流程和检测方法。通过具体实例，验证了方法的有效性。 变压器故障的种类多种多样，包括外部附件的缺陷直到绕组的绝缘击穿等等。按故障发生的部位可分为外

2、部故障和内部故障；按故障发生的过程可分为突发性故障和长年累月逐步扩展而形成的故障，这些故障可能相互影响、转化，使故障更趋严重。变压器故障分析和诊断的方法有：1、直观检查方法对于运行中的变压器，通过日常的巡检对发生下列异常现象，可直观地诊断出一些比较明显的故障性质。(1)温度过高或声音异常其原因可能是过负荷运行、环境温度超过40、冷却系统故障、漏油引起油量不足等。(2)振动、响声异常及有放电声其原因可能是电压过高或频率波动，紧固件松动，铁芯紧固不良，分接开关动作机构异常，偏磁现象等，外部接地不良或未接地的金属部分出现静放电，瓷件、套管表面粘附污秽引起局部火花、电晕等。(3)气味异常或干燥剂变色其

3、原因可能是套管接线端子不良或接触面氧化使触头过热产生异味和变色，漏磁通、涡流使油箱局部过热，风扇、潜油泵过热烧毁产生的异味，过负荷造成温升过高，外部电晕、闪络产生的臭氧味，干燥剂受潮变色等等。(4)油位计指示大大低于正常位置，其原因可能是阀门、密封圈部位焊接不好或密封不良漏油，油位计损坏漏油，以及内部故障引起喷油；(5)瓦斯继电器的气室内有气体或瓦斯动作，其原因可能是内部局部放电，铁芯不正常，导电部分过热。(6)防爆装置的防爆膜破裂、外伤及有放电痕迹，其原因可能如瓦斯、差动等继电器动作，一般为内部故障。(7)瓷件、瓷套管表面出现龟裂、外伤和放电痕迹，其原因可能是过电压或机械力引起。几乎所有的故

4、障一开始都是经直观检查发现的，它是发现故障的最开始和必经的步骤。但要进一步分析原因，必须利用有效的检测手段来诊断。2、电气预防性试验方法电气预防性试验是变压器故障最主要的诊断方法，其有效性对诊断结果的准确性有着确定性影响，通过各种有效的试验，获取可靠、准确的试验结果是正确诊断变压器故障的基本前提。试验项目次序基本上是按照项目的重要性排列的。在总共32个试验项目中，有些是在变压器解体后才能进行的，有些是与其它项目同时进行或附带进行的，有些是变压器投运前或投运后的例行检查、试验项目，有些项目在特殊情况下进行，而交流耐压试验是一种破坏性试验，对试验设备的要求很高，现场条件一般很难满足，所以是变压器绝

5、缘水平的一种考核项目。通过绕组分接头电压比试验，能够检验分接开关档位、变压器联结组别是否正确，对于匝间短路等故障也能灵敏地反映，但对于绕组变形故障则无能为力。可以这样认为，电压比试验是一种常规的带有检验和验证性质的试验。通过对发生故障或事故的变压器进行检查和事后分析，发现绕组变形是许多故障和事故的直接原因。一旦变压器绕组已严重变形而未被诊断出来，仍继续投入运行，则极有可能导致事故的发生，轻者造成停电，严重者烧毁绕组和线圈。在现有的条件下，对变压器绕组严重变形故障的诊断可以通过变压器空载试验、短路试验及阻抗测量实现。当绕组发生变形时，变压器内部的磁路结构发生变化，空载电流及损耗、短路损耗及阻抗会

6、发生一定的变化，通过横向相间比较、纵向历史数据比较，有可能判断。3、油中溶解气体分析法油中溶解气体分析方法是充油电气设备内部故障早期诊断的有效方法，这不仅为IEEE 所认可，而且被实践所证实。对于电气设备中充油量最大的电力变压器，油中溶解气体分析自然是非常有效的故障诊断方法。特征气体可反映内部故障点引起的油、纸绝缘的热分解本质，气体特征随着故障类型、故障能量及其涉及的绝缘材料不同而不同，故障点产生烃类气体与故障源的能量密度之间有密切的关系。特征气体判断法对故障性质有较强的针对性，比较直观方便，缺点是没有明确量的概念。要对故障性质作进一步的探讨，估计故障源的温度范围等，还必须找出故障产气体组分的

7、相对比值与故障点温度或电应力的依赖关系及其变化规律，即组分比值法。目前常用的是IEC三比值法。三比值法在变压器故障诊断中发挥了重要作用，但是该方法在应用中存在以下几个问题：(1)只有根据各组分含量的注意值或产气速率的注意值有理由判断可能存在故障时，才能进一步用三比值法判断故障性质。换言之，当油中特征气体含量或产气速率未达到注意值时，不宜应用三比值法进行判断；(2)在实际诊断过程中，有时会出现编码缺损的情况，即根据编码规则和分类方法得到的编码超出了已知的编码列表，因而无法确定故障性质；(3)当多种故障同时发生时，三比值法难以区分。针对特征气体法中的语义表达、三比值法中的编码缺损等问题，已经有人在

8、这方面做了不少工作。其中，有代表性的处理方法是采用模糊数学方法，并且已取得一定效果。第2章 故障判断2.1变压器分类 我国电力变压器产品可按容量大小分为大型变压器(容量大于或等于8000kVA)和中小型变压器(容量小于或等于6300kVA)；也可按电压等级分为6kV、10kV、35kV、60kV、110kV、220kV、330kV和500kV等。作为电压变换设备，变压器被广泛应用于输电和配电领域，特别是6kV、10kV和35kV电压等级的变压器，在油田生产、商业、居民配电系统中被普遍使用，且数量巨大。2.2变压器的原理 变压器的基本原理是电磁感应原理，现以单相双绕组变压器为例说明其基本工作原理

9、（如图2-1） 图 2-1 变压器原理 当一次侧绕组上加上电压U1时，流过电流I1，在铁芯中就产生交变磁通1，这些磁通称为主磁通，在它作用下，两侧绕组分别出感应电势E1、E2，感应电势公式为： E=4.44fNm式中：E感应电势有效值 f频率 N匝数 m主磁通最大值 由于一次绕组与二次绕组匝数不同，感应电势E1和E2大小也不同，电压U1和U2大小也就不同。 2.3变压器的巡视配电室变压器日常巡视有以下方面1、日常巡视每天应至少一次，夜间巡视每周应至少一次。2、下列情况应增加巡视检查次数：(1)首次投运或检修、改造后投运72h内。(2)气象突变（如雷雨、大风、大雾、大雪、冰雹、寒潮等）时。(3)

10、高温季节、高峰负载期间。(4)变压器过载运行时。3、变压器日常巡视检查应包括以下内容：(1) 油温应正常，应无渗油、漏油，储油柜油位应与温度相对应。(2) 套管油位应正常，套管外部应无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象。(3) 变压器音响应正常。(4) 散热器各部位手感温度应相近，散热附件工作应正常。(5) 吸湿器应完好，吸附剂应干燥。(6) 引线接头、电缆、母线应无发热迹象。(7) 压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损。(8) 分接开关的分接位置及电源指示应正常。 (9) 气体继电器内应无气体。(10) 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。(11) 变压器的外表应无积污。(12

11、) 变压器室不漏水，门、窗、照明应完好，通风良好。-配变在运行中常常会因运行维护不当造成设备事故。如果运行人员定期通过看、听、闻手段对设备进行巡视检查，可以及时发现设备缺陷，从而把设备故障处理在萌芽状态，避免出现设备事故。1、观察配变外观 (1)看油位计：油位应在油标刻度的1/43/4以内(气温高时，油面在上限侧；气温低时，油面在下限侧)。油面过低，应检查是否漏油。若漏油应停电检修，若不漏油应加油至规定油位。加油时，应注意油标刻度上标出的温度值，根据当时气温，把油加至适当位置。 (2) 看配变套管：看套管表面是否清洁，有无裂纹、碰伤和放电痕迹。表面清洁是套管保持绝缘强度的先决条件。当套管表面沉

12、积有灰尘、煤灰及盐雾时，遇到阴雨天或雾天，便会沾上水分容易引起套管的闪络放电，因此应定期予以清扫。套管由于碰撞或放电等原因产生裂纹伤痕，也会使绝缘强度下降，造成放电。因此对有裂纹或碰伤的套管应及时更换。 (3) 看配变箱体外表：主要看配变运行中是否渗漏油。由于配变箱体的焊接缺陷造成油渗漏，可采取环氧树脂粘合剂堵塞。长期运行造成密封垫圈老化，引起渗漏，应更换密封垫圈。特别是低压侧出线套管，往往由于接线端接触不良、过负荷等原因造成过热，使密封垫变质，起不到密封作用，导致漏油。 (4) 看呼吸器：对于装有呼吸器的配变，正常情况下呼吸器内硅胶为白色或蓝色，吸湿饱和后颜色变为黄色或红色，此时应更换呼吸器

13、内的硅胶。 (5) 看接地装置：配变运行时，它的外壳接地、中性点接地、防雷接地的接地线应接在一起，共同完好接地。检查中若发现导体锈蚀严重甚至断股、断线，应作相应处理，否则会造成电压偏移，使三相输出电压不平衡，严重时造成用户电器烧坏。 2、听配变运行时有无异常声响 配变正常运行时会发出连续不断的比较均匀的嗡嗡声，这是在交变磁通作用下，铁芯和线圈振动造成的。如果产生不均匀响声或其他响声都属于不正常现象。 (1) 声音比平常增大且均衡：可能是配变过负荷。此时应监视配变的温升和温度，必要时调整负荷，使在额定状态下运行。也可能是电网发生过电压，如电网出现单相接地或铁磁谐振，此时参考电压表与电流表指示，可

14、根据具体情况改变电网的运行方式。 (2) 声音出现不均匀杂音：配变内部个别零件松动，如夹件或压紧铁心的螺钉松动时使硅钢片振动加剧，造成内部传出不均匀的噪音。这种情况时间长了将会破坏硅钢片的绝缘膜，容易引起铁心局部过热。若此现象不断加强，应停用检修。 (3) 出现放电的吱吱声：可能是配变内部或外部套管发生表面局部放电造成。如果是套管的问题，在夜间或阴雨天时，可看到套管附近有电晕辉光或蓝色、紫色的小火花，这说明套管瓷件污秽严重或线夹接触不良，应清除套管表面的脏污及使线夹接触良好。若放电声来自配变内部，可用绝缘棒接触配变外壳，用耳朵借助绝缘棒听内部声音，如听到内部吱吱声或噼叭声，可能是绕组或引出线对

15、外壳闪络放电；铁心接地线断开造成铁心感应的高电压对外壳放电或分接开关接触不良放电造成，此时应及时检修。 (4) 出现水的沸腾声：可能是绕组发生短路故障，造成严重发热。另外，可能是分接开关因接触不良而局部点有严重过热所致。这种异常现象比较严重，应立即停止配变运行，进行检修。 3、闻有无异味 当配变内部发生严重故障时，油温剧烈上升，同时分解出大量的气体，使油位急剧上升，甚至从油枕中流出，此时应立即停止配变运行，打开油枕盖，闻一闻内部气味，若有明显烧焦气味，则说明内部可能绕组出现故障，需停电检修。 通过看、听、闻对配变进行巡视检查是作为现场的初步判断，可以及时防止配变故障的扩展，避免设备的损坏。配变

16、的内部故障不仅是单一方面的直观反映，它涉及诸多方面，有时甚至会出现假象。因此，必须进一步进行测量并作综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，从而提出合理的处理办法，以保证配变安全健康运行。 第3章 常见故障3.1 内部声音异常正常运行的变压器，会发出均匀的电磁交流声，在变压器运行不正常时，有时会出现声音异常或声音不均匀。造成该现象的主要原因：变压器过负荷运行时，内部会发出很沉重的声音，在内部零件发生松动的情况下，会有不均匀的强烈噪声发出。假如未夹紧铁芯最外层硅钢片，则会在运行时产生震动，发出噪音。此外，变压器发出异响还有可能是由于变压器顶盖螺丝松动所致。变压器内部过电压时，会导致铁芯接地线断路，

17、或一二次绕组对外壳闪络，在外壳及铁芯感应出高电压，使变压器内部发出噪音。假如变压器内部发生击穿或者接触不良，会由于放电而发出吱吱的声音。若发生短路或接地，将有较大的短路电流出现在变压器绕组中，使其发出大且异常的声音。若设备有可能产生谐波，或将大容量的用电设备接在变压器负载上，则易产生较大的启动电流会使变压器发出异常噪音。3.2 瓦斯保护故障一种情况是发生了瓦斯保护信号动作。瓦斯保护其动作灵敏可靠，变压器内部大部分故障都可被瓦斯保护有效监视。在瓦斯保护信号动作发生后，即可恢复到正常音响信号，对变压器的运行情况严密监视。一般来讲，有几种原因可以引起瓦斯保护动作：一是在变压器进行滤油或加油时，没有及

18、时排出带入变压器内部的空气，变压器运行时油温升高，逐渐排出内部空气，引发瓦斯保护动作；二是变压器发生穿越性短路，或者由于内部故障产生气体而引发瓦斯保护动作。当发生瓦斯保护信号动作时，若检查中未发现异常，就要立刻对瓦斯继电器中的气体进行收集，并分析试验。假如气体不燃烧且无色无味，则可认为变压器内部被空气侵入，这种情况下，变压器是正常运行的，只需立即将瓦斯继电器中的气体放出即可，同时注意观察信号动作时间间隔是否越来越长，直至不久消失。假如气体是可燃的，则可证明变压器发生了内部故障，应将变压器立刻停止运行，并进行电气试验，查找事故原因，送去检修。另一种情况是发生了瓦斯保护动作与跳闸。发生此情况的原因

19、有以下几种：首先是有严重故障发生在变压器内部；此外还有保护装置二次回路发生了故障；假如变压器是大修后或者新近安装投入运行的，有可能因为变压器油中含有的空气过快分离而造成保护动作与跳闸；还有一种原因是由于变压器内的油位下降速度过快而引起。在发生瓦斯保护动作与跳闸后，值班人员应立即解除工作变压器，对其外部实施检查。检查其防爆门是否完整、是否有绝缘油喷溅现象、外壳是否鼓起、油位是否正常等。然后分析收集的气体，对变压器内部故障的性质进行鉴定，检修完毕，并经试验合格后，方可再次投运。3.3 自动跳闸故障发生自动跳闸故障时，应进行外部检查，查明保护动作情况。假如在检查之后，确认是由于人员误动作或者外部故障

20、，而不是内部故障引起的，则可越过内部检查步骤，直接投入送电。假如发生的是差动保护动作，就应彻底、全部检查保护范围内的设备。还应注意的是，变压器起火燃烧也是极其危险的事故，变压器内含有的不少物质都具有可燃性，不及时处理可能导致火灾扩大，甚至发生爆炸。以下一些因素可能导致变压器着火：由于内部故障致使变压器散热器或外壳破裂，变压器油燃烧着溢出；在油枕的压力下，变压器油流出并在变压器顶盖上燃烧；变压器套管的闪络和破损等。这类事故发生时，变压器会发生保护动作，断路器会断开。若断路器因故未断开，则需立即手动来完成，停止冷却设备，拉开电源的隔离开关，扑救火情。变压器灭火应用泡沫式灭火器，火势紧急时也可用砂子

21、灭火。3.4 绕组故障绕组故障主要包括接头开焊、断线、相间短路、绕组接地、匝间短路等等。以下几点原因引发了这些故障：(1) 变压器在检修或制造时，损害了局部绝缘，留下了后遗症； (2)变压器在运行中因长期过载或散热不良，有杂物落入绕组内，使温度长期过高，导致绝缘老化；(3)压制不紧，制造工艺不良，变压器机械强度无法经受短路冲击，使绝缘损坏，绕组变形；(4)由于绕组受潮而导致绝缘膨胀堵塞油道，致使变压器局部过热；(5)绝缘油与空气接触面积过大，或因混入水分而劣化，升高了油的酸价，油面太低或者绝缘水平下降，使得绕组暴露于空气中，没能尽快处理。变压器绕组直流电阻的检测是一项较为方便而有效的考核绕组纵

22、绝缘和电流回路连接状况的试验，它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻的差异和接头接触不良等缺陷故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段。绕组直流测电阻，需用大容量蓄电池或稳流源通大电流测量。假如发生匝间短路，则表现为各相直流电阻不平衡，电源侧电流略有增大，变压器过热油温增高，有时还发生油中有不停的冒泡声。匝间短路轻微时，可引起瓦斯保护动作，而严重的匝间短路则可造成电源侧的过流保护或者差动保护动作。因为更严重的相间短路或单相接地等故障绕组常常会因匝间短路而引起，匝间短路发生时，应尽快处理。3.5油位过高或过低变压器油位过低，假如油位低于变压器

23、上盖，可能导致瓦斯保护误动作，严重时，甚至会使变压器线圈或引线油面露出，引发绝缘击穿事故。油位过高，则易引起溢油。产生油位过低的主要原因：温度过低、检修变压器放油之后没有及时补油，长期漏油、渗油等。有多种因素影响变压器油位的变化，如壳体渗油、冷却装置运行状况变化、周围环境变化以及负荷变化等。正常运行时，变压器油位应在油位计的1314之间。除漏油外，油位下降或上升主要取决于油温下降或上升。变压器油的体积直接受油温变化影响，导致油标的油面升降，所以，在装油时，一定要结合当地气温选择注油的合适高度。环境因素的变化与负荷的变化都是影响变压器油温的主要因素。3.6导电回路和调压开关故障导电回路故障主要是

24、引线接触不良，线圈导线接头焊接差以及虚焊等原因引起。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；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，即电解液在电耦的作用下，铝被强烈电腐蚀，触头很快遭到破坏，以致发热甚至可能造成重大事故。调压开关故障主要是由于调压开关主触头没有到位，调压开关抽头引线松动，调压开关触头烧毛，调压开关触头接触压力不够；有载调压开关中切换开关接触不良，切换开关触头烧毛，过渡电阻短线等引起的。3.7短路故障    变压器短路故障主要指变压器

25、出口短路，以及内部引线或绕组间对地短路、及相与相之间发生的短路而导致的故障。  变压器正常运行中由于受出口短路故障的影响，遭受损坏的情况较为严重。据有关资料统计，近年来，一些地区110kV及以上电压等级的变压器遭受短路故障电流冲击直接导致损坏的事故，约占全部事故的50以上，与前几年统计相比呈大幅度上升的趋势。这类故障的案例很多，特别是变压器低压出口短路时形成的故障一般要更换绕组，严重时可能要更换全部绕组，从而造成十分严重的后果和损失，因此，尤应引起足够的重视。出口短路对变压器的影响，主要包括以下两个方面。1、短路电流引起绝缘过热故障  变压器突发短路时，其高、低压

26、绕组可能同时通过为额定值数十倍的短路电流，它将产生很大的热量，使变压器严重发热。当变压器承受短路电流的能力不够，热稳定性差，会使变压器绝缘材料严重受损，而形成变压器击穿及损毁事故。  对220kV三绕组变压罪而言，高压对中、低压的短路阻抗一般在10一30之间，中压对低压的短路阻抗一般在10以下，因此变压器发生短路故障时，强大的短路电流致使变压器绝缘材料受热损坏。2、短路电动力引起绕组变形故障  变压器受短路冲击时，如果短路电流小，继电保护正确动作，绕组变形将是轻微的；如果短路电流大，继电保护延时动作甚至拒动，变形将会很严重，甚至造成绕组损坏。对于轻微的变

27、形，如果不及时检修，恢复垫块位置，紧固绕组的压钉及铁轭的拉板、拉杆，加强引线的夹紧力，在多次短路冲击后，由于累积效应也会使变压器损坏。因此诊断绕组变形程度、  轴向力的产生分为两部分，一部分是由于绕组端部漏磁弯曲部分的辐向分量与载流导体作用而产生。它使内、外绕组都受压力：由于绕组端部磁场B最大因而压力也最大，但中部几乎为零，绕组的另一端力的方向改变。轴向力的另一部分是由于内外安匝不平衡所产生的辐向漏磁与载流导体作用而产生，该力使内绕组受压，外绕组受拉；安匝不平衡越大，该轴向力也越大。 因此，变压器绕组在出口短路时，将承受很大的轴向和辐向电动力。轴向电动力使绕组向中间压缩，这

28、种由电动力产生的机械应力，可能影响绕组匝间绝缘，对绕组的匝间绝缘造成损伤；而辐向电动力使绕组向外扩张，可能失去稳定性，造成相间绝缘损坏。电动力过大，严重时可能造成绕组扭曲变形或导线断裂。第4章 方案的分析引起变压器爆炸着火的具体原因一般有以下几个方面：4.1 绝缘引起事故绕组绝缘老化、变质、绝缘强度降低，严重时失去绝缘作用，造成绕组匝间、层间短路，使绕组发热燃烧。在绕组发生短路故障时，产生放电电弧，其温度达3000以上，绝缘油在高温作用下，分解出大量可燃性气体(氢气和乙炔气体等)，与空气混合达到一定浓度，形成爆炸性混合物，遇到放电火花就发生燃烧或爆炸。 另外，变压器的油枕顶部、防爆膜、呼吸器、

29、潜油泵的进油阀门杆的密封盘相处密封不严，进水、进潮气或进空气，从而使绝缘降低，造成匝间或层间短路。 4.2 变压器主绝缘击穿(1) 对中性点不接地运行的变压器，由于操作不当引起操作过电压，使主绝缘烧坏。如有一台220kV断路器失灵，对中性点不接地运行的变压器引起了操作过电压，使一台中性点避雷器爆炸和中性点引线绝缘烧坏，使另一台变压器的高I、高绕组之间的连线击穿。(2) 由于变压器出口单相弧光接地，对中性点不接地运行的变压器引起操作过电压，使变压器内部发生闪络。(3) 由于套管上部端子幅密封不良，雨水沿引线鼻子通过销钉孔沿引线漏人变压器，使引线根部绕组绝缘强度大大降低，造成该相绕组对地，或高低压

30、绕组之间短路。这样的事故有设备结构缺陷的原因，也有运行、维护、检修等方面的原因。油纸电容式套管端头密封不严，使雨水沿引线向内渗漏，曾造成多台变压器烧毁事故。(4) 套管端部密封不严的主要原因是结构不完善。因为套管端部采用的“将军帽”式的接线板与带细螺纹的引线鼻子相连接，由于该帽兼有导电、密封与支撑母线引下线的三重作用，因而带来很多弊病。首先是纫螺纹丝韧制造的公差太大，接触不良，引起发热、氧化，易使密封胶垫硬化脆裂，甚至引起引线开焊事故。固定引线的铜钱钉过长或由于帽上接线板拧紧后与外部母线连接吻合不好等，致使密封垫无法压紧，运行时引线鼻子发热，使压紧燥帽密封脏垫受热脆裂；检修时，检查不认真，密封

31、垫位置不正，密封处理不好，这样就难以起到密封作用。由于上述种种原因，雨水很容易顺销钉孔和缝隙沿引线进入变压器内部，引起变压器绕组短路事故。(5) 引线对油箱内距离不够，绝缘强度不够，引起闪络放电。如鞍山75MVA、220kV主变压器，其44kV内部母线(裸铝板)和油箱有85mm的纯油间隙。在44kV侧出线有雷电活动时接地，消弧线圈动作时，该处放电，说明是内部耐电距离不够所致。220kV变压器在系统谐振时，由于类似原因引起放电。因此应该重视引线的绝缘距离和强度。4.3 变压保套管闪络变压器套管事故在变压器事故中所占比重仅次于统组事故，在统计表中为15.3，比例是很大的。套管密封不严进水而引起爆炸

32、的事故较多，特别是油纸电容式套管进水事故更多。套管渗油，使其表面长期积满油垢而发生闪络的事故，也不断发生。有些电容式套管制造质量不良、维护不周或运行年久使套管的绝缘层损坏、老化，导致绝缘击穿或产生高温，从而使套管爆炸起火，引起变压器故障。4.4接触不良变压器分接开关引起事故的比例仅次十套管闪络事故比例，据全国19901994年统计，110kV及以上电压等级变压器共发生事故292台·次，其中分接开关引起事故为54台·次，占事故总数的18.5，占事故总容量的12.7。变压器分接开关位置不正或者在制造时存在弹簧压力不足，滚轮压力不均，使实际有效接触面积减小；镀银层强度不够，磨损脱

33、皮使之接触不良，接触不良产生高温，使油分解产生油气，引起燃烧和爆炸。有的变压器三相调压开关相间距离不够或者绝缘材质不合格，在过电压情况下引起绝缘击穿，造成相间短路事故。在线圈与线腿之间、绕组端部和分接头之间、以及露出油面的接线头等，如果开焊、或连接不好、松动或断开而产生电弧的故障也时行发生。有载分接升关调整比较频繁，在调整时因动作不灵活，经常拉弧，引起开关烧坏。有的是位置变动后，接触不良发热，最后将开关烧坏。第5章 故障检修5.1 线圈检修线圈的绝缘状态可分为四级：一级（绝缘良好）绝缘层软韧有弹性颜色淡而鲜，用手按后无永久变形；二级（合格）绝缘干硬而坚用手按后无裂纹；三级（可用）绝缘脆弱，用手

34、按后有微小裂纹或变形； 四级（绝缘老化）黑黄色，表面有裂纹及脱落情况，用手按时有较大裂纹，变形和损坏。甚至可见裸导线（不合格）。当线圈绝缘达到四级时应更换绝缘。 1、检查隔板和围屏应绑扎完整，无破损、变形、变色、过热、放电现象；围屏起头和接头一定要错开并防止油道短路；支撑围屏的垫块无爬电痕迹，隔板要完整牢固； 2、检查线圈表面是否清洁，表面无油垢，无变形，匝间绝缘无破损，整个线圈无倾斜位移，幅向导线无弹出； 3、检查线圈各部垫块有无位移和松动情况。各部垫块应排列整齐，幅向间距相等，轴向成一条直线，支撑牢固，具有适当的压紧力； 4、检查线圈油道，有无被油垢或其他物质堵塞情况，油道应保持畅通，必要

35、时可用软毛刷或白布清理；5、用手按压线圈表面，检查其绝缘情况。5.2铁芯检修 1、检查铁芯，夹件有无过热，放电现象，绝缘漆膜有无脱落。详细检查铁芯的上、下铁轭及下部支架，上铁轭顶部、下铁轭底部是否积聚油污杂物、可用白布和洁净的泡沫进行清扫，若迭片有翅起或不规整之处，可用木锤或铜锤敲打平整； 2、检查铁芯、上下夹件、方铁、线圈压板的紧固度和绝缘情况，铁芯接地线经小套管外引接地。铁芯表面压紧情况良好，穿芯螺丝紧固无松动，用2500V摇表测量穿芯螺丝对铁芯和夹件的绝缘不应低于1000M； 3、检查穿芯螺丝的紧固度和绝缘情况。用2500V测量铁芯对夹件，线圈压板及绝缘及上、下夹件对线圈压板的绝缘均不应

36、低于100M； 4、检查铁芯和夹件的油道。油道应畅通，无油垢和堵塞现象，必要时可用软毛刷或白布清； 5、检查铁芯接地片的接触及绝缘状况。铁芯应无两点及以上接地，所有接地片处应绝缘良好，并无断片损伤。5.3油箱检修 1、检查油箱内部清洁度。油箱内部洁净无锈蚀、残屑及油垢 、漆膜完整。油管路中应无焊渣和杂质，防止铁芯多点接地； 2、清扫强油管路，并检查强油管路的密封。检查管路的密封胶垫，如有问题应更换； 3、检查套管的升高座，防磁隔板应固定牢固、完整、不得有松动和过热现象； 4、检查油箱外部，油箱密封良好有足够的机械强度；油箱外部进行清扫除锈如有渗漏进行补焊，重新喷漆，漆膜喷涂均匀有光泽。5.4冷

37、却器检修 1、拆除冷却器，关闭上下蝶阀，从下部将油排完，松开管接头螺丝并吊下冷却器； 2、清扫冷却器表面，油垢严重时可用金属洗净剂清洗。然后用水冲净凉干； 3、用盖板将管接头法兰密封，加压进行试漏； 4、用合格的变压器油对内部进行循环冲洗； 5、将内部油排净后加密封垫密封； 6、油漆脱落者，重涂油漆。5.5储油柜检修 1、油枕的检修，油枕内部清理，可拆下端部密封盖予以清洗，集污盒排污，油枕内无水、无油垢、杂质等。检查胶囊是否完好，有无漏气； 2、检查油位计盘面，清晰可见，指针转动灵活、油浮子和转动机构无卡涩，转动应灵活； 3、检查油箱内部无锈蚀的痕迹； 4、用干燥的空气或氮气将气室充满至20%

38、。5.6油流指示器检修 1、维护工作应在切断电源后进行； 2、如果检查过程中开关不动作或绝缘电阻极低应更换指示器； 3、检查开关动作情况，当指针指示“RUN”位置检查触点“OFF”，当指针指示“STOP”位置检查触点“ON”； 4、用500V摇表测端子与壳体绝缘大于2M。5.7套管检修 1、套管拆卸前做好记录和记号，打开人孔门，拆套管引线，工作人员进行工作时不得带手表，工作服口袋要掏净，纽扣要牢固，检查工具完整无缺，并用白布带拴牢，拆下的零件和工具点清并记录。并严格执行变压器的内部工作规定并检查内部各部件； 2、在套管垂直起吊时，检查油位。并保证不得碰坏陶瓷绝缘体； 3、固定套管时用力要均匀并进行力矩控制；事故抢修所装上的套管，投运后的