变压器的检查内容及整流变压器

第一篇：变压器的检查内容及整流变压器

10kV油浸式变压器检查与维护

介绍10kV油浸式变压器运行中通过仪表、保护装置等应检查的项目，给出了油浸式变压器温升限值、顶层油温的一般规定值，变压器油的一般鉴定法等；变压器常见故障的处理，绝缘电阻的测量方法，变压器的干燥法等。10kV油浸式变压器是中、小企业常用的一种静止的电气设备，其构造简单，运行可靠性较高，在额定条件下带额定负荷可连续运行20~25年。为了保障变压器的安全运行，应做好经常性的维护和检修工作，确保正常供电。

一、变压器运行中的检查

变压器的运行情况，可通过仪表，保护装置及各种指示信号等设备来反映，对仪表不能反映的问题，需值班人员去观察、监听，及时发现，如运行环境的变化、变压器声音的异常等等。经常有人值班的，每天至少检查一次，每星期进行一次夜间巡视检查。无固定值班人员的至少每两个月检查一次。在有特殊情况或气温急变时，要增加检查次数或进行即时检查。1．监视仪表

变压器控制盘的仪表，如电流表、电压表、功率表等应1~2h抄表一次，画出日负荷曲线。在过负载下运行时，应每0.5h抄表一次，表计不在控制室时，每班至少记录两次。2．监视变压器电源电压

电源电压的变化范围应在士5%额定电压以内。如电压长期过高或过低，应通过调整变压器的分接开关，使二次电压趋于正常。

3．测量三相电流是否平衡

对于Y、Yn0接线的变压器，线电流不应超过低压侧额定电流的25%，超过时应调节每相负荷，尽量使各相负荷趋于平衡。

4．变压器的允许温度和温升(1)允许温度

变压器在运行时，要产生铜损和铁损，使线圈和铁芯发热。变压器的允许温度是由变压器所使用绝缘材料的耐热强度决定的。油浸式电力变压器的绝缘属于A级，绝缘是浸渍处理过的有机材料，如纸、木材和棉纱等，其允许温度是105℃。变压器温度最高的部件是线圈，其次是铁芯，变压器油温最低。线圈匝间的绝缘是电缆纸，而能测量的是线圈的平均温度，故运行时线圈的温度应≤95℃。

电力变压器的运行温度直接影响到变压器的输出容量和使用寿命。温度长时间超过允许值，则变压器绝缘容易损坏，使用寿命降低。变压器的使用年限的减少一般可按“八度规则”计算，即温度升高8℃，使用年限减少1/2。试验表明：如果变压器绕组最热点的温度一直维持在95℃，则变压器可连续运行20年。若绕组温度升高到105℃，则使用寿命降低到7.5年，若绕组温度升高到120℃，使用寿命降低到2.3年，可见变压器使用寿命年限主要决定于绕组的运行温度。

变压器绕组温度与负载大小及环境温度有关。变压器温度与环境温度的差值叫变压器的温升。对A级绝缘的变压器，当环境温度为40℃（环境最高温度）时，国家标准规定绕组的温升为65℃，上层油温的允许温升为45℃，只要上层油温及温升不超过规定值，就能保证变压器在规定的使用年限内安全运行。允许温度=允许温升+40℃

当环境温度＞40℃，散热困难，不允许变压器满负荷运行。当环境温度＜40℃时，尽管有利散热，但线圈的散热能力受结构参数限制，无法提高，故不允许超负荷运行。如当环境温度为零度以下时，让变压器过负荷运行，而上层油温维持在90℃以下，未超过允许值95℃，但由于线圈散热能力无法提高，结果线圈温度升高，发热，超过了允许值。例如，一台油浸自冷式变压器，当环境温度为32℃时，其上层油温为60℃，未超过95℃，上层油的温升为60℃-32℃=28℃，＜允许温升45℃，变压器可正常运行。若环境温度为44℃，上层油温为99℃，虽然上层油的温升为99℃-44℃=55℃，没超过温升限定值，但上层油温却超过了允许值，故不允许运行。若环境温度为一20℃时，上层油温为45℃，虽＜95℃，但上层油的温升增为45℃一（—20）℃=65℃，已超过温升限定值，也不允许运行。因此，只有上层油温及温升值均不超过允许值，才能保证变压器安全运行。5．变压器油的运行

检查油枕和充油套管内油面的高度，密封处有无渗漏油现象。油标指示一般应在1/4~3/4处。油面过高，一般是由于冷却装置运行不正常或变压器内部故障等所造成的油温过高引起的。油面过低，应检查变压器各密封处是否有严重漏油现象，放油阀是否关紧。油标管内的油色应是透明微带黄色，如呈红棕色，可能是油位计脏污造成的，也可能是变压器油运行时间过长，油温高，使油质变坏引起。

我国常用的变压器油有国产25#、10#两种。在油浸式变压器中，变压器油既是绝缘介质，又作为冷却介质。因此，变压器油质量的优劣直接影响到变压器的运行质量。新的和运行中的变压器油都需要做试验，以保证变压器安全可靠运行。(1)油的试验

①耐压试验。测量油的介质强度，它是指试油器两电极间油层击穿时电压表所显示的最小值。击穿电压的高低说明油中水、杂质的含量。一般要求介质强度愈高愈好。

②介质损耗试验。在外加电压作用下测量绝缘介质中功率损耗的数值，它反映出油质的好坏及净化程度，一般要求介质损失角正切值在20℃时≤0.5%。

③简化试验。为了掌握变压器油运行的情况，一般仅作如下简化试验项目：酸价试验KOH新油的标准≤0.05mg/g，运行中的油应≤0.4mg/g。耐压试验同前述。闪点试验一般在130~140℃。游离碳，机械混合物，最好没有新油的酸碱度pH值一般为5.4~5.6。(2)油在运行中的要求

对电压在35kV以下的变压器每两年至少取样作一次简化试验，对电压在35kV以上的变压器，每年至少作一次简化试验。在两次简化试验之间作一次耐压试验。当变压器经受短路故障后，或出现异常情况时，应根据油样进行分析。通过简化试验后，若不符合上述标准时，则说明油已变质，应及时处理，使其恢复到标准值如发现油受潮，应进行干燥，如油已老化，应进行净化和再生一般可用过滤法，澄清法，干燥后将油与水分、杂质分离，或者使用化学处理法，除去油的酸碱，然后再过滤、干燥，使油再生，恢复其原有的良好性能。

①油的颜色。新油一般为浅黄色，氧化后颜色变深。运行中油的颜色迅速变暗，表明油质变坏。②透明度。新油在玻璃瓶中是透明的，并带有紫色的荧光，否则，说明有机械杂质和游离碳。

③气味。变压器油应没有气味，或带一点煤油味，如有别的气味，说明油质变坏。如烧焦味说明油干燥时过热；酸味则说明油严重老化；乙炔味则说明油内产生过电弧。其他味可能是随容器产生的。(4)补油和取油样 补油：

①新补入的油应经试验合格。35kV变压器应补入相同牌号的油，l0kV及以下的变压器可补入不同牌号的油（应作混合油耐压试验）。

②补油后要检查气体继电器，并及时放出气体，24h后无问题，再将重气体保护接入掉闸位置。③不准从变压器底部油阀处补油，以防止底部污秽物质进入变压器内。取油样：

①从变压器中取油样应在天气干燥时进行。

②取油样时，先从变压器底部阀门处放掉底部积存的污油，然后用干净布将油阀擦净，再放少许油冲洗油阀，将油样放入洗净的毛玻璃瓶中。此过程，应防止灰尘、水分等浸入油中。装油后将瓶口塞紧，用火漆或石蜡加封。

③简化试验取油0.9kg，耐压试验取油约0.45kg。启瓶时，室温应接近油样温度，以防油样受潮，每次取油试验结果，应与上次取样试验结果作比较，以掌握油质性能的变化和趋势。6．检查变压器响声

变压器正常运行时，一般有均匀的嗡嗡声，这是由于交变磁通引起铁芯振颤而发出的声音。如果运行中有其他声音，则属于声音异常。7．检查绝缘套管

检查绝缘套管是否清洁，有无破损裂纹及放电烧伤痕迹。8．冷却装置的检查

检查冷却装置运行是否正常，对于强迫油循环及风冷的变压器，应检查油、水、温度、压力等是否符合规定，冷却中油压应比水压高（1~1.5)×105Pa。冷却处不应有油、水冷却器部分应无漏水。9．检查一、二次母线

母线接头应接触良好，不过热，如贴有示温蜡片的，应检查蜡片是否熔化。10．检查干燥剂

送电前和运行中的变压器，应检查吸湿器中的硅胶，如硅胶已由浅蓝色变成粉红色，则说明硅胶已饱和吸湿，已失去作用应及时换用干燥的硅胶，或对受潮硅胶进行还原处理后再用。

当吸湿器下部变压器油的酸值KOH的含量达到。0.1~0.15mg/g，而且酸值不再降低时，应更换干燥剂。更换方法：旋下法兰盘上的螺钉，将吸湿器及储油柜相连的呼吸器管脱开，再旋松内部螺母，卸下盖板，即可倒出或装入干燥剂。新装或更换硅胶的质量一般为变压器油质量的0.8%~0.9%；硅胶粒度为3~7mm，受潮变色后的硅胶可以再生。方法是：将回收的受潮硅胶，置于电热炉或热风炉内焙烘，温度115~120℃，加热15~20h。待全部硅胶呈现蓝色时，即可再次使用。硅胶每再生一次，其吸湿力将有所降低。11．检查防爆管及气体继电器

防爆管的防爆膜应完整无裂纹，无存油。气体继电器无动作。12．检查接地、保护设备及变压器室 外壳接地及保护设备应良好。变压器室门窗是否完整，通风是否良好。对于变压器应有计划地进行停电清扫瓷套管及有关附属设备，检查母线的接线端子等连接点接触情况，摇测绕组的绝缘电阻及接地电阻。

二、变压器的维护

1．测量变压器的绝缘电阻(1)绝缘电阻的测量方法 测量前，先拆去变压器的全部引线和零相套管接地线，擦净瓷套管。用1000~2500V的兆欧表按照一定的方式接线（不同接线，对测量结果有影响）。以120r/min的转速摇动手柄，待指针稳定后（一般取1min）读取数值。10/0.4kV电力变压器绝缘电阻要求值见表4。

在测绕组对地绝缘电阻时，其余未被测绕组与外壳均接地。测绕组间的绝缘电阻时，外壳接地。测量绝缘电阻接线图见图1。用图1a接线测出高压绕组对地及不同电压绕组间的电阻，可避免各绕组中剩余电荷造成的测量误差，但被测高压绕组套管的表面绝缘电阻会对测量结果产生影响。用图1b接线能消除套管表面泄漏的影响，测量电阻值大于甚至远大于图1a接法的测量值。

(2)绝缘电阻不正常的原因

①当绝缘电阻为零时，可能是绕组之间或绕组与外壳有击穿现象，应解体检查绕组及绝缘。

②绝缘电阻较前一次测量值（经温度换算）低30%~40%，可能是绕组受潮。为此，可进一步用兆欧表测量吸收比R60/R15（施压后15s和60s的电阻R15和R60）。一般来说，对于60kV及以下的绕组，其吸收比R60/R15应≥1.2，110kV及以上的绕组，应≥1.3。否则可认为绕组受潮，应进行干燥处理。

③绕组间及每相间的绝缘电阻不等。可能是套管损坏。此时，应拆除套管与绕组间的引线，单独测量绕组对油箱或套管对箱盖的绝缘电阻。

(3)绝缘电阻下降或损坏的原因

①变压器长期过载运行，绕组受高温作用而被烧焦，甚至绝缘脱落造成匝间或层间短路。

②线路发生短路保护失灵，导致变压器长时间承受大电流冲击，使绕组受到很大的电磁力而发生位移或变形，同时温度很快升高，导致绝缘损坏。

③变压器受潮或绝缘油含水分，或修理绕组时，绝缘漆没有浸透等，均会引起绝缘下降，甚至造成匝间短路。④绕组接头和分接开关接触不良。

⑤变压器遭受雷击，而防雷装置不当或失败，使绕组经受强大电流冲击。2．变压器的干燥

线圈受潮后必须恢复其绝缘电阻值，常用的方法有抽真空法，烘箱干燥法，当条件不备时可用短路法干燥变压器。所谓短路干燥法，就是将变压器二次绕组短路，一次绕组经电焊机或调压器加以适当的电压（对于中小型变压器也可直接施加380V电源），利用一次绕组内电流所产生的热量驱散变压器身内的潮气。

短路干燥法常带油，也可以将器身吊出进行带油干燥的操作方法为：①将变压器油放出少许、使油面低于散热油管的上口，拆卸防爆管的顶盖，并用布幕罩住，以防灰尘进入。②将变压器二次绕组用母排短路（母排截面应能承受变压器二次额定电流的125%)，在一次绕组加以适当电压。③开始以125％的额定电流通电，当油面温度达到65℃（或绕组内部温度达到75℃）时，应减小电流。使油面温度不超过75℃。④每4h测量一次绕组的绝缘电阻和油耐压。当油的击穿电压保持稳定状态时，绝缘电阻值在6h（110kV及以下）或12h（220kV及以上）内几次测量保持稳定，干燥即告结束。⑤添加合格的绝缘油至油位。

3．变压器渗漏油原因及处理方法

变压器渗漏油是一种较常见的故障，经常发生在有密封圈密封处，放气（油）柱密封处，油缓冲器、分接开关、铸造及焊接过程中造成的砂眼，都可能造成漏油。

当密封圈未放正，或是螺栓未拧紧，密封圈压缩量不够，或太大，密封压紧面上有异物，接触面粗糙不平，密封圈质量低劣、老化、损坏、都会造成渗漏油现象。这时，要及时调整压紧螺栓的压力，将接触面打磨平整或用速效堵漏密封胶将凹处填平。对于丁腈橡胶耐油密封垫的压缩量一般为厚度的1/3。

放气（油）螺栓密封处渗漏油，大多是采用了设计不合理的紧固件所致。当压力小时，密封垫压缩量不够而渗漏；当压力过大时，密封垫超过弹性极限而渗漏这时需要改造紧固件结构，即在螺母上车一道圆形密封槽，槽深约3mm。这样可将密封垫压在槽内，使密封垫在挤压作用下向外扩展受到限制，以保证密封和良好的弹性。

分接开关安装不良，渗油多发生在芯子转轴处这时，需重新安装，压紧压圈加以消除若不能消除，可拆下开关调整把手，擦去渗油，然后倒入少量丙酮，用小毛刷轻轻刷去，将油带走，再拧紧压圈。

因铸造、焊接过程中上艺不当，试漏不严或材质有问题，造成渗漏油，如果砂眼不大，渗漏量小，可带电堵漏。焊缝处渗漏油时，先清理掉渗漏部位的漆皮、氧化层等，使其露出金属本色，用酒精清洗干净，再用密封胶封住焊缝，固化后即可堵住渗漏油。如果渗漏油部位过于光滑，则可将表面打毛，以增加粘附力。停电补焊时，应采用二氧化碳保护焊或自动弧焊等工艺，补焊后应试漏和检漏。4．变压器套管漏油的处理

造成套管漏油的原因，大多是由于变压器接线桩头过热引起，使套管上的密封垫过早老化，接线桩头的紧固螺母和螺杆松动等，诱发故障。

接线桩头过热的原因：①线头粗大，垫圈小，不配套，压不紧。②连线材料未进行氧化层处理，也未涂导电膏，使搭接不良，接触电阻增大。当通过大电流时，产生过热，进而增大氧化层，加大接触电阻。周而复始，过热更甚。③负荷过大或分配不合理，使电流超出连接导体及桩头的安全载流量。

为了防止变压器套管漏油，应采取以下措施：①正确实施连接工艺，采用与桩头相配套的垫圈、卡爪、勾连板及螺母。线头或电缆过粗时应采用电线压接端子。②在线头两侧用螺母同时相对拧紧的连接方法，不仅紧固更牢，而且使接头处散热更好，减小对密封垫的发热影响。③冶理分配负荷，避免变压器长时间过负荷运行。④加强日常巡视检查，一旦发现渗漏油现象，应及时处理。

5．气体保护装置动作的原因及处理(1)保护装置动作而不跳闸

应停止音响信号，对变压器进行外部检查。原因可能是：①因漏油、加油和冷却系统不严密，以致空气进入变压器内。②因温度下降和漏油，致使油面缓慢降低。③变压器故障，产生少量气体。④发生穿越性故障。⑤保护装置二次回路原因引起。

当外部检查未发现变压器有异常现象时，应查明气体继电器中的气体性质。若气体不易燃，而且是无色无嗅的，混合气体中主要有惰性气体，氧气含量＞16%，油的闪点不降低，则说明是空气进入变压器内，变压器可以继续运行。

若气体是可燃的，则说明变压器内部有故障；如气体为黄色不易燃，且一氧化碳含量＞1%~2%，说明是木质绝缘损坏。若气体为灰色和黑色，且易燃，氢气的含量＜30%，有焦油味，闪点降低，说明油因过热分解或油内曾发生过闪络故障。若气体为浅灰色且带强烈臭味可燃，说明是纸或纸板绝缘损坏。这时，应立即停电检修，并且取油样分析。(2)气体保护装置动作并跳闸

原因可能是：①变压器内部发生严重故障。②油位下降太快。③保护装置二次回路有故障。④在某种情况下，如变压器修理后投入运行，空气从油中析出的速度太快，也可能使断路器跳闸。在未查明变压器跳闸原因前，不准重新合闸。

电力变压器的试验检测项目主要有以下项目：

一、测量绕组连同套管的直流电阻（1-3年）；

二、检查所有分接头的变压比；

三、检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；

四、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数（1-3年）；

五、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ（1-3年）；

六、测量绕组连同套管的直流泄漏电流（1-3年）；

七、绕组连同套管的交流耐压试验（1-5年）；

八、绕组连同套管的局部放电试验；

九、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；

十、非纯瓷套管的试验；

十一、绝缘油试验（1-3年）；

十二、有载调压切换装置的检查和试验（1-3年）；

十三、额定电压下的冲击合闸试验；

十四、检查相位；

十五、测量噪音。

一般情况基本在1-3年，也可以根据生产情况自己定，但在大修或更换绕组后必须做完实验再投入运行！

说一下整流变压器：

整流变压器输出的仍然是交流，它只是给整流设备提供电源。通常情况下一次侧接成星形二次侧接成角形，作用是抑制高次谐波。二次侧接成角形中性点不接地，当整流设备一点接地时不会造成设备损坏，通过接地检测设备发出接地故障报警信号。

一、二次之间加有屏蔽隔离。动力变压器通常为Y/Y接法中性点接地（提供单相电源）若用于整流设备当发生接地故障时造成整流设备损坏。抑制整流设备所产生的高次谐波能力较差

第二篇：变压器日常巡视检查内容

变压器日常巡视检查内容，其内容包括了油浸式和干式变压器。可参照规定去掉与油有关的检查内容即可。

5.1.4 变压器日常巡视检查一般包括以下内容：

a.变压器温度计应正常，各部位无脏污；

b.套管外部无破损裂纹、无放电痕迹及其它异常现象；

c.变压器音响正常；

d.冷却器风扇运转正常，风机手动、自动工作正常；

e.引线接头、电缆、母线应无发热迹象；

f.有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；

g..各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；

h.变压器室的门、窗、照明应完好，房屋不漏水，温度正常；

i.现场规程中根据变压器的结构特点补充检查的其他项目。

5.1.5 应对变压器作定期检查(检查周期由现场规程规定)，并增加以下检查内容： a.外壳及箱沿应无异常发热；

b.各部位的接地应完好；必要时应测量铁芯和夹件的接地电流；

c.有载调压装置的动作情况应正常；

d.各种标志应齐全明显；

f.各种保护装置应齐全、良好；

g.各种温度计应在检定周期内，超温信号应正确可靠；

h.消防设施应齐全完好；

j.室(洞)内变压器通风设备应完好；

k.防小动物封堵及挡板完好。

第三篇：电缆、变压器及整流变压器拆除方案

中电投河南电力有限公司

平顶山发电分公司

电缆、变压器 及整流变压器 拆除方案

编制：__________________

审核：__________________

复审：__________________

批准：__________________

福建龙净环保股份有限公司

年 月 日

目 录

一、工程概况

二、准备工作

三、施工组织措施

四、施工安全措施

五、施工技术措施

一、工程概况

#2电除尘电气拆除主要包括整流变压器18台、阴阳极振打电机18台、磁轴加热18套、磁套36套、及整流变主电缆、控制电缆、桥架、钢管等，总工期为10天。

二、准备工作（1）安全措施准备

到现场进行实地勘查，了解施工现场设备布局情况和周围环境。根据现场实际，合理选择工器具摆放、操作使用位置。

根据设备实际接线运行方式，正确布置安全措施，确保施工安全。组织全体施工人员学习本次施工方案，要求大家正确识别施工中的危险点，重点强调防范措施并落实。

全面检查本次施工中所要使用的安全工器具，杜绝不合格的安全工器具带入工作现场使用。（2）技术措施准备

到现场进行实地勘查，了解施工环境及拆除电缆线路的实际情况。向参加本次工程工作人员进行技术交底，让其了解工程工作内容、保证施工质量的措施。

组织工作人员学习施工验收规范，以保证本次工程优质、如期顺利完成。

（3）材料、工器具准备

根据工程的内容、核对工作量，提前准备相关材料，并列材料、工器具清单，根据清单准备所需材料、工具。

提前检查工器具，确保完好，能够正常使用，对于存在的缺陷及时修复，杜绝使用不合格的工器具。

（4）人员组织准备

根据本次工程内容、工作量，结合人员技术情况，各个工作组合理配备人员，能够充分发挥工作人员作用，提高工作效率。

组织施工人员认真学习本施工方案，要求每个工作组及每位成员明确工作任务，并对开展的工作进行安全事项的学习。

三、施工组织措施

(1)施工负责人: 施工总体负责:李雄成 安全监督人: 汤东生(2)现场负责和安全职责 1)现场总体负责: 职责:主要对施工现场的施工安全及施工质量进度全面负责,抓好施工人员的安全思想教育,做好临时用工人员的安全教育与对工作人员的现场安全措施交待，及时制止现场习惯性违章现象，协调、组织各方面的工作,确保施工安全、优质、按计划进度完成。

2)现场安全监察人: 职责:监督施工现场安全的全过程,负责施工现场“一个活动,两个交底”的实施和执行,监督现场“三措”的实施，纠正施工中的各种违章行为,检查现场的防火用具,确保施工现场的安全。

3）施工班组： 7 人

组长：陈中华

成员：郭运平、郭笑云、孙艳军、王光忠、胡海军、郭玉军

四、施工安全措施

（1）安全目标

贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针，杜绝人身轻伤以上事故的发生；杜绝搬运设备时人为责任而导致的人身及设备损坏事故的发生；防止火灾事故。

（2）一般安全措施

开工前将工器具及材料运至现场、提前一日办理工作票；施工前必须组织人员对施工方案进行学习，开工前必须召开开工会，交待当日工作任务、安全措施、技术措施、组织措施及注意事项，工作结束后必须召开收工会，总结的工作情况，提出不安全因素及整改防范措施；施工现场必须由工作负责人统一指挥；遵守贵公司的各项规章制度，爱护周围环境，爱护公共设施；

严禁工作人员精神状态不佳进入工作现场；在施工中存在变更或与原交底措施不符合时，应及时通告相关全体人员；施工人员未经许可不得擅自离开工作岗位，有事必须申请，征得同意后方可离开，返回现场时应立即报告；工作负责人需要暂时离开时应指定能胜任的人员临时代替，并交待安全注意事项。

施工现场严禁吸烟，现场必须做好防火措施，灭火器必须摆放整齐；对自己在工作中的行为负责，相互关心施工安全，对违章行为、不安全因素及时指出、纠正；进入工作现场必须戴安全帽、穿工作服及工作鞋；工作终结做到工完场清，检查有无影响设备安全的隐患；认真执行开工会、收工会制度；落实班组岗位安全责任制，作业标准化指导书，有效的控制班组异常、未遂；

（3）高空作业注意事项

高空作业必须穿防滑鞋，及时清除鞋底及箱盖上的油迹，防止打滑坠落；

高空作业必须正确使用安全带，使用前应认真检查确保完好，严禁使用超试验周期等不合格的安全工器具；

担任高处作业的人员必须身体健康。凡发现工作人员有饮酒、精神不振时，禁止登高作业；

高处作业一律使用工具袋。材料、工器具严禁上下抛掷，必须使用绳索传递，大型工具应用绳索系在牢固的构件上，不准随意乱放，防止滑落砸伤下方工作人员；

遇5级及以上大风、大雨等恶劣气候，夜间照明不足、视野不清的情况，严禁登高作业。

（4）防火措施 工作现场严禁吸烟；

（5）停电、验电。

在接到集控室电话后，由负责人 李雄成 负责安排施工人员验电。

在验电确保电缆、变压器及整流变压器无电压时，方由监查员向施工负责人汇报，由负责人安排施工人员开工。

五、施工技术措施

（1）回收设备保护性拆除

联系甲方人员确认要拆除的电气、仪表设备、挂牌标示、停电、验电、拆除、搬运至指定地点、回收。

（2）变压器、整流变压器拆除

首先要停电、验电、高、低压侧放电、标识、挂牌、将变压器轨道焊接处或地脚螺栓用气焊割断，高、低压瓷瓶的连接母线或电缆拆除，用塔吊吊至指定地点，并采取防护措施。

（3）电缆拆除

根据现场情况，清理好电缆沟与桥架上的障碍物，必须清理干净电缆沟内的石子瓦片，防止拉电缆时拉伤电缆外皮，清理电缆沟内的沙土时应使用特制的工具，不得使用铁锹等锋利铁器，防止划伤电缆外皮，拉电缆时注意对电缆的保护，翻越电缆沟时下面垫好保护垫，用力不要太猛，小心划伤外皮，电缆接头处应包扎好，以防划坏其他电缆，拉出的电缆应及时处理，拉至甲方指定地点。

（4）电缆桥架、钢管及电缆支架拆除

电缆桥架、钢管及电缆支架拆除为破坏性拆除，用气焊将电缆桥架、钢管及电缆支架的焊点割开，人工搬至地面，高空用吊车吊至地面，拉至甲方指定地点。

第四篇：怎样检查变压器好坏

听声音就可以判断

正常的声响。当电力变压器受电后，电流通过铁心产生交变磁通，就会发出“嗡嗡”的均匀电磁声，音响的强弱正比于负荷电流的大小。

1﹑ “吱吱”声。

当分接开关调压之后，响声加重，以双臂电桥测试其直流电阻值，均超过出厂原始数据的2%，属接触不良，系触头有污垢而引起的。

处理方法：旋开分接开关的风雨罩，卸下锁紧螺丝，用搬手把分接开关的轴左右往复旋转10～15次，即可消除这种现象，修后立即装配还原。

其次，终端杆引至跌落式熔断器的引下线采用裸铝或裸铜绞线，但张力不够，再加上瓷瓶扎线松驰所致。在黄昏和黎明时可见小火花发出“吱吱”声，这与电力变压器内部发出的“吱吱”声有明显区别。

处理方法：利用节假日安排停电检修，将故障排除。

2﹑ “噼啪”的清脆击铁声。

这是高压瓷套管引线，通过空气对电力变压器外壳的放电声，是电力变压器油箱上部缺油所致。

处理方法：用清洁干燥的漏斗从注油器孔插入油枕里，加入经试验合格的同号电力变压器油(不能混油使用)，补油量加至油面线温度+20℃为宜，然后上好注油器。否则，油受热膨胀会产生溢油现象。如条件允许，应采用真空注油法以排除线圈中的气泡。

对未用干燥剂的电力变压器，应检查注油器内的排气孔是否畅通无阻，以确保安全运行。沉闷的“噼啪”声。这是高压引线通过电力变压器油而对外壳放电，属对地距离不够(＜30mm)或绝缘油中含有水份。

驱潮的方法：另从三相三线开关中接出三根380V的引线，分别接在配电电力变压器高压绕组A、B、C端子上，从而产生零载电流，该电流不仅流过高压线圈产生了铜损，同时也产生了磁通，磁通通过线圈芯柱、铁心上下轭铁、螺栓、油箱还产生了铁损，铜损和铁损产生的热能使电力变压器油、线圈、铁质部件的水份受到均匀加热而蒸发出来，均通过油枕注油器孔排出箱外。

低压线圈中感应出25V的零载电压，作为油箱产生涡流发热的电源。从配电电力变压器的低压绕组a、b、c端子上，接出三根10～16mm2塑料铝芯线，分别在油箱外壳上、中、下缠绕三匝之后，均接于配电电力变压器低压绕组零线端子上，所产生的涡流发出的热能能使配电电力变压器油箱受到均匀加热，进一步提高配电电力变压器的干燥质量。注意，若焙烘的温度高于配电电力变压器的额定温度，去掉B相电源后即可降低干燥时的温度。

3﹑“吱啦吱啦”的如磁铁吸动小垫片的响声，而电力变压器的监视装置、电压表、电流表、温度计的指示值均属正常。这往往由于新组装或吊芯检修时的疏忽大意，没将螺钉或铁垫上紧或掉入小号铁质部件，在电磁力作用下所致。

处理方法：待电力变压器吊芯检修时加以排除。

4﹑似蛙鸣的“唧哇唧哇”声。

当刮风、时通时断、接触时发生弧光和火花，但声响不均，时强时弱，系经导线传递至电力变压器内发出之声。可配合电压表的指示值进行判断，若B相缺电，则电压大致为： u1-2=230V，u1-3=400V u2-3=230V，u1-0=230V u2-0=0V，u3-0=230V

处理方法：立即安排停电检修。一般发生在高压架空线路上，如导线与隔离开关的连接、耐张段内的接头、跌落式熔断器的接触点以及丁字形接头出现断线、松动，导致氧化、过热。待故障排除后，才允许投入运行。

5﹑声响减弱。

电力变压器停运后送电或新安装竣工后投产验收送电，往往发现电压不正常，这是高压瓷套管引线较细，运行发热断线，又由于经过长途运输、搬运不当或跌落式熔断器的熔丝熔断及接触不良。从电压表看出，如一相高、两相低和指示为零(指照明电压)，造成两相供电，当电力变压器受电后，电流通过铁心产生的交变磁通大为减弱，故从电力变压器内发出音响较小的“嗡嗡”均匀电磁声。

处理方法：高压线圈的直流电阻值测试。若电力变压器设置有分接开关，应测量每一档的数据，分Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ进行AB、AC、CA直流电阻值的测量，并注意将运行中的一档放在最后测量，测完之后不再切换。仪表用惠斯登或凯尔文及国产双臂电桥，待自感消逝，指针稳定后进行测试。各个绕组测试值之差，以不超过出厂原始数据的±2%为合格，否则应属接触不良。接触不良会使电阻值增大，是由于触头有污垢所致。此时，旋开风雨罩，卸下锁紧螺丝，用搬手把分接开关的轴左右往复旋转10～15次，可消除这种现象，修后立即装配还原。低压线圈的直流电阻值测量：ab、bc、ca的不平衡率应为±1%。

跌落式熔断器的接触不良，产生于熔断器上的上触头，原因是压力不够而引起。用拉闸杆迫使上触头往下压紧，且与熔芯接触可靠。

6﹑微弱的嘶叫声。

在电力变压器的容量较小时(100kVA以下)，受个别电器设备的起动电流冲击，例如，26kW直流弧焊机的起弧，又如22kW250kg空气锤的驱动等，经导线传递至电力变压器内而发出的微弱嘶叫声。

处理方法：如保护、监视装置，以及其他电器元件无异常预兆，这应属正常现象。7﹑特殊噪声。

由于负载和周围环境温度的变化，使油枕的油面线发生变化，因此，水蒸气伴随空气一并被吸入油枕内，凝成水珠，促使内部氧化生锈，随着积聚程度加剧，会落到油枕的下部。铁锈通过油枕与油盖的连通管，堆积在部分轭铁上，从而在电磁力的作用下产生振动，发出特殊噪声。这还会导致电力变压器运行油机械杂质增多，使油质恶化。

处理方法：油枕与集泥器的清洁是同时进行的，应根据电力变压器的负荷情况，温升状况来决定。使用经验证明，两年清洁一次为好。

集泥器装在油枕的下部，用于收集油中沉淀下来的机械杂质和水份，保持运行油有良好的绝缘强度。卸下集泥器(放油阀)后，油会自动流出，至流完为止，然后再打开油枕法兰盘，用清洁干燥的毛巾堵塞油枕与油盖连接管的上口径处，以防油枕里的异物通过连接管进入电力变压器油和器身内，否则会降低电力变压器运行油的绝缘强度使油质急剧恶化，并且电力变压器会发出沉闷“噼啪”声，酿成重大设备事故隐患。因此，决不能掉以轻心。如油枕上部无油部分与空气接触氧化生锈，可用钢丝刷清除至表面清洁为止。然后，以清净干燥的另一毛巾，把枕壁上堆积的机械杂质和油泥铁锈擦拭干净，先用换下的废油清洗，再以合格电力变压器油冲洗两次至彻底清洁为止。

清洁工作完毕，立即组装还原。用清洁干燥漏斗从注油器孔插入油枕里，加入经试验合格的同号电力变压器油(不能混油使用)，补油量加至油面线温度+20℃为宜，然后上好注油器。否则，油受热膨胀，会产生溢油现象。如条件允许，应采用真空注油法，以排除线圈中的气泡。

8﹑ 继续放电声。

电力变压器的铁心接地，一般采用吊环与油盖焊死或用铁垫脚方法。当脱焊或接触面有油垢时，导致连接处接触不良，而铁心及其夹件金属均处在线圈的电场中，从而感应出一定电位，在高压测试或投入运行时，其感应电位差超过其间的放电电压时，即会产生断续放电声。

处理方法：吊芯检查。把接地脱焊面清除干净，重新电焊或把油泥消除至清洁为止，保持良好的接触状态。同时应以500V摇表测试，铁心与电力变压器外壳要接地良好。9﹑“虎啸”声。

当低压线路短路时，会导致短路电流突然激增而造成这种“虎啸”声。

处理方法：电力变压器本体的检查与测试，从外观检查着手，参见“声响减弱”的处理方法。高低压线圈绝缘电阻值测试：高对低、高对地、低对地之间绝缘电阻应合格(注意前两项用2 500V摇表，后一项用500V摇表测量)，其值应不低于出厂原始数据的70%。不然，绝缘油中含水份过高，会导致对地放电，电力变压器的音响中会夹杂有“噼啪噼啪”声。应采用三相电流干燥法，参见“沉闷的噼啪声”的处理方法。

将检查测试与前者测试值(档案材料记载数据)进行比较，分析判断的结果，具备电力变压器运行条件。然后，先断低压侧负荷开关，后高压供电，空载运行，转动电压换相开关，或以500 型三用表电压500V测试档，测得ab、bc、ca各为410V上下，属三相电压基本平衡，而且声响属正常，说明电力变压器本体没受到损伤，可以运行使用。由此判断短路故障点确在低压侧供电线路上。

低压线路短路故障的检查与排除。低压线路短路分两种情况，即相间短路和相线对地短路，范围十分广泛，情况相当复杂。结合现场状况及值班操作者提供线索，对判断短路故障点有很大帮助。根据电力变压器运行使用经验，故障多发生在电力变压器低压侧至配电室之间汇流排(母排)上，一般采用直观法、测试法以及更换熔丝试送法三者同时使用，即可查出，并得到妥善排除。

直观检查法：查配电室的电器元件是否烧黑烧焦、冒烟起火、异臭断线、绝缘包层损坏以及相间和相线对地短路而酿成放电痕迹和爆炸损坏的设备等。

仪表测试检查法：经直观检查把故障点消除后，以500V摇表测试相间ab、bc、ca的绝缘电阻值均为10MΩ，然后再测试a、b、c的三相对地绝缘电阻值各为9MΩ，均属合格。更换熔丝试送法：试探其他有无短路点，可分配电回路进行。把每一回路中的保险管拔下，在原保险位置搭配三根22～20号铅锡保险丝(照明只搭配相线)，试送供电，若保险丝完好无损，该配电回路均无相间短路和相线对地短路，视为合格，并依次进行至试完为止。

检修工作完毕，再度检查安全合格，方可合闸送电使用。

10﹑“咕嘟咕嘟”的象烧开水的沸腾声。

电力变压器线圈发生层间或匝间短路，短路电流骤增，或铁心产生强热，导致起火燃烧，致使绝缘物被烧环，产生喷油，冒烟起火。

处理方法：先断开低压负荷开关，使电力变压器处于空载状态下，然后切断高压电源，断开跌落式熔断器。解除运行系统，安排吊芯大修。

可见，电力变压器受电运行中，发生的故障和异常现象是很多的，经常遇到的情况如上所述。

第五篇：变压器安全问题

摘要： 当今世界，无论是发达国家还是发展中国家，配电变压器都存在安全、环保方面的问题，成为制约电力工业可持续发展的因素，引起全行业密切关注。

关键词： 变压器 安全 环保

当前的世界范围内，不间断的电力供应已成为工业生产、国防军事、科技发展及人民生活中至关重要的因素。人们对能源不间断供应的依赖性常常是直到厂房里的生产设备突然停 止工作、大楼灯光突然全部熄灭、电梯被悬在楼层之间时才意识到各种断路器、布线及变压 器的重要性。

变压器故障通常是伴随着电弧和放电以及剧烈燃烧而发生，随后电力设备即发生短路或 其他故障，轻则可能仅仅是机器停转，照明完全熄灭，严重时会发生重大火灾乃至造成人身 伤亡事故。因此如何确保变压器的安全运行受到了世界各国的广泛关注。

美国HSB公司工程部总工程师William Bartley先生，主要负责对大型电力设备尤其是发 电机和变压器的分析和评估工作，并负责重大事故的调查、检修程序的改进及新型检测技术方面的研究。自70年代以来，他负责调查了数千起变压器故障并进行了几十年的科学统计研究。

在中国高速的现代化发展中，电力工业的安全运行更起着关键作用。本文从介绍美国19 88年至1997年10年间变压器故障的统计数据进行分析，为国内提供参考资料及可借鉴的科学统计方法，以达到为电力部门服务的目的。

变压器故障的统计资料

1．1 各类型变压器的故障

过去10年来，HSB发生几百起变压器故障造成了数百万美金的损失。此列出了按变压器类型显示的变压器故障统计数。从此的显示可以看出除1988年外，电力变压器故障始终占据主导位置。

1．2 不同用户的变压器故障

变压器使用在不同的部门，故障率是不同的。为了分析变压器发生故障的危险性，可将 用户划分为11个独立类型：（1）水泥与采矿业；（2）化工、石油与天然气；（3）电力部 门；（4）食品加工；（5）医疗；（6）制造业；（7）冶金工业；（8）塑料；（9）印刷业 ；（10）商业建筑；（11）纸浆与造纸业。

按照HSB的Rick Jones博士风险管理的方法，将“风险”定义为发生频率与损失程度。损失程度可以被定义为年平均毛损失，而发生频率（或称为概率）则可定义为故障发生平均 数除以总数。所以，对于每一个给定的独立组来说：

频率 = 故障数 / 该组中的变压器台数

（举例来说，如果每年平均有10起故障，在一个给定的独立组中有1,000个用户，在该组中 任何地点故障的概率就是0.01/年。）因此，可以采用产品的故障频率与程度将变压器的风 险按用户加以划分。（风险=频率×程度）。

10年中10个独立组中变压器风险性的频率—程度“分布图”。每组曲线 中，X轴表示频率、Y轴表示程度（或平均损失），X－Y的关系就形成了一个风险性坐标系统。其中的斜线称为风险等价曲线（例如，对于＄1,000的0.1的可能性与＄10,000的0.01的可 能性可认为是同等风险的）。坐标中右上角的象限是风险性最高的区域。

当考虑到频率和程度时，电力部门的风险是最高的，冶金工业及制造业 分别列在第二和第三位。

1．3 各种使用年限变压器的故障

按照变压器设计人员的说法，在“理想状况下”变压器的使用寿命可达30～40年，很明 显的是在实际中并非如此。在1975年的研究中，故障时的变压器平均寿命为9.4年。在1985 年的研究中，变压器平均寿命为14.9年。通常有盆形曲线显示使用初期的故障率以及位于右 端的老化结果，然而故障统计数据显示变压器的使用寿命并非无法预测。此显示了该研究中使用寿命的统计数据，这些数据可以用来确定对变压器进行周期检查的时间和费用。

在电力工业中变压器的使用寿命应当给予特别地关注。美国在二战后经历了一个工业飞速发展的阶段，并导致了基础工业特别是电力工业大规模的发展。这些自50年代到80年代安 装的设备，按其设计与运行的状况，现在大部分都已到了老化阶段。据美国商业部的数据，在1973～1974年间电力工业在新设备安装方面达到了顶峰。如今，这些设备已运行了近25年，故必须对已安装变压器的故障可能性给予特别的关注。

变压器故障原因分析

HSB收集了有关变压器故障10年来的资料并进行分析的结果表明，尽管老化趋势及使用 不同，故障的基本原因仍然相同。HSB公司电气部的总工程师J.B.Swering在论文中写到：“多种因素都可能影响到绝缘材料的预期寿命，负责电气设备操作的人员应给予细致地考虑。这些因素包括：误用、振动,过高的操作温度、雷电或涌流、过负荷、对控制设备的维护 不够、清洁不良、对闲置设备的维护不够、不恰当的润滑以及误操作等。"

下表中给出了在过去几十年中HSB公司总结出的有关变压器故障的基本原因，表中列出了分别由1975、1983以及1998年的研究得出的关于故障通常的原因及其所占百分比。

2.1 雷击

雷电波看来比以往的研究要少，这是因为改变了对起因的分类方法。现在，除非明确属 于雷击事故，一般的冲击故障均被列为“线路涌流”。

2．2 线路涌流

线路涌流（或称线路干扰）在导致变压器故障的所有因素中被列为首位。这一类中包括 合闸过电压、电压峰值、线路故障/闪络以及其他输配(T＆D)方面的异常现象。这类起因在 变压器故障中占有显著比例的事实表明必须在冲击保护或对已有冲击保护充分性的验证方面 给与更多的关注。

2．3 工艺/制造不良

在HSB于1998年的研究中，仅有很小比例的故障归咎于工艺或制造方面的缺陷。例如出 线端松动或无支撑、垫块松动、焊接不良、铁心绝缘不良、抗短路强度不足以及油箱中留有异物。

2．4 绝缘老化

在过去的10年中在造成故障的起因中，绝缘老化列在第二位。由于绝缘老化的因素，变 压器的平均寿命仅有17.8年，大大低于预期为35～40年的寿命！在1983年，发生故障时变压 器的平均寿命为20年。

2．5 过载

这一类包括了确定是由过负荷导致的故障，仅指那些长期处于超过铭牌功率工作状态下的变压器。过负荷经常会发生在发电厂或用电部门持续缓慢提升负荷的情况下。最终造成变 压器超负荷运行，过高的温度导致了绝缘的过早老化。当变压器的绝缘纸板老化后，纸强度 降低。因此，外部故障的冲击力就可能导致绝缘破损，进而发生故障。

2．6 受潮

受潮这一类别包括由洪水、管道渗漏、顶盖渗漏、水分沿套管或配件侵入油箱以及绝缘 油中存在水分。

2．7 维护不良

保养不够被列为第四位导致变压器故障的因素。这一类包括未装控制其或装的不正确、冷却剂泄漏、污垢淤积以及腐蚀。

2．8 破坏及故意损坏

这一类通常确定为明显的故意破坏行为。美国在过去的10年中没有关于这方面变压器故 障的报道。

2．9 连接松动

连接松动也可以包括在维护不足一类中，但是有足够的数据可将其独立列出，因此与以 往的研究也有所不同。这一类包括了在电气连接方面的制造工艺以及保养情况，其中的一个 问题就是不同性质金属之间不当的配合，尽管这种现象近几年来有所减少。另一个问题就是 螺栓连接间的紧固不恰当。

变压器维护建议

根据以上统计分析结果，用户可制订一个维护、检查和试验的计划。这样不但将显著地 减少变压器故障的发生以及不可预计的电力中断，而且可大量节约经费和时间。因为一旦发 生事故，不仅修理费用以及停工期的花费巨大，重绕线圈或重造一台大型的电力变压器更需 要6到12个月的时间。因而，一个包括以下建议的良好维护制度将有助于变压器获得最大的使用寿命。

3．1 安装及运行

（1）确保负荷在变压器的设计允许范围之内。在油冷变压器中需要仔细地监视顶层油 温。

（2）变压器的安装地点应与其设计和建造的标准相适应。若置于户外，确定该变压器 适于户外运行。

（3）保护变压器不受雷击及外部损坏危险。

3．2 对油的检验

变压器油的介电强度随着其中水分的增加而急剧下降。油中万分之一的水分就可使其介电强度降低近一半。除小型配电变压器外所有变压器的油样应经常作击穿试验，以确保正确 地检测水分并通过过滤将其去除。

应进行油中故障气体的分析。应用变压器油中8种故障气体在线监测仪，连续测定随着变压器中故障的发展而溶解于油中气体的含量，通过对气体类别及含量的分析则可确定故障 的类型。每年都应作油的物理性能试验以确定其绝缘性能，试验包括介质的击穿强度、酸度、界面张力等等。

3．3 经常维护

（1）保持瓷套管及绝缘子的清洁。

（2）在油冷却系统中，检查散热器有无渗漏、生锈、污垢淤积以及任何限制油自由流动的机械损伤。

（3）保证电气连接的紧固可靠。

（4）定期检查分接开关。并检验触头的紧固、灼伤、疤痕、转动灵活性及接触的定位。

（5）每三年应对变压器线圈、套管以及避雷器进行介损的检测。

（6）每年检验避雷器接地的可靠性。接地必须可靠，而引线应尽可能短。旱季应检测 接地电阻，其值不应超过5Ω。

（7）应考虑将在线检测系统用于最关键的变压器上。目前市场上有多种在线检测系统，供应商将不同的探测器与传感器加以组装，并将其与数据采集装置相连，同时提供了通过 调制解调器实现远距离通讯的功能。美国SERVERON 公司的TrueGas油中8种故障气体在线监 测仪就是极好的选择。此系统监测真实故障气体含量，结合“专家系统”诊断将无害情况与 危险事件加以区分，保证变压器的安全运行。

结束语

变压器是电网中的重要设备之一。虽配有避雷器、差动、接地等多重保护，但由于内部 结构复杂、电场及热场不均等诸多因素，事故率仍然很高。中国在70年代的10年中，110kV 及以上变压器的年平均绝缘事故率约为17.66台次，恶性事故和重大损失也时有发生。因此 借鉴国外经验，利用先进在线监测设备，加强状态维护模式，以使电力供应更加安全可靠。