变压器常见故障的分析与处理

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1、变压器常见故障的现场分析与处变压器常见故障的现场分析与处理理第一章：大型变压器显性故障的特征与现场处理第一章：大型变压器显性故障的特征与现场处理 所谓显形故障是指故障的特征和表现形式比较所谓显形故障是指故障的特征和表现形式比较直观明显的故障，在此，结合现场实际，对大型直观明显的故障，在此，结合现场实际，对大型变压器显性故障的原因和特征进行了叙述和分析，变压器显性故障的原因和特征进行了叙述和分析，介绍了现场常见的处理办法，也是一些比较简单介绍了现场常见的处理办法，也是一些比较简单的办法。的办法。一、外观异常和故障类型：一、外观异常和故障类型： 变压器在运行过程中发生异常和故障时，往往变压器在运行

2、过程中发生异常和故障时，往往伴随相应外观特征，通过这些简单的外部现象，伴随相应外观特征，通过这些简单的外部现象，可以发现一些缺陷并对异常和故障进行定性分析可以发现一些缺陷并对异常和故障进行定性分析, ,提出进一步提出进一步 分析或处理的方案。可以从以下几个分析或处理的方案。可以从以下几个方面进行分析和处理：方面进行分析和处理：1 1 1 1、防爆筒或压力释放阀薄膜破损。、防爆筒或压力释放阀薄膜破损。、防爆筒或压力释放阀薄膜破损。、防爆筒或压力释放阀薄膜破损。 当变压器呼吸不畅，进入变压器油枕隔膜上方的空气，当变压器呼吸不畅，进入变压器油枕隔膜上方的空气，当变压器呼吸不畅，进入变压器油枕隔膜上方

3、的空气，当变压器呼吸不畅，进入变压器油枕隔膜上方的空气，在温度升高时，急剧膨胀，压力增加，若引起薄膜破损还在温度升高时，急剧膨胀，压力增加，若引起薄膜破损还在温度升高时，急剧膨胀，压力增加，若引起薄膜破损还在温度升高时，急剧膨胀，压力增加，若引起薄膜破损还会会伴有大量的变压器油喷出；主要有以下原因和措施：会会伴有大量的变压器油喷出；主要有以下原因和措施：会会伴有大量的变压器油喷出；主要有以下原因和措施：会会伴有大量的变压器油喷出；主要有以下原因和措施：1 1）呼吸器因硅胶多或油封注油多、管路异物而堵塞。硅）呼吸器因硅胶多或油封注油多、管路异物而堵塞。硅胶应占呼吸器的胶应占呼吸器的2/32/3，

4、油封中有，油封中有1/31/3的油即可，可用充入氮的油即可，可用充入氮气的办法对管路检查气的办法对管路检查2 2）安装检修时紧固薄膜的螺栓过紧或法兰不平，外力损）安装检修时紧固薄膜的螺栓过紧或法兰不平，外力损伤或人员误碰。更换损坏的薄膜伤或人员误碰。更换损坏的薄膜3 3）内部发生短路故障，产生大量气体。可先从瓦斯继电）内部发生短路故障，产生大量气体。可先从瓦斯继电器中取气样，若点火能够燃烧，需取油样色谱分析和进行器中取气样，若点火能够燃烧，需取油样色谱分析和进行电气检查，确定故障性质，故障原因未查明，消除缺陷前电气检查，确定故障性质，故障原因未查明，消除缺陷前变压器不能投运。变压器不能投运。4

5、 4）隔膜结构的油枕在检修或安装时注油方法不当，未按）隔膜结构的油枕在检修或安装时注油方法不当，未按规定将油枕上部的气体排净。停电将变压器油注满油枕，规定将油枕上部的气体排净。停电将变压器油注满油枕，再将变压器油放至合适的油位高度。再将变压器油放至合适的油位高度。5 5）胶囊结构的油枕因油位低等原因，胶囊堵塞油枕与变）胶囊结构的油枕因油位低等原因，胶囊堵塞油枕与变压器本体的管路联结口。在管路联结口处装一支架，防止压器本体的管路联结口。在管路联结口处装一支架，防止胶囊直接堵塞联结口。胶囊直接堵塞联结口。2 2、套管闪络放电。、套管闪络放电。 套管闪络放电会使其本身发热、老化，引发变套管闪络放电会

6、使其本身发热、老化，引发变压器出口短路事故；其主要原因和措施有：压器出口短路事故；其主要原因和措施有：1 1）表面脏污，在阴雨潮湿天气下，因脏污的导电）表面脏污，在阴雨潮湿天气下，因脏污的导电性能提高而放电。需对变压器停电清扫套管，并性能提高而放电。需对变压器停电清扫套管，并涂涂RTVRTV长效涂料以提高其防污闪性能。长效涂料以提高其防污闪性能。2 2）安装检修或制造时即有缺陷。试验时介质损失）安装检修或制造时即有缺陷。试验时介质损失角等绝缘指标超标或瓷件不完整，需更换套管。角等绝缘指标超标或瓷件不完整，需更换套管。3 3）设计时外爬电距离选用的小，变压器又处在污）设计时外爬电距离选用的小，变

7、压器又处在污秽等级高的地区运行。更换爬电距离大的套管或秽等级高的地区运行。更换爬电距离大的套管或采取加硅橡胶增爬裙等防污闪措施。采取加硅橡胶增爬裙等防污闪措施。4 4）系统出现内部过电压和大气过电压。对套管及）系统出现内部过电压和大气过电压。对套管及变压器进行试验和检查，全部合格后方可投入运变压器进行试验和检查，全部合格后方可投入运行。行。5 5）套管表面附有杂物短接部分瓷裙。带电用绝缘）套管表面附有杂物短接部分瓷裙。带电用绝缘杆挑出即可。杆挑出即可。6 6）雨雪天气或伏冰，停止运行。）雨雪天气或伏冰，停止运行。3 3 3 3、渗漏油、渗漏油、渗漏油、渗漏油 几乎是每台变压器都存在的问题，凡是

8、密封点，甚至几乎是每台变压器都存在的问题，凡是密封点，甚至铁板也因沙眼而渗漏油。渗漏油一般不会导致变压器立即铁板也因沙眼而渗漏油。渗漏油一般不会导致变压器立即停运，但一旦漏油不及时处理，将严重危及变压器的安全停运，但一旦漏油不及时处理，将严重危及变压器的安全运行。由于变压器密封部位多且形式各种各样，所以渗漏运行。由于变压器密封部位多且形式各种各样，所以渗漏油的象征也千差万别。油的象征也千差万别。主要有以下原因和措施：主要有以下原因和措施：1 1）密封胶垫老化和龟裂，一般是胶垫质量不良或超期未）密封胶垫老化和龟裂，一般是胶垫质量不良或超期未更换造成。需结合检修及时更换。更换造成。需结合检修及时更

9、换。2 2）密封点紧固不到位，无油部位还会加速胶垫的老化，）密封点紧固不到位，无油部位还会加速胶垫的老化，空气进入变压器本体。随时发现随时校紧。空气进入变压器本体。随时发现随时校紧。3 3）阀门制造质量不良，关闭不严。放油更换阀门。）阀门制造质量不良，关闭不严。放油更换阀门。4 4）沙眼或焊接质量不良。可带油焊接，但必须做好防火）沙眼或焊接质量不良。可带油焊接，但必须做好防火措施，对铁板沙眼也可在表面覆焊一定面积的铁板来处理。措施，对铁板沙眼也可在表面覆焊一定面积的铁板来处理。5 5）油泵的渗漏油。部分部位因负压在其运转时不渗漏油，）油泵的渗漏油。部分部位因负压在其运转时不渗漏油，一旦停止就会

10、渗漏，此种情况往往会将空气带入变压器，一旦停止就会渗漏，此种情况往往会将空气带入变压器，引起瓦斯发信甚至动作掉闸。查找比较困难，须逐台油泵引起瓦斯发信甚至动作掉闸。查找比较困难，须逐台油泵停下检查判别和处理。停下检查判别和处理。6 6）胶垫受力过大变形，密封结构不合理，制造安装工艺）胶垫受力过大变形，密封结构不合理，制造安装工艺不良等，也会导致渗漏油。需针对具体原因处理。不良等，也会导致渗漏油。需针对具体原因处理。二、颜色的变化和气味异常二、颜色的变化和气味异常二、颜色的变化和气味异常二、颜色的变化和气味异常变压器的许多故障往往伴随发热现象，引起发热变压器的许多故障往往伴随发热现象，引起发热部

11、位的颜色、温度变化或发出特殊气味。部位的颜色、温度变化或发出特殊气味。1 1 、外部线夹联结部位过热。、外部线夹联结部位过热。由变压器套管引出线夹本身或与联结引线的紧固由变压器套管引出线夹本身或与联结引线的紧固螺栓螺丝松动、接触面氧化或面积不够引起，表螺栓螺丝松动、接触面氧化或面积不够引起，表现为过热点颜色变暗失去光泽，测温会发现其温现为过热点颜色变暗失去光泽，测温会发现其温度超过度超过7070度，示温腊片变色，表面刷漆发黑等，度，示温腊片变色，表面刷漆发黑等，此种缺陷的预防可结合停电试验测量含线夹在内此种缺陷的预防可结合停电试验测量含线夹在内的变压器绕组直流电阻，有怀疑时可单独测量线的变压器

12、绕组直流电阻，有怀疑时可单独测量线夹本身的接触电阻（一般不超过夹本身的接触电阻（一般不超过500u500u）处理）处理时结合具体情况开夹打磨接触面和紧固时结合具体情况开夹打磨接触面和紧固、呼吸器的硅胶受潮。、呼吸器的硅胶受潮。呼吸器的硅胶一般为变色硅胶，其作用是吸附进入呼吸器的硅胶一般为变色硅胶，其作用是吸附进入到变压器油枕中的潮气，正常情况下为浅兰色，若到变压器油枕中的潮气，正常情况下为浅兰色，若变为粉红色即为失效，靠正常的呼吸一般一年就需变为粉红色即为失效，靠正常的呼吸一般一年就需更换一次硅胶；硅胶变色过快的原因和措施：更换一次硅胶；硅胶变色过快的原因和措施：1 1）硅胶筒密封不严，如胶垫

13、老化、螺丝松动、玻璃）硅胶筒密封不严，如胶垫老化、螺丝松动、玻璃罩有裂纹；需更换胶垫、校紧螺丝和更换玻璃罩。罩有裂纹；需更换胶垫、校紧螺丝和更换玻璃罩。2 2）硅胶筒下部的的油封无油或油位低，油封内进水，）硅胶筒下部的的油封无油或油位低，油封内进水，使空气未经过油过滤而直接进入呼吸器。加入适量使空气未经过油过滤而直接进入呼吸器。加入适量的变压器油即可。的变压器油即可。3 3）天气阴雨湿度大或硅胶筒内进水也能加快硅胶变）天气阴雨湿度大或硅胶筒内进水也能加快硅胶变色。同样，若硅胶变色过缓，说明呼吸不正常，需色。同样，若硅胶变色过缓，说明呼吸不正常，需对管路进行检查处理。对管路进行检查处理。3 3、

14、变压器轻瓦斯动作、瓦斯继电器油室内集有气体。、变压器轻瓦斯动作、瓦斯继电器油室内集有气体。 正常情况下变压器瓦斯继电器油室内充满变压器油，正常情况下变压器瓦斯继电器油室内充满变压器油，一旦轻瓦斯动作，应立即检查和取油样色谱分析，确认是一旦轻瓦斯动作，应立即检查和取油样色谱分析，确认是否内部故障情况。否内部故障情况。 若气体无色无味且不可燃，说明为空气；若气体无色无味且不可燃，说明为空气；若气体无色无味且不可燃，说明为空气；若气体无色无味且不可燃，说明为空气；造成的原因和造成的原因和措施：措施：1 1）安装或检修后新注油或滤油将气体带入变压器油箱，）安装或检修后新注油或滤油将气体带入变压器油箱，

15、静置期间未反复放气或放气不彻底，变压器一经投运，温静置期间未反复放气或放气不彻底，变压器一经投运，温度升高，气体膨胀而逸出，进入瓦斯继电器；为此应严格度升高，气体膨胀而逸出，进入瓦斯继电器；为此应严格变压器注油程序并反复放气。变压器注油程序并反复放气。2 2）油泵密封不良，将气体带入变压器本体，应逐一对油）油泵密封不良，将气体带入变压器本体，应逐一对油泵检查加以排除。泵检查加以排除。 若气体含有异味，说明变压器存在内部故障，若气体含有异味，说明变压器存在内部故障，若气体含有异味，说明变压器存在内部故障，若气体含有异味，说明变压器存在内部故障，应立即应立即停止运行检查和试验，一般表现为：停止运行

16、检查和试验，一般表现为：1 1）微黄色且不可燃，内部绝缘支架等木质材料烧损；）微黄色且不可燃，内部绝缘支架等木质材料烧损；2 2）黑色、灰色且可燃，裸金属过热或绝缘闪络使变压器）黑色、灰色且可燃，裸金属过热或绝缘闪络使变压器油分解；油分解；3 3）白色且不易燃烧，可能是绝缘击穿或纸绝缘烧损。以）白色且不易燃烧，可能是绝缘击穿或纸绝缘烧损。以上现象，气样和油样色谱分析，特征气体都会超标，应结上现象，气样和油样色谱分析，特征气体都会超标，应结合电气试验和特征气体含量，依据试验规程和色谱导则，合电气试验和特征气体含量，依据试验规程和色谱导则，进行综合分析，查明原因，再进行处理。进行综合分析，查明原因

17、，再进行处理。三、声音和温度故障三、声音和温度故障1 1、声音异常。、声音异常。、声音异常。、声音异常。 变压器正常运行时在交流电磁场的作用下，会变压器正常运行时在交流电磁场的作用下，会发出连续均匀、轻微的发出连续均匀、轻微的“ “嗡嗡嗡嗡” ”声，若声音不均声，若声音不均匀或有特殊声音，即视为不正常。主要原因有：匀或有特殊声音，即视为不正常。主要原因有：1 1）系统出现过电压；）系统出现过电压；2 2）变压器过负荷运行；以上皆需按变压器的铭牌）变压器过负荷运行；以上皆需按变压器的铭牌参数确定。参数确定。3 3）内部夹件或压紧铁心的螺丝、拉带松动，铁心）内部夹件或压紧铁心的螺丝、拉带松动，铁心

18、的硅钢片震动增大，有明显的杂音；需吊罩处理；的硅钢片震动增大，有明显的杂音；需吊罩处理；4 4）分节开关接触不良或不接地的金属件静电放电、）分节开关接触不良或不接地的金属件静电放电、外绝缘电晕放电；伴有外绝缘电晕放电；伴有“ “劈啪劈啪” ”的放电声。的放电声。5 5）铭牌、标示牌、风扇电机等外附件因固定不牢）铭牌、标示牌、风扇电机等外附件因固定不牢也会发出异音。针对具体情况进行处理。也会发出异音。针对具体情况进行处理。2 2、温度异常、温度异常 变压器的许多故障往往会伴随温度的变化，规变压器的许多故障往往会伴随温度的变化，规程规定变压器上层油温不得超过程规定变压器上层油温不得超过9595，温

19、升不得，温升不得超过超过5555；引起变压器温度异常的主要原因和措；引起变压器温度异常的主要原因和措施有：施有：1 1）铁心多点接地、裸金属过热等变压器内部故障。）铁心多点接地、裸金属过热等变压器内部故障。需甄别处理。需甄别处理。2 2）新安装或大修后，散热器法门未打开，不能正）新安装或大修后，散热器法门未打开，不能正常循环散热。检查油泵运转和流速表的动作情况，常循环散热。检查油泵运转和流速表的动作情况，开启未打开的法门。开启未打开的法门。3 3）呼吸器堵塞或严重渗漏油影响散热。）呼吸器堵塞或严重渗漏油影响散热。4 4）变压器结构不合理，因漏磁引起箱壳局部过热，）变压器结构不合理，因漏磁引起箱

20、壳局部过热，有时会达到上百度。可在具体部位加装隔磁材料。有时会达到上百度。可在具体部位加装隔磁材料。5 5）冷却装置运行不正常，影响散热。）冷却装置运行不正常，影响散热。四、变压器的显性故障，还有诸如：油位不在温度曲线范围内，负荷异常，附件异常等等；显性故障的辨别是经过变压器外观现象的检查和分析判断，对变压器存在问题定性评价，确定是否可以继续运行，退出运行应进行的检查和试验项目。由于同一显性故障促成的原因千差万别，需要熟悉具体每台变压器安装和检修运行的历史资料，了解其结构特点、运行规律；需要具有丰富现场经验知识，具体设备，具体分析。变压器显性故障的特征判别和处理，是变压器运行检修人员应具备的基

21、本技能。第二章：变压器铁心接地故障特征与防范处理第二章：变压器铁心接地故障特征与防范处理 目前运行的变压器，由于制造工艺质量，运输、安装和运行维护等原因，在变压器运行过程中，铁心接地故障往往时有发生，且在变压器各类故障中占相当的比例，而铁心多点接地故障点往往发生在视角不易发现之处，发生原因和表现的特征各式各样，给现场处理和查找带来一定的难度；下面将介绍对变压器铁心接地的要求，多点接地表现特征，现场处理办法及预防措施；结合多年来发生、判断和处理铁心接地故障的几起实例，对铁心接地原因和现场处理过程进行叙述、分析和论证。一、变压器铁心接地点的要求一、变压器铁心接地点的要求 变压器的铁心只能有一个接地

22、点，做为正常的工作接地，来限制铁变压器的铁心只能有一个接地点，做为正常的工作接地，来限制铁变压器的铁心只能有一个接地点，做为正常的工作接地，来限制铁变压器的铁心只能有一个接地点，做为正常的工作接地，来限制铁心的电位和流过的电流；若不接地和出现两点及以上的接地，都将导心的电位和流过的电流；若不接地和出现两点及以上的接地，都将导心的电位和流过的电流；若不接地和出现两点及以上的接地，都将导心的电位和流过的电流；若不接地和出现两点及以上的接地，都将导致铁心出现故障，影响变压器的安全运行；致铁心出现故障，影响变压器的安全运行；致铁心出现故障，影响变压器的安全运行；致铁心出现故障，影响变压器的安全运行；一

23、是变压器在运行过程中，其带电的绕组和油箱之间存在一是变压器在运行过程中，其带电的绕组和油箱之间存在电场，铁心和夹件等金属构件处于该电场之中，由于电容电场，铁心和夹件等金属构件处于该电场之中，由于电容分布不均匀，场强各异，若铁心没有可靠接地，则存在对分布不均匀，场强各异，若铁心没有可靠接地，则存在对地悬浮电位，产生铁心对地或线圈的充放电现象，破坏固地悬浮电位，产生铁心对地或线圈的充放电现象，破坏固体绝缘和油的绝缘强度；若铁心一点接地，即消除了铁心体绝缘和油的绝缘强度；若铁心一点接地，即消除了铁心悬浮电位的可能。悬浮电位的可能。二是当铁心出现两点或以上多点接地时，铁心在工作磁通二是当铁心出现两点或

24、以上多点接地时，铁心在工作磁通周围就会形成短路环，短路环在交变的磁场作用下，产生周围就会形成短路环，短路环在交变的磁场作用下，产生很大的短路电流，流过铁心，造成铁心局部过热；铁心的很大的短路电流，流过铁心，造成铁心局部过热；铁心的接地点越多，形成的环流回路越多，环流越大（取决于多接地点越多，形成的环流回路越多，环流越大（取决于多余接地点的位置），使变压器铁损变大；同时，环流过热余接地点的位置），使变压器铁损变大；同时，环流过热还会烧熔局部铁心硅钢片，使相邻硅钢片间的绝缘漆膜烧还会烧熔局部铁心硅钢片，使相邻硅钢片间的绝缘漆膜烧坏，修复时不得不更换部分硅钢片，修复耗用资金巨大，坏，修复时不得不更换

25、部分硅钢片，修复耗用资金巨大，需要返厂工期较长，严重影响电网安全运行。需要返厂工期较长，严重影响电网安全运行。同时两者在严重时，都会因过热和放电，在变压器内部产同时两者在严重时，都会因过热和放电，在变压器内部产生大量的可燃性气体，引起轻瓦斯发信，甚至重瓦斯动作生大量的可燃性气体，引起轻瓦斯发信，甚至重瓦斯动作而使变压器开关掉闸，中断对外供电。因此变压器的铁心而使变压器开关掉闸，中断对外供电。因此变压器的铁心与其紧固件之间必须良好绝缘，且仅有一点可靠接地。与其紧固件之间必须良好绝缘，且仅有一点可靠接地。 二、变压器铁心接地故障的表现特征：变压器发生铁心接地故障的原因和现场表现形式各种各样，但其故

26、障特征往往有共同的规律可循，需要熟悉变压器的结构特点，了解容易发生多点接地的部位，并结合各类试验数据进行综合分析，就能对多余接地点准确定位；综合分析时，应重点把握铁心接地故障的如下表现特征：1 1、油色谱分析的表现特征：、油色谱分析的表现特征： 一般情况下，铁心接地点之间会产生环流，直接表现在铁心的过一般情况下，铁心接地点之间会产生环流，直接表现在铁心的过热上，加快变压器油的裂化和分解，产生可燃性的特征气体，初期一热上，加快变压器油的裂化和分解，产生可燃性的特征气体，初期一般为般为300300700700摄氏度的中温过热，故障编码一般为摄氏度的中温过热，故障编码一般为0 2 10 2 1，这就

27、必然，这就必然使变压器油的色谱分析异常。使变压器油的色谱分析异常。一是总烃升高，一般超过色谱导则规定的注意值一是总烃升高，一般超过色谱导则规定的注意值（150ul/l150ul/l），其中乙烯和甲烷占主要成份，乙炔微量或没），其中乙烯和甲烷占主要成份，乙炔微量或没有，变压器若不带病长期运行，乙炔值一般不会超过导则有，变压器若不带病长期运行，乙炔值一般不会超过导则规定注意值（规定注意值（5ul/l5ul/l）；）；二是故障严重时，由于环流过热而无高能量放电，若用导二是故障严重时，由于环流过热而无高能量放电，若用导则推荐的三比值法分析，故障编码一般为则推荐的三比值法分析，故障编码一般为0 2 20

28、 2 2或或0 0 20 0 2，系高于系高于700700摄氏度的高温热故障；摄氏度的高温热故障；三是若产气速率较快，超过导则规定的注意值，将伴随大三是若产气速率较快，超过导则规定的注意值，将伴随大量乙炔出现，超过导则规定注意值（量乙炔出现，超过导则规定注意值（5ul/l5ul/l）；）；四是有些铁心接地故障涉及绝缘材料，也会引起四是有些铁心接地故障涉及绝缘材料，也会引起COCO和和CO2CO2的伴随增长；的伴随增长；五是一些间歇性接地故障，由于伴随放电火花，往往会产五是一些间歇性接地故障，由于伴随放电火花，往往会产生一定量的乙炔，生一定量的乙炔，C2H2C2H2占主要成份，并超过占主要成份，

29、并超过5ul/l5ul/l。 2 2、电气测量的表现特征：、电气测量的表现特征：一是一是大部分变压器铁心多点接地的接地点，不是从接地大部分变压器铁心多点接地的接地点，不是从接地套管一处引出，而是在不同的位置形成环流通道，套管一处引出，而是在不同的位置形成环流通道，故在故在变压器正常运行时，从引出的接地线上，测量铁心接地变压器正常运行时，从引出的接地线上，测量铁心接地的电流，将明显增大，往往超出电力设备预防性试验的电流，将明显增大，往往超出电力设备预防性试验规程一般不大于的要求，停电用兆欧摇测铁心绝缘，规程一般不大于的要求，停电用兆欧摇测铁心绝缘，阻值很低，往往小于阻值很低，往往小于5M5M，甚

30、至用万用表即可测量出其，甚至用万用表即可测量出其接触电阻值。为减少误判，用钳型表接地电流测量时，接触电阻值。为减少误判，用钳型表接地电流测量时，由于变压器箱体周围存在漏磁通，应水平放置并选择在由于变压器箱体周围存在漏磁通，应水平放置并选择在油箱高度的油箱高度的1/21/2处。若测量数据的分散性大，可在变压器处。若测量数据的分散性大，可在变压器铁心接地引下线上，并联可靠短路线并串入测量交流电铁心接地引下线上，并联可靠短路线并串入测量交流电流表后，再打开固定的接地引下线，直接测量其准确接流表后，再打开固定的接地引下线，直接测量其准确接地电流值。另外，对间歇性的多点接地，测得的电流值地电流值。另外，

31、对间歇性的多点接地，测得的电流值会不断变化，有时甚至为会不断变化，有时甚至为0 0，不能判断是否有铁心多点，不能判断是否有铁心多点接地，需要不断观察和多次测量；在停电摇测绝缘电阻接地，需要不断观察和多次测量；在停电摇测绝缘电阻可能正常。可能正常。二是二是多点接地故障点是从接地套管一处引出，多点接地故障点是从接地套管一处引出，往往通过往往通过电气测量不能判定，测的铁心绝缘电阻和接地电流正常，电气测量不能判定，测的铁心绝缘电阻和接地电流正常，只能结合色谱分析在有怀疑时，对变压器停电进行检查，只能结合色谱分析在有怀疑时，对变压器停电进行检查，可在放出部分油后，打开接地套管，观察接地引线是否可在放出部

32、分油后，打开接地套管，观察接地引线是否过长、裸漏，该部位的硅钢片有无放电和烧伤痕迹，直过长、裸漏，该部位的硅钢片有无放电和烧伤痕迹，直接找到多余接地点。接找到多余接地点。3 3、吊罩检查的表现特征：、吊罩检查的表现特征： 变压器大修和铁心接地处理需要吊罩时，查变压器大修和铁心接地处理需要吊罩时，查找多点接地部位应注意如下特征。找多点接地部位应注意如下特征。一是首先检查铁心的外观，有无明显的放电和一是首先检查铁心的外观，有无明显的放电和烧伤、过热痕迹，有无运输定位钉、铁心夹件烧伤、过热痕迹，有无运输定位钉、铁心夹件等金属物碰及铁心，有无焊渣、铜丝、金属屑等金属物碰及铁心，有无焊渣、铜丝、金属屑或

33、脏杂物。或脏杂物。二是从铁心引线处施加交流电压，可能会有放二是从铁心引线处施加交流电压，可能会有放电声音或烧熔的烟气，发现多余接地点。电声音或烧熔的烟气，发现多余接地点。三是将铁心与夹件的联结片打开，在铁轭两侧三是将铁心与夹件的联结片打开，在铁轭两侧施加直流电压，用万用表依次测量各级铁心叠施加直流电压，用万用表依次测量各级铁心叠片的电压，多余接地点处的电压指示为零。片的电压，多余接地点处的电压指示为零。四、变压器铁心接地故障的预防和处理措施四、变压器铁心接地故障的预防和处理措施1 1、变压器安装和检修单位，、变压器安装和检修单位，应珍惜变压器安装和应珍惜变压器安装和大修时的吊罩机会大修时的吊罩

34、机会一是对未绝缘处理的铁心接地联结片（或联结线）一是对未绝缘处理的铁心接地联结片（或联结线）绝缘包扎处理，绝缘包扎处理，二是将接地线外引至运行中便于测量处，定期检二是将接地线外引至运行中便于测量处，定期检测铁心接地电流，一般在左右或更小。测铁心接地电流，一般在左右或更小。2 2、加强变压器运行监督，将电气试验和定期气相、加强变压器运行监督，将电气试验和定期气相色谱分析结合起来。色谱分析结合起来。一是结合运行巡视定期测量铁心接地电流。一是结合运行巡视定期测量铁心接地电流。二是严格变压器油色谱分析周期；注意：用三比二是严格变压器油色谱分析周期；注意：用三比值法判断铁心接地故障，必须在油中各种气体含

35、值法判断铁心接地故障，必须在油中各种气体含量足够高（一般是超出注意值）的前提下，对各量足够高（一般是超出注意值）的前提下，对各种气体含量正常的变压器，其比值没有意义，否种气体含量正常的变压器，其比值没有意义，否则，容易误判，造成不必要的经济损失。则，容易误判，造成不必要的经济损失。3 3、铁心接地故障的变压器，若立即停电查找和、铁心接地故障的变压器，若立即停电查找和消缺困难，可采取临时措施，对接地电流大的消缺困难，可采取临时措施，对接地电流大的情况，可在接地回路中临时串入电阻（电阻两情况，可在接地回路中临时串入电阻（电阻两侧并入侧并入220V220V380V380V的低压避雷器为易，已防止的低

36、压避雷器为易，已防止电阻开路），此时接地电流可以限制在电阻开路），此时接地电流可以限制在100mA100mA，也可打开正常的铁心接地点，这样可以减少，也可打开正常的铁心接地点，这样可以减少流过硅钢片的电流，降低铁心发热程度，防止流过硅钢片的电流，降低铁心发热程度，防止故障的发展；但在此期间必须加强色谱的跟踪故障的发展；但在此期间必须加强色谱的跟踪分析和接地电流的测量。分析和接地电流的测量。4 4、现场一旦发现变压器铁心多点接地，一般可、现场一旦发现变压器铁心多点接地，一般可不要急于采取吊罩查找和处理多余接地故障点不要急于采取吊罩查找和处理多余接地故障点的办法；若绝缘电阻低，可通过正常接地点，的

37、办法；若绝缘电阻低，可通过正常接地点，对铁心施加交流电烧熔或直流电容器储能脉冲对铁心施加交流电烧熔或直流电容器储能脉冲放电，烧除多余接地点，变压器不吊罩处理接放电，烧除多余接地点，变压器不吊罩处理接地故障可以节省大量人力和物力，而且可以避地故障可以节省大量人力和物力，而且可以避免变压器长期停电带来的各种损失和影响，是免变压器长期停电带来的各种损失和影响，是一种行之有效的方案。若绝缘电阻并不低，可一种行之有效的方案。若绝缘电阻并不低，可少量放油后，打开接地套管，通过检查和处理少量放油后，打开接地套管，通过检查和处理接地引线进行消缺。接地引线进行消缺。5 5、吊罩后铁心外观检查，若不能直接发现故障

38、点，可、吊罩后铁心外观检查，若不能直接发现故障点，可采取如下方法查找；采取如下方法查找；一是测量穿芯螺栓和绝缘紧固件的绝缘电阻，判定夹件一是测量穿芯螺栓和绝缘紧固件的绝缘电阻，判定夹件是否碰及铁心；是否碰及铁心；二是在铁心和地之间接入万用表，通过电阻的变化寻找，二是在铁心和地之间接入万用表，通过电阻的变化寻找，对可能接地点可用绝缘纸板横扫，观察万用表指针变化，对可能接地点可用绝缘纸板横扫，观察万用表指针变化，确定具体位置；确定具体位置；三是交流或直流加压，观察放电声音或烧熔的烟气等等。三是交流或直流加压，观察放电声音或烧熔的烟气等等。一旦找出了绝缘薄弱环节，结合具体情况均要采取加强一旦找出了绝

39、缘薄弱环节，结合具体情况均要采取加强绝缘的措施，不得已时需要吊器身或返厂修理。绝缘的措施，不得已时需要吊器身或返厂修理。6 6、在变压器的设计和制造时，应充分考虑铁心对地及、在变压器的设计和制造时，应充分考虑铁心对地及夹件绝缘的余度，合理空间布置，对有可能影响绝缘的夹件绝缘的余度，合理空间布置，对有可能影响绝缘的部位或金属部件，应重点进行绝缘包扎处理。部位或金属部件，应重点进行绝缘包扎处理。铁心接地故障及分析处理实例：铁心接地故障及分析处理实例：1 1、 某某主主变变（OSFOS2-120000/220OSFOS2-120000/220），7373年年产产品品，于于7777年年7 7月月油油色

40、色谱谱分分析析总总烃烃高高，判判断断变变压压器器内内部部有有潜潜伏伏性性故故障障，测测量量铁铁芯芯接接地地电电流流为为9A9A，断断定定故故障障原原因因系系铁铁芯芯多多点点接接地地，随随吊吊罩罩检检查查，可可见见部部位位未未见见明明显显多多余余接接地地点点，于于是是现现场场用用绝绝缘缘油油冲冲洗洗铁铁芯芯底底部部，并并氮氮气气强强吹吹和和绝绝缘缘纸纸板板横横扫扫，恢恢复复铁铁芯芯绝绝缘缘，消消除除了了多多点点接接地地，但但未未查查明明确确切切原原因因；投投于于运运行行后后2 2天天再再次次出出现现铁铁芯芯接接地地，吊吊罩罩检检查查仍仍未未找找出出原原因因，随随采采取取对对铁铁芯芯加加交交流流电

41、电的的办办法法，在在电电流流由由升升至至10A10A时时，发发现现C C相相铁铁芯芯柱柱下下部部产产生生放放电电火火花花，并并看看到到绝绝缘缘烧烧焦焦烟烟气气；确确定定了了多多余余接接地地点点的的部部位位，是是C C相相芯芯柱柱硅硅钢钢片片翘翘起起与与半半圆圆弧弧下下夹夹件件相相碰碰触触引引起起，在在当当时时的的条条件件下下，用用厚厚绝绝缘缘纸纸板板插插入入其其间间并并固固定定，将将故故障障点点消消除除，该该变变压压器器一一直直运运行行至至退退役役未未再发生铁芯接地故障。再发生铁芯接地故障。2、某主变（SFSZ4150000/220），87年产品，89年11月投运前现场吊罩检查，摇测铁芯接地电

42、阻为0；查找时在铁芯与地之间接入万用表电阻档，用绝缘纸板塞插可疑接地点，当塞至铁芯上部BC相之间位置时，万用表开路，确定了接地点部位，检查看到系固定拉板棱角与铁芯碰接形成多余接地点引起，随在此处塞3层厚绝缘纸板包扎处理；90年6月13日变压器投运，6月23日色谱分析发现有微量乙炔（），CO、CO2呈上升趋势，结果如下表：分 析 日期（ul/l）氢COCO2CH4C2H6C2H4C2H2总烃90.6.820.16502655.70.914.6022.2290.6.1422.467.243470.511.1018.690.6.1923.766.93125.70.210.7016.590.6.231

43、8.6120.7507.44.80.59.10.214.6测量铁芯接地电流为，由于受电网负荷影响，变压器不测量铁芯接地电流为，由于受电网负荷影响，变压器不能立即停电处理，随在铁芯接地引下线处串入能立即停电处理，随在铁芯接地引下线处串入100100欧姆，欧姆，200W200W的线性电阻和并入的线性电阻和并入220V220V的的ZnOZnO避雷器，限制流过避雷器，限制流过外接接地点的电流；避雷器的作用是防止并入电阻开路，外接接地点的电流；避雷器的作用是防止并入电阻开路，而引起铁芯失去正常接地；电阻将铁芯接地电流限制在，而引起铁芯失去正常接地；电阻将铁芯接地电流限制在，变压器继续运行变压器继续运行3

44、 3个月，色谱跟踪检测正常。个月，色谱跟踪检测正常。9090年年1111月，变压器吊罩处理铁芯多点接地，外观检查仍月，变压器吊罩处理铁芯多点接地，外观检查仍未发现明显故障点，用直流对变压器上轭铁横向加压，未发现明显故障点，用直流对变压器上轭铁横向加压，低值电压表逐级测量硅钢片对地压降，查找零电位故障低值电压表逐级测量硅钢片对地压降，查找零电位故障点，以逐步缩小查找范围；但由于铁芯外漏部分仅占整点，以逐步缩小查找范围；但由于铁芯外漏部分仅占整体铁芯的体铁芯的40%40%左右，虽然查找历经左右，虽然查找历经2 2个小时，也未找到个小时，也未找到确切故障部位；最后根据现场条件，用确切故障部位；最后根

45、据现场条件，用2500V2500V绝缘摇表绝缘摇表对对6 6台台10KV10KV电容器组（电容量为电容器组（电容量为2uF2uF）充电，靠积聚电）充电，靠积聚电能冲击变压器铁芯接地点，结果发现能冲击变压器铁芯接地点，结果发现C C相芯柱底部放电，相芯柱底部放电，连续连续5 5次冲击，铁芯绝缘电阻由零上升到次冲击，铁芯绝缘电阻由零上升到250M250M，变压，变压器投入运行。器投入运行。3 3、 某主变某主变9090年处理铁芯接地后，运行至年处理铁芯接地后，运行至9292年年4 4月，色谱分析月，色谱分析一直正常，但在预防性试验用一直正常，但在预防性试验用2500V2500V摇表摇测铁芯绝缘时，

46、绝摇表摇测铁芯绝缘时，绝缘电阻为缘电阻为0M0M，万用表测量仅，万用表测量仅140140；再次出现多点接地故障，；再次出现多点接地故障，为此，吸取本台变压器上次处理的经验，未对变压器进行吊罩，为此，吸取本台变压器上次处理的经验，未对变压器进行吊罩，而是直接采用而是直接采用“直流电容器储能脉冲法直流电容器储能脉冲法”，通过铁芯接地套管，通过铁芯接地套管进行冲击，第一次冲击时就听到变压器箱体内部发出低沉的放进行冲击，第一次冲击时就听到变压器箱体内部发出低沉的放电声，经过数次冲击，铁芯接地绝缘恢复到电声，经过数次冲击，铁芯接地绝缘恢复到800800MM，当日恢，当日恢复变压器运行。复变压器运行。 分

47、析认为预防性试验前运行正常，本次测试铁芯绝缘电阻为分析认为预防性试验前运行正常，本次测试铁芯绝缘电阻为零的原因可能是：预试前铁芯接地绝缘已经较低，但未构成直零的原因可能是：预试前铁芯接地绝缘已经较低，但未构成直接接地，不影响变压器正常运行，摇测时在接接地，不影响变压器正常运行，摇测时在2500V2500V电压的作用电压的作用下引起击穿；下引起击穿；另外送电后，当日取油样色谱分析，发现油中出现的乙炔，运另外送电后，当日取油样色谱分析，发现油中出现的乙炔，运行中测量铁芯接地电流为行中测量铁芯接地电流为10mA10mA，色谱跟踪分析总烃和乙炔未，色谱跟踪分析总烃和乙炔未再继续上升，说明故障点确已消失

48、，出现的乙炔系由本次烧除再继续上升，说明故障点确已消失，出现的乙炔系由本次烧除多余接地点时，火花在油中瞬间放电引起。处理前后色谱分析多余接地点时，火花在油中瞬间放电引起。处理前后色谱分析数据如下数据如下表：表：分析日期（ ul/l）氢COCO2CH4C2H6C2H4C2H2总烃91.11.414.86341103311.131.0.60.112.992.4.440.8675176914.71.98.86.932.292.4.546.9941201818.42.811.28.540.992.4.1033.3896203411.31.711.66.030.592.42844948326217.72

49、.29.36.635.84 4、某主变（某主变（SFSP2-120000/220SFSP2-120000/220），），8080年产品，年产品，9090年年1010月色谱分析突然总烃高，并有微量乙炔（），三比值分析月色谱分析突然总烃高，并有微量乙炔（），三比值分析编码为编码为022022，故障性质为高于，故障性质为高于700700摄氏度的过热性故障，摄氏度的过热性故障，油中微水为油中微水为14ul/l14ul/l，测量铁芯接地电流为；故障原因和象，测量铁芯接地电流为；故障原因和象征不明确；停电电气试验，铁芯绝缘电阻为征不明确；停电电气试验，铁芯绝缘电阻为1000M1000M，其，其它试验项目全

50、部合格，认为变压器运行不会发生突发性事它试验项目全部合格，认为变压器运行不会发生突发性事故；随投入运行，通过改变三侧负荷的大小和空载运行，故；随投入运行，通过改变三侧负荷的大小和空载运行，来分析判断色谱分析异常是由线圈还是由铁芯故障引起，来分析判断色谱分析异常是由线圈还是由铁芯故障引起，结果发现：总烃和乙炔在运行过程中一直呈上升趋势，不结果发现：总烃和乙炔在运行过程中一直呈上升趋势，不随各绕组负荷变化和是否空载运行而变化，初步分析判定随各绕组负荷变化和是否空载运行而变化，初步分析判定色谱分析异常可能由铁芯发热内部有放电引起。色谱分析异常可能由铁芯发热内部有放电引起。为进一步查明原因和消除总烃不

51、断增长的缺陷，为进一步查明原因和消除总烃不断增长的缺陷，9191年年1212月月2 2日变压器吊罩检查，在拆开铁芯接地套管后，即发日变压器吊罩检查，在拆开铁芯接地套管后，即发现变压器本体内部铁芯接地联片，因过长而跨接铁芯，将现变压器本体内部铁芯接地联片，因过长而跨接铁芯，将整个铁芯短接近整个铁芯短接近1/101/10，引起铁芯多点接地；接地联片烧断，引起铁芯多点接地；接地联片烧断近近3/43/4，随将原铁芯接地联片从根部剪断，在铁芯上部的另，随将原铁芯接地联片从根部剪断，在铁芯上部的另一点插入新的接地联片，并用白布带绝缘包扎，消除了多一点插入新的接地联片，并用白布带绝缘包扎，消除了多余接地点变

52、压器投运后经带电脱气色谱跟踪分析正常。余接地点变压器投运后经带电脱气色谱跟踪分析正常。整个过程色谱分析典型数据如下表；整个过程色谱分析典型数据如下表；分析日期（ul/l）氢COCO2CH4C2H6C2H4C2H2总烃90.10.1216.8525388549.416.5283.0.214990.11.1034.9640469098.933152.20.1284.291.1.2437.86554638155.353.62200.2427.391.7.16417466246285.9122.54560.2864.491.12.7745136538.859.3.49.70.314891.12.202

53、441.413915032.41350.228291.12.28060131757.733.21350.2218.492.1.3072174357.736.1146.40252.6从当时铁芯接地联片烧损情况看，色谱分析总烃升高并一直伴有乙炔的原因是：接地联片裸露且过长，在运行中铁芯轻微震动，一开始偶尔短接1/10硅钢片，发生火花放电产生乙炔，随着运行时间增长，接地联片就直接搭接在铁芯上，引起内部多点接地，产生的热量使总烃不断上升，又由于铁芯的两个接地点都是通过接地套管引出，故铁芯接地电阻和运行中测量到的接地电流均正常。5、除上述典型接地故障实例外，我们还发现处理了多起类似故障，如某台SFZ7-

54、31500/110的全密封变压器，运行过程中轻瓦斯发信，色谱分析总烃高，铁芯绝缘等电气试验项目均合格，拆下接地套管发现内部引线短接铁芯，随对内部接地引线绝缘包扎处理；某台SFSZ7-150000/220变压器，安装吊罩外观未发现铁芯多余接地点，而铁芯绝缘电阻不到1M，分析认为系铁芯木质垫脚干燥不良引起，现场在变压器本体底部加电热炉加温和热油循环干燥处理，使铁芯绝缘达到5M，投运后靠变压器运行自身温度，铁芯绝缘电阻逐步升高。小结：变压器铁心由于其结构特点，出现多点接地故障的因素多，形式多种多样，一旦出现就会影响变压器安全运行，必须从设计、制造、安装和运行维护方面共同采取预防措施，严格执行国家电力

55、公司二十五项反事故技术措施要求，加强色谱和电气试验监督，做好早期诊断工作，进行综合分析判断，通过以上分析和处理实例，必须针对不同情况确定具体处理办法，才能节约处理故障的资金和时间，将故障损失降低到最低限度。第三章：变压器近距离出口短路损坏事故的第三章：变压器近距离出口短路损坏事故的判别处理和预防判别处理和预防 随随着着国国民民经经济济和和工工农农业业生生产产的的持持续续发发展展，电电力力系系统统装装机机容容量量日日益益增增长长，系系统统内内的的短短路路容容量量和和短短路路电电流流大大为为提提高高，而而在在系系统统中中运运行行的的电电力力变变压压器器，就就难难免免碰碰到到近近距距离离出出口口的的

56、各各类类短短路路事事故故，事事故故的的短短路路电电流流流流经经变变压压器器，使使变变压压器器由由承承受受正正常常的的负负载载电电流流骤骤变变为为数数十十倍倍负负载载电电流流的的短短路路电电流流，在在暂暂态态过过程程中中往往往往产产生生较较正正常常运运行行大大数数百百倍倍的的机机械械应应力力而而使使变变压压器器损损坏坏；变变压压器器近近距距离离出出口口短短路路引引发发绕绕组组变变形形、绝绝缘缘损损坏坏、线线圈圈烧烧毁毁，甚甚至至涉涉及及铁铁心心损损坏坏、油油箱箱变变形形，一一般般造造成成变变压压器器掉掉闸闸，退退出出运运行行，影影响响对对社社会会供供电电，就就变变压压器器本本身身都都需需要要立即

57、进行修理，造成的损失巨大立即进行修理，造成的损失巨大。 变变压压器器承承受受近近距距离离的的出出口口短短路路后后，有有关关技技术术人人员员需需要要针针对对短短路路故故障障的的性性质质、短短路路电电流流的的大大小小，短短路路点点距距出出口口距距离离的的远远近近、变变压压器器保保护护的的动动作作情情况况、油油色色谱谱分分析析可可燃燃性性特特征征气气体体含含量量，掉掉闸闸后后的的变变压压器器还还要要根根据据直直流流电电阻阻、绕绕组组变变形形、空空载载损损耗耗等等电电气气试试验验参参数数等等，进进行行综综合合的的分分析析判判断断，迅迅速速确确定定变变压压器器是是否否可可以以继继续续运运行行，不不能能运

58、运行行的的修修复复方方案案，是是否否需需要要返返厂厂检检修修，是是否否需需要要更更换换线线圈圈等等部部件件，以以便便缩缩短短变变压压器器的的修修复复时时间间，尽尽快快恢恢复复变变压压器器的的运运行行。本本文文针针对对作作者者现现场场处处理理变变压压器器近近出出口口短短路路故故障障的的事事例例，介介绍绍其其检检查查试试验验情情况况，判判别别处处理理办办法法，分分析析原原因因，提提出出预预防防性性的的综综合合措措施。施。1 1、变压器返厂修复的实例、变压器返厂修复的实例1 1、1 1事故发生情况简介：事故发生情况简介： 某某主主变变（SFSZSFSZ7 740000/11040000/110），1

59、9961996年年产产品品，9797年年1212月月投投运运；20022002年年1010月月2222日日1414点点2020分分，因因10KV10KV的的出出线线户户外外电电缆缆头头三三相相短短路路爆爆炸炸，引引发发变变压压器器差差动动保保护护、过过流流保保护护动动作作，变变压压器器高高、中中、低低三三侧侧开开关关掉掉闸闸。10KV10KV电电缆缆户户外外头头（也也即即故故障障点点）距距变变压压器器出出口口约约100100米米，电电缆缆故故障障切切除除时时间间为为，10KV10KV电电缆缆出出线线保保护护动动作作的的同同时时变变压压器器过过流流保保护护动动作作，随随后后经经变变压压器器差差动

60、动保保护护动动作作，又又经经变变压压器器开开关关掉掉闸闸，故故障障录录波波分分析析流流经经变变压压器器10KV10KV侧侧的的最最大大短短路路电电流流为为15kA15kA。差差动动掉掉闸闸7S7S后后变变压压器器的的轻轻瓦瓦斯斯发发信信号号。现现场场外外观观检检查查，瓦瓦斯斯继继电电器器油油室室有有1/31/3的的气气体体，变变压器本体外观检查，无变形等特征。压器本体外观检查，无变形等特征。1 1、 2 2现场检查试验情况及初步原因分析：现场检查试验情况及初步原因分析： 当当日日，我我们们迅迅速速对对该该变变压压器器进进行行相相关关项项目目的的电电气气试试验验和和取取油油样样色色谱谱分分析析；

61、变变压压器器全全部部绝绝缘缘项项目目试试验验合合格格（2 2），变变压压比比测测量量合合格格，变变压压器器空空载载损损耗耗由由上上升升至至；绕绕组组直直流流电电阻阻测测量量，高高、中中压压合合格格，低低压压侧侧直直流流电电阻阻三三相相不不平平衡衡系系数数达达26%26%，变变压压器器油油的的气气相相色色谱谱分分析析发发现现特特征征气气体体含含量量异异常常（1 1），其其中中，C C2 2H H2 2达达5050ul/lul/l，具体试验数据分别如表具体试验数据分别如表1 1和表和表2 2：表1SFSZ740000/110变压器绕组直流电阻测量数据天气：晴，气温80C高压绕组直流电阻（运行分头）

62、A504.3mB507.7mC503.7m中压绕组直流电阻AmOm60.81mBmOm60.78mCmOm61.70m低压绕组直流电阻ab7.296mbc8.217mca7.325m低压绕组直流电阻（折算值）a10.549mb10.475mc13.488m表2SFSZ740000/110变压器油色谱分析检测值单位：ul/l气体组分分析时间H2COCO2CH4C2H4C2H6C2H2总烃2002.10.16（故障前）251019574224.9103.65028.562002.10.22（17：00）671118586835.2810.53.9550.9100.642002.10.22（21：0

63、0）7313066720344.34.73981.63 同时查阅变电站运行记录，发现该变压器在投运同时查阅变电站运行记录，发现该变压器在投运后，曾在该站另一台变压器停电检修时多次过负后，曾在该站另一台变压器停电检修时多次过负荷运行，并经历过荷运行，并经历过8 8次类似的近距离出口短路冲击。次类似的近距离出口短路冲击。 由于油中溶解的特征气体由于油中溶解的特征气体C C2 2H H2 2占主要成分，且远占主要成分，且远远超过导则规定的远超过导则规定的5 5ul/lul/l的注意值的注意值，可以断定变压，可以断定变压器内部发生了高能量的电弧放电，又低压线圈直器内部发生了高能量的电弧放电，又低压线圈

64、直流电阻严重不平衡，再加上故障瞬间变压器低压流电阻严重不平衡，再加上故障瞬间变压器低压绕组经受了绕组经受了15kA15kA短路电流的冲击，结合变压器空短路电流的冲击，结合变压器空载损耗上升和以往运行情况，初步认定变压器低载损耗上升和以往运行情况，初步认定变压器低压线圈因受短路冲击而损坏，变压器无法继续投压线圈因受短路冲击而损坏，变压器无法继续投入运行。由于变压器为钟罩焊死的全密封结构，入运行。由于变压器为钟罩焊死的全密封结构，现场不具备吊罩进行进一步检查和处理的条件，现场不具备吊罩进行进一步检查和处理的条件，只能返厂进行修理。只能返厂进行修理。 1 1、3 3返厂吊罩检查和修理情况：返厂吊罩检

65、查和修理情况：变压器返厂后，割开钟罩和底盘的联结焊缝，吊开钟罩变压器返厂后，割开钟罩和底盘的联结焊缝，吊开钟罩及线包检查，高压线包、铁心和外部可视的所有部件正常，及线包检查，高压线包、铁心和外部可视的所有部件正常，各紧固件无松动现象，外观清洁，绝缘正常；吊出的高、各紧固件无松动现象，外观清洁，绝缘正常；吊出的高、中压线圈皆无变形和损伤，而中压线圈皆无变形和损伤，而三个三个低压线圈都有不同程度低压线圈都有不同程度变形，其中变形，其中a a相最严重，相最严重，c c相较轻微，相较轻微，a a相沿线包纵向相沿线包纵向2/32/3的的绕组收缩变形严重，有绕组收缩变形严重，有3 3匝线圈的绝缘烧损，低压

66、线圈的匝线圈的绝缘烧损，低压线圈的内衬还氧树脂筒无损伤和变形。由于返厂的同时，我们就内衬还氧树脂筒无损伤和变形。由于返厂的同时，我们就考虑到低压线圈损坏的可能性大，必须进行更换，固由制考虑到低压线圈损坏的可能性大，必须进行更换，固由制造厂提前制作了同结构的低压线圈，并进行干燥处理；确造厂提前制作了同结构的低压线圈，并进行干燥处理；确认故障后，就立即更换了三个低压线圈及部分绝缘材料，认故障后，就立即更换了三个低压线圈及部分绝缘材料，将原高、中压线圈继续使用；由于变压器本体及相关绝缘将原高、中压线圈继续使用；由于变压器本体及相关绝缘材料暴露在空气中的时间仅材料暴露在空气中的时间仅4848小时，大大

67、缩短了变压器的小时，大大缩短了变压器的干燥处理时间，经在工厂气相干燥干燥处理时间，经在工厂气相干燥4040小时，变压器即通过小时，变压器即通过了全部的出厂交接验收试验；考虑现场供电负荷紧张，变了全部的出厂交接验收试验；考虑现场供电负荷紧张，变压器总装结束后即运回变电站；经过现场安装试验合格后，压器总装结束后即运回变电站；经过现场安装试验合格后，投入运行正常。由于运输方便，距离短，事故抢修准备充投入运行正常。由于运输方便，距离短，事故抢修准备充分，组织得力，从事故发生到变压器再次投入运行，仅用分，组织得力，从事故发生到变压器再次投入运行，仅用1515天。天。1、4变压器损坏的原因分析：由于变压器

68、本身抗短路冲击的能力较差，再加上中、低压绕组的短路阻抗最小；从变压器运行历史情况看，在经多次发生低压侧近距离出口短路时，变压器绕组多次承受强大的电动力冲击和瞬间过热，引起低压绕组蠕变形和绝缘材料局部损坏，数次积累的破坏效应，最终导致低压线包损坏是该次变压器发生事故的直接原因。2 2、 变压器在现场修复的实例：变压器在现场修复的实例：2 2、 1 1发生出口短路事故情况简介：发生出口短路事故情况简介： 某某变变压压器器（SFSZSFSZ7 7220/150000220/150000），9494年年产产品品，9797年年8 8月月开开始始运运行行，在在20012001年年8 8月月2323日日，强

69、强雷雷暴暴雨雨间间有有冰冰雹雹天天气气，由由于于高高压压室室窗窗子子玻玻璃璃损损坏坏，雨雨水水和和潮潮气气侵侵入入室室内内，造造成成距距变变压压器器约约50m50m的的高高压压室室内内的的铝铝排排及及支支持持瓷瓷瓶瓶放放电电，引引发发该该变变压压器器近近距距离离三三相相出出口口短短路路，变变压压器器差差动动保保护护动动作作，跳跳开开变变压压器器三三侧侧开开关关，流流过过变变压压器器的的最最大大短短路路故故障障电电流流为为 15000A15000A，故故障障切切除除时时间间75mS75mS。 由由于于现现场场试试验验变变压压器器绕绕组组直直流流电电阻阻、空空载载损损耗耗、绕绕组组及及铁铁芯芯绝绝

70、缘缘、变变压压比比、绕绕组组泄泄漏漏电电流流等等试试验验项项目目均均无无异异常常，检检查查变变压压器器三三侧侧避避雷雷器器计计数数器器均均未未动动作作；油油中中溶溶解解气气体体气气相相色色谱谱分分析析正正常常，特特征征气气体体的的比比较较数数据据如如表表3 3：气体组分分析日期H2COCO2CH4C2H4C2H6C2H2总烃07.12故障前3399820793.374.471.861.2810.9808.23上午故障后58129832955.496.252.430.79.14.9108.23下午故障后55121530785.316.492.120.9414.86表3：SFSZ7220/1500

71、00变压器油色谱检测值单位：ul/l 基于差动故障点明显（且不在变压器内部），色谱分析和电气试验无异常，随对变压器差动保护回路通电检查后，确定对变压器于8月24日冲击送电。结果变压器重瓦斯保护动作，检查瓦斯继电器内存有大量气体，点火能够燃烧；取油样色谱分析结果如表4：表4：SFSZ7220/150000变压器冲击送电后油色谱检测值单位：ul/l气体组分分 析 日 期H2COCO2CH4C2H4C2H6C2H2总烃08.255121317295887163.611.5185.2447.32、2现场试验情况及初步原因分析： 三三比比值值法法分分析析，故故障障编编码码为为1 10 02, 2,系系高

72、高能能量量工工频频续续流流放放电电，可可能能为为绕绕组组之之间间或或绕绕组组对对地地之之间间的的的的绝绝缘缘油油发发生生电电弧弧击击穿穿；由由于于COCO、COCO2 2特特别别是是COCO含含量量变变化化不不大大，C C2 2H H2 2含含量量最最高高，C C2 2H H6 6、CHCH4 4含含量量相相对对较较低低，C C2 2H H4 4含含量量较较高高，说说明明变变压压器器内内部部系系高高能能量量放放电电故故障障和和故故障障过过程程中中的的瞬瞬间间过过热热，涉涉及及固固体体绝绝缘缘的的可可能能性性较较小小，变变压压器器全全面面电电气气试试验验，绝绝缘缘项项目目正正常常，用用变变比比电

73、电桥桥测测量量高高、中中压压分分别别对对低低压压的的变变比比，无无测测量量数数据据输输出出；测测量量35kV35kV线线圈圈直直流流电电阻阻，不不平平衡衡系系数数超超标标，为为获获得得更更准准确确数数据据，从从变变压压器器35KV35KV侧侧手手孔孔处处打打开开低低压压绕绕组组的的三三角角联联结结点点，独独立立测测量量a a、b b、c c三三个个低低压压线线圈圈的的直直流流电电阻阻，具具体体结果如表结果如表5 5：表5：SFSZ7220/150000变压器低压绕组直流电阻测量数据单位：abbcacabc0.036740.032080.032020.051640.068330.05147由于b

74、相电阻明显增大，说明35KV低压线圈b相存在匝间短路并有断匝现象。8月28日变压器吊罩检查，各部位紧固件无明显松动，外侧能见高压线圈无变形，外观可视油道无堵塞，低压线圈变形情况无法检查，发现中相低压线包内侧与铁芯立柱之间有烧损的纸绝缘灰烬和少量铜熔渣；变压器扣罩密封，充干燥的氮气存放。从以上检查试验和色谱分析结果推断，变压器低压线圈b相匝间短路并有断匝是变压器重瓦斯动作的直接原因。2 2、3 3吊罩检查及修理情况：吊罩检查及修理情况： 考考虑虑受受事事故故抢抢修修时时间间的的限限制制，结结合合制制造造厂厂的的抢抢修修经经验验，由由制制造造厂厂提提前前制制做做三三个个线线圈圈及及准准备备相相关关

75、需需更更换换的的绝绝缘缘材材料料后后，变变压压器器在在现现场场进进行行修修复复。9 9月月8 8日日8 8点点0000分分，变变压压器器吊吊罩罩吊吊出出高高中中压压线线圈圈检检查查，检检查查无无变变形形和和放放电电现现象象，仅仅低低压压线线圈圈a a、b b相相严严重重变变形形，b b相相绕绕组组线线圈圈换换位位处处2 2处处分分别别烧烧断断2 2股股和和3 3股股导导线线，检检查查铁铁芯芯等等其其它它部部位位正正常常，各各部部螺螺栓栓无无明明显显松松动动。于于1111日日2323点点3030分分，现现场场完完成成了了变变压压器器恢恢复复性性检检修修，本本次次更更换换了了3 3个个低低压压线线

76、圈圈及及其其上上下下主主绝绝缘缘端端圈圈、中中低低压压线线圈圈之之间间的的纸纸板板和和油油隙隙撑撑条条、线线包包上上下下部部的的成成型型角角环环、低低压压线线圈圈与与铁铁芯芯柱柱间间的的地地屏屏、部部分分密密封封胶胶垫垫等等；经经过过器器身身整整理理和和杂杂物物清清理理，焊焊接接恢恢复复各各联联结结引引线线，扣扣钟钟罩罩进进行行密密封封；随随后后变变压压器器本本体体抽抽真真空空注注油油（故故障障后后，提提前前对对变变压压器器油油进进行行脱脱气气和和过过滤滤处处理理并并合合格格），1212日日变变压压器器套套管管等等附附件件组组装装完完毕毕。由由于于变变压压器器器器身身暴暴露露在在空空气气中中近

77、近9090个个小小时时，各各绝绝缘缘件件受受潮潮严严重重；必必须须在在现现场场干干燥燥处处理理，为为提提高高干干燥燥效效率率，现现场场干干燥燥采采用用热热油油循循环环，变变压压器器本本体体高高真真空空度度，底底部部辅辅助助加加热热，经经过过178178h h的的干干燥燥，按按规规程程（3 3）要要求求抽抽真真空空并并注注入入合合格格变变压压器器油油，按按更更换换线线圈圈大大修修的的标标准准进进行行现现场场交交接接验验收收试试验验，各各项项指指标标全全部部合合格格，并并进进行行了了变变压压器器绕绕组组变变形形测测量量，结结果果对对比比分分析析，符符合合要要求求；变变压压器器投投入入运运行，至今无

78、异常。行，至今无异常。2 2、4 4变压器损坏的原因分析：变压器损坏的原因分析： 2323日变压器近距离出口短路后，虽然各项试验项目合格，日变压器近距离出口短路后，虽然各项试验项目合格，色谱分析正常，无高能量放电特征，但该由于变压器系色谱分析正常，无高能量放电特征，但该由于变压器系9494年产品，在设计和工艺上对抗出口短路冲击性能的考虑不年产品，在设计和工艺上对抗出口短路冲击性能的考虑不足，内侧绕组采用的是撑条和绝缘纸板结构，机械强度低，足，内侧绕组采用的是撑条和绝缘纸板结构，机械强度低，抗出口短路冲击的能力差，在短路电流电动力的作用下，抗出口短路冲击的能力差，在短路电流电动力的作用下，所承受

79、的幅向电动力使低压绕组沿径向向内压缩，造成低所承受的幅向电动力使低压绕组沿径向向内压缩，造成低压线圈失稳，已经使变压器低压绕组变形，另，绕组在承压线圈失稳，已经使变压器低压绕组变形，另，绕组在承受短路电流的瞬间，产生很大的热量，因热稳定性差，中受短路电流的瞬间，产生很大的热量，因热稳定性差，中相低压匝间绝缘遭到破坏，给相低压匝间绝缘遭到破坏，给2525日变压器冲击送电时重瓦日变压器冲击送电时重瓦斯动作，潜伏了隐患。同时，虽然事故直接表现在斯动作，潜伏了隐患。同时，虽然事故直接表现在b b相低相低压线圈，但由于变压器系承受了三相出口短路，结合近几压线圈，但由于变压器系承受了三相出口短路，结合近几

80、年大型变压器出口短路后，三相低压线圈同时变形损坏而年大型变压器出口短路后，三相低压线圈同时变形损坏而高中压线圈良好的实际，虽然外观无法检查到低压线圈的高中压线圈良好的实际，虽然外观无法检查到低压线圈的变形情况，但由于变压器中、低压绕组间的短路阻抗最小，变形情况，但由于变压器中、低压绕组间的短路阻抗最小，三相低压线圈不同程度变形是肯定的；随确定本次变压器三相低压线圈不同程度变形是肯定的；随确定本次变压器修复修复, ,三相线圈同时更换，并吸取事故教训，提高变压器抗三相线圈同时更换，并吸取事故教训，提高变压器抗出口短路冲击能力，新更换的线圈采用自粘式出口短路冲击能力，新更换的线圈采用自粘式HQQNH

81、QQN换位换位导线绕制，内径采用导线绕制，内径采用T4T4特硬纸板筒，撑条和垫块等采用进特硬纸板筒，撑条和垫块等采用进口纸板并密化处理。口纸板并密化处理。3 3、几点体会和预防措施：、几点体会和预防措施：3 3、1 1随随着着现现代代电电网网装装机机容容量量的的增增大大，电电力力系系统统用用电电负负荷荷高高，系系统统短短路路容容量量大大，短短路路电电流流剧剧增增，而而变变压压器器在在科科研研、设设计计和和制制造造中中，抗抗出出口口短短路路冲冲击击的的能能力力跟跟不不上上，又又加加配配电电系系统统出出线线多多，网网络络复复杂杂，配配电电设设备备事事故故时时有有发发生生；是是近近几几年年变变压压器

82、器近近距距离离出出口口短短路路损损坏坏事事故故增增多多的主要原因。的主要原因。3 3、 2 2变变压压器器近近距距离离出出口口短短路路瞬瞬间间，强强大大的的短短路路电电流流通通过过变变压压器器，引引起起严严重重过过热热和和承承受受强强大大电电动动力力，引引起起变变压压器器绕绕组组变变形形和和绝绝缘缘材材料料损损坏坏，是是变变压压器器损损坏坏的的直直接接原原因因；经经现现场场分分析析判判别别，一一旦旦确确定定绕绕组组变变形形和和绝绝缘缘材材料料损损坏坏，只只能能尽尽快快修修复复，线线圈圈修修整整或或更更换换；实实践践证证明明：变变压压器器在在现现场场能能够够更更换换线线圈圈，这这样样既既能能缩缩

83、短短修修复复时时间间，又又可可减减少少返返厂厂装装运运费费用用，只只要要采采取取必必要要的的防防受受潮潮和和干干燥燥等等措措施施，应应该该是是经经济济可可行行的的，但但必必须须针针对对现现场场环环境境和技术条件等具体确定。和技术条件等具体确定。3、3 3变压器近距离出口短路危害极大，造成的变压器近距离出口短路危害极大，造成的损失巨大；由于中低压绕组间的短路阻抗最小，损失巨大；由于中低压绕组间的短路阻抗最小，一般低压线圈损坏的几率最大，其次是中压线圈。一般低压线圈损坏的几率最大，其次是中压线圈。应考虑防止的有效综合措施，一是制造厂应优化应考虑防止的有效综合措施，一是制造厂应优化设计和从严工艺，用

84、户选型尽量选用通过短路试设计和从严工艺，用户选型尽量选用通过短路试验的变压器，并合理选择容量和适当提高短路阻验的变压器，并合理选择容量和适当提高短路阻抗。二是要优化运行条件，提高变压器近距离出抗。二是要优化运行条件，提高变压器近距离出线的绝缘水平，特别是低压部分，减少低压相联线的绝缘水平，特别是低压部分，减少低压相联结设备的绝缘事故几率，以降低近距离故障的影结设备的绝缘事故几率，以降低近距离故障的影响和危害；三是并列变压器可考虑加装自投装置，响和危害；三是并列变压器可考虑加装自投装置，便于开环运行，以减少短路时流过变压器的电流。便于开环运行，以减少短路时流过变压器的电流。四是尽量压缩系统中保护

85、的级差，缩短开关掉闸四是尽量压缩系统中保护的级差，缩短开关掉闸时间，缩短短路电流通过变压器的时间。时间，缩短短路电流通过变压器的时间。3 3、4 4变变压压器器近近距距离离出出口口短短路路后后，应应尽尽快快判判别别绕绕组组是是否否变变形形和和绝绝缘缘是是否否损损坏坏，以以便便确确定定变变压压器器是是否否继继续续投投运运；一一是是尽尽快快进进行行油油色色谱谱分分析析，根根据据气气体体组组分分含含量量进进行行分分析析，一一旦旦C C2 2H H2 2急急剧剧上上升升，说说明明线线圈圈可可能能烧烧坏坏或或烧烧断断，线线包包绝绝缘缘遭遭到到破破坏坏。二二是是进进行行全全面面电电气气试试验验，排排除除线

86、线圈圈开开路路、短短路路和和绝绝缘缘损损坏坏的的可可能能，直直流流电电阻阻测测量量是是发发现现绕绕组组是是否否损损坏坏的的最最有有效效手手段段。三三是是进进行行变变压压器器绕绕组组变变形形测测量量，要要与与以以往往测测量量的的正正常常波波形形对对比比分分析析，判判定定变变压压器器是是否否确确无无故故障障。四四是是在在不不能能确确定定的的条条件件下下，应应进进行行吊吊罩罩检检查查，未未经经全全面面检检查查和和综综合合分分析析，变变压压器器不不得投入运行。得投入运行。3 3、5 5减减少少低低压压出出口口短短路路故故障障的的几几率率，要要保保证证变变压压器器低低压压部部分分具具有有良良好好的的绝绝

87、缘缘水水平平，除除加加强强检检修修维维护护外外，可可采采取取如如下下措措施施：一一是是设设计计时时尽尽量量采采用用封封闭闭母母线线，减减少少外外来来天天气气和和污污秽秽等等因因素素的的影影响响；二二是是对对变变压压器器外外部部引引出出线线或或母母排排进进行行绝绝缘缘封封闭闭改改造造，特特别别是是对对中中相相绝绝缘缘进进行行封封闭闭，防防止止异异物物引引起起的的相相间间短短路路；三三是是提提高高绝绝缘缘件件的的泄泄露露比比距距，如如10KV10KV支支柱柱采采用用35KV35KV电电压压等等级级的的绝绝缘缘子子，35KV35KV支支柱柱采采用用66KV66KV电电压压等等级级的的绝绝缘缘子子等等

88、，防防止止对对地地短短路路；四四是是配配电电装装置置在在空空间间允允许许的的条条件件下下，加加大大相相间间空空气气绝绝缘缘距距离离，提提高高相相间间抗抗短短路路能能力力，开开关关柜柜的的尺尺寸寸不不能能过过分分强强调调小小型型化化；五五是是对对电电缆缆出出线线或或室室内内布布置置结结构构，针针对对具具体体情情况况采采取取相相应应提提高高绝绝缘缘水水平平的的可可行措施。行措施。3、6目前，国内外制造的大型变压器还不能完全适应各种近距离出口短路冲击的要求，特别是对可能频繁承受近距离出口短路冲击的变压器，除选型和制造时考虑增大短路阻抗外，还应考虑加装外附的串联电抗器（注意和电容器组的配合），以减少短

89、路时流过变压器的电流。3 3、7 7防防止止变变压压器器近近距距离离出出口口短短路路损损坏坏事事故故，是是一一项项系系统统的的综综合合性性工工作作，除除以以上上措措施施外外，还还应应考考虑虑：(a)(a)对对事事故故频频发发的的配配电电线线路路加加强强运运行行维维护护，在在加加强强和和提提高高线线路路绝绝缘缘水水平平上上下下工工夫夫；（b b）对对绝绝缘缘水水平平低低的的开开关关柜柜等等配配电电装装置置进进行行整整改改，减减少少配配电电设设备备事事故故；（c c）防防止止小小动动物物破破坏坏，高高压压室室内内及及电电缆缆沟沟的的孔孔洞洞进进行行封封堵堵，裸裸漏漏导导电电部部分分加加装装热热缩缩

90、护护套套；（d d）提提高高继继电电保保护护及及其其自自动动装装置置的的正正确确动动作作率率，防防止止保保护护拒拒动动、越越级级或或延延时时掉掉闸闸；（e e）对对诸诸如如电电缆缆线线路路等等永永久久性性故故障障几几率率大大的的配配电电线线路路，双双电电源源供供电电线线路路，应应考考虑虑停停用用开开关关重重合合闸闸的的可可能能，减减少少变变压压器器承承受受短短路路电电流流冲冲击击的的次次数数；（f f）配配电电设设备备发发生生短短路路事事故故，不不管管变变压压器器是是否否掉掉闸闸，都都应应该该对对事事故故进进行行技技术术分分析析，特特别别要要对对流流经经变变压压器器短短路路电电流流的的大大小小

91、和和时时间间进进行行统统计计分分析析，必必要要时时对对变变压压器器油油色色谱谱化化验验分分析析；（g g）开开展展好好变变压压器器绕绕组组变变形形测测量量工工作作，普普查查变变压压器器频频响响特特性性，对对发发生生过过近近距距离离出出口口短短路路的的变变压压器器，适适时时进进行比较分析。行比较分析。结束语：变压器近距离出口短路损坏事故，危害严重，损失巨大，影响电网安全稳定运行；正确的综合分析，尽快判别故障性质，对制定修复方案，迅速恢复运行，至关重要；采取综合性的治理和预防措施，针对性的减少配电事故，减少变压器近距离出口短路的几率，确保变压器安全运行，必须引起制造厂、检修和运行单位的高度重视。第

92、三章：变压器有载分接开关常见故障的综合判断与现场处理 结结合合现现场场实实际际，对对变变压压器器有有载载分分接接开开关关常常见见故故障障的的处处理理进进行行分分析析叙叙述述，介介绍绍故故障障综综合合判判断断和和现现场场处处理理办办法法，分分别别提提出出针对性的预防措施。针对性的预防措施。 随随着着国国民民经经济济的的发发展展，在在电电力力系系统统中中，用用有有载载分分接接变变压压器器联联络络电电网网，稳稳定定负负荷荷中中心心电电压压，调调节节电电网网潮潮流流分分布布，改改善善电电气气设设备备运运行行条条件件和和提提高高供供电电电电压压质质量量，满满足足工工农农业业生生产产需需要要，具具有有广广

93、泛泛的的优优越越性性。在在近近十十几几年年中中就就在在电电力力系系统统中中得得到到广广泛泛的的应应用用，有有载载分分接接变变压压器器采采用用的的分分接接开开关关，做做为为一一种种在在线线动动态态装装置置，要要不不断断的的动动作作和和切切断断负负荷荷电电流流，动动作作相相对对频频繁繁；但但由由于于分分接接开开关关制制造造工工艺艺质质量量和和安安装装、运运行行、使使用用、维维护护不不当当，运运行行条条件件恶恶劣劣等等原原因因，就就不不可可避避免免的的给给变变压压器器运运行行增增加加了了事事故故几几率率，且且占占变变压压器器本本体体故故障障相相当当高高的的比比例例，严严重重影影响响设设备备和和系系统

94、统的的安安全全运运行行，本本文文将将结结合合多多年年来来，有有载载分分接接开开关关使使用用和和检检修修运运行行过过程程中中，发发生生、分分析析处处理理故故障障的的实实例例，对对现现场场发发现现、判判断断和和处处理理的的过过程程进进行行叙叙述述，介介绍绍大大型型变变压压器器有有载载分分接接开关常见故障的综合判断和处理方法及预防措施。开关常见故障的综合判断和处理方法及预防措施。1 1、选择开关故障：、选择开关故障： 1 1、1 1 某变压器（型号为某变压器（型号为SFPSZ4-150000/220SFPSZ4-150000/220），），该变压器采用该变压器采用ZY1ZY1系列国产有载分接开关；系

95、列国产有载分接开关；9999年年1111月月5 5日，在变压器由日，在变压器由4 4分接向分接向3 3分接调压的过程中，分接调压的过程中，变压器瓦斯保护动作，变压器三侧开关掉闸；进变压器瓦斯保护动作，变压器三侧开关掉闸；进行电气试验发现，行电气试验发现，220KV220KV高压绕组高压绕组A A相各分接的直相各分接的直流电阻异常，其中，流电阻异常，其中，3 3分接时绕组断线开路，直流分接时绕组断线开路，直流电阻为电阻为，5 5分接时直流电阻较正常成倍增长；分接时直流电阻较正常成倍增长；而而A A相绕组其它分接和相绕组其它分接和B B、C C相绕组所有分接的直相绕组所有分接的直流电阻合格，均按分

96、接顺序递增或递减，绝缘电流电阻合格，均按分接顺序递增或递减，绝缘电阻、介质损失角等电气绝缘和特性试验项目正常，阻、介质损失角等电气绝缘和特性试验项目正常，事故前后变压器本体油色谱分析的对比结果如表事故前后变压器本体油色谱分析的对比结果如表1 1。 表1变压器油色谱检测值单位：ul/l成份分析日期H2COCO2CH4C2H6C2H4C2H2总烃99年8月（事故前）14958579316.464.9413.20.1834.7899年11月（事故后）2351287579939.459.6353.2753.89156.242 2、2 2 故故障障的的判判断断分分析析：由由于于变变压压器器本本体体油油中

97、中特特征征气气体体含含量量，乙乙炔炔（C C2 2H H2 2）占占重重要要成成分分，约约为为35%35%，同同时时C C2 2H H2 2/ /C C2 2H H4 4 11， CHCH4 4/ /H H2 2，C C2 2H H4 4 / /C C2 2H H6 6，三三比比值值编编码码为为1 10 02 2，判判定定变变压压器器内内部部存存在在工工频频续续流流的的高高能能量量放放电电（1 1）；结结合合绕绕组组直直流流电电阻阻测测量量结结果果，A A相相3 3分分接接开开路路，4 4分分接接直直流流电电阻阻增增大大，其其它它分分接接直直流流电电阻阻正正常常，可可判判明明变变压压器器的的主

98、主线线圈圈绕绕组组正正常常，除除A A相相3 3、4 4分分接接调调压压线线圈圈外外，B B、C C相相和和A A相相的的其其它它调调压压线线圈圈也也正正常常，事事故故可可能能是是有有载载分分接接开开关关选选择择开开关关的的4 4分分接接触触头头接接触触不不良良，调调压压切切换换到到该该分分接接，通通过过运运行行电电流流时时燃燃弧弧，导致触头烧坏并开路。导致触头烧坏并开路。 2 2、3 3现现场场处处理理：准准备备好好选选择择开开关关触触头头后后，对对变变压压器器吊吊罩罩检检查查；其其中中，有有载载分分接接开开关关切切换换开开关关的的各各触触头头无无燃燃弧弧放放电电痕痕迹迹，变变压压器器各各绕

99、绕组组及及联联结结线线正正常常，但但发发现现A A相相选选择择开开关关4 4分分接接触触头头烧烧坏坏，静静触触头头烧烧掉掉约约1/21/2，动动触触头头表表面面烧烧损损，动动、静静触触头头不不能能接接触触，之之间间约约有有5mm5mm的的间间隙隙；3 3分分接接触触头头有有放放电电烧烧伤伤痕痕迹迹。随随对对3 3、4 4分分接接的的触触头头进进行行更更换换；经经对对变变压压器器本体油脱气处理，变压器投于运行后，色谱跟踪分析正常。本体油脱气处理，变压器投于运行后，色谱跟踪分析正常。2 2、4 4预预防防措措施施：变变压压器器有有载载分分接接开开关关的的选选择择开开关关，虽虽然然在在调调压压过过程

100、程中中不不参参与与切切断断负负荷荷电电流流，但但每每一一次次切切换换选选择择，要要求求动动、静静触触头头都都必必须须可可靠靠接接触触，且且接接触触的的压压力力和和面面积积满满足足通通过过负负荷荷电流的要求，故应采取如下几种预防措施：电流的要求，故应采取如下几种预防措施：一一是是正正常常预预防防性性试试验验时时应应测测量量逐逐个个分分接接的的绕绕组组直直流流电电阻阻，不不常常用用分分接接应应反反复复切切换换后后测测量量，测测量量的的结结果果应应满满足足电电力力设设备备预预防防性性试试验验规规程程，同同分分接接不不同同相相直直流流电电阻阻误误差差小小于于2%2%的的要求，同相各分接直流电阻按一定的

101、规律递增或递减。要求，同相各分接直流电阻按一定的规律递增或递减。二二是是变变压压器器一一旦旦吊吊罩罩检检查查，重重点点应应检检查查选选择择开开关关各各触触头头的的接接触触情情况况，动动、静静触触头头两两接接触触面面间间应应有有足足够够的的压压力力，同同时时对对发发现现有有烧烧伤伤放放电电痕痕迹迹或或表表面面氧氧化化的的触触头头，要要进进行行修修复复或或定定期期更更换换；必必要要时时要要逐逐一一测测量量各各动动、静静触触头头间间的的接接触触电电阻阻，其其阻阻值值应小于应小于500u500u。三三是是变变压压器器运运行行中中的的调调压压操操作作，应应随随时时监监视视运运行行电电压压的的变变化化，出

102、出现现电电压压不不变变化化、变变化化不不符符合合调调压压规规律律，三三相相电电压压变变化化不不对对应等情况，应立即停止调压并查明原因，进行处理。应等情况，应立即停止调压并查明原因，进行处理。2 2、切换开关故障、切换开关故障 2 2、1 1 某某变变压压器器（SFPSZ1SFPSZ1- -150000/220150000/220），8484年年产产品品，分分接接开开关关型型号号：ZYIZYI- -IIIIII- -500/110C500/110C8 8；9292年年1212月月9 9日日，变变压压器器在在由由2 2分分接接向向1 1分分接接调调压压的的过过程程中中，有有载载分分接接开开关关瓦瓦

103、斯斯继继电电器器动动作作，三三侧侧开开关关掉掉闸闸，现现场场外外观观检检查查发发现现：分分接接开开关关油油箱箱顶顶部部的的防防爆爆膜膜炸炸裂裂，上上部部保保护护挡挡板板飞飞出出4545米米以以外外，变变压压器器的的分分接接开开关关侧侧喷喷出出大大量量变变压压器器油油，分分接接开开关关油油枕枕中中的的油油全全部部漏漏完完，分分接接指指示示变变压压器器本本体体为为1 1，机机构构指指示示为为2 2；变变压压器器外外部部其其它它部部件件未未见见异异常常；随随在在事事故故后后的的状状态态下下，对对变变压压器器进进行行电电气气检检查查试试验验和和对对本本体体油油取取样样色色谱谱分分析析。色色谱谱分分析析

104、数数据据正正常常，各各类类绝绝缘缘项项目目及及变变压压比比、直流电阻等特性项目均正常。直流电阻等特性项目均正常。 2 2、2 2 故故障障的的判判断断分分析析：从从外外观观检检查查和和试试验验情情况况看看确确切切故故障障点点应应在在切切换换开开关关油油箱箱内内部部，吊吊出出切切换换开开关关芯芯子子发发现现：油油箱箱内内部部及及开开关关本本体体大大量量集集碳碳，过过渡渡电电阻阻烧烧断断，部部分分单单数数侧侧触触头头放放电电严严重重和和烧烧掉掉，油油箱箱底底部部有有烧烧熔熔的的铜铜屑屑和和过过渡渡电电阻阻丝丝，转转轴轴从从底底部部拧拧断断；经经查查看看运运行行记记录录，该该变变压压器器自自1010

105、月月1919日日大大修修投投运运后后，运运行行正正常常，但但从从2 2分分接接向向1 1分分接接的的调调压压仅仅此此一一次次，再再加加分分接接指指示示位位置置机机构构和和本本体体不不对对应应，故故不不难难发发现现断断轴轴和和烧烧坏坏分分接接开开关关，是是由由于于安安装装错错位位，调调压压至至极极限限位位置置时时过过档档和和燃燃弧弧引引起起。由于切换开关不可修复，故本次确定对有载分接开关整体更换。由于切换开关不可修复，故本次确定对有载分接开关整体更换。3 3、3 3 现现场场处处理理：由由于于当当时时该该变变电电站站两两台台变变压压器器运运行行，且且负负荷荷较较重重；考考虑虑单单台台变变压压器器

106、运运行行可可靠靠性性差差，新新的的分分接接开开关关又又不不能能短短期期运运到到现现场场，故故障障变变压压器器不不允允许许长长期期退退出出运运行行；根根据据变变压压器器本本体体试试验验和和综综合合分分析析情情况况，将将该该变变压压器器做做为为无无载变压器临时投入运行；载变压器临时投入运行；具具体体做做法法是是：现现场场在在外外部部将将切切换换开开关关手手动动切切换换到到正正常常的的双双数数触触头头侧侧，测测量量各各触触点点接接触触电电阻阻正正常常，回回装装至至其其油油箱箱内内，注注入入合合格格的的变变压压器器油油，顶顶盖盖密密封封（损损坏坏的的防防爆爆膜膜处处，临临时时加加工工一一铁铁法法兰兰代

107、代替替），拆拆开开切切换换开开关关和和机机构构联联结结的的传传动动轴轴，测测量量该该位位置置的的绕绕组组直直流流电电阻阻三三相相平平衡衡，且且与与上上次次试试验验数数据据比比较较，判判定定合合格格，并并确确认认实实际际在在2 2分分接接；校校核核分分接接开开关关瓦瓦斯斯和和变变压压器器本本体体瓦瓦斯斯继继电电器器能能够够可可靠靠动动作作；送送电电时时，并并将将另另一一台台变变压压器器调调压压机机构构同同时时闭闭锁锁，也也固固定定在在2 2分分接接运运行行（防防止止并并列列运运行行在在两两台台变变压压器器之之间间产产生生环环流流），变变压压器器送送电电后后每每周周取取油油样样色色谱谱跟跟踪踪分分

108、析析正正常常，如如此此变变压压器器一一直直坚坚持持运运行行2 2个个月月，到到9393年年2 2月月1212日日，新新的的分分接接开开关关运运到到现现场场，停停电进行了更换。电进行了更换。3 3、4 4 预预防防措措施施：有有载载分分接接开开关关主主轴轴，在在设设计计和和制制造造时时为为保保障障正正常常受受力力，设设置置了了在在过过载载状状态态下下不不损损坏坏其其它它部部件件的的薄薄弱弱断断轴轴点点，若若在在卡卡涩涩、过过档档等等状状态态下下调调压压操操作作，主主轴轴将将被被扭扭断断，防防止止达达不不到到切切换换速速度度，电电弧弧不不能能切切断断，或或切切换换、选选择择配配合合不不当当而而损损

109、坏坏切切换换开开关关和和变变压压器器本本体体内内的的选选择择开开关关，造造成成更更大大的的事事故故。因因此此在在分分接接开开关关的的安安装装和和检检修修消消缺缺时时，一一定定要要按按产产品品使使用用说说明明书书和和规规程程要要求求，调调整整和和校校核核机机构构动动作作程程序序，先先手手动动调调整整，并并在在两两极极限限挡机械闭锁动作正常后，再进行电动操作。挡机械闭锁动作正常后，再进行电动操作。 3、切换开关油箱密封不良3、1某主变（SFSZ740000/110），所用有载开关为ZYI系列国产开关，90年5月18日安装投运，由于供电用户对电压合格率要求高，调压频率比较频繁，当月对变压器油色谱分析

110、异常，色谱分析数据如表2。表2变压器油色谱检测值单位：ul/l成份分析日期H2COCO2CH4C2H4C2H6C2H2总烃95.5.181236537560.671.08001.7595.5.206758743888.765.796.276.8727.6995.5.2376635427612.66.16.348.9332.63油中微水含量为：。由于气体组分中C2H2占主要成份，且超出注意值，色谱分析三比值法判断，初步怀疑变压器内部存在高能量的放电故障。3 3、2 2现场分析判断：停电对变压器进行全面电气现场分析判断：停电对变压器进行全面电气检查试验，由于变压器绕组直流电阻、空载损耗、检查试验，

111、由于变压器绕组直流电阻、空载损耗、绕组及铁心绝缘、变压比、绕组泄漏电流等试验绕组及铁心绝缘、变压比、绕组泄漏电流等试验项目均无异常，故怀疑可燃性气体来源于有载分项目均无异常，故怀疑可燃性气体来源于有载分接开关油箱的渗漏。接开关油箱的渗漏。33、3 3现场处理：因变压器停电方便，吊出切换开现场处理：因变压器停电方便，吊出切换开关芯子，放油进行密封检查；擦干油室，发现油关芯子，放油进行密封检查；擦干油室，发现油箱绝缘筒上法兰与变压器本体连接处，周圈渗漏，箱绝缘筒上法兰与变压器本体连接处，周圈渗漏，校紧螺栓无效，分析系校紧螺栓无效，分析系O O型密封圈不良引起，因型密封圈不良引起，因当时无备件，暂未

112、处理。恢复变压器运行，同年当时无备件，暂未处理。恢复变压器运行，同年1212月由制造厂更换了该密封胶垫，并更换分接开月由制造厂更换了该密封胶垫，并更换分接开关油箱中的变压器油，对变压器本体油真空脱气关油箱中的变压器油，对变压器本体油真空脱气处理，运行后色谱跟踪分析正常。处理，运行后色谱跟踪分析正常。 3 3、4 4预防措施：造成有载分接开关渗漏油的原因，既有开关本身产品预防措施：造成有载分接开关渗漏油的原因，既有开关本身产品制造质量问题，也有变压器制造厂装配因素引起，还有现场安装、维制造质量问题，也有变压器制造厂装配因素引起，还有现场安装、维护、检修不利的原因，做为运行使用单位关键是把握好安装

113、和大修等护、检修不利的原因，做为运行使用单位关键是把握好安装和大修等检查环节，重点从以下几个方面采取预防措施。一是按变压器大修或检查环节，重点从以下几个方面采取预防措施。一是按变压器大修或安装程序，要先放出变压器本体油，建议吊出分接开关芯子后，保留安装程序，要先放出变压器本体油，建议吊出分接开关芯子后，保留有载分接开关油箱中的变压器油，变压器吊罩后，用干燥的海绵，擦有载分接开关油箱中的变压器油，变压器吊罩后，用干燥的海绵，擦干分接开关油箱绝缘筒外表面，并对油箱中的油位做好标记，干分接开关油箱绝缘筒外表面，并对油箱中的油位做好标记， 首先外观检查各密封胶垫的位置是否适中，校紧油箱低部排污螺首先外

114、观检查各密封胶垫的位置是否适中，校紧油箱低部排污螺栓（一般为反丝）等紧固件。再检查绝缘筒外部有无油箱内腔油渗出，栓（一般为反丝）等紧固件。再检查绝缘筒外部有无油箱内腔油渗出，检查油箱油位是否变化，来判别是否存在渗漏。检查油箱油位是否变化，来判别是否存在渗漏。 二是变压器扣罩注油后，放出分接开关油箱中的变压器油，对油二是变压器扣罩注油后，放出分接开关油箱中的变压器油，对油箱内部的脏污进行清理（必要时用合格的变压器油反复冲洗），在切箱内部的脏污进行清理（必要时用合格的变压器油反复冲洗），在切换开关芯子回装前，要仔细观察变压器本体油是否反渗到分接开关油换开关芯子回装前，要仔细观察变压器本体油是否反渗

115、到分接开关油箱内。箱内。 三是结合对变压器本体的密封检查，对变压器本体油施加大气压三是结合对变压器本体的密封检查，对变压器本体油施加大气压的压力，检查本体油是否渗漏到分接开关油箱内；这样可以保证在调的压力，检查本体油是否渗漏到分接开关油箱内；这样可以保证在调压切换瞬间，分接开关油室内部随有压力，其油箱中的油也不会渗漏压切换瞬间，分接开关油室内部随有压力，其油箱中的油也不会渗漏到变压器本体。到变压器本体。 四是变压器和有载分接开关在注油或补油时，一般应使变压器本四是变压器和有载分接开关在注油或补油时，一般应使变压器本体油的油位高于有载分接开关小油箱的油位，以便使小油箱承受由外体油的油位高于有载分

116、接开关小油箱的油位，以便使小油箱承受由外至里的正压力，使分接开关油箱中的变压器油，即使在调压切换时，至里的正压力，使分接开关油箱中的变压器油，即使在调压切换时，也很难渗到变压器本体中。也很难渗到变压器本体中。五是结合大修定期更换其密封胶垫。五是结合大修定期更换其密封胶垫。4 4、各类外观故障：、各类外观故障：在在分分接接开开关关现现场场实实际际运运行行中中，除除发发生生以以上上类类似似的的内内在在故故障障外外，还还会会经经常常碰碰到到一一些些诸诸如如在在机机构构和和油油箱箱外外观观的的一一些些故故障障和和异异常常，若若不不及及时时处处理理，往往往往也会危及变压器的安全运行。也会危及变压器的安全

117、运行。 4 4、1 1电电动动机机构构滑滑档档：变变压压器器有有载载分分接接完完成成一一次次变变化化操操作作，电电动动机机应应自自动动断断开开；而而现现场场有有时时发发生生滑滑档档现现象象，主主要要有有以以下下3 3个个方方面面的的原原因因，一一是是交交流流接接触触器器、中中间间继继电电器器因因剩剩磁磁或或油油脂脂粘粘结结而而失失电电延延时时；二二是是行行程程开开关关动动作作程程序序变变位位；三三是是交交流流接接触触器器动动作作配配合合不不当当；处处理理时时应应结结合合具具体体情情况况，清清除除交交流流接接触触器器铁铁心心油油污污，更更换换延延时时的的接接触触器器，调调整整顺顺序序开开关关顺顺

118、序序或或改改进进电电气气接接线线回回路路，确确保保触触及及控控制制分分级变换。级变换。4 4、2 2电电动动操操作作拒拒动动：新新安安装装的的电电动动机机构构在在调调试试时时容容易易发发生生拒拒动动现现象象，一一般般由由未未接接操操作作电电源源、电电源源缺缺相相、手手摇摇时时闭闭锁锁开开关关未未复复归归、电电气气元元件件损损坏坏或或操操作作电电源源相相序序错错误误等等引引起起，查查找找时时用用万万用用表表测测量量各各相相电电压压或或调调整整电电源源相相序序，查查看看闭闭锁锁触点，针对具体情况消除即可。触点，针对具体情况消除即可。 4 4、3 3电电动动机机构构的的传传动动轴轴脱脱肖肖：远远方方

119、操操作作分分接接时时，电电压压表表和和电电流流表表却却无无相相应应变变化化，一一般般是是传传动动轴轴的的联联结结销销在在转转动动的的过过程程中中脱脱落落引引起起；恢恢复复时时，要要注注意意检检查查油油箱箱顶顶部部分分接接开开关关位位置置和和机机构构箱箱内内的的指指示示位位置置及及远远方方操操动动位位置置一一致致，重重新新联联结后要进行校验，确保动作程序正确。结后要进行校验，确保动作程序正确。 4 4、4 4另另外外，现现场场也也发发现现和和处处理理了了机机构构齿齿轮轮箱箱漏漏油油，机机构构箱箱进进水水受受潮潮，加加热热装装置置温温度度范范围围调调整整不不当当，电电动动机机烧烧毁毁，切切换换开开

120、关关油油箱箱漏漏油油，有有载载分分接接开开关关瓦瓦斯斯误误发发信信，机机构构空空气气开开关关自自动动脱脱扣扣、电电气气元元件件损损坏坏等等异异常常现现象象，需需查查明明原原因因分分别处理。别处理。结束语： 变压器有载分接开关做为变压器电回路中，唯一动态的装置，发生故障的的几率高于变压器本体的其它部件，这就需要检修运行单位，认真执行规程规定，定期进行维护和检查试验，采取必要的预防措施，发现问题应综合分析判断，及时消缺，防止变压器故障的发生和扩大。第四章：气相色谱法对大型变压器故障的综合分析 用用气气相相色色谱谱法法，分分析析变变压压器器油油中中溶溶解解的的特特征征气气体体的的组组分分和和含含量量

121、，对对运运行行中中变变压压器器的的潜潜伏伏性性故故障障进进行行判判断断和和分分析析，监监测其运行状态，灵敏有效；测其运行状态，灵敏有效； 用用气气相相色色谱谱法法分分析析判判断断变变压压器器故故障障，是是从从运运行行中中的的变变压压器器油油中中取取出出油油样样，对对油油中中所所溶溶解解的的气气体体进进行行分分离离和和分分析析，确确定定溶溶解解在在油油中中特特征征气气体体的的组组分分和和含含量量，来来分分析析判判断断变变压压器器的的运运行行状状态态和和故故障障类类别别；9696年年修修订订后后的的电电力力设设备备预预防防性性试试验验规规程程，在在变变压压器器全全部部3232项项预预防防性性试试验

122、验项项目目中中，首首先先把把油油中中溶溶解解气气体体色色谱谱分分析析放放在在了了第第一一位位；同同时时规规定定判判断断故故障障时时可可供供选选用用的的试试验验项项目目，也也将将油油中中气气体体分分析析判判断断异异常常做做为为首首选选，而而且且，在在判判断断故故障障的的6 6项项供供选选项项目目中中，仅仅判判断断绝绝缘缘受受潮潮可可不不考考虑虑油油中中溶溶解解气气体体的的分分析析；由由此此可可见见，油油中中溶溶解解气气体体色色谱谱分分析析，在在变压器的安全运行和故障判断中占有相当重要的地位。变压器的安全运行和故障判断中占有相当重要的地位。 在在变变压压器器故故障障的的诊诊断断检检测测技技术术中中

123、，靠靠分分析析油油中中可可燃燃性性特特征征气气体体的的成成份份和和含含量量，即即用用气气相相色色谱谱分分析析法法来来分分析析诊诊断断变变压压器器内内部部故故障障，由由于于其其灵灵敏敏有有效效，在在供供电电生生产产实实际际中中愈愈加加受受到到关关注注和和应应用用；特特别别是是能能够够在在变变压压器器运运行行过过程程中中，发发现现其其潜潜伏伏性性的的早早期期故故障障，避避免免变变压压器器损损坏坏事事故故发发生生，是是目目前前所所有有电电气气试试验验项项目目无无法法替替代代的的；这这是是由由于于有有些些故故障障不不发发展展到到一一定定的的程程度度，其其电电气气特特性性就就不不会会发发生生任任何何质质

124、的的变变化化，试试验验项项目目的的电电气气量量也也就就不不能能充充分分体体现现；但但，由由于于变变压压器器油油中中可可燃燃性性特特征征气气体体的的来来源源较较为为复复杂杂，气气相相色色谱谱法法也也有有一一定定的的局局限限性性，如如：很很难难判判断断故故障障的的准准确确部部位位或或部部件件，甚甚至至还还会会误误判判造造成成不不必必要要的的检检修修；因因此此，气气相相色色谱谱分分析析法法判判断断故故障障，必必须须和和电电气气试试验验项项目目有有机机结结合合，进进行行综综合合分分析析判判断断，才才能能准准确确的的对对故故障障定定性性和和定定量量识识别别，这这也也是是预预防防性性试试验验规规程程一一再

125、再明明确确的的要要求求。本本文文结结合合现现场场实实例例，介介绍绍利利用用气气相相色色谱谱分分析析法法，对对变变压压器器的的故故障障综综合合分分析析判判断断，提提出出有有关关实实际际应应用用中的注意事项。中的注意事项。一一、油中溶解气体和变压器故障之间的关系、油中溶解气体和变压器故障之间的关系 众众所所周周知知，变变压压器器油油做做为为一一种种良良好好的的介介质质，在在变变压压器器中中主主要要起起电电气气绝绝缘缘和和冷冷却却散散热热的的作作用用，在在变变压压器器内内部部一一旦旦发发生生过过热热和和放放电电故故障障时时，变变压压器器油油和和其其它它绝绝缘缘材材料料就就会会发发生生化化学学分分解解

126、，产产生生特特定定的的烃烃类类气气体体和和H H2 2、碳碳氧氧化化物物等等，这这些些气气体体的的种种类类、数数量量和和产产气气速速度度往往往往又又与与故故障障的的温温度度密密切切相相关关；理理论论实实践践证证明明，随随着着故故障障温温度度的的升升高高，产产气气量量最最大大的的烃烃类类气气体体依依次次为为CHCH4 4、C C2 2H H6 6、C C2 2H H4 4、C C2 2H H2 2。而而这这些些特特征征气气体体大大部部分分溶溶解解在在变变压压器器油油中中，少少量量上上升升至至油油的的表表面面，并并进进入入瓦瓦斯斯继继电电器器。所所以以，定定期期测测量量变变压压器器油油中中溶溶解解

127、特特征征气气体体的的成成分分和和含含量量，即即能能判判定定变变压压器器内内部部的的发发热热程程度度，靠靠分分析析发发热热或或放放电电点点的的温温度度来来确确定定是是否否存存在在故故障障，以以及及故故障障的的性性质质、类类别别和和严严重重程程度度。变变压压器器油油中中溶溶解解气气体体分分析析和和判判断断导导则则，给给出出特特征征气气体体与温度及故障类别的关系表与温度及故障类别的关系表1 1：表1：特征气体与故障性质的关系序号故障性质特征气体的特点1一般过热性故障总烃较高，C2H2小于5ul/l的注意值，故障处于早期阶段，产气的速率较慢2严重过热性故障总烃高，C2H2可能大于5ul/l，但尚未构成

128、总烃的主要成分，H2的含量较高，产气速率快。3局部放电总烃不高，H2的含量大于150ul/l的注意值，CH4占总烃的主要成分4火花放电总烃不高，C2H2含量较高，往往大于10ul/l，H2的含量较高。5电弧放电总烃高，C2H2含量高往往构成总烃的主要成分，H2的含量高。事例分析在前面已有介绍，在次省略。二二、气相色谱法分析变压器故障的注意事项气相色谱法分析变压器故障的注意事项 从从许许多多典典型型实实例例中中可可以以发发现现，变变压压器器油油中中溶溶解解的的特特征征气气体体除除与与故故障障性性质质有有关关外外，还还与与变变压压器器的的结结构构特特点点，气气体体产产生生的的原原因因有有关关，与与

129、故故障障的的部部位位和和故故障障严严重重程程度度有有关关，因因此此必必须须进进行行综综合合的的判判断断分分析析，结结合合现场分析判断的经验，认为应注意如下几个方面的问题。现场分析判断的经验，认为应注意如下几个方面的问题。1 1、首首先先要要判判定定油油中中溶溶解解的的气气体体，是是否否来来自自变变压压器器内内部部故故障障以以外外的的原原因，防止造成误判断；因，防止造成误判断；一一是是变变压压器器箱箱体体带带油油补补焊焊，焊焊接接的的高高温温使使油油分分解解产产生生大大量量的的氢氢和和烃烃类类气气体体，往往往往误误判判为为高高温温兼兼放放电电故故障障；所所以以确确需需带带油油焊焊接接，应应对对变

130、变压压器器进行脱气处理，并随时检测其特征气体含量。进行脱气处理，并随时检测其特征气体含量。二二是是补补加加了了不不合合格格的的变变压压器器油油，这这是是对对贮贮存存油油管管理理不不严严造造成成，补补加加的的油应通过色谱分析确认合格。油应通过色谱分析确认合格。三三是是对对有有载载调调压压变变压压器器，由由于于切切换换开开关关室室渗渗漏漏，引引起起变变压压器器本本体体油油中中的的C C2 2H H2 2 、H H2 2 、COCO、COCO2 2等含量高，需要认真区分。等含量高，需要认真区分。四四是是变变压压器器本本体体中中残残存存的的气气体体在在运运行行过过程程中中慢慢慢慢释释放放，这这一一般般

131、是是变变压压器器制制造造安安装装过过程程或或故故障障处处理理后后，未未经经脱脱气气或或脱脱气气不不彻彻底底造造成成，变变压压器器的安装应严格工艺规程，确保脱气的时间和真空度。的安装应严格工艺规程，确保脱气的时间和真空度。五五是是取取油油样样的的容容器器不不洁洁，色色谱谱仪仪误误差差，操操作作方方法法不不正正确确等等等等人人为为因因素素，也容易误认为变压器本体存在可燃性的特征气体。也容易误认为变压器本体存在可燃性的特征气体。另另外外，变变压压器器受受潮潮，制制造造中中使使用用了了不不锈锈钢钢等等活活性性金金属属材材料料，油油流流带带电电等外部的因素也会造成等外部的因素也会造成C C2 2H H2

132、 2等特征气体的升高。等特征气体的升高。2 2、运运行行中中的的变变压压器器一一旦旦发发现现色色谱谱分分析析异异常常，应应打打破破周周期期界界限限，及及时时进进行行跟跟踪踪分分析析，并并对对测测试试的的数数据据进进行行比比较较，确确定定跟跟踪踪分分析析的的频频度度和和周周期期，找找到到历历次次数数据据的的变变化化趋趋势势和和规规律律，以以便便果果断断确确定定变变压压器器是是否否立立即即停停运运，进进行行进进一一步步的的检检查查；进进行行数数据据的的对对比比分分析析是是保保证证色色谱谱对对故故障障分分析析正正确确的的重重要要环环节，切不可靠一次的数据轻易做出判断。节，切不可靠一次的数据轻易做出判

133、断。3 3、放放电电性性故故障障极极易易造造成成变变压压器器事事故故，引引起起供供电电中中断断；C C2 2H H2 2是是放放电电性性故故障障的的特特征征气气体体，一一旦旦出出现现，即即使使小小于于规规定定的的5 5ul/lul/l注注意意值值，也也应应引引起起高高度度的的重重视视，若若C C2 2H H2 2的的含含量量不不断断上上升升或或产产气气速速率率高高，在在不不能能确确定定其其产产生生的的原原因因不不危危及及变变压压器器安安全全运运行行时时，应立即停止变压器的运行。应立即停止变压器的运行。4 4、变变压压器器在在运运行行过过程程中中一一旦旦发发生生故故障障（轻轻瓦瓦斯斯发发信信、重

134、重瓦瓦斯斯掉掉闸闸，差差动动保保护护掉掉闸闸等等）或或电电气气试试验验发发现现异异常常，也也应应立立即即取取油油样样进进行行色色谱谱分分析析，通通过过分分析析油油中中特特征征气气体体的的组组分分和和含含量量，分分析析变变压压器器内内部部是是否否存存在在过过热热或或放放电电性性故故障障，若若为为严严重重高高温温过过热热或或放放电电性性故故障障，应应立立即即由由运运行行转转为为检检修修，若若为为一一般般性性过过热热故故障障，可可根根据据现现场场的的负负荷荷情情况况确确定定，但但必必须加强跟踪分析。须加强跟踪分析。5 5、气气相相色色谱谱法法对对变变压压器器故故障障的的分分析析判判断断，必必须须和和

135、电电气气试试验验的的结结果果有有机机的的结结合合起起来来，便便于于准准确确定定位位；磁磁回回路路过过热热性性故故障障，一一般般绕绕组组的的直直流流电电阻阻合合格格，而而变变压压器器空空载载损损耗耗增增大大，铁铁心心绝绝缘缘电电阻阻低低等等；导导电电回回路路故故障障，往往往往绕绕组组的的直直流流电电阻阻不不平平衡衡，绕绕组组的的电电压压比比异异常常；绝绝缘缘故故障障，介介损损变变化化大大，绝绝缘缘电电阻阻低低，绕绕组组泄泄漏漏电电流流大大等等等等；以以上上故故障障有有时时交交叉叉并并存存，其其故故障障象象征征也也就就复复杂杂，特特征征气气体体各各组组分分的的含含量量都都可可能能较较高高和超出注意

136、值。和超出注意值。6 6、变变压压器器的的故故障障分分析析判判断断必必须须了了解解变变压压器器的的运运行行历历史史、环环境境条条件件、继继电电保保护护动动作作情情况况，相相关关电电气气联联结结设设备备的的故故障障情情况况，附附件件的的运运行行状状态态，外外观观异异常常情情况况，故故障障瞬瞬间间的的声声音音，电电气气量量的的变变化化情情况况，变变压压器器的的负负荷荷、运运行行电电压压等等；要要结结合合变变压压器器本本身身的的结结构构特特点点，积积累现场的实践经验，借鉴和吸取同类故障的分析处理办法。累现场的实践经验，借鉴和吸取同类故障的分析处理办法。7 7、变变压压器器轻轻瓦瓦斯斯动动作作、瓦瓦斯

137、斯继继电电器器油油室室内内集集有有气气体体。正正常常情情况况下下变变压压器器瓦瓦斯斯继继电电器器油油室室内内充充满满变变压压器器油油，一一旦旦轻轻瓦瓦斯斯动动作作，应应立立即即检检查查和和取取油油样样色色谱谱分分析析，确确认认是是否否内内部部故故障障情情况况。若若气气体体无无色无味且不可燃，说明为空气；造成的原因和措施：色无味且不可燃，说明为空气；造成的原因和措施： 1 1）安安装装或或检检修修后后新新注注油油或或滤滤油油将将气气体体带带入入变变压压器器油油箱箱，静静置置期期间间未未反反复复放放气气或或放放气气不不彻彻底底，变变压压器器一一经经投投运运，温温度度升升高高，气气体体膨膨胀胀而而逸

138、逸出出，进进入入瓦瓦斯斯继继电电器器；为为此此应应严严格格变变压压器器注注油油规规程程并并反复放气。反复放气。 2 2）油油泵泵密密封封不不良良，将将气气体体带带入入变变压压器器本本体体，应应逐逐一一对对油油泵泵检检查查加加以以排排除除。若若气气体体含含有有异异味味，说说明明变变压压器器存存在在内内部部故故障障，应应立立即即停停止止运运行行，结结合合电电气气试试验验和和特特征征气气体体含含量量，依依据据试试验验规规程程和和色色谱谱导则，进行综合分析，查明原因，再进行处理。导则，进行综合分析，查明原因，再进行处理。8、实现变压器故障的准确分析判断，色谱分析数据的准确可靠至关重要，从事油化验分析的

139、人员，应严格执行预防性试验规程和色谱分析导则的规定要求，在溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析，总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断，且新投运的变压器应有投运前的测试数据。结束语 用气相色谱分析法，对变压器的故障进行综合分析判断，对正确把握变压器的运行状态，灵敏有效；但必须了解变压器的结构特点和运行历史，严格执行变压器油中溶解气体色谱分析导则及相关规定，和各项电气试验项目及结果有机的结合起来，积累现场实践经验，因地制宜，具体问题，具体分析，既要防止误判断，又要正确的指导变压器的正常运行，及时发现潜伏性的事故隐患，采取超前预防措施，减少变压器故障和损坏事故，确保安全可靠的向用户供电。谢谢大家！不当之处，敬请批评指正！