第三节 变压器的异常运行分析及事故处理

一、变压器声音异常及处理

1.声音异常

（1）正常状态下变压器的声音。变压器虽属静止设备，但运行中会发出轻微的连续不断的“嗡嗡”声。这种声音是运行中电气设备的一种固有特征，一般称之为“噪声”。产生这种噪声的原因有：

1）励磁电流的磁场作用使硅钢片振动。

2）铁芯的接缝和叠片之间的电磁力作用引起振动。

3）绕组的导线之间或绕组之间的电磁力作用引起振动。

4）变压器上的某些零部件引起振动。

正常运行中变压器发出的“嗡嗡”声是连续均匀的，如果产生的声音不均匀或有特殊的响声，应视为异常现象，判断变压器声音是否异常，可借助于“听音棒”等工具进行。

（2）变压器的声音比平时增大。若变压器的声音比平时增大，且声音均匀，则有以下几种原因：

1）电网发生过电压。电网发生单相接地或产生谐振过电压时，都会使变压器的声音增大。出现这种情况时，可结合电压、电流表计的指示进行综合判断。

2）变压器过负荷。变压器过负荷会使其声音增大，尤其是在满负荷的情况下突然有大的动力设备投入，将会使变压器发出沉重的“嗡嗡”声。

（3）变压器有杂音。若变压器的声音比正常时增大且有明显的杂音，但电流电压无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺钉松动，使得硅钢片振动增大所造成。

（4）变压器有放电声。若变压器内部或表面发生局部放电，声音中就会夹杂有“啪”放电声。发生这种情况时，若在夜间或阴雨天气下，可看到变压器套管附近有蓝色的电晕或火花，则说明瓷件污秽严重或设备线夹接触不良，若变压器的内部放电，则是不接地的部件静电放电，或是分接开关接触不良放电，这时应将变压器作进一步检测或停用。

（5）变压器有水沸腾声。若变压器的声音夹杂有水沸腾声且温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障，或分接开关因接触不良引起严重过热，这时应立即停用变压器进行检查。

（6）变压器有爆裂声。若变压器声音中夹杂有不均匀的爆裂声，则是变压器内部或表面绝缘击穿，此时应立即将变压器停用检查。

（7）变压器有撞击声和摩擦声。若变压器的声音中夹杂有连续的有规律的撞击声和摩擦声，则可能是变压器外部某些零件如表计、电缆、油管等，因变压器振动造成撞击或摩擦、或外来高次谐波源所造成，应根据情况予以处理。

2.声音异常处理

运行人员一旦发现变压器发生外部引线或套管放电、内部不均匀的很大响声、绝缘局部击穿、部件间隙局部放电、分接开关接触不良打火放电、发出异常声响等不正常现象。应认真判断，必要时立即将变压器停运、等候处理。

二、变压器温度异常运行分析及处理

由于运行中的变压器内部的铁损和铜损转化为热量，热量以辐射、传导等方式向四周介质扩散。当发热与散热达到平衡状态时，各部分的温度趋于稳定。铁损是基本不变的，而铜损随负荷变化。顶层油温表指示的是变压器顶层的油温，温升是指顶层油温与周围空气温度的差值。运行中要以监视顶层油温为准，温升是参考数字（目前对绕组热点温度还没有能直接监视的条件）。

变压器的绝缘耐热等级为A级时，绕组绝缘极限温度为105℃，对于强油循环的变压器，根据国际电工委员会推荐的计算方法：“变压器在额定负载下运行，绕组平均温升为65℃，通常最热点温升比油平均温升约高13℃，即65+13=78（℃），如果变压器在额定负载和冷却介质温度为+20℃条件下连续运行，则绕组最热点温度为98℃，其绝缘老化率等于1（即老化寿命为20年）。”因此，为了保证绝缘不过早老化，运行人员应加强变压器顶层油温的监视，规定控制在85℃以下。变压器各部分温升极限值见表3-3。

若发现在同样条件下油温比平时高出10℃以上，或负荷不变但温度不断上升，而冷却装置运行正常，则认为变压器内部发生故障（应注意温度表有无误差失灵）。

当变压器的油温升超过许可限度时，应做如下检查。

（1）检查变压器的负荷及冷却介质的温度，并与以往同样负荷及冷却介质相比较。

（2）对新安装或大修后新投运的变压器检查散热器的阀门是否打开，冷却装置是否正常。

（3）检查温度计本身是否失灵。

若以上三项正常，油温比同样条件下高出10℃，且还在继续上升时，则可断定为变压器内部故障，如铁芯发热或匝间短路等。铁芯发热可能是涡流所致，当夹紧用的穿芯螺栓与铁芯相碰，或硅钢片间的绝缘破坏，片间短路均可能形成涡流发热。一旦发现变压器内部有异常热源应立即停运变压器，等候处理。

三、变压器油位异常分析及处理

1.油位异常分析

变压器储油柜的油位表，一般标有-30℃、+20℃、+40℃三条线，它是指变压器使用地点在最低温度和最高环境温度时对应的油面，并注明其温度。根据这三个标志可以判断是否需要加油或放油。运行中变压器温度的变化会使油体积变化。从而引起油位的上下位移。常见的油位异常有以下两个方面。

（1）假油位。如变压器温度变化正常，而变压器油标管内的油位变化不正常或不变，则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有：

1）油标管堵塞。

2）油枕呼吸器堵塞。

3）防爆管通气孔堵塞。

4）变压器油枕内存有一定数量的空气。

（2）油面过低。油面过低应视为异常。因其低到一定限度时，会造成轻瓦斯保护动作；严重缺油时，变压器内部绕组暴露，会使其绝缘降低，甚至造成因绝缘散热不良而引起损坏事故。处于备用的变压器如严重缺油，也会吸潮而使其绝缘降低。造成变压器油面过低或严重缺油的原因有：

1）变压器严重渗油。

2）修试人员因工作需要多次放油后未作补充。

3）气温过低且油量不足，或油枕容积偏小，不能满足运行要求。

2.油位异常处理

运行中的变压器，无论是因渗漏油、放油未补充、气温急剧下降等因素造成油位指示器看不到油位，都应将变压器退出运行。对假油位，视其原因及时排除。

变压器油位下降，应及时补油，为运行中的变压器补油应注意以下事项。

（1）应补入经试验合格的油，如需补入的油量较多则应做混油试验。

（2）补油应适量，使油位与油枕的温度线相适应。

（3）补油前应将气体保护改接信号位置，补油后经2h，如无异常再将气体保护由信号改接跳闸位置。

（4）禁止从变压器的底部阀门补油，防止变压器底部的沉淀物冲入绕组内，影响变压器的绝缘和散热。

（5）补油后要检查气体继电器并及时放出气体继电器内的气体。

四、变压器外表异常分析及处理

1.外表异常

（1）防爆管防爆膜破裂。防爆管防爆膜破裂，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。原因有下列方面：

1）防爆膜材质与玻璃选择处理不当。当材质未经压力试验验证、玻璃未经退火处理，受到自身内应力的不均匀导致裂面。

2）防爆膜及法兰加工不精密不平整，装置结构不合理，检修人员安装防爆膜时工艺不符合要求，紧固螺丝受力不匀，接触面无弹性等所造成。

3）呼吸器堵塞或抽真空充氮情况时不慎，受压力而破损。

（2）压力释放阀的异常。目前，大中型变压器已大多应用压力释放阀（下称“释放器”）代替老式的防爆管装置，因为一般老式的防爆管油枕只能起到半密封作用，而不能起到全密封的作用。当变压器油压超过一定标准时，释放器便开始动作进行溢油或喷油，从而减小油压，保护了油箱。如果变压器油量过多、气温又高而造成非内部故障的溢油现象，溢出过多的油后释放器会自动复位，仍起到密封的作用。释放器备有信号报警以便运行人员迅速发现异常进行查处。

（3）套管闪络放电。套管闪络放电会造成发热，导致绝缘老化受损甚至引起爆炸，常见原因如下：

1）套管表面过脏，如粉尘、污秽等。在阴雨天就会发生套管表面绝缘强度降低，容易发生闪络事故，若套管表面不光洁，在运行中电场不均匀会发生放电现象。

2）高压套管制造不良，末屏接地焊接不良形成绝缘损坏，或接地末屏出线的瓷瓶心轴与接地螺套不同心，接触不良或末屏不接地，也有可能导致电位提高而逐步损坏。

3）系统出现内部或外部过电压，套管内存在隐患而导致击穿。

（4）渗漏油。渗漏油是变压器常见的缺陷，常见的具体部位及原因如下：

1）阀门系统。蝶阀胶垫材质、安装不良、放油阀精度不高、螺纹处渗漏。

2）胶垫。接线桩头、高压套管基座、电流互感器出线桩头胶垫不密封、无弹性、渗漏。一般胶垫压缩应保持在2/3，有一定的弹性，随运行时间的增长、温度过高、振动等原因造成老化龟裂失去弹性或本身材质不符合要求，位置不对称偏心。

3）绝缘子破裂渗漏油。

4）设计制造不良，高压套管升高座法兰，油箱外表，油箱底盘大法兰等焊接处，有的法兰制造和加工粗糙形成渗漏油。

2.外表异常处理

在运行中对上述几种外表异常，轻者汇报主管部门及调度，加强监视；严重者应请示停用变压器，等候处理。对下列3种特别严重的故障，可先停下运行变压器，再向调度及设备主管部门汇报。

（1）防爆玻璃破碎向外喷油。变压器顶盖上部设有防爆装置，用来将变压器运行中产生的、不能承受的高压气体及时泄放。运行中的变压器，一旦发现防爆玻璃破碎向外喷油则应立即将其退出运行。

这种情况产生的原因是变压器内部有急剧发出大量热量的部位，如绕组短路击穿，分接开关严重接触不良，起弧发热，使变压器油受热急剧分解出大量气体引起的。

（2）套管严重破裂、放电。变压器的套管一旦发生严重破损，并引起放电，则认为该变压器已经失去了正常运行的功能，应立即退出运行。

（3）变压器着火处理时，不论何种原因，应首先拉开各侧断路器，切断电源，停用冷却装置，并迅速采取有效措施进行灭火。同时汇报消防部门及上级主管部门协助处理。

如果油在变压器顶盖燃烧时，应从故障放油阀把油面放低；向外壳浇水（注意不要让水溅到着火的油上）使油冷却而不易燃烧。如外壳爆炸时，必须将油全部放到油坑或储油槽中去。若是变压器内部故障而引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。

变压器灭火时，应使用1211泡沫灭火剂以及干粉等不导电灭火剂，必要时可用干燥的砂子灭火。喷射灭火药物时，应有针对性，不要乱喷，尽可能减少开关等其他设备的损失。

带电灭火时，严禁使用导电的灭火剂（如喷射水流、泡沫灭火器等）进行灭火，以防发生触电危险。

五、变压器颜色、气味异常

变压器的许多故障常伴有过热现象，使得某些部件或局部过热，因而引起一些有关部件的颜色变化或产生特殊臭味。

（1）引线、线卡处过热引起异常。套管接线端部紧固部分松动，或引线头线鼻子滑牙等，接触面发生严重氧化，使接触处过热，颜色变暗失去光泽，表面镀层也遭到破坏。连接接头部分一般温度不宜超过70℃，可用示温蜡片检查（一般黄色熔化为60℃、绿色70℃、红色80℃），也可用红外线测温仪测量。温度很高时会发出焦臭味。

（2）套管、绝缘子有污秽或损伤严重时发生放电、闪络产生一种特殊的臭氧味。

（3）呼吸器硅胶一般正常干燥为蓝色，其作用为吸附空气中进入油枕胶袋、隔膜中的潮气，以免变压器受潮，当硅胶蓝色变为粉红色，表明受潮而且硅胶已失效，一般粉红色部分超过2/3时，应予更换。硅胶变色过快的原因主要有：

1）如长期天气阴雨空气湿度较大，吸湿变色过快。

2）呼吸器容量过小，如有载开关采用0.5kg的呼吸器，变色过快是常见现象，应更换较大容量的呼吸器。

3）硅胶玻璃罩罐有裂纹破损。

4）呼吸器下部油封罩内无油或油位太低起不到良好油封作用，使湿空气未经油封过滤而直接进入硅胶罐内。

5）呼吸器安装不良，如胶垫龟裂不合格，螺丝松动安装不密封而受潮。

（4）附件电源线或二次线的老化损伤，造成短路产生的异常气味。

（5）冷却器中电机短路、分控制箱内接触器、热继电器过热等烧损产生焦臭味。

六、变压器自动跳闸的处理

为了保证变压器的安全运行及操作方便，变压器高、中、低各侧都装有断路器及必要的继电保护装置，当变压器的断路器自动跳闸后，调度及运行人员应采取下列措施。

（1）若有备用变压器，应立即将其投入，以恢复用户供电，然后再查明故障变压器的跳闸原因。

（2）若无备用变压器，则一方面尽快转移负荷，改变运行方式，同时，查明何种保护动作。在查明变压器跳闸原因时，应查明变压器有无明显的异常现象，有无外部短路，线路故障，过负荷，明显的火光、怪声、喷油等。若确实证明变压器各侧断路器跳闸不是内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路或保护装置二次回路误动造成的，则变压器可不经内部检查重新投入运行。

如果不能确定变压器跳闸是上述外部原因造成的，则应进一步对变压器进行事故分析，如通过电气试验，油化分析等，与以往数据比较分析。如经检查判断为变压器内部故障，则需要对变压器进行吊芯检查直到查出故障原因为止。

七、变压器瓦斯保护动作后的处理

变压器运行中如发生局部发热和绝缘损坏，首先表现出的是油气分解的异常，即油在局部高温作用下分解为气体，逐渐集聚在变压器顶盖上端及气体继电器内。由于故障性质和严重程度不同，产气的速度和产气量大小不同，气体继电器的动作情况也不相同。为主变压器设置的瓦斯保护有两种功能：第一，轻瓦斯保护，保护动作时发出信号；第二，重瓦斯保护，保护动作时不仅发出信号，同时主变压器各侧断路器自动跳闸，主变压器退出运行。

为区别故障性质，应及时收集气体继电器内的气体，并根据气体多少、颜色、气味、可燃性等来判断其性质。

（1）无色、无味、不可燃的气体是空气。

（2）黄色、不可燃的是木质故障。

（3）灰白色、有强烈臭味，可燃的是纸质或纸板故障。

（4）灰色、黑色，易燃的是油质故障。

为了进一步判明变压器内部故障性质，应立即取气（或油）样进行气相色谱、电试分析。

主变发生重瓦斯动作跳闸后，不经详细检查，原因不明不得投入运行。

1.轻瓦斯动作后的处理

轻瓦斯动作发出信号后，值班人员应首先停止音响信号，并检查气体继电器里气体的性质，从颜色、气味、可燃性判断是否发生故障。轻瓦斯保护动作，通常有下列原因。

（1）非变压器故障原因。例如因进行滤油、加油而使空气进入变压器，因温度下降或漏油使油面缓慢低落，因外部穿越性短路电流的影响，因直流回路绝缘破坏或触点劣化等引起的误动作。如确定为外部原因引起的动作，在复归信号后，变压器可继续运行。

（2）变压器轻微故障而产生少量气体，则复归信号后立即汇报上级。确认为变压器内部故障时，应将变压器退出运行，并进行必要的检查。

2.重瓦斯保护动作后的处理

运行中的变压器发生瓦斯保护动作跳闸，则可能是由于变压器发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障；也可能是检修后充油速度快、静止时间短，油中空气分离后，使重瓦斯保护动作于跳闸。

若轻瓦斯发信号和重瓦斯跳闸同时出现，往往反映是变压器内部发生故障。

发生瓦斯信号后，首先应停止音响信号，并检查气体继电器动作原因。判明气体继电器内气体的性质、气体集聚的数量及速度，对判断变压器故障的性质大小是至关重要的。同时要排除二次回路故障（保护误动）的可能性。

气体继电器内气体的颜色、可燃性鉴别或送样化验必须迅速进行。因为有色物质会沉淀，经一定时间会消失。点火检查是否可燃：气体若有色、有味、可燃，说明内部有故障。气体继电器内气体的可燃成分，占总容积的20%～25%以上时，气体即可点燃。检查气体性质是否可燃时，需特别小心，取气后应远离变压器点火检查。气体的可燃性和油的闪光点降低，可直接判断变压器内部故障。

根据气体多少、颜色、气味、可燃性等，可鉴定气体继电器动作的原因和性质，见表3-4。

变压器内部故障时析出的气体，或进入变压器的空气集聚在气体继电器内。可用取气瓶（也可用带胶管的金属注射器、特制皮囊等），用胶管连接气瓶和气体继电器放气孔，观察记录气体继电器内气体的容积后，打开放气阀收集气体。

八、变压器差动保护动作后的处理

为了保证变压器的可靠运行以及当变压器内部各侧差动电流互感器之间一次电气部分发生主变压器引出线及主变压器绕组多相短路、单相严重的匝间短路时，尽快地将其退出运行，以减轻故障变压器损坏程度。1000kVA以上主变压器均装有差动保护。

主变压器差动保护是按循环电流原理设计制造的，而瓦斯保护是根据变压器内部故障时会产生或分解出气体这一特点设计制造的。它们都作为主变压器的主保护相互配合来完成保护主变压器的任务。

运行经验证明，在变压器故障（除不严重的匝间短路）时，纵联差动和瓦斯都能反映出来。因为变压器内部电气故障时，油的流速反映于一次电流的增加，有可能使两种保护启动。

变压器纵联差动保护动作跳开变压器各侧断路器。运行人员在拉开主变压器两侧断路器的隔离开关后，应重点检查。

（1）变压器套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪络的痕迹。

（2）对变压器差动保护区范围内的所有一次设备进行检查，即变压器高压侧及低压侧断路器之间的所有设备、引线、铝线等，以便发现在差动保护区内有无异常。

若上述检查没有结果，在排除误碰情况下应进一步查明变压器内部是否有故障。当变压器内部有损伤时，则不允许将变压器合闸送电。有时，纵联差动保护在其保护范围外发生短路时，也可能会发生误动作。如变压器没有损伤的征象时，跳闸确实是由外部引起的，可在主保护投入情况下，将该变压器空载合闸试送电。合闸后，经检查正常时，方可与其他线路接通。

如果重瓦斯与差动保护同时动作跳闸，则可认为是变压器内部发生故障，故障未消除前不得向变压器送电。

九、变压器过流保护动作的处理

1.电流速断保护动作跳闸

电流速断保护动作跳闸时处理过程参照差动保护动作的处理。

2.定时限过电流保护动作的处理

定时过电流保护为后备保护，可作下属线路保护的后备，或作下属母线保护的后备，或作变压器主保护的后备。所以，过电流保护动作跳闸，应根据其保护范围，保护信号动作情况，相应断路器跳闸情况，设备故障情况等予以综合分析判断，然后再分别进行处理。

据统计分析，引起过流保护动作跳闸，最常见的原因是下属线路故障拒跳而造成的越级跳闸；其次是下属母线设备故障（主要在110kV及以下变电所内）造成的跳闸。

（1）由于下属线路设备发生故障，未能及时切除，而越级跳主变压器侧相应断路器，造成母线失电。

1）检查失电母线上各线路保护信号动作情况，若有线路保护信号动作的，属线路故障，保护动作断路器未跳闸造成的越级，则应拉开拒跳的线路断路器，切除故障线路后，将变压器重新投入运行，同时，恢复向其余线路送电。

2）经检查，若无线路保护动作信号，可能属线路故障，因保护未动作断路器不能跳闸造成的越级。则应拉开母线上所有的线路断路器，将变压器重新投入运行，再逐路试送各线路断路器，当合上某一线路断路器又引起主变压器跳闸时，则应将该线路断路器改冷备用后，再恢复变压器和其余线路的送电。

上述故障线路未经查明原因、在处理前不得送电。

（2）由于下属母线设备发生故障，主变压器侧断路器跳闸造成母线失电。

110kV及以下变电所各电压等级的母线，一般都没有单独的母线保护，由过流保护兼作母线保护，若母线上的设备发生故障，仅靠过流保护动作跳闸，因此，当过流保护动作跳闸后，需检查母线及所属母线设备，检查中若发现某侧母线或所属母线设备有明显的故障特征时，则应切除故障母线后再恢复送电。

（3）过流保护动作跳闸，主变压器主保护如瓦斯也有动作反映，则应对主变压器本体进行检查，若发现有明显的故障特征时，不可送电。

为方便查阅，将电力变压器运行中常见的异常现象的原因分析与处理方法列于表3-5中。