煤矿主变压器故障诊断方法的研究

㈠ 主变压器差动保护后如何判断、检查和处理

主变压器差动保护，除了作为变压器的主保护外，它的保护范围，还包括主变各侧差动电流互感器之间的一次电气部分。但是，主变压器的差动保护，还会因电流互感器及其二次回路的故障，（包括电流互感器的短路和开路）以及直流系统的两点接地而发生误动作。因此，当差动保护动作后，需对动作原因进行判断，首先应观察主变压器套管，引线以及差动保护区内有无故障痕迹。经检查未发现异常，则应检查直流回路是否两点接地，电流互感器二次
侧有无开路或端子接触不良。在排除上述几种可能性后，则可初步判断为变压器内部故障。此时，应对变压器本身进行各种试验及绝缘油化验等，以变判定变压器内部故障的原因。
如果变压器的差动保护动作，是由于引线的故障或电流互感器及二次回路等原因造成，则经过处理后，变压器可继续投入运行。如确实为变压器内部故障，则应停止运行。

㈡ 三比值法气体分析在变压器故障判断中的应用论文

三比值法气体分析在变压器故障判断中的应用论文

摘要： 变压器故障条件下在绝缘油中产生大量气体，三比值法气体分析能根据各组分的含量、比值、产气速率判断变压器的故障原因及性质，在解决各类变压器故障中发挥了十分重要的作用。本文对三比值法气体分析在变压器故障判断中的应用做了介绍，供广大电力人员作参考。

关键词： 三比值法 气体分析变压器故障判断应用

电力变压器内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍，对359台故障变压器统计表明：过热性故障占63％；高能量放电故障占18.1％；过热兼高能量放电故障占10％；火花放电故障占7％；受潮或局部放电故障占1.9％。电气测量不能发现以上很多隐性故障，如何找到一种能早期发现这些隐性故障的检测手段和方法以快速判断变压器故障的原因、性质和发展趋势是十分必要的。而三比值法气体分析就是在变压器故障分析中被大量采用的有效的化学测量方法。

一、绝缘油产气原理

1、 产品老化及故障条件下温度上升与放电导致绝缘油分解并产生气体

绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3、CH2和CH化学基团并由C-C键键合在一起。由于电或热故障的结果可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基如：CH3*、CH2*CH*，或C*（其中包括许多更复杂的形式），这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-蜡）。

故障初期，所形成的气体溶解于油中；当故障能量较大时，也可能聚集成自由气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备的内部。 低能量故障，如局部放电，通过离子反应促使最弱的键C-H键（338 kJ／mol）断裂，大部分氢离子将重新化合成氢气而积累。对C-C键的断裂需要较高的温度（较多的能量），然后迅速以C-C键（607 kJ／mol）、C＝C键（720 kJ／mol）和C 三C（960 kJ／mol）键的.形式重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。 乙烯是在大约为500℃（高于甲烷和乙烷的生成温度）下生成的。乙炔的生成一般在800℃～1200℃的温度。因此，大量乙炔是在电弧的弧道中产生的（低于800℃也会有少量的乙炔生成）。油起氧化反应时伴随生成少量的CO和CO2。油碳化生成碳粒的温度在500℃～800℃。

2、 固体绝缘材料分解产生气体

纸、层压纸板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖甙键，它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱，并能在较低的温度下重新化合。聚合物裂解的有效温度高于105℃，完全裂解和碳化高于300℃，在生成水的同时生成大量的CO和CO2以及少量烃类气体和呋喃化合物，同时油被氧化。CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。

二、产气与故障关系

故障气体的组成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系。在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中。当变压器气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的状况做出判断。

不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表1。

变压器内部是否正常或存在故障，常用气相色谱分析结果的三项主要指标（总烃、已炔、氢）来判断。油中气体含量正常值和注意值见表2。

仅根据表3所列气体含量的绝对值很难对故障的严重程度作出正确判断，还必须考察故障的发展趋势，这与故障的产气速率密切相关。产气速率分为绝对产气速率和相对产气速率两种。规范规定对于密封式（隔膜式）变压器，总烃产气速率的注意值为0.5mL/h；总烃的相对产气速率大于10%时应引起注意。

三、判断故障性质的三比值法

三比值法是利用气相色谱分析结果中五种特征气体含量的三个比值（C2H2 /C2H4、CH4/ H2 、C2H4 /C2H6）来判断变压器内部故障性质。实践表明，这一方法判断故障性质的准确率相当高。由于当采用不完全脱气方法脱气时，各组分的脱气速率可能相差很大；但三比值法中，每一对比值之两种气体脱气速率之比都接近于1。所以采用三比值法克服了因脱气速率的差异所带来的不利影响。

三比值法按照比值范围，把三个比值以不同的编码来表示，编码规则如表4。

四、故障判断的步骤

1、气相色谱分析结果的三项指标（总烃、乙炔、氢）与规程的注意值进行比较，并分析CO、CO2的含量。

2、当主要指标达到或超过注意值时，应进行追踪分析、查明原因，结合产气速率估计是否存在故障或故障严重程度及发展趋势。有一项或几项主要指标超过注意值时，说明设备存异常情况，要引起注意。但规程推荐注意值是指导性，它不是划分设备是否异常唯一判据，不应当作强制性标准执行；而应进行跟踪分析，加强监视，注意观察其产生速率变化。有设备特征气体低于注意值，但增长速度很高，也应追踪分析，查明原因；有设备因某种原因使气体含量超过注意值，能立即判定有故障，而应查阅原始资料，若无资料，则应考虑一定时间内进行追踪分析；当增长率低于产气速率注意值，仍可认为是正常。判断设备是否存故障时，不能只一次结果来判定，而应多次分析以后，将分析结果绝对值与导则注意值作比较，将产气速率与产气速率参考值作比较，当两者都超过时，才判定为故障。当确定设备存潜伏性故障时，就要对故障严重性作出正确判断。判断设备故障严重程度，除分析结果绝对值外，必须用产气速率来考虑故障发展趋势，计算故障产气速率可确定设备内部有无故障，又可估计故障严重程度。当有意识用产气速率考察设备故障程度时，必须考察期间变压器不要停运而尽量保持负荷稳定性，考察时间以1～3个月为宜。考察期间，对油进行脱气处理或较短运行期间及油中含气量很低时进行产气速率考察，会带来较大误差。

3、可能发生故障时，用特征气体法或三比值法对故障类型作初步判断，一般用三比值法更准确。但用三比值法应注意有关问题有：

(1)采用三比值法来判断故障性质时必须符合条件：

1)色谱分析气体成分浓度应不少于分析方法灵敏度极根值10倍。

2)应排除非故障原因引入数值干扰。

3)一定时间间隔内(1～3个月)产气速率超过10％／月。

(2)注意三比值表以外比值应用，如122、121、222等组合形式表中找不到相应比值组合，对这类情况要进行对应分析和分解处理。如有认为122组合可以分解为102+020，即说明故障是高能放电兼过热。另外，追踪监视中，要认真分析含气成分变化规律，找出故障类型变化、发展过程，例如三比值组合方式由102—122，则可判断故障是先过热，后发展为电弧放电兼过热。当然，分析比值组合方式时，还要结合设备历史状况、运行检修和电气试验等资料，最后作出正确结论。

(3)注意对低温过热涉及固体绝缘老化正确判断。绝缘纸150˙C以下热裂解时，主要产生CO2外，还会产生一定量CO、乙烯和甲烷，此时，成分三比值会出现001、002、021、022等组合，这样就可能造成误判断。这种情况下，必须首先考虑各气体成分产气速率，CO2始终占主要成分，产气速率一直比其他气体高，则对001--002及021--022等组合，应认为是固体绝缘老化或低温过热。

(4)注意设备结构与运行情况。三比值法引用色谱数据是针对典型故障设备，而不涉及故障设备各种具体情况，如设备保护方式、运行情况等。如开放式变压器，应考虑到气体逸散损失，特别是甲烷和氢气损失率，引用三比值时，应对甲烷、H2比值作些修正。另外，引用三比值是各成分气体超过注意值，特别是产气速率，有理由判断可能存故障时才应用三比值进一步判断其故障性质，用三比值监视设备故障性质应故障不断产气过程中进行。设备停运，故障产气停止，油中各成分能会逐渐散失，成分比值也会发生变化，，不宜应用三比值法。

(5)目前对尚没有列入三比值法某些组合判断正研究之中。例如121或122对应于某些过热与放电同时存情况，202或212装有载调压开关变压器应考虑开关油箱油可能渗漏到本体油中情况。

4、气体继电器内出现气体时，应将其中气体分析结果与油中气体分析结果作比较。比较时应将气、液两相气体进行换算。若故障气体含量均很少，说明设备是正常的。若溶解气体略高于气体继电器，说明设备存在产气较慢的潜伏性故障；若气体继电器明显超过油内气体含量，则说明设备存在产气较快的故障。

5、结合其他检查性试验（直流电阻、空载试验、绝缘试验、局部放电试验和测量微量水分、外部检查等）及设备结构、运行、检修等情况作综合性分析，可相应采取红外检测、超声波检测和其它带电检测等技术手段加以综合诊断判断故障的性质和部位，采取相应措施如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查或立即停运检查等。综合分析诊断应注意问题：

1)变压器内部故障形式和发展是比较复杂，往往与多种因素有关，这就特别需要进行全面分析。首先要历史情况和设备特点以及环境等因素，确定所分析气体究竟是来自外部还是内部。所谓外部原因，包括冷却系统潜油泵故障、油箱带油补焊、油流继电器接点火花，注入油本身未脱净气等。排除外部可能，分析内部故障时，也要进行综合分析。例如，绝缘预防性试验结果和检修历史档案、设备当时运行情况，包括温升、过负荷、过励磁、过电压等，及设备结构特点，制造厂同类产品有无故障先例、设计和工艺有无缺陷等。

2)油中气体分析结果，对设备进行诊断时，还应从安全和经济两方面考虑。某些过热故障，一般不应盲目建议吊罩、吊心，进行内部检查修理，而应首先考虑这种故障是否可以采取其他措施，如改善冷却条件、限制负荷等来予以缓和或控制其发展，有些过热性故障吊罩、吊心也难以找到故障源。这一类设备，应采用临时对策来限制故障发展，油中溶解气体未达到饱和，不吊罩、吊心修理，仍有可能安全运行一段时间，观察其发展情况，再考虑进一步处理方案。这样处理方法，既能避免热性损坏，又能避免人力、物力浪费。

3)油脱气处理必要性，要分几种情况区别对待：当油中溶解气体接近饱和时，应进行油脱气处理，避免气体继电器动作或油中析出气泡发生局部放电；当油中含气量较高而不便于监视产气速率时，也可考虑脱气处理后，从起始值进行监测。但需要明确是，油脱气并非处理故障必须手段，少量可燃性气体油中并不危及安全运行，监视故障过程中，过分频繁脱气处理是不必要。

4)分析故障同时，应广泛采用新测试技术，例如电气或超声波法局部放电测量和定位、红外成像技术检测、油及固体绝缘材料中微量水分测定，以及油中金属微粒测定等，以利于寻找故障线索，分析故障原因，并进行准确诊断。

五、按国家规定的气体分析检测周期对变压器加强检测，保障变压器的正常稳定运行，减少故障的发生。

1、 出厂设备的检测

220KV变压器在出厂试验全部完成后要做一次色谱分析。制造过程中的色谱分析由用户和制造厂协商决定。

2、 投运前的检测

定期检测的新设备及大修后的设备，投运前应至少做一次检测。如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后停放一段时间再做一次检测。

3、投运时的检测

新的或大修后的变压器至少应在投运后4天、10天、30天各做一次检测，若无异常，可转为定期检测。

4、运行中的定期检测

220 kV及以上定期检测 6个月一次。

5、特殊情况下的检测

当设备出现异常情况时（如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等），或对测试结果有怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。

结语： 变压器油气体色谱分析是预防性试验和故障分析判断的重要方法，已得到广泛应用。在用气体特征值和注意值及产气速率估计已存在故障的条件下，三比值法分析能较准确地做出故障分析、判断故障类型、性质和严重程度，采用三比值法时要注意结合其他检测试验和新式先进在线监测工具及设备结构、运行、检修情况，经综合分析和判断后对故障准确定位并采取相应措施。变压器故障原因可能十分复杂，往往同时有多种故障存在，并在发展中。加强预防性试验和定期分析检测对保障变压器的正常运行十分必要。三比值法也在实践中被人们不断探索中，必将在电力应用中发挥更大作用。

㈢ 最新的变压器故障诊断技术有哪些，详细一些

常见故障及其诊断措施

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 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。

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。

4 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（Low Voltage Impulse Response，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。

㈣ 变压器局部放电故障如何诊断

变压器局部放电故障典型类型

在电压作用下，绝缘结构内部的气隙、油膜或导体边缘的非穿透性放电现在称为局部放电。

局部放电是一种开始时的低能量放电。当这种放电发生在变压器内部时，情况就更加复杂了。根据绝缘介质的不同，局部放电可分为气泡局部放电和油局部放电；按绝缘部分有固体绝缘孔、电极头、油角缝隙、油和绝缘纸板有油隙、沿固体绝缘表面有油局部放电。

(1) 局部放电的原因

1.当油中有气泡或固体绝缘材料有孔洞或空洞时，由于气体的介电常数小，气体的场强较高，但抗压强度低于油和纸。材料容易在气隙中首先引起放电。

2.外部环境条件的影响。如果油液处理不彻底，油液中会析出气泡等，引起放电。

(2) 放电产生的气体特性

放电所产生的气体因放电能量而异。例如，当放电能量密度在10-9C以下时，总烃一般不高，主要成分是氢气，其次是甲烷，氢气占氢烃总量的80%~90%；当放电能量密度为108-107'C时，氢气相应减少，有乙炔存在，但乙炔在总烃中的比例往往不到2%，这是主要指标局部放电不同于其他放电现象。

随着变压器故障诊断技术的发展，人们越来越意识到局部放电是造成变压器诸多有机绝缘材料故障和事故的根本原因。因此，这项技术得到了迅速的发展，出现了各种测量方法和测试装置。

㈤ 煤矿用防暴馈电显示失压而合不了闸是由什么原因引起的失压是由那些器件检测的

馈电开关显示失压的检测是由智能型综合保护器检测的，他根据自身的保护供电电源电压或者根据电源盒供电给保护器的测试电压判断开关电压，在主变压器为出故障的情况下，这个检测是正常可取的。

既然馈电显示失压，就说明给保护器供电的电压低于标准电压的65%或测试电压低于正常的65%。
原因有多方面的，简单列举几种：
第一，保护器自身故障：测试电压正常，但保护器依然显示失压即可判断保护器故障，更换即可

第二、测试电压低于正常电压。可能由于主变压器输入电压不服，例如，主变压器进线接在660V，而主回路电压只有380V ，这是保护器会显示，但电压完全不够，显示失压
第三、主变压器提供给保护测试电压的线路阻值过大或主回路至变压器输入侧线路阻值过大，导致压降增大，电压降低。例如熔断器中熔断管为紧固，处于似接触非接触状态等等。
注：还有一种馈电是直接检测主回路电压的，那失压的情况在于第一和第三两种可能了

馈电保护器显示失压以后，判定线路或开关有故障而进行自身电气闭锁，导致不能合闸，属于正常的保护，

㈥ 变压器常见故障及处理

变压器油质异常
变压器中的油，在长时间运转中若遭到雨水和潮气的浸入，以及毛病电流冲击等使油温过热异常，容易形成油质的变坏，招致变压器的绝缘性能遭到了很大的影响，这种状况就十分容易惹起变压器的毛病产生。假如巡视过程中发现油色开端变黑，为了避免外壳与绕组之间或线圈绕组间发作电流击穿，就要立即对变压器油停止取样化验剖析，化验结果若合格则继续运用，若不合格就应对变压器油停止过滤或再生处置，让变压器油的各项指标到达合格请求和再停止运用。
内部声音异常
变压器运转正常，产生的电磁交流声的频率会相当稳定，而变压器的运转异常，就会偶然产生不规律的声音颤抖。而变压器声音产生异常的主要缘由：变压器过负荷运转，内部就会有繁重的声音；变压器本体零件产生松动时，运转时就会产生激烈而不平均的噪声；变压器的铁芯zui外层硅钢片未夹紧，在变压器运转时就会产生震动及产生噪音；变压器的内部电压过高时，铁芯接地线会呈现断路或外壳闪络，外壳和铁芯感应出高电压，变压器内部同样会发出噪音；变压器内部产生接触不良和击穿，会由于放电而发出异响；变压器中呈现短路和接地时，绕组中呈现较大的短路电流，会发出异常的声音；变压器产生谐波和衔接了大容量的用电设备时，由于产生的启动电流较大，以后形成异响。
自动跳闸毛病
变压器的运转过程中，呈现自动跳闸时，要停止外部检查，查明剖析跳闸缘由，假如是发作了差动维护动作，就要对维护范围中的电气设备停止全面、的检查。若变压器有可能形成火灾，以至有可能形成爆炸，需立即中止变压器相关电源，停止扑救火情准备。
油位过高或过低
变压器正常运转时，油位应坚持在油位计的1/3左右。假设变压器的油位过低，油位低于变压器上盖，则可能招致瓦斯维护及误动作，在状况严重的时分，以至有可能使变压器引线或线圈从油中显露，形成绝缘击穿。若是油位过高，则容易产生溢油。影响变压器油位变化的要素有很多种，如冷却安装运转情况的变化、壳体渗油、负荷的变化以及四周环境的变化等。这就请求值班人员要经常对变压器的油位计的指示情况做出检查，假如呈现油位过低，就要查明其缘由并施行相应措施，而假如呈现油位过高，就恰当地放油，让变压器可以平安稳定地运转。
瓦斯维护毛病
瓦斯维护是变压器内部毛病的主要维护元件，其中轻瓦斯作用于信号，而重瓦斯则作用于跳闸。瓦斯维护的动作灵活牢靠，因而能有效监视变压器内部大局部毛病，针对惹起瓦斯维护动作缘由：要对变压器内部的气体停止搜集并做出剖析，然后停止变压器内部毛病性质审定，在检修完成和经检验合格后，才干再次投入运用。
变压器油温过高
变压器油温突增，其惹起的主要缘由是：内部紧固螺丝接头松动、冷却安装运转不正常、变压器过负荷运转以及内部短路闪络放电等。在正常的状况下，变压器上层油温必需要在85℃以下，假如没有在变压器的自身配置温度计，则可用水银温度计在变压器的外壳上丈量温度，正常温度要坚持在80℃以下。假如油温过高，要对变压器能否过负荷以及冷却安装的运转情况停止检查。若变压器在停止超负荷运转，要立即对变压器的负荷停止减轻，假如变压器的负荷减轻后，温度仍然如此，就要立即中止变压器运转，对其毛病缘由停止查找。
绕组毛病
绕组毛病中主要包括相间短路、绕组接地、匝间短路等。细微的匝间短路，可惹起瓦斯维护动作，而匝间短路严重则可形成差动维护动作或者电源侧的过流维护，而匝间短路常常会惹起更严重的单相接地或相间短路等毛病，因而假如发作匝间短路要尽快停电处置

㈦ 变压器常见故障及处理方法

一、变压器声音不正常及处理

变压器一通上电源，就有嗡嗡的声响，这主要是高压磁通的作用。正常运行时，变压器的声响是均匀的。当有其他杂音时，就应认真查找原因，进行处理。

1、变压器声音比平时增大，声音均匀，可能有以下原因：

（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，可结合电压表计的指示进行综合判断。

（2）变压器过负荷时，将会使变压器发出沉重的“嗡嗡”声，若发现变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应根据现场规程的规定降低变压器负荷。

处理办法：分析原因，做好记录，加强监视，尽快使变压器恢复正常运行。如是由于过负荷引起，则按照过负荷处理原则进行。

2、变压器有杂音

有可能是由于变压器上的某些零部件松动而引起的振动。如果伴有变压器声音明显增大，且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，使硅钢片振动增大所造成的。

处理办法：如不影响变压器运行，可暂不作处理，做好记录，加强监视，汇报调度及有关领导申请停电检查处理。

3、变压器有放电声

变压器有“劈啪”的放电声，若在夜间或阴雨天气下，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卡接触不良。若是变压器内部放电则是不接地的部件静电放电或线圈匝间放电，或由于分接开关接触不良放电。

处理办法：这时应汇报调度及有关领导，申请对变压器进行停电检查处理。

4、变压器有爆裂声

说明变压器内部或表面绝缘击穿，应立即将变压器停用检查。

5、变压器有水沸腾声

变压器有水沸腾声，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或分接开关接触不良引起的严重过热，应立即将变压器停用检查。

二、上层油温过高

通常运行中要检测变压器上层油温，通过对上层油温的监督来控制绕组的温度，以免其绝缘水平下降、老化。在正常负荷和正常冷却条件下，变压器油温较平时高出10℃以上或变压器负荷不变，油温不断上升，如检查结果证明冷却装置良好、测温仪无问题，则认为变压器已发生内部故障（如铁芯起火及绕组匝间短路等）。

处理办法：应立即将变压器停止运行，以防止变压器事故扩大。

三、油色不正常

正常时变压器油应是亮黄色、透明的。运行中发现油位计中油的颜色发生变化时，应联系取油样，进行化验分析。若运行中变压器油色骤然恶化，油内出现炭质并有其他不正常现象时，应立即停电进行检查处理。

四、油位不正常

变压器的油枕上都装有油位表，上面一般表示出温度为－30℃、＋20℃、＋40℃时的三条油位线。根据这三条标志线可以判断是否需要加油或放油。

高油位:

运行中的变压器出现油位过高或有油从油枕中溢出时,应首先检查变压器的负荷和温度是否正常,如果负荷和温度均正常,则可判断是因呼吸器或油标管堵塞造成的假油位。此时应经的当值调度员同意后,将气体(重瓦斯)保护改投信号,然后疏通呼吸器等进行处理。如因环境温度过高,油枕有油溢出时,应做放油处理。

低油位：

变压器油位过低会使气体（轻瓦斯）保护动作；严重缺油时，铁芯和绕组暴露在空气中，容易受潮，并可能造成绝缘击穿，所以应采用真空注油法对运行中的变压器进行加油。如因大量漏油使油位迅速降低，低至气体继电器以下或继续下降时，应立即停用变压器 。

五、过负荷
运行中的变压器过负荷时，可能出现电流表指示超过稳定值，信号、警铃动作等。运行人员应按下述原则处理：

①应检查各侧电流是否超过规定值，并汇报当值值班员。

②检查变压器的油位、油温是否正常，同时将冷却器全部投入运行。

③及时调整运行方式，如有备用变压器，应投入运行。

④联系调度，及时调整负荷的分配情况。

⑤ 如属正常过负荷，可根据过负荷的倍数确定允许运行时间，并加强监视油位、油温，不得超过允许值，若超过时间，应立即减少负荷。

⑥ 如属事故过负荷，则过负荷的允许倍数和时间，应按制造厂的规定执行。如果负荷倍数及时间超过允许值时，也应按规定减少变压器的负荷。

⑦ 对变压器及其有关系统进行全面检查，如果发现异常，应汇报并进行处理。

六、冷却系统故障

变压器冷却系统（指潜油泵、冷却水系统）故障，变压器发出冷却器备用投入和冷却器全停信号时，应做如下处理：

1.应立即检查备用冷却器是否已投入运行。

2.立即检查断电原因，尽快恢复冷却装置的正常运行方式。

3.加强对变压器上层油温及油位的监视，特别是在冷却装置全停时间内。

4.如冷却系统一时不能恢复，则应申请降低负荷或申请变压器退出运行，防止变压器运行超过规定的无冷却时间，造成过热而损坏。

七、气体保护动作（信号）

气体保护动作的原因可能是：

1.变压器内有轻微程度的故障，产生微弱的气体；

2.空气侵入了变压器内；

3.油位降低；

4.二次回路故障（如直流系统两点接地等），引起误动作 。

气体保护信号出现后，运行人员应立即对变压器进行外部检查。首先应检查油枕中的油位和油色、气体继电器中有无气体、气体量及颜色等，然后检查变压器本体及强迫油循环系统中是否有漏油现象。同时，查看变压器的负荷、温度和声音等的变化。经外部检查，未发现任何异常现象时，应吸取变压器的瓦斯气体，查明气体的性质，必要时取其油样进行化验，以共同判明故障的性质。

㈧ 电力变压器的故障诊断研究有什么理论的价值，实践的价值

故障诊断能提供验证变压器理论数据，反过来指导故障诊断能力，使之正常持续运行。