变压器的检修规程（优选10篇）

变压器的检修规程

1.配电变压器的检修

1.1修前检查与修前试验

1.1.1.1记录该变压器在检修前的运转情况及事故经过。

1.1.1.2 抄写变压器的铭牌及记录安装地点。

1.1.1.3 外观检查并详细记录其缺陷。

1.1.2 凡需检修的变压器，均需进行必要的修前试验，修前试验内容可参考外观检查结果确定。

如

（1）、绝缘电阻试验；

（2）、直流电阻测量（各侧绕组包括其全部分接绕组）；

（3）、变比试验

（4）、空载试验；

（5）、短路试验；

（6）、绕组同套管的交流耐压试验；

（7）、绝缘油的简化分析与试验。

1.2 检修项目与要求：

1.2.1变压器大修项目应根据修前检查和修前试验结果确定，一般应包括下列各项：

1.2.1.1吊芯检查：

1.2.1.1.1 检查绕组绝缘的颜色、脆性、机械强度以及有无损伤。并根据绝缘状态进行妥善处理，直至合格为止。

1.2.1.1.2 检查分接头开关及引线的紧固情况及绝缘电阻状况。

1.2.1.1.3 检查铁芯接地，测量穿心螺杆的绝缘电阻，检查铁芯夹件的夹紧情况以及铁芯是否有

过热现象等，并进行处理直至合格为止。

1.2.1.1.4 检查并校紧所有紧固件，必要时进行更换。

1.2.1.2 检查并清洗变压器附件(储油柜、油位表、温度计、瓷套管等）。

1.2.1.3检查清洗油箱、散热器、箱盖等，必要时油箱和散热器打压试漏。试漏压力0.3-0.4公斤/平方厘米，时间为半分钟。

1.2.1.4 滤油或更换新油（根据油简化分析和试验结果确定）

1.2.1.5 根据油色绝缘情况，必要时进行干燥。

1.2.1.6总装。

1.3修后试验和验收

1.3.1变压器修后试验按变压器大修后试验标准进行。

1.3.2 变压器验收标准：

1.3.2.1记录齐全：

1.3.2.2大修后按修后试验标准进行，全部试验合格；

1.3.2.3有检修报告。

2.变压器的重绕

2.1 线圈的重绕

2.1.1双层圆筒式线圈的绕制

2.1.1.1 绕制前应按线圈内径和高度的要求，准备好绕线木质（或铝制）模型，为避免线圈脱模时损伤绝缘，模具表面应光滑，并在绕线模上涂滑石粉，然后在绕线模上垫一层0.5mm的绝缘纸。

2.1.1.2 线圈的始末两头及引线100毫米左右处，应扎一层黄腊绸带和一层白布带以强化绝缘。

2.1.1.3 为了增加线圈的机械强度，在绕第一匝时，应将拉紧用的布带沿圆周5-6处放好。（起头处放一根，其余的均匀放置）拉紧，拉紧用白布带长度要大于线圈轴向尺寸，以便拉紧最末匝。

2.1.1.4 绕线时，用木锤打紧线匝，同时把拉紧用白布带编织在线匝间，六根导线并绕时，每绕

一匝编制一次，四根导线并绕时，两匝一次，其余3-4匝一次。

2.1.1.5如果线圈高度小于要求数值时，应在线圈中间线匝间加一适当厚度的纸条，并用直纹布带稀绕在导线上，使线圈达到应有的高度。

2.1.1.6 层间用油稀撑条（长度比线圈轴向尺寸的上端与下端各小2mm）拉紧。为了不使线圈出现多边形，绕制时在油隙撑条间应加置临时撑条（厚度比右隙撑条略小，绕完后抽出）。

2.1.1.7 线圈绕成后用白布带拉紧末端出头，扎紧引出线，并在线圈表面包白布带或纸带半迭一层。

2.1.1.8 引出线弯折处或导线换位处绝缘破裂时，应剥去原有绝缘，重新包至要求厚度。

2.1.1.9 二股以上的导线迭绕时，应考虑适当次数的换位，以保各并联绕组间长度相等，直流电阻平衡。

2.1.2多层圆筒式线圈绕制

2.1.2.1多层圆筒式线圈一般绕制在绝缘纸筒上，绕制时纸筒两端以档板夹紧固定。

2.1.2.2绕制时线圈的起末端各一匝范围内的导线应包黄腊绸半迭两层，白布带一层，并用白布带拉紧，其端绝缘以电话纸片在匝上绕制与层间油隙相邻的线圈时，绕3-6匝后，把压端绝缘的电话纸翻起，使油隙畅通，如果用胶木圈做端绝缘时，则用白布带沿圆周扎紧3-5处，并用导线压住，绕几匝后，将布带反起，布带应放在撑条位置。

2.1.2.3放层间绝缘（厚0.12mm电缆纸若干层，宽度比纸圈轴向尺寸小2mm）时，层间端部应错开4-10mm，并要求垫平。

2.1.2.4层间有油隙撑条时（长度比线圈轴向尺寸上端和下端各小2mm），绕制过程中应加临时撑条，绕制完后抽出。

2.1.2.5绕制过程中，应适当拉紧导线，并尽量使匝与匝间紧靠。

2.1.2.6最后用白布带将末端拉紧，将分接线用布带打圈固定位置，并在线圈表面包白布带或纸带半迭一层。

2.2.线圈引出线绝缘的要求

2.2.1 400v 以下圆筒式低压线圈

2.2.1.1 起末端弯折部分马下一匝相临处应垫0.5mm厚绝缘纸，槽长为60-80mm，并在首匝与相邻匝之间垫0.5mm绝缘纸条，此垫条与导线一起弯折并伸出线圈端绝缘50mm，外包布带两层（导线厚度小于3.8mm时，可不垫纸条，而包以厚度为0.12mm电缆纸两层，包至伸出端绝缘50mm）。

2.2.1.2起末端的绝缘，包以0.25mm绝缘纸及白布带各一层，从导线弯折处开始包扎长50mm。

2.2.1.3 在绕组外层要以厚0.12mm电缆纸，半迭包一层，长度60-70mm。

2.2.2.10kv 及以下圆筒式高压线圈

2.2.2.1线圈起端引线绝缘，用黄腊绸带每边包厚2mm，外包布带一层，绝缘长度应伸出线圈端部50mm，线圈引线在线圈导线为1.0mm以下，一律采用多股软线引出，并加强绝缘。

2.2.2.2 二用原绕制导线引出分接线，其根部用布带扎紧，并包出线圈端50mm。下垫厚0.5mm的绝缘纸槽，纸槽引出端绝缘10mm。

2.2.2.3线圈引出线采用多股软铜线，与线圈导线焊接位置应为第一节的1/4。引线绝缘厚为每边2mm。其它线圈引出线绝缘厚度按图纸要求进行包扎。

2.3线圈的干燥与浸漆

2.3.1线圈绕成后，应进行干燥，经干燥后的线圈其径向尺寸需压缩到要求高度，然后进行浸漆并烘干。

2.3.2线圈干燥时，要注意使线圈顺轴向放平稳，不可倾斜，防止在干燥过程中线圈变形。干燥后的线圈应修整，并测量其轴向尺寸，线圈在修整过程中，在空气停留的时间，不得超过12小时。

2.3.3线圈干燥温度不应超过1050c，低于950c干燥10小时方能进行修整和压紧工作。

2.3.4经干燥修整后的线圈，可以进行浸漆，线圈在漆中浸泡时间以不冒气泡为止。

2.3.5浸好漆的线圈从漆桶中吊出后，应使线圈上的余漆充分滴尽，通常需要30分钟左右。

2.3.6线圈在浸漆时，周围环境应清洁无灰尘飞扬，应防止浸漆后的线圈上贴染污垢。

2.3.7线圈的油滴干后，送入烘干室（温度不能高于800c），在温度70-800c下予热3小时，再升至100-1050c烘干，待线圈完全干透表面，不贴手为止。

2.3.8线圈浸漆过程中应注意以下事项：

2.3.8.1罐内的漆应干净，无杂物。

2.3.8.2漆的浓度应适宜，如过浓可用甲苯调配，使用的漆粘度为4号，其粘度计为20

变压器的检修规程：变压器的检修保养

1大修前的准备

1.1查看以前的大、小修检修及试验记录，了解变压器运行情况，制定缺陷一览表。

1.2编制大修项目进度表。

1.3对具体工作人员进行五交：交任务、交安全措施、交技术措施、交进度要求、交质量要求和注意事项。

1.4仔细调查漏油点，并记录标记。

1.5准备好检修用的各种记录本或表格。

1.6做好劳动组织安排，由工作负责人委派专人担任，消防员、记录员、工具、材料保管员。

1.7做好检修现场的布置。

2工具材料的准备

2.1大修场地应备好电源、水源及照明。

2.2准备好存放变压器油的储油罐，将检修过的滤油机，油管路运至现场并连接好。

2.3大修用的备品备件及各种工具，都应放至统一的地方，由专人进行登记、保管。

2.4做好现场的防风、防雨、防火措施。

3小修前的准备：明确工作任务，办理停电、开工手续、进行工具，材料的准备。

变压器的检修规程：变压器放电

一、 变压器放电时，必须确认高压是否切断。

二、 必须穿戴劳动保护用品。

三、 必须有专人看护，并有一定的安全措施。

四、 放电顺序:先底压侧，后高压侧，先相间，后对地，须严格执行。

五、 相间及对地放电时间不得低于5秒。

六、 放电线必须具有良好的绝缘和导电性能。

七、 必须确认变压器接地完好，阻值符合要求，小于4欧。

变压器的检修规程：干式变压器维护检修

a 、定期检查

(1)树脂浇注干式变压器是需要维护的，并不是完全免维护，应该定期清理干式变压器表面污秽。

(2)表面污秽物大量堆积，会构成电流通路，造成表面过热损坏变压器。在一般污秽状态下，半年清理一次，严重污秽状态下，应缩短清理时间，同时在清理污秽物时，紧固各个部位的螺栓，特别是导电连接部位。

(3) 投运后的2-3个月期间进行第一次检查，以后每年进行一次检查。

b、检查的内容包括:

(1)检查浇注型绕组和相间连接线有无积尘，有无龟裂，变色，放电等现象，绝缘电阻是否正常。

(2)检查铁芯风道有无灰尘，异物堵塞，有无生锈或腐蚀等现象。

(3) 检查绕组压紧装置是否松动。

(4)检查指针式温度计等仪表和保护装置动作是否正常。

(5) 检查冷却装置包括电动机，风扇是否良好。

(6) 检查有无由于局部过热，有害气体腐蚀等使绝缘表面出现爬电痕迹和炭化现象等造成的变色。

(7) 检查变压器所在房屋或柜内的温度是否特别高，其通风，换气状态是否正常，变压器的风冷装置运转是否正常。

(8) 检查调压板位置，当电网电压高于额定电压时，将调压板连接1 档2 档，反之连接在4 档5 档，等于额定电压时，连接在3 档处，最后应把封闭盒安装关闭好，以免污染造成端子间放电。

(9)变压器的接地，必须可靠。

(10)变压器如果停止运行超过72小时(若湿度>;;;=95% 时允许时间还要缩短)在投运前要做绝缘，用2500v摇表测量，一次对二次及地>;;;=300m ，二次对地>;;;=100m ，铁芯对地>;;;=5m(注意拆除接地片)。若达不到以上要求，请做干燥处理，一般启动风机吹一段时间即可。

变压器的检修规程：变压器维修保养

1.0目的

规范变压器维修操作行为，提高变压器安全运行系数，延长使用寿命。

2.0适用范围

两台1000kva室内变压器。

3.0职责

值班电工、电力配电、维修技工

4.0程序内容

4.1对外部油枕进行检查，查油面高度及有无漏油现象，若油面过高，则是由于温度升高所致，温度升高有两种可能:一是散热装置有堵塞现象，油路不通。二是变压器内都有故障若油面过低，则一种是漏油，一种是油表表上部排气孔或吸温器排气孔堵塞而出现的假油面。

4.2油枕内油的颜色应是透明微带黄色的米兰色。如果红色则是一种可能为油面计本身脏污，二种可能是由于变压器油老化变质所至，一般变压器油每年应进行一次滤油处理。

4.3检查变压器上层油温，此温度不应高于85℃。

4.4检查声音是否正常，正常运行时有一种均匀的嗡嗡电磁声。

4.5检查套管是否清洁，有无破损裂纹和放电痕迹。

4.6检查引线是否过松，过紧接头是否接触良好，不发热、无烧伤痕迹。

4.7呼吸器应畅通，吸湿剂不应饱和，变色，安全气道的防爆玻璃应完整，无存油。

4.8检查变压器的接地线是否接地良好查电缆和母线有无异常情况，各部分电报导距离是否合乎要求。

4.9变压器的所有部件不应漏油和渗油，外壳应保持清洁。

4.10检查变压器室门、窗、门闩是否完整，房屋是否漏雨，照明和温度是否适宜，通风是否良好。

4.11检查瓦斯继电器的油面和连接蝶网是否打开。

4.12监视变压器电源电压的变化范围应在±5%额定电压以内，以确保二次电压质量，如电源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。

4.13变压器停电清扫为定期检查，一般每年二次，清扫后即进行预防性试验，清扫的内容有套管及其附件、油表管、瓦斯继电器、安全气道、呼吸器、讯号温度计、油箱、散热装置和各种阀门，特别是各部件与油箱的连接处。

变压器的检修规程：变压器安装前吊心检查

在《农电装置技术管理规程》中规定，变压器安装前应作详细检查，并规定560kv·a以上变压器经长途运输，安装前应进行吊心作全面检查(制造厂家有特殊说明不允许吊心者除外)。实际工作已充分证明，变压器在安装地点的吊心检查，对防止变压器的近期和远期事故是一个有力措施。

1 吊心检查的内容和吊心时的注意事项

1.1 吊心检查时应注意空气温度和变压器身的温度，吊心时一定要在器身温度高于空气温度情况下进行，从而防止空气中的潮气进入线圈。吊心时的空气温度不宜低于0℃，变压器铁心的温度不应低于周围空气温度。

1.2 减少吊出器身暴露在空气中的时间

心子暴露在空气中的时间越长，受潮的可能性就越大，受潮的程度也就越深，因此，吊心时间应尽可能缩短。根据实际经验，规程对此作了如下规定:

空气湿度不超过65%时，为16h;

空气湿度不超过75%时，为12h;

其时间的计算，对带油运输的变压器而言，由开始放油时间算起，对不带油运输的变压器，由揭开顶盖或打开任一堵塞孔时算起，至注油开始或大盖及孔板均已封上为止。

心子检查应尽可能在干燥清洁的室内进行，在露天进行检查时，场地四周应清洁，并应有防止雨雪、灰尘落入的措施。雪天或雾天不宜进行吊心检查。

2 吊心检查的内容与要求

2.1所有螺栓应紧固，并应有防松措施，木质螺栓应完好，防松绑扎应坚固。

2.2铁心与线圈间应无油垢，油路应畅通无堵塞。

2.3铁心无变形，表面漆层完好，铁心接地良好。

2.4线圈的绝缘层完整，表面无变色、脆裂或击穿等缺陷。高、低压线圈无移动变形现象。

2.5各组线圈应排列整齐，间隙均匀;线圈间、线圈与铁心及铁心与轭铁间的绝缘垫，应完整无松动;绝缘板的绑扎应紧固。

2.6引出线绝缘应良好，包扎紧固无破裂;引出线圈固定牢靠，接触良好紧密，接线正确，其相互间电气距离应符合要求。

2.7绕组压紧顶丝应紧顶护环，止回螺帽应拧紧。

2.8所有能触及的穿心螺栓应联接紧固，并用摇表测量穿心螺栓与铁心及轭铁，以及铁心与轭铁之间的绝缘电阻，并作1000v耐压试验(小容量10kv以下的可用1000v以上的摇表测量，可不作耐压试验)。

2.9电压切换装置各分接头与线圈的联接应坚固正确;各分接点应清洁，且接触紧密良好;所有能接触到的部分应在接触位置用0.05mm厚、10mm宽的塞尺检查，并应使塞尺塞不进去。

2.10电压切换装置的转动触点应正确停留在各个位置上，且与指示位置相一致。

2.11有带负荷电压切换装置的变压器，还应检查选择形状的触头部分，其触头间应有足够的压力(一般为5~6kg)。联接用的铜辫软线应完好无磨损、无折断现象。

2.12油箱底部应清洁，无油垢杂物，油箱内部无锈蚀，放油阀门无缺陷。散热器的阀门开、闭位置应与指示器方向一致。

2.13吊心检查过程中，心子与箱壁不应碰撞。检查完毕后，应用合格的变压器油冲洗，并从箱底的油堵处将油放净。同时注意，不可在油箱内部遗留任何杂物。

变压器的检修规程：小区变压器维护保养

小区变压器维护保养规程

1.0目的

加强变压器的维护保养，确保变压器性能良好，为中心提供可靠的电力供应。

2.0适用范围

电力变压器。

3.0管理职责

3.1工作负责人:工程主管。

3.2值班人员负责变压器的日常巡查工作。

3.3变压器的年度保养由工程部自行实施，高压测试委托具备相关资质的专业公司实施。

4.0内容

4.1每年对变压器进行一次停电保养，具体实施时间应经工程主管批准并报中心领导审批，并提前通知相关部门、业主及租户。

4.2在进行变压器检查保养工作时，应先断开变压器低压侧负荷开关，主开关，然后断开高压侧出线断路器，合上接地开关对变压器充分放电，然后锁住高压出线柜，并悬挂"有人工作，禁止合闸"标牌，锁住高压室遮栏门，禁止任何人进入高压室操作。

4.3保养工作必须有两人进行，一人操作，一人监护，穿绝缘鞋、戴绝缘手套，使用绝缘工具;首先对变压器验电，确认无电后挂上临时接地线。

4.4变压器外壳、垫片、瓷套应无破损和放电的痕迹，电缆及母线无变形、变色现象。

4.5紧固引线端子，销子、接地的螺丝，进出母线螺丝，如有松动的应拆下螺丝，用细平锉轻锉接触面，用手感觉无任何凸凹不平的感觉后，用干净的布条擦去灰尘及金属细粉，抹上导电膏，装上新的弹簧垫圈，紧固螺丝。

4.6 用吹风机吹去变压器周围及配件的灰尘，然后用干净的布擦拭，拆除临时接地线，再进行变压器绝缘电阻的测量工作，测量时由两人进行，测量前后均须放电，测量完应先断开摇表连接线后才能停止摇柄的摇动。

4.7工作结束后，清理现场物品(使用的工具、螺丝，其它附件等)，清理完毕后，再次对室内以及变压器本体进行检查，最后锁好遮栏门。

4.8确认所有人员及工具等都离开变压器室后，进行三次冲击合闸，无异常则投入运行。

4.9变压器每三年应进行一次高压测试，掌握绕组的绝缘情况，以免运行中发生意外。

变压器的检修规程：园区干式变压器保养

园区干式变压器保养规程

1、目的

确保变压器处于最佳运行或备用状态

2、适用范围

适用于变压器的保养工作。

3、职责

3.1运行班负责每半年进行一次分行大厦变压器的检查、保养工作，以保证变压器处于良好的运行与备用状态。

4、工作流程

4.1变压器的停电步骤

4.1.1停变压器低压负荷开关。

4.1.2变压器高压负荷开关。

4.1.3确认变压器已停电。

4.1.4断开变压器的高压闸刀开关。

4.1.5操作人员应按照规程的要求穿绝缘鞋、戴绝缘手套，由专人监护进行停电、验电、挂牌及装设接地线等工作。

4.2干式变压器的保养

4.2.1检查变压器外观有无破损，铭牌是否完好清晰，紧固螺丝。

4.2.2检查变压器高低压侧与电缆或母线联接处是否接触良好，紧固联接螺丝，螺丝生锈应于更换。

4.2.3紧固电压调节联接片的固定螺丝，应根据日常电压值确认是否需进行调压。

4.2.4用吸尘器清洁变压器内部的灰尘。

4.2.5检查变压器中性点接地状况。

4.2.6测量中性点变压器接地电阻和变压器绝缘电阻，接地电阻不得超过10欧，一次绝缘电阻不低于300兆欧，二次绝缘电阻不低于10兆欧。

4.2.7检查变压器室内有无遗留工具，人员撤离后锁上门锁。

4.3变压器的送电步骤

4.3.1合上变压器的高压闸刀开关。

4.3.2合上变压器高压负荷开关。

4.3.3观察变压器运行声音及输出电压等正常后。

4.3.4合上变压器低压负荷开关。

4.3.5检修保养完毕，认真填写《变压器检修保养记录表》。

5、相关文件和质量记录表格

5.1《变压器检修保养记录表》

变压器的检修规程：变压器检修工艺

1 主题内容与适用范围

1.1 本标准规定了峡阳电站变压器的检修内容、维护要求、过程管理。

1.2 本标准适用于峡阳电站变压器的检修。

1.3 下列人员应通晓本规程

1.3.1 领导人员：生产副总、生产部门经理(主任)、副经理(副主任、经理助理)、专职技术人员。

1.3.2 生产人员：值长、运行值班员、维护班人员。

1.3.3 本规程侧重于检修质量的管理，对安全经济考核方面按有关规定执行。

1.3.4 对全部或局部更换绕组、铁芯等非标准项目应根据实际情况，另行确定修理方案。

1.3.5 在执行过程中，若与国家标准、部颁标准、条例、上级文件有矛盾时，应以国家标准、部颁标准、条例、上级文件为准。若某些条文需要修改，必须按审批程序，最后由生产副总经理批准。

1．6 生产副总经理、技术支持部主任、安保部主任、厂领导、部门领导及有关技术人员均应熟悉本规程有关规定，变电检修人员应熟知本规程并全面掌握、严格执行。

2 变压器检修周期和项目

2．1 检修周期

2．1．1 主变、坝变等新安装投入运行后的五年内应进行一次大修，以后每隔5-10年应进行一次大修。隔膜密封的主变，可视运行情况及试验结果适当延长大修间隔。

2．1．2 其它如未超过的正常负荷限值运行的变压器每十年大修一次。

2．1．3 变压器在运行中发现异常情况，经试验判明有内部故障或承受出口短路后应提前大修。

2．1．4 变压器小修可结合预防性试验进行，每年至少一次。

2．1．5 各项检修试验的最小周期

3 检修项目

3．1 变压器大修项目

3．1．1 吊开钟罩（或吊出芯子）对芯子进行检修：

3．1．1．1 对绕组、引线检修。

3．1．1．2 围屏装置的检修。

3．1．1．3 分接开关的检修。

3．1．1．4 铁芯、穿芯螺杆、轭梁、压钉、绑扎带、接地铜片的检修。

3．1．2 油箱、套管、散热器、压力阀、安全气道和储油柜等的检修。

3．1．3 风扇、散热器阀门、管道等附属主设备的检修。

3．1．4 瓦斯继电器、电阻测温计的校验、保护、测量装置及控制回路的检查、试验。

3．1．5 变压器油的处理或换油。

3．1．6 变压器油保护装置（净油器、呼吸器、隔膜等）的检修或更换。

3．1．7 各密封胶垫的更换。

3．1．8 油箱内部的清洁、油箱外壳及附件的除锈、涂漆。

3．1．9 必要时对绝缘进行干燥处理。

3．1．10 进行规定的测量和试验（电气预防性试验、绝缘油试验等）及试运行。

3．1．11 对铁芯、穿芯螺丝、轭梁、压钉、绑扎带及接地铜片的检修。

3．1．12 其它改进项目。

3．2 小修项目

3．2．1 检查并消除已发现的缺陷。

3．2．2 清扫绝缘子、瓷件、外壳、油枕、散热器及风扇。

3．2．3 检查引线接头有无异常，并用0.05毫米的塞尺检查，确保有75%以上的接触面积。

3．2．4 检查油枕、套管油位和密封情况，打开油枕积污槽的螺丝排污至清洁为止。

3．2．5 检查各阀门及各连接处密封是否完好，渗漏油处理。

3．2．6 检查绝缘瓷套有无裂纹、闪络、放电痕迹并进行清扫。

3．2．7 检查分接开关位置及密封。

3．2．8 检查瓦斯断电器是否完好，能否正常动作。

3．2．9 各保护测量控制回路检查试验。

3．2．10 对本体外壳进行检查清扫。

3．2．11 检查硅胶、呼吸器内干燥剂有无受潮变色、是否要更换等。

3．2．12 检查本体外壳接地是否良好。

3．2．13 充油套管及本体补充变压器油。

3．2．14 进行规定的测量和试验。

4 检修的组织管理

4．1 修前组织工作

4．1．1 制定检修项目（根据年度检修计划及变压器运行中遗留缺

变压器的检修规程：电力变压器运行维修

电力变压器是一种改变交流电压大小静止的电力设备，是电力系统中核心设备之一，在电能的传输和配送过程中，电力变压器是能量转换、传输的核心，是国民经济各行各业和千家万户能量来源的必经之路。如果变压器发生故障，将影响电力系统的安全稳定运行电力系统中很重要的设备，一旦发生事故，将造成很大的经济损失。分析各种电力变压器事故，找出原因，总结出处理事故的办法，把事故损失控制在最小范围内，尽量减少对系统的损害。

由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中不仅要以上层油温允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。

变压器的安全运行管理工作是我们日常工作的重点，通过对变压器的异常运行情况、常见故障分析的经验总结，将有利于及时、准确判断故障原因、性质，及时采取有效措施，确保设备的安全运行变压器是输配电系统中极其重要的电器设备，根据运行维护管理规定变压器必须定期进行检查，以便及时了解和掌握变压器的运行情况，及时采取有效措施，力争把故障消除在萌芽状态之中，从而保障变压器的安全运行。现根据对变压器的运行、维护管理经验。

一.常见故障

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。

绝缘油在运行时可能与空气接触，并逐渐吸收空气中的水份，从而降低绝缘性能。同时绝缘油也可能吸收、溶解大量空气，由于油经常在较高温度下运行，油与空气中的氧接触，生成各种氧化物，并且这些氧化物呈酸性，容易使得变压器内部的金属、绝缘材料受到腐蚀，增加油的介质损耗，随之降低绝缘强度，造成变压器内闪络，容易引起绕组与外壳的击穿。

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.继电保护发生动作的情况

继电保护动作，一般说明变压器内部有故障。瓦斯保护是变压器的主要保护，它能监视变压器内部发生的部分故障，常常是先轻瓦斯动作发出信号，然后重瓦斯动作去掉闸。

(1) 轻瓦斯动作的原因有以下几方面:

① 因滤油、加油和冷却系统不严密，致使空气进入变压器;

② 温度下降和漏油使油位缓慢降低;

③ 变压器内部故障，产生少量气体;

④变压器内部短路;

⑤ 保护装置二次回路故障。

(2) 当外部检查未发现变压器有异常现象时，应查明瓦斯继电器中气体的性质

① 如积聚在瓦斯继电器内的气体不可燃，而且是无色无嗅的，而混合气体中主要是惰性气体，氧气含量大于16%，油的闪点不降低，则说明是空气进入瓦斯继电器内，此时，变压器可继续运行。

②如气体是可燃的，则说明变压器内部有故障，应根据瓦斯继电器内积聚的气体性质鉴定变压器内部故障的性质，如气体的颜色为:

a、 黄色不易燃的，且一氧化碳含量大于1-2%，为木质绝缘损坏;

b、 灰色和黑色易燃的，且氢所含量在30%以下，有焦油味，闪点降低，则说明油因过热而分解或油内曾发生过闪络故障;

c、 浅灰色带强烈臭味且可燃的，是纸或纸板绝缘损坏。

③ 如上述分析对变压器内的潜伏性故障还不能作出正确判断，则可采用气相色谱法作出适当判断。

进行气相色谱分析时，可从氢、烃类、一氧化碳、二氧化碳、乙炔的含量变化来判断变压器的内部故障，一般情况下:

a、当氢、烃类含量急剧增加，而一氧化碳、二氧化碳含量变化不大时，为裸金属(如: 分接开关)过热性故障;

b、 当一氧化碳、二氧化碳含量急剧增加时，为固体绝缘物(木质、纸、纸板)过热性故障;

c、 当氢、烃类气体增加时，乙炔含量很高，为匝间短路或铁芯多点接地等放电性故障。

5. 绝缘瓷套管出现闪络和爆炸的情况

(1) 由于密封橡胶垫质量不好，安装位置不当，螺母压得不紧等原因，导致套管密封不严，因进水或潮气浸入使绝缘受潮而损坏;

(2) 电容式套管绝缘分层间隙存在内部形成的游离放电;

(3) 套管表面积垢严重，以及套管上有大的碎片和裂纹，均会造成套管闪络和爆炸事故。

6.分接开关出现故障的情况

变压器油箱上有“吱吱”的放电声，电流表随响声发生摆动，瓦斯保护可能发出信号，油的闪点降低。这些都可能是分接开关故障而出现的现象。

(1) 分接开关故障原因如下:

① 分接开关触头弹簧压力不足，触头滚轮压力不匀，使有效接触面积减少，以及因镀银层的机械强度不够而严重磨损等会引起分接开关烧毁;

② 分接开关接触不良，经受不起短路电流的冲击而发生故障;

③ 倒分接开关时，由于分头位置切换错误，引起开关烧坏;

④相间距离不够，或绝缘材料性能降低，在过电压作用下短路。

如发现电流、电压、温度、油位、油色和声音发生变化，应立即取油样作气相色谱分析。当鉴定为开关故障时，应立即将分接开关切换到完好的档位运行。

(2)在运行中，开关接触部分触头可能磨损，未用部分触头长期浸在油中可能因氧化而产生一层氧化膜，使分接头接触不良。因此，为防止分接开关故障，切换时必须测量各分头的直流电阻，如发现三相电阻不平衡，其相差值不应超过2%。

(3)倒分接头时，应核对油箱外的分接开关指示器与内部接头的实际连接情况，以保证接线正确。此外，每次倒分接头时，应将分接开关手柄转动10次以上，以消除接触部分的氧化膜及油垢，再调整到新的位置。

变压器故障原因的分析

按变压器故障的原因，一般可分为电路故障和磁路故障。电路故障主要指线环和引线故障等，常见的有: 线圈的绝缘老化、受潮，切换器接触不良，材料质量及制造工艺不良，过电压冲击及二次系统短路引起的故障等。磁路故障一般指铁芯、轭铁及夹件间发生的故障，常见的有: 硅钢片短路、穿芯螺丝及轭铁夹件与铁芯间的绝缘损坏以及铁芯接地不良引起的放电等。

以上仅是对变压器的声音、温度、油位、外观及其他现象的故障的初步、综合的归纳、分析，由于变压器故障并非某单一因素的反映，而是涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。因此，必要时必须进行变压器的特性试验及综合分析，才能准确、可靠找出故障原因，判明故障性质，提出较完善的处理办法，确保变压器的安全运行。

二. 事故处理

变压器运行中出现的不正常现象

1.变压器运行中如漏油、油位过高或过低，温度异常，音响不正常及冷却系统不正常等，应设法尽快消除。

2.当变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应按规定降低变压器的负荷。

3.变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声;温度不正常并不断上升;严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度;油色变化过快，油内出现碳质;套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。

4.当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。

5.变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。

变压器运行中的检查

1.运行监视。无人值班的变电所按规定进行巡视。对高温、尘土、污秽、大雾、结冰、雨雪等特殊气象条件，过负荷或冷却装置故障时应增加检查次数，除巡视检查外，还应有计划地进行变压器的停电清扫，以保证变压器处于可以带电运行的完好状态。对检修后或长期停用的变压器，还应当检查接地线;核对分接开关位置和测量绝缘电阻。

2.检查变压器上层油温是否超过允许范围。定期用红外线测温仪对变压器进行测温。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。

3.检查油质，应为透明、微带黄色，说明油质较好。油面应符合周围温度的标准线。

4.变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声，如声音有所改变，应细心检查。

5.检查油枕油面。油面均应正常，无渗漏现象，高低压套管应清洁，无裂纹，无破损及放电烧伤痕迹，螺丝是否紧固。一、二次引线不应过紧或过松，接头接触良好，呼吸器应畅通，硅胶吸潮不应达到饱和，无变色，变压器外壳和零线接地应良好。

三.事故分析

1绕组故障

主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：

① 在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷;

② 在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化;

③ 制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏;

④ 绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热

⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。

由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象使变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作;严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。

2套管故障

这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有：

① 密封不良，绝缘受潮劣比，或有漏油现象;

② 呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理;

③ 变压器高压侧(110kv及以上)一般使用电容套管，由于瓷质不良故而有沙眼或裂纹;

④ 电容芯子制造上有缺陷，内部有游离放电;

⑤套管积垢严重。

3铁芯故障

① 硅钢片间绝缘损坏，引起铁芯局部过热而熔化;

② 夹紧铁芯的穿心螺栓绝缘损坏，使铁芯硅钢片与穿心螺栓形成短路;

③ 残留焊渣形成铁芯两点接地;

④变压器油箱的顶部及中部，油箱上部套管法兰、桶皮及套管之间。内部铁芯、绕组夹件等因局部漏磁而发热，引起绝缘损坏。

运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。

4瓦斯保护故障

瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：

① 瓦斯保护动作的原因可能是因滤油、加油和冷却系统不严密，致使空气进入变压器;

② 因温度下降和漏油致使油位缓慢降低;或是因变压器故障而产生少量气体;

③ 由于发生穿越性短路故障而引起;

④由于保护装置的二次回路故障所引起。

轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障;变压器内部存在空气;二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形;最后检查气体的可燃性。

5变压器自动跳闸的处理

当运行中的变压器自动跳闸时，运行人员应迅速作出如下处理：

① 当变压器各侧断路器自动跳闸后，将跳闸断路器的控制开关操作至跳闸后的位置，并迅速投入备用变压器，调整运行方式和负荷分配，维持运行系统及其设备处于正常状态;

② 检查掉牌属何种保护动作及动作是否正确;

③ 了解系统有无故障及故障性质;

④ 若属以下情况并经领导同意，可不经检查试送电：人为误碰保护使断路器跳闸;保护明显误动作跳闸;变压器仅低压过流或限时过流保护动作，同时跳闸变压器下一级设备故障而其保护却未动作，且故障已切除，但试送电只允许一次;

⑤ 如属差动、重瓦斯或电流速断等主保护动作，故障时有冲击现象，则需对变压器及其系统进行详细检查，停电并测量绝缘。在未查清原因之前，禁止将变压器投入运行。必须指出，不管系统有无备用电源，也绝对不准强送变压器。

6变压器着火

变压器着火也是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。

变压器着火的主要原因是：

① 套管的破损和闪落，油在油枕的压力下流出并在顶盖上燃烧;

②变压器内部故障使外壳或散热器破裂，使燃烧着的变压器油溢出。

变压器着火，应迅速作出如下处理：

①断开变压器各侧断路器，切断各侧电源，并迅速投入备用变压器，恢复供电;

②停止冷却装置运行;

③主变压器及高厂变着火时，应先解列发电机;

④若油在变压器顶盖上燃烧时，应打开下部事故放油门放油至适当位置。若变压器内部着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸;

⑤迅速用灭火装置灭火。如用干式灭火器或泡沫灭火器灭火。必要时通知消防队灭火。发生这类事故时，变压器保护应动作使断路器断开。若因故障断路器未断开，应用手动来立即断开断路器，拉开可能通向变压器电源的隔离开关。

7. 分接开关故障。

常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有：

(1)连接螺丝松动;

(2)带负荷调整装置不良和调整不当;

(3)分接头绝缘板绝缘不良;

(4)接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足;

(5)油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。

由于主变事故一般不是单一的，而是多重的、发展的，且潜在的主要故障点比较隐蔽，加上故障性质的特殊性。因而我们为了确保变压器及电网的安全稳定运行，正确处理事故，应随时掌握下列情况：

①系统运行方式，负荷状态，负荷种类

②变压器上层油温，温升与电压情况;

③事故发生时天气情况;

④变压器周围有无检修及其他工作;

⑤运行人员有无操作;

⑥系统有无操作;

⑦何种保护动作，事故现象情况等。加强对变压器运行的巡监，做好常规的维护工作，及时地消除设备的缺陷，定期进行检修和预防性试验，尽量避免变压器事故的发生，减小事故对电网及电器设备的损害。

四.典型案例

北疆某电厂主变压器运行中出现的故障原因进行7分析研究，从而总结出在今后的运行、检修过程中要做到的一些预防措施及注意事项。

电厂简介

电厂装有四台水轮发电机组，型号为hlfn70-lj-160，单机容量为8mw，电气主接线为扩大单元接线方式，两条110 k v线路，两条l 0kv直配线，两台主变压器，主变压器容量是20000kva，额定电压121(±2×2.5%)/10.5kv，额定电流是100，45a/1099.71a，调压方式：无载调压。

故障的原因及处理

1)故障现象

由于主变压器运行已几年时间，需外部清扫。联系值班调度将1号主变正常停电后，由值班人员对主变外部进行常规检查和清扫。工作完成后由110kv高压侧断路器对1号主变充电，在高压侧断路器合闸的同时，电厂中控室信号屏光子牌出现了“10kv单相接地”信号，过了几分钟后又出现了“1号主变轻瓦斯动作”的信号，值班人员立即检查了10kvi段母线电压，结果b相相电压为零，a、c两相相电压正常，而110kv母线各相电压也均正常。运行人员又对主变本体进行检查，发现变压器励磁分接开关处有像水沸腾时发出的异常声响，值班人员立刻停运了该变压器并汇报领导。

2)处理经过

检修人员首先对瓦斯继电器内的气体进行了分析，此气体为淡黄色且可燃，这说明变压器内部肯定有故障，随后对主变的分接开关进行检查发现，分接开关的位置出现变动，前一次调整的位置在 1档，而实际位置却在 1档和 2档之间。然后对主变进行了绝缘电阻、直流电阻和绝缘油的耐压、色谱分析试验，通过对比，有两项试验结果不合格，一是分接开关在 1档位的接触电阻测试不出，二是对变压器的绝缘油进行色谱分析后，绝缘油中的乙炔(c2，h2)、氢气(h2)、总烃含量均超过了规定值，根据《电力设备预防性试验规程》规定：c2h2>;;;5 ppm、h，>;;;150 ppm、总烃>;;;150 ppm时应引起注意。检修人员将变压器内的油放空后，进入变压器内对分接开关进行检查后发现，分接开关 1档的两个触头表面有放电和少许烧伤的痕迹，对表面进行打磨处理，上好定位销后重新测试接触电阻， 1档的接触电阻为：ao=1.229、bo=1.227、co=1228(测试温度为14℃)，直流电阻符合规程要求。将绝缘油注入变压器，用真空滤油机对绝缘油进行了自循环过滤，重新作了绝缘油色谱分析试验，此时油中乙炔、氢气、总烃值符合标准。将变压器投运后，一切正常。过滤前后绝缘油中的气体含量见下表：

3)原因总结

此次事故发生是由于分接开关位置变位的原因，是在前一次分按开关档位调整后，对分接开关起限位锁定的螺栓没有固定到位，值班人员在对变压器进行外部清扫时接触到分接开关调整档位的圆盘，圆盘受力转动后，带动分接开关转动，故而造成分接开关的档位发生了变化。重新送电后由于分接开关的接头接触不良，所以两个触头表面产生局部放电以至引起绝缘油中的乙炔、氢气、总烃含量超标。

预防措施

通过此次事故，我们认为对于无载调压变压器的分接开关在今后的运行中应注意以下几点：

(1)在对分接开关进行切换前、后都必须测量其直流电阻。使用过的分接开关接触部分可能有一些局部熔伤，长期未用的分接头表面则可能存在氧化或触头不洁、镀层剥落、弹力不够、焊接脱落等现象，从而造成分接头的接触不良，接触电阻增大。这就将造成其局部过热，并危及变压器的安全运行，乃至造成变压器烧毁事故;还有可能引起绝缘油迅速劣化，从而被迫停运。因此，变压器在切换分接开关前、后都必须测量直流电阻，且三相电阻值相差不得超过2%。

(2)无载调压分接开关应在停电状态下进行切换，切换时应多转动几次手柄，对其触头表面的油污进行清除。切换必须到位，到位后要固定好定位销，防止松动变位。

(3)主变往往在大修后容易发生分接开关接触不良的故障，穿越性故障后也可导致烧伤接触面。在运行过程中，特别要注意轻瓦斯动作情况，如果瓦斯频繁动作说明有可能存在此故障，取油样化验，可得出绝缘油的闪点迅速下降}同时也可通过油的色谱分析来判断。最后，可将变压器停运，测量三相分接头的直流电阻来确定分接开关接触情况，当分接开关接触不良导致断相时，从指针表中就可判断。

通过此次事故的发生，我们认为供电变压器在平时的运行过程中，应加强巡视检查力度，在进行维护和检修过程中，应严格遵守相关的规程、规章，确保变压器安全、经济、高效运行。