3.3　油浸式变压器的维护、故障处理与试验

3.3.1　油浸式变压器的维护

（1）变压器的巡视检查

变压器巡视检查的内容有：

①检查变压器有无异常声响或爆裂声。听声时可将绝缘棒（或长柄绝缘起子）的一端顶在变压器的外壳上，另一端置于耳边。变压器各种异常声响的可能原因见表1-17。

②检查变压器的温度是否正常（配合电流检查）。油浸式电力变压器上层油温，在周围环境温度为40℃时，规定不得超过95℃。但为了防止油加速劣化，希望不要经常超过85℃。这可通过温度表来观察。同时要检查散热管温度及通风、冷却装置是否良好。

③检查变压器油枕上的油位是否正常。油位计上标有油温为-30℃、+20℃和+40℃的3条油位线。油位应在变压器停用冷态下进行检查。变压器运行时油温一般都超过40℃，只能估计油位是否正常，如低于对应+40℃的那条油位线，则说明缺油，应加油。检查时应观察变压器有无渗、漏油现象，油色是否正常。

④检查套管及引线。看套管、绝缘子有无破裂、放电痕迹及污秽，检查引线等连接处有无过热、发红、氧化层生成或放电现象。

⑤检查变压器外壳及中性线接地情况、防雷接地情况。

⑥检查吸湿器有无堵塞现象，吸湿剂是否变色。如硅胶（带有指示剂）由蓝色变成粉红色，则表明硅胶已失效，需及时处理与更换。

⑦检查防爆管有无破损或喷油痕迹，防爆膜是否完好。

⑧检查变压器周围有无危及安全的杂物和违章建筑。

⑨检查变压器台板、支持杆、横担、拉板、跌落式高压熔断器、低压熔断器、避雷器、引线及导线接头等是否安装牢固，有无腐朽烧焦、折断、松脱及放电等情况，它们之间的安全距离是否符合规定要求。

⑩检查变压器的工作电压是否正常，其他各测量仪表指示是否正常。

（2）变压器的特殊巡视检查

当变压器过负荷或供电系统发生短路事故，以及遇到特殊的天气时，值班人员应对变压器及其附属设备进行特殊巡视。巡视检查内容如下：

①变压器是允许一定时间的过负荷运行的（具体规定请见本章3.2.3节）。在变压器过负荷运行时间内，应密切监视负荷、油温和油位等的变化情况。注意观察接头有无过热，示温蜡片有无熔化现象。在变压器过负荷运行期间应保证冷却系统运行正常，变压器室通风良好。

②当供电系统发生短路事故时，应立即检查变压器及油断路器等有关设备，检查变压器及其附属设备有无焦臭味、冒烟、喷油、烧损、爆裂和变形等现象，检查各接头有无异常。

③大风天气，应监视高压电源引入线与低压电源引入线的摆动幅度，确保线间距离不小于最小间距，线间不应有任何搭挂物。

④大雷雨天气，检查高压引线及接地引下线是否松动、断股。在停电情况下检查阀型避雷器法兰泄漏水孔是否畅通。检查高低压阀型避雷器或氧化锌压敏电阻是否有放电、破裂、短路、接地等现象，观察并记录避雷器放电记录器的动作情况。

⑤大雾天气，检查高低压瓷套管有无放电现象，尤其是高压瓷套管是否有闪络痕迹，是否有裂纹产生。

⑥大雪天气，根据积雪融化程度，检查变压器接头发热部件，并停电及时处理冰棒。

⑦大冰雹和冰冻及气温变化大的天气，重点检查瓷套管是否有裂纹、破损，防爆膜、吸湿器、油温计等外观是否正常，输电系统的电瓷元件（如跌落式熔断器、阀型避雷器、悬式瓷瓶等）有无损坏或松动现象。

3.3.2　油浸式变压器的常见故障及处理方法

变压器日常检查中常见的异常现象、产生原因及处理方法见表3-6。

3.3.3　变压器有载调压分接开关的故障处理

（1）变压器有载调压分接开关的常见故障及处理方法

变压器有载调压分接开关的常见故障及处理方法见表3-7。

（2）分接开关检修后的校验

检修完后，必须进行有载分接开关电动机构连接校验。现以组合式有载分接开关为例介绍其校验方法。

①分接开关与电动机构均应在整定工作位置，然后连接传动轴。

②手动操作1→N方向分接变换，记录切换开关开始切换（以切换响声为据）至电动机构分接变换指示轮上绿色区域内的红色中心标志出现在观察窗中心线止时的转动圈数m。

③手动操作N→1方向分接变换，记录切换开关开始切换至电动机构分接变换指示轮上绿色区域内的红色中心标志出现在观察窗中心线止时的转动圈数n。

④若两个方向的转动圈数相等，说明连接正确。若|m-n|>1，应脱开分接开关与电动机构的垂直转动轴，手动操作，向手摇圈数多的方向转动|m-n|/2圈。

⑤恢复连接分接开关与电动机构的垂直转动轴。

⑥重复上述②、③项操作，直至差数小于1为止。

3.3.4　调压分接开关的试验

无载调压分接开关的试验项目、周期和标准见表3-8。

有载调压分接开关的试验项目、周期和标准见表3-9。

3.3.5　根据变压器油中的气体分析变压器故障情况

（1）根据气体继电器中积存气体的颜色与气味判别变压器故障情况

可按表3-10进行判断。此外，还可以从油的颜色来判别，如果油色正常，则表明故障不严重；如果油色变黑、有焦味，则表明变压器内部绝缘损坏或绕组烧坏。

（2）根据变压器油中气体的成分分析变压器的故障

运用气相色谱法可以测量出变压器油中溶解的多种气体成分，主要有氢气（H₂）、氧气（O₂）、氮气（N₂）、甲烷（CH₄）、一氧化碳（CO）、乙烷（C₂H₆）、二氧化碳（CO₂）、乙烯（C₂H₄）和乙炔（C₂H₂）等。这些气体含量的多少，能反映出变压器内部发生故障的类型及严重程度。

可利用特征气体的对比值判断变压器内部故障的性质，见表3-11。造成表中7、8、9项的主要原因是磁通集中引起铁芯局部过热。

在实际检查中，若出现表3-11没有包括的比值组合，则可能是变压器过热故障和放电故障同时存在或有载调压变压器的切换开关室渗漏。

另外，在气体继电器内部出现气体的情况下，应将气体继电器内气样的分析结果与从油中取出气体的分析结果做比较。

（3）根据变压器油中气体各成分的含量判断变压器是否有故障

 可根据变压器油中气体各成分的含量判断变压器是否有故障，见表3-12。

3.3.6　气体继电器的故障处理

（1）气体继电器误动作的原因

①安装、使用不当。

②呼吸系统不畅通。变压器的呼吸系统包括气囊呼吸器、防爆筒呼吸器等，呼吸系统不畅通或堵塞会造成轻、重瓦斯保护动作，并大多伴有喷油或跑油现象。

③冷却系统漏气。

④冷却器入口阀门关闭。此时相当于潜油泵向变压器中注入空气，造成气体继电器频繁动作。

⑤散热器上部进油阀门关闭。此时也会造成气体继电器频繁动作。

⑥潜油泵烧损，使油热分解，产生大量可燃气体，造成气体断电器动作。

⑦变压器中进入空气，使轻瓦斯保护动作。造成进气的原因有：密封垫老化及破损，法兰结合面变形，油循环系统进气，潜油泵滤网堵塞，焊接处砂眼进气等。

⑧变压器内出现负压区，如有的部位的阀门被误关闭，安装时油枕上盖关得很紧而吸湿器下端的密封胶圈又未取下等。

⑨净油器的气体进入变压器内。另外，停用净油器时也可能引起轻瓦斯保护动作。

⑩放气操作不当。当气温很高且变压器负荷又大时，或虽然气温不是很高但负荷突然增大时，油位计的油位会异常升高（压力表指示数增大），此时应及时进行放气。但放气时打开阀门的速度过快时，油枕内空间压力会骤降，使油箱的油迅速涌向油枕，导致重瓦斯保护动作，引起跳闸。

气体继电器与保护盘之间的距离过大（如当220V操作电源，长度超过250m时），可能因分布电容等的影响而造成气体继电器误动作。过大的距离也容易造成交、直流混线（如电缆受潮、绝缘损坏、端子排进水等）而使瓦斯保护误动作。

（2）气体继电器的动作原因及处理方法

气体继电器动作分轻瓦斯动作（作用于信号）和重瓦斯动作（一般作用于跳闸），动作原因及处理方法见表3-13。

气体的颜色鉴别可根据表3-10进行。

3.3.7　变压器的小修和大修

变压器小修和大修范围及修理标准见表3-14。

3.3.8　变压器的试验

（1）变压器性能额定数据允许偏差

变压器修理后的试验，其目的在于检查修理质量。一台变压器应查对的性能数据有：额定容量S_e（kV·A）、空载时的一次侧电压U_1e（V）、绕组连接方式、空载损耗P₀（W）、短路损耗P_d（W）、短路电压百分数U_d（%，阻抗电压）、变压比k等。这些数据在国家标准中均有规定，且给出了允许偏差。如果超出规定值，则说明产品质量不符合标准要求。

变压器性能额定数据允许偏差见表3-15。

测试仪表的精度要求：测量电压、电流和电阻均应使用准确度不低于0.5级的仪表和仪用互感器；测量功率应使用准确度不低于1.0级的低功率因数功率表。

（2）试验项目、周期和标准

变压器在供电部门、用户的试验项目、周期和标准见表3-16。

3.3.9　变压器油试验

定期提取油样进行试验、分析，是保证油品质量的重要措施。

运行中变压器油和备用变压器油一般按下列期限取样，并做简化试验和耐压试验。

（1）简化试验

电压为35kV以下的变压器，至少每3年一次，电压为35kV及以上的变压器，至少每年一次。变压器大修后变压器油也应进行简化试验。容量为315kV·A及以下、电压为10kV及以下的变压器，可不进行简化试验，用换油来代替简化试验。

简化试验项目包括：闪点；机械混合物含量；游离碳含量；有机酸含量；电气绝缘强度；溶解于水的酸或碱含量；含水量。

（2）耐压试验

在前后两次简化试验之间至少进行一次。每次小修后，应进行耐压试验或简化试验。每次试验应与上次及历年抽样试验的结果做比较，以掌握油质变化的趋势。耐压试验项目包括：是否有机械混合物；是否有游离碳；是否有水分；电气绝缘强度。

对于新绝缘油或再生油，或对油质有怀疑时，应对变压器油进行全面分析。

运行中变压器油质量标准见表3-21；运行中变压器油的常规检验周期和检验项目见表3-22。