变压器相关知识_变压器运行相关知识
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变压器应装设瓦斯保护
按规定，对于1000kVA以上的户外变压器及320kVA以上的户内变压器应装设瓦斯保护作为变压器的主保护。瓦斯保护具有动作快、灵敏度高、结构简单，能反映变压器油箱内部各种类型的故障，特别是当绕组短路匝数很少时，故障循环电流很大，可能造成严重过热，但外部电流变化很小，各种反映电流的保护难以动作，瓦斯保护对这种故障具有特殊优越性。使用安全措施
长期以来，瓦斯保护正确动作率低于变压器其他保护装置的平均水平，为提高瓦斯保护的安全可靠性，除改进瓦斯继电器的结构以外，需要执行以下安全技术措施。
变压器应有1%～1.5%的坡度。通往继电器的油管应有２%～４%的坡度，油枕处较高，使气体易流入瓦斯继电器
瓦斯继电器的引出线应采用防油线或塑料线，经过中间接线盒，通过端子排和电缆连接，电缆和引出线应分别连接在接线盒内端子排的两侧，引出线从端子排下方接入电缆从端子排上方引出，这样接线是为了避免由于油的毛细管现象引起对电缆的腐蚀。此外还应注意，引线排列要使重瓦斯接点和直流电源正极隔开，中间端子盒不要安置在油管和油枕下面，以防油管和油枕漏油渗入端子盒。
防止瓦斯继电器接点引出线因漏水短路，瓦斯继电器的端盖部分和电缆引出线的小端子箱应有密封措施，以防止雨水浸入造成误动作。
瓦斯继电器的出口中间继电器应带自保持线圈，以防止变压器内部严重故障时油速不稳定，造成瓦斯接点时通时断而不能可靠跳闸。
变压器的呼吸器必须保持通畅，变压器投入之前，必须检查吸湿器下部的透气孔是否开启。运行中也应检查吸湿器的透气情况，以防止变压器油温变化时，因透气孔闭塞造成呼吸器或油枕真空或压力升高，使瓦斯继电器误动作。
瓦斯继电器和储油柜间的连接阀门运行时应打开，为防止检修后遗忘开启，造成瓦斯误动作，阀门应加铅封。
变压器运行时，重瓦斯应接入跳闸，轻瓦斯投入信号。备用变压器的瓦斯应投入信号，以便监视油面。备用的单台变压器应断开跳闸电源。当一台断路器控制两台变压器时，若其中一台转为备用，应将其重瓦斯改接信号。
变压器在运行中进行滤油、加油、换硅胶或在散热器、潜油泵检修后投入前，应先将重瓦斯接信号，待空气排尽后，方可将重瓦斯投入跳闸位置。
当油位计上指示的油面有异常升高或油路系统有异常现象时，为查明原因，需要打开各个放气或放油塞子、阀门，检查吸湿器，或在进行其他工作时必须先将重瓦斯改接至信号，然后才能开展工作，以防瓦斯保护误动作跳闸。瓦斯保护信号动作的主要原因
若瓦斯保护动作，变压器开关跳闸，一般情况下，其事故过程已结束，后果比较严重。因此，必须在瓦斯信号动作时，认真检查，仔细分析，正确判断，立即采取措施。变压器瓦斯继电器有浮筒式、挡板式、开口杯式等不同型号，目前大多采用QJ-80型瓦斯继电器，其信号回路接上开口杯，跳闸回路接下挡板。所谓瓦斯保护信号动作，是指因各种原因造成继电器内上开口杯的信号回路接点闭合，轻瓦斯动作。接点闭合的原因一般有以下几方面。
空气进入变压器逐渐聚集在瓦斯继电器上部，迫使继电器内油面下降，使干簧触点闭合，发出轻瓦斯信号。空气进入运行中的变压器有三种途径：一是变压器在换油、补充油时，欲换或补加的油未彻底进行真空脱气处理与严格按真空注油工艺进行，使油中的空气，附着在铁心、绕组，附件表面的空气及有机固体绝缘材料孔隙中的空气，在变压器投入运行后通过油的对流循环，变压器铁心的磁路伸缩，逐渐汇集，上升到瓦斯继电器内，引起信号动作。二是变压器热虹吸器更换吸附剂（如硅胶）后，油浸及静置时间短，空气未彻底排净，由热虹吸器进入本体循环，进入瓦斯继电器引起信号动作。三是强油循环的变压器潜油泵密封不良，因油泵工作时产生的微负压导致空气进入变压器本体循环，聚集在瓦斯继电器内造成瓦斯信号动作。
环境温度骤然下降，变压器油很快冷缩造成油位降低，或者变压器本体严重漏油引起变压器内油位降低，即所谓油流引起瓦斯继电器信号动作。
瓦斯继电器二次信号回路故障，包括信号电缆绝缘损坏短路、端子排接点短路，个别在信号回路中所接信号等引起干簧触点闭合，造成瓦斯信号动作。
变压器内部存在放电或过热故障，引起固体绝缘材料分解，变压器油分解，产生氢气、一氧化碳、二氧化碳，低分子烃类气体，这些气体随油的对流循环逐渐变成气泡并上升聚集在瓦斯继电器上部，迫使继电器内油面降低，引起瓦斯信号动作。瓦斯信号动作的处理对策
3.1 分析诊断程序
·继电器内有无气体聚集；
·点燃试验和做色谱分析。
3.2 分析诊断的基本原则与处理对策
瓦斯信号动作后，继电器内是否有气体聚集，是区别信号动作原因中油位降低、二次回路故障和空气进入变压器、变压器内部发生故障的最基本原则。因二次回路故障，油位降低引起瓦斯信号动作不可能产生气体，所以当继电器内无气体聚集时，应逐步判断。首先巡视检查变压器是否有严重漏油点，若是，应立即向上级调度和主管领导汇报，采取堵漏措施；若不是，则应判断是否因环境温度骤然下降引起油位降低。此时必须观察变压器油枕油位指示位置是否正常，油道是否阻塞。若不正常，应采取相应措施。若不是上述原因引起，则二次信号回路故障的可能性较大，须检查消除二次回路缺陷。
继电器内聚集的气体是空气还是可燃性气体。若继电器内的气体是空气，则应依次判断：是否因换油或补加油时空气进入变压器本体后没有排净；是否因更换变压器热虹吸器吸附剂时净置时间短空气未彻底排净，若是，则采取从继电器放气嘴排气，变压器监督运行；是否因空气从潜油泵进入本体引起信号动作，若是，要用逐台停运试验的方法，判断是从那台泵处空气进入，申请停泵检修；若继电器内的气体是可燃性气体，则变压器内部存在过热、可能是放电性故障，或过热兼放电性故障。此时应从继电器处同时取气样和油样（从本体下部取油样）做色谱分析，根据变压器油中溶解气体分析和判断导则判断故障的性质、发展趋势、严重程度，根据分析结论采取继续监督运行或停运吊检处理。鉴定继电器内的气体是空气，还是可燃性气体的方法是收集这些气体，并做点燃试验和色谱分析。
3.3 继电器中气体的鉴别
瓦斯气的点燃与色谱分析。《电力变压器运行规程》DL/T 572-1995规定：如继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃并取气样及油样做色谱分析。点燃试验，是将用注射器收集到的气体，用火柴从放气嘴点火，若气体本身能自燃，火焰呈浅兰色，则是可燃性气体，说明变压器内部有故障。若不能自燃，则是空气，说明信号动作属空气进入造成。色谱分析是指对收集到的气体用色谱仪对所含氢气、氧气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等气体进行定性和定量分析，根据所含组分名称和含量准确判断故障性质、发展趋势和严重程度。
点燃试验与色谱分析是判断变压器内部有无故障的两种不同方法，目的一致。点燃试验是在没有采用色谱分析对所含气体进行定性定量分析之前规定的一种方法，较简易、粗略。它判断的准确性与试验人员的素质与经验有关，但不能判断故障的性质。自采用色谱法后变压器
运行规程中没有取消该方法，其本意应该说是想在现场快速的判断变压器有无故障，但受现场人员能否正确收集气体、能否正确点燃、准确判断等因素的限制，收不到养兵千日用兵一时的预期效果。
做点燃试验还是做色谱分析，因瓦斯继电器信号动作容积整定值是250～300ml，从理论上讲，只要信号动作，就能收集到大约250～300 ml的气体。用100 ml注射器可收集到两管，此时可用一管在现场做点燃试验，另一管做色谱分析。变压器内部故障有时发展很快，产生的气体还未在油中达到饱和便上升聚集到继电器内。若信号动作后没有及时收集，时间太长则部分气体将向油中回溶和逸散损失，所收集气体可能不足100ml，若用一只100 ml注射器收集，就不应做点燃试验，应迅速做色谱分析。这与变压器运行规程的规定发生冲突，解决此矛盾的办法是用两只小容量的注射器收集气体（每管不少于10 ml）。若变压器与色谱试验室距离较近，则无须做点燃试验。若现场运行人员经过培训，具有收集和做点燃试验的能力，应由运行人员负责此项工作。若不具备此能力，应交有关专业人员负责此项工作。讨论
变压器瓦斯信号动作后，运行人员须按照分析诊断程序首先判断动作原因，并立即向上级调度和主管领导汇报。
现场若有备用注射器，当值运行人员应按继电器内气体总量分别收集两管，一管做点燃试验，一管交专业人员做色谱分析。
上级主管领导应迅速派专业人员去现场，取继电器气样、油样和本体油样，分别做色谱分析。根据有关导则及平衡判据分析诊断，依据诊断结论采取相应对策，避免事故发生，保证变压器安全经济运行。
配电变压器烧毁的原因及预防措施烧毁的原因
配电变压器高、低压两侧无熔断器，有的虽然已经装上跌落熔断器和羊角保险，但其熔断件多是采用铝或铜丝代替，致使低压短路或过载时，熔断件无法正常熔断而烧毁变压器。
配电变压器的高、低压熔断件配置不当。变压器上的熔断件普遍存在着配置过大的现象，从而造成配电变压器严重过载烧毁变压器。
由于农村照明线路较多，大多数又是采用单相供电，再加上施工中跳线的随意性和管理上的不到位，造成配变负荷的偏相运行。长期的使用，致使某相线圈绝缘老化而烧毁变压器。
私自调节分接开关。由于冬夏两季的用电负荷差异大，电压的高低变化大，因而有些农村和企业的电工不经电力修试部门试验调整而私自调节分接开关，造成配变分接开关不到位，接触不良而烧毁。
分接开关质量差，结构不合理，压力不够，接触不可靠，外部字轮位置与内部实际位置不完全一致，引起星形动触头位置不完全接触，错位的动、静触头使两抽头之间的绝缘距离变小，并在两抽头之间的电势作用下发生短路或对地放电，短路电流很快就会把抽头线匝烧毁，甚至导致整个绕组损坏。
渗油是变压器最为常见的外表异常现象。由于变压器本体内充满了油，各连接部位处都有胶珠、胶垫防止油的渗漏。经过长时间的运行，会使变压器中的某些胶珠、胶垫老化龟裂而引起渗油，从而导致绝缘受潮后性能下降，放电短路，烧毁变压器。
配电变压器的高、低压线路大多数是由架空线路引入，由于避雷器投运不及时或没有安装10kV避雷器。造成雷击时烧毁变压器。
一些配电变压器没有配置一级保护，或者是配置了一级保护但其动作不灵、可靠性极低，有的甚至根本不能动作。
10kV配电变压器铁心多点接地是很不容易发现和测试的，这主要是因为变压器的铁心接地是在内部用一块很薄的紫色铜片一头夹在铁心（硅钢片）之间，另一头则压在铁心夹板上与变压器外壳直接连接的。
铁心硅钢片之间涂有绝缘漆，但其绝缘电阻很小，只能隔断涡流而不能阻止高压感应电流。如果硅钢片表面上的绝缘漆因自然老化，会产生很大的涡流损耗，增加铁心的局部过热，损坏变压器。
当配电变压器低压侧发生接地、相间短路时，将产生一个高于额定电流20~30倍的短路电流，这么大的电流作用在高压绕组上，线圈内部将产生很大的机械应力，这种机械应力将导致线圈压缩，短路故障解除后应力也随着消失，线圈如果重复受到机械应力的作用后，其绝缘胶珠、胶垫等就会松动脱落；铁心夹板螺栓也会稍微松弛，造成高压线圈畸变或崩裂。另外也会产生高出允许温升几倍的温度，从而导致变压器在极短的时间内烧毁。
变压器的引出线是铜螺杆，而架空线一般多采用铝心绝缘线，这样在空气中铜铝之间是很容易产生电化腐蚀的，在电离作用下，铜铝之间形成氧化膜，使其接触电阻增大，在引线处将螺杆、螺帽及引线烧坏或熔在一块。
套管闪络放电也是变压器常见的外表异常现象之一。空气中有导电性能的金属尘埃附吸在套管表面上，若遇上雨雪潮湿天气，电网系统谐振，遭受雷击过电压时，就会发生套管闪络放电或爆炸。
在紧固或松动变压器的引线螺帽时，用力不均使导电螺杆跟着转动，导致变压器内部高压线圈引线扭断或低压引出的软铜片相碰造成相间短路。
在吊心检修时没有按检修规程及工艺标准进行，常常不慎地将线圈、引线、分接开关等处的绝缘破坏或将工具遗忘在变压器内，轻则发生闪烁放电现象，重则短路接地，损坏变压器。
综上所述，配电变压器烧毁的原因是多方面的，有的是自然所致，有的则是人为所造成的。但是多数原因是能通过做工作定措施得到解决的。解决的措施
在新建时，应及时安装高低压熔断器。在变压器运行中，发现熔断器烧毁或被盗后应及时更换。
容量在100kVA以上的变压器，要配置1.5～2.0倍额定电流的熔断件。
容量在100kVA以下的变压器，要配置2.0～3.0倍额定电流的熔断件。
低压侧熔断件应按额定电流稍大点选择。
加强用电负荷实测工作，在高峰期来临时用钳型电流表对每台配变负荷情况进行测量，合理调整负荷，避免配变三相不平衡而偏负荷运行。
对于10kV配变低压侧电压误差应在+7%～10%范围之内，一般不允许调节分接开关。调节分接开关时，要由修试技术人员试验调整调节。
定期检查三相电流是否平衡或超过额定值，如三相负荷电流严重失衡，应及时采取措施调整；定期检查配电变压器油位是否正常，有无渗漏现象，发现后应及时补油，避免分接开关、线圈露在空气中受潮。
在每年的雷雨季节来临之前，应把所有配电变压器上的避雷器送往修试部门进行检测试验合格后及时安装。
配电变压器必需安装一级保护，在投运前应做好以下检测工作：
·带负荷分、合开关三次，不得误动；
·用试验按钮试验三次，应正确动作；
·用试验电阻接地试验三次，应正确动作；
·每周试跳一次，应正确动作。
定期清理配电变压器套管表面的污垢：检查套管有无闪络痕迹，接地是否良好，接地所用的引线有无断股、脱焊、断裂现象；用兆欧表检测接地电阻不得大于4Ω。
合理选用低压侧导线的接线方式，采用接线板或铜铝过渡线夹等专用设备，并抹上导电膏，增大接触面积，防止氧化。
加强人员管理，定期组织技术和管理人员进行科技练兵活动，认真学习《安规》、《技规》等专业技术知识，加大对配电变压器的巡查力度。
配电变压器投运前的现场检测变压器外表的检查
检查油枕上的油位计是否完好，油位是否清晰且在与环境温度相符的油位线上，不能过高或过低。过高了，在变压器投入运行带上负荷后，油温上升，油膨胀，很可能使油从油枕顶部的呼吸器连通管处溢出；过低了，则在冬季轻负荷或短时期内停运时，很可能使油位下降至油位计上看不到的位置。
检查盖板、套管、油位计、排油阀等处是否密封良好，有无渗漏油现象。否则当变压器带上负荷后，在热状态下，会发生严重的渗漏现象。
检查防爆管的防爆膜是否完好，检查呼吸器的吸潮剂是否失效。检查变压器的外壳接地是否牢固可靠，因为它对变压器起着直接的保护作用。
检查变压器一、二次出线套管及与导线的连接是否良好，相色是否正确。
检查变压器上的铭牌与所要求选择的变压器规格是否相符。例如各侧电压等级、变压器的接线组别、变压器的容量及分接开关位置等。测量变压器绝缘
用1000～2500V兆欧表测量变压器的一、二次绕组对地绝缘电阻以及一、二次绕组间的绝缘电阻，并记录测量时的环境温度。绝缘电阻的允许值没有硬性规定，但应与历史情况或原始数据相比较，不低于出厂值的70%（当被试变压器的温度与制造厂试验时温度不同时，应换算到同一温度进行比较），但最低值不小于25～130MΩ。测量绕组连同套管的直流电阻
根据国家标准《电气装置安装工程电气设备交换试验标准》第6.0.2条的有关规定：配电变压器各相直流电阻的相互差值应小于平均值的4%，线间直流电阻的相互差值应小于平均值的2%。
由于变压器结构等原因，直流电阻的相互差值不能满足上述要求时，可与同温度下产品出厂实测数值比较，相应变化不大于2%，也属正常。熔断件的保护检查
配电变压器一、二次通常采用熔断件保护，在送电投运前，必须检查所用的规格是否与规定的数值相符合，因为是用来保护变压器的一、二次出线、二次配线和变压器的内部短路故障所用，如果熔断件选择过大，将不会起到保护的作用。例如当二次出线短路时，如果不熔断，则变压器仍会被烧毁；反之，若选择过小，则在正常运行情况下，例如在额定负荷或允许的过负荷情况下熔断，就会造成对用户供电的中断。此时若三相熔断件只熔断一相，则对用户造成的危害更大，因为用户的三相动力负荷，例如电动机若长时间处于两相受电运行，会产生过热而被烧毁。所以一次熔断件选用的标准通常是变压器一次额定电流的1.5～2倍。二次熔断件的选用标准通常是变压器二次额定电流。
配电变压器熔断器故障的减少和消除故障情况类型分析
根据运行经验，配变熔断器故障引起的停电故障频频发生，占平时各类故障的多数，对供电可靠性造成了很大影响，也给正常工作造成了一定困难。特别是在优质服务和安全用电的形势下，抓好供电可靠性显得尤为重要，而供电可靠性的提高对配变熔断器故障的限制应该成为重点。
由于线路设备故障造成的停电故障频频发生，特别表现在配变一次熔断器及以后设备出现问题次数最多，占故障停电原因的大多数。
一是有计划的调度，检修停电。例如局年度对变电所的大修维护，对馈路缺馅的停电检修，以及施工等。这类停电是很少的，但是是不能避免的。二是由于线路设备故障或是人员误操作造成的停电。其中又可分为： ·变电所计划检修停电； ·线路检修施工停电；
·线路油开关，熔断器由于过电流或外力造成停电； ·处理线路故障停电（接地、短路等）； ·配变一、二次侧熔断器故障造成停电。
通过对停电次数的分类统计，其中由于配电变压器一二次熔断器故障引起的占到80%左右。
·由于停电严重影响优质服务工作的开展； ·对用户造成停电，减产，设备损坏等问题； ·由于停电对售电量的如期完成造成困难。故障原因确定
从上面可以看到造成变压器一、二次侧熔断器故障的原因较多，但为了确定诸多原因中的重点，我们对由不同原因引起的故障进行了分类统计。通过我们对所辖配变一、二次侧熔断器故障的不同原因进行分析统计之后，得出的结论是由于施工人员施工不规范和线路巡视不到位，用户违章用电，熔断器质量不过关，线端子连接处接触电阻大，熔断器安装不合理这五个原因造成的一、二次熔断器故障占70%以上，可以看出这五个原因应该是造成配变一、二次侧熔断器故障的主要原因。
工作人员施工不规范，设备巡视不到位。由于施工工艺不合要求遗留缺陷，且设备巡视不到位，造成缺陷发展，设备损失引起故障停电。用户违章用电。用户进户线不装设合格的熔断件，大电机前不装设合格的熔断件，不装设合理的无功补偿直接启动或带负荷启动，或者是供电末端发生短路由于没有低一级有效保护造成大电流直接反应到配变二次熔断件造成越级跳闸。
熔体质量不过关。一次侧熔体与多股软铜线压接不紧密，机械强度不够造成熔体松动，熔断件心子与熔断件配合不紧密造成抗外力破坏能力下降；低压熔断件抗氧化性能差，造成长期运行氧化有效截面减小，熔断电流减小。线端子连接处接触电阻大。
线端子连接处接触电阻大。由于接触面积小、工作电流大、接触压力小、接触面氧化、铜铝直接接触造成电解氧化等原因，造成与熔断器连接的线鼻连接点发热、烧熔、烧断。
熔断件安装不合理。一次侧熔断件安装过松或过紧，造成熔断件配合松或熔体承受机械应力过大，低压熔断件安装时没有效清理接触面氧化层，接触压力小造成接触点电阻大，接触点发热，熔体自然熔断。应采取的防范措施
用户违章用电。加大用电检查力度，经常对客户用电情况进行检查。
对客户进行必要电气知识的讲解。责令客户加装合理的设备，以达到自身保护。工作人员施工不到位，设备巡视不到位。对进行的“两网”改造提出建议，杜绝遗留问题，对原始遗留问题进行消缺，加强线路设备巡视，特别是夜巡。熔断件质量不过关。建议把好进货质量关杜绝劣质熔断件。对熔断件要选择使用，注意安装技巧。对问题突出的熔断件进行更换处理。
熔断件安装不合理。加强人员操作能力锻炼，提高业务技能。熔断器安装时避免接触压力小、接触面氧化层不消除等问题。
