摘要：本文介绍了变压器状态检修的可行性：近年来变压器的质量明显提高，变压器检测技术也有了长足的进步，已为变压器开展状态检修提供了有利条件，因此实现状态检修，势在必行。及状态检修的优点：变压器开展状态检修一方面可避免不必要的“过修”，造成人力和物力的浪费；另一方面可防止“失修”，该修不修，造成事故。和变压器正常状态维护的主要方面及内容。并着重介绍了变压器典型故障及其处理方法，这些方法具有一定的通用性，掌握后，就能应用自如地处理其他类型的故障。
关键词：变压器 状态检修 运行维护 事故处理
一、 变压器状态检修概述：
1954年我国颁布了第一部涉及电力变压器检修的规程。从那时起，我国对变压器检修基本是实行了定期检修体制。1995年修订的《电力变压器检修导则》虽然包括状态检修的因素，并且开始倡导状态检修，但至今在实施中检修周期仍在起主要作用。因此总体来看，我国的变压器检修还停留在定期检修的框架内。改革开放以近年来变压器的质量明显提高，变压器检测技术也有了长足的进步，因此实现状态检修，势在必行。
变压器开展状态检修一方面可避免不必要的“过修”，造成人力和物力的浪费；另一方面可防止“失修”，该修不修，造成事故。
变压器状态可分为正常状态和不正常状态。正常状态和不正常状态的分界线是变压器内部是否存在器质性损伤。
变压器处于正常状态为多数；处于不正常状态只是少数。对于正常状态的变压器需要维修，对于不正常状态的变压器需要进行诊断，根据诊断结果进行检修。其中已形成事故的变压器,不再能继续发挥功能,必须进行恢复其功能的检修。变压器预防性试验属于变压器正常状态维护。对于使用寿命与运行时间有一定关系的附件，在其未损坏之前进行定期检修或更换，也是属于正常状态维护。按照这样的观点，变压器状态检修分类为：
二、变压器正常状态维护的主要方面
1、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；储油柜或安全气道喷油；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。加油时应遵守规定。如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。
(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。
2、变压器运行中的检查
(1)检查变压器上层油温是否超过允许范围。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。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。
(2)检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。
(3)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，例如： 1）电网发生单相接地或产生谐振过电压时，变压器的声音较平常尖锐;2） 当有大容量的动力设备起动时，负荷变化较大，使变压器声音增大。如变压器带有电弧炉、可控硅整流器等负荷时，由于有谐波分量，所以变压器内瞬间会发出“哇哇”声或“咯咯”间歇声;3）过负荷使变压器发出很高而且沉重的“嗡嗡”声;4）个别零件松动如铁芯的穿芯螺丝夹得不紧或有遗漏零件在铁芯上，变压器发出强烈而不均匀的“噪音”或有“锤击”和“吹风”之声;5）变压器内部接触不良，或绝缘有击穿，变压器发出“噼啪”或“吱吱”声，且此声音随距离故障点远近而变化;等等。
(4)应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。工作、备用电源及油泵应符合运行要求等等。变压器在完成将某一电压转换成另一电压等级的过程中，存在着空载损耗和负载损耗,因此,必然伴随着热量的产生。随着电力系统的发展,机组单机容量不断扩大，相应主变压器的容量也在增大,散热方面的问题因而也会构成制约因素。容量在5600千伏安以上的变压器，因内部散发出来的热量较多，如简单地依靠自然冷却，则需要很多散热器。这样一方面造价高，另一方面占地面积大。因此在拆卸式散热器的框内，装上冷却风扇，以加速散热器内油的冷却，便形成油浸风冷变压器。变压器的寿命取决于绝缘的老化程度，而绝缘的老化又取决于运行的温度。设计和现场运行的经验说明，维护得好的变压器，实际寿命能达到50～70年：而按制造厂的设计要求和技术指标，一般把变压器的预期寿命定为20一40年。如油浸变压器在额定负载下，绕组平均温升为65℃，最热点温升为78℃，若平均环境温度为20C，则最热点温度为98℃；在这个温度下，变压器可运行20—30年，若变压器冷却系统非正常运行，温度升高，促使其寿命缩短。国际电工委员会(1EC)认为A级绝缘的变压器在80～140C温度范围内，温度每增加6℃，变压器绝缘有效寿命降低的速度就会增加一倍，这就是6℃法则，说明对热的限制已比过去认可的8℃法则更为严格。在实际运行维护过程中发现，风机冷却系统存在着很多缺陷。若不及时对上述系统进行改造，就会影响冷却系统的可靠性，加快变压器绕组绝缘及绝缘油的老化速度，使得大量能源白白浪费，甚至威胁电网的安全稳定运行。所以在巡视时应加强风机冷却系统的试运情况，以及供电双电源的切换检查。
我厂单元变压器、启动变压器、主变压器均是油浸风冷变压器。特别现在已将二期、三期各变压器已改为双电源自动切换控制。加强维护冷却器的检查已不是单单的散热器和风机的检查，更应在巡视时应加强供电双电源的切换检查和维护。
(5)天气有变化时，应重点进行特殊检查。大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象；大雾天，各部有无火花放电现象等等。
三、变压器的不正常状态检修之事故处理
为了正确的处理事故，应掌握下列情况：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它工作；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。
变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下：
3.1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是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。
近年来变压器突发短路冲击后损坏几率大增，已占全部损坏事故的40%以上。变压器经受突发短路事故后状况判断、能否投运，成为运行单位经常要决策的问题。建议采用北京供电局修试处的一套固定的短路突发事故试验分析方法，即油色谱分析、绝缘电阻试验、绕组直阻试验和绕组变形试验“四项分析”。以下简介“四项分析”项目内容和实例分析。
1） 变压器油中溶解气体色谱分析
用于判断变压器内是否发生过热或者放电性故障。该项目对变压器突发事故的故障判断十分敏感，但需要仪器精度高，仅适于在试验室进行，故比较费时。实践中，多数情况下对缺陷的初步定性要依靠它，综合分析也要结合色谱分析结果进行，而且该方法能判断出很多别的试验无法发现的缺陷，例如中兴庄变电站35kv原#1变压器突发事故后，无载分接开关处放电，但直阻试验反映不出来，只有色谱分析才能发现。
2） 绝缘电阻试验
变压器各绕组、铁心、夹铁、外壳相互之间的绝缘电阻是否正常，是常用的简易检查项目。如老君堂变电站220kv原#1变压器事故掉闸后首先进行绝缘电阻试验，很快发现三侧绕组和铁心对地的绝缘电阻几乎为0，马上就判断为纵绝缘击穿且铁心烧损，与吊罩检查结果相符；又如下面述及的110kv林河变电站#2变压器，也是借助绝缘电阻试验确定了缺陷位置。
3） 绕组直阻试验
直阻试验检查导电回路中分接开关接触是否良好、引线接头焊接或接触是否良好、绕组是否断股、匝间有无短路等缺陷，可配合多种试验共同确定缺陷，被1997年的部颁预试规程确定为变压器最重要的电气试验项目。由于电网短路容量越来越大，短路事故在直阻方面的反映往往很明显。如北土城变电站110kv原#2变压器事故后，通过绕组变形试验发现低压绕组异常，但绝缘电阻正常，色谱分析结果表明发生了涉及绝缘部位的放电，最后依靠低压三相直阻不平衡的试验结果分析出：低压绕组明显变形且绕组严重受损，须进行大修。大修时发现几乎所有的绕组都已经扭曲变形，内部结构严重损坏。
4） 绕组变形试验
它是通过各线圈在高频下的响应特性来判断其结构和周围状况是否发生明显变化的新型试验项目。如220kv怀柔变电站#1变压器1997年3月发生套管爆炸事故，由于不知线圈内部状况，不能决定是否更换线圈，后根据绕组变形试验结果正常的结论确定不再更换线圈。在大短路容量的电网中近年变压器发生出口短路事故比率较高(例如华北电网1998年的4起变压器事故中3起源于短路冲击)，而绕组变形是其中常见的严重缺陷，所以该项目是现场决定变压器是否投运的主要依据，有其它试验项目不可替代的作用。220kv老君堂变电站原#2变压器短路事故后所有电气和色谱试验均正常，但绕组变形试验表明绕组已经变形并在大修时被确认。该项试验在北京供电局已经开展4年，共进行229台次，其中事故后试验46台次，发现缺陷10起，没有一起判断错误的情况。
特别值得强调的是油色谱分析、绝缘电阻试验、绕组直阻试验和绕组变形试验“四项分析”须同时使用。
3.2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；
(2)呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。
国产电力变压器110 kV及以上进出线套管多数采用油浸纸绝缘电容式套管。这类套管往往由于结构或制造工艺不良，漏油渗水，或者运行中维护不当，使电气绝缘性能下降，造成电力变压器烧毁或停运，危及电力系统的安全。出线套管是变压器绝缘的薄弱环节，一旦套管发生事故，就会严重影响整个变压器运行。
1 ）油浸纸绝缘电容式套管的绝缘结构
油浸纸绝缘电容式套管是由油枕、上瓷套、下瓷套、电容芯子、导电杆、法兰和均压球等组成的。电容芯子在套管的中心导电杆外绕铝箔作为极板，油浸电容纸中间按设计要求同心安置许多带有半导体镶边的铝箔作为均压极板，电容器的零屏与中心导电杆连接，末屏由连接套管的测量端子引出。在串联电容器的作用下，使套管的径向和轴向电场分布均匀。
油浸纸绝缘是套管的主绝缘，即用包缠或迭合而成的密集纸层，经过真空浸油，利用油屏障原理，形成一个接一个的屏障。绝缘层以导电杆中心线为轴心，内部同心放置铝箔，铝箔的边缘镶有半导体层，改善铝箔的这种均压电极边缘的尖端电场。由于电容纸的纤维在油中起屏障作用，而且经过真空处理，油又填充了纸中的气隙，所以这种绝缘电气强度高，特别是短时电气强度可达到100 kV/mm以上，其结构如图1。
图1 油浸纸绝缘结构
2） 绝缘击穿分析
套管中的电容芯子是油浸纸绝缘结构，油纸中有气隙和油中气泡，电场不均匀，都可能产生局部放电。但电场不均匀程度在制造中改善电场分布是可以避免局部放电的产生的，实际运行中主要是由于气隙、气泡的场强达到起始放电场强时产生局部放电，长期的局部放电发展引起介质劣化，绝缘击穿。
1绝缘油中气泡产生的局部放电
由于套管检修后注油没有采用真空注油和油没有采取脱气措施，油中带有气泡，而且油浸到油纸中，填充油纸中的气隙挤压出气泡。套管运行后，在交流电压场强的作用下，气泡与油形成串联介质，其等值电路见图2。
图2 绝缘油中气泡形成串联介质
电场强度的分布与各介质的相对介电常数有关。油的相对介电常数εro=2.2，而气隙的相对介电常数εrg=1，电压分配按电容分配，气隙上的电压为Ug=U［C′o/(Cg+C′o)］。由于Cg较小，故气隙上的电压较大，而场强是油的2.2倍，用式子表达为：
Eg=2.2Eo
气体的击穿场强比油纸大得多，所以气泡将首先产生局部放电，这又使气泡温度升高，气泡体积膨胀，局部放电将进一步加剧。而局部放电将油分解产生更多的气体，一方面局部放电的电子电流加热使油分解气体，另一方面局部放电过程中电子的碰撞使油的分子解离出气体。另外，油中的一些微小杂质或水分的相对介电常数都很大，在电场的作用下，很容易沿电场方向极化定向，有利于与气泡形成“小桥”型的放电通道，使油介质击穿，就是液体介质的“小桥放电理论”。
2 油浸纸的气隙产生局部放电
油浸纸属于组合绝缘的一种，当电容或套管放油进行密封处理后，没有采取抽真空注油，油纸层与层之间及纸中必然存在气隙，在交流电压作用下，气隙所承受的电压大，分到气隙的场强比纸层高，但气隙的击穿场强比纸层低得多，于是在气隙那里产生局部放电。其结构可近似于串联介质，等值回路如图3。
图3 油浸纸的气隙形成串联介质
图中，δ为气隙的厚度，d为油浸纸纸层的厚度，若气隙的电容量为C1，当外放交流电压U时，C1分到的电压：
式中εrg、εrs——气隙和油纸绝缘的相对介电常数。由于气隙的相对介电常数εrg=1，而油浸纸的相对介电常数εrs比εrg大几倍，一般来说气隙上分得的电压U1比油浸纸高。当局部放电的气隙越大，即δ越大，电压U1就越高。当气隙上的电压U1达到其放电电压时，气隙先发生放电。
由于没有抽真空处理，油纸浸渍不良，当气隙很大，δ接近于一层纸的厚度d时，引起油浸纸的放电压降低，起始放电场强很低。在长期工作电压下，油浸纸气隙很容易产生局部放电，放电后C1上的电压U1急剧下降。同时C2通过C1被充电，当U1降到低于起始电离电压Umin时，放电火花熄灭，但由于外施电压还在上升，C1上的电压又被充至Umin，便又开始第二次放电。这样，由于C1的充放电而使局部放电重复进行，就在回路中产生脉冲电流。
在交流电压半周期内发生的放电次数称为放电发生的重复率，放电重复率越高，放电产生的热量及对油浸纸绝缘损伤越大。对于油浸纸而言，纸的密度越大，相对介电常数εrs亦增大，使整个结构的局部放电电压降低，而且纸纤维的tanδ大，损耗大，重复局部放电的电流和火花使油分解，更使油浸纸烧伤炭化。
3） 局部放电造成了事故
当油中的气泡产生局部放电和油浸纸中气隙产生的局部放电使绝缘劣化烧损时，整个绝缘严重破坏，降低电容芯的长期击穿电压。在正常的运行电压下，重复的局部放电导致整体绝缘被击穿，击穿相当于对末屏电极放电，形成导电杆对地短路，短路电流大，烧穿整个绝缘层，形成一个小洞，而且烧断接地线。短路时产生巨大热量，令油迅速气化，使瓷套内压力变得很大，当承受不了压力时，便产生爆炸，另外，局部放电，油的分解，温度上升，也使瓷套内的气压增大。
在油浸纸电容芯子及油中的局部放电的热、电、化学综合作用下，最终导致套管爆炸，烧毁电力变压器。
4） 防止电容式套管绝缘事故发生的有效措施
正确认识油浸纸电容芯子的局部放电机理，防止局部放电的发生，才能真正杜绝事故的发生。防止局部放电，应采用以下有效措施：正确选取套管绝缘的工作场强设计套管，保证长期工作电压下不应发生有害的局部放电；选用介电常数小，介质损耗小的新型绝缘纸；选用介电常数较大的浸渍剂，降低浸渍剂或气隙中的电场强度，提高浸渍剂的吸气性能；采用硅油，提高局部放电熄灭场强；改善套管的密封性能，防止套管渗水漏油。同时，可以运用在线监测，及时发现绝缘缺陷，或采用红外线热像监测。
只有正确维护，确保套管的安全运行，才能保证电力变压器的安全性能，使电网正常运行。
3.3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。
有载调压开关的检修将更为严格，我厂自2007年#1启动变有载调压开关油中溶解气体化验总烃超标，由于我厂一期厂用电特点（#1启动变带所用的一期公用负载以及三期施工和外围厂用电，无法长时间停电）和河北南网负荷调节频繁，准备在近期进行吊心检修。有载调压开关检修标准是以优良的机械性能来保障有载调压开关的电接触性能，这是比较有效的质量控制手段，可以在减少试验仪器的情况下，保障有载调压开关检修后的正常运行。
我们参照德国MR公司M型有载调压开关的相关要求制定了具体检修项目和要求，如下：
1 备用绝缘油的处理和检验（有化验记录）
（1）要求同一制造厂出品的相同牌号绝缘油。
（2）真空过滤后的工频耐压≥50 kV（2．5 mm球间隙），含水质量分数≤15×10－6。
（3）绝缘油在90℃时的介质损耗≤1％。（参考值不考核）
2 有载调压开关的外观检查（应记录）
（1）检查电动操作机构的动作次数计数器在检修前后的指示数字。
（2）检查电动操作机构和有载调压开关顶盖上的工作档位数字。
（3）检查检修前后主变压器本体储油柜的油位指示百分数。
（4）检查检修前后有载调压开关储油柜的油位指示百分数。
（5）记录检修时的气候和气温。
3 有载调压开关呼吸器的外观检查
（1）检查呼吸器内的吸湿剂（更换变色硅胶）。
（2）检查呼吸器的油封情况（更换油和抗老化剂）。
4 有载调压开关的渗漏油情况检查
（1）检查有载调压开关顶盖部分及周围的渗漏油情况。（无）
（2）检查有载调压开关的管路及带电滤油装置的渗漏油情况。（无）
5 有载调压开关内的绝缘油
要求在运行中每6个月进行一次化验，结果都合格。这次检修要求绝缘油放出后不再使用，注入处理合格的备用绝缘油。
6 切换开关插入部分的检查
6．1 检查传动装置的部件
（1）传动齿轮有无损坏。（无）
（2）安装传动齿轮的钢板有无变形、损坏。（无）
6．2 检查绝缘传动轴和绝缘支撑板
（1）绝缘传动轴有无损坏。（无）
（2）绝缘支撑板有无损坏。（无）
6．3 检查快速机构及其能量
（1）检查切换操作时快速机构的能量。（弹力充足）
（2）检查切换快速机构的枪机机构。（动作可靠）
（3）检查固定储能弹簧的螺栓有无松动。（无）
6．4 检查触头部分
（1）定触头
①检查辅助触头有无损坏。（无）
②检查触头的接触情况（手推慢动检查）。
③检查连接线的情况。（无散、断股）
④检查单、双触头交叉轮换接触的情况（手推慢动检查）。检查固定螺栓有无松动。（无）
（2）动触头
①检查往返动作的接触情况（手推慢动检查）。
②检查辅助触头的接触良好，有无松动（手推慢动检查）。
③检查软连接线的情况。（无散、断股）
④检查弧型绝缘栅栏板的情况。（外观完好）
⑤检查固定螺栓有无松动。（无）
（3）测量触头的接触和磨损情况
进行测量，估计和核对［用深度游标卡尺在弧型绝缘栅栏板处测量，深度是（34．6±0．2）mm］。
6．5 检查过渡电阻
（1）检查过渡电阻
①检查过渡电阻的元件。（外观完好）
②检查过渡电阻的支撑件。（外观完好）
③检查过渡电阻的连接情况。（连接可靠）
④检查过渡电阻的固定情况，螺栓有无松动。（无）
⑤检查过渡电阻的变化情况。（见下）
（2）测量过渡电阻的阻值
进行过渡电阻单个元件的测量（标准是20℃时，偏差小于±10％）。
（3）氧化锌避雷器的检查测量
用1 000 V摇表测量单个氧化锌元件的绝缘值（标准是大于2
000 MΩ／片）。
6．6 绝缘油室（桶）的检查
（1）检查油室（桶）内有无杂物。（清洗桶壁）
（2）检查油室（桶）内触头的情况。（无损伤）
（3）检查油室（桶）内的渗漏油情况。（无）
6．7 绝缘测量
（1）用1 000 V摇表测量。
（2）测量绝缘传动轴、绝缘支撑板的绝缘值（≥2 000 MΩ）。
（3）测量辅助定触头单、双分别对动触头之间的绝缘值（≥2 000 MΩ），要求分别在单、双位置时都测量。
7 切换开关插入以后的检查
（1）必须在注入绝缘油后才能进行切换操作。
（2）检查级数指示盘的安装位置在10级。
（3）检查传动齿轮的定位标记恢复到吊出前的位置。
8 带电滤油装置的检查
（1）检查装置及连接管路有无渗漏油的情况。（无）
（2）检查装置下部粗过滤器的滤芯。（无附着杂质）
（3）检查装置上部精过滤器的滤芯。（无可见碳黑）
（4）检查真空压力表的指示情况。（指示范围符合实际）
9 绝缘油注入有载调压开关后的化验（有记录）
（1）测量有载调压开关内绝缘油的工频耐压（标准是≥50
kV／2．5 mm球间隙）。
（2）测量有载调压开关内绝缘油的含水质量分数（标准是≤15×10－6）。
10 瓦斯继电器的保护功能检查
检查瓦斯继电器搭跳主变压器保护出口发信号是否正确。（是）
11 电动操作机构的操作功能检查
（1）检查工作档位指示：检修前指示10级。检修后指示10级。
（2）检查操作机构在手动状态时操作情况。
（3）手动操作时记录当切换开关打响（切换）后，继续手摇到指示红线到位时的手摇圈数（标准6．5圈，偏差小于±0．5圈）。
①至少从8级到9级，再从9级到10级；
②至少从11级到10级，再从10级到9级。
3.4铁芯故障
铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。
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。
运行中的变压器铁心必须有一点可靠接地，如两点或多点接地就属于故障。当运行中的变压器发生两点或多点接地故障时，就会形成铁心工作磁通周围有短路匝存在。短路匝产生很大的涡流和环流使铁心发热，油温升高，绝缘件炭化，产生可燃气体，引起轻瓦斯不断动作。如果接地不好，环流可能断续发生，使绝缘油游离炭化。这时应对油进行色谱分析，以判断故障性质。变压器铁心多点接地故障是比较常见的一种故障，如厂家设计制造不良，内部绝缘距离不够，油内有金属焊碴等都可能引起多点接地故障。
1） 穿心螺栓的螺孔如开得不正，穿螺栓时铁心硅钢片受外力作用，靠外边的硅钢片会向外膨胀，并进入套座内与套管相接，造成铁心多点接地。
2） 夹件槽钢套座孔开得过大或者套座不合格，组装套座后歪斜，进入夹件槽钢孔内，与铁心凸起的边片相接，引起铁心多点接地。
3） 上夹件槽钢与变压器油箱顶盖加强铁相碰，也会引起铁心多点接地故障。
4） 变压器油箱与铁心有定位钉时，在变压器投入运行前必须把上部定位钉的盖板翻过来，使定位钉与定位螺孔离开，不然变压器投运就会发生铁心多点接地。
5） 下轭铁的夹件托板如与铁心相碰也可能造成铁心多点接地。
以上几点是铁心多点接地的原因。另外，因某些零件脱落，某些小间隙进入焊渣或小线头等，也能够造成多点接地。当发生铁心多点接地后，值班员应立即采集瓦斯气体以及油样进行检查。如轻瓦斯继电器连续动作，应将瓦斯气体和绝缘油样送到化验室进行色谱分析，同时测量铁心接地电流。如经分析和测量确属于铁心多点接地故障，推荐采取以下措施。
1） 如属金属杂质停留在间隙内引起，此时应减变压器负荷，或停止运行变压器。当变压器停止运行后，绝缘油还处于热状态时，突然启动强油装置，在变压器无励磁的情况下，用循环油去冲散因磁性作用而汇集在一起的导磁杂质，使之在重力作用下沉落到变压器底部。
2） 在铁心接地小套管上，串接电阻和电流表或加装电流继电器和警示装置，以限制接地电流和监视接地电流的增减趋势。1997年我局一台主变轻瓦斯连续动作，排除二次及其他因素外，测铁心接地电流为130毫安，10天后甩开电阻用1000伏兆欧表摇测绝缘较好，环流为1.2毫安。隔段时间后用2500伏兆欧表摇测电阻为2500兆欧，环流为零。分析认为是因焊渣等导磁杂质引起。如果采取上述措施后仍不见效，并且接地电流继续增大，轻瓦斯继电器频繁动作，此时应考虑停止运行，吊心进行检查。
3.5瓦斯保护故障
当变压器出现内部故障时，产生的气体将聚集在瓦斯继电器的上部，使油面降低。当油面降低到一定程度后，上浮筒便下沉，使水银接点接通，发出信号。如果是严重故障，油流会冲击挡板，使之偏转，并带动挡板后的连动杆向上转动，挑动与水银接点卡环相连的连动环，使水银接点分别向与油流垂直的两侧转动，两水银接点同时接通，使开关跳闸或发出信号。
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)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。
(2)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。
变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障(穿越性故障)或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投入送电。如差动保护动作，应对该保护范围内的设备进行全部检查。
3.6变压器油处理及防变压器渗漏油的技术措施
变压器油是构成变压器主绝缘的材料之一，就绝缘而言，特别对于超高压大容量变压器，其油中含气量的高低对变压器绝缘有较大影响，这是由于气体可能在设备内聚集起来而形成气泡，特别是当温度和压力骤然下降而形成的气泡，聚集在绝缘纸层内或表面时容易产生局部放电。国际大电网会议（CIGRE）认为油中含气量在3％以下时，析出气体的危险性较小。新修订的《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996）规定新设备投入运行前油中含气量不大于1％，运行油定为不大于3％。从当前国内所采用的真空脱气装置来看，投入运行前油中含气量控制在1％以内是比较容易做到的，运行油中含气量与设备的整体密封性能有很大的关系，如隔膜式变压器对油的保护体系完善，密封程度好，运行中油的含气量可控制在规程要求的3％以内，否则油中含气量会随着时间的增加而不断增大，直到饱和状态。
油中气体的脱气处理。
变压器油的气溶性除与气体的特性、油的化学组份有关外，还与溶解时的湿度、周围气压有密切的关系。在处理过程中开始采用传统的循环脱气方法，结果脱气效率不理想，以后用双级真空滤油机（日本加藤KLVC－5C2ACT），借助变压器本体在储油罐和本体之间来回进行单方向真空脱气，其流程如图2所示。
图中实线代表脱气过程中油从油罐流向变压器，虚线则相反。油温控制在65±5℃，真空脱气前本体内部通过真空泵抽至66．66 Pa（0．5 mmHg）真空度，脱气过程中续抽真空，为提高脱气效率，同时也为减少油流对芯部绝缘的冲击，流量控制在3500 L／h。这一新工艺一方面保证了脱气效率，另一方面还兼有脱水驱潮的功能。
在高真空的变压器箱壳内，在油向下“喷淋”飞散开来形成薄膜，以及喷洒在器身中的油从上向下流动的过程中，油表面积增大，充分暴露于真空中一定时间，油中未脱尽的气体、水分、挥发性酸等被真空泵抽出，另外由于油的热传导性好，油的热容量又大，对器身起到一定程度的热油加热干燥作用。通过油从本体至储油罐方向和储油罐至本体方向两遍过滤，取样化验结果油中含气量降为0．35％，大大低于规程规定的不大于3％的标准，取得了明显的效果，证明是一种很好的脱气方法。
几点建议：
（1）变压器油含气量偏高主要原因是设备本体及附属设备密封不良，特别是运行中处于负压的部位，如潜油泵，本体和油枕顶细小连接管等。
（2）对于隔膜式大容量变压器，注油时应严格按照厂家说明书（服务手册）规定的工艺要求进行，以防止空气进入和皮囊内部进油及出现假油位现象。
（3）相对循环过滤脱气法，储油罐—变压器本体单方向真空脱气法效率较高，同时可防止变压器身绝缘受潮，切实可行，值得现场推广。
防变压器渗漏油的技术措施
变压器渗漏油问题长期以来一直困扰着我厂检修部电气专业，严重影响安全运行。 根据我厂及其他电厂运行经验，和变压器厂家关于渗漏油情况的专题调研，分析了造成变压器渗漏油的诸多原因，制订和完善了防变压器渗漏油的各项工艺措施、技术措施，将用于指导我们今后的工作。现简介如下。
1．攻关措施
（1）选用新型密封材料，完善对密封件的检测手段国内变压器行业最常用的密封材料为丁睛橡胶，但由于其配方和工艺等原因，国产丁睛橡胶目前尚不能满足性能要求，再加上运行中漏磁场分布不均匀导致变压器温度分布不均匀，局部区域温度可能超过丁睛橡胶正常使用的极限温度，造成丁睛橡胶提前老化、龟裂和失去弹性。我们经过调研，选用了耐高温、耐油性好的高分子材料。它能在150℃热油中连续工作，有着良好的耐臭氧、抗紫外线、耐有机溶剂及耐老化等特点。
我们认为对橡胶件的检验不能只停留在测量其几何尺寸及表观质量上，为此我们提出应添置必要的橡胶检测设备，做到对每批进货的橡胶检查其物理特性，并对其做在125Y热油中浸泡164h的老化试验及与变压器油的相溶性试验，测量其重量、体积和硬度的变化率。
（2）改进密封件的断面形状
在变压器箱沿转弯处，角度小，以往采用圆形橡胶条，由于长期受应力极易产生龟裂，导致渗漏。应采用“8”字形断面胶条，不仅避免了龟裂现象，而且双密封结构，使密封更为合理可靠。同时，对放气塞、油样阀等部位改用为O型密封圈。
(3)改进密封橡胶粘合剂以往使用502胶水粘合剂粘接，粘合度低、时间长、遇水易溶解，且粘合层显脆性，为密封部位最薄弱的环节。根据调研，现已改用406胶水粘合剂，其粘度不仅也短，遇水不易溶解，而且粘合层为柔性，不易断裂，耐热性能也较好。
(4)改进散热器放气塞、套管放气塞，使用真空蝶阀调查统计结果表明：散热器接口处、平面蝶阀帽子、散热器放气塞处渗漏油占总渗漏点的50％。为此，对该类产品结构多次进行分析，终于发现在散热器放气塞和放气塞座配合上存在着加工制造中的严重缺陷，然而由于放气塞座是焊接在散热器上的现场无法加工或更换，只能对放气塞改进和更换。原来的放气塞不带止口，不能起到良好的密封效果，于是重新设计放气塞结构，加工了一批带保护挡圈的放气塞进行更换。同时对散热器放气塞配套的密封件尺寸进行修正，将密封件的压缩量控制在25％，使密封更为完善、可靠。
为了改变普通板式蝶阀普遍渗漏油的局面，全部更换为沈阳变压器厂继电器联分厂生产的ZF80型真空偏心蝶阀。真空蝶阀与普通蝶阀相比，其外观质量与内在质量有了很大改观，而且在其与变压器法兰接口处采用了双层密封，有效地解决了接口的渗漏油问题。同时改进了最易渗漏的套管放气塞结构，定制了各种规格的法兰盘螺栓代替普通螺栓作为套管放气塞，将接触面由原来未加工的平面改为光洁的圆锥面，使密封件包容在圆锥面内，密封更为有效。
(5)实行了变压器整体附件试装检漏工作，规定了对变压器所有附件都要进行总装配。通过总装配，凡安装尺寸不对、密封不良、结构不合理等问题都必须及时解决。若返厂检修上述问题均在厂内解决，比在现场处理既合理方便，又节约时间，不会延误送电。
(6)防止起重运输造成变压器渗漏我们积极采用了两条措施，一方面对起重工作人员加强变压器相关知识培训，使起重运输人员对变压器基本结构及承重部位有了一定的了解，同时规定变压器移位时千斤顶应避免顶在箱沿上而应顶在专用顶板上。针对现场无合适顶板或顶点位置无法承重现象，采取了过渡装置和多点支撑措施，减小了箱沿支撑面的压强，减少了箱沿变形情况。
（7）加强对变压器组件的质量控制我厂加强了对阀门、散热器、有载分接开关等组件的质量控制。严格按照ISO9000标准选择分承包方，并对实物加强评定和复验工作，使组件质量上一个档次。同时建议及时捕捉市场信息不惜成本采用国内质量上乘的组件，如采用专用球阀。
2．努力方向采取上述措施后，在解决变压器渗漏油工作上必定取得明显的效果，但这项工作是长期、持续的。相当部分的变压器在检查中虽然没有发现渗漏油现象，但此情况又能维持多久呢?经分析在如下几个方面还存在变压器渗漏油的隐患。
(1)变压器的渗漏油与变压器承载的负荷有关负荷越高，变压器油温越高，油的粘度也将变得越稀薄，更容易渗漏油；随着变压器油温的升高，隔膜式储油柜的油面也将升高，一旦油面超过隔膜密封面，由于隔膜式储油柜存在着密封面大、密封结构不合理、法兰加工不平整等问题，将造成严重的渗漏油。现场发现几乎所有的隔膜式储油柜均存在着渗漏油的情况，而胶囊式储油柜却无一渗漏油。因此，从结构上改造隔膜式储油柜成为解决变压器渗漏油问题的当务之急。
(2)变压器制造厂工艺水平低、组件质量差是造成变压器渗漏油的主要原因之一不仅放气塞、蝶阀、气体继电器渗漏油，而且法兰结合面之间不平行、法兰太单薄容易变形、安装尺寸公差太大、密封面未加工等情况，导致渗漏油。为此更换组件，采用波纹管软连接是消除法兰之间应力现场解决气体继电器的接口渗漏油的唯一有效途径。
(3)解决变压器渗漏油与密封技术有关目前虽然一部分密封面渗漏被环氧堵漏胶堵住了，表面上看起来并没有渗漏油现象，但据统计最多只能维持3—4个月。因此采用环氧堵漏胶堵漏只能应急，使用应慎重。同时使用堵漏胶产生影响散热、损坏组件等多种后果，所以堵漏胶不适宜用在密封面上，只能用于变压器油箱焊缝应急堵漏。
(4)良好的人员素质是解决变压器渗漏油问题的关键加强检修、安装、运行人员的专业技术的培训，提高人员素质是解决变压器渗漏油的当务之急。同时应选择有一定资质的队伍安装变压器。
(5)对于密封面法兰缺乏一定的刚度、避免因表面凹凸不平、坑坑洼洼而造成渗漏油的变压器，应推广使用半液态密封胶在清除了漆膜、焊渣及油污的密封面上均匀涂上半液态密封胶，安放上合适的密封件，装配时在挤压下通过胶体流动，完全将密封表面的刀痕、凹坑及表面的不平度等缺陷填平，固化形成一个完整的、连续与密封表面接触的密封胶圈，挤出到结合面边缘的密封剂形成嵌边，起到二次密封作用。因此半液态密封胶对法兰未加工的密封有着良好的密封作用。
(6)完善变压器交接密封试验尤其对35kV及以上变压器现场附件安装完毕后，必须在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验，在0．03MPa试验压力下不少于12h后应无渗漏油。
四、结束语
在今后要有效地开展变压器的状态检修，一方面可避免不必要的“过修”，造成人力和物力的浪费；另一方面可防止“失修”，该修不修，造成事故。上述介绍的变压器正常状态维护的主要方面及内容，和变压器典型故障及其处理方法，多为电气专业各班组师傅的经验传授，在今后的工作中一定要积极借鉴，广泛使用，为上安电厂早日真正实现变压器的状态检修而做出自己的贡献。
