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黑龙江交通职业技术学院

毕业设计( 论文)

题目 牵引变电所主要电气
设备常见故障分析

专业班级 0935班

姓 名 马珑芰

年 月 日

目 录
引 言 - 1 -
一 牵引变电所主要电气设备之变压器故障分析 - 1 -
(一) 变压器工作原理及故障 - 1 -
(二) 短路电流引起的故障 - 1 -
(三) 变压器放电故障及影响 - 2 -
(四)变压器绝缘故障 - 3 -
(五)变压器故障典型案例 - 6 -
(六)变压器故障的处理 - 7 -
二 互感器的常见故障与分析 - 11 -
(一) 互感器的作用 - 11 -
(二) 仪用互感器的故障处理 - 12 -
(三) 直流系统接地故障处理 - 12 -
(四) 避雷器的故障处理 - 13 –
(五) 母线的故障处理
三 断路器常见故障分析 - 14 -
(一) 断路器原理及分类 - 14 -
(二) 高压断路器故障分析 - 14 -
(三) 低压断路器事故原因分析 - 15 -
(四) 事故原因分析 - 15 -
四 牵引变电所运行与检修重要规程与规则 - 16 -
总结 - 20 -
致谢 - 21 -
参考文献 - 22 -

摘 要

牵引变电所的任务是将电力系统三相电压降低, 同时以单相方式馈出。降低电压是由牵引变压器来实现的, 将三相变为单相是经过变电所的电气接线来达到的。
牵引变压器( 主变) 是一种特殊电压等级的电力变压器, 应满足牵引负荷变化剧烈、 外部短路频繁的要求, 是牵引变电所的”心脏”。中国牵引变压器采用三相、 三相——二相和单相三种类型, 因而牵引变电所也分为三相、 三相——二相和单相三类。
牵引变电所的主要原件担着电压变换, 电能分配和传输, 并提供电力服务。因此, 她们的正常运行是对电力系统安全、 可靠、 优质、 经济运行的重要保证, 必须最大限度地防止和减少故障和事故的发生。但由于电气设备长期运行, 故障和事故总不可能完全避免, 且引发故障和事故又出于众多方面的原因。如外力的破坏和影响, 不可抗拒的自然灾害, 安装、 检修、 维护中存在的问题和制造过程中遗留的设备缺陷等事故隐患, 特别是前期设备长期运行后造成的绝缘老化、 材质劣化及预期寿命的影响, 已成为发生故障的主要因素。同时, 部分工作人员业务素质不高、 技术水平不够或违章作业等, 都会造成事故或导致事故的扩大, 从而危及电力系统的安全运行……
关键词: 电气设备故障 电力系统 分析 诊断 

毕业设计( 论文) 开题报告
题目:
1． 1．本课题的来源、 选题依据:
2． 2．本课题的设计( 研究) 意义( 相关技术的现状和发展趋势) :

3． 3．本课题的基本内容、 重点和难点, 拟采用的实现手段( 途径) : ( 能够另附页)

4． 4．文献综述( 列出主要参考文献的作者、 名称、 出版社、 出版时间以及与本课题相关的主要参考要点) :

指导教师意见:

指导教师:
年 月 日
专业部意见:

签字
年 月 日

中期进展情况检查表
年 月 日
课题名称
牵引变电所电气设备常见故障分析
学生姓名
马珑芰
学 号
0935021
专 业
电气化铁道
指导教师
雍青青
职 称
学生
主要研究内容及进展

主要研究牵引变电所主要电器设备, 如变压器、 互感器、 断路器等的原理分类, 和常见的故障分析和预防措施。
现在已经完成变压器、 互感器方面的原理应用, 和有可能出现的故障及分析, 对个方面有可能出现的故障进行的各项预防措施。

尚须完成的任务

尚未完成断路器方面常见的故障分析及各方面的措施

存在的主要问题及解决措施

指导教师审查意见

专业部审查意见

牵引变电所主要电器设备常见故障分析
引 言
在中国, 地铁是城市公共交通的重点发展方向, 设备国产化又是发展的主要原则。在地铁直流供电继电保护领域内, 国产保护设备还处于起步阶段, 当前, 国内主要城市的牵引变电所直流保护设备均来自国外, 例如广州地铁二号线选用的是德国Siemens公司的DPU96, 武汉轻轨选用的是瑞士sechron公司的SEPCOS。经过学习研究, 让我知道了牵引变电所的正要运行的同时中, 各种电器元件的保护也是十分重要的, 我认为应该首先了解个电器设备的运行原理和常见的故障, 才能使其能够正常的运行, 保证牵引变电所的安全设施。本次设计主要针对牵引变电所电气设备的故障与分析
一 牵引变电所主要电气设备之变压器故障分析
(一) 变压器工作原理及故障
变压器工作原理, 当变压器一次侧施加交流电压U1, 流过一次绕组的电流为I1,则该电流在铁芯中会产生交变磁通, 使一次绕组和二次绕组发生电磁联系, 根据电磁感应原理, 交变磁通穿过这两个绕组就会感应出电动势, 其大小与绕组匝数以及主磁通的最大值成正比, 绕组匝数多的一侧电压高, 绕组匝数少的一侧电压低, 当变压器二次侧开路, 即变压器空载时, 一二次端电压与一二次绕组匝数成正比, 变压器起到变换电压的目的。
当变压器二次侧接入负载后, 在电动势E2的作用下, 将有二次电流经过, 该电流产生的电动势, 也将作用在同一铁芯上, 起到反向去磁作用, 但因主磁通取决于电源电压, 而U1基本保持不变, 故一次绕组电流必将自动增加一个分量产生磁动势F1,以抵消二次绕组电流所产生的磁动势F2,在一二次绕组电流L1、 L2作用下, 作用在铁芯上的总磁动势( 不计空载电流I0),F1+F2=0, 由于F1=I1N1,F2=I2N2,故 I1N1+I2N2=0,由式可知, I1和I2同相, 因此
I1/I2=N2/N1=1/K
由式可知, 一二次电流比与一二次电压比互为倒数, 变压器一二次绕组功率基本不变, ( 因变压器自身损耗较其传输功率相对较小) , 二次绕组电流I2的大小取决于负载的需要, 因此一次绕组电流I1的大小也取决于负载的需要, 变压器起到了功率传递的作用
变压器工作故障, 1、 雷电引起变压器外部或内部绝缘损坏, 严重时变压器被击穿, 击穿往往发生在高压线圈端部和中性点。
2、 输配电网上发生短路, 变压器受10几倍的短路电流的冲击, 巨大的电动力使变压器动稳定被破坏。造成匝间、 饼间或层间的线匝短路, 进一步破坏了线圈的稳定。严重时, 线圈崩溃。
3、 变压器长期严重过负荷运行, 使变压器线圈的最热点温度超过绝缘能承受的限度, 是线圈的热稳定被破坏。线圈变形、 线匝短路而烧毁变压器。
4、 长期过电压运行, 线圈绝缘的薄弱部分, 产生局放以至于被击穿。
内部原因:
1、 由于制造上的缺陷, 或材料上缺陷, 或设计余度不够等也会引起上述4种故障发生。
2、 由于变压器的附件质量问题, 该保护的保护不了, 该报警的不报警。使变压器发生故障的也不少见。特别是气体继电器、 有载分接开关、 压力释放器、 温度计等, 最容易出问题。
3、 变压器油质变坏, 油中有杂质、 水份等引起的故障也不少。
4、 变压器空投时, 主要考虑是冲击电流造成的损坏
合闸瞬间, 会出现短暂的过电流, 线圈短期受力过大, 急速膨胀, 易导致线圈的绝缘系统损坏, 从而导致线圈短路, 变压器烧毁因此, 大多数变压器需要对其限制冲击电流大小的能力提出要求的
(二) 短路电流引起的故障
如果是变压器内部发生短路, 其短路电流的大小很难经过计算得到, 因为短路位置的不同, 将决定变压器内部实际起作用的阻抗的大小。实际上越靠近高压引线变压器的阻抗越小, 短路电流越大。
比如如果在低压引线发生短路, 则变压器线圈的阻抗基本上都起限流作用, 这时短路电流较小。
如果是高压引线发生短路, 则线圈没有限流作用, 限制短路电流的基本上只有系统阻抗了。
1. 短路电动力引起绕组变形故障
    变压器绕组变形频率响应测试仪根据对变压器内部绕组特征参数的测量, 采用当前世界发达国家正在开发完善的内部故障频率响应分析(FRA)方法, 能对变压器内部故障作出准确判断。
变压器设计制造完成后, 其线圈和内部结构就确定下来, 因此对一台多绕组的变压器线圈而言, 如果电压等级相同、 绕制方法相同, 则每个线圈对应参数(Ci、 Li)就应该是确定的。因此每个线圈的频域特征响应也随之确定, 对应的三相线圈之间其频率图谱具有一定可比性。
变压器在试验过程中发生匝间、 相间短路, 或在运输过程中发生冲撞, 造成线圈相对位移, 以及运行过程中在短路和故障状态下因电磁拉力造成线圈变形, 就会使变压器绕组的分布参数发生变化。进而影响并改变变压器原有的频域特征, 即频率响应发生幅度变化和谐振频点偏移等。并根据响应分析方法研制开发的HX021变压器绕组频率响应测试仪, 就是这样一种新颖的变压器内部故障无损检测设备。它适用于63kV～500kV电力变压器的内部结构故障检测。
变压器绕组变形频率响应测试仪是将变压器内部绕组参数在不同频域的响应变化经量化处理后, 根据其变化量值的大小、 频响变化的幅度、 区域和频响变化的趋势, 来确定变压器内部绕组的变化程度, 进而能够根据测量结果判断变压器是否已经受到严重破坏、 是否需要进行大修。
对于运行中的变压器而言, 无论过去是否保存有频域特征图, 经过比较故障变压器线圈间特征图谱的差异, 也能够对故障程度进行判断。当然, 如果保存有一套变压器原有的绕组特征图, 更易对变压器的运行状况、 事故后分析和维护检修提供更为精确有力的依据。

(三) 变压器放电故障及影响
 1．变压器局部放电故障
在电压的作用下, 绝缘结构内部的气隙、 油膜或导体的边缘发生非贯穿性的放电现称为局部放电。
局部放电刚开始时是一种低能量的放电, 变压器内部出现这种放电时, 情况比较复杂, 根据绝缘介质的不同, 可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部放电; 根据绝缘部位来分, 有固体绝缘中空穴、 电极尖端、 油角间隙、 油与绝缘纸板中的油隙和油中沿固体绝缘表面等处的局部放电。
(1)局部放电的原因。
1)当油中存在气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔, 由于气体的介电常数小, 在交流电压下所承受的场强高, 但其耐压强度却低于油和纸绝缘材料, 在气隙中容易首先引起放电。
2)外界环境条件的影响。如油处理不彻底下降使油中析出气泡等, 都会引起放电。
3)由寻: 制造质量不良。如某些部位有尖角高而出现放电。带进气泡、 杂物和水分, 或因外界气温漆瘤等, 它们承受的电场强度较
4)金属部件或导电体之间接触不良而引起的放电。局部放电的能量密度虽不大, 但若进一步发展将会形成放电的恶性循环, 最终导致设备的击穿或损坏, 而引起严重的事故。
(2)放电产生气体的特征。放电产生的气体, 由于放电能量不同而有所不同。如放电能量密度在10-9C以下时, 一般总烃不高, 主要成分是氢气, 其次是甲烷, 氢气占氢烃总量的日80％一90％; 当放电能量密度为10?8～10 ?7’C时, 则氢气相应降低, 而出现乙炔, 但乙炔这时在总烃中所占的比例常不到2％, 这是局部放电区别于其它放电现象的主要标志。
随着变压器故障诊断技术的发展, 人们越来越认识到, 局部放电是变压器诸多有机绝缘材料故障和事故的根源, 因而该技术得到了迅速发展, 出现了多种测量方法和试验装置, 亦有离线测量的。
(3)测量局部放电的方法。
1)电测法。利用示波器、 局部放电仪或无线电干扰仪, 查找放电的波形或无线电干扰程度。电测法的灵敏度较高, 测到的是视在放电量, 分辨率可达几皮库。
2)超声测法。利用检测放电中出现的超声波, 并将声波变换为电信号, 录在磁带上进行分析。超声测法的灵敏度较低, 大约几千皮库, 它的优点是抗干扰性能好, 且可”定位”。有的利用电信号和声信号的传递时间差异, 能够估计探测点到放电点的距离。
3)化学测法。检测溶解油内各种气体的含量及增减变化规律。此法在运行监测上十分适用, 简称”色谱分析”。化学测法对局部过热或电弧放电很灵敏, 但对局部放电灵敏度不高。而且重要的是观察其趋势, 例如几天测一次, 就可发现油中含气的组成、 比例以及数量的变化, 从而判定有无局部放电或局部过热。
2．变压器火花放电故障
发生火花放电时放电能量密度大于10—6C的数量级。
(1)悬浮电位引起火花放电。高压电力设备中某金属部件, 由于结构上原因, 或运输过程和运行中造成接触不良而断开, 处于高压与低压电极间并按其阻抗形成分压, 而在这一金属部件上产生的对地电位称为悬浮电位。具有悬浮电位的物体附近的场强较集中, 往往会逐渐烧坏周围固体介质或使之炭化, 也会使绝缘油在悬浮电位作用下分解出大量特征气体, 从而使绝缘油色谱分析结果超标。悬浮放电可能发生于变压器内处于高电位的金属部件, 如调压绕组, 当有载分接开关转换极性时的短暂电位悬浮; 套管均压球和无载分接开关拨钗等电位悬浮。处于地电位的部件, 如硅钢片磁屏蔽和各种紧固用金属螺栓等, 与地的连接松动脱落, 导致悬浮电位放电。变压器高压套管端部接触不良, 也会形成悬浮电位而引起火花放电。
(2)油中杂质引起火花放电。变压器发生火花放电故障的主要原因是油中杂质的影响。杂质由水分、 纤维质(主要是受潮的纤维)等构成。水的介电常数e约为变压器油的40倍, 在电场中, 杂质首先极化, 被吸引向电场强度最强的地方, 即电极附近, 并按电力线方向排列。
(3)火花放电的影响。一般来说, 火花放电不致很快引起绝缘击穿, 主要反映在油色普分析异常、 局部放电量增加或轻瓦斯动作, 比较容易被发现和处理, 但对其发展程度应引起足够的认识和注意。
3．变压器电弧放电故障
电弧放电是高能量放电, 常以绕组匝层间绝缘击穿为多见, 其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障。
(1)电弧放电的影响。电弧放电故障由于放电能量密度大, 产气急剧, 常以电子崩形e冲击电介质, 使绝缘纸穿孔、 烧焦或炭化, 使金属材料变形或熔化烧毁, 严重时会造成I备烧损, 甚至发生爆炸事故, 这种事故一般事先难以预测, 也无明显预兆, 常以突发的形式暴露出来。
(2)电弧放电的气体特征。出现电弧放电故障后, 气体继电器中的H2和C2H2等组分常高达几千UL/L, 变压器油亦炭化而变黑。油中特征气体的主要成分是H2和C2H2, 其次C2H6和CH4。当放电故障涉及到固体绝缘时, 除了上述气体外, 还会产生CO和CO2。
综上所述, 三种放电的形式既有区别又有一定的联系, 区别是指放电能级和产气组分, 联系是指局部放电是其它两种放电的前兆, 而后者又是前者发展后的一种必然结果。由于变压器内出现的故障, 常处于逐步发展的状态, 同时大多不是单一类型的故障, 往往是—种类型伴随着另一种类型, 或几种类型同时出现, 因此, 更需要认真分析, 具体对待。

(四)变压器绝缘故障
当前应用最广泛的电力变压器是油浸变压器和干式树脂变压器两种, 电力变压器的绝缘即是变压器绝缘材料组成的绝缘系统, 它是变压器正常工作和运行的基本条件, 变压器的使用寿命是由绝缘材料(即油纸或树脂等)的寿命所决定的。实践证明, 大多变压器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。据统计, 因各种类型的绝缘故障形成的事故约占全部变压器事故的85％以上。对正常运行及注意进行维修管理的变压器, 其绝缘材料具有很长的使用寿命。国外根据理论计算及实验研究表明, 当小型油浸配电变压器的实际温度持续在95℃时, 理论寿命将可达4 。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。因此, 保护变压器的正常运行和加强对绝缘系统的合理维护, 很大程度上能够保证变压器具有相对较长的使用寿命, 而预防性和预知性维护是提高变压器使用寿命和提高供电可靠性的关键。
油浸变压器中, 主要的绝缘材料是绝缘油及固体绝缘材料绝缘纸、 纸板和木块等c所谓变压器绝缘的老化, 就是这些材料受环境因素的影响发生分解, 降低或丧失了绝缘强度
1. 液体油绝缘故障
　　 液体绝缘的油浸变压器是1887年由美国科学家汤姆逊创造的, 1892年被美国通用电气公司等推广应用于电力变压器, 这里所指的液体绝缘即是变压器油绝缘。油浸变压器的特点: ①大大提高了电气绝缘强度, 缩短了绝缘距离, 减小了设备的体积; ②大大提高了变压器的有效热传递和散热效果, 提高了导线中允许的电流密度, 减轻了设备重量, 它是将运行变压器器身的热量经过变压器油的热循环, 传递到变压器外壳和散热器进行散热, 从而提高了有效的冷却降温水平; ③由于油浸密封而降低了变压器内部某些零部件和组件的氧化程度, 延长了使用寿命
2. 固体纸绝缘故障
　　固体纸绝缘是油浸变压器绝缘的主要部分之一, 包括: 绝缘纸、 绝缘板、 绝缘垫、 绝缘卷、 绝缘绑扎带等, 其主要成分是纤维素, 化学表示式为(C6H10O6)n, 式中n为聚合度。一般新纸的聚合度为1300左右, 当下降至250左右, 其机械强度已下降了一半以上, 极度老化致使寿命终止的聚合度为150～200。绝缘纸老化后, 其聚合度和抗张强度将逐渐降低, 并生成水、 一氧化碳、 二氧化碳, 其次还有糠醛(呋喃甲醛)。这些老化产物大都对电气设备有害, 会使绝缘纸的击穿电压和体积电阻率降低、 介损增大、 抗拉强度下降, 甚致腐蚀设备中的金属材料。固体绝缘具有不可逆转的老化特性, 其机械和电气强度的老化降低都是不能恢复的。变压器的寿命主要取决于绝缘材料的寿命, 因此油浸变压器固体绝缘材料, 应既具有良好的电绝缘性能和机械特性, 而且长年累月的运行后, 其性能下降较慢, 即老化特性好
。
(1)变压器油的性能。
运行中的变压器油除必须具有稳定优良的绝缘性能和导热性能。从石油中提炼制取的绝缘油是各种烃、 树脂、 酸和其它杂质的混合物, 其性质不都是稳定的, 在温度、 电场及光合作用等影响下会不断地氧化。正常情况下绝缘油的氧化过程进行得很缓慢, 如果维护得当甚至使用20年还可保持应有的质量而不老化, 但混入油中的金属、 杂质、 气体等会加速氧化的发展, 使油质变坏, 颜色变深, 透明度浑浊, 所含水分、 酸价、 灰分增加等, 使油的性质劣化。
(2)变压器油劣化的原因
　　变压器油质变坏, 按轻重程度可分为污染和劣化两个阶段。
污染是油中混入水分和杂质, 这些不是油氧化的产物, 污染油的绝缘性能会变坏, 击穿电场强度降低, 介质损失角增大。
劣化是油氧化后的结果, 当然这种氧化并不但指纯净油中烃类的氧化, 而是存在于油中杂质将加速氧化过程, 特别是铜、 铁、 铝金属粉屑等。
氧来源于变压器内的空气, 即使在全密封的变压器内部仍有容积为0．25％左右的氧存在, 氧的溶解度较高, 因此在油中溶解的气体中占有较高的比率。
　　变压器油氧化时, 作为催化剂的水分及加速剂的热量, 使变压器油生成油泥, 其影响主要表现在: 在电场的作用下沉淀物粒子大; 杂质沉淀集中在电场最强的区域, 对变压器的绝缘形成导电的”桥”; 沉淀物并不均匀而是形成分离的细长条, 同时可能按电力线方向排列, 这样无疑妨碍了散热, 加速了绝缘材料老化, 并导致绝缘电阻降低和绝缘水平下降。
(3)变压器油劣化的过程。
油在劣化过程中主要阶段的生成物有过氧化物、 酸类、 醇类、 酮类和油泥。
早期劣化阶段。油中生成的过氧化物与绝缘纤维材料反应生成氧化纤维素, 使绝缘纤维机械强度变差, 造成脆化和绝缘收缩。生成的酸类是一种粘液状的脂肪酸, 尽管腐蚀性没有矿物酸那么强, 但其增长速率及对有机绝缘材料的影响是很大的。
后期劣化阶段。是生成油泥, 当酸侵蚀铜、 铁、 绝缘漆等材料时, 反应生成油泥, 是一种粘稠而类似沥青的聚合型导电物质, 它能适度溶解于油中, 在电场的作用下生成速度很快, 粘附在绝缘材料或变压器箱壳边缘, 沉积在油管及冷却器散热片等处, 使变压器工作温度升高, 耐电强度下降。
　　油的氧化过程是由两个主要反应条件构成的, 其一是变压器中酸价过高, 油呈酸性。其二是溶于油中的氧化物转变成不溶于油的化合物, 从而逐步使变压器油质劣化。
(4) 变压器巡视检查应注意以下几点: 一、 声音是否正常, 正常运行的变压器有轻微的嗡嗡声, 这是交流电经过线圈时产生磁通, 使用时变压器铁芯振动发出的声音, 正常运行时, 这种声音是清晰而有规律的, 但当变压器的负荷变动或运行出现异常以及发生事故时, 将产生异常声音, 因此, 可根据声音来判断变压器的运行情况。1当发出嗡嗡声有变化, 但无杂音, 这时负荷可能有大的变化。2由于大设备的启动, 使变压器发出哇哇的声音, 如电弧炉、 可控硅整流设备等负荷, 由于高次谐波分量很大, 启动时也会发出哇哇声。3由过负荷引起变压器内发出很大、 很重的嗡嗡声。4系统短路或接地, 因经过大量短路电流, 使用时变压器发出很大的噪音。5个别零件松动, 使变压器内部非常异常音响, 如铁芯穿心螺丝夹得不紧, 造成铁芯松动, 变压器发出强烈噪音。6由于内部接触不良或绝缘被击穿, 使变压器内发出放电声。7由于铁磁谐振, 使变压器发出粗细不匀的噪声。 二、 检查变压器本身是否有渗、 漏油现象, 油的颜色和油位是否正常, 新的变压器油呈浅黄色, 运行后呈浅红色, 如有异常进行处理。 三、 变压器的电流和温度是否正常: 国家规定变压器绕组温升为65K, 它的依据是以A级绝缘为基础的, 因为一般环境温度低于40°, 那么, 40°+65°=105°, 正是A级绝缘的极限温度。 四、 变压器套管是否清洁, 有无破损、 裂纹和放电痕迹。变压器套管脏污最容易引起管闪络, 引起跳闸, 而不能保证可靠供电, 另一方面, 由于脏污吸收水分, 使导电性能提高, 不但表面容易引起表面放电, 还可能引起泄漏电流增加, 使套管发热, 最后导致击穿。 ( 5) 变压器接地是否良好, 一、 二次引线及各触点是否紧固, 各部分电气距离是否符合要求。

五、 能够根据声音来判断运行中的变压器的运行情况, 用木棒的一端放在变压器的油箱上, 另一端放在耳朵边仔细听声音, 如果是连续不断的嗡嗡声, 比平时加重, 就要检查电压、 油温是否太高, 若无异状, 再捡查铁芯是否松动, 当听到滋滋声时, 要检查套管表面有无闪络现象, 若无异状, 再检查内部, 当听到必剥声时, 要检查线圈之间或铁芯与夹板间的绝缘有无击穿现象
(五) 变压器出故障能够分为外部原因和内部原因引起的:
外部原因:
1、 雷电引起变压器外部或内部绝缘损坏, 严重时变压器被击穿, 击穿往往发生在高压线圈端部和中性点。
2、 输配电网上发生短路, 变压器受10几倍的短路电流的冲击, 巨大的电动力使变压器动稳定被破坏。造成匝间、 饼间或层间的线匝短路, 进一步破坏了线圈的稳定。严重时, 线圈崩溃。
3、 变压器长期严重过负荷运行, 使变压器线圈的最热点温度超过绝缘能承受的限度, 是线圈的热稳定被破坏。线圈变形、 线匝短路而烧毁变压器。
4、 长期过电压运行, 线圈绝缘的薄弱部分, 产生局放以至于被击穿。
内部原因:
1、 由于制造上的缺陷, 或材料上缺陷, 或设计余度不够等也会引起上述4种故障发生。
2、 由于变压器的附件质量问题, 该保护的保护不了, 该报警的不报警。使变压器发生故障的也不少见。特别是气体继电器、 有载分接开关、 压力释放器、 温度计等, 最容易出问题。
3、 变压器油质变坏, 油中有杂质、 水份等引起的故障也不少。

(六)变压器故障的处理
     变压器及其各辅助设备在长期运行过程中都会受到电、 热、 机械、 化学和环境等等诸多因素的影响, 健康状况逐渐变差, 当其健康状况下降到一定程度时, 就会影响变压器的安全运行。
　　变压器故障可分为内部故障和外部故障, 内部故障是指变压器本体内部绝缘或绕组出现的故障, 外部故障是指变压器辅助设备出现的故障。故障程度有轻有重, 在故障较轻时, 变压器虽能继续运行, 但必须采取措施, 同时监视故障的发展变化; 当故障严重时, 必须立即停止变压器的运行, 防止故障扩大。
　　在变压器出现故障时, 需判断准确, 处理得当, 既要防止故障扩大, 又不可轻率停止变压器的运行, 这就要求运行人员提高故障判别能力, 积累运行经验, 使变压器的故障得到正确判断和及时处理。
　　几种常见异常或故障的判断和处理方法。
　　1. 变压器过热
　　过热对变压器是极其有害的。变压器绝缘损坏大多是由过热引起, 温度的升高降低了绝缘材料的耐压能力和机械强度。IEC354《变压器运行负载导则》指出变压器最热点温度达到140℃时油中就会产生气泡, 气泡会降低绝缘或引发闪络, 造成变压器损坏。
　　变压器的过热也对变压器的使用寿命影响极大。国际电工委员会(IEC)认为在: 80—140℃的温度范围内, 温度每增加6℃, 变压器绝缘有效使用寿命降低的速度会增加一倍, 这就是变压器运行的6℃法则。国标GB1094中规定: 油浸变压器绕组平均温升限值是65℃, 顶部油温升是55℃, 铁芯和油箱是80℃。IEC还规定线圈热点温度任何时候不得超过140℃, 一般取130℃作为设计值; 变压器油温异常升高的原因可能有: ① 变压器过负荷; ② 冷却装置故障(或冷却装置末完全投入); ③变压器内部故障; ④温度指示装置误指示。
　　发现变压器油温异常升高, 应对以上可能的原因逐一进行检查, 作出准确判断检查 并及时处理:
　　(1) 若运行仪表指示变压器已过负荷, 单相变压器组三相各温度计指示基本一致(可能有几度偏差), 变压器及冷却装置无故障迹象, 则油温升高由过负荷引起, 则按过负荷处理。
　　(2) 若冷却装置未完全投入或有故障, 应立即处理, 排除故障; 若故障不能立即排除, 则必须降低变压器运行负荷, 按相应冷却装置冷却性能与负荷的对应值运行。
　　(3) 若远方测温装置发出温度告警信号, 且指示温度值很高, 而现场温度计指示并不高, 变压器又没有其它故障现象, 可能是远方测温回路故障误告警, 这类故障可在适宜的时候予以排除。
　　(4) 如果三相变压器组中某一相油温升高, 明显高于该相在过去同一负荷, 且同样冷却条件下的运行油温, 而冷却装置、 温度计均正常, 则过热可能是由变压器内部的某种故障引起, 应通知专业人员立即取油样作色谱分析, 进一步查明故障。若色谱分析表明变压器存在内部故障, 或变压器在负荷及冷却条件不变的情况下, 油温不断上升, 则应按现场规程规定将变压器退出运行。
　　(5) 造成主变温度异常升高的原因主要有:
　　a) 内部各接头发热
　　b) 线卷有匝间短路
　　c) 铁芯存在短路或涡流不正常现象
　　2. 冷却装置故障
　　冷却装置是经过变压器油帮助绕组和铁芯散热。冷却装置正常与否, 是变压器正常运行的重要条件。在冷却设备存在故障或冷却效率达不到设计要求时, 变压器是不宜满负荷运行的, 更不宜过负荷运行, 需要注意的是, 在油温上升过程中, 绕组和铁芯的温度上升快, 而油温上升较慢。可能从表面上看油温上升不多, 但铁芯和绕组的温度已经很高了, 因此, 在冷却装置存在故障时, 不但要观察油温, 还应注意变压器运行的其它变化, 综合判断变压器的运行状况。
　　冷却装置常见的故障及处理方法如下。
　　(1) 冷却装置电源故障。冷却装置常见的故障就是电源故障, 如熔丝熔断、 导线接触不良或断线等。当发现冷却装置整组停运或个别风扇停转以及潜油泵停运时, 应检查电源, 查找故障点, 迅速处理。若电源已恢复正常, 风扇或潜油泵仍不能运转, 则可按动热继电器复归按钮试一下。若电源故障一时来不及恢复, 且变压器负荷又很大, 可采用临时电源, 使冷却装置先运行起来, 再去检查和处理电源故障。
　　(2) 机械故障。冷却装置的机械故障包括电动机轴承损坏、 电动机绕组损坏、 风扇扇叶变形及潜油泵轴承损坏等。这时需尽快更换或检修。
　　(3) 控制回路故障。小控制回路中的各元件损坏、 引线接触不良或断线、 接点接触不良时, 应查明原因迅速处理。
　　3. 变压器油位异常
　　变压器的油位是与油温相对应的, 生产厂家应提供油位与温度曲线。当油位与油温不符合油位—温度曲线时, 则油位异常。500kV变压器一般采用带有隔膜或胶囊的油枕, 用指针式油位计反映油位。在下列情况下会出现油位异常现象:
　　(1) 指针式油位计出现卡针等故障;
　　(2) 隔膜或胶囊下面储积有气体, 使隔膜或胶囊高于实际油位;
　　(3) 呼吸器堵塞, 使油位下降时空气不能进入, 油位指示将偏高;
　　(4) 胶囊或隔膜破裂, 使油进入胶囊或隔膜以上的空间, 油位计指示可能偏低;
　　(5) 温度计指示不准确;
　　(6) 变压器漏油使油量减少。
　　发现变压器油位异常, 应迅速查明原因, 并视具体情况进行处理。特别是当油位指示超过满刻度或将到0刻度时, 应立即确认故障原因及时处理, 同时应监视变压器的运行状态, 出现异常情况, 立即采取措施。主变油位可经过油位与油温的关系曲线来判断, 并经过油位表的微动开关发出油位高或低的信号。
　　(7) 若发现油位异常指示时, 应检查油箱呼吸器是否堵塞, 有无漏油现象; 查明原因汇报调度及有关领导。
　　(8) 若油位异常降低是由主变漏油引起, 需迅速采取防止漏油措施, 并立即通知有关部门安排处理。如大量漏油使油位显著降低时, 禁止将重瓦斯改信号。
　　(9) 若油位因温度上升而逐渐上升, 若最高油温时的油位可能高出油位指示并经分析不是假油位, 则应放油至适当的高度以免溢出。应由检修单位处理 。
　　4. 压力释放阀动作发出一个连续的报警信号, 只能经过恢复指示杆人工解除。 压力释放阀动作后, 应作如下处理:
　　(1) 检查压力释放阀是否喷油;
　　(2) 检查保护动作情况、 瓦斯信号动作情况、 瓦斯继电器气体情况;
　　(3) 主变油温和绕组温度是否正常;
　　(4) 是否是压力释放阀误动;
　　(5) 在末查明原因前, 主变不得试送。
　　5. 主变轻瓦斯动作
　　(1) 检查是否因主变漏油引起;
　　(2) 检查主变油位和绕组温度, 声响是否正常;
　　(3) 检查瓦斯继电器内有无气体, 若存在气体, 应取气体进行分析;
　　(4) 检查二次回路有无故障;
　　(5) 若瓦斯继电器内的气体为无色、 无臭、 不可燃, 色谱分析为空气, 则主变可继续运行; 若信号动作是因为油中剩余空气逸出或强油循环系统吸入空气而动作, 而且信号动作时间间隔逐次缩短, 将造成跳闸时, 则应将重瓦斯改接信号; 若气体是可燃的, 色谱分析后其含量超过正常值, 经常规试验给以综合判断, 如说明主变内部已有故障, 必须将主变停运, 以便分析动作原因和进行检查、 试验。
　　6. 主变重瓦斯动作, 并经检查是可燃气体, 则主变未经检查, 并试验合格前不许再投入运行。
　　重瓦斯在下列情况下需将跳闸改信号
　　(1) 主变运行中进行滤油、 加油及更换硅胶时, 应先将重瓦斯改接信号, 其它保护投入跳闸。工作完毕, 主变空气排尽后, 方可将重瓦斯重新投入跳闸。
　　(2) 当主变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, 需打开各个放气或放油阀门, 检查吸湿器或进行其它工作时, 必须先将重瓦斯改信号, 然后才能开始工作。
　　(3) 主变进行检修时, 应停用本体保护。
　　7. 变压器跳闸
　　变压器自动跳闸时, 应立即进行全面检查并查明跳闸原因再作处理。具体的检查内容有:
　　(1) 根据保护的动作掉牌或信号、 事件记录器及其它监测装置来显示或打印记录, 判断是否是变压器故障跳闸;
　　(2) 检查变压器跳闸前的负荷、 油位、 油温、 油色, 变压器有无喷油、 冒烟, 瓷套有否闪络、 破裂。压力释放阀是否动作或其它明显的故障迹象, 作用于信号的气体继电器内有无气体等;
　　(3) 分析故障录波的波形;
　　(4) 了解系统情况, 如保护区内区外有无短路故障及其它故障等。
　　若检查结果表明变压器自动跳闸不是变压器故障引起, 则在外部故障排除后, 变压器可重新投入运行。
　　若检查发现下列情况之一者, 应认为变压器内部存在故障, 必须进一步查明原因, 排除故障, 并经电气试验、 色谱分析以及其它针对性的试验证明故障确已排除后, 方可重新投入运行。
　　a) 瓦斯继电器中抽取的气体分析判断为可燃性气体;
　　b) 变压器有明显的内部故障特征, 如外壳变形、 油位异常、 强烈喷油等;
　　c) 变压器套管有明显的闪络痕迹或破损、 断裂等;
　　d) 差动、 瓦斯、 压力等继电保护装置有两套或两套以上动作。
　　8. 主变差动保护动作
　　(1) 检查保护动作情况, 作好记录, 并对差动保护范围内所有连接的电气设备进行检查有无短路、 闪络等明显故障现象。
　　(2) 检查瓦斯继电器有无气体、 压力释放阀是否动作、 喷油。
　　(3) 如检查设备无明显故障现象, 且故录未动作, 有可能是差动保护误动作, 但在未确定前不得试送。
　　(4) 主变试送必须经总工同意方可进行。
　　9. 主变着火的事故处理
　　(1) 主变着火时, 应立即断开各侧开关和冷却装置电源, 使各侧至少有一个明显的断点, 然后用灭火器进行扑救并投入水喷雾装置并立即通知消防队。
　　(2) 若油溢在主变顶盖上着火时, 则应打开下部油门放油至适当油位; 若主变内部故障引起着火时, 则不能放油, 以防主变发生严重爆炸。
　　(3) 消防队前来灭火, 必须指定专人监护, 并指明带电部分及注意事项。
　　10. 变压器紧急停运
　　运行中的变压器如发现以下任何情况, 应立即停止变压器的运行。
　　(1) 变压器内部声响异常或声响明显增大;
　　(2) 套管有严重的破损和放电现象;
　　(3) 变压器冒烟、 着火、 喷油;
　　(4) 变压器已出现故障, 而保护装置拒动或动作不明确;
　　(5) 变压器附近着火、 爆炸, 对变压器构成严重威胁。

二 互感器的常见故障与分析
互感器是按比例变换电压或电流的设备。互感器的功能是将