主变压器消弧线圈的运行维护与故障措施

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变压器的运行维护和故障处理范本

变压器的运行维护和故障处理范本一、变压器运行维护1. 温度检测与控制：对变压器进行定期的温度检测，确保其工作温度在正常范围内。

一般来说，变压器的温度应控制在额定温度以下，同时需要及时处理温度过高的情况，如检查散热器、风扇以及冷却系统等是否正常运行。

2. 油质监测：变压器运行过程中，监测油质的变化情况至关重要。

定期进行油样的采集，并进行物理性质和化学成分的检测。

如果发现油质不正常，应及时进行处理，如进行油的过滤、干燥或更换。

3. 压力监测：对变压器的油箱和气体绝缘开关进行定期的压力监测，避免因压力过高或过低导致的故障。

同时，要定期检查压力释放装置的正常工作情况，保证安全运行。

4. 绝缘监测：定期进行变压器的绝缘监测，可以采用绝缘电阻测试、局部放电检测等方法。

及时发现绝缘问题，采取相应的维护措施，如清除污垢、提高绝缘强度等。

5. 通风系统维护：定期检查变压器的通风系统，确保通风孔畅通无阻，风扇正常运转。

同时，定期清洗风扇叶片，避免灰尘的积聚影响通风效果。

6. 周围环境清理：保持变压器周围环境的整洁，避免杂物积聚、灰尘沉积等，防止维护作业时的风险，同时也有利于放热和通风，提高变压器的运行效率。

二、变压器故障处理1. 温度过高故障处理：a. 确认温度过高的原因，如风扇故障、冷却系统故障等。

b. 检查风扇是否正常运转，如异常，尽快维修或更换。

c. 检查散热器是否被阻塞，清理污垢或杂物。

d. 检查冷却系统的泵、管路、阀门等是否正常，修复或更换故障部件。

e. 定期检测变压器的温度，确保故障得到彻底解决。

2. 油质异常故障处理：a. 进行油样测试，确认油质异常的原因。

b. 若油中含有杂质，需对油进行过滤处理，或更换油。

c. 如果油中水分过高，可进行油的干燥处理。

d. 检查密封件是否完好，若发现密封不严，需要予以修复或更换。

e. 定期监测油质，确保油质正常，避免故障产生。

3. 绝缘失效故障处理：a. 进行绝缘电阻测试，确认绝缘失效的位置和程度。

探讨变电站220kV主变压器消弧线圈的运行维护与故障处理

探讨变电站 220kV主变压器消弧线圈的运行维护与故障处理摘要：随着经济发展，用电量逐年上升，电力系统的压力随之增加，消弧线圈在变电站的运行中具有重要的作用和地位。

消弧线圈在小电流接地系统中起补偿作用，以此起到消除接地点电弧的作用。

主变压器在整个电力系统中占据十分重要的地位，主变运行中很可能发生消弧线圈故障，影响供电可靠性和供电安全性，必须在掌握消弧线圈运行原理基础上进行强化运维管理，及时解除故障。

关键词：变电站；220 kV 主变压器消弧线圈；运行维护电力系统中性点接地方式是一个非常综合的技术问题，它与电网电压等级、电网结构、绝缘水平、供电可靠性、继电保护、电磁干扰、人身安全都有很大的关系。

我国220kV配电网主要采用中性点不接地和经消弧线圈接地方式，80年代中后期为适应城区电网的迅速发展，特别是电缆的大量采用后，导致电容电流大幅增加，超出了消弧线圈的补偿容量，于是出现了配电网中性点经小电阻接地方式。

该运行方式先后在许多大城市采用。

经多年的运行实践，各地普通认为小电阻接地方式比消弧线圈接地方式的过电压水平要低，能更好的抑制弧光接地过电压。

一、变压器中性点经消弧线圈接地存在的问题随着我国工业、农业的高速发展，变电站中低压侧电网的结构有了非常大的变化，在变电站中低压侧尤其是低压侧出线线路中电缆所占的比例愈来愈大，所以，变电站主变压器中性点经过消弧线圈接地的运行方式逐渐显现出不少弊端。

其中一个最重要的问题就是变电站低压侧迅速增大的电容电流，使得消弧线圈已经很难在一定的脱谐度下过补偿运行。

究其原因为：对于调节范围较小的消弧线圈，已经不能适应变电站现有的负荷及出线规模。

部分主变低压侧出线接地电容电流包含有高次谐波电流，它的比例能够达到5％～15％，虽然能够把工频接地电流计算得非常精确，然而对于5％～15％谐波电流值终究是不能补偿的。

所以，以电缆为主的变压器低压侧出线网络，在出现单相接地故障时，它的接地残流比较大，那么，接于主变中性点的消弧线圈即使运行于过补偿的状态也常常不能满足需要。

消弧线圈投入会频繁导致10kV电网零序过电压

消弧线圈投入运行会导致10kV电网频繁出现零序过电压一、概述：绍兴远东石化有限公司（原浙江华联三鑫石化）是一家大型石化企业，其生产工艺连续性强，过程控制复杂、安全连锁多，突然断电停车一旦处理不当不仅经济损失巨大甚至会导致爆炸、火灾等事故发生，因此要求供电系统必须具备较高的安全性和可靠性。

二、系统简介：绍兴远东石化有限公司供电系统参见下面简图：110kV正常供电方式滨三1048线开关合闸、母联合闸，海三1049线开关热备；10kV供电系统中性点经消弧线圈接地，其正常运行方式Ⅱ、Ⅳ段母线由4#主变供电，1#、3#主变分别带Ⅰ、Ⅲ段母线，Ⅰ、Ⅱ段母联开关与Ⅲ、Ⅳ段母联开关热备。

10kV供电系统Ⅰ段母线的功率因数由一期空压机调节，其余三段母线的功率因数由并容调节。

正常运行状态下1#至4#消弧线圈全部投入运行。

其消弧系统选配的是广州智光电气有限公司的KD-XH型配电网智能化快速系统。

三、10kV供电系统频繁出现零压报警危及安全生产：我们在10kV供电系统发现一个“怪”现象，就是消弧线圈投入运行后10kV供电系统就会频繁出现短时零序过电压，尤其是当运行方式发生变化10kV母联开关合闸后，零序过电压出现的频度会更高：6小时内出现6次（2008-4-1）及4小时内出现5次（2009-5-20）。

这就给我公司安全、稳定生产带来了严重隐患，使供电的可靠性、安全性大大降低。

工艺空气压缩机是我们工艺流程中的主体设备，由同步电机配套驱动。

其中一车间15000kW同步电机始终工作在电动状态，由10kV Ⅰ段母线供电。

二三车间各一台14000kW同步电机，分别在10kVⅢ段、Ⅳ段母线上，而长期工作在发电状态且同步电机的中性点是浮地的，其定子绕组绝缘监视由装在入口的开口PT采集信号送至保护终端实现。

即当系统发生单相接地或因三相电压不平衡产生零序过电压信号，保护就会动作，致使空压机跳闸停车。

例1：2007年7月3日16:25二车间空压机同步电机零序过电压（U0>0）保护动作停车，动作值U0>=5.6% U n，整定值：U0>=4.8% U n、50mS；检查同步机及线路绝缘正常，重新开车正常。

消弧线圈原理及

自动控制消弧线圈继电保护所保护四班范永德消弧线圈的作用消弧线圈的作用主要是将系统的电容电流加以补偿，使接地点电流补偿到较小的数值，防止弧光短路，保证安全供电。

降低弧隙电压恢复速度，提高弧隙绝缘强度，防止电弧重燃，造成间歇性接地过电压。

中性点不接地系统的特点选择电网中性点接地方式是一个要考虑许多因素的问题，它与电压等级、单相接地短路电流数值、过电压水平、保护配置等有关。

并直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性和连续性、主变压器和发电机的安全运行以及对通信线路的干扰。

10kV中性点不接地系统(小电流接地系统)具有如下特点：当一相发生金属性接地故障时，接地相对地电位为零，其它两相对地电位比接地前升高√3倍，一般情况下，当发生单相金属性接地故障时，流过故障点的短路电流仅为全部线路接地电容电流之和其值并不大，发出接地信号，值班人员一般在2小时内选择和排除接地故障，保证连续不间断供电。

3、系统对地电容电流超标的危害实践表明中性点不接地系统(小电流接地系统)也存在许多问题，随着电缆出线增多，10kV配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于10A后，将带来一系列危害，具体表现如下：（1）当发生间歇弧光接地时，可能引起高达3.5倍相电压(见参考文献1)的弧光过电压，引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏，使小电流供电系统的可靠性这一优点大受影响。

消弧线圈的作用消弧线圈的作用一个电网的存在必然存在着漏电.从那里漏的电呢? 电缆对地的电容!我们知道,我们采用的是50Hz的频率.而且在传输的过程中是没有零线的,主要的目的是为了节约成本!代替零线的自然就是大地.三相点他们对大地的距离不一样也就是对大地的电容也不一样!既然电容不一样,那么漏电流也不一样.漏掉的电流跑到那里去了呢?这要取决于那条线路距离大地最近.因为漏掉的电流要跑到另外的线路中!假如A失去电流,那么B或者C就得到电流!容性电流=A-B|A-C线路越长容性电流就越大!容性电流越大,当发生接地的时候弧光就不容易熄灭!通过引入消弧线圈来保证整个变电站的接地时候的电流<5A就可以消灭接地弧光!当然:引入消弧线圈后,变电站的系统有可能是过补(电感电流大于电容电流)或者是欠补(电感电流小于电容电流)但绝对不能相同(电感电流等于电容电流)!消弧线圈的作用消弧线圈的工作方式晶闸管调容式消弧线圈调匝式消弧线圈调气隙式消弧线圈老式固定式磁偏式各种方式的比较：传统方式（1）由于传统消弧线圈没有自动测量系统，不能实时测量电网对地电容电流和位移电压，当电网运行方式或电网参数变化后靠人工估算电容电流，误差很大，不能及时有效地控制残流和抑制弧光过电压，不易达到最佳补偿。

三相变压器的使用、维护及常见故障

三相变压器的使用、维护及常见故障为了保证变压器安全可靠地运行，在运行前应进行必要的检查和试验，运行中应严格的监视和定期维护，当变压器有异常时应及时发现、及时处理。

新装或经过检修的变压器，在投动前特别应注意检查储油柜的油位是否正常，吸湿器内的干燥剂有无受潮，安全气道是否完好，分接开关位置是否正常，冷却装置是否齐全、控制回路是否良好，接地装置是否完好等；在试验项目中特别注意测量绝缘电阻和吸收比及测定连接组别；在运行监视中特别注意变压器各物理量均在额定范围内。

一、变压器投运前的检查和试验项目新装和经过检修的变压器，在准备投入运行之前，必须认真地进行以下各项检查和试验：1．变压器投运前的检查项目(1)变压器本体及其附件表面应清洁，附近无杂物。

(2)变压器各部件紧固、表面无破损、不漏油。

（3）接地装置完好，消防设备齐全。

(4)储油柜和充油套管内的油位、油色正常。

(5)吸湿器内的干燥剂无受潮，安全气道的保护膜完整无损。

(6)气体继电器、散热器、净油器的管路阀门应处于打开位置。

(7)高、低压套管上的引线紧固，三相交流电相位正确、标志明显。

(8)分接开关位置正确、定位螺丝紧固。

(9)冷却装置齐全，控制回路良好，温度计指示正常。

(10)变压器上无遗留接地线、标示牌和工具、材料等。

2．变压器投运前的试验项目(1)绝缘电阻和吸收比的测量。

(2)测量变压器各绕组的直流电阻。

(3)测量分接开关各分接头上的变压比。

(4)测定三相变压器的联结组别。

(5)测定变压器的空载电流和空载损耗。

(6)耐压试验。

二、变压器的运行监视与维护1．运行监视内容其他试验项目可参照有(1)监视并记录变压器控制盘上的仪表指示。

通过功率表可监视变压器的负荷大小以及是否过负荷运行；三相电流表既可反映负荷大小，又能检查三相负荷是否平衡；电压表则指示变压器的运行电压，若电源电压长期过高或过低，应调整分接开关，使变压器输出电压为正常值。

(2)用目测法观察储油柜、充油套管内的油位、油色及透明度。

消弧线圈运行规程

消弧线圈运行规程1．总则1.1中性点装设消弧线圈自动调谐装置的目的运行经验表明，消弧线圈对减小故障点接地残流、抑制间歇性弧光过电压和由于电磁式电压互感器饱和而产生的谐振过电压，降低线路的事故跳闸率，减少人身伤亡和设备损坏都有明显作用。

电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中明确规定：3～10KV架空线路构成的系统和所有35、66KV电网，当单相接地故障电流大于10A时，中性点应装设消弧线圈，3～10KV电缆和架空线路构成的系统，当单相接地故障电流大于10A时，中性点应装设消弧线圈。

1.2XHK-Ⅱ型消弧线圈自动调谐装置的构成一次设备包括：接地变压器、消弧线圈（带有载分接开关）、中性点单相PT、单相隔离开关、内过压保护器（避雷器）和阻尼电阻。

二次设备包括：微机调谐器、自动调谐控制屏（PK屏）、阻尼电阻控制器。

1.3阜北风电场35kV系统采用中性点经消弧线圈接地方式，消弧线圈对系统单相接地电容电流采用过补偿方式。

发生接地故障后，消弧线圈投入中电阻进行选线，选线结束后，给故障线路发出跳闸信号，切除故障线路。

2、正常运行时注意事项2.1在正常情况下，消弧线圈自动调谐装置必须投入运行；2.2正常情况下消弧线圈自动调谐装置应投入自动运行状态；2.3消弧线圈和其它电气设备一样，由调度实行统一管理,操作前必须有当值调度员的命令才能进行操作；2.4禁止将一台消弧线圈同时接在两台接地变压器（或变压器）的中性点上；2.5运行人员应熟知整套设备的功能及操作方法，特别是微机调谐器面板上的键盘操作；3、消弧线圈自动调谐装置投入运行操作步骤：（1）、检查组合柜内设备是否清洁，有无杂物，组合柜门锁是否正常使用（2）、接地变消弧线圈接线是否正确无误，高低压电缆符合电气安全规范（3）、合上PK屏后交、直流电源开关；（4）、合上消弧线圈与中性点之间单相隔离开关；（5）、合上微机调谐器电源开关；4、消弧线圈自动调谐装置退出运行操作步骤：（1）、断开微机调谐器电源开关；（2）、拉开消弧线圈与中性点之间单相隔离开关；（3）、断开PK屏后交、直流电源开关；5、一次设备的投运A．资料交接，由安装调试方将所有资料进行移交（包括设备合格证、出厂试验报告、所有钥匙、说明书、讲义、图纸、调试报告等）B。

一起典型220kV变电站主变压器消弧线圈故障分析

ＦａｕｌｔＡｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｈｅＴｙｐｉｃａｌＭａｉｎＦｒａｎｏｆｏｒｍｅｒＡｒｃＳｕｐｐｒｅｓｓｉｏｎ
Ｃｏｉｌｓｆｏｒａ２２０ｋＶＳｕｂｓｔａｔｉｏｎ
ＧＵＯＴａｏ
( ＴｈｅＳｃｉｅｎｔｉｆｉｃＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒꎬＳｏｕｔｈＣｈｉｎａＳｅａＰｏｗｅｒ
(１)１０ｋＶ出线４２线路中Ｂ相瞬时接地ꎬ致使
的有感线圈ꎬ其内部芯柱上存在许多间隙ꎬ若损坏将
线圈烧毁ꎬ引起区域断电ꎮ 除此之外ꎬ消弧线圈接线
录波信息可初步判断:
电流瞬时突增ꎬ６０ｍｓ后瞬时接地消除ꎬ电流恢复正
方式不合理也会引起经消弧线圈保护失效ꎮ 如本次
常ꎬ４２开关重合成功ꎮ
线圈根本无法实现良好的保护效果ꎬ在很大程度上
发现ꎬ故障过程中４２出线和２６出线中的消弧线圈
电流分别为１１９Ａ和１２６８Ａꎬ明显低于其接地时对
应母线的零序电流ꎮ 可判断在直流接地故障发生
后ꎬ消弧线圈被短接并未起到保护作用ꎮ
(３) 现场拆检ꎮ 在初步确定故障原因后ꎬ检修
人员第一时间到场对２２０ｋＶ变电站１０ｋＶ出线消弧
圈短路失效ꎬ这类问题在现阶段变电系统保护中屡
弧线圈被短接无法正常起到灭弧效果ꎬ造成开关零
见不鲜ꎮ 今后工作时必须做好消弧线圈接线的设计
序电压降低ꎬ零序电流骤升ꎬ自愈重合失败ꎮ
和检查ꎬ严格依照保护标准和安全需求ꎬ做好中性点
４处理方案
经消弧线圈接地时装置参数的设置和功能单元的组
根据上述故障检查结果ꎬ本次处理过程中对消
电ꎬ于２０１９年６月１５日投入使用ꎮ ２０１９年１１月８

消弧线圈及接地变压器运维技术标准

消弧线圈及接地变压器运维技术标准1 运行规定1.1 一般规定1.1.1 消弧线圈控制屏交直流输入电源应由站用电系统、直流系统独立供电，不宜与其它电源并接，投运前应检查交直流电源正常并确保投入。

1.1.2 中性点经消弧线圈接地系统，应运行于过补偿状态。

1.1.3 中性点位移电压不得超过系统标称相电压的15%，中性点电流应小于5A。

1.1.4 中性点位移电压小于15%相电压时，消弧线圈允许长期运行。

1.1.5 接地变压器二次绕组所接负荷应在规定的范围内。

1.1.6 并联电阻投入超时跳闸出口应退出。

1.1.7 控制器正常应置于“自动”控制状态。

1.1.8 带有自动调整控制器的消弧线圈，脱谐度应调整在2%～15%之间。

1.1.9 运行中，当两段母线处于并列运行状态时，所属的两台消弧线圈控制器（或一控二的单台控制器）应能识别，并自动将消弧线圈转入主、从运行模式。

1.2 紧急停运规定发现消弧线圈下列情况之一，应立即汇报运行值班人员，申请将设备停运。

1.2.1 接地变压器或消弧线圈冒烟着火。

1.2.2 油浸式接地变压器或消弧线圈严重漏油或者喷油。

1.2.3 接地变压器或消弧线圈套管有严重破损和放电现象。

1.2.4 干式接地变压器或消弧线圈本体表面树枝状爬电现象。

1.2.5 阻尼电阻烧毁。

2 巡视及操作2.1 巡视2.1.1 例行巡视2.1.1.1 消弧线圈、接地变压器a) 设备铭牌、运行编号标识清晰可见。

b) 设备引线连接完好无过热。

c) 接地引下线应完好，接地标识清晰可见。

d) 干式消弧线圈、接地变表面无裂纹及放电现象。

e) 干式消弧线圈、接地变无异味。

f) 油浸式消弧线圈、接地变各部位密封应良好无渗漏。

g) 油浸式消弧线圈、接地变温度计外观完好、指示正常，储油柜的油位应与温度相对应。

h) 油浸式消弧线圈、接地变吸湿器呼吸正常，外观完好，吸附剂符合要求，油封油位正常。

i) 油浸式消弧线圈、接地变压力释放阀应完好无损。

变压器设备运行异常现象及处理方法

附录C：（资料性附录）设备运行异常现象及处理方法1．变压器设备1.1变压器在运行中，发生下列故障之一时，应立即将变压器停运，事后报告当值调度员和主管领导：(1)变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆炸声；(2)严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计指示限度；(3)套管有严重的破损和放电现象；(4)变压器冒烟着火；(5)当发生危及人身和设备安全的故障，而变压器的有关保护拒动时；(6)当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。

1.2当变压器发生下列情况之一时，允许先报告当值调度员和上级领导联系有关部门后，将变压器停运：(1)变压器声音异常；(2)变压器油箱严重变形且漏油；(3)绝缘油严重变色；(4)套管有裂纹且有放电现象；(5)轻瓦斯动作，气体可燃并不断发展。

1.3变压器油温的升高超过报警值时，应按以下步骤检查处理：(1)检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下正常的温度核对；(2)核对温度表；(3)检查变压器强迫冷却装置；(4)若温度升高的原因是由于冷却系统故障，且在运行中无法修复者，应将变压器停运修理；若不需停运修理时，则值班人员应申请调整变压器的负荷至允许运行温度下的相应容量。

(5)变压器在各种超额定电流方式下运行，若油温超过85℃，应立即申请降低负荷。

1.4 变压器自动跳闸处理：主变压器无论何种原因引起跳闸，一方面应尽快转移负载，改变运行方式。

另一方面查明何种保护动作。

应立即停止潜油泵，检查保护动作有无不正常现象，跳闸时变压器有无过载，输馈线路有无同时跳闸，除确认是误动作可以立即合闸外，应测量绝缘电阻并根据以下情况进行判断处理：(1)因过负载引起跳闸，在减少负载后将主变投入；(2)因输、馈电线路及其它设备故障影响越级跳闸时，若变压器绝缘电阻及外部一切正常，瓦斯继电器又无气体，可切除故障线路(设备)后恢复变压器运行；(3)保护未掉牌并无动作过的迹象，系统又无短路，检查各方面正常，此时应检查继电器保护二次回路及开关机构是否误动作，如果误动作，在消除缺陷后，可以恢复变压器运行。

变电站主变故障处置方案

变电站主变故障处置方案一、前期准备工作1.完成变电站主变设备的日常运行检查和维护工作，并确保设备状态正常。

2.建立变电站主变设备的完整档案，包括设备参数、运行记录、维护记录等。

3.配备足够的应急救援人员和设备，保证能够及时有效地应对各类故障。

二、故障发生时的初步分析1.在主变故障发生时，首先要对故障进行初步分析，判断故障类型和程度。

2.针对不同类型的主变故障，采取相应的应急处理措施，确保安全和电网的可靠性。

三、故障排除措施1.如果是主变设备内部故障，应立即切断故障主变，并同时将相应的备用主变切换到运行状态，以确保电网的稳定供电。

2.对于主变设备外部故障，应及时切断设备与电网之间的连接，以防止故障扩大，并采取必要的绝缘措施保障人员和设备安全。

3.对于故障扩大到其他设备的情况，应立即关闭相应的断路器或隔离开关，防止故障进一步蔓延，以保护电网各部分及人员安全。

四、紧急恢复电网运行1.在确认故障已排除后，应尽快进行主变设备的修复和恢复工作。

2.根据设备的维修和检修情况，制定详细的修复方案，确保设备正常恢复运行。

3.修复过程中，要确保安全可靠的电源供应，防止次生故障的发生，并在修复完毕后进行全面的设备检查和测试，确保设备性能符合规定。

五、故障事故分析和总结1.在故障处理完毕后，要进行事故分析，找出故障原因和故障点，总结经验教训，并提出相应的改进措施，以避免类似故障再次发生。

2.对于严重故障，应将故障情况和处理过程报送给上级部门，并按要求填写相关的事故报告。

3.在故障之后，要制定修复完成后的设备运行计划，并定期进行设备巡检和维护，以保证设备的正常运行。

总之，变电站主变故障的处置方案需要提前做好准备工作，包括设备的日常检查、维护和记录，以及配备应急救援人员和设备。

在故障发生时，要进行初步分析，并采取相应的措施进行故障排除。

紧急恢复电网运行后，要进行事故分析和总结，并提出改进措施，以预防类似故障再次发生。

以上方案旨在确保电网的稳定供电和人员安全，保障变电站的正常运行。

电力变压器常见故障及处理方法范文（二篇）

电力变压器常见故障及处理方法范文电力变压器是电力传输和配电系统中的重要设备之一，其作用是将高电压传输线路上的电能转换成适合用户使用的低电压。

然而，由于长期运行和环境因素等原因，电力变压器常常会遇到各种故障。

本文将介绍一些电力变压器常见的故障及其处理方法。

1. 绝缘老化绝缘老化是电力变压器常见的故障之一。

长期使用和高温环境会导致绝缘材料老化、干裂，使绝缘性能下降，甚至会出现击穿现象。

处理方法包括更换老化的绝缘材料、增强通风散热、降低电压和负载，定期进行绝缘测试和维护保养。

2. 短路故障变压器发生短路故障时，会导致大量电流流过绕组，产生强烈的电磁力和局部过热。

处理方法一般是立即切断供电，检查绕组是否短路，修复或更换故障部件，进行绝缘试验和运行试验。

3. 油泄漏电力变压器使用绝缘油来冷却和绝缘，如果绝缘油泄漏，将会造成电气性能下降和绝缘性能降低。

处理方法包括及时检查油位、密封件和设备连接处，修复或更换泄漏部件，补充绝缘油，并进行绝缘试验。

4. 温升过高变压器在长期工作过程中，由于负载变化和传热不良等原因，可能会导致温升过高。

处理方法包括优化变压器结构和散热系统，增加冷却设备数量，清洁冷却器和通风道，控制变压器负载等。

5. 震动和噪音电力变压器在运行过程中会产生震动和噪音，这可能是由于机械故障、磁噪声和过载等原因导致的。

处理方法包括定期检查设备连接、紧固件、绝缘件等，修复或更换故障部件，减少负载和提高运行稳定性。

6. 局部放电局部放电是由于绝缘材料或介质中存在缺陷，导致电场强度过高而引起的放电现象。

处理方法包括提高绝缘材料和介质的质量，定期进行绝缘测试和维护保养，增强通风散热等。

7. 电压波动电力变压器在接收和分配电能的过程中，可能会遇到电压波动的问题。

处理方法包括调整变压器的变比和电压比率，使用稳压器和电压调节器，控制电网负荷等。

8. 湿度和污染环境湿度和污染物会对电力变压器的正常工作产生一定的影响。

变压器运行中的各种异常及故障原因分析

变压器运行中的各种异常及故障原因分析(一）声音异常正常运行时，由于交流电通过变压器绕组，在铁芯里产生周期性的交变磁通,引起硅钢片的磁质伸缩，铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用以及绕组的导线之间的电磁力作用引起振动，发出的“嗡嗡”响声是连续的、均匀的，这都属于正常现象。

如果变压器出现故障或运行不正常，声音就会异常，其主要原因有：1。

变压器过载运行时，音调高、音量大，会发出沉重的“嗡嗡"声。

2。

大动力负荷启动时，如带有电弧、可控硅整流器等负荷时，负荷变化大，又因谐波作用，变压器内瞬间发出“哇哇”声或“咯咯”间歇声,监视测量仪表时指针发生摆动。

3。

电网发生过电压时,例如中性点不接地电网有单相接地或电磁共振时,变压器声音比平常尖锐，出现这种情况时,可结合电压表计的指示进行综合判断。

4. 个别零件松动时，声音比正常增大且有明显杂音，但电流、电压无明显异常，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺钉松动，使硅钢片振动增大所造成。

5。

变压器高压套管脏污，表面釉质脱落或有裂纹存在时，可听到“嘶嘶”声，若在夜间或阴雨天气时看到变压器高压套管附近有蓝色的电晕或火花，则说明瓷件污秽严重或设备线卡接触不良。

6. 变压器内部放电或接触不良,会发出“吱吱"或“劈啪"声，且此声音随故障部位远近而变化。

7。

变压器的某些部件因铁芯振动而造成机械接触时，会产生连续的有规律的撞击或磨擦声.8。

变压器有水沸腾声的同时,温度急剧变化，油位升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障或分接开关因接触不良引起严重过热，这时应立即停用变压器进行检查.9。

变压器铁芯接地断线时，会产生劈裂声，变压器绕组短路或它们对外壳放电时有劈啪的爆裂声，严重时会有巨大的轰鸣声,随后可能起火.（二)外表、颜色、气味异常变压器内部故障及各部件过热将引起一系列的气味、颜色变化。

1. 防爆管防爆膜破裂，会引起水和潮气进入变压器内，导致绝缘油乳化及变压器的绝缘强度降低，其可能为内部故障或呼吸器不畅.2. 呼吸器硅胶变色，可能是吸潮过度，垫圈损坏,进入油室的水分太多等原因引起。

运行中变压器的异常原因分析与处理

运行中变压器的异常原因分析与处理一、引言变压器是电力系统中不可或缺的重要设备，它承担着将高压输电线路的电能转变为低压供电线路所需的功能。

而变压器在长时间的运行中，难免会出现一些异常情况，可能会导致设备的损坏甚至造成事故，因此对于运行中变压器的异常原因进行分析并采取相应的处理措施显得尤为重要。

本文将就运行中变压器的异常原因进行详细的分析，并提出对应的处理方法，以期能够帮助相关从业人员更好地保障电力系统的安全稳定运行。

二、异常原因分析1. 变压器过载变压器过载是指变压器长时间工作在超过其额定负荷范围的工况下，这是导致变压器异常的一种常见原因。

变压器过载可能是由于系统负荷增加导致变压器的额定容量不足，也可能是由于变压器内部散热不良、冷却系统故障等原因导致的。

过载会引起变压器内部温度升高，从而导致绝缘材料老化，严重时甚至引发绝缘击穿，造成变压器的损坏。

处理方法：针对变压器过载问题，首先应对变压器的负荷情况进行合理规划和管理，避免长时间处于过载状态。

应保证变压器冷却系统的正常运行，定期清洗、检查冷却器、风机，确保其通风良好。

对于额定容量不足的情况，可以通过增加变压器容量或者分流负载来解决。

2. 绝缘老化变压器的绝缘系统是确保变压器正常运行的重要组成部分，而绝缘老化是导致变压器故障的另一常见原因。

绝缘老化可能是由于变压器长时间工作在高温状态下导致的，也有可能是由于潮湿、污染、电气应力等因素导致的。

处理方法：对于绝缘老化问题，首先应定期对变压器的绝缘系统进行检测和维护，定期检查变压器绝缘油的情况，确保其绝缘性能符合要求。

应保持变压器周围环境的清洁和干燥，避免绝缘系统被潮湿、污染等因素影响。

对于已经老化的绝缘部件，可以考虑更换或修复。

3. 短路变压器短路是指变压器内部或者与外部电路之间发生短路故障，短路可能由于绝缘损坏、绝缘击穿、涌入电压过高等原因引发。

短路会导致变压器内部电磁力和热力急剧增加，从而引起线圈和绝缘材料的损坏，甚至严重时引发火灾。

消弧线圈结构

一、消弧线圈结构一次系统图见图纸接地变压器可控硅电抗器接触器KM阻尼变阻箱温度探针二、控制器显示✧三相电压：显示PT柜的三相电压值。

✧零序电压：显示消弧线圈柜的二次零序电压值。

电容电流：自动运行时显示为系统发生金属性接地时流过接地点的电容电流间接测量值，手动方式下显示为发生金属性接地时消弧线圈在相应档位固定补偿的电感电流值（装置中所有显示的电流值均为折算到发生金属性接地时所对应的值）。

三、消弧线圈跳闸的几种情况：零序过压故障：当系统发生过压故障时（U0>过压设定值），装置使继电器动作将消弧线圈退出运行，主显示屏显示为零序过压跳闸状态，可在故障追忆中查看故障详细内容，复位后才能继续正常运行。

过流跳闸：接地时当检测到电感电流超出调节范围，装置使继电器动作将消弧线圈退出运行，主显示屏显示为过流跳闸状态，可在故障追忆中查看故障详细内容，复位后才能继续正常运行。

PT断线故障：当装置检测到三相电压正常，而没有零序电压时，装置使继电器动作推出运行，主显示屏会显示消弧PT断线故障，可在故障追忆里查看故障详细内容，复位后才能继续正常运行。

阻尼故障：当装置检测到发生阻尼投入故障、阻尼切除故障时，装置使继电器动作将消弧线圈退出运行。

主显示屏显示装置故障状态，可在故障追忆中查看故障详细内容，复位后才能继续正常运行。

温度过高报警和故障：当装置通过温控器检测到温度达到设定的报警值时，主屏幕会显示温度过高报警，温度低于报警值后，会自动恢复。

如果温度大于温度超限的设定值时，主屏幕会显示温度超限故障，并使继电器动作退出运行，可在故障追忆中查看故障详细内容，复位后才能继续正常运行。

补偿时间超限报警：当接地时间累积超过2个小时，电网仍然没有恢复正常情况，依然发生接地时，装置将会控制器继电器动作退出运行，主屏幕将显示补偿时间超限，可在故障追忆中查看故障详细内容，复位后才能继续正常运行。

电源失电：装置直流电源失电，消弧线圈跳闸。

柜门闭锁：在消弧线圈在运行状态，打开一次室柜门时，消弧线圈跳闸。

消弧线圈补偿原理及运行注意事项

消弧线圈补偿原理及运行注意事项一、消弧线圈补偿原理(1) 单相接地的一般过程间歇性电弧接地——稳定性电弧接地——金属性接地(2)弧光接地过电压及电弧电流发生单相间歇性弧光接地（弧光接地）时，由于电弧多次不断的熄灭和重燃，导致系统对地电容上的电荷多次不断的积累和重新再分配，在非故障相的电感—电容回路上引起高频振荡过电压。

对于架空线路，过电压幅值一般可达3.1～3.5倍相电压，对于电缆线路，非故障相的过电压可达4～71倍。

弧光接地时流过故障点的电弧电流为高频电流和工频电流的和，在弧光接地或电弧重燃的瞬间,已充电的相对地电容将要向故障点放电,相当于RLC 放电过程，其高频振荡电流为：t e CL U i t ωδsin -=其中：U 为相电压，δ＝R/2L ，ωo ＝1／，≈ωo （在输电线路中）过渡过程结束后，流过故障点的电弧电流只剩下稳态的工频电容电流。

(3)弧光接地的危害A 、加剧了电缆等固体绝缘的积累性破坏，威胁设备安全；B 、导致烧PT 或保险熔断；C 、导致避雷器爆炸；D 、燃弧点温度高达5000K 以上，会烧伤导线，甚至导致断线事故；E 、电弧不能很快熄灭，在风吹、电动力、热气流等因素的影响下，将会发展成为相间弧光短路事故；F 、电弧燃烧时会直接破坏电缆相间绝缘，导致相间短路事故的发生；G 、跨步电压高，危及人身安全；H 、高频电流对通讯产生干扰。

(4)工频接地电流与电弧间的关系A 、在接地的电容电流的允许值是小于30A 。

而20-63KV 的系统承受过电压的能力较差，所以，它的接地的电容电流的允许值是小于10A 。

B 、相同大小（小于10A ）的容性残流和感性残流均可起到消弧作用，所以当消弧线圈容量不足时，可采用前补偿调谐。

C 、补偿度（IcI k L）过大，系统残流超过可能超过10A ，可维持电弧燃烧，所以补偿度不宜过大。

3、消弧线圈补偿原理消弧线圈利用流经故障点的电感电流和电容电流相位差为180°，补偿电容电流减小流经故障点电流，降低故障相接地电弧两端的恢复电压速度，来达到消弧的目的。

变压器运行维护手册 (1)

• 有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行。 • 有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，两变压器的分接电压应尽量靠近。 • 应核对系统电压与分接额定电压间的差值，使其符合“变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%，对于特殊的使用情况（例如变压器的有功功率可以在任何方向流通），允许在不超过110%的额定电压下运行，对电流与电压的相互关系如无特殊要求，当负载电流为额定电流的K（K≤1）倍时，按以下公式对电压U加以限制
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绕组温度计风扇启动温度 80℃ 风扇停止温度 70℃ 报警温度 105℃ 跳闸温度 120℃ 注：变压器线圈的平均温升比油温升大约高 20～25 ℃。
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变压器的并联运行变压器并联运行的基本条件：联结组标号相同(必备条件) 在允许偏差范围内，各变压器的电压比要相等(必备条件) • 在允许偏差范围内，各变压器的短路阻抗要相等(必备条件) • 各变压器之间的容量之比应在0.5～2的范围 (重要条件)
• 压力释放阀：在变压器运行时，其接点应接于信号回路。 • 无励磁分接开关的运行维护： • 无励磁调压变压器在变换分接时，应多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污。在确认变换分接正确并锁定后，测量绕组的直流电阻，分接变换情况应作记录。 • 有载分接开关的操作及维护： • 应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化。 • 单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，宜三相同步电动操作。
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水冷却器的油压应大于水压。吸湿器完好，吸附剂干燥。引线接头、电缆、母线应无发热迹象。压力释放阀应完好无损。有载分接开关的分接位置及电源指示应正常。 • 气体继电器内应无气体。 • 各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮。 • 干式变压器的外部表面应无积污。

610kv消弧线圈设备运行检修规定

610kv消弧线圈设备运行检修规定一、设备运行规定1.1 装置检查1.每次运行前，必须检查610Kv消弧线圈设备的仪器与元件是否齐全，线路连接是否松动或脱落。

2.电缆连接必须牢固，接头外壳必须清洁，无明显异味和变异变形现象，并对设备接地进行检查，确认接地正常。

1.2 装置启动1.610Kv消弧线圈设备的运行必须由专业人员操作启动，禁止无专业知识人员进入机房或操作设备。

2.在正式启动前，必须按规定对仪表和设备进行校准和配合，确保设备运行规范、可靠、稳定。

3.启动过程中，必须注重仪表指示，检查各轮流开关是否正常，确保设备运行正常。

1.3 装置停机1.设备停机采用应急控制按键，保证安全穿越电压不大于10ms。

2.为保证设备停机前后的安全性，限定设备正常工作时，禁止随意切断电源。

二、设备检修规定2.1 定期检查1.对610Kv消弧线圈设备运行情况进行定期检查，每月至少检查一次。

2.检查内容应包括：开关操作是否灵敏、接线连接是否牢固，电源负载及其电流是否正常，电缆、水管是否漏水或有损伤等。

3.检查记录应详实可靠，检查结果应做出有效处理和记录。

2.2 加注润滑剂1.610Kv消弧线圈设备的扇形变压器，在冬季使用过程中要注意加注适量的润滑油，防止机器在偏冷部位出现卡的现象。

2.加注润滑油应该严格按照规定的时间和质量，并及时更换润滑油。

2.3 保养1.保养应根据要求交由专业维修人员完成。

2.保养前需清理维修区域，防止影响设备正常运行。

三、设备维修规定3.1 维护1.长时间停机或机器在冬天长时间不使用后，机器运行前必须做好设备维护工作。

2.维护前先检查零部件的连接情况，再进行整体清洗。

3.2 更换1.更换零部件前，必须离线，确保设备安全。

2.更换后必须仔细检查并确认联接安全可靠。

3.3 报修1.设备出现故障时，必须按规定及时报修。

2.审核故障原因后，进行必要的维修和更换。

四、安全防护规定4.1 禁止私拉乱接1.禁止设备工作和维修过程中私拉乱接电源线。

变配电设备的运行与维护

一、变配电设备的巡视及规定一巡视的重要性变配电设备包括变电设备主变压器和配电设备;对他们的运行维护工作至关重要,变配电设备的正常运行,是保证安全供配电的关键;主变压器是变电所内的核心设备,通过对他的监视检查,可以监督其运行情况,随时了解变压器的运行状态,及时发现变压器存在的缺陷或所出现的异常情况,从而采取相应的措施来防止事故的发生或扩大,以保证安全可靠的供电;配电设备担负着受电和配电任务,是变配电艘的重要组成部分;对配电设备同样也应定期巡视检查,以便及时发现运行中出现的设备缺陷或故障,并采取相应的措施予以消除;二巡视期限对变配电设备与其是户外装置部分的巡视期限,一般有如下规定：1有人值班的变配电所,应每日巡视一次或夜间在巡视一次;35KV级以上的变配电所,则要求每班三班制巡视一、二次;2无人值班的变配电所,应在每周的高峰负荷时巡视一次或隔夜巡视一次;3在雷雨、暴风雨、雨夹雪及浓雾等恶劣天气时,应对室外装置进行白天或夜间的特殊巡视; 4对外在多尘或含腐蚀性气体等不良环境中的变配电设备,巡视次数要适当增加;无人值班的,每周巡视不应少于两次并因昨夜简巡视;5变配电设备或装置在出现异常或发生事故后,要及时进行特殊巡视检查,以密切监视变化;三巡视线路确定巡视路线的原则是：根据室内外变配电设备与装置的具体布局,应能够巡视到全部设备而没有重复路线;为提高工效,巡视线路要以最短为宜;四巡视注意事项1值班员在巡视检查时,要以高压部分及重点设备为主,但也不应放过抵押部分与一般设备的细微变化;2巡视高压设备时,要注意路面高低、购坑或电缆沟改版的破损处,巡视中进出高压室时,必须随手将门关上锁好;高压室的钥匙至少应有三把,由值班人员负责保管,安置移交;3巡视电气设备时,人体育带电导体间的距离应答与安全距离;不同电压下的最小安全距离规定是：10KV及以下高压为米,35KV为1米,110KV为米;4巡视只许在遮栏外边进行,禁止移开或越过遮拦;遮拦距带电导体的最小安全距离规定是：10KV及以下高压为米,35KV为米,110KV为米;5巡视时不得对设备进行任何操作和工作,且禁止接触高压电气设备的绝缘部分;雷雨天气需要巡视室外高压设备时,应穿绝缘靴并不得靠近避雷针及避雷器;二、变配电设备巡视检查的方法变电所电气设备巡视检查的方法：①通过运行人员的眼睛、耳朵、鼻嗅、手触为主要检查手段,发现运行中设备的缺陷及隐患；②使用工具和仪表,进一步探明故障性质;较小的障碍也可现场及时排除;常用的巡视检查方法有：1目测法;目测法就是值班人员用肉眼对运行设备可见部位的外观变化进行观察来发现设备的异常现象;如变色、变形、位移、破裂、松动、大伙冒烟、渗油漏油、断股断线、闪络痕迹、异物搭挂、腐蚀污秽等都可以通过目视法检查出来;目测法是设备巡查最常用的方法之一.2耳听法;变电所的一、二次电磁式设备如变压器、互感器、继电器、接触器等;正常运行通过交流点后,其线路铁心会发出均匀节律和一定响度地嗡嗡声;运行值班人员应该熟悉掌握声音的特点;当设备出现故障,回家着杂音,甚至有噼啪的放电声,可以通过正常时和异常时的音律、音量的变化来判断设备故障的发生和性质;3鼻嗅法; 电气设备的绝缘材料一旦过热会使周围的空气产生一种异味;这种异味对正常巡查人员来说是可以嗅别出来的;当正常巡查中嗅到这种异味时,应仔细巡查观察,发现过热的设备与部位,直至查明原因;4手触法;对带电的高压设备,运行中的变压器、消弧线圈的中性点接地装置,禁止用手触法测试;多不带电且外壳可以接地的设备,检查其温度或温升时需要用手触法检查;二次设备发热、振动等可以用手触法检查;三、一次设备的巡视检查一变压器的巡视检查1.监视仪表及抄表值班人员应根据控制盘上的仪表来检视变压器的运行情况,电压不能过高或过低,负荷电流不应超过额定值,每小时应抄表一次;过负荷运行每半小时抄表一次;2.变压器的一般巡视检查1检查油枕及充油桃管内油位、油色是否正常;2检查变压器上层油温;一般油浸自冷变压器上层油温应在85oC以下,强油风冷和强油水冷变压器应在75oC以下;同时,还要监视变压器的温升不超过规定值;3检查变压器的响声;变压器正常运行时,一般有均匀的嗡嗡电磁声,如内部有噼啪的放电声则可能绕组绝缘有击穿现象;如出现不均匀的电磁声,可能是铁芯的穿心螺栓或螺母有松动;出现异常情况无法处理时,要向有关部门及时汇报;4检查变压器套管应清洁,无破损列文继刚电现象;5检查冷去装置的运行是否正常;6检查变压器的呼吸器是否通畅,硅胶不应吸潮至饱和状态;7检查防爆管上的防暴膜是否完整无破损;8变压器主附设备应不漏油、渗油;9外壳接地是否良好;10检查气体继电器是否充满油、无气体存在;3.变压器的特殊巡视检查1当系统发生短路故障或变压器故障跳闸后,应立即检查变压器有无位移、变形、断脱、爆裂、焦味、闪络、喷油等现象;2雷雨后,应检查套管有无放电闪络,避雷器的放电记录器的动作情况;3大风时,应检查引线有否松动,摆动是否过大,有否搭挂杂物;4雾天、毛毛雨,应检查套管、瓷瓶有无电晕和放电闪络;5气温骤冷或骤热,应检查油温和油位是否正常;6过负荷运行时,检查各部位是否正常,冷却系统运行是否正常;7新投或大修后投运几小时应检查散热器散热情况,气体继电器的动作情况;8 下雪天气应检查引线接头部分,是否有落雪立即融化或蒸发冒气现象,导电部分因无冰柱;二互感器的巡视检查1.电压互感器的检查1电压互感器的瓷瓶应清洁无裂纹、无破损及放电痕迹;2运行中的电压互感器发出的嗡嗡声是否正常,有无放电声和异常;3油色和油位是否正常,有无渗油和漏油,呼吸器的硅胶是否受潮变色;4检查一、二次侧贿赂接线是否牢固,各接头有无松动;5检查二次侧接地是否牢固且接触良好;6检查电压互感器一、二次熔断器是否完好;7检查一次隔离开关及辅助接点接触是否良好;2.电流互感器的巡视检查1检查电流互感器各接头是否有发热及松动现象;2检查电流互感器的二次侧接线是否牢固可靠;3检查油色和油位是否正常,有无渗油和漏油,呼吸器的硅胶是否受潮变色;4检查瓷瓶是否清洁、无破损裂纹及放电痕迹;5检查运行行中的电流互感器发出的嗡嗡是否正常;满负荷运行时有无异常气味;三断路器的巡视检查1.断路器的正常巡视检查1检查次套管是否清洁,无破损裂纹和放电痕迹;2检查各连接头接触是否良好,有无发热松动;3检查绝缘拉杆及拦杆瓷瓶是否完好无缺陷,连接软铜片完整无断片;4检查分合闸机械指示器与断路器实际状况是否对应;5检查室外操作机构箱的门盖是否关闭严密;6检查操作机构的连杆、拉杆瓷瓶、弹簧是否清洁无腐蚀,无杂物卡阻;7检查端子箱内二次线端子是否受潮,有否锈蚀现象;8真空断路器应检查真空包是否完整,又无损裂,变色现象;9SF6断路器应检查SF6的压力指示,并通过等密曲线进行换算,看压力指示是否正常;10对采用液压操作的断路器,应检查其油压是否正常,高、低压油回路有否漏、渗有现象;2.断路器的特殊巡视检查1在事故跳闸后,应对断路器应进行下列检查：1本体个部分有无位移、变形、松动和损怀现象,瓷件有无断裂;2各引线接点又无法热和融化;3分合闸线圈有无焦味;2高峰负荷时应检查断路器各连接部位有发热、变色、打火;3大风过后应检查应检查有无松动断股;4雾天或雷雨后应检查瓷套管有否闪络痕迹;5雪天应检查各接头处积雪是否融化;6骤热骤冷应检查油位是否正常;四隔离开关的巡视检查1隔离开关本体检查;本体应该完好,三相触头在合闸室同期到位,无错位或不同期到位的现象;2隔离开关触头检查1触头应平整光滑、无赃污锈蚀变形；2动、静触头间接触良好,无应接触不良引起过热发红或局部放电现象 ;3触头弹簧或弹簧片完好,无变形损坏;3绝缘子的检查;隔离开关各支持绝缘子应清洁完好,无放电闪络,无机械损坏;4操作机构检查;操作机构各部件无变形锈蚀、无机械损伤,部件之间连接牢固、无松动脱落现象;5接地部分检查;对于接地的隔离开关,其触头接触应良好,接地牢固可靠,接地体可见部分应完好;6底座检查;底座连接轴上的开口销应完好,底座法兰无裂纹,法兰螺丝紧固无松动;五母线及电缆的巡视检查1.母线的巡视检查1多股软母线有无断股,硬母排有否变形,母排上的示温片有否变化;2设备线卡、金具是否紧固,连接处有无发热、伸缩现象;3瓷瓶是否清洁完好,有无放电痕迹;4架构接地是否完好;2.电缆的巡视检查1检查电缆头是否有渗漏油、发热熔化、放电等现象;2检查电缆外皮又无损伤,外皮接地是否良好;3检查电缆沟是否有积水和渗水;4检查沟内是否有不准堆放的杂物和易燃品;5检查电缆支架是否牢固,应无松动或锈烂现象;六电容器装置的巡视检查1套管和支持瓷瓶应清洁、无破损、无放电痕迹;2电容器外壳不变形、无渗漏油;3电容器内部无异常放电声;4各连接部位接触良好,无法热现象;5检查电容器单台保护熔断器应完好,无熔断;6检查电容器是否在额定电压和额定电流下运行;如运行典雅超过额定电压的10%,运行电流超过额定电流的30%时,应将电容器推出运行;七消弧线圈的巡视检查1.运行表计监视1正常运行中应监视消弧线圈的相关电压、电流、温度表计,并定是抄录;2电网发生单相接地时,应监视各相关表计和信号音响,判断故障相并向调度员汇报;3单相接地故障尚未排除而消弧线圈通过补偿电流运行时,其上层油温不超过95oC,允许时间不超过铭牌规定的时限;2.巡视检查项目1上层油温、有为是否正常,有色是否发墨;2消弧线圈正常运行十五电流通过,无响声,系统故障时有嗡嗡声,但无杂音;3因线连接应牢固,外壳接地和中性点接地应紧密无松动;4油箱清洁无渗漏油;5瓷瓶套管清洁无损坏;6其他同检查变压器项目;四、二次系统的巡视检查一直流系统的巡视检查1.直流母线电压的检查直流母线电压允许在220-230V之间变动,一般保持在225V为宜;电压过高,会造成设备损坏或引起绝缘老化,电压过低会是保护及自动装置或降低其动作的灵敏度;2.直流盘各装置的检查直流盘商表计、信号灯具完好,闪光装置良好,各操作把手操作无卡阻、刀闸触头接触良好;3.直流系统绝缘监察装置检查检查该装置指示表计是否完好,检查直流系统正负极对地指示是否为零;经检查如发现直流系统一点接地,不允许继续运行;4.硅整流电容储能直流装置的巡视检查1检查硅整流器的输入和输出电压是否在正常值范围;2接触器、继电器和调压器的触电是否接触良好,又无过热和放电现象;3调压器转动手柄是否灵活,又无卡阻;4硅整流员兼应清洁,连接的焊点或螺栓牢固无松动;5检查电容器的开关应在充电位置,电容器外壳洁净无变形、无放电；连接线无虚焊、断线;二继电保护、自动装置的巡回检查1检查表计是否正确完好;2检查各种灯光、音响信号设备：监视灯、指示灯是否正确,光字牌灯泡是否完好,试验警铃、蜂鸣器是否完好,保护动作后信号继电器是否掉牌;3检查各操作部件：小熔断器、下闸刀、切换工具、压板、连接片是否在正确的位置上并接触良好;4二次维护检查：值班员应定期清扫二次线路、端子排、表盘、继电器外壳,但要严防误碰设备;巡视检查各二次接线端、继电器接点、线圈外观是否正常;5若断路器自动跳闸,要检查保护动作情况,并查明原因;试送时,将所有保护装置的信号复归;6定期做重合闸试验五、附助设备的巡视检查一所用变压器的巡视检查1检查高压熔断器接触是否良好;2检查低压配电盘箱上的指示表计是否正常,低压总开关或熔断器接触是否良好;其他可参照变压器的巡视检查项目进行二防雷设备的巡视检查1避雷针、避雷器、避雷线的鄞县街头是否牢固、有无断股现象,焊接点有否脱落; 2瓷套是否清洁,有否破损和放电痕迹;3避雷器的放电指示器动作是否正常;4避雷器有否断裂倾斜,铁件有无锈蚀,各连接部分是否牢固,挤出有否沉陷;5各防雷设备的接地线是否牢固可靠;三房屋建筑屋的巡视检查1检查主控室、高压室、配电室的门窗是否严密,有无笑送物进入孔洞;2房屋有否漏水、渗水现象;3室内雨季排水是否良好;4所有的建筑物和设备基础是否牢固,有否下沉;。