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摘 要：水利发电厂日常工作的重点是确保变压器的安全运营，我们通过对变压器异常情况以及常见故障的分析进行提高变压器的使用效率和高效性，在出现故障时及时采取有效措施确保设备的安全运行。近几年，为适应国家用电需求，发展了一批新型、优质的变压器，使输变电网络的变压器装备更趋先进，供电更可靠，用电更趋低价。鉴于此，本文就大型水电站500kV主变压器故障诊断分析及处理展开探讨，以期为相关工作起到参考作用。
关键词：水电站；变压器；中温过热
1 500kV主变常见故障分析
1.1 500kV主变冷却控制装置故障分析
对500kV主变压器冷却控制装置在运行过程中出现的故障进行分析。当前无功补偿存在的关键技术问题：主变压器是电网中的核心设备，在升、降压过程中，能否安全运行，关系到电网的安危。运行时，由于变压器的空载损耗和负载损耗会产生大量的热量，变压器的油温会随着变压器负载和环境温度的增加而上升，为保证变压器油温不超过变压器绝缘所允许的温度，必须采取有效的方式进行冷却。当冷却系统（指风扇、潜油泵、冷却水系统等）发生故障而被迫要求停用冷却装置设备时，应进行以下处理：当变压器控制盘上显示出“冷却装置工作电源故障”或“备用电源故障”等有光亮的字的提示时，或者出现“冷却水中断”提醒，应立即查明原因，使变压器恢复工作。
1.2 500kV变电站主变压器运行保护措施
500kV变电站的日常保护要做好以下几个方面：一是温度监控措施。设备在运行时会伴随着产生很多热能，提升了设备的温度，若不能控制好设备的实时温度变幅，其工作性能可能大打折扣，甚至影响到变电站的安全性能。要时刻监测好变电站主变压器的温度、变压器上层油的温度变化、基础线圈的温差。要根据设备说明书，严格控制好变压器上层油温，避免其大于85℃，一旦超过，就立刻产生警报。二是变压器工作风险防范机制。变压器故障的发生，可能会导致电力安全事故。要总结变压器可能会产生的故障以及相应的解决办法，最小化可能带来的损失，保证变电站的稳定运行。选择将电路快速切断是对基础变压器最好最快的保护方式。当出现超负荷的过电流时，则可以不切断电流，但要保证及时将情况汇报给相关工作人员，做好相应的工作准备。温度继电器在温度出现超限时作用巨大，可以完成信号输送。三是要使变压器在其适宜的条件下进行工作，严格控制其工作功率在额定容量范围内。因此，要对变压器进行集中式調度，确保其稳定额度，另外，要确保其运行电压相比于相应分接头的实际额定电压数值，要小于百分之五。
1.3 500kV主变压器保护动作分析
本部分基于继电保护展开，继电保护系统是高度智能化和自动化的模式，在工作中能够自动、高效地将出现故障的元件从电力系统中隔离出来避免造成进一步的损失和伤害，使得500kV变压器中其他没有出现故障的元件不受影响的正常运行。反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件而出现反应的信号，这样一来，更加有利于值班人员及时做出应急措施并处理，或者是说，由装置自动进行调整，或将那些继续运行就会引起损坏或者可能发生危险的电气设备切断联系。
1.4 变压器空负载故障分析以及注意事项
断开变压器，退出变压器本体保护等，将变压器各绕组接地放电，对大容量变压器应充分放电（5min以上），放电时应用绝缘棒等工具进行。拆除或断开对外的一切连缘。搭接试验电源，需先用万用表测量，确定其试验电源电压为220V或380V，并用频率表测量试验电的测量表计。并用专用栏将试验场地隔离，并向外悬挂“止步、高压危险”标示牌。
注意事项：
（1）试验应在额定分接头下进行，要求施加的电压为正弦波形和额定频率的额定电压。
（2）试验电压应保持稳定。
（3）接线时必须注意功率表电流线圈和电压线圈的极性，功率表的指示可能是正值也可能是负值。
（4）空负荷试验时互感器的极性必须连接正确，一、二次连接相对应、二次端子与表计极性的连接相对应。还须注意，互感器的二次端子中有一个应安全接地，对三相互感器或三只单相互感器，应是同名端、同一接地点接地。
（5）为了使测量结果准确，连接导线应有足够的截面，电流线不小于2.5mm2、电压线不小于1.5mm2，且接触良好。当被试变压器本身损耗较小时，应将测量的损耗值减去试验仪表本身的损耗。
（6）三相变压器分相空负荷试验时，使用的短路线不小于2.5mm2，在短路时不要与变压器外壳连接。
（7）若发观表计指示异常，被试变压器有放电声、异响、冒烟、喷油等异常情况，立即断开电源停止试验，查明原因，加以处理，否则不能继续试验。
（8）在进行低电压空负荷试验时，应放在绝缘电阻、泄漏电流测量之前进行测量。由于变压器的绝缘电阻、泄漏电流测量施加的是直流电压，无论如何放电，它都会在变压器铁芯中产生剩磁，在进行低电压空负荷试验时会影响测量结果，使试验人员发生误判断，发生这种情况时应将试验电压升高，以抵消剩磁的影响。
2 预防500kV主变故障采取的措施
2.1 控制变压器油温
对于正常运行强迫油循环的变压器，上层油温控制在85℃，自冷或风冷变压器上层油温控制在95℃；对于限制运行强迫油循环变压器，上层油温控制在75℃，自冷或风冷变压器上层油温控制在85℃。
2.2 合理分配负荷
避免单一变压器长期保持高负荷运行，保证冷却系统正常运行，冷却器能够正常散热，如在夏季高负荷到来前对风冷系统进行水冲洗，确保散热器工作正常，增大散热效率。
2.3 控制变压器外部短路
变压器三侧选择质量可靠的断路器，低压侧采取绝缘化措施。
2.4 采用半硬自粘导线 早期变压器大部分未采用半硬自粘导线，建议结合设备大修和故障处理情况，将未采用半硬自粘导线的变压器更换为半硬自粘导线；对新订货变压器明确要求绕组采用半硬自粘导线。
2.5 加强带电检测和在线监测
除定期检修预试项目外，还要加强带电检测和在线监测，包括油色谱、微水测试，铁心及夹件接地电流测试、接地导通试验、红外测试、紫外成像、超声局放测试等，及时掌握设备运行状态。
2.6 开展绕组变形测试
利用频率响应分析法（FRA）、超声检测法、低压脉冲法（LVI）、阻杭电压法、视频窥视检测法等，进行绕组变形测试。
2.7 严格控制监造和运输
加大对变压器生产企业的监造力度，确保变压器不存在制造工艺及设计方面的重大缺陷。为防止运输冲撞或由于绕组的机械强度太差，造成绕组损伤，除要求在结构设计中使用可靠的器身定位装置外，在运输过程中还应作好相应的安全措施避免在运输中发生位移。
3 结语
500kV变压器是发电厂和变电站的主要设备之一，本文结合500kV变压器经对输变电系统中变压器常见的故障进行分析，并对相应故障的处理方法进行了总结，对确保变压器的安全稳定运行有一定的参考意义。由于变压器故障并非某单一因素的反应，而是涉及到各种各样的原因，甚至假象。因此，在有必要时必须进行变压器的特性试验及综合分析，才能准确、可靠的找出故障的原因，判断故障性質，提出较完善的处理办法，确保变压器的安全运行。
参考文献
[1]孙建学.浅谈水电站运行中机电设备的故障处理[J].小水电，2017（02）：28-29.
[2]周朗.浅析主变压器声响异常的原因及应对措施[A].中国武汉决策信息研究开发中心、决策与信息杂志社、北京大学经济管理学院.决策论坛——如何制定科学决策学术研讨会论文集（下）[C].中国武汉决策信息研究开发中心、决策与信息杂志社、北京大学经济管理学院：《科技与企业》编辑部，2015：2.
[3]黄建琼，季杰，蔡显岗，陈熙平.水电站主变压器高压侧接地故障传递电压对发电机定子接地保护的影响[J].四川电力技术，2014，37（01）：88-91.
[4]邹文华.李家峡水电站主变非电量保护的运行分析[J].中国高新技术企业，2013（23）：121-122.
关键词：水电站；变压器；中温过热
1 500kV主变常见故障分析
1.1 500kV主变冷却控制装置故障分析
对500kV主变压器冷却控制装置在运行过程中出现的故障进行分析。当前无功补偿存在的关键技术问题：主变压器是电网中的核心设备，在升、降压过程中，能否安全运行，关系到电网的安危。运行时，由于变压器的空载损耗和负载损耗会产生大量的热量，变压器的油温会随着变压器负载和环境温度的增加而上升，为保证变压器油温不超过变压器绝缘所允许的温度，必须采取有效的方式进行冷却。当冷却系统（指风扇、潜油泵、冷却水系统等）发生故障而被迫要求停用冷却装置设备时，应进行以下处理：当变压器控制盘上显示出“冷却装置工作电源故障”或“备用电源故障”等有光亮的字的提示时，或者出现“冷却水中断”提醒，应立即查明原因，使变压器恢复工作。
1.2 500kV变电站主变压器运行保护措施
500kV变电站的日常保护要做好以下几个方面：一是温度监控措施。设备在运行时会伴随着产生很多热能，提升了设备的温度，若不能控制好设备的实时温度变幅，其工作性能可能大打折扣，甚至影响到变电站的安全性能。要时刻监测好变电站主变压器的温度、变压器上层油的温度变化、基础线圈的温差。要根据设备说明书，严格控制好变压器上层油温，避免其大于85℃，一旦超过，就立刻产生警报。二是变压器工作风险防范机制。变压器故障的发生，可能会导致电力安全事故。要总结变压器可能会产生的故障以及相应的解决办法，最小化可能带来的损失，保证变电站的稳定运行。选择将电路快速切断是对基础变压器最好最快的保护方式。当出现超负荷的过电流时，则可以不切断电流，但要保证及时将情况汇报给相关工作人员，做好相应的工作准备。温度继电器在温度出现超限时作用巨大，可以完成信号输送。三是要使变压器在其适宜的条件下进行工作，严格控制其工作功率在额定容量范围内。因此，要对变压器进行集中式調度，确保其稳定额度，另外，要确保其运行电压相比于相应分接头的实际额定电压数值，要小于百分之五。
1.3 500kV主变压器保护动作分析
本部分基于继电保护展开，继电保护系统是高度智能化和自动化的模式，在工作中能够自动、高效地将出现故障的元件从电力系统中隔离出来避免造成进一步的损失和伤害，使得500kV变压器中其他没有出现故障的元件不受影响的正常运行。反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件而出现反应的信号，这样一来，更加有利于值班人员及时做出应急措施并处理，或者是说，由装置自动进行调整，或将那些继续运行就会引起损坏或者可能发生危险的电气设备切断联系。
1.4 变压器空负载故障分析以及注意事项
断开变压器，退出变压器本体保护等，将变压器各绕组接地放电，对大容量变压器应充分放电（5min以上），放电时应用绝缘棒等工具进行。拆除或断开对外的一切连缘。搭接试验电源，需先用万用表测量，确定其试验电源电压为220V或380V，并用频率表测量试验电的测量表计。并用专用栏将试验场地隔离，并向外悬挂“止步、高压危险”标示牌。
注意事项：
（1）试验应在额定分接头下进行，要求施加的电压为正弦波形和额定频率的额定电压。
（2）试验电压应保持稳定。
（3）接线时必须注意功率表电流线圈和电压线圈的极性，功率表的指示可能是正值也可能是负值。
（4）空负荷试验时互感器的极性必须连接正确，一、二次连接相对应、二次端子与表计极性的连接相对应。还须注意，互感器的二次端子中有一个应安全接地，对三相互感器或三只单相互感器，应是同名端、同一接地点接地。
（5）为了使测量结果准确，连接导线应有足够的截面，电流线不小于2.5mm2、电压线不小于1.5mm2，且接触良好。当被试变压器本身损耗较小时，应将测量的损耗值减去试验仪表本身的损耗。
（6）三相变压器分相空负荷试验时，使用的短路线不小于2.5mm2，在短路时不要与变压器外壳连接。
（7）若发观表计指示异常，被试变压器有放电声、异响、冒烟、喷油等异常情况，立即断开电源停止试验，查明原因，加以处理，否则不能继续试验。
（8）在进行低电压空负荷试验时，应放在绝缘电阻、泄漏电流测量之前进行测量。由于变压器的绝缘电阻、泄漏电流测量施加的是直流电压，无论如何放电，它都会在变压器铁芯中产生剩磁，在进行低电压空负荷试验时会影响测量结果，使试验人员发生误判断，发生这种情况时应将试验电压升高，以抵消剩磁的影响。
2 预防500kV主变故障采取的措施
2.1 控制变压器油温
对于正常运行强迫油循环的变压器，上层油温控制在85℃，自冷或风冷变压器上层油温控制在95℃；对于限制运行强迫油循环变压器，上层油温控制在75℃，自冷或风冷变压器上层油温控制在85℃。
2.2 合理分配负荷
避免单一变压器长期保持高负荷运行，保证冷却系统正常运行，冷却器能够正常散热，如在夏季高负荷到来前对风冷系统进行水冲洗，确保散热器工作正常，增大散热效率。
2.3 控制变压器外部短路
变压器三侧选择质量可靠的断路器，低压侧采取绝缘化措施。
2.4 采用半硬自粘导线 早期变压器大部分未采用半硬自粘导线，建议结合设备大修和故障处理情况，将未采用半硬自粘导线的变压器更换为半硬自粘导线；对新订货变压器明确要求绕组采用半硬自粘导线。
2.5 加强带电检测和在线监测
除定期检修预试项目外，还要加强带电检测和在线监测，包括油色谱、微水测试，铁心及夹件接地电流测试、接地导通试验、红外测试、紫外成像、超声局放测试等，及时掌握设备运行状态。
2.6 开展绕组变形测试
利用频率响应分析法（FRA）、超声检测法、低压脉冲法（LVI）、阻杭电压法、视频窥视检测法等，进行绕组变形测试。
2.7 严格控制监造和运输
加大对变压器生产企业的监造力度，确保变压器不存在制造工艺及设计方面的重大缺陷。为防止运输冲撞或由于绕组的机械强度太差，造成绕组损伤，除要求在结构设计中使用可靠的器身定位装置外，在运输过程中还应作好相应的安全措施避免在运输中发生位移。
3 结语
500kV变压器是发电厂和变电站的主要设备之一，本文结合500kV变压器经对输变电系统中变压器常见的故障进行分析，并对相应故障的处理方法进行了总结，对确保变压器的安全稳定运行有一定的参考意义。由于变压器故障并非某单一因素的反应，而是涉及到各种各样的原因，甚至假象。因此，在有必要时必须进行变压器的特性试验及综合分析，才能准确、可靠的找出故障的原因，判断故障性質，提出较完善的处理办法，确保变压器的安全运行。
参考文献
[1]孙建学.浅谈水电站运行中机电设备的故障处理[J].小水电，2017（02）：28-29.
[2]周朗.浅析主变压器声响异常的原因及应对措施[A].中国武汉决策信息研究开发中心、决策与信息杂志社、北京大学经济管理学院.决策论坛——如何制定科学决策学术研讨会论文集（下）[C].中国武汉决策信息研究开发中心、决策与信息杂志社、北京大学经济管理学院：《科技与企业》编辑部，2015：2.
[3]黄建琼，季杰，蔡显岗，陈熙平.水电站主变压器高压侧接地故障传递电压对发电机定子接地保护的影响[J].四川电力技术，2014，37（01）：88-91.
[4]邹文华.李家峡水电站主变非电量保护的运行分析[J].中国高新技术企业，2013（23）：121-122.