10kV 变压器检修与维护研究

10kV 变压器广泛应用于工业、商业及居民配电网络，是电力传输与分配的关键环节。其长期运行中易受绝缘老化、过载、短路等因素影响，导致故障风险增加。传统定期检修模式存在盲目性和维护过度的问题，而状态检修与智能化技术为提升检修效率提供了新思路。

一、10kV 变压器常见故障及成因

1.1 过热故障

油浸式变压器的过热多源于铁芯多点接地（涡流损耗增大）、绕组匝间短路（局部电流过大）或冷却系统失效（如散热器堵塞），表现为顶层油温超过 85% （环境温度 30% 时）、油色发黑。干式变压器则因通风不良（如配电室积尘堵塞散热通道）、绕组绝缘老化（散热能力下降）导致过热，绕组热点温度可达 120% 以上（超过允许值 105^qC ）。

1.2 绝缘故障​

绝缘老化是主要诱因：油浸式变压器的绝缘油因氧化（酸值超过0.1mgKOH/g ）、受潮（含水量超过 30ppm ）导致绝缘强度下降；干式变压器的环氧树脂绝缘层因紫外线照射（户外安装未加防护）、局部放电（粉尘附着导致电场畸变）出现裂纹。

1.3 渗漏油与机械故障

油浸式变压器的密封垫（如法兰接口、瓷瓶底座）因老化（使用超过5 年）、安装不当（螺栓松紧不均）出现渗油，不仅造成油位下降，还可能因潮气侵入加速绝缘老化。机械故障包括分接开关接触不良（调节档位时电阻过大）、铁芯夹紧螺栓松动（产生振动噪声）等，表现为变压器运行噪声超过65dB（正常运行不超过55dB）、电压调节失效。

二、10kV 变压器检修关键技术

2.1 状态监测技术应用

带电检测：采用红外热像仪检测变压器表面温度分布（如绕组、套管、油箱的温差超过10K 时预警）；用超声波检测仪检测局部放电（放电量超过100pC 时需进一步排查）；油浸式变压器通过油样检测（色谱分析、介损测试）判断绝缘状态（如总烃含量超过 150μL/L 时存在过热风险）。

在线监测：在关键部位安装传感器（如油温传感器、油位传感器、局部放电传感器），数据实时传输至运维平台。

2.2 故障诊断与检修方法

过热故障检修：若红外检测发现铁芯过热，需吊芯检查接地情况（拆除多余接地片，确保单点接地）；绕组过热时，测量直流电阻（三相电阻不平衡率超过 2% 时需重新紧固或更换绕组）；冷却系统故障需清洗散热器（油浸式）或清理通风通道（干式），必要时更换风扇。

绝缘故障检修：油浸式变压器绝缘油受潮时进行真空滤油（含水量降至 15ppm 以下），氧化严重时更换新油；干式变压器绝缘层裂纹需用环氧树脂修补，严重时整体更换绕组；套管积污需停电清扫（用绝缘清洗剂），瓷瓶破损时直接更换。

2.3 不同类型变压器的检修重点

油浸式变压器：重点监测油质（每半年检测一次介损、酸值）、油位（避免低于最低刻度）和密封状态；每2-3 年进行一次吊芯检修（检查铁芯、绕组及分接开关）。

干式变压器：侧重绝缘状态（每年检测一次绝缘电阻，⩾1000MΩ ）和散热系统（每季度清理一次防尘网）；户外安装的需每半年检查外壳防护（防止雨水侵入）。

柱上变压器：额外关注引线连接（每季度检查一次线夹有无过热）、基础固定（防止倾斜导致漏油）和防雷装置（每年检测一次接地电阻，⩽4Ω ）。

三、 10kV 变压器预防性维护策略

3.1 分级维护周期规划

3.1.1 正常运行（运行 ⩽5 年、负荷率 ⩽80% ）

每 6 个月开展一次全面外观检查，重点排查箱体接缝、阀门接口处是否存在渗油现象，及时清理表面积污，避免污秽物堆积引发爬电风险；同步监测油浸式变压器的油位高度，确保油位处于正常标线范围。每年开展绝缘电阻和直流电阻检测，通过绝缘电阻测试仪测量各绕组间及绕组对地的绝缘阻值，判断绝缘系统状态；利用直流电阻测试仪对比三相直流电阻值，分析绕组是否存在断股、焊接不良等缺陷。

3.1.2 高负荷运行（负荷率 >80% 或工业用户）

每 3 个月安装温度传感器对变压器油温进行实时监测，建立油温变化数据库，结合负荷曲线分析散热效率；针对油浸式变压器，每半年开展油色谱分析，检测溶解气体成分及含量，提前发现局部过热、放电等潜伏性故障；干式变压器则需监测绕组热点温度，采用红外测温仪对绕组端部、引线连接处等关键部位进行扫描，防止局部过热。

3.2 日常维护关键措施

3.2.1 清洁与防护

定期清理变压器表面及周围1.5 米范围内的杂草、塑料薄膜等杂物，避免异物进入变压器内部或引发火灾隐患。针对户外变压器，在高压套管上方加装防雨罩，防止雨水冲刷导致瓷套表面污闪；干式变压器每季度使用压力不超过 0.3MPa 的干燥压缩空气，沿绕组轴向均匀吹扫，清除吸附在绝缘表面的灰尘和金属碎屑，操作时需保持 20cm 以上安全距离，防止气流冲击损伤绝缘层。

3.2.2 参数监测记录

建立“一器一档”数字化维护台账，详细记录每次检测的油温、绕组温度、绝缘电阻、直流电阻、油色谱数据等参数。运用数据分析软件绘制关键参数趋势曲线，例如当油温年增长超过 5℃或绝缘电阻下降速率超过 10% 时，系统自动触发预警，提示运维人员开展专项检查，提前预判设备异常。

3.2.3 负荷与电压监控

通过配电网智能监控系统，实时采集变压器负荷电流和运行电压数据。设置电流阈值不超过额定电流的 1.2 倍，电压偏差控制在 ±5% 范围内，当监测到过负荷运行时，系统自动发送预警信息，并联动负荷控制装置调整用电负荷；针对电压波动频繁区域，配置有载调压装置或动态无功补偿设备，维持电压稳定，延缓绝缘老化进程。

3.3 特殊工况下的维护措施

3.3.1 雷雨季节

在雷雨季节来临前，采用接地电阻测试仪检测防雷接地装置，确保接地电阻值不大于 4Ω，检查避雷器的在线监测装置运行状态；雨后及时检查变压器套管表面有无闪络烧伤痕迹，对于油浸式变压器，立即取油样进行溶解气体分析，若发现乙炔等特征气体含量异常，需进一步开展局放检测，排查内部是否因雷击引发放电故障。

3.3.2 高温季节

针对油浸式变压器，在环境温度超过 35^∘C 时，加装辅助冷却风扇或改造散热器，提高散热效率；实时监测油温与环境温度的差值（即温升），当温升接近限值时，采取负荷转移措施。干式变压器需降低运行负荷率至 70% 以下，每日分时段监测绕组热点温度，重点关注午后高温时段的运行数据，避免因绝缘材料过热加速老化。

3.3.3 停电检修后

送电前使用 2500V 绝缘电阻测试仪复测各绕组绝缘电阻，要求绝缘电阻值不低于上次测试值的 70% 且满足规程要求；变压器空载试运行 30 分钟，利用振动传感器和红外热像仪监测运行噪声和表面温度分布，确认无异常振动、过热现象后，按照 25% 、 50% 、 75% 、 100% 的梯度逐步增加负荷，每级负荷运行 15 分钟，观察电压、电流、油温等参数变化情况。

结语：

10kV 变压器检修与维护是保障配电网可靠运行的核心环节，通过状态监测精准定位故障、分级维护优化资源配置、预防性措施降低故障风险，可显著提升设备运行稳定性。

参考文献：

[1] 赵殿宝 .10kV 变压器检修与维护研究 [J]. 建筑工程技术与设计 ,2017,000(014):3275-3275.

[2] 赵仲勇 . 基于脉冲耦合注入的变压器绕组变形故障检测方法研究 [D]. 重庆大学 ,2017,

[3] 郁志星 . 变电设备状态检修在锡林郭勒地区电网的应用分析[D]. 华北电力大学 ,2017,