变压器作为电力系统的核心设备，其稳定运行直接关系到生产生活的正常运转。然而，就像人体在生病前会发出预警信号一样，变压器在彻底“罢工”前往往也会通过多种异常现象向人们示警。以下是七个不容忽视的关键征兆，及时发现并处理这些异常，可有效避免重大损失。

一、异常噪音：从“嗡嗡”到“噼啪”的警报
正常运行的变压器会发出均匀的“嗡嗡”电磁声，但当内部出现故障时，声音会发生明显变化。若听到间歇性“咔嗒”声，可能是分接开关接触不良；尖锐的“噼啪”声则可能预示绝缘击穿；而沉重的“轰隆”声往往是铁芯紧固件松动的信号。某化工厂曾记录到变压器噪音突然增大后未及时处理，最终导致线圈短路烧毁，直接经济损失超200万元。建议采用声学检测仪定期监测，当噪音超过基准值15分贝时立即排查。

二、温度异常：看不见的“发热危机”
油浸式变压器顶层油温通常不应超过85℃，干式变压器绕组温度需控制在130℃以内。若发现温度计示数异常升高或红外测温显示局部过热，可能意味着：散热器堵塞（油温均匀上升）、绕组匝间短路（局部剧烈发热）或铁芯多点接地（温升伴随振动）。某风电场曾因变压器油温持续超过90℃仍强行运行，最终引发绝缘油碳化，维修费用高达设备原值的60%。建议安装在线温度监测系统，当温升速率＞5℃/小时即触发预警。

三、油质恶化：潜伏的“血液病变”
变压器油相当于设备的“血液”，其性能指标异常能直接反映内部状态。若发现油中出现游离碳（油色发黑）、酸值＞0.1mgKOH/g或微水含量＞30ppm，说明可能存在电弧放电或绝缘老化。更危险的是乙炔（C₂H₂）气体产生，即使含量仅1μL/L也预示放电故障。某变电站案例显示，在油色谱分析发现乙炔后的第8天，变压器即发生内部闪络。应每半年进行油化验，发现总烃含量超注意值（150μL/L）时必须缩短检测周期。

四、套管异常：危险的“表面现象”
作为高压引线的绝缘屏障，套管表面出现爬电痕迹、釉面裂纹或渗油都极危险。特别是雨雾天气下，污秽套管可能引发闪络事故。曾有一例500kV变压器因套管末屏接地不良，导致运行中发生爆炸，碎片飞出近百米。检查时需重点观察：套管油位是否正常（冬季不低于标线的1/3）、硅橡胶伞裙有无硬化（邵氏硬度＞60需更换）、金属法兰是否锈蚀（锈蚀面积＞30%必须处理）。

五、呼吸器异常：被忽视的“肺部病变”
呼吸器硅胶变色（蓝色变粉红）速度加快，表明变压器密封失效，潮气侵入加速绝缘老化。当硅胶一个月内变色超过2/3，或油杯油位异常下降（每日＞5mm），往往意味着胶囊破裂或阀门卡涩。某水电站因忽视呼吸器长期冒泡现象，最终导致变压器内部水分含量超标至50ppm，被迫停运干燥。维护时应确保硅胶更换周期不超过6个月，油封油位维持在呼吸管口径的1/2处。

六、油位异常：危险的“血量失衡”
油位异常下降可能由密封垫老化（每年渗漏＞0.5%需处理）、焊缝开裂或油枕胶囊破损引起。而油位异常升高更危险，可能是内部过热产生气体或进水所致。某案例中，变压器油位24小时内上升10%，解体发现绕组已出现局部熔毁。规程要求：油位低于-30℃标线时必须补油，高于+40℃标线时应立即停运检查。安装油流继电器可实时监控油循环状态。

七、电气参数异常：隐藏的“代谢紊乱”
运行数据的变化往往最早预示故障：空载电流增加10%可能铁芯接地；三相直流电阻不平衡＞2%说明引线接触不良；局部放电量＞100pC预示绝缘缺陷。某智能变电站通过在线监测发现套管介质损耗因数突增0.5%，及时停电避免了套管爆炸。建议对比历史数据，当下列参数超标时需警惕：绕组变形量＞2%、糠醛含量＞1mg/L、频响曲线差异＞3dB。

‍科学处置的“黄金法则”
发现上述征兆后，应采取分级应对措施：轻微异常（如硅胶变色30%）可加强监测并安排计划检修；中度异常（如油中氢气超100μL/L）需72小时内停电检查；严重异常（如乙炔增长速率＞0.2μL/L·h）必须立即停运。建立包含红外热像、油色谱、频响测试等在内的多维诊断体系，结合IEC60599、DL/T984等标准进行综合判断，才能准确揪出隐患。

预防性维护远比抢修更经济。统计显示，定期开展绕组变形测试、油中溶解气体分析等带电检测，可将变压器故障率降低83%。记住：变压器的每次“异常表达”，都是避免灾难的最后机会窗口。