[电子电路]电力变压器原理、结构及状态检修试验规程.doc

电力变压器原理、结构及状态检修试验规程第一部分 变压器基本工作原理一、变压器原理 变压器是一种静止电器,它通过线圈间的电磁感应,将一种电压等级的交流电能转换成同频率的另一种电压等级的交流电能。变压器的一次绕组（一次绕组）与交流电源接通后，经绕组内流过交变电流产生磁动势 ，在这个磁动势作用下，铁芯中便有交变磁通，即一次绕组从电源吸取电能转变为磁能，在铁芯中同时交（环）链原、副边绕组（二次绕组），由于电磁感应作用，分别在原、二次绕组产生频率相同的感应电动势。如果此时二次绕组接通负载，在二次绕组感应电动势作用下，便有电流流过负载，铁芯中的磁能又转换为电能。这就是变压器利用电磁感应原理将电源的电能传递到负载中的工作原理。 基本定律： e1=4.44fn1bms e2=4.44fn2bms （f：频率、 n：绕组匝数、bm：磁场强度、s：铁心截面积） 二、电力变压器的型号命名原则特殊使用环境代号额定电压额定容量特殊用途结构代号设计序号调压方式导线材料绕组数油循环方式冷却方式相数产品类别1、产品类别代号o-自耦变压器，通用电力变压器不标h-电弧炉变压器c-感应电炉变压器z-整流变压器k-矿用变压器y-试验变压器2、相数d-单相变压器s-三相变压器3、冷却方式f-风冷式s-水冷式4、油循环方式自然循环(不标注）p强迫循环5、绕组数s三绕组（双绕组不标注）6、导线材料l铝绕组（注：铜绕组不标注）lb表示半铝、半铜b铜箔lb铝箔7、调压方式z有载调压(注：无励磁调压不标注)8、设计序列号即性能参数所能达到的等级，具体参数见gb/t6451-2008，油浸式电力变压器性能参数和要求，序列号越高，表明变压器运行时的损耗越低。9、特殊用途或特殊结构代号z低噪声用；l电缆引出；x现场组装式；j中性点为全绝缘；cy发电厂自用变压器（厂用）k内置电抗器10、变压器的额定容量 变压器的额定容量，单位为kva、mva。11、变压器的额定电压 变压器的额定容量，单位为kv。如： 一台三相、油浸、风冷、双绕组、无励磁调压、铜导线、20000 kva、110kv级电力变压器产品，其性能水平符合gb/t 6451规定，该产品的型号为：sf920000/110 如一台变压器型号为odfps9-334/500，则表示该变压器为：自藕、单相、风冷、强油循环、三绕组、容量为334mva、高压绕组额定电压为500kv性能参数达到gb/t6451规定的9系列要求、绕组为铜线圈、无载调压的变压器。三、变压器分类 变压器的种类很多，可按其用途、结构、相数、冷却方式等不同来进行分类。1、按用途分类，可分为电力变压器（主要用在输配电系统中，又分为升压变压器、降压变压器、联络变压器和厂用变压器）、仪用互感器（电压互感器和电流互感器）、特种变压器（如调压变压器、试验变压器、电炉变压器、整流变压器、电焊变压器等）。2、按绕组数目分类:可分为双绕组变压器,三绕 组变压器、多绕组变压器和自耦变压器。3、按铁心结构分类，有心式变压器和壳式变压器。4、按相数分类，有单相变压器、三相变压器和多相变压器。5、按冷却介质和冷却方式分类，可分为油浸式变压器（包括油浸自冷式、油浸风冷式、油浸强迫油循环式）、干式变压器、充气式变压器。6、电力变压器按容量大小通常分为小型变压器（容量为10630kva）、中型变压器（容量为8006300kva）、大型变压器（容量为800063000kva）和特大型变压器（容量在90000kva及以上）。第二部分 变压器基本结构及组件一、铁芯 按铁芯结构可分壳式变压器、芯式变压器两种。国内变压器大多为芯式。 它们的区别主要在铁心分布上。壳式变压器：铁心的轭包围住线圈，好象形成一个外壳，因此而得名。芯式变压器： 铁心大部分在线圈之中，只一部分在线圈之外构成铁轭作为磁回路。 无论壳式变压器还是芯式变压器其工作原理是完全相同的。 心式变压器铁心 壳式变压器铁心结构示意图二、变压器绕组变压器绕组是变压器的电路部分，它是由铜或铝的绝缘导线绕制而成。为了便于绝缘，低压绕组靠近铁心柱，高压绕组套在低压绕组外面。 变压器绕组示意图 三、储油柜变压器在运行中，随着油温的变化，油的体积会膨胀和收缩，为了减少油与外界空气的接触面积，减小变压器受潮和氧化的概率，通常在变压器上部安装一个储油柜（俗称油枕）,常见的有隔膜式、胶囊式和金属波纹式，我省110kv及以上的以胶囊式油枕居多。 四、油箱油浸式变压器 均要有一个油箱，装入变压器油后，将组装好的器身装入其中，以保证变压器正常工作。变压器油用作加强变压器内部绝缘强度和散热作用。按形式分钟罩式和桶式： 钟罩式油箱 桶式油箱 桶式油箱优点：油箱沿密封处压力小，不易渗；缺点：不便于变压器现场解体、大修。钟罩式油箱优点：便于解体性检修；缺点：箱沿密封处压力较大，对密封要求高。我省变压器油箱多为钟罩式结构。五、呼吸器变压器随着负荷和气温变化，各变压器油温不断变化，这样油枕内的油位随着整个变压器油的膨胀和收缩而发生变化，为了使潮气不能进入油枕使油劣化，将油枕用一个管子从上部连通到一个内装硅胶的干燥器（俗称呼吸器），硅胶对空气中水份具有很强的吸附作用，干燥状态状态为兰色，吸潮饱和后变为粉红色。吸潮的硅胶可以再生。 变压器呼吸器六、散热装置变压器冷却方式 方式 特点自冷风冷强油循环水冷非强油循环风冷强油循环风冷外观特点仅有散热片增加了风扇增加风扇、强油泵、油流继电器增加水冷装置优点噪音小，无风扇损耗冷却容量较大冷却容量大冷却容量大缺点冷却容量较小有风扇附加损耗有分散等附加损耗，可能导致油流带电冷却水要求较高，否则易造成堵塞；运行时，水压必须低于油压随着低损耗技术的发展，采用油浸、自冷式冷却的容量上限在增加，保变、西变、沈变等国内一流厂家可做240mva自冷变压器。优点是不要辅助供风扇用的电源没有风扇所产生的噪声，散热器可直接挂在变压器油箱上，也可集中装在变压器附近，油浸自冷式变压器的维护简单，始终可在额定容量下运行。如选用可膨胀式片式散热器，变压器可不装储油柜，并可设计成全密封型，维护量更少了，一般可在2500kva及以下配电变压器上采用。反措规定：潜油泵的轴承应采取e级或d级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。对已运行的变压器，其高速泵应进行更换。对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁心的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时，应安排停运检修。对强油冷却方式应注意几个问题： (1)油泵与风扇失去供电电源时，变压器就不能运行，即使空载也不能运行。因此应有两个独立电源供冷却器使用。 (2)潜油泵不能有定子与转子扫膛现象，一旦扫膛，金属异物进入绕组会引起击穿事故。油路设计时不能使潜油泵产生负压，有负压时勿吸入空气，影响绝缘强度。 (3)强油冷却的油面温升较低，不能以油面温度来判断绕组温升。尤其强油水冷，绕组温升接近规定限值时，油面温升很低。 (4)超高压变压器采甩强油冷却时还应防止油流放电现象。在绕组内油路设计时，应防止油的紊流，限制油流速度（限制潜油泵转速），选用合适电阻率的油，绝缘件表面要光滑，铁心上应有足够体积使油释放电荷。防止油流带电发展到油流放电。在启动冷却器时可逐个启动到应投入的冷却器数。 (5)选用大容量冷却器时应注意油流不能短路，要使冷却后的油能进入绕组。七、绝缘套管变压器绕组的引出线从油箱内部引到箱外时必须经过绝缘套管，使引线与油箱绝缘。绝缘套管一般是陶瓷的，其结构取决于电压等级。为了增大外表面放电距离，套管外形做成多级伞形裙边。电压等级越高，级数越多。高电压等级变压器常见的套管有油气型和油纸绝缘型。一般来说，绝大部分电容型套管都设计有末屏装置，以便试验，运行时，末屏必须可靠接地。反措规定：套管安装就位后，带电前必须进行静放，其中500kv套管静放时间应大于36小时，110220kv套管静放时间应大于24小时。 作为备品的110kv及以上套管，应竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的110kv及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。八、分接开关变压器常用改变绕组匝数的方法来调压。一般从变压器的高压绕组引出若干抽头，称为分接头，用以切换分接头的装置叫分接开关。分接开关分为无载调压和有载调压两种，前者必须在变压器停电的情况下切换；后者可以在变压器带负载情况下进行切换。分接开关安装在油箱内，其控制箱在油箱外，有载调压分接开关内的变压器油是完全独立的，它也有配套的油箱、瓦斯继电器、呼吸器。九、压力释放阀 当变压器内部发生严重故障而产生大量气体时，油箱内压力迅速增加，为防止变压器发生爆炸，油箱上安装压力释放阀。十、气体继电器原理：当变压器出现内部故障时，产生的气体将聚集在瓦斯继电器的上部，使油面降低。当油面降低到一定程度后，上浮筒便下沉，使水银接点接通，发出信号。如果是严重故障，油流会冲击挡板，使之偏转，并带动挡板后的连动杆向上转动，挑动与水银接点卡环相连的连动环，使水银接点分别向与油流垂直的两侧转动，两水银接点同时接通，使开关跳闸或发出信号。常用瓦斯继电器有浮子式和挡板式两种。挡板式瓦斯继电器：是将浮子继电器的下浮子改为挡板结构。两种瓦斯继电器的区别： 后者的挡板结构不随油面下降而动作，而是在油的流速达到每秒0.61.5米时才动作，所以挡板式瓦斯继电器遇到油面下降或严重缺油时，不会造成严重瓦斯误动跳闸。 十一、温度计包括油温计和绕组温度计。绕组温控器工作原理：通过电流互感器取出与负荷成正比的电流，经变流器调整后，输入到绕组温控器弹性元件内的电热元件，电热元件产生的热量使弹性元件产生一个附加位移，从而产生一个比油温高一个温差的温度指示值。绕组温控器就是用这种间接的方法得到绕组温度的平均指示值。 十二、变压器内部绝缘件 绝缘结构由许多形状不同的绝缘零件组成，每个绝缘件或每一部分绝缘材料，都处于电场的不同位置上，承受相应的电场强度。油浸式变压器的绝缘基本上都是油浸纸和油的组合结构，变压器油的介电常数为2.22.5，纸与纸板的介电常数为4.55，漫油后介电常数有所降低大致为油与纸介电常数的平均值在交流电场下场强与介电常数成反比关系，在多层绝缘介质组合时，引入介电常数大的介质会使介电常数小的介质中电场强度提高，使其接近或超过临界场强。在变压器绝缘中油能浸入纸或纸板巾，使其介质常数有所下降不至于高出油的介电常数太多，是油纸绝缘的一个突出优点，其他材料如塑料、胶木、等等油不能浸入油的材料就没有这个特点。变压器内部绝缘件总类1.线圈间的绝缘纸筒。（起着主绝缘作用。）线圈间内、外角环。（加强线圈端部绝缘和改善端部电场作用）绝缘纸筒间的油道撑条。绝缘压板、绝缘垫板。静电环。（改善端部电场作用）分相线圈间的绝缘隔板。引线绝缘夹木。第三部分、电力变压器状态检修试验项目、周期和方法1.试验前的准备工作1.1试验人员的配备 试验人员配备必须结合现场实际，人员的素质必须满足要求。其中，工作负责人应有四年或以上的变压器试验经验，熟悉变压器的基本结构，熟练掌握状态检修试验规程，能力应对可能出现的各种问题；试验负责人应清楚试验原理，掌握方法并具备试验数据分析、处理能力；试验班成员应掌握试验的基本方法，知晓过程中的危险点、危险源。1.2试验仪器、施工工器具及安全工器具的准备 进入工作现场前，试验负责人应依据现场要开展的试验项目（例行试验或诊断性试验），组织试验班组成员清理仪器。包括确认仪器仪表的校验合格期限，检查其工作性能。 施工工器具要针对现场的实际情况进行准备，如升降车、绝缘梯、常用工具等。安全工器具主要包括安全围栏、警示牌、安全带等。 1.3.试验方案、标准化作业卡的编制及作业前培训 对于大型试验如变压器局部放电、交流耐压或空、负载试验等，必须事先编写详细的试验方案，并由有关主管领导签字认可后，方可实施；对于常规例行试验，应针对具体的试验现场情况，编写标准化作业卡，内容应包括试验项目、试验仪器及工器具、试验分工等事项； 作业前培训应有工作负责人主持，并形成文字记录或录音。内容应包括试验原理、试验注意事项、试验分工及危险点、危险源预控等事项。1.4 进入工作现场 由工作负责人带队进入工作现场后，应先开具试验工作票，然后根据现场实际情况部署安全措施及核实，履行站队三交并确认程序后，方可开工。 2.试验项目、方法、判据及注意事项一）绝缘油色谱分析 a、试验目的和意义 判断变压器内部是否存在缺陷、故障以及性质和部位；不同故障类型对应产生不同特征气体，气体种类及其含量高低可反映故障的性质（放电性故障、过热性故障），利用三比值法可大致判断故障位置。 b、试验方法 真空取样、气相色谱分析法。c、周期要求 500kv：3个月 220kv：6个月 35/110kv：1年 。 d、试验判据 乙炔1（330kv及以上）(l/l) 5（其它）(l/l)（注意值） 氢气150(l/l)（注意值） 总烃150(l/l)（注意值） 绝对产气速率： 12ml/d（隔膜式）（注意值） 或6ml/d（开放式）（注意值） 相对产气速率10%/月（注意值） e、规程要求1.新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。取样及测量程序参考gb/t 7252，同时注意设备技术文件的特别提示（如有）。2.当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障，应进行额外的取样分析。 3.对500kv电抗器，当出现痕量(小于510-6)乙炔时也应引起注意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行 f、注意事项1)总烃包括：ch4、c2h6、c2h4和c2h2四种气体2)溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4)新投运的变压器应有投运前的测试数据5）仅对于特征气体超标的，才可使用三比值法进行分析、判断。 二、绕组直流电阻测试1）试验目的和意义a、检查变压器线圈及引线焊接质量。b、检查分接开关各分接是否接触良好。c、检查绕组或引线是否有折断处。d、检查并联支路是否断股 e、检查层间、匝间是否存在短路。 2）试验方法 伏安法和直流电桥法。3)试验周期和要求a、周期3年 b、要求 相间互差不大于2%（警示值） 同相初值差不超过2%（警示值）。 4）试验注意事项 a、如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则只进行纵向比较； b、不同温度下的直流电阻值必须经温度换算后才能进行比较，换算公式： （t：铜235、铝225） c、可能的干扰因素 分接开关触头存在氧化膜或油污；接线夹接触不良；大容量变压器测试时，仪器未完全稳定就读数；试验前未放电，存在剩磁干扰。d、 试验时，必须记录油温。三、绝缘电阻、吸收比和极化指数 1）试验目的、意义 可发现变压器绕组整体性缺陷（如受潮、老化） 发现铁芯、夹件多点接地缺陷 2）试验方法 绝缘摇表摇测15秒、60秒、10分钟。60秒钟的值为该变压器绝缘电阻值。 吸收比=r60/r15 极化指数=r600/r60 试验顺序试验顺序双绕组变压器三绕组变压器施加电压端接地端施加电压端接地端1低压高压及外壳低压高压、中压及外壳2高压低压及外壳中压高压、低压及外壳3高压及低压外壳高压中压、低压及外壳4高压及中压低压及外壳5高压、中压及中压外壳3、试验周期和要求a、周期： 110-500kv：3年；10-35kv：6年 b、要求 绝缘电阻无显著下降； 吸收比1.3或极化指数1.5或绝缘电阻10000 m（注意值）4、注意事项a、环境因素 试品温度不应低于5、不高于50 ，且空气相对湿度一般不高于80%；湿度较大时，应消除表面泄漏影响。 不同温度下到绝缘电阻值应经温度换算后进行比较：b、外部干扰 摇表容量:要求短路电流2ma； 试验前应将变压器短路接地、充分放电，以排除剩余电荷干扰。c、人为因素 试验应按规定的测量顺序进行。（原因：测量绕组绝缘电阻时，绕组对外壳及绕组间的分布电容均被充电，按不同顺序测量绝缘电阻时，绕组间电容发生的重新充电过程不同，会对测量结果有影响。故每次测量时，应按相同顺序进行，以便数据比较） 注意：出厂报告中，所记录的绝缘电阻值一般低于实际摇测值。预试中，建议和交接值或历次预试值比较。四、绕组连同套管的介损试验 试验意义 主要检查变压器整体受潮、油质劣化、绕组附着油泥及严重的局部缺陷等。 试验方法被试绕组短路加压、非被试绕组短路接地，反接法，加压10kv。 注意事项 a.对于大容量变压器，绕组连同套管的介损试验不易发现局部缺陷。大型变压器绝缘材料有油、纸及棉纱等。其绕组之间、绕组对地以及套管导电杆对外壳，组成多个并联支路。因在并联回路中的介损值是介于各分支路的最大值和最小值之间，其值的大小决定于缺陷部分损耗和总电容之比，当局部缺陷的介损值很大时，但与总体电容之比仍很小，总介损也就较小，只有当缺陷面积较大时，总介质损耗因数才增大。 b.试验时，铁心必须可靠接地，否则导致测得的介损值偏大。如铁心未接地，测得的介损值实际上是铁心对地间绝缘介质的介损值，而铁心对下夹铁（地电位）的电容很小，故承受大部分的试验电压降。而铁心与下夹铁间的绝缘主要是硬纸板，其绝缘强度较低，当电压升高时，该处可能由电离发展为局部放电，也会导致介损值增大。c试验接线问题 试验时，应将被试绕组短路加压，非被试绕组短路接地，否则，因绕组电感影响造成各侧绕组端部和尾部电位相差较大，影响测量的准确度。 d 环境因素及温度换算 试验宜在顶层油温低于50且高于零度时进行，测量时记录顶层油温和空气相对湿度。 周期要求：110-500kv：3年；35kv：6年 。试验判据1）介质损耗因数（20） 330kv及以上：0.005（注意值） 220kv及以下：0.008（注意值） 2）电容量 如有明显变化，则应引起注意。举例： 某110kv变压器（sz10-50000/110）第一次出厂试验电容值ch=9.325nf cl=17.61nf，chl=14.88nf；因故返厂处理后，第二次试验数据位ch=9.118nf cl=15.65nf，chl=12.95nf。两次数据比较，明显存在异常。 计算： 如右图，由第一次试验数据有方程 ch=c1+c3=9.325 cl=c1+c2=17.61 chl=c2+c3=14.88解方程有c1=6.03;c2=11.58；c3=3.30.同理，由第二次数据列方程，解得 c1=5.91;c2=9.74；c3=3.21. 可见，c2有明显异常，即低压绕组对地电容量异常，后经检查、对比发现，第二次试验时，铁芯未接地。五、绝缘油试验例行试验项目基准周期要求视觉检查110kv及以上：1年35kv：3年透明，无杂质和悬浮物击穿电压110kv及以上：3年35kv及以下：6年50kv（警示值），500kv40kv（警示值），220kv35kv（警示值），110kv30kv（警示值），35/20/10kv水分110kv及以上：1年35kv：3年15mg/l（注意值），500kv25mg/l（注意值），220kv35mg/l（注意值），110kv及以下介质损耗因数（90）110kv及以上：3年35kv：6年0.02（注意值），500kv及以上0.04（注意值），220kv及以下酸值110kv及以上：1年35kv：3年0.1 mg(koh)/g（注意值）油中含气量（v/v）500kv：1年500kv变压器、电抗器：3%水溶性酸ph值35kv及以上：3年4.2六、部分诊断性试验 交流耐压试验1）试验目的和意义 考核变压器绝缘强度，如主绝缘受潮、开裂或者在运输过程中引起的绕组松动、引线距离不够等。2）试验方法 分级绝缘（中性点弱绝缘）的采用感应耐压的方式。 全绝缘变压器（中性点的绝缘水平与线端一致）采用外施交流耐压法，即：被试绕组短路加压，非被试绕组短路接地。3）耐压值的选取 预试耐压值为出厂耐压值的80%（出厂耐压值为变压器铭牌上所标的（ac）绝缘水平），部分更换绕组时，也按出厂值的80%进行，全部更换绕组后，按出厂值进行。电抗器进行外施交流耐压。4）试验注意事项a、外施交流耐压时，被试绕组必须短路加压，非被试绕组必须短路接地！（如被试绕组不短路加压，由于容升效应，在非加压相线端产生较高电压；如非被试绕组不短路接地，则由于电容传递电压的作用，在非被试绕组上产生传递过电压，有可能导致非被试绕组绝缘击穿）；b、感应耐压时，试验时间应按t=6000/fs进行，fs为试验频率，一般要求为100-400hz。此外，感应耐压试验时，必须严格计算变压器各点之间的电压，防止出现超过其绝缘水平的电压值。c、感应耐压试验过程中，应监视局放量；d、耐压试验完毕24小时后，应取油样进行色谱分析，已检查是否在耐压的过程中存在