变压器论文新1

1、变压器的检修与维护的技术研究目录第一章 绪论第二章 变压器的结构、原理和用途第一节 变压器的结构、原理第二节 变压器的用途及分类第二章 变压器的选择第一节 变压器选择的原则第二节 变压器台数的选择第三节 变压器容量的选择第四节 变压器型式和结构的选择第五节 变压器并列运行第三章 变压器的检修第一节 变压器检修周期及项目第二节 电力变压器的吊芯检修第三节 绕组线圈检修第四节 铁芯检修 第五节 绝缘油处理第六节 变压器油箱及附件的检修变压器的分接开关检修第七节 变压器的分接开关检修第四章 变压器的维护第一节 变压器的投运与停运操作规定第二节 变压器巡视检查项目第三节 变压器特殊检查项目 第五章 变

2、压器故障分析和处理第一节 油浸式电力变压器故障的分析和处理第二节 变压器渗漏油的分析及维护第三节 气体继电器保护动作分析第四节 导致变压器温度异常的原因第五节 变压器声音异常的分析第六节 导致变压器油位异常的原因第七节 变压器绝缘降低的原因第八节 变压器引线接头发热异常的分析第九节 变压器有载调压开关异常的分析和处理第六章 结束语 、摘要变压器在石化行业的电力系统中是必不可少的，它承担着电压变换，电能分配和传输，并提供电力服务，使用量非常大，分布较广，出现的异常现象和故障非常多，这给运行和检修人员带来很多不便，同时也给石化企业的安全生产带来很大的影响。因此，变压器的正常运行是对电力系统安全、可

3、靠、优质、经济运行的重要保证，必须最大限度地防止和减少变压器故障和事故的发生。变压器在出现问题之前，通常都会有异常现象发生，由轻微故障发展为严重的事故。变压器故障分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障；外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障。本文通过对变压器运行和检修作一总结分析，以对实际的运行维护和检修提供帮助和借鉴。关键词：变压器；维护；分析；故障；检修用率，不仅是降低电力工业成本的关键，而且也是确保国民经济各个领域发展的关键。随着电力系统的迅速发展，变压器的数量急增，电压等级越来越高，容量越来越大，人们在设计和制造高品质的变压器的同时，更要求

4、对运行中的变压器加强全过程的维护管理。第一章 变压器的结构和用途第一节 变压器的结构、原理变压器（指较大容量的变压器而言）一般是由铁芯、绕组、油箱、绝缘套管、油枕、安全气道、分接开关和冷却系统等主要部分所组成。如下图变压器本体主要由绕组和铁芯组成。工作时，绕组是“电”的通路，而铁芯则是“磁”的通路，且起绕组骨架的作用。一次测输入电能后，因其交变故在铁芯产生了交变的磁场（即由电能变成磁场能）；由于匝链（穿透），二次绕组的磁力线在不断地交替变化，所以感生出二次电动势，当外电路沟通时，则产生了感生电流，向外输出电能（即由磁场能又转变为电能）。这种“电磁电”地转换过程是建立在电磁感应原理地基础上而实现

5、的，这种能量转换过程也就是变压器的工作过程。下面再由理论分析及公式推导来进一步加以说明： 二、变压器工作原理 变压器的基本原理是电磁感应原理，现以单相双绕组变压器为例说明其基本工作原理（如图1-2）：当一次侧绕组上加上电压1时，流过电流1，在铁芯中就产生交变磁通1，这些磁通称为主磁通，在它作用下，两侧绕组分别感应电势1，2，感应电势公式为： E=4.44fNm 式中 E-感应电势有效值 f-频率 N-匝数 m-主磁通最大值 由于二次绕组与一次绕组匝数不同，感应电势E1和E2大小也不同，当略去内阻抗压降后，电压1和2大小也就不同。 当变压器二次侧空载时，一次侧仅流过主磁通的电流（0），这个电流称

6、为激磁电流。当二次侧加负载流过负载电流2时，也在铁芯中产生磁通，力图改变主磁通，但一次电压不变时，主磁通是不变的，一次侧就要流过两部分电流，一部分为激磁电流0，一部分为用来平衡2，所以这部分电流随着2变化而变化。当电流乘以匝数时，就是磁势。 上述的平衡作用实质上是磁势平衡作用，变压器就是通过磁势平衡作用实现了一、二次侧的能量传递。变压器的变比：K=U1/U2=N1/N2三、变压器的主要参数1、额定电压 变压器的一个作用就是改变电压，因此额定电压是重要数据之一。额定电压是指在多相变压器的线路端子间或单相变压器的端子间指定施加的电压，或当空载时产生的电压，即在空载时当某一绕组施加额定电压时，则变压

7、器所有其它绕组同时都产生电压。变压器产品系列是以高压的电压等级而分的，现在电力变压器的系列分为10kV及以下系列，35kV系列，63kV系列，110kV系列和220kV系列等。额定电压是指线电压，且均以有效值表示。2、额定容量 变压器的主要作用是传输电能，因此，额定容量是它的主要参数。额定容量是一个表现功率的惯用值，它是表征传输电能的大小，以kVA或MVA表示，当对变压器施加额定电压时，根据它来确定在规定条件下不超过温升限值的额定电流。双绕组变压器的额定容量即为绕组的额定容量，（由于变压器的效率很高，通常一，二次侧的额定容量设计成相等）变压器视在功率计算公式：S=3 UICOS3、额定电流 变

8、压器的额定电流是由绕组的额定容量除以该绕组的额定电压及相应的系数，而并得的电流经绕组线端的电流。因此变压器的额定电流就是各绕组的额定电流，是指线电流，也以有效值表示（要注意组成三相的单相变压器）。4、额定频率额定频率是指对变压器所设计的运行频率，我国标准规定频率为50HZ。5、空载电流和空载损耗空载电流是指当向变压器的一个绕组（一般是一次侧绕组）施加额定频率的额定电压时，其它绕组开路，流经该绕组线路端子的电流，称为空载电流I。其较小的有功分量Ioa用以补偿铁心的损耗，其较大的无功量Ior用于励磁以平衡铁心的磁压降。通常Io以额定电流的百分数表示： Io%=(Io/IN)100=0.13% 空载

9、电流的有功分量Ioa是损耗电流，所汲取的有功功率称空载损耗Po，即指当以额定频率的额定电压施加于一个绕组的端子上，其余各绕组开路时所汲取的有功功率。忽略空载运行状态下的施电线绕组的电阻损耗时又称铁损。因此，空载损耗主要决定于铁心材质的单位损耗。6、阻抗电压和负载损耗双绕组变压器当一个绕组短接（一般为二次侧）另一绕组流通额定电流而施加的电压称阻抗电压Uz，通常阻抗电压以额定电压百分比表示： Uz%=(Uz/UN)*100% (应折算到参考温度) 一个绕组短接（一般为二次）。另一绕组流通额定电流时所汲取的有功功率称为负载损耗PR： 负载损耗最大一对绕组的电阻损耗附加损耗 附加损耗包括绕组温度损耗，

10、并绕导线的环流损耗，结构损耗和引线损耗，其中电阻损耗也称为铜耗，负载损耗也要折算到参考温度7、温升和冷却方式温升，变压器温升，对于空气冷却变压器是指测量部分的温度与冷却空气温度之差；一般规定：油浸式变压器上层油温不超过85第二节 变压器的用途及分类 一、变压器的用途 变压器是一种静止的电气设备之一。电力变压器在系统中工作时可以将电能由它的一次测经电磁能量的转换传输到二次测同时根据输配电的需要将电压变高或变低。所以变压器在电能的生产传输和分配使用的全过程中，其作用显然十分重要的。在整个电力系统中，变压器的容量通常约为发电机容量的3倍以上。 变压器的作用是多方面的不仅能升高电压把电能送到用电地区，

11、还能把电压降低为各级使用电压，以满足用电的需要。总之，升压与降压都必须由变压器来完成。在电力系统传送电能的过程中，必然会产生电压和功率两部分损耗，在输送同一功率时电压损耗与电压成反比，功率损耗与电压的平方成反比。利用变压器提高电压，减少了送电损失。变压器在变换电压时。是在同一频率下使其二次侧与一次测具有不同的电压和不同的电流。由于能量守恒的缘故，其二次测与一次测的电流与电压的变化是相反的，即要使某一侧电路的电压升高时，则该侧的电流就必然减少；反之，当电压降低时电流就一定增大。变压器并不时也决不能将电能的量变大或变小。在电力的转变过程中因为变压器本身要消耗一定能量，因此输入变压器的总能量，应等于

12、输出的能量加上变压器笨身消耗的能量。由于变压器无旋转部分，工作时无机械损耗，而且新产品在设计和结构、工艺等方面采取了众多节能的有效措施，变压器及其在6KV配电系统中的应用，所以它的工作效率很高。通常中小型变压器的效率不低于95，大容量变压器的效率则可达98以上。第二章 变压器的选择第一节 变压器选择的原则变压器的容量和台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。它的确定除依据传递容量基本原始资料外，还应根据电力系统5-10年发展规划、输送功率大小、馈线回路数、电压等级以及接入系统的紧密程度等因素，进行综合分析和合理选择。如果变压器容量选得过大、台数过多，不仅增加投资，增大占地面积，而且也增加了运

13、行电能损耗，设备未能充分发挥效益；若容量选得过小，将可能“封锁”发电机剩余功率的输出或者会满足不了变电站负荷的需要，这在技术上是不合理的，因为每千瓦的发电设备投资远大于每千瓦变电设备的投资。电力变压器的型号的具体意义如下图所示。第二节 变压器台数的选择(1)对大城市郊区的一次变电所，在中、低压侧已构成环网的情况下，变电所以装设两台变压器为宜。(2)对地区性孤立的一次变电所或大型工业专用变电所，在设计时应考虑装设三台变压器的可能性。(3)对于规划只装设两台变压器的变电所，以便负荷发展时，更换变压器的容量。第三节 变压器容量的选择(1)变压器容量一般按变电所建成后510年的规划负荷选择，适当考虑到

14、远期1020年的负荷发展。(2)根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定变压器的容量。对于有重要负荷的变电所，应考虑当一台变压器停运时，其余变压器容量在计其过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷；(3)同级电压的单台降压变压器容量的级别不宜太多。应从全网出发，推行系列化、标准化。第四节 变压器型式和结构的选择(1)相数 容量为300MW及以下机组单元接线的变压器和330kV及以下电力系统中，一般都应选用三相变压器。因为单相变压器组相对投资大，占地多，运行损耗也较大。同时配电装置结构复杂，也增加了维修工作量。(2)绕组数与结构 电力变压器按每相的绕组数为双绕组、三绕组或更多绕组等型

15、式；按电磁结构分为普通双绕组、三绕组、自耦式及低压绕组分裂式等型式。(3)绕组接线组别 变压器三绕组的接线组别必须和系统电压相位一致。否则，不能并列运行。电力系统采用的绕组连接有星形“Y”和三角形 “D”。变压器铁芯中零序三次谐波磁通会在闭合接法绕组内感应出在其内部循环的三次谐波电流，相当于空载激磁电流从接法绕组内吸取零序三次谐波空载激磁电流分量。此电流产生的三次谐波磁通抵消原有三次谐波磁通，最终保持正弦波波形磁通。为限制3次谐波对电源质量的影响等因素。根据以上原则，变压器绕组的连接方式为Y/D。(4)调压方式 为了保证发电厂或变电站的供电质量，电压必须维持在允许范围内，通过主变的分接开关切换

16、，改变变压器高压侧绕组匝数。从而改变其变比，实现电压调整。切换方式有两种：一种是不带电切换，称为无激磁调压。另一种是带负荷切换，称为有载调压。本变电站负荷为炼化装置，对供电质量要求较高，需要经常调压，故选择有载调压变压器。(5)冷却方式 电力变压器的冷却方式随变压器型式和容量不同而异，一般有自然风冷却、强迫风冷却、强迫油循环水冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环导向冷却。第五节 变压器并列运行 电力变压器要考虑运行的经济性，特别是对于多台变压器的变电站。由于经济与合理运行的需要，常常采取将两台或多台变压器并列运行或解列运行。为达到上述理想运行情况，并列运行的变压器必须满足下列条件：1.变压器应联

17、结组标号相同；2.变压器的电压比应相等，其电压比最大允许相差0.5%;3.变压器阻抗电压百分比应相等，允许相差不超过10%;4.变压器容量比，不超过3：1。第三章 变压器的检修第一节 变压器检修周期及项目2.1变压器检修周期的确定电力变压器大修的主要目的是恢复性的，提高设备的健康水平或使结构更合理完善，确保设备的安全运行。大修任务可分为定期大修和修复性大修，对于运行变压器按部颁DL/T573-95电力变压器检修导则，每10年必须进行一次恢复性大修。修复性大修是由于技术改进或重要部件损坏而进行大修。变压器检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定:(1)电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期

18、和项目；(2)结构特点和制造情况；(3)运行中存在的缺陷及其严重程度；(4)负载状况和绝缘老化情况；(5)历次电气试验和绝缘油分析结果；(6)与变压器有关的故障和事故情况；(7)变压器的重要性。变压器大小修项目及周期见表3-1。类别要 求小修周期1. 一般每年一次。2. 安装在2-3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。3. 附属装置的检修周期。4. 保护装置和测温装置的效验，应根据有关规程进行。5. 变压器油泵的解体检修：2级泵1-2年进行一次，4级泵2-3年进行一次。6. 变压器风扇的解体检修：1-2年进行一次。7. 净油器中吸附剂的更换，应根据油质结果而定，吸湿器中吸附剂

19、视失效程度随时更换。8. 自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。9. 水冷却器的检修，1-2年进行一次。10. 套管的检修随本题进行，套管的更换应根据试验结果确定。小修项目1. 处理已经发现的缺陷2. 放出储油柜积污器中的污油。3. 检修油位计，调整油位。4. 检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管道。5. 检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器、速动油压继电器等。6. 检修油保护装置。7. 检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等。8. 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试。9. 检查接地

20、系统。10. 检修全部阀门和封板，检查全部密封状态，处理渗漏油11. 清扫油箱和附件，必要时进行补漆12. 清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）13. 按有关规程规定进行测量和试验大修周期1. 一般在投入运行后的5年内和以后每隔10年大修一次。2. 箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。3. 在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。4. 运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，经总工程师批准，当适当延长大

21、修周期。大修项目1. 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修。2. 绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修。3. 铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）压钉、压板及接地片的检修。4. 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等5. 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。6. 安全保护装置的检修。7. 油保护装置的检修。8. 测温装置的效验。9. 操作控制箱的检修和试验。10. 无励磁分接开关和有载分接开关的检修。11. 全部密封胶垫的更换和组件试漏。12. 必要时对器身绝缘进行干燥处理。13. 变压器油的处理或换油。14. 清扫油箱并进行喷涂油漆。15. 大修的试验和试运行。第二节

22、电力变压器的吊芯检修吊芯检修是指通过对设备进行拆卸，将油浸变压器的铁芯与绕组吊出进行常规检修方法。吊芯检修作为电力变压器必要的检修措施之一。其检修周期为五年，属于电力变压器大修技术。如果变压器出现绕组短路或者接地等特殊情况时，也应该及时进行吊芯检修。为了避免变压器铁芯绕组吊出后至于空气中受潮而影响铁芯绕组的功能，吊芯检修应尽可能的选择天气相对较好时进行，尽量避免在阴雨天进行吊芯检修作业。如果检修任务十分紧迫，则可将变压器运至干燥的室内进行吊芯检修。检查内容产要包括分析变压器的运行记录情况，对于故障原因进行分析，确定故障发生的部位以及损坏程度，最后整理信息并制定检修具体方案。第三节 绕组线圈检修

23、绕组线圈检修的主要工作是检查线圈绝缘是否发生老化以及破坏的情况，通常采用的方法为用手指按压线圈表面的绝缘材料观察其变化情况，绝缘材料仍然良好的绕组线圈，有弹性而且按压时绝缘材料不会发生变形无破裂，表面而呈现淡黄色。如果绝缘材料已经老化或者损坏时，按压下会产生较小的裂缝，而且绝缘材料较硬，颜色较暗。根据检查绕组的情况判断变压器是否存在短路或接的等故障，然后决定是否需要更换绕组。对于不需要更换通过维修即可处理的问题，应该注意以下问题：截面积较大的扁铜线三次绕组，其主要处理方式为更换匝间绝缘，填平楔子以及层间绝缘材料。对于分段制作的绕组线圈，可以只更换损坏部分的绕组。绕组的铜线如果没有变质而且截面良

24、好。可以重新包裹绝缘材料后继续使用，如果铜线已经融化或者截面发后变形，应采取更换方式处理。第四节 铁芯检修一、铁芯检修的主要内容是铁芯应该表面清洁无污染，铁芯平整且绝缘漆较为完好，没有过热以及烧坏的现象，铁芯接缝处叠片没有发生变形，如果在铁芯表面与纹沟之间存在杂物，可以通过利用浸泡过绝缘油的毛刷进行洗刷如果发现铁芯叠片局部过热或者已经烧坏，必须采取叠片涂漆或更换的方式处理。同时检查铁芯夹件的接地铜皮是否接地，如果已经断开，变压器运行时会发出轻微的放电声，此外，还需要检查铁芯底部垫铁绝缘是否完整，如果发生松动，必须采取措施加以固定。铁芯接地故障的处理1.运行中的变压器应急处理。运行中变压器发现铁

25、芯多点接地故障时,应先保证变压器的安全运行,正常情况下应进行停电吊罩检查处理。有些系统运行方式不允许长时间停电检查的,一般采用在变压器外引铁芯接地回路上串接电阻,通过串接电阻限制铁芯接地回路上的环流以防止故障的恶化。2.变压器吊罩检查。虽然在铁芯接地回路中串接电阻有一定的作用,但根本上没有消除故障,变压器铁芯接地回路仍存在问题。所以最有效的检查处理办法是吊开钟罩对变压器铁芯可能接地的部位进行检查处理。为了降低变压器器身在空气中的暴露时间,提高检修效率和检查质量 ,应在解开变压器铁芯与夹件等连接片后做如下二、检查处理:(1)测量穿心螺杆对铁芯的绝缘。如果测得绝缘电阻为零,则应取出穿心螺杆检查绝缘

26、管有无损坏、螺纹附近有无铁屑、紧固螺母附近的绝缘垫片有无破损等。(2)检查变压器上下铁轭的端面与夹件和边柱拉板与下夹件等各间隙处有无金属异物。并对各间隙进行氮气冲吹清理或油冲洗。(3)对变压器铁芯底部的金属杂物可采用白布或薄塑板通过穿入缝隙中往返抽拉进行清除。一般情况下通过上述方法均能发现故障点杂物引起的故障并消除该接地故障。(3)电容放电排除法。由于铁芯毛刺、铁锈和焊渣的积聚引起的接地故障,排除故障需要烧掉毛刺,采用吊罩检查处理办法效果不明显时,通常采用电容放电法。(4)其他处理法。对于室内的变压器而言，在进行变压器吊罩处理时需要拖至室外进行,这给变压器检修处理带来一定的困难。当室内变压器的

27、铁芯发生接地故障时,应先采用不吊罩处理铁芯接地故障的方法。第五节 绝缘油处理一、绝缘油变质。包括它的物理和化学性能都发生变化，对绝缘油进行再生处理，可能消除油变质的产物，但处理过程中也可能去掉了天然抗氧剂。二、绝缘油进水受潮。通过测试绝缘油的微水，叮判断是否属于该类缺陷。对绝缘油进行压力式真空滤油，一般能消除水分。三、含有极性物质的醇酸树脂绝缘漆溶解在油中。在电场的作用下，极性物质会发生偶极松弛极化，在交流极化过程中要消耗能量，所以使油的介质损耗上升。虽然绝缘漆在出厂前经过固化处理，但仍可能存在处理不彻底的情况。主变压器运行一段时间后，处理不彻底的绝缘漆逐渐溶解在油中，使之绝缘性能逐渐下降。该

28、类缺陷发生的时间与绝缘漆处理的彻底程度有关，通过一两次吸附处理可取得一定的效果。在进行吊芯检修时，绝缘油必须经过绝缘试验检测，如果绝缘油的质量已经不能满足使用要求，必须及时更换绝缘油或者采取将绝缘油再生的方式处理。如果有水分渗入，则可以通过利用压力式滤油机将水去除。第六节 变压器油箱及附件的检修(1)放油前，检查油箱壳上渗漏情况，作好标记和记录，以便下一步补焊或处理结合面。放油后，吊起钟罩（或吊芯）后，必须放（吸）尽残油。检查油箱内壁的磁屏蔽是否完好。(2)焊补渗漏点和用刮刀等工具处理不平整的结合面之后，清擦油箱内壁，待芯体检修完毕，冲洗清擦底盘，不得有杂物存留。(3)检查油箱底架有无裂纹，连

29、接是否牢固。接地引下线应有两根，分别入地与主接地网连通，检查每根接地引下线是否完好，并核算热容量。底架应清扫干净。检查钟罩（或油箱）的密封胶垫，接头是否良好，粘合牢固。(4)储油柜的检修：放油前，检查渗漏情况，作好标记和记录。放油后，打开手孔或端盖，清洗油箱内壁，并在内壁刷绝缘漆，漆膜应均匀。检查清洗油位计，使玻璃管壁清晰透明，油位线不明显的应重画，并放入红色浮球。清洗集污器。检查气体继电器联管，应伸入储油柜，并高出底面20-30mm。对于胶囊袋密封的储油柜和隔膜式储油柜还应按各自结构进行相应检修。(5)净油器的检修：关闭净油器进出口上、下阀门，使其与本体油隔离，打开放油阀徐徐放掉净油器内的油

30、，打开上部的气塞，注意控制排油速度。拆下净油器上的盖板和下底板，倒出原硅胶粒，清洗净油器及其联管内部，检查滤网是否完好，有无堵塞，对原来采用的金属滤网应更换为尼龙网。检查各部件应完整无损并进行清扫，洗净后更换密封垫，装复后密封应良好。应对硅胶进行再生处理或更换。(6)呼吸器的检修：检查呼吸器内的硅胶有无受潮、进油，有受潮进油时应更换干燥的变色硅胶。硅胶不必装满，应留有10左右的空间容积。玻璃筒应擦拭得内外明亮，不得有破损。油封中应盛上适当的变压器油，并拧紧。(7)阀门的检修：闸阀应拆下分解检修，缺损的零件应配齐，对本身有缺陷而又无法处理者应更换；蝶阀应拆下检查零部件是否完整，动作是否灵活，位置

31、指示是否正确，清晰，关闭是否严密；检查放油堵，取油样阀，丝扣咬坏无法修复者应予更换。老式取样阀应更换成能满足取色谱分析油样的专用阀门。对于油箱外壳、防爆筒与储油柜等金属外壳锈蚀非常严重的变压器，必须采取除锈喷漆的措施进行处理，以免设备的进一不锈蚀。除锈工作一般先将外壳喷砂以便于彻底除锈，同时为了防腐蚀以及变压器防潮的要求，可以喷涂氯乙烯底漆，之后再喷过氯乙烯磁漆，最后喷涂氯乙烯清漆。对于油位计，主要检查其是否指示正常，如果油位计堵塞或者玻璃管破裂的，应及时进行更换。第四章 变压器的维护第一节 变压器的投运与停运操作规定变压器投入运行前的检查项目拆除检修安全措施，恢复常设遮栏。变压器各侧开关、刀

32、闸均应在拉开位置。变压器本体及室内清洁，变压器上无杂物或遗留工具，各部无渗漏油等现象。套管清洁完整，无裂纹或渗漏油现象，无放电痕迹，套管螺丝及引线紧固完好，主变油气套管压力正常。变压器分接头位置应在规定的运行位置上，且三相一致。外壳接地线紧固完好，各种标示信号和相色漆应明显清楚。安全气道的阀门应开启，各连接阀门无渗漏油现象。测温表的整定值位置正确，接线完好，指示正确。保护装置和测量表计完好可用。一、变压器投运和停运操作规定 1.循环变压器投运时应逐台投入冷却器，并按负载情况控制投入冷却器的台数；水冷却器应先启动油泵，再开启水系统；停电操作先停水后停油泵；冬季停运时将冷却器中的水放尽。 2.器的

33、充电应在有保护装置的电源侧用断路器操作，停运时应先停负载侧，后停电源侧。 3.断路器时，可用隔离开关投切110kV及以下且电流不超过2A的空载变压器；用于切断20kV及以上变压器的隔离开关，必须三相联动且装有消弧角；装在室内的隔离开关必须在各相之间安装耐弧的绝缘隔板。若不能满足上述规定，又必须用隔离开关操作时，须经本单位总工程师批准。 4.用熔断器投切空载配电变压器和66kV的站用变压器。对新投运的变压器以及长期停用或大修后的变压器（含基建项目的变压器），投运前应进行必要的试验，绝缘试验合格，直阻及吸收比测试。并附和基本要求的规定。变压器投运前值班人员应仔细检查并确定变压器在完好状态，具备带电

34、运行条件，有载开关或无载开关处于规定位置且三相一致，各保护部件、过电压保护及继电保护系统处于正常可靠状态。 在额定电压下做冲击合闸试验，冲击五次；大修或更换改造部分绕组的变压器冲击三次，冲击前变压器最好从零起升压，而后进行正式冲击。变压器投运、停运操作应在“变电所运行规程”中加以规定，并须遵守下列各项：1、强油循环风冷式变压器投入运行时，应逐台投入冷却器并按负载情况控制投入的台数，变压器停运时，先停变压器，冷却运行一段时间，待油温不再上升后再停。 2、变压器的充电应当由装设有保护装置的电源侧的断路器进行，并考虑到其它侧是否会发生超过绝缘方面所不允许的过电压现象。3、运行中的备用变压器应随时可以

35、投入运行，长期停运者应定期充电，同时投入冷却装置。第二节 变压器巡视检查项目1、油位、油色检查1）充油套管油位应保持正常。2）变压器本体油位及有载调压开关油位应在规定的油位范围内。3）油色正常应为透明薇黄色，若油色变成红棕色或黑色，则应怀疑油质已经劣化，应对油进行简化分析。2、油温检查1）应分别检查变压器本体温度计和遥测温度计所指示的数值是否在规定范围内。2）检查室外环境温度、油温与表记温度是否合理，温升不应超过规定值。3、声音检查变压器正常运行时会发出均匀的嗡嗡声，附属设备发出均匀的振动声，声级一般不大于85dB。4、引线、接头及套管检查1）应无松动、松股和断股现象，无过热变色现象。2）套管

36、及法兰应清洁，无裂纹和放电痕迹。 5、变压器主、辅设备应不渗油、漏油。6、呼吸器油封应畅通，呼吸应正常，呼吸器内的变色硅胶不应超过2/3。7、压力释放阀装置应密封，或防爆管上的隔膜应完整。8、瓦斯继电器内应充满油，无气体。瓦斯继电器及接线端子盒应密封。9、冷却装置运行正常，风扇无反转、卡住现象，潜油泵运行无异常。10、外壳接地应无锈蚀，铁心接地引线经小套管引出接地应完好。第三节 变压器特殊检查项目1、起大风时，检查变压器附近应无易被吹动飞起的杂物，防止吹落至变压器带点部分。2、引线摆动情况和有无松动现象。3、大雾、毛毛雨时，检查套瓷瓶应无严重电晕和放电闪络现象。4、大雪天，引线触头应无落雪立即

37、融化或蒸发冒气现象。5、气温骤冷或骤热时，应检查油温、油位是否正常。6、雷雨后，应检查变压器各侧避雷器计数器动作情况，检查套管有无破损、裂纹和放电痕迹。7、超额定电流运行期间，应加强检查负荷电流、顶层油温和运行时间。8、事故跳闸后，应对变压器外部进行检查，看有无异常现象。第五章 变压器故障分析和处理第一节 油浸式电力变压器故障的分析和处理油浸式电力变压器的故障分为内部故障和外部故障内部故障：变压器油箱内发生的各种故障，其主要类型有：各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。 外部故障：变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障，其主要

38、类型有：绝缘套管闪络或破碎而发生的解体短路，引出线之间发生相间故障等而引起变压器内部故障或绕组变形。 第二节 变压器渗漏油的分析及维护设备的渗漏概念为：有油迹者为渗油，有油珠下滴者为漏油。有油渗出为渗点，有油滴落为一般漏点，油每五分钟一滴为严重漏点。当渗漏使变压器油位低于气体继电器时，轻瓦斯保护动作告警；当空冷器放空塞及散热器渗漏或下部净油器、潜油泵密封不好，启动空冷器时会造成向变压器内吸水及进气现象，重者轻瓦斯保护也会动作，同时使变压器绝缘降低；套管导管渗漏后，造成引线及绕组匝绝缘降低，进而引起匝间短路烧损变压器。设备的渗漏概念为：有油迹者为渗油，有油珠下滴者为漏油。有油渗出为渗点，有油滴落

39、为一般漏点，油每五分钟一滴为严重漏点。当渗漏使变压器油位低于气体继电器时，轻瓦斯保护动作告警；当空冷器放空塞及散热器渗漏或下部净油器、潜油泵密封不好，启动空冷器时会造成向变压器内吸水及进气现象，重者轻瓦斯保护也会动作，同时使变压器绝缘降低；套管导管渗漏后，造成引线及绕组匝绝缘降低，进而引起匝间短路烧损变压器。变压器渗漏油的原因有两个方面：一是油箱与管道的连接部位，二是油箱箱体本身焊缝的渗漏。变压器渗漏油的常见具体部位及原因如下：1、阀门系统、蝶阀胶垫材质不良、安装不良、放油阀精度不高，螺纹处渗漏。2、高压套管基座CT出线桩头胶垫处不密封或无弹性，造成接线桩头胶垫处渗漏。小绝缘子破裂，造成渗漏。

40、3、胶垫不密封造成渗漏。一般胶垫应保持压缩2/3时仍有一定的弹性，随运行时间、温度、震动等因素，胶垫易老化龟裂失去弹性。胶垫材质不合格安装，位置不对称、偏心、也会造成胶垫不密封。（变压器吊芯后必须更换密封垫）4、设计制造不良。高压套管升高座法兰、油箱外表、油箱底盘大法兰等焊接处，因有的材质太薄、加工粗糙，造成渗漏油。1.1.1油箱焊缝渗油对于平面接缝处渗油可直接进行焊接，对于拐角及加强筋连接处渗油则往往渗漏点查找不准，或补焊后由于内应力的原因再次渗漏。对于这样的渗点可加用铁板进行补焊，两面连接处，可将铁板裁成纺锤状进行补焊：三面连接处可根据实际位置将铁板裁成三角形进行补焊：该法也适用于套管电流

41、互感器二次引线盒拐角焊缝渗漏焊接。1.1.2高压套管升高座或进人孔法兰渗油这些部位主要是由于胶垫安装不合适，运行中可对法兰进行施胶密封。封堵前用堵漏胶将法兰之间缝隙堵好，待堵漏胶完全固化后，退出一个法兰紧固螺丝，将施胶枪嘴拧入该螺丝孔，然后用高压将密封胶注入法兰间隙，直至各法兰螺丝帽有胶挤出为止。1.1.3低压侧套管渗漏其原因是受母线拉伸和低压侧引线引出偏短，胶珠压在螺纹上。受母线拉伸时，可按规定对母线用伸缩节连接：如引线偏短，可重新调整引线引出长度；对调整引线有困难的，可在安装胶珠的各密封面加密封胶：为增大压紧力可将瓷质压帽换成铜质压帽。1.1.4防爆管渗油防爆管是变压器内部发生故障导致变压

42、器内部压力过大，避免变压器油箱破裂的安全措施。但防爆管的玻璃膜在变压器运行中由于振动容易破裂，又无法及时更换玻璃，潮气因此进入油箱，使绝缘油受潮，绝缘水平降低，危及设备的安全。为此，把防爆管拆除，改装压力释放阀即可。1.3接头过热1.3.1铜铝连接变压器的引出端头都是铜制的，在屋外和潮湿的场所中，不能将铝导体用螺栓与铜端头连接。当铜与铝的接触面间渗入含有溶解盐的水分，即电解液时，在电耦的作用下，会产生电解反应，铝被强烈电腐蚀。结果，触头很快遭到破坏，以致发热甚至可能造成重大事故。为了预防这种现象，在上述装置中需要将铝导体与铜导体连接时，采用一头为铝，另一头为铜的特殊过渡触头。1.3.2普通连接

43、 普通连接在变压器上是相当多的，它们都是过热的重点部位，对平面接头，对接面加工成平面，清除平面上的杂质，最好均匀地涂上导电膏，确保连接良好。 第三节 气体继电器保护动作分析一、瓦斯保护的基本工作原理 当在变压器油箱内部发生故障（包括轻微的匝间短路和绝缘破坏引起的经电弧电阻的接地短路）时，由于故障点电流和电弧的作用，将使变压器油（通常为25#绝缘油）及其它绝缘材料因局部受热而分解产生气体，因气体比较轻，它们将从油箱流向油枕的上部。当故障严重时，油会迅速膨胀并产生大量的气体，此时将有剧烈的气体夹杂着油流冲向油枕的上部，使继电器的接点动作，接通指定的控制回路，并及时发出信号或自动切除变压器，构成反应

44、于上述气体而动作的保护装置称为瓦斯保护瓦斯保护是变压器内部故障的主要保护元件，对变压器匝间和层间短路、铁芯故障、套管内部故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏动作。当油浸式变压器的内部发生故障时，由于电弧将使绝缘材料分解并产生大量的气体，其强烈程度随故障的严重程度不同而不同。瓦斯保护就是利用反应气体状态的瓦斯继电器（又称气体继电器）来保护变压器内部故障的。在瓦斯保护继电器内，上部是一个密封的浮筒，下部是一块金属档板两者都装有密封的水银接点。浮筒和档板可以围绕各自的轴旋转。在正常运行时，继电器内充满油，浮筒浸在油内，处于上浮位置，水银接点断开；档板则由于本身重量而下垂，其水银接点也

45、是断开的。当变压器内部发生轻微故障时，气体产生的速度较缓慢，气体上升至储油柜途中首先积存于瓦斯继电器的上部空间，使油面下降，浮筒随之下降而使水银接点闭合，接通延时信号，这就是所谓的“轻瓦斯”；当变压器内部发生严重故障时，则产生强烈的瓦斯气体，油箱内压力瞬时突增，产生很大的油流向油枕方向冲击，因油流冲击档板，档板克服弹簧的阻力，带动磁铁向干簧触点方向移动，使水银触点闭合，接通跳闸回路，使断路器跳闸，这就是所谓的“重瓦斯”。重瓦斯动作，立即切断与变压器连接的所有电源，从而避免事故扩大，起到保护变压器的作用。瓦斯保护是变压器的主要保护，它可以反映油箱内的一切故障。包括：油箱内的多相短路、绕组匝间短路

46、、绕组与铁芯或与外壳间的短路、铁芯故障、油面下降或漏油、分接开关接触不良或导线焊接不良等。瓦斯保护动作迅速、灵敏可靠而且结构简单。但是它不能反映油箱外部电路（如引出线上）的故障，所以不变压器及其在6KV配电系统中的应用 二、瓦斯保护日常维护注意事项1.瓦斯保护投跳闸的变压器，在现场应有明显的标志，跳闸试验用的探针其外罩在运行中不准旋下，须在外罩涂以红漆，以示警告。 2.户外变压器应保证瓦斯继电器的端盖有可靠保护，以免水分侵入。3.瓦斯保护应同其他电气保护一样对待，其投跳闸、接信号或停用，均应严格按照操作规程的有关规定执行。 4.新装变压器或停电检修进行过滤油，从底部注油，调换瓦斯继电器、散热器

47、、强迫油循环装置以及套管等工作，在投入运行时，须待空气排尽，方可将重瓦斯保护投入跳闸。但变压器在冲击合闸或新装变压器在空载试运行期间，重瓦斯保护必须投入跳闸。5.变压器在带电状态下进行滤油、注油大量放油、放气调换硅胶开闭热虹吸阀门开闭瓦斯继电器联接管道的阀门强迫油循环装置的投入或停用时，应将重瓦斯保护从跳闸改接为信号并采取措施防止空气大量进入，待工作结束后，空气排尽，无信号示警发生时，再从信号改投跳闸。6.变压器运行中发现油面突然升高或突然降低时，应查明原因，在瓦斯跳闸连接片未改接至信号位置前，禁止打开各种放气放油阀门，以防误跳闸。7.当变压器轻瓦斯保护信号动作后，应尽快查明原因，并作好记录，

48、如信号动作时间间隔逐渐缩短时，说明变压器内部有故障，可能会跳闸，此时应将每次信号动作时间作详细记录，并立即向上级领导汇报。8.当重瓦斯保护动作后，无论变压器跳闸与否，均应尽快查明原因，并立即从瓦斯继电器中收集瓦斯气体和油样，迅速进行瓦斯成分的分析和色谱分析，以确定故障的性质。9.当重瓦斯保护动作后，若变压器已跳闸停电，必须对变压器作外观检查，再进行绝缘试验，在确认变压器绝缘正常，瓦斯气体分析又未发现有故障，系外部穿越性故障或继电器本身引起的误跳闸后，才可重新将变压器投入运行。气体继电器是变压器内部故障的一种基本保护。正确地分析气体继电器动作的原因，判断故障性质，正确地进行处理，是保证变压器可靠

49、运行的基础。1、变压器内部故障当变压器内部出现匝间短路、绝缘损坏、接触不良、铁心多点接地等故障时，都将产生大量的热能，使油分解出可燃性气体，向油枕方向流动。当流速超过气体继电器的整定值时，气体继电器的挡板受到冲击，使断路器跳闸，从而避免事故扩大，此为重瓦斯保护动作。当气体沿油面上升，聚集在气体继电器内部超过300mL时，也可以使气体继电器的信号接点接通，发出警报，此为轻瓦斯保护动作。 2、附属设备异常（1）呼吸系统不畅通：变压器的呼吸系统包括气囊呼吸器、有载调压呼吸器等。呼吸系统不畅或堵塞会造成轻、重瓦斯保护动作。（2）冷却系统漏气： 当冷却系统密封不严进入了空气，或新投入运行的变压器未经真空

50、脱气时，都会引起气体继电器的动作。（3）冷却器入口阀门关闭：冷却器入口阀门关闭造成堵塞也会引起气体继电器频繁动作。（4）散热器上部进油阀门关闭：散热器上部进油阀门关闭，也会引起气体继电器的频繁动作。（5）变压器进气：轻瓦斯动作的原因绝大多数是变压器进气造成的。造成进气的原因主要有：密封垫老化和破损、法兰结合面变形、油循环系统进气、潜油泵滤网堵塞、焊接处砂眼进气等。（6）变压器内部出现负压区：变压器在运行中有的部位的阀门可能被误关闭，如：油枕下部与油箱连通管上的蝶阀或气体继电器与油枕连通管之间的蝶阀；安装时，油枕上盖关得很紧而吸湿器下端的密封胶圈又未取下。由于上述阀门被误关闭，当气温下降时，变压

51、器主体内油的体积缩小，进而缺油又不能及时补油，致使油箱顶部或气体继电器内出现负压区，有时在气体继电器中还会形成油气上下浮动。油中逸出的气体向负压区流动，最终导致气体继电器动作。 （7）油枕油室中有气体：大型变压器通常装有胶囊隔膜式油枕，胶囊将油枕分为气室和油室两部分。若油室中有气体，当运行时油面升高就会产生假油面，严重时会从呼吸器喷油或防爆膜破裂。此时变压器油箱内的压力经呼吸器法兰突然释熬，在气体继电器管路产生油流，同时套管升高座等死区的气体被压缩而积累的能量也突然释放，使油流的速度加快，导致瓦斯保护动作。 （8）净油器的气体进入变压器：在检修后安装净油器时，由于排气不彻底，净油器人口胶垫密封

52、不好等原因，使空气进人变压器，导致轻瓦斯保护动作。另外，停用净油器时也可能引起轻瓦斯保护动作。（9）气温骤降：对开放式的变压器，其油中总气量约为10左右，大多数分解气体在油中的溶解度是随温度的升高而降低的。但空气却不同，当温度升高时，它在油中的溶解度是增加的。因此，对于空气饱和的油，如果温度降低，将会有空气释放出来。即使油未饱和，但当负荷或环境温度骤然降低时，油的体积收缩，油面压力来不及通过呼吸器与大气平衡而降低，油中溶解的空气也会释放出来。所以，运行正常的变压器，压力和温度下降时，有时空气过饱和而逸出，严重时甚至引起瓦斯保护动作。（10）忽视气体继器防雨：下大雨时，气体继电器的触点被接线端子

53、和地之间的雨水漏电阻短接，（炼油厂催化变压器）使跳闸回路接通。当出口继电器两端电压达到其动作电压时，导致变压器两侧的断路器跳闸。3、放气操作不当当气温很高、变压器负荷又大时，或虽然气温不很高，负荷突然增大时，运行值班员应加强巡视，发现油位计油位异常升高（压力表指示数增大）时，应及时进行放气。放气时，必须是缓慢地打开放气阀，而不要快速大开阀门，以防止因油枕空间压力骤然降低，油箱的油迅速涌向油枕，而导致重瓦斯保护动作，引起跳闸。4、器身排气不充分有的变压器在大修后投人运行不久就发生重瓦斯保护动作，引起跳闸的现象。这可能是检修后器身排气不充分造成的。当变压器投运后，温度升高时，器身内的气体团突然经气

54、体继电器进人储油柜，随之产生较大的油流冲击造成重瓦斯保护动作。动作后，气体继电器内均有气体，经化验确为空气。这足以说明有的空气由变压器器身流向储油柜。 5、安装不当新装的变压器，轻瓦斯保护动作80是安装存在问题。例如，某部分出攻真空、没有进行真空注油、气体继电器安装不当等，都可能使瓦斯保护动作。 第四节 导致变压器温度异常的原因1、内部故障引起温度异常变压器内部故障如匝间短路或层间短路，线圈对围屏放电，内部引线接头发热，铁芯多点接地使涡流增大过热，零序不平衡电流等漏磁通与铁件油箱形成回路而发热等因素引起变压器温度异常时，还将伴随着瓦斯或差动保护动作，故障严重时还可能使防爆管或压力释放阀喷油，这

55、时变压器应停用检查。 2、冷却器不正常运行引起温度异常冷却器不正常运行或发生故障如潜油泵停运，风扇损坏，散热管道积垢，冷却效率不良，散热器阀门没有打开等原因引起温度异常。应及时对冷却系统进行维护和冲洗或投人备用冷却器，否则就要调整变压器的负荷。3、温度指示器有误差或指示失灵，应更换温度表。 。 第五节 变压器声音异常的分析变压器正常运行时，应发出均匀的“嗡嗡”声，这是由于交流电通过变压器线圈时产生的电磁力吸引硅钢片及变压器自身的振动而发出的响声。如果产生不均匀或其它异音，都属不正常的。 1、变压器声音比平时增大，声音均匀，可能有以下原因：（1）电网发生过电压。电网发生单相接地或产生谐振过电压时，都会使变压器的声音增大，出现这种情况时，可结合电压表计的指示进行综合判断。（2）