变压器范文10篇

变压器范文篇1

一、配电变压器采用熔断器作为保护

熔断器是配电变压器最常见的一种短路故障保护设备,它具有经济、操作方便、适应性强等特点,被广泛应用于配电变压器一次侧作为保护和进行变压器投切操作用。所以一般配电变压器容量在400kVA以下时,采用熔断器保护,高压侧使用跌落式熔断器作为短路保护,低压侧使用熔断器作为过负荷保护。

使用跌落式熔断器确定容量时,既要考虑上限开断容量与安装地点的最大短路电流相匹配,又要考虑下限开断容量与安装地点的最小短路电流的容量关系。目前,户外跌落式熔断器分为50A、100A、200A三种型号,200A跌落式熔断器的开断容量上限是200MVA,下限是20MVA,其选择是按照额定电压和额定电流两项参数进行,也就是熔断器的额定电压必须与被保护配电变压器额定电压相匹配,熔断器的额定电流应大于或等于熔体的额定电流,可选为额定负荷电流的1.5～2倍,此外,应按被保护系统三相短路容量,对所选定的熔断器进行效验,保证被保护设备三相短路容量小于熔断器额定开断容量上限,但必须大于额定开断容量的下限。笔者曾经参与过事故调查,发现部分配电变压器所配置熔断器的额定开断容量(一般指上限)过大,或者在线路末段T接的配电变压器,选定熔断器造未经过短路容量效验,造成被保护变压器三相短路熔断器熔断时难以灭弧,最终引起容管烧毁、爆炸,导致主线路跳闸事故。

二、配电变压器采用负荷开关加熔断器组合电器作为保护

负荷开关加熔断器组合电器可以开断至31.5kA的短路电流,其基本特征是依赖熔断器熔断触发撞针动作于负荷开关。配电变压器短路有单相、两相、三相短路,无论哪种故障,任意一相熔断后,撞针触发负荷开关的脱扣器,负荷开关三相联动,及时隔离故障点,防止缺相运行,顺序是先熔断熔丝,后断负荷开关。采用负荷开关加熔断器组合电器作为配电变压器保护,经济实用,既可以开断负荷电流,实现安全操作需要,还可以在10ms内开断短路电流,切除故障并限制短路电流,能够有效保护配电变压器短路故障。

采用负荷开关加熔断器组合电器,广泛应用于1000kVA以下配电变压器保护配置上,熔断器额定电流一般为负荷电流的2～3倍,按照这种配置方案,设计人员一般都不需要进行具体的设计和对短路电流和继电保护整定计算,可以直接选用成套设备,设计人员大部分喜欢此种配置方案。但是这种保护配置方案也有一定局限性,例如,对于短路故障电流的开断均以牺牲熔断器为代价,且动作电流、动作时间无法人为控制,对于轻微相间短路故障,动作时间较长,对于大用户或专线用户,配电变压器台数较多或配电变压器容量较大时,若采用负荷开关作为进线开关,则无法作为母线短路保护及出线负荷开关——熔断器组合电器的后备保护,因为当用户母线短路或熔断器保护不配合时,会导致上级出线开关动作,影响供电可靠性,在这种情况下,应选用断路器加继电保护装置作为进线保护比较可靠。

三、配电变压器采用断路器加继电保护装置作为保护

断路器开断容量大、分断次数多,具备操作功能,配合继电保护装置作为大容量配电变压器主要短路保护开关,应用很广泛,但价格相对较高。《继电保护和安全自动装置技术规程》(标准GB14285-1993)规定,当容量等于或大于800kVA的油浸变压器时,应配置瓦斯继电器作为变压器内部故障保护,应选用继电保护装置与断路器相配合的保护方案,可以有效地保护配电变压器。近年来,干式配电变压器得到广泛应用,按照要求应配置温度跳闸保护,对于干式变压器也应选用继电保护装置与断路器相配合的保护配置方案。对于Yyno、Dyno接线形式的配电变压器,高低压侧三相四线均采用断路器控制,可以选用两相或三相过电流保护,继电器为反时限型。根据GBJ62—1983《工业与民用电力装置的继电保护和安全自动装置设计规范》规定。应采用下列保护之一:(1)利用高压侧的过流保护,保护装置宜采用三相式以提高灵敏性;(2)接于低压侧中性点的零序电流保护;(3)接于低压侧的三相式电流保护。

目前,部分单位对Yyno接线的配电变压器低压侧中性线配置零序电流保护的认识还不够,认为在变压器高压侧安装了三相式电流保护就能满足要求,其实不然,笔者发现部分配电变压器虽然配置三相式过电流保护装置来防止配电变压器低压侧单相接地短路,但在进行继电保护整定计算时发现,往往有时也满足不了灵敏度要求,这时必须按照规程规定在低压侧另装设保护装置,或在低压侧中性线上安装零序过电流保护。笔者还经过大量计算发现对于Dyno接线的配电变压器,在低压侧发生单相接地或短路故障时,高压侧三相式过电流保护灵敏度能满足要求。因此,在对配电变压器选择保护配置时,应当考虑变压器接线形式:对于Yyno接线的变压器保护配置,应采用高压侧三相式过电流保护作为相间短路或低压侧接地短路保护,如果低压侧单相接地故障时灵敏度不满足要求,还应在低压侧中性线上安装零序过电流保护;对于Dyno接线的变压器保护配置,只在高压侧安装三相过电流保护就能满足灵敏度要求。

变压器范文篇2

摘要：变压器绝缘油故障

电力变压器在电力系统中起着举足轻重的功能，由于各方面的原因，近年来变压器绝缘缺陷在我省电力系统中频繁地发生，在这些绝缘缺陷中绝缘油的缺陷占据了较大的比例，如色谱异常、油介损超标等。这些缺陷跟踪和消缺周期长，处理难度大，严重地威胁着系统的平安。以下对一例绝缘油引起的变压器缺陷作一分析。

1变压器缺陷情况

某发电厂启备变12A，型号为TTF－55／225，法国阿尔斯通1988年制造，该变压器于1996年5月15日因突发短路造成线圈变形及匝间短路，后运至合肥ABB变压器厂进行修理，更换了全部线圈。1999年9月29日，该变压器进行常规预试，试验时发现绝缘电阻较出厂值有明显下降，且中压绕组介损超过《电力设备预防性试验规程》规定的0．8％。绝缘电阻和介损的试验数据分别如表1、表2所示。

2分析和处理

为了确认是绝缘油的原因引起该缺陷，对变压器进行了放油后的绝缘电阻测量。放油后变压器的绝缘电阻有明显上升，高、中、低压的绝缘电阻均增加了一个数量级。通过以上试验分析认为造成变压器本体绝缘特性下降的原因系绝缘油介损增加所致。

绝缘油的介质损耗因数增大，会引起变压器本体绝缘特性的下降，介质损失会使绝缘内部产生热量，介质损耗越大，则绝缘内部产生的热量越多，从而又促使介质损失更为增加。如此继续下去就会在绝缘缺陷处形成击穿，影响设备的平安运行。因此，决定对12A启备变进行换油处理，更换为兰州炼油厂生产的25号绝缘油（新油介损为0.05%）。

换油结束静止24h后，对变压器进行绝缘电阻和介损的测量。抽象油前后的绝缘测试数据

从以上数据看，绝缘电阻在换油后恢复正常，但介损较换油前未下降。分析认为，造成换油后本体介损数据偏大的原因主要是摘要：由于12A启备变在处理前绝缘材料已被品质不良的绝缘油彻底浸渍，换油过程中无法完全排出绝缘材料内的油，但经过一段时间的运行，绝缘材料内品质不良的绝缘油和本体内的绝缘油进行了充分的交换，变压器本体的介损即下降到规程要求的合格范围之内。

12A启备变在换油3个月后，停电进行了绝缘电阻和介损的测量，测量数据如表5所示。从复测的数据看，12A启备变的绝缘数据已合格。

3结论和探索

（1）当变压器的绝缘电阻、介损及泄漏电流较历史数据有变坏趋向而且变压器本身又没有较明显的渗漏油时，分析造成缺陷的原因时，可在放油后对变压器进行绝缘电阻及介损测试，根据测试数据来分析是绝缘油油介损引起的，还是变压器本体受潮引起的。假如放油后的绝缘电阻较放油前上升了将近或超过一个数量级，则一般可认为是绝缘油油质劣化。

（2）抽象油时要严格把好采购关，非凡是应严格控制新油的油介损指标。虽然新油的油介损不大下于0.5%即为合格，但油出厂时的油介损值一般应控制在0.05%左右。

（3）变压器在换油后，绝缘电阻会迅速恢复，但本体介损的变化可能需要一段时间，就目前所取得的经验，在1～6个月内，密切关注油介损的变化趋向，必要时可停电测量本体介损。

（4）通过换油的方法处理该类缺陷的成功几率较高，但换油所需的费用较高，预备和换油工作的时间较长，因此在采用该方法的同时还应综合考虑经济性、供电可靠性等多方面的因素。

参考文献

[1温念珠.电力用油实用技术.中国水利电力出版社，1998

变压器范文篇3

干式变压器的日常维护关系到用电网络的安全有效运行，所以在干式变压器的生产以及售后服务的整个过程中，要定期定时对干式变压器进行有效的监测维护。关于干式变压器的使用寿命有下面两个问题：第一，干式变压器的日常维护对电网的安全运行有着至关重要的作用。如果因为干式变压器维护不当而产生系统故障，严重的甚至可能导致整个电网都处于瘫痪的状态。第二，要通过科学合理的维护延长干式变压器的使用寿命。在干式变压器的维护过程中，要严格按照相关规定对其进行维护，避免因维护不当造成的危害。

干式变压器安装之前注意事项

如果周围的环境要求不能达标，那么要及时根据相关的规定进行适当的调整。同时还要保证干式变压器的通风，良好的通风能力是干式变压器正常有效运转的重要前提。如果干式变压器安装在通风条件比较差的位置（例如地下室），就要根据实际的情况，在干式变压器上增加一个通风散热的装置，保证干式变压器的正常运行。由于干式变压器自身条件的限制，在安装过程中要尽量避免严重潮湿、烟雾浓重、滴水等比较恶劣的环境。

干式变压器的维护

一般来说，干式变压器在干燥通风的环境里，使用的年限比较长，所以在相对干燥通风的位置，可以适当地延长干式变压器的检查维护时间，这个时间通常可以延长为一年。相反，如果变压器所处的环境比较恶劣，那么就要缩短变压器的检查维护时间，通常这个时间是3个月。在天气寒冷或者比较潮湿的环境里，如果要使用停用已久的变压器，在启用之前，要仔细的检查干式变压器上是否有凝露或潮湿的现象。如果存在这种现象，就要利用机械热风，对干式变压器表层进行空气干燥处理，防止绝缘击穿。经过仔细的干燥处理之后，在保证绝缘电阻值大于2MΩ/1000V的情况下，干式变压器才可以投入使用。在投入使用的过程中，变压器因损耗产生的能量，能够使绝缘电阻正常运行。而在干式变压器运行的过程中，变压器本身的温度会高于周围环境的温度，所以绝缘电阻不会出现下降的现象。在干式变压器的日常维护中，要认真仔细的检查各个连接件是否松动干式变压器经过长期的运行，因为各种各样外界以及自身的原因，可能会出现两端受力震动而导致连接件、紧固件松动的现象，很可能产生过热点，影响变压器的正常运行。所以，要在高压以及低压的端头包括所有可能引起变压器过热的位置，设置相应的温蜡片，定期进行观察维护，同时认真仔细的检查紧固端头和连接件。对于铁心锈蚀要进行积极的预防在干式变压器的运行过程中，其铁心全部都暴露在空气中，因为各种各样的外界条件限制，如果干式变压器的铁心没有得到有效的保养，就会引起干式变压器大面积铁心锈蚀现象，从而减少变压器的使用年限。因此，定期定时的对干式变压器进行除锈、防锈，也是维护干式变压器正常运行的一个重要手段。对于干式变压器的来说，良好的通风是变压器正常工作的前提条件，所以，变压器室要有较好的通风条件。同时，还应该在没有外壳保护的变压器周围安装上必要的隔离栅栏。除此之外，在变压器室的通风孔及门上面都要安装必要的隔离网，防止小动物的误闯以及雨雪的入侵。与此同时，工作人员还应该加强对干式变压器避雷器的监测与维护。在维护的过程中，对于35kV的变压器来说，高压侧不应直接连接架空线，应直接由电缆进线。在干式变压器的日常运行过程中，要注意观察变压器的温控设置，主要以三相温度是否平衡为标准。而且还要检查温控设置与干式变压器的热敏电阻是否连接好，如果出现了接触不良的情况，很可能会导致温控设置数值显示错误。因此要进行温控设置的现场实施实时监测，及时发现温控设置的异常，采取必要的措施，避免变压器事故的发生。而对于大容量以及重要地理位置的干式变压器，在订货时，应要求生产厂家每相多设置一个热敏电阻，实现温控器的双重化配置，降低变压器故障的发生率。在干式变压器的运行过程中，要定期对其重要的零件进行监测更新，看是否有不合乎要求的情况。如果在检查的过程中，发现干式变压器的零件氧化腐蚀严重，一定要及时地对不能使用的零件进行更换。除此之外，还要特别注意干式变压器的表面是否有碳化的现象，如果有这种现象，要及时有效的采取措施进行解决，把一切隐患都杜绝在摇篮里。干式变压器的使用年限如果超过5年，要通过绝缘电阻对干式变压器进行性能测试。

变压器范文篇4

1.1装设避雷器保护,防止雷击过电压：配变的防雷保护，采用装设无间隙金属氧化物避雷器作为过电压保护，以防止由高低压线路侵入的高压雷电波所引起的变压器内部绝缘击穿，造成短路，杜绝发生雷击破坏事故。采用避雷器保护配变时，一是要通过正常渠道采购合格产品，安装投运前经过严格的试验达到运行要求再投运；二是对运行中的设备定期进行预防性试验，对于泄漏电流值超过标准值的不合格产品及时加以更换；三是定期进行变压器接地电阻检测，对100KVA及以上的配电变压器要求接地电阻必须在4Ω以内，对100KVA以下的配电变压器，要求接地电阻必须在10Ω以内。如果测试值不在规定范围内，应采取延伸接地线，增加接地体及物理、化学等措施使其达到规定值，每年的4月份和7月份进行两次接地电阻的复测，防止焊接点脱焊、环境及其它因素导致接地电阻超标。如果变压器接地电阻超标，雷击时雷电流不能流入大地，反而通过接地线将雷电压加在配电变压器低压侧再反向升压为高电压，将配变烧毁；四是安装位置选择应适当，高压避雷器安装在靠配变高压套管最近的引线处，尽量减小雷电直接侵入配变的机会，低压避雷器装在靠配变最近的低压套管处，以保证雷电波侵入配变前的正确动作，按电气设备安装规范标准要求安装，防止盲目安装而失去保护的意义。

1.2装设速断、过电流保护，保证有选择性地切除故障线路：配变的短路保护和过载保护由装设于配变高压侧的熔断器和低压侧的漏电总保护器（该装置有漏电保护和配变低压过电流保护）来实现。为了有效地保护配变，必须正确选择熔断器的熔体(熔丝、熔片等)及低压过电流保护定值。高压侧熔丝的选择，应能保证在变压器内部或外部套管处发生短路时被熔断。熔丝选择原则：①容量在100kVA及以下的配变，高压熔丝按2～2.5倍额定电流选择；②容量在100kVA以上的配变，高压熔丝按1.5～2倍额定电流选择。低压侧漏电总保护器过流动作值取配变低压侧额定值的1.3倍，配变低压各分支线路过流保护定值不应大于总保护的过流动作值，其值应小于配变低压侧额定电流，一般按导线最大载流量选择过流值，保证在各出线回路发生短路或输出负载过大，引起配变过负荷时能及时动作，切除负载和故障线路，实现保护配变的目的。同时满足各级保护的选择性要求。低压分支回路短路故障时，分支回路动作，漏电总保护器过流保护不动作，低压侧总回路故障或短路时，低压侧漏电总保护器过流保护动作，高压侧熔体不应熔断；变压器内部故障短路时，高压侧熔体熔断，上一级变电站高压线路保护装置不应动作跳闸，保证配电网保护装置正确分级动作。配变高压侧熔体保护材料一定要按标准配备，坚决杜绝用铜、铝等金属导体替代熔断器熔体。

2日常运行管理方面

2.1加强日常巡视、维护和定期测试：①进行日常维护保养，及时清扫和擦除配变油污和高低压套管上的尘埃，以防气候潮湿或阴雨时污闪放电，造成套管相间短路，高压熔断器熔断，配变不能正常运行；②及时观察配变的油位和油色，定期检测油温，特别是负荷变化大、温差大、气候恶劣的天气应增加巡视次数，对油浸式的配电变压器运行中的顶层油温不得高于95℃，温升不得超过55℃，为防止绕组和油的劣化过速，顶层油的温升不宜经常超过45℃；③摇测配变的绝缘电阻，检查各引线是否牢固，特别要注意的是低压出线连接处接触是否良好、温度是否异常；④加强用电负荷的测量，在用电高峰期，加强对每台配变的负荷测量，必要时增加测量次数，对三相电流不平衡的配电变压器及时进行调整，防止中性线电流过大烧断引线，造成用户设备损坏，配变受损。联接组别为Yyn0的配变，三相负荷应尽量平衡，不得仅用一相或两相供电，中性线电流不应超过低压侧额定电流的25%，力求使配变不超载、不偏载运行；

2.2防止外力破坏：①合理选择配变的安装地点，配变安装既要满足用户电压的要求，又要尽量避免将其安装在荒山野岭，易被雷击，也不能安装在远离居民区的地方，以防不法分子偷盗。安装位置太偏僻也不利于运行人员的定期维护，不便于工作人员的管理；②避免在配电变压器上安装低压计量箱，因长时间运行，计量箱玻璃损坏或配变低压桩头损坏不能及时进行更换，致使因雨水等原因烧坏电能表引起配变受损；③不允许私自调节分接开关，以防分接开关调节不到位发生相间短路致使烧坏配电变压器；④在配变高低压端加装绝缘罩，防止自然灾害和外物破坏，在道路狭窄的小区和动物出入频繁的森林区加装高低压绝缘罩，防止配电变压器接线桩上掉东西使低压短路而烧毁配变；⑤定期巡视线路，砍伐线路通道，防止树枝碰在导线上引起低压短路烧坏配电变压器的事故。

3小结

综上所述：要使配电变压器保持长期安全可靠运行，除加强提高保护配置技术水平之外，在日常的运行管理方面同样也十分重要。作为配变运行管理人员，一定要做到勤检查、勤维护、勤测量，及时发现问题及时处理，采取各种措施来加强配电变压器的保护，防止出现故障或事故，以保证配电网安全、稳定、可靠运行。

变压器范文篇5

关键词：变压器选型在工程设计中，电气工程师在干式变压器的选型时要注意以下几点：

一、干式变压器的温度控制系统

干式变压器的安全运行和使用寿命，很大程度上取决于变压器绕组绝缘的安全可靠。绕组温度超过绝缘耐受温度使绝缘破坏，是导致变压器不能正常工作的主要原因之一，因此对变压器的运行温度的监测及其报警控制是十分重要的。

（1）风机自动控制：通过预埋在低压绕组最热处的Pt100热敏测温电阻测取温度信号。变压器负荷增大，运行温度上升，当绕组温度达110℃时，系统自动启动风机冷却；当绕组温度低至90℃时，系统自动停止风机。

（2）超温报警、跳闸：通过预埋在低压绕组中的PTC非线性热敏测温电阻采集绕组或铁心温度信号。当变压器绕组温度继续升高，若达到155℃时，系统输出超温报警信号；若温度继续上升达170℃，变压器已不能继续运行，须向二次保护回路输送超温跳闸信号，应使变压器迅速跳闸。

（3）温度显示系统：通过预埋在低压绕组中的Pt100热敏电阻测取温度变化值，直接显示各相绕组温度（三相巡检及最大值显示，并可记录历史最高温度），可将最高温度以4～20mA模拟量输出，若需传输至远方（距离可达1200m）计算机，可加配计算机接口，1只变送器，最多可同时监测31台变压器。系统的超温报警、跳闸也可由Pt100热敏传感电阻信号动作，进一步提高温控保护系统的可靠性。

二、干式变压器的防护方式

根据使用环境特征及防护要求，干式变压器可选择不同的外壳。

通常选用IP20防护外壳，可防止直径大于12mm的固体异物及鼠、蛇、猫、雀等小动物进入，造成短路停电等恶性故障，为带电部分提供安全屏障。若须将变压器安装在户外，则可选用IP23防护外壳，除上述IP20防护功能外，更可防止与垂直线成60°角以内的水滴入。但IP23外壳会使变压器冷却能力下降，选用时要注意其运行容量的降低。

三、干式变压器的冷却方式

干式变压器冷却方式分为自然空气冷却（AN）和强迫空气冷却（AF）。自然空冷时，变压器可在额定容量下长期连续运行。强迫风冷时，变压器输出容量可提高50%.适用于断续过负荷运行，或应急事故过负荷运行；由于过负荷时负载损耗和阻抗电压增幅较大，处于非经济运行状态，故不应使其处于长时间连续过负荷运行。

四、干式变压器的过载能力

干式变压器的过载能力与环境温度、过载前的负载情况（起始负载）、变压器的绝缘散热情况和发热时间常数等有关，若有需要，可向生产厂索取干变的过负荷曲线。

如何利用其过载能力呢？笔者提出两点供参考：

（1）选择计算变压器容量时可适当减小：充分考虑某些轧钢、焊接等设备短时冲击过负荷的可能性——尽量利用干式变压器的较强过载能力而减小变压器容量；对某些不均匀负荷的场所，如供夜间照明等为主的居民区、文化娱乐设施以及空调和白天照明为主的商场等，可充分利用其过载能力，适当减小变压器容量，使其主运行时间处于满载或短时过载。

（2）可减少备用容量或台数：在某些场所，对变压器的备用系数要求较高，使得工程选配的变压器容量大、台数多。而利用干变的过载能力，在考虑其备用容量时可予以压缩；在确定备用台数时亦可减少。变压器处于过载运行时，一定要注意监测其运行温度：若温度上升达155℃（有报警发出）即应采取减载措施（减去某些次要负荷），以确保对主要负荷的安全供电。

五、干式变压器低压出线方式及其接口配合

干式变压器因没有油，也就没有火灾、爆炸、污染等问题，故电气规范、规程等均不要求干式变压器置于单独房间内。损耗和噪声降到了新的水平，更为变压器与低压屏置于同一配电室内创造了条件。

目前，我国树脂绝缘干式变压器年产量已达10000MVA，成为世界上干式变压器产销量最大的国家之一。随着低噪（2500kVA以下配电变压器噪声已控制在50dB以内）、节能（空载损耗降低达25%）的SC（B）9系列的推广应用，使得我国干式变压器的性能指标及其制造技术已达到世界先进水平。

国家建筑标准设计图集《干式变压器安装》-《99D268》。

图集提供了适用于各种场所的干式变压器布置、安装方式，针对变压器与低压PC屏的接口配合列出了多种方案供设计、施工选择。

随着干式变压器的推广应用，其生产制造技术也获得长足发展，干式变压器将在如下几方面获得进一步发展。

（1）节能低噪：随着新的低耗硅钢片，箔式绕组结构，阶梯铁心接缝，环境保护要求，噪声研究的深入，以及计算机优化设计等新材料、新工艺、新技术的引入，将使未来的干式变压器更加节能、更加宁静。

（2）高可靠性：提高产品质量和可靠性，将是人们的不懈追求。在电磁场计算、波过程、浇注工艺、热点温升、局放机理、质保体系及可靠性工程等方面进行大量的基础研究，积极进行可靠性认证，进一步提高干式变压器的可靠性和使用寿命。

（3）环保特性认证：以欧洲标准HD464为基础，开展干式变压器的耐气候（C0、C1、C2）、耐环境（E0、E1、E2）及耐火（F0、F1、F2）特性的研究与认证。

（4）大容量：从50～2500kVA配电变压器为主的干式变压器，向10000～20000kVA/35kV电力变压器拓展，随着城市用电负荷不断增加，城网区域变电所越来越深入城市中心区、居民小区、大型厂矿等负荷中心，35kV大容量的小区中心供电电力变压器将获广泛应用。

（5）多功能组合：从单一变压器向带有风冷、保护外壳、温度计算机接口、零序互感器、功率计量、封闭母线及侧出线等多功能组合式变压器发展。

变压器范文篇6

1.检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。

2.检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。

3.变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。如声音有所改变，应细心检查，并迅速汇报值班调度员并请检修单位处理。

4.应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。工作、备用电源及油泵应符合运行要求等等。

5.天气有变化时，应重点进行特殊检查。大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象；大雾天，各部有无火花放电现象等等。

6.呼吸器应畅通，硅胶吸潮不应达到饱和。

7.瓦斯继电器无动作。

二、变压器运行中出现的不正常现象

1.变压器运行中如漏油、油位过高或过低，温度异常，音响不正常及冷却系统不正常等，应设法尽快消除。

2.当变压器的负荷超过允许的正常过负荷值时，应按规定降低变压器的负荷。

3.变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。

4.当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。

5.变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。

三、变压器运行中故障现象及其排除

为了正确的处理事故，应掌握下列情况：①系统运行方式，负荷状态，负荷种类；②变压器上层油温，温升与电压情况；③事故发生时天气情况；④变压器周围有无检修及其它工作；⑤运行人员有无操作；⑥系统有无操作；⑦何种保护动作，事故现象情况等。

变压器在运行中常见的故障是绕组、套管和电压分接开关的故障还有声音的异常，而铁芯、油箱及其它附件的故障较少。下面将常见的几种主要故障分述如下；

1.绕组故障

主要有匝间短路、绕组接地、相间短路、断线及接头开焊等。产生这些故障的原因有以下几点：

①在制造或检修时，局部绝缘受到损害，遗留下缺陷。②在运行中因散热不良或长期过载，绕组内有杂物落入，使温度过高绝缘老化。③制造工艺不良，压制不紧，机械强度不能经受短路冲击，使绕组变形绝缘损坏。④绕组受潮，绝缘膨胀堵塞油道，引起局部过热。⑤绝缘油内混入水分而劣化，或与空气接触面积过大，使油的酸价过高绝缘水平下降或油面太低，部分绕组露在空气中未能及时处理。

由于上述种种原因，在运行中一经发生绝缘击穿，就会造成绕组的短路或接地故障。匝间短路时的故障现象是变压器过热油温增高，电源侧电流略有增大，各相直流电阻不平衡，有时油中有吱吱声和咕嘟咕嘟的冒泡声。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作；严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理，因为绕组匝间短路常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。

2.套管故障

这种故障常见的是炸毁、闪落和漏油，其原因有：

(1)密封不良，绝缘受潮劣比；

(2)呼吸器配置不当或者吸入水分未及时处理。

3.分接开关故障

常见的故障是表面熔化与灼伤，相间触头放电或各接头放电。主要原因有：

(1)连接螺丝松动；

(2)带负荷调整装置不良和调整不当；

(3)分接头绝缘板绝缘不良；

(4)接头焊锡不满，接触不良，制造工艺不好，弹簧压力不足；

(5)油的酸价过高，使分接开关接触面被腐蚀。

4.铁芯故障

铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁轮的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的，其后果可能使穿心螺杆与铁芯迭片造成两点连接，出现环流引起局部发热，甚至引起铁芯的局部熔毁。也可能造成铁芯迭片局部短路，产生涡流过热，引起迭片间绝缘层损坏，使变压器空载损失增大，绝缘油劣化。

运行中变压器发生故障后，如判明是绕组或铁芯故障应吊芯检查。首先测量各相绕组的直流电阻并进行比较，如差别较大，则为绕组故障。然后进行铁芯外观检查，再用直流电压、电流表法测量片间绝缘电阻。如损坏不大，在损坏处涂漆即可。

5.瓦斯保护故障

瓦斯保护是变压器的主保护，轻瓦斯作用于信号，重瓦斯作用于跳闸。下面分析瓦斯保护动作的原因及处理方法：

(1)轻瓦斯保护动作后发出信号。其原因是：变压器内部有轻微故障；变压器内部存在空气；二次回路故障等。运行人员应立即检查，如未发现异常现象，应进行气体取样分析。

(2)瓦斯保护动作跳闸时，可能变压器内部发生严重故障，引起油分解出大量气体，也可能二次回路故障等。出现瓦斯保护动作跳闸，应先投入备用变压器，然后进行外部检查。检查油枕防爆门，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否变形；最后检查气体的可燃性。

变压器自动跳闸时，应查明保护动作情况，进行外部检查。经检查不是内部故障而是由于外部故障(穿越性故障)或人员误动作等引起的，则可不经内部检查即可投入送电。如差动保护动作，应对该保护范围内的设备进行全部检查。

此外，就是声音的异常和变压器着火，声音异常可能是外施电压过高、套管表面太脏或有裂纹、内部结构松动、内部绝缘有击穿等原因造成的。应结合经验细心分析判断，应针对具体情况及时采取措施处理，如把电压调低、擦拭套管或考虑检修内部等。变压器着火也是一种危险事故，因变压器有许多可燃物质，处理不及时可能发生爆炸或使火灾扩大。变压器着火的主要原因是：套管的破损和闪落，油在油枕的压力下流出并在顶盖上燃烧；变压器内部故障使外壳或散热器破裂，使燃烧着的变压器油溢出。发生这类事故时，变压器保护应动作使断路器断开。若因故断路器未断开，应用手动来立即断开断路器，拉开可能通向变压器电源的隔离开关，停止冷却设备，进行灭火。变压器灭火时，最好用泡沫式灭火器，必要时可用砂子灭火。

变压器范文篇7

关键词：油浸式电力变压器瓦斯保护处理方法反事故措施

1前言

目前，我公司使用的电力变压器大多数仍然是油浸式变压器。本人工作以来经常参加变压器的设计、安装和调试及维修工作，积累了许多关于变压器的知识，现就变压器的瓦斯保护作一详细的介绍。

2工作原理

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。

瓦斯继电器有浮筒式、档板式、开口杯式等不同型号。目前大多采用QJ-80型继电器，其信号回路接上开口杯，跳闸回路接下档板。所谓瓦斯保护信号动作，即指因各种原因造成继电器内上开口杯的信号回路接点闭合，光字牌灯亮。

3保护范围

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、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，所以不能作为保护变压器内部故障的唯一保护装置。另外，瓦斯保护也易在一些外界因素（如地震）的干扰下误动作，对此必须采取相应的措施。

4安装方式

瓦斯继电器安装在变压器到储油柜的连接管路上，安装时应注意：

4.1首先将气体继电器管道上的碟阀关严。如碟阀关不严或有其他情况，必要时可放掉油枕中的油，以防在工作中大量的油溢出。

4.2新气体继电器安装前，应检查有无检验合格证明，口径、流速是否正确，内外部件有无损坏，内部如有临时绑扎要拆开，最后检查浮筒、档板、信号和跳闸接点的动作是否可靠，并关好放气阀门。

4.3气体继电器应水平安装，顶盖上标示的箭头方向指向油枕，工程中允许继电器的管路轴线方向往油枕方向的一端稍高，但与水平面倾斜不应超过4%。

4.4打开碟阀向气体继电器充油，充满油后从放气阀门放气。如油枕带有胶囊，应注意充油放气的方法，尽量减少和避免气体进入油枕。

4.5进行保护接线时，应防止接错和短路，避免带电操作，同时要防止使导电杆转动和小瓷头漏油。

4.6投入运行前，应进行绝缘摇测及传动试验。

5试验项目

气体继电器在安装使用前应作如下一些检验项目和试验项目：

5.1一般性检验项目：

玻璃窗、放气阀、控针处和引出线端子等完整不渗油，浮筒、开口杯、玻璃窗等完整无裂纹。

5.2试验项目

5.2.1密封试验：整体加油压（压力为20mPa，持续时间为1h）试漏，应无渗透漏。

5.2.2端子绝缘强度试验：出线端子及出线端子间耐受工频电压2000v，持续1min，也可用2500v兆欧表摇测绝缘电阻，摇测1min代替工频耐压，绝缘电阻应在300mΩ以上。

5.2.3轻瓦斯动作容积试验：当壳内聚积250∽300cm3空气时，轻瓦斯应可靠动作。

5.2.4重瓦斯动作流速试验。

6日常巡视项目

电力变压器运行规程DL/T572-95（以下简称“规程”）规定在变压器的日常巡视项目中首先应检查气体继电器内有无气体，对气体的巡视应注意以下几点：

6.1气体继电器连接管上的阀门应在打开位置。

6.2变压器的呼吸器应在正常工作状态。

6.3瓦斯保护连接片投入应正确。

6.4油枕的油位应在合适位置，继电器内充满油。

6.5气体继电器防水罩一定牢固。

6.6继电器接线端子处不应渗油，且应能防止雨、雪、灰尘的侵入，电源及其二次回路要有防水、防油和防冻的措施，并要在春秋二季进行防水、防油和防冻检查。

7运行

变压器在正常运行时，瓦斯继电器工作无任何异常。关于瓦斯继电器的运行状态，规程中对其有如下规定：

7.1变压器运行时瓦斯保护应接于信号和跳闸，有载分接开关的瓦斯保护接于跳闸。

7．2变压器在运行中进行如下工作时应将重瓦斯保护改接信号：

7.2.1用一台断路器控制两台变压器时，当其中一台转入备用，则应将备用变压器重瓦斯改接信号。

7.2.2滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂和开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。

7.2.3在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。

7.2.4除采油样和在瓦斯继电器上部的放气阀放气处，在其他所有地方打开放气、放油和进油阀门时。

7.2.5当油位计的油面异常升高或吸吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时。

7.3在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能确定重瓦斯保护的运行方式。地震引起重瓦斯保护动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后，方可投入。

8瓦斯保护信号动作的主要原因

8.1轻瓦斯动作的原因：

8.1.1因滤油、加油或冷却系统不严密以至空气进入变压器。

8.1.2因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯浮筒以下

8.1.3变压器故障产生少量气体

8.1.4变压器发生穿越性短路故障。在穿越性故障电流作用下，油隙间的油流速度加快，当油隙内和绕组外侧产生的压力差变化大时，气体继电器就可能误动作。穿越性故障电流使绕组动作发热，当故障电流倍数很大时，绕组温度上升很快，使油的体积膨胀，造成气体继电器误动作。

8.1.5气体继电器或二次回路故障。

以上所述因素均可能引起瓦斯保护信号动作。

9瓦斯保护装置动作的处理

变压器瓦斯保护装置动作后，应马上对其进行认真检查、仔细分析、正确判断，立即采取处理措施。

9.1瓦斯保护信号动作时，立即对变压器进行检查，查明动作原因，上否因积聚空气、油面降低、二次回路故障或上变压器内部邦联造成的。如气体继电器内有气休，则应记录气体量，观察气体的颜色及试验上否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据的关规程和导则判断变压器的故障性质。色谱分析是指对对收集到的气体用色谱仪对其所含的氢气、氧气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等气体进行定性和定量分析，根据所含组分名称和含量准确判断邦联性质，发展趋势、和严重程度。

若气体继电器内的气体无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。

若气体继电器内的气体可燃且油中溶解气体色谱分析结果异常，则应综合判断确定变压器是否停运。

9.2瓦斯继电器动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断。

a.是否呼吸不畅或排气未尽；

b.保护及直流等二次回路是否正常；

c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；

d.气体继电器中积聚的气体是否可燃；

e.气体继电器中的气体和油中溶解的气体的色谱分析结果；

f.必要的电气试验结果；

g.变压器其它继电保护装置的动作情况。

10瓦斯保护的反事故措施

瓦斯保护动作，轻者发出保护动作信号，提醒维修人员马上对变压器进行处理；重者跳开变压器开关，导致变压器马上停止运行，不能保证供电的可靠性，对此提出了瓦斯保护的反事故措施：

10.1将瓦斯继电器的下浮筒改为档板式，触点改为立式，以提高重瓦斯动作的可靠性。

10.2为防止瓦斯继电器因漏水而短路，应在其端子和电缆引线端子箱上采取防雨措施。

10.3瓦斯继电器引出线应采用防油线。

10.4瓦斯继电器的引出线和电缆应分别连接在电缆引线端子箱内的端子上。

11结论

变压器瓦斯信号动作后，运行人员必须对变压器进行检查，查明动作的原因，并立即向上级调度和主管领导汇报，上级主管领导应立即派人去现场提取继电器气样、油样和本体油样，分别作色谱分析。根据有关导则及现场分析结论采取相应的对策，避免事故的发生，以保证变压器的安全经济运行。

参考文献

变压器范文篇8

从表1可以清楚地看到，自1992年以后，短路损坏的变压器占事故总台次比率有明显的上升。在1994年至1999年度，短路损坏台次占总事故台次比率在35％~io1995年至1996年度甚至达到了50％左右。大型变压器短路损伤事故居高不下的问题，已到了非解决不可的程度。

一、110千伏级变压器事故损伤率大幅上升的原因

从大量公布的技术文献分析，110千伏变压器短路损伤率大幅攀升的原因，主要是因为制造厂在80年代未至90年代初进行的低损耗“8型”产品的设计时对产品的抗短路强度未引起足够的重视，以至在此期间生产的大量产品存在强度不足的先天性缺陷。同时，和国家经济发展同步的电力网系统容量的上升，导致系统短路阻抗的大幅下降。一旦线路发生短路事故，短路电流可能会比原来的运行情况下大10％～20％左右，由此导致的变压器短路率要大20％～40％之间。因此，可能同样的一台变压器，在原来的系统容量较小的电网中运行时，因短路电流较小，可以承受短路冲击而不发生事故；而当电网容量大幅提升后，有可能承受不了这时的短路冲击而发生损伤。在这两个原因中，产品结构强度不足是主因，电力网系统容量的上升是诱因。

结合90年代中后期发生的大量110千伏短路损伤事故图片，原“8型”低损耗产品结构设计中主要不足如下：

1、上部压板强度不足

在80年代早期或更早的国产110千伏产品中，110千伏变压器大多采用了开口钢压板的结构。虽然钢压板的采用会引起变压器负耗损耗的显著上升，同时也可能会带来局部高漏磁区的过热问题，但毫无疑问，这种钢压板结构的采用对变压器轴向支持强度是一个有力的保证。

在“8型”低损耗产品的设计中，大量的企业采用了等厚度的国产层压木开口环代替原钢压板，事实证明，这种改变直接导致了上部机械强度的不足，是引起90年代后110千伏级变压器短路损伤事故的一大原因。

2、线圈卷制紧度不足

在线圈的卷制工艺上，“8型”设计调整前后并无大的区别。但在“8型”设计之前，大部分的变压器线圈是采用浸漆工艺的，而“8型”设计以后的产品大多取消了浸漆工艺，同时自1996年开始不断有用户提出的110千伏级变压器局放水平也不允许对110千伏级产品进行浸漆处理，因为浸漆处理后对产品绝缘有明显影响。

但浸漆处理对提高产品的机械强度却是一个有力的措施。众所周知，为保证线匝之间的绝缘强度，线圈绕制用导线必须包绕不同厚度的绝缘纸作为匝绝缘材料。对110千伏级高压线圈一般采用的匝绝缘厚度为1．35mm，在线饼的整个幅向尺寸中，这个匝绝缘厚度要占相当的比例。如对单根纸包铜线，匝绝缘大概要占40％左右，对双根组合导线，由于组合导线单元线间匝绝缘较小，所以这时候匝绝缘大概占线饼幅向的30％。在线圈绕制时表观看上去线圈是绕紧的，但线圈烘燥后绝缘物会发生收缩，收缩产生的后果就是线匝之间的状态松了。如果这种烘燥后相对较松的线圈投入运行，对产品的安全将带来隐患。线圈的浸漆工艺是对经烘燥收缩后的线圈进行浸漆，从而弥补前面烘燥中产生的线饼松动现象，有效地提高了线圈本身的强度。

在90年代中前期生产的110干伏变压器大多采用两个导电回路的中部进线结构，这样就造成设计时单个回路的导电材料截面偏小，不能采用组合式导线，因此线饼辐向尺寸中匝绝缘占的比例很大，烘燥后收缩大，又没有原来的浸漆工艺来弥补，因此线圈的卷制状态实际上相对是比较松的，自然影响到产品的强度。

3、线饼轴向支撑垫块处理工艺不到位

和线饼幅向中匝绝缘要占一定比例这个情况类似，为保证线饼与线饼之间的绝缘和线饼本身的散热，每个线饼之间都有一圈用绝缘纸板做的油道，这样在整个轴向高度上，绝缘材料也要占一定的比例，对一般的110千伏产品，这个比例大概也要在30％～40％之间。虽然轴向高度在线圈烘燥后可以通过加添垫块的方法进行调整，但如果垫块处理不到位或者线圈预烘工艺控制不当，有可能产生待套装线圈高度上有一个“虚高”，这个“虚高”是指线圈在器身处理和浸油后会进一步的收缩，如果线圈的“虚高”是大体相等的，则在变压器出烘或二次吊罩紧固时仍可通过控制上部压紧力的方法将每个线圈都压紧。但事实上，如果对线圈预烘工艺没有足够的重视，极可能产生每个线圈的“虚高”不一样这种情况，这时候将导致铁芯柱上套的几个同心线圈压紧后松紧不一，有的线圈是紧的，有的线圈是松的，这时势必影响线圈的轴向强度。

在线圈浸漆工艺采用的时候，由于绝缘纸和垫块中漆液的浸入将对线圈的前道处理中的不一致有一个弥补过程，因此这时候轴向上线圈的“虚高”不一致问题不是太明显。但如果取消浸漆工艺，对垫块的处理和对线圈的处理控制有必要作相应的调整。

4、内线圈的内径侧支撑较薄弱

传统的设计中铁心和内线圈之间的支撑并不是很理想，多采用多层可调整的围屏结构，这些围屏一般是由δ=1．5～2mm的纸板制成，层与层之间没有粘结，线圈在受到短路的内挤力时，各个支撑撑条松紧状态并不很一致，有的撑条处可能紧一点，有的撑条处可能很松。因此对比较松的地方，实际上内部支撑是虚的，线圈内挤时这些地方可能会首先变形，而一旦线圈发生一个初始的变形，将导致正反馈式的变形量扩增，从而导致线圈的彻底扭挤破坏。

如果线圈是按传统工艺浸漆处理的，这种初始的变形相对而言比较难以发生，因为线圈的线匝之间可能将力量互相传递，而一旦线圈不采用浸漆工艺，线匝卷紧程度相对较松，线匝之间力的传递要差，局部的初始变形相对要容易些，这时候线圈产生机械破坏的概率就大。

二、提高110千伏级变压器抗短路能力的措施

明白了90年代后期暴露出来的110千伏级变压器抗短路能力不足的原因，就可以有针对性地逐项整改。但变压器制造技术的发展已不可能再倒退至钢压板加线圈浸漆的年代。因此，提高110千伏变压器的抗短路能力，应该吸收原“8型”低损耗变压器设计中绝缘压板和不浸漆的做法。虽然绝缘压板和不浸漆这两项改动是造成前期110千伏变压器抗短路能力不足的主因，但真正使这么多变压器出问题的原因，也不能简单的归咎于这两项改动。因为这两项改动也是在引进吸收国际变压器制造先进技术的基础上采用的，从发展的角度看，这两个改动是潮流所趋，是方向。

那么怎么解释在采用这两项技术后110千伏变压器短路损伤的事故率明显上升了呢?这里面主要的问题是没有在采用这两项技术时进行通盘考虑，没有在采用这两项技术后对由此可能带来的影响作充分的论证，因此也没有进行相应的针对性调整。这才是造成90年代中后期大量110千伏变压器事故损伤的最大原因。

基于以上认识，并吸收事故产品的教训，一些企业在制作110千伏产品时对以上各薄弱环节进行了相应的调整，并对不同容量段产品进行试验验证。多年的生产和运行经验表明，在充分考虑到绝缘压板和不浸漆工艺的相关影响，并进行有效的设计和工艺调整后，生产的110千伏产品抗短路能力是可靠的，沿用“8型”设计的绝缘压板结构和不浸漆工艺是完全可能的。下面主要介绍在110千伏变压器生产中提高产品抗短路能力的一些具体措施：

1、改原来的分瓣压板结构为整圆压板结构，并对铁窗外线圈部分增加半圆副压板，解决端部压板强度不足的隐患改进后线圈整圆压板厚度为40～60mm不等(视变压器容量和结构定)。半圆副压板厚度和主压板尺寸相同，整体厚度达80～120mm。按此方案调整后变压器制作成本无明显增加(多了三相半圆副压板材料)，变压器的外限尺寸也无放大，但上部压板强度不足的隐患得以彻底解决。

2、改110千伏线圈进线方式为端部进线，使导电回路截面翻倍，从而为组合导线的使用创造了条件前面已经进行过估算，组合导线的应用可以大幅度地减少线饼幅向尺寸中绝缘材料的比例。减少线圈烘燥后的收缩量，保证线圈的紧实度。同时，组合导线的使用必然导致单个线饼线匝数的减少，而在线圈的卷制中可以发现，这种线饼匝数的减少为绕制时反饼的收紧创造了条件。因此，采用组合导线、端部进线结构的产品，线圈紧实度有明显的提高。

3、精心调整高／中／低压线圈线规，使各线圈高度方向绝缘占比大致相同。前面已经提到，线圈烘燥、浸油后绝缘物会发生收缩，如果各个线圈的高度方向绝缘尺寸比率差距较大，则线圈烘燥、浸油后净收缩量将有明显差别；调整高度方向绝缘物占比，实际上就可以控制经工艺处理后各线圈的“虚高”大致接近。

4、加强垫块及线圈的稳定处理，努力减少线圈“虚高”总量不浸漆工艺采用后对轴向稳定处理的影响是显而易见的，定量的数据在各个制造厂都可以得到。要减少不浸漆后线圈收缩量过大的问题，就必须严格按工艺要求对线圈的饼间垫块进行密化处理，并对组套前线圈进行二次烘燥、调整和稳定。在纸板的密化工序中，采用瑞士魏德曼公司推荐的100kg／cm2滚压工艺，纸板经滚压后厚度方向尺寸约收缩9％。线圈的组套前烘压是一个更繁杂的工作，其目的是确保纸板、匝绝缘材料烘燥收缩到位，调整各线圈高度方向一致。

5、线圈换位的注意要点

从线圈本身的结构特点分析，认为线饼间上下“S”弯换位处是一个薄弱环节，在线圈长期的运行振动中，这种“S”弯过渡处的绝缘极可能破损，从而引起绝缘事故。在系统短路、线圈轴、辐向受力时，该处受力更为明显。对这一局部的加强方式是：在设计时要确保“S”弯导线为平拉换位，避免上下高差形成的剪刀口加剧对线匝的绝缘损坏：制作时在“S”弯贴线饼处加垫0．5mm保护纸板1张，加强“S”弯过渡处线匝绝缘。在“S”弯上加包耐热等级为F级的丹尼松纸半叠2层，由于丹尼松皱纸的耐温等级远大于普通A级绝缘材料，因而可确保“S”弯匝绝缘不会发生受热老化后在机械冲击下断裂。

6、注意短路大电流引起的强漏磁对并绕线绝缘的影响

在短路的大电流作用下，除线圈轴、辐向、线匝间可能产生机械损伤处，大电流导致的强磁场也可能导致并绕导线间漏磁压差的增大。对组合导线绕制的110千伏线圈，这个漏磁压差值可能高达1000伏左右。虽然这种高电压的存在仅维持几个周波的时间，但对于组合导线中两个并绕单元线间并不太厚的绝缘来讲，还是一种比较严厉的考核。为减少这种漏磁压差的影响，对组合导线绕制的110千伏线圈可采用三次换位的方案，这种换位方式可以使换位导线并绕单元线间的漏磁压差降为普通单次换位的1／3，漏磁压差有效值在400伏以内，确保了线圈短路时内部并绕单元之间的绝缘安全。

7、大电流引线的夹持

引线的夹持是一个可能被忽略的问题，但系统中因为引线夹持强度不足而导致的事故损坏并不少见。在大容量配电变压器的短路试验中，引线夹持力的不足导致的变压器试验失败甚至占50％以上。大容量配电变压器上的一些经验可以反过来用在110千伏变压器上。经验表明，典型的三相引线夹持系统中通流铜排间的受力和裕度系数取用是完全可行的，但问题是制造厂能否保证具体的夹持结构和材料的可靠。在早期产品中，制造单位多采用机械性能较差、并且分散性也较大的色木做导线夹持构件，问题很多。为保证引线夹持构架的牢固、可靠，已全部采用电工层压木或电工层压纸板代替色木。另外，紧固件的选用上亦存在同样的问题。目前很多企业选用的是高强度尼龙螺栓，双并帽结构。

8、铁芯下轭片的可靠托持

变压器范文篇9

关键词：10kV配电变压器断路器负荷开关熔断器保护配置

无论是在环网供电单元、箱式变电站或是终端用户的高压室结线方式中,如配电变压器发生短路故障时，保护配置能快速可靠地切除故障，对保护10kV高压开关设备和变压器都非常重要。保护方式的配置一般有两种：一种利用断路器；另一种则利用负荷开关加高遮断容量的后备式限流熔断器组合。这两种配置方式在技术和经济上各有优缺点，以下对这两种方式进行综合比较分析。

1环网供电单元接线形式

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1.1环网供电单元的组成

环网供电单元(RMU)由间隔组成,一般至少有3个间隔，包括2个环缆进出间隔和1个变压器回路间隔。

1.2环网供电单元保护方式的配置

环缆馈线与变压器馈线间隔均采用负荷开关,通常为具有接通、隔断和接地功能的三工位负荷开关。变压器馈线间隔还增加高遮断容量后备式限流熔断器来提供保护。实际运行证明，这是一种简单、可靠而又经济的配电方式。

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1.3环网供电单元保护配置的特点

负荷开关用于分合额定负荷电流,具有结构简单、价格便宜等特点,但不能开断短路电流，高遮断容量后备式限流熔断器为保护元件,可开断短路电流，如将两者有机地结合起来,可满足配电系统各种正常和故障运行方式下操作保护的要求。断路器参数的确定和结构的设计制造均严格按标准要求进行，兼具操作和保护两种功能，所以其结构复杂，造价昂贵，大量使用不现实。环网柜中大量使用负荷开关加高遮断容量后备式熔断器组合装置，把对电器不尽相同的操作与保护功能分别由两种简单、便宜的元件来实现，即用负荷开关来完成大量发生的负荷合分操作，而采用高遮断容量后备式限流熔断器对极少发生短路的设备起保护作用，很好地解决问题，既可避免使用操作复杂、价格昂贵的断路器，又可满足实际运行的需要。表1列出3种保护配置方式的技术-经济比较。

10kV配电变压器保护配置方式的合理选择从此可以看出：

a)断路器具备所有保护功能与操作功能，但价格昂贵；

b)负荷开关与断路器性能基本相同，但它不能开断短路电流；

c)负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合，可断开短路电流，部分熔断器的分断容量比断路器还高，因此，使用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合不比断路器效果差，可费用却可以大大降低。

1.4负荷开关加高遮断容量后备式熔断器组合的优点

采用负荷开关加高遮容量熔断器组合，具有如下优点：

a)开合空载变压器的性能好。环网柜的负荷种类，绝大部分为配电变压器，一般容量不大于1250kVA，极少情况达1600kVA，配电变压器空载电流一般为额定电流的2%左右，较大的配电变压器空载电流较小。环网柜开合空载变压器小电流时，性能良好，不会产生较高过电压。

b)有效保护配电变压器，特别是对于油浸变压器，采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器比采用断路器更为有效，有时后者甚至并不能起到有效的保护作用。有关资料表明，当油浸变压器发生短路故障时，电弧产生的压力升高和油气化形成的气泡会占据原属于油的空间，油会将压力传给变压器油箱体，随短路状态的继续，压力进一步上升，致使油箱体变形和开裂。为了不破坏油箱体，必须在20ms内切除故障。如采用断路器，因有继电保护再加上自身动作时间和熄弧时间，其全开断时间一般不会少于60ms，这就不能有效地保护变压器。而高遮断容量后备式限流熔断器具有速断功能，加上其具有限流作用，可在10ms之内切除故障并限制短路电流，能够有效地保护变压器。因此，应采用高遮断容量后备式限流熔断器而尽量不用断路器来保护电器，即便负荷为干式变压器，因熔断器保护动作快，也比用断路器好。

c)从继电保护的配合来讲，在大多数情况下，也没有必要在环网柜中采用断路器，这是因为环网配电网络的首端断路器(即110kV或220kV变电站的10kV馈出线断路器)的保护设置一般为：速断保护的时间为0s，过流保护的时间为0.5s，零序保护的时间为0.5s。若环网柜中采用断路器，即使整定时间为0s动作，由于断路器固有动作时间分散，也很难保证环网柜中的断路器而不是上一级断路器首先动作。

d)高遮断容量后备式限流熔断器可对其后所接设备，如电流互感器、电缆等都可提供保护。高遮断容量后备式限流熔断器的保护范围可在最小熔化电流(通常为熔断器额定电流的2～3倍)到最大开断容量之间。限流熔断器的电流-时间特性，一般为陡峭的反时限曲线，短路发生后，可在很短的时间内熔断，切除故障。如果采用断路器作保护。必定使其它电器如电缆、电流互感器、变压器套管等元件的热稳定要求大幅度提高，加大了电器设备的造价，增大工程费用。

在这里，有必要指出在采用负荷开关加高遮断容量后备式熔断器组合时，两者之间要很好地配合，当熔断器非三相熔断时，熔断器的撞针要使负荷开关立即联跳，防止缺相运行。

2终端用户高压室接线形式

标准GB14285—1993《继电保护和安全自动装置技术规程》规定，选择配电变压器的保护开关设备时，当容量等于或大于800kVA，应选用带继电保护装置的断路器。对于这个规定，可以理解为基于以下两方面的需要：

a)配电变压器容量达到800kVA及以上时，过去多数使用油浸变压器，并配备有瓦斯继电器，使用断路器可与瓦斯继电器相配合，从而对变压器进行有效地保护。

b)对于装置容量大于800kVA的用户，因种种原因引起单相接地故障导致零序保护动作，从而使断路器跳闸，分隔故障，不至于引起主变电站的馈线断路器动作，影响其他用户的正常供电。

此外，标准还明确规定，即使单台变压器未达到此容量，但如果用户的配电变压器的总容量达到800kVA时，亦要符合此要求。

目前，多数用户的高压配电室的接线方案此所示，这是基本的结线方式，在此基础上可以派生出一主一备进线或双进线加母线分段等方式。

从此可知，一般在A处装设断路器，在B处也装设断路器，这样，视继电保护的配置情况，可以用A或B达到GB14285—1993《继电保护和安全自动装置技术规程》的两个要求，在其中1台变压器需要退出运行时，操作B处的断路器即可实现。

根据有关的理论及现场试验，在B处装设熔断器作为保护装置更为合理、有效。笔者认为，在采用此的接线方式时，在B处应当装设负荷开关加高遮断容量后备式熔断器的组合，在A处装设断路器，既达到GB14285—1993《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，而在B处装设熔断器作为每台变压器的相间短路保护，且利用负荷开关又可进行每台变压器的投切操作，这样，在B处装设的就不是常用的开关柜而是环网负荷开关柜，其造价较低，体积较小，能够有效节省配电投资。此外，如果处理好负荷开关转移电流以及与熔断器交接电流的选择，也不排除在B处用每台负荷开关进行对应变压器零序保护的可能性。

3结束语

10kV配电变压器的保护配置主要有断路器、负荷开关或负荷开关加熔断器，综合技术-经济性能和运行管理因素，无论在10kV环网供电单元还是在终端用户高压配电单元中，采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置，既可提供额定负荷电流，又可断开短路电流，并具备开合空载变压器的性能，能有效保护配电变压器，为此，推荐采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的配置作为配电变压器保护的保护方式。

参考文献

［1］贺家礼，宋从矩.电力系统继电保护原理［M］.北京：水利电力出版社，1991.

变压器范文篇10

关键词：变压器油中溶解气体故障判断

随着变压器运行时间的延长，变压器可能产生初期故障，油中某些可燃性气体则是内部故障的先兆，这些可燃气体可降低变压器油的闪点，从而引起早期故障。

变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，因此，对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障。

1、变压器油中的气体类别

气相色谱法正是对变压器油中可燃性气体进行分析的最切实可行的方法，该方法包括从油中脱气和测量两个过程。矿物油是由大约2871种液态碳氢化合物组成的，通常只鉴别绝缘油中的氢气(H2)、氧气(O2)、氮气(N2)、甲烷(CH4)、一氧化碳(CO)、乙烷(C2H6)、二氧化碳(CO2)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)9种气体，将这些气体从油中脱出并经分析，证明它们的存在及含量，即可反映出产生这些气体的故障类型和严重程度。油在正常老化过程产生的气体主要是一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)，油绝缘中存在局部放电时(如油中气泡击穿)，油裂解产生的气体主要是氢气(H2)和甲烷(CH4)。在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷(CH4)，随故障温度的升高，乙烯(C2H2)和乙烷(C2H6)逐渐成为主要物征气体；当温度高于1000℃时(如在电弧弧道温度300℃以上)，油裂解产生的气体中含有较多的乙炔(C2H2)，如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)。

2、如何判断电气设备的故障性质

运用五种特征气体的三对比值判断电气设备的故障性质：

(1)C2H2/C2H4≤0.10.1＜CH4/H2＜1

C2H4/C2H6＜1时，属变压器已正常老化。

(2)C2H2/C2H4≤0.1CH4/H2＜0.1

0.1＜C2H4/C2H6＜1时，属低能量密度的局部放电，是含气空腔中的放电，这种空腔是由于不完全浸渍、气体饱和或高湿度等原因造成的。

(3)0.1＜C2H2/C2H4＜1CH4/H2＜0.1

0.1＜C2H4/C2H6＜1时，属高能量密度的局部放电(除含气空腔的放电)，导致固体绝缘的放电痕迹。

(4)1＜C2H2/C2H4＜30.1＜CH4/H2＜1

C2H4/C2H6＞3时，有工频续流的放电、线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间油的电弧击穿。

(5)C2H2/C2H4≈30.1＜CH4/H2＜1

C2H4/C2H6≈3时，属低能量的放电，随着火花放电强度的增长，特征气体的比值逐渐增加到3，故障可能是悬浮电位体的连续火花放电或固体材料之间油的击穿。

(6)C2H2/C2H4≤0.10.1＜CH4/H2＜1

1＜C2H4/C2H6＜3时，属低于150℃的热故障，气体主要来自固体绝缘材料的分解，通常是包有绝缘层的导线过热。

(7)C2H2/C2H4≤0.11＜CH4/H2＜3

C2H4/C2H6＜1时，属300℃以下的低温热故障。

(8)C2H2/C2H4≤0.11＜CH4/H2＜3

1＜C2H4/C2H6＜3时，属300～700℃的中温热故障。

(9)C2H2/C2H4≤0.11＜CH4/H2＜3

C2H4/C2H6＞3时，属高于700℃的高温热故障。

造成(7)、(8)、(9)的主要原因是由于磁通集中引起的铁芯局部过热，在实际中出现没有包括的比值组合，可能是过热和放电同时存在或有载调压变压器的切换开关油室渗漏。

3、发生内部故障时的处理

(1)取油样观察，有无悬浮颗粒，有无芳香气味等外观检查和油中溶解气体的色谱分析。

(2)考察故障的发展趋势，也就是故障点(如果存在的话)的产气速率是与故障消耗能量大小，故障部位，故障点的温度等情况有关。