主变新源版概要Word文档格式.docx
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铁芯为框形闭合结构，它分为铁芯柱和铁轭两部分。
铁芯柱上套绕组，铁轭上不套绕组，它将铁芯柱连接起来，起着闭合磁路的作用。
变压器正常运行时，带电的绕组及引线与油箱间构成的电场为不均匀电场，铁芯和其他金属构件就处于该电场中。
绕组、铁芯、油箱之间都存在着寄生电容，当铁芯不接地时，带电绕组将通过寄生电容的耦合作用使铁芯对地产生一定的电位，通常称为悬浮电位，由于铁芯及金属构件所处的位置不同，具有的悬浮电位也不同，当两点之间的电位差达到能够击穿其间绝缘时，便产生火花放电。
这种放电是断续的，长期下去会使变压器油分解，固体绝缘损坏。
所以铁芯必须接地使铁芯处于零电位。
铁芯需要有一点接地，但不能有两点或多点接地。
如果存在铁芯两点或多点接地，铁芯在激磁电压下，铁芯、接地点之间形成的闭合回路，会造成环流。
并造成局部过热。
导致油分解，产生可燃气体，严重的还可能使接地片熔断，烧坏铁芯等。
因此，铁芯必须接地，而且必须是一点接地。
天荒坪电站的主变压器分别由英国Peebles公司和常州东芝公司供货。
铁芯结构为三相五柱式，只在中间三个铁芯柱上套装绕组。
这种铁芯结构可以适当降低铁轭的高度。
铁芯片采用的是厚度为0.23mm，表面经激光处理的冷轧晶粒取向硅钢片，在1.7T磁密下的损耗为0.8W/kg。
接缝处用45°
斜接缝、六级阶梯叠装。
铁芯柱与铁轭用环氧玻璃丝带进行绑扎固定，高、低压侧的夹件和铁芯分别经套管引至油箱外进行接地。
二、绕组
绕组是变压器的电路，一般用绝缘扁导线或圆导线绕成。
按照高、低压绕组之间的相对位置分为同心式和交叠式两类。
芯式变压器的高、低压绕组都做成圆筒式，同心地套在芯柱外，故称为同心式绕组。
为了减少绝缘距离，通常靠近铁芯处放低压绕组。
交叠式绕组都做成圆饼式，高、低压绕组互相交叠放置。
同心式绕组按其结构分又可分为圆筒式、螺旋式、连续式、纠结式、内屏蔽式和箔式。
天荒坪电厂主变压器的高、低压及调压绕组同轴布置，由内及外分别是低压绕组、高压绕组、调压绕组。
低压绕组采用双螺旋式结构，使用自粘性换位铜导线。
换位导线是以并列的多根漆包扁线不断交叉换位，改变其所在位置的一种导体组合。
换位导线中每根漆包扁线的长度相同（其磁链也相同），因而消除了循环电流所产生的损耗；
另外换位导线的单根尺寸小，因此既可降低涡流损耗，又可提高电流密度，增加容量。
高压绕组：
2~4号主变压器采用的是纠结连续式的绕制方式，1、5、6号则采用内屏蔽式绕组。
这两种线圈结构纵向电容大，有利于改善绕组内雷电冲击电压的起始分布。
调压绕组采用单螺旋式的绕组。
三、绝缘结构
变压器在运行中所承受的电压有长期运行工频工作电压、短时工频过电压、操作过电压、雷电过电压及某种情况下可以承受的快速暂态过电压。
为了使变压器能安全可靠地运行，必须有足够的绝缘强度。
变压器的绝缘由外绝缘和内绝缘两部分组成。
变压器油箱外部以空气为绝缘介质的绝缘称为外绝缘，如各个绝缘套管带电部分彼此之间和对地之间的绝缘，沿绝缘套管瓷件表面上对地的沿面绝缘等。
空气绝缘介质的绝缘强度取决于海拔高度、空气湿度和空气污染程度等大气条件。
外绝缘发后击穿后能够自然恢复绝缘强度，所以外绝缘属于自恢复性绝缘。
变压器油箱内部以变压器油（或绝缘气体）和绝缘纸板、绝缘纸为绝缘介质的绝缘结构部分称为内绝缘。
这些绝缘介质中的水、气体和杂质的含量决定内绝缘强度，内绝缘发生击穿后一般不能自然恢复绝缘强度。
内绝缘中，绕组与绕组之间、绕组与铁芯和油箱之间的绝缘叫做主绝缘；
而绕组的匝间、层间及线饼间的绝缘叫做纵绝缘。
变压器内绝缘结构又分为全绝缘结构和分级绝缘结构两类：
变压器绕组中性点和绕组出线端具有相同绝缘水平时为全绝缘结构，全绝缘结构变压器适用于中性点绝缘的电力系统中；
变压器绕组中性点的绝缘水平低于绕组出线时为分级绝缘结构，分级绝缘结构变压器适用于有效接地系统。
四、油箱及附件
1．
油箱 油浸式变压器油箱具有容纳器身、变压器油及散热冷却作用，它用钢板焊成，呈椭圆桶状。
油箱内的变压器油既是绝缘介质，又是冷却介质。
天荒坪抽水蓄能电站主变油箱为钟罩式，由高强度的厚钢板焊接而成，并用型钢加强。
铁心和绕组被可靠地固定在密封的油箱内，并在真空下干燥。
油箱内壁设有磁屏蔽以减小杂散损耗。
2．套管 套管是带电的引线与接地的油箱间的绝缘。
套管装在油箱盖上。
套管中心穿有导电杆，下端伸进油箱，与绕组引线相连，上端露出油箱外，以便与外电路连接。
它的结构主要由电压等级决定，有瓷套管、充油型、油纸电容型、充胶型、胶纸电容型、胶纸型等。
天荒坪主变高压套管型式为油/SF6（如图1.3），低压套管为油/空气端头胶纸电容型套管，中性点套管为油纸电容型套管。
套管的末屏有一试验抽头引出，供试验时使用。
3．储油柜（油枕）和油位计 储油柜是一种油保护装置，用于缩小变压器油与空气接触的表面，减少油受潮和氧化的程度，同时为变压器油提供一个热胀冷缩的空间。
为了防止大气中的水分和氧气侵入储油柜中，更有效地保护油质，天荒坪电厂的储油柜中设有橡胶隔膜式胶囊。
油位计用于监测储油柜中的油位。
4．吸湿器（呼吸器） 为使储油柜内上部的空气是干燥的气体，避免工业粉尘的污染，储油柜下面通过连管装有吸湿器。
在吸湿器内部装有氧化钙或硅胶等干燥剂，使外界的空气必须经过吸湿器才能进入储油柜，用来清除吸入空气中
的潮气和杂质。
对于装有胶囊的储油柜，如果不装吸湿器，潮湿空气很容易在胶囊内部结露，一旦胶囊破裂，结露水极容易进入储油柜的油中。
5．
压力释放阀 变压器内部一旦发生放电时会产生电弧，电弧的高温能够分解变压器油而产生大量气体。
这些气体将使油箱内部压力急剧增大，由于变压器油具有不可压缩性，因而如不能及时释放这个巨大的内部压力，将会使油箱破裂。
为此应在变压器油箱顶部装设压力释放阀，当油箱内部压力达到危险值时，压力释放阀动作以释放油箱内部压力。
（压力释放阀结构见图1.4）。
天荒坪主变在油箱的高、低压侧各安装了一个压力释放阀，阀上装有微动开关，当压力释放阀动作时，发信号跳开主变高压侧开关。
6．
气体继电器 气体继电器安装于变压器油箱与储油柜连接的管路上。
变压器内部有潜在故障时会产生气体，这些气体从油中析出后会上升到油箱顶部后会进入到气体继电器并积聚起来。
积聚的气体将迫使气体继电器内的油面降低。
当油面降低到一定程度时，将使继电器中的一对干簧接点导通而发出报警信号（俗称轻瓦斯动作）。
当变压器内部故障严重时会产生大量的气体并速带动油以一定的流速涌入气体继电器内，当流速达到设定值时，会冲动气体继电器内下部挡板而使另一对干簧接点导通，从而接通跳闸回路，切断变压器的电源以保护变压器。
气体继电器的结构见图1.5。
7．压力突发继电器 在一些场合尽管气体继电器，压力释放阀动作了，然而变压器油箱还是迸裂了。
究其原因，认为这二种保护装置的灵敏度不够高，动作时间不快。
压力变发继电器的作用就是当油纸绝缘变压器内部发生故障时，由于绝缘油和绝缘材料分解产生气体致使变压器内部压力突然升高，当压力上升率达到设定值时动作，发信或跳闸。
8．冷却系统 变压器运行产生的损耗转化为热能，引起各部分发热使温度升高，由于各部分与周围介质存在温差，热量就散发到周围介质中去。
当发热量与散热量相等时，变压器温度就达到了稳定值，这时变压器中某部分的温度与周围冷却介质温度之差称之为温升。
国家标准中对于变压器各部分的温升都有严格限制，如果变压器运行时长期超过限值，会加快绝缘的老化，从而缩短变压器的寿命。
变压器的散热主要靠对流和辐射，其散热量与温差成正比。
根据变压器的容量大小，冷却方式也有所不同。
油浸式变压器的冷却方式的标志方法见下表：
冷却方式
标志方法
标志字母及意义
变压器内部绕组和铁芯冷却方式
变压器外部冷却装置部分冷却方式
第1个字母 （冷却介质）
第2个字母（循环方式）
第3个字母（冷却介质）
第4个字母（循环方式）
油浸自冷
ONAN
油
热虹吸自然循环
空气
自然对流循环
油浸风冷
ONAF
风扇吹风强迫空气循环
强油风冷
OFAF
油泵强迫油循环
强油水冷
OFWF
水
水泵强迫冷却水循环
强油导向风冷
ODAF
油泵强迫油按导向结构进入绕组内部循环
天荒坪电厂主变压器的冷却方式是强迫油循环水冷（OFWF），每台主变有四组水冷却器。
水冷却器（见图1.6）呈圆筒形，里面有铜管将油水隔开，油回路中沿高度方向有隔板间隔，以延长油流的冷却路径，提高冷却效率。
由于主变的冷却水取自下水库，其压力远大于变压器的油压，为防止铜管破裂时水进入到绝缘油中，冷却中的冷却铜管采用双层铜胀管。
在冷却器的底部装有一个浮子开关，用于监视冷却器的渗漏。
如果胀管破裂，渗漏液会沿着管壁间的空腔流至底部的容器，使得浮子开关动作，发出报警信号。
油泵装在冷却器的入口侧，在每组冷却器油、水回路的出口处均装有热电阻（RTD），用于测量冷却器出口处的温度，与入口温度比较，以判别冷却效果。
每组冷却器的油、水回路还装有带节点的示流计，用来监视流量情况。
图1.6 水冷器结构图
8. 分接开关
分接开关能够变换变压器绕组的匝数以达到调整变压器电压比的目的。
只能够在变压器无励磁（切除电源）条件下调整电压比的分接开关称之为无励磁分接开关。
能够在变压器励磁并带有负载条件下调整电压比的分接开关称之为有载分接开关。
有载分接开关一般由分接选择器和切换开关两部分组成。
分接选择器在无负载电流条件转换分接位置，切换开关在有负载电流条件下切换分接位置。
分接选择器安装于变压器主油箱内，切换开关安装于单独充油的容器内，其中的油不得与主油箱中的油相通并保证彼此密封隔绝。
天荒坪电厂的主变安装的是有载分接开关，由德国MR公司提供的，型号为RIII1200（图示1.7）分接开关装于高压绕组的中性点侧，调压范围为±
8×
1.25%UN，共计十七个档位。
有载分接开关的操动机构装设于变压器油箱的外侧壁上，通过垂直轴、齿轮盒和水平轴驱动分接选择器和切换开关，可以用电动和手动进行操作。
切换开关室的油箱也有一个储油柜，以应油箱中油热胀冷缩的需要，在油箱与储油柜相连接的管路上安装有油涌流油继电器，油箱顶部装有一个压力释放阀，用于保护油箱。
切换开关油箱还装有一个在线滤油装置，在分接开关操作后及时进行滤油，以保证油质。
9．消防系统 为了防止火灾事故的发生，主变压器室布置了一套高压喷水灭火装置。
消防系统灭火的原理是乳化、窒息、冷却。
整个系统分为监测系统和喷淋系统，监测系统由安装在变压器室顶部的温感器和光电式烟感器组成，高低压侧各装有三个探测器，温感和烟感间隔布置。
探测器将信号送至控制盘，当控制盘判断变压器室发生火灾，自动喷淋阀会启动，喷淋系统向变压器室喷水来灭火，同时跳开主变高低压侧开关，以切断变压器的电源。
10. 非电量保护
报警和跳闸保护触点表
序号
项目
国网要求的输出触点
本公司配置
1
主油箱气体继电器
重瓦斯跳闸，轻瓦斯报警
同国网
2
压力突发继电器
报警或跳闸
未投
3
分接开关保护继电器
跳闸
4
主油箱油位计
低油位报警
高、低油位报警
5
分接开关压力释放装置
6
主油箱压力释放装置（二套）
7
油温指示计
油温过高报警
报警
8
油流继电器
油流停止报警
9
冷却系统交流电源故障
正常电源或备用电源故障报警
10
冷却器故障
油泵、风扇故障报警
油泵、水流故障报警
11
备用冷却器投运
无
12
绕组温度计
温度过高报警
报警＊
13
两台变压器分接头位置不一致
14
分接开关直流电源故障
15
分接开关交流电源故障
第二部分、变压器的安装
变压器运输时必须密封良好（充干燥空气或高纯氮），运输前记录油箱内气压。
安装合格的三维“冲撞记录仪”且运行正常。
变压器运抵安装现场后进行验收时，应对变压器外观进行全面检查，确认密封良好，气体压力应保持在正压，绝缘未受潮。
检查“冲撞记录仪”以确认在运输过程中未受超限冲撞。
变压器存放时，必须密封良好。
充气运输的变压器运抵现场后，要密切监视气体压力，压力过低时要补干燥气体。
现场存放时间超过6个月的变压器要充油保存。
严防进水受潮。
如发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。
变压器安装时的注意事项：
1、安装时的空气相对湿度一般不大于80%，如安装时现场湿度条件无法满足时须做好相应的防潮措施；
安装时环境温度宜在0℃以上。
2、油箱打开时，必须向油箱内连续注入合格的干燥空气（露点低于－40℃），保持微正压，确保变压器油箱的相对湿度小于50%。
3、进入油箱内工作的人员必须穿防尘连体服，取出口袋中所有物品，摘下手表、项链等饰物，戴眼镜的人员应用镜链，防止眼镜掉落，带入的工器具必须登记并用细绳绑在工作人员的手腕上。
4、内部照明可用12V行灯，行灯变压器不得携入油箱。
整个安装过程中器身的等效露空时间不得大于24小时。
5、所有打开过的人孔、手孔、法兰面等密封面的密封件必须更换。
连接线及密封面的螺栓紧固面必须用力矩扳手（紧固力矩参照厂家规定）。
6、抽真空时，从规定的抽真空阀抽真空，要求箱体内真空残压不大于0.5Torr（66.7Pa），在达到要求的真空度后先停止抽真空，测定真空泄漏率，要求泄漏率小于13Pa/0.5h。
真空度达到要求值后的抽真空时间不小于24小时，必须使冷却器、OLTC油箱及主油箱连通后同时抽真空，胶囊内外保持平压，以防胶囊破裂。
7、抽真空时应做好防止突然停电时真空泵油倒吸的措施。
在真空泵出口安装逆止阀或安装一个缓冲罐。
在测量油箱内真空度时尽量不使用麦氏真空计，以防止水银不慎进入油箱。
8、抽真空结束后要进行真空注油，绝缘油必须耐压50kV/2.5mm以上、含水量小于10μg/g方能注入变压器内；
从变压器底部的过滤阀注油，同时在油枕的顶部继续抽真空，注油过程中保持真空度在1Torr（133.3Pa）以下；
在注油过程中要注意控制注油速度不超过6000L/h。
9、油循环过滤 至少使相当于整个油量的2倍的油量循环，考虑到循环过程中有死角，要求循环时间不得少于48个小时；
循环过程中要求加热循环，但油温不超过60℃；
循环过程中要求真空罐的真空度在1Torr以下；
循环结束后绝缘油的耐压必须在60kV/2.5mm以上、含水量小于10ppm、颗粒度达到NAS 4级以下。
10、从真空脱气注油结束到高压试验的静置时间不行低于72小时。
图2.1 变压器抽真空、注油管线图
第三部分、变压器的检修
变压器经过长期运行，会受到电磁力、热应力、电腐蚀、化学腐蚀、受潮等影响，会导致变压器发生各种故障，为了保证变压器安全运行，对不符合规定和要求部分，进行零部件的更换和修复，以及为了检测和检查发现隐患等，有必要定期进行检修，变压器通过检修，消除隐患和故障，保证安全运行。
变压器的检修可分为：
日常维护及消缺、小修、大修。
需本体排油、吊罩或进油箱内部进行的检修工作称为大修，无需吊罩或进油箱内部进行的检修工作称为小修。
检修周期：
1）经过检查与试验并结合运行情况，判定存在内部故障或本体严重渗漏油时，或制造厂对大修周期有明确要求时，应进行本体大修。
运行10年以上的变压器，结合变压器的运行情况，在设备评估的基础上，可考虑进行因地制宜的本体大修。
2）对由于制造质量原因造成故障频发的同类型变压器，可进行大修。
3）结合定期预防性试验进行相应的清洗、检查、缺陷处理、校验、调整等检查工作，包括对温度计、油位计、气体继电器、压力释放装置、控制箱及其二次回路等。
4）变压器水冷却器每1~2年进行一次检修，循环油泵2~
3年进行一次。
日常维护检查项目一般1~3个月检查一次，主要包括：
变压器油温及绕组温度检查、油位检查、本体及冷却装置渗漏油检查、检查吸湿器内干燥剂的颜色及油盒的油位、检查有载分接开关在线滤油机的运行情况、检查气体继电器内气体的集聚量、检查冷却油泵运行是否平稳、油流指示是否正常等。
检修前后应对变压器进行评估。
检修前要了解变压器的结构特点、技术性能参数、运行年限；
例行检查、定期检查、历年检修记录；
变压器运行状况包括负载、温度、曾发生的缺陷和异常（事故）情况、出口短路情况及同类产品的事故或障碍情况，并做好技术经济比较，确定是否大修。
如果进行现场大修需对消除变压器存在的缺陷的可能性进行评估。
确定进行大修后，应结合现场条件及检修目的，确定检修内容、项目及范围。
检修后应根据检修时发现异常情况及检修结果，对变压器进行检修评估，并对今后设备的运行作出相应的规定。
评估检修是否达到预期目的和检修中存在的问题，检修质量评估检修，检修后如果仍存在无法消除的缺陷，应对今后的设备运行提出限制，并纳入运行规程和例行检查内容，预定下次检修性质、时间和范围。
第四部分、 变压器试验
变压器试验主要验证变压器性能是否符合有关标准或技术条件的规定，发现变压器结构和制造上是否存在影响变压器正常运行的缺陷。
变压器出厂时通过试验可以验证变压器能够在额定条件下正常运行，并且能够承受住预计到的各种过电压或过电流作用而不影响到变压器的额定寿命。
现场安装后通过试验可以检验在运输和安装过程中变压器有无受到伤害，并为变压器的运行积累原始数据。
对于运行中的变压器。
会受到电、热、机械、化学等联合作用，可能逐渐会产生缺陷，使其绝缘性能变坏，这就是通常所说的劣化。
设备绝缘部分的劣化、缺陷的发展都有一定的发展期，在这个期间，绝缘材料会发出各种物理、化学信息，这些信息反映出绝缘状态的变化情况，这就需要通过各种电气试验来了解掌握变压器的绝缘情况，以便在故障发展的初期就能够准确及时地发现并处理。
电气试验通常按其对被试绝缘的危险性进行分类，它包括以下两类：
（1）非破坏性试验：
是指在较低电压下，用不损伤设备绝缘的办法来判断绝缘的试验，如绝缘电阻泄漏电流、介质损失角正切等。
这类试验对发现缺陷有一定的作用与有效性。
但由于试验电压较低，发现缺陷的灵敏性还有待提高。
尽管如此，目前这类试验仍是一种必要的不可放弃的手段。
（2）破坏性试验：
在高于工作电压下所进行的试验称之为破坏性试验。
如交流耐压试验、直流耐压试验。
这类试验易于发现设备中的集中性缺陷，考验设备的绝缘水平；
但由于试验电压较高，个别情况下有累积效应并可能给被试品造成一定损伤。
应当注意的是，破坏性试验必须在非破坏性试验合格之后进行，以避免对绝缘的无辜损伤乃至击穿，造成绝缘修复困难。
在制造厂需要做的试验可以分为以下三类：
（1）出厂试验 根据标准和产品技术条件规定的试验项目，每台变压器出厂前都必须进行，目的在于检查设计、工艺、制造的质量
（2）型式试验 根据标准和产品技术条件规定的试验项目，在一台具有代表性的变压器上进行，对产品结构作鉴定试验，目的在于检查结构性能是否符全标准和产品技术条件。
（3）特殊试验 根据产品使用或结构特点，在出厂试验项目和型式试验项目外另行增加的特殊试验项目。
具体的试验项目往往由制造厂和用户协商确定。
频率响应试验 频率响应试验可以测量绕组的变形，在出厂、现场交接及变压器出口发生短路故障后要进行频率响应试验。
变压器是一个复杂的电阻、电容和电感组成的非线性的分布网络，当向某一个线端施加不同频率的电压时，在每个频率下其他线端得到的响应是不相同的。
如果在变压器正常时录制了某些线端的频响曲线，而在发生出口短路后重新录制相应线端的频响曲线，比较这两次曲线的相关性，就可以知道绕组变形情况。
因为绕组的变形必然导致分布参数的变化，从而使频响曲线也改变了。
测量局部放电 局部放电是指设备绝缘中有部分绝缘被击穿的电气放电现象。
变压器的绝缘结较复杂，如果设计不当，可能造成局部区域场强过高，工艺上存在某些缺点可能会使绝缘中含有气泡，在运行中油质劣化可能分解出气泡，机械振动和热胀冷缩造成局部开裂也会出现气泡。
在这些情况下都会导致在较低外施电压下发生局部放电。
由于局部放电发生在分散的、占空间极小的液体或固体绝缘包围的空间，且能量也很小，故局部放电基本不影响电气设备的短时绝缘强度。
但是在长期工作电压的作用下，由于局部放电时产生的臭氧、氧化氮等活性物质会使固体绝缘腐蚀、老化。
这些日积月累的不良效应，最终将导致电气设备绝缘的击穿，这就是人们常说的电化学击穿。
由于110kV及以上电压等级的油浸式变压器内部电场强度比较高，绝缘结构复杂，内部容易发生局放，所以在出厂、交接以及大修后需进行局部放电试验。
图4.1 局放试验接线图
注：
U1=1.7Um/√3kV,U2=1.5Um/√3kVU3=1.1Um/√3kV
图4.2 局放试验加压程序
变压器局部放电试验的加压时间及步骤如图4.2所示，对于500kV电压等级的变压器要求视在放电量不大于100pC。
油中溶解气体色谱分析 油浸变压器在运行中，在电和热的作用下，其绝缘油和有机绝缘材料会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及二氧化碳、一氧化碳等气体。
当变压器内存在潜伏性过热或放电故障时，会加快这些气体产生的速度。
通过检测绝缘油中这些溶解气体的含量及增长速率就可以分析内部的潜伏性故障。
表一. 油浸变压器不同故障类型产生的气体
故障类型
主要气体组分
次要气体组分
油过热
CH4、C2H4
H2、C2H6
油和纸过热
CH4、C2H4、CO、CO2
油纸绝缘中局部放电
H2、CH4、CO
C2H2、C2H6、CO2
油中火花放电
H2、C2H2
油中电弧
CH4、C2H4、C2H6
油和纸中电弧
H2、C2H2、CO、CO2
规程规定了变压器油中氢和烃类气体的注意值，一般不应大于表二中所列数值。
表二. 油中溶解气体注意值
气体组分
含量（ppm）
总烃
150
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