主变培训资料.docx
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主变培训资料
一、变压器的试运行
1．变压器投运前检查项目（交检项目）
1．1变压器整体无缺陷，无渗漏油等现象。
1．2变压器的交接试验项目无遗漏，即根据GB50150-91交接试验标准的试验项目无缺项，绝缘试验合格。
1．3各部分油位正常：
包括主体储油柜油位、开关储油柜油位、套管储油柜油位、吸湿器油杯。
1．4各种阀门的开闭位置应正确：
冷却器、气体继电器、压力释放阀、吸湿器的连通蝶阀处于开启位置，其他该关闭的阀门（注放油阀门、油样活门、放气塞）关严不渗漏。
1．5检查分接开关的位置指示正确，是否定在用户规定的档位上。
无载分接开关三相（A、B、C三相）档位必须一致；有载分接开关三处档位显示必须一致，（即开关本体档位显示及电动机构档位显示，远方控制室内显示三位一致），有载开关还要注意，在投入运行前手动调档时，经正反圈数校正符合要求（正反圈数差对V型开关小于3.75圈，对M型开关小于0.5圈）。
1．6各处放气塞把气放净，投运前最后排气一次，然后旋紧放气塞。
1．7排气后变压器要按规定进行静放，110kV级及以下静放24个小时，220kV--330kV静放48小时，500kV级静放72小时，在运行前最后排气一次，然后方能送电，即检查静放时间够不够。
1．8检查吸湿器是否有呼吸现象，油杯上的胶圈是否已取下，即确保呼吸通道畅通，硅胶颜色是否正常（兰色），油杯内油封位置高度符合要求。
1．9检查气体继电器方向正确否，蝶阀是否打开，继电器内的存气是否放净，油气通道是否畅通。
1．10检查压力释放阀是否取下锁片，蝶阀是否打开（如有蝶阀的）。
1．11检查变压器的接地系统的接地是否良好：
包括油箱接地系统，铁心接地系统，夹件接地系统。
1．12检查变压器外绝缘距离是否符合规定要求。
各部位的导线接头应紧固良好（各套管的导电头与电源引线连接紧固）。
1．13检查变压器保护测量信号及控制回路的接线是否正确，各保护系统均应经过实际传动试验。
包括：
气体继电器、各种温控器、压力阀、油位表、油流继电器的控制回路。
1．14检查冷却器（包括风冷散热器或强迫油循环油冷却器）二次控制回路接线正确，启动正常。
1．15检测变压器设置的各种保护动作整定应正确，包括差动、过流、速断、零序保护等，整定值符合电网运行要求，保护连接片（压板）应在投运位置。
2．变压器的冲击合闸
变压器合闸时会产生冲击电流，这个冲击电流叫励磁涌流。
励磁涌流的产生原因及其大小，原理如下：
变压器合闸使变压器的电压、电流、磁通都从一个稳态过度到另一个稳态，过度过程和合闸瞬间的电压相位角及铁心剩磁有直接关系，当合闸瞬间的电压相位角等于0，铁心中的剩磁方向又和周期分量方向相反时，铁心中磁通严重饱和，相当于2倍的交变周期磁通加剩磁，产生的励磁电流可达稳态时的励磁电流（空载电流）值的几百倍，或达变压器额定电流的6～8倍。
通常该电流在第一个半波内幅值最大，即合闸励磁涌流峰值出现在合闸后半个周期的瞬间，励磁涌流随时间而衰减，小变压器合闸后几个周波（零点几秒以内）便可达到稳态值，大变压器衰减的要慢的多，要长达十几秒时间才能稳定下来。
合闸励磁涌流一般不会对变压器造成危害，但可能对变压器的过电流保护或差动保护引起误动。
会使过电流速断保护掉闸；或者由于变压器是空载，冲击侧有很大的励磁涌流，而另一侧是开路无电流，故而造成差动的误动作跳闸。
由于三相本来就是不同期，加上三相合闸同步性又不可能一样，所以合闸瞬间不好说哪相正好赶上电压0相位，如果合闸瞬间电压是最大值（900相位时），就不会产生励磁涌流，所以实际合闸过程的表现不一，由于不好确定合闸瞬间，所以有时可能表现强烈，有时可能表现平稳，这都是正常的。
冲击合闸可以考核变压器在励磁涌流作用下的机械强度（可达额定电流的4---5倍，最大到6-8倍），也考核变压器在承受拉闸产生的操作过电压作用下的绝缘强度（中性点接地变压器首端会产生2倍相电压，中性点不接地变压器首端会产生3倍的相电压），但冲击合闸更主要目的是为了考核变压器产生的励磁涌流能否对差动继电保护造成误动跳闸。
具体操作要求如下：
2．1变压器的冲击合闸应在使用的分接位置上进行，冲击合闸时变压器宜由高压侧投入，因高压侧电抗大，高压绕组的励磁涌流会较小。
2．2合闸前应先启动冷却器，排净主体内气泡，对所有部位再次放气，否则送电后油流继电器、气体继电器的工作不能迅速进入稳定工作状态。
合闸时应停止冷却器运行，以利监听合闸时变压器内部有无异常声音。
1．3合闸要求三相同步时差<0.01秒（10毫秒）。
2.4非合闸侧应有避雷保护，中性点直接可靠接地。
2.5为了防止继电器误动，可在投入一定时间内，采用闭锁继电器的方法，如过流保护整定为0，气体继电器信号回路接入跳闸回路上。
2.6冲击合闸的具体操作是，第一次合闸后持续时间大于10min（最好不少于30min），每次合闸冲击间隔至少5min，合闸应进行五次。
2．7变压器合闸时产生的励磁涌流不应引起差动保护装置的误动作，如发生误动（差动保护），应对其整定值进行调整，重新合闸，每次合闸过程中无异常现象。
2.8合闸结束后，将气体继电器的信号接点接回报警回路，跳闸接点接至跳闸回路，调整好过流保护值，拆除临时接地线。
3．变压器的试运行
3．1变压器先作空载试运行，再作负载试运行。
3．2电源的引接，可以从变压器的任一侧引接，但电源侧应有完善的保护措施，以便发生故障时，能把变压器与电源迅速切开。
故通常在高压侧（一次侧）引接。
3．3空载试运行时，由于母线三相对地电容不等，使中性点位移，三相电压不平衡，引起接地保护动作报警，不是故障，带负载后此种现象即消失。
对于220kV级变压器试运行，由于电压互感器绕组的电感阻抗甚大，大于母线对地的电容阻抗时，引起空载变压器的中性点位移较大，有可能产生较高的谐振过电压，要在试运行时注意。
3．4空载运行的考核，检测空载下的温升，不启动冷却装置，空载运行12--24小时，记录环境温度与顶层油的温度，温升不应超过50K（顶层油温－环境温度=温升值）。
如果顶层油温上升到75℃，则起动1—2组冷却装置，直到油温稳定，空载运行48小时。
3．5负载运行考核，空载运行48小时无异常，转入负载运行，负载逐步增加，从25%、50%、75%到100%增加负载，随着变压器温度升高，陆续投入一定数量的冷却装置，带负载运行24小时，其中满载2个小时正常，试运行即可认为完成。
3．6试运行期间注意考核冷却器的启动和投入组数是否正常，依此作为正式运行的依据。
3．7试运行中气体继电器中的产气报警，需认真分析区别，是排气不净遗留的空气，还是内部故障产气，可对气体的颜色及动作频率分析，同时还可以作油样色谱分析判断是否故障产气。
二、．变压器的运行方式
1、变压器的停、送电操作顺序的规定及变压器工作状态分类：
1.1变压器停送电操作顺序：
主变压器停、送电操作顺序是：
停电时先停负荷侧，后停电源侧；送电时先送电源侧，后送负荷侧，原因是：
a．多电源时，按上述顺序停电，可以防止变压器反充电，若先停电源侧，遇有故障可能造成保护误动或拒动，延长故障切除时间，扩大停电范围。
b．从电源侧逐级送电，如遇故障便于按送电范围检查。
c．当负荷侧母线电压互感器带有低频减载装置，且未装电流闭锁时，停电
先停电源侧，可能由于大型同步电动机的反馈，使低频减载装置误动作。
1.2变压器工作状态分类：
运行后的变压器工作状态分四种状态，即运行状态、热备用状态、冷备用状态和检修状态。
a、运行状态：
变压器的断路器、隔离开关都处在合闸位置的运行工作状态；
b、热备用状态：
变压器只断开断路器，隔离开关仍在合闸位置的非运行工作状态；
c、冷备用状态：
变压器的断路器、隔离开关都在分闸位置的非运行工作状态；
d、检修状态：
变压器所有断路器、隔离开关已断开，并完成了装设地线，悬挂标示牌，设置临时遮栏等安全技术措施的非运行状态。
2.变压器的运行电压规定
2．1运行电压一般不应高于运行分接额定电压的105%，对于特殊的使用情况，允许不超过110%的额定电压运行。
2．2电流与电压的关系按下式：
当负荷电流/额定电流=K，（0≤K≤1）时，按U（%）=110-5K2对运行电压U进行限制。
2．3电压过高对变压器的影响和危害
电源电压升高，磁通Фm增加，从而使励磁电流Im增加，励磁电流是无功电流，因而无功增加，变压器允许通过的有功功率降低。
另外电压升高，磁通增大，使铁心饱和产生过激磁，造成变压器的电压、磁通波形畸变（形成峰波），高次谐波分量增加，因而增加电机和线路的附加损耗，产生系统的谐振过电压，破坏电气设备绝缘，同时高次谐波要干扰附近的通讯线路。
对变压器本身，由于电压升高会对变压器产生过激磁，变压器的过激磁必然引起变压器铁心过热，使铁心绝缘老化，降低变压器寿命甚至将变压器烧毁。
2．4变压器产生过电压的原因
电力系统因事故解列后，部分系统的甩负荷过电压、铁磁谐振过电压、变压器分接开关档位调整不当，长线路末端带空载变压器或其他操作，发电机频率不到额定值过早加励磁电流，发电机自励磁等情况。
2．5变压器的电压调整
变压器的运行电压调整是通过分接开关实现的，变压器分接开关设置，分无励磁调压和有载调压开关两种。
无励磁调压开关必须在停电条件下才能进行分接调档，调档时对单相开关要注意三相调档档位要一致，调档后一定要做变压比试验，确认三相档位一致时才能送电。
有载调压开关可以在带电的条件下进行分接调档，调档时应遵守如下规定：
a.应逐级调压、调压时监视分接档位、电压、电流的变化。
b.三相变压器分相安装的开关，或单相变压器组的有载分接开关，宜三相同步操作。
c.有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级同步进行。
d.有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，两台变压器的分接电压应尽量接近。
2．6电压调整时的变压器容量
当电压调整时变压器的容量有如下规定：
a）无励磁调压±5%范围内变换分接，变压器容量不变。
b）有载调压范围较大时，如±7.5%和±10%分接范围，在最大负分接时，即在-7.5%和-10%分接时，由于导线电流的限制，变压器容量应相应降低运行，如制造厂无规定通常降低2.5%和5%。
3．变压器运行温度的监测及规定
3．1环境温度：
国家标准GB1094.1—1996《电力变压器第一部分总则》中规定如下。
最高气温+40℃
最高年平均温度+20℃
最低气温-25℃（户外式），-5℃（户内式）
水冷却器入水口最高温度+25℃
3．2变压器运行时温度的监测，包括顶层油温度和绕组温度（如果绕组温度计有设置的话）两个温度。
2．3顶层油温度规定限值：
对自冷和风冷却式变压器为95℃，为防止变压器油老化过速，通常按降低10度即不超过85℃控制，各运行单位设置80℃报警。
对强油循环变压器为85℃，通常按降低10度即不超过75℃控制，各运行单位设置70℃报警。
3．4绕组温度规定限值：
如果变压器设置有绕组温度计、绕组温度计显示的温度是变压器绕组的最热部分温度，绕组温度规定的最高限值为95--100℃（一般绕组温度比油顶层温度高10--15℃，如果油顶层温度按85℃限值控制，绕组温度则按95-100℃限值控制），通常设置90-95℃报警。
3．5关于变压器各部位温升限值的规定，按国家标准GB1094.2—1996《电力变压器第二部分温升》中规定：
温升限值=最高温度-环境温度。
3.5.1变压器各部位的温升限值如下：
顶层油的温升限制为55K（全密封为60K），强油循环的变压器规定为40K。
线圈的温升限值为65K。
铁心及变压器内部金属表面为80K。
套管接线端子连接处，空气中的温升不大于55K，在油中的温升不大于15K。
3.5.2变压器顶层油和绕组的温升限值是这样得来的：
按照国标GB1094设计的变压器，A级绝缘的正常寿命承受温度值为98℃，保证正常寿命年平均气温是20℃，而线圈最热点与线圈平均温差规定是13K，所以线圈温升限值是98-20-13=65K。
油正常运行的最高油温是95℃，最高气温是40℃，所以顶层油温升限值为95-40=55K。
3.5.3高海拔或环境温度超过规定要求的地区的温升规定：
a、在海拔高于1000m的地区运行时，绕组平均温升对自冷变压器（AN），每升高400m降低1K，风冷变压器（AF）每升高250m降低1K。
b、环境温度超过月均温30℃或年均温20℃时，变压器的顶层油、绕组、铁心温升限值应按超过部分的数值的多少降低。
3．6关于温控器的控制设置规定
a．顶层油温的控制设置（用户可自行调正），如用户无要求，可按如下规定设置：
80℃时，温度报警（强油循环70℃报警）。
45℃（GB/T6451规定50℃）时，风冷散热器风扇停止（注意：
强油风冷却变压器不能全停）。
55℃（GB/T6451规定65℃）时，风冷散热器风扇启动，强油风冷器的辅助冷却器启动投入。
105℃时，变压器跳闸。
b．绕组温度计的控制设置（用户可自行调正），如用户无要求，可按如下规定设置：
90--95℃时，温度报警。
70℃时，风冷散热器的风扇启动，强油风冷器辅助冷却器启动投入。
115℃时，变压器跳闸。
3．7变压器的相对热老化率
按GB1094设计的变压器，老化率与绕组热点温度有关，在额定负荷和正常环境温度下，热点温度的常用基准值为98℃，变压器负载导则规定在此温度（98℃）下的相对老化率等于1。
某温度下的相对热老化率等于该温度下的热老化率与98℃时的热老化率之比，称相对于98℃时的相对热老化率，即：
γ=在θ温度下的热老化率/98℃下的热老化率=2（θ-98）/6
θ——运行时的温度值℃
γ——相对热老化率
由公式中可见温度在98℃基础上每增加6度，老化率增加一倍（98℃时老化率为1），寿命减半，这就是著名的6度法则，其变化规律如下表（按6度规律变化）：
序号
温度（℃）
相对老化率
寿命时间（年）
1
86
0.25
增4倍时间（80年）
2
92
0.5
增一倍时间（40年）
3
98
1
标准寿命时间（20年）
4
104
2
减半时间（10年）
5
110
4
减为四分之一时间（5年）
3．变压器不同负载（荷）状态下的运行规定
4．1变压器负荷分类
变压器带负载（荷）运行，不可能总是带额定负载一成不变的，其负荷特性分三种状态（类型）：
正常周期性负荷、长期急救周期性负荷、短期急救负荷。
a）正常周期性负荷：
与变压器设计中采用的额定负载是等效的，它的周期性高低负荷变化是可互相补偿的，即某段时间环境温度较高或超过额定电流，但可以由其他时间内的环境温度较低或低于额定电流所补偿，在热老化方面能够等效补偿。
b）长期急救周期性负荷：
要求变压器长时间在环境温度较高，或超过额定电流下运行，这种负荷方式可能持续几星期或几个月，将导致变压器的老化加速，但不直接危及绝缘强度的安全。
c）短期急救负载：
要求变压器短时间大幅度超额定电流运行，这种负载可能导致绕组热点温度达到危险的程度，使绝缘强度暂时下降。
4．2变压器不同负荷的运行规定
a．正常周期性负荷的运行规定：
可以在该类负荷下长期运行。
可以周期性的超额定电流运行（老化系数≤1的情况下）。
变压器有严重缺陷时不易超额定电流运行。
正常周期性负荷下，当超额定电流下运行时，允许超过的负载系数K2和时间，按GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》规定，查第三篇第15条的负载图（图9—图12曲线图），每个图中有8张曲线图，每张曲线图分别是不同温度下的负载系数K2和时间与对应的K1的关系曲线，即-25、-20、-10、0、10、20、30、40℃八种温度下负载图。
具体如下：
图9是ONAN配电变压器用。
图10是ON中、大型变压器用。
图11是OF中、大型变压器用。
图12是OD中、大型变压器用。
b、长期急救周期性负载的运行规定：
变压器在这种负荷方式下运行，将导致变压器的老化加速，虽不直接危及绝缘的安全，但将在不同程度上缩短变压器寿命，应尽量减少这种负荷方式。
此时的平均相对老化率大于1（甚至远大于1）。
长期急救周期性负荷下，超额定电流运行时，允许超过的负载系数K2和时间，按GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》规定，查第三篇第16条的负载表（表7—表30）。
共给出4种类型变压器的6个持续时间的日寿命损失表：
ONAN配电变压器为表7—表12（即0.5、1、2、4、8、24h持续时间），
ON中、大型变压器为表13—表18（即0.5、1、2、4、8、24h持续时间），
OF中、大型变压器为表19—表24（即0.5、1、2、4、8、24h持续时间），
OD中、大型变压器为表25—表30（即0.5、1、2、4、8、24h持续时间）。
按这些日寿命损失表，既可以得出变压器在急救负载周期间的寿命损失，也可以得出K1、K2的负载图，用以计算或查出允许超过的负载系数K2和时间。
c．短期急救负载的运行规定：
短期急救负载下运行，使变压器短时间大幅度超额定电流运行，这种负载方式可能导致热点温度达到危险程度，相对老化率远大于1。
所以应尽量压缩负荷、减少时间，一般规定不允许超过0.5h，0.5h内的短期急救负载系数K2，可以在长期急救周期性负载表中或在运行规程《DL/T572-95》中的表3中查到。
4．3变压器超铭牌值（额定值）运行时，电流和温度最高限值的规定
变压器在符合4.2条不同负荷的运行规定的前提下，还应注意电流和温度的限值规定，即当变压器超过铭牌规定的额定负载运行时，其电流和温度不能超过下表规定的最高限值。
负载类型
配电变压器
中型电力变压器
大型电力变压器
正常周期性负载
负载电流（标么值）
1.5
1.5
1.3
热点温度（℃）
140
140
120
顶层油温（℃）
105
105
105
长期急救周期性负载
负载电流（标么值）
1.8
1.5
1.3
热点温度（℃）
150
140
130
顶层油温（℃）
115
115
115
短期急救性负载
负载电流（标么值）
2.0
1.8
1.5
热点温度（℃）
160
160
顶层油温（℃）
115
115
5．变压器运行中风冷散热器和强油冷却器的运行条件规定
5．1风冷散热器的运行条件
a．通常顶层油温度达55℃时风扇投入（GB/T6451规定65℃），温度下降到45℃（GB/T6451规定50℃）时停止风扇；电流达额定电流70%（GB/T6451规定为2/3）时投入风扇，电流低于50％时停止风扇。
绕组温度达70℃时投入风扇，风扇的投入和停止条件也可由用户自定。
b．油浸风冷变压器停止风扇后，油顶层温度如果不超过65℃，允许带额定负载运行。
5．2强油风冷却器的运行条件
a．强油冷却变压器所用的冷却器，按其在运行中发挥的作用分三种：
即工作冷却器、辅助冷却器和备用冷却器。
b．变压器正常运行时的通常规定，当在额定负载以下时，投入的工作冷却器的台数按下式确定：
N1=[（P0+β2×PK）/P]（N-N3）
其中：
N1---工作台数β---负载率（实际负载比额定负载）
N---总台数
N3---备用台数
P0---变压器空载损耗（kW）
PK---变压器负载损耗（kW）
P---变压器总损耗（kW）
c．变压器运行中,当变压器负载较低时,应按负载大小情况计算所需投入的冷却器数量，计算方法也可按下式进行。
Sn=（P＇k/Pk）1/2×SH
其中：
Sn—变压器开启n组冷却器所能带的负载（kVA）
SH—变压器的额定容量（kVA）
Pk—变压器负载损耗（kW）
P＇k—变压器开启n组冷却器允许负载损耗（kW）
其中P＇k=nP-P0
n—开启的冷却器组数
P0—变压器空载损耗（kW）
P—变压器负载运行时每组冷却器的负荷（kW）
P=（P0+Pk）/（N-1）
N—实装冷却器的数量
d．在额定负载的75%以上时，或顶层油温达55℃时，或绕组温度达70℃时，再自动投入辅助冷却器，其数量由下式得出：
N2=N-（N1+N3），N2—辅助冷却器台数。
e．当运行中的冷却器发生故障时，自动投入备用冷却器。
f．强油循环冷却的变压器（使用冷却器散热的变压器），不允许全部停用冷却器，空载和轻负载时也需根据计算投入少台量的冷却器（空载时只允许短时不投冷却器）。
原因是强油冷却变压器的冷却效率与油流速有关，尤其是导向强油冷却变压器的油流路径是导向的，无油泵送油，不能将变压器内部的热量散出来。
g．运行中的强油冷却变压器当全部冷却器切除时，只允许带额定负载运行20min，如20min后顶层油温未达到75℃，则允许达到75℃，但这种状态下的运行最长不得超过1小时。
h．强油冷却变压器，当冷却器的风扇停止运转，潜油泵仍在运转时，变压器允许运行时间按油面温升不超过53K控制。
i．强油冷却变压器，当变压器潜油泵停止运转，风机仍在运转时，变压器不允许带负载运行，允许空载运行，此时空载运行的温升，可按非强油变压器空载运行时的油面温升规定值（50K）进行控制。
6．变压器的并联运行及经济运行
6．1变压器并联运行的条件
a．联接组标号（或称接线组别）相同。
如果联结组不一致，会造成并联变压器间的短路，烧毁变压器，这是必要条件（不可违反），但遇到两台变压器接线组别不一致，如果组别都是单数时，可以通过改变变压器外部接线的排列顺序来达到满足并联要求的相位一致。
b．电压比相等，允差范围为±0.5％
电压比不等的变压器并联，由于电压比不同，变压器并联后将产生环流，影响变压器出力。
在并联的任何一台都能满足DL/T572-95运行规程中4.2条规定的“变压器在不同负载状态下的运行方式”的要求情况下，电压比不等的变压器也可并联运行，但是电压比相差很大时是不利并联运行的。
c．短路阻抗相等（阻抗电压相等），允差范围为±10％
如果阻抗电压不等的两台变压器并联，则变压器所带的负荷不能按容量成比例分配，而是按阻抗电压的比例成反比例分配，阻抗小的变压器分配的负荷大，阻抗大的变压器分配的负荷小，这样小阻抗变压器易过载，影响变压器的出力。
阻抗电压不等的变压器，可以通过适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压（开关由1档至多档方向调正），使并联运行的变压器的容量均能充分利用。
不同阻抗的变压器的容量分配可按下式计算，即每台变压器的负荷分配为：
S″=［S/（S1/uk1+S2/uk2+……Sn/ukn）］×（S′/u′k）
其中n—并联变压器台数
S1—Sn—各台变压器的容量（千伏安）
uk1—ukn—各台变压器的阻抗电压百分数
S′—其中某台变压器的容量（千伏安）
u′k—其中某台变压器的阻抗电压百分数
S″—其中某台变压器分配的负荷（千伏安）
S—总负荷（千伏安）
d．并联变压器的容量比不宜超过3：
1
因为不同容量的变压器的阻抗电压相差较大；即使阻抗相等，其电阻、电抗的比例也不相同，小变压器电阻电压比例大，大变压器电抗电压比例大，这样两变压器之间阻抗角不同，影响负荷分配不平衡。
6．2变压器投入运行前的核相工作
当变压器投入运行需要与有关变压器或不同电源线路并联运行时，必须先做好核相工作，两者相序相同才能并联，否则会造成相间短路。
6．3变压器效率
a．变压器的效率等于输出的有功功率与输入的有功功率之比的百分数。
b．变压器运行效率最高的条件是：
当变压器的可变损耗（负载损耗）与不变损耗（空载损耗）相等时，变压
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