主页！[天富娱乐]！主页第一章变压器第一节变压器基本结构及作用变压器主要由磁路、铁芯、绕组、绝缘支撑、变压器油、箱体、调压电路及辅助功能配置等部件组成。铁芯变压器铁芯是磁路的一部分，由铁芯住和铁轭两部分组成，绕组套装在铁芯柱上，铁轭则用作整个磁路闭合。铁芯一般有芯式和壳式两种结构。（1）芯式铁芯。其特点是铁轭靠着绕组的顶面和底部，但不包围绕组的侧面，及绕组包围铁芯。（2）壳式铁芯。其特点是铁轭不仅包围顶面和底层，也包围侧面，即铁芯包围绕组。芯式铁芯结构简单，绕组的布置和绝缘也较容易，因此电力变压器主要是采用芯式铁芯结构，也有一些特种变压器采用壳式铁芯结构。铁芯材料要求磁导率高，导磁性能好。变压器铁芯采用硅钢片叠置而成，硅钢片有热轧和冷轧两种，由于冷轧硅钢片性能优于热轧，故而普遍采用冷轧硅钢片。硅钢的厚度大致可分为035、030、027mm等几种，硅钢片厚则涡流损耗大，反之则小。在使用工艺中，片与片之间表面涂覆一层绝缘漆已达到绝缘。绕组绕组是电路部分，一般用绝缘纸包的导线;绕制而成。根据高、低压绕组排列方式不同，绕组分为同心式和交叠式两种。为了便于绕组和铁芯绝缘，通常将低压绕组靠近铁芯柱，高压绕组放置外侧。对于交叠式绕组，为了减小绝缘距离，通常将低压绕组靠近铁轭。3．绝缘变压器的绝缘分为主绝缘、纵绝缘两部分。主绝缘是指绕组对地之间、绕组相间、同相绕组不同电压等级之间的绝缘。纵绝缘是指同电压等级绕组的不同部位之间如匝间、绕组对静电围屏之间、围屏对外壳之间的绝缘。上述绝缘是依靠变压器绝缘材料做支撑的，主要材料包括变压器油、绝缘纸板、电缆纸、皱纹纸、白布带等。变压器油是主要的绝缘介质，是主、纵绝缘得以保证的关键。变压器油的电气绝缘强度较为可靠理想，在理论研究方面可承受击穿电压400kV／mm，工程用可满足25~30kV／mm。而变压器绝缘间隙应是这一标准的几十倍甚至上百倍。其他绝缘材料如纸板、布等的绝缘能力也在20~lOOkV／mm之间，足以满足绝缘需求。变压器油有绝缘和冷却两个作用。变压器油的主要性能指标有绝缘强度、黏孔氧、凝固点、水溶性酸等。变压器油要求十分纯净，不能含杂质如酸、碱、硫、水分、灰尘、纤维等。一旦含有少量水分，将使绝缘性能大大降低，还会使绕组绝缘损坏，腐蚀金属，散热效果差。4．分接开关为了供给稳定电压、控制电力潮流或调节负载电流，均需对变压器进行电压调整。变压器调整电压的方法是在变压器的绕组双绕组变压器只在高压侧装设，三绕组变压器在高、中压侧装设装设分接，以切除或增加绕组匝数，从而改变电压比，是一种有级调整电压的方法。这种绕组抽出分接以供调压的电路称为调压电路；变换分接以进行调压所采用的开关称为分接开关。一般分接开关是高压绕组抽出适当分接，这是因为：高压绕组套在外面，引出分接方便；高压侧电流小，分接引线和分接开关的载流部分截面小，开关触头也容易制造。当变压器停电，即二次侧不带负载、一次侧与电网断开时，通过人工倒换分接的调压，称为无励磁调压，也称为无载调压。当变压器在运行带电情况下或带负载进行变换绕组分接的调压，称为有载调压。1无载调压。无载调压是在变压器一、二次侧都脱离电网的情况下，借变换其一次侧分接头来改变绕组匝数进行分级调压的，中间一个分接头相当于额定电压。由于其分接头由线圈末端引出，所以称中性点调压。当由于一次侧电压偏高致使二次侧电压也偏高时，可将分接开关换接到+5％分接头，二次侧电压则可接近于额定电压。当一次侧电压偏低致使二次侧电压也偏低时，可将分接开关换接到一5％分接头，同样二次侧可获得接近于额定电压。大容量变压器一般有个分接位置，相应的电压变化范围为额定电压的2．5％和5％。5个分接位置一般以罗马数字I、、、、V表示，它们分别对应于105％、1025%、100％、97．5H、95％的额定电压。分接头由绕组的中部引出称中部调压。变压器每相绕组用一只独立传动的分接开关，可以转换个分接位置。2有载调压。有载调压就是在变压器带负荷运行中，通过变换一次分接头，改变一次绕组的匝数来进行分级调压的。其调压范围可以达到额定电压的15％。电力系统中有载调压变压器的主要作用如下：1稳定电力网在各负载中心的电压，以提高供电质量。2作为两个电网之间的联络变压器，利用有载调压来分配和调整网络之间的负载。3作为带负载调节电流和功率的电源，以提高生产效率，如电化工业、电冶炼工业中所用的电炉变压器、整流变压器等。5．油箱油箱是油浸式变压器的外壳，器身置于油箱内，箱内注满变压器油。油箱分为箱式和钟罩式两类。箱式适用于容量小的变压器上盖与铁芯一体；钟罩式是将油箱罩在铁芯和绕组上，检修时只需把它吊起来，铁芯和绕组就可全部露出，检修方便，改变了以前检修时要把铁芯和绕组吊起来的所谓吊芯检查过程。近年来，电力系统中，大、中型变压器大多采用钟罩式。6．冷却装置变压器运行时，由于绕组和铁芯中产生的损耗转化为热量，因此必须及时散热或冷却，以免变压器绝缘材料老化，寿命缩短或过热而造成事故。变压器配置的冷却装置主要起散热作用，可根据容量大小，采用不同的冷却装置。一般小容量800kVA以下变压器，绕组和铁芯所产生的热量可经过变压器油与油箱内壁的接触，通过外壁与自然空气接触而形成自然散热冷却，或增加外壁辅助性的散热箱，以增大散热面积。大容量变压器5000kVA以上则一般配置冷却风扇，以增强冷却效果。如配置强油循环形式下的风冷或水冷来加强冷却效果，这种形式是通过数台潜油泵对变压器进行加压高流速促进油流循环，再通过强制风或水的介质冷却，使变压器油得到更充分的冷却效果。考虑到节能效果，目前大容量变压器也采用自冷形式。7．储油柜变压器油因温度的变化，会发生热胀冷缩现象，油面将随温度的变化而上升或下降。因此，储油柜的作用是油位调节。同时储油柜容量应与变压器容量配套，是变压器整体油容量的8％～l0％。储油柜在运行中还具有密闭容器的作用，隔绝容器内变压器油及电器与大气的连通，对保证变压器油的绝缘效果和变压器油位正确指示有着重要作用。变压器储油柜有如下几种结构方式：1胶囊式储油柜。2波纹式储油柜。波纹式储油柜的膨胀体为全密封结构，不需加装吸湿器，变压器油与外界空气完全隔绝。因波纹片采用不锈钢材料，可有效防止油质劣化，且补偿量大。储油柜可在微正压下运行，结构简单，安装方便，注油容易。8．压力释放阀变压器顶部装有压力释放装置，早期是防爆筒，后期为压力释放阀。防爆筒以玻璃作为压力释放，这种装置易拒动或误动，其动作值不准确，密封性能差，易出现渗水或潮气进入高压绕组侧的现象；压力释放阀是通过电接点预警在准确压力值下的动作，可靠性好，密封性能好。当变压器内部故障短路形成气体压力而气体瓦斯继电器拒动时，箱内气压将压力释放阀冲顶破裂释放压力或喷出油气，以保护变压器不受到毁灭性的损害，降低事故损坏程度。净油器是用来改善运行中的绝缘油特性，防止绝缘油老化的装置。净油器的主要部分是用钢板焊成的圆筒形净油罐在上部侧面有连接法兰，它和散热器一 样装在电力变压器的油箱上，罐内充满吸附剂如硅胶之类。在电力变压器运行 过程中，由于上层油和下层油之间有温差，绝缘油从上向下经过净油罐形成对流， 使绝缘油与吸附剂接触，油中的水分、渣滓、酸和氧化物等被吸附剂吸取，从而 使油质保持清洁，延长了绝缘油的使用年限。 净油罐的底部有放油塞，上部有放气塞。为了便于更换吸附剂，罐的上、下 盖板都做成可拆式的，同时在油管道的上端和下端都装有平板式油阀门。只需关 闭油阀门，隔绝净油罐与油箱的油路，就可以放出净油罐中的存油，然后拆开上、 下盖板，更换吸附剂。 10．气体继电器 气体继电器位于储油柜与油箱盖上部联管之间。当变压器内部发生故障绝 缘击穿、匝间短路等产生气体或油位缺失等使油面降低，失去对电气的绝缘支 撑时，气体继电器首先接通控制回路相关信号或执行跳闸保护过程，以保护变压 器的安全运行，这就是通常所说的瓦斯保护。气体继电器安装应正确，箭头指向 储油柜为正确方向，应避免逆向造成继电器误动或拒动。该继电器应沿储油柜方 向具有1％～1．5％的倾斜度，以便气体集结及采集。 11．绝缘套管 变压器内部的高、低压引线经绝缘套管引到油箱外部并与外接线相连接。高压 套管起固定引线和对地绝缘的作用。 绝缘套管的种类较多，目前广泛使用的有以下几种： 110kV 以下的为单体瓷质绝缘套管。瓷套内为绝缘油，中问穿过一根导电 铜杆，以绝缘油和瓷套为绝缘。 260kV 及以下和低电压大电流的瓷质充油式绝缘套管。套管上部有一放气 螺孔，套管内充的油和变压器本体相连通。变压器安装或大修后、投入运行前， 必须将此螺孔打开，当油溢出后，将套管内部的空气排除干净，再拧紧堵塞螺钉， 以防在强电场下套管内有空气时而被击穿。 3全密封油浸纸电容式套管。它是在套管的芯管铜管上用绝缘纸和锡箔 纸分层绕成线垂形。套管自身密封，不和变压器本体连通，套管内注有变压器油。 此种套管有保护好、尺寸小、质量轻等优点。110kV 及以上出线均采用此种套管。 有的全密封油浸纸电容式套管内部可装套管形电流互感器，供测量和保护用。 第二节变压器基本性能及参数 1．型号 变压器型号是变压器主要性能的一个基本缩写，一般标注在设备铭牌上。铭 牌上标注有变压器名称、型号、产品代号、标准代号、制造厂名、出厂年月日、 出厂序号及主要性能的 技术参数。 例如：ODFPSZ~250000／500，表示O 单相、F油浸风冷、P 循环、S三绕组、Z 有载调压、额定容量为250000kVA、额定电压为500kV 压器；SFZ-10000／110，表示三相、油浸风冷有载调压、额定容量为10000kVA、额定电压为ll0kV 的变压器。 电力变压器型号描述了它的基本性能特征，但一些具体技术条件或电气特征 还应有具体的定义过程。 变压器分单相和二三相两种，一般是三相一体的。通常小型变压器电压极低、容量极小或特大型变压器电压极高、容量极大做成单相，特大型变压器因 考虑运输条件制约而制成单相。 3．额定频率 我国规定交流电的额定频率是50Hz，故变压器设计频率是50Hz， 4．额定电压 额定电压是指变压器线电压有效值，它应与所连接的输变电线路电压相符 合。我国输变电线kV 等（注：63kV 只在我国北方地区使用）。因此连接于线;的一次侧额定电压与上列数值相同。 考虑到线路电压降，线;电压将高于等级电压，35kV，以下高 5％，35kV 及以上高l0％。即线、： 363、550kV。 因此连接于线;的二次侧额定电压与上列数 值相同。 5．额定容量 额定容量是指在变压器铭牌规定的状态下，变压器二次侧的输出能力，单位 符号为kVA。 对于三相变压器，额定容量是三相容量之和。 对双绕组变压器，其额定容量即是绕组的额定容量；对多绕组变压器，应对 每个绕组的额定容量加以规定，其额定容量为最大的绕组额定容量。 变压器额定容量的大小与电压等级成正比关系。电压低，容量做大时，电流 大，损耗也增大；电压高，容量做小时，绝缘比例过大，变压器尺寸也相对增大。 因此，电压低的变压器容量必小，电压高的变压器容量必大。 6．额定电流 变压器的额定电流为通过绕组线端的电流，即为线;。它的大小 等于绕组的额定容量除以该绕组的额定电压及相应的相系数单相为 l，三相为 一一变压器额定电流；Sn～一变压器额定容量； k～—系数。单相为1，三相为 Un——变压器额定电压。则单相变压器额定电流为 In—Sn／Un“，三相变压器额定电流为三相变压 器绕组为Y 联结时，线电流为绕组电流；联结时线．绕组联结组标号变压器同侧绕组是按一定形式联结的。三相变压器组或三相变压器的单相变 压器，可以联结成星形、三角形、曲折形。星形、三角形、曲折形联结，对于高 压绕组分别用Y、D、Z 表示，中低压绕组分别用 表示。有中性点引出时，星形联结用YN、yn、yn 表示；曲折形联结用ZN、zn、zn 表示。 8．空载电流 当变压器二次绕组开路、一次绕组施加额定频率的额定电压时，一次绕组中 流过的电流称空载电流。变压器空载合闸时有较大的冲击电流。 9．阻抗电压和短路损耗 当变压器二次侧短路、一次侧施加电压使其电流达到额定值，此时所施加的 电压称为阻抗电压 Uz。变压器从电源吸取的功率为短路损耗，以阻抗电压与额 定电压之比的百分数表示。 10．电压调整率 电压调整率是衡量变压器供电质量好坏的依据。变压器负载运行时，由于变 压器内部的阻抗压降，二次电压将随负载电流和负载功率因数的改变而改变。电 压调整率说明了变压器二次电压变化的程度，为衡量变压器供电质量的鉴别数 据。其定义是：在给定负载功率因数一般取 08下二次空载电压 Uw 和二次负 载电压Uz 之差与二次额定电压Uzn 11．效率变压器的效率η为输出有功功率与输入有功功率之比的百分数。通常中小型 变压器的效率在90％以上，大型变压器的效率在95％以上。 12．温度和温升 变压器运行时，其绕组和铁芯产生的损耗转变成热量，一部分被变压器各部 件吸收使温度升高，另一部分散发到介质中。当散发的热量与产生的热量相等时， 变压器各部件的温度达到稳定不再升高。 变压器运行时各个部件的温度是不同的，绕组温度最高，铁芯温度其次，变 压器油的温度最低。为了便于监视运行中变压器各部件的温度，规定上层油温为 允许控制温度。变压器允许温度主要取决于绕组的绝缘材料耐温。我国电力变压 器采用A 级绝缘材料。A 级材料的最高允许温度为105，绕组、铁芯的温度与 测温点误差平均为 l0，为防止油质快速劣化，所以规定变压器上层油温控制 95为极限温度。而在正常状态下，为了使变压器油不至过速氧化和有一个监控 处置的缓冲，上层油温一般不超过 85；对于强油循环下的风冷或水冷的变压 器，其上层油温不允许超过 75。否则，绝缘材料绝缘性能弱化，会降低变压 器使用寿命。 变压器的温度与周围环境温度的差为温升。变压器的温度达到稳定时的温升 称为稳定温升。稳定温升的大小与周围环境温度无关，它仅取决于变压器的损耗 与散热能力。 我国规定变压器适应的环境工作温度是 40。对于 级绝缘的变压器，在周围环境最高温度为 40时，其绕组的允许温升为 65，而上层对应温度为 55。变压器在运行时上层油温及温升不允许超过允许值。 13．变压器过载能力 在不损害变压器绝缘和降低变压器使用寿命的前提下，变压器可在较短时间 内有一定过载能力。变压器过载能力一般以过载倍数输出最大容量与额定容量 之比表示。 1正常情况下过载。变压器正常运行时允许过载，是因为变压器在昼夜间 有负载高峰、低谷及温差的对比，形成负载变化。例如，低谷时，变压器所处运 行温度低，季节变换时温度造成绝缘材料适应性大，故而可有一定的过载能力。 有关规程规定，室外变压器过载不大于30％；室内变压器过载不大于20％。 2变压器在系统事故时过载。当电力系统发生事故时，为保证对生产设备 的连续供电，允许变压器短时过载的能力称为事故过载能力。 3变压器允许短路过载。变压器发生区域或内部短路时，由于保护动作促 使断路器跳闸均需一定时间，因此变压器难免会受到短路电流的冲击。这一短路 电流的幅值一般为额定电流的 25～30 倍，因而此时变压器内铜线;损将达到额 定电流时的几百倍。故绕组温度上升极快和温度极高，一般可达到200～250， 上升温度时间约 5s。此时变压器在设计制造上要满足这一瞬间的电气性能抵御 能力。在这一时间内保护装置应早已动作，断路器跳闸断开电流。因此从理论上 讲，变压器在设计制造时允许短路电流为额定电流的25 倍，热稳定过载为03～ 4s，以可靠完成跳闸动作。 14．两台以上变压器并列运行的条件 并列运行是将两台及以上变压器的一、二次绕组分别接于公共源的母线上， 同时向负载供电。其目的是提高供电可靠性，提高变压器的运行经济性，还可以 减少总备用量。并列运行要满足的相对技术条件如下： 1变压器的联结组别必须相同。变压器高、中、低压侧绕组联结组别要对 应一致。 2变压器的变比必须相等。这是对变压器高、中、低压侧绕组变比的要求， 即两台变压器要相同。 3变压器的阻抗电压必须相等。这是对变压器绕组内阻抗的对比要求，即 两台变压器内阻抗应一致，否则会在负载母线;额定容量差别不大于 30％。这是对两台及以上变压器在容量差别上的规 定，最大可避免由于容量差别造成小容量变压器满载、过载、温度升高，而大容 量变压器少载、无载的不合理状态。 15．变压器油 变压器油是流动的绝缘液体，可充满油箱内部的各个空间，排挤空气，从而 防止各部件因受潮而引起绝缘强度降低。变压器油在运行中可以吸收绕组和铁芯 产生的热量，起到散热和冷却的作用。因此变压器油在变压器内可起到绝缘和冷 却的作用。 变压器油要发挥良好性能，必须达到一定技术指标条件，即满足绝缘和化学 标准。一般情况下，变压器油的电气绝缘性能是用油击穿耐压来确定强度的。不 同电压等级的变压器可用不同等级标准的绝缘油，如： 电压等级为l0kV，，变压器可选用3～3 5kV／25mm新油； 电压等级为35kV，变压器可选用35kV／25mm新油； 电压等级为110～220kV，变压器可选用40kV／25mm新油： 电压等级为500kV，变压器可选用60kV／25mm新油。 变压器油的另一项技术指标是简化的化学指标，如酸碱、硫、水分、黏度、 闪点、凝固点等数值指标，以确定其化学性能的可靠性。 通过变压器油的特殊性能，还可对运行中变压器起到一个安全在线监测作 用，即通过油色谱分析来诊断变压器有无局部过热和局部放电故障隐患。色谱分 析是利用烃类气体总量分解出CH4甲烷、C2H6乙烷、C2H4乙烯、C2H2乙炔 和CO瓦斯气体、H2氢气的含量，通过气体浓度来确定变压器内部情况，以便 能及时捕捉到变压器故障信息，科学指导设备运行和维修。色谱分析中总烃气体 浓度由以下指标确定：新投运的变压器，不大于 20μL／L，这是制造过程痕 量保留指标；修后或安装的变压器，不大于 50μL／L，这是再加工维修过程 中产生的保留指标；运行中的变压器，不大于150μL／L，这是在运行中温度 变化或升温使正常的痕量残气得到加强或允许的少量的过热产生的新的气体。 上述气体浓度在一定时期内保持稳定或不再升高即可认为正常，否则要高度 重视和采取相应的对策。 第四节变压器的检修及技术要求 变压器的检修及内容应参照检修管理规定及变压器相关的工艺导则进行，变 压器的检修有严格的工艺规程和工序流程，进行此项工作要有预案，即以技术措 施的保障体系作为规范工作指导，否则难以保证其工作的质量。 一、变压器检修内容 变压器的检修周期为5 年及以上，可视运行情况设定检修内容，有大修或一 般性检修。大修涉及的内容面广，是缺陷处理和维护功能的检修，是设备技术性 能的保值或恢复原值的检修，是含技改内容的检修。一般性检修是针对某个问题 进行处理，如小修、维修。 一大修 变压器大修时将设备进行解体，将各部器件进行标准化检查、试验及工艺性 处置。是检修人员用一定规范的技能手段来实现预案检修所要达到的目的，这是 包括修复性的工作和完善性或技改性的工作，具体内容有： 1内部检修：芯体部分中的轭铁、铁芯、夹件压环、线圈、引线、紧固螺 栓、支架、铁芯接地、分接开关、绝缘、屏蔽罩及容器清洗等。 2外部检修：外罩壳体的焊口、油道、阀门、密封垫、装置、储油柜、油 标、瓦斯、有载开关、压力释放阀、温度计、散热器、风扇电机、潜油泵及净油 3外绝缘部分：高、中、低压绝缘套管及中性点、接地装置套管。4真空度工艺处理、真空注油及油位调整。 5电气性能试验及相关保护配置的校验、传动。 6设备除锈、喷漆等。 二一般性检修 一般性检修是指在大修周期内对经过一段时期运行中出现的缺陷或必要的 保养维护所采用的辅助性检修，一般有以下工作内容： I外观检查、检修。 2渗油处理及油位调整。 3冷却装置检测、电动机保养。 4引线装配及绝缘套管检查、检测。 5有载开关换油及触头检测。 6油务试验。 7一般性电气检测绝缘、直阻、接地。 8设备清洗及补刷漆等。 二、变压器检修的技术要求 一大修的技术条件 变压器大修的技术条件有非常严谨的技术条件规范，应认真贯彻执行。首先 要有以下准备过程： 1收集、整理变压器台帐中所记录的各次检修记录缺陷“病历”和运行大 事记，并由此做出大修重点内容的预案，编写技术措施和检修方案。 2相关部门及技术工程人员的配置和投入准备，即组织措施到位。 3与之相适应的安全保障和安全措施的准备，如电气安全、起重安全、防 火灾安全及一些细节过程安全。 4物质器材的配置。如储油罐，真空注油机，电火焊，起重机具吊车，专 用支架用于附件放置，如套管，电流互感器、散热器、钟罩等，真空泵，气泵， 台钻，切割机，砂轮机，压钳，消耗材料，备品备件及防风、防雨、防尘的物资 准备。 5要有修前技术参数准备，即修前相关试验，为检修中和修后的测试进行 指导和对比。 6大修时，环境要满足温度与湿度的实现条件。应选择晴天下进行，温度 大于10，湿度不大于65％在此状况下器身暴露16h 以内或湿度不大于75％ 在此状况下器身暴露12h 以内，器身暴露时间从变压器放油计时到抽真空开始 或注油开始为止。 二大修的技术要求 1吊芯工序 科学合理规划出变压器吊芯工序的全程，满足芯体暴露时间要求12～16h。 2放油 放油时应先将有关大气通道打开，防止负压下放油时变压器内真空度过大而 造成损坏开放储油柜上部空气门或气堵。 3．拆卸及回装附件 拆卸变压器附件时应坚持几个基本作业原则：由高向下拆，防止部件碰撞 损坏，如首先应拆高压套管、储油柜、管道等；由里向外拆，可借助外侧散热 器装置作为工作活动平台，有利于安全；工位部件原拆原装，做好记号标记； 拆卸件要专项包装保管，不混、不乱，有利于回装；附件放置安全且符合技 术要求，如高压套管、散热器、储油柜都有技术规范要求。 1吊钟罩或吊芯。应调整起重吊钩中心重心，将预先选置的安全吊绳挂 置于设计中的吊点钩环，并进行角度中心调整。吊钩夹角以60为宜，否则应 通过调整使之平衡。起吊过程要缓慢，使重心与中心保持一致，并由专人指挥。 在四角应用相对长度一般为 12～15m的钢棒作起吊导向，并用拉绳进行人工 调整。起吊100mm时停止，观测检查，无问题时再继续进行。钟罩吊起到位后， 应放置安全牢固，吊车应无泄压，保持原工作状态，以避免二次起吊时发生侧偏 或中心变位。 2芯体检查榆修。 1铁芯上下夹件紧固检查。观察铁芯外表有无异常如放电、变色、绝缘漆 片脱落，杂质油垢等；对铁芯穿心螺栓做绝缘接地检测；铁芯单点接地打开做 铁芯不接地检测；铁芯上部绕组压环紧固检查等。 2绕组检查检修。绕组外观检查有无变形、变色、移位、放电痕迹、绝缘 层损坏及松动等；引线;有无折裂、绝缘破裂、导电头部损伤等；支架 状况检查是否牢固、松懈、损坏；检查引线装配是否满足电气绝缘要求，若不 符合可通过支架固定式整形调整。 3分接开关无励磁式检查检修。检查各分接下的触头配合状况、外表烧蚀 状况。用O．05mm100mm的塞尺进行接触面测量，若不通过则说明工作面正 常。用工业酒精乙醇进行表面清洗后，不再触摸工作面，以保证其清洁性。 4绝缘部分检查。对有绝缘开裂损坏的绝缘层应进行恢复性包扎，所用的材 料如纸、布、板等均应经过干燥处理后方可使用。围屏、间隔板类的绝缘物表 面应干净无裂断、无放电痕迹、无变形变色，否则应进行更换。 5箱内清洗，对内部绕组、铁芯全方位清洁检查。 3钟罩回装及附件安装。回装附件时应按照与拆卸附件相反的顺序进行。 重点掌握以下内容： 1起吊扣钟罩过程的技术，这一过程以安全为重点，各部位的配合要协调一 致。首先各侧各相引线在下落钟罩时应同步进行引线就位，避免引线打扭或挤压， 造成工艺事故。下落就位时应特别注意芯体引线与罩壳内壁间隙调整，防碰、防 挤压。在就位前应停留做细致检测，就位后将大盖密封，胶条应可靠压接、固定， 严禁用手触摸工件，防止压伤事故。 2附件安装时应优先安排无载分接开关安装，优先安排手孔盖内的电气安 装，如引线、地线，以防掉人物品造成大的返工。 3合理协调吊车起吊装配工作，变压器上部工作人员应做好上下配合，防止 设备、人身损伤，并做好自身防坠安全，下部人员应做好自身的防砸措施如戴 安全帽。 4大盖紧固应对称，力矩要均匀，紧固后应先注入少量油，检测大盖垫是否 装配合格，如不漏油再放入净油。 5注意原拆原装原则，尽量不进行替换，保证质量标准。 4．外部装置检修 1钟罩油箱检修：钟罩外壳焊口检查；对漏油处进行补焊；箱体上的各部 件支撑面、夹件、法兰等进行工艺性检测处理，如清洗、丝扣部分进行过丝等。 2阀门及气堵的检修：清理、研磨、修配、配垫等。 3储油柜检修：储油柜内清洗、换垫；检查胶囊隔膜或膨胀器的密封状况充 气试验检查；清洗油标及换密封垫；气堵、管路、法兰清洗换垫等。 4对气体继电器、温度计进行校验。 5净油器检修：换硅胶、换滤网、换密封垫等。 6散热器检修：清洗散热器管路用油冲洗或氮气冲刷，严禁用氧气以防爆 裂，进行密封检查气压法或油压法均可，更换气堵垫及配置的法兰垫。 7风扇电动机及油泵检修：解体电动机换轴承；检查转动件、密封件的磨 损；叶轮、风扇片应无变形，否则更换。对电气控制部分进行绝缘检测、动作试 验检测，以保证工作可靠性。 8高压套管检测检修：密封性检测，通过高油位法进行压强检测不漏油， 或套管抽真空保持不泄压均可；套管做电气性能及绝缘检测，电容式套管还应做 介损试验。 9储油柜检修。 1储油柜在检修吊运过程中应防止筒体受到撞击和挤压，以免产生变形，影 响内部波纹管工作。 2储油柜外壳体允许现场施焊，但应采用断续焊。支架应焊在储油柜护板上， 以防焊接变形对壳体圆度产生影响。 3储油柜、注油及油位调整。注油前应先调定油位指示窗所示油位。打开排 气口和呼吸口，通过呼吸口向胶囊及波纹片内充气，或当油位指示达到现场油温 对应的数值时见附带的油位指示标牌关闭呼吸口，即完成调定工作。在随后的 注油过程中不要打开呼吸口。此外注油前应确保所有管口连接法兰处密封可靠。 储油柜注油时应将排气口打开，以使油位上升时排出柜内空气，同时始终保 持呼吸口关闭。直到排气口排净柜内空气稳定出油时，先将排气口关闭严密，再 将呼吸口打开。 注油后绝缘油中会有气体析出，析出的气体将积聚在储油柜的上部，因此在 注油数小时后应进行排气，以排出油柜上部积聚的气体。方法是从呼吸口逐渐充 入压缩气体压力O．02MPa，同时打开排气口，油柜内的气体便被顶出，直 至稳定出油后关闭排气El，并同 时撤销呼吸口气压，然后打开呼吸口保持通畅。 4注油后油位指示窗所示的油位值会略有升高，这是波纹管内空气泄压后的 正常现象，可通过从注油口放油将其调整到要求值。 5储油柜工作时各管口的状态是：排气口和注油口密闭，呼吸口打开。 10有载开关检修。 1有载开关检修分为两大部分。一部分是分接选择部分，这一部分安装在变 压器芯体内，在芯体检修时可同步进行。检修重点是各分接位置的动静触头配合 和引线固定状况应处于良好状态，如触头面无烧蚀，工作触头面压力良好用 0．05mmX 100mm塞尺进行测试；引线接头螺栓紧固，引线无变形，支架牢固 另一部分是切换机构部分，这一部分安装在变压器上部独立容器内，与变压器芯体部分密封隔离。检修重点是：过渡电阻及触头更换或检测；过渡触头、主 触头块检查，应无烧蚀。其触头固定应正常无变形或松动。对枪机机构做动作检 查，应无阻尼、卡滞现象，并做切换机构开关的动作特性波形试验。对切换开关 容器室做清洗及检查，检查重点是箱体密封性能，简壁应光滑无变形。 2检修周期。分接开关新投1～2 年或分接变换5000 次，应吊芯检查一次； 运行中分接开关每l～2 年或分接变换5000～10 000 次，或油耐压低于25kV 更换新油或滤油；分接开关累计分接变换次数达到规定的检修周期或分接变换次数限额后，应进行大修，如无明确规定一般每分接变换 应吊芯检查。在检修期间，切换开关暴露在空气中的时间不得超过10h在相对湿度不大于65％情况下。 3切换开关吊芯。切换开关在任意工作位置抽出，一般应在整定工作位置吊 出。关闭储油柜至开关室油管道阀门，自开关室排油管放油，同时松开头盖上的 排气溢油螺钉。解开操动机构与开关室头盖连接的水平传动轴，卸除头盖，取下 头盖密封胶圈。卸除切换开关本体的连接螺栓注意不得松开油室与主变钟罩连 接螺栓和位置指示盘。最后小心地吊出切换开关本体。 4清洗切换开关油箱。清除切换开关油室内的污油，必要时可用刷子洗去附 着在绝缘筒内壁的碳粉，用新油冲洗油箱。清洗后将油箱用头盖盖好。切换开关 的清洗和检查在切换开关本体吊出后，用新油进行冲洗，必要时可用刷子洗刷， 其彻底清洗可在分解后进行。 5分解切换开关。分解切换开关触头机构时，应逐相开展，不能将三相同时 拆开，以免混乱。 切换开关整定位置装复后应进行分接开关与电动机构的连接检验：两个方向 5．变压器的真空处理技术要求变压器在大修过程中，外壳钟罩密封完后，应立即进行容器芯体内的抽真空 工作。抽真空丁作是将变压器容器内进行负压处理，以减少空气潮气的侵蚀，将 芯体进行干燥的过程。一般变压器不做此项工作，用真空注油机进行注油即可。 但对大型变压器一般指110kV 及以上等级均应进行此项工艺技术处理。早期变 压器由于外壳强度有限，故在做线MPa；后期产品 外壳强度都能满足要求，故在规程中明确要求可将真空度做到近似或等于绝对大 气压标准即O．1MPa注：O．1MPa~760mmHg，视为理想的绝对负压大气压。 在抽真空时要监测金属外壳变形，如图1 所示，当变形量大于2倍外壳壁厚量 及以上时易发生塑性变形，在真空度建立时还应以变形量为主要控制依据做适当 负压值选择，以防止永久变形对内部电气距离产生破坏。 在抽真空建立真空度时还应注意几个技术标准： 1易变形或在负压下有损坏可能的设备不参加此项1 二作。如压力释放阀、 散热器管壁薄、易破、气体继电器、储油柜等。 2有载开关机构部分要做临时旁通，使有载开关绝缘筒在建立真空时无差 压，对筒体无变形影响。 3在抽气速率上应有所控制，不易过快。一般控制在每小时均匀递增 0007MPa，直至近似值，保持线．注油及油位调整 在真空度保持状态下进行真空注油。注油前需将绝缘油进行简化试验、混油 试验及电气强度试验，合格后再进行注油。这一过程采用真空注油机注油，目的 是利用油温大于器身温度平均温度大于 10~C这一特点，以防止水分凝结。真 空注油应注意控制流量、流速，一般 110kV 及以上变压器在 4～6h 内注入本体 油即可一般可选择100 150L／min 的注油机，注油后应保持2h 真空，而后再 作油位补充和调整。 1各附件油位均在满位后进行排气。排气后再补充油，应至少2～3 次排气。 2储油柜油位到最高位后，以顶部排气孔可流出油为标准，关闭注油机， 装储油柜升高注油器，即用来检测变压器整体最高点的密封，一般高于储油柜 1．5m，以满足高于附件3[]～6【mm的条件，形成油压。 3调整油标油标是独立的油室，监视本体油，但不与本体相贯通油位，使 之对应，即缓慢放油，通过油标指示调整到相对标准，如夏季40、春秋20、 冬季一30。 4观察瓦斯气体，以气体继电器内无气体为最后线;开起油泵及风扇进行油循环，鉴别油位变化情况，直至油位稳定为止。 7．冷却装置试验 进行风扇电动机部分、传动控制部分转动方向确认、油流继电器表压确定、 合分停及联动传动一系列试验，以确定检修质量和正确性。 8．电气试验 依据大修规程进行全项目的电气试验。 1测量绕组直流电阻各分头下的位置绕组及三相平均值误差；检测各分头 下的变化与厂家出厂数据对比，误差变化应不大于标准。 2检查变压器的接线组别，应与变压器标识一致。 3测量绕组绝缘电阻和吸收比，应符合规定。 4测量绕组连同套管一起的介损值，应符合规定。 5测量绕组连同套管一起的泄漏电流1min 的泄漏电流。 6测量装配后的变压器铁芯接地电阻应和芯体检测一致及整体接地电阻。 7进行注油后的油电气绝缘耐压试验、色谱分析试验。 8检测有载分接开关切换装置的动作波形。 9进行变压器相关的保护装置试验，如瓦斯、温度、压力释放及保护动作 试验等。 9．变压器清洗及喷漆 这是检修的最后一项工作，是使大修后设备焕然一新的重要工序，故此项工 作要力求尽善尽美，认真完成。对相应相色漆要按照规程标准进行，做到对号入 10．变压器修后投入运行应做空载冲击试验变压器不带负载，在空载状况下进行冲击检测，以考验变压器的绝缘和自保 护工作能力。5 次合分闸应无异常情况，励磁涌流不应引起保护误动作。第一次 冲击时间保持lOmin 后即停下进行必要的检查，无异常后进行第二次，此间隔应 为5min 进行一次，最后一次空载时间可最大限度地加长，有条件时可维持24h。 第五节变压器的一般维护和故障分析 一、变压器的正确使用 1大修后的变压器在空载运行试验后无问题可转入负载运行。在加入负荷 时要逐步递增，一般以 25％负载开始投运，增加量为 50％～75％，稍微稳定后 再增加至满负荷。 2变压器运行中，应随变压器内部温度的升高及变化随时调整冷却器数量 的投入。如油泵、风扇开起或退出，以控制油温范围。 3正常运行中，应重点巡视以下内容： 1检查储油柜、充油套管的油位变化情况。负荷大小、温度高低应有一定的 变化。 2局部渗油时，应及时处理。通常是紧固调整密封垫，补焊焊口沙眼。电 焊时应做好灭火器具准备及相应措施；在工艺允许情况下更换密封垫后，应检查 容器并排气，清洗油迹。 3对运行中的变压器油位进行补充调整时，应避免从下部注入和排出。可 采用储油柜调整油位工艺，避免无瓦斯保护运行和空气注入。调整后应及时通过 气体继电器检查气体情况或进行排气，调整用油应与变压器油是同一标号且试验 合格的油。 4储油柜呼吸器应在每l~3min 内有呼吸气泡动作，否则应检查呼吸器是否 堵塞或胶囊是否破裂，并更换已变色的硅胶。 5应有计划地安排变压器红外线测温，并采集油样进行油色谱、简化试验 分析，以保障变压器无故障运行。 6有载开关切换机构完成2000 次运行后，应及时进行油务处理一般可换油 或滤油，有条件的可进行检修检测。 7变压器冷却通风设备及控制元件应定期进行清扫及试验传动，如校验继 电器及转动检查等，以保证其可靠运行。 三、常见故障与分析 1．油温异常 1内部故障。变压器运行中内部出现故障会导致油温升高。如：绕组匝问 短路或线圈对围屏树枝状放电；潜油泵油流速产生带电效应烧坏绕组线圈；铁芯 有两点或多点接地使涡流增大过热等。上述情况严重时保护装置将动作。 2外部故障。指变压器冷却器运行不正常或有故障，如潜油泵停运；风扇 电动机不转动；散热器内油流不畅、积垢造成冷却效果下降等。 2．油位异常 变压器油位指示一般标有 40、20、 30三条线或相应温度曲线值。若变 压器运行中出现不对应情况应及时分析。高压套管油位失去监视时也应仔细观 察，一般有如下情况： 1假油位。如呼吸器堵塞、油标堵塞或油位计表针变形损坏，胶囊或膨胀 器破裂气室内与油混合，真空破坏或未按全密封线;油位过低。即油位失去监视或油位不正常。当油位过低达到一定程度时， 会造成瓦斯缺油保护动作，以及变压器绝缘器件失去油绝缘保护而导致绝缘击穿 事故发生。油位过低的劂因有：严重漏油；储油柜配置不当，即储油柜容器 不符合设计要求储油柜容积应是变压器油量的 8％～l0％，而无法可靠实现气 温极低时的补充油作用；油位在调整时响噪声”。未按标准量进行。 3．声音异常 正常运行中的变压器发出的声音是均匀的嗡嗡声，若声音异常说明变压器可 能存在故障，应当认真分析，采取措施。 1当电网发生过电压、单相接地、谐振过电压时，会发出粗细不均的“尖 锐噪声” 2变压器过负荷时，会发出沉重的电磁“嗡嗡”声。 3内部铁芯紧固件等发生松动时，会发出不和谐的金属振动的杂音。 4变压器内部有局部放电、短路击穿电压时，会发出“噼啪”声音或水沸 腾的声音。 5变压器外部运转的风扇、电动机及夹件不牢，会发出撞击振动或摩擦的 声音。 4．其他方面的异常 在运行中应根据变压器的正常特征观察和分析异常情况。 1套管闪络放电，这是污秽造成的绝缘受损，或是高压套管末屏接地开断 造成内部电位升高对地击穿，时间久了会发生爆炸。 2漏油故障常发生在带有软密封装配的部位，在油位降低时会使水汽进入 器身内部。 3引线发热会造成金属导体表面过速氧化、烧损变形，还会使其部位的密 封胶垫过快老化受损、失去密封，造成漏油、进水、进气。 4气体继电器若产生积聚气体，则可能存在事故隐患，应采取对策。 对变压器的异常及故障分析要建立在变压器的构造原理和运行规程基础上 进行，以便迅速、准确找出原因，采取对策，为变压器正常使用和安全运行提高 技术保障。 第二章 高压断路器 高压断路器是电力系统中重要的电气设备。高压断路器在系统中能投入和切断电力线路 及各种电气设备的空载、负载电流；故障时，在保护装置作用下，能迅速切断故障电流，并 具有二次重合闸的自动功能。 第一节 断路器的作用和性能 1断路器的作用 高压断路器以其良好优越的电气特性广泛应用于电力系统的控制、保护和电气隔离方 面。在控制方面，可关、合电路，实现供电或停电。在保护方面，可开断故障线路及设备， 保障系统安全及稳定。在电气隔离方面，可停用设备、电路或为检修人员做电源安全隔离， 从而可靠实现着高压电气设备的有效功能。即断路器应具备以下功能：在关合状态下作为良 好的载流导体；在开断状态下作为良好的绝缘断开隔离体；在关合后的任意时刻应能在极 短时间内开断短路电流或工作电流；在开断后的任意时刻应具有在极短时间内安全关合处于 短路状态下的电路。 断路器的常用性能参数1额定电压。指高压断路器正常工作时所能承载的电压等级，它决定着断路器的绝缘 水平。额定电压用UnkV表示，是线kV 等。为了适应断路器在不同地点耐压的需要，上述不同额定电压断路器的最高电压分别为 36、12、24、405、72．5、126、252kV 3额定开断电流。指在额定电压下断路器能可靠开断的最大短路电流值，它是表明断路器灭弧能力技术的参数。一般用UockA表示，常用等级有165、215、315、40kA 同的单位说明其灭弧能力的差别。4额定开断容量。指在额定电压下开断短路电流时，断路器的开断容量值，即三相总 量的标定，单位是kVA千伏安。 5关合电流。指在线;情况下，断路器在合闸瞬时所能安全承受的短路电流 在触头间产生的热融焊和电动斥力的损耗，单位是kA千安。 6接触电阻。指断路器内部各电接触形式下的导体与外部电气连接回路的接触损耗导 体表皮电阻+收缩电阻。接触电阻的单位是μΩ微欧，它是反映电气特性的重要标志。 3高压断路器的类型 电力系统中，高压断路器按灭弧或绝缘介质大体可分为油断路、SF6六氟化硫断路器、 真空断路器等；按安装地点分，有户内、户外两种。 1．油断路器 油断路器是采用变压器油作为绝缘和灭弧介质的断路器，按其油量多少和油的功能，可 分为多油和少油两种；按安装地点不同，可分为户内、户外两种。 1多油断路器。多油断路器形状粗大，占地及空间较多，用油量多。其动静触头系统、 灭弧元件等部件装置于接地的油箱内，以大量变压器油作为对地的绝缘支撑和灭弧介质。其 油有两个作用：灭弧；断口开断后的绝缘和电气导体对地的绝缘作用。多油断路器结构 简单，技术工艺要求一般，灭弧能力受绝缘条件所限，故额定电流不宜做大，一般开断小电 流时，燃弧时间较长，动作速度慢，耗材量大，易发生火灾或爆炸。但耐用，易维护检修， 价格低。目前多油断路器在电力系统已基本淘汰，逐步被真空断路器或sR 断路器取代。 2少油断路器。少油断路器占地及空间较少，用油量少。其动静触头及灭弧元件装置 在对地绝缘良好的灭弧容积室内，灭弧容积室内的油在其内部起到断口问的灭弧和绝缘支撑 作用，而导流体对地的绝缘是依靠绝缘瓷瓶及有机绝缘材料实现的。少油断路器结构紧凑， 工艺技术较为复杂，灭弧能力强，开断电流较大，故而额定电流宜做大。在技术上可满足积 木式结构，故而电压等级较多油断路器更广、更高，且动作速度快，实现合分可靠性强。少 油断路器耗材少，价格低，但有引起火灾及爆炸的危险。少油断路器是我国电力电器产品中 最具风格特色的断路器，目前在电网中正加速淘汰，逐步被线;室外取代。 2．真空断路器 真空断路器即利用“真空”作为绝缘介质和灭弧介质的一种断路器，其触头开断元件装 于线;线;内。这里的“真空”是指密闭下的容器内的气体压力远低于一个大气压 的稀薄气体空间。由于目前材料承载负压技术条件所限，超高真空和极高真空的区域还无法 实现，线kV 及以下电压等级运用。 3．SF6 断路器 该种断路器采用具有优质绝缘性能和灭弧性能的 SF6 气体作为灭弧介质。在断路器断 口间，气体主要承载冷却电弧温度，降低离子浓度，从而利用一定的绝缘强度使断路器灭弧， 并阻断绝缘电极导电；在对地绝缘上，更多依靠绝缘支柱及相应有机绝缘材料，SF6 气体起 辅助作用。SF6 气体具有优越的低温自冷却温度和良好的绝缘支撑强度，如今高压SR 断路 器在超高压、特高压领域具有广泛应用。 第二节高压断路器的结构及其作用 高压断路器主要由导电回路、灭弧装置、绝缘及基础、操动机构、控制系统五大部分组 一、导电回路导电回路指断路器导流部件通过不同的电接触形式组成的部分。如以螺栓连接的导体为 固定连接；以动静触头可实现分合状态下的导体为分接连接；以过渡触头或滑动触头不间断 电流的导体为移动连接。高压断路器正是以上述形式完成导电回路在不同状态下的作用。 二、灭弧装置 灭弧装置是断路器保证快速有效开断大电流和空载电流的主要部件。根据灭弧介质的不 同可把断路器分成油断路器、SFs 断路器、空气断路器、真空断路器和自产气断路器等。按 灭弧室形式不同可将断路器分为自能式和外能式两种。主要利用电弧本身的能量来熄弧的称