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1、第一部分：第一部分：变压器安装、运行常规问题问答 一、变压器安装变压器的内部结构，外部附件的组成部分。变压器的内部结构，外部附件的组成部分。内部结构包括：铁心、线圈、绝缘（包括油）、引线，及油箱五大部分组成。外部结构包括：冷却装置（如散热器、冷却器类），调压装置（如无载开关、有载开关类），保护装置（如变压器本身保护的气体继电器、压力释放阀类，油保护装置的储油柜、吸湿器、净油器等），引线装置（如高、低压侧套管），测量装置（如温控器、电流互感器等）,起吊运输装置（如吊柈、吊轴）。 220kV变压器现场安装完成后，真空注油的工艺要求和步骤。变压器现场安装完成后，真空注油的工艺要求和步骤。220kV变
2、压器真空注油工艺和步骤如下：真空度133pa。保压时间为824小时。注油速度23吨/时，不能超过6吨/时。注油高度距箱盖100200毫米距离。保压时间4小时。注油温度，油温要高器身温度，器身温度要在10以上，油温要加热到30 50时再注油。开关同时注油。注油时要自下而上注油。油管路、油罐要清理干净。真空和注油设备运行要正常，避免中间故障。变压器现场安装完成后交检的项目。变压器现场安装完成后交检的项目。油位指示检查正常，包括储油柜、套管、吸湿器的油位。各阀门开启正常，包括：散热器、气体继电器、压力释放阀处的碟阀、逆止阀等，开启方向指示正确。各处放气塞排气干净旋紧，注意储油柜做好排气。分接开关（无
3、载开关及有载开关）档位指示正确（客户确定），开关操作功能正常。吸湿器呼吸通道畅通。压力释放阀压板或锁片打开。气体继电器工作方向正确，导气管畅通，变压器铁心接地良好；夹件接地良好（如夹件外引接地）；外部各部件间连接良好；上部金属定位件打开或绝缘良好。 互感器二次侧空载时需短接。油流继电器（如果有的话）安装方向正确。各信号二次接线正确:包括瓦斯继电器、温控器、油位表、压力阀、互感器、油流继电器等无源节点。变压器接线的外绝缘距离符合要求。变压器各处无渗漏，外观整齐，无缺陷，无异物。变压器各附件齐全，安装可靠。 变压器注完油后，要对储油柜排气。现场排气的方法。变压器注完油后，要对储油柜排气。现场排气的
4、方法。 不排净储油柜的气体，变压器运行时油温升高体积膨胀没有空间，产生压力使压力释放阀动作，另外内存空气与油面接触，会加速油的老化，气体溶于油中影响色谱和局放。现场采用注油排气法和往胶囊内充气排气法。 判断变压器受潮应进行须试验。判断变压器受潮应进行须试验。检查和判断变压器受潮的试验主要有两方面：变压器绝缘特性测量：包括绝缘电阻、吸收比、极化指数、介损、泄漏电流的测量。对变压器油进行击穿电压、含水量、含气量（500kV）的测量。 吸湿器安装时，要取出油杯上的胶圈吸湿器安装时，要取出油杯上的胶圈吸湿器油杯上的胶圈，是为了防止在 运输时打碎油杯，以及防止吸湿器内硅胶受潮用的（如果吸湿器内装硅胶的话
5、）。如果安装时不取出此胶圈，变压器的呼吸通道将被堵塞，变压器无法呼吸，会产生严重的故障，使变压器带载后内部压力升高，压力释放阀动作。 110kV级及以上变压器不能采用板式滤油机注油级及以上变压器不能采用板式滤油机注油。110kV级及以上变压器由于电压等级高，需要真空注油，所以必须采用真空滤油机注油。使用板式滤油机给变压器注油，会使变压器内部存有大量气泡，造成变压器运行初期频繁发生轻瓦斯报警，油色谱分析时H2超标。 注油时要从下部注油，而不能从上部注油。注油时要从下部注油，而不能从上部注油。上部注油类似给变压器浇油，容易给变压器器身造成油流带电，另外一旦油中不干净，其中脏物易落进器身内部。从下部
6、注油可以避免上述两种情况的发生。补油时要从储油柜注油管自上而下补，而不从下部注油阀补油。补油时要从储油柜注油管自上而下补，而不从下部注油阀补油。自上而下补油的原因是为了使已经注好的油不受扰动，避免使打入的油带进气泡破坏真空注油效果，同时避免沉淀到油箱底部的脏物被搅动起来。所以补油都是从储油柜的注油管自上而下补油。真空注油时，真空度要均匀提高。达到真空度后，要保持一段长时间的真空注油时，真空度要均匀提高。达到真空度后，要保持一段长时间的真空后才可注油。注油后的上部空间还要继续保持一段时间的真空。真空后才可注油。注油后的上部空间还要继续保持一段时间的真空。均匀抽真空的目的是为了防止油箱在抽空时突然
7、受力过大，损坏变压器油箱。达到真空度以后要保持一段长时间的目的，是为了更好地使器身内部的潮气能充分地挥发出来，因为在真空的条件下，水份的蒸发的沸点会大大降低，长时间保持真空，会彻底的抽净器身内部的水份。注油后对上部空间继续抽真空的目的是，为了抽气泡，即为了进一步使油中的气泡挥发出来，达到彻底抽净水份的目的。变压器注油和静放时要多次排气。排气部的位置变压器注油和静放时要多次排气。排气部的位置。在变压器注油时和静放时，为了使变压器内部存有的空气全部都释放出来，必须经过多次排气，否则因排气不净，在变压器运行初期会有空气不断释放出来造成轻瓦斯频繁报警。排气部位包括：主体上的各升高座上部的放气塞，各类套
8、管上部的放气塞，冷却装置上部的放气塞，集油盒（或集油管路）上的放气塞，储油柜上的放气塞，瓦斯继电器上的放气塞，压力释放阀升高座上的放气塞，净油器上的放气塞，潜油泵（老式的或进口的）上的放气塞等。热油循环温度的确定，热油循环时间的确定。热油循环温度的确定，热油循环时间的确定。热油循环的油温度视吊检时器身暴露时间的长短和器身受潮的程度定，通常都在50以上，最高可按705控制。热油循环时间的长短也由上两原因确定，通常最少要打34个循环以上。变压器注油一定要按温度高度关系曲线确定注油高度。变压器注油一定要按温度高度关系曲线确定注油高度。油的温度高度关系曲线，是根据油随温度变化而产生的体积膨胀和收缩确定
9、的，所以要根据油温来确定注油高度。如果不这样做，油位注的过高，将来带负载后油体积膨胀没有空间，会产生压力使压力释放阀动作；油位注的过低，将来在变压器空载或低负载时，如果环境温度又很低，将造成变压器缺油，使轻瓦斯动作。110kV级及以上油纸电容式套管安装完后，其内部引线铜管的上部空间是级及以上油纸电容式套管安装完后，其内部引线铜管的上部空间是没有变压器油。套管头部将军帽下的密封垫一定要注意放置好。没有变压器油。套管头部将军帽下的密封垫一定要注意放置好。铜管上部空间没有变压器油。将军帽下的密封垫没放置或没放好，将会进空气，在铜管内产生凝露进水，另外下雨天会进雨水，沿变压器引线进入变压器内部高压绝缘
10、部位，使之受潮绝缘降低，造成绝缘击穿。现场吊检进行器身检查时，一定要检查有载开关油室下部的放油塞。因为这个放气塞如果没紧好，变压器油箱和开关油室之间将发生内漏，使油箱内的油色谱异常，会造成变压器的故障误判。现场吊检扣罩前一定要先测量铁心和夹件对地绝缘。现场吊检扣罩前一定要先测量铁心和夹件对地绝缘。扣罩前如果不先测量好铁心和夹件的对地绝缘，一旦扣上了罩，发现铁心和夹件对地绝缘不合格，就没有办法处理了。还得重新吊罩检查处理，造成巨大的返工浪费。充氮运输变压器现场安装时，应先进行排氮。油箱内的含氧量应达到指标才充氮运输变压器现场安装时，应先进行排氮。油箱内的含氧量应达到指标才能保证进人的人身安全。能
11、保证进人的人身安全。可以用注油排氮法、抽真空排氮法或充干燥空气排氮法。油箱内含氧量应达到18以上才能进人检查器身，否则会发生人窒息的危险。二、二、 变压器运行变压器运行 SFSZ9-31500/110/35/10变压器，其高、中、低压侧的额定电压和额变压器，其高、中、低压侧的额定电压和额定电流。定电流。额定电压：高压侧为110kV；中压为35kV；低压为10kV。额定电流：高压侧为I高31500/1.732110=165.3A。中压侧为I中31500/1.73235519.6A。低压侧为I低31500/1.732101818.7A。变压器的运行状态，热备用状态、冷备用状态和检修状态变压器的运行
12、状态，热备用状态、冷备用状态和检修状态。运行状态：断路器、隔离开关都处于合闸位置的运行工作状态。热备用状态：只断开断路器，隔离开关在合闸位置的非运行工作状态。冷备用状态：断路器和隔离开关都在分闸位置的非运行工作状态。 检修状态：变压器所有断路器和隔离开关已断开，并完成了装设地 线（接地刀闸合闸位置），悬挂了标示牌，设置了临时遮拦等安全技术措施的停运工作状态 变压器停送电的顺序。变压器停送电的顺序。主变压器停、送电的操作顺序是：停电时先停负载侧，后停电源侧；送电时先送电源侧，后送负载侧。影响变压器局部放电因素。影响变压器局部放电因素。油中含水和气泡。油中含水和气泡。绝缘件有气泡和水份。绝缘材料中
13、含杂质或金属杂质。悬浮的金属件造成的悬浮电位放电。工艺加工制造有尖角、毛刺等。设计结构不合理：绝缘距离不够等。ONAN/ONAF、ONAN/OFAF代表的含义。代表的含义。ONAN/ONAF：油自然循环空气自冷式/油自然循环空气风冷式。ONAN/OFAF：油自然循环空气自冷式/强迫油循环空气风冷式。 变压器铁心要接地，而且必须一点可靠接地变压器铁心要接地，而且必须一点可靠接地。铁心不接地会形成悬浮电位放电，多点接地会形成闭合磁路产生环流，造成发热和放电烧毁接地片和铁心。夹件常发生多点接地的原因和部位。发生夹件多点接地应及时进行处理。接地部位：上梁与箱盖的定位处头短路；开关托架与开关头部法兰间短
14、路；下垫脚与箱底间有金属异物或半导体异物发生短路；垫脚绝缘移位或受潮；下夹件与下节油箱间的定位支撑压钉绝缘受损；处理方法：首先在不吊罩进人的情况下直观检查和查找，如打开器身上部定位盖板检查定位装置。检查开关头部法兰：打开开关盖板，放下开关主体，检查主体与法兰间的间隙。打开油箱人口进人检查其他下部部位。吊罩后检查各部位，尤其是下部垫脚绝缘是否移位或受潮，定位钉是否正常。变压器的油箱要良好接地。接地电阻的大小。变压器的油箱要良好接地。接地电阻的大小。变压器油箱接地可保证铁心、夹件等需接地的部件良好接地，另外油箱接地可实现人身安全的保护接地，接地电阻1/3,否则故障时中性点位移电压高。从限制短路电流
15、要求：X0/X11，否则单相短路电流大（超过三相短路电流）。从稳定性要求：满足X0愈大愈好，否则转移阻抗加大。从保护的配合来看，要求接地分布合理，否则零序保护不能适应。综上所述，对110kV220kV中性点接地电力系统中的变压器，不一定全部直接接地，有些情况为了限制单相接地故障电流，其中性点可以不接地，但对于绝缘变压器中性点不直接接地，需安装棒间隙及并联避雷器作为对其中性点绝缘进行过电压保护，保护用棒间隙在单相接地时不应动作，避雷器残压应较低，特性较好。110kV及以上中性点直接接地系统中，主变投入或退出运及以上中性点直接接地系统中，主变投入或退出运行时，先要将中性点接地。行时，先要将中性点接
16、地。由于在中性点直接接地系统中，有些变压器的中性点不直接接地，而断路器的非全相合闸或分闸都会在变压器中性点产生过电压，威胁变压器绝缘，故必须在操作前将变压器中性点直接接地。110kV及以上变压器中性点两种接地形式。其保护的设置。110kV及以上变压器中性点接地分直接接地和间隙接地两种形式。变压器中性点直接接地的接地保护，通常装有二段零序过流保护。变压器中性点间隙接地的接地保护装有零序电流继电器与零序电压继电器并联的机构，当系统发生接地故障时，放电间隙可能击穿放电，变压器中性点流过零序电流，则使接在放电间隙端的专用电流互感器的零序电流继电器动作；若放电间隙不放电，则利用零序电压继电器动作。 强迫
17、油循环冷却变压器，油流不能过快。油流速强迫油循环冷却变压器，油流不能过快。油流速度应控制的数值。度应控制的数值。变压器油属高绝缘性液体，在变压器内部流速过快会产生静电，造成电荷积累，积累多时就会产生放电，损坏绝缘。静电发生量与油流速的三次方成正比，为防止静电发生，应控制油的有效流速在33cm/s以下，也有的资料介绍为29cm/s，总之应控制在30cm/s左右为宜。 大型变压器的低压侧一般都要接成大型变压器的低压侧一般都要接成接。而中小型配电变压器接。而中小型配电变压器可以接成可以接成Y接接。大型变压器的低压侧接成接线，主要目的是可以消除铁心磁通中的三次谐波。因三柱式铁心变压器，无三次谐波的磁通
18、路，三次谐波磁通会在油箱及附件中产生涡流损耗，同时由于三次谐波的存在，主磁通是平顶波，会在二次侧感应出尖顶波电势，损坏线圈的的绝缘，变压器二次侧接成接线后消除了三次谐波，也就消除了这两个问题。对于中小型变压器而言，通常二次侧接成Y接线，其原因是因其容量较小，三次谐波的磁通受其漏磁回路磁阻大的影响大为减弱，漏磁回路中的涡流损耗小，由于主磁通接近正磁波，无明显的三次谐波感应产生的尖顶波电势，另外Y0侧的三次谐波电流可以流通，所以三次谐波对Y/ Y0接线的中小型变压器无明显影响。 变压器给定的二次电压都是空载电压，变压器带负荷后，由于变压器本身阻抗的存在，二次电压都会比给定的电压有所降低，不会保持原
19、电压比，变压器二次电压的降低率，也称电压调整率，与变压器本身阻抗及所带负荷的大小和功率因数有关，具体为：（URcos+UXsin）变压器的二次电压都是给定的，变压器带负荷后，其二次输出电压，是不会保持原电压比不变的。其中：负荷率（或称负载系数），实际负荷大小/额定容量cos负载功率因数，sin1cos2UR、UX变压器的电阻电压和电抗电压百分数变压器电压调整率 当变压器电源侧电压升高时，其输送的有功功率应该降要提高变当变压器电源侧电压升高时，其输送的有功功率应该降要提高变压器输送的有功功率，想通过升高电源电压的方法来达到目的，压器输送的有功功率，想通过升高电源电压的方法来达到目的，是不可能的。
20、是不可能的。其原因如下：当提高一次侧电压时，铁心中主磁通随之增加，从而使励磁电流也相应增加，而励磁电流是无功电流占最主要部分，励磁电流的增加使无功功率增加，由于变压器容量S=P2+Q2是一定的，则若无功增加，必然有功相应减少。因此，对变压器当电源电压升高时，输送的有功功率就应降低。低。变压器的空载拉闸或合闸，对变压器的影响。变压器的空载拉闸或合闸，对变压器的影响。空载拉闸时，在铁心中的磁通变化是由最大很快变为0，其变化率最大，磁通的变化率会产生电压，所以拉闸时会在绕组中产生很高的电压（中性点接地时端部过电压会达相电压的2倍，中性点不接地时端部过电压会达相电压的3倍），将危及变压器的绝缘薄弱部位
21、，造成绝缘击穿放电。空载合闸瞬间，会产生很大励磁涌流，这个励磁涌流相当于额定电流的46倍，会对绕组产生一定的机械应力，造成绕组变形或损坏绝缘。所以日常运行中经常地过多拉、合闸会影响变压器的使用寿命 变压器空载运行时，运行温度的规定和控制。变压器空载运行时，运行温度的规定和控制。变压器空载运行时，其运行温度按油面温升不超过50K控制即可。但油面上升到75时，可启动少量的冷却装置，以保证油面最高温度不超过规定值。油浸风冷变压器当风扇全停时，变压器的额定容量将发生变化。油浸风冷变压器当风扇全停时，变压器的额定容量将发生变化。其运行油温的规定。其运行油温的规定。对油浸风冷变压器，风扇全停将变成自冷式变
22、压器，规定允许使用容量将降低1/3（33），所以风扇全停后，变压器油顶层温度将上升，规程上规定，油顶层温度如果不超过65，允许带额定负载运行。这是由于油温度允许值直接与外部环境温度有关，当外部环境温度较低时（如冬季），油面温度不超过65，完全可以在不开风扇的条件下带额定负载。强迫油循环冷却变压器（使用带潜油泵冷却器冷却的变压器），当强迫油循环冷却变压器（使用带潜油泵冷却器冷却的变压器），当风扇、油泵全停的规定。风扇停、油泵不停的规定。油泵停、风扇风扇、油泵全停的规定。风扇停、油泵不停的规定。油泵停、风扇不停的规定。不停的规定。因强迫油循环冷却变压器都是大容量变压器，损耗功率很大，须靠油流速加快
23、散热，所以通常情况下带负载运行的变压器是不允许风扇和油泵全停的。规程上规定：强迫油循环冷却变压器全部切除冷却器时，变压器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时间不得超过1小时。即原则上对强油循环冷却变压器不允许全停冷却器。风扇停、油泵不停的情况，变压器油面温升可按不超过53K控制。油泵停、风扇不停的情况，通常变压器是不允许带负载运行的，因强油冷却变压器是靠油流速带走绕组内部的热量的，尤其是对导向油循环的变压器（大变压器绕组的油道通常都是这种结构）更是如此。对空载运行的强油循环冷却变压器可允许风扇不停、油泵全停，此时油顶层温升可
24、以按不超过50K控制。变压器的正常噪声的产生。它的大小，新标准变压器的正常噪声的产生。它的大小，新标准（JB/T10088-2004）的规定。）的规定。变压器运行中发出的正常“嗡嗡”的响声，俗称“哼”声，就是变压器的噪声。它是由铁心硅钢片的磁致伸缩产生的；绕组的电磁力，油箱上的磁屏蔽的磁致伸缩，油箱传递的振动（包括共振）都会产生噪声。噪声是用声级来衡量的，以前变压器的声级是指空载下的变压器的声级水平，新标准（JB/T10088-2004）规定的声级是指空载声功率级和负载电流声功率级相加的A计权声功率级的限值。中小型配电变压器故障声音的分析和判断中小型配电变压器故障声音的分析和判断。中小型配电变
25、压器的应用范围量大面广，由于各种原因故障率也较高，故障时变压器将发出不正常的声音，通常可以通过各种声音的不同，来判断变压器故障类型和严重程度。外部线路故障引起的变压器声音线路导线连接处或T接处发生时断时接时（有弧光或火花），这时变压器发出的声音似青蛙的叫声“唧哇”、“唧哇”。变压器过负荷严重时，发出沉重的“嗡嗡”声。外部线路故障引起的变压器声音线路导线连接处或T接处发生时断时接时（有弧光或火花），这时变压器发出的声音似青蛙的叫声“唧哇”、“唧哇”。变压器过负荷严重时，发出沉重的“嗡嗡”声。变压器过励磁时（过电压），变压器声音增大且较尖锐。电网发生单相接地时（缺相），变压器声音较平常尖锐。电网系
26、统发生铁磁谐振时，变压器要发出粗细不匀的噪声。变压器带大容量设备启动或大负荷变化时，如带大电弧炉、可控硅整流装置等负荷时，由于受谐波分量的影响，变压器将会发出瞬间的“哇哇”声或“咯咯”的间歇声音。当低压侧系统发生短路或接地时，尤其是当短路电流较大时，变压器会发出巨大的“轰轰”作响的轰鸣声音或称吼叫的声音。变压器本身故障引起的声音变压器本身故障引起的声音变压器套管端子和网线连接处松动，将会发出“嗞嗞”的声音。变压器内部铁心因夹持不紧发生松动后，将会发出锤击的“叮铛”作响声音和“呼呼”的刮风声音。变压器内部铁心的接地线松掉或断线时，将会由于铁心对地悬浮，产生“哔剥、哔剥”的轻微放电声。变压器内部器
27、身上如有较大的金属异物也会发出类似声音。变压器内部开关有接触不良（或不到位）现象，变压器将发出“吱吱”、“噼啪”的声音，并且随负荷的增加会加大，严重时要烧毁开关。变压器套管表面发生脏污、釉质脱落、瓷体裂损或半导体漆脱漆（35kV级充油套管）等现象时，产生电晕或局部放电现象，将会发出“嘶嘶”的声音，并且在夜间或雾雨天气时会发出电晕的辉光或兰光。变压器内部绕组上发生匝间或层间短路现象时，变压器内部将会发出“咕嘟、咕嘟”的类似水沸腾声音。变压器内部发生引线或线圈对油箱放电时，会发出 “啪啪”的放电声音。变压器的某些零部件的紧固发生松动，造成有规律性的撞击、摩擦，此类声音是由于机械接触不良产生的异常响
28、声，俗称杂音，通常这类“杂音”要随变压器正常“哼声”的大小而变化，此类响声虽然异常，但属非故障性原因（热故障或电故障）造成的，应注意区分。变压器运行中，在正常周期性负载条件下运行的规定变压器运行中，在正常周期性负载条件下运行的规定。该负荷条件下可以长期运行。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能运行。超额定电流运行时，允许超过的负载系数K2和时间，查负载导则规定的第3篇第15条的负载图。电力变压器长期急救周期性负载运行的规定。因老化加速，应尽量减少这种负荷方式的运行。允许超过的负载系数和时间按负载导则第三篇第16条的负载表查定。按这些日寿命损失表，既可以得出变压
29、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数K2和时间。变压器的相对热老化率。绕组热点温度为变压器的相对热老化率。绕组热点温度为98度时热老化率。度时热老化率。相对热老化率的表达式。相对热老化率的表达式。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。98时的热老化率等于1。相对热老化率的公式：r温度下的热老化率/98时的热老化率2 （-98）/66度法则。按度法则。按6度法则，相对热老化率和变压器的寿命时度法则，相对热老化率和变压器的寿命时间。间。6度法则：温度在98的基础上，每增加6老化率增大一倍，寿命减一半。 变压器并联运
30、行的条件，每种条件不符合时，将会产生的后果。变压器并联运行的条件，每种条件不符合时，将会产生的后果。 变压器并联运行条件有四条，即电压等级和电压比一样；联结组一样；阻抗电压一样；容量比不大于3：1。 电压等级和电压比不同将使二次电压不等，两台变压器二次将产生环流增加损耗，降低出力，严重时不能正常运行，烧毁变压器。联结组不同将产生相位差，使其电压差大，将产生很大的循环电流烧毁变压器。阻抗电压不同，将使负荷分配不均，负荷分配与阻抗成反比，易使小阻抗变压器超载。容量比太大时，由于不同容量变压器的电阻电压不等，小变压器的电阻电压大，大变压器的电阻电压小，因而将产生相位差，其电压差将产生循环电流，影响变
31、压器安全运行。另外当变压器运行方式变更或故障时，小变压器起不到备用作用。两台并联运行的变压器，如果短路阻抗不等，使运行变压器容量两台并联运行的变压器，如果短路阻抗不等，使运行变压器容量分配改善办法的具体说明。（可参见分配改善办法的具体说明。（可参见DL/T572-95运行规程第运行规程第5.7.1条，并说明如何调整开关档位）条，并说明如何调整开关档位）短路阻抗不等的两台变压器并联，可适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压，即可使两台并联运行的变压器的容量分配趋向合理。因高阻抗变压器的内压降大，二次输出电压偏低，提高其二次电压后，使两台变压器的二次电压趋向相等，由于两台变压器二次侧电压、电流分配相
32、等，因而容量分配趋向合理。具体操作是：将高阻抗变压器的分接开关向15的方向调整，即减少一次线圈的匝数，提高匝电压，即提高了二次电压。电压比不等和短路阻抗不等的变压器并联运行的条件。对电压比不等和短路阻抗不等的变压器并联运行的条件。对短路阻抗不同的变压器使之能并联运行的具体办法。短路阻抗不同的变压器使之能并联运行的具体办法。对电压比不等的变压器和短路阻抗不等的变压器，在满足油浸式电力变压器负载导则（GB/T15164-94）规定要求的前提下才能并联运行，也就是变压器并联运行以后，在不同负载状态下的运行均能满足要求，如负载电流和温度的限制，在正常周期性负载，长期急救周期性负载、短路急救负载各种负载
33、情况下的运行中符合正常周期负载图和急救周期负载表中的规定。对短路阻抗不等的变压器并联运行，可适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压，即将短路阻抗高的变压器的开关档位往1n的方向增加档位，即可提高二次电压值，这样即可使并联运行变压器的容量均能充分利用。强油风冷变压器正常运行时，根据负荷多少应投入的冷强油风冷变压器正常运行时，根据负荷多少应投入的冷却器的台数。其计算公式。却器的台数。其计算公式。强油风冷却器的投入台数按下式确定：N1=( P0+2PK )/ P* ( N-N3 )N1投入台数负载率（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
34、损耗（kw）运行中的强迫油循环风冷却器或水冷却器，因电源发生故障运行中的强迫油循环风冷却器或水冷却器，因电源发生故障（主电源和备用电源）全部不能投入时，变压器运行的规定（主电源和备用电源）全部不能投入时，变压器运行的规定。对强油循环的变压器在这种情况下，变压器在额定负荷可继续运行20分钟，如上层油温没达到75时，则允许继续运行到油温升至75，但时间最长不能超过1小时。其原因是强油循环变压器靠强迫油流动的油流速来散热的，冷却器停运后，油流降低，散热效果降低，尤其对定向导热的变压器，极易造成变压器内部的局部过热烧毁变压器，所以强油冷却的变压器，不能停运冷却器。 运行中的变压器在进行下述工作时，需将
35、重瓦斯保护改接信号运行中的变压器在进行下述工作时，需将重瓦斯保护改接信号：带电补油和滤油时；吸湿器的畅通清理工作或更换硅胶时；打开放气、放油、进油的阀门时（采油样和取气样除外）；对瓦斯继电器连管上的蝶阀做开、闭时；对瓦斯保护的二次线回路进行工作时。电力变压器运行时补油应注意的事项电力变压器运行时补油应注意的事项。 电力变压器运行时补油要注意以下事项：补充油和主体油的油号、油基、产地要求一样，否则必须进行做混油试验，合格后才能补油。补油之前，应将重瓦斯保护改接信号位置，防止误动跳闸。补油后要放净瓦斯继电器内的气体，静放无问题后再改接回跳闸回路。补油不能从变压器的主体下部阀门进行，而应从储油柜的注
36、、放油管自上而下进行，这样可以防止搅动油系统的正常流动，也可以防止冲起箱底沉淀物。补油量要根据当时环境温度补到相应的油位上。三三 、变压器附件、变压器附件 压力释放阀的开启压力的决定，口径的选取。运行中压力释放阀的接点宜接信号接压力释放阀的开启压力的决定，口径的选取。运行中压力释放阀的接点宜接信号接点。压力释放阀使用应注意的事项。点。压力释放阀使用应注意的事项。压力释放阀的开启压力是由压力释放阀所需要的关闭压力和附加安全裕度压力压力释放阀的开启压力是由压力释放阀所需要的关闭压力和附加安全裕度压力（57kpa）所决定的（或称由密封压力所决定的）。具体如下表所定：）所决定的（或称由密封压力所决定的
37、）。具体如下表所定： 也可按储油柜最高油位高度（到箱盖）选取，如下表：也可按储油柜最高油位高度（到箱盖）选取，如下表： 压力释放阀的口径有：压力释放阀的口径有：25、50、80、130四种。四种。口径选取按下表：口径选取按下表：油重（油重（t）114.54.5111131.5口径（口径（mm）255080130开启压力通常是：开启压力通常是：50及以下为及以下为25或或35kpa80及以上为及以上为55或或85kpa运行中压力释放阀的动作接点，按运行中压力释放阀的动作接点，按DL/T572-95电力变压器运行规程电力变压器运行规程规定，宜接规定，宜接信号接点。信号接点。压力释放阀使用时应注意，
38、在安装后的密封试验时，压力释放阀锁片要按死，试验压力释放阀使用时应注意，在安装后的密封试验时，压力释放阀锁片要按死，试验后投运前要打开锁片，如安装有蝶阀，密封试验后运行前一定不要忘记打开。后投运前要打开锁片，如安装有蝶阀，密封试验后运行前一定不要忘记打开。油质电容式套管现场交接试验的项目。试验的标准。油质电容式套管现场交接试验的项目。试验的标准。主绝缘电阻及末屏对地测量：主绝缘10000 M，末屏1000 M。介损及电容测量：介损66110kV1；220kV0.8；末屏对地1000 M时为2；电容5（与出厂值对比）。油色谱：新品H2150、C2H2=0、C1C210ppm；运行中H2500，C
39、2H22,CH4100ppm。交流耐压按85出厂值试验。局放试验：投运前10pc、投运后20pc。变压器有载分接开关现场交接试验的项目，每项试验的标准要求。变压器有载分接开关现场交接试验的项目，每项试验的标准要求。有载调压变压器分接开关触头接触电阻会影响变压器绕组的有载调压变压器分接开关触头接触电阻会影响变压器绕组的直流电组不平衡率。直流电组不平衡率。操作试验：圈数校验，正反圈数差：M型开关0.5圈，V型开关3.75圈；手动、电动和远方操作各2个循环。连同绕组的直流电阻测定。（每一档）。连同绕组的电压比测量（每一档）。连同绕组的切换波形试验过渡电阻及触头接触情况：过渡电阻10，接触电阻500。
40、开关油室的油试验：击穿电压25kV。二次线路检查及绝缘测量：1 M。有载开关的触头表面会随炉干燥或运行过程中形成一层氧化膜，测量仪器工作电压又低，经常因测量时接触电阻增大使直流电阻增加，造成变压器绕组直流电阻不平衡率误判。强油风冷变压器在运行中，对冷却器的使用和运行控制。强油风冷变压器在运行中，对冷却器的使用和运行控制。运行中变压器不允许冷却器全停或没投入冷却器的情况下投运。冷却器投用台数按公式（pO+2.pk）/P(N-N3)计算。当负荷达75，顶层油温度达55，或绕组温度达70时投入辅助冷却器。当运行中有一台冷却器发生故障时自动投入备用冷却器。冷却器全停时允许带额定负载20min，最多不超
41、过1小时，油面温度不超过75。始终设置备用冷却器一台。吸湿器在变压器投运时的规定。吸湿器在变压器投运时的规定。筒内填充合格的吸潮剂（兰色硅胶）；油杯中油位高度符合要求；油杯上运输用胶垫要取出；呼吸通道要确保畅通。油位计指示不准确通常造成的原因。应如何进行处置油位计指示不准确通常造成的原因。应如何进行处置。浮子原因：浮子脱落；浮子联杆折断；传动齿轮卡涩；浮子漏进油后不浮起。胶囊原因：胶囊破损进油不浮起；胶囊裹住浮子。强迫油循环冷却器产生故障的原因强迫油循环冷却器产生故障的原因。机械故障类：包括电机轴承磨损；电机转子摩擦；风扇、叶轮摩擦等。电故障类：包括三相动力电源消失；缺相；热继电器容量小熔断；
42、过载，热继电器动作。绕组温度计的原理，调试校验的步骤绕组温度计的原理，调试校验的步骤。绕组温度计是用于测量变压器绕组最热点温度的专用仪表。它是一种模拟测量装置，并不是直接测量，其原理是通过变压器上的电流互感器取得一个与负荷成正比的电流，经过电流匹配器转换成一个相应于负荷变化的电流，该电流称工作电流Is，用Is加热电热元件，使电热元件产生的温度增量模拟绕组对油的温升，这样仪表指示的温度就是变压器顶层油温度与绕组对油温升之和，就是被侧绕组的最热点的温度。也就是说通过将“铜油温差”与最高油温迭加来获得变压器绕组的温度，“铜油温差”是通过上述的模拟方法得到。绕组温度计调试校验步骤如下：绕组温度计调试校
43、验步骤如下：对传统型（外热试）绕组温度计，调校步骤需要在试验所内操作。调校是针对工作电流Is进行的，首先查得或索取变压器（向厂家）的线圈对油温度升值T值（即铜油温差），用此T值在电热元件的温升特性曲线图（JB/T8450变压器行业标准条款中的曲线）中查出IS值，计算出I S值与电流互感器的二次额定电流IP的比值，按此比值在电流匹配器中确定接线端子，将调整端接到该接线端子上，并调整电位器使IS值等于上面已查出的值即可。IS值调校后，对温度控制开关进行设定，设定值按风机开、风机关、报警、跳闸需要温度设置 具体方法是：具体方法是：旋松红色设定指针上的圆柱头螺钉。转动刻度筒，获得所需的温度控制量，再将
44、螺钉锁紧。向下拨动红色检验柄，使指示指针缓缓向温度上限方向移动，每经过一个温度设定点，应该听到相对应的开关接点动作声。对模块式（内热式）绕组温度计，调校步骤也是在试验所内操作进行的。调校是针对工作电流Is值进行的。首先按变压器说明书查得铜油温差T，用此T值在JB/T8450曲线中确定Is值，用恒流源（交流电流发生器）模拟CT输出电流，在复合传感器头内调整波段开关的档位后调节电位器Rw，从而获得Is值。Is调校后，对温度控制开关进行设定，拨动温度计表盘内的开关温度设定点（16个），按设定要求如风机开、风机关、报警、跳闸等需要温度设置。 变压器油顶层测温用温控器的种类，其结构和测量原理。变压器油顶
45、层测温用温控器的种类，其结构和测量原理。油面温度控制器分压力式温控器，远方电阻温控器、膨胀式温控器；压力式温控器（BWY型）：俗称信号温度计，挂在变压器主体上，作为现场观察油面温度用的油面温度计，它是利用感温液体膨胀所发生的体积变化使弹性元件发生形变来显示温度的，油面温度计的构成是由弹性元件、毛细管和传感器（俗称温包）三个部分组成一个密闭系统，密闭系统内充满温感温液体氯甲烷。目前市场上的压力温度计的弹性元件有两种，一种是波纹管式，一种是多圈弹簧管式，前者的控制开关采用的是凸轮式开关，后者的控制开关采用的是拨动式开关，比较起来应该是后者运行精度高、质量可靠。膨胀式温控器（BWP型）：也是一种油面
46、温度计，膨胀式温度计是采用的双金属材料做测温元件，不存在压力式温度计的密封系统渗漏的工艺难点，比压力式温度计具有可靠耐用的特点。但它只对高度不超过2米的中小型变压器，从维护方便耐用角度出发可以优先选用。远方电阻温控器：是在监控室内远方显示与监控变压器油面温度。俗称铂（Pb）电阻温度计或铜（Cu）电阻温度计，它是利用铂电阻或铜电阻随温度变化的电阻值来显示温度变化的，它的构成是由传感器（俗称温包，内含铂或铜电阻）和显示器组成，在后台远方显示和监控变压器油面温度。复合式温控器：压力式油面温度计和远方电阻式温度计合用一个传感器（温包），即一个传感器（温包）输出两种温度信号，这种传感器就是复合式传感器（
47、在原来感温液体的温包内复加上铂电阻）。利用复合传感器分别使现场的信号温度计和远方后台的电阻温度计同时显示温度。 蝶阀的规格形式与带油更换的具体操作。蝶阀的规格形式与带油更换的具体操作。变压器蝶阀分真空蝶阀、铸铁板式蝶阀和钢板制板式蝶阀。真空蝶阀主要用于变压器抽真空时，使附件与变压器主体隔离，其阀板与阀体之间由密封胶圈封闭，但由于胶圈受变压器油的老化变形，经常在开启和关闭时发生密封不严现象，或打不开阀板而拧断阀板轴，这是目前经常发生的缺陷，影响变压器的正常运行和维修。铸铁板式蝶阀其阀板与阀体之间没有密封胶圈，此类蝶阀属老式结构，阀板与阀体之间的渗漏油较严重，基本已淘汰。钢板制板式蝶阀是近期开发的
48、一种新式板式蝶阀，是铸铁板式蝶阀的换代产品，由于阀体由钢板制作，配合精度较好渗漏量极少，阀体与阀板之间无密封胶圈，因此不会出现老化现象，具有较高的可靠性。蝶阀的带油更换的具体操作。蝶阀的带油更换的具体操作。变压器蝶阀发生失灵需要更换时，用户现场更换时往往需要放油进行更换，为了使问题处理时减少现场工作量，可以采取不放油进行更换，具体做法是关闭储油柜蝶阀，对变压器上部的空间抽真空，即可更换变压器下部的蝶阀。即使不抽真空，采取迅速更换也是可行的，只要保证变压器上部密封良好（关死储油柜蝶阀）即可。四四 、变压器油现场验、变压器油现场验收及试验收及试验 变压器油的性能指标项目，每项性能指标的验收标准。每
49、个项目变压器油的性能指标项目，每项性能指标的验收标准。每个项目的作用。按物理性能、化学性能和电器性能分类列出的项目（即的作用。按物理性能、化学性能和电器性能分类列出的项目（即每一性能都包括哪些项目）。每一性能都包括哪些项目）。物理性能共十项：外观（状态）：透明、无杂物或悬浮物、用以鉴别油质优劣。密度：20时895kg/m3，用于鉴别油质。粘度：40 时10与25为13；45为14mm2/s，粘度大小反映流动性大小，粘度大流动性小，散热差。界面张力：25时35mN/m，界面张力大说明亲水的极性物质少，即油内含有的亲水性活性物质如：羧酸、醇、-COOH、-OH等少，抗氧化能力强。油泥及沉淀物：0.
50、02可忽略不记，用以鉴别油质好坏和氧化程度。体积电阻率：90时61010.m 是鉴别油质绝缘好坏的指标，体积电阻率大，杂质和污染降低。凝点及倾点：10油为-10 25油为-2545油为-45倾点比凝点高3油在低温时流动性差，凝固后不流动，不能发挥散热作用。闪点：10和25油为140，45油为135，闪点是油品的安全指标。它反映油的挥发性，还有油质分解出烃气，闪点都会降低。含气：投运前1 ,高压产品油含气高会降低电气强度。含水：20ppm 潮气侵入耐压降低。化学性能共四项化学性能共四项：水溶性酸（PH值）:5.4，测定酸价，控制受氧化程度。酸值：0.03mgKOH/g，反映空气中氧对油的氧化程度
51、，了解油受氧化的程度。抗氧化剂（T501）含量：0.30.5，增加油的抗氧化安定性，延缓油质使用寿命。油含气色谱测定：新油H210PPm，C2H2=0，C1+C220，判断变压器的热性故障和电性故障。 电气性能共两项：介损测定：0.5，油绝缘损耗指标，反映油的绝缘特性水平。击穿耐压测定：40kV（66220kV），油电气强度指标，反映油的绝缘特性水平。变压器油在安装现场进行验收规程规的规定。对充油运输变压器主体内油和配油，以及充氮运输变压器的总体配油都要进行油号、数量和油试验项目的验收，具体如下：油量验收：配油都要经过磅秤的称量：卸油前后两次称量相减。试验油号验收：是10、25、45油，与合同
52、要求相符。项目：到现场的油，包括变压器内的充油，到货后必须进行试验验收，验收项目包括电气强度的击穿电压，油简化分析试验项目以及油色谱试验项目。为了防止在安装现场发生变压器油指标不合格的责任纠纷，从变为了防止在安装现场发生变压器油指标不合格的责任纠纷，从变压器到现场后直至变压器正式投运前，应进行油的化验分析。每压器到现场后直至变压器正式投运前，应进行油的化验分析。每个步骤的化验目的，每个步骤的化验项目。个步骤的化验目的，每个步骤的化验项目。变压器及变压器油到现场主要按如下程序和步骤进行油的验收：检查和接收出厂油化验单：包括出厂文件中的油化验单（该化验单指充油运输的箱内油或充氮运输的箱底油以及随主
53、体一起配发来的配油）；从配油中心单独运来的变压器油按随油来的配油中心的油化验单。现场安装单位（或用户）必须按规程的规定，重新做油的验收化验，化验的油包括：主体内的油、配油、箱底油。化验项目包括：电气强度、简化分析项目、微水及油色谱。化验的目的是检查验证制造厂或配油中心来的油是否合格及运输过程各环节对油质性能有无影响。安装完成后，对注到变压器内的油，调整油位后，变压器试验前，要对变压器油进行化验，化验项目同前，化验的目的是检验在注油过程中的油务工作是否正常，即验证注油设备运转是否正常，设备及管路内部是否清洁，最后认定注入到变压器内部的油是否合格。变压器试验后投运前的油化验，化验的项目就是油色谱分
54、析，试验目的主要是检验变压器的交接试验对油指标有无影响，变压器交接试验指局部放电试验和五次冲击合闸试验。电力部门通常说的变压器油简化试验的项目。界面张力；酸值；水溶性酸（PH值）；机械杂质；闪点；电气强度；介损。五、变压器运行五、变压器运行 监视监视 与保护与保护 变压器运行中监视项目的内容。变压器运行中监视项目的内容。电压、电流及功率（有功、无功）的示值监视（后台）。顶层油温示值监视及现场和远方温控器本身是否正常。绕组温度示值监视及绕组温度器本身是否正常。主体和冷却器的温度分布及局部过热的监视。变压器油位是否正常，包括储油柜油位，瓷套管油位，吸湿器油位。变压器的呼吸通道（吸湿器与储油柜）是否
55、畅通。套管表面有无放电痕迹和污渍。套管接线端子有无过热现象。气体继电器内有无存气。压力释放阀有无渗油。风扇、油泵、水泵、油流继电器工作是否正常。变压器噪声是否正常，有无异音和杂音。水冷却器（对YF普通型）的油压是否大于水压。控制箱和端子箱有无进水受潮现象。变压器主体上设有的保护装置。它们的具体保护作用。变压器主体上设有的保护装置。它们的具体保护作用。变压器本身装设的安全保护装置包括：瓦斯继电器：变压器的主保护，作用是变压器内部故障的报警和跳闸。压力释放阀：变压器故障时的压力释放。活门、阀门、放气塞：变压器放气、排油、取油样用。变压器主体上装设的油保护装置包括：储油柜和油位计：满足主体内油胀缩，
56、保护和隔绝大气对油氧化的保护作用。吸湿器：变压器呼吸器，防潮保护。净油器：油再生保护。互感器的保护级：提供差动保护等保护接线。油在线监测装置：监测变压器运行中的故障产气（氢气或烃类气体）变压器运行监视中的报警项目，每项具体的报警数值的规变压器运行监视中的报警项目，每项具体的报警数值的规定。定。瓦斯报警：250300cm3;压力报警：5069kPa；顶层油温报警：80（强迫油循环为70）绕组温度报警：9095；油流方向报警：油流继电器反向或不到位；油位最高最低报警；冷却器报警：包括：电源故障（、）报警；工作冷却器故障报警；备用冷却器故障报警；冷却器全仃报警。变压器运行中都设有的继电保护措施，它们
57、的具体保护作用。变压器运行中都设有的继电保护措施，它们的具体保护作用。瓦斯保护：起内部故障保护（产气和油流）和油位降低保护。差动和速断保护：变压器内部短路或单项接地、相间短路保护。过流保护：作为瓦斯保护和差动保护的后备保护或外部相间短路保护。零序保护：高压侧外部的接地保护。过负荷保护：对称负载的过负荷保护。过激磁保护：变压器的受电过压励磁保护。变压器运行中会发生轻瓦斯的误动作。如何进行分析。变压器运行中会发生轻瓦斯的误动作。如何进行分析。二次回路故障，如二次接线绝缘不合格（控制箱进水受潮）。变压器排气不净，投运初期频动。强迫油循环的变压器，在冷却器回路形成负压区进气（潜油泵油进口之前油管路段）
58、。油位不到位，严重缺油。变压器运行中发生重瓦斯动作应进行的分析和处理。进行外观检查分析动作的原因。先检查二次回路是否存在故障。检查呼吸系统是否畅通，是否憋气后的释放。检查变压器油位是否正常。检查变压器油温和绕组温度是否正常。检查变压器密封状态。检查压力释放阀是否渗漏。检查套管有无炸裂和漏气。检查其它保护：差动、过流、速断保护动作与否。检查录波图看运行有无外部短路情况。检查运行记录，看负荷是否正常。进行电气试验检查：按如下步骤进行试验和分析判断故障特进行电气试验检查：按如下步骤进行试验和分析判断故障特征情况和故障部位。征情况和故障部位。变压器的绝缘测量：检查主绝缘有无损伤。变压器直流电阻测量：检
59、查线圈导线有无损伤如断股及故障部位。变压器变比测量：检查线匝有无烧断情况及故障部位。变压器空载试验：通过单相空载和三相空载试验检查故障状况及故障部位。变压器变形试验：检查线圈故障变形情况。进行油色谱分析：对上述试验项目难以发现的变压器纵绝缘部位故障或裸金属部位故障，以及变压器各种过热性故障、放电性故障都能有效反映出来。大型变压器的差动保护和瓦斯保护的相同之处和不同之处。差动保护和瓦斯保护都是变压器的主保护。从设计原理上看是不同的：差动保护是按循环电流原理设计的，瓦斯保护是根据变压器内部故障产气和油流设计的。瓦斯保护是变压器独有的保护方式，而差动保护还可以应用到发电机、线路上。从它们的保护作用和
60、保护范围上看：差动保护的作用是高低压两侧之间的一次电气部分，包括：引线、绕组、大电流接地系统的故障。瓦斯保护主要是保护变压器内部的故障：包括绕组的匝间 、铁心、开关等变压器内部的过热性故障和放电性故障，其保护的灵敏度比差动高，不严重的匝间故障差动反映不出来。但瓦斯不能反映套管和引出线上的故障，瓦斯的抗干扰性要差。瓦斯和差动二者相配合，严重内部故障时两种同时启动，先后看故障的性质和状况。变压器差动保护动作的原因，差动保护动作后应进行的检查和处理。变压器差动保护动作的原因如下：主变内部故障及其套管引出线故障。保护的二次线故障。电流互感器的开路或短路。差动保护动作后的检查如下：首先检查主变及其套管引
61、出线有无故障痕迹和异常现象，如：瓦斯的轻重保护动作如何，压力阀动作否，油温、油位有无变化，油箱有无变形，套管及引出线有无炸裂及变形。检查站内直流系统是否有点双重接地而引起误动，检查方法是先查一下差动动作后的继电器触点是否打开，如果打开，测量出口中间继电器线圈两端有无电压，有电压说明直流系统两点双重接地，引起误动。如果直流系统绝缘良好，查差动保护跳闸回路和保护二次线有无短路，而形成差动保护误动。此情况时中间继电器线圈两端也有电压，同时差动保护触点均已返回。检查电流互感器是否开路或端子接触不良。差动保护动作后的处理：如果是变压器内部故障，应停止运行。如果是引出线故障应及时更换。如果出口中间继电器线
62、圈两端无电压应是变压器内部故障，应停止运行待试。如果是直流系统两点重复接地，要及时清除接地点。如果是二次侧线路的短路应及时清除短路点。六、变压器现场试验六、变压器现场试验 变压器现场安装完成后交检的项目。油位指示检查正常，包括储油柜、套管、吸湿器的油位。各阀门开启正常，包括：散热器、气体继电器、压力释放阀处的碟阀、逆止阀等，开启方向指示正确。各处放气塞排气干净旋紧，注意储油柜做好排气。分接开关（无载开关及有载开关）档位指示正确（客户确定），开关操作功能正常。吸湿器呼吸通道畅通。压力释放阀压板或锁片打开。气体继电器工作方向正确，导气管畅通，变压器铁心接地良好；夹件接地良好（如夹件外引接地）；外部
63、各部件间连接良好；上部金属定位件打开或绝缘良好。 互感器二次侧空载时需短接。油流继电器（如果有的话）安装方向正确。各信号二次接线正确:包括瓦斯继电器、温控器、油位表、压力阀、互感器、油流继电器等无源节点。变压器接线的外绝缘距离符合要求。变压器各处无渗漏，外观整齐，无缺陷，无异物。变压器各附件齐全，安装可靠。变压器安装完后测量直流电阻不平衡率的目的。检查线圈导线的接头焊接质量，引线连接部位的焊接质量或机械连接是否可靠，有无虚焊、假焊、断线情况。检查开关接线连接是否可靠，开关触头接触是否可靠。检查套管的导杆与引线连接是否可靠。 变压器安装完后测量电压比的目的。 检查线圈的匝数是否正确。 检查分接开
64、关与引线连接是否正确。 检查线圈间联结是否正确。变压器工频耐压试验和感应耐压试验分别考核的绝缘。工频耐压试验考核变压器的主绝缘，包括：线圈对铁心、高低压线圈间、引线对铁心及油箱、分接开关对铁心及油箱的绝缘。感应耐压试验考核变压器的纵绝缘，包括：线圈的匝间、层间、并间、相间、同线圈的引线之间、开关不同部位（触头）之间。变压器的空载试验和负载试验的目的。变压器空载试验的目的是测量变压器的空载性能，包括空载电流和空载损耗，同时还可考核变压器有无匝间短路现象。变压器负载损耗试验目的是测量变压器的负载特性，包括负载损耗和阻抗电压，同时还可以考核变压器有无股间、匝间短路现象。变压器安装交接试验中的绝缘特性
65、试验项目及规定。变压器安装交接试验中的绝缘特性试验项目及规定。变压器交接试验项目如下：变压器交接试验项目如下：绝缘电阻测量，对所有变压器均需进行测量。吸收比或极化指数测量，对35kV级及以上和4000kVA及以上变压器需进行测量。介损测量，对35kV级及以上，8000kVA及以上变压器需进行测量。泄漏电流测量，对35kV级及以上，10000kVA及以上变压器需进行测量。铁心夹件（如果夹件单独接地）对地绝缘测量，对有外引接地线的变压器需进行测量。外施交流耐压测量，对66kV级及以下变压器端部，110kV级中性点半绝缘变压器的中性点，110kV级全绝缘变压器的端部及中性点需进行测量。局部放电测量，
66、对有局放要求的产品做，目前220kV级及以上变压器全部要测量。七、变压器冲击合闸方面七、变压器冲击合闸方面变压器投运时要进行五次冲击合闸的主要目的。变压器投运时要进行五次冲击合闸的主要目的。变压器投运时进行五次冲击合闸是为了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45倍），也考核变压器在承受拉闸产生的操作过电压作用的绝缘强度（中性点不接地变压器会产生3倍的相电压），但冲击合闸的主要目的是为了考核变压器产生励磁涌流能否对差动继电保护造成误动。变压器进行冲击合闸试验的规定。应在使用的分接位置上进行冲击试验。冲击宜从高压侧投入。冲击时中性点要可靠接地，非合闸侧应有避雷保护。瓦斯保护信号回
67、路接入跳闸回路上，过流保护整定为0。合闸前应先启动冷却器，排净主体内气泡，并做最后一次排气，以利瓦斯继电器进入稳定工作状态。冲击合闸时应停止冷却器的运行，以利监听合闸时变压器内部有无异常声音。合闸要求三相同步时差 0.01秒（10毫秒）。第一次合闸应持续10min以上，每次合闸冲击间隔至少5min,合闸应进行五次。合闸时产生的励磁涌流不应引起差动保护动作，如发生误动应重新调整，重新合闸，每次合闸过程中无异常现象。冲击合闸结束后，将瓦斯信号接报警回路，将跳闸回路接至跳闸回路，过流保护调整到保护值，按系统的需要决定中性点是否断开。变压器五次空载冲击合闸时，如果差动动作，变压器五次空载冲击合闸时，如
68、果差动动作，怎样判断变压器是否故障合闸怎样判断变压器是否故障合闸。变压器合闸时，如差动动作，应首先检查差动保护范围内是否发生故障，其判断可从故障录波仪中看出。在录波仪的波形图中可看出，合闸于励磁和故障电流造成的差动动作，二者的波形是不同的。表现在幅值、频次、衰减明显不同。变压器五次冲击合闸时，差动和瓦斯均要投入。 因五次冲击合闸时要考核差动保护能否躲过励磁涌流和冲击时变压器内部是否会发生故障，所以差动和瓦斯均要投入。变压器冲击合闸时的励磁涌流波形和变压器短路电流变压器冲击合闸时的励磁涌流波形和变压器短路电流波形的区别波形的区别。励磁涌流与短路电流比较，有如下区别：有很大成分的非周期分量，使涌流
69、偏于时间轴的一侧。包含有大量的高次谐波分量，并以二次谐波为主。励磁涌流波形会有间断现象出现。冲击合闸时为上、下节箱沿间会有放电、冒火的现象发生。冲击合闸时为上、下节箱沿间会有放电、冒火的现象发生。处理措施。处理措施。变压器冲击合闸的瞬间，暂态漏磁通高倍增长，同时伴有高次谐波的产生，使变压器油箱箱壁中瞬间储能，产生电位差，并且通过油箱向地网扩散，释放电荷。由于上、下节间的连接是通过螺栓连接，漆膜、油膜、气隙形成电阻，造成电位差放电，有时即使上下节焊有连接铜排，由于储能电荷不能弥漫而均匀导通，也照样会能产生箱沿间放电。处理措施：箱沿螺栓处除尽漆膜、油膜、气隙，创造均匀良好的导电条件。用软铜线塞进上
70、下节的法兰间隙，使之导通良好，运行时拆除。检查油箱与地网的连接，确保接地电阻0.5。 八、变压器运行故障分析方面八、变压器运行故障分析方面变压器发生短路后应进行的试验变压器发生短路后应进行的试验。油色谱分析。直流电阻测定。短路阻抗测定。绕组变形试验。单相或三相空载试验。绝缘电阻测量。变压器事故后瓦斯动作，如果测量绕组的直变压器事故后瓦斯动作，如果测量绕组的直流电阻和变比正常，不能判定绕组没问题。流电阻和变比正常，不能判定绕组没问题。如经检查瓦斯属误动，直阻和变比正常，绕组肯定没有问题。当变压器瓦斯动作不是误动时，内部绕组肯定有问题，只不过问题的严重程度还没发展到击穿短路的状态，所以直阻和变比测
71、不出来。变压器差动保护动作，瓦斯保护没动作（包括轻、重变压器差动保护动作，瓦斯保护没动作（包括轻、重瓦斯），判断变压器故障的具体方法。瓦斯），判断变压器故障的具体方法。首先判断差动是否属于误动，排除二次回路故障或直流两点接地故障，此时故障录波仪不启动，无突波。如果排除了误动，录波仪有启动，故障点发生在变压器电源侧外部，虽然会造成差动动作，但故障电流不流经变压器，变压器内部无故障；录波仪启动，故障点发生在变压器负荷侧外部，也会造成差动动作，因变压器内部要流经短路电流，极易造成变压器绕组变形或绝缘损坏，即使瓦斯没动，也要测直阻、变比、油色谱及绕组变形测量。变压器差动保护动作，故障点在电源外部或故障
72、点在负荷侧外部，故障点清除后还须进行必要的试验方可投入运行。差动动作，故障点发生在电源侧外部回路，故障电流不流经变压器，消除故障的变压器可投入运行；故障点发生在负荷侧外部回路，故障电流要流经变压器，故障点消除后，还需检查变压器的绝缘、直阻、油色谱分析和绕组变形测量，合格后变压器才能投入运行。变压器的低压侧（变压器的低压侧（接线），有一相（例如接线），有一相（例如a相）线圈内部匝间短相）线圈内部匝间短路，另两相是正常的，直阻和空载试验检测和测试计算的具体方路，另两相是正常的，直阻和空载试验检测和测试计算的具体方法。法。通过直流电阻不平衡率测量试验，分别测量ab、bc、ca间的直流电阻值，其中测量
73、结果应该是ca最小，ab和bc相等并大于ca值。测直阻的方法见后面的接线图。通过低电压空载试验，分别短接a、b、c相绕组（即分别短接了a、b、c相磁路），分别测量ac、bc、ab的空载电流和空载损耗，凡含a相磁路的测量中，即ac、ab测量的空载电流和空载损耗值偏大，说明a相绕组内有匝间短路。测低压空载的方法见后面的接线图。变压器内部有匝间短路，通常运行中的变压器差动要动作，瓦斯要动作，油色谱分析数据中炔类气体（包括乙炔）要超标，伴随有CO、CO2气体剧增 变压器绕组发生内部短路故障，可以通过试验方法进行检验确定。变压器绕组发生内部短路故障，可以通过试验方法进行检验确定。在现场可以通过直流电阻测
74、量、电压比测量及低电压空载试验三在现场可以通过直流电阻测量、电压比测量及低电压空载试验三种试验方法来检验确定。种试验方法来检验确定。直流电阻测量时，会产生直流电阻不平衡率超差，有匝间短路故障的那相的直流电阻值要变小。电压比测量试验时故障相的变比超差。低电压空载试验时，所测得的空载电流和空载损耗值会比出厂时的低电压空载试验值要高。然后用单相空载试验来查找故障相，由于故障相的存在，会破坏如下规律，并从中找到故障相，对三柱式铁心变压器：POACPOAB=POBC.对五柱式铁心变压器：POACPOAB=POBC.变压器高低压绕组，在电流很大时通常都采用多根导线并绕，运行中由于经常受短路机械力作用，很容
75、易在多根导线的换位处发生股间短路，一旦变压器发生了股间短路（而不是匝间短路），变压器将出现故障。其检测方法。股间短路对直阻和变比无影响，所以直阻试验和变比试验是无法测量得到的。股间短路后，由于导线换位处短路形成导线间长短不等，交链的磁通不同，这样会在并绕导线间产生很大环流，由于此环流的存在会造成短路导线严重过热，损耗增大，导线纸绝缘炭化。变压器故障表现形式是局部线匝严重过热，油色谱总烃超标，其中C2H4为主，并有CO、CO2增加。同时变压器瓦斯继电器因产气过量而轻瓦斯报警，严重时重瓦斯动作跳闸。试验检测方法是通过变压器的低电压空载试验进行检测，故障相的空载电流和空载损耗将明显增大，并进行油色谱
76、分析试验，判断故障性质和严重程度。 第二部分：第二部分：变压器的安装、调试变压器的安装、调试工艺流程介绍工艺流程介绍 安装前的验收检查与保管安装前的验收检查与保管 安装前的检查 设备到达现场后的保管 变压器油的验收与保管 变压器超期储存变压器在保管期间检查 冲撞记录样表 YSD-2200数据表本机编号：506199开始记录时间： 06-06-04 09：10：19结束记录时间： 06-06-09 15：10：15NO 时间 x y z01 06-06-09 10： 26：38 0.0 0.1 1.0 02 06-06-08 17： 50：50 0.0 0.8 0.0 03 06-06-09 1
77、7： 49：03 0.0 0.7 0.0 04 06-06-09 10： 30：51 0.4 0.4 0.6排排 氮氮排氮前油的准备排氮前油的准备:合格油的指标合格油的指标 电气强度电气强度 60kV 含水量含水量 10ppm tg 0.5(90C) 含气量含气量 1 器身检查器身检查 从人孔过入油箱进行器身检查吊罩检查 对环境要求器身检查的主要项目和要求 运输支撑和器身各部位应无移动现象 螺栓应紧固并有防松措施，绝缘螺栓应无损坏 铁芯检查 绕组检查绝缘围屏 调压开关的检查 器身检查完毕后的清理、清洁 本体及附件安装本体及附件安装 本体就位 附件安装 冷却装置的安装 储油柜安装升高座的安装套管
78、的安装 气体继电器的安装 压力释放装置的安装 储油柜吸湿器的安装联管的安装 联管的安装 测温装置的安装 注注 油油设备要求油的合格指标真空度要求注油热油热油循环 静放及密封试验 密封试验压力：20-30kPa 时间：24h静放 时间：72h 击穿电压 水分 含气量 介损 500kV60（KV） 10（l /l） 1% tg（90）0.5% 220kV 60（KV） 10（l /l） tg（90）0.5110kV60（KV）10（l /l） tg（90）0.5% 氢气 30 l /l总烃30 l /l乙炔0变压器油标准介绍完毕！介绍完毕！感谢各位领导和专家对衡变感谢各位领导和专家对衡变的支持！的支持！
