1000MW发电机组电气设备培训教材第三章

1、广东大唐国际潮州发电有限责任公司1000MW超超临界燃煤发电机组培训教材大纲 第三章 变压器第一节 概述变压器是发电厂和变电所重要的电器设备之一。它不仅能够实现电压的转换，以利于远距离输电和方便用户使用；而且能实现系统联络并改善系统运行方式和网络结构，以利于电力系统的稳定性、可靠性和经济性。变压器是构成电力网的主要变配电设备，起着传递、接受和分配电能的作用。在发电厂中，将发电机发出的电能经过变压器升压后并入电力网，称这种升压变压器为主变压器；另一种是分别接于发电机出口或电力网中将高电压降为用户电压，向发电厂厂用母线供电的变压器，称这种变压器为厂总变压器（简称厂总变）和启动备用变压器（简称启备变

2、）。所用的变压器均为电力变压器。按单台变压器的相数来区分，电力变压器可分为三相变压器印单相变压器。在三相电力系统中，一般使用三相变压器。当容量过大受到制造条件或运输条件限制时，在三相电力系统中也可由三台单相变压器连接成三相组使用。随着单机容量的增大，人们在机组的接线方式选择时，一般都采用发电机变压器组的单元接线。即将每台汽轮发电机和一台变压器直接连接作为一个单元，这样接线非常简单。当任一台机组发生异常和故障时对其他机组没有影响，同时也使机、电、炉的集中单元控制成为可能，便于运行人员的调节、监视和事故处理。其中变压器(常称为主变)的容量通常超过700MVA，因此多采用三相变压器，也有采用由三台单

3、相交压器接成三相组的，如平纡电厂中的主变就是由三台240MVA的单相变压器接成的三相组。电力变压器按其每相绕组数分，有双绕组、三绕组或更多绕组的等型式。双绕组变压器是适用性强、应用最多的一种变压器。三绕组变压器常在需要把三个电压等级不同的电网相互连接时采用。例如，系统中220、ll0、35kV之间有时就采用三绕组变压器来连接；600Mw发电机的厂用工作电源都由发电机出口支接，当厂用高压为10.5kV和3kv二个电压等级时，也常采用三绕组变压器。电力变压器，为了加强绝缘和改善散热，其铁芯和绕组都一起浸入充满变压器油的油箱中，故称为油浸式变压器。此外，还有一类电压不高的、无油的干式变压器，适用于需

4、要防火等场合。在600MW机组厂房内的厂用低压变压器，就出于防火要求而普遍采用干式变压器。第二节 变压器的分类和型号一、变压器的基本工作原理变压器是应用电磁感应原理来进行能量转换的，其结构的主要部分是两个（或两个以上的）互相绝缘的绕组，套在一个共同的铁心上，两个绕组之间通过磁场而耦合，但在电的方面没有直接联系，能量的转换以磁场做媒介。其中一个绕组接至交流电源，称为一次绕组；另一个绕组接负载，称为二次绕组。当一次绕组接入交流电压u1时，一次绕组中有交变电流i1流过，并在铁芯中产生交变磁通，其频率与电源电压频率相同。铁芯中的交变磁通同时交链一次二次绕组，根据电磁感应定律，分别在一次二次绕组中产生交

5、变的感应电动势e1和e2。当感应电动势的正方向与磁通的正方向符合右手螺旋关系时，它们之间的关系为：式中N1-一次绕组匝数； N2-二次绕组匝数。交变磁通在绕组中的感应电动势与绕组的匝数成正比。一般情况下N1N2,所以e1e2。如果忽略一些次要因素，可以认为e1=u1,e2=u2，因此可得u1u2,这就实现了交换电压的目的。二、 分类和型号1变压器的分类变压器种类按用途可分为电力变压器和特殊用途变压器两大类：（1） 电力变压器按单台变压器的相数来分，电力变压器可分为三相变压器和单相变压器。在三相系统中，一般使用三相变压器。当容量过大受到制造条件或运输条件限制时，在三相电力系统中也可由三台单相变压

6、器组联结成三相组使用。按电力变压器的每相绕组分，有双绕组、三绕组或多绕组等形式。双绕组变压器是适用性强、应用最多的一种变压器。三绕组变压器常在需要把三个电压等级不同的电网相互连接时采用。例如：系统中220、110、35KV之间有时就采用三绕组变压器来连接。还有分裂绕组变压器、自耦变压器等。按用途可分为升压变压器、降压变压器和联络变压器；按冷却方式分为干式空冷变压器、油浸自冷变压器、油浸风冷变压器、强迫油循环风冷变压器和强迫油导向循环水冷变压器等。由于发电厂出口没有断路器，因此1000MW发电厂在变压器选择时均采用双圈变压器作为升压主变，而不选择三圈变压器。（2）特殊用途变压器特殊用途变压器是根

7、据不同用户的具体要求而设计制造的专用变压器。它主要包括：整流变压器、电炉变压器、试验变压器、矿用变压器、船用变压器、中频变压器、测量变压器和控制变压器等。2变压器的额定参数（1）额定容量变压器额定容量是指变压器额定工况下的视在功率，单位用VA、 kVA或MVA表示，我国变压器容量大多采用R8或R10容量系列。（2）额定电压及是变压器一次侧额定电压。是指当变压器一次侧施加额定电压时，二次侧开路时的电压。对三相变压器，额定电压均指线电压，单位用V或kV表示。（3）额定电流及及是指在额定电压下，有发热和冷却条件所决定的一次、二次绕组允许长期通过的最大电流。对三相变压器，额定电流均指线电流，单位用A或

8、kA。对单相变压器=/=/对三相变压器 = /=/（4）额定频率我国的工业用电额定频率为50Hz。另外，在电力变压器的铭牌上还常列有：额定效率(%)、额定温升 ()、短路电压(%)、连接组别等。第三节 主变压器的技术特点及运行主变压器是发电厂发出的电能输入电网必不可少的重要环节,其安全性、可靠性有严格的要求。变压器选型应按生产运行的实际需要和有关标准的规定,对其型式、额定容量、接线组别、调压方式和范围、电压比、短路阻抗及其允许误差等方面按照技术经济合理的原则提出技术要求。变压器的整个器身应组成一个刚性结构,对铁芯柱应用环氧粘接带并采用专用设备绑扎,另设有上部、下部和铁芯两侧的固定装置。采用整体

9、套装工艺,绕组的内部均设有整体硬纸筒。在绕组的上下部安装有整体大压环,有效增强器身的强度,从而提高变压器的抗短路能力。导线应普遍采用高强度自粘性换位导线、半硬自粘性换位导线或高强度组合导线(外绕组) ,提高导线的屈服强度,增强导线自身的刚性和强度。为确保内绕组不出现径向失稳现象,应主要依靠导线自身的刚性和强度,即以绕组自支持为基础来抵抗变形。同时还应采取增加导线宽度、减小电流密度等措施来减小短路力,提高绕组抗变形能力。绝缘件(包括端圈垫块及线圈垫块) 应采用优质高密度绝缘纸板和成型绝缘件,以增加其电气和机械强度。保证绝缘压板承受的总压力并使在短路时绕组轴向尺寸变形最小,增强抗短路时产生的轴向力

10、的能力。铁芯应选用低磁滞损耗、高导磁率、晶粒定向优质冷轧硅钢片。连接线应采用特殊的、由紫铜板和非导磁合金双金属材料,限制绕组大电流产生的部分漏磁通。一、 结构变压器的基本结构部件是铁芯和绕组，将这两部分装配在一起就构成变压器的器身。油浸式变压器通常将器身镶在充满变压器油的油箱里。油箱外还有冷却装置、出线装置和保护装置等。以一双绕组油浸式电力变压器为例，主要包括：1. 铁芯铁芯是变压器的磁路部分，铁芯上套有绕组的部分叫铁芯柱，连接铁芯柱的部分叫铁轭。铁芯的基本结构有两种类型，一种芯式，它的特点是绕组套在铁芯柱上，铁轭只盖住绕组的端面；另一种是壳式，它的特点是铁芯柱和铁轭包围着绕组。电力变压器一般

11、采用芯式铁芯。为了减少励磁电流，降低交变磁通在铁芯中引起的涡流损耗和磁滞损耗，变压器的铁芯采用导磁性良好的硅钢片叠成。硅钢片的厚度一般是0.35mm或0.5mm,叠装硅钢片时，常采用交错式装配方法。随着电力工业的迅速发展，节约能源已成为国际上研究的重要课题。在国外，电工钢片正逐渐被非晶合金、高硅材料和薄片材料取代。目前国内采用的是优质Q147-30型冷轧晶粒取向硅钢片，采用45°全斜接缝叠装。2. 绕组变压器绕组是由圆截面或矩形截面导线绕制而成，呈圆筒形状。现代大容量的变压器均采用铜制作导线，导线外面的绝缘是纸或漆、天然丝、玻璃丝、棉纱等。绕组的内架是用酚醛纸板制作的圆筒，高、低压绕

12、组则是同心套装在一个铁芯柱上，为节约绝缘材料，一般将低压绕组排列在靠近铁芯处，而高压绕组在低压绕组的外侧。以华东电网平圩电厂主变压器为例，其主变压器的布置是低压绕组在内侧，高压绕组在外侧。高压绕组为饼式绕组分级绝缘，导线全换位。为了改善冲击电压下的电压分配梯度，采用了所谓“CC防护结构”专利，其目的是增加绕组间的电容。高压绕组分为上下两段，中间为出线，上端为中性点两段并联，无载分接的抽头是在高压绕组的中性点侧，低压侧为换位螺旋绕组，其接线见图3-3-1（a），高、低压之间的主绝缘为绝缘纸筒及油道。导向的油流从高、低压绕组间的油道下部进入，通过轴向挡油板，分别以径向流过高、低压绕组的饼间油道，再

13、以轴向和径向曲折向上，从顶部排出热油，见图3-3-1（b）。3. 分接开关电力变压器的高压绕组常有几个抽头，称它们为分接头。不同的分接头对应不同的绕组匝数，这些分接头与分接开关相连。需要改变电网电压时，通过分接开关接通不同的分接头，以改善绕组的匝数来进行调压。4. 油箱及变压器油变压器的器身放在装有变压器箱内。变压器油是从石油中提炼出来的优质矿物油。在油浸式变压器中，变压器油既是绝缘介质又是冷却介质，因此对变压器油的质量有较高的要求。变压器的油箱都是采用钢板焊接成的，其结构要求具有一定的机械强度，除应满足变压器在运行时的散热冷却要求上，还应满足变压器在检修和运输时的一些要求。中、小型变压器多采

14、用吊器身式油箱，而大、中型变压器（器身重量大于15吨）则广泛采用吊箱壳式油箱。根据变压器的容量和散热要求，可采用平板式油箱、管式油箱、散热器式油箱和专门油冷却器式油箱等。平圩电厂的主变压器轨距为2m，90º转向后的轨距为1.435m，高压绕组出线从箱体腰部水平引出,再转90º垂直向上在升高座上安装500kV高压套管。高压中性套管电压为110kV等级,位于箱体顶部。图3-3-1 平圩电厂主变压器高低压绕组结构图1低压绕组；2铁芯；3外围屏；4高压绕组；5挡油板；6进油口5. 其他附件（1）低压瓷套管。变压器的引出线从油箱中穿过油箱盖时，必须经过绝缘瓷套管，是带电的引出线和接地

15、的油箱绝缘。（2）储油柜。储油柜又叫油枕，通过连通管与油箱相通，其作用是保证油箱内始终充满变压器油，用以减少油与空气的接触面积，从而降低变压器油受潮和老化的速度，使变压器油具有良好的性能。（3）吸湿器。吸湿器又叫呼吸器，通过它吸气和排气，使储油柜与大气连通。内装有硅胶，可吸取空气中的水分。（4）安全气道。安全气道又叫防爆管。它是一个长钢筒，出口装有玻璃或酚醛纸板，下部与油箱连通。其作用是当变压器内发生严重故障时，箱内的油产生很大的压力，气流可冲破玻璃或酚醛纸板而向外喷出，以降低油箱内的压力，防止油箱爆炸。（5）瓦斯继电器。在储油柜与油箱的连通管道上装有瓦斯继电器，是变压器内部故障的保护装置。（

16、6）散热器。为了保证变压器安全运行，必须采取散热措施。容量大于20KA的变压器，在油箱壁上装有为增加散热面积用的散热管。容量更大的变压器，则装有强迫风冷的散热器、强迫有循环风冷的冷却器和强迫有导向循环水冷的冷油器等。二、冷却装置油浸式电力变压器的冷却系统包括两部分：一为内部冷却系统，它保证绕组、铁芯的散热入油中；二为外部冷却系统，保证油中的热散到变压器外。按变压器的冷却方式，冷却系统可分为：油浸自冷式、油浸风冷式、强迫油循环风冷式、强迫油循环水冷式等几种。（一） 油浸自冷式油浸自冷式冷却系统没有特殊的冷却设备。油在变压器内自然循环，铁芯和绕组所发出的热量依靠油的对流作用传至油箱壁或散热器。这种

17、冷却系统的外部结构又与变压器容量有关，容量很小的变压器采用结构最简单的、具有平滑表面的油箱；容量稍大的变压器采用具有散热管的油箱，即在油箱周围含有许多与油箱连通的油管（散热管）；容量更大些的变压器，为了增大油箱的冷却表面，则在油箱外加装若干散热器，散热器就是具有上、下联箱的一组散热管，散热管通过法兰与油箱联结，是可拆部件。油浸自冷式冷却系统结构简单、可靠性高，广泛用于容量10000kVA以下的变压器。（二） 油浸风冷式油浸风冷式冷却系统，也称油自然循环、强制风冷式冷却系统。它是在变压器油箱的各个散热器旁边安装一个至几个风扇，把空气的自然对流作用改变为强制对流作用，以增强散热器的散热能力。它与自

18、冷式系统相比，冷却效果可提高150%-200%，相当于变压器输出能力提高20%-40%。为了提高运行效率，当负载较小时，可停止风扇而使变压器以自冷方式运行；当负载超过某一规定值，例如70%额定负载时，可使风扇自动投入运行。这种冷却方式广泛应用于10000kVA以上的中等容量的变压器。（三） 强迫油循环风冷式强迫油循环风冷式冷却系统用于大容量变压器。这种冷却系统是在油浸风冷式的基础上，在油箱主壳体与带风扇的散热器（也称冷却器）的连接管上装有潜油泵。油泵运转时，强制油箱体内的油从上部吸入散热器，再从变压器的下部进入油箱体内，实现强迫循环。冷却的效果与油的循环速度有关。为了增强散热器（冷却器）的散热

19、能力，在散热管外焊有许多散热片，并在每根散热管的内部有专门机加工的内肋片。华东电网600MW以上机组的主变压器冷却方式基本上都是采用强迫油循环风冷，每台变压器配有三组（或四组）冷却装置，每台变压器在额定工况下运行需有两组（或三组）冷却器投入运行，一组备用，可根据变压器温度或负荷自动启停控制。1000MW电厂主变压器也是采用这种冷却方式，其示意图见图3-3-2。图3-3-2 主变冷却油回路示意图（四） 强迫油循环水冷式强迫油循环水冷式冷却系统与风冷式的区别在于，油通过冷却器时，利用冷却水冷却油。因此，在这种冷却系统中，铁芯和绕组的热先传给油，油中的热又传给冷却水。在上述采用强迫油循环风冷或水冷的

20、大容量变压器中，为了充分利用油泵加压的有利条件，加强绕组的散热，变压器绕组部分常采用导向冷却。导向冷却就是使油按一定路线通过绕组，而不是像一般变压器中油在绕组中按照自然无阻无定向地流动。为了达到导向冷却，在铁芯式变压器中或在铁芯垂直放置的变压器中，通常需要导引油通过绕组的结构部件。六、变压器的允许运行方式1额定运行方式（1）变压器各侧在正常情况下，应按照铭牌规定的规范及冷却条件运行；（2）强迫油循环风冷方式的变压器，允许顶层油温一般不超过70，最高不得超过80；（3）油浸自然循环自冷/风冷方式的变压器，其顶层油温一般不宜经常超过85，最高不允许超过93；（4）干式变压器绝缘系统的耐热等级为F级

21、，但温升按B级控制，其绕组各部分的温升不得超过80K(测量方式：电阻法)，运行中温度按一般不超过110、最高不得超过120控制，不允许在环境温度50的情况下运行；（5）变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105%；无载调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接头位置运行时，其额定容量不变；有载调压变压器在额定电压±10%范围内改换分接头位置运行时，其额定容量不变。2允许的过负荷运行方式（1）变压器可在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。正常过负荷的允许值应根据变压器的负荷曲线，由冷却介质温度及过负荷前变压器接带的负荷

22、来确定；（2）事故过负荷将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会；必须采用时，应尽量缩短超额定电流运行的时间，降低负荷电流；变压器在过负荷运行时，应投入全部冷却装置；（3）当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘薄弱时，不允许超额定电流运行；（4）变压器在过负荷运行期间，应有过负荷记录；经过事故过负荷以后，应将事故过负荷的大小和持续时间记入变压器的技术档案内；（5）全天满负荷运行的变压器，不宜过负荷运行。3变压器冷却风扇正常运行时应投自动，在变压器温度高于95时应自动投入运行，当温度低于85时应自动停止运行。

23、当一台变压器带二段母线运行时, 则必须将其手动开出。第四节 变压器的试验变压器在运输途中会受到振动甚至撞击，大修时对变压器进行吊芯(或吊罩)时也可能受到碰撞，为了防止人为故障，在投入运行前对新装或大修后变压器应做以下工作。一、试验及验收为了提高大型变压器的制造质量,确保安全运行,变压器制造厂应有健全的质量保证体系和严格的质量管理措施。用户应对变压器设计、制造工艺、材料及附件选用、工厂试验及包装运输等各关键工序实施质量监督,及时发现产品缺陷和隐患并消除在制造过程中,严把质量关。工厂试验应在变压器整体预组装情况下进行,除包括按国标规定的各项型式试验、例行试验、特殊试验(包括绕组变形试验) 外,对5

24、00 kV 变压器还应行12 h 空载试验、油流静电试验、转动油泵时的局部放电测量等。变压器运输前的包装应符合铁路、公路或海运部门的有关规定,并加以切实的保护,保证变压器本体内部在运至现场的全过程中不受潮。在运输过程中应采用可靠的防设备运输受冲击的措施,装设量程合适的冲撞记录仪,冲撞记录仪的记录是变压器运至目的地后的交接内容,以验证变压器在运输过程中是否受到冲击,确保变压器内部结构相互位置不变,紧固件不松动。变压器运至现场后,除包括按国标规定的各项例行试验(测量绕组连同套管的介质损耗因数、直流泄漏电流、交流耐压试验、局部放电试验、额定电压下的冲击合闸试验等) 外,应再次进行绕组变形试验,并将试

25、验记录存档。变压器正式运行后,如经受过严重的外部故障后,应复做绕组变形试验,并与原始试验记录进行比较,验证变压器绕组是否发生变形,绕组承受短路冲击后的动、静稳定特性是否良好。二、进行35 次冲击试验新装或大修后的变压器在带电投入空载运行中，会产生励磁涌流，其值可达68倍的额定电流。初始励磁涌流衰减较快，一般经0.51 s后即可衰减到额定电流值的0.250.5 倍。但完全衰减的时间较长，大容量的变压器可达几十秒。由于励磁涌流会产生很大的电动力，为了考验变压器的机械强度，同时考察励磁涌流衰减初期是否会造成继电保护装置误动，故需做冲击试验。另外在拉开空载运行变压器时，有可能产生操作过电压。在中性点不

26、接地或经消弧线圈接地的电力系统中，其过电压幅值可达44.5倍相电压；在中性点直接接地时，也达3 倍相电压。为了检查变压器绝缘强度能否承受电压或操作过电压，也需做冲击试验。冲击试验次数如下：对新产品进行5 次；对大修后的变压器进行3 次。每次冲击试验均要检查变压器有无异音、异状。三、检查验收的项目变压器在新投入或大修后投入运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件后，方可投入试运行。检查验收项目包含以下17 条。(1) 变压器本体无缺陷，外表整洁，无严重渗漏油和油漆脱落现象。(2) 变压器绝缘试验应合格，无遗漏试验项目。(3) 各部分油位应正常，各阀门的开闭位置应正确，油的简化试验和绝缘强度试验

27、应合格。(4) 变压器外壳应有良好的接地装置，接地电阻应合格。(5) 各侧分接开关位置应符合电网运行要求。有载调压装置在电动、手动操作时均应正常，指示位置(包括控制盘上的指示)应和实际位置相符。(6) 基础牢固稳定，轮子的制动装置应牢固。(7) 保护测量信号及控制回路的接线正确；各种保护均应进行实际传动试验，动作应正确，定值应符合电网运行要求；保护压板处于投入运行位置。(8) 冷却风扇通电试运行良好，风扇自启动装置定值应正确，并进行实际传动试验。(9) 呼吸器应装有合格的干燥剂，应无堵塞现象。(10) 主变压器引线对地间和线间距离合格，各部分导线接头应坚固良好，并贴有试温蜡片。(11) 变压器

28、的防雷保护应符合有关规程要求。(12) 防爆管内部无存油，玻璃应完整，其呼吸小孔螺丝位置应正确。(13) 变压器的相位和联结组标号应能满足电网运行要求。三绕组变压器的二、三次侧有可能和其它电源并列运行时，应进行核相工作。相位漆标示应正确、明显。(14) 温度表及测温回路应完整良好。(15) 套管油封的放油小阀和气体继电器放气阀应无堵塞现象。(16) 变压器上应无遗留物，临近的临时设施应拆除，永久设施布置完毕后应清扫现场。(17) 测定变压器大盖坡度及油箱到油枕连接管的坡度应合格。变压器瓦斯保护中的气体继电器侧有2 个坡度。一个是沿气体继电器方向变压器大盖的坡度，应为1%1.5%，为保持变压器大

29、盖的坡度要求在安装变压器时从底部垫好。另一个则是变压器油箱到油枕连接管的坡度应为2%4%(这个坡度是油制造厂家定好的)。设置这2个坡度一是为了防止在变压器内贮存空气；二是为了在故障时使气体能迅速可靠地冲入气体继电器，以保护气体继电器能正确动作。四、对气体继电器动作的判断和处理新装或大修后的变压器在加油、滤油时，会将空气带入变压器内部，之后又未能及时排出。当变压器运行后，油温逐渐上升，形成油的对流，内部贮存的空气被逐渐排出，从而使气体继电器动作。气体继电器动作的次数，与变压器内部贮存的气体多少有关。遇到上述情况时，应根据变压器的音响、温度、油面以及加油、滤油工作情况综合分析。如变压器运行正常，可

30、判断为进入空气所致，否则应取气做点燃试验，以判断是否是变压器内部有故障。五、短路试验变压器制造商对变压器短路力及其效应不仅限于理论的研究或统计,还应通过大量的、各种不同型式的短路验证试验及现场短路事故的经验总结,验证计算方法、理论分析的准确性,加深对短路力的研究、理解,为用户提供高抗短路能力的电力变压器。制造商应向买方提供相同(或相似) 容量变压器的实际短路冲击试验报告,或变压器绕组承受短路冲击的动、静稳定的计算报告和提高变压器绕组承受短路冲击能力的关键措施等。第五节 1000MW机组变压器概况一、1000MW电厂主变技术参数1000MW机组主变压器是由三台单相变压器组成的变压器组，生产厂商为

31、保定变压器有限公司。其中，每相（台）主要技术参数如下：1额定功率： 在允许温升55K时，采取风冷冷却方式时出力为3400MVA；在允许温升65K时，采取风冷冷却方式时出力达3600MVA；功率定义符合IEC 76标准，变压器能带105额定功率连续运行。2额定电压变比：525/3V±2×2.5/27KV；电压偏差±5由发电机引起。3表3-5-1为变压器额定电压和电流： 表3-5-1 主变压器额定值分接头位置电压(V)电流(A)高压侧1551250106925381251095352500011224511875115054987501180低压侧2700012593

32、4接线组别: YNd11。5表3-5-2为变压器在75时阻抗电压百分值：表3-5-2 变压器在75时阻抗电压百分值功率（MVA）绕组对（线圈）分接头位置阻抗电压（）340HVLV118.5318.0517.66空载电流：空载电流为额定电流的0.104。7最大允许短路电流持续时间：3秒。8表3-5-3为变压器绝缘水平：表3-5-3 绝缘水平绕组系统最高电压KV(rms)工频试验电压KV(rms)放电电压KVHV5506801550HVN123230450LV3670170开合脉冲电压等级SI：1175KV。9中性点负荷容量：中性点绝缘等级Um为123KV，适用于通过灭弧线圈、避雷器或直接接地。1

33、0空载损耗：169000W。11表3-5-4为变压器在75时的负载损耗：表3-5-4 75时的负载损耗功率（MVA）成对绕组分接头位置短路损耗（KW）340HV/LV376012总损耗：929KW。13额定频率：50Hz。14功率为340MVA时噪音水平：110dB（风扇和油泵运行）。15变压器变比调节：只能在断开电压时进行（无载调压）。16无载调压：制造商：Reinhausen 类型：UI1500-123-1250S调节范围：±5 调节档数：±2 调节位数：517冷却方式：ODAF（强油风冷）。18340/360MVA时温度限值：环境温度：最高40；上部油温温升：50/6

34、0K；绕组铜芯温升取决于绝缘层温升：55/65K；最热点温升：68/78K。19温度监视：油温测量：转盘温度计设置：报警值：70，跳闸值：80；风扇停止由油温控制：油温低于45时风扇“停止”；线圈温度测量：转盘温度计设置：报警值：105，跳闸值：115；风扇启动由最热点温度控制：最热点温度达到75，风扇启动；温度测点设置：测试后进行。20电流变送器：高压套管1.1（CE101）：2个电流变送器（铁芯1和3）：变比为1250/1A；额定功率50VA；等级为5P20；高压套管1.1（CE101）：1个电流变送器（铁芯2）：变比为1250/1A；额定功率60VA；等级为0.2FS5；温度测点高压套管

35、（CE150）： 1个电流变送器：变比为1180/2A；额定功率20VA；等级为ATR；高压套管1.2（CE104）：2个电流变送器：变比为1250/1A；额定功率50VA；等级为5P20。21重量：总重量：270吨；运输重量：178吨；变压器油重量：51吨；绕组铁芯总重：146吨。四、主变冷却系统不同的变压器，冷却器数量可能不同，运行方式也可能不同，但冷却器运行方式考虑的原则是近似的。下面以1000MW机组主变的冷却器运行方式为例加以介绍。1主变冷却系统的组成和布置：1000MW机组的每组主变由三台单相变压器组成，其冷却方式为强迫油循环、强迫风冷（ODAF），图3-5-1 冷却系统总的单线图

36、。就地有两个控制柜：GH009柜（信号报警和接口）和GH010柜(电源控制)，悬挂布置在主变本体上的左侧（面向江面）；每台单相变压器的冷却系统由4台油泵和12台冷却风扇组成，2台油泵与相应管道布置在主变的右侧，而冷却风扇编号从油枕处依次顺时针为#112风扇，分成4组（#13第一组、#46第二组、#79为第三组、#1012为第四组），对称布置在主变的前后侧辐射散热屏的底部。57图3-5-1 冷却系统总的单线图图3-5-2 冷却器交流电源自切回路控制示意图2主变冷却系统的电源和控制方式：冷却系统（冷却风扇和油泵）的两路（A、B）电源分别来自400V厂用A/B段（BFA/BFB），两路电源可互为备用

37、，见图3-5-2。正常工作时由A路电源供电；当A路电源故障失电时，能延时自切至B路电源供电；一旦A路电源恢复正常后，能自动由B路电源切回至A路电源供电。两台冷却油泵正常时一台工作，一台备用；一旦工作油泵的电源开关因过负荷或过流保护跳闸，备用油泵将自启动；而一旦任一油泵的电源接触器合闸但油流继电器检测不到油流，经一定延时后将启动相应继电器，发“冷却器全停信号”信号，动作相应保护；冷却风扇控制时也分为两组，单数冷却风扇为风扇组1，偶数冷却风扇为风扇组2。冷却系统有三种控制方式，通过选择开关-S31选择：MANUAL ON（手动投入）、REMOTE OFF/ON（遥控退出/投入）、AUTOMATIC

38、（自动）；冷却系统在“手动”方式下，先启动冷却油泵和风扇组1，然后经一定延时后启动风扇组2；等所有其他风扇都正常运转后，#11风扇将停止运转并作为备用风扇，一旦任一风扇的电源开关因过负荷或过流保护跳闸，#11风扇将再次自启动；冷却系统在遥控（REMOTE OFF/ON）控制方式时，由继电器-K11的常闭接点启动冷却器，即一旦发变组并网且AVR投入，冷却系统将自动投入运行；其投入顺序与“手动”方式相同； 冷却系统在自动控制方式时，冷却油泵和风扇组1通过-K11的常闭接点或冷却器温度自动控制继电器-K12（当风扇组绕组温度达到75时启动，油温降到45时停止）控制启停，风扇组2则仅由-K12控制启停

39、；3主变冷却系统的辅助电源冷却器交流母线上连接一个冷却器控制电源变压器-T13（380/110V,1kVA），其次级输出的110V交流电源用于冷却器控制回路的电源和变压器经监测装置的电源；冷却装置控制柜的交流220V辅助电源来自400V公用照明段的就地配电盘01BJL，用于控制柜内的照明、电加热和插座电源。冷却装置控制柜的直流110V辅助电源来自机组110V直流B段的就地配电盘BUD91，用于冷却装置故障报警的控制和指示。五、主变无载调压装置主变无载调压装置主要有U型和UR型无载调压装置，其基本线路图3-5-4，包括：1线性无载调压装置2单回路无载调压装置3双回路无载调压装置4串并联无载调压装

40、置，星型三角形无载调压装置5特殊用途的无载调压装置无载调压装置按标准系统设计，其每通流部分最大运行通过电流为300A，600A，800A，1000A。UR型无载调压装置可用于额定电流300A，600A，最大5档位置。U型无载调压装置可用于额定电流300A，600A，800A和1000A，最大17档位置，图3-5-5。所有UR型和U型无载调压装置通过一个旋转开关操作，也就是说调节无载调压装置从一个位置至另一个位置是由转动一个绝缘开关手柄实现的。无载调压装置可以用直接附在开关手柄上的手轮操作，也可以使用手动或马达驱动的步进齿轮传动装置操作。1000MW发电厂无载调压装置采用MR404 手操驱动器实

41、现指定接点的切换。无载调压装置只能在所带的变压器断路时进行操作。因此，装有一个安全锁和一个凸轮操作微动（见图3-5-3）开关以防止未经许可和无意的误操作。顺时针旋转180度可以打开手操驱动器的安全锁。图3-5-3凸轮微动开关在投入运行之前，无载调压装置和变压器断路器必须先相互闭锁，也就是说，此时只有在变压器断路时无载调压装置的手操手柄才能操作。另一方面，只有在无载调压装置确实切换到需要的接点时，变压器才能再次投入运行。 图3-5-4 无载调压装置基本接线图 图3-5-5 UR型、U型无载调压装置为此目的，提供了2套安全装置：1）解锁并操作变压器断路器和手操启动器采用了一个共有钥匙，以达到机械相

42、互闭锁的目的：钥匙只有在变压器断路器在“OFF”位置时才能从安全锁定开关中拔出，然后解除手操驱动器的闭锁并进行操作。手操驱动器操作到指定接点后，钥匙再次拔出并插回变压器断路器的安全锁定开关中。最后，变压器可以再次投入运行。2）电气相互闭锁是通过在手操驱动器内建凸轮微动开关。断开变压器是操作无载调压装置手操驱动器的安全前提。同时只有在手操驱动器和无载调压装置切换到指定接点后，变压器才能再次投运。在变压器断路器的控制回路中安装了凸轮微动开关后，在打开手操驱动器门盖时可以很容易的闭锁断路器。第六节 变压器运行中的监视和维护一、变压器的绝缘监督1.1变压器在新安装或大修后投入运行前，以及长期停用的变压

43、器在重新投入运行前，均应测量其绝缘电阻，测得数值和测量时的顶层油温（干式变可记录当时变压器温度）应记入“绝缘电阻记录簿”内；1.2测量绝缘电阻应使用1000V或2500V摇表；1.3变压器绕组及与三相直接相连的一次回路设备的绝缘电阻值一般每千伏工作电压不应小于2兆欧，测量结果应和以往记录作结合比较分析，如明显下降时，应分析查明原因并汇报值长或值班负责人；1.4由于运行人员不具备测量主变、厂高变、高备变等变压器绝缘的条件，上述设备的绝缘数据应由检修人员负责测量；这些变压器投运前，检修人员应向运行人员提供变压器绝缘数据（如：记录在工作票试验数据栏内），由运行人员确认合格，并记入“绝缘电阻记录簿”内

44、；二、变压器的监视与检查2.1应按规定的时间和要求抄录变压器表计并关心其变化情况；2.2应按规定的分工及周期进行变压器的检查。另外，还应根据气候变化、设备缺陷情况、新安装或大修后初投入等情况，适当增加检查次数。并将增加检查情况的结论，在交接班记录中写明；2.3变压器的一般检查项目为：2.3.1变压器的油温和绕组温度指示应正常，储油柜（包括有载调压装置油箱）和充油套管的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油； 2.3.2套管瓷瓶、避雷器等瓷质设备外部清洁、无破损裂纹、无放电痕迹及其他异常现象；2.3.3变压器音响正常，本体无渗漏油，吸湿器完好，硅胶干燥不变色（硅胶失效应填写缺陷报告）；2.3.4

45、运行中的各散热器温度应相近，油温正常，各散热器的蝶阀均应开启，风扇、油泵转动均正常、油流继电器指向应正确；2.3.5瓦斯继电器与油枕间阀门应开启，瓦斯继电器内应无气体，压力释放装置情况正常，无动作象征；2.3.6变压器附近应无焦臭味，各载流部分（包括电缆、接头、母线等）无发热现象；各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮现象；变压器室的门、窗、锁等完好，房屋不漏水，照明及通风系统良好；2.3.7有载调压开关的分接头位置及电源指示应正常；2.3.8变压器冷却器控制箱内各开关手柄位置与实际运行状况相符，各信号灯指示应正常。干式变温度指示及冷却风扇运行正常；2.3.9干式变压器的外部表面应无积污；2.4新

46、安装和运行中的电力变压器，化学部门应做好绝缘油的化学监督，并按照制造厂的要求和有关规定，定期进行色谱分析试验和耐压试验。2.5高备变装有可燃烃气体检测仪，用以连续监测绝缘油中的可燃烃气体，正常巡查时应注意指示值变化情况，如发现变动较大或指示值不正常升高报警时，应及时汇报，并通知检修取油样化验。三、变压器的运行3.1变压器检修后复役投运前的准备3.1.1收回并终结所有有关工作票（检修应提供绝缘或试验数值），拆除有关短路线、接地线，拉开有关接地闸刀，恢复常设遮栏和标示牌； 3.1.2核对分接头位置，测量绝缘；3.1.3详细检查变压器一、二次回路，确定变压器在完好状态，符合运行要求；3.1.4按规定

47、投入冷却装置；3.2变压器的投入与停用3.2.1高备变、低压厂变的投入，均采用以高压侧断路器全电压充电合闸方式，停用时相反； 3.2.2高备变220kV侧中性点系固定接地，无须调整；3.2.3变压器投运前重瓦斯保护必须投入跳闸；3.3变压器无载调压分接头的位置变更应记入“变压器分接头位置记录簿”，每次变动后须测量直流电阻合格（由检修向运行提供分接头位置，并负责测量直流电阻合格）后方可投运。3.4变压器并列运行的基本条件：必须满足变比相等，阻抗电压相等、接线组别相同的条件。厂用电倒闸操作时应防止非同期；3.5新装或变动过内外连接线的变压器，并列运行前必须先经核相正确；四、瓦斯保护的运行4.1变压

48、器运行时轻瓦斯保护应投信号、重瓦斯保护应投跳闸，有载分接开关的瓦斯保护应投跳闸；重瓦斯保护停用应经总工程师批准；4.2检修人员应负责下列工作：4.2.1瓦斯继电器动作正确、可靠，并有完整的校验合格记录；4.2.2瓦斯保护二次回路应正确、可靠，防止户外雨水渗入接线板及电缆头，绝缘应良好，绝缘电阻在以1000V摇表测量时应不少于5M；4.2.3变压器交付运行前，开启油枕和油箱之间的连通阀（即瓦斯继电器的蝴蝶阀），油枕通大气的呼吸器应畅通，并放尽瓦斯继电器内的存气；4.2.4瓦斯继电器安装方向正确。对重瓦斯跳闸试验按钮应做好明显标志，使与放气旋钮有明显区别，以防误按；4.3检修人员在运行中的变压器及

49、其附属设备上进行工作，有可能引起瓦斯保护动作跳闸时，应事先向值长申请将瓦斯保护由跳闸改投信号，并在工作票内提出要求；4.4变压器在运行中进行以下工作前，应将瓦斯保护由跳闸改投信号，工作结束经24小时后检查瓦斯继电器无气体时方可投跳闸；若有气体则应放去，直至连续24小时无气体后再投跳闸；4.4.1变压器带电滤油；4.4.2冷却器的强油循环油泵经检修后投入；4.4.3油阀门或油回路上进行检修工作；4.5运行中的变压器进行少量放油或带电加油、清理呼吸器或更换硅胶、储油柜集气盒放气、处理变压器假油位、开启或关闭油枕和油箱之间的连通阀门等工作前，应先将瓦斯保护由跳闸改投信号，待工作结束并恢复正常后，瓦斯

50、继电器内无空气且已充满油时，由检修通知值长将瓦斯保护投入跳闸；4.6瓦斯保护投跳前，运行人员应待下列检查均正常后方可将瓦斯保护投跳；4.6.1油枕和油箱之间的连通阀应开启；4.6.2瓦斯继电器内应无气体；4.6.3放上压板前，以高内阻电压表测量跳闸压板两端无异极性电压。4.7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； 五、变压器分接开关的运行和维护5.1变压器有载分接开关的操作应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化；长期不调和长期不用的分接位置的有载分接开关，应在停电时，在最高和最低分接间操作几个循环；5.2高备变220kV侧分接头有17档

51、，调压范围为-10+10的额定电压，有载调压开关带负荷调整电压有：遥控自动、遥控手动、近控电动、近控手动四种方式。正常运行时，应投“遥控自动”位置；5.3当有载电压开关“遥控自动”调节失灵时，应切换到“遥控手动”调节，如遥控调节失灵时，可以切换到“近控电动”调节，近控调节时必须注意：5.3.1集控室有专人与现场联系；5.3.2每调整1档分接头均要监视好10kV/3kV母线电压的变化，核对画面显示分接头指示与就地实际分接头位置指示相符；5.4若电动调节机构故障，需要“近控手动”调节时，应先把“电动调节”电源切断后进行，注意事项同上；5.5在有载调压开关“遥控自动”调节过程中，调节电源跳闸或手动“

52、紧急停止”按钮后，应到现场检查分接头实际位置，若位置指示没有到位（处在中间状态），首先应用“近控手动”摇到指示位置，再查明失灵原因消除缺陷后方可送上电动电源，恢复“遥控自动”调节方式；5.6有载调压开关的巡视检查项目：5.6.1集控室分接头位置指示应与就地指示一致；5.6.2有载调压开关记数器动作正常，并做好动作次数的记录；5.6.3油色油位指示正常，无渗油；5.6.4电动操作机构状态良好；5.7有载调压变压器在调节电压时，发生瓦斯继电器动作报警，应立即停止调节，并迅速查明原因及时处理；六、变压器的消防喷淋装置必须确保完好状态，做好定期校验工作（由厂消防部门负责执行）规定如下6.1变压器检修后

53、复役时须校验正常；6.2消防喷淋装置检修后应校验正常；6.3每月进行一次电磁阀动作校验第七节 变压器的投运和停运一、额定运行方式1.1变压器各侧在正常情况下，应按照铭牌规定的规范及冷却条件运行；1.2强迫油循环风冷方式的变压器，允许顶层油温一般不超过70，最高不得超过80；1.3油浸自然循环自冷/风冷方式的变压器，其顶层油温一般不宜经常超过85，最高不允许超过93；1.4干式变压器绝缘系统的耐热等级为F级，但温升按B级控制，其绕组各部分的温升不得超过80K(测量方式：电阻法)，运行中温度按一般不超过110、最高不得超过120控制，不允许在环境温度50的情况下运行；1.5变压器的运行电压一般不应

54、高于该运行分接头额定电压的105%；无载调压变压器在额定电压±5%范围内改换分接头位置运行时，其额定容量不变；有载调压变压器在额定电压±10%范围内改换分接头位置运行时，其额定容量不变；二、允许的过负荷运行方式2.1变压器可在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。变压器在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。正常过负荷的允许值应根据变压器的负荷曲线，由冷却介质温度及过负荷前变压器接带的负荷来确定；2.2事故过负荷将在不同程度上缩短变压器的寿命，应尽量减少出现这种运行方式的机会；必须采用时，应尽量缩短超额定电流运行的时间，降低负荷电流；变压器在过负荷运行时，应投入全部冷却装置；

55、2.3当变压器有较严重的缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等)或绝缘薄弱时，不允许超额定电流运行；2.4变压器在过负荷运行期间，应有过负荷记录；经过事故过负荷以后，应将事故过负荷的大小和持续时间记入变压器的技术档案内；2.5全天满负荷运行的变压器，不宜过负荷运行；三、高备变冷却系统的运行方式3.1高备变的冷却系统由11台冷却风扇组成，按顺序排列分成2组，布置在高备变本体两侧辐射散热屏的底部；3.2高备变冷却系统有两路电源：#03高备变分别来自400V公用03A段（01BHA）和400V保安5段（10BMA），#04高备变分别来自400V公用03B段（01

56、BHB）和400V保安6段（20BMA）；两路电源可互为备用，正常工作时由A路电源供电；当A路电源故障失电时，能延时自切至B路电源供电；一旦A路电源恢复正常后，能自动由B路电源切回至A路电源供电；冷却风扇控制分为两组，#16冷却风扇为风扇组1，#711冷却风扇为风扇组2；在冷却器手动控制方式时，将同时启动风扇组1和风扇组2；在冷却器自动控制方式时，根据温度自动控制：绕组温度达到55时启动风扇组1，油温降到45时停止风扇组1；绕组温度达到65时启动风扇组2，油温降到55时停止风扇组2；3.3遇有下列情况之一时，高备变冷却器控制箱均将发出灯光信号：3.3.1瓦斯继电器报警；3.3.2油温高报警；3.3.3绕组温度高报警；3.3.4主油箱油位低报警；3.3.5有载调压装置油位低报警；3.3.6烃监测装置故障报警；3.3.7烃气体