1变电站一次设备

1、变电运行培训内容一 变电站一次设备（充油式变压器、干式变压器、自耦变压器、断路器（空断路器）、电压互感器、电流互感器、电容器、电抗器、消弧线圈及过电压设备等）作用、类型、原理、结构、辅助设备及作用、特点、运行规定、巡视检查、大小修的项目、试验项目、验收、操作、异常运行及处理，故障及处理。第二章第二章 变电站一次设备变电站一次设备第一节第一节 变电站的主变压器变电站的主变压器一、变压器的原理及分类一、变压器的原理及分类1、变压器的原理 变压器是一种通过改变电压而传输交流电能的静止感应电器。它有一个共用的铁芯和与其交链的几个绕组，且它们之间的空间位置不变。当某一个绕组从电源接受交流电能时，通过电感

2、生磁、磁感生电的电磁感应原理改变电压（电流），在其余绕组上以同一频率、不同电压传输出交流电能。因此，变压器的主要结构就是铁芯和绕组。铁芯和绕组组装了绝缘和引线之后组成变压器的器身。器身一般在油箱或外壳之中，再配置调压、冷却、保护、测温和出线等装置，就成为变压器的结构整体。2、变压器的分类按照单台变压器的相数来区分,可以分为三相变压器和单相变压器。在三相电力系统中,一般应用三相变压器，当容量过大且受运输条件限制时，在三相电力系统中也可以应用三台单相式变压器组成变压器组。 按照绕组的多少来分，可分为双绕组变压器和三绕组变压器。通常的变压器都为双绕组变压器，即在铁芯上有两个绕组，一个为原绕组，一个为

3、副绕组。三绕组变压器为容量较大的变压器（在5600千伏安以上），用以连接三种不同的电压输电线。在特殊的情况下，也有应用更多绕组的变压器。 按照结构形式来分类，则可分为铁芯式变压器和铁壳式变压器。如绕组包在铁芯外围则为铁芯式变压器；如铁芯包在绕组外围则为铁壳式变压器。二者不过在结构上稍有不同，在原理上没有本质的区别。电力变压器都系铁芯式。 按照绝缘和冷却条件来分，可分为油浸式变压器和干式变压器。为了加强绝缘和冷却条件，变压器的铁芯和绕组都一起浸入灌满了变压器油的油箱中。二、油浸式变压器二、油浸式变压器1、油浸式变压器的分类 目前，在无人值班变电站中用的较多的是油浸式变压器。最初的变压器都是空气冷

4、却的。后来变压器的容量越做越大，电压也逐步提高，用空气来冷却和作为绝缘就越来越困难，因此就产生了油浸式变压器，把变压器浸在盛于铁箱中的油内。变压器油是从石油中提炼出来的，有很好的绝缘性能，它除了作为绝缘介质外，还作为一个散热的煤介。铁箱除了作为油的容器外，还提供了一个对周围空气的散热面。油浸式电力变压器在运行中，绕组和铁芯的热量先传给油，然后通过油传给冷却介质。油浸式电力变压器的冷却方式，按容量的大小，可分为以下几种：（1）自然油循环自然冷却（油浸自冷式）这种冷却方式的特点就是依靠油箱壁的辐射和变压器周围空气的自然对流把热量从油箱的冷却器表面带走。一般认为，当变压器容量在2500KVA及以下时

5、，可以采用膨胀式散热器，变压器可不装储油柜，并可将其设计成全密封型，但是，较大容量的变压器必须人为地增大油箱与空气接触的散热表面。随着低损耗技术的发展，采用油浸自冷式冷却的容量上限在增加，40000kVA及以下额定容量的变压器也可选用油浸自冷冷却方式。这样的优点是不要辅助供风扇用的电源，没有风扇所产生的噪声，散热器可以直接装在变压器油箱上，也可以集中装在变压器附近，油浸自冷式变压器的维护相对简单，始终可以在额定容量下运行。（2）自然油循环风冷（油浸风冷式）通常情况下，当变压器容量在8000KVA及以上、40000KVA及以下时，可采用管式或片式散热器，可选用风冷冷却方式，一般在散热器上加装风扇

6、，因为表面散热系数与流体在表面流动的速度有关，在吹风之后，对流部分的散热系数将增大好几倍，大大提高散热器的冷却效率。风冷式散热器是利用风扇改变进入散热器与流出散热器的油温差，提高散热器的冷却效率，使散热器数量减少，占地面积缩小。但此时要引入风扇的噪声，风扇的辅助电源。停开风扇时可按自冷方式运行，但是输出容量要减少，要降低到三分之二的额定容量。对管式散热器而言，每个散热器上可装两个风扇，对片式散热器而言，可用大容量风机集中吹风，或一个风扇吹几组散热器。对于油浸自循环风冷变压器而言，油为自然循环，其循环动力是温度差；变压器的器身（铁芯及线圈）由于电磁损耗而发热，这种热量由靠近绕组和铁芯部分的油所吸

7、收；箱底油温低，顶层油温高，顶层油与散热器连通散热器内的油将热量传给散热管或者散热板片，再传给空气，这样散热器进出口就形成温度降落（一般为20-30）。由温度降落就形成油的密度变化，冷却油的密度变大，靠自重而下沉；油箱内的油因被器身加热使油温升高，密度变小，形成浮升力；这样油箱内的发热与油箱外部的空气靠动力循环，热空气被风扇吹走，冷空气随之补充进来形成冷热空气交换流动，变压器的热量不断地传给空气，形成一种动态平衡。维持变压器各部（铁芯、绕组、油等）温升在标准规定的范围以内，从而保障变压器的寿命。（3）强迫油循环冷却强迫油循环冷却按冷却器可以分为水冷却和风冷却。对于强迫油循环冷却的变压器，它的油

8、箱上没有油管或者散热器，变压器内的油经过管道和油泵被打到一个分开装置的油冷却器，油被冷却后重新回到变压器内。这种冷却方式的优点是：一方面，利用油泵后可以加强变压器内部油的流动，降低内部绕组对油的温升；另一方面，由于去掉了庞大的散热器，变压器的安装面积可以大大缩小，而且散热器可以安装在其他合适的地方，这一点对于巨型水电站的设计是很有利的。因为水电站的水源方便，一般采用水冷却方式。在其他场合也可以用风冷，它的结构基本上与装在变压器上的冷却器差不多。强迫油循环冷却因为结构较为复杂，所以一般只用在容量为50000KVA及以上的巨型变压器上。2、油浸式变压器主要结构油浸式变压器主要由铁芯、绕组、油箱、油

9、枕、散热器、套管和分接开关等组成。铁芯构成了磁路，线圈套在铁芯上。线圈由导线绕制而成，绕组是指与电源（或负载）相接的线圈或线圈的组合，即绕组是由线圈所组成的。通常把铁芯和绕组合在一起称为变压器的器身，是变压器的最基本的组成部分。（1）铁芯铁芯是变压器的磁路部分。运行时因产生磁滞损耗和涡流损耗而发热。为降低发热损耗和减小体积和重量，铁芯由厚度小于0.35mm，导磁系数高的冷轧晶粒取向硅钢片构成。依照绕组在铁芯中的布置方式，有铁芯式和铁壳式之分。在大容量的变压器中，为使铁芯损耗发出的热量能够被绝缘油在循环时充分带走，以达到良好的冷却效果，常在铁芯中设有冷却油道。（2）绕组绕组和铁芯都是变压器的核心

10、元件。由于绕组本身有电阻或接头处有接触电阻，由I2Rt知要产生热量。故绕组不能长时间通过比额定电流高的电流。另外，通过短路电流时将在绕组上产生很大的电磁力而损坏变压器。其基本绕组有同心式和交叠式两种。变压器绕组主要故障是匝间短路和对外壳短路。匝间短路主要是由于绝缘老化，或由于变压器的过负荷以及穿越性短路时绝缘受到机械的损伤而产生的。对外壳短路的原因也是由于绝缘老化或油受潮、油面下降，或因雷电和操作过电压而产生的。（3）油箱油浸式变压器的器身（绕组及铁芯）都装在充满变压器油的油箱中，油箱用钢板焊成。中、小型变压器的油箱由箱壳和箱盖组成，变压器的器身放在箱壳内，将箱盖打开就可吊出器身进行检修。（4

11、）油枕油枕又叫油柜，是一种油保护装置，它是由钢板做成的圆桶形容器，水平安装在变压器油箱盖上，用弯曲管与油箱连接。油枕的一端装有一个油位计（油标管），从油位计中可以监视油位的变化。油枕的容积一般为变压器油箱所装油体积的810。当变压器油的体积随着油的温度膨胀或缩小时，油枕起着储油及补油的作用，从而保证油箱内充满油。同时由于装了油枕，使变压器油缩小了与空气的接触面，减少了油的劣化速度。（5）呼吸器又称吸湿器，通常由一根管道和玻璃容器组成，内装干燥剂（硅胶或活性氧化铝）。当油枕内的空气随变压器油的体积膨胀或缩小时，排出或吸入的空气都经过呼吸器，呼吸器内的干燥剂吸收空气中的水分，对空气起过滤作用，从而

12、保持油的清洁。浸有氯化钴的硅胶，其颗粒在干燥时是钴蓝色的，但是随着硅胶吸收水分接近饱和时，粒状硅胶将转变成粉白色或红色，据此可判断硅胶是否已失效。受潮后的硅胶可通过加热烘干而再生，当硅胶颗粒的颜色变成钴蓝色时，再生工作就完成了。（6）压力释放装置压力释放装置在保护电力变压器方面起着重要作用。充有变压器油的电力变压器中，如果内部出现故障或短路，电弧放电就会在瞬间使油汽化，导致油箱内压力极快升高。如果不能尽快释放该压力，油箱就会破裂，将易燃油喷射到很大的区域内，可能引起火灾，造成更大破坏，因此必须采取措施防止这种情况发生。压力释放装置有防爆管和压力释放器两种，防爆管用于小型变压器，压力释放器用于大

13、、中型变压器。（7）散热器 散热器的形式有瓦楞形、扇形、圆形、排管等，散热面积越大，散热的效果就越好。当变压器上层油温与下部油温有温差时，通过散热器形成油的对流，经散热器冷却后流回油箱，起到降低变压器温度的作用。（8）套管变压器绕组的引出线从箱内穿出油箱引出时必须经过绝缘套管，以使带电的引线绝缘。绝缘套管主要由中心导电杆和磁套组成。导电杆在油箱内的一端与绕组连接，在外面的一端与外线路连接。绝缘套管的结构主要取决于电压等级。电压低的一般采用简单的实心磁套管。电压较高时，为了加强绝缘能力，在瓷套和导电杆间留有一道充油层，这种套管称为充油套管。（9）分接开关分接开关是调整变压比的装置。双绕组变压器的

14、一次绕组及三绕组变压器的一、二次绕组一般有3、5、7个或19个分接头位置，分接头的中间分头为额定电压的位置。3个分接头的相邻分头电压相差5，多个分头的相邻分头电压相差2.5或1.25。操作部分装于变压器顶部，经传动杆伸入变压器的油箱。根据系统运行的需要，按照指示的标记来选择分接头的位置。变压器的高压装置分为无载调压和有载调压两种。无载分接开关，是在不带电情况下切换，其结构简单。有载分接开关，是在不停电情况下切换，在带负荷下进行，故在电力系统中被广泛采用。3、油浸式变压器正常使用条件：（1）海拔不超过1000m 户内或户外；(2)最高环境气温+40，最高日平均温度+30；(3)最高年平均温度+2

15、0，最低气温-25。根据用户要求可提供在特殊使用条件下运行的变压器4、油浸式变压器性能特点(1)油浸式变压器低压绕组除小容量采用铜导线以外，一般都采用铜箔绕抽的圆筒式结构；高压绕组采用多层圆筒式结构，使之绕组的安匝分布平衡，漏磁小，机械强度高，抗短路能力强。(2)铁芯和绕组各自采用了紧固措施，器身高、低压引线等紧固部分都带自锁防松螺母，采用了不吊芯结构，能承受运输的颠震。(3)线圈和铁芯采用真空干燥，变压器油采用真空滤油和注油的工艺，使变压器内部的潮气降至最低。(4)储油柜具有呼吸功能来补偿因温度变化而引起油的体积变化，并与外界隔离，这样就有效地防止了氧气、水份的进入而导致绝缘性能的下降。5、

16、油浸式变压器的油系统 油浸式变压器有几个互相隔离的独立油系统。在油浸式变压器运行时，这些独立油系统内的油是互不相通的，油质与运行工况也不相同，要分别做油中含气色谱分析以判断有无潜在故障。 (1)主体内油系统：与绕组周围的油相通的油系统都是主体内系统，包括冷却器或散热器内的油，储油柜内的油，35kV及以下注油式套管内油。 注油时必须将这个油系统内存储的气体放气塞放出。一般而言，上述部件都应有各自的放气塞。主体内油主要起绝缘与冷却作用。油还可增加绝缘纸或绝缘纸板的电气强度。在真空注油时，如有些部件不能承受与主体油箱能承受的相同真空强度时，应用临时闸隔离，如储油柜与主油箱间的闸阀。冷却器上潜油泵扬程

17、要够，以免由于负压而吸入空气。这个油系统要有释压装置的保护系统，以排除器身有故障时所产生的压力。 (2)有载分接开关切换开关室内的油：这部分油有本身的保护系统，即流动继电器、储油柜、压力释放阀。这个开关室内的油起绝缘与熄灭电流作用。油会在切换开关切断负载电流时产生的油中去，这个油系统要良好的密封性能，即使在切换过程中产生电弧压力也要保护密封性能。 有载分接开关切换开关室内的油虽与主体内油隔离，但在真空注油时，为避免破坏切换开关室的密封，应与主体内油同时真空注油，在真空注油时，使这两个系统具有相同的真空度，必要时也应将这个系统的储油柜在抽真空时隔离。为结构上方便，主体的储油与切换开关室的储油柜设

18、计成一互相隔离的整体。(3)60kV及以上电压等级的全密封。这个油系统内的主要起绝缘作用，或增加油电容式套管内绝缘纸的电气强度。在主体内注油时，应将套管端部接线端子密封好，以免进气。(4)高压出线箱内油、或电气出线箱内油：三相 500kV 变压器的高压出线通过波纹绝缘隔离油系统。这个油系统主要起绝缘作用。为简化结构，这个油系统也可通过连管与主体内油系统相联或设计成单独的油系统。 (5)在对油浸式变压器进行各种绝缘试验时,首先是放气,通过放气塞释放可能存储的气体。可通过分析各个系统的油中含气色谱分析可预判有无潜在故障。每一油系统都要满足运行的要求，如吸收油膨胀与收缩时油体积的变化，放油用阀门、放

19、气塞、冷却器、散热器与主油箱的隔离阀等。每一油系统具有良好的密封性能，有载分接开关切换开关室内的油应能单独更换而不放出主体内油，运输时主体内油可放出而充干燥氮气。 (6)即使同一油系统，油基不同的油是不能混用的。每一油系统应注意在负温时的油特性，如主体内油在负温时油的粘度大，流动性差，散热性差。有载分接开关切换开关室内油在负温时会使切换过程加长，使过渡电阻温升增加。 对超高压油浸式变压器的主体内油系统而言，还应注意油流带电现象，要防止油流带电过渡到油流放电现象。要控制油的电阻率、各部分油速、释放油中电荷的空间。 三、变压器安装及运行维护三、变压器安装及运行维护 1、确保负荷在变压器的设计允许范

20、围之内。油浸变压器中需要仔细地监视顶层油温，变压器的安装地点应与其设计和建造的标准相适应。若置于户外,确定该变压器适于户外运行，保护变压器不受雷击及减少外部损坏危险。 2、对油的检验：变压器油的介电强度随着其中水分的增加而急剧下降。油中万分之一的水分就可使其介电强度降低近一半。所有主变压器的油样应经常作击穿试验,以确保正确地检测水分并通过过滤将其去除。 3、保持瓷套管及绝缘子的清洁：在油冷却系统中,检查散热器有无渗漏、生锈、污垢淤积以及任何可能限制油自由流动的机械损伤；保证电气连接的紧固可靠；定期检查分接开关。并检验触头的紧固、灼伤、疤痕、转动灵活性及接触的定位；每隔一定周期应对变压器线圈、套

21、管以及避雷器进行介损的检测。 4、预防渗漏油：油浸式变压器在油箱内充满变压器油，装配中依靠紧固件对耐油橡胶元件加压而密封。密封不严是变压器渗漏油的主要原因，故在维护与保养中应特别注意。小螺栓是否经过震动而松动，如有松动应加紧固，加紧程度应适当，并应各处一致。橡胶是否断裂或变形严重。这时可更新的橡胶件，更换时应注意其型号规格是否一致，并保持密封面的清洁。 5、预防变压器受潮：变压器是高电压设备，要求保持其绝缘性能良好。油浸式变压器极易受潮，预防受潮是维护保养变压器采取的主要措施之一。为此要求注意以下事项：变压器就位后，应立即做交接试验；加装吸湿器，以防止内部器身不受潮湿。监视吸湿器中的硅胶，受潮

22、后应立即更换。吸湿器中的硅胶，起到吸收潮气，保护变压器的作用。潮湿吸饱后，硅胶颜色改变，这时需更换新的干燥的硅胶。订货时应注意，要尽量减少变压器送电前的存放时间。变压器制造后，存放时极易受潮，存放时间越长受潮越严重，故应把计划安排好，尽量缩短存放时间。如要进行起吊运输，维修加油，油阀放油，吊芯等工作时，均应先通过油枕下面的放油塞把油枕内污油放掉，并用干布擦净、封好，以免使油枕内污油进入油箱内。变压器运行中，要经常注意油位、油温、电压、电流的变化，如有异常情况应及时分析处理。变压器安装时严禁用铝绞线、铝排等与变压器的铜导杆连接，以免腐蚀导杆。 四、变压器的故障检测四、变压器的故障检测 电力变压器

23、故障检测主要有电气量检测和化学检测方法。化学检测主要是通过变压器油中特征气体的含量、产气速率和三比值法进行分析判断，它对变压器的潜伏性故障及故障发展程度的早期发现具有有效性。实际应用过程中，为了更准确的诊断变压器的内部故障，色谱分析应根据设备历史运行状况、特征气体的含量等采用不同的分析模型确定设备运行是否属于正常或存在潜伏性故障以及故障类别。 1、电力变压器的内部故障主要有过热性、放电性及绝缘受潮等类型 过热性故障是由于设备的绝缘性能恶化、油等绝缘材料裂化分解。又分为裸金属过热和固体绝缘过热两类。裸金属过热与固体绝缘过热的区别是以CO和CO2的含量为准，前者含量较低，后者含量较高。 放电性故障

24、是设备内部产生电效应（即放电）导致设备的绝缘性能恶化。又可按产生电效应的强弱分为高能放电（电弧放电）、低能量放电（火花放电）和局部放电三种。 1)发生电弧放电时，产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体。这种故障在设备中存在时间较短，预兆又不明显，因此一般色谱法较难预测。 2)火花放电，是一种间歇性的放电故障。常见于套管引线对电位未固定的套管导电管，均压圈等的放电;引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起的放电;分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。产生气体主要为乙炔和氢气，其次是甲烷和乙烯气体，但由于故障能量较低，一般总烃含量不高。 3)局部放电主要发生在互感器和套管上。由于

25、设备受潮，制造工艺差或维护不当，都会造成局部放电。产生气体主要是氢气，其次是甲烷。当放电能量较高时，也会产生少量的乙炔气体。 变压器绝缘受潮时，其特征气体H2含量较高，而其它气体成分增加不明显。值得注意的是，芳烃含量问题。因为它具有很好的“抗析气”性能。不同牌号油含芳烃量不同，在电场作用下产生的气体量不同。芳烃含量少的油“抗析气”性能较差，故在电场作用下易产生氢和甲烷，严重时还会生成蜡状物质；而芳烃含量较多的绝缘油“抗析气”性能较好，产生的氢气和甲烷就少些，因此，具体判断时要考虑这一因素的影响。 色谱分析诊断的基本程序 1)首先看特征气体的含量。若H2、C2H2、总烃有一项大于规程规定的注意值

26、的20%，应先根据特征气体含量作大致判断，主要的对应关系是：若有乙炔，应怀疑电弧或火花放电；氢气很大，应怀疑有进水受潮的可能；总烃中烷烃和烯烃过量而炔烃很小或无，则是过热的特征。2)计算产生速率，评估故障发展的快慢。3)通过分析气体成分含量，进行三比值计算，确定故障类别。4)核对设备的运行历史，并且通过其它试验进行综合判断。5)油中主要气体含量达到注意值时故障分析方法在判断设备内有无故障时，首先将气体分析结果中的几项主要指标，（H2，CH，C2H2）与色谱分析导则规定的注意值（表3-1）进行比较。气体组分H2CH4C2H6C2H4C2H2总炔含量（10-6）1506040705150表3-1

27、正常变压器油中气，烃类气体含量的注意值当任一项含量超过注意值时都应引起注意。但是这些注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，因此，不能拿“标准”死套。如有的设备因某种原因使气体含量较高，超过注意值，也不能断言判定有故障，因为可能不是本体故障所致，而是外来干扰引起的基数较高，这时应与历史数据比较，如果没有历史数据，则需要确定一个适当的检测周期进行追踪分析。又如有些气体含量虽低于注意值，但含量增长迅速时，也应追踪分析。就是说：不要以为气体含量一超过注意值就判断为故障，甚至采取内部检查修理或限制负荷等措施，是不经济的，而最终判断有无故障，是把分析结果绝对值超过规定的注意值，（注意非故障性原因产生的故障

28、气体的影响，以免误判），且产气速率又超过10%的注意值时，才判断为存在故障。注意值不是变压器停运的限制，要根据具体情况进行判断，如果不是电路（包括绝缘）问题，可以缓停运检查。若油中含有氢和烃类气体，但不超过注意值，且气体成份含量一直比较稳定，没有发展趋势，则认为变压器运行正常。表3-1中注意值是根据对国内19个省市6000多台次变压器的统计而制定的，其中统计超过注意值的变压器台数占总台数的比例为5%左右。注意油中CO、CO2 含量及比值。变压器在运行中固体绝缘老化会产生CO和CO2。同时，油中CO和CO2的含量既同变压器运行年限有关，也与设备结构、运行负荷和温度等因素有关，因此目前导则还不能规

29、定统一的注意值。只是粗略的认为，开放式的变压器中，CO的含量小于300l/L，CO2/CO比值在7左右时，属于正常范围；而CO2/CO比值一般低于7时也属于正常值。2、故障产气速率判断法（1）实践证明，故障的发展过程是一个渐进的过程,仅由对油中溶解的气体含量分析结果的绝对值很难确定故障的存在和严重程度。因此，为了及时发现虽未达到气体含量的注意值，但却有较快的增长速率的低能量潜伏性故障，还必须考虑故障部位的产气速率。根据GB/T72522001变压器油中溶解气体分析判断导则中推荐通过产气速率大小作为判断故障的危害程度，对分析故障性质和发展程度（包括故障源的功率、温度和面积等）具有重要的意义。当相

30、对产气速率（每运行月某种气体含量增加值占原有起始值的百分数的平均值），总烃的产气速率大于10%时应引起注意，变压器内部可能有故障存在，如大于40l/L/月可能存在严重故障。但是,对总烃起始含量很低的变压器不易采用此判据。（2）根据总烃含量、产气速率判断故障的方法1)总烃的绝对值小于注意值，总烃产气速率小于注意值，则变压器正常；2)总烃大于注意值，但不超过注意值的3倍，总烃产气速率小于注意值，则变压器有故障，但发展缓慢，可继续运行并注意观察。3)总烃大于注意值，但不超过注意值的3倍，总烃产气速率为注意值的12倍，则变压器有故障，应缩短试验周期，密切注意故障发展；4)总烃大于注意值的3倍，总烃产气

31、速率大于注意值的3倍，则设备有严重故障，发展迅速，应立即采取必要的措施，有条件时可进行吊罩检修；3、根据三比值法分析判断方法所谓的IEC三比值法实际上是罗杰斯比值法的一种改进方法。通过计算，C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6的值，将选用的5种特征气体构成三对比值，对应不同的编码，分别对应经统计得出的不同故障类型。应用三比值法应当注意的问题：（1）对油中各种气体含量正常的变压器，其比值没有意义；（2）只有油中气体各成份含量足够高（通常超过注意值），气体成分浓度应不小于分析方法灵敏度极限值的10倍，且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法分析其故障性质。如果不论

32、变压器是否存在故障，一律使用三比值法，就有可能将正常的变压误判断为故障变压器，造成不必要的经济损失。 总之，变压器油中气体含量色谱分析方法能有效诊断变压器内部潜伏性故障的早期存在。具体应用中要根据故障或缺陷的不同发展阶段,采用不同的分析方法,结合设备的实际运行状况及外部电气试验数据,充分发挥油化学检测的灵敏性,正确评判设备状况或制定针对性的检修策略，提高变压器的运行可靠性。五、无人值班变电站的运行模式对主变压器的要求五、无人值班变电站的运行模式对主变压器的要求 无论是有人值班还是无人值班变电站，站内的主变压器是非常关键的设备。在早期的变电站中，油浸风冷、强油风冷的变压器在运用中较多，这一类变压

33、器散热附件较多，包括电机、风扇、潜油泵、非片散式散热器件、甚至净油器，以及较多的蝶阀、油管道。附件多了，设备长久运行下去，出故障的几率必然就高，自然在生产运行中容易发生较多的缺陷，甚至造成设备强迫停运。这样一来，供电可靠性、连续性大大降低，检修工作量增大，运行成本增加。 对于老旧的变电站进行综自改造，如果仅局限于监控系统改造，虽然能够完成无人值班形式，但是，如果不能从设备的各个方面进行改造，尤其从细节上改造，则不是一次成功的改造。 无人值班的变电站，其对设备的巡视次数必然不同于有人值班变电站形式的次数，其通过遥视系统监视得到的信息又不可能像现场巡视设备得到的信息那样全面，具体入微和确切。集控中

34、心（监控中心）值班的运行人员，对于无人变电站内的设备，总有一种不放心的感觉，尤其是主设备，如变压器设备。 为了更好的保证变压器主设备持续安全运行，使之适应无人值班变电站的运行模式，解除变电站运行人员的后顾之忧，以及减少检修人员的劳动强度和工作量，变压器本体是现场无法改造的，但有必要对变压器的一些附件进行改造，使之精练，干脆减少或取消某些原件，其功能又不缺失，故障几率又大大下降。 目前，现场中变压器已经较少使用强迫油循环形式的散热形式。早期变压器的散热系统，如：SFPSZ4-220/120000型，有九组散热器，每组散热器对应一只潜油泵、净油器、油流继电器，一只电源控制箱，5只风机以及油管及蝶阀

35、。总共控制45只风扇。这种散热系统，元件多，渗油点多，故障重复出现。现在，对其改造，可将众多的相同元件取消，采取大片散，大风机，少量潜油泵，会取得同样的散热效果。而在新建变电站中，对于变压器可要求厂家采取油浸自冷形式或油浸风冷形式，在元件数量上进行限制。 完善并综合运用现场采取的各种监测量，如：变压器本体、上层的油温量、各侧的电流量的采取、传输、集控中心后台的显示，运行人员在集控中心针对各种负荷、天气状态下参数的变化是否符合变压器运行规律，进行细心的收集，对比，技术管理人员认真总结分析，这样，把现场收集到的实际运行参数与该变压器的额定参数进行对比，可以确定该台变压器是否在最佳状态运行。在无人值

36、班变电站遥视系统安装当初，就针对变压器的关键部位安装设置专用监视摄像头，做到有的放矢，运行中时刻监视关键参数，从而对重要设备心中有数。所谓关键参数，可以是变压器现场油温表，实时与传递到后台的参数比对；可以是散热系统（可以同时监视潜油泵、油流继电器、风扇等元件），在日负荷大小不同时段，可以随时增加或减少现场散热器数量。第二节第二节 变电站的高压断路器变电站的高压断路器高压断路器是变电站主要的电力控制设备，当系统正常运行时，它能切断和接通线路及各种电气设备的空载和负载电流；当系统发生故障时，它和继电保护配合，能迅速切断故障电流，以防止扩大事故范围。因此，高压断路器工作的好坏，直接影响到电力系统的安

37、全运行。目前，我国无人值班变电站最常用的两种高压断路器是SF6断路器和真空断路器。一、一、SF6断路器断路器SF6断路器采用具有优良灭弧能力和绝缘能力的SF6气体作为绝缘介质，具有开断能力强、动作快、体积小等优点，但金属消耗多，价格较贵。近年来，SF6断路器发展很快，在高压和超高压系统中得到广泛应用。尤其是以SF6断路器为主体的封闭式组合电器，是高压和超高压电器的重要发展方向。1、SF6断路器的基本结构（1）SF6断路器功能部件 1)灭弧室：双吹型、包括密封瓷套、静触头、动触头。 2)接线端子，装在外边灭弧室下部。 3)支持瓷套：由三个瓷质绝缘套构成，作为断路器的对地绝缘，并使操作杆动作动触头

38、。 4)底部箱：作为断口底座，可靠地置于支架上。 5)充气与监测装置：给开关补充SF6气体及监视SF6气体压力。（2）LW1635型SF6断路器结构LW1635断路器外形结构如图35所示。对型号的解释：L产品名称，SF6断路器；W户外式；16设计序号；35额定电压，单位为KV。它为三极分立的、落地罐式结构，三极固定于一个公共底架上，三极的SF6气体与气管16相通，每极底箱上有转轴18伸出，装有外拐臂17并与连杆7相连，L1相转轴通过四连杆与过度轴12相连，后者再通过另一四连杆与操动机构输出轴9相连，分闸弹簧14连于L2、L3相转轴的外拐臂17上。断路器每极是由底箱和上、下瓷套构成。上瓷套内设有

39、灭弧室和导电系统，承受断口电压，下瓷套承受对地电压，内绝缘介质为SF6气体。图3-1 LW16-35型断路器外形结构图1-上接线座；2-静触头；3-导电杆；4-中间触指；5-下接线座；6-绝缘拉杆；7-连杆；8-弹簧机构；9-操动机构输出图；10-拐臂；11-分闸缓冲器；12-过渡轴；13-合闸缓冲器；14-分闸弹簧；15-内拐臂；16-气管；17-外拐臂；18-转轴（3）LW16-35 型SF6断路器实物图图3-2 LW16-35 型SF6断路器实物图（1）SF6 气体特性SF6气体比空气重5.135倍，一个大气压时，其沸点为-60。在150以下时，SF6有良好的化学惰性，不与断路器中常用的

40、金属、塑料及其他材料发生化学作用。在大功率电弧引起的高温下分解成各种不同成分时，电弧熄灭后的极短时间内又会重新合成。 SF6中没有碳元素，没有空气存在，可避免触头氧化。SF6的介电强度很高，且随压力的增高而增长。在1大气压下，SF6的介电强度约等于空气的23倍。绝对压力为3大气压时，SF6的介电强度可达到或超过常用的绝缘油。SF6 灭弧性能好，在一个简单开断的灭弧室中，其灭弧能力比空气大100倍。在SF6中，当电弧电流接近零时，仅在直径很小的弧柱心上有很高的温度，而其周围是非导电层。这样，电流过零后，电弧间隙介电强度将很快恢复。（2）LW16-35SF6断路器的工作原理1）机械传动弹簧操动机构

41、的合闸弹簧释放其能量，通过连杆传送到断路器传动箱的外拐臂上，使内外拐臂转动，并由内拐臂经绝缘拉杆6推动动触头向上运动，使断路器合闸，与此同时，外拐臂的转动使分闸弹簧储能。分闸时，当操动机构的扇形板与半轴的扣脱开后，分闸弹簧释放能量带动拐臂反向转动，使动触头向下运动，断路器分闸。分、合缓冲是为了吸收动触头在分、合闸动作完成后所剩余的动能，并限制动触头的终止位置。2) 灭弧原理灭弧动作过程分闸时，动触头向下运动，动、静触头间产生电弧。当静触头上的弧根转移到弧环上之后，静触头侧的旋弧线圈便串联进电路产生磁场，使电弧旋转。均匀加热SF6气体，SF6中没有碳元素，没有空气存在，可避免触头氧化。SF6的介

42、电强度很高，且随压力的增高而增长。气体压力升高，与喷口下游形成压差，产生强烈喷口气吹，在电流过零时，自然熄弧，其熄弧能力随开断电流而自动调节。当开断小电流时，动触头上的小活塞产生附加电流，进一步改善小电流灭弧性能。因此，无论开断大电流或小电流，均具有良好的性能。且由于电弧不断的旋转，使触头和灭弧室的烧损均匀且轻微。吹弧在高压断路器中，常制成各种形式的灭弧室，使气体产生较高的压力，有力的吹向弧隙，吹弧的方式有纵、横吹和纵横混合吹等（如图3-3）。吹动方向与弧柱轴线平行的叫纵吹；吹弧方向与弧柱轴线垂直的叫横吹；既有纵吹又有横吹的叫纵横混合吹。吹弧的作用是使电弧强烈冷却和拉长，加速扩散，促使电弧迅速

43、熄灭。纵吹的灭弧室结构简单，主要是使电弧冷却变细最后熄灭；而横吹的灭弧室结构复杂，主要是把电弧拉长，增大散热表面积，加强冷却，熄灭电弧效果较好。然而不少总类的断路器，把纵吹和横吹的特点融为一体，广泛采用纵横混合吹弧的方式，熄弧效果更好。图3-3 吹弧方式（a）横吹 （b）纵吹利用SF6气体作为灭弧和绝缘介质的断路器称为SF6断路器，它是利用压缩后的SF6来吹弧，一般压力为0.5-0.7MPa。现在的SF6断路器，一般采用纵吹方式。纵吹灭弧室又可分为单向纵吹灭弧室和双向纵吹灭弧室两种，双向纵吹式的熄弧能力更强，开断容量更大。3）SF6气压监测断路器底架上装有真空压力表及密度控制器，通过铜管与三极

44、相连。在充放气、抽真空及运行时，SF6气压由真空压力表显示，其读数可按产品出厂说明资料提供的温度压力曲线换算到20摄氏度时的压力值。密度控制器用于对断路器内气压实行自动检测，它能自动消除温度对压力的影响，只表现泄漏造成的压力降低。当压力降低至0.520.015MPa(20摄氏度表压)，密度控制器的第二触点动作，将断路器分闸与合闸回路闭锁。3、无人值班变电站对SF6断路器的基本要求由于是无人值班变电站，设备巡视制度与常规变电站不同，人员又不在本变电站而集中在集控中心（集控站），对断路器设备不能第一时间进行监视，因此要做到对设备放心，首先要选用性能稳定，质量可靠的断路器产品。在符合SF6断路器选型

45、的前提下，要确保断路器细节的质量-确保辅助开关切换可靠。由于断路器的保护、控制、监测回路大量取自断路器辅助开关的接点，这是一次设备与二次设备紧密联系的关键部件，若出现切换不及时或不到位，将无法正确保证保护、控制、监测功能的实现。近年来市场上出现的真空辅助开关，性能优于早期的辅助开关，可以采用真空辅助开关替代暴露在空气中的辅助开关或在设备选型时强调采用真空辅助开关。备足同批次SF6断路器分合闸线圈，以避免设备在试验、保护装置定检时容易发生烧线圈故障；准备合格的SF6气体，以及相应型号SF6断路器的配套充气装置，以便及时补气。高压开关运行中，其操作机构故障占据的比例较大，加强对机构中传动部件的维护

46、，经常性的保持拐臂、凸轮、轴销等动部件的润滑。而对于液压机构和气动机构，必须准备常用的密封件，管路、液压油、油泵、逆止阀等部件，总结运行已发生的常见故障，有针对性的准备常用部件，有利于断路器迅速处理故障，恢复运行，避免长期非计划停运。这也是供电公司喜欢选用结构简单而小功率的弹簧操动机构的原因，一方面故障几率小于液压机构和气动机构，另一方面液压机构因渗漏造成设备脏污不易清洁，不符合变电站设备美观清洁的要求。及时跟踪了解不同型号断路器的运行信息，厂家改型信息，本供电区域、省网供电区域或其他电网系统内的专业信息要及时掌握。结合实际运用经验，断路器设备生产厂家也在不断的对其设备进行改型，诸如操动机构的

47、改进，绝缘拉杆的改进。这些改进措施与实际运用是相辅相成的。在长期的实践经验中，某型号的断路器出现相同的缺陷或某部件经常出故障，断路器生产厂家及时总结提高给与并进行改进。同样，变电站的运行人员要积极查找总结本单位变电站某批次、某型号的设备是否存在同类问题，总结规律，提前处理，防范未然。在变电站规划阶段，在设备选型期，尽量使用成熟的、已经使用过的同型号的设备，不要搞得型号繁多，机构形式繁多，生产厂家繁多的设备。二、真空断路器二、真空断路器真空断路器是指触头在真空中关合、开断的断路器。真空断路器开断能力强，开断时间短、体积小、占用面积小、无噪声、无污染、寿命长，可以频繁操作，检修周期长。真空断路器目

48、前在我国配电系统中已逐渐得到广泛应用。1、真空断路器的基本结构（1）真空断路器功能部件真空断路器按其结构的功能可分为六个部分：1）支架：安装各功能组件的架体。2）真空灭弧室：实现电路的关合与开断功能的熄弧元件。3）导电回路：与灭弧室的动端及静端连接构成电流通道。4）传动机构：把操动机构的运动传输至灭弧室，实现灭弧室的合、分闸操作。5）绝缘支撑：绝缘支持件将各功能元件，架接起来满足断路器的绝缘要求。6）操动机构：断路器合、分的动力驱动装置。（2）ZW27-12真空断路器结构断路器本体如图3-4。断路器本体部分由导电回路，绝缘系统，密封件和壳体组成。整体结构为三相共箱式。其中导电回路由进出线导电杆

49、，进出线绝缘支座，导电夹，软连接和真空灭弧室连接而成。图3-4 断路器本体结构1-导电杆绝缘套管组合体；2-真空灭弧室；3-绝缘隔离罩；4-导电夹；5-软连结；6-绝缘拉杆；7-转轴；8-外壳；9-分闸弹簧；10-电流互感器；11-出线套管；12-操作机构；13-传动机构；14-电压互感器操作机构如图3-5。此机构为电动储能，电动分合闸，同时具有手动功能。这个机构由合闸弹簧，储能系统，过流脱扣器，分合闸线圈，手动分合闸系统，辅助开关，储能指示等部件组成。图3-5 ZW27-12 真空断路器操作机构图（3）ZW2712户外真空断路器实物图图3-6 ZW2712户外真空断路器实物图2、ZW2712

50、真空断路器的工作原理真空断路器是在高度真空中灭弧。真空中的电弧是在触头分离时电极蒸发出来的金属蒸汽中形成的。电弧中的离子和电子迅速向周围空间扩散。当电弧电流达到零值时，触头间的粒子因扩散而消失的数量超过产生的数量时，电弧即不能维持而熄灭。真空断路器工作原理与其他断路器相比之是灭弧介质不同，真空不存在导电介质，使电弧快速熄灭，因此该断路器的动静触头之间的间距很少。真空断路器利用高真空中电流流过零点时，等离子体迅速扩散而熄灭电弧，完成切断电流的目的。其具体工作过程如下： （1）储能过程：当储能电机 14接通电源时，电机带动偏心轮转动，通过紧靠在偏心轮上的滚子10带动拐臂9及连板7摆动，推动储能棘爪

51、6 摆动，使棘轮11 转动，当棘轮11 上的销与储能轴套32的板靠住以后，二者一起运动，使挂在储能轴套上32 上的合闸弹簧21 拉长。储能轴套32 由定位销13 固定，维持储能状态，同时，储能轴套32 上的拐臂推动行程开关5切断储能电机14 的电源，并且储能棘爪被抬起，与棘轮可靠脱离。（2）合闸操作过程：当机构接到合闸信号后（开关处于断开，已储能状态），合闸电磁铁15的铁心被吸向下运动，拉动定位件13向逆时针方向转动，解除储能维持，合闸弹簧21带动储能轴套32逆时针方向转动，其凸轮压动传动轴套30，带动连板29及摇臂27运动，使摇臂27扣住半轴25，使机构处于合闸状态。此时，连锁装置28锁住定

52、位件，使定位牛不能逆时针方向转动，达到机构联销的目的，保证了机构在合闸位置不能合闸操作。（3）分闸操作过程：断路器合闸后，分闸电磁铁接到信号，铁芯吸合，分闸脱扣器 19中的顶杆向上运动，使脱扣轴16转动，带动顶杆18向上运动，顶动弯板26并带动半轴25向反时针方向转动。（4）半轴25与摇臂27解扣，在分闸弹簧的作用下，断路器完成分闸操作。第三节第三节 变电站的互感器变电站的互感器 互感器是按比例变换电压或电流的设备。互感器的功能是将高电压或大电流按比例变换成标准低电压或标准小电流（5A或1A，均指额定值），以便实现测量仪表、保护设备及自动控制设备的标准化、小型化；互感器还可用来隔开高电压系统，

53、以保证人身和设备的安全。本节就无人值班变电站的互感器的工作原理、接线方式以及其新技术进行介绍和分析。一、互感器的工作原理及分类一、互感器的工作原理及分类互感器按照其用途可分为下列两大类：1、电压互感器电压互感器和变压器原理类似，都是用来变换线路上的电压。但是变压器变换电压的目的是为了输送电能，因此容量很大，一般都是以千伏安或兆伏安为计算单位；而电压互感器变换电压的目的，主要是用来给测量仪表和继电保护装置供电，用来测量线路的电压、功率和电能，或者用来在线路发生故障时保护线路中的贵重设备、电机和变压器，因此电压互感器的容量很小，一般都只有几伏安、几十伏安，最大也不超过一千伏安。电压互感器的基本结构

54、和变压器很相似，它也有两个绕组，一个叫一次绕组，一个叫二次绕组。两个绕组都装在或绕在铁芯上。两个绕组之间以及绕组与铁芯之间都有绝缘，使两个绕组之间以及绕组与铁芯之间都有电的隔离。电压互感器在运行时，一次绕组N1并联接在线路上，二次绕组N2并联接仪表或继电器。因此在测量高压线路上的电压时，尽管一次电压很高，但二次却是低压的，可以确保操作人员和仪表的安全。电压互感器二次侧不允许出现短路，因为如果电压互感器的二次侧运行中短路，二次线圈的阻抗大大减小，就会出现很大的短路电流，使副线圈因严重发热而烧毁，因此在运行中电压互感器不允许短路。一般电压互感器二次侧要用熔断器，只有35kV及以下的互感器中才在高压

55、侧装设熔断器，其目的是当互感器发生短路时把它从高压电路中切断。按电压变换原理分可分为电磁式电压互感器、电容式电压互感器和光电式电压互感器。电磁式电压互感器根据电磁感应原理变换电压，原理与基本结构和变压器完全相似，我国多在220kV及以下电压等级采用。电容式电压互感器由电容分压器、补偿电抗器、中间变压器、阻尼器及载波装置防护间隙等组成，目前我国110kV-500kV电压等级均有应用，超高压只生产电容式电压互感器。光电式电压互感器通过光电变换原理以实现电压变换，近年来才开始使用。2、电流互感器利用变压器原、副边电流成比例的特点制成。其工作原理、等值电路也与一般变压器相同，只是其原边绕组串联在被测电

56、路中，且匝数很少；副边绕组接电流表、继电器电流线圈等低阻抗负载，近似短路。原边电流（即被测电流）和副边电流取决于被测线路的负载，而与电流互感器的副边负载无关。由于副边接近于短路，所以原、副边电压U1和U2都很小,励磁电流I0也很小。电流互感器运行时，副边不允许开路。因为一旦开路，原边电流就成为励磁电流，使磁通和副边电压大大超过正常值而危及人身和设备安全。因此，电流互感器副边回路中不许接熔断器，也不允许在运行时未经旁路就拆下电流表、继电器等设备。按电流变换原理可分为电磁式电流互感器和光电式电流互感器。电磁式电流互感器，根据电磁感应原理实现电流变换的电流互感器；光电式电流互感器，通过光电变换原理以

57、实现电流变换的电流互感器。随着电力传输容量的不断增长和电网电压的提高，传统的电磁式结构的互感器已暴露出许多缺点，其主要包括以下几方面：（1）电压等级越高，其制造工艺越复杂，可靠性越差，造价越高。（2）带导磁体的铁芯易产生磁饱和和铁磁谐振，且有动态范围小，使用频带窄等缺陷。上述问题难以满足目前电力系统对设备小型化和在线监测、高精度故障诊断、数字传输等发展的需要。二、互感器的接线方式二、互感器的接线方式1、电压互感器的接线方式下面介绍几种常用的电压互感器接线图：图3-13 不完全星形接线方式其中图3-13为两只单相电压互感器接成不完全的三角形，广泛地用于中性点不接地或经高阻抗接地的35kV以下电网

58、中，它既能节省一个电压互感器，又能满足三相功率表电度表所需要的电压。仪表电压线圈接于a-b相及c-b相之间。但这种接线不能用来测量相电压。图3-14 三相三柱式接线方式图3-14为三柱式电压互感器接线图。互感器的一、二次线图均接成星形，可以用来测量线电压。但所接负荷过多时，而各相负荷分布不平衡，将使测量误差增大。互感器线圈中点不允许接地，否则当一次侧电网发生单相接地时，因磁化电流比正常值大得多，及不接地两相铁心磁通也超过正常磁通，可能使电压互感器烧坏，为避免三柱式电压互感器的错误接线，高压线圈无中点引出线。abcA BCABC图3-15 三相星形接线方式图3-15为三个三线圈单相电压互感器接成

59、星形，高压中点接地及低压部分有引出中线。此种接法可以测量线电压和相电压，因而被广泛使用，特别是用在110kV及以上的电网中。图3-16三相五柱式接线方式图3-16为三相五柱式电压互感器，用在10kV及以下的小电流接地系统内，一、二次线圈为Y,y-0接线，辅助线圈接成开口三角形，可供绝缘监视使用。2、电流互感器的接线方式图3-17 单相式接线方式图3-18 不完全星形连接方式图3-19 三相星形连接方式图3-17是单相电路中采用一台电流互感器的接线图。图3-18为三相三线制电路中采用两台电流互感器的接线图，称两相星形接线。图3-19是三相四线制电路中采用三台电流互感器的连接方式。二、光电式互感器

60、二、光电式互感器自20世纪70年代以来，国内外都在研究一种新型的互感器，以解决电磁式互感器存在的上述问题。最终研制成功出了采用半导体集成电路技术、激光技术、光线传输技术的光电式互感器，在无人值班变电站中的运用也越来越广泛，因此下面就光电式互感器进行的原理、结构及特点进行简要的介绍。1、光电式电压互感器（1）光电式电压互感器的原理目前各国研制的光电式电压互感器的传感方式大体分为有源型和无源型。1）有源型有源型的高压侧电压信号通过采样后将电压信号传递到发光二极管变成光信号，再由光纤传递到低电位侧，进行逆变换成电信号后放大输出。由于二极管的发光强度与施加电压成比例，所以信号输出也与施加电压成比例。这