变压器培训学习课件

变压器生产部2014年2月24日第一页，共一百零八页。

目录变压器基础知识变压器安装与验收变压器运行与维护变压器检修及试验第二页，共一百零八页。（一）变压器概述

电力变压器是一种静止的电气设备，是用来将某一数值的交流电压（电流）变成频率相同的另一种或几种数值不同的电压（电流）的设备。当一次绕组通以交流电时，就产生交变的磁通，交变的磁通通过铁芯导磁作用，就在二次绕组中感应出交流电动势。二次感应电动势的高低与一二次绕组匝数的多少有关，即电压大小与匝数成正比，电流的大小与匝数成反比。变压器主要作用是传输电能，因此，额定容量是它的主要参数。一变压器基础知识第三页，共一百零八页。变压器是利用电磁感应原理构成的一种元器件。由一个初级线圈（线圈圈数n1）及一个次级线圈（线圈圈数n2）环绕着一个核心，也就是铁芯，常用的铁芯形状一般有E型和C型。变压器的的基本原理是：电磁感应原理，即“电生磁，磁生电”。

（二）、变压器工作原理：

变压器的基本原理图E1是初级电压；E2是次级电压N1初级线圈匝数，n2是次级线圈匝数第四页，共一百零八页。发电厂10.5KV输电线220KV升压变电站10/35KV降压实验室/用户380/220V降压仪器36/24/12V降压（三）变压器应用第五页，共一百零八页。（四）变压器结构：铁芯原边绕组副边绕组第六页，共一百零八页。

变压器组成部件包括器身（铁芯、绕组、绝缘、引线）、变压器油、油箱和冷却装置、调压装置、保护装置（吸湿器、安全气道、气体继电器、储油柜及测温装置等）和出线套管。四、变压器结构1、铁芯铁芯是变压器中主要的磁路部分。通常由含硅量较高，厚度分别为0.35mm\0.3mm\0.27mm，由表面涂有绝缘漆的热轧或冷轧硅钢片叠装而成。铁芯分为铁芯柱和横片两部分，铁芯柱套有绕组；横片是闭合磁路之用。铁芯结构的基本形式有心式和壳式两种。心式变压器壳式变压器第七页，共一百零八页。2、绕组绕组是变压器的电路部分，它是用双丝包绝缘扁线或漆包圆线绕成。绕组的作用是电流的载体，产生磁通和感应电动势。三相变压器绕组根据变压器高压绕组和低压绕组的相对位置，变压器绕组可分为同心式和交叠式。两者的区别是同心式绕组的高、低压绕组同心地套在铁芯柱上，而交叠式绕组都制成饼型，高低压绕组上下交替放置。同心式绕组适合芯式变压器，高压绕组在外部，低压绕组在内部，这样可以降低对绕组绝缘等级的要求。交叠式绕组变压器主要用在电焊、电炉等特殊变压器上。第八页，共一百零八页。3、外壳变压器是整个变压器的主体结构及盛油装置，铁芯和绕组就放置油浸式变压器的外壳内。外罩按变压器容量的大小，结构基本上有芯式和吊罩式两种。吊罩式外壳犹如一只钟罩，故又称钟罩式油箱。当变压器铁芯和绕组需进行检修时，吊去外面钟罩形状的外壳，即上节外罩，变压器铁芯和绕组便全部暴露在外了，可以作充分的检修。吊外罩显然比吊铁芯和绕组容易得多，不需要特别重型的起重设备。随着变压器技术的发展，变压器的性能和可靠性大大提高，越来越多的大型变压器采用全焊接结构，这样可减少变压器的渗漏点，便于运行维护，如需检查可以从人孔进入，缺点是一旦变压器出现故障，必须切开变压器外壳。第九页，共一百零八页。4、变压器油变压器油是由石油精炼而成的一种精加工产品，其成分组成主要为碳氢化合物，即烃类。它包括烷烃、环烷烃、芳香烃。作用：1、绝缘作用：空气的介电常数为1.0，而变压器油的介电常数为2.25。也就是说油的绝缘强度要比空气大的多。2、散热冷却作用：运行变压器因电阻损耗和其他损耗而产生热量，这些热量必须传递给变压器油，并由其带走。3、延缓氧气对绝缘材料的侵蚀，保护铁芯和线圈组件。技术要求：1、外观：透明、无悬浮物和机械杂物；2、凝点：牌号：10、25、45#凝点：-10，-25，-45℃第十页，共一百零八页。3、水分：水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因。标准：≤20uL/L4、闪点：闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生，标准：≥135℃5、酸值：油中所含酸性产物会使油的导电性增高，降低油的绝缘性能，投运前的油≤0.03mgKOH/g运行中的油≤

0.1mgKOH/g；6、水溶性酸碱度（PH值）：投入运行前的油＞5.4运行油≥4.27、运动粘度：粘度低，流动性好，变压器的冷却效果好，牌号10，25，45粘度≯13，13，11mm2/s；8、击穿电压：变压器油的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况，标准：220、330、500KV变压器及以上≧35、45、50kV投运后，每年测一次9、体积电阻率：标准：500kV及以上变压器油≧1×10；≤330KV变压器油≧5×10Ω•m；10、介质损耗因数：tgδ（%）90℃≤0.5第十一页，共一百零八页。

5、油枕（1）储油和补油；为变压器油的热胀冷缩创造条件，使变压器油箱在任何气温及运行状况下均充满油。（2）保护油品：变压器油仅在油枕内与空气接触(有些还装有胶囊呼吸器)，与空气接触面减少，便油的受潮和氧化机会减少，油枕内的油温较油箱内油温低，也使氧化速度变慢，有利于减缓油的老化。（3）油枕的侧面还装有油位计,可以监视油位的变化。（4）一般油枕的容积为变压器油箱的1/10。（5）变压器油从空气中吸收的水分将沉积在油枕底部集污器内以便定期放出，使水分不会迸人油箱。变压器油枕有三种形式：波纹式、胶囊式、隔膜式。第十二页，共一百零八页。BP1a型波纹膨胀储油柜第十三页，共一百零八页。6、吸潮器（硅胶筒）：内装有硅胶，储油柜（油枕）内的绝缘油通过吸潮器与大气连通，干燥剂吸收空气中的水分和杂质，以保持变压器内部绕组的良好绝缘性能；硅胶变色、变质易造成堵塞。第十四页，共一百零八页。6、套管：装在变压器的油箱盖上,作用是把线圈引线端头从油箱中引出，并使引线与油箱绝缘。电压低于1KV采用瓷质绝缘套管，电压在10-35KV采用充气或充油套管，电压高于110KV采用电容式套管。高压套管高压套管套管结构图第十五页，共一百零八页。7、冷却装置作用：散热。通过油循环进行散热。分类：油浸自冷（ONAN）油浸风冷（ONAF）强迫油循环风冷（OPAF）强迫导向油循环风冷或水冷（ODAF或ODWF）第十六页，共一百零八页。8、气体继电器（瓦斯继电器）：

是变压器所用的一种保护装置，装在变压器的储油柜和油箱之间的管道内，利用变压器内部故障而使油分解产生气体或造成油流涌动时，使气体继电器的接点动作，接通指定的控制回路，并及时发出信号告警（轻瓦斯）或启动保护元件自动切除变压器（重瓦斯）。轻瓦斯主要反映在运行或者轻微故障时由油分解的气体上升入瓦斯继电器，气压使油面下降，继电器的开口杯随油面落下，轻瓦斯干簧触点接通发出信号，当轻瓦斯内气体过多时，可以由瓦斯继电器的气嘴将气体放出。重瓦斯主要反映在变压器严重内部故障（特别是匝间短路等其他变压器保护不能快速动作的故障）产生的强烈气体推动油流冲击挡板，挡板上的磁铁吸引重瓦斯干簧触点，使触点接通而跳闸第十七页，共一百零八页。动作原理：油箱内部轻微故障时间，分解出的瓦斯气体沿连接弯管运动至气体继电器处，聚集在顶盖处形成一定的压力，将变压器油面高度压低，开口杯所受浮力减小，随油面的降低开始转动，使磁铁4与干簧触点15接触，从而吸引干簧触点接通，发出轻瓦斯信号。同理，变压器油箱漏油时，动作情况相同。油箱内部发生短路故障时，故障点高温电弧将使变压器运动时，由于油的粘滞性，形成油流，冲击挡板。挡板翻转油迅速分解出大量瓦斯气体，有一定压力的气体在向油枕处带动磁铁11与干簧管13靠近，吸引干簧触点接通，跳开变压器各侧开关并发出重瓦斯动作信号。

第十八页，共一百零八页。9、压力释放装置：防止突然事故对油箱内压力聚增造成爆炸危险。装在油箱顶盖上，当变压器发生故障而产生大量气体时，油箱内的压强增大，气体和油将冲破防爆膜向外喷出，避免油箱爆裂。通常压力释放阀与防爆管配合使用。

当压力释放器内的压力达到动作压力时，压力顶起膜盘，压缩弹簧，使压力释放，同时微动开关接通电源发出信号通知主控运行人员，动作标志杆升起并突出护盖，表明压力释放阀已动作，只有排除故障后，方可手动恢复标志杆。第十九页，共一百零八页。10、调压装置：通过改变高压绕组抽头，增加或减少绕组匝数来改变电压比。无励磁调压，停电调节电压；有载调压，不停电带负荷调压。有载调压开关无励磁调压调压原理图第二十页，共一百零八页。11、信号温度计：监视变压器运行温度，发出信号。分别测量上层油温、下层油温、绕组温度。绕组温度计油温温度计12、油位计：监视变压器油位位置，一般安装在油枕处，发出信号。分为体积容量和温度容量两种温度容量油位计体积容量油位计第二十一页，共一百零八页。五、变压器型号□

□□□□□□□—□—□

/

□

□第一个□：耦合方式，O—自耦，F—非自耦；第二个□：相数，S—三相，D—单相；第三个□：冷却方式，A—空气，O—油，F—风，J—油浸自冷,C—成型固体浇注式,ＣＲ—包绕式,G—干式空气自冷；第四个□：N——自然循环，F——强迫循环；第五个□：绕组数，S——三绕组，E——双绕组；第六个□：线圈导线材质，铜不标，铝（L）第七个□：调压方式，Z——有载调压，W——无励磁调压；第八个□：循环方式，N——自然循环，P——强迫循环；—□—：设计序号，1,2,3………□

/：额定容量（kVA）；/□：高压侧额定电压（kV）；最后一个□：防护代号，一般不标，TH-湿热，TA-干热第二十二页，共一百零八页。型号中符号排列顺序含

义代表符号内

容类

别1（或末数）线圈耦合方式自耦降压（或自耦升压）02相

数单

相D三

相S3冷却方式油浸自冷J干式空气自冷G干式浇注绝缘C油浸风冷F油浸水冷S强迫油循环风冷FP强迫油循环水冷SP4线圈数双线圈—三线圈S5线圈导线材质铜—铝L6调压方式无励磁调压—有载调压Z7加强干式Q干式防火H移动式D成

套T变压器的型号和符号含义第二十三页，共一百零八页。变压器型号举例：1、SJL-1000/10，为三相油浸自冷式铝线、双线圈电力变压器，额定容量为1000KVA、高压侧额定电压为10KV；2、S11-25000/35变压器（无功调压变）即三相（S）铜芯35KV变压器,容量25000KVA,设计序号11为节能型

；3、SFPZ9-120000/110，指的是三相双绕组强迫油循环风冷有载调压，设计序号为9，容量为120000KVA，高压侧额定电压为110KV的变压器；4、SCB9-2000/10，SC-三相固体成型(环氧浇注)B-低压箔式线圈9-性能水平代号2000-额定容量10-额定高压电压；5、SZ11-100000/220主变，三相有载调压变压器，容量100000KVA，电压等级220KV.6、S9-M-400/10，S-三相，9-性能水平代号，M-密封型，400-容量，10-电压等级10KV

第二十四页，共一百零八页。六、变压器技术参数1、额定容量SN：指变压器额定电压额定电流下连续运行时，电能输送的功率，是变压器的视在功率，单位：kVA。2、额定电压：指变压器长时间运行时所能承受的工作电压，单位：kV，三相变压器则指一、二次绕组的线电压。3、额定电流：指变压器额定容量下，允许长期通过的电流，三相变压器则指一、二次绕组的线电流，单位：A。4、额定频率：我国规定标准工业用电的频率为50Hz。5、阻抗电压：也叫短路电压，把变压器的二次绕组短路，在一次绕组上慢慢升压，当二次绕组的短路电流等于其额定电流值时，一次侧所施加的电压Ud称为短路电压，一般用额定电压的百分比表示（4%～10.5%）。6、负载损耗：变压器二次侧短路，在一次绕组额定分接头位置上通入额定电流，所吸取的有功功率称为负载损耗，单位：KW。第二十五页，共一百零八页。变压器技术参数7、空载电流：在额定电压下，变压器二次侧开路（空载）时，一侧线圈中通过的电流，称为空载电流（励磁电流），一般用额定电压的百分比表示。8、空载损耗（铁损）：指变压器额定电压下，二次侧空载时，变压器铁芯所产生的消耗。主要损耗是励磁损耗和涡流损耗。9、绝缘电阻：表示变压器各线圈之间、各线圈与铁芯之间的绝缘性能。绝缘电阻的高低与所使用的绝缘材料的性能、温度高低和潮湿程度有关。10、联结组别：反映高、低压侧绕组连接方式，高压侧用Y、D、N表示，低压侧用y、d、n表示，如我风场主变的联结组别为YNyn0+d11，高压侧为星接，中性点接地，低压侧为星接，中性点接地，高低压侧电压相位差为0°,即0点时钟，平衡绕组为角接，11点时钟。11、油面温升：变压器油面温度与周围环境温度之差，称为油面温升。我场主变油面温升限值

50K。

第二十六页，共一百零八页。变压器技术参数12、绝缘水平：变压器绕组采用分级绝缘，各侧绕组要经受不同等级的耐受电压。LI——雷电冲击耐受电压SI——操作冲击耐受电压AC——工频耐受电压。如我场主变绝缘水平为：（1）h.v.线路端子SI/LI/AC750/950/395kV表示主变高压侧雷电冲击耐受电压750KV，操作冲击耐受电压950KV，工频耐受电压395KV；（2）h.v.中性点端子LI/AC400/200kV表示主变高压侧中性点雷电冲击耐受电压400KV，工频耐受电压200KV；（3）l.v.线路端子LI/AC200/85kV表示主变低压侧雷电冲击耐受电压200KV，工频耐受电压85KV；13、绝缘等级：是指其所用绝缘材料的耐热等级，也即变压器允许的温升标准，分A、E、B、F、H级，具体标准如下：

绝缘等级AEBFH最高允许温度（℃)105120130155180绕组温升限值（K）607580100125性能参考温度（℃）8095100120145第二十七页，共一百零八页。川井风电场主变技术参数类别1#、2#主变3#主变4#主变型

号SZ11-100000/220SZ11-100000/220SZ11-100000/220额定容量（KVA）100000100000100000额定电压（KV）(230±8×1.25%)/36.75kV(230±8×1.25%)/36.75kV(230±8×1.25%)/36.75kV额定电流（A）251/1571251/1571251/1571相

数333冷却方式ONANONANONAN接线方式YNd11YNyn0+d11YNyn0+d11额定频率（HZ）505050阻抗电压（％）141414.45额定电压及分接范围(230±8×1.25%)/36.75kV(230±8×1.25%)/36.75kV(230±8×1.25%)/36.75kV空载损耗（KW）6015.9654.5负载损耗（KW）29493，5305.6使用条件户外式户外式户外式厂家江苏华鹏江苏华鹏西电济变出厂日期2009年2011年2013年第二十八页，共一百零八页。川井风电场中压变压器技术参数类别场用变农用电1、2#无功调压变3、4#无功调压变接地变型

号SOB10-500/36.75S9-M-400/10OSZ-25000/38.5S11-25000/35THT-DKSC-900/35额定容量（KVA）5004002500025000900额定电压（kV）36.75±2×2.5﹪/0.4KV10±5%/0.4KV38.5kV35000±2×2.5%/10000V35KV额定电流（A）7．86/72223.1/577A374.9A374.9A44.5A相

数33333冷却方式AN/AFONANONANONANAN/AF接线方式Dyn11YYnoYaoYd11Zn额定频率（HZ）5050505050阻抗电压（％）6．15﹪3.9﹪810.07%15%使用条件户内式户外式户内式户外式户内式制造厂家顺特电气包头巨龙山东泰开山东泰开保定天威恒通出厂日期2009.52009.32013年2013.82013年第二十九页，共一百零八页。七、变压器的种类及特点

(1)按相数分：

①单相变压器：用于单相负荷和三相变压器组。

②三相变压器：用于三相系统的升、降电压。

(2)按冷却方式分：

①干式变压器：依靠空气对流进行冷却，一般用于局部照明、电子线路等小容量变压器。

②依靠油作冷却介质，如油浸自冷、油浸风冷、油浸水冷、强迫油循环等。

(3)按用途分：

①电力变压器：用于输配电系统的升、降电压。

②仪用变压器：如电压互感器、电流互感器、用于测量仪表和继电保护装置。

③试验变压器：能产生高压，对电气设备进行高压试验，如耐压试验变压器。

④特种变压器：如电炉变压器、整流变压器、隔离变压器等。

(4)按形式分：

①双绕组变压器：用于连接电力系统中的两个电压等级。

②三绕组变压器：一般用于电力系统区域变电站中，连接三个电压等级。

③自耦变电器：用于连接不同电压的电力系统。也可做为普通的升压或降压变压器用。

(5)按铁芯形式分：

①芯式变压器：用于高压的电力变压器。

②非晶合金铁芯变压器：是用新型导磁材料，空载电流下降约80%，是目前节能效果较理想的配电变压器，特别适用于农村电网和发展中地区等负载率较低的地方。

③壳式变压器：用于大电流的特殊变压器，如电炉变压器、电焊变压器；或用于电子仪器及电视、收音机等的电源变压器

第三十页，共一百零八页。二、变压器的安装与验收（一）运输及起吊（二）到货验收（三）保管储存（四）器身检查（五）现场安装（六）抽真空与真空注油（七）交接试验与试运行第三十一页，共一百零八页。（一）运输及起吊汽车运输起吊第三十二页，共一百零八页。1、运输：电力变压器大多采用全密闭的油浸式结构，变压器的固体绝缘在出厂前经历了严格的真空干燥、真空浸油程序，氧气及水分对内绝缘的影响被降低到一个较低的水平，在运输和储存过程中要注意防潮，防止氧气和水份进入变压器内部影响内绝缘性能，所以在运输中常采用充油运输和充氮运输两种。⑴充油运输：适应于中小型变压器。变压器应先充入合格的变压器绝缘油，油面离油箱顶约100mm高度空间，检查有无渗漏现象，箱顶装设的压力表应保持正压力即可。⑵充氮运输：适应于大型变压器。大型变压器由于质量过大，不能带油运输，因此要充入氮气，使器身不与空气接触，避免绝缘受潮，充氮的变压器要经常保持氮气压力为正压，防止密封破坏。充氮应充入纯度大于99.9%、露点不高于-40℃的纯氮气，并应在油箱上装设充氮设备和压力表，保持油箱内的初始正压力在0.02~0.03MPa之间（有载开关和本体用U形管连接，同时充氮），产品到现场后，油箱内应保持正压力。第三十三页，共一百零八页。充氮运输注意事项：1、变压器油箱中排油至残油距油箱底仅剩100mm；2、排油的同时注入纯度为99.9%，露点-35℃的氮气，氮气压力20-30KPa；3、在变压器邮箱顶部安装三维冲撞记录仪，全程进行记录；4、每隔12小时检查一次油箱中的氮气压力，油箱内氮气压力值应保持在20～30kPa。当氮气压力低于20kPa时，要进行补加氮气。5、指示氮气瓶内的压力，当压力低于30kPa时，要更换氮气瓶。充氮运输的变压器，在运输图中应做好充氮的记录。6、运输装车、固定应按照相关运输部门规定执行。7、凡带有载开关运输的变压器，有载开关和本体用U形管连接。第三十四页，共一百零八页。主体运输1、整个运输过程中（包括铁路、公路、船舶运输）变压器主体倾斜度：长轴方向应不大于15°，短轴方向应不大于10°。2、变压器主体严禁溜放，运输加速度应限制在：纵向加速度不大于3g，横向及垂直加速度不大于3g。3、完全铺平的公路，运输最大时速不大于40kM/h，没有完全铺平的公路，运输最大时速不大于15kM/h，没有进行铺砌的公路，运输最大时速不大于10kM/h。4、必要时应将运输道路进行平整和加固。5、拆卸的连接管、升高座、储油柜、冷却器、套管式电流互感器、引线运输箱及绝缘筒运输箱均应密封运输，装有绝缘件的零部件应充油运输。第三十五页，共一百零八页。2、起吊变压器起吊包括主体起吊和组、部件起吊。⑴本体起吊①主体起吊设备、吊具及装卸地点基础，应能承受变压器起吊重量。②主体起吊时，应将绳索挂在起吊标识位置。③吊索与垂直夹角应不大于30°。⑵组、部件的起吊①油枕、散热器、套管升高座等重件起吊时挂住吊耳，选择能承受重量的软质吊装带进行吊装。②没有设支架的零件，要充分注意重心再起吊。③配管类的起吊将钢丝绳挂在法兰处。④绝缘油桶在竖起状态下起吊时，吊装带绕在从上向下1/3处。⑤零部件的起吊应根据装箱单中的重量选择合适的钢丝绳或吊装带进行作业。第三十六页，共一百零八页。主体起吊散热片起吊第三十七页，共一百零八页。（二）到货验收1、本体验收1、按照订货合同、技术协议、供货清单核对验证铭牌、附件、备品备件的规格型号、技术参数、数量等。2、检测变压器主体在运输过程中的相对位移量，检查冲撞记录仪的记录情况，行进方向≤3g，其他方向≤2g，妥善保护好冲撞记录仪和冲撞记录；3、进行外观检查，查看是否有碰撞损坏，开裂、变形情况。若发现问题，应停止卸货并立即与承运人和厂家联系，并做好记录。3、带油运输的变压器应检查有无渗漏油，检查压力表是否保持正压，并做好记录。4、充氮运输的变压器应检查氮气压力是否保持正压（20-30KPa），做好记录。第三十八页，共一百零八页。（二）到货验收5、按产品装箱单一览表检查，对到货箱数及附件是否符合，有无破损、丢失现象。若有问题，应做好记录，并与制造公司联系，核对损坏、丢失情况，以便妥善处理。6、货到现场，联系变压器厂家、安装单位、工程部、生产部、监理等相关单位，对附件箱进行检查验收。7、应按各装箱单，核对箱内零件、部件、组件是否与装箱单符合，检查有无损坏、缺失现象，并做好记录。8、如果合同中有备品备件、专用工具或附属设备时，应按备品备件、专用工具或附属设备清单进行清点、查收，看是否有损坏、缺失。9、核对出厂文件、试验报告、图纸、合格证书等相关技术资料是否齐全。第三十九页，共一百零八页。（二）到货验收2、变压器油验收1、变压器油到货有本身充油运输、桶装及罐装三种；2、目测油质情况，应该是透明、鲜亮、无杂质；3、油样化验，一般要取三次，达到如下要求：4、变压器油凝点测试；5、桶装油装入罐中后再进行验收。电压等级kV击穿电压kV/介质损耗因素时%微水含量10-6220>50<0.5<15第四十页，共一百零八页。（三）保管储存一、变压器本体保管储存1、变压器运到现场，应立即检查产品运输途中是否受潮：当油的工频耐压值U≥50kV，含水量≤15PPm，线圈的绝缘电阻R60、吸收比R60/R15、介损tgδ及铁芯绝缘电阻均与出厂值无明显变化，则认为产品没有受潮。；2、带油运输的变压器到达现场，先取油样试验：工频耐压值U≥50kV，含水量≤15PPm为合格。当需要存放期超过两个月时，应在第一个月内装上储油柜（包括有载开关储油柜）。注入合格的绝缘油至储油柜相应温度的油面高度，并在储油柜上装上吸湿器。3、电容式套管存放期超过六个月时，应把套管端头抬高与水平面夹角不小于15°，或从包装箱内取出，垂直存放。4、充氮运输的变压器一个月内不进行安装时，应排出氮气，注入合格的绝缘油至储油柜相应温度的油面高度，并在储油柜上装上吸湿器。在排氮过程中，应注意工作人员安全，远离变压器，以防窒息。第四十一页，共一百零八页。5、充氮运输产品本体存放5.1

首先要检查油箱中的氮气压力。如果箱内压力不小于10kPa且箱底残油工频耐压值U≥50kV，含水量≤15PPm，则可充氮储存3个月。1）充氮储存时，每天要检查一次箱内氮气压力，使其保持在10～30kPa。2）当箱内氮气压力低于10kPa时，应按规定补加氮气，补充的氮气纯度为99.99%以上，露点应≤-40℃。3）如果氮气的压力下降的较快，说明有非正常的渗漏，要及时找出渗漏点并处理好。5.2

充氮运输的产品储存期超过4个月时要注油储存，所注油质为：工频耐压值U≥50kV，含水量≤15PPm，90℃时介损tgδ＜0.5%。注油储存要安装上储油柜（油枕）。注油前应将箱底残油放净，残油经处理合格后仍可注入油箱中。5.3充氮运输产品箱内压力小于10kPa时，应判断是否受潮。如没有受潮，应进行注油储存；如已受潮，应进行热油循环干燥处理后再注油存放。（三）保管储存第四十二页，共一百零八页。（三）保管储存6、

带油运输的产品本体存放6.1如箱底油样工频耐压值U＜50kV，含水量＞15PPm，说明产品可能受潮，应按规定进行检查处理和注油存放。7当箱底油样工频耐压值U≥50kV，含水量≤15PPm，90℃时介损tgδ＜0.5%，可不装储油柜保持原状态储存两个月。如果存放期超过两个月应按要求注油存放。6.3存放时要经常巡视油面，如发现低于最低油面时，要及时补注符合要求的油（从储油柜注油管补油）。6.4在存放期间，应经常检查（每月一次），有无锈蚀、渗漏油现象，并在六个月内取一次油样进行试验，并做好记录。第四十三页，共一百零八页。（三）保管储存二、附件保管储存1、经开箱检查，核对无缺陷验收后，应详细记录签收。2、经开箱检查的零件、部件、组件应按其性能特点进行保管，必须有防水、雪、腐蚀性气体直接侵入的措施。3、仪器仪表及带有电器元件的组件（如电动操作机构、控制柜等），应放在通风干燥的地方，并有防潮措施。4、拆卸的零件要放在库房中储存。对于温度计、继电器、油泵、套管等电器元件必须在干燥、通风良好的库房中存放。带油运输的组件（如有电流互感器的升高座等），仍应充油储存，并要经常巡视是否有渗漏情况。5、出厂说明书、合格证、试验报告、图纸等技术资料要专人收集整理，进行建档保管，领用借阅要进行书面登记，并及时归还。6、备品备件、专用工具及时入库管理，并建立详细台账。第四十四页，共一百零八页。（四）器身检查1、器身检查的要求⑴变压器到达现场后，应进行器身检查。器身检查可分为吊芯检查和不吊芯检查。吊芯检查对于钟罩式油箱是吊开上节油箱检查器身；不吊芯检查是只打开人孔进入油箱内进行器身检查。⑵一般情况下，只打开人孔进入油箱内进行器身检查；由于运输中产生问题需全面检查及排除故障时，必须进行吊芯检查。⑶器身检查的条件①室外进行检查时，应有相应的防护措施，严禁在阴雨、下雪、沙尘天气中进行器身检查。②器身检查时，环境温度不得低于5℃，器身温度应高于环境温度，有条件时加热器身温度比环境温度高10℃（热油循环）。③阴天进入箱内检查时，应连续给油箱内注入干燥空气。④器身在空气中暴露时间，从开始放油或排出氮气开始计时，按下列规定执行：a)、相对湿度不大于60%时，不超过16h；b)、相对湿度不大于75%时，不超过12h；相对湿度大于75%时，器身应进行相应的干燥处理。第四十五页，共一百零八页。（四）器身检查2、器身检查前的准备2.1准备好盛放油装置，并应按总油重（包括加添油）过滤好足够的绝缘油。2.2充氮运输的变压器，应把氮气排除干净后，进行器身检查，排氮时应注意工作人员安全，远离变压器，以防窒息，可以采取充油置换法。2.3带油运输的变压器排油时，通过真空滤油机抽至准备好的油罐，排油时应将箱盖上的注油蝶阀打开，才能顺利排油。

2.4对于钟罩式油箱，起吊上节油箱前，应先拆除无励磁调压开关的操纵杆，并记好相应位置（相位及分接位置）。2.5有载分接开关的拆卸应按有载开关安装使用说明书，拆除钟罩式油箱上开关头部法兰与开关本体的连接，将开关主体置于器身支架上，拆卸时要记好相应位置的标记，还要拆除器身上部与油箱顶盖的连接。2.6准备好起吊设备、真空泵、滤油机、安全灯、工具、备用材料和试验设备等，器身检查时，对于工作人员随身携带的工具及物品，应做好记录，并在检查完毕后进行清点；进入油箱的工具、衣物、鞋等应清理干净，保证无异物掉入油箱内。第四十六页，共一百零八页。（四）器身检查3、不吊芯检查3.1从油箱人孔处进入油箱中的两侧进行内检；上铁轭上的构件，可从箱盖上的法兰孔进行检查。如器身检查无异常情况，可不必吊罩检查。3.2

主体充氮的变压器，需先进行排氮，然后才能进入油箱内部检查，防止发生人员窒息事故。首先打开箱盖上的盖板及蝶阀，再由油箱下部的注油闸阀注油排氮，所注油质应符合变压器油规定。注油至上铁轭以上，需静置10h后再放油。在室内排氮时，应注意通风以防发生人员窒息事故。3.3

放油后油箱中的含氧量应大于18%，检查人员立即进入油箱中进行检查，进入油箱中人员不宜超过3人。在内检时最好是向油箱中吹入露点为-30℃以下的干燥空气（空气加热经硅胶罐过滤制取），每分钟以0.2m3的流量吹入油箱中。3.4

放油后箱盖上的法兰孔要进行适当遮挡，防止灰尘落入箱中。3.5

内检过程中使用的灯具必须有保护罩，不许在箱内更换灯泡，移动灯具和其它工具时注意不要损伤器身绝缘。第四十七页，共一百零八页。4、吊罩检查4.1

出现下列异常情况时需吊罩检查①主体在运输、装卸车过程中曾出现过严重冲撞。②在内检时发现开关或引线支架倾斜、紧固件严重松动或脱落、引线严重位移、绝缘松散、器身中的构件损伤、铁芯多点接地等某一异常情况发生以及内检时其它构件丢失在油箱中。③用户认为需要吊罩检查。4.2吊芯①放油后先将器身与上节油箱连接的部件拆除，如套管、接地引线、开关等；打开箱盖上的器身定位盖板，将定位木件取出并拆开箱沿螺栓，然后方能起吊上节油箱。②起吊时，应安排人员观察四周，防止吊车及变压器上节油箱挂上电线或其他障碍物（最好选择合适的环境）。③对于钟罩式油箱，拆除箱沿螺栓起吊，用准备好的定位棒插入箱沿四角螺孔，吊车试吊，调整吊车或吊绳，使上节油箱箱沿与下节油箱箱沿平行，开始起吊，起吊高度按变压器外型图中吊高示意图的规定。起吊时应防止上节油箱与引线或支架等碰撞。（四）器身检查第四十八页，共一百零八页。5、器身检查内容：5.1

所有紧固件紧固良好，并有防松措施（包括引线木件、铜排联结处、夹件上梁、两端横梁、铁轭拉带、垫脚、开关支架等处螺栓和压钉等）；5.2引线绝缘良好，支撑、夹紧牢固，绝缘距离合格；5.3压钉、定位钉和固定件不松动；5.4用2500V摇表检测铁芯及双接地结构的夹件绝缘良好；5.5用2500V摇表检测铁芯接地引线跨铁心部分绝缘良好；5.6铁芯接地屏、油箱磁屏蔽、夹件磁屏蔽、引线磁屏蔽等接地点牢固可靠，且无多点接地；5.7开关的传动、接触是否良好，（检查方式见开关使用说明书）。如出现倾斜位移的故障应查明原因予以解决。5.8

如器身出现位移时，应检查其绝缘是否有损伤，引线与套管、开关与操动杆的正常安装位置有无影响，有关的电气距离能否保证。5,9油箱清洁，无残油、异物。（四）器身检查第四十九页，共一百零八页。（四）器身检查6、对器身进行测量6.1夹件与铁芯间的绝缘电阻：1000V摇表，≥200MΩ；7芯柱与边柱屏蔽与夹件必须接通；6.3拉带与铁芯、夹件之间的绝缘电阻；6.4开关各分接位置时的电压比及变压器的联结组别标号；6.5开关各分接位置时的绕组直流电阻；6.6各绕组的绝缘电阻和吸收比的测量；7、检查油箱内壁及油箱屏蔽装置，有无尖角、毛刺、杂物、污染等与变压器无关的异物。8、检查拆除油箱内部运输用的临时紧固装置。9、器身检查完毕，对发现的故障和缺陷局应妥善处理并记录存档备查。第五十页，共一百零八页。（五）现场安装（五）现场安装第五十一页，共一百零八页。（五）现场安装1、准备工作①土建工作已交付，变压器安装位置中心线已标出，检查变压器基础中心线与设计及厂家图纸一致。②人员全部到位，包括业主技术负责人、安全负责人、安装负责人、监理、厂家技术人员等，施工人员已进行措施学习，进行了安全技术交底。③安装用工具及辅材已按要求准备齐全。④施工现场场地已平整，附件已按区域摆放。⑤冷却器、储油柜密封试验合格，套管CT试验合格，变比正确。第五十二页，共一百零八页。安装所需工器具第五十三页，共一百零八页。（五）现场安装2、本体就位⑴确定土建基础横纵向中心线；⑵确定变压器本体安装基准线；⑶利用垫木、轨道、液压千斤顶进行变压器本体就位；⑷变压器中心线与安装位置中心线偏差应小于5mm，本体就位后，应重新紧固底座固定螺栓并把底座与基础焊接牢固。第五十四页，共一百零八页。（五）现场安装2、附件安装⑴套管安装①引线根部和接线柱根部不应硬拉、扭曲、打折，（66~220）kV级以上引线根部锥度绝缘，应进入均压球内。均压球应拧紧，且清理干净，套管及升高座应按标记对号入座。②35KV侧低压侧套管安装打开本体安装法兰处的盖板并擦拭干净，在密封槽处放上相应的密封件。③套管式电流互感器相关试验已完成合格，升高座一并安装。第五十五页，共一百零八页。（五）现场安装⑵冷却器（散热片）安装①应防止散热器碰撞、变形，不应用硬力安装，以免拉伤散热器造成渗漏油。②安装时要把散热片连接口封堵取开，并清理干净，防止杂物进入散热片。③确保冷却器蝶阀处于关闭状态。④打开蝶阀封堵，清理干净，并且清理密封圈无杂物、污秽。⑤连接法兰，均匀紧固螺栓。第五十六页，共一百零八页。（五）现场安装（3）油枕安装①安装前确认方向正确，并进行安装位置复核。②吊装时缓慢平稳，防止碰撞。（4）有载开关安装有载开关一般都在变压器厂家已安装完毕，现场只是连接控制箱及传动机构、在线滤油装置。第五十七页，共一百零八页。（五）现场安装（5）其他附件及管路安装包括气体继电器、压力释放阀、温度表、连接管、导气管、呼吸器、端子箱、接线盒以及二次连接电缆、接地等。第五十八页，共一百零八页。（五）现场安装（6）安装完毕现场检查①本体有无渗漏，所有螺栓连接紧固；②套管安装符合图纸要求，油位指示正常，无破损、渗漏；③油枕方向正确，无渗漏，所有阀门均已打开；④散热片垂直无倾斜，无变形、无渗漏。⑤气体继电器已浸满油，无气体，接线完毕，加装防雨罩；⑥压力释放阀锁片已拆除，与油箱间蝶阀已打开，接线正确可靠；⑦测温装置已校验，接线正确可靠，温度定值已设定；⑧套管电流互感器，接线牢固无开路；⑨有载开关机构灵活，位置正确，接线正确可靠；⑩其他连接可靠，接地良好，绝缘合格。第五十九页，共一百零八页。（六）抽真空与真空注油第六十页，共一百零八页。1、管路连接：在确认变压器和有关管路系统的密封性良好的情况下，方可进行抽真空。抽真空的管路接至变压器主导气管端头的阀门上。连接处第六十一页，共一百零八页。2、管路连接：有载开关油室与变压器油箱应用U型管在专设位置上连通，以便使开关油室与变压器油箱同时抽真空，抽真空前开关油室中的油应放出来；注油管路也要联接起来，以便能使开关油室与变压器油箱同时注油。连接连接第六十二页，共一百零八页。3、抽真空注意事项：⑴抽真空前应将散热片上下联管处的蝶阀全部打开；不能承受真空的仪器应当隔离开来，将连接处的蝶阀关闭起来；⑵抽真空时环境温度低于20℃时，应将器身加热到20°C时以上（用热油循环加热时，油温在50℃～70℃）；⑶抽真空时气体继电器两端的碟阀必须处于关闭位置；⑷抽真空及真空注油过程中如果遇到降雨或下雾，最好是停止抽真空并注油存放，待晴天后再重新抽真空；⑸抽真空在最初一小时内，使残压达到50kPa，若无异常情况，继续提高真空度直至残压为133Pa，并保持6h以上。第六十三页，共一百零八页。4、真空注油：在真空状态下打开闸阀，开始真空注油。每小时注入的油量应当小于5m3或注油速度（2～3）t/H，注满油的时间应大于6h（油面至少注到上铁轭上面）。5、注油至离箱盖100mm时，停止注油，同时给有载开关油室注入合格的绝缘油，维持真空133Pa≥8小时，然后再解除真空。

6、热油循环6.1解除真空后，当油样化验结果为U＜40kV，或含水量＞20PPm，应当进行热油循环处理，最后使油质达到规定。7储存或内检过程中器身受潮者应进行热油循环。6.3热油循环时，油温50℃～70℃，循环时间不少于20h，通常使全油量循环2～3次。最后使油质达到规定。第六十四页，共一百零八页。7、补充注油及静放7.1真空注油结束后，从储油柜上的注油管注油。7.2加油时应将气体继电器两端的碟阀打开，同时注意排除加油管路中的气体。注油至稍高于正常油面后，关闭碟阀停止注油。7.3

停止注油后静置24h，然后打开套管、冷却（散热）器、联管、升高座等上部的放气塞进行排气，待油溢出时关闭塞子。7.4用储油柜上的注放油管向储油柜补油，直到储油柜排气管有油溢出时关闭排气管，注意保证呼吸器畅通。7.5注油至储油柜相应温度的油位高度，同时经有载分接开关油枕注油到相应温度的油位高度。7.6取油样试验符合规定。第六十五页，共一百零八页。8、整体密封性试验：⑴变压器密封性能试验，使油箱内维持20～30KPa的压力，用油柱静压法试漏时，静压24小时，加压试漏法时，加压时间为24小时，应无渗漏。⑵220KV变压器一般采用油静压法，压力应不大于0.035Mpa。将注满油的变压器静放6h，检查油箱各处有无渗漏油现象。若有渗漏，要及时处理，直至无渗漏为止，密封试验结束。⑶总的静放时间，从补充注油结束算起，应不小于72h。在这期间，应多次放气。⑷在抽真空过程中，真空度上升缓慢或漏气率大于3000PaL/S时，说明有渗漏情况，应当检查相关管路和变压器上各组件安装部位的密封处，检查有无渗漏：①倾听法：倾听连接处有无吱吱的进气声，有声音处即为渗漏部位；②观察法：点燃蚊香，使其烟沿安装的可疑部位移动，观察烟的飘向，向里倾斜式时，此处即为渗漏点。第六十六页，共一百零八页。（七）交接试验与试运行1、交接试验前的检查⑴检查分接开关位置，无励磁分接开关的分接位置三相是否一致。带有载分接开关的，检查电动机构与开关刻度盘及远方指示数据是否一致。⑵变压器外部空间绝缘距离⑶检查储油柜油面高度有无假油位、是否与环境温度相符合。如果储油柜油面低于正常油面，可以从储油柜下的注油管加油，加油时，应先把注油管的活门上的放气塞打开，等放气塞流油后再进行加油。⑷检查接地系统是否可靠正确。⑸检查铁心接地，应保证一点接地，不能形成回路。

额定电压等级kV设备最高电压Um/kV额定操作冲击耐受电压kV额定雷电冲击耐受电压kV最小间隙(mm)相对地相间相对地相间对其他绕组端子22025265075010501175850950150019001800225016001800220kV中性点///400760//第六十七页，共一百零八页。1、交接试验前的检查⑹检查油箱是否可靠接地。⑺投入运行的组件阀门（事故放油阀、真空注油阀除外），是否呈开启位置。气体继电器、升高座等装置应再次排气。⑻温控器的检测，按使用说明书将温度控制限值整定到用户需求值（有冷却风扇）。⑼对二次线路的检测，将高、低油温节点短路，或将过负荷电流继电器节点短路，通电后风机正常运转。⑽检查油位表、压力释放阀、气体继电器、温控器等各报警、跳闸回路是否畅通。（七）交接试验与试运行第六十八页，共一百零八页。（七）交接试验与试运行2、交接试验项目：⑴非纯瓷套管的试验。⑵有载调压切换装置的检查和试验。⑶测量绕组连同套管的直流电阻。⑷检查单相变压器引出线的极性和三相变压器的联结组标号。⑸检查各分接头变压比。⑹绝缘油试验。⑺测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻。⑻测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比（或极化指数）、介质损耗角正切值tanδ。⑼测量绕组连同套管的直流泄漏电流。⑽绕组连同套管的交流耐压试验。。⑾绕组连同套管的局部放电试验。⑿额定电压下的冲击合闸试验。⒀检查相位。⒁测量噪音。第六十九页，共一百零八页。3、必要试验⑴各分接位置的变比是否正确（注意操动机构的指示位置是否正确）。⑵各分接位置的直流电阻与出厂值比较应无明显差别。⑶检测各绕组绝缘电阻R60、吸收比R60/R15、介质损耗率tgδ,与出厂值比较应无明显变化。⑷检测变压器及升高座中电流互感器的极性、电流比等（电流互感器极性可在安装前进行）。⑸检测油箱中的油质，应满足工频耐压值U≥50kV，含水率≤15PPm，在90℃时tgδ＜0.5%；并进行气相色谱测量。⑹在特殊情况下，变压器存放和安装过程可能导致产品用油不满足运行要求，施工方应负责进行滤油处理。⑺测定线圈联接组别。⑻用兆欧表测量绝缘电阻以判明检测、控制、辅助电源等回路不存在故障和缺陷。⑼施加耐压试验，试验电压不得超过出厂试验的85%。（七）交接试验与试运行第七十页，共一百零八页。4、试运行前的检查⑴各引接线接线正确、牢固、可靠。⑵有载开关需要就地升降2个轮回，远方升降2个轮回，核对升降控制命令、档位及传动机构是否灵活可靠。⑶检查变压器带电侧中性点是否已可靠接地（冲击时应直接接地）。⑷检查各保护装置，断路器整定值和动作灵敏度是否良好。⑸检查继电器保护，如气体继电器、温控器、压力释放阀及套管式电流互感器测量回路、保护回路与控制回路接线是否正确，进行短路联动试验。⑹检查套管式电流互感器二次侧不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。⑺检查储油柜吸湿器是否畅通，油位正常。⑻重复检查接地系统是否接地可靠。⑼查对保护装置整定值，系统电压不稳定时，应适当调整保护系统整定值，以便有效的保护变压器，退出母差保护，气体继电器信号回路改接为跳闸回路。⑽在上述检查及试验项目符合要求时，方可进行空载试验和空载冲击合闸试验。（七）交接试验与试运行第七十一页，共一百零八页。5、

试运行⑴空载试运行，变压器应由电源侧接入电压后，如有条件由零点徐徐上升至额定电压，也可用电压冲击合闸（我风场采用电压冲击）。⑵变压器空载冲击合闸，应注意下列事项。①空载冲击合闸前，变压器应静放24h以上，装配放气塞的升高座和套管要定时放气。②空载冲击合闸前，过流保护动作时限应整定为零，气体继电器信号回路暂接入分闸回路上。③电源三相开关不同步时差应小于10ms，合闸应有避雷器保护，变压器中性点应可靠接地（应直接接地）。④空载冲击合闸电压不能超过变压器的档位指示电压的5%，合闸次数最多应为5次，第一次受电后持续时间应不小于20min，每次合闸间隔时间应不小于5min。冲击试验结束后，应将气体继电器改回正式回路，并调整过流保护限值。⑥

空载试运行24h无异常后，可转入带负载运行，在带一定负载连续试运行24h后，变压器主体及附件均正常，变压器便转入正常运行。（七）交接试验与试运行第七十二页，共一百零八页。三、变压器运行与维护1、运行方式规定：⑴正常4台主变低压侧分裂运行，

每台主变各带一段35KV母线，如需要，请示领导，可以#1和#2、#3和#4分别并列运行。⑵主变中性点地刀在一台单独运行时必须合上，且对应主变保护投入零序电流保护。如果两台及以上主变都运行，则按中调命令投入中性点接地刀闸。⑶主变停、送电之前必须合上中性点接地刀闸，送电后的变压器中性点地刀根据中调要求确定该变压器中性点是否拉开，停电后的变压器中性点地刀可以自行确定。⑷四台主变切换中性点地刀时，必须先合上将要合的然后再拉开原来合着的，并投切相应保护。⑸变压器充电时必须从装有保护的电源侧进行，禁止从低压侧进行；充电前必须投入变压器保护及相关压板。第七十三页，共一百零八页。三、变压器运行与维护2、并列运行的条件：⑴联结组标号相同接线组别不同时，两台变压器的二次电压存在着相角差和电压差，在电压差的作用下产生循环电流，将造成变压器绕组过热，甚至烧坏。

⑵电压及变比基本相等电压比不相等，副边绕组中的感应电势也就不相等，便出现了电势差，副边绕组内便出现了循环电流，降低了输出功率，增加了损耗，甚至使变压器损坏，变比相差不宜大于0.5%

。

⑶短路阻抗基本相等变压器间负荷分配与其额定容量成正比，而与阻抗电压成反比。

阻抗电压不能相差10%。⑷变压器容量比一般不应超过3：1因为不同容量的变压器阻抗值较大，负荷分配极不平衡；同时从运行角度虑，当运行方式改变、检修、事故停电时，小容量的变压器将起不到备用。第七十四页，共一百零八页。3、日常运行巡视检查内容第七十五页，共一百零八页。4、风电场主变日常运行巡视检查内容：⑴变压器上层油温（两个）和绕组温度应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油；规定：上层油温温升不超过55℃，绕组温升不超过65℃，运行中上层油温一般不超过85℃，最高不超过95℃，上层油温两侧差一般不超过2℃；⑵套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象；⑶变压器声音正常；⑷各冷却器手感温度应相近；⑸各控制箱和二次端子箱应关严，无受潮；⑹吸湿器完好，吸附剂变色2/3以上要更换吸附剂；主变硅胶正常颜色为蓝色（吸潮后变为深蓝）；无功补偿调压变硅胶正常颜色为白色（吸潮后变为黄色）。⑺引线接头、电缆、母线应无发热迹象；⑻压力释放器或安全气道及防爆膜应完好无损；⑼有载分接开关的分接位置及电源指示应正常；⑽气体继电器内应无气体。第七十六页，共一百零八页。5、风电场主变定期巡视检查内容：⑴外壳及箱沿应无异常发热,局部热点温升不超过80K，散热器及各级法兰无渗漏；⑵各部位的接地应完好，每月测量铁芯和夹件的接地电流，电流值不大于0.1A；⑶有载调压装置的动作情况应正常，档位一致；⑷各种标志应齐全明显；⑸各种保护装置应齐全、良好，保护压板投退正常，定值正确；⑹各种温度计应在检查周期内，超温信号应正确可靠；⑺消防设施应齐全完好，灭火器在有效期，压力合格；⑻储油池和排油设施应保持良好状态；⑼进行夜巡，无放电现象，用红外测温仪测量，无异常发热现象；⑽根据规程进行油样化验分析3～6个月一次，运行主变的油中任一溶解气体含量超过下列数值要引起高度重视：总烃：150uL/L；H2:150uL/L；C2H2:5.0uL/L。（新装变压器的油中应不超过总烃：20uL/L；H2:30uL/L；C2H2不应含有

）第七十七页，共一百零八页。6、变压器的异常处理：变压器有下列情况之一者应立即停运。若有运用中的备用变压器，应尽可能先将其投入运行：1）变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆炸声；2）严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度；3）套管有严重的破损和放电现象；4）防爆管或压力释放阀动作喷油，变压器冒烟着火。异常类型现象原因判断或措施声音异常粗细不均的尖响，电压表指针摆动频繁发生单相接地或产生谐振过电压结合电压表的指示变化，及系统情况进行综合判断发出沉重电磁“嗡嗡……”声过负荷调节输出变压器内部或外表面发生局部放电，声音中就会夹杂有“噼啪”放电声外部：污秽严重或设备接线接触不良；内部：不接地的部件静电放电，或分接开关接触不良放电外部：停电擦拭绝缘件或喷涂绝缘涂料；内部：停电检查处理正常声音中夹杂有连续的有规律的撞击声或摩擦声风扇运转不平衡引起查找处理有水“沸腾”声变压器绕组发生短路故障，或分接开关因接触不良引起的严重过热结合温度表判断，停电处理有不均匀爆裂声变压器内部或表面绝缘击穿立即停用处理油温异常急速升温，并伴有严重声响内部故障立即停用处理缓慢升温冷却器故障、散热管路堵塞、表面脏污启用备用冷却器，排查故障范围进行处理油温无变化温度计故障、传感器损坏、接线开路查看接线，更换温度计、传感器油位异常油位长期无变化（假油位）呼吸器堵塞、防爆管通气孔堵塞、油标堵塞或油位表指针损坏、失灵处理缺陷或更换油位表油位过低严重渗漏、油枕与变压器配合不当、注油太少查找渗漏点，更换油枕、补加油油位过高注油太多、有空气混入放油、排气味道异常控制箱有异味虚接、短路、过流等引起过热，烧焦绝缘层紧固接线端子，查找故障位置进行处理变压器周围有臭氧味发生闪络、放电电离空气清除污秽，喷涂防污闪涂料故障喷油变压器出现少量喷油现象注油太多、有气体排油、排气变压器出现大量喷油现象内部故障，压力释放阀动作停电处理第七十八页，共一百零八页。7、变压器的故障处理：⑴变压器自动跳闸的处理为了保证变压器的运行安全及操作方便，变压器高、低压各侧都装有断路器及必要的继电保护装置。当变压器的断路器（高压侧或低压）跳闸后，运行人员应采取下列措施：①如有备用变压器，应立即将其投入以恢复供电，然后再查明故障变压器的跳闸原因。②如无备用变压器，则应尽快转移负荷、改变运行方式，同时查明何种保护动作。③在检查变压器跳闸原因时，应查明变压器有无明显的异常现象，有无外部短路、线路故障、过负荷，有无明显的火光、怪声、喷油等现象。④如果不能确认变压器跳闸是外部原因或内部原因造成的，则应对变压器进行事故分析，如通过电气试验、油化分析等与以往数据进行比较分析。⑤如经检查分析能判断变压器内部无故障，应重新将保护系统气体继电器投到跳闸位置，将变压器试送一次，整个操作过程应慎重行事。⑥如经检查判断为变压器内部故障，则需对变压器进行吊罩（吊芯）检查，直到查出故障并予以处理。第七十九页，共一百零八页。⑵变压器瓦斯保护动作后的处理①轻瓦斯动作后的处理：1）轻瓦斯动作后，复归音响信号查看信号继电器，分清是变压器本体轻瓦斯动作还是有载调压开关轻瓦斯动作。2）查看变压器本体或有载调压开关油枕的油位是否正常，收集气体继电器内充气量多少，以判断动作原因。3）查明动作原因后再复归信号继电器掉牌及光字牌。4）若不能确定动作原因为非变压器故障，也不能确定为外部原因，而且又未发现其他异常，则应将瓦斯保护投入跳闸回路，并加强对变压器的监视，认真观察其发展变化。第八十页，共一百零八页。②重瓦斯保护动作后的处理1）运行中的变压器发生重瓦斯动作跳闸，或轻瓦斯信号和重瓦斯跳闸同时出现，则应考虑到该变压器有内部故障的可能；2）如有温度急速升高、油位急速上升或下降、、压力释放阀动作、大量喷油等现象，判断为变压器内部故障，需退出运行进一步吊芯（或吊罩）检查；3）检查信号与跳闸回路，是否有短接、导线粘连、气体继电器损坏等原因；4）取油样进行色谱分析；5）收集气体进行分析；A、若气体继电器内的气体无色、无臭且不可燃，色谱分析判定为空气，则及时排气以及消除进气缺陷，变压器可继续运行。B、若气体继电器内的气体可燃且油中溶解气体色谱分析结果异常，则应综合判定确定变压器是否停运。6）如一时分析不出原因，在未经检查处理和试验合格前，不允许将变压器投入运行，以免造成事故扩大。第八十一页，共一百零八页。⑶变压器差动保护动作后的处理凡差动保护动作，则变压器各侧的断路器同时跳闸。①向调度及上级主管领导汇报，并复归事故音响信号。②拉开变压器跳闸各侧隔离开关，检查变压器外部(如油温、油色防爆玻璃、绝缘套管等)有无异常情况。③对变压器差动保护范围内所有一次设备进行检查，观察变压器高、中、低压侧所有设备、引线、母线、穿墙套管等有无异常及短路放电现象，以便发现差动保护区范围内故障点。④对变压器差动保护回路进行检查，观察用于差动保护的电流互感器端子有无短路放电、击穿现象，二次回路有无开路，有无误碰，误接线等情况。⑤测量变压器绝缘电阻，检查内部有无绝缘故障。⑥如判断确认差动保护是由于非内部故障原因（如保护误碰、穿越性故障）引起误动，则变压器可在瓦斯保护投跳闸位置情况下试投。⑦如不能判断为非内部故障原因时，则应对变压器进行进一步的测量、检查分析（如测试直流电阻、油的简化分析或油的色谱分析），以确定故障性质及差动保护动作原因。如果发现有内部故障的特征，则须进行吊罩（吊芯）或返厂进行检查处理。第八十二页，共一百零八页。⑷定时限过流保护动作跳闸后的处理①当变压器由于定时限过流保护动作跳闸时，应先复归事故音响，然后检查各出线开关保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌，各操作机构有无卡涩现象。②如查明是因某一出线故障引起的越级跳闸，则应拉开故障出线的断路器，再将变压器投入运行，并恢复向其余各线路送电。③如果查不出是否属越级跳闸，则应将所有出线的断路器全部拉开，并检查变压器其他母线及本体有无异常情况，④若查不出明显故障时，则变压器可以在空载下试送一次，试投正常后再逐条恢复线路送电。⑤当在合某一路出线断路器时又出现越级跳变压器断路器时，则应将该出线停用，恢复变压器和其余出线的供电。⑥若检查中发现某侧母线有明显故障现象或主变压器本体有明显的故障时，则不允许合闸送电，应进一步检查处理。第八十三页，共一百零八页。⑸零序保护动作零序保护动作，一般讲是中性点直接接地的三相系统中发生单相接地故障引起的。事故发生后，应立即与调度联系、汇报，听候处理。⑹变压器着火的处理①变压器着火时，不论何种原因，应首先拉开各侧断路器，切断电源，停用冷却装置，并迅速采取有效措施进行灭火。同时汇报调度及上级主管领导。②发现变压器顶盖上着火时，则应迅速开启下部阀门，将油位放低至着火部位以下，同时用灭火设备以有效方法进行灭火。③变压器因喷油引起着火燃烧时，应迅速用黄砂覆盖、隔离、控制火势蔓延，同时用灭火设备灭火。④及时通知消防部门协助处理，同时通知调度以便投入备用变压器供电或采取其他转移负荷措施。⑤在整个处理过程中一定要注意安全，防止变压器及附件突然爆炸，火焰烧伤等情况。第八十四页，共一百零八页。四、变压器检修与试验一、变压器检修的目的1、事故检修：变压器在长期运行中，由于受到电磁振动、氧化作用、电腐蚀、热老化、事故的电磁力、电击穿及外界因素的作用，造成变压器的零部件质量下降，影响到变压器的性能或者危及到安全可靠运行。这时视变压器的缺陷程度，有的必须进行临时性检修，2、定期检修：按变压器运行规则到一定的年限进行正常检修，有的为保证变压器运行寿命在外表面进行防护性质的小检修，有的要求更换铁心或者绕组，进行的恢复性能的检修。3、临时性检修：随着监测手段的提高，可根据变压器质量的状况进行检修。在检修过程中还可能会发现一些在运行中无法发现的隐形缺陷，也可利用检修的机会同时予以修复。变压器检修的目的：消除缺陷、恢复性能，使变压器安全可靠地运行。第八十五页，共一百零八页。二、变压器检修周期大修是吊罩（吊芯）进行解体检查及处理的检修，或是当存在缺陷、影响安全运行或发生故障后进行的检修，或是全部或局部更换绕组、铁心的检修。小修（年检）只对变压器油箱外部及其附件进行的检修。1．大修周期（1）一般在投入运行的5年内和以后每间隔10年大修一次。（2）箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定的变压器，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。（3）在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。（4）运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，可适当延长大修周期。2．小修周期（1）一般每年1次。（2）安装在2～3级及以上污秽地区的变压器，其小修周期应半年一次。第八十六页，共一百零八页。二、变压器检修周期3．附属装置的检修周期（1）保护装置和测温装置的校验，应每年根据预试同时进行。（2）变压器油泵（以下简称油泵）的解体检修：对2级泵应1～2年进行一次，对4级泵应2～3年进行一次。（3）变压器风扇（以下简称风扇）的解体检修应1～2年进行一次。（4）净油器、吸湿器中的吸附剂视失效程度受潮达到60%及时更换。（5）自动装置及控制回路的检验一般每年进行一次。（6）水冷却器的检修应1～2年进行一次。（7）套管的检修要随本体进行，每年进行1～2次套管擦拭，套管的更换应根据试验结果确定。（8）有载调压开关根据使用情况、油质劣化程度安排检修，每年小修时进行升降挡操作，大修时吊芯检修。第八十七页，共一百零八页。三、变压器检修的项目1．大修项目：（1）吊开钟罩检修器身或吊出器身检修。（2）绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修。（3）铁心、铁心紧固件（包括穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、压板及接地连接的检修。（4）油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等。（5）冷却器、油泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。（6）安全保护装置的检修，测温装置的校验。（7）操作控制箱、二次回路的检修和试验。（8）无励磁分接开关和有载分接开关的检修。（9）全部密封胶垫的更换和组件试漏。（10）必要时对器身绝缘进行干燥处理。（11）变压器油的处理或换油，清扫油箱并进行喷涂油漆。（12）大修的试验和试运行。第八十八页，共一百零八页。2．小修项目（1）处理已发现的缺陷。（2）放出储油柜积污器中的污油、检修油位计，调整油位。（3）检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束。（4）检修储油装置。（5）检修测温装置，包括测温传感器、电阻温度计（绕组温度计）等。（6）检修调压装置、测量装置及控制箱，清扫并紧固端子并进行调试。（7）检查接地系统。（8）检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油。（9）清扫套管、油箱和附件，必要时进行补漆、涂防污闪涂料。（10）清扫检查导电接头、母排连接处，紧固所有螺丝。（11）检查有载开关及调压分接头。（12）按有关规程规定进行测量和试验。三、变压器检修的项目第八十九页，共一百零八页。四、试验项目1、试验变压器的目的：要验证变压器的励磁系统（磁路部分）、载流系统（电路部分）、绝缘系统及机械紧固件系统是否符合满载运行，大气和操作过电压以及系统突发性短路时正常和异常运行条件下的承受能力。2、变压器的试验项目：（1）技术参数的验证试验；（2）绝缘性能试验；（3）变压器的机械强度试验。3、试验分类：1、在制造厂出厂试验时做的试验，称为出厂试验；2、在新设计的变压器完工时做的试验，称为型式试验；3、应用户的特殊要求而增加的试验，称为特殊试验。4、当变压器安装完毕后，对设备进行的试验，称为交接试验，5、在日常运行中按规定期限进行的试验，称为预防性试验。第九十页，共一百零八页。五、试验项目及标准1、绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数测定目的：测量绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数，能有效地检查出变压器绝缘整体受潮，部件表面受潮脏污，以及贯穿性的集中行缺陷，如瓷瓶破裂、引线接壳、器身内有金属接地等缺陷。（1）用2500V及以上的兆欧表，测量前被试绕组应充分放电；（2）测量温度以顶层油温为准，尽量在50℃以下测量，绝缘电阻需要进行温度换算：Rt=R20*A油浸变压器绝缘电阻温度换算系数表温度差K51015202530354045505560换算系数A1.21.51.82.32.83.44.15.16.27.59.211.2（3）绝缘电阻大于10000MΩ时，吸收比和极化指数仅作参考,220KV及120MVA以上变压器应测极化指数；（4）绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值或上次试验结果的70%（大于10000MΩ以上不考虑）；（5）吸收比或极化指数与产品出厂值相比应无明显差别，在10～30℃范围内，吸收比不低于1.3或极化指数不低于1.5