大型变压器和发电机的运行与检修

学生毕业设计成果(论文)格式要求1．设计成果（论文）内容要求依次为：封面、摘要（中文）、摘要（英文）、目录、正文（第一章前言、第二章···第X章结论、结束语）参考文献、附录等。选用A4纸张作为论文打印纸张；2．论文封面采用设定格式（见下页,可从网上下载）；3．目录的大标题用宋体三号加粗体，目录的小标题用宋体四号，字间距为标准值；4．内容提要200字，必须用中外两种文字书写，用宋体五号加粗体，字间距为标准值；5．引言用宋体四号字，字间距为标准值；6．正文字体用宋体四号，字间距为标准值；7．大标题（章、节）用宋体三号加粗体，字间距为标准值；8．小标题用宋体四号加粗体，字间距为标准值；9．行间距用1.25倍行间距；10．打印边距为：上3厘米，下3厘米，左2.5厘米，右3厘米，装订线在左侧，1.5厘米；11．页眉页脚用宋体五号字，页眉包括设计题目，页脚包括页码；页眉高度2.5厘米，页脚高度2.5厘米；12．参考文献（或资料）宋体五号加粗体，字间距为标准值；13．图纸要求图面整洁，面局合理，线条粗细均匀，圆弧连接光滑，尺寸标注规范，文字注释必须使用工程字书写；14．曲线图表要求：所有曲线、图表、线路图、流程图、程序框图、示意图等不准徒手画，必须按国家规定标准或工程要求绘制；15．份量完成：毕业（设计）论文字数不少于1万字，外文翻译不少于3千汉字（或1.5万印刷符）、外文参考资料阅读量不少于5万印刷符。分类号毕业设计（论文）题目并列英文题目系部专业姓名班级指导教师职称论文报告提交日期

目录第一章大型变压器的运行分析………………第一节变压器的基本知识…………第二节变压器的并联运行第三节变压器空载投入时的励磁涌流第四节变压器的不对称运行第五节变压器的突然短路第六节变压器的过负荷运行变压器运行中的监视与维护第二章大型变压器的检修第一节变压器的大修项目和小修项目第二节变压器的常见故障及处理方法第三节变压器的检修第四节变压器的干燥第五节变压器油的处理第三章汽轮发电机的运行及其功率调节第一节汽轮发电机的基本知识第二节汽轮发电机并列运行的条件和方法第三节汽轮发电机的功角特性及有功功率的调节第四节汽轮发电机无功功率的调节和V形曲线第五节汽轮发电机的运行监视和维护第六节汽轮发电机的调相运行第七节汽轮发电机的不对称运行第八节汽轮发电机的突然短路第九节汽轮发电机的失磁运行第十节汽轮发电机的在电压、频率变动时的运行第四章汽轮发电机的检修第一节汽轮发电机的小修和大修项目第二节汽轮发电机的常见故障现象及处理方法第三节汽轮发电机的检修汽轮发电机的干燥

大型变压器的运行分析变压器的基本知识一、变压器的基本结构油浸式变压器：油浸式变压器是指将铁芯和绕组浸在绝缘油中的变压器。其主要部件包括起身、邮箱、冷却装置、出线套管、保护装置和测温元件等：铁芯是变压器主磁通的通路，由铁轭和铁心柱两部分组成，也是固定和支持绕组的作用；变压器的绕组可分为同心式和交叠式两种，同心式绕组的高、低压绕组同心地套在铁心柱上；绝缘套管：变压器的引出线从油箱内部引导向外时必须经过绝缘套管，使带电的引线与接地的油箱绝缘；邮箱及其他附件：油浸式变压器的器身浸在充满变压器油的油箱中，变压器油既是绝缘介质，又是冷却介质；变压器的油箱一般做成椭圆形，油箱有较高的机械强度，而且需油量较少；在油箱盖上安装有储油柜（亦称膨胀器或油枕），储油柜通过管道与油箱接通，使变压器的油面的升降限制在储油柜中。图图1-1变压器的原理示意图三、变压器的型号和额定值制造厂根据国家标准和设计、试验数据规定变压器的正常运行状态，称为额定运行情况。表征额定运行情况下各物理量的数值为额定值，额定值通常标注在变压器的铭牌上。1、额定容量SN额定容量是指变压器额定运行时的视在功率，由于变压器的效率很高，通常一、二次侧的额定容量设计相等。对于三相变压器而言指三相的总功率。2、一、二次侧的额定电压U1N和U2N正常运行时加载一次测的端电压的允许值称为变压器一次侧的额定值U。二次侧的额定电压U是指变压器一次侧加额定电压是二次测得空载电压。对三相变压器而言，额定电压是指线电压。3、额定电流I1N和I2N变压器一、二次的额定电流，是根据额定容量和额定电压计算出来的电流。对三相变压器而言，额定电流是指线电压。4、额定频率f我国的标准规定工业频率f=50HZ。此外，额定运行时的效率、温升等数据也是额定值。第二节变压器的并联运行一、变压器并联运行应满足的条件：1．变压器的接线组别相同；2．变压器的变比相同(允许有±0.5%的差值)，也就是说，变压器的额定电压相等；（以上两个条件保证了变压器空载时，绕组内不会有环流，环流的产生，会影响变压器容量的合理利用，如果环流几倍于额定电流，甚至会烧坏变压器。）3．变压器的短路电压相等(允许有±10%的差值)，这个条件保证负荷分配与容量成正比。4．并列变压器的容量比不宜超过3:1，这样就限制了变压器的短路电压值相差不致过大。二、变压器并列运行的目的及优点1．提高变压器运行的经济性。当负荷增加到一台变压器容量不够用时，则可并列投入第二台变压器，而当负荷减少到不需要两台变压器同时供电时，可将一台变压器退出运行。特别是在农村，季节性用电特点明显，变压器并联运行可根据用电负荷大小来进行投切，这样，可尽量减少变压器本身的损耗，达到经济运行的目的。2．提高供电可靠性。当并列运行的变压器中有一台损坏时，只要迅速将之从电网中切除，另一台或两台变压器仍可正常供电；检修某台变压器时，也不影响其它变压器正常运行从而减少了故障和检修时的停电范围和次数，提高供电可靠性。3．节约电能，实现节电增效。三、变压器并列运行的理想状态1．变压器空载进绕组内不会有环流产生；2．并列运行后，两台变压器所带负载与各自额定容量成正比，即负载率相等。第三节变压器空载投入时的励磁涌流变压器空载稳态运行时，空载电流仅占额定电流的2%～10%，可认为是正常空载电流。当进行变压器空载投入操作时，却有可能出现比正常空载电流大几十倍的电流，需经过一个短暂的过渡过程，才能恢复到正常的空载电流值。这个在过渡过程中出现的空载投入电流称为励磁涌流。空载投入时的励磁涌流现象，是与铁芯中磁场的建立过程密切联系在一起的。因此，首先要分析空载投入时铁芯中磁场的建立过程。以单相变压器为例，可列出变压器空载投入时与原边的电压方程式为中----电源电压有效值；电源电压初相位角；交链原绕组的总磁通；空载投入电流原绕组电阻；原绕组匝数；由于铁芯具有磁饱和特性，与的关系是非线性的，是一个非线性微分方程式。为了简化求解，可忽略较小的r1，并假设铁芯不饱和且无剩磁，这样上式可简化为解得因分析时设铁心中无磁通，即初始条件为t=0时=0，代入上式得C=于是可见，空载投入时铁芯中的磁通可分为两个分量，一个是非周期分量，另一个是周期分量—。因此，磁通在过渡过程中，其变化情况与合闸瞬间电压的初相角有关。下面分析两种特殊情况：（1）、=90°时：将=90°代入上式得此时磁通得非周期分量为零，这表明一合闸就建立稳态磁通，此种情况下不会出现励磁涌流，空载电流即为正常值。（2）、°时：将°代入上式得在空载合闸后的半个周期瞬间（），即时（在工频电网中t=0.01s），将代入上式得可见，过渡过程中磁通可达到稳态分量复制的2倍，考虑到铁芯的磁饱和特性，此时铁芯深度饱和。由铁芯的磁化曲线，对应2的励磁电流可达到正常空载电流的几十倍，一般可达额定电流的5到8倍，这个电流就是励磁电流。由于原绕组具有电阻，因此励磁电流会逐渐衰减到正常值。一般小型变压器只需几个周期就可以达到稳态空载电流值，大型变压器的励磁涌流衰减较慢，但一般不会超过20s。励磁涌流维持的时间较短，对变压器本身一般不会有什么危害，但可能引起变压器原边保护误动作，因此保护装置在整定时要躲过合闸时的励磁涌流。在大型变压器中，为加速励磁涌流的衰减，合闸时常常在原绕组回路中加入一个附加电阻，合闸后再将这个电阻切除。变压器的不对称运行实际运行中，三相变压器的外施电压一般是对称，所谓不对称运行，主要指三相负载不对称。对称分量法分析不对称运行常用对称分量法。对称分量法是一种线性变换，将任意一组不对称的三相系统分解为正序、负序、零序三组对称的三相系统。先按各序对称的三相系统单独作用，分别进行分析计算，再把各序的计算结果叠加起来，便得到三相不对称运行的实际结果。A相的各序电压为：B、C相的正、负零序电压分量为：由此可见，如果已知三相不对称电压，就能求出它的各序对称分量；反之，如果已知各序对称电压分量，就能求出三相不对称电压。这种变换关系是唯一的。以上的分析同样适用于电流。二、关于中性点位移现象当二次侧接单相负载后，在每相上叠加零序电动势，造成相电压不对称，在相量图中表现为相电压中点偏离了线电压三角形的几何重心，这种现象称为“中点浮动”或“中性点位移“。中点浮动的程度取决于零序电动势，而零序电动势又取决于零序电流的大小和磁路结构。中点浮动现象的解释：Y,yn接线的三相变压器带单相负载时，二次侧有正序、负序和零序电流，一次侧由于无中线，只有正序和负序分量电流，这样，两侧正、负序分量电流所建立的磁动势恰好平衡，而二次侧零序分量电流建立的零序磁动势得不到平衡，起了励磁磁动势的作用，在铁心中产生零序磁通，它在各相绕组上感应零序电动势，叠加在各项电压上，结果，带负载相的端电压下降，另两端端电压升高。尽管外加线电压对称，但相电压不对称，相量图上相电压中点偏离了线电压三角形的几何重心。如图1-2图1—图1—2变压器的突然短路一、突然短路电流1、分析判断的前提条件：（1）、变压器副边发生三相突然断路时，认为原边电压恒定，且u1=U1msin(wt+ａ),ａ为原边电压初相角；（2）、忽略励磁电流；（3）、忽略负载电流，认为突然断路是在空载情况下发生的，即初始条件为t=0，突然短路电流ik=0。2、短路电流的通解：式中：—突然短路电流稳态分量的瞬时值；—突然短路电流暂态分量的瞬时值。由分析可得，突然短路电流的大小与发生突然短路瞬间电源电压的初相角有关，下面分析两种特殊情况。（1）、=90o时此时暂态分量等于零，只有稳态分量。突然短路一发生就进入稳态，短路电流最小。（2）、=0o时在突然短路后半个周期时，短路电流达到最大值：式中：为突然短路电流最大值与稳态电流最大值之比。显然的大小决定于时间常数。对于小型变压器，，故；对于大型变压器，，故。用标么值表示时式中：短路阻抗的标么值越小，短路电流越大。若，则。这是一个很大的冲击电流，它会产生很大的电磁力，严重时，可能使变压器绕组变形而损坏。为限制，不应过小。但从减小变压器电压变化率看，又不应过大，因此在设计变压器时，必须全面考虑值的选择。对于三相变压器由于各相电压相差，发生三相突然短路时，总有一相会处在短路电流最大或接近最大的情况。二、突然短路电流的危害突然短路电流的危害主要有：一是绕组过热；二是绕组受到强大电磁力的冲击作用。1、变压器都装有可靠的继电保护装置，一般在绕组温度上升到危险值之前，已将变压器电源切断，所以一般不会因绕组过热而烧毁变压器。2、突然短路的电磁力：变压器的绕组处在漏磁场中，绕组中的电流与漏磁场相互作用，在绕组的各导线上产生电磁力，其大小与电流的平方成正比。变压器突然短路时电流的最大幅值可达额定电流幅值的20～30倍，突然短路时绕组受到的最大电磁力可达额定运行时的400～900倍，这样大的电磁力有可能使绕组烧坏。变压器的过负荷运行变压器的过负荷运行分为正常过负荷和事故过负荷两种情况，两种情况下的过负荷能力和时限都是不同的。一、正常过负荷在一定条件下，变压器正常运行时允许过负荷。这是因为变压器再一昼夜内，所带负荷有时大，有时小，小负荷运行时温升较低；还因为在一年内，变压器周围冷却介质温度随着季节变化而变化，冬季气温低，散热条件好。因此在不损坏绕组绝缘、不减少变压器寿命的前提下，变压器可以在高峰负载及冬季时过负载运行。由昼夜负荷变化而允许的正常过负荷对于自然冷却及吹风冷却的油浸变压器，可根据过负荷前的上层油温升，来确定过负荷倍数及允许持续时间。对于强迫油循环风冷或水冷变压器。可按照制造厂说明书规定数据进行。由于季节气温变化而允许的正常过负荷如果在夏季（6、7、8）三个月的最高负荷低于额定容量时，则夏季负荷每降低1％，在冬季（11、12、1、2）四个月可以过负荷1％，但以15％为限。二、事故过负荷当发电厂电力系统发生事故时，为了保证对重要用户的连续供电，允许变压器在短时间内过负荷运行，称为事故过负荷。事故过负荷可能使温升超过允许值，从而影响绝缘寿命，所以应严格执行事故过负荷的允许值及时限，并要求值班人员迅速处理事故，尽快解除变压器的事故过负荷运行状态。事故过负荷的数值和时限，应按照制造厂的规定执行。可参考下表1—1：表1-1：变压器事故过负荷的允许倍数及时间过负荷倍数1.301.451.601.752.002.403.00允许时间（min）1208030157.53.51.5变压器运行中的监视与维护一、变压器运行中的监视变压器运行中需要监视的内容（1）、监视仪表。变压器控制盘上的电流表、电压表、功率表等仪表，它们指示着变压器的运行状态，诸如负荷的大小及电压质量的好坏等，因此要严格监视与抄录。（2）、当有电阻式遥测温度计装置时，要监视变压器上层油温，并作好记录。（3）、监视变压器储油柜的油位是否正常，有无渗漏油的现象。（4）、检查各电压等级的绝缘套管，表面是否清洁，有无破损裂纹及放电痕迹，有无渗漏油的情况。（5）、监视检查变压器箱壳有无渗漏油现象，净油器是否按规定投入运行，吸湿器的干燥剂有否失效，安全气道的保护膜是否完好。（6）、监视冷却系统的运转情况是否正常。对于油浸风冷及强迫油循环风冷的变压器，有无个别风扇停转，风扇电动机是否过热，声音有无异常。二、变压器的维护绝大多数的变压器是安装在露天或半露天的场合，要遇到雨、雪、风、霜、雷、高温、严寒、迷雾、灰尘等多种气候条件的侵袭。每台变压器在设计制造时，根据国家标准和技术条件，虽考虑到要胜任上述各种恶劣条件，但变压器经过一段时期的运行后，其抵御能力会下降，因此必须作定期维护，以恢复变压器的抵御能力。在一般情况下，每半年作一次维护已足够，但在环境污秽、气候条件恶劣的地区，则应适当缩短维护周期，可以4个月一次，甚至每季度一次。变压器定期维护的项目如下：（1）、揩净瓷套管外表面。（2）、清扫变压器箱壳及其附件。（3）、对本体及充油附件，取油样并作油样试验。（4）、检查维护各级绝缘套管的导电接头、导电板帽盖。（5）、雷雨季节到来之前，维护好避雷装置并预先投入系统。（6）、趁维护停电机会，对一些零星小缺陷应予以消除。第八节变压器的运行规程本规程适用于电压为1KV及以上的电力变压器，电抗器、消弧线圈、调压器等同类设备可参照执行，必要时可参照制造厂的有关规定。一、基本要求：（1）、变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。（2）、变压器用熔断器保护时，熔断器性能必须满足系统短路容量、灵敏度和选择性的要求。分级绝缘变压器用熔断器保护时，其中性点必须接地。（3）、装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。（4）、变压器的冷却装置：a、按照制造厂的规定安装全部冷却装置；b、强有循环的冷却系统必须有两个独立的工作电源并能自动切换。当工作电源发生故障时，应自动投入备用电源并发出音响及灯光信号；c、强油循环变压器，当切除故障冷却器时应发出音响及灯光信号，并自动（水冷的可手动）投入备用冷却器；d、风扇、水泵及油泵的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护；应有监视油泵电机旋转方向的装置；e、水冷却器的油泵应装设在冷却器的进油侧，并保证在任何情况下冷却器中的油压大于水压约0.05MPa。冷却器出水侧应有防水旋塞；f、强油循环冷却的变压器，各个冷却器的潜油泵出口应装设逆止阀；g、强油循环冷却的变压器，应按温度和（或）负载控制冷却器的投切。（5）、变压器的温度测量装置：a、应有测量顶层油温的温度计（柱上变压器可以不安装），无人值班变电站内的变压器应装设指示顶层油温最高值的温度计；b、1000KVA及以上的油浸式变压器、800KVA及以上的油浸式和630KVA及以上的干式厂用变压器，应将信号温度计接远方信号；c、8000KVA及以上的变压器应装有远方测温装置；d、强油循环水冷却的变压器应在冷却器进出口分别装设测温装置；e、测温时，温度计管座内应充有变压器油；f、干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置；g、无人值班的变电站内2000KVA及以上的变压器，应装设远方监控负载电流和顶层油温的装置。无人值班的变电站内安装的强油循环冷却的变压器，应有保证在冷却系统失去电源时，变压器温度不超过规定值的可靠措施，并列入现场规程。二、有关变压器运行的其他要求：（1）、大中型变压器应有永久或临时性起吊钟罩设施及所需的工作场地。（2）、释压装置的安装应保证事故喷油畅通，并且不致喷入电缆沟、母线及其它设备上，必要时应予以遮挡。（3）、变压器应有铭牌，并标志运行编号和相位标志。安装在变压器室内或台上、主上的配电变压器亦应编号并悬挂警告牌。（4）、变压器在运行情况下，应能安全的查看储油柜和套管油位、顶层油温、气体继电器，以及安全取气样等，必要时应装设固定梯子。（5）、室内安装的变压器应有足够的通风，避免变压器温度过高。装有机械通风装置的变压器室，在机械通风停止时，应能发出远方信号。变压器的通风系统一般不应与其他通风系统联通。（6）、变压器室的门应采用阻燃或不燃材料，并应上锁。门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”的标志牌。（7）、安装油浸式电力变压器的场所应按照有关设计规程规定设置消防设施和事故储又设施，并保持完好状态。（8）、安装在震级烈度为七级及以上地区的变压器，应考虑防震措施。（9）、在变压器上安装反应绝缘情况的在线检测装置，其电气信号应经传感器采集，并保持可靠接地。采集油中溶解气样的装置，应具有良好的密封性能。参考文献：1、《电机学》，北京：中国电力出版社，赵君有等合编，20052、《电机及其运行与检修》（第二册），北京：中国水利水出版设，罗慰擎主编，1997

第二章大型变压器的检修第一节变压器的大修项目和小修项目变压器的大修变压器的大修是指将变压器的器身从油箱中吊出而进行的各项检修。它可以分为因故障而进行的大修和正常运行的定期大修。对前者，需在大修前详细的检查变压器的故障状况；对后者则应按定期限进行。（一）变压器定期大修期限电力变压器的大修间隔，应根据变压器的构造特点和使用情况确定。在正常的运行情况下，对新投入使用的主要变压器和主要的厂、所用变压器在第五年要进行吊芯检修，以后每隔5-10年要吊芯检修一次。但对充氮与胶囊密封的电力变压器，可以适当延长大修的间隔，只有当预防性检查和实验结果表明，确有必要吊芯检查时，才进行大修。另外，在大容量电力系统中进行的主要变压器，当承受出口短路时，应考虑提前大修。对有载调压的电力变压器，器分接开关部分，当操作次数达到制造厂规定的次数时，应将切换开关去除进行检修。对新安装的电力变压器，除可以保证变压器在运输过程和保管期间内部没有受到任何损失外，均应先进行吊芯检修。（二）变压器的大修项目吊芯后首先应对器身进行冲洗，清洗油泥和积垢。用压力为4～5千克/厘米21、变压器器身的检修（1）、铁芯检修（2）、绕组检修2、分接开关的检修对无励磁分接开关的检修主要从以下几个方面进行：（1）检查动静触头之间的接触情况（2）检查分接引线与动静触头的连接是否良好（3）检查分接开关的转动是否灵活（4）检查分接开关绝缘部件的状况3、油箱及附件的检修（1）油箱和散热器的检修（2）绝缘套管的检修（3）储油柜、防爆管、呼吸器的检修二、变压器的小修变压器的小修是指不对变压器进行吊芯，只对变压器油箱外部及其附件进行检修。（一）变压器的小修周期变压器的小修周期是根据它的重要程度、运行环境、运行条件等因素来决定的。一般规定每年一次，但对安装在特别污秽地区的变压器，其小修周期可另行规定。（二）变压器的小修项目变压器的小修要在停电后进行。为减少损失，应尽量缩短停电时间。一般规定：2000kvA以下变压器允许停电6小时；2000~500kvA允许停电8小时；5000kvA以上允许停电10小时。变压器小修项目：1、检查接头状况是否良好2、清扫和检查绝缘套管3、检查变压器各部分是否漏油4、检查防暴管5、检查全部冷却系统的设备是否完好6、储油柜及呼吸器的检查7、检查气体继电器8、分接开关的检查9、接地线的检查10、测量变压器的绝缘电阻和吸收比。第二节变压器的常见故障及处理方法变压器是发电厂及电力系统中重要的电气设备，若发生事故将造成严重损失。因此要善于捕捉故障现象，准确判断故障的性质与原因，迅速而正确处理事故。变压器常见故障的部位及故障原因绕组的主绝缘及匝间绝缘故障绕组的主绝缘和匝间绝缘发生故障的原因主要是：由于长期过负荷运行，或散热条件差，使用年限长久，致使绝缘老化脆裂，耐压强度大大降低；变压器经受多次短路冲击，使绕组受力变形，虽然还能运行，但隐藏着绝缘缺陷，一旦遇有电压波动就有可能击穿绝缘；变压器油中进水，使绝缘强度大为降低，不能耐受允许电压而造成绝缘击穿；在高压绕组加强段处或在低压绕组部位，因统包绝缘膨胀，使油道堵塞，绝缘过热而老化，发生击穿短路；由于防雷设施不完善或防雷系统故障，在大气过压作用下发生绝缘击穿事故。2、引线处绝缘故障变压器引线是靠套管起绝缘和支撑作用，由于套管上端帽罩（俗称将军帽）不严而进水，主绝缘受潮而击穿；或因变压器严重缺油而使油箱内引线暴露在空气中，造成内部闪络，都会在引线处发生故障。铁芯绝缘故障铁芯也是变压器常见的故障的部位。铁芯的硅钢片之间有绝缘漆膜，若绝缘漆膜遭破坏，将因此产生涡流而发生铁芯绝不过热。同样道理，夹紧铁芯的穿心螺栓、压铁部件因绝缘破环，同样会产生局部过热现象。另外，由于铁芯加工粗糙，要求不严，残留焊渣等杂物，使铁芯两点或多点接触，都造成铁芯故障。套管处闪络和爆炸变压器电压在110kv以上时，一般都采用电容套管，由于磁质不良有沙眼或裂纹；电容芯子有缺陷，内部有游离放电；套管密封不好，有漏油现象；套管外积垢严重等，都可能发生闪络和爆炸。二、变压器自动跳闸的处理变压器在运行中，当断路器跳闸时，一般可按下述步骤迅速处理。1、将以跳闸的断路器的操作开关投向“短路”位置，迅速投入备用变压器，调整运行方式和负荷分配，使运行处于新的运行状态；检查是何种保护动作，动作是否正确；了解系统是否有故障及故障性质；4、如果差动、重瓦斯、电流速断等主保护动作，则必须对变压器及其系统进行详细检查，不允许在未查清原因之前，将变压器投入运行；5、详细记录故障现象、时间及处理过程。三、变压器着火处理变压器发生火宅是非常严重的事故，因为变压器内部不仅有大量的油，而且许多绝缘材料都是易燃物品。若处理不当，可能发生变压器爆炸或使火宅扩大。发现变压器着火，应立即拉断各侧电源断路器，切断电源进行灭火，并迅速投入备用变压器，恢复供电。对装有水自动灭火装置的变压器，应先启动高压水泵，再打开电动喷雾阀门喷雾灭火。若用其他消防器材灭火时，最好使用1211灭火器其次是使用二氧化碳，四氯化碳泡沫、干粉灭火器及沙子灭火。如果流出的油也着了火，则可用泡沫灭火器灭火。如果变压器油溢出并在变压器箱壳着火，则应打开变压器下部的油阀放油，使油面低于着火处，并向变压器的外壳浇水，使油冷却而不易燃烧。如变压器外壳炸裂并着火时，必须将变压器内部油都放到储油坑或储油槽中。如果是变压器内部故障引起着火使，则不能放油，以防变压器爆炸。四、变压器发生故障的原因比较复杂，涉及面也广，故障类型有多种。这里以油浸式变压器为例，故障类型如下：1、按故障所处位置可分为油箱内部故障和油箱外部故障。其中前者又分为热故障和电气故障。2、按结构可分为绕组故障、铁芯故障、油质故障和套管及分接开关故障等。表2-1列出的是变压器常见故障的类型、现象、产生的原因和处理办法。故障类型故障现象故障原因处理方法绕组匝间或层间短路变压器异常发热油温升高油发出特殊的“咝咝”声电源侧电流增大三相绕组的直流电阻不平衡高压熔断器熔断气体继电器动作储油柜冒黑烟变压器运行年久，绕组绝缘老化绕组绝缘受潮绕组绕制不当，使绝缘局部受损油道内落入杂物，使油道堵塞，局部过热更换或修复所损坏的绕组、衬垫和绝缘筒进行浸漆和干燥处理更换或修复绕组绕组接地或相间短路高压熔断器熔断安全气道薄膜破裂、喷油气体继电器动作变压器油燃烧变压器振动绕组主绝缘老化或有破损等重大缺陷变压器进水，绝缘油严重受潮油面过低，落出油面的引线绝缘距离不足而击穿绕组内落入杂物过电压击穿绕组绝缘更换或修复绕组更换或处理变压器油检修渗漏油部位，注油至正常位置清除杂物更换或修复绕组绝缘，并限制过电压的幅值绕组变形与断线变压器发出异常声音断线相无电流指出制造装配不良，绕组未压紧短路电流的电磁力作用导线焊接不良雷击造成断线制造上缺陷，强度不够修复变形部位，必要时更换绕组拧紧压圈螺钉，紧固松脱的衬垫、撑条割除熔蚀在截面缩小的导线或补换新导线修补绝缘，并作浸漆干燥处理修复改善结构，提高机械强度铁芯片间绝缘损坏空载损耗变大铁芯发热，油温升高，油色变深吊出变压器器身检查，硅钢片漆膜脱落或发热变压器发出异常声响硅钢片间绝缘老化受强烈振东，片间发生位移或摩擦铁芯紧固件松动铁芯接地后发热，烧坏片间绝缘对绝缘损坏的硅钢片重新刷绝缘漆紧固铁芯夹件按铁芯接地故障处理方法铁芯多点接地或者接地不良高压熔断器熔断铁芯发热，油温升高，油色变黑气体继电器动作吊出器身检查，硅钢片局部烧熔铁芯与穿心螺杆间的绝缘老化，引起铁芯多点接地铁芯接地片断开铁芯接地片松动更换穿心螺杆与铁芯间的绝缘管和绝缘衬更换新接地片或将接地片压紧套管闪络高压熔断器熔断套管表面有放电痕迹套管表面脏污套管有裂纹或破损套管密封不严，绝缘受损套管间掉入杂物清除套管表面的脏污更换套管更换封垫清除杂物分接开关烧损高压熔断器熔断油温升高触点表面产生放电声变压器油发出“咕嘟”声动触头弹簧压力不够，或过渡电阻损坏开关装备不良，造成接触不良连接螺栓松动变压器油位下降，使分接开关暴露在空气中分接开关位置错位更换或修复触头接触面，更换弹簧或过渡电阻按要求重新装配并进行调整紧固松动的螺栓更换绝缘板补注变压器油至正常油位纠正错位变压器油变劣油色变暗变压器故障引起放电造成变压器油分解变压器油长期受热氧化使油质变劣对变压器油进行过滤或换新油对处于运行状态的变压器，运行值班人员应定时进行巡视检查，了解和掌握变压器的运行状况，发现问题及时解决，力争把故障消灭在萌芽状态。一般巡视检查的主要项目如下：储油柜和充油套管的油位和颜色。油位应与温度相对应，各部位无漏油、渗油现象。套管外部应清洁、无裂纹和放电痕迹。油色应是透明微黄色。变压器的上层油温。变压器上层油温一般应在85℃以下，对强迫油循环水冷却的变压器应在75变压器的响声是否正常。冷却风扇、油泵、水泵运行是否正常，油流继电器工作是否正常，水冷却器的油压应大于水压。吸湿器（呼吸器）完好，吸附剂（硅胶）干燥，颜色应为蓝色。引线接头、电缆、母线应无发热征象。瓦斯继电器内应无气体。变压器外壳接地良好，控制箱和副边绕组端子箱应关严，无受潮。压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损。干式变压器的外部表面应无积污。消防设施应齐全、完好。室内变压器应检查门窗、照明、室温及房间是否漏水、渗水等。第三节变压器的检修变压器的大修变压器大修前的检查变压器大修前首先应进行详细的检查和必要的电气试验，从而确定该变压器是否有缺陷部位，使得在大修时能取得事半功倍的效果。对正常进行的定期大修的变压器，大修前应测定一次侧与二次侧绕组之间及其分别对地的绝缘电阻；测其一次绕组和二次绕组的直流电阻并判断有无断线处。另外，还应对该变压器的外壳、散热器、储油柜、防爆管、套管等附件进行一次细致的检查，查看有无渗油、漏油、和破裂、凹凸等现象。对于因故障而进行大修的变压器，大修前应当进行检查和实验项目主要包括以下内容：查看变压器的运行记录搜集变压器在运行中已暴露出并被运行人员记录在案的缺陷，对照这些缺陷到现场变压器上一一核对，制定针对性的检修措施。检查气体继电器是否动作若气体继电器动作过，则说明由于严重内部故障已产生了大量气体。在因气体继电器动作引起跳闸后，应迅速鉴别气体颜色、气味和可燃性，并据此推测故障类型和原因：不易燃的黄色气体是木材受热分解产生；可燃、有强烈臭味的淡灰色气体是纸和纸板产生；灰色或黑色易燃气体是变压器油分解产生。检查变压器外观对各部件故障状况进行记录。在对变压器开箱吊芯前，尽快对故障变压器的储油柜、防爆管、油箱、高低压套管、上层油温、引线接头状况等进行检查记录。通过外部检查，发现上述部件故障，以便在大修中进行处理。测定各绕组之间及其对地的绝缘电阻直流泄漏和交流耐压试验在故障变压器中，常存在绝缘被击穿之后。由于变压器油的流入而出现绝缘恢复的假象。这时使用摇表检查，很难得出正确的结果，必须用直流泄露和交流耐压试验来测定，以判明其情况。测量各绕组的直流电阻测定变压器变比测定变压器三相空载电流在变压器一次侧接上额定电压，二次侧开路时测量它的空载电流（励磁电流），可判断绕组和铁芯是否有故障。测得的空载电流与上次试验的数值比较不应偏大。变压器油实验取样进行简化试验，确定变压器油是否合格，是否需要进行处理。变压器的吊芯变压器大修时，都应将器身吊出油箱进行检修。由于变压器和绕组绝缘对污秽、潮气很敏感，易于受到损坏，不宜长时间和空气接触，故吊芯是变压器检修中技术性较强的一项工作。吊芯的注意事项（1）吊芯一般应在良好天气（相对湿度不大于75%）并且无灰烟、尘土、水汽的清洁场所进行。（2）如果必须在相对湿度大于75%的天气起吊，则应使变压器铁芯温度（按变压器上层油温计算）比大气温度高10℃以上，或使室内温度高出大气温度10（3）器身在空气中暴露的时间按规定不超过以下值：干燥空气（相对湿度不大于65%）——16小时，潮湿空气（相对湿度不大于75%）——12小时。器身暴露时间从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止。（4）起吊前应仔细检查钢丝绳的强度和勾挂的可靠性。每根吊绳和铅垂线之间的夹角不应大于30°，当该角过大时，应适当加长钢丝绳，或加木撑，如图2-1所示。（5）起吊时应水平起吊，防止器身的铁芯、绕组及绝缘部件在起吊过程中与油箱碰撞损坏。（6）起吊时应注意安全，在起吊过程中严禁将手等身体各部分置于箱盖和油箱之间。另外，起吊时应有专人指挥，油箱四角亦要有人监视。2、吊芯的工艺程序（1）变压器停电后，拆开变压器的高、低压套管引线；断开风扇、温度计、气体继电器等的电源，并把线头用胶布包好，做好记号；拆掉变压器接地线及小车垫铁，并对变压器安装位置做好记号。（2）将变压器运至检修现场。（3）放出变压器油。对箱式变压器，把油放至接近上铁轭顶面即可。油管应预先检查好，以防止跑油。（4）拆除储油柜，如油防爆管和气体继电器，可同样拆去。然后拆去箱盖四周与箱壳之间连接的螺栓。（5）对容量3200kVA及以下的变压器，可将箱盖连同器身一起吊出。如果变压器容量大（大于4000kVA）则器身较长，箱盖也长。为了避免箱盖起吊后变形，这时应先把箱壳拆下，吊开，然后再吊器身。（6）吊出器身后，如果起吊设备可以移动，则把器身移至检修位置，如果起吊设备不能移动，则应移开油箱。至工作位置后，把器身吊至离地面200～300mm的位置停住，在器身下部放集油盘，接收器身上滴下的残油，待残油基本滴净后，垫上枕木，把器身放在枕木上检修。变压器的大修项目1、变压器器身的检修A、铁芯检修（1）检查硅钢片的压紧程度，铁芯应无松动，轭铁和铁芯柱对接处应无歪斜、变形。铁芯如有松动，应重新压紧。（2）检查硅钢片表面的绝缘漆应完好颜色应无异常。（3）检查铁芯接地是否牢固而有效。铁芯的接地片如断裂或未接好时，应重新更换接地片或连接好。（4）铁芯之间、铁芯与绕组之间的油道应畅通。（5）所有穿芯螺栓应紧固，用1000～2500伏摇表测定穿芯螺栓、铁轭夹件对铁芯的绝缘电阻，其值不低于10兆欧，与最初测的值相比不得低于50%。测量时，需拆下接地铜片，测后装复。（6）各部位螺丝应紧固，并有防松措施。B、绕组检修（1）绕组的所有垫块、衬条应无位移和松动情况，绕组与轭铁及相间绝缘纸板应完整无破裂，牢固无位移。（2）绕组应排列整齐、间隙均匀。绕组表面应清洁无油泥，油路应畅通。（3）绕组绝缘层应完整，表面无变色、脆裂或击穿现象，高低压绕组无位移、变形。（4）根据运行维护经验，变压器的绕组绝缘层老化程度分为四级：a绝缘富有弹性、色泽新鲜均匀，用手按压时无残留变形，为良好绝缘。b绝缘颜色较深，质地较硬，但用手按压时无裂纹和脱落，为合格绝缘。c绝缘变脆，颜色深暗，用手按压时有轻微裂纹和变形，为不可靠绝缘，这种绝缘应根据具体情况予以更换，暂时不能更换者，应在检修记录中标明，并通知运行人员。d绝缘已碳化发脆，用手按压时产生显著变形、裂开和损坏。这时绝缘已经损坏，必须更换。（5）绕组的所有焊接点应牢固可靠，是锡焊者应改为铜焊或银焊。（6）绕组引出线绝缘应良好，包扎应紧固无破裂。引出线固定要牢靠。引出线对外壳及引出线之间的距离应符合要求。2、分接开关的检修对无励磁分接开关的检修主要从以下几个方面进行：（1）检查动静触头之间的接触情况分接开关动静触头之间应接触良好。接触面无过热、烧伤的痕迹。（2）检查分接引线与动静触头的连接是否良好分接开关上与静触头相连的接线端常采用螺栓或铜焊、锡焊方式与绕组抽头相连。该连接良好。（3）检查分接开关的转动是否灵活分接开关传动装置应完好无损，操作灵活正确。接头接触位置应同指示位置一致。（4）检查分接开关绝缘部件的状况分接开关上各绝缘部件应清洁、无损坏、绝缘良好。3、油箱及附件的检修（1）油箱和散热器的检修对于油箱和散热器，检修的重点时看连接处、焊缝是否漏油及是否油开裂。（2）绝缘套管的检修a将套管表面除污、擦净。仔细检查有无损坏及裂纹。有无闪络放电痕迹。b检查各油封、胶垫，若有渗漏应更换，若检修时已将套管拆下，则应更换全部胶垫。c引线导电螺杆完好，接头无腐蚀、发热的痕迹。若有则更换。（3）储油柜、防爆管、呼吸器的检修储油柜在检修时，应用清洁的变压器油对内部进行彻底的清洗。防爆管在检修时应重点查看防爆膜是否损坏，密封是否良好。呼吸器，主要检查下部的硅胶是否变色（干燥时为蓝色，受潮时为红色）。变压器的小修（一）变压器的小修项目1、检查接头状况是否良好检查出线接头各处铜铝接头，若有接触不良或接点腐蚀，则应修理或更换。同时，还应检查绝缘套管的导电杆螺丝有无松动及过热。2、清扫和检查绝缘套管清扫高低压绝缘套管的积污，检查有无裂痕、破损和放电痕迹。检查后，针对故障及时处理。3、检查变压器各部分是否漏油清扫邮箱和散热管（散热器），检查箱体结合处，油箱和散热管焊接处或油箱与散热器连接处及其他部位有无漏油及锈蚀，若焊缝渗漏，应进行补焊或用胶粘补渗漏处，若是密封渗漏，原因可能为：（1）密封垫全老化或损坏；（2）密封圈不正，压力不均或压力不够；（3）密封材料处理不好，发生氧化或断裂。检查后针对具体情况进行处理。老化、硬化、断裂的密封圈和填料应予以更换；在装配时，应注意压紧螺丝要均匀地压紧，垫圈要放正。油箱及散热器的锈蚀应铲锈涂漆。4、检查防暴管有防爆管的变压器，应检查防暴管是否完好。同时检察它的密封性能。5、检查全部冷却系统的设备是否完好对自冷式变压器，应清扫散热器表面的积灰，检查焊缝有无渗漏油的地方；对风冷式变压器，除自冷式变压器相同的检查项目外，还应检查冷却风扇的工作情况是否正常；而对强迫油循环风冷式变压器，还应检查潜油泵的工作情况是否正常；对强迫油循环水冷式变压器，则应检查潜油泵及冷却水泵的工作情况是否正常，冷却器的外表有无渗漏油和渗漏水的现象。6、储油柜及呼吸器的检查检查储油柜的油位是否正常，若变压器缺油要及时补充。同时应检查并及时清除储油柜内的油泥和水分。对于呼吸器内的硅胶每年要更换一次。若未到一年，就已吸潮失效，也应取出放在烘箱内，在110~14℃7、检查气体继电器检查气体继电器是否漏油；动作是否可靠，控制电缆及继电器接点的绝缘电阻是否良好。8、分接开关的检查记录好分接开关当前的位置，转动分接开关，观察操动机构有无卡滞现象。9、接地线的检查检查变压器接地线是否完整良好，有无腐蚀现象，接地是否可靠。10、测量变压器的绝缘电阻和吸收比。第四节变压器的干燥检修后或安装前的变压器，有以下情况之一时，即应进行处理。1、变压器绝缘电阻，确定绕组以受潮。2、过程中器身暴露在空气中的时间超过规定时。规程规定，经过大修的变压器器身相对温度不大于75%的空气中不超过下列时间,可以不经干燥即可注油,并经试验合格投入运行:35kV及以下的变压器——24小时110kV及以上的变压器——16小时如果在检修期间变压器器身温度至少比空气温度高出3～5℃，则器身在空气中允许停留的时间可增大两倍。3、对绕组进行重绕或局部更换绝缘时。变压器器身干燥的方法，有短路干燥法、零序电流干燥法、热风干燥法、外壳涡流干燥法、真空热油喷雾干燥法等。短路干燥法将变压器一侧绕组短路，另一侧加适当电压，使变压器高低压绕组内产生适当的短路电流，靠绕组本身的铜损来加热变压器。这种方法一般可以轻度干燥带油变压器或不带油干燥那些受潮不太严重的小型变压器。采用此法干燥时，电源的容量应为P=1.25SNUd%(kW)式中SN——被干燥变压器的额定容量（kVA）Ud%——变压器阻抗电压的百分值外加电压低于下式计算值U：U=UN·Ud%式中UN——电源侧绕组额定电压。零序电流干燥法零序电流干燥法是在高压或低压侧的三相绕组内通入同相位的电流（零序电流），另一侧开路。利用零序磁通加热箱壳来进行干燥。采用零序电流干燥法时，接线方案如图2-3（a）。图中，把变压器高压绕组三相电流同相，产生的磁通也同相。从图（b）可见，三相绕组在三相绕组在三柱式铁芯中产生的同相位磁通，不能在铁芯外的空间及箱壳构成通路。由于该磁通是交变的，它将在箱壳和夹件等构件中引起涡流发热。采用这种干燥法时，因为电流不大，一般不带油干燥。干燥前，需对绕组进行改接，干燥后又要把器身吊出恢复正常接线。这时，应注意控制器身和空气的接触时间，以防止再次受潮。热风干燥法采用鼓风机把空气吹进变压器油箱，利用空气加热干燥器身。干燥时热空气保持在95℃左右，每小时测一次绝缘电阻，当绝缘电阻保持6小时不变时，干燥即可结束。外壳涡流干燥法外壳涡流干燥法也称铁损干燥法或感应加热法。它是在油箱外壁缠绕磁化线圈，通过交流电，使油箱产生磁通，利用交变磁通在油箱壁中的铁损（磁滞损耗和涡流损耗）所引起的发热，由外壳传到内部来加热干燥变压器。干燥中，箱壁温度不应超过115～120℃，器身温度不超过90～95℃。真空热油喷雾干燥法真空热油喷雾干燥法，是在真空条件下，用加热的变压器油（100～110℃）作载热介质，经喷嘴成雾状喷向器身，给器身加热升温。由于热油成雾状，提高了传热和渗透性能，使绝缘内部吸收的水分得以迅速蒸发。这种干燥法是60年代开始试验采用的。它的主要特点是干燥时间短、质量高、安全经济并可将器身冲洗干净，但是干燥用油的油质劣化较快。第五节变压器油的处理变压器油是一种矿物油，纯洁的变压器油具有优良的绝缘性能。但是，它在运行中易于氧化，发生化学变化产生酸性物质和油泥，这个过程通常称为"老化"。同时，它也容易吸收水分和赃物，使其绝缘程度下降，这称为"受潮"。大修时，必须对作变压器油相应的净化和再生，使其恢复良好的性能。一变压器油的过滤过滤，主要是去掉其中的杂质和水分，对油的净化。过滤设备主要有压力滤油机和真空滤有机等，现场中压力滤油机较多。（一）压力滤油机滤油1、压力滤油机滤油原理和组成压力滤油机主要有电动机、齿轮油泵和过滤器三部分组成。污油经油泵加压送到过滤器，净化后输出。过滤器有铸铁组成的进油板、出油板交叠在一起构成。进出油板之间垫有滤油纸，过滤器靠这些干燥、洁净的过滤纸来净化变压器油。过滤油时，油泵把带压力的污油从上部送油空送入，通过进油板上的空进入油板内部空腔，由出油板上的空汇流，成为洁净油输出。一般压力滤油机有20—30个进出油板构成的单元，以保证较大的过滤面积。2、变压器油的过滤方法滤油时，将滤油机的上部的出口和入口分别接通净油罐和污油罐。通过滤油机把污油罐中的油经过过滤送到净油罐中，然后再过滤回来。一般过滤3—4次就合格了。压力滤油机是利用的滤纸的毛细管的作用吸收和粘附油中的水分和赃污而使油干燥和净化的。一般过滤轻度脏污的油，2小时左右更换一次滤纸，脏污较重者，0.5—1小时更换一次。滤纸在使用前，应被仿制在80—90oC的烘箱内干燥24小时，并保存在干燥\清洁的容器内。操作时注意:开机时先打开出油阀门，启动油泵后再打开进油阀门;停机时，先关闭进油阀门，再关闭出油阀门，以防发生跑油事故。压力滤油机的箱盖不是密封的，运行中空气和潮气可以侵入，因此要求有干燥、清洁的工作条件，最好放置在室内或工作棚内，而且保质室内温度高于周围环境温度5—10℃(二)真空滤油机滤油在抽真空的容器里，用喷嘴把加热的变压器油变成雾状，使油中水分自行扩散，与油脱离，而且由于抽真空也排出了油中的空气。这是一种除水分效率很高的方法，但是不能除去油中的脏污和杂质，而且系统复杂。二、变压器油的除酸对于变压器油经长期氧化而造成酸度升高\色泽变暗，不能用过滤得方法去除，需用吸附器对其除酸。对于酸性值较低的变压器油(酸价值在0.5KOH/毫克及以下者)，可采用吸附剂过滤法过滤。对于酸价值较高的，变压器油则应采用接触过滤法，即先将油加热（注意不要超过8℃经过滤和除暖后的变压器油，可以经过简化试验看是否合格。实际上，在油的处理过程中就要在一定阶段取样进行试验，用来了解油处理的进展情况。第六节变压器检修实例分析以沈阳变压器厂生产的SFP3-260000/220型变压器为例，介绍变压器吊罩程序和本体大修工艺要求。一、变压器吊罩工序1、施工方案、技术措施、安全及检修措施已经批准。2、为确保工作安全及检修质量，开工前应进行技术交底。3、检修所需的备品、配件、堵板、真空泵、滤油机、齿轮泵、油管等准备齐全。4、准备好起重工器具、套管架和卷扬机。5、配备变压器检修期间20/5t吊车好用。6、检查拖运段铁轨承载能力良好。7、已完成吊罩大修前的电气试验。8、附件拆卸后做好标识，回装时应按标识回装。9、箱沿四周螺栓拆后进行检查，防止遗漏。10、钟罩四角系好手绳（插好导向杆），使钟罩吊起之后平衡，避免损伤内部组件。11、钟罩用的钢丝绳夹角小于60°,在起吊钟罩时，应找平衡试吊再徐徐起吊，如图示，要控制起吊速度。12、钟罩起吊后，根据定置管理图放置在枕木上，以免弄脏箱沿将污物带劲器身。13、器身各部件检修标准按DL/T573—1995《电力变压器检修导则》规定执行。14、器身检修人员应穿连体服，登记检修工具并做好记录，工作结束后认真清点，避免遗留在器身内。15、扣罩后一次真空注油必须注至低压手孔下沿，接低压软联片时，必须防止扳手、螺丝掉入箱内，造成返工。注意：分接开关操作导杆在一次注油前插入，并检查其正确性。16、通过油枕补油管二次注油后，静放一段时间后，器身各部气塞需多次排气，直到溢油为止。二、主变压器大修检查项目主变压器大修检查项目应按DL/T573—1995《电力变压器检修导则》进行。其重点如下。1、主变压器检修项目（1）检查铁心外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹。注意：铁心硅钢片应保持平衡，硅钢片间武搭接或过大的接缝间隙。例：铁心硅钢片翘起或产生波浪状。处理方法：可用木锤或铜锤敲打平整，但不能损伤硅钢片绝缘漆膜。（2）检查铁心硅钢片间绝缘漆膜是否存在脱落现象。注意：铁心硅钢片间绝缘漆膜应无脱落现象，否则引起铁心局部过热。例：铁心硅钢片有多片搭在一起，绝缘漆膜明显脱落。处理方法：用铁心专用插板将硅钢片分开，新涂刷绝缘漆，再用碘钨灯烘干为止。（3）检查上铁轭顶部和下铁轭底部是否存在积聚杂物。注意：上铁轭顶部和下铁轭底部应干净武杂物。例;上铁轭顶部和下铁轭底部存在杂物。处理方法：用面粉团清理干净为止。（4）检查铁心对上、下夹件，方铁、线圈压板、穿心螺栓绝缘情况，紧固程度及铁芯是否完好无损。注意：铁芯对上、下夹件，方铁、线圈压板、穿心螺栓绝缘用1000V绝缘电阻表测量，绝缘电阻值不低于1000兆欧，全部螺栓紧固，铁芯接地联片应无裂纹、断片现象，外露部分应包好绝缘。例：用1000V绝缘电阻表测铁芯对穿心螺栓绝缘电阻值为0。处理方法：松开穿心螺栓两端螺丝，抽出螺栓，检查绝缘筒位移情况并加绝缘板调整直至用1000V绝缘电阻表测量绝缘电阻值不低于1000兆欧为止。（5）检查线圈压板是否位移。正反压钉是否松动及底碗是否存在放电痕迹。注意：线圈压板应无发生偏移，正反压钉紧固并且底碗应不存在放电痕迹。例：线圈压板偏移，正反压钉松动并且底碗存在放电烧伤痕迹。处理方法：松开压板，正、反压钉，调正压板位置并将正反压钉全部拧紧。2、主变压器绕组检查项目（1）检查相间隔板和围屏有无破损、变形及放电痕迹，绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。注意：相间隔板和围屏应绑扎牢固，围屏分接引线出口应密封良好并无树枝状放电痕迹，支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，绕组表面清洁应无油泥、无变形、无倾斜，各部垫块应排列整齐并有适当的紧力，油道畅通。例：绕组垫块有松动、位移的现象，并且绕组表面有油泥、杂质等积聚物。处理方法：松开线圈压板压钉将垫块调整，并用面团清理（或用合格的变压器油冲洗）干净。（2）检查绕组的绝缘状况是否合格。注意：采用手指按压有弹性并无永久变形，根据手指按压法检查结果及外表观察，可将绕组绝缘分成下列四级。一级绝缘：绝缘富有弹性。用手指按压无残留变形，属良好状态。二级绝缘：绝缘仍有弹性，用手指按压时无裂纹、脆化现象，属合格状态。三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按时有少量裂纹和变形，属勉强可用状态。四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按时即变形脱落，甚至可见裸导线，属不合格状态。第六节变压器检修实例分析以沈阳变压器厂生产的SFP3-260000/220型变压器为例，介绍变压器吊罩程序和本体大修工艺要求。一、变压器吊罩工序1、施工方案、技术措施、安全及检修措施已经批准。2、为确保工作安全及检修质量，开工前应进行技术交底。3、检修所需的备品、配件、堵板、真空泵、滤油机、齿轮泵、油管等准备齐全。4、准备好起重工器具、套管架和卷扬机。5、配备变压器检修期间20/5t吊车好用。6、检查拖运段铁轨承载能力良好。7、已完成吊罩大修前的电气试验。8、附件拆卸后做好标识，回装时应按标识回装。9、箱沿四周螺栓拆后进行检查，防止遗漏。10、钟罩四角系好手绳（插好导向杆），使钟罩吊起之后平衡，避免损伤内部组件。11、钟罩用的钢丝绳夹角小于60°,在起吊钟罩时，应找平衡试吊再徐徐起吊，如图示，要控制起吊速度。12、钟罩起吊后，根据定置管理图放置在枕木上，以免弄脏箱沿将污物带劲器身。13、器身各部件检修标准按DL/T573—1995《电力变压器检修导则》规定执行。14、器身检修人员应穿连体服，登记检修工具并做好记录，工作结束后认真清点，避免遗留在器身内。15、扣罩后一次真空注油必须注至低压手孔下沿，接低压软联片时，必须防止扳手、螺丝掉入箱内，造成返工。注意：分接开关操作导杆在一次注油前插入，并检查其正确性。16、通过油枕补油管二次注油后，静放一段时间后，器身各部气塞需多次排气，直到溢油为止。二、主变压器大修检查项目主变压器大修检查项目应按DL/T573—1995《电力变压器检修导则》进行。其重点如下。1、主变压器检修项目（1）检查铁心外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤痕迹。注意：铁心硅钢片应保持平衡，硅钢片间武搭接或过大的接缝间隙。例：铁心硅钢片翘起或产生波浪状。处理方法：可用木锤或铜锤敲打平整，但不能损伤硅钢片绝缘漆膜。（2）检查铁心硅钢片间绝缘漆膜是否存在脱落现象。注意：铁心硅钢片间绝缘漆膜应无脱落现象，否则引起铁心局部过热。例：铁心硅钢片有多片搭在一起，绝缘漆膜明显脱落。处理方法：用铁心专用插板将硅钢片分开，新涂刷绝缘漆，再用碘钨灯烘干为止。（3）检查上铁轭顶部和下铁轭底部是否存在积聚杂物。注意：上铁轭顶部和下铁轭底部应干净武杂物。例;上铁轭顶部和下铁轭底部存在杂物。处理方法：用面粉团清理干净为止。（4）检查铁心对上、下夹件，方铁、线圈压板、穿心螺栓绝缘情况，紧固程度及铁芯是否完好无损。注意：铁芯对上、下夹件，方铁、线圈压板、穿心螺栓绝缘用1000V绝缘电阻表测量，绝缘电阻值不低于1000兆欧，全部螺栓紧固，铁芯接地联片应无裂纹、断片现象，外露部分应包好绝缘。例：用1000V绝缘电阻表测铁芯对穿心螺栓绝缘电阻值为0。处理方法：松开穿心螺栓两端螺丝，抽出螺栓，检查绝缘筒位移情况并加绝缘板调整直至用1000V绝缘电阻表测量绝缘电阻值不低于1000兆欧为止。（5）检查线圈压板是否位移。正反压钉是否松动及底碗是否存在放电痕迹。注意：线圈压板应无发生偏移，正反压钉紧固并且底碗应不存在放电痕迹。例：线圈压板偏移，正反压钉松动并且底碗存在放电烧伤痕迹。处理方法：松开压板，正、反压钉，调正压板位置并将正反压钉全部拧紧。2、主变压器绕组检查项目（1）检查相间隔板和围屏有无破损、变形及放电痕迹，绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损。注意：相间隔板和围屏应绑扎牢固，围屏分接引线出口应密封良好并无树枝状放电痕迹，支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，绕组表面清洁应无油泥、无变形、无倾斜，各部垫块应排列整齐并有适当的紧力，油道畅通。例：绕组垫块有松动、位移的现象，并且绕组表面有油泥、杂质等积聚物。处理方法：松开线圈压板压钉将垫块调整，并用面团清理（或用合格的变压器油冲洗）干净。（2）检查绕组的绝缘状况是否合格。注意：采用手指按压有弹性并无永久变形，根据手指按压法检查结果及外表观察，可将绕组绝缘分成下列四级。一级绝缘：绝缘富有弹性。用手指按压无残留变形，属良好状态。二级绝缘：绝缘仍有弹性，用手指按压时无裂纹、脆化现象，属合格状态。三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按时有少量裂纹和变形，属勉强可用状态。四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用手指按时即变形脱落，甚至可见裸导线，属不合格状态。第三章汽轮发电机的运行及其功率调节第一节汽轮发电机的基本知识同步发电机的基本工作原理同步发电机是将机械能转换为电能的机械。图3-1所示为三相同步发电机的原理示意图。在定子的铁心槽内安放着空间相隔120°电角度的三相对称绕组AX、BY、CZ。转子由原动机带动匀速旋转，转子磁场不断切割定子三相对称。YYAZXRCNS312图3—1同步发电机工作原理示意图1—定子铁心；2—转子；3—磁力线在三相对称绕组中感应出三相交变电动势：二、汽轮同步发电机的基本结构汽轮同步发电机的基本结构由定子和转子两大部分组成。定子定子部分包括定子铁芯，电枢绕组，机座等主要部件，还有轴承、轴承座、端盖及电刷等部件。转子转子由转子铁芯、励磁绕组、护环、滑环和风扇等组成。三相同步发电机的型号和额定值型号发电机的型号表示该发电机的类型和特点。例如：QFQS-200-2表示定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、铁芯氢冷的两极汽轮发电机，容量为200MW。2、额定值额定容量PN（kW），是指发电机长期安全运行的最大允许输出功率。额定电压UN（kV），是指发电机长期安全工作的定子三相绕组最高线电压。额定电流IN（A），是指发电机正常连续运行的定子绕组的最大工作电流。额定功率因数，是指额定有功功率和额定视在功率的比值。此外，同步发电机的额定值还有额定转速nN（）、额定频率fN（Hz）及额定效率ηN等。汽轮发电机并列运行的条件和方法 同步发电机的并联运行，是指将两台或更多同步发电机分别接在电力系统的对应母线上，或通过主变压器、输电线接在电力系统的公共母线上，共同向用户供电。一、同步发电机并联运行时的优点（1）提高供电的可靠性；（2）合理利用动力资源及发电设备，提高供电的经济型；（3）提高电能的质量。尽管现在的单机容量有越来越大的趋势，但与现代大容量的电力网比较还是很小，单台发电机功率的调节不会影响整个电力网的频率和电压，此时电力网的频率和电压可认为是常数。同时，电力网中有很多负载并联运行，整个电力网的等效阻抗就很小，这样的电力网相对单台发电机，可称为无穷大电网。二、并列投入的条件为使合闸时在定子绕组中不产生冲击电流和并列后能稳定运行，并列时必须满足以下条件：1、发单机电压和电网电压应大小相等、相位相同；2、发电机频率应和电网频率相同；3、发电机相序应和电网相序相同。上述三个条件中，前两个条件可稍有出入，但第三个条件在并列投入时必须满足。对于已使用过的发电机，若第三个条件已满足，则在并联操作时，只需调整发电机使之满足前两个条件。如果在不满足并联条件的情况下并联投入，就是非同期并列，是电力系统的恶性事故。三、并列运行的方法：1、准同步法已励磁的同步发电机并列时均采用准同步法。准同步法可以避免并列产生巨大的冲击电流和冲击转矩的作用，是发电机很快进入同步稳定运行状态。准同步法分为手动准同步法、自动准同步法和半自动准同步法三种。若调压、调频和合同步开关均由运行人员操作，称手动准同步法；全部由自动装置完成的称为自动准同步；当其中一项由自动装置完成，其余由手动完成的称为半自动准同步，现代电厂采用半自动准同步居多。2、自同步法准同步法并列条件苛刻，要同时满足并列条件需较长的时间，特别是党电网发生故障时，电网的电压和频率均在变化，采用准同步并列比较困难。因此，发电机也可采用自同步法并列。自同步法并列操作，首先要验证发电机的相序，然后将发电机转子励磁绕组跨界一个5～10倍于励磁电阻的灭磁电阻后形成闭合回路，以免电枢的冲击电流咋励磁绕组中感应大电动势而损坏绕组；同时把励磁回路的调磁电阻防止在对应空载额定电压的组织为止。发电机再无励磁的情况下起动，调节发电机转速使之接近同步速时，和尚发电机的同步开关，并立即加上直流励磁，依靠定、转子磁场间形成的电磁转矩，把发电机拉入同步。自同步并列操作简单、迅速，便于自动化和实现重合闸。但在并列合闸时，会产生较大的冲击电流和冲击转矩，一般常用语紧急状态下的并列操作。第三节汽轮发电机功角特性及有功功率的调节一、功角特性功角特性是指同步发电机并网后对称稳态运行时，发电机发出的电磁功率与功角之间的关系。所谓功率角，是指励磁电动势Eo和发电机端电压U（即电网电压）这两个相量之间的夹角。1.以隐极同步发电机为例，其功角特性如下：上式表明：同步发电机并联在无穷大电网，且电机磁路不饱和，有维持励磁电流不变时，发电机的电磁功率大小只取决于功角成为同步发电机的有功功率功角特性曲线如图3-2PPem090180图图3-2隐极同步发电机有功功率功角特性曲线由此可见，发电机输出的有功功率大小与功角有关，在＜90°区间内，有功角特性可见，发电机输出功率越大，角越大，制动转矩增大，转子输入的机械功率也越大。2.凸极同步发电机的功角特性：在＜90°时，电磁功率达到最大值。凸极同步发电机的电磁功率包括两部分：是与隐极发电机电磁功率具有相同性质的基本电磁功率；二是附加电磁功率。亦称为磁阻功率。2、功角的物理含义：综上所述，功角是研究同步发电机并联运行的一个重要参数，它不仅决定并联运行时的输出功率，而且说明转子运动的空间位置，通过它把同步发电机的电磁变化关系和机械运动状态紧密联系起来。转子空间位置的变化，将会引起发电机有功功率的变化，反过来，转子空间位置又受到电磁过程的制约。二、有功功率的调节要使同步发电机发出有功功率，必须使Eo和U形成一定的功率角。如果要增大同步发电机的输出有功功率，从功率平衡的角度看，只有增加原动机的输入功率，则输入到发电机的机械功率也同时增加，就会使发电机的转子加速。当转子得到暂时加速后，就会造成转子磁极轴线与气隙合成磁场轴线之间的夹角主见增大。随着功率角的增加，新的电磁功率和与之相应的制动性质的新电磁转矩T就产生了。达到新的转矩平衡时，转子不再加速。此时发电机的功率角较前增大。可见，要增大同步发电机的输出有功功率，就得增大发电机的功率角，即必须增加来自原动机的输入功率。当然，我们不可能无限制地增加原动机的输入功率以增大发电机的输出功率。这是因为受到发电机输出功率极限值P的限制。输出功率如果超过它，转矩就无法建立新的平衡，这使得发电机的转速连续上升直至失步。三、静态稳定ΔPmΔPmA′A0Pm+ΔB′ΔPm图3-3同步发电机有功功率调节BBΔΔ在电网或原动机方面偶然发生一些微小的扰动时，在扰动的原因消失后，发电机能否回到原先的状态继续同步运行，这个问题称为同步发电机的静态稳定问题。它与功率角有密切的关系，下面就这个问题进行分析说明。如图3-3所示，设发电机运行在A点，功角，电磁功率为Pm。若受某种扰动，使输入功率增加ΔP1.，在扰动初瞬功角从增加到+Δ，相应的电磁功率也将变为Pm+ΔPm，发电机运行点移至A′，这时制动电磁转矩也随着增大，抑制功角进一步增大。一旦扰动消失，ΔP1=0电磁功率大于输入功率，转子减速，发电机最后恢复到A点运行，说明A点稳定。如果发电机运行在B点，受到某种扰动时，大体变化同A点时相同，但是相应的电磁功率却减少ΔPm，在这种情况下，即使扰动消失，发电机也会失去同步，B点不稳定。综上所述，一台同步发电机，如果电磁功率随功角增大而增大，或随之减小而减小，便属稳定，否则就不稳定。同步发电机稳定运行时，其功角实际都比较小，大多同步发电机额定运行时的功角取30°左右。同步发电机在运行中如果失去静态稳定，就应立即减少原动机的输入功率，使电机重新进入稳定状态。汽轮发电机无功功率的调节和V形曲线无功功率无功功率的调节和有功功率一样，无功功率与功角有关。发电机的无功功率为：有公式表明，当E0、U参数xd、xq或xt为常数时，无功功率Q也随功角而变化，无功功率Q于功角的关系，称为同步发电机的无功功角特性。隐极同步发电机的无功功率功角特性曲线如图3-4所示：Q90Q90°180°图2-3隐极同步发电机的无功功率功角特性曲线00无功功率调节系统中用来控制、监视、调整电压的母线称为电压中枢点，通过控制中枢点电压可以达到控制负荷电压的目的。中枢点的电压调整方式有逆调压、恒调压和顺调压。调压的主要措施有：在无功功率充足的系统中可通过改变发电机励磁电流调压合改变分接头调压；在无功功率不足的系统中可采用并联补偿设备：电容器、调相机和静止补偿器调压。前者不需要增加设备和投资，经济效益好；后者需要增加设备，但补偿设备的同时也降低了电网网损，也常用。串联电容的补偿本质是通过改变电网参数实现调压的，对于功率因数较低的中低压配电网，可作为一种辅助调压措施。V形曲线IIfII过励欠励0过励欠励0第五节发电机运行监视和维护一、发电机的运行1、调峰运行当电网需要时，发电机允许调峰运行。在整个发电机使用寿命期限内，启停次数不许超过10000次。发电机负荷增减率，每份钟为额定负荷的3%~5%。2、进相运行发电机进相运行的容许范围主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部结构构件发热两个因素的限制，发电机能在超前功率因数为0.95的情况下持续运行。3、冷却器进水温度偏高，氢气压力变化时的氢温和负载调节。为了防止结露和可能的振动增加，发电机冷温度应尽量维持额定值QUOTECQUOTEC。但允许不低于C冷氢温度下运行，冷却器的进水温度和冷氢温度超过额定值的运行方式参见”发电机冷却器的进水温度,氢气压力变化时允许的负载能力曲线”当冷氢温度超过C时不允许发电机运行。4、氢气冷却器发生故障时的运行发电机正常运行时共有2组(每组2个,共4个)氢气冷却器,以维持机内冷氢温度恒定.当停用1个氢气冷却器时,发电机的负荷应降至额定负荷的80%或以下运行。5、在不同功率因数下运行当功率因数在0.85(滞后)~0.95*(超前)之间变化时,发电机可以额定功率连续运行,在更低的滞后功率因数下,转子励磁电流不允许大于额定值;在更低的超前功率因数下,发电机受静态稳定和定子端部发热的限制,因此,要限低功率运行。6、发电机失磁时的异步运行在事故条件下,发电机允许短时失磁异步运行.当励磁系统故障后,在电网条件允许时,失磁运行的持续时间不得超过15min,这时的允许负荷应在额定值的40%以内.发生失磁时,在最初的60s内应将负荷降至60%，在此后的1.5min以内降至额定值的40%。二、偏离允许值应采取的措施当被监视参数偏离允许范围时,应遵循下列原则采取措施。首先应迅速查清监测装置是否发生故障或信号装置是否发生误动作,然后立即采取相应的措施,使异常参数或解列,灭磁,停机;如果被监测参数突然超过允许值(或短时内突变),运行操作人员应迅速将发电机解列,灭磁停机.然后再查清事故的原因.未查清事故原因之前不得重新投入运行。措施的具体实施当发电机定子绕组(层间或出水)温度,定子铁芯温度等参数中的任何一项持续上升至规定的各自允许值以上时,信号装置自动报警.运行操作人员见到报警信号应迅速使发电机减负荷,直至该温度降至允许值以下为止.如果减负荷不凑效,应立即解除发电机负荷并与电网解列。当发电机轴承温度及其回油温度持续上升时,可适当提高进油温度。如果温度超过允许值,应立即停机并检查原因。当发电机内发现少量水时,应当将水排出并将强对发电机的监视。如果机内继续积水,则必须依次断开氢气冷却器,已查清哪台冷却器发生漏水故障。然后采取措施将故障清除。当发现内冷水压比机内氢压高时应对此情况立即处理,使其压力恢复正常,同时监视线棒的温度并注意机内是否有水放出。这时应尽可能停机,以便查清和消除隐患的根源。机内氢压应满足基本数据的要求。当即内氢气的压力低于或高于额定值时,运行操作人员应立即补氢或排氢。当机内氢压急剧下降即漏氢量过大时,应尽快漏氢原因和部位。必要时应降负荷直至停机进行检查。当机内氢气纯度下降至允许下限值时,应采取补排3氢的方法提高机内氢气的纯度.机内氢气湿度偏高,对绕组绝缘及转子护环产生有害影响。因此,运行时机内冷氢气绝对湿度必须低于(或露点湿度-),即在机外常压下取样化验时氢气中的水汽浓度不高于或露点湿度-),在任何运行方式下都必须保持这一数值。当氢气冷却器及水水冷却器内的二次水流量降低至额定值的75%时,信号装置应报警.运行操作人员应适当减小发电机的负荷。同时应采取措施恢复至额定流量.当定子绕组进水温度,机内冷氢温度低于允许范围,应采取措施恢复正常(调节氢气冷却器,水水冷却器中的二次水温度或流量)。当内冷水导电率超过额定值到5us/cm时,信号装置应当报警.运行操作人员接到报警信号后,必须用新鲜合格的内冷水更换原有的内冷水使导电率降至额定值以下.如果不能凑效,则导电率达到10us/cm时,应迅速解除发电机负荷并与电网解列。当发电机轴承室及主油箱内或发电机轴承回油中的氢气含量超过1%,必须尽快停机,消除漏氢的根源。当封闭导线外壳内的氢气含量超过1%时,必须迅速向其内充入惰性气体(二氧化碳或氮气)。同时立即解除发电机负荷并与电网解列,灭磁/停机。不等机组停下便开始排除机内氢气.然后找出并消除漏氢根源2集电环和电刷的维护日检查：每个工作班应对碳刷做直观的检查。观察是否有火花及火花的大小,集电环和电刷装置的温升及噪声情况等。如发现碳刷火花、过多的碳粉或碳刷振动，应按周期检查要求进行维修。周检查：每周对碳刷做一次全面的检查。检查碳刷的活动情况；检查弹簧压力是否均匀；检查碳刷的振动；检查碳刷的，磨损情况；检查是否有脱辫现象。氢冷器的维护每年应清理水室、盖子管板的内表面，清理管板内表面。根据二次水的状况而定。，每次检修和清理后应进行0.6MPa的水压试验,保持30min。第六节汽轮发电机的调相运行发电机只向电网提供