电气讲课--发电机汇总

一、 技术讲课提纲

同步发电机及其运行

第一节 同步发电机的基本知识

一、同步发电机的工作原理

我们知道，导线切割磁力线能产生感应电动势，将导线连成闭合回路，就有电流流过，同步发电机就是利用电磁感应原理将机械能转变为电能的。 如图3–1所示，为同步发电机的工作原理示意图。在同步发电机的定子铁芯内，对称地安放着A—X、B—Y、C—Z三相绕组。所谓对称三相绕组，就是每相绕组匝数相等，三相绕组的轴线在空间互差120°电角度。在同步发电机的转子上装有励磁绕组，当直流电通过励磁绕组时会产生主磁场，其磁通如图中虚线所示。磁极的形状决定了气隙磁密在空间基本上按正弦规律分布。所以，当原动机带动转子旋转时，就得到一个在空间按正弦规律分布的旋转磁场。定子三相绕组在空间互差120°电角度。因此，三相感应电动势在时间上也互差120°电角度，发电机发出的就是对称三相交流电。即：

eA = Emsin?t

eB = Emsin(?t–120°) eC = Emsin(?t–240°)

（3–1）

图3–1 同步发电机工作原理图 1—定子铁芯；2—转子；3—集电环

感应电动势的频率取决于发电机的磁极对数p和转子转速n。当转子为一对磁极时，转子旋转一周，定子绕组中的感应电动势正好交变一次，即一个周期；当转子有p对磁极时，转子旋转一周，感应电动势就交变了p个周期。设转子的转速为n（r/min）则感应电动势每秒钟交变

f =

pn次，即感应电动势的频率为： 60pn （3–2） (Hz)

60式（3–2）表明，当同步发电机的极对数p、转速n一定时，则定子绕组感应电动势的频率一定，即转速与频率保持严格不变的关系，这是同步发电机的基本特点之一。

我国电力系统的标准频率规定为50Hz，因此，当n=3000r/min时，发电机应为一对极；当n=1500r/min时，发电机应为两对极，依次类推。

当同步发电机的三相绕组与负载接通时，对称三相绕组中流过对称三相电流，并产生一个旋转磁场，这个旋转磁场的转速n1=60f/p，即定子旋转磁场的转速与发电机转子转速相同，亦就是同步，故称为同步发电机。

二、同步发电机的基本结构

从发电机的工作原理可知，同步发电机是由定子、转子两个基本部分组成的。如图3–2所示，为一台汽轮发电机的结构示意图。现分别叙述如下。

图3–2 汽轮发电机结构示意图

1—轴承座；2—出水支架；3—端盖；4—定子；5—转子；6—进水口

1．定子

定子由定子铁芯、定子绕组（也叫电枢绕组）、绝缘引水管、机座、端盖、空冷器及挡风装置等部件组成。

定子铁芯是电机磁路的一部分，同时也嵌放定子绕组。定子铁芯的形状呈圆筒形，在内壁上均匀地分布着槽。为了减小铁芯损耗，定子铁芯一般采用0.35mm或0.5mm厚的硅钢片叠装制成。当定子铁芯外径大于1m时，用扇形冲片（如图3–3所示）拼成一个整圆，错缝叠装，沿轴向分成若干段，段与段之间留有1cm宽的风道。整个铁芯用非磁性的端压板和抱紧螺杆压紧固定于机座上。

图3–3 定子扇形冲片

定子绕组是定子的电路部分，它是感应电动势、通过电流、实现机电能量转换的重要部件。定子绕组用铜线或铝线制成。汽轮发电机多采用双层叠绕组。为了减小集肤效应引起的附加损耗，绕制定子绕组的导线由许多互相绝缘的多股线并绕而成，在绕组的直线部分还要换位，以减小因漏磁通而引起各股线间的电势差和涡流。整个绕组对地绝缘。

定子机座应有足够的强度和刚度，一般机座都是用钢板焊接而成，主要用于固定定子铁芯，并和其它部件一起形成密闭的冷却系统。

2．转子

转子由转子铁芯、转子绕组（也叫励磁绕组）、护环、滑环、风扇、转轴等部件组成。对于一对磁极的汽轮发电机，其转速达3000r/min。因此转子要做得细一些，以减少转子圆周的线速度，避免转子部件由于高速旋转的离心作用而损坏。所以转子形状为隐极式，它的直径小，为一细长的圆柱体，如图3–4所示。

转子铁芯既是电机磁路的一部分，又是固定励磁绕组的部件，大型汽轮发电机的转子一般采用导磁性能好、机械强度高的合金钢锻成，并和轴锻成一个整体。沿转子铁芯轴向，铁芯表面三分之二的部分对称地铣有凹槽，槽的形状有两种，一种为辐射形排列，一种是平行排列，如图3–5所示。我国生产的电机都采用辐射形槽。占转子表面三分之一的不开槽部分形成一个大齿，大齿的中心实际为磁极中心。

图3–4 隐极机转子示意图

图3–5 汽轮发电机转子槽形 （a）辐射排列；（b）平行排列

励磁绕组由矩形的扁铜线绕成同心式绕组，嵌放在铁芯槽中，所有绕组串联组成励磁绕组。直流励磁

电流一般是通过电刷和集电环引入转子励磁绕组，形成转子的直流电路。励磁绕组各匝间相互绝缘，各匝和铁芯间也有可靠的绝缘。

三、同步发电机的分类和型号 1．分类

同步发电机按原动机不同，可分为两种主要类型。一种是汽轮机作为原动机的汽轮发电机；另一种是水轮机作为原动机的水轮发电机。汽轮机是高速原动机，因此汽轮发电机一般是卧式的，转子多采用机械强度较好的隐极式结构；而水轮机是低速的原动机，因此水轮发电机一般是立式的，转子多采用容易制造的凸极式结构。

另外，同步发电机还可以按冷却介质和冷却方式不同，组合成水—氢—氢（定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、铁芯氢冷），水—水—空（定子、转子绕组水内冷、铁芯空冷）；水一水一氢（定子、转子绕组水内冷、铁芯氢冷）等类型。

2．型号

大坝发电厂的汽轮发电机的型号为：

QFS–300–2和QFS2–300–2。其型号的意义为：Q—汽轮，F—发电机，S—定子绕组水内冷、转子绕组水内冷、铁芯空冷，300表示额定功率（单位是MW），2表示极数，下标2表示Ⅱ型（改进型）。

四、同步发电机的额定参数 1．额定容量SN或额定功率PN

额定容量是指发电机长期安全运行时，所能输出的最大视在功率，一般以千伏安（kVA）或兆伏安（MVA）为单位；额定功率是指发电机正常运行时，所能输出的最大有功功率，一般以千瓦（kW）或兆瓦（MW）为单位。

2．额定电压UN

额定电压是指发电机额定运行时，机端定子三相绕组的线电压，单位为伏（V）或千伏（kV）。 3．额定电流IN

额定电流是指发电机正常连续运行时，定子绕组允许通过的最大线电流，单位为安（A）。 4．额定功率因数cos?N

额定功率因数是指同步发电机的额定功率和额定容量的比值，铭牌上一般标有额定功率和cos?N值。 上述四基额定参数之间有如下基本关系：

PN?SNco?sN?3UNINco?sN （3–3）

另外，在同步发电机的铭牌上还常列有：额定效率ηN（%）、额定频率fN（Hz）、额定转速nN（r/min）、

额定励磁电压ULN（V）、额定励磁电流ILN（A）和额定温升?N（℃）等。如表3–1所示为大坝发电厂发电机的主要技术参数。

第二节 同步发电机的运行特性

?和励磁电流?I、功率因数cos?、端电压U同步发电机带对称负载运行时，主要有负载电流?IL等几个互

相影响的变量，这些物理量每两个量之间的关系，称为同步发电机的运行特性。

一、空载特性

同步发电机的空载特性，是指发电机转速等于额定转速nN，定子绕组开路（I=0）时空载电动势E0与励磁电流IL的关系曲线，如图3–6所示。

图3–6 同步发电机的空载特性

由图可见，空载特性曲线与发电机磁路的磁化曲线相同。空载特性是发电机的基本特性之一，它表征了发电机磁路的饱和情况，利用它可以求得同步发电机的参数，在实际生产中还可利用该曲线判断发电机的一些故障情况。例如，励磁绕组有无匝间短路故障，如果励磁绕组有匝间短路，在相同的励磁电流下，励磁磁通势减小，空载电动势减小，曲线下降。

二、短路特性

所谓短路特性，是指发电机在额定转速下，定子三相绕组短路时，定子稳态短路电流I与励磁电流IL

的关系曲线，即I=f（IL）。如图3–7。

图3–7 同步发电机短路特性曲线

在做短路特性试验时，要先将发电机三相绕组的出线端短路。然后，维持转速不变，增加励磁，读取励磁电流及相应的定子电流值，直到定子电流I达额定电流值时为止，在试验过程中，调整励磁电流时也不要往返调整。

短路试验测得的短路特性曲线，不但可以用来求取同步发电机的重要参数饱和的同步电抗与短路比。在电厂中，也常用它来判断励磁绕组有无匝间短路等故障。显然，励磁绕组存在匝间短路时，因安匝数的减少，短路特性曲线是会降低的。

三、负载特性

负载特性是当转速、定子电流为额定值，功率因数cos?=常数时，发电机电压与励磁电流之间的关系曲线，即U=f（IL）。如图3–8所示为不同功率因数时的负载特性曲线。

当cos?值不同，我们即可得到不同负荷种类的负载特性曲线。

图3–8 同步发电机的负载特性曲线

用负载特性曲线、空载特性曲线、短路特性，可以测定发电机的基本参数，是发电机设计、制造的主要技术数据。

四、外特性

同步发电机的外特性，是指发电机在额定转速下，保持励磁电流和功率因数不变时，端电压U与负载电流I之间的关系曲线。图3–9所示为发电机带不同功率因数负载时的外特性曲线。

图3–9 同步发电机的外特性曲线 1—感性负载；2—电阻性负载；3—容性负载

曲线1为感性负载时的外特性曲线，它是随I增大而下降的曲线，这是因为，当感性负载电流增加时，由于电枢磁场对转子磁场呈去磁作用，同时漏抗压降随之增大，所以端电压随之下降；曲线2是纯电阻负

?，其电I仍滞后于E载时的外特性曲线，这是一条略有下降的曲线，这是因为，当cos?=1时，负载电流?0枢磁场也有去磁作用，但去磁程度较小；曲线3是容性负载时的外特性曲线，它是随I增大而上升的曲线，这是因为，容性负载电流增加时，电枢磁场对转子磁场呈助磁作用，电枢磁场的助磁作用随电流增加而增强，感应电动势增大，所以端电压随之上升。

五、调整特性

调整特性是指同步发电机在额定转速下，端电压和负载功率因数不变时，励磁电流与负载电流的关系曲线，图3–10是同步发电机在不同功率因数时的调整特性曲线。

图3–10 同步发电机的调整特性曲线 1—感性负载；2—电阻性负载；3—容性负载

（2）定子绕组温度可能升高。在电压降低时若要保持出力不变，必需增加定子电流。当电压降低到额定值的95%时，定子电流长期允许值不得超过额定值的105%。因为当电压低于额定值时，铁芯磁密降低，铁损降低。所以稍微增加定子电流，绕组温度不会超过允许值；但当电压低于95%以下时，定子电流就不允许再增加，否则定子绕组温度会超过允许值。

（3）引起厂用电动机和用户电动机运行情况恶化。因为电动机力矩与电压平方成正比，电压下降使电动机力矩大为下降，引起电动机电流增大而发热。对厂用电还要影响机组出力，可能导致发电机运行状况变坏，引起更大事故。

三、频率的允许变动范围

频率也是供电的质量指标之一。频率的降低会给工业生产带来很大的损失。因为用户广泛应用的感应电动机，它的转数是随着频率而变化的，用户电动机转数变化过大，就要影响工业品的产量和质量。同时，频率的变化对发电厂厂用机械也有较大影响，有时会造成很大的危害。

发电机在运行时，最好保持额定频率。我国规定的额定频率为50Hz。但因电力系统中负荷的增减等原因，有时在高峰负荷情况下，不能保持额定频率。

当系统频率的变动范围为50±0.5Hz（容量在200MW及以上电力系统为±0.2Hz）时，发电机可按额定容量运行。

系统频率过高，会使发电机转速增加，进而导致发电机转子离心力增大，严重时会造成破坏。但在汽轮发电机组中，与其同轴的汽轮机装有保护装置，使汽轮发电机组的转速限制在一定的范围内，转速再继续升高，保护装置动作，关闭主汽门，使汽轮发电机组停止运行。正常运行时系统频率过高的情况不多。 运行中容易碰到的是系统频率降低，并且在降低后会维持一段时间的运行。频率降得太低时，发电机的出力就会受到限制。发电机运行频率过低，对运行中的发电机会产生以下影响：

（1）当发电机的转速降低时，就使发电机端部通风量减少，冷却条件变坏，使绕组和铁芯的温度增高，造成机组的出力降低。

（2）发电机的感应电势与频率和磁通成正比，因此如果频率降低，要在同样负荷情况下保持母线电压不变，必须相应地增加磁通，即增大转子的电流，这样就使转子过热，要避免过热就要降低负荷。定子铁芯内磁通虽然增加，但因频率的降低使其铁损减小，抵消了因磁通增加而增加的铁损，所以定子铁芯的温度变化不大。

（3）汽轮机在较低转速下运行时，会造成叶片的过负荷，产生机组振动，影响叶片寿命，同时容易引起其他事故。

（4）当频率降低时，发电厂的厂用电动机转速也相应下降，这样会影响发电厂的正常生产。如循环水量不足，凝结水抽出较慢，造成汽轮机真空下降，锅炉给水压力不足，影响锅炉上水，从而又影响锅炉的汽压降低，使水位不够稳定等。所有这些都会影响到发电机的出力，又转而促使系统频率再度降低，如此循环下去，会造成电力系统频率崩溃。 四、功率因数的允许变动范围

一般情况下，中小型发电机的额定功率因数是0.8，大型发电机的功率因数是0.85或0.9。

发电机在运行中若其功率因数不同于额定值时，发电机的负荷应调整到使其定子和转子电流不超过在该冷却气体温度下所允许的数值。

发电机的功率因数，一般不应超过迟相0.95，如有自动励磁调整器，必要时可以在功率因数为1的条件下运行，并允许短时间功率因数在进相0.95～1的范围内运行。内冷发电机功率因数从额定值到1之间的长时间允许负荷，应由专门的试验确定。

为了保证运行的稳定，规定发电机功率因数不超过迟相0.95运行。因为发电机的功率因数越高，表示输出的无功功率越少，而当功率因数等于1时就不输出无功功率。因为发电机输出的无功功率是从调节转子绕组的励磁电流得到的，当功率因数越高时，表示发电机的励磁电流越小，发电机定子和转子磁极间的引力减小而功角增大，因此会使运行的稳定性降低。

当功率因数低于额定值运行时，发电机的出力也应降低。因为当功率因数降低时，为维持定子电压不变，需要将转子电流增加。因此当在低于额定功率因数下运行时，还要保持发电机的出力不变，则转子电流必超过额定值，使转子绕组的温度超过允许值。为使转子绕组温度不超过允许值，就必须降低定子电流即降低出力。

当功率因数在额定值到1的范围内变动时，发电机的出力可维持不变。因为功率因数高于额定值时，

在同样的定子电流下，所需要的转子电流不需增加。因此，不存在转子过热问题，所以不需降低出力。 五、负荷不对称的允许范围

发电机通常是在三相负荷对称的情况下运行，但发电机在运行中可能遇到负荷不对称的情况，如送电线路一相断线或在送电时有一相开关没合上，主变压器高压侧一相开路或发电机母线侧一相开路等。在正常运行时，负荷分配不对称，也会引起不同程度的三相负荷电流的不对称。

同步发电机的设计都是按对称负荷考虑的，在负荷不对称的情况下运行时，会引起发电机转子过热和机组振动。发电机允许不对称电流值，应遵守制造厂的规定。在无制造厂规定时，可按照下列规定的执行： （1）在按额定负荷连续运行时，汽轮发电机三相电流之差不得超过额定电流的10%，同时任何一相的电流不得大于额定值。水轮发电机由于转子散热条件好，可允许大些，但也不得超过额定电流的20%。 （2）在低于额定负荷运行时，每相电流之差可以大于上述规定，但具体数值应根据试验确定，试验应满足以下约束条件：

1）转子绕组和铁芯温度不得超过允许值。 2）定子任何一相电流不得超过额定值。 3）发电机组的振动不得超过允许值。

（3）转子为绑线式的汽轮发电机，禁止在负荷不对称下运行。

发电机短时允许的不对称电流值，应遵守制造厂的规定，无制造厂规定时，可按下式计算

I22*t≤10s

式中 I2*——负序电流标么值；

t——I2的持续时间（s）。

在三相负荷对称时，发电机定子绕组中三相电流相等，相位互差120?，在发电机中就产生一个与转子同方向同速度的旋转磁场。当三相负荷不对称时，三相电流不等，相位差也不相等。此时定子电流由正序电流和负序电流组成，由负序电流产生的磁场，其方向与转子的旋转方向相反，从相对关系来看，此旋转磁场以两倍转子的转速切割转子。因此，在转子铁芯的表面、槽楔、转子绕组、阻尼绕组（如果有）和转子的其他金属构件中感应出两倍频率的电流，由于集肤效应的作用电流将主要沿转子表面流通，流过转子本体、转子套箍、甚至中心环，引起发热，特别是在结合部位（如转子套箍结合部），发热更为严重，可能引起烧损。

不对称电流所形成的磁场也不平衡，所以旋转磁场对转子的作用力也就不同，因而引起了机组的额外振动。对于汽轮发电机来说，发热是主要威胁；而对水轮发电机来说，振动是主要威胁。

发电机在运行中，运行人员发现三相电流不对称超过允许值时，应立即查明原因消除，否则应按规定减负荷。

同步发电机不对称运行时所允许的不对称电流和持续时间参见表3–3。 六、负荷增长速度的规定

发电机并入电网后，有功负荷增加的速度，主要取决于动力方面（锅炉、汽轮机）。 在正常情况下，发电机并网后，其定子绕组即可带50%的额定电流，然后按表3–4 规定时间以均匀的速度增加至额定电流值。

在热状态或在事故状态下，任何发电机负荷增长速度均不受限制。负荷增长速度如制造厂有规定时，应遵守制造厂的规定。

表3–3

同步发电机不对称运行时所允许的不对称电流和持续时间 允许不对称电流 与持续时间 负序能力不应大于右列值（s） 电机种类和冷却方式 隐极式发电机 空气或氢气表面冷却 30 导线直接内冷 15 持续允许时间（min） 凸有式发电机 序号 运行情况 1 2 不对称短路 40 三相负荷不对负序电流标幺值 称、非全相运行，进行短时间的不对称短路试验以及系统中设备发生故障的情况 0.45~0.6 0.45 0.35 0.28 0.20 0.12 三相电流之差对额定电流之比，不超过右列值 或负序电流标幺值不超过右列值 立即停机 1 2 3 5 10 0.1 立即停机 立即停机 1 2 3 5 0.1 3 5 10 3 在额定负荷下连续运行 0.2 0.06 0.06 0.12

表3–4

容 量 （kw） 12000 25000 50000 100000以上

自50%增长至100%额定电流所需时间

自50%～100%额定电流所需时间（min） 6.3kV 25 30 40 根据制造厂规定 10.5kV 37.5 45 60 根据制造厂规定 所谓发电机的热状态是指绕组和铁芯的温度超过额定温度的50%时，则可认为已处于热状态；如果低于额定温度的50%时，则认为发电机尚处于冷状态。

发电机在冷状态下，如果迅速增加电流，则铜的部分首先发热而膨胀，而铁的部分温度增加较慢，因为铜的膨胀与铁的膨胀差别很大，以致转子绕组在高速旋转下受到很大的压缩应力，当应力超过材料的“弹性限度”后，在停机后会出现转子绕组的残余变形，时间久了可能引起匝间短路。

在实际运行中，负荷增长速度主要取决于汽轮机和锅炉方面。如果负荷增长太快，使锅炉蒸汽来不及供应，致使汽温汽压下降，汽温过低可使蒸汽带水，可能损坏汽轮机叶片，严重时引起振动。锅炉负荷增加太快，易使水位波动、汽压下降，同时由于有功负荷增长太快，使进入汽轮机的蒸汽量虽然增加，但使汽轮机内部受热不均，各部分膨胀不协调，引起振动。另外，大量蒸汽进入凝汽器内，使循环水冷却不好，也易造成汽轮机真空下降。 七、允许的过负荷

正常运行时，发电机不允许过负荷。只有当电力系统发生事故（如电网中突然发生发电机组或线路跳闸）失去一部分电源时，为维持电力系统的稳定运行，才允许发电机在短时间内过负荷运行，既允许发电机定子绕组短时过负荷，同时也允许转子绕组短时过负荷运行。

短时间的过负荷对绝缘寿命影响不大。因为绝缘老化需要一定时间的变化过程，绝缘材料变脆、介质损失角增大，击穿电压下降都需要一个高温作用时间，高温时间越短，损害程度越轻。

过负荷的允许数值不仅与过负荷的持续时间有关，还和发电机的冷却方式有关。内冷发电机定子绕组短时过负荷的允许时间，可由下式决定

150t? （3–6） (I/IN)2?1式中：t——允许过负荷时间（s）；

I——短时允许过负荷电流（A）； IN——发电机额定电流（A）。

对于空冷和氢表面冷却的发电机短时间过负荷的允许值可参照表3–5执行。

表3–5

发电机过负荷允许值（空冷、氢冷）

1.1 60 1.12 30 1.15 15 1.25 5 1.5 2 定子绕组短时过负荷电流/额定电流 持续时间（min）

当发电机的定子电流超过允许值时，运行人员应当首先检查发电机的功率因数cosφ和电压，功率因数不应过高，电压不应过低，同时注意过负荷的时间，按照现场规程的规定，在允许的时间内，用减少励磁电流的方法，减低定子电流到最大允许值，但仍不得使功率因数过高和电压过低。如果减低励磁电流，不能使定子电流降低到允许值时，则必须降低发电机的有功出力或切断一部分负荷。 八、允许运行范围

在稳定条件下，发电机的允许运行范围决定于下列四个条件。

（1）原动机输出功率极限，即原动机的额定功率一般要稍大于或等于发电机的额定功率； （2）发电机的额定兆伏安数，即由定子发热决定的允许范围。

（3）发电机的磁场和励磁机的最大励磁电流，通常由转子发热决定。 （4）进相运行时的稳定度，当发电机功率因数小于零而转入进相运行时，E0和U之间的夹角不断增大，此时，发电机有功功率输出受到静态稳定条件的限制。

在电力系统中运行的发电机，必须根据系统情况，调节有功功率和无功功率的输出。在一定的电压和电流下，当功率因数下降时，发电机有功功率输出减小，无功功率增大，而功率因数上升时则相反。所以运行人员必须掌握功率因数变化时，发电机的允许运行范围。发电机的P–Q曲线，就是表示其在各种功率因数下，允许的有功功率输出P和容许的无功功率输出Q的关系曲线，又称为发电机的安全运行极限。

发电机的P–Q曲线，可根据其相量图绘制，如图3–13所示。

图3–13 汽轮发电机的安全运行极限

以汽轮机为例，假定同步电抗Xd为常数（即忽略饱和的影响），将电压相量图中各相量除以Xd，即得到电流相量三角形为OAC，其中OA代表

UN，即近似等于发电机的短路比Kc，它正比于空载励磁电流XdILO；AC代表

INXdE?IN，即定子额定电流；OC?0代表在额定情况下定子的稳态短路电流，它正比于XdXd转子额定电流ILN，经A点作一条垂直于横坐标的线段AE，表示发电机端电压的方向，电流IN和线段AE

间的夹角，就是功率 因数角?。电流垂直分量?I表示电流的有功分量，水平分量?I表示电流的无功分量。如以恒定电压U乘以

ar电流的各分量，所得的值分别表示有功功率P=IaU，无功功率Q=IrU。根据相量图，取适当比例尺，不仅可得到定子电流和转子电流的相应关系，还可通过AC在以A点为原点的坐标轴上的投影来求得P和Q，并通过AC直线的位置来代表cos?的大小。上述图形还可用来表示功率因数cos?变化时发电机出力的影响和限制。

当冷却介质温度一定时，定子和转子绕组的允许电流为一定，即图中AC和OC为一定，与以A为圆

心，AC长度为半径和以O为圆心，OC长度为半径分别画圆弧。根据上述容许运行范围的条件，在两个圆弧范围以内才允许运行。由图可见，在两个圆弧交点运行时，定子和转子电流同时达到允许值。cos?值降低（??角增大）时，由于转子电流的限制，相量端点只能在CB弧线上移动，此时定子电流未得到充分利用；cos?值增大（??角减小）时，由于定子允许电流的限制，相量端点只能在CD弧上移动，此时转子电流未得到充分利用；过D点后，cos?继续增大，由于原动机额定出力的限制，运行范围不能超过RD直

?之间的夹?和U线（图中AE长度代表额定输出功率PN）。当功率因数角?<0时，发电机转入进相运行，E0角?不断增大，此时，发电机有功功率的输出受到静态稳定的限制，垂直线OR是理论上静态稳定运行边界，此时，?=90?。因为发电机有突然过负荷的可能性，必须留有余量。以便在不改变励磁的情况下，能承受突然性的过负荷。图中GF曲线是考虑了能承受0.1PN过负荷能力的实际静态稳定极限。GF曲线的作图法如

下：在理论稳定边界上先取一些点，然后保持

E0不变，找出实际功率比理论功率低0.1PN的一些新点，Xd⌒ 连接这些新点就构成了GF曲线。根据上述安全运行的四个允许条件，将B、C、D、E、F、G点连成曲线，

就构成发电机的安全运行极限。

九、有功功率调整

增加发电机有功负荷，通常用加大汽轮机的进汽门（或水轮机的导水翼）的开度，使原动机转矩增大，转子加速，功角?因而增大。当原动机转矩与发电机转矩相互平衡时，?角才能稳定；反之，当有功负荷减小时，?角也相应减小。

假定发电机的电动势E0是常数，有功负荷变化时，其轨迹是一个以O为圆心，E0为半径的圆弧，如图3–14（a）所示。从图上可以看到，设A1点为P=P1的运行点，电压相量三角形为OCA1，OA1 = E0，电压降j?Ix在横轴的投影A1B1正比于P1，纵轴上的投影CB1正比于无功功率Q1。当有功负荷从P1增至

1dP2时，E0的端点由A1移至A2，功角由?1增至?2，无功功率由CB1减至CB2，相位角由?1减小至?2。利用相量图或有关公式可以看到，在E0 = 常数时，有功负荷P、无功负荷Q、定子电流I、功率因数cos?与功角?的关系曲线如图3–14（b）所示。从图上可以看到，在功角?小于最大值?max时，有功功率P和定子电流I都随功角的增加而增加，无功功率Q则减小，功率因数cos?最初增加，以后又减少。

（a）相量图；（b）P、Q、I、cos?变化曲线

图3–14 E0 =常数，P=变数时同步发电机的工作状态

值得指出的是：当P增加时，只有当有功负荷增加，?增加，由于

dp?0发电机才具有稳定的工作点。如果在?>?max情况下运行，d?dp?0，电磁转矩下降，使?角继续增加，最后导致发电机失步。当E0=常数d?时，对应于?max的有功功率最大值Pmax，通常称为静态稳定极限。当有功负荷P比Pmax显得越小时，静态稳定储备越大。因Pmax和E0成正比，所以在增加有功负荷时，相应地也要增加励磁电流，即增加Pmax，

以保持一定的静态稳定储备。

除此之外，当功率因数cos?=1，即?=0时，发电机的无功负荷Q=0，从图3–14（a）相量图中可以看出，电压三角形OCA是直角三角形，此时，

Ucos?? （3–7）

E0从图3–14（b）也可以看到：当cos??cos??U时，?角显得比较小，发电机向系统输送无功功率；当E0U时，?角显得和比较大，发电机从系统吸收无功功率。在Q=0时，励磁电流越小，即E0越小时，E0?角也越小。所以在一定的E0值时，增加有功负荷，?角也增加，发电机很可能从发出无功功率的运行方式变成吸收大量无功功率。所以在增加有功负荷时，必须相应地增加励磁电流。

十、励磁电流调整

当发电机的励磁电流降低时，电磁转矩随之下降，由于原动机转矩未变，所以发电机加速，如图3–

→ →

15（a）所示，此时，功角?由?1增至?2，OA1相量转至OA2位置。由于P=常数，所以相量图中A1B1=A2B2，E0端点A的轨迹是一条与电压相量相互平行的直线。从图3–15（a）相量图很容易求出无功功率Q、定子电流I、功率因数cos?，功角?和励磁电流IL的关系曲线，如图3–15（b）所示。

U时（用标幺值表示），Q=0。当有功负荷P增加大时，功角?增cos?大，维持Q=0所需的励磁电流也越大。

由式（3–7）可知，当IL?E0?U时，发电机处于过励磁运行状态，向系统输出无功功率，此时，功角?值显得相当小。cos?若励磁电流越大，向系统输送的无功Q和定子电流I也越大，cos?则越小，此时最大励磁维持电流不应超过转子的额定电流。

当IL?Eq?

图3–15 在各种励磁电流情况下发电机的工作状态

（a）相量图；（b）Q、I、?、cos?变化曲线

U时，发电机处于欠励磁运行状态，从系统吸收无功功率，励磁电流IL越小，从系统cos?吸收的无功功率Q越多，定子电流I和功角?也越大，cos?则越小。最小励磁电流ILmin，由?=?max?90?决定，它等于（用标幺值表示）

当IL?E0?PXd （3–8） U有功负荷越小，发电机从系统吸收最大无功功率时所需的励磁电流也越小。没有有功负荷时，励磁极限最小电流等于零。发电机在进相运行时，励磁电流应大于最小励磁电流ILmin。

ILmin?第五节 同步发电机的特殊运行

一、同步发电机的进相运行

随着电力系统的扩大，电压等级的提高，输电线路的加长，线路上的电容电流也越来越大。在轻负荷时，线路上的电压会升高，例如在节假日、午夜等低负荷的情况下，如果不能有效地吸收剩余的无功功率，枢纽变电站和发电厂母线上的电压可能超过额定电压的15%~20%左右。此时最好利用部分发电机进相运行，以吸收剩余的无功功率，进行电压调整。

如前所述，如果减小发电机的励磁电流，使E0?U，发电机即从迟相运行转为进相运行，也就是cos?从发出无功功率转为吸收无功功率。励磁电流越小，从系统吸收的无功功率越大，功角?也越大，系统的静态稳定性也越低。所以，发电机在进相运行时，允许吸收多少无功功率，发出多少有功功率，决定于静态稳定的极限角。另外，发电机进相运行时，会使发电机端部发热，端部发热是由于端部漏磁增大所引起的。发电机进相运行时，定子端部铁芯、端部压板以及转子护环等部分，通过相当大的端部漏磁。由于转子端部漏磁对定子有相对运动，所以在定子端部铁芯齿部、压板、压指等部件中感应涡流，引起涡流损耗和磁滞损耗。

综上所述，发电机从迟相转为进相运行时，静态稳定储备下降，端部发热严重。这两方面的影响都和发电机的千伏安出力密切相关。发电机在进相运行时，千伏安出力越大，静态稳定性能越坏。在一定功率因数下，端部漏磁通约与发电机的千伏安出力成正比，如图3–16所示。因此，欲保持一定的静态稳定储备，保持端部发热为一定值，随着进相程度的增大，千伏安出力应相应降低。

图3–16 端部漏磁通与发电机出力（kVA）的关系

图3–17表示大型机组功率因数变化时的允许出力（有功和无功）。从图上很明显地看出，当发电机由迟相转入进相运行时，随着功率因数的降低，发电机允许的千伏安出力剧烈下降。

图3–17 功率因数变化时，发电机的允许有功功率和允许无功功率

值得提起的是，目前大型发电机已采取多种措施来减少端部发热，例如：采用非磁性钢的转子护环、采用铜板屏蔽、开槽分割以限制涡流通路等等。采用上述措施后，可降低进相运行时的端部温升，从而提高进相运行时的允许功率。

二、同步发电机的调相运行

所谓调相运行，是指同步发电机只发出无功或只吸收无功的运行方式。在下列情况下，同步发电机有必要作调相运行：①水轮发电机在低水位或枯水季节时；②汽轮发电机的汽轮机处于检修期间；③汽轮发电机的技术经济指标很低。

发电机调相运行时，根据系统需要，可以过励磁运行，也可以欠励磁运行。当系统感到无功功率不足，负荷在电厂附近时，调相机作过励磁运行；当电厂在低负荷且接有长距离输电线路时，则作欠励磁运行，吸收无功功率。

如图3–18所示，为发电机从发电状态过渡到电动状态的示意图。如图3–19所示，为同步发电机作调相运行时忽略有功损耗的相量图。

图3–18 发电机从发电状态过渡到电动状态示意图 （a）发电状态；（b）调相状态；（c）电动状态

图3–19 调相运行的相量图

（a）正常励磁；（b）过励磁；（c）欠励磁

发电机作调相运行时，可以与原动机（水轮机或汽轮机）不分离，也可以将原动机拆开，电机单独运行。发电机与原动机不分离时，运行的灵活性较大，在不改动设备的情况下，既可作调相运行，又可作为系统的旋转（热）备用，随时可转为正常的发电运行方式。

启动发电机作调相运行非常简便，可先利用原动机作动力，让蒸汽（或水）进入汽轮机（或水轮机），拖动发电机，待并入电网后，再将进汽（或进水）量减至最小，到能维持调相运行为止。以上叙述的均为与原动机不分离运行的优点，但这种方式也有其缺点，主要是在调相运行时，必须带着原动机旋转，损耗

较大；另外，将原动机改为无工质运行，只对水轮机较合适，若汽轮机改为无工质运行，由于发热和散热条件的复杂性，是否允许运行，必须进行详细分析和试验才能决定。通常，因较大的损耗将使汽轮机叶片和发电机端部等部件发生过热，为了防止过热，必须让小部分蒸汽通过汽轮机叶片，这样，就产生一个所谓的最小允许有功功率，该功率约为额定容量的10%～20%，具体视汽轮机的类型和容量而定。立式水轮发电机由于结构上的原因，不能和原动机拆开，为发减少有功损耗，在调相运行时，应使水轮机叶片不在水中旋转，而在空气中旋转。为此，必须用压缩空气将水压出，以保证发电机顺利调相运行。

发电机在和原动机拆开作调相运行时，可以减少有功损耗，但这样作，就不可能再利用原动机来启动了，在此情形下，常用电动机启动或异步启动。电动机启动就是利用一台小容量的电动机（其容量约为发电机容量的3%~5%）拖动发电机，克服发电机的阻力，待转速上升至接近额定转速时，再将发电机并入系统。异步启动就是将发电机直接接入或经电抗器接入电网，借助异步转矩，进行启动。

第六节 汽轮发电机的运行维护和事故处理

一、发电机的运行维护

对于运行中的汽轮发电机，必须经常进行检查、维护，以便及时发现异常情况，消除设备缺陷，保证发电机长期安全运行。下面将分别介绍各个设备的检查维护内容。 1．对汽轮发电机的一般检查与维护

（1）严密监视运行中发电机各种表计，如电压、电流、频率、各处温升等，不得超过规定值。每小时应记录一次发电机的工况参数，如有计算机打印值，可与之对照。如发现个别温度测点值异常，应对期加强监视，缩短记录间隔时间；

（2）按值长命令执行负荷曲线的运行；

（3）通过窥视孔检查发电机端部，应无异状、异音、无焦味、放电、火星、臭味、渗水、漏水及结露等。用手触摸发电机外壳，应无异常振动与过热等。 3．对集电环和电刷的检查与维护

集电环和电刷的检查与维护由电气值班人员负责，其检查与维护的内容主要有： （1）检查电刷在刷框内有无摇动或卡住现象，接触是否良好，有无发热和冒火情况。 （2）检查各电刷的电流分担是否均匀，电刷和连线是否过热。 （3）按照电刷的磨损程度，调整电刷的压力。

（4）发电机停机后，必须清理集电环的通风孔，因为这些孔会逐渐被灰尘阻塞而失去通风作用。 （5）应定期用干布擦拭集电环及其周围零件，因为碳粉弄脏了表面会降低转子绕组的绝缘电阻。 （6）检查集电环时，可顺序将电刷由刷框内抽出。更换电刷时，在同一时间内，每个刷架上只许换一个。换上的电刷需在相等直径的集电环模型上研磨良好，且新旧牌号应一致。励磁机电刷一次换一块，发电机电刷一次更换每极不超过6块。

（7）为了使集电环磨损均匀，在2～3个月内必须更换一次集电环的极性。

发电机运行中，在励磁回路上进行调整时，工作人员应站在绝缘垫上，并应穿绝缘靴，将衣袖扎紧，切不可戴手套，工作时应有专人在场监护。 二、发电机的事故处理 1．发电机温度不正常

当发电机在额定负荷下或接近额定负荷下运行时，发电机定子绕组温度或铁芯温度超过极限值，或是转子温度超过极限值时，电气值班员必须立即检查有无某种不正常的情况，并将所发生的情况报告值长和班长，同时检查空气冷却器的阀门是否完全开放，冷却水的进水是否正常，冷却水温是否过高，空冷器是否脏污。如果发电机温度的升高是由于冷却水的中断或进入到气体冷却器的水量减少造成的，则应立即恢复供水。如供水不能立即恢复或冷却系统不正常时，则必须减少发电机的负荷，直至温度降到允许值为止。但如果减负荷后，仍不能使发电机达到正常状态，就要报告值班调度员，并尽可能将负荷转到其他各发电机上，然后再停机。 2．发电机自动跳闸

发电机自动跳闸的原因，有以下几种情况：

（1）发电机内部故障，如定子绕组短路等。

（2）发电机外部故障而该保护未动，如系统短路。 （3）误操作与二次回路故障。

（4）保护装置与断路器操作机构误动作。 发电机在运行中断路器突然跳闸，发电机盘表计全部指示为零，系统有冲击现象或有保护动作指示（掉牌或信号继电器指示灯亮）。此时发电机主断路器及励磁开关应绿灯闪光并发出事故音响信号。 这时电气值班员应作如下处理：

（1）检查厂用电源的联动情况是否正常。 （2）向汽机发出“注意”、“发电机已解列”信号。 （3）停用自动调节励磁装置及强励装置。

（4）检查励磁开关（MK）是否跳开，如果未跳开，应手动切除。 （5）检查危急保安器是否动作。

（6）查明保护动作情况，根据保护动作情况，检查故障点。根据记录式仪表，检查保护是否是由于短路故障引起。

（7）检查是否由于人员误操作引起，如果确认跳闸是由于人员误操作引起，应立即将发电机重新并入电网。

当发电机由于内部故障（如相间短路、匝间短路、转子两端接地等）而跳闸，应测量定子绕组的绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备和所有在动作保护区内的电气回路（包括电缆在内）的状况，作详细的外部检查，查明有无特殊音响、冒烟或其他现象，以判明发电机有无损坏。同时应检查动作的继电器，由继电器检修人员进行试验，判断其动作是否正确。

当进行外部检查、继电器检查和测定绝缘电阻未能找出故障的原因时，则应将发电机的电压慢慢地由零起升压，升压时发现有不正常情况，应立即停机，以便详细检查，并消除故障。如升压时未发现不正常现象，则发电机可并入电网运行。

检查结果如确系内部故障或保护范围内的故障而使发电机跳闸时，则应停机处理。

如果发电机由于电网内或发电机母线上的短路导致过电流保护装置动作而被切断，同时内部故障的保护装置未动作，发电机亦未发现明显的不正常现象，则发电机即可并入电网。

如果发电机的跳闸不是由于保护装置的动作所致，这时仪表指示没有故障情况，也看不到保护装置动作的信号。电气值班员可联系汽机司机，准备重新并列。但必须注意，当发电机再度跳闸或在解列后不能并上时，则应查明解列的原因，消除后再进行并列。 3．发电机定子回路一点接地

在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中运行的发电机，当发现系统中有一点接地时，应立即查明接地点。如接地点在发电机内部，则应立即采取措施，迅速将其消除。如接地点在发电机以外，则应迅速查明原因并将其消除，对于容量为150MW及以下的汽轮发电机、50MW及以下的水轮发电机和同期调相机，当接地电容电流小于5A时，允许发电机带接地点运行，但至多不超过2h；单元接线的发电机变压器组寻找接地的时间至多不超过30min。对于容量或接地电容电流大于上述规定的发电机，当定子回路单相接地时，应立即将发电机从电网解列，并断开励磁。

定子回路一点接地的反应是：有机压母线的机组，三相绝缘监察电压表指示一相降低，另两相升高；按动发电机接地检查按钮时，电压表有指示，此外发电机盘上有“接地”信号。 4．发电机振荡和失去同步

电力系统发生重大事故，例如短路或突然切除带大量负荷的发电机和线路时，往往使个别的发电机或全厂的发电机与系统之间发生电流和功率的激烈振荡，有时可能出现个别发电机与系统失步。

发电机发生振荡，就是发电机的电磁功率与汽轮机的机械功率之间的平衡遭到破坏，发电机转子获得了加速度（包括正的和负的）。因此，发电机在振荡时间内，一瞬间向系统送出功率，另一瞬间又从系统吸收功率。这种振荡现象如果得不到及时的有效处理，就可能导致机组失步，甚至可能损坏机组，并破坏电力系统的稳定性，导致更大事故。

当发电机发生振荡或失步时，仪表的反应是：

（1）定子电流表的指针来回剧烈摆动，并有超过正常值的情况。 （2）发电机和母线上的电压表指针发生剧烈摆动，通常是电压降低。

（3）有功、无功功率表在全盘上摆动。 （4）转子电流、电压表在正常值附近摆动。 （5）频率表摆动。

同时，发电机发出鸣音，其节奏与表计的摆动合拍，发生振荡机组的表计摆动与其他机组表计摆动方向相反。

这时，电气值班人员应采取下列措施：

（1）对无自动调整励磁装置的发电机，应尽可能增加其励磁电流，以创造恢复同步的有利条件。 （2）对有自动励磁调整器的发电机，应降低发电机的有功出力，使机组容易恢复同步。

（3）如果采取上述措施仍不能恢复同步时，则根据现场规程的规定，经一定时间将发电机或发电厂的一部分与系统解列。解列点要选择负荷电流尽量小的地点，以便解列后各小系统的频率和电压不致突然增高或降低。因为当小系统中电源发出有功功率大于（或小于）系统有功负荷时，系统频率会升高（或降低）；当发出无功功率大于（或小于）系统中无功负荷时，系统电压升高（或降低），会给再同步造成困难。 电力系统振荡可能发展为失步，但在很多情况下能再度同步。电力系统中采用快速继电保护、高速开关、自动重合闸、自动调整励磁装置、自动切机、电气制动、电力系统稳定器等，都能增进电力系统的稳定，减少电力系统的振荡和失步事故。

5．同步发电机变为电动机（调相运行）

与系统并列的汽轮发电机，在运行中由于汽轮机危急保安器的误动作而关闭主汽门，使发电机失去原动力而变为同步电动机运行。这时发电机不能向系统输出有功功率，但仍然输出无功功率，因为励磁系统没有改变而成为一台无功发电机。

当运行中的发电机变为电动机运行时，值班人员可发现以下现象： （1）发电机的有功功率表摆到零位。 （2）定子电流表可能降低。

（3）定子电压表和励磁回路的仪表指示正常。

（4）频率正常或稍有下降（视该发电机所带负荷占系统总负荷比重多少而异）。

如果发电机已变为同步电动机运行，对发电机来说是没有任何危险的，可以允许长时间运行。但是，对电力系统来说，缺少了一部分有功电源，可能使系统频率下降。另外，汽轮机长时间空载运行，尾部叶片将因与空气摩擦而过热，所以应通知汽轮司机尽快将危急保安器挂上，再带有功负荷（但有些汽机的危急保安器在额定转数下是挂不上的，这时可将发电机解列降低转数，在挂上了危急保安器以后，即可并列）。增加有功负荷，使其摆脱同步电动机运行方式，恢复同步发电机运行方式。 6．发电机升不起电压

当发电机启动升速至规定转速后，投入励磁调整器升压时，定子电压升不起来。这时的仪表反应一般有：

（1）定子电压表无指示或指示低，转子电压、电流正常。 （2）转子电压、电流、定子电压均无指示。

（3）转子电压有指示，转子电流、定子电压无指示。

另外，在测定直流电阻或进行自动调整励磁装置试验时，没断开励磁回路，所加直流产生的磁通又与残磁方向相反，结果也会使残磁消失，此时须用外加直流充磁。

为预防以上事故，在发电机检修时，一定要保证励磁回路接线正确，电刷位置安装正确，接触牢固，另外在通直流进行试验时，要把励磁开关断开，等试验结束后再恢复。 具有交流励磁机的大型机组还应监视副励磁机电压。若副励电压正常，而转子电压、电流低于空载值，则说明调节器回路有故障；有无断线或电压表有问题。当出现调节器回路故障时，必要时应将励磁调节器改为手动组（或备用组）升压。 7．发电机失去励磁

当发电机励磁失去后，励磁电流降为零，转子电压升高（当转子回路断开时）或都接近零（当励磁机的磁场回路断开时）。发电机的电压降低，定子电流升高，无功功率表指示为零，功率因数表进相。随着发电机频率略为升高，可能失去同期，电压表、电流表和有功功率表指针都摆动。

在电力系统中，许多发电机在其主油开关和励磁开关之间，装有联锁装置，这种联锁装置的目的，就

是为了当发电机励磁系统发生故障失去励磁时（如MK误跳），立即使发电机跳闸。 此外，转子回路短路（转子电压降低，电流增大），励磁机励磁回路短路（转子电压、电流均近于零），也会引起失磁。大容量发电机（125MW及以上）半导体励磁系统中，常由于可控硅整流元件损坏，晶体管调节器故障等原因引起失磁。

下面分析发电机失磁的物理本质。

发电机正常运行时，定子磁场和转子磁场是拉在一起以同步转速n1旋转的，通过气隙磁场，原动机转矩与有功负荷形成的电磁转矩平衡。失磁后，转子磁场衰减，气隙磁场削弱，电磁转矩减小，于是发电机转子加速与定子旋转磁场间出现了相对运动，即产生了转差s。这样，定子磁场则以sn1转速切割转子，在转子线圈、转子表面、阻尼绕组中感应出低频交流，这个电流与定子旋转磁场作用就产生了异步转矩。图3–23所示为发电机的平均异步转矩特性曲线，图中的曲线4表示原动机的转矩特性，随着转速的升高，即转差率增大，将引起调速器动作，关小汽门（或导水槽），减少进汽（或进水）量，减小原动机的输入转矩，因此原动机的输入转矩即由Myo下降，保证异步运行的发电机的转速不会无限升高。曲线4与汽轮发电机的平均异步转矩特性曲线1相交于A1点，与有阻尼绕组水轮发电机的平均异步转矩特性曲线2相交于A2点，与无阻尼绕组水轮发电机的平均异步转矩特性曲线3相交于A3点，这些点为转矩平衡点，即平均异步转矩相平衡的点，此时出现了新的平衡状态，转速不再升高，发电机在某一转差率下维持稳定运行，故称这种运行状态为稳态异步运行。A1、A2、A3称为稳态异步运行点，很明显，这些点决定了稳态异运行时，发电机输出有功功率的大小和运行的转差率。

图3–23 发电机平均异步转矩特性

1—汽轮发电机；2—有阻尼绕组水轮发电机；3—无阻尼绕组水轮发电机；

4—原动机转矩特性；Myo—原动机起始转矩即失磁前的原动机转矩

由图3–23可见，汽轮发电机具有良好的平均异步转矩特性，因而在较小的（约千分之几）转差率下，就能达到稳定运行点A1，此时由于调速器使汽门关闭的幅度很小，故输出的有功功率仍相当大。在异步运行时，发电机需从系统吸收大量的无功功率，以建立内部磁场，所以发电机的电压以及附近用户的电压将下降。所需无功功率的大小和发电机的同步电抗Xd以及转差率s有关，Xd愈大，s愈小，所需的无功功率也愈小。汽轮发电机的Xd较大，s甚小，所需无功功率也较小，网络电压降低不多。所以汽轮发电机短时间异步运行是允许的，可输出的有功功率大，转差率甚小，电压降低也很小，不会出现转子损耗过大而使电机受到损伤的现象。当励磁恢复后，电磁转矩又将汽轮发电机平稳地拉入同步。但是，长时间的异步运行也是不允许的，因会为引起发电机和铁芯端部过热，转子绕组也由于感应电流产生相当多的热量，引起发热和损伤，所以汽轮发电机的异步运行受到时间限制，一般规定中、小型汽轮发电机的异步运行时为15~30min，不宜过长。大型机组（200MW及以上）由于失磁后对系统威胁较大，且大机组本身励磁系统复杂失磁机会多，故失磁后处理较为严格，一般100MW及以上机组皆装有失磁保护，带时限地动作于跳闸。

水轮发电机和汽轮发电机不同，平均异步转矩特性较差，当s变化很大时，平均异步转矩变化不大，最大平均异步转矩也小于失磁前的原动机转矩My0，；因而只能在滑差相当大时才能达到稳定运行点A2、

A3，如图3–23所示。在这样大的s下运行，转子有过热的危险，所以一般是不允许的。除此之外，水轮发电机的同步电抗Xd较小，异步运行时定子电流很大，所以也应限制其异步运行。当水轮发电机失去励磁后，特别是无阻尼绕组的水轮发电机，转速迅速增加，负荷减小到接近于零 ，所以必须将它从电网中切除。对有阻尼绕组的水轮发电机，情况略好一些，但一般约在滑差为3%~5%时。才出现转矩的平衡（图3–23中的A2点），对阻尼绕组有过热的危险，所以一般只允许运行很短的时间（约几秒）必须设法迅还恢复励磁或切除发电机。

汽轮发电机在失磁后，如果电力系统电压降低的条件可以允许，且无损坏发电机的现象（转子两点短路，不允许的振动和着火等），则不必立即将发电机从电网断开（试验表明，中、小型汽轮发电机带40%～60%的额定功率运行30min一般是无问题的）。但在规定的时间内应作以下工作： （1）切断励磁开关并降低有功出力到无励磁运行所允许的数值。

（2）查明失励原因，并尽可能消除；或用备励供给发电机励磁。如果不能在30min内恢复励磁（用主励或备励），则应采取措施，将已失励的发电机有功出力转移到其它机组，然后将失磁发电机解列。

（3）发电机失磁后，应停用自动励磁调整装置，其他未失励机组自动调整励磁装置必须继续工作，并允许其按规定过负荷运行。

对空冷或表面氢冷的发电机是否允许无励磁运行，取决于下列条件： （1）因转差引起的转子损失应不超过正常额定损失。 （2）定子电流不超过规定值。 8．发电机转子两点接地

发电机转子两点接地时有下列现象：励磁电流剧增，励磁电压下降；发电机无功负荷大为降低，功率因数提高可能进相，发电机本体剧烈振动。

发电厂装有转子两点接地保护时，保护动作（当发现励磁回路有一点接地时，应该投入转子两点接地保护）。如发电厂没有装设转子两点接地保护或保护装置没投入或失灵时，运行人员当发现发电机励磁回路突然发生两点接地时，应立即解列发电机。

转子回路发生两点接地，由于部分绕组短路，回路电阻减小，电流剧增，使绕组过热。由于部分绕组短路，绕组的匝数减少，使主磁场减小，发电机向系统送出的无功功率显著降低，因此功率因数升高甚至到进相。从系统吸收大量无功功率，所以此时定子电流可能增加，故障发电机和其他并列运行的发电机都可能因此过负荷。另外部分被短路绕组的磁极磁力减低，而绕组完整的磁极磁力保持不变，使磁场不平衡发生畸变，引起机组剧烈振动。在接地处转子绕组和铁芯可能被电弧烧伤，因为转子绕组接地处不会十分可靠，只接触一点或极小一块面积，在两点接地时，大电流经过接地点发生电弧，能将接地点及附近的绕组和铁芯烧坏。

此外，转子两点接地也可能引起严重的机组磁化，造成更为严重的后果。

发电机转子回路两点接地是发电厂的严重事故，处理时必须判断正确，处理果断，才能减少损失。 9．发电机着火

在端盖、窥视孔等处发现有冒烟、火星或烧焦气味时，就说明发电机内部已着火，此时值班司机应打掉危急保安器并给主控发出“机器危险”的信号。电气值班员接到信号并发现发电机有功出力消失时，应立即将发电机解列，同时向汽机发出“发电机已解列”的信号，司机接到信号后就使用专用的灭火装置，将发电机消防水带接好，打开通向发电机的水门进行灭火。如发电机灭火装置不能灭火或发生故障时，可将发电机窥视孔打开，用水龙带向发电机端部喷水进行灭火。

电力变压器及其运行

电力变压器是发电厂和变电所的重要电气设备之一。利用它不仅能实现电压转换（升压或降压），以利于远距离输电和方便用户使用；而且能实现系统联络、改善系统运行方式和网络结构，以利于提高电力系统运行的稳定性、可靠性和经济性。随着电力系统的发展，电压等级越来越高，这样在电能输送过程中，升压和降压的层次就必须增多，系统中变压器的总容量也大大增加。目前，在电力系统中变压器的总容量已增至8~10倍的发电机总容量。尽管电力变压器是一种运行可靠性和效率都很高的静止电器，但其在电力系统中所占的故障比例和能耗总量仍十分可观。因此，设法尽量减少变压层次，经济而合理地利用变压器的容量，改善系统网络结构，提高变压器的可靠性和运行水平，仍是当前电力变压器运行中的主要课题。

第一节 电力变压器的基本知识

一、变压器的基本工作原理

变压器是利用电磁感应原理制成的一种静止电器。如图4?1所示为变压器的原理图。它有一个闭合铁芯，铁芯上有两个绕组，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。

图4–1 变压器的原理图

当一次绕组接入交流电压u1时，一次绕组中有交变电流i1通过，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：

e1??N1e2??N2d? dtd? （4–1） dt式中 N1——一次绕组匝数； N2——二次绕组匝数。

式（4–1）表明，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，N1?N2，所以e1?e2。如果忽略一些次要因素，可以认为e1?u1，e2?u2。因此可得u1?u2，这就实现了变换电压的目的。当二次绕组接上负载时，便有电流通过，向负载供电，实现了电能的传递。 二、变压器的主要结构

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安放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。下面以双绕组油浸式电力变压器为例介绍变压器的结构，图4–2为油浸式电力变压器外形结构示意图。

图4–2 油浸式电力变压器

1—铭牌；2—信号式温度计；3—吸湿器；4—油表；5—储油柜；6—安全气道； 7—瓦斯继电器；8—高压套管；9—低压套管；10—分接开关；11—油箱；

12—放油阀门；13—器身；14—接地板；15—小车

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。电力变压器一般采用芯式铁芯。

为了减小励磁电流，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，涂以绝缘漆作为叠片间的绝缘。叠装硅钢片时，常采用交错式装配方法，图4–3（a）为相邻两层铁芯叠片示意图。

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，晶粒取向的电工钢片正逐渐被非晶合金、高硅材料和簿片材料所取代。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，如图4–3（b）所示。

图4–3 硅钢片叠装示意图

（a）交错式叠装图；（b）全斜接缝叠装图

2．绕组

绕组是变压器的电路部分，一般用包有绝缘的铜线或铝线绕制在绝缘筒上，按照高、低压绕组相互之间的位置以及绕组在铁芯上的安排方法，变压器的绕组可分为同心式、纠结式等，如图4–4（a）和图4

–4（b）所示。

图4–4 高、低压绕组排列示意图 （a）同心式绕组；（b）纠结式绕组

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，如图4–5所示。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。

图4–5 分接开关与分接头的连接

4．油箱及变压器油

变压器的器身放在装有变压器油的箱内。变压器油是从石油中提炼出来的优质矿物油。在油浸变压器中，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、小型变压器多采用吊器身式油箱，而大、中型变压器（器身重量大于15t）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。 5．其它附件

（1）高、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，使带电的引出线和接地的油箱绝缘。

（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。吸湿器内装有硅胶，可吸收空气中的水分。

（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，箱内的油产生很大压力，气流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。 （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20kVA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、强迫油循环风冷的冷却器和强迫油导向循环水冷的冷油器等。 三、变压器的分类和型号 1．分类

变压器的种类很多，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。电力变压器是指电力系统中专门用于电能输送的普通变压器。按用途分为：升压变压器、降压变压器、联络变压器；按结构分为：双绕组变压器、三绕组变压器、分裂绕组变压器、自耦变压器；按相数分为：单相变压器、三相变压器；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。

（2）特殊用途变压器。特殊用途变压器是根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．型号

国家标准《电力变压器（GB1094－79）》规定，我国电力变压器的分类和型号如表4–1所示。变压器型号按表4–1中所列代表符号顺序组成代号，基本代号后用短横“—”隔开，再写明额定容量（千伏安）/高压绕组电压等级（千伏）。

表4–1 序号 1 2

分类 绕组耦合方式 相数

变压器的分类和型号

类别 自耦 单相 三相 变压器油 3 绕组外绝缘介质 空气 成型固体 自冷 4 冷却种类 风冷 水冷 5 油循环方式 自然循环 强迫油循环 双绕组 6 绕组数 三绕组 分裂 7 调压方式 无励磁调压 有载调压 铜 8 绕组导线材质 铝 *铜—铝 代表符号 O D S — G C — F S — P — S F — Z — L Lb

例如：（1）SFP7—370000/220为三相、双绕组、强迫油循环、风冷、额定容量370MVA、高压绕组额定电压220kV的电力变压器。 （2）SFFZ6—50000/20为三相、分裂绕组、风冷、有载调压、额定容量50MVA、高压绕组额定电压20kV

的电力变压器。

四、变压器的冷却方式

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。为了提高变压器的出力而不影响使用寿命，必须加强变压器的冷却，变压器的冷却方式有以下类型。 1．自然油循环自然冷却（油浸自冷）

它是靠变压器油自然循环，油受热后比重小而上升，冷却后比重大而下降，这种冷热油不断对流的冷却方式为自然冷却方式。采用这种冷却方式的变压器容量较小，大多为7500kVA以下，在发电厂中大部分为厂用变压器。

2．自然油循环风冷（油浸风冷）

较大型变压器为了加强表面冷却而在每组散热器上装设风扇实行吹风冷却。此类变压器一般都在铭牌上载有不使用风冷和使用风冷的额定容量，前者容量为后者的60%～80%。

为降低厂用电，一般规定上层油温超过55℃启动风冷；低于45℃时停止风冷。运行时应注意不要将风扇装反或转向弄反，否则将失去风冷作用。油浸风冷变压器冷却装置参见图4–6。

1—圆管形散热器；2—联箱；

图4–6 变压器的吹风冷却装置 3—与箱壳连接的法兰；4—冷却风扇

3．强迫油循环水冷或风冷

大型变压器仅靠表面冷却是远远不够的，因为表面冷却只能降低油的温度，而当油温降到一定程度时，油的粘度增加以致降低油的流速，使变压器绕组和油的温升增大，起不到冷却作用。为了克服变压器表面冷却的这一缺点，采用强迫循环风冷或水冷，以加快流速起到冷却作用。

（1）强迫油循环水冷：图4–7所示为强迫油循环水冷变压器冷却系统图。变压器上层热油由油泵抽出后经冷油器冷却，然后送入油箱底部，其运行期间产生热量全部靠冷油器传给冷却水。

图4–7 强迫油循环水冷却系统图 1—变压器；2—潜油泵；3—冷油器；

4—冷却水管道；5—油管道

采用此种冷却形式的变压器要注意：无论负荷多少，在运行期间不允许停止冷却装置运行，因为油箱的散热面积小，甚至连空载损失的热量也不能散出。这类变压器均装设两套油泵联动备用，同时装设油泵故障或冷却水中断信号，以便运行人员处理。此外，为防止水进入油中，冷却系统要有较高的密封性能，

油压高于水压三倍。同时当油泵故障时应迅速关闭水门。启动时，应先启动油泵，待油压升起后才可通冷却水。冬季停用变压器时，应将冷却系统中的水全部放尽，防止冻坏管路。

（2）强迫油循环风冷。如图4–8所示为强迫油循环风冷变压器冷却系统图，其油循环方式同强油水冷的变压器，只是把风冷却器装于变压器油箱壁上或独立的支架上，冷却方式改为吹风冷却。为了防止漏油或漏气，油泵采用埋入油中的潜油泵，潜油泵故障时可发出信号和投入备用冷却器，一台变压器往往装有十几台风冷却器，有的作为备用。

（3）强迫油循环导向冷却。这种冷却方式基本上属于上述两种强迫油循环种类，其主要区别在于变压器器身部分的油路不同。图4–9为一强油循环导向风冷变压器油路示意图。采用了导向冷却，泵口的冷油在一定压力下被送入绕组间的油道和铁芯的油道中，能冷却绕组的各个部分，这样可提高冷却效果。其外部油路和前述强油循环变压器相似，这种冷却方式用于对巨型变压器的冷却。

图4–8 强迫油循环风冷变压器冷却系统图

图4–9 强迫油循环导向风冷示意图

1—铁芯；2—潜油泵；3—高压绕组；4—中压绕组；

5—调压部分绕组；6—导风筒；7—低压绕组

五、变压器的额定参数 1．额定容量SN

变压器额定容量是指变压器额定情况下的视在功率，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U1N、U2N

U1N是变压器一次侧额定电压。U2N是指当一次侧施加额定电压U1N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I1N、I2N

I1N、I2N是指在额定电压U1N下，由发电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kA。 对单相变压器

I1N=SN/U1N； I2N=SN/U2N

对三相变压器

（4–2）

I1N?SN/3U1N;I2N?SN/3U2N

（4–3）

4．额定频率fN

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?N（%）、额定温升?N（℃）、短路电压ud（%）、连接组别等。

六、变压器的连接组别 1．三相绕组的连接方法

在三相变压器中，常用大写字母A、B、C表示高压绕组的首端，用X、Y、Z表示其末端；用小写字母a、b、c表示低压绕组的首端，用x、y、z表示其末端，星形连接的中性点用N或n表示。 在三相变压器中，不论是一次绕组或二次绕组，我国最常用的有两种连接方法。

（1）星形连接法。将三个绕组的末端X、Y、Z连接在一起，而把它们的三个首端A、B、C引出，便构成星形连接，用Y表示，如图4–10（a）所示。

（2）三角形连接。将一个绕组的末端与另一个绕组的首端连接在一起，顺次构成一个闭合回路，便是三角形连接，用D表示，如图4–10（b）和4–10（c）所示。三角形连接可以按AX—BY—CZ的顺序连接，称为顺序三角形接法；也可以按AX—CZ—BY的顺序连接，称为逆序三角形接法。

图4–10 三相绕组的连接方法

（a）星形连接；（b）顺序三角形接法；（c）逆序三角形接法

2．三相变压器的连接组别

变压器高、低压绕组都可以接成星形、三角形，分别用Y（y）、D（d）符号表示。如Y，d11表示高压绕组接为星形，低压绕组接为三角形，连接组号是11，即高、低压绕组线电压相位差为330?。下面举列说明我国采用的两种标准连接组。

（1）Y，y0接线组。图4–11（a）所示为Y，y0连接组的三相变压器绕组接线图。图中高、低压绕组的首端为同极性端，因此高、低压绕组的相电压同相位，由相量图可判断其线电压也同相位。将高压侧线

?固定在时钟“12”的位置上，由于U?与U?同相，因此U?也指向“12”电压U，其连接组别为Y，y0。

ABabABab

图4–11 Y，y0连接组

（a）绕组接线图；（b）相量图；（c）钟面图

即

E?2?KE2

（4–23）

根据折算前后功率不变的原则，有

?I?2U2?U2I2

U?2?I2I?2U2?KU2

（4–24）

3）阻抗的折算。根据折算前后铜损耗不变的原则，有

2??I2I?2r22r2

?? r2I22I?22r2?K2r2

（4–25）

根据折算前后无功功率不变的原则，有

22 I?2X?2?I2X2

X?2?I22I?22?K2X2

（4–26）

22??Z?2?r2?jX2?Kr2?jKX2?K(r2?jX2)2Z?2?KZ2

2

（4–27） （4–28）

同理得

2 Z?f?KZf

（2）折算后的基本方程式

???E??????UI1(r1?jX1)??EI1Z1111???E??????????jX?2)?EUI?2(r2I?2Z?2222 ?I0??I1??I?2????EIZ10m????UI?2Z?2f????? ???? （4–29）

（3）等值电路

1）T形等值电路。由式（4–29）可推导出变压器的等值电路。变压器的负载运行可分别用具有阻抗

?Z1、Zm和Z?2?Zf的三条支路进行复联的“T”形等值电路来表示，如图4–16所示。

图4–16 变压器T形等值电路

2）简化等值电路。由于空载电流很小，对于电力变压器通常可以忽略?认为T形等值电路中的rm+jXmI0，

为无穷大，即励磁电路为断开状态，这时变压器的等值电路成为简单的串联电路，如图4–17所示。

图4–17 变压器简化等值电路

rK—短路电阻； XK—短路电抗；ZK—短路阻抗

（4）简化等值电路的相量图。与简化等值电路相对应的电压方程式为

???U????UI1rK?j?I1XK 12 （4–30）

根据式（4–30）绘出简化相量图，如图4–18所示（图示为变压器带感性负载时的相量图）

图4–18 变压器的简化相量图

三、变压器的运行性能 1．变压器的外特性

变压器的外特性是指当变压器一次绕组端电压为额定值和负载功率因素为一定值时，二次绕组端电压随负载电流变化的关系。即U2=f（I2）。图4–19所示为变压器不同负载时的外特性。

图4–19 变压器的外特性曲线

由外特性曲线又可以看出，当负荷为电阻性负载或电感性负载时，随着负载电流I2的增大，变压器二次侧电压逐渐降低，即变压器具有下降的外特性。当负荷为容性负载时，随着负荷电流I2的增大，变压器二次侧电压逐渐升高，即变压器具有上升的外特性。 2．电压调整率

电压调整率是指变压器的一次侧接在额定频率、频定电压的电源上，其空载时的二次侧电压U2N与带一定负载时的二次侧电压U2的算术差的百分值。一般电压变化率用百分数表示，即

U?U2?U?2N?100% （4–31）

U2N 变压器额定负载时的电压调整率，称为额定电压调整率。它的大小标志着电压的稳定程序，是变压器运行性能的一个重要指标。

如果变压器的二次侧电压U2偏离额定值U2N过大，就要进行调压。电力变压器调压的方式有两种：一种是无励磁调压，即需切断电源后改变高压绕组的分接头调压；另一种是有载调压，就是在不断开电源和负载的情况下用有载分接开关调压。 3．损耗与效率

（1）变压器的损耗。变压器在传递能量的过程中产生损耗，致使输出功率小于输入功率。变压器的总损耗?P包括铁损PFe和铜损PCu两部分，即

?P= PFe+PCu （4–32）

2 铁损与B2m或U1成正比，由于变压器空载和负载时，电源电压基本不变，因此空载和负载时的铁损基

本相同，故铁损又称不变损耗。

铜损PCu是电流在一、二次绕组电阻上产生的有功功率损耗，它与电流的平方成正比，随负载变化而变化，故称为可变损耗。

（2）变压器的效率。变压器输出的有功功率P2与输入的有功功率P1之比，称为变压器的效率，即

PP??P??2?100%?1?100%P1P1 （4–33）

?P?(1?)?100%P2??P变压器的效率曲线如图4–20所示，由效率曲线可知，负载较小时，效率很低，负载增加时，则效率随之增加。当负载增加到某一数值时效率达到最大值，而后随着负载的增加，效率反而降低。

图4–20 变压器的效率曲线

通过数学分析和计算表明，当可变损耗（铜损）与不变损耗（铁损）相等时，变压器出现最高效率?max。由于变压器负载是变化的，一般不会长期在额定负载下运行，为了使变压器平均效率高，通常负载的大小在0.5~0.6倍的额定负载之间。

第三节 变压器正常运行方式

一、变压器的发热和冷却

变压器运行时，其绕组和铁芯中的电能损耗都将转变为热能，使变压器各部分的温度升高。在油浸式变压器中，这些热量先传递给油，然后通过外壳扩散到周围空气中。图4–21示出了油浸式变压器中各部分温度的分布情况。

图4–21 油浸式变压器各部分温度分布图

（a）沿变压器高度方向上的温度分布；（b）沿变压器截面上的温度分布

从图4–21中可以看出，油浸式变压器的散热过程为：热量由绕组和铁芯内部以传导方式传递到导体和铁芯的表面；绕组和铁芯表面的热量以对流方式传递到变压器油中；绕组和铁芯附近的热油以对流方式把热量传递到油箱或散热器的内表面；油箱或散热器内表面的热量以传导方式传递到外表面；这些热量以对流方式和辐射方式扩散到周围空气中。 上述散热过程还有以下几个特点：

（1）铁芯、高压绕组、低压绕组所产生的热量都传给油，它们的发热互不关联，而只与其本身损耗有关。

（2）在散热过程中，引起的各部分温度差别很大。沿变压器的高度方向，绕组的温度最高，经试验证明，温度的最热点大约在高度方向的70%~75%处。沿截面方向（径向），温度最高处位于绕组厚度（自内

1径算起）的处。

3 （3）变压器的主要散热区段有两段。一段是热量由铁芯和绕组表面以对流方式传递到变压器油中，这部分约占总温升的20%~30%；另一段是热量由油箱壁以对流方式和辐射方式扩散到周围空气中，这部分比重较大，约占总温升的60%~70%；

应该指出，大容量变压器的损耗较大，单靠箱壁和散热器的作用，已不能满足散热要求，此时往往需要采用强迫油循环风冷或强迫油循环水冷的方式，使热油经过强风（或水）冷却器冷却后，再用油泵送回变压器。大容量变压器目前已普遍采用导向冷却技术，制造时在高低压绕组和铁芯内部设有一定的油路，使进入油箱内的冷油全部通过绕组和铁芯内部流出，这样可将大量热量带走，改善了上下热点的温差，冷却效果较好，可有效地提高散热效率。

二、允许温度与允许温升

变压器一般均采用A级绝缘材料。变压器在运行中绕组和铁芯都要发热，若温度长时间超过允许值会使绝缘渐渐失去机械强度而变脆，这就是绝缘老化。当绝缘老化到一定程度时，由于变压器在运行中受到振动和机械力的作用，绝缘开始破裂，结果造成绝缘的电气击穿，而使变压器损坏。 变压器在运行中绝缘所受的温度越高，绝缘的老化也越快，所以必须规定绝缘的允许温度。一般认为：油浸变压器绕组绝缘最热点温度为98℃时，变压器具有正常使用寿命，约20～30年。

除低压厂用变压器外，电厂中所采用的变压器大都是油浸式变压器。这种油浸式变压器在运行中各部分的温度是不同的，绕组的温度最高，其次是铁芯的温度，而绝缘油的温度低于绕组和铁芯的温度。变压器的上部油温又高于下部油温。所以规定油浸式电力变压器运行中的允许温度按上层油温来检验。上层油温的允许值应遵守制造厂的规定，对自然油循环自冷、风冷的变压器最高不得超过95℃，为了防止变压器油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃；对强迫油循环导向风冷式变压器上层油温最高不得超过80℃；对强迫油循环水冷变压器上层油温最高不得超过75℃。

变压器在规定的冷却条件下可按铭牌规范运行。空气冷却的变压器，冷却空气最高允许温度为40℃；水冷却的变压器，冷却水最高允许温度为30℃。冷却介质在规定温度或在其以下时，变压器可以带满负荷，而各部温度不会超过其限额。当冷却介质温度超过规定值时，不允许变压器带满负荷运行。因为这时散热困难，带到满负荷时会使绕组过热。但是，仅仅规定允许温度是不够的，例如：当冷却空气温度低于最高

允许值较多时，变压器外壳的散热能力则提高的很大，在同样的负荷下，变压器外壳的温度比上层油温要低得多，但这时变压器内部本体的散热能力则提高的很少，而不能相应的提高。

为了真正的反应出绕组的温度不但要规定上层油温的最高允许值，而且还要规定绕组或油的允许温升值。实际上，由于变压器的发热很不均匀，各部分的温升通常都用其平均温升和最大温升来表示。绕组或油的最大温升是指其最热处的温升；而绕组或油的平均温升，则是指整个绕组或全部油的平均温升。国家标准规定，变压器的额定使用条件为最高气温+40℃、最高日平均气温+30℃、最高年平均气温+20℃、最低气温–30℃。而且各部分的温升，不得超过表4–2中所列数值。

表4–2

冷却方式 各部分温升 绕组对空气的温升?r–k（℃） 绕组对油的温升?r–y（℃） 油对空气的温升?y–k（℃）

变压器的允许温升极限值

强迫油循环风冷的变压器 65（平均值） 30（平均值） 35（平均值） 40（最大值） 自然油循环自冷、风冷的变压器 65（平均值） 21（平均值） 44（平均值） 55（最大值）

为了使绕组对空气的平均温升不致超过极限值，在最高气温为+40℃时，对于自然油循环自冷和风冷的变压器，顶层油的最高温度不得超过95℃；对于强迫油循环风冷的变压器，其顶层油的最高温度不得超过80℃。在运行中，油温可用温度计进行测量。

绕组最热点的温升，大约比平均温升高13℃，即为65+13=78（℃）。如果变压器在额定负荷和环境温度为+20℃的情况下长期运行，则绕组最热点的温度为98℃，绕组的温度常用电阻法进行测量。运行经验和研究结果表明，当变压器绕组的绝缘（电缆纸）在98℃以下使用时，变压器的正常寿命约为20~30年。所以，对自然油循环自冷、风冷的变压器规定油的温升为55℃，而对强迫油循环风冷变压器规定油的温升为40℃。

有些变压器还装有绕组温度计，运行中也要检查绕组的温度。一般规定绕组最热点温度不得超过105℃，但如在此温度下长期运行，则变压器使用年限将大为缩短，所以此规定仅限于当冷却空气温度达到最大允许值且变压器满载时才许可。因为这种情况一年中很少碰到，即使碰到，为时也不长，所以这样规定不会影响变压器正常寿命。 三、变压器的绝缘老化

通常变压器的绝缘老化是指绝缘受热或其它物理、化学作用而逐渐失去其机械强度和电气强度的现象。电力变压器大多使用A级绝缘（油浸电缆纸），在长期运行中，由于受到大气条件和其它物理、化学作用的影响，使绝缘材料的机械、电气性能衰退，逐渐失去初期所具有的良好性能，产生绝缘老化现象。对于绝缘材料的电气强度来说，在材料的纤维组织还未失去其机械强度的时候，电气强度是不会降低的，甚至完全失去弹性的纤维组织，只要没有机械损伤，照样还有相当高的电气强度。但是，已经老化了的绝缘材料，则显得十分干燥脆弱，在变压器运行时产生的电磁振动和电动力作用下，很容易损坏。由此可见，绝缘老化程度的判断不能单由电气强度决定，而应主要由其机械强度的降低情况来决定。

变压器绝缘老化的主要原因是温度、湿度、氧气以及油中劣化产物的影响，其中高温是促成绝缘老化的直接原因。在实际运行中，绝缘的工作温度愈高，氧化作用及其它化学反应进行得愈快，将引起机械强度及电气强度丧失得愈快，即绝缘的老化速度愈快，变压器的使用年限（寿命）也愈短。研究结果指出，在80~140℃的范围内，变压器的使用年限和绕组最热点温度的关系为

－

Z = Aep? （4–34）

式中：Z——变压器的使用年限； A——常数； p——系数；

?——变压器绕组最热点的温度（℃）。

经验证明，绕组最热点的温度维持在98℃时，变压器能获得正常使用年限（约20~30年），根据式（4

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