3电力变压器及电抗器培训课件

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第五章 电力变压器

第一节 变压器的基本原理及参数

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。它根据电磁感应的原理，把某一等级的交流电压变换成另一等级的交流电压，以满足不同负荷的需要。应用于电力系统（包括发电厂和变电所）中供输电和配电用的变压器，统称为电力变压器 。

一、变压器的基本工作原理

变压器是利用电磁感应原理工作的，因此它的构成原则是：有两个或两个以上互相绝缘的线圈（构成电路）套在一个共同的铁芯柱上（构成磁路），线圈之间一般仅有磁的耦合，而无任何电的联系（在电路上不联系），其原理示意图如图5-1所示（本图为双绕组变压器，为便于分析分别套在两个铁芯柱上）。

将线圈1接到交流电源上，在电源电压U1的作用下，线圈中流有电流I1，并在铁芯中产生交变磁通Ф，其频率与外施电压U1相同，这个交变磁通以整个铁芯作为闭合回路，同时交链于1、2两个线圈，根据电磁感应原理，分别在两个线圈中感应电势E1和E2。

E1=-W1*dФ/dt （5-1） W1 W2 E2=-W2*dФ/dt （5-2） a2 U1 A1 U2 B1 b2 式中：W1和W2分别为1、2两个线圈的匝数。 若把负载接于线圈2，则有电流I2流过负载。 图5—1

由于两个线圈都交链于同一磁通，故两线圈感应电势频率均与磁通Ф的频率相同，即等于外施电压U1的频率。

由上面两公式看出，两个线圈感应电势的大小都正比于各自线圈的匝数，通常两个线圈的匝数是不相等的，因此两个线圈感应电势的大小就不相等。一台变压器，匝数多的感应电势就大，线圈匝数少的感应电势就小，即

E1/W1=E2/W2=-dФ/dt (5-3)

由式8-3可知，无论是线圈1还是线圈2，它们每一匝线圈所感应的电势都相等，又由于变压器一、二次侧的漏电抗和电阻都很小，可以忽略不计，可近似认为U1=E1,U2=E2,于是U1/U2=E1/E2=W1/W2=K,因此改变匝数（比）就可以改变电压，这就从物理意义上解释了变压器能变电压的原理。

在变压器中，与电源相接的线圈叫原线圈，简称原边或原方，接负载的线圈叫付线圈，简称付边或付方。对双绕组变压器，有时把接电源的一侧叫一次侧，有关的各物理量如功率、电压、电流等都以下标1来表示，如P1、U1、I1等，接负载的一侧叫二次侧，有关的各物理量都以下标2来表示，如P2、U2、I2等

二、变压器的分类

变压器一般可分为特种变压器和电力变压器两大类。特种变压器有电炉变压器、整

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流变压器、互感器等。电力变压器是电力系统中输配电力的主要设备，它可从不同角度予以分类。

按用途分有：有升压变压器、降压变压器、配电变压器、联络变压器（联络几个不同电压等级的电网用）、厂用变压器；

按相数分有：单相变压器、三相变压器；

按线圈数目分有：双线圈变压器、三线圈变压器（三个电压等级不同的电网相互连接时采用）；

按线圈导线材质分有：铜线变压器、铝线变压器

按调压方式分有：无励磁调压变压器和有载调压变压器；

按冷却方式分有：油浸式变压器和干式变压器。在油浸式电力变压器中常用的有普通变压器和自耦变压器。

干式变压器的铁芯和绕组都不在任何绝缘液体中，一般运行电压低，容量小，常用于安全防火要求高的场合。干式变压器又有开启式、封闭式、浇注式等几种类型。岱海电厂厂区内选用的低压变压器全部是浇注式干式变压器。

三、变压器的型号

变压器的型号通常有两部分组成，第一部分是汉语拼音，用以代表产品分类、结构特征和用途。第二部分是数据，分子代表额定容量，分母代表高压绕组电压等级（KV）。另外，在型号后面可加注防护代号，TH为湿热带，TA为干热带。

— / 高压绕组额定电压（KV） 额定容量（KVA） 设计序号

L — 铝线圈，铜线圈不表示 Z — 有载调压，无载调压不表示 S —三绕组，双绕组不表示

F 风冷式 W 水冷式 P 强迫油循环 冷却方式： J 油浸自冷 D 强迫油导向循环 C 干式浇注绝缘 D 单相

相数： S 三相

O 自耦变压器（型号首位表示降压，末位表示升压）

例如，SFZ8—40000/110表示三相风冷铜绕组有载调压，额定容量为40000KVA，高压绕组额定电压为110KV电力变压器，设计序号8为低损耗型。

四、变压器的技术参数

变压器的技术参数有额定容量SN、额定电压UN、额定电流IN、额定温升τN、阻抗电压百分数ud％，都标在变压器的铭牌上。此外，在铭牌上还标有相数、接线组别、额定运行时的效率及冷却介质温度等参数或要求。

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1．额定容量SN

额定容量是设计规定的在额定条件使用时能保证长期运行的输出能力，单位为KVA或MVA。对于三相变压器而言，额定容量是指三相总的容量。

对于双绕组变压器，一般一、二次侧的容量是相同的。对于三绕组变压器，当各绕组的容量不同时，变压器的额定容量是指容量最大的一个（通常为高压绕组）的容量，但在技术规范中都写明三侧的容量。例如，某厂总变，其额定容量为48／36／12MVA，一般就称这个厂总变的额定容量为48MVA。

2．额定电压UN

额定电压是由制造厂规定的变压器在空载时额定分接头上的电压，在此电压下能保证长期安全可靠运行，单位为V或KV。当变压器空载时，一次侧在额定分接头处加上额定电压U1N，二次侧的端电压即为二次侧额定电压U2N。对于三相变压器，如不作特殊说明，铭牌上所标明的有关参数例如额定电流是线电流，额定电压是指线电压；而单相变压器是指相电压（如525／√3KV）。

3．额定电流IN

变压器各侧的额定电流是由相应侧的额定容量除以相应绕组的额定电压计算出来的线电流值，单位为A或KA。

对于单相双绕组变压器：

一次侧额定电流I1N=SN／U1N 二次侧额定电流I2N=SN／U2N

对于三相变压器，如不作特殊说明，铭牌上标的额定电流是指线电流，即有（对于三绕组变压器）

I1N=SN／√3U1N I2N=SN／√3U2N

例如，某三相三绕组厂总变，其额定容量为48／36／12MVA，额定电压为20／10.5／3.15kV。相应各侧的额定电流为

20KV侧 I1N＝48000／√3×20＝1386（A） 10.5KV侧 I2N=36000／√3×10.5=1787（A） 3.15KV侧 I3N=12000／√3×3.15=2119 （A） 4．额定频率fN

我国规定标准工业频率为50Hz，故电力变压器的额定频率都是50HZ。 5．额定温升?N

变压器内绕组或上层油的温度与变压器外围空气的温度（环境温度）之差，称为绕组或上层油的温升。在每台变压器的铭牌上都标明了该变压器的温升限值。我国标准规定（参见下节），绕组温升的限值为65℃，上层油温升的限值为55℃，并规定变压器周围的最高温度为＋40℃。因此变压器在正常运行时，上层油的最高温度不应超过＋95℃。

6．阻抗电压百分数ud％

阻抗电压百分数，在数值上与变压器的阻抗百分数相等，表明变压器内阻抗的大小。阻抗电压百分数又称为短路电压百分数。

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短路电压百分数是变压器的一个重要参数。它表明了变压器在满载（额定负荷）运行时变压器本身的阻抗压降大小。它对于变压器在二次侧发生突然短路时，将会产生多大的短路电流有决定性的意义；对变压器的并联运行也有重要意义。

短路电压百分数的大小，与变压器容量有关。当变压器容量小时，短路电压百分数亦小；变压器容量大时，短路电压百分数亦相应较大。我国生产的电力变压器，短路电压百分数一般在4％～24％的范围内。

7. 空载损耗：是以额定频率的正弦交流额定电压施加于变压器的一个线圈上（在额定分接头位置），而其余线圈均为开路时，变压器所吸取的功率，用以供给变压器铁芯损耗（涡流和磁滞损耗）

8．空载电流：变压器空载运行时，由空载电流建立主磁通，所以空载电流就是激磁电流。额定空载电流是以额定频率的正弱交流额定电压施加于一个线圈上（在额定分接头位置），而其余线圈均为开路时，变压器所吸取电流的三相算术平均值，以额定电流的百分数表示。

9．短路损耗：是以额定频率的额定电流通过变压器的一个线圈，而另一个线圈接线短路时，变压器所吸收的功率，它是变压器线圈电阻产生的损耗，即铜损（线圈在额定分接点位置，温度70℃）。

10．额定冷却介质温度

对于吹风冷却的变压器，额定冷却介质温度，指的是变压器运行时，其周围环境中空气的最高温度不应超过十40℃，以保证变压器满载额定负荷运行时，绕组和油的温度不超过额定允许值。所以，在铭牌上有对环境温度的规定。

对于强迫油循环水冷却的变压器，冷却水源的最高温度不应超过＋30℃，当水温过高时，将影响冷油器的冷却效果。对冷却水源温度的规定值，标明在冷油器的铭牌上。此外还对冷却水的进口水压有规定，必须比潜油泵的油压低，以防冷却水渗入油中，但水压太低了，水的流量太小，将影响冷却效果，因此对水的流量也有一定要求。对不同容量和型式的冷油器，有不同的冷却水流量的规定。以上这些规定都标明在冷油器的铭牌上。

下面以岱海电厂一期工程的#1主变压器为例，列出其技术规范如下： 制 造 厂： 上海阿尔斯通变压器有限公司 型 号： DFP—240000/550

型 式： 户外、双绕组、油浸、单相电力变压器 冷却方式： ODAF（强迫油循环风冷式） 额定容量： 3×240（MVA）

额定电压： 550/√3-2×2.5％／20（kV）

额定电流： 755.8／12000（高压单相／低压单相）（A） 相 数： 3 周 波： 50（Hz） 接线组别： YN，d11 阻抗电压： 14%±3.5%

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空载电流(%)：0.132（100％额定电压时）；0.382（110％额定电压时） 空载损耗： 100（KW） 负载损耗： 465（KW） 效 率： 99.76％

允许温升： 绕组64 ， 顶层油54（℃） 变压器质量（t） 总质量： 212 油质量： 33 铁芯和绕组质量： 149 器身（油箱）质量：18 冲击耐压水平（KV）

高压绕组： 1550， 高压套管：1550 高压中性点：325

低压绕组： 200 低压套管：200 冷却装置

冷却器：4+1组，采用德国GEA公司全套进口产品。 套管型式

高压： T进口550KV/1250A 充油电容式 低压： 沈变一分厂 25KV/16000A充油式 分接头切换方式： 无励磁调压/中性点 分接头位置及参数、套管、TA规范等在此

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第二节 变压器的结构及附件

较大容量的油浸式变压器一般是由铁芯、绕组、绝缘油、油箱、冷却装置、绝缘套管及一些保护装置等主要部分构成。图5－2所示为北仑港电厂755MVA主变外形。

图5－2 北仑港电厂主变（755MVA）外形

1－高压套管；2－高压中性套管；3－低压套管；4－分接头切换操作器；5－名牌；6－油枕；7－ 冷却器风扇；8－油泵；9－油温指示器；10－绕组温度指示器；11－油位计；12－压力释放装置；13－油流指示器；14－气体（瓦斯）继电器；15－人孔；16－干燥和过滤阀；17－真空阀

一、铁芯

铁芯是变压器的磁路部分。为了降低铁芯在交变磁通作用下的磁滞和涡流损耗，铁芯材料采用厚度为0.35mm或更薄的优质硅钢片。铁芯由几种不同尺寸的硅钢片在其两面涂以绝缘漆后迭装而成。迭装的原则是接缝越小越好，第一层接缝与第二层接缝互相

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错开，迭片第二层压在第一层上，第三层压在第三层上，以此类推。如图5-3所示。目前广泛采用导磁系数高的冷轧晶粒取向硅钢片，采用450斜接缝，以缩小体积和重量，也可节约导线和降低导线电阻所引起的发热损耗。如图5-4所示。

图5-3铁芯迭装图 图5-4 冷轧硅钢片迭装

铁芯包括铁芯柱和铁轭两部分。铁芯柱上套绕组，铁轭将铁芯柱连接起来，使之

形成闭合磁路。铁芯只允许一点接地，接地片用厚度0.5㎜、宽度不小于30㎜的紫铜片，插入3-4级铁芯间，对大型变压器插入深度不小于80㎜，其外露部分应包扎绝缘，防止短路铁芯。

按照绕组在铁芯中的布置方式，变压器又分为铁芯式和铁壳式（或简称芯式和壳式）两种。

铁芯式单相变压器，如图5-5所示，它有两个铁芯柱1，用上、下两个铁轭（2、3）将铁芯柱连接起来，构成闭合磁路。两个铁芯柱上都套有高压绕组5和低压绕组4。通常，将低压绕组放在内侧，即靠近铁芯，而把高压绕组放在外侧，即远离铁芯，这样易于符合绝缘等级要求。另外高压绕组上常抽出几个线头作为调压，结构较为复杂，也是把高压绕组布置在外面的一个原因。

铁芯式三相变压器有三相三铁芯柱式和三相五铁芯柱式两种结构，分别如图5－6和图5－7所示。图5－7所示的三相五铁芯柱式（或称三相五柱式）也称三相三铁芯柱旁轭式，它是在三相三铁芯柱式（或称三相三柱式）外侧加两个旁轭4（没有绕组的铁芯）而构成，但其上、下铁轭的截面和高度比普通三相三铁芯柱式的小。从而降低了整个变压器的高度。

中、小容量的三相变压器都采用三相三铁芯柱式。大容量三相变压器，常受运输高度限制，故多采用三相五柱式，例如北仑港电厂755MVA主变、石洞口二电厂773MVA主变都采用三相五柱式铁芯。岱海电厂采用的是单相三柱式铁芯，高低压绕组套装在中间铁芯上，两边铁芯用来构成磁路。

壳式变压器铁芯基本结构，见图5－8和图5－9。图5－8所示铁芯为单相壳式变压器铁芯，具有一个中心铁芯柱3和两个分支铁芯柱（也称旁轭）4，中间一个铁芯柱的宽度为两个分支铁芯柱宽度之和。把全部绕组放在中间的铁芯柱上，两个分支铁芯柱好像“外壳”似的围绕在绕组的外侧，因而有壳式变压器之称。不过，有时亦称其为单相三柱式变压器。

图5－9所示铁芯为三相壳式变压器的铁芯，可以看作由三个独立的单相壳式变压器并排合拢放在一起而构成。

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图5－7 三相五铁芯柱式变压器

1－铁芯柱；2－上铁轭；3－下铁轭；4－旁轭；

5－低压绕组；6－高压绕组

图5－8 单相壳式变压器

1－高压绕组；2－低压绕组；

3－铁芯柱；4－旁轭

图5－5 单相芯式变压器铁芯

和绕组

1－铁芯柱；2－上铁轭；3－下铁轭；

4－低压绕组；5－高压绕组

图5－6 三相三铁芯柱式变压器

1－铁芯柱；2－上铁轭；3－下铁轭；

4－低压绕组；5－高压绕组

芯式变压器结构比较简单，高压绕组与铁芯的距离较远，绝缘较易处理。壳式变压器的结构比较坚固，制造工艺较复杂，高压绕组与铁芯柱的距离较近，绝缘处理较困难。壳式结构易于加强对绕组的机械支撑，使其能承受较大的电磁力，特别适用于通过大电流的变压器。

壳式结构也用于大容量电力变压器。日本三菱电气公司生产的大型电力变压器中使用的壳式铁芯结构如图5－10所示。变压器有两个并联的磁路，铁芯水平布置，以包围绕组。硅钢片冲压成相同的宽度，分层叠置。硅钢片采用冷轧、磁性能极佳的晶粒取向硅钢片。由于冷轧硅钢片沿着碾轧方向有较小的损耗和较高的导磁系数，为充分利用这种硅钢片的导磁方向性，硅钢片在搭接处都冲压成45°的斜度，即铁芯采用全斜接缝叠装法叠装。

图5－9 三相壳式变压器

1一铁芯柱；2—铁轭；3一绕组

图5－10 日本三菱电气公司的壳式铁芯结构

在大容量变压器中，为了使铁芯损耗发出的热量能被绝缘油在循环时充分地带走，从而达到良好的冷却效果，通常在铁芯中还设有冷却油道。冷却油道的方向可以做成与硅钢片的平面平行，也可以做成与硅钢片的平面垂直。例如，北仑港电厂中的755MVA

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三相五柱式主变压器，其铁芯叠装时，在主铁芯柱和边柱的垂直方向上留有油流通道，通道数量分别为“横三纵一”和“横三”。

二、绕组

制作绕组时，对绕组的电气强度、耐热强度、机械强度等基本要求都要满足。 变压器的绕组，按其高压绕组和低压绕组在铁芯上相互间的布置，有两种基本形式：同心式和交叠式。同心式绕组，参见前面图5－5和图5－6，高压绕组和低压绕组均做成圆筒形，但圆筒的直径不同，然后同轴心地套在铁芯柱上。交叠绕组，又称为饼式绕组，参见前面图5－8，高压绕组和低压绕组各分为若干线饼，沿着铁芯柱的高度交错地排列着。交叠绕组多用于壳式变压器。芯式变压器一般都采用同心式绕组。为了绝缘方便，通常低压绕组装得靠近铁芯，高压绕组则套在低压绕组的外面，低压绕组与高压绕组之间，以及低压绕组与铁芯之间都留有一定的绝缘间隙和散热油道，并用绝缘纸筒隔开。

同心式绕组根据绕制特点又可分为圆筒式、螺旋式、连续式和纠结式等几种型式。 1．圆筒式绕组

圆筒式绕组是最简单的一种绕组，它是用绝缘导线沿铁芯高度方向连续绕制，绕制完第一层后，垫上层间绝缘纸再绕第二层。这种绕组一般用于小容量变压器的低压绕组。

2．螺旋式绕组

上述圆筒式绕组实际上也是螺旋式的，不过这里所讲的螺旋式绕组，每匝并联的导线数较多，是由多根绝缘扁导线沿着径向并联排列（一根压一根），然后沿铁芯柱轴向高度像螺纹一样一匝跟着一匝地绕制而成，一匝就像一个线盘。图5－11所示为螺旋式绕组导线匝间排列的一部分（只表示出其中4匝），每匝有6根扁导线并联，各匝不像圆筒式绕组那样彼此紧靠着，而是各匝之间隔一个空的沟道或垫以绝缘纸板，可构成绕组的盘间（匝间）散热油道。

螺旋式绕组当并联导线太多时，就把并联导线分成两排，绕成双螺旋式绕组。为了减小导线中的附加损耗，绕制螺旋式绕组时，并联导线要进行换位。这种绕组一般为三相容量在800KVA以上，电压在35ＫＶ以下的大电流绕组。例如，岱海电厂的单相240MVA升压变压器的低压（20KV）绕组就采用了螺旋式绕组。

图5－11螺旋式绕组纵剖面导线排列

3．连续式绕组

连续式绕组是用扁导线连续绕制成若干线盘（也称线饼）构成，绕组各匝的排列如图5－12所示，相邻线盘间的连接是交替地在绕组的内侧和外侧，都用绕制绕组的导线自然连接，没有任何接头。这种绕组应用范围较大，一般用于三相容量为630KVA以上、

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电压为3～110KV的绕组。

4．纠结式绕组

纠结式绕组的外形与连续式相似，主要不同是，连续式绕组的每个线盘中电气上相邻的线匝是依次排列的，而纠结式绕组电气上相邻的线匝之间插入了绕组中的另一线匝，如图5－13所示，以使实际相邻的匝间电位差增大。纠结式绕组焊头多、绕制费时。采用纠结式绕组的目的是为了增加绕组的纵向电容，以便在过电压时，起始电压比较均匀地分布于各线匝之间。纠结式绕组一般用于电压在110KV以上的高压绕组。

图5－12 连续式绕组 图5－13 纠结式绕组导线排列

绕组是变压器运行时的主要发热部件，为了使绕组有效地散热，除绕组纵向内、外侧设有油道外，对双层圆筒形绕组，在其内外层之间，多用绝缘的撑条隔垫开，以构成纵向油道；对线饼式绕组，例如螺旋式、连续式、纠结式等绕组，每两个线饼之间也用绝缘板条隔开构成横向油道。纵向和横向油道是互相沟通的。

三、油箱

变压器油箱有平顶和拱顶两种。6000KVA及以下的小型变压器的油箱由箱壳和箱盖组成，变压器的器身就放在箱壳内，将箱盖打开就可吊出器身进行检修，属平顶油箱。大、中型变压器，由于器身庞大和笨重，起吊器身不便，都做成箱壳可吊起的结构，如图5－14所示。这种箱壳好像一只钟罩，当器身要检修时，吊去较轻的箱壳，即上节油箱，器身便全部暴露出来了，属拱顶油箱，有时也称为钟罩式油箱。

大容量变压器的油箱广泛采用全封闭结构，即主油箱与

油箱顶部钢板之间或上节油箱与下节油箱之间都采用焊接焊图5－14 吊箱壳式变压器 死，不使用密封垫，以防止密封不牢靠。为便于检修，在适1－钟罩式箱壳，2－器身， 当部位开有人孔，门或手孔门。例如，北仑港电厂的三相五

3－下节油箱

柱式主变和平圩电厂的单相三柱式（壳式）主变采用箱式全封闭结构，它们的主油箱与油箱顶部盖板用焊接焊死，而扬州第二发电厂的三相壳式主变则是在油箱下都（上、下节油箱交接处）焊死。它们在现场安装时不需要吊芯检查。

四、储油器（油枕）、油位计及呼吸器

油箱内的变压器油，当温度变化时，其体积会膨胀或收缩。为了使油箱内的油面能自由地升降，而又要求不会有大面积油面与空气接触，在变压器箱盖上部加装一只圆筒

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形的钢制储油器 （也称油枕或油膨胀器）。储油器内的油面高度随油箱中油温变化而变动，储油器容积一般为变压器油总容积的10%左右，应能满足环境温度最高、满负荷运行时变压器油不溢出，也能保证环境温度最低、变压器在停运时储油器内有油。在储油器的一侧装有油位计，以便观察油位的高低。

大型变压器常采用在储油器中加装隔膜或充氮气等措施。图5－15所示为一种隔膜式油枕（储油器），采用薄膜（隔膜2）使油与大气隔离。油枕为水平圆柱体，在中分面的法兰夹着一层薄膜2，把油枕内部空间分隔成上、下两部分，薄膜以下是 变压器油，薄膜以上是空气。薄膜的材料是尼龙布上覆盖着睛基丁二稀橡胶，具有极低的透气性和较高的抗油性及低温适应性（－43℃）。薄膜寿命，在60℃油温驱动薄膜10万次后仍正常。油枕的油箱1能承受全真空，因此在油枕安装好后，仍能实现真空注油。薄膜的空气侧接有一个呼吸器与大气相通。

图5－15 隔膜式油枕

l－油箱；2－隔膜；3－吊环；4－油位表；5－油位计连杆； 6－手孔；7－呼吸器法兰；8－接本体法兰；9－充油法兰；10－支架

图5－16 橡胶容器式油枕

油位计，在中小变压器上，常在油枕端侧装设一只可直接观察油位的玻璃油位汁。在中、大型变压器上，玻璃油位计已不能满足要求，而装设其他形式的油位计。图5－17所示为大容量变压器上用得较多的一种指针式油位计，也称度盘式油位计。这种油位计的原理是机械传动和电磁耦合的原理。其设在油枕外部的指示表与内部传动机构之间

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用非磁性金属板隔开，是气密的（即不透气的），保证了油枕处的密封性。浮子随油枕内的油位升降而升降，通过连杆（支臂）和齿轮将浮子的升降转变为转子磁铁的转动。以上机构均设在油枕内腔。与油枕内侧的转子磁铁对应的定子磁铁（实为从动磁铁）在油枕外部，它通过非磁性金属板与油枕内转子磁铁耦合，因而油枕此处是完全不透油和不透气的。油枕内侧转子磁铁的转动，带动外部从动磁铁转动相同的角度，与从动磁铁相连的指针也转动同样的角度。刻度盘上标有0～10，但它们是浮球位置的最大和最小位移，并被分成均匀的刻度。油位计上还装有微型开关，当指针轴转到限位角度时，微型开关动作，接通电路，发出报警信号。

图5－17 度盘式油位计结构图

呼吸器，为了能使储油器内的油面自由地升降，而又防止空气中的水分和灰尘进入储油器内油中，变压器的储油器通过一根管道，再经一个呼吸器（又称换气器）与大气连通。呼吸器内装有干燥剂（或称吸湿剂），通常采用硅胶。图5－18所示为一种小型的吸湿过滤式呼吸器，它包括硅胶容器、带油槽的过滤器和位于顶部的连接法兰。当变压器油枕内的油位升降时，外界空气通过油槽和过滤器进入，滤除进入的空气中的灰尘，然后使清洁后的空气通过硅胶，它吸收掉所有的水分，仅使干燥的空气进入变压器油枕内。利用油槽使硅胶与大气隔开，从而使硅胶仅吸收进入空气中的水分，这样可延长硅胶的使用寿命。吸湿室内装的干燥剂是浸有氯化钴的硅胶，其颗粒在干燥时是蓝色的，但是随着硅胶吸收水分接近饱和时，粒状硅胶就转变成粉白色或红色，据此可判断硅胶是否已失效。受潮后的硅效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。

五、分接开关

变压器分接头切换开关，简称分接开关，是用来调节绕组（一般为高压绕组）匝 数的装置。变压器为适应电网电压的变化，在其高压绕组（或中压绕组）设有一定数量的抽头（即分接头）。如果切换分接头必须将变压器从电网切除后进行，即不带电才能切换，称为无励磁调压，这种分接开关称为无励磁分接开关，也称为无载调压分接开关。如果切换分接头可以在带负荷下进行，则为有载调压，这种开关称为有载分接开关，装

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有有载分接开关的变压器称为有载调压变压器。

图5－18 吸湿过滤式呼吸器

分接开关一般安装在箱盖上并埋入油箱内，其操动机构安装在箱盖或箱壳侧面。 有载分接开关，是在不停电情况下切换，结构较复杂。就其结构形式可简单分为组合式有载分接开关和复合式有载分接开关。组合式有载分接开关有下述部件构成：

快速机构（弹簧储能释放）——切换开关动力源 切换机构——转换负荷电流 组 切换开关 过渡电阻器——桥接过渡电路的支路

合 油室——防止油室内污油与变压器本体油相混 式 传动机构——选择器的动力源 有 分接选择器 触头系统——选择分接头 载 转换选择器——扩大调压级数

分 齿轮传动机构——分接开关传动的动力源 接 电动机构 分接位置控制的指示机构——控制和指示分接位置 伞齿轮箱和传动轴——与分接开关的联结装置

复合式有载分接开关把组合式有载分接开关的切换开关和分接选择器的性能合二为一，因此，结构上是把切换开关的切换机构与分接选择器触头系统合并，形成选择开关的切换机构，其他部件保持不变。

六、绝缘套管

变压器绕组的引出线从箱内穿过油箱引出时，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瓷套组成。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瓷套管。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。

电压在110KV以上时，采用电容式充油套管，也简称为电容式套管。套管内绝缘油与变压器本体油和大气隔绝，具有防潮能力强、绝缘强度高、油质稳定、重量轻、安装方便等特点。电容式套管，除了在瓷套内腔中充油外，在中心导电杆（空心铜管）与

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安装法兰之间，还有包着导电杆的电容式绝缘体，作为法兰与导电杆之间的主绝缘。电容式绝缘体是用油纸（或单面上胶纸）加铝箔卷制成型。卷制时，是在油纸（绝缘纸）每卷到一定厚度，例如1～2mm时即卷一层铝箔，这样从内到外表面就形成多个同心的

圆柱形电容串联。目的是利用电容分压原理，使径向和轴向电位分布趋于均匀，以提高绝缘击穿强度。有的电容式套管，则是环绕着导电杆包有几层贴附有铝箔的绝缘纸筒，各纸筒之间还留有筒形空间，构成有效的冷却通道，用以散热，以提高载流容量和热稳定性。高压电容式充油套管的一种结构如图5－19所示。

套管的储油柜为全密封结构，因而避免了大气的侵

蚀，为避免温度增高时油体积膨胀造成油套管内压力过大，在储油柜上部留有一定空间缓冲，装有油位计供观察油位。

图5－19 高压电容式充油套管

1－顶端螺帽；2－可伸缩连接段；3－顶部储油室； 4－油位计；5－空气侧瓷套；6－导电管； 7－变压器油；8－电容式绝缘体；9－压紧装置； 10－安装法兰；11－安装电流互感器处； 12－油侧瓷套，13－底端螺帽；14－密封塞

七、变压器油

油浸式变压器中使用的变压器油，是从石油中提炼出来的矿物油，其介质强度高、粘度低、闪燃点高、酸碱度低、杂质与水分极少。变压器油的绝缘电阻、介质损耗、击穿电压等电气性能要求很高，它在变压器中既作绝缘介质又是冷却介质，在使用过程中

由于油中混入轻原油、水分、杂质、气体水溶性酸和碱、等影响电气化学性能的物质，变压器油的使用寿命大大缩短，进而对绕组、绝缘材料造成一定的破坏。在使用中要采取防止油劣化的对策，如全密封、充氮保护、空气过滤、热虹过滤等。如变压器油劣化不符合标准，可对其进行处理，具体方法有：1、净化，采用压力过滤法、热油真空法、沉淀法；2、再生，采用硅胶再生、白土法、化学再生。

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第三节 变压器的冷却系统

电力变压器的冷却系统包括两部分：内部冷却系统，它保证绕组、铁芯的热量散入到周围的介质中；外部冷却系统，保证介质中的热散到变压器外。根据变压器容量的大小，介质和循环种类的不同，变压器采用不同的冷却方式。

一、冷却方式的表示

表5—1 冷却种类的表示

介质种类 矿物油、可燃性液体 不燃性合成绝缘流体 气体 水 空气 代号 循环种类 自然循环 强迫循环油非导向 强迫循环油导向 代号 O L G W A N F D 变压器的冷却方式一般采用四个代号组合来表示，按照从左到右分别表示如下 表5—2 变压器的冷却方式表示方法

代号1 冷却介质种类 代号2 循环种类 代号3 冷却介质种类 代号4 循环种类 表示与线圈相接触的冷却介质 表示与外部冷却系统相接触的冷却介质 例如：ONAN表示油浸自冷式，即内部油自然循环，外部空气自然循环 二、变压器的冷却方式

油浸式电力变压器的冷却方式，按其容量的大小，冷却系统可分为：油浸自冷式、油浸风冷式、强迫油循环风冷式、强迫油循环水冷式等几种。

1、油浸自冷式

油浸自冷式冷却系统没有特殊的冷却设备，油在变压器内自然循环，铁芯和绕组所发出的热量依靠油的对流作用传至油箱壁或散热器。按变压器容量的大小，又可分为三种不同的结构：1、平滑式箱壁。容量很小的变压器采用这种结构，箱壳是用钢板焊接而成，箱壁是完全平滑的；2、散热筋式箱壁。在平滑箱壁上焊接一些散热筋，扩大了与空气接触的面积，适合于容量稍大的变压器；3、散热管或散热器式冷却。容量更大些的变压器，为了增大油箱的冷却表面，则在油箱外加装若干散热器，散热器就是具有上、下联箱的一组散热管，散热器通过法兰与油箱连接，是可拆部件。

图5－20所示为带有散热管的油浸自冷式变压器的油流路径。变压器运行时，油箱内的油因铁芯和绕组发热而受热，热油会上升至油箱顶部，然后从散热管的上端入口进入散热管内，散热管的外表面与外界冷空气相接触，使油得到冷却。冷油在散热管内下降，由管的下端再流入变压器油箱下部，自动进行油流循环，使变压器铁芯和绕组得到有效冷却。

油浸自冷式冷却系统结构简单、可靠性高，广泛用于容量10，000kVA以下的变压

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器。

图5－20 油浸自冷式变压器油流路径 1一油箱；2一铁芯与绕组；3一散热管

2、油浸风冷式

油浸风冷式冷却系统，也称油自然循环、强制风冷式冷却系统。它是在变压器油箱的各个散热器旁安装一个至几个风扇，把空气的自然对流作用改变为强制对流作用，以增强散热器的散热能力。它与自冷式系统相比，冷却效果可提高150％～200％，相当于变压器输出能力提高20％～40％。

当负载较小时，可停止风扇而使变压器以自冷方式运行，当负载超过某一规定值，例如70％额定负载时，可使风扇自动投入运行。这种冷却方式广泛应用于10，000kVA以上的中等容量的变压器。

图5－21 强迫油循环风冷式冷却系统结构

3、强迫油循环风冷式

强迫油循环风冷式冷却系统用于大容量变压器。这种冷却系统是在油浸风冷式的基础

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上，在油箱主壳体与带风扇的散热器（也称冷却器）的连接管道上装有潜油泵。油泵运转时，强制油箱体内的油从上部吸入散热器，再从变压器的下部进入油箱体内，实现强迫油循环。冷却的效果与油的循环速度有关。如图5－21所示为大型变压器使用的强迫油循环风冷式冷却系统种的冷却结构。

4、强迫油循环水冷

强迫油循环水冷却系统由潜油泵、冷油器、油管道、冷却水管道等组成。工作时，变压器上部的油被油泵吸入后增压，迫使油通过冷油器时，利用冷却水冷却油。因此，这种冷却系统中，铁芯和绕组的热先传给油，油中的热再传给冷却水。这种冷却方式效果很好，但变压器的密封要求很高，而且冷却过程中油压必须高于冷却水的压力。如图5－22所示强迫油循环水冷式冷却系统结构。

图5－22 强迫油循环水冷式冷却系统结构

1－变压器；2－潜油泵；3－冷油器；4－冷却水管，5－油管道

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第四节 变压器的安全保护装置

变压器在运行过程中，有时会遇到突然短路、空载合闸、过负荷、线圈匝间层间短路等不良现象，在变压器上采取一定措施，如安装一些保护装置，可有效预防这些突发故障，保护变压器长期稳定运行中不受损坏。下面简单介绍一些常用保护装置。

一、气体继电器

气体继电器又称瓦斯继电器。它装在油枕与主油箱之间的连接管路上。气体继电器的作用是当变压器内部发生绝缘击穿，线圈匝间短路及铁芯多点接地过热等故障时，产生大量气体或油流，气体从油箱上升进入油枕时，使气体继电器的触点动作，发出信号或切断电源保护变压器。另外，利用气体继电器还可以观察气体的颜色及数量，并取气样分析。气体继电器应保持水平，箭头朝向储油柜，放气塞应低于储油柜最低油面50㎜。联管朝向储油柜方向应有1%～1.5%的升高坡度，便于少量气体排到储油柜中。

1、挡板式瓦斯继电器

挡板式瓦斯继电器，也称其为浮子式瓦斯继电器，是目前使用最多的一类气体继电器。在继电器内装有由浮球和浮球与挡板带动的上、下两个开关系统：上部开关系统包括磁性开关、支架及上浮球，而磁性开关是由永久磁铁和一对干簧触点（磁性触点）组成；下部开关系统包括磁性开关、支架、下浮球及挡板和磁铁。其工作原理如下：

变压器正常运行时，瓦斯继电器中完全充满变压器油，浮力使两个浮球都处于最高的正常位置，挡板处于垂直向上位置，挡住主油道。

当变压器内发生轻微故障时，产生的气体向上途经瓦斯继电器，会聚积在其壳内的上部空腔，迫使壳内油位下降，导致上浮球也下降，引起跟浮球连在一起的永久磁铁接近干簧触点，当接近到一定限度时，便吸动干簧触点使其闭合，发出报警信号。此时，下浮球和挡板并不改变位置，因为油位降到一定程度后，产生的气体能够沿着管壁的上部排到油枕。

当变压器内部发生严重故障时，产生大量气泡，急速的油流涌向瓦斯继电器，当流速超过一定值，油流的冲力大于磁铁吸住挡板的吸力和下浮球的作用力时，便迫使挡板倒向油流动的方向，同时也促使下浮球倒下，使相应的开关触点闭合，发出跳闸命令。 当油流速度降低时，因下浮球受到浮力的作用，挡板会自动恢复到原来的垂直位置。当运行中变压器油面过分降低时，也会使下浮球下降，使相应的开关触点闭合，发出跳闸命令。

2、皮托管式瓦斯继电器

皮托管式瓦斯继电器，其构造原理与一般的瓦斯继电器不同，它能防止由于地震而引起的误动作。它的剖面图如图5－23所示。

其特点是，反应重瓦斯动作的是利用“皮托管”（pitot）原理，即测量油流的动压和静压，将动压和静压引到一个膜盒8的两侧。当压力差达到整定值时，膜盒变形，带动微动开关6，发出跳闸脉冲。因此，它反应流速，不反应振动。

反应轻瓦斯部分，与一般瓦斯继电器相同，采用浮筒式，当继电器壳内上部积储的

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气体达到一定量（400～500mL），浮筒亦下降到某一位置时，发出报警信号。

图5－23 皮托管式瓦斯继电器

1－取气样阀；2－观察窗；3－接线盒；4－动压测头；5－静压测头； 6－微动开关；7－引线；8－膜盒；9－浮筒；10－导杆；11－导汽管；12－磁铁；13－行程开关； 14－导杆；15－平衡块；16－帽

二、压力释放仪

压力释放仪在保护电力变压器方面起重要作用。充有变压器油的电力变压器，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。如果不能极快释放该压力，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，因而必须采取措施防止这种情况发生。

大、中型变压器上已普遍采用阀式压力释放器，也称减压器。压力释放器装在变压器油箱顶盖上，它类似锅炉上的安全阀。当油箱内压力超过规定值时，压力释放器密封门（阀门）被顶开，气体排出，压力减小后，密封门靠弹簧压力又自行关闭。压力释放器的动作压力，可在投入前或检修时将其拆下来测定和校正。

压力释放器动作压力的调整，必须与气体继电器动作流速的整定相协调。如压力释放器的动作压力过低，可能会使油箱内压力释放过快而导致气体继电器拒动，扩大变压器故障范围。

图5－24所示为一种快速动作的压力释放器。它利用一个可调节的弹簧7压往阀盘（盘状门）3 ，当油箱内部压力高于弹簧压力时，阀盘被顶起，即排气阀打开。正常状态下，油箱内压力作用到阀盘上的总推力是阀盘内密封环4（直径较小）以内的总面积上的压力。一旦阀盘起座（顶起），作用在阀盘上的总推力是阀盘外密封环5（直径较大）以内的总面积上的压力，阀盘起座力更大。因此，一旦阀盘起座，就能在几毫秒之内达到全开。

罩盖6中装有鲜明颜色编码的动作指示器8，阀盘打开时，将动作指示器上端推至露出罩外，并利用指示器套管的O形环将其保持在开启位置，在较远处仍清晰可见，表示它已动作过。该指示器不会自动复位，但可手动复位，方法是将其下推至落在阀盘3

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上。压力释放器动作后，其触点动作，此触点可以与瓦斯继电器跳闸触点并联，以防止压力释放器动作将压力释放以后使瓦斯继电器拒动而发不出跳闸命令。

压力释放器安装在油箱盖上部，一般还接有一段升高管使释放器的高度等于油枕的高度，以消除正常情况下的油压静压差。

图5－24 压力释放器

1－法兰；2－垫圈；3－阀盘；4－密封圈（内）；5－密封圈（外）； 6－罩盖；7－弹簧；8－动作指示器；9－报警开关；10－手动复位器

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第五节 变压器的绝缘结构及老化

变压器的绝缘可分为外部绝缘和内部绝缘。外部绝缘是空气绝缘，即油箱外的绝缘，主要是指变压器的同相或异相套管对接地部分间的绝缘以及保护间隙。内部绝缘是油箱内的各部分绝缘，主要是指线圈绝缘、引线及分接开关绝缘。

内部绝缘又分为主绝缘和纵绝缘。主绝缘是指高低压线圈间绝缘、线圈对地（铁芯和油箱）、对异相或同相其它线圈之间的绝缘；纵绝缘是指同一线圈的各点之间的绝缘、同一线圈各引出线间、分接开关各部分之间的绝缘。

匝间绝缘主要是导线本身绝缘，小型变压器用漆包线，大型变压器用电缆纸包绝缘；层间绝缘主要用电缆纸、电工软纸板和油隙；段间绝缘用绝缘垫块构成的油道绝缘；线圈引线应加强绝缘，以提高耐受冲击电压波的能力，一般用多层皱纹纸、电缆纸、黄蜡绸及直纹布带包成锥体形，外层再涂以绝缘漆。

大型变压器高低压线圈之间的主绝缘是用三个纸筒作屏障隔开的油道来实现的。在绝缘纸筒端部用0.5㎜的绝缘纸板粘合起来的“角环”，以防止其端部的沿面放电。在高压线圈端部还有静电环，以使端部电场分布均匀，改善过电压的分布。相间还放置相间隔板，线圈和铁轭之间有绝缘纸板和垫块做成的绝缘。主绝缘各有关部件的空间距离是构成主绝缘的主要部分，随着电压等级的升高，各部件之间的绝缘距离也相应增大。

变压器的绝缘老化，是指绝缘材料受到热或其他物理化学作用而逐渐失去机械强度和电气强度的现象。只按电气强度并不能判断绝缘的老化程度。因为绝缘材料失去机械强度、变得干燥脆弱时，电气耐压强度仍可能很高；但在变压器运行时，若受振动和电动力的作用就可能很快损坏。因此，绝缘材料的老化程度，不能由电气强度的降低来定，还必须考虑机械强度的降低程度，而且主要由机械强度降低程度来确定。

变压器的绝缘老化，主要是由于温度、湿度、氧气和油中的某些分解物所引起的化学反应造成的，但绝缘老化速度又主要决定于温度。运行时，绝缘的工作温度愈高，化学反应（主要是氧化作用）进行得愈快，绝缘老化的速度也愈快，变压器的使用年限（寿命）就愈短。

一、绝缘老化与温度的关系

对于变压器常用的A级绝缘，在温度为80～140℃范围内，变压器的平均寿命Z与绕组最热点温度θ之间有如下关系

Z＝Ae－Pθ

A──常数（与绝缘材质等因素有关）； P──温度系数。

一般认为：变压器绝缘的机械强度降低至15％～20％时，变压器的寿命就算终结。现在还没有一个简单的准则来判断变压器的真正寿命，因此工程上通常用相对寿命和老化率来表示变压器老化的快慢。

对于标准变压器，在一直保持额定负荷和额定环境温度下运行时，相应的绕组最热点温度为98℃，变压器的寿命（约为20～30年），定为正常使用年限（寿命）。根据式

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（5－4）

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（5－4），正常寿命ZN可表示为

ZN=Ae－P×98 （5－5）

绕组最热点维持在任意温度下的寿命Z与额定的98℃下的正常寿命ZN之比，称为相对寿命Z*，即

Z*＝Z／ZN=e－P（θ－98）

达式为

υ=1／ Z*= eP（θ－98） （5—7）

计算时，将式（8－4）中基数e转化成2表示较为方便，则

υ＝2P（θ－98）／0.693=2（θ－98）／Δ （5－8）

其中Δ=0.693／P

研究表明，Δ为6℃左右。因此式（5－8）可近似表示为

υ＝2（θ－98）／6 （5－9）

这就意味着绕组温度每增加6℃，老化速度加倍，寿命缩短一半，此即为绝缘老化的六度规则。根据式（5－9）可计算出任一温度下的相对老化率（老化速率），若干结果列于表5－3。

表5－3 各温度下的绝缘老化率 温度（℃） 老化率 80 0.125 86 0.25 92 0.5 98 1 104 2 110 4 116 8 122 16 128 32 （5－6）

相对寿命的倒数称为相对老化率υ，以表示任意温度下绝缘老化的相对速度。其表

二、等值老化原则

如上所述，变压器运行时，如维持变压器最热点温度在98℃，变压器可获得正常寿命。实际上，绕组温度随负荷变化或随气温变化而变化，不会一直维持绕组最热点温度在98℃下运行。如果将绕组最高允许温度定为98℃，则大部分运行时间内绕组温度不会达到此值，变压器的负荷能力就未得到充分利用（不考虑增加寿命）。反之，如果不规定绕组的最高允许温度或者将该值定得过高，变压器又可能达不到预期的正常使用寿命（20～30年）。

为了正确地解决上述问题，可应用等值老化原则，即在一定时间隔T0（一昼夜、一季度或一年）内，有些时间允许绕组热点温度高于98℃，而另一些时间绕组热点温度低于98℃，只要使变压器在温度高于98℃的运行时间内多消耗的寿命与在温度低于98℃运行时间内少消耗的寿命相互补偿，则变压器的使用寿命和恒温98℃运行时的寿命相等，此即所谓等值老化原则。

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第六节 变压器的温升及过负荷

一、变压器的温度分布

变压器运行时，绕组和铁芯中的电能损耗都转变为热量，使变压器各部分的温度升高，它们与周围介质存在温差，热量便散发到周围介质中去。在油浸式变压器中，绕组和铁芯热量先传给油，受热的油又将其热传至油箱及散热器，再散入外部介质（空气或冷却水）。

图5－25 油浸自冷式变压器各部分的温度分布 （a）沿横截面分布， （b）沿高度分布

图5－25（a）表明，绕组和铁芯内部与它们的表面之间有小的温差，一般只有几度；绕组和铁芯的表面与油有较大的温差，一般约占它们对空气温升的20％～30％；油箱壁内外侧也有一不大的温差；油箱壁对空气的温升（温差）较大，约占绕组和铁芯对空气温升的60％～70％。

图5－25（b）表明，变压器各部分沿高度方向的分布也是不均匀的。例如，运行时变压器油沿着变压器器身上升时，不断吸收热量，温度不断升高，接近顶端又有所降低。绕组和铁芯的温度也随高度增高而增高。在变压器中，温度最高的地方是在绕组上。

二、变压器各部分的允许温升

变压器的允许温升决定于绝缘材料。油浸电力变压器的绕组一般用纸和油作绝缘，属A级绝缘。我国电力变压器允许温升的国家标准是基于以下条件规定的：变压器在环境温度为＋20℃下带额定负荷长期运行，使用期限20～30年，相应的绕组最热点温度为98℃。

对于自然油循环和一般的强迫油循环变压器，绕组最热点的温度高出绕组平均温度约13℃；而对于导向油循环变压器，则约高出8℃。因此，对于自然油循环和一般强迫油循环变压器，在保证正常使用期限下，绕组对空气的平均温升限值为（98一20－13）＝65（℃）；同理可得出导向强迫油循环变压器的绕组对空气的平均温升限值为70℃。

在额定负荷下，绕组对油的平均温升，设计时一般都保证：自冷式变压器为21℃，一般强迫油循环冷却和导向强迫油循环冷却变压器为30℃。

为了保证绕组在平均温升限值内运行，变压器油对空气的平均温升应为绕组对空气的温升减去绕组对油的温升，即:

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自冷式变压器，油对空气的平均温升为（65一21）＝44（℃） 一般强迫油循环变压器，油对空气的平均温升为（65－30）＝35（℃） 导向强迫油循环变压器，油对空气的平均温升为（70－30）＝40（℃）。

在一般情况下，自冷式变压器，其顶层油温高出平均油温约为11℃；一般强迫油循环和导向强迫油循环变压器，则高出约5℃。所以，为保证绕组在平均温升限值内运行，变压器顶层油对空气的温升要求如下。

自冷式变压器，顶层油对空气的温升为（44＋11）=55（℃）； 一般强迫油循环变压器，顶层油对空气的温升为（35＋5）＝40（℃）； 导向强迫油循环变压器，顶层油对空气的温升为（40＋5）＝45（℃）。

表5－4列出我国标准规定的，在额定使用条件下变压器各部分的允许温升。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℃。

表5－4

冷却方式 温升 绕组对空气的平均温升 绕组对油的平均温升 顶层油对空气的温升 油对空气的平均温升 变压器各部分的允许温升（℃） 自然油循环 65 21 55 44 强迫油循环风冷 65 30 40 35 导向强迫油循环风冷 70 30 45 40 表5－4所列的温升是对额定负荷而言。但对强迫油循环变压器，当循环油泵停用时，一般仍可以自然油循环冷却方式工作，带比额定负荷小的负荷运行，这也是强迫油循环变压器的一种运行方式，此时顶层油对空气的温升限值就是55℃。因此，我国电力变压器标准GB1094－81的规定中，对顶层油的允许温升限值就不分冷却方式，定为55℃。

三、变压器的过负荷能力

变压器的过负荷能力，是指为满足某种运行需要而在某些时间内允许变压器超过其额定容量运行的能力。按过负荷运行的目的不同，变压器的过负荷一般又分为正常过负荷和事故过负荷两种。

1、变压器的正常过负荷

根据等值老化原则，变压器可以在一部分时间内允许变压器超过额定负荷运行，即过负荷运行，而在另一部分时间内小于额定负荷运行，只要在过负荷期间多损耗的寿命与低于额定负荷期间少损耗的寿命相互补偿，变压器仍可获得原设计的正常使用寿命。变压器的正常过负荷能力，就是以不牺牲变压器正常寿命为原则制定。同时还规定，过负荷期间负荷和各部分温度不得超过规定的最高限值。我国的限值为：绕组最热点温度不得超过140℃，自然油循环变压器负荷不得超过额定负荷的1.3倍，强迫油循环变压器负荷不得超过额定负荷的1.2倍。

2、变压器的事故过负荷

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变压器的事故过负荷，也称短时急救过负荷。当电力系统发生事故时，保证不间断供电是首要任务，变压器绝缘老化加速是次要的。所以，事故过负荷和正常过负荷不同，它是以牺牲变压器寿命为代价的。事故过负荷时，绝缘老化率容许比正常过负荷时高得多，即容许较大的过负荷，但我国规定绕组最热点的温度仍不得超过140℃。

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第七节 变压器本体的监测

对大容量的变压器，在本体上均设有监测顶部油温的温度计，监测高低压绕组温度

的温度计，监测油箱油位的油位计，并设有气体保护及压力释放装置。对于强迫油循环变压器，还设有流量计或流油计，以监视潜油泵的运转情况或提供冷却器控制及报警。此外，有的大容量变压器本体上还安装有氢气（油中氢气）监测装置或气体分析器，用以连续在线监视和测量变压器中绝缘油的含氢量或气体主要成分。下面结合若干大容量变压器上的监测和保护加以介绍。

一、主变本体的监测

对大容量600MW发电机配用的主变压器，一般为户外油浸变压器，冷却方式为强迫油循环风冷。 1.监测量

（1）变压器顶部油温监测。装有温包式油温测量装置的温度指示表，供就地油温指

示及远方报警。

（2）变压器高、低压绕组温度监测。装有采用温包式绕组温度测量装置的温度指示

表，供就地绕组温度指示、远方报警及冷却器控制。

为使运行人员随时监视变压器温度情况，主变本体上安装有三只电阻型温度传感器，分别用于顶部油温、高压绕组温度、低压绕组温度的测量，并经主变冷却器控制箱内的变送器输出，实时地将上述部位温度再显示于主控制室“发电机控制盘”上的温度表。

（3）变压器绝缘油中含氢量的监测。主变本体上安装有一套基于“半渗透隔膜”原

理制成的氢气监测装置，以连续在线监测变压器中绝缘油的含氢量。该模拟信号送DAS系统，可进行数据打印，以供趋势分析。

（4）油位监测。装有带油位报警触点的圆盘指针式油位计，供就地油位指示和远方

报警。

（5）油流监测。装有无油流报警触点的油流计，供冷却器控制及报警。

二、温度测量装置 1、油温测量装置

（1）压力式温度计

压力式温度计，也称温包型温度计，常用于变压器油温的就地指示和远方报警。它的构造示意图如图5－26所示，其工作原理是以在密闭的测温系统中，感温包内低挥发液体的饱和蒸汽压力与温度之间的对应关系为依据。

这种温度计的毛细管的长度，通常只能在10～20m范围内，使用时也不可将毛细管过分折弯，其弯曲半径应不小于75㎜，不得扭曲、损伤、

图5－26 压力式温度计

1－感温包；2－毛细管；3－布尔登管（弹簧管）；

4－拉杆；5－齿轮传动机构；6－指针（带动触点）； 7、8－静触点

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变形。油温计的温包应全部浸没在油中，同时电触点的负载不能超过其允许值。

（2）电阻式温度计

电阻式温度计，常用于变压器油温的远方监测。它的温度传感元件不是充液的温包，而是导电率随温度变化较显著的铂或铜电阻元件。传感元件插在变压器箱盖上的上层油温测温管内，其电阻值利用电桥原理进行检测。电桥输出端接有磁电式仪表，刻度盘上指示温度值。

2、绕组温度测量装置

由于绕组带高电压，其温度不便于直接测量。变压器绕组温度的测量，目前用得较多的是采用间接模拟的办法来实现。间接摸拟法可用于测量绕组的最热点温度或平均温度。其原理依据是：变压器绕组最热点温度（或平均温度）与上层油温之间有一个温差，该温差与变压器负荷电流（绕组电流）的平方成正比。因此，利用变压器上层油温加上一个与绕组电流平方成比例的温差，就可间接测出绕组的温度。据此，可构成温包型或电阻型绕组温度测量装置。

（1）温包型绕组温度测量装置

温包型绕组温度测量装置，用于绕组温度就地监测。图5－27所示为温包型绕组温度测量装置的结构原理图。该装置是在通用的温包型测量装置的基础上，串联一只反映绕组电流、并随绕组电流大小而变化的附加温包（充液器）3组成。附加温包3感受发热电阻元件（加热器）4传来的热量，而发热电阻元件通过的电流是变压器上套管式专用测温电流互感器5的二次侧电流，以模拟变压器的负荷电流引起的绕组温度与上层油温之差。由于附加温包3与反映变压器顶层油温的感温包1是串联的，故温包中所充液体的压力间接地反映了该油温下变压器负荷引起的绕组温度。

图5－28为温包型绕组热点温度测量装置的结构原理图。其原理是：在变压器油箱顶设有圆柱形铁制小油缸14，其容积约为500mL。油缸插入主油箱顶部，其上法兰在主油箱外，上盖有套管式接线柱。小油缸内注入变压器油，在变压器稳定空载时，小油缸内的油温等于变压上层油温。变压器上层油温与变压器绕组最热点温度有一个差值，该差值与变压器的负荷电流的平方成正比。在小油缸内放置一个电加热线圈（电阻元件）15，将变压器套管TA的二次电流通入电加热线圈来模拟变压器负荷电流在绕组中的发热，使小油缸内油温升高，与变压器上层油温有一个温差，调节电加热线圈的抽头（共有六个抽头）就可以使小油缸的油对变压器上层油的温差等于变压器绕组对上层油的温差。因此，小油缸的油温就是绕组温度，并随负荷电流而变。在小油缸内插入温度检测元件就可测量绕组温度。

在图5－28中插入小油缸内的温度检测元件（或称传感元件）是感温包13，所以叫温包型。感温包内低挥发性液体12随温度变化所产生的汽压，经毛细管11传到两只布尔登管2指针式压力表，一只作为就地指示和高温报警用，另一只作为变压器冷却器起停控制用，其整定值可以在盘面上调整。

（2）电阻型绕组温度测量装置

如果图5－28中的小油缸14内，插入的温度检测元件不是感温包13，而是电阻测温元件（铜电阻或铂电阻），并利用电桥原理测量该电阻值，转换为温度值，就构成电

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阻型绕组温度测量装置。

图5－29所示为电阻型绕组温度测量装置中的一种绕组温度变换器（电阻式元件）。

图5－27 温包型绕组温度测量装置的结构原理图

l一感温包；2一毛细管；3一附加温包（充液器）；4一发热电阻（加热器）；5一电流互感器； 6一变压器绕组；7一测量波纹管；8一补偿波纹管；9一连杆；10一齿轮传动机构；11一指针； 12一凸轮；13一微型开关；14一匹配电阻；15一指示单元

图5－28 温包型绕组温度测量装置结构原理图 1－指针；2－布尔登管；3－报警触点整定； 4－最大值指示；5－刻度板；6－齿轮机械； 7－上限触点整定；8－可动触点； 9－下限触点整定; 10－冷却器控制整定； 11－毛细管；12－挥发性液体；13－感温包； 14－小油缸；15－电加热线圈；16－容器

图8－29 用于绕组温度的电阻式元件

3、温度计的校验

温度计应定期校验，以保证温度指示正确，具体标准是：

压力式温度计：全刻度±1.5℃（1.5级）/全刻度±2.5℃（2.5级）

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电阻式温度计：全刻度±1℃

三、变压器内油中含氢量的监测

当变压器内存在缺陷发生火花放电（间歇性的放电）或局部放电时，会使油中的自由分子游离而产生氢气和其他烃类等气体；在发生高能放电或弧光放电时（将导致绝缘击穿），附近的油将发生热分解，产生更多的氢气和其他烃类等气体。因此油中含氢量的多少或其增加速度可用来判断变压器内部是否存在放电现象和放电的程度。我国的标准是：油中含氢量的正常值为l00PPm（每升油中含气的微升数），注意值为150PPm为了连续在线监视测量变压器中绝缘油的含氢量，北仑港电厂大型变压器都安装了一套基于“半渗透隔膜”原理制成的氢气监测装置。该装置主要由检测器（包括氢气抽取装置）和变送器两部分组成，见图8－31。检测器装在变压器油箱上，通过连接线接到变送器。其工作原理简述如下。

变压器绝缘油中溶解的氢气由图8－32中的半渗透隔膜抽取到气室。在气室中有一个对氢气很敏感的“H2传感器”（H2gas Sensor），如图8－33所示。它是由二只热敏电阻和其他几只普通电阻组成的电桥电路，其中一只热敏电阻置于标准气体中，另一只热敏电阻则被半渗透隔膜抽取出来的氢气所包围。由于两种气体的性质不同和氢气浓度的不同，使电桥电路有不同的电压输出，于是将氢气的浓度转换成电气量。

为了减少环境温度的影响，在检测器中装了一只温度传感器，如图8－31所示，连接到变送器中进行温度补偿。经温度补偿后的氢气浓度以电流形式输出。

我国也研制出对多种烃类气体敏感的元件，并已大量用于含烃量监测装置。

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第八节 变压器的干燥

一、变压器干燥的原理和目的

变压器的器身上除了有铁芯和线圈外，几乎全是绝缘材料；绕组的匝绝缘、撑条、垫块、静电板，以及绝缘纸筒、角环、端绝缘、层压板压圈、铁轭绝缘及引线支架等，全都是由纤维质的绝缘材料构成。通常其中含有8%左右的水分。变压器的器身在装配过程中，绝缘材料会进一步受潮。绝缘材料中的水分，不仅会使绝缘材料膨胀，影响几何尺寸，更重要的是严重影响介质的电气强度、介质损耗，还加速固体绝缘的热老化。

为了使绝缘材料中的水份迅速变成蒸汽排出，一个重要的因素是加热的温度，即满足水分蒸发的温度，通常以传导、辐射或蒸汽冷凝等方式对受潮绝缘材料提供热量，以保持蒸发的温度；为此，往往以涡流、热风、热油喷淋或用其他溶剂蒸汽对其进行加热。另一个重要的因素是降低绝缘材料周围的空气压力，由水分所产生的蒸汽，只能经由绝缘材料纤维的毛细孔向外溢出，为了克服向外溢出的流阻，必须在材料中气化部位和外表之间保持一个压差，这个压差越大绝缘材料排出的水分越快，要获得蒸汽压差最简单的方法就是抽真空的办法。

因为纤维材料的各层含水量的下降不是均匀的，确切地说是由外向内逐层干燥的，内层的水分穿过外层已经干燥的纤维，扩散的途径随着平均含水量的下降越来越长，干燥越困难；变压器的等级越高，要求越严格控制绝缘件的最终含水量。另外，还要考虑器身绝缘可能重新吸潮，一般把高压变压器器身绝缘含水量控制在1%以下。所以我们要深刻掌握干燥原理，应用到实际的干燥工作中

二、常用的干燥方法

现场常用的干燥方法有涡流、热风和热油喷雾真空干燥，还可用热油循环进行轻度干燥。

1、涡流真空干燥

在油箱外缠绕励磁线圈，用感应方法使油箱产生涡流损耗发热，从而对变压器器身加热。升温预热过程中，当温度达60～70℃，每1～2h启动真空泵抽10～15min，排除油箱内已蒸发的少量水分，破坏真空至零，保持大气压状态，有利于热传递加温，逐步升温至85～95℃继续2～4h，内部得到充分预热。此时开始抽真空，逐步提高箱内真空度至最高值，大量水分蒸发排出，若热量补充不足，器身温度有下降趋势，其工艺过程曲线如图5-33所示。这种干燥方法有一定干燥效果，由于在真空状态，热的传导和对流受到限制，所以需要加热且温度不能升得太高。对有厚绝缘层的高电压、大容量的变压器很难干燥彻底。

2、热风真空干燥

用风机把家热干燥的热空气送入变压器油箱，对变压器的器身进行加热，热风渗透扩散在绕组的每一缝隙进行热交换。这种方法受热面大，升温均匀，可提高加热温度。升温时，以10～15℃/h的速度升温预热，温升最高取95±5℃，保持温度4～8h，使内部充分预热。此时开始抽真空，真空度提高到最高值，抽出大量水分，保持6～10h，当器身温度有下降趋势，冷凝水量减少时，应破坏真空，再次送热风加热，开始第二个干

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燥循环、第三个干燥循环??直至干燥终止。其工艺过程曲线图如图

进风口的热风温度最高不超过105℃。热风真空干燥对器身加热均匀，与涡流加热相比，较好地掌握了温度，水分蒸发也快。若进一步采用综合加热，当热风停止抽真空的时候，还能继续补充一部分热量，将有更好的效果，对高压大型变压器干燥效果更好。

图5-33 传统真空干燥工艺曲线

图5—34热风真空干燥工艺过程曲线

图5－35热油喷雾真空干燥工艺过程曲线

Ｐ－真空 Ｔ－温度（℃） t－时间

3、热油喷雾干燥

热油喷雾干燥是在真空条件下，对变压器器身喷以热游微粒来加热，热油加热过程不会产生局部过热，加热的温度可以比传统干燥加热温度稍高，达100～105℃。同时，由于热油被喷到器身的各个部位，油沿器身流下，加大了受热面积，因此比传统加热方

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式均匀，但因为加热是在绝缘材料浸入变压器油后，其扩散系数比无油材料降低甚多，影响水分的蒸发，总的来说，干燥时间相对较短，干燥工艺过程曲线如图

这种干燥方式，对心式铁芯、有油道的绕组、纸包绝缘较薄的变压器，油流加热易渗透；特别适合检修已浸油变压器干燥，利用油箱干燥抽真空，内部油泥污垢易冲洗干净，干燥效果相当好。

三、不干燥检修法。

1．不干燥检修法的工作原理和适用范围。不干燥检修是指在检修中采用各种办法，避免绝缘深层受潮；用抽真空和干燥气体替换的办法，及时把表面的潮气逐步清除。它适用于变压器的标准和非标准项目大修和吊检，或避免户外作业天气变化影响时对运行变压器所做的临时检修和故障处理等

2．保证不受潮的工艺处理

(1) 充分的准备工作。①准备现场起吊钟罩的设备、场地；②准备合乎要求的真空泵、真空滤油机；③准备足够纯度氮气或一台干燥空气发生器；④变压器的油箱应能承受抽真空的要求；⑤工作目的清楚，各项工具、材料及熟练技术人员应充分保证，以便提高效率缩短时间。

(2)检修中限制绝缘从大气中吸收水分。①变压器检修中，每次排油或破坏真空，充以纯氮（含水量小于2.6ppm）或干燥空气（露点－40℃），防止大气进入油箱浸潮；②排油吊罩后，将绕组和引线等用塑料布包扎严密，减少从流动大气中吸潮的可能性。对于需检修部分，随修随拆，修后立即包好；③拆下的围屏纸板、撑条、垫块、胶木螺栓及木支架等绝缘件，尽量存放在油箱中，这样可以每次参与抽真空脱水处理；④油箱内无法存放的拆下的绕组及绝缘部件等，应暂时装入特制的大塑料袋内，充入干燥气体，保持微正压；若需长时间存放，应浸入油中；⑤在空气中存放的金属件、瓷件等，在回装时许擦静表面，最好进烘房加温后装配。

(3)防止水分向绝缘深层渗透和积累。①大气中水分渗入纸绝缘的深度，主要与器身在空气中暴露时间有关，一般变压器器身在空气中暴露的时间规定为：

相对湿度≤65%，不超过16h； 相对湿度≤75%，不超过12h。

如果把每天的工作时间缩短，则水分渗入纸绝缘的最大深度就减少，若控制在8h，则最大深度在1㎜以内。②用抽真空的办法排除浸入在绝缘表面的潮气。抽真空时的残压是由残留的油蒸气和水蒸气共同构成。当真空度达残压为133Pa时，在常温20℃下，纸绝缘中水分可达到1%以下。因此，每次收工后，应将器身装回油箱并保持良好密封状态，然后用高真空泵抽真空，力争达到最高值，继续开动真空泵的时间不少于器身暴露在空气中的时间。

(4)认真进行真空注油。220KV变压器必须真空注油，其他有条件的变压器也应采用真空注油,真空注油应遵守制造厂规定，或按照下述方法进行，连接图见下图5—37。

具体操作方法：①以均匀速度抽真空，达到指定真空度即残压为133Pa并保持2h后（一般抽真空时间=1/3～1/2暴露空气时间），开始向变压器内注油，注油温度宜略高于器身温度。②以3～5t/h的速度将油注入变压器，距油箱顶约200㎜是停止，并继续

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抽真空保持4h以上；③变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁从下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h；

图5—37 真空注油连接示意图

1—油罐 2、4、9、10—阀门 3—压力滤油机或真空滤油机 5—变压器

6—真空计 7—逆止阀 8—真空泵

注：图中虚线表示真空滤油机经改装后，可由真空泵单独抽真空。

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第九节 变压器油的气相色谱分析

气相色谱分析，就是用脱气装置将采样油中的气体物理析出，用气相色谱仪进行气相色谱分析，以检测变压器油中气体的组成和含量，是早期发现变压器内部故障征兆（例如局部放电或火花放电）和掌握故障发展情况的一种有效方法，也是判断故障类型的重要手段之一。所以，对变压器，即使装有在线含氢或含烃量监测装置，都要求定期进行油中溶解气体色谱分析。

气相色谱分析方法，包括取油样、从油中脱出气体、气体色谱分析等几个步骤。 气体色谱分析的对象为：氢（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6〉、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）以及一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2）。在以上气体中，CH4、C2H6、C2H4与C2H2四种气体的总和称为总烃。分析的结果用每升油中所含各气体成分的微升数以ppm表示。

一、油中气体成分与故障的关系

变压器在正常情况下，油及固体有机绝缘材料在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，并缓慢地产生少量的氢、低分子碳化氢（烃类）、及CO和CO2气体。这些气体大部分被溶解在油中。当变压器内部存在故障时，产气速率加快，而且溶解于油中的气体种类和含量与故障的类型和严重程度密切相关。不同性质的故障，油及固体绝缘材料将产生不同的特征气体。对于同一性质的故障，如果故障程度不同，产生气体的速度和数量也不同，各种气体的比例关系也将发生变化。

当出现局部过热时，随着温度的升高，氢（H2）和烃类中的甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）等气体明显增加，但乙炔（C2H2）含量极少，如果有固体材料加入热分解，也会有相当数量的一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2）产生。

当变压器出现放电现象时，可分为三种类型：局部放电（能量密度一般很低）、火花放电（是一种间歇性放电，其能量密度一般比局部放电高些，属低能量放电）、电弧放电（属高能量放电）。局部放电产生的特征气体主要是氢气（H2），其次是甲烷（CH4），并有少量乙炔（C2H2），但总烃值并不高。火花放电时，乙炔（C2H2）明显增加，气体的主要成分是氢（H2）和乙炔（C2H2），并有相当数量的甲烷、乙烷和乙烯。当发生电弧放电时，氢气（H2）大量产生，乙炔（C2H2）亦显著增多，其次有大量的乙烯、甲烷和乙烷。不论哪一种放电，只要有固体绝缘介入，就会产生CO和CO2 。表5－5列出各种异常及故障下产生的气体成分及特征。

二、油中气体含量正常值和注意值

变压器内部是否正常或存在故障，常用气相色谱分析结果的三项主要指标（总烃、乙炔、氢）来判断。当变压器内部一切都正常时，油中溶解的气体含量一般不应大于表5－6所列的正常值。当油中溶解的气体含量达到表5－6中所列“注意值”时，应进行追踪分析，查明原因。

三、判断故障性质的特征气体法

利用不同类型的故障产生不同气体的主要成分、不同的特征气体和它们的不同含量

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来判故障质的方法，称为特征气体法。表5－7给出我国采用特征气体判断故障性质的标准。

表5－5 不同故障下油中气体成分 气体名称 H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 放电 弧光放电 A B D B A 火花放电 A C D C A 局部放电 A C D D C，E 高于1000 C B D A C 局部过热（℃） 300－1000 D C D A D 低于300 D C A C － 注：A－本故障的主要气体，B－特征气体（高含量），C－特征气体（低含量）， D－非特征气体，E－只有在高能量密度时才产生的气体。

表5－6 油溶解气体含量正常值和注意值 气体名称 总烃 乙炔（C2H2） 表5－7 判断故障性质的特征气体法

故障性质 一般过热 严重过热 局部放电 火花放电 弧光放电 总烃较高，C2H2＜5ppm 总烃高，C2H2＞5ppm，但C2H2未构成总烃的主要成分，H2较高 总烃不高H2＞100ppm，CH4为总烃中的主要成分 总烃不高，C2H2＞10ppm，H2较高 总烃高，C2H2高，并构成总烃中的主要成分，H2含量高 气体特征 正常值（ppm） 注意值（ppm） ＜100 ＜5 150 5 气体名称 氢（H2） 正常值（ppm） 注意值（ppm） ＜100 150 四、判断故障的步骤

判断变压器内部故障，通常按以下步骤进行。

1．将油中气体色谱分析结果的几项主要指标（总烃、乙炔、氢）与注意值进行比较，并分析CO及CO2的含量。

2．当主要指标达到或超过注意值时，应进行追踪分析、查明原因。可根据历次测试记录或重复取样试验的结果，考察其产气速率，从而对变压器内部是否存在故障或故障的程度及其发展趋势作出估计。

3．经上述比较判断，变压器内部可能发生故障时，用判断故障性质的特征气体法或三比值法，对可能存在的故障类型作初步判断。一般用三比值法判断的准确性较高。

４．在气体继电器内出现气体的情况下，应将气体继电器内气样分析的结果与油中

取出的气体分析的结果进行比较。比较时，首先应把气、液两相气体进行换算，把气体继电器中自由气体各成分浓度，换算成油中气体浓度理论值或相反将油中溶解气体各成分浓度，换算成自由气体浓度理论值。换算后进行比较。若自由气体各成分含量与油中溶解气体各成分含量近似相等，则有两种情况：一是故障气体各成分均很少，说明设备

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是正常的，二是溶解气体各成分含量略高于自由气体各成分含量，说明设备存在产气较慢的潜伏性故障。如果气体继电器中的气体各成分含量明显超过油中溶解气体各成分含量，则说明产气源释放气体较多，设备存在产气较快的故障。

５．根据上述结果以及其他检查性试验（例如测量变压器绕组的直流电阻、空载特

性试验、绝缘试验、外部检查等）的结果，结合该设备的结构、运行、检修等情况，作综合性分析判断故障的性质和部位。然后，根据具体情况采取不同措施，如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查或立即停运检查等。

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第十节 其他变压器

在电力系统中，除了大量采用两线圈变压器外，还经常采用一相有三个线圈的三线圈变压器以及一、二次线圈之间不仅有磁的耦合还有电的直接联系的自耦变压器。随着单机容量的不断提高，分裂变压器的应用也日趋广泛。下面简单介绍一下他们的结构特点

一、三绕组变压器

在发电厂和变电所内，常需要把几种不同电压等级的输电系统联系起来，或者发电厂发出的电能需要采用两种不同等级的电压输出，这时可用一台三线圈变压器来代替两台双线圈变压器。普通三绕组变压器有三种电压等级，它每相有三个线圈，它的一般结构如图5－38所示（只画出一相），在每个铁芯柱上同心排列着三个绕组，即高压绕组1、中压绕组2、低压绕组3。升压变压器常用于功率流向由低压绕组传送到高压电网和中压电网，其绕组布置如图5－38（a）所示，中压绕组靠近铁芯，低压绕组处于中压绕组与高压绕组之间。降压变压器，如图5－38（b）所示，低压绕组靠近铁芯，中压绕组处于低压绕组与高压绕组之间，高压绕组仍放在最外层，常用于功率流向由高压传送至中压和低压。

图5－38 三绕组变压器绕组布置图 （a）升压变压器，（b）降压变压器

1－高压绕组；2－中压绕组；3－低压绕组；C－铁芯

双线圈变压器的两个线圈额定容量相等，三线圈变压器的三个线圈额定容量可能不相等，也不一定就是该台变压器的额定容量，这样就以三个线圈中额定容量最大的那个线圈容量来定义为该台变压器的额定容量。如果将该变压器的额定容量作为100%，那么三个线圈的容量配合有下面三种情况：

表5—8 三个线圈的容量配合关系 高压线圈 100 100 100 中压线圈 100 100 50 低压线圈 100 50 100 需说明的是三个线圈容量的配合关系，不是说三个线圈就按比例关系来传递功率，只是表示每个线圈所能传递功率的最大能力。

二、分裂变压器

三绕组变压器还有一种特殊结构即分裂变压器。单机200MW及以上大容量机组的厂用电系统，当只采用6kV－级厂用高压时，为安全起见，主要厂用负荷需要两路供电而设置两段母线，这时常采用分裂低压绕组变压器，简称分裂变压器。它有一个高压绕

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组和两个低压绕组，通常两个低压绕组结构相同容量相等，称为分裂绕组。分裂绕组可以单独运行也可以同时运行，额定电压相等时可以并联运行。

分裂绕组变压器的结构特点是：

（l）两个低压分裂绕组之间应有较大的短路阻抗；

（2）每一分裂绕组与高压绕组之间的短路阻抗应较小，且应相等。

图5－39画出了单相和三相分裂低压绕组变压器的绕组布置图和原理图。高压绕组1采用两段并联，其容量按额定容量设计；分裂绕组2和3都是低压绕组，其容量分别按50％额定容量设计。其运行特点是，当一低压侧发生短路时，另一未发生短路的低压侧仍能维持较高的电压，以保证该低压侧母线上的设备能继续正常运行，并能保证该母线上的电动机能紧急起动，这是一般结构的三绕组变压器所不及的。

600MW机组的启动兼备用变压器，当高压和两级中压（10.5KV与3KV）绕组均为Y接线时，为提供变压器三次谐波电流通路，保证主磁通接近于正弦波，改善电动势的披形，常在该变压器上设有第四个Δ接线的绕组，即成为四绕组变压器。例如，北仑港电厂的启／备变就设有第四个Δ接线（即d接）的绕组（不接负载），其接线组别为YN，yn，yn，（d）。

（a） （b） 图5－39 分裂变压器绕组布置与连接图

（a）单相分裂变压器，（b）三相分裂变压器（只画出一相）

岱海电厂高压厂用变压器、起备变压器属于三相分裂变压器。

三、自耦变压器

普通双绕组变压器，其一二次线圈是分开绕制的，相互之间是绝缘的，因此线圈之间只有磁的耦合而没有电的联系。自耦变压器的一侧是单绕组的，在一次绕组的中间抽出一线头作为二次绕组的始端，而一二次绕组的尾端是公共的。这时绕组除了电磁联系外，还有电气的联系，其中二次绕组部分称为公共绕组，一次绕组端头与二次绕组端头之间称为串联绕组。自耦变压器有两个主要特点：一是自耦变压器通过的容量由两部分组成，一部分是通过串联绕组由电路直接传输，另一部分通过公共绕组由电磁感应传输。二是其输出容量的增加与电压变比有关。当变比K愈接近1时，自耦变压器的优点就愈显著。因此，自耦变压器用于连接电压级差不大的两个高压系统。

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自耦变压器原理接线图如图5－40所示，高压绕组N1由公共绕组NQ（低压绕组）和串联绕组Nc构成，所以通过自耦变压器传输的功率由两部分组成。图5－40所示为单相双绕组自耦变压器，如果接成三相，以星形／星形连接最为经济而常用，如图5－41左边部分（A、B、C－Am、 Bm、Cm）所示。但由于铁芯的磁饱和特性，在绕组的感应电动势中有三次谐波出现。为了消除三次谐波，以及减小自耦变压器的零序阻抗以稳定中性点电位，在三相自耦变压器中，除公共绕组和串联绕组外，一般还增设了一个接成三角形的第三绕组，如图5－41所示。第三绕组与公共绕组、串联绕组之间只有磁的联系，没有电路上的直接联系。自耦变压器的第三绕组通常制成低压6～35KV，除用于消除三次谐波外，还可用于对附近地区供电，或者用于连接调相机或补偿电容器等。

图5－40 单相双绕组自耦变压器 图5－41 YN, ao，d11连接的三相

三绕组自耦变压器

自耦变压器由于具有传导功率的特点，线圈容量小于变压器的额定容量，所以同容量的自耦变压器与普通变压器相比，其线圈容量小，故具有材料省、损耗小、效率高，尺寸、重量及占地面积小的优点，应用也日趋广泛，但采用自耦变压器在运行中也有一些问题，需认真加以解决。

1、自耦变压器中性点必须接地，或经小电抗接地，否则自耦变压器高压侧网络发生单相接地故障时，低压侧会出现过电压；

2、自耦变压器高、低压线圈之间有自耦联系，耦合较紧其漏抗及短路电抗较普通变压器小，故其短路电流较大，因而在运行时可采取限制短路电流的措施

3、线圈的过电压保护复杂。由于一二次有电的联系，故任一侧遭受过电压时都会危及另一侧绝缘，因此，必须在一二侧均装设一组避雷器；

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第十一节 岱海电厂一期主变、高压厂变、启动/备用变压器的介绍

一、岱海电厂主变压器：

岱海电厂一期选用的主变压器,绕组采用中部出线式的分级绝缘结构，有良好的冲击电压波分布，使得场强受到严格控制，确保绕组内局部放电不超过规定值；对绕组及低压大电流引线漏磁通进行控制，避免了在绕组和其它金属构件上产生局部过热。线圈绕制紧密，导线换位处加包绝缘，纠结线段过弯处导线平滑过渡，避免了对导线绝缘产生剪切力，位于线圈端部的几个线段进行横向的绑扎，以提高线圈的抗冲击强度。线圈采用整体套装工艺和恒压干燥工艺，安匝分布均匀。器身组装时采用油压千斤顶压紧线圈,使线圈压紧力达到设计的规定值。绕组内部有较均匀的油流分布，油路通畅，避免绕组局部过热。铁心采用美国AK公司的硅钢片迭装。技术数据如下：

序号 项 目 额定值： a. 额定频率 (Hz)： b. 额定电压 (kV)： 高压绕组 低压绕组 c. 分接电压及调压方式： d. 冷却方式： e. 额定容量 (MVA)： f. 相数： g. 联接组标号： 绝缘水平 雷电冲击全波(kV 峰值)： 高压端子 低压端子 高压中性点端子 雷电冲击截波电压(kV 峰值)： 高压端子 低压端子 操作冲击电压(kV 峰值)： 高压端子 工频耐受电压(kV 有效值)： 高压端子 低压端子 高压中性点端子 温升限值(K)： 顶层油 高压绕组 低压绕组 LV 阻抗电压(%)及偏差(%)： a. 主分接： b. 最大分接： c. 最小分接： 额定频率额定电压时空载损耗(kW)： 额定频率1.1倍额定电压时空载损耗(kW)： 保证值 50 550/√3 –2X2.5% 20 DETC ODAF 240 1 I0I (Ynd11) 1550 200 325 1675 220 1175 680 85 140 54 60 60 14±3.5% / / 100 139 683

1. 2. 3. 4. 5.

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序号 项 目 6. 负载损耗(kW,75℃)： 效率(%)(在额定电压、额定频率、主分接的效率，换算到7. 75℃ 功率因数=1时)： 空载电流(%)： 8. 100%额定电压时： 110%额定电压时： 9 铁芯重量（单台） 可承受的2秒对称短路电流(kA) 高压绕组 10. 低压绕组 短路后绕组平均温度计算值：℃ 11. 局部放电水平(PC)： 绕组连同套管的tgδ： 12. 高压套管(%) 低压套管tgδ(%) 13. 无线电干扰水平(μV)： 14. 绕组最高油流速度(m/s)： 尺寸(m) 长×宽×高 器身t： 15 上节油箱重t： 油量t： 总重t： 附件参数 a. 冷却器： 每组冷却器冷却容量：(kW) 冷却器型式： 冷却器数量： 冷却器重量：(t) 冷却器风扇数量： 总的风扇功率：(kW) 总的油泵功率：(kW) b. 套管： 制造厂及型号： 高压套管 低压套管 16. 高压套管tgδ(%)： 额定电流：(A) 高压套管 低压套管 中性点套管 绝缘水平(BIL/AC)(kV)： 高压套管 低压套管 中性点套管 套管局部放电水平(PC)： 套管的有效爬距：mm 高压 低压 684

保证值 465 99.764 0.132 0.382 110 t 50 300 110 ≤100 ≤0.5 / ≤500 0.5m/s 约8.2X7.2X10 149 18 33 212 215 LK5-200 4+1 6.75 8 8.8 12 Trench进口 550kV/1250A 沈变一分厂 25kV/16000A ≤0.5 1250 16000 1250 1550/680 200/85 325/140 ≤10 17050 1256 DHT1 内蒙古岱海发电有限责任公司培训教材

序号 项 目 中性点 c. 分接开关： 型号： 制造厂： 额定电流： 分接级数： 短路耐受能力： 机械寿命： d. 套管电流互感器 装设在高压侧： 台数 准确级 电流比 二次容量 Fs≤ 装设在低压侧： 台数 准确级 电流比 二次容量 Fs≤ 装设在中性点侧： 台数 准确级 电流比 二次容量 e. 压力释放装置 制造厂： 台数： 释放压力Mpa 硅钢片厂家及型号 变压器壳体钢板产地、参数 绕组材料产地、参数 主绝缘材产地、参数 瓦斯继电器厂家、参数 全部冷却器退出运行后主变满载运行允许的时间： 一组冷却器退出运行变压器允许长期运行的负载： 二组冷却器退出运行变压器允许长期运行的负载： 三组冷却器退出运行变压器允许长期运行的负载： 生产厂家 保证值 2248 UI-1000-123-06030Y MR 1000 3 30kA (peak) 30 年 4 5P30/5P30/0.2/0.2S 1250/1A 15 VA Fs<5 1 1 15000/1 15 VA Fs<5 2 5P30/5P30 1250/1 A 15 VA 208-015-02 QualiTROL 2 0.07 进口激光照排23ZDKH90 宝钢 天津Nexans Weidmann COMEM BR80 60 Min 200MVA 120MVA 80MVA 上海 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24

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二、启动备用变压器、高压厂用变简介：

启动备用变压器、高压厂用变压器由特变电工衡阳变压器有限责任公司生产，型式为户外、三相、分裂绕组、油浸风冷变压器。铁心采用高质量、低损耗的晶粒取向冷轧硅钢片（日本新日铁30ZH120）, 用先进方法迭装和紧固，变压器铁心不致因运输和运行的振动而松动。上、下夹件与铁芯之间的绝缘纸板高于铁芯最外一级硅钢片10mm。变压器铁芯夹件的对地绝缘电阻不低于100兆欧。变压器的器身结构带下夹件，需要时能在现场进行吊芯检修工作。

变压器线圈采用优质的无氧铜电磁线绕制(上海宝山杨行铜线厂生产)，且进行探伤检查，绕组有良好的冲击电压波分布，不采用避雷器限制过电压；使用场强严格控制，确保绕组内不发生局部放电；对绕组漏磁通进行控制，避免在绕组和其它金属构件上产生局部过热。变压器线圈上的垫块采用高密度纸板制成，并进行倒角处理。线圈采用整体套装工艺和恒压干燥工艺，所有线圈电抗值一致，安匝分布均匀。器身组装采用油压千斤顶压紧线圈,压钉结构AC相压钉数量10个，B相压钉数量8个。

变压器线圈的上压板采用整圆的高密度层压木压板，并在下部支撑线圈的位置和上部压钉（压紧装置）的位置上增加辅助压板，变压器线圈内所用的纸板进行预密化处理，低压线圈和调压线圈采用内衬硬纸筒,低压线圈和调压线圈硬纸筒的厚度≥5mm.。低压线圈和调压线圈采用内外撑条的结构，并用热缩带进行牢固的绑扎。

高压电缆引线外部包扎绝缘，线圈引出线采用足够强度的导线夹固定。绕组内部有较均匀的油流分布，油路通畅，避免绕组局部过热。变压器绕组匝间工作场强不大于2kV/mm。变压器配备绕组测温和油温测量装置.绕组测温能反映绕组的平均温升。技术规范如下

表1：高压厂用变。 序号 1. 项 目 额定值： a. 额定频率(Hz)： b. 额定电压(kV)： c. 冷却方式： d. 额定容量(MVA)： e. 相数： f. 联接组标号： 绝缘水平 a. 雷电冲击全波(kV 峰值)： 高压端子 低压端子 低压中性点端子 b. 雷电冲击截波电压(kV 峰值)： 高压端子 低压端子 低压中性点端子 c. 工频耐受电压(kV 有效值) 数据 50 20/6.3 0NAN/ONAF 63/35-35 三相 Dyn1—yn1 125 75 75 140 85 85 2. 686

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序号 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 12. 15. 16. 项 目 高压端子 低压端子 低压中性点端子 温升限值(K)： 顶层油 高压绕组 低压绕组 油箱、铁心和金属结构件低压绕组 主分接阻抗电压(%)及偏差(%)： 绕组电阻(Ω，75℃)： a. 高压绕组主分接： b.低压绕组主分接 额定频率额定电压时空载损耗(kW)： 额定频率1.1倍额定电压时空载损耗(kW)： 负载损耗(kW,75℃)： 主分接 其中杂散损耗 效率(%)(在额定电压、额定频率、主分接的效率，换算到75℃ 功率因数=1时)： 空载电流(%)： a. 100%额定电压时： b. 110%额定电压时： 铁心柱磁通密度(T)(额定电压、额定频率时)： 可承受的4秒对称短路电流(kA) 高压绕组 低压绕组 短路后绕组平均温度计算值：℃ 局部放电水平(PC)： 长×宽×高(m) c. 安装重量：(T) 器身： 上节油箱重： 油量： 总重： 附件参数 a.散热器型式： b. 套管： 制造厂及型号： 高压套管 低压套管 c. 套管电流互感器 高压侧测量级： 台数 准确级 电流比 二次容量 Fs≤ 数据 60 35 35 52.6 62.6 62.6 77.6 19±3.5% 0．035 0.0018/0.0029 28 40 275 15 99.5 0.2 0.39 1.7 300 50 250 ≤500pC 7.3×5.6×6.0 41 7 16.2 75 PC 沈变一分厂/湖南醴陵 B-40．5/4000 B-20/6000 3 0．5 2500/5A 40VA 5

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序号 项 目 高压侧保护级： 台数 准确级 电流比 二次容量 Kssc 低压侧中性点： 台数 准确级 电流比 二次容量 d.压力释放阀制造厂： 规范： 释放压力Mpa e.分接开关 制造厂： 型号： 额定电流： 分接级数： 机械寿命 硅钢片厂家及型号 变压器壳体钢板产地、参数 绕组材料产地、参数 主绝缘材产地、参数 瓦斯继电器厂家、参数 全部风扇退出运行后，主变满载运行所允许的时间： 数据 9 5P60/TPY 2500/5A；5000/1A 40VA/20VA 50 4 5P30 200/5A 30VA 美国QUALITROL公司 208－60E 0．5 武汉泰普 WLGⅥ2000/20 WDGⅥ2000/20 2000 5 1万次 日本新日铁/川崎 30ZH120 武汉钢铁厂 Q235 上海宝山杨行 泰州 沈阳特继 20min 17 18 19 20 21 22. 表2：起动备用变压器。 序号 1 2 项 目 额定值： a. 额定频率(Hz)： b. 额定电压(kV)： c. 冷却方式： d. 额定容量(MVA)： e.相数 绝缘水平 a. 雷电冲击全波(kV 峰值)： 高压端子（高压中性点） 低压端子 低压中性点端子 b. 雷电冲击截波电压(kV 峰值)： 高压端子（高压中性点） 低压端子 低压中性点端子 c. 工频耐受电压(kV 有效值) 数据 50 220/6.3 0NAN/ONAF 63/35-35 三相 950（400） 75 75 1050（/） 85 / 688

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