变压范文10篇

变压器是配电网的主要设备,应用面广量大,其安全运行直接影响整个系统的可靠性。目前,配电变压器保护配置方面还存在许多问题,其中配电变压器与保护不匹配或存在动作死区,造成越级跳闸、拒动导致的事故相当多,因此,加强配电变压器保护优化配置,合理选择保护方案,可以提高配电变压器保护动作可靠性,有效防止主线路出口断路器保护误动。

一、配电变压器采用熔断器作为保护

熔断器是配电变压器最常见的一种短路故障保护设备,它具有经济、操作方便、适应性强等特点,被广泛应用于配电变压器一次侧作为保护和进行变压器投切操作用。所以一般配电变压器容量在400kVA以下时,采用熔断器保护,高压侧使用跌落式熔断器作为短路保护,低压侧使用熔断器作为过负荷保护。

使用跌落式熔断器确定容量时,既要考虑上限开断容量与安装地点的最大短路电流相匹配,又要考虑下限开断容量与安装地点的最小短路电流的容量关系。目前,户外跌落式熔断器分为50A、100A、200A三种型号,200A跌落式熔断器的开断容量上限是200MVA,下限是20MVA,其选择是按照额定电压和额定电流两项参数进行,也就是熔断器的额定电压必须与被保护配电变压器额定电压相匹配,熔断器的额定电流应大于或等于熔体的额定电流,可选为额定负荷电流的1.5～2倍,此外,应按被保护系统三相短路容量,对所选定的熔断器进行效验,保证被保护设备三相短路容量小于熔断器额定开断容量上限,但必须大于额定开断容量的下限。笔者曾经参与过事故调查,发现部分配电变压器所配置熔断器的额定开断容量(一般指上限)过大,或者在线路末段T接的配电变压器,选定熔断器造未经过短路容量效验,造成被保护变压器三相短路熔断器熔断时难以灭弧,最终引起容管烧毁、爆炸,导致主线路跳闸事故。

二、配电变压器采用负荷开关加熔断器组合电器作为保护

负荷开关加熔断器组合电器可以开断至31.5kA的短路电流,其基本特征是依赖熔断器熔断触发撞针动作于负荷开关。配电变压器短路有单相、两相、三相短路,无论哪种故障,任意一相熔断后,撞针触发负荷开关的脱扣器,负荷开关三相联动,及时隔离故障点,防止缺相运行,顺序是先熔断熔丝,后断负荷开关。采用负荷开关加熔断器组合电器作为配电变压器保护,经济实用,既可以开断负荷电流,实现安全操作需要,还可以在10ms内开断短路电流,切除故障并限制短路电流,能够有效保护配电变压器短路故障。

摘要摘要：介绍了一起由绝缘油油质劣化引起的变压器缺陷的分析和处理过程，并对此类缺陷的分析和处理提出了意见和建议。

摘要：变压器绝缘油故障

电力变压器在电力系统中起着举足轻重的功能，由于各方面的原因，近年来变压器绝缘缺陷在我省电力系统中频繁地发生，在这些绝缘缺陷中绝缘油的缺陷占据了较大的比例，如色谱异常、油介损超标等。这些缺陷跟踪和消缺周期长，处理难度大，严重地威胁着系统的平安。以下对一例绝缘油引起的变压器缺陷作一分析。

1变压器缺陷情况

某发电厂启备变12A，型号为TTF－55／225，法国阿尔斯通1988年制造，该变压器于1996年5月15日因突发短路造成线圈变形及匝间短路，后运至合肥ABB变压器厂进行修理，更换了全部线圈。1999年9月29日，该变压器进行常规预试，试验时发现绝缘电阻较出厂值有明显下降，且中压绕组介损超过《电力设备预防性试验规程》规定的0．8％。绝缘电阻和介损的试验数据分别如表1、表2所示。

2分析和处理

干式变压器维护的重要性

干式变压器的日常维护关系到用电网络的安全有效运行，所以在干式变压器的生产以及售后服务的整个过程中，要定期定时对干式变压器进行有效的监测维护。关于干式变压器的使用寿命有下面两个问题：第一，干式变压器的日常维护对电网的安全运行有着至关重要的作用。如果因为干式变压器维护不当而产生系统故障，严重的甚至可能导致整个电网都处于瘫痪的状态。第二，要通过科学合理的维护延长干式变压器的使用寿命。在干式变压器的维护过程中，要严格按照相关规定对其进行维护，避免因维护不当造成的危害。

干式变压器安装之前注意事项

如果周围的环境要求不能达标，那么要及时根据相关的规定进行适当的调整。同时还要保证干式变压器的通风，良好的通风能力是干式变压器正常有效运转的重要前提。如果干式变压器安装在通风条件比较差的位置（例如地下室），就要根据实际的情况，在干式变压器上增加一个通风散热的装置，保证干式变压器的正常运行。由于干式变压器自身条件的限制，在安装过程中要尽量避免严重潮湿、烟雾浓重、滴水等比较恶劣的环境。

干式变压器的维护

一般来说，干式变压器在干燥通风的环境里，使用的年限比较长，所以在相对干燥通风的位置，可以适当地延长干式变压器的检查维护时间，这个时间通常可以延长为一年。相反，如果变压器所处的环境比较恶劣，那么就要缩短变压器的检查维护时间，通常这个时间是3个月。在天气寒冷或者比较潮湿的环境里，如果要使用停用已久的变压器，在启用之前，要仔细的检查干式变压器上是否有凝露或潮湿的现象。如果存在这种现象，就要利用机械热风，对干式变压器表层进行空气干燥处理，防止绝缘击穿。经过仔细的干燥处理之后，在保证绝缘电阻值大于2MΩ/1000V的情况下，干式变压器才可以投入使用。在投入使用的过程中，变压器因损耗产生的能量，能够使绝缘电阻正常运行。而在干式变压器运行的过程中，变压器本身的温度会高于周围环境的温度，所以绝缘电阻不会出现下降的现象。在干式变压器的日常维护中，要认真仔细的检查各个连接件是否松动干式变压器经过长期的运行，因为各种各样外界以及自身的原因，可能会出现两端受力震动而导致连接件、紧固件松动的现象，很可能产生过热点，影响变压器的正常运行。所以，要在高压以及低压的端头包括所有可能引起变压器过热的位置，设置相应的温蜡片，定期进行观察维护，同时认真仔细的检查紧固端头和连接件。对于铁心锈蚀要进行积极的预防在干式变压器的运行过程中，其铁心全部都暴露在空气中，因为各种各样的外界条件限制，如果干式变压器的铁心没有得到有效的保养，就会引起干式变压器大面积铁心锈蚀现象，从而减少变压器的使用年限。因此，定期定时的对干式变压器进行除锈、防锈，也是维护干式变压器正常运行的一个重要手段。对于干式变压器的来说，良好的通风是变压器正常工作的前提条件，所以，变压器室要有较好的通风条件。同时，还应该在没有外壳保护的变压器周围安装上必要的隔离栅栏。除此之外，在变压器室的通风孔及门上面都要安装必要的隔离网，防止小动物的误闯以及雨雪的入侵。与此同时，工作人员还应该加强对干式变压器避雷器的监测与维护。在维护的过程中，对于35kV的变压器来说，高压侧不应直接连接架空线，应直接由电缆进线。在干式变压器的日常运行过程中，要注意观察变压器的温控设置，主要以三相温度是否平衡为标准。而且还要检查温控设置与干式变压器的热敏电阻是否连接好，如果出现了接触不良的情况，很可能会导致温控设置数值显示错误。因此要进行温控设置的现场实施实时监测，及时发现温控设置的异常，采取必要的措施，避免变压器事故的发生。而对于大容量以及重要地理位置的干式变压器，在订货时，应要求生产厂家每相多设置一个热敏电阻，实现温控器的双重化配置，降低变压器故障的发生率。在干式变压器的运行过程中，要定期对其重要的零件进行监测更新，看是否有不合乎要求的情况。如果在检查的过程中，发现干式变压器的零件氧化腐蚀严重，一定要及时地对不能使用的零件进行更换。除此之外，还要特别注意干式变压器的表面是否有碳化的现象，如果有这种现象，要及时有效的采取措施进行解决，把一切隐患都杜绝在摇篮里。干式变压器的使用年限如果超过5年，要通过绝缘电阻对干式变压器进行性能测试。

1保护配置技术方面

1.1装设避雷器保护,防止雷击过电压：配变的防雷保护，采用装设无间隙金属氧化物避雷器作为过电压保护，以防止由高低压线路侵入的高压雷电波所引起的变压器内部绝缘击穿，造成短路，杜绝发生雷击破坏事故。采用避雷器保护配变时，一是要通过正常渠道采购合格产品，安装投运前经过严格的试验达到运行要求再投运；二是对运行中的设备定期进行预防性试验，对于泄漏电流值超过标准值的不合格产品及时加以更换；三是定期进行变压器接地电阻检测，对100KVA及以上的配电变压器要求接地电阻必须在4Ω以内，对100KVA以下的配电变压器，要求接地电阻必须在10Ω以内。如果测试值不在规定范围内，应采取延伸接地线，增加接地体及物理、化学等措施使其达到规定值，每年的4月份和7月份进行两次接地电阻的复测，防止焊接点脱焊、环境及其它因素导致接地电阻超标。如果变压器接地电阻超标，雷击时雷电流不能流入大地，反而通过接地线将雷电压加在配电变压器低压侧再反向升压为高电压，将配变烧毁；四是安装位置选择应适当，高压避雷器安装在靠配变高压套管最近的引线处，尽量减小雷电直接侵入配变的机会，低压避雷器装在靠配变最近的低压套管处，以保证雷电波侵入配变前的正确动作，按电气设备安装规范标准要求安装，防止盲目安装而失去保护的意义。

1.2装设速断、过电流保护，保证有选择性地切除故障线路：配变的短路保护和过载保护由装设于配变高压侧的熔断器和低压侧的漏电总保护器（该装置有漏电保护和配变低压过电流保护）来实现。为了有效地保护配变，必须正确选择熔断器的熔体(熔丝、熔片等)及低压过电流保护定值。高压侧熔丝的选择，应能保证在变压器内部或外部套管处发生短路时被熔断。熔丝选择原则：①容量在100kVA及以下的配变，高压熔丝按2～2.5倍额定电流选择；②容量在100kVA以上的配变，高压熔丝按1.5～2倍额定电流选择。低压侧漏电总保护器过流动作值取配变低压侧额定值的1.3倍，配变低压各分支线路过流保护定值不应大于总保护的过流动作值，其值应小于配变低压侧额定电流，一般按导线最大载流量选择过流值，保证在各出线回路发生短路或输出负载过大，引起配变过负荷时能及时动作，切除负载和故障线路，实现保护配变的目的。同时满足各级保护的选择性要求。低压分支回路短路故障时，分支回路动作，漏电总保护器过流保护不动作，低压侧总回路故障或短路时，低压侧漏电总保护器过流保护动作，高压侧熔体不应熔断；变压器内部故障短路时，高压侧熔体熔断，上一级变电站高压线路保护装置不应动作跳闸，保证配电网保护装置正确分级动作。配变高压侧熔体保护材料一定要按标准配备，坚决杜绝用铜、铝等金属导体替代熔断器熔体。

2日常运行管理方面

2.1加强日常巡视、维护和定期测试：①进行日常维护保养，及时清扫和擦除配变油污和高低压套管上的尘埃，以防气候潮湿或阴雨时污闪放电，造成套管相间短路，高压熔断器熔断，配变不能正常运行；②及时观察配变的油位和油色，定期检测油温，特别是负荷变化大、温差大、气候恶劣的天气应增加巡视次数，对油浸式的配电变压器运行中的顶层油温不得高于95℃，温升不得超过55℃，为防止绕组和油的劣化过速，顶层油的温升不宜经常超过45℃；③摇测配变的绝缘电阻，检查各引线是否牢固，特别要注意的是低压出线连接处接触是否良好、温度是否异常；④加强用电负荷的测量，在用电高峰期，加强对每台配变的负荷测量，必要时增加测量次数，对三相电流不平衡的配电变压器及时进行调整，防止中性线电流过大烧断引线，造成用户设备损坏，配变受损。联接组别为Yyn0的配变，三相负荷应尽量平衡，不得仅用一相或两相供电，中性线电流不应超过低压侧额定电流的25%，力求使配变不超载、不偏载运行；

2.2防止外力破坏：①合理选择配变的安装地点，配变安装既要满足用户电压的要求，又要尽量避免将其安装在荒山野岭，易被雷击，也不能安装在远离居民区的地方，以防不法分子偷盗。安装位置太偏僻也不利于运行人员的定期维护，不便于工作人员的管理；②避免在配电变压器上安装低压计量箱，因长时间运行，计量箱玻璃损坏或配变低压桩头损坏不能及时进行更换，致使因雨水等原因烧坏电能表引起配变受损；③不允许私自调节分接开关，以防分接开关调节不到位发生相间短路致使烧坏配电变压器；④在配变高低压端加装绝缘罩，防止自然灾害和外物破坏，在道路狭窄的小区和动物出入频繁的森林区加装高低压绝缘罩，防止配电变压器接线桩上掉东西使低压短路而烧毁配变；⑤定期巡视线路，砍伐线路通道，防止树枝碰在导线上引起低压短路烧坏配电变压器的事故。

摘要：本文介绍了电气工程师在对干式变压器选型时应该注意的事项，主要从干式变压器的温度控制系统，干式变压器的防护方式，干式变压器的过载能力等方面进行比较。

关键词：变压器选型在工程设计中，电气工程师在干式变压器的选型时要注意以下几点：

一、干式变压器的温度控制系统

干式变压器的安全运行和使用寿命，很大程度上取决于变压器绕组绝缘的安全可靠。绕组温度超过绝缘耐受温度使绝缘破坏，是导致变压器不能正常工作的主要原因之一，因此对变压器的运行温度的监测及其报警控制是十分重要的。

（1）风机自动控制：通过预埋在低压绕组最热处的Pt100热敏测温电阻测取温度信号。变压器负荷增大，运行温度上升，当绕组温度达110℃时，系统自动启动风机冷却；当绕组温度低至90℃时，系统自动停止风机。

（2）超温报警、跳闸：通过预埋在低压绕组中的PTC非线性热敏测温电阻采集绕组或铁心温度信号。当变压器绕组温度继续升高，若达到155℃时，系统输出超温报警信号；若温度继续上升达170℃，变压器已不能继续运行，须向二次保护回路输送超温跳闸信号，应使变压器迅速跳闸。

一、变压器运行中的检查

1.检查变压器上层油温是否超过允许范围。由于每台变压器负荷大小、冷却条件及季节不同，运行中的变压器不能以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。如油温突然增高，则应检查冷却装置是否正常，油循环是否破坏等，来判断变压器内部是否有故障。

2.检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。

3.变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。如声音有所改变，应细心检查，并迅速汇报值班调度员并请检修单位处理。

4.应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。工作、备用电源及油泵应符合运行要求等等。

5.天气有变化时，应重点进行特殊检查。大风时，检查引线有无剧烈摆动，变压器顶盖、套管引线处应无杂物；大雪天，各部触点在落雪后，不应立即熔化或有放电现象；大雾天，各部有无火花放电现象等等。

摘要：文中详细阐述了油浸式电力变压器瓦斯保护装置的基本工作原理、保护范围、安装方式、日常巡查项目、运行状态和瓦斯保护装置信号动作的原因及其事故分析诊断的基本原则与处理方法，并提出了反事故措施。

关键词：油浸式电力变压器瓦斯保护处理方法反事故措施

1前言

目前，我公司使用的电力变压器大多数仍然是油浸式变压器。本人工作以来经常参加变压器的设计、安装和调试及维修工作，积累了许多关于变压器的知识，现就变压器的瓦斯保护作一详细的介绍。

2工作原理

瓦斯保护是变压器内部故障的主要保护元件，对变压器匝间和层间短路、铁芯故障、套管内部故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏动作。当油浸式变压器的内部发生故障时，由于电弧将使绝缘材料分解并产生大量的气体，其强烈程度随故障的严重程度不同而不同。瓦斯保护就是利用反应气体状态的瓦斯继电器（又称气体继电器）来保护变压器内部故障的。

摘要：10kV配电变压器的保护配置主要有断路器、负荷开关或负荷开关加熔断器等。负荷开关投资省，但不能开断短路电流，很少采用；断路器技术性能好，但设备投资较高，使用复杂，广泛应用不现实；负荷开关加熔断器组合的保护配置方式，既可避免采用操作复杂、价格昂贵的断路器，弥补负荷开关不能开断短路电流的缺点，又可满足实际运行的需要，该配置可作为配电变压器的保护方式，值得大力推广，为此，对10kV环网供电单元和终端用户10kV配电变压器采用断路器、负荷开关加熔断器组合的保护配置方式进行技术-经济比较，供配电网的设计和运行管理部门参考。

关键词：10kV配电变压器断路器负荷开关熔断器保护配置

无论是在环网供电单元、箱式变电站或是终端用户的高压室结线方式中,如配电变压器发生短路故障时，保护配置能快速可靠地切除故障，对保护10kV高压开关设备和变压器都非常重要。保护方式的配置一般有两种：一种利用断路器；另一种则利用负荷开关加高遮断容量的后备式限流熔断器组合。这两种配置方式在技术和经济上各有优缺点，以下对这两种方式进行综合比较分析。

1环网供电单元接线形式

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1.1环网供电单元的组成

由于110千伏级变压器短路损伤事故率的非正常攀升，如何提高110千伏变压器的抗短路能力，减少运行中短路损伤概率已越来越引起供用电单位和设备制造企业的重视。国家电网公司生产运行部统计的1991年～2002年变压器短路损坏事故的统计见表1。

从表1可以清楚地看到，自1992年以后，短路损坏的变压器占事故总台次比率有明显的上升。在1994年至1999年度，短路损坏台次占总事故台次比率在35％~io1995年至1996年度甚至达到了50％左右。大型变压器短路损伤事故居高不下的问题，已到了非解决不可的程度。

一、110千伏级变压器事故损伤率大幅上升的原因

从大量公布的技术文献分析，110千伏变压器短路损伤率大幅攀升的原因，主要是因为制造厂在80年代未至90年代初进行的低损耗“8型”产品的设计时对产品的抗短路强度未引起足够的重视，以至在此期间生产的大量产品存在强度不足的先天性缺陷。同时，和国家经济发展同步的电力网系统容量的上升，导致系统短路阻抗的大幅下降。一旦线路发生短路事故，短路电流可能会比原来的运行情况下大10％～20％左右，由此导致的变压器短路率要大20％～40％之间。因此，可能同样的一台变压器，在原来的系统容量较小的电网中运行时，因短路电流较小，可以承受短路冲击而不发生事故；而当电网容量大幅提升后，有可能承受不了这时的短路冲击而发生损伤。在这两个原因中，产品结构强度不足是主因，电力网系统容量的上升是诱因。

结合90年代中后期发生的大量110千伏短路损伤事故图片，原“8型”低损耗产品结构设计中主要不足如下：

1、上部压板强度不足

摘要：变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，因此，对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障

关键词：变压器油中溶解气体故障判断

随着变压器运行时间的延长，变压器可能产生初期故障，油中某些可燃性气体则是内部故障的先兆，这些可燃气体可降低变压器油的闪点，从而引起早期故障。

变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，因此，对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障。

1、变压器油中的气体类别

气相色谱法正是对变压器油中可燃性气体进行分析的最切实可行的方法，该方法包括从油中脱气和测量两个过程。矿物油是由大约2871种液态碳氢化合物组成的，通常只鉴别绝缘油中的氢气(H2)、氧气(O2)、氮气(N2)、甲烷(CH4)、一氧化碳(CO)、乙烷(C2H6)、二氧化碳(CO2)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)9种气体，将这些气体从油中脱出并经分析，证明它们的存在及含量，即可反映出产生这些气体的故障类型和严重程度。油在正常老化过程产生的气体主要是一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)，油绝缘中存在局部放电时(如油中气泡击穿)，油裂解产生的气体主要是氢气(H2)和甲烷(CH4)。在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷(CH4)，随故障温度的升高，乙烯(C2H2)和乙烷(C2H6)逐渐成为主要物征气体；当温度高于1000℃时(如在电弧弧道温度300℃以上)，油裂解产生的气体中含有较多的乙炔(C2H2)，如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)。