咸日常
第一部分：变压器选用
第一章：变压器的发展趋势与应用情况介绍
一． 我国配电变压器使用的基本情况
本文重点从节能应用的角度，重点介绍配电变压器的发展趋势和应用情况。特别介绍应用注意事项。
我国配电变压器通常是指电压为35kV和10kV及以下、容量为6300kVA以下直接向终端用户供电的电力变压器。全国年发电量14780亿KVA，电网运行的配电变压器总电能损耗约为411亿kWh，约占2000年总发电量的3.16%。尽管配电变压器已是高效率的设备（95-99%），但由于其数量巨大和空载损耗的固定性，变压器效率即便有微小的改进也能获得相当大的能源节约，据了解，配电变压器的损耗约占总线损的1/3，如按目前我国配电变压器的损耗每年达到400亿千瓦时计算，采用高效变压器取代旧变压器后，节能潜力可高达90亿-300亿千瓦时，节约电费50—150亿元。因此配电变压器本身存在着巨大的节能潜力。 90年代后期，我国配电变压器行业发展速度较快，涌现了一大批新的产品和厂家。1997年以来，由于受到城乡电网改造工程的拉动，电力变压器行业保持了良好的发展势头。1999年全国电力变压器产量增长24.81%。2000年电力变压器产量增长15.88%, 配电变压器的数量比重增加：1999年配电变压器数量比重由1998年的34.72%上升到39.51%，增长5个百分点；2000年配电变压器数量比重为36.89%。（10kV 6,300KVA及以下变压器产量为304,099台，容量为4177.8万KVA，35kV 6300KVA及以下变压器产量为7821台，容量为931.6万KVA）。城乡电网改造工程淘汰10KV的高耗能变压器1315万KVA，新选用的油浸式配电变压器设备，已经全部实现了由S7型向S9型等新系列节能变压器的转变。 随着市场经济的发展和科技的不断进步，一些新材料、新工艺的不断应用，新的低损耗配电变压器相继开发成功。 国内许多变压器制造厂商也投入了大量资金引进国外先进的制造技术及设备，不断研制开发低损耗变压器和各种结构形式的变压器，如油浸变压器已出现比新S9系列更节能的S10、S11系列，新干式变压器的SC9系列以及非晶合金铁心等低损耗等产品都显示了我国配电变压器的节能潜力。
目前，国内统计在电网上运行的配电变压器中，服役年龄超过20年以上效率低的老旧变压器约占10%以上，估算容量约为2.4亿kVA,这些变压器是按照六、七十年代标准设计的产品，损耗非常高，如果花一定投资用S9及以上系列的变压器去替换老旧变压器，必定会获得很大经济效益。依不同容量的计算，购置 S9
变压器去替换旧变压器，投资回报年一般只需2~3年（未计旧变压器回收费和拆装费条件）。就淄博地区在网上运行的配电变压器而言，同样有大量S7及以下系列的高耗能变压器仍在继续使用，高耗能配电变压器所占比例高于全国平均水平，这主要于淄博地区老企业多有关系；特别是一些厂矿企业自用的变压器参数老化，缺陷多，损耗高，运行的可靠性差，运行维护的工作量大，使用中的可见成本和不可见成本非常高，改造的任务和节能的潜力非常巨大。
二.配电变压器发展及现状
配电变压器是将输电电压的电能降压后，向用户直接配送的主要设备，根据电磁原理进行设计制造。各电压等级的绕组分别与输电系统、用电设备相联，变压器的导磁系统作为电磁能量转换的部件，只要高压绕组与输电系统相联，不论低压绕组是否接有负载，在导磁系统中就始终有空载损耗与空载噪声产生，当低压绕组接有负载时，绕组中通过一、二次电流，两个绕组中就有负载损耗产生。对配电变压器而言，负载噪声一般较小。从发展趋势来看，重点要降低空载损耗，降低空载噪声；发展全密封结构以满足免维修要求。对防火有要求的场所，还需发展干式变压器。我国配电变压器行业经过不断努力，在90年代以后较过去有了突破性的进展，变压器性能不仅是铁心硅钢片材质的改进，而且在容量结构和制造工艺都有所突破，因而在节能降耗、降低空载电流和降低噪音等方面都取得了较大进展。以下从导磁系统（铁心）、导电系统（绕组）、降低损耗和其他改进等四个方面介绍配电变压器的发展及趋势。
1、导磁系统发展的历史回顾
自1885年匈牙利的冈茨工厂，研制成功世界上第一台具有闭合磁路的单相变压器以来，变压器制造业已有117年的发展历史。第一台变压器是采用一般碳素钢丝作为铁芯的导磁材料，将钢丝绕成卷铁芯结构，绕组绕在卷铁芯上。这种变压器虽可输送电能，但损耗较大，输电效率很低。由于受绝缘材料的影响，最早的配电变压器都是干式结构，其电压低，容量小。
1903年世界上出现了热轧硅钢片，于是铁芯结构改为叠片式，当时的空载损耗虽比钢丝作为导磁材料时下降50％以上，但绝对值还是很大的。我国是在20世纪40年代发展变压器生产事业的。当时是以板料热轧硅钢片作为铁芯的导磁材料，由于热轧硅钢片无方向性，故三相铁芯都是采用直接缝，叠片上有冲孔，铁芯柱与铁轭都用螺捍夹紧，铁芯拄较高时，在铁芯柱上有接缝。如此导磁材料的材质与铁芯结构，都决定了空载损耗与空载噪声都具有较大的值。由于配电变压器都安装在电线杆的平台上，离居民区较远，故一般多采用油浸式配电变压器，在性能考核内容中也不考核空载噪声。
1964年日本发明了高导磁晶粒取向冷轧硅钢片，1968年起，世界上已可以买到这种硅钢片的卷料，这就推动了导磁系统的结构改进，加工设备的现代化，使配电变压器的空载损耗降低、空载噪声降低。由纵剪生产线将1000mm宽的卷料剪裁成一定宽度的卷料，再由横剪生产线剪切成一定形状的叠片。由于冷轧硅钢片有方向性，故接缝改为45°斜接缝。由于卷料可剪切成任意长度的叠片，
故铁芯柱上不再有接缝。由于叠片定位方法的改进，芯柱与轭片内可不设孔，铁芯柱由玻璃粘带扎紧，铁轭由粘带制成的拉带拉紧，这就使空载损耗得到大幅度的下降。
在开发新型配电变压器中，导磁材料的作用十分重要，而这两方面我国都比较落后，多年来没有重大突破, 硅钢片几乎完全靠进口。
我国64、73标准的变压器大都采用热轧硅钢片作为铁芯的导磁材料，由于热轧硅钢片无方向性，故三相铁芯都是采用直接缝。80年代始，我国进口了这种硅钢片的卷料用于变压器的生产，由于冷轧硅钢片有方向性，铁芯柱上不再有接缝，叠片定位方法得到改进，芯柱与轭片内可不设孔，在此期间，国内生产的变压器大都是S7系列，空载损耗大幅度的降低。
20世纪90年代，世界上又研制成厚度仅为0.23mm的冷轧晶粒取向硅钢片，硅钢片如再经过激光照射或等离子处理，即可成为最低单位损耗的硅钢片系列产品，50Hz及1.7T（特斯拉）下的单位损耗仅为0.9W/kg。铁芯结构上又出现阶梯45°接缝的最新结构，使空载损耗与空载噪声又一次降低，使配电变压器向低损耗、低噪声方面发展又迈进了一步，空载损耗降低60％。配电变压器也就由S7系列发展成为S9、S10等系列。
1960年美国加利福尼亚工业大学发现了另一种有良好导磁性能的非晶合金，也称金属玻璃。1974年美国联信公司研制出铁基非晶合金，1978年美国GE公司测出6OHz及1.5T（特斯拉）下的单位损耗为0.44W/kg，较0.9W/kg又下降50%。1980年联信公司首次推出15kVA非晶铁芯配电变压器，以后，美国GE公司制成2500kVA非晶铁芯配电变压器。空载损耗比用激光处理高导磁晶粒取向冷轧硅钢片又降低了70%。我国上海置信变压器有限公司引进美国GE技术，在1994年引进和研制成功第一批非晶铁芯配电变压器，有些厂也已具备批量生产非晶铁芯配电变压器的能力。
从以上发展历史的回顾中可知，导磁材料的发展，促进导磁材料加工设备的现代化，铁芯结构的改进，空载损耗与空载噪声的大幅度下降，使变压器可以安装在居民区附近，指标满足环保要求。
2、作为导电系统绕组发展的历史回顾
最早期生产的配电变压器都以电解铜作为导电系统的绕组材质，当然也有用铝导线做为绕组材料的。在热轧硅钢片的铁芯中，由于饱和磁密度低，绕组匝数就要多，所用的导线就长，回路的电阻也就较大，只有这样才能保持较低磁密，所以，热轧硅钢片的铁芯配电变压器不但空载损耗高，负载损耗也高。冷轧硅钢片铁芯中，由于铁心的饱和磁密高，绕组匝数就可少，这样，冷轧硅钢片铁芯配电变压器的空载损耗相应可被降低，负载损耗也就下降。合理设计非晶铁芯配电变压器，如采用低压一高压一低压的双同心绕组排列，绕组采用箔绕，在降低空裁损耗的同时，也就可降低负载损耗。
在我国配电变压器的发展历史中，也曾用过铝导线，虽可满足性能要求，但由于铝的导电率低，同容量的配电变压器使用的铝材也就多，负载损耗相应较大，体积大，重量高；所以国内用户不欢迎使用铝线变压器，目前制造厂已不生产铝线变压器。
为了降低负载损耗，从材质上，目前，国内已大量采用无氧铜导线；除扁导线、圆导线外，还采用铜箔。因为无氧铜的电阻率低，表面又光亮，故负载损耗可低。
绕组结构发展中，注意散热性能的改进，尽量采用纵向散热油隙，同时绕组的紧固结构要保证短路电流产生的机械力的承受能力，即提高了变压器抗出口短路能力。在非晶铁芯变压器中，其结构又有所不同，其绕组不是支撑在非晶铁芯上，具有单独的绕组夹紧结构，加上绕组为双同心结构，使得短路机械作用力不大，而且短路机械力承受能力很高。在1994年到1999年的六年中，国内已有350多个配电变压器制造厂生产的低损耗、低噪声配电变压器顺利地通过了短路承受能力试验。这些配电变压器包括油浸式、环氧浇注绝缘式；有硅钢片铁芯，也有非晶铁芯；有导线绕的绕组，也有铜箔绕的绕组。
3、配电变压器损耗指标不断降低
从以上分析可知，由于导电、导磁材料的发展，铁芯与绕组结构的改进，国内各时期生产的配电变压器损耗对比可见下表：
10kV配电变压器（国产）历年损耗对比表
100kVA 1000kVA 年代 铁芯材质 空载损耗W 负载损耗W 空载损耗W 负载损耗W 1964 硅钢片 730 2400 4900 15000 1973 硅钢片 540 2100 3250 13700 1986 1995 1995
硅钢片 320 2000 1800 11600 硅钢片 290 非晶合金
2000 1650 11600
85 1500 450 10300
为了巩固低损耗配电变压器的生产经验，推广发展低损耗配电变压器，国家规定从1998年下半年起淘汰损耗较高的S7系列配电变压器，推广发展新S9型低损耗配电变压器。为了进一步节能，最近，国家经贸委又下文推广发展卷铁芯（铁芯截面为圆形）配电变压器（SC11），国家经贸委有关负责人指出：““十五”期间，推广高效变压器是开展节电工作的重要措施之一。“十五”期间，我国节电工作将以提高能源效率为核心。电能是最重要且最为昂贵的能源形式之一，节约用电是节能工作的重要内容”。变压器是国民经济各行业中广泛使用的电气设备，由于使用量大、运行时间长，存在着巨大的节电潜力。推广高效变压器是开展节电工作的重要措施之一。我国将研究出台优惠政策，鼓励老旧高耗能变压器的替换和改造，制定和推动变压器能效标准和标识工作，淘汰低效率变压器的生产与销售，鼓励高效变压器的推广。用非晶合金材质时为长方形截面卷铁芯。从表中可知，非晶铁芯配电变压器具有最低的损耗。采用双同心绕组结构的非晶铁芯配电变压器不但损耗低，成本也低，节能潜力大，短路承受能力还高。
4、其它结构的改进与发展趋势
传统的配电变压器都用于中性点绝缘的10kV系统中，故绕组的联结组都选Yyn0，这样，在高压侧装开关时（包括无激磁调压分接开关与有载调压分接开关）都位于中点侧，这样，开关结构简单易于制造。随着非线性负载的增长，卷铁芯结构的选用，绕组的联结组也在向 Dyn11过渡。
由于中性点绝缘的10kV系统中，过电压倍数较高，国内还在发展中点经小电阻接地的10kV电缆配电系统，过电压倍数有所下降，短路电流靠小电阻限制。在10kV中点经小电阻接地时，绕组的联结组可采用Ynyn0。这是联结组的发展趋势。
从整体结构上，最初是用管式散热装置，油箱上有储油柜，油箱中变压器油与外界空气是联通的，故变压器油要定期化验，有维护工作量。目前多数制造厂已过渡到采用膨胀式散热片，或波纹油箱结构，已取消储油柜，属全密封油箱结构。这样，变压器油不与外界空气接触，温度变化使油体积变化靠波纹胀缩补偿，或靠膨胀式散热器补偿，配电变压器可免维护。用户欢迎全密封结构的配电变压器，故包括非晶铁芯配电变压器在内，都发展为全密封结构。
过去配电变压器都安装在电线杆的平台上，离用户较远，故不考核噪声对环境的影响。目前，随着用电量的增加，配电变压器的安装地点更加接近居民区，噪声也成为考核的项目之一。故配电变压器除满足低损耗外，还要满足低噪声要求，故在配电变压器内都采取降噪声的结构与工艺措施。有人担心非晶铁芯能不能具有较低噪声。在相同磁密时，非晶的磁致伸缩是较硅钢片大，但非晶铁芯的工作磁密较低，在不同的工作磁密下，非晶铁芯噪声也不大，也可达到低噪声要求。
传统的配电变压器是靠装在变压器外的开关、熔断丝保护，新发展的组合式变压器（即基座式变压器，或称美式箱式变压器）已将负荷开关、熔断丝装于油箱内。此变压器还可用于环网供电系统中，低压侧还可分几路送电，并可装保护与计量装置。这样，低压配电线可更短，更加减少线路损耗。当我国城乡电网作电缆配电网改造时，箱变的结构是最理想的。另外，就目前由于非晶合金配电变压器的价格较高，推广使用的难度较大，将来，随着生产规模的扩大，引进生产技术的推广和产量的增加，价格下降已成定局，此类变压器也将有广泛的推广价值和节能潜力。
三、近年来国内外节能配电变压器几种类型的基本情况
1、卷铁心配电变压器（SC11型） 这种变压器早在60年代已为一些发达国家所采用，近年来也在我国逐渐推广（山东电力设备厂2年前开始生产）。卷铁心变压器有2个突出的优点：一是降低了变压器空载损耗。约10~25%，依变压器容量而变，降低空载电流，一般为叠片铁心的50%，二是变压器噪音水平显著降低，小型变压器可做到37~42dB, 减少对城镇噪音污染。淄博供电公司在变电站的站用电和部分地区已经使用，效果良好。其缺点是：对制造厂而言，铁心退火要求高，线圈绕制需要专用设备，需要考虑每个铁心框中含有的的三次谐波磁通；现场遇见铁心故障维修困难。
2、 单相配电变压器(D10型) 美国等世界多数国家早已在居民低压配电的单相三线制系统中使用单相配电变压器，对降低低压配电损耗意义重大，这方面已有较多论著。单相变压器多为柱上式，便于安装并靠近负荷中心，通常为少维护
的密封式。与同容量三相变压器相比，空载损耗和负载损耗都小，有效材料用量也少，同等档次的产品价格低20~30％。我国在个别地方试改制后颇受用户欢迎。省内山东电力设备厂已引进生产，我公司准备在博山安装试用。缺点是不能提供三相小负荷的电源，大量使用要考虑负荷对称。
3 、 非晶合金配电变压器 自1979年美国联信公司发明非晶片至今，在全世界范围作为样品研制和少量生产使用，非晶合金配电变压器的空载损耗比硅钢片的下降70~80%，但至今未全面推广使用的根本原因是价格较高。1998年上海置信公司引进了美国GE公司的非晶合金铁心变压器的制造技术，其生产的SH-M型非晶合金铁心密封式变压器额定容量在50~2,500kVA之间，空载损耗在34~700W之间，负载损耗在870~21,500W之间，空载电流在1.5~0.5%之间，短路阻抗在4~4.5%之间。我公司在路灯供电上开始使用。缺点是：非晶合金的饱和磁密低，1.3T，铁心一般较冷扎硅钢片重30%，又由于组成单相或三相五柱式，铁心还要增大，相应的铜材多，体积较大；目前的价格比较高。
4、干式配电变压器 由于结构简单、维护方便、防火阻燃、防尘等特点，被广泛应用在对安全运行有较高要求的场合。以前干式配电变压器用量较少，近年来发展很快，目前已占到配电变压器总量的3~5%，部分大城市已占到50%。一般干变分为两大类：环氧树脂干变和浸渍式干式变压器。
（1） 环氧树脂干式变压器 我国的干变制造技术主要来自欧洲大陆，环氧树脂式占主导地位，国产干变技术指标不断改善，原材料实现了国产化，成本和价格在不断降低，在国内取得了很大的发展。目前国内能生产最高电压35kV，最大容量20,000kVA的环氧树脂干式变压器。SC9型为干式新型节能变压器，损耗比老式产品大大降低，对比老SC8干式变压器，空载损耗平均降低87.52%，负载损耗平均降低10.27%, 对比S9油浸式空载损耗平均降低17.34%，负载损耗平均降低23.88%。另外变压器噪音水平也显著降低。我国和欧洲使用这一类型干式变压器较多。此结构已在我公司和一些企业大量使用。国内生产生产此类变压器的厂家已经很多，如潍坊沈潍、广东顺德、河南许继、济宁金乡等，济宁金乡是省内最早生产的厂家。缺点损害后可修复性不强，局放对工艺的要求高。 （2） 浸渍式干式变压器（或称做Nomex纸型） 是干式变压器应用最早的一种结构，发展为敞开式通风干式变压器，绕组层间、匝间绝缘采用聚脂纤维纸或聚芳胺合成纸（NOMEX纸）。这种结构的绕组经真空压力浸漆工艺处理后，有足够的承受短路能力。因为Nomex纸耐温等级为C级（220℃）是耐高温绝缘材料，具有阻燃、防潮及优良环保特性，允许长时间大负荷过载，运行可靠性较高。由于Nomex纸是美国杜邦公司的专利技术，所以在美国市场该类型产品占干式变压器的85%。H级干变也是在此基础上发展起来的；缺点是价格较高，国内尚未推广。
5、 箱式变压器 又称高低压预制式变电站, 又分为美式和欧式箱变，各有优缺点；大部分功能部件与变压器器身均浸入变压器箱内，由变压器制造厂生产。变电站靠近负荷中心，可降低线损，体积小、占地少，安装灵活，送电周期短，且对环境的适用性强，运行安全可靠，也属于节能配电变压器之列。我公司结合城网改造已经大量使用，部分用户也已开始选用，效果良好。缺点是其本身按一定的接线方式设计和制造，运行后改造和增容困难，二次配出较少，多回低压出线的不能满足要求。 6、三角形高效节能变压器问世 最新发明的三角形卷铁芯高效节能变压器突破了传统三相变压器的平面排列模式，采用三只同形半圆截面卷铁芯框组合成三相变压器铁芯，使三相铁芯磁路完全均衡，而且缩短了铁轭，芯柱填充系统高，铁芯
无接缝，并通过采用创新的专利技术攻克了不同铁芯之间磁力线不能自由沟通的难关，大大降低了磁阻，使其成为激磁电流特小，谐波含量低，空载损耗低，体积小，运行噪音小的高效节能低损耗变压器。经国家权威检测机构鉴定，其主要技术性能指标均处于国内同类产品领先地位。
该产品最大特点是空载电流和空载损耗比常规叠片式变压器大幅度下降。以容量为315kVA的变压器为例，空载电流下降92%，空载损耗下降46.8%，负载损耗下降7.5%，油箱体积减少1/4,重量减轻1/5；空载电流谐波减少80%，运行噪音降低13dB，是目前综合性能较好的高效节能变压器
7、配电变压器其它常见的型式：从绝缘介质分有充油变压器，SF6气体变压器，充硅油的变压器等，从结构上还有全密封变压器，箔绕变压器，地下配电变压器等等；不管它叫啥名称和是啥型号，我们选用的关键是看它的性能和指标，考虑所用的场所，因地制宜，满足使用要求；这就是通过我们探讨配电变压器的发展趋势所要得出的结论—配电变压器发展与应用的结论。
四、配电变压器发展与应用的结论
配电变压器的发展趋势应是：
1. 低损耗，尤其较低的空载损耗；突出节能的效果。 2. 低噪声，尤其空载噪声要低；满足环保要求。
3. 全密封，使变压器油不与外界空气接触，满足免维修要求；
4. 保护装置装入油箱中，小型化；减少配电变压器尺寸，便于现场的安装。 5. 能满足环网供电要求，低压侧能多路输出； 6. 无外露带电部分，使用安全。
7.体积小，重量轻；运行可靠，维护改造方便。
8.有优越的防火，抗震防灾性能，提高产品的适用范围。
9.具备较强的过载能力，满足其他设备故障状态下的应急需要。 10.进一步降低生产成本和销售价格，为更多的用户接受。
根据以上分析， 采用非晶铁芯的组合式配电变压器是理想的发展方向，另外，目前适合国内需求的产品是节能的S9型及S11型配电变压器。对有防火要求的场所而言，可采用环氧树脂绕注的干式配电变压器。
五、配电变压器使用中应注意的几个问题：
有了以上结论，结合我们的工作经验，也就不难理解和得到配电变压器使用中的注意问题，在这里仅谈要求，不展开论证，以后可以专题讨论；：
1、在选择配电变压器时，除充分考虑其性能外，容量的选择要恰当，要充分考虑负荷的大小，确保负荷利用率；容量选择太大，除购买的价格高，一次性投资大外，在运行过程中，固有的空载损耗也大。容量选择太小，除不能满足用电的要求外，负载损耗也往往偏高。
2、合理的确定采用的台数，这一般从安全性和经济性两个方面考虑；有大量一级负荷或虽为二级负荷但从保安角度需设置，在负荷波动大且间隔的时间长，可考虑选择一大一小的多台组合；供电可靠性要求高时应考虑备用变压器，当然这里还有场地等各个方面因素的影响。当动力和照明共用一台变压器，严重影响灯泡寿命或照明质量，应设专用照明变压器。
3、变压器经济运行，这是一个比较复杂的系统性题目，变压器在运行中的空载损耗等于负载损耗时，变压器的效率最高，这在实际中很难达到；在变压器运行时要考虑经济运行曲线和最佳经济运行曲线，一般变压器的负载率在
45%—75%时效率较高，各个方面比较经济；但不同容量和类型的变压器也是不一样的，需要甄别对待，可参照胡景生教授《变压器经济运行》做出计算和判断。
4、注意配电变压器的无功补偿；既不能过补，也不能欠补，一般要求配电变压器的实际功率因数要达到90%以上，电容器的投入要考虑其自身引起的损耗。通过合理的补偿，企业可以获得相当的节电效益，应该引起大家的重视；一是通过补偿可以提高功率因数，二是降低线损三是提高运行电压，。分组补偿，集中补偿，就地补偿。
5、选择和使用变压器要注意二次的输出电压，要充分考虑系统的电压情况，选择合适的变压比和分接开关的使用分头，满足客户对电压质量的要求。 6、加强配电变压器的运行维护，目前系统内采取配电设备无缺陷不检修的状态检修办法，但巡视检查的内容应该是科学的，如：不能过负荷长期运行，油位适中，温度指示正常，噪音合格等等，对此规程规定的的已经相当详细。 7、配电变压器使用中还有诸如：安全、文明生产、使用年限、投资效益回收，安装位置选择等多方面的问题，在此不再一一讨论。
第二章：电力变压器容量及型式选择与降损节能
1、引言：
能源是国民经济发展的命脉，关系到国计民生；电力做为一种使用方便的优质洁净能源，应用于国民经济的各个领域，与人民生活和工农业生产息息相关，是当今世界发展的核心能源；电力做为一种能源，有许多自身的特点，电能不能储存，生产、输送和使用同时完成；在发电、供电和用电的过程中，其自身的损耗巨大，约占总量的10%；根据统计2002年全国发电机装机容量3.53亿千瓦，发电量16540亿kWh，全国电力系统及配电网的线损率约为7.45%；预计2005年全社会用电量将达到2万亿kWh，可见，电力系统本身电网中能源消耗数量巨大；降低电力输配电系统线损对于节约能源，解决电力短缺，加速国民经济发展具有十分重要的意义。
电力变压器做为电力系统和广大企业用户广泛应用的电气设备，联络电网，把供电网络的电压转换为用电设备或装置直接使用的电压，在电力输送、分配和使用过程中发挥着核心关键作用；尽管电力变压器在能量转换过程中效率非常之高，现运行的电力变压器的效率一般都在99%以上，但由于它应用于国计民生的各个领域，遍布城乡各个角落，其数量多，容量巨大，本身又不是做功和能量消耗的主体，只是变化电能的参数，运行过程中的能量损耗也就非常客观。
电力系统为满足社会用电量和供电安全可靠性的要求，在变电站建设和增容等具体工作中，首要考虑的因素是根据变电站的供电负荷，选择变压器的容量及其性能参数（1）；容量选择过大，增加变压器本身和相关设备购置和安装、运行维护的投入，造成资金浪费；容量选择过小，不能满足供电的需求，使变压器过载运行，造成设备损坏，影响变电站对外安全可靠供电；变压器容量选择得当，不仅节约建设的一次性投资，而且能够有利于变压器的安全经济运行，减少运行、维护的费用；本文结合变压器检修运行的相关规程制度，结合作者现场工作的实际经验，提出变压器容量选择遵循的原则及其经济运行的条件和要求，对不同的方案进行经济技术和安全性比较，分析变压器容量选择所要考虑的因素，对供电负荷和变压器的容量确定进行综合效益分析。
2、电力变压器的经济运行问题简述
2、1关于电力变压器的经济运行
电力变压器经济运行是在确保电力变压器安全运行和满足对用户供电质量和可靠性的基础上，以良好的损耗参数为前提，合理选择变压器的容量，充分利用现有的设备条件，择优选取电力变压器的负载率和运行方式，以降低电力变压器本身的能量损耗，提高其电源侧的功率因数，实现降损节能的目标。用电负荷与电力变压器容量和型式的确定，关系到电力变压器经济运行；实施电力变压器经济运行与变压器的台数、容量和性能参数密切相关，是建立在确保安全可靠供电前提下的一项综合经济技术活动，贯穿电力变压器从设计选型、运行检修到退役的整个过程；在新建、扩建和电力变压器增容时，就要考虑其相关的因素和条
件；实施电力变压器经济运行，在电力变压器设计和选型时就应充分给予考虑。
2、2电力变压器实际应用中存在的问题
目前，国内供电系统和工矿企业，已经开始关注和重视能源节约，在电力变压器经济运行方面做了大量工作，1992年国家技术监督局颁布了《工矿企业电力变压器经济运行导则》，规定了用电单位电力变压器经济运行方式的选择、计算和管理要求；但在实际的运行管理中，仍然存在不合理的运行情况，造成了电能的巨大浪费，特别是电力部门，大多由于没有对运行的电力变压器针对负荷情况，进行系统的分析和动态的计算，仅凭以往旧系列高耗能变压器时代的传统观念，来选择电力变压器的型式和容量；确定变压器的负载率和运行方式，造成的电能损失就更大。电力变压器低效率运行主要表现在：公用变电所或用户配电室内，凡是一台变压器能承担的负载就不用两台运行；凡是小容量变压器能承担的负载就不选用大容量变压器；把变压器的负载率做为是否过轻载（大马拉小车）的标准，错误的认为变压器的负载率越高，变压器损失的电能就越小，效率也就越高；甚至，有些用户认为变压器是高效率设备，开展经济运行无潜力可挖，拒绝使用高性能参数的新系列电力变压器。
2、3电力变压器的损耗构成
电力变压器是借助于电磁感应，以相同的频率，在两个或多个绕组之间变换、交换电压和电流的一种电气设备，变压器的损耗分为空载损耗和负载损耗；空载损耗是变压器在额定电压下，铁心内由励磁电流引起磁通周期性变化时产生的损耗，仅与变压器的自身特性和运行电压有关，不随负载的高低而变化；负载损耗是变压器在额定负载运行时，一次、二次绕组流过额定电流，在绕组中产生的损耗，包括基本损耗和附加损耗两部分，基本损耗是绕组直流电阻引起的损耗，等于电流的平方与直流电阻的乘积，附加损耗包括由于漏磁场引起的集肤效应使导线的有效电阻变大而增加的损耗，多根导线并绕时的内部环流损耗，漏磁场在金属夹件、油箱壁处产生的涡流损耗等；负载损耗不仅与电力变压器自身特性有关，而且随
（1）
电力变压器负载的变化而变化。电力变压器有功损耗的理论计算公式：
（1）电力变压器的有功损耗：△P=P0+β2 PK
式中：△P电力变压器的有功功率损耗，
P0为电力变压器的空载损耗；
PK为电力变压器的额定负载损耗；
β为电力变压器的负载率；其中β=S/SN
S为电力变压器的实际运行负载； SN为电力变压器额定容量。
（2）电力变压器年有功电能损耗：△Ap=△P•T
T电力变压器全年实际运行小时数
由此可见：电力变压器的损耗不仅与自身的损耗参数有关，而且与变压器的容量和负载率密切相关。
3、不同型式电力变压器选择的损耗对比分析
电力变压器一直朝着更低损耗和更低噪音的方向发展，90年代后期，我国电力变压器行业发展速度较快，涌现了一大批新的产品和厂家。特别是近几年，由于受到城乡电网改造工程的拉动，选用的电力变压器也实现了由S7型向S9型等新系列型式节能变压器的转变，目前，配电电力变压器正逐步向采用损耗参数更低的11系列转变，电力变压器的损耗参数已得到了大幅度降低。
近几年，国内研制生产的S11系列电力变压器效率高，与S9变压器相比，在其它性能参数满足规程的前提下，空载损耗又下降30%以上，空载电流下降70%以上，损耗参数比较详见表1。
表1 S9和S11系列电力变压器损耗参数比较表
额定容量 kVA 30 50 80 100 160 200 250 315 400 500 空载损耗W S9 130 170 250 290 400 480 560 670 800 960 S11 100 140 180 210 280 330 400 400 570 680 负载损耗W S9 600 870 1250 1500 2200 2600 3050 3650 4300 5100 S11 空载电流% S9 2.1 2.0 1.8 1.6 1.4 1.3 1.2 1.1 1.0 1.0 S11 0.36 0.34 0.29 0.28 0.24 0.23 0.22 0.20 0.19 0.18 根据《工矿企业电力变压器经济运行导则》，下面就电力变压器的损耗参数进行经济计算分析，并以S11-200/10型式与S9和S7型式的同容量电力变压器进行比较，其实际主要技术参数对比，如表2。
表2 200KVA电力变压器损耗参数对比表
型 号 S11-200/10 S9-200/10 S7-200/10 空载损耗Po(kW) 0.32 0.48 0.538 负载损耗Pk(kW) 2.39 2.6 3.431 实际运行中，电力变压器的空载损耗等于负载损耗时，其电能的转换效率最高，故以上3种系列型式的200KVA电力变压器的最佳负载系数和最高效率分别为： β11=P0/Pk=36.6% ηβ9=β7=
P0/Pk=43% ηP0/Pk=39.6% η
11
=(β11*Sn-P0-β2
11 PK)/ β11*Sn =99.13%
11
=(β9*Sn-P0-β92 PK)/ β9*Sn =98.9%
11
=(β7*Sn-P0-β72 PK)/ β7*Sn =98.7%
由此可见，实际制造的新系列电力变压器，不仅空载损耗大幅度降低，而且负载损耗也有所下降，即使在最高效率下，新系列型式的电力变压器的效率也最高。
在电力企业和广大用户实际应用电力变压器中，其负载率往往很难在最佳状态运行，如下按80%负载率考虑，200KVA各系列型式的电力变压器年节电情况计算比较。
对11系列电力变压器有功损耗计算：△P=Po+βPk=0.32+0.8×2.39=1.8496kW 则11系列电力变压器年有功电能损耗：△Ap=△P•T=1.8496×8760=16200kWh 同理可得：9系列电力变压器年有功电能损耗△Ap=18780 kWh
7系列电力变压器年有功电能损耗△P=23950 kWh
2
2
可以看出：当变压器负载率β=0.8时，S11-200/10电力变压器比S9-200/10变压器年节约电量2580kWh，较S7-200/10电力变压器年节约电量7750kWh。如果平均按0.6元/kWh计算，年可节约的电费分别为1548元和4650元。目前，市场购买S11-200/10和S9-200/10及S7-200/10电力变压器的参考价格分别为24000元、22500元和21000元，和年节约电费比较，当年即可收回购买设备的投资差价。同时，由于11系列型式变压器采用全密封波纹油箱，取消了储油柜，加装了压力释放阀，外形美观，属于免维护产品。同时电力变压器油不与外界空气接触，减缓了绝缘材料的老化，其使用寿命比普通电力变压器要长的多；由于延长了变压器使用寿命，减少了运行维护费用，减少了变压器停电检修对生产经营的影响，因此其经济和社会效益十分客观。
4、同型式、不同运行方式的电力变压器损耗对比分析
4、1季节性负载变压器降低损耗的运行方式选择
某农业变电站，共110KV、35KV和10KV三个电压等级，正常负荷为11MW，在农灌时负荷达到50MW；变电站改造时，我们考虑正常负荷时变压器运行的时间长，每年300天左右，变压器的容量选择无须过大，同时又要满足农灌高负荷的需要，容量又不能太小，所以选择安装两台变压器的方式，变压器型式为SFSZ7—31500/110，变压器的额定容量比为：31500/31500/31500；变电站有两条110KV线路供电，正常运行方式为1条110KV线路主供，1台变压器运行，另一条线路单向备用电源自投，两台变压器的损耗性能参数如表1所示：
表1：变压器损耗的性能参数表
变压器名称 容量 （KVA） 空载损耗P0（KW） 31．8 负载损耗（KW） 高—中 高—低 中—低 乙变（2#） 31500 31．8 高—中 高—低 中—低 147．7 143．8- 121．7 146．9 143．4 119．32 甲变（1#） 31500 按GB/T13462《工矿企业电力变压器经济运行导则》，在此，仅考虑有功功率损耗，对变压器容量选择的经济性进行核算；由于，变压器三侧绕组容量相等，两台变压器的阻抗和变压比基本相同，为简化计算方法，采用稳态工程计算式（2）。计算1#变压器各侧额定负载损耗，分别为：高压侧PK1=( PK12+ PK13_PK23)/2=84.9KW，中压侧PK2= 62.8KW，低压侧PK3=58.85KW；计算2#变压器各侧额定负载损耗分别为：高压侧PK1= 85.49KW，PK2=60.14KW，PK3=57.91KW。
得出两台变压器一次侧绕组的最佳负载系数分别为：
ß1J=P10/(Pk1Pk2Pk3/Pk23) =50.1%
ß2J =P20/(Pk1Pk2pk3/Pk23) =52.7%
正常负载条件下，变压器实际运行的负载系数β=S/Sn=11000KVA/31500KVA=0.35%。 农灌时，变压器实际运行的负载系数β=S/（Sn1+ Sn2）=50000KVA/63000 KVA=79%。 相比较得出：正常负载和农灌时，在变压器实际运行的负载系数在其经济运行负载区域
范围内。
我们曾进一步用计算机软件，对变压器的经济运行的特性进行分析计算，得出变压器并列运行和单台变压器分别运行时的损耗特性曲线，发现负荷在0～18986KVA时1#变压器运行经济；负荷在18986～63000KVA时，两台变压器同时运行经济。具体分析比较如下： 正常方式下，单台变压器运行的负载系数β= 35%
甲变压器运行时有功损耗⊿P1= P01+β2PK1=31.8KW+β284.9KW=42.2 KW。 甲变压器效率η=（PK1-⊿P1）/PK1=99.6%。
22
乙变压器运行时有功损耗⊿P2= P02+βPK2=31.8KW+β85.49KW=42.3KW。
乙变压器效率η=99.6%。
两台变压器都运行时有功损耗⊿P= P02+ P02+（β/2）（PK1+PK2）=68.8 KW。 变压器效率η=99.37%。
可以看出，正常方式下，甲变压器运行，较乙变压器和两台变压器同时运行的总功率损耗都低，也即变压器的综合效率高。
农灌时两台变压器必须同时运行，变压器运行的负载系数β= 79%。 两台变压器都运行时有功损耗⊿P= P02+ P02+β2（PK1+PK2）= 170KW。
变压器效率η=99.66%。 由以上计算分析可以看出，在该供电区域内，我们选择两台31500KVA的变压器能够满足11MW——50.1MW负荷变化的需求，正常负荷时，可以仅选择1#变压器运行，农灌时选择两台变压器并列运行，且都在变压器的最佳经济运行区域内，符合GB/T13462《工矿企业电力变压器经济运行导则》的要求。 4、2 稳定负载变压器降低损耗的运行方式选择
某变电站地处负荷中心地段，区域内的用电负荷稳定，基本在35000KW左右，且全部为一、二类负载，为此，我们选择两台双绕组、型式为SFZ7—40000/110的变压器，变电站110KV电源侧双回线路供电；考虑供电的安全可靠和电网的经济运行，110KV线路一主一备，装设无压自投装置，即一条线路故障掉闸，另一条线路自动投入；两台变压器并列运行，10KV负荷侧单母线分段，投分段开关保护。两台变压器损耗的性能参数如表2： 表2：变压器损耗的性能参数表 变压器名容量 空载损耗P0称 （KVA） （KW） 34．6 42．2 136.5 145.3 甲变（1#） 40000 乙变（2#） 40000 负载损耗（KW） 2
按GB/T13462《工矿企业电力变压器经济运行导则》，对变压器容量选择的经济性进行核算；得出变压器的最佳负载系数分别为：
ß1=P01/PK1=50.3%。
ß2 =P02/PK2==53.9%。
两台变压器实际运行的负载系数β=S/Sn=17500KVA/40000KVA=43.8%，接近最佳经济运行点，在变压器的经济负载区域范围内。两台变压器运行损耗分别为：
⊿P1= P01+βPK1=34.6KW+β136.5KW=67.8KW。 ⊿P2= P02+βPK2=42.2KW+β145.3KW=70.1KW。
可见，两台变压器的总损耗⊿P=⊿P1+⊿P2=137.9 KW。 甲变压器的损耗特性优于乙变压器，两台变压器的效率为：
η=（PK-⊿P）/PK=99.61%。
若正常安排一台变压器带全部负荷，变压器的实际负载系数为：
2
2
2
2
β=S/Sn=35000KVA/40000KVA=87.5%。
两台变压器分别运行时的功率损耗为：
22
⊿P1= P01+βPK1=34.6KW+β136.5KW=139.1KW。
⊿P2= P02+β2PK2=42.2KW+β2145.3KW=153.4KW。
皆高于两台变压器并列运行时的综合损耗137.9 KW。
由以上计算分析可以看出，我们选择两台SFZ7—40000KVA的变压器，在并列运行时变压器处在经济运行区域内，符合GB/T13462《工矿企业电力变压器经济运行导则》的要求；且当一台变压器故障或正常停电检修时，另一台变压器能够承担正常供电任务，满足供电企业安全可靠供电的基本要求。
5、同型式、不同容量选择的电力变压器损耗对比分析
某变电站地处负荷中心地段，87年建设并投入运行；随着近几年国民经济的快速发展，目前，区域内的用电负荷稳定在60000KW左右，最高时可达65000KW，所带负荷全部为一、二类负载，原为两台双绕组、型式为SFZ7—40000/110的变压器承担供电任务，两台变压器损耗的性能参数如表3；当一台变压器停电检修或故障时，约有5000 KW的负荷能够通过10KV的线路调至临近的变电站供电，有10000KW和更多的负荷变电站不能供出，需要对用户停电，影响电业部门的效益和服务；为此，在周围再建设新变电站困难的前提条件下，决定对变电站进行扩建或增容改造，考虑了两种方案，一是把两台变压器更换为容量为63000KVA的变压器，再是扩建新间隔，增加一台40000KVA的变压器，对两种方案进行论证比较分析。
表3：变压器损耗的性能参数表
变压器名称 甲变（1#） 乙变（2#） 拟新增3# 拟更换 容量 （KVA） 40000 40000 40000 空载损耗 P0（KW） 35．65 35．63 35．63 负载损耗 PK（KW） 134.52 134.73 134.73 63000 *60 *260 表中*的数据为参照GB/T6451《三相油浸电力变压器技术参数和要求》给出的标准数据。 原两台变压器运行，若负载为60000KW时变压器的负载系数
β=S/Sn=60000KVA/80000KVA=75%。 两台变压器并列运行时的有功损耗分别为：
⊿P1= P01+β2PK1=35.65KW+β2134.52KW=111.3KW。 ⊿P2= P02+β2PK2=35.63KW+β2134.73KW=111.4KW。
总损耗功率⊿P=⊿P1+⊿P2=222.7KW。
若增加第三台变压器，则变压器的负载系数
β=S/Sn=600000KVA/120000KVA=50%。
三台变压器并列运行时的有功损耗分别为：
⊿P1= P01+β2PK1=35.65KW+β2134.52KW=69.3KW。
⊿P2= ⊿P3= P02+β2PK2=35.63KW+β2134.73KW=69.3KW。
总损耗功率⊿P=⊿P1+⊿P2+⊿P3=207.9KW。
可见，3台变压器运行较两台运行每年节约电能
A=T×⊿P=8760h×（222.7-207.9）KW=129648KW h。
若更换为两台SFZ7—63000/110的变压器运行；
其负载系数β=S/Sn=60000KVA/126000KVA=47.6%。
两台变压器并列运行时的有功损耗分别为：
⊿P1=⊿P2= P0+β2PK=60KW+β2260KW=119KW。
总功率损耗⊿P=⊿P1+⊿P2=238KW。
若单台SFZ7—63000/110的变压器运行
其负载系数β=S/Sn=60000KVA/63000KVA=95.2%。 变压器的有功损耗为：
⊿P1=⊿P2= P0+βPK=60KW+β260KW=295.8KW，高于两台变压器并列运行时的功率损耗。
可见3台SFZ7—40000/110变压器运行较两台SFZ7—63000/110KVA运行每年节约电能
A=T×⊿P=8760h×（238-207.9）KW=263676KW h。 可见3台SFZ7—40000/110变压器运行较一台SFZ7—63000/110KVA运行每年节约电能
A=T×⊿P=8760h×（295 .8-207.9）KW=770000KW h
节约电能产生的经济效益十分客观。
由此，可以看出若更换为SFZ7—63000/110KVA的变压器，不管是单台运行还是两台变压器并列运行，其功率损耗均高于两台或三台SFZ7—40000/110的变压器并列运行时的功率损耗，从损耗角度增加一台SFZ7—40000/110的变压器显然优于两台变压器增容。从设备投资角度，购置两台SFZ7—63000KVA/110的变压器和购置一台SFZ77—40000/110的变压器及其配套装置的费用基本相同；安装和设施改造的费用基本相同；但从实施的过程看，若更换为两台SFZ7—63000KVA/110的变压器，原变压器需要退出运行10天左右，影响对外供电，对社会造成不良影响，违背电力企业安全连续向用户供电的原则。从变压器增容看，后方案仅少增容量6000KVA，对整个变电站的供电能力影响不大；考虑该地区负荷自然增长和现阶段运行最大负荷，从运行方式的灵活性看，若更换为两台SFZ7—63000KVA/110的变压器，在一台变压器停电检修或故障状态下，仍然可能对外负荷不能全部供出，影响对用户的供电，若增加一台SFZ7—40000/110的变压器，在一台变压器停电检修或故障状态下，可以由两台变压器运行，保障不影响变电站正常对外供电。
由以上计算分析可以看出，我们选择了增加一台SFZ7—40000KVA变压器的增容方案，在改造投资基本不变的前提下，做到了安全性和经济性的双重兼顾；符合GB/T13462《工矿企业电力变压器经济运行导则》的要求；且当一台变压器故障或正常停电检修时，另两台变压器能够承担正常供电任务，满足供电企业安全可靠供电的基本要求 。 6、电力变压器容量和型式选择遵循的原则
电力变压器容量和台数是影响配电网结构、用电安全可靠性和经济性的重要因素，而容量大小的选择往往取决于区域负荷的现状和增长速度，取决于周围上一级电网或电厂提供负载的能力，取决于与之相联结的配电装置技术和性能指标，取决于负荷本身的性质和对用电可靠性要求的高低，取决于电力变压器单位容量造价、系统短路容量和运输安装条件等等，新建扩建和电力变压器增容时的台数和型式容量的选择，国内尚无明确的规定，一般根据常规经验和个人的观点来进行；结合本文的分析论证，作者认为一般应考虑如下因素：
（1）电力变压器额定容量，应能满足用电区域内高峰负荷的需要，即满足全部用电设备总计算负荷的需要，避免电力变压器长期处于过负荷状态运行（3）。新建电力变压器容量应满足5年规划负荷的需要，防止不必要的扩建和增容。
（2）对于用电区域内有重要用户的配电室或开闭所，应考虑一台电力变压器在故障或停电检修状态下，其它电力变压器在计及过负荷能力后的允许时间内，保证用户的一级和二级负荷不受影响；对一般负荷，任何一台电力变压器停运，应能保证全部负荷的70—80%的用电设备不受影响。
（3）由于在一定范围内，大容量电力变压器单位容量造价低，在高负荷密度用电区域建设大容量配电室能够节省投资，容量越大，效果就越明显；但为保证供电运行方式灵活，应考虑采用多台电力变压器，单台电力变压器容量的选择不宜过大和过小，要预留负荷发展而扩建的可能，实现电力变压器容量由小到大，电力变压器的台数由多到少，但要控制低压线路
2
2
的供电半径，防止线损增加。
（4）为保证配电室运行方式灵活可靠，减少和方便备用容量储备，便于与相联结配电装置的配合，便于检修维护，达到整体规范统一，选择电力变压器型式和容量的种类应尽量减少，一般不超过两种。
（5）在一定容量范围内，容量增大，配变变损降低，但节约的电费可能难以补偿投资费用的增加，所以电力变压器容量的选择要考虑电力变压器及其配套装置的一次性投资，执行国家降损节能政策，必要时，要进行经济运行方式和投资汇报率的计算分析。
（6）由于供电企业要求城区供电满足N—1的可靠性准则，电力变压器容量的选择又不同于一般企业，除符合上述条件外，要考虑事故和检修状态下，减少供电引起的经济损失和对社会的影响，应满足一台电力变压器停电后，部分负荷调至周围配电室，不影响对全部用电设备的正常用电需求。
（7）考虑电力变压器经济运行，要建立在安全可靠供电的前提条件下，必要时，备用电力变压器应有可靠的自动投入装置相配套，保证在相临电力变压器不能运行时自动投入运行，确保不中断正常供电。
（8）新上的电力变压器应尽量选择损耗参数良好的新型式的电力变压器，这样，虽然短期增加了购买设备的投资，但由于节能电力变压器能够节约能源，减少电量损耗，减少无功设备投入费用（4），多投资部分靠节约电量的电费，短时期内即可收回。
（9）由于新型式的电力变压器最佳经济负载率较低，对昼夜或季节性负荷变化大的用电设备负载，尽量选择空载损耗低的电力变压器，减少电能损失。
7、 变压器容量选择的几点体会和注意事项
变压器容量选择是一项系统性的工作，要考虑诸如：满足《电力变压器运行规程》，符合《工矿企业电力变压器经济运行导则》，满足安全连续供电的需求，方便设备的管理和运行维护，与相联结的设备配套，减少一次性的建设、改造投资等等；结合以上实例分析和现场实际经验，作者认为应从以下几个方面做好工作：
（1）兼顾经济运行和安全可靠供电，投产初期变压器的负载率尽量接近最佳经济运行负载系数；当今，由于变压器制造技术水平的不断提高，变压器的效率较高，变压器的空载损耗得到大幅度降低，所以变压器的最佳经济运行负载系数也就较抵，也就为今后供电区域负荷增长保留了足够的容量裕度。
（2）遵循变压器容量选择的基本原则，尽量满足变电站及变压器的经济运行的条件和要求；特别是随着电力企业和供电用户对供电可靠性指标要求的不断提高，负载集中地区，要尽量采用两台或多台变压器供电的运行方式，防止一台变压器故障或停电正常检修或某个单元元件损坏，影响对外正常供电。
（3）变压器容量选择要因地制宜，既要考虑一次性投资的节约，又要和变压器长期运行中的功率损耗结合起来，同时要重视安全供电；可以考虑多电压等级的多种供电方式，进行比较分析，对选定的方案要进行综合效益的计算分析，防止重复投资造成资金浪费。 （4）对改造增容的变电站，要求实施时可操作性要强；除考虑上述因素外，还应考虑改造施工的安全、方便；考虑增容更换变压器长期停电时，对供电用户和社会可能带来的不良影响；考虑原场地是否足够，能否增加新的配电装置，原设备基础是否满足新设备安装的要求等等。
（5）近几年，变压器制造业发展迅速，市场能够提供众多系列多品种的各类变压器，为我们选择和使用变压器提供了较多的选择空间，在选择时，除考虑价格因素外，要重视变压器的制造和运行质量，重视变压器经济运行的技术参数，重视性能价格比较，方便长期的运行和维护检修。
（6）本文着重介绍大型变压器的变电站供电负荷与容量选择的关系和注意事项，同样适合于公用电力变压器的配、变电室。
结束语
变电站供电负荷与变压器的容量选择关系密切，是一项关系供电企业安全和效益的综合性工作，需要认真执行《电力变压器运行规程》等相关规程制度，以《工矿企业电力变压器经济运行导则》为依据，进行周密的计算分析，综合供电区域内的各类因素，发挥变压器良好的节能技术指标，达到供电负荷与变压器容量的优化和统一。
第三章：变电所用配电变压器容量选择的安全经济分析
摘要：通过介绍220kV变电所用配电变压器运行中的实际问题，针对现场安全运行需要，结合规程制度分析所用变容量选择过大的原因，并进行安全经济的对比分析，探讨所用变选型和实际运行的注意事项，提出所用变运行管理中的节能建议。
关键词：变电所；所用变；容量选择；安全经济；分析
中图分类号：TM451 文献标示码：B
1、前言
变电所用配电变压器（以下简称所用变）是将变电所的10kV或35kV的高电压转化为400V的低电压，用做变电所通讯信号、自动装置、日常照明、检修试验、设备冷却、设备加热去潮等各类动力的电源；近几年，随着国民经济的快速发展，电力建设的步伐不断加快，变电所的数量急剧增加，而承担变电所自身用电的所用变的数量也随之大幅度增加，通过所用变消耗的电量就非常客观，根据现场实际情况一般一个220kV变电所一年消耗的电能在50万千瓦时以上，一个110kV变电所一年消耗的电能在10万千瓦时左右，占电力系统内部线损较大的比例；而所用变容量和型式选择不当、负载分配不均匀、运行不合理等原因，能够造成电能的不必要浪费和建设投资的增加，影响变电所的安全运行；本文结合作者多年来变电所运行管理的经验，分析现场所用变使用中存在的问题，按照规程和变电所安全运行的要求，论述变电所所用变容量选择的原则，提出所用变的选择在挖潜节约电能方面的一些基本看法，对变电所运行管理中的节能进行有益探讨，以之指导变电所建设和改造过程中所用变的选用。
2、所用变容量选择过大的原因分析
按DL/T5155—2002《220kV—500kV变电所所用电设计技术规程》规定，220kV变电所宜从主变压器的低压侧分别引两台容量相同，可互为备用，分列运行的所用变，每台所用变的容量应按承担全所负荷计算选择；规程推荐变电所用配电变压器容量选择采用换算系数法，即：所用变的容量P≧K1•P1+P2+P3； P1、P2， P3分别为动力、电热和照明负荷之和[1] ，K1为动力负荷换算系数，一般取0.85；所用变应选择高可靠性、低损耗、节能型产品，做到安全可靠、经济适用、符合国情；但是，目前在变电所实际设计选择所用变容量的过程中，存在观念保守，对所需负载调查研究不深入，缺少必要的计算分析，沿袭传统的习惯和做法，致使所用变的容量选择过大，造成基建投资加大，运行损耗和维护工作量增加；分析其原因，作者认为主要表现在以下几个方面。
2．1随着电气设备制造技术的提高，保证设备可靠运行所需要的功耗在逐步降低，如：一台电压等级为220KV，容量为120000—150000kVA的强油循环电力变压器，90年以前的老系列产品，需要10组以上的冷却器，以保持主变压器在允许的温度下运行，而电机和油泵的功率达到45kW，而现在同容量的节能型变压器，随着冷却装置效率的提高，冷却器仅需要3—4组，冷却功率为22kW左右；就是每台断路器或隔离开关的电机功率，也由1—2 kW
降至几百瓦；如此，再套用原来同规模变电所的习惯选择所用变，势必造成容量选择过大。 2．2随着设备制造质量的提高，设备运行的安全可靠性更加满足运行需求，变电所内检修的工作量在不断减少，特别是一些供电企业开展变电设备状态检修后，检修试验周期在不断延长，检修动力用电也在大幅度减少，除主变压器现场大修需要热油干燥等复杂工作外，正常的检测和维护设备的功率一般较小，变电所每台所用变都留有100kVA甚至更大的检修动力容量，也是目前所用变容量过大的重要因素之一。
2．3目前200kV及以下变电所大都按照无人值班运行，使变电所的正常负荷有所下降，一是照明和办公用电减少，除设备巡视短时需要开启电灯外，正常照明保持在关闭状态。二是生活用电减少，变电所内的冰箱、电炉、电磁灶等用电设备不再使用。三是取暖和制冷设备的负载减少，除保持设备运行环境温度的电热和制冷负荷外，值班用的空调和制热设备可以停运。现场运行的实际也表明，无人值班变电所的全年用电量较有人值班时明显下降。 2．4随着设备性能和集成化水平的提高，同规模变电所的设备数量减少，新建变电所的占地规模得到有效控制，附属设施不断简化，八九十年代一个普通220kV变电所大都采用旁路母线结构，占地都在数十亩以上，而现在变电所接线方式简化，采用中置开关柜、组合电器等，占地基本控制在十余亩以内，综合建筑面积大幅度减少，辅助建筑、站外道路等照明用电负载达到可以不计入的状态，但此因素往往被设计人员忽略。
2．5随着变电所综合自动化装置的普遍应用，变电所中央控制盘表取消，微机控制、微机保护等装置的负荷也在减小，变电所综合用电量大幅度下降，设计计算所用变容量时有时也被忽略。
某供电公司2005年度部分220kV变电所所用变实际运行的最高负载、容量和用电量情况，如表一；对比分析，就不难发现，按传统的观念进行估算的所用变容量，普遍存在裕度过大，容量偏高，负载率严重过低的问题。就是《220kV—500kV变电所所用电设计技术规
[1]
程》编写人员，在全国的实例调查中也未发现所用变选择有容量偏小的情况发生。
表一：2005年某供电公司220kV部分变电所所用变配置及负载情况一览表：
序号 1 2 3 4 5 6 7 所用变型式及台数 2*SC8—250/35 2*SCB8-400/10 2*S7-250/35 2*S7-250/10 2*S7-500/35 2*SC8-400/35 2*SCB-315/38.5 2*150MVA变压器 变电所建设的规模 最高负载(kWh) 115.7 年用电量(万kWh) 69.3 操作队所在地，SCF—200/10外来所用变一台 2*150MVA变压器 2*150MVA变压器 2*120MVA变压器 2*150MVA变压器 2*150MVA变压器 120和150MVA变压器各一台 86 81.9 120 125 76 80.6 58.19 52.44 77.45 67.81 53.26 54.77 SL2-400/10.5外来所用变一台 S7-250/10外来所用变一台 操作队所在地 操作队所在地 SC3—400/10外来所用变一台 备注 3、实例分析所用变不同容量的经济效益 表一中的某变电所两台型式为SFSPZ7—150000/220的主变压器，选用两台型式为S7—
500/35的所用变，15人的操作队在该所值班和办公，两台所用变实际运行中每月及年度的电量损耗如表二。
表二：1#、2#所用变实际电量损耗表（单位：kWh）
月份 编号 1# 2# 2.17 1.04 2.89 4.58 0.85 1.31 4.74 3.56 3.58 0.70 3.2 0.54 3.81 3.52 0.63 0.77 3.02 2.95 3.2 4.63 38.55
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 合计 0.35 0.72 1.38 2.78 19.36
计算可得：两台所用变年度平均负荷分别为45.26kW和24.36kW，实际运行的负荷率分别为7%和4%，即使全部负荷加在一台所用变上，其负荷率也不过为11%；若取所用变的实际功率因数为0.8，在二月份最高负荷时，其平均负载率分别为10%和15%，全部负载加在一台变压器上的负载率为也仅为25%。
从以上负荷分析可以得出，即使不考虑所用变本身的过载能力，选择S9—200/35或S9—160/35的变压器也能够满足变电所运行要求，若用之替换S7—500/35的现用所用变，按上述月度最高负荷计算，一台所用变带全部负荷的负荷率也仅为50%和64%，每台仍有60—100kVA的容量裕度，正常两台同时运行的裕度就更大，可以满足复杂检修用负荷的供
[2]
出，符合规程制度的相关要求，这样不仅可以节省所用变容量减少及相关配套设备带来的一次性投资，即使所用变运行的自身损耗也会大幅度降低。
以下参照2005年度该变电所70万kW的用电量，按两台所用变带相同的负荷，比较三种不同容量所用变的运行损耗，所用变损耗参数及正常运行的平均负荷率如表三。
表三：三种不同容量所用变损耗参数及平均负荷率 变压器型式 S7—500/35 S9—200/35 S9—160/35 空载损耗P0（KW） 负载损耗PK（KW） 按年度平均负荷率β（%） 1.08 0.48 0.41 7.7 3.7 3.15 7.5 19 24 为简化计算方法，忽略功率因数影响，采用稳态工程计算式[3]，估算三种容量的所用变运行的年度自身损耗电量分别为：
⊿W1=2*8760⊿P1= 2*8760（P01+β12PK1）=2*8760（1.08KW+β127.7kW）=19560kWh。
⊿W2=2*8760⊿P2= 2*8760（P02+β2PK2）=2*8760（0.48KW+β23.7kW）=9420kWh。 ⊿W3=2*8760⊿P3= 2*8760（P03+β3PK3）=2*8760（0.41KW+β33.15kW）=7215kWh。 其中：⊿W1、⊿W2、⊿W3分别为三种所用变年度运行的自身电量损耗
⊿P1、⊿P2、⊿P3分别为三种所用变按年度计算的平均负荷功率
可见，不同容量的所用变每年自身损耗的电量不同，用S9—200/35或S9—160/35型替代S7—500/35型，在不考虑两台所用变负荷不均匀增加损耗的前提下，每年节约电量都能在一万千瓦时以上，再考虑所用变容量减少，引起的设备购置及配套设备节约的费用，综合效益非常客观。
2
2
2
2
4、所用变容量选择及运行管理的体会和建议
所用变容量的选择得当，能够优化工程建设造价，节约所用变及相关设备购置费用，减少所用变运行中的电量损耗，相反，若容量选择过小，将因小失大，影响变电所的安全运行，是一项重要的经济技术工作，必须认真分析变电所用电的具体情况；同时，所用变容量一旦确定，应合理两台所用变的运行方式，对于保证安全经济运行，降低所用变自身损耗，减少运行费用十分重要，根据以上分析和多年的运行经验，作者认为具体应从以下几个方面做好工作。
（1）运行规程规定变电所必须有可靠的动力电源，以保障其安全可靠运行；为此，所用变不允许二次并列运行，两台所用变除检修维护外必须同时分列运行；由于变电所自身用电节约会带来显著效益，在实际运行管理中两台容量相同所用变的负荷应尽量分配均匀，以减少自身的电能损耗。
（2）所用变容量的选择首先必须以变电所安全运行为前提，做到安全可靠，并留有足够的裕度；同时又必须按照规程要求，对变电所设备运行所需负载进行分析计算，无人值班和有操作队驻守的变电所应区别对待，防止单一按传统的估算方法，致使所用变容量选择过大，造成不必要的建设投资和运行损耗。
（3）考虑大型检修工作的方便，两台所用变的容量可针对具体情况，探讨一大一小两种型式；容量大者，考虑大型检修用电的负荷需求，增加约80KW的容量裕度；容量小者也必须满足变电所正常运行的全部负载需求，其容量尽量接近经济运行点；这样可以保证变电所
在无检修的运行时间里，所用变接近经济运行曲线运行，减少自身的功率消耗。
（4）运行管理单位应该对已运行变电所所用变的容量，结合目前实际运行所需的负荷情况，进行重新调查核对，对容量偏大、损耗参数不良的老旧高耗能所用变实施更新改造，更新所用变的费用一般在2-3年内即可收回，以达到长期降损节能的效果。
（5）随着供电企业变电所个数的增加和状态检修工作的进一步开展，对变电所检修电源可以考虑统一配备的方式；即所用变容量的选择执行《工矿企业电力变压器经济运行导则》，不再考虑临时检修电源的容量，在需要大型检修动力时，由临时接入统一配备的配电变压器或发电车提供；这样可以使长期运行的所用变处在经济运行状态，体现多变电所管理的规模节能效益。
（6）近几年，变压器制造业发展迅速，市场能够提供众多系列多品种的各类配电变压器，为我们选择和使用所用变提供了较多的选择空间，在选择时，除考虑价格因素外，更要重视所用变的制造和运行质量，重视变压器经济运行的技术参数，重视性能价格比较，以方便长期的运行和维护检修。
5、结束语
所用变容量的选择是一项重要的经济技术工作，需要针对不同变电所安全运行的实际需求，进行详细的调查分析，做到安全和效益共同兼顾，防止容量选择不当，造成建设投资和长期运行损耗的费用增加；所用变的经济运行影响变电所众多的供电企业的效益，需要进行一些有益的尝试。
6、参考文献：
（1） DL/T5155——2002《220KV—500KV变电所所用电设计技术规程》 （2） GB/T15164—94《油浸式电力变压器负载导则》
（3） GB/T13462—92《工矿企业电力变压器经济运行导则》
第二部分：电力变压器运行中的一些温度异常现象与现场处理
1、 概述
电力变压器做为电力系统和广大企业用户广泛应用的电气设备，在电力输送、分配和使用过程中发挥着核心关键作用；在实际运行过程中，由于各线圈电流的流动和电磁场的存在，会产生电能损耗，主要是负载损耗、空载损耗和附加损耗，虽然变压器的效率非常之高，现运行的电力变压器的效率一般都在99%以上，但由于转换的功率巨大，产生的损耗也就非常客观，大型电力变压器往往可以达到数十到几百千瓦，这些损耗都将转换成热能向外扩散；这些热能以传导、对流和辐射的形式，在变压器的铁心、线圈、金属夹件及变压器油、变压器外壳及其本体周围空气中传递，使各部位的温度不同程度升高，变压器各部位温度的高低与其结构特点、电气性能、运行电压、负载、环境温度、冷却散热方式等密切相关，正常变压器的温升被控制在一定的范围之内。
为减少过高温度对变压器绝缘材料的影响，实现变压器的预期设计寿命，保证变压器安全可靠运行，国家相关标准规定了变压器绕组、铁心以及电力变压器油的温升极限，变压器制造厂也给出设备运行的温度负载曲线以指导用户的运行；但，在变压器的实际运行中，由于受设计制造工艺质量，运输、安装和运行维护等原因的影响，或变压器本身存在缺陷运行；或受外部气象环境影响，受变压器自身散热条件的限制，受用电环境和电网设备限制，以及电力变压器出现过负载运行等等，变压器的温度也会发生异常，影响变压器的安全运行；变压器运行温度异常在其各类故障中占相当的比例，发生原因和表现的位置和特征各式各样，给现场处理和查找带来一定的难度；变压器运行中的一些温度异常，是一个恶性循环的过程，既增加变压器损耗，造成能源不必要的浪费，又损坏内部绝缘，危及变压器的安全可靠运行，影响正常供电。本文介绍电力变压器运行温度控制的要求，变压器一些温度异常的常见表现特征，进行初步原因分析；并结合多年来发生、判断和处理变压器温度异常故障的几起实例，对温度异常的原因和现场处理过程进行叙述、分析和论证，提出电力变压器温度异常的检测方法与预防措施。
2、电力变压器运行温度的控制要求
众所周知，良好的电气绝缘性能是电力变压器安全运行的重要条件，变压器内部绝缘主要是靠变压器油、绝缘纸板和电缆纸等作为绝缘介质；变压器油做为冷却和绝缘的介质，长期在高温热作用下会加速氧化和裂解，生成稳定氧化物和有机酸，造成变压器油酸价增加，tɡσ增大，粘度增加，甚至析出油泥和水分，影响其绝缘和散热水平，同时还会产生可燃性气体，引起瓦斯继电器发信和动作；绝缘纸板和电缆纸等绝缘材料长期在热作用下会丧失弹性、变的松脆，丧失机械强度，从而丧失电气强度。为此，国家标准GB1094.2—1996《电力变压器 》规定，变压器运行环境温度最高+400C，最热月平均温度+300C，最高年平均温度+200C，油浸式变压器在连续额定容量下顶层油温温升极限为60K（油与大气直接接触的变压器为55K），绕组平均温升极限为65K，温升极限不允许有正偏差；对于铁心、绕组外
部的电气连接线或油箱中的结构件，不规定温升极限，但仍要求温度不能过高，通常不超过80K，以免使与其相临的部件受到热损坏或使变压器油过度老化。而国家标准GB/T15164《油
（6）
侵式电力变压器负载导则》规定了电力变压器超铭牌负载时电流和温度的限制，主要是因为变压器超铭牌容量运行时，通过变压器绕组的电流增大，负载损耗增大，导电体及其相临部件的温度快速升高；铁心外漏磁通密度增加，附加损耗增大，使与此漏磁通相耦合的金属部件由于涡流而发热；主磁通与增加的漏磁通一起，使铁心的过励磁能力受到限制，铁损增加而发热；套管、分接开关、电缆终端连接和电流互感器等也将受到较高的热应力，从而使其结构和安全裕度受到影响；超额定铭牌出力的综合效应将使电力变压器有机绝缘材料高速裂化，电气绝缘性能下降；变压器机械特性暂时变劣，使短路强度降低；变压器的密封橡胶垫在高温下可能变脆，引起渗漏油；分接开关接触电阻可能增大，使接触点过热，若变换分接，将无法切断电流，甚至烧毁；热点温度突然升高到140—1600C时，在绝缘纸中可能会产生气泡，引起电力变压器绝缘强度下降；同时，温度过高，电力变压器油等各种材料均因过热而高度膨胀，使储油柜中的变压器油外溢、本体压力释放装置动作而喷油等等。因此，电力变压器不管是在何种状态下运行，温度监测和控制非常重要，必须按规程规定的温度运行。
3、电力变压器一些温度异常的原因
运行中的电力变压器在负荷和散热条件、环境温度都不变的情况下，较原来同条件时的温度高，并有不断升高的趋势，或超极限负荷引起温度升高，都是变压器的温度异常，电力变压器温度通常靠测量上层油温获得，与变压器自身性能和外部散热环境密切相关，引起温度异常升高的原因有：导电回路故障，如：变压器绕组匝间、层间短路，线圈接头焊接不良，分接开关接触不良等；电磁回路故障，如：变压器铁心多点接地引起局部短路，严重漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热；长期过负荷运行，事故过负荷；散热条件恶化等等；运行时若发现变压器温度异常，应先经过认真分析，查明原因后，再采取相应的措施予以排除，把温度降下来，如果是电力变压器内部故障引起温度异常，应停止运行，进行检查和检修。 3、1绕组的绝缘损坏引起过热
运行中的电力变压器，不管是绕组自身的层间绝缘、匝间绝缘，还是绕组及引线对各类金属件的绝缘一旦损坏，就会出现绕组短路，相当于所在相的线圈匝数减少，在该绕组内部就会形成一个闭合的电流环，通过强大的短路电流，产生附加损耗和热量，这不仅引起电力变压器温度异常升高，而且三相电压输出不平衡，运行噪音增大；停电测量短路绕组的直流电阻变小，三相直流电阻不平衡。引起绕组短路的原因很多，一是导线质量差，有漏铜现象，或线圈绕制、压装工艺不当，或金属异物进入等损伤导线绝缘；二是运行中绝缘自然老化或受局部高温裂化，丧失绝缘性能；三是在近距离出口短路电动力的作用下，线匝位移，造成绝缘磨损而引起短路。
3、2导电回路故障引起过热
若电力变压器的分接接触或接头焊接不良，相当于减小了导电回路的载流截面，增大了局部电阻，当正常电流通过时产生损耗，损耗功率P=I2R，造成接头处的温度严重过热，
过热又使触头的氧化腐蚀和机械变形加重，接触压力减小，接触电阻进一步增大，形成恶性循环，最终导致周围绝缘烧坏，甚至烧掉分接或焊接接头，造成变压器停电事故，变压器负载电流越大发生导电回路故障的几率越大。 3、3铁心多点接地引起过热
变压器的铁心只允许一个接地点，做为正常的工作接地，来限制铁心的电位和流过的电流；若不接地和出现两点及以上的接地，都将导致铁心出现故障，影响变压器的安全运行；一是变压器在运行过程中，其带电的绕组和油箱之间存在电场，铁心和夹件等金属构件处于该电场之中，由于电容分布不均匀，场强各异，若铁心没有可靠接地，则存在对地悬浮电位，产生铁心对地或线圈的充放电现象，破坏固体绝缘和油的绝缘强度；若铁心一点接地，即消
除了铁心悬浮电位的可能。二是当铁心出现两点或以上多点接地时，铁心在工作磁通周围就会形成短路环，短路环在交变的磁场作用下，产生很大的短路电流，流过铁心，造成铁心局部过热；铁心的接地点越多，形成的环流回路越多，环流也往往越大（主要取决于多余接地点的位置），变压器的温升越高，铁损也越大；同时，环流过热还会烧熔局部铁心硅钢片，使相邻硅钢片间的绝缘漆膜烧坏。严重时，都会因过热或放电，在变压器内部产生大量的可燃性气体，引起轻瓦斯发信，甚至重瓦斯动作而使变压器开关掉闸，中断对外供电。 3、4严重漏磁引起油箱、箱盖等发热
在铁心中由励磁电压产生的磁通为主磁通，主磁通的大小取决于励磁电压的大小，正常的变压器铁心在额定主磁通密度下是不饱和的，当变压器中流过负载电流时，就会在绕组周围产生漏磁通；主磁通经过的回路全部是铁磁材料，而漏磁通是在绕组周围的空间通过，有的经过高低压绕组空道，有的通过绕组端部，有的经过铁心或绕组压板，有的经过油箱再
回到绕组空间后形成闭合回路；漏磁通经过油箱或绕组压板等金属件时会产生涡流并造成发热，变压器的容量越大，负载电流越大，也就越容易因漏磁通引起发热故障，变压器油箱温度最高处往往是在箱体与绕组或导体的距离最近之处。 3、5冷却系统异常引起的过热
电力变压器正常运行损耗产生的热量是随变压器油通过本体和散热器扩散到大气中，冷却器油泵损坏影响油流速度、散热管附着灰尘等杂物影响热量扩散、风扇电机损坏影响热量散发速度、油的循环通路堵塞影响油的循环等都会引起电力变压器的运行温度异常升高，特别是冷却系统失去电源而停止工作，会使电力变压器运行温度急剧升高，造成变压器损坏或退出运行。
3、6散热条件恶劣引起过热
若电力变压器长期运行在温度过高的环境，如：室内通风散热措施不良、周围存在热源、变压器间或对建筑物的散热距离不足等，会使变压器正常损耗产生的热量难以散发到大气环境中去，引起线圈导体随温度升高电阻增大，产生更多的损耗和热量，形成恶性循环，致使电力变压器温度异常升高。 3、7其它原因引起的过热
变压器三相负载不平衡，运行方式安排使变压器过负载，并列运行的电力变压器相互间存在环流运行，存在谐波电流，变压器绝缘受潮、变压器本身制造质量不良等也会引起变压器温度异常升高。
4、电力变压器一些温度异常现象的处理实例
4、1铁心接地故障引起的过热处理实例
某主变（SFPS2---120000/220），80年产品，90年10月变压器油色谱分析突然总烃高，并有微量乙炔（0.2ul/l），相同负载和运行环境条件下，电力变压器的油温高出正常时50C左右，色谱跟踪分析结果如表1：
表1：铁心接地故障色谱分析数据 分析日期 氢 （ul/l） 90.10.12 16.8 90.11.10 91.1.24 91.7.16 34.9 37.8 41 CO 525 640 655 746 CO2 3885 4690 4638 6246 CH4 49.4 98.9 155.3 285.9 C2H6 16.5 33 53.6 C2H4 283. 152.2 220 C2H2 0.2 0.1 0.2 0.2 总烃 149 284.2 427.3 864.4 122.5 456 对表中数据进行分析发现，可燃性气体组分以乙烯和甲烷为主，总烃含量超过导则规定的150ul/l的注意值（2），三比值编码为0 2 2，初步判定故障性质为高于7000C的过热性故障。在变压器运行中测量铁芯接地电流为0.2mA；停电进行电气试验，铁芯绝缘电阻为1000 M
Ω，其它电气试验项目也全部合格（1），随认为变压器运行不会发生突发性事故，考虑当时变电站负荷该变压器继续投入运行，通过改变三侧负荷的大小和空载运行，来分析判断色谱分析异常的原因，判定是由线圈还是由铁芯故障引起；结果发现：总烃和乙炔在运行过程中一直呈上升趋势，不随各绕组负荷变化和是否空载运行而变化，初步分析判定变压器温度异常可能由铁芯发热引起。为进一步查明原因和消除过热运行的缺陷，91年12月对该变压器吊罩检查，发现变压器本体内部铁芯接地联片，因过长而跨接铁芯，将整个铁芯短接近1/8，引起铁芯多点接地；接地联片烧断近3/4，现场将原铁芯接地联片从根部剪断，在铁芯上部的另一点插入新的接地联片，并用白布带绝缘包扎，消除了多余接地点．变压器投运后经带电脱气并色谱跟踪分析正常。 4、2漏磁通引起过热的处理实例
某主变（SFPS9---150000/220），99年3月投入运行，2005年3月对变电站进行远红外热成像测温时，发现变压器本体箱沿局部过热，过热部位靠近在35kV低压线圈引线交叉处，最热点是箱沿紧固螺栓，该螺栓表面颜色灰暗，发热温度达到1700C；当时变压器负载为120000kVA，测量变压器铁心接地电流正常，取变压器本体油样色谱分析正常，连续检测发现该螺栓的温度与变压器35kV侧的负载成正比例变化；初步分析认为：该螺栓过热是由于低压线圈引线交叉处产生的漏磁通大，该漏磁通穿过箱沿时集中于螺栓通过，引起涡流发热，变压器不需要立即停电试验和进行处理。类似异常现象我们在另外一台SFPS3---120000/220变压器上也遇到过，当时螺栓的发热最高温度为1500C，我们将部分螺栓更换为不锈钢螺栓，结果效果不明显，考虑该变压器即将退出运行未做进一步处理。本次我们将该部位的6个螺栓在箱沿两侧分别用3mm厚度的铜皮连接在一起，并上下相联结后同时接地，将螺栓发热故障点消除。
4、3散热器积污引起温度异常的处理实例
散热器表面聚集脏污等引起变压器温度异常是电力变压器运行中经常遇到的问题，特别是强油循环冷却器的散热管翘片之间，容易积满灰尘、羽毛等杂物并将散热间隙堵死，使电风扇的风无法直接吹到散热管上，影响了散热效率，使电力变压器的温度不断升高，为此，我们对全部的220kV电力变压器的散热器，在每年高温季节到来和负荷高峰之前都进行1—2次的水冲洗和彻底清理，降温效果非常明显，冲洗前后电力变压器油温能够平均下降100C以上。
4、4冷却器散热性能差引起温度异常的处理实例
某主变：（SFPS3—120000/220），80年产品，采用9组YF—120冷却器散热，近几年随着所带负荷的增长，运行温度明显偏高；特别是夏季运行中，在环境温度超过400C、负载达到100000 kVA时，即使将包括备用在内全部冷却器投入运行，该电力变压器上层油温仍然超过850C，虽然多次对该冷却器进行水冲洗，效果并不明显，该电力变压器只能控制负载运行，影响了变电站的正常供电；停电电气试验检查，发现电力变压器的空载损耗和负载损耗参数和其铭牌参数基本一致，电气和绝缘试验项目全部合格，对变压器油样色谱分析发现变压器内部也无明显过热特征，认为该变压器运行温度异常是由冷却器性能差引起。
于2005年4月份对冷却器进行了改造，用型式为YF2—200，冷却器容量为215KW的6组新冷却器代替原9组冷却器，改造前后运行负载和上层油温变化如表2和表3所示：
表2：改造前实际负载和油温对应关系 （取2005年4月1日数据）
有功负载（MW） 28.4 无功负载（M乏） 15.8 视在功率（MVA） 32.5 温升(K) 30 27.1 40.8 15 31 29 19.9 45.4 32 42.3 21.8 47.6 33 46.9 22.6 52.1 34 52 53 66 30 72.5 37 21.5 25 57.7 57.2 35 35 表3：改造后实际负载和油温对应关系 （取2005年4月14数据） 有功负载（MW） 40 42.4 66.6 67.6 37.6 54 71.6 30.5 无功负载（M乏） 17.4 视在功率（kVA） 43.6 温升(K) 17.7 25.7 27.5 15.4 22.1 48.1 71.4 73 9 11 11 40.6 58.3 27.8 76.8 13.8 33.5 8 7 10 12 5 对上述两表数据比较，不难发现更换冷却器后同负载运行状态下，变压器的运行温升降低在20 K以上，同时由于本次改造减少了风机和油泵数量，减少冷却电源运行功率10kW，一年直接节约电量损耗11.2万千瓦时，再加上电力变压器运行温度降低，从而使线圈直流电阻下降引起负载损耗减少，达到了事半功倍的效果。 4、5导电回路故障引起温度异常的处理实例
某主变：（SFSZ7—40000/110），91年投入运行，97年6月变压器本体油色谱分析发现总烃含量超出导则规定的注意值，达到223.7ul/l，由于不含乙炔，确定变压器继续运行并连续色谱跟踪分析，发现可燃性气体呈不断上升趋势，跟踪分析结果如表4：
表4：铁心接地故障色谱分析数据 分析日期 氢 （ul/l） 97.1.12 30 97.10.10 97.10.17 57 62 CO 625 643 655 CO2 4885 4610 4738 CH4 19.2 68.5 95.7 C2H6 12.5 33 73.6 C2H4 26.3 122.2 189.7 C2H2 0 0.1 0 总烃 58 223.7 359 97.11.5 58 646 4249 142.9 112.5 256 0.1 511.5 对表中数据进行分析发现，可燃性气体组分以乙烯、甲烷和乙烷为主，油中CO和CO2
组分基本稳定，测量铁心接地电流为0.1A，三比值编码为0 2 2，初步判定故障性质为不涉及绝缘的7000C左右的过热性故障。97年11月变压器停电试验，所有绝缘试验项目合格，而高压侧直流电阻三相不平衡系数严重超标，达到5.6%，B相最高为507.3 mΩ，高出A、C相约38 mΩ，初步判断B相高压线圈导电部分存在问题，随对变压器现场吊罩检查，发现B相高压引线在引出跟部有扭曲打结现象，该处有明显烧伤痕迹，导线烧断8股，此时测量三相直流电阻合格，现场对引线整理并采取绝缘包扎（3），变压器投入运行后，运行正常。 4、6室内通风不良引起温度异常的处理实例
某变电站运行两台电力变压器，型式为SFSZ10—50000/110，全站正常负荷62000 kVA左右，由于地处4级污秽地区和高腐蚀地段，考虑防止污闪事故和减轻设备锈蚀，变电站于96年改造时将包括变压器内的全部设备迁移至室内布置，电力变压器室在低部和上部分别安装了4台排风机用于电力变压器的散热；97年夏天变压器正常负载状态下多次温度过高，超过850C，仅室内环境温度就高达600C，为保证变压器安全运行，不得不经常连夜派人去开启变压器室的大门和设置临时排风机对变压器进行降温；由于历次变压器试验和色谱分析正常，分析认为该电力变压器温度异常是由于变压器室的排风风机安装位置不合理，室内空气对外循环不畅通，热量聚集室内引起变压器运行的环境温度过高造成，97年10月对变压器室散热措施进行改造，在其顶部加装了两台垂直方向的排风风机，电力变压器投入运行后，温升大幅度得到下降。
5、电力变压器温度异常的检测与预防措施
由于电力变压器运行温度异常的发生几率高，对变压器运行危害大，容易烧毁变压器和引起供电中断，必须引起电力检修运行人员的高度重视，结合作者多年来的从业经验，认为重点应从以下几个方面做好检测和预防工作。
5、1加强电力变压器色谱分析工作；用气相色谱法分析判断电力变压器温度异常的内部故障，由于不需要变压器停电，而是从运行中的变压器油中取出油样，对油中所溶解的气体进行分离和分析；电力变压器油做为一种良好的介质，在变压器中主要起电气绝缘和冷却散热的作用，在变压器内部一旦发生过热故障，变压器油和其它绝缘材料就会发生化学分解，产生特定的烃类气体和H2、碳氧化物等，这些气体的种类、数量和产气速度往往又与故障的
温度密切相关；理论实践证明，随着故障温度的升高，产气量最大的烃类气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2，而这些特征气体大部分溶解在变压器油中。所以，定期测量变压器油中溶解的特征气体成分和含量，能够判定变压器内部的发热程度，通过分析发热的温度来确定是否存在故障，以及故障的性质、类别和严重程度。
5、2定期开展电力变压器远红外测温工作；发热物体的温度与其红外辐射特性，也即辐射能量的大小及波长分布密切相关，电力变压器红外测温即是对变压器各部位的红外辐射进行测量，确定其表面温度的高低；电力变压器红外测温可以直接测量出其套管出口导体连接不良、漏次引起的箱体涡流过热的温度，也可以分析判断冷却装置的一些异常现象，如：潜油泵过热，冷却器堵塞，管路阀门关闭等；同时，还可以与其它检测手段配合，辅助分析线圈、铁心、分接开关的一些发热异常现象。电力变压器红外测温检测变压器温度异常，由于快捷方便、准确可靠，可远距离检测而无须停电，在近几年做为一种新的检测技术得到广泛应用。 5、3重视电力变压器运行温度的监视和测量工作；《电力变压器运行规程》明确规定变压器
（3）
应装设温度测量装置，测量顶层变压器油的温度，无人值班变电站应将信号温度计接至远方，并应能对20000 kVA以上变压器的顶层油温装置进行远方监视；目前一些无人值班变电站的远方测温装置存在不能正常工作，远方监测温度与就地实际温度不对应等现象，确需引起从业人员的重视；另外，高温、高负荷情况下，应开展电力变压器特巡，检查油位和油温、负载是否对应，记录变压器运行电压、电流和顶层油温，以及曾达到的最高顶层油温等；要特别注意：由于变压器内部散热能力不能与周围环境温度同步变化，环境温度骤变，有可能出现顶层油温虽然未超过允许值，但电力变压器内部温度已经很高，可能造成过热而损坏变压器的情况。
5、4新建变电站和更换电力变压器要合理选取变压器的型式和容量，尽量选择损耗参数低的电力变压器（5），要兼顾电力变压器经济运行的特点，避免变压器过负载运行，特别是户内电力变压器要适当留有容量裕度，合理通风循环结构，以避免和减小高负载率运行时的温升；另外，对可能并列运行的电力变压器要满足并列运行条件，防止产生环流引起变压器异常温升。
5、5加强电力变压器全过程管理，严格规程制度，重视电力变压器设计、选型、驻厂监造、安装、交接验收和运行维护等各个环节，认真落实国家电网公司防止大型电力变压器损坏事故的措施要求，及时消除变压器运行缺陷，保证设备本身质量，以提高电力变压器安全可靠运行的水平。
6、结束语
电力变压器运行中表现的温度异常，既加快绝缘老化，影响变压器的使用寿命，又容易造成损坏事故，危及变压器的安全可靠运行。由于造成电力变压器运行中一些温度异常的原因多种多样、千差万别，有时几种原因同时存在，这就需要熟悉具体每台电力变压器安装和检修运行的历史资料，了解其结构特点、运行规律；需要具有丰富现场经验知识，具体设备，具体分析。变压器运行中一些温度异常的现象和处理，是电力变压器运行检修人员应具备的基本技能。
第三部分：电力变压器其它异常的现场分析与处理
第一章：大型变压器显性故障的特征与现场处理
1前言
变压器作为电力系统变电站的核心设备，安全、可靠和经济运行至关重要，但由于其在长期运行中，会受到诸如：设备本身存在的问题，检修运行维护不利，不可抗拒的自然灾害，外力破坏等的影响；再加自身发热引起绝缘老化，附件质量不良、运行电压高、过负荷等恶化变压器运行的条件，都会引发事故或隐患；变压器故障可有显性故障和隐性故障，电故障和热故障，绝缘故障和导电体故障，电路故障和磁路、油路故障，本体故障和附件故障等几种分类方式，由于引发故障的原因多种多样，很难以某一范畴规范，绝对划分其故障类型，有的甚至交叉存在；但变压器故障的发生往往伴随一定规律特征，本文将结合现场实际，对经常遇到的显性故障进行论述，介绍其常见的特征和分析原因，以便在现场及时采取针对性的运行和检修预防措施，由表及里，早期诊断，实施变压器状态检修，减少盲目停电和检修带来的经济和安全损失。
2外观异常和故障类型：
变压器在运行过程中发生异常和故障时，往往伴随相应外观特征，通过这些简单的外部现象，可以发现一些缺陷并对异常和故障进行定性分析。
2、1防爆筒或压力释放阀薄膜破损。当变压器呼吸不畅，进入变压器油枕隔膜上方的空气，在温度升高时，急剧膨胀，压力增加，薄膜破损并会伴有大量的变压器油喷出；主要有以下原因和措施：1）呼吸器因硅胶多或油封注油多、管路异物而堵塞。硅胶应占呼吸器的2/3，油封中有1/3的油即可，可用充入氮气的办法对管路检查2）安装检修时紧固薄膜的螺栓过紧或法兰不平，外力损伤或人员误碰。更换损坏的薄膜3）内部发生短路故障，产生大量气体。可先从瓦斯继电器中取气样，若点火能够燃烧，需取油样色谱分析和进行电气检查，确定故障性质，故障原因未查明，消除缺陷前变压器不能投运。4）隔膜结构的油枕在检修或安装时注油方法不当，未按规定将油枕上部的气体排净。停电将变压器油注满油枕，再将变压器油放至合适的油位高度。5）胶囊结构的油枕因油位低等原因，胶囊堵塞油枕与变压器本体的管路联结口。在管路联结口处装一支架，防止胶囊直接堵塞联结口。
2、2套管闪络放电。套管闪络放电会使其本身发热、老化，引发变压器出口短路事故；其主要原因和措施有：1）表面脏污，在阴雨潮湿天气下，因脏污的导电性能提高而放电。需对变压器停电清扫套管，并涂RTV长效涂料以提高其防污闪性能。2）安装检修或制造时即有缺陷。试验时介质损失角等绝缘指标超标或瓷件不完整，需更换套管。3）设计时外爬电距离选用的小，变压器又处在污秽等级高的地区运行。更换爬电距离大的套管或采取加硅橡胶增爬裙等防污闪措施。4）系统出现内部过电压和大气过电压。对套管及变压器进行试验和检查，全部合格后方可投入运行。5）套管表面附有杂物短接部分瓷裙。带电用绝缘杆挑
出即可。
2、3渗漏油。几乎是每台变压器都存在的问题，凡是密封点，甚至铁板也因沙眼而渗漏油。渗漏油一般不会导致变压器立即停运，但一旦漏油不及时处理，将严重危及变压器的安全运行。由于变压器密封部位多且形式各种各样，所以渗漏油的象征也千差万别。主要有以下原因和措施：1）密封胶垫老化和龟裂，一般是胶垫质量不良或超期未更换造成。需结合检修及时更换。2）密封点紧固不到位，无油部位还会加速胶垫的老化，空气进入变压器本体。随时发现随时校紧。3）阀门制造质量不良，关闭不严。放油更换阀门。4）沙眼或焊接质量不良。可带油焊接，但必须做好防火措施，对铁板沙眼也可在表面覆焊一定面积的铁板来处理。5）油泵的渗漏油。部分部位因负压在其运转时不渗漏油，一旦停止就会渗漏，此种情况往往会将空气带入变压器，引起瓦斯发信甚至动作掉闸。查找比较困难，须逐台油泵停下检查判别和处理。6）胶垫受力过大变形，密封结构不合理，制造安装工艺不良等，也会导致渗漏油。需针对具体原因处理。
3颜色的变化和气味异常
变压器的许多故障往往伴随发热现象，引起发热部位的颜色、温度变化或发出特殊气味。 3、1 外部线夹联结部位过热。由变压器套管引出线夹本身或与联结引线的紧固螺栓螺丝松动、接触面氧化或面积不够引起，表现为过热点颜色变暗失去光泽，测温会发现其温度超过70度，示温腊片变色，表面刷漆发黑等，此种缺陷的预防可结合停电试验测量含线夹在内的变压器绕组直流电阻，有怀疑时可单独测量线夹本身的接触电阻（一般不超过500uΩ）．处理时结合具体情况开夹打磨接触面和紧固．
３２呼吸器的硅胶受潮。呼吸器的硅胶一般为变色硅胶，其作用是吸附进入到变压器油枕中的潮气，正常情况下为浅兰色，若变为粉红色即为失效，靠正常的呼吸一般一年就需更换一次硅胶；硅胶变色过快的原因和措施：1）硅胶筒密封不严，如胶垫老化、螺丝松动、玻璃罩有裂纹；需更换胶垫、校紧螺丝和更换玻璃罩。2）硅胶筒下部的的油封无油或油位低，油封内进水，使空气未经过油过滤而直接进入呼吸器。加入适量的变压器油即可。3）天气阴雨湿度大或硅胶筒内进水也能加快硅胶变色。同样，若硅胶变色过缓，说明呼吸不正常，需对管路进行检查处理。
3、3变压器轻瓦斯动作、瓦斯继电器油室内集有气体。正常情况下变压器瓦斯继电器油室内充满变压器油，一旦轻瓦斯动作，应立即检查和取油样色谱分析，确认是否内部故障情况。若气体无色无味且不可燃，说明为空气；造成的原因和措施：1）安装或检修后新注油或滤油将气体带入变压器油箱，静置期间未反复放气或放气不彻底，变压器一经投运，温度升高，气体膨胀而逸出，进入瓦斯继电器；为此应严格变压器注油程序并反复放气。2）油泵密封不良，将气体带入变压器本体，应逐一对油泵检查加以排除。若气体含有异味，说明变压器存在内部故障，应立即停止运行，一般表现为：1）微黄色且不可燃，内部绝缘支架等木质材料烧损；2）黑色、灰色且可燃，裸金属过热或绝缘闪络使变压器油分解；3）白色且不易燃烧，可能是绝缘击穿或纸绝缘烧损。以上现象，气样和油样色谱分析，特征气体都会超标，应结合电气试验和特征气体含量，依据试验规程和色谱导则（1），进行综合分析，查明原因，再进行处理。
4声音和温度故障
4、1声音异常。变压器正常运行时在交流电磁场的作用下，会发出连续均匀、轻微的“嗡嗡”声，若声音不均匀或有特殊声音，即视为不正常。主要原因有：1）系统出现过电压；2）变压器过负荷运行；以上皆需按变压器的铭牌参数确定。3）内部夹件或压紧铁心的螺丝、拉带松动，铁心的硅钢片震动增大，有明显的杂音；需吊罩处理；4）分节开关接触不良或不接地的金属件静电放电、外绝缘电晕放电；伴有“劈啪”的放电声。5）铭牌、标示牌、风扇电机等外附件因固定不牢也会发出异音。针对具体情况进行处理。
4、2温度异常。变压器的许多故障往往会伴随温度的变化，规程规定变压器上层油温不得
超过95℃，温升不得超过55℃（2）；引起变压器温度异常的主要原因和措施有：1）铁心多点接地、裸金属过热等变压器内部故障。需甄别处理。2）新安装或大修后，散热器法门未打开，不能正常循环散热。检查油泵运转和流速表的动作情况，开启未打开的法门。3）呼吸器堵塞或严重渗漏油影响散热。4）变压器结构不合理，因漏磁引起箱壳局部过热，有时会达到上百度。可在具体部位加装隔磁材料。5）冷却装置运行不正常，影响散热。
5结束语：
变压器的显性故障还有诸如：油位不在温度曲线范围内，负荷异常，附件异常等等；显性故障的辨别是经过变压器外观现象的检查和分析判断，对变压器存在问题定性评价，确定是否可以继续运行，退出运行应进行的检查和试验项目。由于同一显性故障促成的原因千差万别，需要熟悉具体每台变压器安装和检修运行的历史资料，了解其结构特点、运行规律；需要具有丰富现场经验知识，具体设备，具体分析。变压器显性故障的特征判别和处理，是变压器运行检修人员应具备的基本技能。
第二章：大型变压器铁芯接地故障的综合判断与现场处理
一、前言：
电力变压器在运行过程中，带电的绕组和油箱之间存在电场，铁芯和夹件等金属构件处于该电场之中，由于电容分布不均匀，场强各异，若铁芯没有可靠接地，则存在对地悬浮电位，产生铁芯对地的充放电现象，破坏固体绝缘和油的绝缘强度；若铁芯一点接地，即消除了铁芯悬浮电位的可能；但当铁芯出现两点或以上多点接地时，铁芯间的不均匀电位就会在接地点之间形成短路环流，造成铁芯局部过热；严重时，因过热变压器内部产生大量气体，引起轻瓦斯发信，甚至重瓦斯动作而使变压器开关掉闸，中断对外供电；同时环流过热还会烧熔局部铁芯硅钢片，使相邻硅钢片间的绝缘漆膜烧坏，引起硅钢片间局部短路，使故障点扩大，变压器铁损变大，严重影响变压器的性能和正常运行，甚至发展到修复时，不得不更换硅钢片的严重程度。
但是现代大型变压器，由于制造工艺质量，运输、安装和运行维护等原因，在变压器运行过程中，铁芯接地故障往往时有发生，且在变压器各类故障中占相当的比例，本文将结合多年来发生、判断和处理铁芯接地故障的几起实例，重点对现场处理过程进行叙述、分析和论证，介绍大型变压器铁芯接地故障的综合判断和现场处理办法及预防措施。
二、铁芯接地故障及分析处理实例：
1、 某主变（OSFOS2---120000/220），73年产品，于77年7月油色谱分析总烃高，判断变压器内部有潜伏性故障，测量铁芯接地电流为9A，断定故障原因系铁芯多点接地，随吊罩检查，可见部位未见明显多余接地点，于是现场用绝缘油冲洗铁芯底部，并氮气强吹和绝缘纸板横扫，恢复铁芯绝缘，消除了多点接地，但未查明确切原因；投于运行后2天再次出现铁芯接地，吊罩检查仍未找出原因，随采取对铁芯加交流电的办法，在电流由0.5A升至10A时，发现C相铁芯柱下部产生放电火花，并看到绝缘烧焦烟气；确定了多余接地点的部位，是C相芯柱硅钢片翘起与半圆弧下夹件相碰触引起，在当时的条件下，用0.5mm厚绝缘纸板插入其间并固定，将故障点消除，该变压器一直运行至退役未再发生铁芯接地故障。 2、 某主变（SFSZ4—150000/220），87年产品，89年11月投运前现场吊罩检查，摇测铁芯接地电阻为0；查找时在铁芯与地之间接入万用表电阻档，用绝缘纸板塞插可疑接地点，当塞至铁芯上部BC相之间位置时，万用表开路，确定了接地点部位，检查看到系固定拉板棱角与铁芯碰接形成多余接地点引起，随在此处塞3层0.5mm厚绝缘纸板包扎处理；90年6月13日变压器投运，6月23日色谱分析发现有微量乙炔（0.2ul/l），CO、CO2呈上升趋势，结果如下表：
分析日期 氢 （ul/l） CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 总烃 90.6.8 90.6.14 90.6.19 20.16 22.4 23.7 50 67.2 66.9 265 434 312 5.7 7 5.7 0.9 0.5 0.2 14.6 11.1 10.7 0 0 0 22.22 18.6 16.5 90.6.23 18.6 120.7 507.4 4.8 0.5 9.1 0.2 14.6 测量铁芯接地电流为9.2A，由于受电网负荷影响，变压器不能立即停电处理，随在铁芯接地引下线处串入100欧姆，200W的线性电阻和并入220V的ZnO避雷器，限制流过外接接地点的电流；避雷器的作用是防止并入电阻开路，而引起铁芯失去正常接地；电阻将铁芯接地电流限制在0.25A，变压器继续运行3个月，色谱跟踪检测正常。
90年11月，变压器吊罩处理铁芯多点接地，外观检查仍未发现明显故障点，用直流对变压器上轭铁横向加压，低值电压表逐级测量硅钢片对地压降，查找零电位故障点，以逐步缩小查找范围；但由于铁芯外漏部分仅占整体铁芯的40%左右，虽然查找历经2个小时，也未找到确切故障部位；最后根据现场条件，用2500V绝缘摇表对6台10KV电容器组（电容量为2uF）充电，靠积聚电能冲击变压器铁芯接地点，结果发现C相芯柱底部放电，连续5次冲击，铁芯绝缘电阻由零上升到250MΩ，变压器投入运行。
3、 某主变90年处理铁芯接地后，运行至92年4月，色谱分析一直正常，但在预防性试验用2500V摇表摇测铁芯绝缘时，绝缘电阻为0 MΩ，万用表测量仅140Ω；再次出现多点接地故障，为此，吸取本台变压器上次处理的经验，未对变压器进行吊罩，而是直接采用“直流电容器储能脉冲法”，通过铁芯接地套管进行冲击，第一次冲击时就听到变压器箱体内部发出低沉的放电声，经过数次冲击，铁芯接地绝缘恢复到800 MΩ，当日恢复变压器运行。 分析认为预防性试验前运行正常，本次测试铁芯绝缘电阻为零的原因可能是：预试前铁芯接地绝缘已经较低，但未构成直接接地，不影响变压器正常运行，摇测时在2500V电压的作用下引起击穿；
另外送电后，当日取油样色谱分析，发现油中出现6.9ul/l的乙炔，运行中测量铁芯接地电流为10mA，色谱跟踪分析总烃和乙炔未再继续上升，说明故障点确已消失，出现的乙炔系由本次烧除多余接地点时，火花在油中瞬间放电引起。处理前后色谱分析数据如下表：
分析日期 氢 （ul/l） 91.11.4 92.4.4 92.4.5 92.4.10 92.428 14.86 40.8 46.9 33.3 44 CO 341 675 941 896 948 CO2 1033 1769 2018 2034 3262 CH4 11.13 14.7 18.4 11.3 17.7 C2H6 C2H4 1. 1.9 2.8 1.7 2.2 0.6 8.8 11.2 11.6 9.3 C2H2 0.1 6.9 8.5 6.0 6.6 总烃 12.9 32.2 40.9 30.5 35.8 4、 某主变（SFSP2---120000/220），80年产品，90年10月色谱分析突然总烃高，并有微量乙炔（0.2ul/l），三比值分析编码为0 2 2，故障性质为高于700摄氏度的过热性故障，油中微水为14 ul/l，测量铁芯接地电流为0.2mA；故障原因和象征不明确；停电电气试验，铁芯绝缘电阻为1000 MΩ，其它试验项目全部合格，认为变压器运行不会发生突发性事故；随投入运行，通过改变三侧负荷的大小和空载运行，来分析判断色谱分析异常是由线圈还是由铁芯故障引起，结果发现：总烃和乙炔在运行过程中一直呈上升趋势，不随各绕组负荷变化和是否空载运行而变化，初步分析判定色谱分析异常可能由铁芯发热内部有放电引起。 为进一步查明原因和消除总烃不断增长的缺陷，91年12月2日变压器吊罩检查，在拆开铁芯接地套管后，即发现变压器本体内部铁芯接地联片，因过长而跨接铁芯，将整个铁芯短接近1/10，引起铁芯多点接地；接地联片烧断近3/4，随将原铁芯接地联片从根部剪断，在铁芯上部的另一点插入新的接地联片，并用白布带绝缘包扎，消除了多余接地点．变压器投运后经带电脱气色谱跟踪分析正常。整个过程色谱分析典型数据如下表；
分析日期 氢 （ul/l） 90.10.12 16.8 90.11.10 34.9 91.1.24 91.7.16 91.12.7 91.12.20 91.12.28 92.1.3 37.8 41 7 24 0 0 CO 525 640 655 746 45 41.4 60 72 CO2 3885 4690 4638 6246 1365 1391 1317 1743 CH4 49.4 98.9 155.3 285.9 38.8 50 57.7 57.7 C2H6 C2H4 16.5 33 283. 152.2 C2H2 0.2 0.1 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 0 总烃 149 284.2 427.3 864.4 148 282 218.4 252.6 53.6 220 122.5 456 59.3. 32.4 33.2 36.1 49.7 135 135 146.4
从当时铁芯接地联片烧损情况看，色谱分析总烃升高并一直伴有乙炔的原因是：接地联片裸露且过长，在运行中铁芯轻微震动，一开始偶尔短接1/10硅钢片，发生火花放电产生乙炔，随着运行时间增长，接地联片就直接搭接在铁芯上，引起内部多点接地，产生的热量使总烃不断上升，又由于铁芯的两个接地点都是通过接地套管引出，故铁芯接地电阻和运行中测量到的接地电流均正常。 5、 除上述典型接地故障实例外，我们还发现处理了多起类似故障，如某SFZ7---31500/110的全密封变压器，运行过程中轻瓦斯发信，色谱分析总烃高，铁芯绝缘等电气试验项目均合格，拆下接地套管发现内部引线短接铁芯，随对内部接地引线绝缘包扎处理；某台SFSZ7---150000/220变压器，安装吊罩外观未发现铁芯多余接地点，而铁芯绝缘电阻不到1MΩ，分析认为系铁芯木质垫脚干燥不良引起，现场在变压器本体底部加电热炉加温和热油循环干燥处理，使铁芯绝缘达到5 MΩ，投运后靠变压器运行自身温度，铁芯绝缘电阻逐步升高。
三、造成变压器铁芯多点接地的原因：
通过以上实例和变压器铁芯结构及相关文献报道，认为造成变压器铁芯多点接地的原因主要有以下几个方面：
1、 带运输定位钉的旧系列产品，由于安装经验不足或疏忽，完工后未将油箱顶盖的定位钉反转或拆除。
2、 由于设计和制造工艺不良，铁芯夹件与硅钢片间的距离小和绝缘不良而直接相碰触，硅钢片翘凸碰及接地部位。
3、 铁芯接地片在本体内部过长又未经过绝缘包扎处理，桥接铁芯硅钢片。
4、 油箱中存有或掉入金属异物，如：铜丝、焊头、螺栓或铁芯碎片，被油流带到铁芯绝缘间隙，长时间震动而损坏铁芯绝缘。
5、 铁芯绝缘纸板在运行中因固定不牢而脱落。
6、 潜油泵轴承磨损，金属粉末随油流进入变压器本体，造成铁芯多点接地。 7、 油泥污垢堵塞铁芯纵向散热油道，也能造成短路接地。
8、 底部木垫脚受潮和干燥不良，吸附导电杂质，引起铁芯绝缘电阻低或多点接地。
四、变压器铁芯接地故障的特征：
发生铁芯接地故障的原因和表现形式各种各样，但其故障特征往往有共同的规律可循，从以上实例的过程处理可以看到，只要需要熟悉变压器的结构特点并结合各类试验数据进行综合分析，就能对多余接地点准确定位，综合分析时应把握铁芯接地故障的如下特征： 1、 由于铁芯多点接地产生环流，直接表现在铁芯的过热上，这就必然使油的色谱分析异常，
一是总烃升高，一般超过导则规定的注意值（150ul/l），其中乙烯和甲烷占主要成份，乙
炔微量或没有，变压器若不带病长期运行，一般不会超过导则规定注意值（5ul/l）；二是由于环流过热而无高能量放电，若用导则推荐的三比值法分析，故障编码一般为0 2 2，
系高于700摄氏度的高温热故障；三是若产气速率较快，超过导则规定的注意值，将伴随大量乙炔出现，超过导则规定注意值（5ul/l）；四是有些铁芯接地故障涉及绝缘材料，也会引起CO和CO2的伴随增长；五是一些间歇性接地故障，由于伴随放电火花，往往会产生一定量的乙炔，并超过5ul/l。
2、 铁芯多点接地的接地点若不是从接地套管一处引出，变压器铁芯接地电流将明显增大，
远远超出设计规定0.5A的要求，另外，停电测量铁芯绝缘电阻很低，往往用万用表即
可测量出其接触电阻值。为减少误判，接地电流测量时，由于变压器箱体周围存在漏磁通，钳型表应水平放置并选择在油箱高度的1/2处。不能确定时，可在接地引下线上并联可靠短路线并串入测量电流表后，再打开固定的接地引下线直接测量。
3、 若多点接地故障从接地套管一处引出，铁芯绝缘电阻和测的接地电流往往正常，停电时
可在放出部分油后，打开接地套管直接找到多余接地点。
五、变压器铁芯多点接地故障的预防和处理建议：
1、 预防为主，防检结合；建议变压器安装和检修单位，珍惜变压器安装和大修时的吊罩机
会，一是对未绝缘处理的铁芯接地联结片包扎处理，二是外引接地线引至运行中便于测量处，定期检测铁芯接地电流，一般在0.5A左右或更小。
2、 加强变压器正常监督，电气试验的绝缘电阻测量和定期气相色谱分析结合起来，一旦判
别为过热性故障，首先应测量铁芯接地电流，并加强色谱的跟踪分析。 3、 变压器铁芯接地故障后，若变压器立即停电查找和消缺困难，可采取临时措施坚持运行，
对接地电流大的情况，应临时采用实例中提到的串入电阻法，这样可以减少流过硅钢片
的电流，降低铁芯发热程度，防止故障的扩大；但在此期间应加强色谱的跟踪分析和接地电流的测量。
4、 一旦发现铁芯多点接地，经过综合分析后，进行处理时，一般可不要急于采取吊罩查找
和处理多余接地故障点的办法；若绝缘电阻低，可通过实例中介绍的在接地引出点施加交流电烧熔的办法或“直流电容器储能脉冲法”，前者由于电压可高可低，电流可大可
小，对死接地较为有效；后者由于瞬间放电的能量大，对非死接地较为有效；以上办法所需设备各修试单位均容易找到；显然变压器不吊罩处理接地故障可以节省大量人力和物力，而且可以避免变压器长期停电带来的各种损失和影响，实践证明是一种行之有效的优选方案。若绝缘电阻并不低，可少量放油后，打开接地套管检查消缺；不得已时方可考虑吊罩或返厂检修。
5、 吊罩后铁芯外观检查，一般不能直接发现故障点，可采取如下方法查找；一是测量穿芯
螺栓和绝缘紧固件的绝缘电阻，判定夹件是否碰及铁芯；二是如实例中介绍的在铁芯和地之间接入万用表，寻找可能接地点；三是交流或直流加压，观察放电声音或烧熔的烟气等等。一旦找出了绝缘薄弱环节，结合具体情况均要采取加强绝缘的措施。
六、结束语
变压器铁芯多点接地故障在运行中时有发生，影响电网安全稳定运行，必须引起制造厂和检修运行单位的高度重视，只有超前预防，严格执行国家电力公司二十五项反事故技术措施要求，加强色谱和电气试验监督，做好早期诊断工作，并针对具体故障特征，进行综合分析判断，采取针对性的解决方案，才能将故障损失控制在最底限度，确保变压器安全运行。
第三章：变压器近距离出口短路损坏事故的判别处理和预防
1、引言
随着国民经济和工农业生产的持续发展，电力系统装机容量日益增长，系统内的短路容量和短路电流大为提高，而在系统中运行的电力变压器，就难免碰到近距离出口的各类短路事故，事故的短路电流流经变压器，使变压器由承受正常的负载电流骤变为数十倍负载电
流的短路电流，在暂态过程中往往产生较正常运行大数百倍的机械应力而使变压器损坏；变压器近距离出口短路引发绕组变形、绝缘损坏、线圈烧毁，甚至涉及铁心损坏、油箱变形，一般造成变压器掉闸，退出运行，影响对社会供电，就变压器本身都需要立即进行修理，造成的损失巨大。
变压器承受近距离的出口短路后，有关技术人员需要针对短路故障的性质、短路电流的大小，短路点距出口距离的远近、变压器保护的动作情况、油色谱分析可燃性特征气体含量，掉闸后的变压器还要根据直流电阻、绕组变形、空载损耗等电气试验参数等，进行综合的分析判断，迅速确定变压器是否可以继续运行，不能运行的修复方案，是否需要返厂检修，是否需要更换线圈等部件，以便缩短变压器的修复时间，尽快恢复变压器的运行。本文针对作者现场处理变压器近出口短路故障的事例，介绍其检查试验情况，判别处理办法，分析原因，提出预防性的综合措施。
2、变压器返厂修复的实例
2、1事故发生情况简介：
某主变（SFSZ7—40000/110），1996年产品，97年12月投运；2002年10月22日14点20分，因10KV的出线户外电缆头三相短路爆炸，引发变压器差动保护、过流保护动作，变压器高、中、低三侧开关掉闸。10KV电缆户外头（也即故障点）距变压器出口约100米，电缆故障切除时间为0.36S，10KV电缆出线保护动作的同时变压器过流保护动作，随后经0.04S变压器差动保护动作，又经0.4S变压器开关掉闸，故障录波分析流经变压器10KV侧的最大短路电流为15KA。差动掉闸7S后变压器的轻瓦斯发信号。现场外观检查，瓦斯继电器油室有1/3的气体，变压器本体外观检查，无变形等特征。 2、 2现场检查试验情况及初步原因分析：
当日，我们迅速对该变压器进行相关项目的电气试验和取油样色谱分析；变压器全部绝
（2）
缘项目试验合格，变压比测量合格，变压器空载损耗由43.59KW上升至56.8KW；绕组直流电阻测量，高、中压合格，低压侧直流电阻三相不平衡系数达26%，变压器油的气相色谱分析发现特征气体含量异常（1），其中，C2H2达50ul/l，具体试验数据分别如表1和表2：
表1 SFSZ7—40000/110变压器绕组直流电阻测量数据
天气：晴，气温80C 高压绕组直流电阻（运行分头） 中压绕组直流电阻 低压绕组直流电阻 低压绕组直流电阻（折算值） A 504.3 mΩ B 507.7 mΩ C 503.7mΩ AmOm 60.81 mΩ BmOm 60.78 mΩ CmOm 61.70 mΩ ab 7.296mΩ bc 8. 217mΩ ca 7. 325 mΩ a 10.549 mΩ b 10.475 mΩ c 13.488 mΩ
表2 SFSZ7—40000/110变压器油色谱分析检测值 单位：ul/l
气体组分 H2 分析时间 CO 1019 CO2 5742 CH4 24.91 67 73 1118 1306 5868 6720 35.28 34 10.5 4.3 3.95 4.7 50.9 39 100.64 81.63 C2H4 0 C2H6 3.65 C2H2 0 总烃 2002.10.16 （故障前） 2002.10.22 （17：00） 2002.10.22 （21：00） 25 28.56
同时查阅变电站运行记录，发现该变压器在投运后，曾在该站另一台变压器停电检修时多次过负荷运行，并经历过8次类似的近距离出口短路冲击。 由于油中溶解的特征气体C2H2占主要成分，且远远超过导则规定的5ul/l的注意值（1），可以断定变压器内部发生了高能量的电弧放电，又低压线圈直流电阻严重不平衡，再加上故障瞬间变压器低压绕组经受了15KA短路电流的冲击，结合变压器空载损耗上升和以往运行情况，初步认定变压器低压线圈因受短路冲击而损坏，变压器无法继续投入运行。由于变压器为钟罩焊死的全密封结构，现场不具备吊罩进行进一步检查和处理的条件，只能返厂进行修理。 2、 3返厂吊罩检查和修理情况：
变压器返厂后，割开钟罩和底盘的联结焊缝，吊开钟罩及线包检查，高压线包、铁心和外部可视的所有部件正常，各紧固件无松动现象，外观清洁，绝缘正常；吊出的高、中压线圈皆无变形和损伤，而三个低压线圈都有不同程度变形，其中a相最严重，c相较轻微，a相沿线包纵向2/3的绕组收缩变形严重，有3匝线圈的绝缘烧损，低压线圈的内衬还氧树脂筒无损伤和变形。由于返厂的同时，我们就考虑到低压线圈损坏的可能性大，必须进行更换，固由制造厂提前制作了同结构的低压线圈，并进行干燥处理；确认故障后，就立即更换了三个低压线圈及部分绝缘材料，将原高、中压线圈继续使用；由于变压器本体及相关绝缘材料暴露在空气中的时间仅48小时，大大缩短了变压器的干燥处理时间，经在工厂气相干燥40小时，变压器即通过了全部的出厂交接验收试验；考虑现场供电负荷紧张，变压器总装结束后即运回变电站；经过现场安装试验合格后，投入运行正常。由于运输方便，距离短，事故抢修准备充分，组织得力，从事故发生到变压器再次投入运行，仅用15天。 2、4变压器损坏的原因分析：
由于变压器本身抗短路冲击的能力较差，再加上中、低压绕组的短路阻抗最小；从变
压器运行历史情况看，在经多次发生低压侧近距离出口短路时，变压器绕组多次承受强大的电动力冲击和瞬间过热，引起低压绕组蠕变形和绝缘材料局部损坏，数次积累的破坏效应，最终导致低压线包损坏是该次变压器发生事故的直接原因。
3、 变压器在现场修复的实例：
3、 1发生出口短路事故情况简介：
某变压器（SFSZ7—220/150000），94年产品，97年8月开始运行，在2001年8月23日，强雷暴雨间有冰雹天气，由于高压室窗子玻璃损坏，雨水和潮气侵入室内，造成距变压器约50m的高压室内的铝排及支持瓷瓶放电，引发该变压器近距离三相出口短路，变压器差动保护动作，跳开变压器三侧开关，流过变压器的最大短路故障电流为 15000A，故障切除时间75mS。 由于现场试验变压器绕组直流电阻、空载损耗、绕组及铁芯绝缘、变压比、绕组泄漏电流等试验项目均无异常，检查变压器三侧避雷器计数器均未动作；油中溶解气体气相色谱分析正常，特征气体的比较数据如表3：
表3： SFSZ7—220/150000变压器油色谱检测值 单位：ul/l
气体组分 分析日期 07.12 故障前 08.23上午 故障后 H2 CO CO2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 总烃 33 58 998 1298 2079 3295 3.37 5.49 4.47 6.25 1.86 2.43 1.28 0.79. 10.98 14.91 08.23下午 55 1215 3078 5.31 6.49 2.12 0.94 14.86 故障后 基于差动故障点明显（且不在变压器内部），色谱分析和电气试验无异常，随对变压器差
动保护回路通电检查后，确定对变压器于8月24日冲击送电。结果变压器重瓦斯保护动作，检查瓦斯继电器内存有大量气体，点火能够燃烧；取油样色谱分析结果如表4： 表4：SFSZ7—220/150000变压器冲击送电后油色谱检测值 单位：ul/l 气体组分 分析日期 08.25 512 1317 2958 87 163.6 11.5 185.2 447.3 3、2现场试验情况及初步原因分析：
三比值法分析，故障编码为1 0 2,系高能量工频续流放电，可能为绕组之间或绕组对地之间的的绝缘油发生电弧击穿；由于CO、CO2特别是CO含量变化不大，C2H2含量最高，C2H6、CH4含量相对较低，C2H4含量较高，说明变压器内部系高能量放电故障和故障过程中的瞬间过热，涉及固体绝缘的可能性较小，变压器全面电气试验，绝缘项目正常，用变比电桥测量高、中压分别对低压的变比，无测量数据输出；测量35KV线圈直流电阻，不平衡系数超标，为获得更准确数据，从变压器35KV侧手孔处打开低压绕组的三角联结点，独立测量a、b、c三个低压线圈的直流电阻，具体结果如表5：
表5：SFSZ7—220/150000变压器低压绕组直流电阻测量数据 单位：Ω ab bc ac a b 0.03674 0.03208 0.03202 0.05164 0.06833 c 0.05147 H2 CO CO2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 总烃 由于b相电阻明显增大，说明35KV低压线圈b相存在匝间短路并有断匝现象。8月28日变压器吊罩检查，各部位紧固件无明显松动，外侧能见高压线圈无变形，外观可视油道无
堵塞，低压线圈变形情况无法检查，发现中相低压线包内侧与铁芯立柱之间有烧损的纸绝缘灰烬和少量铜熔渣；变压器扣罩密封，充干燥的氮气存放。
从以上检查试验和色谱分析结果推断，变压器低压线圈b相匝间短路并有断匝是变压器重瓦斯动作的直接原因。
3、3吊罩检查及修理情况：
考虑受事故抢修时间的限制，结合制造厂的抢修经验，由制造厂提前制做三个线圈及准备相关需更换的绝缘材料后，变压器在现场进行修复。9月8日8点00分，变压器吊罩吊出高中压线圈检查，检查无变形和放电现象，仅低压线圈a、b相严重变形，b相绕组线圈换位处2处分别烧断2股和3股导线，检查铁芯等其它部位正常，各部螺栓无明显松动。于11日23点30分，现场完成了变压器恢复性检修，本次更换了3个低压线圈及其上下主绝缘端圈、中低压线圈之间的纸板和油隙撑条、线包上下部的成型角环、低压线圈与铁芯柱间的地屏、部分密封胶垫等；经过器身整理和杂物清理，焊接恢复各联结引线，扣钟罩进行密封；随后变压器本体抽真空注油（故障后，提前对变压器油进行脱气和过滤处理并合格），12日变压器套管等附件组装完毕。由于变压器器身暴露在空气中近90个小时，各绝缘件受潮严重；必须在现场干燥处理，为提高干燥效率，现场干燥采用热油循环，变压器本体高真空度，底部辅助加热，经过178h的干燥，按规程（3）要求抽真空并注入合格变压器油，按更换线圈大修的标准进行现场交接验收试验，各项指标全部合格，并进行了变压器绕组变形测量，结果对比分析，符合要求；变压器投入运行，至今无异常。 3、4变压器损坏的原因分析：
23日变压器近距离出口短路后，虽然各项试验项目合格，色谱分析正常，无高能量放电特征，但该由于变压器系94年产品，在设计和工艺上对抗出口短路冲击性能的考虑不足，内侧绕组采用的是撑条和绝缘纸板结构，机械强度低，抗出口短路冲击的能力差，在短路电流电动力的作用下，所承受的幅向电动力使低压绕组沿径向向内压缩，造成低压线圈失稳，已经使变压器低压绕组变形，另，绕组在承受短路电流的瞬间，产生很大的热量，因热稳定
性差，中相低压匝间绝缘遭到破坏，给25日变压器冲击送电时重瓦斯动作，潜伏了隐患。同时，虽然事故直接表现在b相低压线圈，但由于变压器系承受了三相出口短路，结合近几年大型变压器出口短路后，三相低压线圈同时变形损坏而高中压线圈良好的实际，虽然外观无法检查到低压线圈的变形情况，但由于变压器中、低压绕组间的短路阻抗最小，三相低压线圈不同程度变形是肯定的；随确定本次变压器修复,三相线圈同时更换，并吸取事故教训，提高变压器抗出口短路冲击能力，新更换的线圈采用自粘式HQQN换位导线绕制，内径采用T4特硬纸板筒，撑条和垫块等采用进口纸板并密化处理。 4、几点体会和预防措施：
4、1随着现代电网装机容量的增大，电力系统用电负荷高，系统短路容量大，短路电流剧增，而变压器在科研、设计和制造中，抗出口短路冲击的能力跟不上，又加配电系统出线多，网络复杂，配电设备事故时有发生；是近几年变压器近距离出口短路损坏事故增多的主要原因。 4、 2变压器近距离出口短路瞬间，强大的短路电流通过变压器，引起严重过热和承受强大电动力，引起变压器绕组变形和绝缘材料损坏，是变压器损坏的直接原因；经现场分析判别，一旦确定绕组变形和绝缘材料损坏，只能尽快修复，线圈修整或更换；实践证明：变压器在现场能够更换线圈，这样既能缩短修复时间，又可减少返厂装运费用，只要采取必要的防受潮和干燥等措施，应该是经济可行的，但必须针对现场环境和技术条件等具体确定。
4、 3变压器近距离出口短路危害极大，造成的损失巨大；由于中低压绕组间的短路阻抗最小，一般低压线圈损坏的几率最大，其次是中压线圈。应考虑防止的有效综合措施，一是制造厂应优化设计和从严工艺，用户选型尽量选用通过短路试验的变压器，并合理选择容量和适当提高短路阻抗。二是要优化运行条件，提高变压器近距离出线的绝缘水平，特别是低压部分，减少低压相联结设备的绝缘事故几率，以降低近距离故障的影响和危害；三是并列变压器可考虑加装自投装置，便于开环运行，以减少短路时流过变压器的电流。四是尽量压缩系统中保护的级差，缩短开关掉闸时间，缩短短路电流通过变压器的时间。
4、4变压器近距离出口短路后，应尽快判别绕组是否变形和绝缘是否损坏，以便确定变压器是否继续投运；一是尽快进行油色谱分析，根据气体组分含量进行分析，一旦C2H2急剧上升，说明线圈可能烧坏或烧断，线包绝缘遭到破坏。二是进行全面电气试验，排除线圈开路、短路和绝缘损坏的可能，直流电阻测量是发现绕组是否损坏的最有效手段。三是进行变压器绕组变形测量，要与以往测量的正常波形对比分析，判定变压器是否确无故障。四是在不能确定的条件下，应进行吊罩检查，未经全面检查和综合分析，变压器不得投入运行。
4、5减少低压出口短路故障的几率，要保证变压器低压部分具有良好的绝缘水平，除加强检修维护外，可采取如下措施：一是设计时尽量采用封闭母线，减少外来天气和污秽等因素的影响；二是对变压器外部引出线或母排进行绝缘封闭改造，特别是对中相绝缘进行封闭，防止异物引起的相间短路；三是提高绝缘件的泄露比距，如10KV支柱采用35KV电压等级的绝缘子，35KV支柱采用66KV电压等级的绝缘子等，防止对地短路；四是配电装置在空间允许的条件下，加大相间空气绝缘距离，提高相间抗短路能力，开关柜的尺寸不能过分强调小型化；五是对电缆出线或室内布置结构，针对具体情况采取相应提高绝缘水平的可行措施。 4、6目前，国内外制造的大型变压器还不能完全适应各种近距离出口短路冲击的要求，特别是对可能频繁承受近距离出口短路冲击的变压器，除选型和制造时考虑增大短路阻抗外，还应考虑加装外附的串联电抗器（注意和电容器组的配合），以减少短路时流过变压器的电流。 4、7防止变压器近距离出口短路损坏事故，是一项系统的综合性工作，除以上措施外，还应考虑：(a)对事故频发的配电线路加强运行维护，在加强和提高线路绝缘水平上下工夫；（b）对绝缘水平低的开关柜等配电装置进行整改，减少配电设备事故；（c）防止小动物破坏，高压室内及电缆沟的孔洞进行封堵，裸漏导电部分加装热缩护套；（d）提高继电保护及其自动装置的正确动作率，防止保护拒动、越级或延时掉闸；（e）对诸如电缆线路等永久性故障几率大的配电线路，双电源供电线路，应考虑停用开关重合闸的可能，减少变压器承受短路电
流冲击的次数；（f）配电设备发生短路事故，不管变压器是否掉闸，都应该对事故进行技术分析，特别要对流经变压器短路电流的大小和时间进行统计分析，必要时对变压器油色谱化验分析；（g）开展好变压器绕组变形测量工作，普查变压器频响特性，对发生过近距离出口短路的变压器，适时进行比较分析。
5、结束语：
变压器近距离出口短路损坏事故，危害严重，损失巨大，影响电网安全稳定运行；正确的综合分析，尽快判别故障性质，对制定修复方案，迅速恢复运行，至关重要；采取综合性的治理和预防措施，针对性的减少配电事故，减少变压器近距离出口短路的几率，确保变压器安全运行，必须引起制造厂、检修和运行单位的高度重视。
第四章：一起110kV变压器高压绕组断股故障的分析处理
摘要：结合现场一起110KV变压器高压绕组断股故障的处理实例，对绕组直流电阻的测试结果进行分析，并结合故障后油中特征气体含量的变化情况，介绍类似故障的分析和试验方法，提出预防事故的综合防范措施。
1 引言
大型电力变压器绕组中的电流很大，为降低绕组中的涡流损耗，在制造过程中其绕组大多采用数根相同的导线并联而成；为使绕组中并联的每根导线的长度和直流电阻基本相等，使各导线在正常运行时通过的电流均等，降低并联导线之间的循环电流，以节约铜材、提高材料利用率和降低变压器的附加损耗，并联导线通常需要进行换位；由于纠结式绕组的换位纠结线需要进行焊接，对接头焊接质量要求严格，再加换位导线在换位处的爬坡较陡，在变压器承受短路电流冲击的瞬间，承受的电动力就更为复杂，较其它部位更容易发生变形和断线，本文结合现场一起110KV变压器高压绕组断股故障的处理实例，进行绕组直流电阻和油中特征气体含量的试验分析，介绍类似故障的分析试验方法，提出预防事故的综合防范措施。
2 变压器断股故障的现场特征
某型式为SZ10—50000/110的变压器，采用MR型有载分接开关，110kV高压线圈采用4股导线并绕的制作结构，绕组的导线从根部引出并与多股软铜线焊接形成高压引线；该变压器2004年10月出厂，当年12月安装并交接验收试验合格，由于当时负荷的原因，经过5次全电压冲击并正常试运行24小时后停运，2006年1月10日再次并网运行，低压侧经过10kV母线带2条10kV线路约4000kVA负载，1月18日其中一条10kV线路出线电缆头的a、c相避雷器引线短接，造成相间放电短路，线路出线开关掉闸，变压器仍正常运行，故障点距变压器的电气距离约150米；2006年1月19日20时41分，在发电机通过10kV联络线同期并网时，变压器差动保护、后备保护、与电厂联络的线线路保护启动，瓦斯继电器发信号，差动保护动作掉闸。现场对变压器外观检查，瓦斯继电器内有少量气体，其它未发现箱体变形等异常现象；分析差动保护录波发现三相故障电流不平衡，高压绕组A、B、C三相电流的近似值为204A，13 2A和 1710A，二次绕组a、b、c三相电流的近似值为925A，1050A和1500A，初步判定该变压器C相高压绕组发生故障。 3 试验数据的初步分析
为查清故障的部位及性质，分别取油、气样进行色谱分析；现场对变压器进行绕组直流电阻、变压比、铁心及绕组绝缘电阻、空载损耗等测量试验，发现变压器油中特种气体含量异常和高压绕组三相直流电阻不平衡。
3.1关于油色谱结果的初步分析
变压器故障前后油、气气相色谱分析结果如表1
[1]
表1 变压器油、气气相色谱分析结果 单位：ul/l 试验日期 氢气 一氧化碳 二氧化碳 甲烷 乙烯 乙烷 乙炔 总烃 备注 135 205 1116 213 412 399 1002 365 0.68 0.83 1.65 0.82 0.58 6.03 1.12 0.62 0 0 2.63 油样 2.03 油样 05.06.29（故障前） 51 05.12.28（故障前） 66 06.01.18（故障后） 29435 06.01.18（故障后） 82 2876 9668 685 12980 26209 气样 0.48 8.27 16.43 油样 可以看出，故障后油中特征气体乙炔的含量占主要成分，且超出《电力设备预防性试验规程》规定的5ul/l注意值，由于总烃的含量较低，未达到导则规定的150ul/l注意值的数值[2]，不能用三比值法进行判断分析；又CO、CO2等特征气体含量变化不大，铁心及绕组绝缘电阻、空载损耗等测量试验合格，结合瓦斯继电器内有可燃性气体，判定该变压器内部发生高能量的电弧放电故障，该故障未涉及固体绝缘，可能集中在有载调压开关和变压器绕组等部位，与铁心等部件关系不大。
3.2关于绕组直流电阻不平衡的初步分析
现场测量变压器高、低压绕组所有分接的三相直流电阻，其测试结果如表2
表2 变压器绕组直流电阻测试数据 单位：Ω
相别 分接位置 1 2 3 4 5 6 7 8 9 RAO 0.3681 0.3611 0.3538 0.3468 0.3399 0.3335 0.3274 0.3212 0.3137 RBO 0.369 0.3622 0.3549 0.3479 0.3406 0.3345 0.3282 0.3221 0.3144 RCO 0.4739 0.4669 0.4597 0.4526 0.4455 0.4393 0.4330 0.4267 0.4186 三相不平衡系数% 26.2 26.7 27 27.7 28.1 28.6 29.1 29.5 30 相别 分接位置 10 11 12 13 14 15 16 17 RAO 0.3237 0.3302 0.3371 0.3439 0.3502 0.3564 0.3627 0.3692 RBO 0.3230 0.3297 0.3369 0.3438 0.3502 0.3565 0.3630 0.3693 RCO 0.4278 0.4346 0.4416 0.4487 0.4550 0.4614 0.4676 0.4741 三相不平衡系数% 29.2 28.7 28.1 27.6 27.2 26.8 26.3 25.9 低压侧 Rab =0.004131 Rbc =0.004133 Rca=0.004146 线间不平衡系数0.3% 比较表2中的数据可以发现，高压侧C相直流电阻明显偏大，且各分接的三相不平衡系数皆超过25%；由于变压比测量结果合格，低压侧直流电阻测量合格，可以排除A、B相故障和C相绕组断匝的可能，由于C相在每个分接的直流电阻都大，且符合调压线圈匝数变化
[3]
的规律，可以排除调压线圈和分接开关的切换开关部分发生故障的可能，故障的部位极有可能在主绕组和分接开关的选择开关联结部位；一是选择开关极性转换器的CK点压接螺栓松动，二是高压线圈引线与套管导电杆的焊接不良，三是高压线圈根部G3点与引线的焊接不良，四是变压器主线圈导线焊接点开焊或断股；又由于变压器高压线圈是4股导线并绕结构，而恰恰C相直流电阻增加值在四分之一左右，C相线圈4股导线断一股的可能性最大。 4 变压器故障部位的进一步确认与修复
为进一步查找故障部位，按照由简到繁的顺序进行检查；变压器绕组（含调压线圈）及分接开关的电气接线如图1所示。
图1 变压器绕组及分接开关的电气接线图
1月20日拆除C相高压套管，对高压引线焊接部位（图1中的G3点）进行检查，未发现放电和过热异常；又在现场对变压器放油，从人孔进入检查本体，检查选择开关到调压线圈各联结点的压接情况，其中，重点检查故障相有载调压开关选择开关极性转换器的CK点（如图1位置），无联结松动和放电痕迹；检查变压器内部可见部位，未发现集炭发黑或过热异常，因该变压器C相线包在人孔的另一侧，工作人员无法进入而进行更详细检查；又从选择开关的极性转换器的CK点处解除调压线圈，直接对三相主线圈的直流电阻进行测量，测得电阻值分别为RA AK=0.3156Ω，RB BK=0.3152Ω，RC CK=0.4209Ω，C相电阻值仍然明显偏大，不平衡系数在25%以上；22日在现场按照制造厂要求对变压器吊罩进一步检查，外部可见线圈的焊接部位无发热和烧灼痕迹；剥开C相导线根部H3点和其它焊接部位的绝缘包扎层，焊接质量良好，所以，判定变压器故障部位在C相主线圈内部，结合试验结果分析，具体故障部位应该在C相绕组内部导线的换位焊接点处；变压器只能返厂检查和修复。
变压器返厂后吊出调压线圈，在C相主线圈自下而上第28段内层，发现换位处的导线搭接处因虚焊而被烧断，外包的绝缘纸烧焦。对该点重新焊接并加强导线绝缘包扎；修复后的变压器于2月5日返回变电站，安装投运后运行良好。
5 故障的原因分析与防范措施
从以上的检查试验过程可以知道，本次变压器高压绕组断股故障的直接原因，应该是线圈导线的焊接质量不良引起；只所以变压器能够顺利通过出厂及交接验收的所有试验项目，并经过较长时间运行而无发热现象（本次故障前变压器油色谱分析正常），也未暴露出故障其它象征，主要是因为：一是正常测量直流电阻的电流（一般为5A--20A）较小，只要是有一定的接触面测试结果就能合格。二是运行后变压器的实际负载电流小（不到额定电流的十分之一），四股导线组成的线圈仅有一股导线焊接质量不良，还不会导致线圈过热。1月18日10kV出线电缆头处的a、c相短路故障，使变压器经受了近距离出口短路电流的冲击，虽然10kV出线开关掉闸的同时变压器未能损坏故障，但超过额定电流数倍的短路电流通过绕组导线，短路电流产生的机械应力和超过允许运行温度数倍的瞬间高温，使绕组发生一定的变形，使导线换位处的不良焊接点遭到进一步破坏，给本次高压绕组断股故障留下隐患，使变压器在发电厂正常并网电流的扰动下，即发生了高压绕组断股故障。该股导线烧断时，由于变压器保护动作及时，没有损坏相临导线的绝缘而发生短路，试验时仅发现变压器油中乙炔含量高和高压绕组三相直流电阻不平衡。作者认为要避免类似故障发生，应重点采取以下防范措施：
5.1变压器绕组换位处的应力集中，受力情况复杂，其焊接点在经过短路电流时容易发生断股，危急变压器安全运行，是变压器制造过程中的关键环节；变压器制造厂家应保证焊接导
线足够的搭接长度，改进焊接工艺，提高焊接质量，以适当增加其抗弯和拉伸强度。 5.2落实国家电网公司颁布的十八项反事故技术措施要求，减少变压器低压出口短路故障的几率，是减少短路损坏事故的重要技术措施；除加强设备的检修维护和提高装置绝缘水平外，还应采取减少气候环境及污秽影响的措施，通过压缩变压器主保护的动作时间，缩短故障电流的作用时间等等。
5.3变压器经受出口短路电流冲击，不管是否引起变压器掉闸，应尽快判别绕组是否变形和绝缘是否损坏，要尽快取油样进行油色谱化验，根据气体组分含量进行分析，一旦C2H2急剧上升，说明线圈可能遭到破坏。有条件时应进行全面电气试验，以排除线圈绝缘损坏的可能，直流电阻测量是发现绕组是否损坏的最有效手段。
5.4加强变电站配出线路的运行管理，建立配电线路故障分析记录，记录应包涵每条配电线路的掉闸情况，故障电流大小，保护动作时间，故障点距变电站的电气距离等，以之指导变压器的运行试验和状态检修。
5.5变压器经受出口短路电流冲击，高压和低压绕组都有断股损坏的可能，故障的查找应该针对不同变压器的结构特点，由简到繁，加强试验数据的综合分析，准确对损坏部位定性和定位，尽量减少现场吊罩，并尽快联系制造厂家做好修复准备。
6 结束语
随着电网容量的增大，系统短路电流不断提高，发生低压短路故障时，变压器会遭到不同程度的破坏，需要根据试验结果进行综合分析，判别故障的性质和程度，对制定修复方案，迅速恢复运行，至关重要；运行单位和制造厂家应共同努力，采取综合性的防范措施，减少变压器出口短路的几率，提高变压器自身抗短路冲击能力，确保变压器安全运行。
参考文献：
[1] GB1094.5—85.电力变压器 第5部分：承受短路的能力.[S] [2] GB/T7252—1987.变压器油中溶解气体分析和判断导则. [S] [3]] DL/T596—1996.电力设备预防性试验规程. [S]
第五章：变压器有载分接开关常见故障的综合判断与现场处理
1 前言
随着国民经济的发展，在电力系统中，用有载分接变压器联络电网，稳定负荷中心电压，调节电网潮流分布，改善电气设备运行条件和提高供电电压质量，满足工农业生产需要，具有广泛的优越性。在近十几年中就在电力系统中得到广泛的应用，有载分接变压器采用的分接开关，做为一种在线动态装置，要不断的动作和切断负荷电流，动作相对频繁；但由于分接开关制造工艺质量和安装、运行、使用、维护不当，运行条件恶劣等原因，就不可避免的给变压器运行增加了事故几率，且占变压器本体故障相当高的比例，严重影响设备和系统的安全运行，本文将结合多年来，有载分接开关使用和检修运行过程中，发生、分析处理故障的实例，对现场发现、判断和处理的过程进行叙述，介绍大型变压器有载分接开关常见故障的综合判断和处理方法及预防措施。
2 【实例一】选择开关故障：
2、1 某变压器（型号为SFPSZ4-150000/220），该变压器采用ZY1系列国产有载分接开关；99年11月5日，在变压器由4分接向3分接调压的过程中，变压器瓦斯保护动作，变压器三侧开关掉闸；进行电气试验发现，220KV高压绕组A相各分接的直流电阻异常，其中，3分接时绕组断线开路，直流电阻为∞Ω，5分接时直流电阻较正常成倍增长；而A相绕组其它分接和B、
C相绕组所有分接的直流电阻合格，均按分接顺序递增或递减，绝缘电阻、介质损失角等电气
绝缘和特性试验项目正常，事故前后变压器本体油色谱分析的对比结果如表1。
表1 变压器油色谱检测值 单位：ul/l 成份 H2 分析日期 99年8月 14 958 5793 16.46 4.94 13.2 0.18 34.78 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 总烃 （事故前） 99年11月 235 （事故后） 1287 5799 39.45 9.63 53.27 53.89 156.24 2、2 故障的判断分析：由于变压器本体油中特征气体含量，乙炔（C2H2）占重要成分，约
为35%，同时C2H2/ C2H4 ≈1， CH4/ H2=0.17，C2H4 / C2H6=5.5，三比值编码为1 0 2，判定变压器内部存在工频续流的高能量放电
（1）
；结合绕组直流电阻测量结果，A相3分接开路，4分接
直流电阻增大，其它分接直流电阻正常，可判明变压器的主线圈绕组正常，除A相3、4分接调压线圈外，B、C相和A相的其它调压线圈也正常，事故可能是有载分接开关选择开关的4分接触头接触不良，调压切换到该分接，通过运行电流时燃弧，导致触头烧坏并开路。
2、3 现场处理：准备好选择开关触头后，对变压器吊罩检查；其中，有载分接开关切换开关的各触头无燃弧放电痕迹，变压器各绕组及联结线正常，但发现A相选择开关4分接触头烧坏，静触头烧掉约1/2，动触头表面烧损，动、静触头不能接触，之间约有5mm的间隙；3分接触头有放电烧伤痕迹。随对3、4分接的触头进行更换；经对变压器本体油脱气处理，变压器投于运行后，色谱跟踪分析正常。
2、4 预防措施：变压器有载分接开关的选择开关，虽然在调压过程中不参与切断负荷电流，但每一次切换选择，要求动、静触头都必须可靠接触，且接触的压力和面积满足通过负荷电流的要求，故应采取如下几种预防措施：一是正常预防性试验时应测量逐个分接的绕组直流电阻，不常用分接应反复切换后测量，测量的结果应满足《电力设备预防性试验规程》，同分接不同相直流电阻误差小于2%的要求，同相各分接直流电阻按一定的规律递增或递减。二是变压器一旦吊罩检查，重点应检查选择开关各触头的接触情况，动、静触头两接触面间应有足够的压力，同时对发现有烧伤放电痕迹或表面氧化的触头，要进行修复或定期更换；必要时要逐一测量各动、静触头间的接触电阻，其阻值应小于500uΩ。三是变压器运行中的调压操作，应随时监视运行电压的变化，出现电压不变化、变化不符合调压规律，三相电压变化不对应等情况，应立即停止调压并查明原因，进行处理。
（4）
3、【实例二】切换开关故障
3、1 某变压器（SFPSZ1-150000/220），84年产品，分接开关型号：ZYI-III-500/110C±8；92年12月9日，变压器在由2分接向1分接调压的过程中，有载分接开关瓦斯继电器动作，三侧开关掉闸，现场外观检查发现：分接开关油箱顶部的防爆膜炸裂，上部保护挡板飞出45米以外，变压器的分接开关侧喷出大量变压器油，分接开关油枕中的油全部漏完，分接指示变压器本体为1，机构指示为2；变压器外部其它部件未见异常；随在事故后的状态下，对变压器进行电气检查试验和对本体油取样色谱分析。色谱分析数据正常，各类绝缘项目及变压比、直流电阻等特性项目均正常。
3、2 故障的判断分析：从外观检查和试验情况看确切故障点应在切换开关油箱内部，吊出切换开关芯子发现：油箱内部及开关本体大量集碳，过渡电阻烧断，部分单数侧触头放电严重和烧掉，油箱底部有烧熔的铜屑和过渡电阻丝，转轴从底部拧断；经查看运行记录，该变压器自10月19日大修投运后，运行正常，但从2分接向1分接的调压仅此一次，再加分接指示位置机构和本体不对应，故不难发现断轴和烧坏分接开关，是由于安装错位，调压至极限位置时过档和燃弧引起。由于切换开关不可修复，故本次确定对有载分接开关整体更换。 3、3 现场处理：由于当时该变电站两台变压器运行，且负荷较重；考虑单台变压器运行可靠性差，新的分接开关又不能短期运到现场，故障变压器不允许长期退出运行；根据变压器本体试验和综合分析情况，将该变压器做为无载变压器临时投入运行；具体做法是：现场在外部将切换开关手动切换到正常的双数触头侧，测量各触点接触电阻正常，回装至其油箱内，注入合格的变压器油，顶盖密封（损坏的防爆膜处，临时加工一铁法兰代替），拆开切换开关和机构联结的传动轴，测量该位置的绕组直流电阻三相平衡，且与上次试验数据比较，判定合格，并确认实际在2分接；校核分接开关瓦斯和变压器本体瓦斯继电器能够可靠动作；送电时，并将另一台变压器调压机构同时闭锁，也固定在2分接运行（防止并列运行在两台变压器之间产生环流），变压器送电后每周取油样色谱跟踪分析正常，如此变压器一直坚持运行2个月，到93年2月12日，新的分接开关运到现场，停电进行了更换。
3、4 预防措施：有载分接开关主轴，在设计和制造时为保障正常受力，设置了在过载状态下不损坏其它部件的薄弱断轴点，若在卡涩、过档等状态下调压操作，主轴将被扭断，防止达不到切换速度，电弧不能切断，或切换、选择配合不当而损坏切换开关和变压器本体内的
选择开关，造成更大的事故。因此在分接开关的安装和检修消缺时，一定要按产品使用说明书和规程要求，调整和校核机构动作程序，先手动调整，并在两极限挡机械闭锁动作正常后，再进行电动操作。
（2）
4、【实例三】切换开关油箱密封不良
4、1 某主变（SFSZ7—40000/110），所用有载开关为ZYI系列国产开关，90年5月18日安装投运，由于供电用户对电压合格率要求高，调压频率比较频繁，当月对变压器油色谱分析异常，色谱分析数据如表2。
表2 变压器油色谱检测值 单位： ul/l 成份 分析日期 95.5.18 95.5.20 95.5.23 H2 12 67 76 CO 365 587 635 CO2 3756 4388 4276 CH4 0.67 8.76 12.6 C2H4 1.08 5.79 6.1 C2H6 0 6.27 6.34 C2H2 0 6.87 8.93 总烃 1.75 27.69 32.63 油中微水含量为：11.5uL/L。由于气体组分中C2H2占主要成份，且超出注意值，色谱分析三比值法判断，初步怀疑变压器内部存在高能量的放电故障。
4、2 现场分析判断：停电对变压器进行全面电气检查试验，由于变压器绕组直流电阻、空载损耗、绕组及铁心绝缘、变压比、绕组泄漏电流等试验项目均无异常，故怀疑可燃性气体来源于有载分接开关油箱的渗漏。
4、3现场处理：因变压器停电方便，吊出切换开关芯子，放油进行密封检查；擦干油室，发现油箱绝缘筒上法兰与变压器本体连接处，周圈渗漏，校紧螺栓无效，分析系O型密封圈不良引起，因当时无备件，暂未处理。恢复变压器运行，同年12月由制造厂更换了该密封胶垫，并更换分接开关油箱中的变压器油，对变压器本体油真空脱气处理，运行后色谱跟踪分析正常。
4、4预防措施：造成有载分接开关渗漏油的原因，既有开关本身产品制造质量问题，也有变压器制造厂装配因素引起，还有现场安装、维护、检修不利的原因，做为运行使用单位关键是把握好安装和大修等检查环节，重点从以下几个方面采取预防措施。一是按变压器大修或安装程序，要先放出变压器本体油，建议吊出分接开关芯子后，保留有载分接开关油箱中的变压器油，变压器吊罩后，用干燥的海绵，擦干分接开关油箱绝缘筒外表面，并对油箱中的油位做好标记，首先外观检查各密封胶垫的位置是否适中，校紧油箱低部排污螺栓（一般为反丝）等紧固件。再检查绝缘筒外部有无油箱内腔油渗出，检查油箱油位是否变化，来判别是否存在渗漏。二是变压器扣罩注油后，放出分接开关油箱中的变压器油，对油箱内部的脏污进行清理（必要时用合格的变压器油反复冲洗），在切换开关芯子回装前，要仔细观察变压器本体油是否反渗到分接开关油箱内。三是结合对变压器本体的密封检查，对变压器本体油施加0.3—0.4大气压的压力，检查本体油是否渗漏到分接开关油箱内；这样可以保证在调压切换瞬间，分接开关油室内部随有压力，其油箱中的油也不会渗漏到变压器本体。四是变压器和有载分接开关在注油或补油时，一般应使变压器本体油的油位高于有载分接开关小油箱的油位，以便使小油箱承受由外至里的正压力，使分接开关油箱中的变压器油，即使在调压切换时，也很难渗到变压器本体中。五是结合大修定期更换其密封胶垫。
（3）
5、各类外观故障：
在分接开关现场实际运行中，除发生以上类似的内在故障外，还会经常碰到一些诸如在机构和油箱外观的一些故障和异常，若不及时处理，往往也会危及变压器的安全运行。 5、1电动机构滑档：变压器有载分接完成一次变化操作，电动机应自动断开；而现场有时发生滑档现象，主要有以下3个方面的原因，一是交流接触器、中间继电器因剩磁或油脂粘结而失电延时；二是行程开关动作程序变位；三是交流接触器动作配合不当；处理时应结合具体情况，清除交流接触器铁心油污，更换延时的接触器，调整顺序开关顺序或改进电气
接线回路，确保触及控制分级变换。
5、2电动操作拒动：新安装的电动机构在调试时容易发生拒动现象，一般由未接操作电源、电源缺相、手摇时闭锁开关未复归、电气元件损坏或操作电源相序错误等引起，查找时用万用表测量各相电压或调整电源相序，查看闭锁触点，针对具体情况消除即可。 5、3电动机构的传动轴脱肖：远方操作分接时，电压表和电流表却无相应变化，一般是传动轴的联结销在转动的过程中脱落引起；恢复时，要注意检查油箱顶部分接开关位置和机构箱内的指示位置及远方操动位置一致，重新联结后要进行校验，确保动作程序正确。 5、4另外，现场也发现和处理了机构齿轮箱漏油，机构箱进水受潮，加热装置温度范围调整不当，电动机烧毁，切换开关油箱漏油，有载分接开关瓦斯误发信，机构空气开关自动脱扣、电气元件损坏等异常现象，需查明原因分别处理。
6、结束语：
变压器有载分接开关做为变压器电回路中，唯一动态的装置，发生故障的的几率高于变压器本体的其它部件，这就需要检修运行单位，认真执行规程规定，定期进行维护和检查试验，采取必要的预防措施，发现问题应综合分析判断，及时消缺，防止变压器故障的发生和扩大。
第六章：气相色谱法对大型变压器故障的综合分析
1、前言
用气相色谱法分析判断变压器故障，是从运行中的变压器油中取出油样，对油中所溶解的气体进行分离和分析，确定溶解在油中特征气体的组分和含量，并逐一定性和定量，来分析判断变压器的运行状态和故障类别；96年修订后的《电力设备预防性试验规程》，在变压
（1）
器全部32项预防性试验项目中，首先把油中溶解气体色谱分析放在了第一位；同时规定判断故障时可供选用的试验项目，也将油中气体分析判断异常做为首选，而且，在判断故障的6项供选项目中，仅判断绝缘受潮可不考虑油中溶解气体的分析；由此可见，油中溶解气体色谱分析，在变压器的安全运行和故障判断中占有相当重要的地位。
在变压器故障的诊断检测技术中，靠分析油中可燃性特征气体的成份和含量，即用气相色谱分析法来分析诊断变压器内部故障，由于其灵敏有效，在供电生产实际中愈加受到关注和应用；特别是能够在变压器运行过程中，发现其潜伏性的早期故障，避免变压器损坏事故发生，是目前所有电气试验项目无法替代的；这是由于有些故障不发展到一定的程度，其电气特性就不会发生任何质的变化，试验项目的电气量也就不能充分体现；但，由于变压器油中可燃性特征气体的来源较为复杂，气相色谱法也有一定的局限性，如：很难判断故障的准确部位或部件，甚至还会误判造成不必要的检修；因此，气相色谱分析法判断故障，必须和电气试验项目有机结合，进行综合分析判断，才能准确的对故障定性和定量识别，这也是预防性试验规程一再明确的要求。本文结合现场实例，介绍利用气相色谱分析法，对变压器的故障综合分析判断，提出有关实际应用中的注意事项。
2、油中溶解气体和变压器故障之间的关系论述
众所周知，变压器油做为一种良好的介质，在变压器中主要起电气绝缘和冷却散热的作用，在变压器内部一旦发生过热和放电故障时，变压器油和其它绝缘材料就会发生化学分解，产生特定的烃类气体和H2、碳氧化物等，这些气体的种类、数量和产气速度往往又与故障的温度密切相关；理论实践证明，随着故障温度的升高，产气量最大的烃类气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。而这些特征气体大部分溶解在变压器油中，少量上升至油的表面，并进入瓦斯继电器。所以，定期测量变压器油中溶解特征气体的成份和含量，即能判定变压器内部的发热程度，靠分析发热或放电点的温度来确定是否存在故障，以及故障的性质、类别和严重程度。变压器油中溶解气体分析和判断导则，给出特征气体与温度及故障类别的关
系（2）如下表：
表一：特征气体与故障性质的关系 序号 1 2 3 4 5
故障性质 一般过热性故障 严重过热性故障 局部放电 火花放电 电弧放电 特征气体的特点 总烃较高，C2H2小于5ul/l的注意值，故障处于早期阶段，产气的速率较慢 总烃高，C2H2可能大于5ul/l，但尚未构成总烃的主要成分，H2的含量较高，产气速率快。 总烃不高，H2的含量大于150 ul/l的注意值，CH4占总烃的主要成分 总烃不高，C2H2含量较高，往往大于10ul/l，H2的含量较高。 总烃高，C2H2含量高往往构成总烃的主要成分，H2的含量高。 3、典型实例分析
【实例1】2001年8月23日，某变压器（SFSZ7—220/15000）在雷暴雨天气，经受在离变压器出口50M的近距离三相短路（流过变压器的最大短路故障电流为 15000A，故障切除时间75mS），在变压器色谱分析、绕组直流电阻、空载损耗、绕组及铁芯绝缘、变压比、绕组泄漏电流等试验项目正常的前提下，再次对变压器冲击送电，结果变压器重瓦斯保护动作，检查瓦斯继电器内存有大量气体，点火能够燃烧；取油样色谱分析结果如下： 表二：实例1中变压器油色谱检测值 单位：ul/l 气体 CO H2 CO2 CH4 C2H6 33 998 1298 1215 1317 2079 3295 3078 2958 3.37 5.49 5.31 87 1.86 2.43 2.12 11.5 C2H4 C2H2 总烃 分析日期 07.12 出口短路前 4.47 6.25 6.49 163.59 1.28 0.79. 0.94 185.21 10.98 14.91 14.86 447.3 08.23（上午） 58 出口短路后 08.23（下午） 55 出口短路后 08.25 （瓦斯掉闸后） 512 三比值法分析编码为1 0 2，系高能量工频续流放电，初步判断，可能为绕组之间或绕组对地之间的绝缘发生电弧击穿；由于CO、CO2特别是CO含量变化不大，C2H2含量最高，C2H6、CH4含量相对较低，C2H4含量较高，说明系高能量放电故障和故障过程中的瞬间过热，未涉及变压器固体绝缘；变压器全面电气试验，各项绝缘项目正常；但高、中对低压的变比测量不出数据，35KV直流电阻不平衡，b相电阻明显偏大 ，说明35KV低压线圈b相存在匝间短路并有断匝现象；结合电气试验进一步明确了故障的具体部件。8月28日变压器吊罩检查，各部位紧固件无明显松动，外侧能见高压线圈无变形，外观可视油道无堵塞，低压线圈变形情况无法检查，发现中相低压线包内侧与铁芯立柱之间有烧损的纸绝缘灰烬和少量铜熔渣；从以上检查试验和色谱分析结果推断，变压器低压线圈b相匝间短路并有断匝是变压器重瓦斯动作的直接原因；23日变压器近距离出口短路后，虽然各项试验项目合格，色谱分析正常，无高能量放电，但该由于变压器系94年产品，在设计和工艺上对抗出口短路冲击性能的考虑不足，内侧绕组采用的是撑条和绝缘纸板结构，机械强度低，承受抗出口
短路冲击的能力差，在短路电流电动力的作用下，所承受的幅向电动力使低压绕组沿径向向内压缩，造成低压线圈失稳，已经使变压器低压绕组变形，另，绕组在承受短路电流的瞬间，产生很大的热量，因热稳定性差，中相低压匝间绝缘遭到破坏，给25日变压器冲击送电时重瓦斯动作，潜伏了隐患。进一步检查，吊出各线包，发现低压b相线圈严重变形，线圈层间绝缘损坏，并绕的导线有一股损坏；现场对变压器的三个低压绕组进行更换。 【实例2】某变压器（型号为SFSZ4-150000/220），该变压器采用ZY1系列国产有载分接开关；99年11月5日，在变压器由4分接向3分接调压的过程中，变压器瓦斯保护动作，变压器三侧开关掉闸；进行电气试验发现，220KV高压绕组A相各分接的直流电阻异常，其中，3分接时绕组断线开路，直流电阻为∞Ω，5分接时直流电阻较正常成倍增长，而A相绕组其它分接和B、C相绕组所有分接的直流电阻合格，均按分接顺序递增或递减；绝缘电阻、介质损失角
等电气绝缘和特性试验项目正常，事故前后变压器本体油色谱分析对比，具体结果如表三：
表三 实例2中变压器油色谱检测值 单位：ul/l
气体 分析日期 99年8月（事故前） 14 99年11月（事故后） 235 958 1287 5793 5799 16.46 39.45 4.94 9.63 13.2 53.27 0.18 53.89 34.78 156.24 H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 总烃 由于变压器本体油中特征气体含量，乙炔（C2H2）占重要成分，约为35%，同时C2H2/C2H4 ≈1，CH4/H2 =0.17，C2H4/C2H6=5.5，三比值编码为1 0 2，判定变压器内部存在工频续流的高能量放电；结合绕组直流电阻测量结果，A相3分接开路，4分接直流电阻增大，其它分接直流电阻正常，可判明变压器的主线圈绕组正常，除A相3、4分接调压线圈外，B、C相和A相的其它调压线圈也正常，事故可能是有载分接开关的选择开关的4分接触头接触不良，调压切换到该分接，通过运行电流时燃弧，导致触头烧坏并开路。准备好选择开关触头后，对变压器吊罩检查发现；有载分接开关切换开关的各触头无燃弧放电痕迹，变压器各绕组及联结线正常，A相选择开关4分接烧坏，静触头烧掉约1/2，动触头表面烧损，动、静触头不能接触，之间约有5mm的间隙；3分接触头有放电烧伤痕迹。随对3、4分接的触头进行更换；经对变压器本体油脱气处理，变压器投于运行后，色谱跟踪分析正常。
【实例3】某主变（SFSZ7—40000/110），所用开关为ZYI系列，90年5月18日安装投运，由于供电用户对电压合格率要求高，调压频率比较频繁，当月对变压器油色谱分析异常，色谱分析具体数据如表四：
表四 实例3中变压器油色谱检测值 单位： uL/L 气体 CO H2 CO2 CH4 C2H6 C2H4 分析日期 95.5.18 95.5.20 95.5.23 12 67 76 365 587 635 3756 4388 4276 0.67 8.76 12.6 0 6.27 6.34 1.08 5.79 6.1 C2H2 总烃 0 6.87 8.93 1.75 27.69 32.63 油中微水含量为：11.5uL/L。由于气体组分中C2H2占主要成份，且超出注意值，初步怀疑变压器内部存在高能量的放电故障。随停电对变压器进行全面电气试验检查，由于变压器绕组直流电阻、空载损耗、绕组及铁心绝缘、变压比、绕组泄漏电流等试验项目均无异常，排除了变压器本身存在潜伏性故障的可能；因变压器停电方便，吊出切换开关芯子，放油进行密封检查；擦干油室，发现油箱绝缘筒上法兰与变压器本体连接处，周圈渗漏，断定可燃性气体来源于变压器有载调压开关油箱的渗漏。校紧螺栓无效，分析系O型密封圈不良引起，因当时无备件，暂未处理。恢复变压器运行，同年12月由制造厂更换了该密封胶垫，并更换调压开关油箱中的变压器油，对变压器本体油真空脱气处理，运行后色谱跟踪分析正常。
【实例4】某主变（SFSZ4—150000/220），87年产品，89年11月投运前现场吊罩检查，摇测铁芯接地电阻为0；查找时在铁芯与地之间接入万用表电阻档，用绝缘纸板塞插可疑接地点，当塞至铁芯上部BC相之间位置时，万用表开路，确定了接地点部位，系固定拉板棱角与铁芯碰接形成多余接地点引起，随在此处塞3层0.5mm厚绝缘纸板包扎处理；90年6月13日变压器投运，6月23日色谱分析发现有微量乙炔（0.2ul/l），CO、CO2呈上升趋势，具体分析结果如下表：
表五 实例4变压器油色谱分析检测值 单位：ul/l 气体 CO H2 CO2 CH4 C2H6 分析日期 90.6.8 90.6.14 90.6.19 20.16 22.4 23.7 50 67.2 66.9 265 434 312 5.7 7 5.7 0.9 0.5 0.2 14.6 11.1 10.7 0 0 0 22.22 18.6 16.5 C2H4 C2H2 总烃 90.6.23 18.6 120.7 507.4 4.8 0.5 9.1 0.2 14.6 首先测量变压器铁芯接地电流为9.2A，随判定色谱分析数据异常的原因，是由铁心多点接地而环流过热引起，由于受电网负荷影响，变压器不能立即停电处理，随在铁芯接地引下线处串入100欧姆、200W的线性电阻和并入220V的ZnO避雷器，以限制流过外接接地点的电流；避雷器的作用是防止并入电阻开路，而引起铁芯失去正常接地；电阻将铁芯接地电流限制在0.25A，变压器继续运行3个月，色谱跟踪检测正常。
90年11月，变压器吊罩处理铁芯多点接地，外观检查仍未发现明显故障点，由于铁芯外漏部分仅占整体铁芯的40%左右，虽然查找历经2个小时，也未找到确切故障部位；最后根据现场条件，用2500V绝缘摇表对6台10KV电容器组（电容量为2uF）充电，靠积聚电能冲击变压器铁芯接地点，结果发现C相芯柱底部放电，连续5次冲击，铁芯绝缘电阻由零上升到250MΩ，变压器恢复运行。
送电后，当日取油样色谱分析，发现油中出现6.9ul/l的乙炔，运行中测量铁芯接地电流为10mA，色谱跟踪分析总烃和乙炔未再继续上升，说明故障点确已消失，出现的乙炔系由本次烧除多余接地点时，火花在油中瞬间放电引起。处理前后色谱分析具体数据如表六： 表六 实例5变压器油色谱分析检测值 单位：ul/l 气体 分析日期 91.11.4 92.4.4 92.4.5 92.4.10 92.4.28
H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 总烃 14.86 40.8 46.9 33.3 44 341 675 941 896 948 1033 1769 2018 2034 3262 11.13 14.7 18.4 11.3 17.7 1. 1.9 2.8 1.7 2.2 0.6 8.8 11.2 11.6 9.3 0.1 6.9 8.5 6.0 6.6 12.9 32.2 40.9 30.5 35.8 4、气相色谱法分析变压器故障的注意事项
从以上典型实例中可以发现，变压器油中溶解的特征气体除与故障性质有关外，还与变压器的结构特点，气体产生的原因有关，与故障的部位和故障严重程度有关，因此必须进行综合的判断分析，结合作者多年来现场分析判断的经验，认为应注意如下如下几个方面的问题。
（1） 首先要判定油中溶解的气体，是否来自变压器内部故障以外的原因，防止造成误判断；
一是变压器箱体带油补焊，焊接的高温使油分解产生大量的氢和烃类气体，往往误判为高温兼放电故障；所以确需带油焊接，应对变压器进行脱气处理，并随时检测其特征气体含量。二是补加了不合格的变压器油，这是对贮存油管理不严造成，补加的油应通过色谱分析确认
合格。三是对有载调压变压器，由于切换开关室渗漏，引起变压器本体油中的C2H2 、H2 、CO、CO2等含量高，需要认真区分。四是变压器本体中残存的气体在运行过程中慢慢释放，这一般是变压器制造安装过程或故障处理后，未经脱气或脱气不彻底造成，变压器的安装应严格工艺规程，确保脱气的时间和真空度。五是取油样的容器不洁，色谱仪误差，操作方法不正确等等人为因素，也容易误认为变压器本体存在可燃性的特征气体。另外，变压器受潮，制造中使用了不锈钢等活性金属材料，油流带电等外部的因素也会造成C2H2等特征气体的升高。
（2） 运行中的变压器一旦发现色谱分析异常，应打破周期界限，及时进行跟踪分析，并对测
试的数据进行比较，确定跟踪分析的频度和周期，找到历次数据的变化趋势和规律，以便果断确定变压器是否立即停运，进行进一步的检查；进行数据的对比分析是保证色谱对故障分析正确的重要环节，切不可靠一次的数据轻易做出判断。
（3） 放电性故障极易造成变压器事故，引起供电中断；C2H2是放电性故障的特征气体，一
旦出现，即使小于规定的5ul/l注意值，也应引起高度的重视，若C2H2的含量不断上升或产气速率高，在不能确定其产生的原因不危及变压器安全运行时，应立即停止变压器的运行。 （4） 变压器在运行过程中一旦发生故障（轻瓦斯发信、重瓦斯掉闸，差动保护掉闸等）或电气试验发现异常，也应立即取油样进行色谱分析，通过分析油中特征气体的组分和含量，分析变压器内部是否存在过热或放电性故障，若为严重高温过热或放电性故障，应立即由运行转为检修，若为一般性过热故障，可根据现场的负荷情况确定，但必须加强跟踪分析。 （5） 气相色谱法对变压器故障的分析判断，必须和电气试验的结果有机的结合起来，便于准
确定位；磁回路过热性故障，一般绕组的直流电阻合格，而变压器空载损耗增大，铁心绝缘电阻低等；导电回路故障，往往绕组的直流电阻不平衡，绕组的电压比异常；绝缘故障，介损变化大，绝缘电阻低，绕组泄漏电流大等等；以上故障有时交叉并存，其故障象征也就复
杂，特征气体各组分的含量都可能较高和超出注意值。
（6） 变压器的故障分析判断必须了解变压器的运行历史、环境条件、继电保护动作情况，相
关电气联结设备的故障情况，附件的运行状态，外观异常情况，故障瞬间的声音，电气量的变化情况，变压器的负荷、运行电压等；要结合变压器本身的结构特点，积累现场的实践经验，借鉴和吸取同类故障的分析处理办法。 （7） 变压器轻瓦斯动作、瓦斯继电器油室内集有气体。正常情况下变压器瓦斯继电器油室内
充满变压器油，一旦轻瓦斯动作，应立即检查和取油样色谱分析，确认是否内部故障情况。
若气体无色无味且不可燃，说明为空气；造成的原因和措施：1）安装或检修后新注油或滤油将气体带入变压器油箱，静置期间未反复放气或放气不彻底，变压器一经投运，温度升高，气体膨胀而逸出，进入瓦斯继电器；为此应严格变压器注油规程并反复放气。2）油泵密封不良，将气体带入变压器本体，应逐一对油泵检查加以排除。若气体含有异味，说明变压器存在内部故障，应立即停止运行，结合电气试验和特征气体含量，依据试验规程和色谱导则，进行综合分析，查明原因，再进行处理。
（8） 实现变压器故障的准确分析判断，色谱分析数据的准确可靠至关重要，从事油化验分析
的人员，应严格执行预防性试验规程和色谱分析导则的规定要求，在溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析，总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断，且新投运的变压器应有投运前的测试数据。
5、结束语
用气相色谱分析法，对变压器的故障进行综合分析判断，对正确把握变压器的运行状
态，灵敏有效；但必须了解变压器的结构特点和运行历史，严格执行《变压器油中气体色谱分析导则》及相关规定，和各项电气试验项目及结果有机的结合起来，积累现场实践经验，因地制宜，具体问题具体分析，既要防止误判断，又要正确的指导变压器的正常运行，及时发现潜伏性的事故隐患，采取超前预防措施，减少变压器故障和损坏事故，确保安全可靠的
向用户供电。
因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容