变压器培训内容

一、变压器的试运行

1．变压器投运前检查项目（交检项目）

1．1变压器整体无缺陷，无渗漏油等现象。

1．2变压器的交接试验项目无遗漏，即根据GB50150-91交接试验标准的试验项目无缺项，绝缘试验合格。

1．3各部分油位正常：包括主体储油柜油位、开关储油柜油位、套管储油柜油位、吸湿器油杯。

1．4各种阀门的开闭位置应正确：冷却器、气体继电器、压力释放阀、吸湿器的连通蝶阀处于开启位置，其他该关闭的阀门（注放油阀门、油样活门、放气塞）关严不渗漏。

1．5检查分接开关的位置指示正确，是否定在用户规定的档位上。无载分接开关三相（A、B、C三相）档位必须一致；有载分接开关三处档位显示必须一致，（即开关本体档位显示及电动机构档位显示，远方控制室内显示三位一致），有载开关还要注意，在投入运行前手动调档时，经正反圈数校正符合要求（正反圈数差对V型开关小于3.75圈，对M型开关小于0.5圈）。

1．6各处放气塞把气放净，投运前最后排气一次，然后旋紧放气塞。

1．7排气后变压器要按规定进行静放，110kV级及以下静放24个小时，220kV--330kV静放48小时，500kV级静放72小时，在运行前最后排气一次，然后方能送电，即检查静放时间够不够。

1．8检查吸湿器是否有呼吸现象，油杯上的胶圈是否已取下，即确保呼吸通道畅通，硅胶颜色是否正常（兰色），油杯内油封位置高度符合要求。

1．9检查气体继电器方向正确否，蝶阀是否打开，继电器内的存气是否放净，油气通道是否畅通。

1．10检查压力释放阀是否取下锁片，蝶阀是否打开（如有蝶阀的）。

1．11检查变压器的接地系统的接地是否良好：包括油箱接地系统，铁心接地系统，夹件接地系统。

1．12检查变压器外绝缘距离是否符合规定要求。各部位的导线接头应紧固良好（各套管的导电头与电源引线连接紧固）。

1．13检查变压器保护测量信号及控制回路的接线是否正确，各保护系统均应经过实际传动试验。包括：气体继电器、各种温控器、压力阀、油位表、油流继电器的控制回路。

1．14检查冷却器（包括风冷散热器或强迫油循环油冷却器）二次控制回路接线正确，启动正常。

1．15检测变压器设置的各种保护动作整定应正确，包括差动、过流、速断、零序保护等，整定值符合电网运行要求，保护连接片（压板）应在投运位置。

2．变压器的冲击合闸

变压器合闸时会产生冲击电流，这个冲击电流叫励磁涌流。励磁涌流的产生

原因及其大小，原理如下：变压器合闸使变压器的电压、电流、磁通都从一个稳态过度到另一个稳态，过度过程和合闸瞬间的电压相位角及铁心剩磁有直接关系，当合闸瞬间的电压相位角等于0，铁心中的剩磁方向又和周期分量方向相反时，铁心中磁通严重饱和，相当于2倍的交变周期磁通加剩磁，产生的励磁电流可达稳态时的励磁电流（空载电流）值的几百倍，或达变压器额定电流的6～8倍。通常该电流在第一个半波内幅值最大，即合闸励磁涌流峰值出现在合闸后半个周期的瞬间，励磁涌流随时间而衰减，小变压器合闸后几个周波（零点几秒以内）便可达到稳态值，大变压器衰减的要慢的多，要长达十几秒时间才能稳定下来。

合闸励磁涌流一般不会对变压器造成危害，但可能对变压器的过电流保护或差动保护引起误动。会使过电流速断保护掉闸；或者由于变压器是空载，冲击侧有很大的励磁涌流，而另一侧是开路无电流，故而造成差动的误动作跳闸。

由于三相本来就是不同期，加上三相合闸同步性又不可能一样，所以合闸瞬间不好说哪相正好赶上电压0相位，如果合闸瞬间电压是最大值（900相位时），就不会产生励磁涌流，所以实际合闸过程的表现不一，由于不好确定合闸瞬间，所以有时可能表现强烈，有时可能表现平稳，这都是正常的。冲击合闸可以考核变压器在励磁涌流作用下的机械强度（可达额定电流的4---5倍，最大到6-8倍），也考核变压器在承受拉闸产生的操作过电压作用下的绝缘强度（中性点接地变压器首端会产生2倍相电压，中性点不接地变压器首端会产生3倍的相电压），但冲击合闸更主要目的是为了考核变压器产生的励磁涌流能否对差动继电保护造成误动跳闸。具体操作要求如下：

2．1变压器的冲击合闸应在使用的分接位置上进行，冲击合闸时变压器宜由高压侧投入，因高压侧电抗大，高压绕组的励磁涌流会较小。

2．2合闸前应先启动冷却器，排净主体内气泡，对所有部位再次放气，否则送电后油流继电器、气体继电器的工作不能迅速进入稳定工作状态。合闸时应停止冷却器运行，以利监听合闸时变压器内部有无异常声音。

1．3合闸要求三相同步时差<0.01秒（10毫秒）。

2. 4非合闸侧应有避雷保护，中性点直接可靠接地。

2. 5为了防止继电器误动，可在投入一定时间内，采用闭锁继电器的方法，如过流保护整定为0，气体继电器信号回路接入跳闸回路上。

2. 6冲击合闸的具体操作是，第一次合闸后持续时间大于10min（最好不少于30 min），每次合闸冲击间隔至少5 min，合闸应进行五次。

2．7变压器合闸时产生的励磁涌流不应引起差动保护装置的误动作，如发生误动（差动保护），应对其整定值进行调整，重新合闸，每次合闸过程中无异常现象。

2. 8合闸结束后，将气体继电器的信号接点接回报警回路，跳闸接点接至跳闸回路，调整好过流保护值，拆除临时接地线。

3．变压器的试运行

3．1变压器先作空载试运行，再作负载试运行。

3．2电源的引接，可以从变压器的任一侧引接，但电源侧应有完善的保护措施，以便发生故障时，能把变压器与电源迅速切开。故通常在高压侧（一次侧）引接。3．3空载试运行时，由于母线三相对地电容不等，使中性点位移，三相电压不平衡，引起接地保护动作报警，不是故障，带负载后此种现象即消失。对于220kV 级变压器试运行，由于电压互感器绕组的电感阻抗甚大，大于母线对地的电容阻抗时，引起空载变压器的中性点位移较大，有可能产生较高的谐振过电压，要在试运行时注意。

3．4空载运行的考核，检测空载下的温升，不启动冷却装置，空载运行12--24小时，记录环境温度与顶层油的温度，温升不应超过50K（顶层油温－环境温度=温升值）。如果顶层油温上升到75℃，则起动1—2组冷却装置，直到油温稳定，空载运行48小时。

3．5负载运行考核，空载运行48小时无异常，转入负载运行，负载逐步增加，从25%、50%、75%到100%增加负载，随着变压器温度升高，陆续投入一定数量的冷却装置，带负载运行24小时，其中满载2个小时正常，试运行即可认为完成。

3．6试运行期间注意考核冷却器的启动和投入组数是否正常，依此作为正式运行的依据。

3．7试运行中气体继电器中的产气报警，需认真分析区别，是排气不净遗留的空气，还是内部故障产气，可对气体的颜色及动作频率分析，同时还可以作油样色谱分析判断是否故障产气。

二、．变压器的运行方式

1、变压器的停、送电操作顺序的规定及变压器工作状态分类：

1.1变压器停送电操作顺序：

主变压器停、送电操作顺序是：停电时先停负荷侧，后停电源侧；送电时先送电源侧，后送负荷侧，原因是：

a．多电源时，按上述顺序停电，可以防止变压器反充电，若先停电源侧，遇有故障可能造成保护误动或拒动，延长故障切除时间，扩大停电范围。

b．从电源侧逐级送电，如遇故障便于按送电范围检查。

c．当负荷侧母线电压互感器带有低频减载装置，且未装电流闭锁时，停电

先停电源侧，可能由于大型同步电动机的反馈，使低频减载装置误动作。

1.2变压器工作状态分类：

运行后的变压器工作状态分四种状态，即运行状态、热备用状态、冷备用状态和检修状态。

a、运行状态：变压器的断路器、隔离开关都处在合闸位置的运行工作状态；

b、热备用状态：变压器只断开断路器，隔离开关仍在合闸位置的非运行工作

状态；

c、冷备用状态：变压器的断路器、隔离开关都在分闸位置的非运行工作状态；

d、检修状态：变压器所有断路器、隔离开关已断开，并完成了装设地线，悬

挂标示牌，设置临时遮栏等安全技术措施的非运行状态。

2.变压器的运行电压规定

2．1运行电压一般不应高于运行分接额定电压的105%，对于特殊的使用情况，允许不超过110%的额定电压运行。

2．2电流与电压的关系按下式：

当负荷电流/额定电流=K，（0≤K≤1）时，按U（%）=110-5K2对运行电压U进行限制。

2．3电压过高对变压器的影响和危害

电源电压升高，磁通Ф

m 增加，从而使励磁电流I

m

增加，励磁电流是无功电流，

因而无功增加，变压器允许通过的有功功率降低。

另外电压升高，磁通增大，使铁心饱和产生过激磁，造成变压器的电压、磁通波形畸变（形成峰波），高次谐波分量增加，因而增加电机和线路的附加损耗，产生系统的谐振过电压，破坏电气设备绝缘，同时高次谐波要干扰附近的通讯线路。

对变压器本身，由于电压升高会对变压器产生过激磁，变压器的过激磁必然引起变压器铁心过热，使铁心绝缘老化，降低变压器寿命甚至将变压器烧毁。2．4变压器产生过电压的原因

电力系统因事故解列后，部分系统的甩负荷过电压、铁磁谐振过电压、变压器分接开关档位调整不当，长线路末端带空载变压器或其他操作，发电机频率不到额定值过早加励磁电流，发电机自励磁等情况。

2．5变压器的电压调整

变压器的运行电压调整是通过分接开关实现的，变压器分接开关设置，分无励磁调压和有载调压开关两种。

无励磁调压开关必须在停电条件下才能进行分接调档，调档时对单相开关要注意三相调档档位要一致，调档后一定要做变压比试验，确认三相档位一致时才能送电。

有载调压开关可以在带电的条件下进行分接调档，调档时应遵守如下规定：

a.应逐级调压、调压时监视分接档位、电压、电流的变化。

b.三相变压器分相安装的开关，或单相变压器组的有载分接开关，宜三相同

步操作。

c.有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级同步进行。

d.有载调压变压器与无励磁调压变压器并联运行时，两台变压器的分接电压

应尽量接近。

2．6电压调整时的变压器容量

当电压调整时变压器的容量有如下规定：

a)无励磁调压±5%范围内变换分接，变压器容量不变。

b)有载调压范围较大时，如±7.5%和±10%分接范围，在最大负分接时，即

在-7.5%和-10%分接时，由于导线电流的限制，变压器容量应相应降低运

行，如制造厂无规定通常降低2.5%和5%。

3．变压器运行温度的监测及规定

3．1环境温度：国家标准GB1094.1—1996《电力变压器第一部分总则》中规定如下。

最高气温+40℃

最高年平均温度+20℃

最低气温-25℃（户外式），-5℃（户内式）

水冷却器入水口最高温度+25℃

3．2变压器运行时温度的监测，包括顶层油温度和绕组温度（如果绕组温度计有设置的话）两个温度。

2．3顶层油温度规定限值：

对自冷和风冷却式变压器为95℃，为防止变压器油老化过速，通常按降低10度即不超过85℃控制，各运行单位设置80℃报警。对强油循环变压器为85℃，通常按降低10度即不超过75℃控制，各运行单位设置70℃报警。

3．4绕组温度规定限值：

如果变压器设置有绕组温度计、绕组温度计显示的温度是变压器绕组的最热部分温度，绕组温度规定的最高限值为95--100℃（一般绕组温度比油顶层温度高10--15℃，如果油顶层温度按85℃限值控制，绕组温度则按95-100℃限值控制），通常设置90-95℃报警。

3．5关于变压器各部位温升限值的规定，按国家标准GB1094.2—1996《电力变压器第二部分温升》中规定：温升限值=最高温度-环境温度。

3.5.1变压器各部位的温升限值如下：

顶层油的温升限制为55K（全密封为60K），强油循环的变压器规定为40K。

线圈的温升限值为65K。

铁心及变压器内部金属表面为80K。

套管接线端子连接处，空气中的温升不大于55K，在油中的温升不大于15K。

3.5.2变压器顶层油和绕组的温升限值是这样得来的：按照国标GB1094设计的变压器，A级绝缘的正常寿命承受温度值为98℃，保证正常寿命年平均气温是20℃，而线圈最热点与线圈平均温差规定是13K，所以线圈温升限值是98-20-13=65K。油正常运行的最高油温是95℃，最高气温是40℃，所以顶层油温升限值为95-40=55K。

3.5.3高海拔或环境温度超过规定要求的地区的温升规定：

a、在海拔高于1000m的地区运行时，绕组平均温升对自冷变压器（AN），

每升高400m降低1K，风冷变压器（AF）每升高250m降低1K。

b、环境温度超过月均温30℃或年均温20℃时，变压器的顶层油、绕组、

铁心温升限值应按超过部分的数值的多少降低。

3．6关于温控器的控制设置规定

a．顶层油温的控制设置（用户可自行调正），如用户无要求，可按如下

规定设置：

80℃时，温度报警（强油循环70℃报警）。

45℃（GB/T6451规定50℃）时，风冷散热器风扇停止（注意：强油风冷却变压器不能全停）。

55℃（GB/T6451规定65℃）时，风冷散热器风扇启动，强油风冷器的辅助冷却器启动投入。

105℃时，变压器跳闸。

b．绕组温度计的控制设置（用户可自行调正），如用户无要求，可按如

下规定设置：

90--95℃时，温度报警。

70℃时，风冷散热器的风扇启动，强油风冷器辅助冷却器启动投入。

115℃时，变压器跳闸。

3．7变压器的相对热老化率

按GB1094设计的变压器，老化率与绕组热点温度有关，在额定负荷和正常环境温度下，热点温度的常用基准值为98℃，变压器负载导则规定在此温度（98℃）下的相对老化率等于1。某温度下的相对热老化率等于该温度下的热老化率与98℃时的热老化率之比，称相对于98℃时的相对热老化率，即：

γ=在θ温度下的热老化率/98℃下的热老化率=2（θ-98）/6

θ——运行时的温度值℃

γ——相对热老化率

由公式中可见温度在98℃基础上每增加6度，老化率增加一倍（98℃时老化率为1），寿命减半，这就是著名的6度法则，其变化规律如下表（按6度规律变化）：

3．变压器不同负载（荷）状态下的运行规定

4．1变压器负荷分类

变压器带负载（荷）运行，不可能总是带额定负载一成不变的，其负荷特性分三种状态（类型）：正常周期性负荷、长期急救周期性负荷、短期急救负荷。

a)正常周期性负荷：与变压器设计中采用的额定负载是等效的，它的周期性

高低负荷变化是可互相补偿的，即某段时间环境温度较高或超过额定电流，但可以由其他时间内的环境温度较低或低于额定电流所补偿，在热老化方面能够等效补偿。

b)长期急救周期性负荷：要求变压器长时间在环境温度较高，或超过额定电

流下运行，这种负荷方式可能持续几星期或几个月，将导致变压器的老化加速，但不直接危及绝缘强度的安全。

c)短期急救负载：要求变压器短时间大幅度超额定电流运行，这种负载可能

导致绕组热点温度达到危险的程度，使绝缘强度暂时下降。

4．2变压器不同负荷的运行规定

a．正常周期性负荷的运行规定：

可以在该类负荷下长期运行。

可以周期性的超额定电流运行（老化系数≤1的情况下）。

变压器有严重缺陷时不易超额定电流运行。

正常周期性负荷下，当超额定电流下运行时，允许超过的负载系数K

2

和时间，按GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》规定，查第三篇第15条的负载图（图9—图12曲线图），每个图中有8张曲线图，每张曲线图分别是不同温度

下的负载系数K

2和时间与对应的K

1

的关系曲线，即-25、-20、-10、0、10、20、

30、40℃八种温度下负载图。具体如下：

图9是ONAN配电变压器用。

图10是ON中、大型变压器用。

图11是OF中、大型变压器用。

图12是OD中、大型变压器用。

b、长期急救周期性负载的运行规定：

变压器在这种负荷方式下运行，将导致变压器的老化加速，虽不直接危及绝缘的安全，但将在不同程度上缩短变压器寿命，应尽量减少这种负荷方式。此时的平均相对老化率大于1（甚至远大于1）。

长期急救周期性负荷下，超额定电流运行时，允许超过的负载系数K

2

和时间，按GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》规定，查第三篇第16条的负载表（表7—表30）。共给出4种类型变压器的6个持续时间的日寿命损失表：ONAN配电变压器为表7—表12（即0.5、1、2、4、8、24h持续时间），

ON中、大型变压器为表13—表18（即0.5、1、2、4、8、24h持续时间），OF中、大型变压器为表19—表24（即0.5、1、2、4、8、24h持续时间），OD中、大型变压器为表25—表30（即0.5、1、2、4、8、24h持续时间）。

按这些日寿命损失表，既可以得出变压器在急救负载周期间的寿命损失，也

可以得出K

1、K

2

的负载图，用以计算或查出允许超过的负载系数K

2

和时间。

c．短期急救负载的运行规定：

短期急救负载下运行，使变压器短时间大幅度超额定电流运行，这种负载方式可能导致热点温度达到危险程度，相对老化率远大于1。所以应尽量压缩负荷、减少时间，一般规定不允许超过0.5h，0.5h内的短期急救负载系数K

2

，可以在长期急救周期性负载表中或在运行规程《DL/T572-95》中的表3中查到。

4．3变压器超铭牌值（额定值）运行时，电流和温度最高限值的规定变压器在符合4.2条不同负荷的运行规定的前提下，还应注意电流和温度的限值规定，即当变压器超过铭牌规定的额定负载运行时，其电流和温度不能超过

5．变压器运行中风冷散热器和强油冷却器的运行条件规定

5．1风冷散热器的运行条件

a．通常顶层油温度达55℃时风扇投入（GB/T6451规定65℃），温度下降到45℃（GB/T6451规定50℃）时停止风扇；电流达额定电流70%（GB/T6451

规定为2/3）时投入风扇，电流低于50％时停止风扇。绕组温度达70℃时

投入风扇，风扇的投入和停止条件也可由用户自定。

b．油浸风冷变压器停止风扇后，油顶层温度如果不超过65℃，允许带额定负载运行。

5．2强油风冷却器的运行条件

a．强油冷却变压器所用的冷却器，按其在运行中发挥的作用分三种：即工作冷却器、辅助冷却器和备用冷却器。

b．变压器正常运行时的通常规定，当在额定负载以下时，投入的工作冷却器的台数按下式确定：

N

1=[(P

+β2×P

K

)/P](N-N

3

)

其中：N

1

---工作台数β---负载率（实际负载比额定负载）

N---总台数

N

3

---备用台数

P

---变压器空载损耗（kW）

P

K

---变压器负载损耗（kW）

P ---变压器总损耗（kW）

c．变压器运行中,当变压器负载较低时,应按负载大小情况计算所需投入的冷却器数量，计算方法也可按下式进行。

S n =(P＇

k

/P

k

)1/2×S

H

其中：S

n

—变压器开启n组冷却器所能带的负载（kVA）

S

H

—变压器的额定容量（kVA）

P

k

—变压器负载损耗（kW）

P＇

k

—变压器开启n组冷却器允许负载损耗（kW）

其中P＇

k =nP-P

n—开启的冷却器组数

P

—变压器空载损耗（kW）

P—变压器负载运行时每组冷却器的负荷（kW）

P=（P

0+ P

k

）/(N-1)

N—实装冷却器的数量

d．在额定负载的75%以上时，或顶层油温达55℃时，或绕组温度达70℃时，再自动投入辅助冷却器，其数量由下式得出：

N

2=N -（N

1

+N

3

），N

2

—辅助冷却器台数。

e．当运行中的冷却器发生故障时，自动投入备用冷却器。

f．强油循环冷却的变压器（使用冷却器散热的变压器），不允许全部停用冷却器，空载和轻负载时也需根据计算投入少台量的冷却器（空载时只允许短时不投冷却器）。原因是强油冷却变压器的冷却效率与油流速有关，尤其是导向强油冷却变压器的油流路径是导向的，无油泵送油，不能将变压器内部的热量散出来。

g．运行中的强油冷却变压器当全部冷却器切除时，只允许带额定负载运行20min，如20min后顶层油温未达到75℃，则允许达到75℃，但这种状态下的运行最长不得超过1小时。

h．强油冷却变压器，当冷却器的风扇停止运转，潜油泵仍在运转时，变压器允许运行时间按油面温升不超过53K控制。

i．强油冷却变压器，当变压器潜油泵停止运转，风机仍在运转时，变压器不允许带负载运行，允许空载运行，此时空载运行的温升，可按非强油变压器空载运行时的油面温升规定值（50K）进行控制。

6．变压器的并联运行及经济运行

6．1变压器并联运行的条件

a．联接组标号（或称接线组别）相同。

如果联结组不一致，会造成并联变压器间的短路，烧毁变压器，这是必要条件（不可违反），但遇到两台变压器接线组别不一致，如果组别都是单数时，可以通过改变变压器外部接线的排列顺序来达到满足并联要求的相位一致。b．电压比相等，允差范围为±0.5％

电压比不等的变压器并联，由于电压比不同，变压器并联后将产生环流，影响变压器出力。在并联的任何一台都能满足DL/T572-95运行规程中4.2条规定的“变压器在不同负载状态下的运行方式”的要求情况下，电压比不等的变压器也可并联运行，但是电压比相差很大时是不利并联运行的。

c．短路阻抗相等（阻抗电压相等），允差范围为±10％

如果阻抗电压不等的两台变压器并联，则变压器所带的负荷不能按容量成比例分配，而是按阻抗电压的比例成反比例分配，阻抗小的变压器分配的负荷大，阻抗大的变压器分配的负荷小，这样小阻抗变压器易过载，影响变压器的出力。

阻抗电压不等的变压器，可以通过适当提高短路阻抗高的变压器的二次电压（开关由1档至多档方向调正），使并联运行的变压器的容量均能充分利用。

不同阻抗的变压器的容量分配可按下式计算，即每台变压器的负荷分配为：

S″=［S/（S

1/u

k1

+S

2

/u

k2

+……Sn/u

kn

）］×（S′/u′

k

）

其中 n —并联变压器台数

S 1—S

n

—各台变压器的容量（千伏安）

u k1—u

kn

—各台变压器的阻抗电压百分数

S′—其中某台变压器的容量（千伏安）

u′

k

—其中某台变压器的阻抗电压百分数

S″—其中某台变压器分配的负荷（千伏安）

S —总负荷（千伏安）

d．并联变压器的容量比不宜超过3：1

因为不同容量的变压器的阻抗电压相差较大；即使阻抗相等，其电阻、电抗的比例也不相同，小变压器电阻电压比例大，大变压器电抗电压比例大，这样两变压器之间阻抗角不同，影响负荷分配不平衡。

6．2变压器投入运行前的核相工作

当变压器投入运行需要与有关变压器或不同电源线路并联运行时，必须先做好核相工作，两者相序相同才能并联，否则会造成相间短路。

6．3变压器效率

a．变压器的效率等于输出的有功功率与输入的有功功率之比的百分数。

b．变压器运行效率最高的条件是：当变压器的可变损耗（负载损耗）与不变

损耗（空载损耗）相等时，变压器效率最大，即β2· P

k

＝P o 时，效率最

大，此时变压器的负载率（负载系数） β＝Pk P /0

6．4变压器的经济运行

多台变压器并联运行的经济运行条件是：根据变压器效率最大的条件，一般来说铁损（空载损耗）基本不变，铜损（负载损耗）随着负荷电流的平方成正比变化，因此在一定负荷条件下，多并联一台变压器则总铁损增加，而总铜损减少。那么多并联或解列一台变压器的经济点可按下式计算：

a ．当并联的n 台变压器的容量和型号相同时：

当总负荷增加，多并联一台变压器的经济点条件是：

S ＞S N k k 00Q P Q P )1(K K n n +++

其中： S — 全负荷（千伏安）

S N — 一台变压器的额定容量（千伏安）

n — 已运行的变压器的台数

P 0 — 变压器空载有功损耗（千瓦）

Q 0 — 变压器空载无功损耗（千瓦）

P k — 变压器负载有功损耗（千瓦）

Q k — 变压器负载无功损耗（千瓦）

k — 无功经济当量（千瓦小时/千乏小时），对于区域线

路供电35~110kV 级变压器，系统负荷最小时取0.06，

系统负荷最大时取0.1。

当总负荷下降时，应解列一台变压器的经济点条件是：

S ＜S N k k 00Q P Q P )1(K K n n ++-

b ．当并联的各台变压器容量和型号不同时：

首先按公式：P=（P 0+kQ 0）＋（P k +kQ k ）×(S ′/ S N )2画出每台变压器的总

损耗与负荷的关系曲线（其中S ′为该台变压器的负荷）。再按公式∑P ＝∑（P 0+kP k ）+（S/∑S N ）2×∑（P 0+kP k ）画出合起来的几台变压器的总损耗和负

荷的关系曲线，把上述计算都放在一个坐标中，多大负荷该投入几台变压器时损耗最小，这可以从图上相应于该负荷下的最低的一条曲线得到。

三．变压器附件在运行中的规定

1．气体继电器

1．1主体气体继电器产气保护（轻瓦斯动作）接信号，油流保护（重瓦斯动作）接跳闸。

1．2有载开关气体继电器，只接跳闸。

1．3变压器运行中滤油、补油、更换油泵或净油器的吸附剂时，应先将重瓦斯继电器改接信号。

1．4油面异常或呼吸系统异常需放气或放油时，应先将气体继电器改接信号。

1．5轻瓦斯信号的分析处理

气体继电器报警的原理是由于继电器内气体达到一定容积后，开口杯翻沉，上磁铁使上干簧接点闭合，接通信号回路发出报警信号，所以继电器内腔积气是报警的原因。当变压器运行中发出轻瓦斯报警，应具体分析原因进行处理。

a．首先检查排除二次回路故障，如二次回路两端接线端子接点间绝缘是否合格。

b．变压器投运初期，由于排气不净，残气继续排出进入继电器腔室内，使继电器内积聚气体超量，当达到250—300ml时发出报警。这种情况经常发

生（有些用户对此不了解，变压器安装后不排气或排气不彻底，造成投运

初期气体继电器经常报警）。

c．检查变压器是否由于油位下降（缺油）造成报警，这种情况只有在变压器严重缺油（严重渗漏油）时才会出现。

d．对继电器内积聚气体进行收集分析：

无色、无味、透明、不可燃气体----空气。

无色、无味、透明、可燃气体------氢气。

黄色气体（发黄）、不可燃气体---木质件过热、烧毁产生的气体。

深灰色或黑色气体、可燃---------油过热、裂解产生的气体。

灰白色、可燃、有臭味------------纸制绝缘件过热、炭化产生的气体。

e．对气体取样进行气样色谱分析。

f．对变压器取油样进行油样色谱分析。

1．6重瓦斯动作（跳闸）后的处理步骤

1．6．1首先检查变压器外观：

a．首先检查排除二次回路故障，检查二次回路两端接线端子接点间绝缘是否合格。

b．检查变压器呼吸通道是否畅通，即吸湿器的呼吸管道有无堵塞。

c．对气体继电器内含气量、气体的颜色及气样色谱进行分析（见轻瓦斯信号分析处理）。

d．检查变压器密封状态，看是否有严重渗漏油。

e．检查压力释放阀是否动作和喷油。

f．检查储油柜的油位是否正常。

g．检查变压器的油温和绕组温度是否正常。

h．检查套管是否有炸裂，漏气漏油现象。

i．检查其他保护动作情况：如差动保护、过流保护、速断保护等。

j．查阅变压器的运行记录（看负荷的变化情况）。

k．如属于外部短路故障所致，应查看变压器运行短路录波图。

1．6．2电气试验检查：

a．进行绝缘电阻测量：确定变压器主绝缘状况是否良好，必要时测量直流

泄漏或交流耐压。

b．测量变压器的直流电阻：可测量变压器开关有无烧毁，线圈是否有断股、断匝及短路情况。

c．进行电压比测量：可测量和检查匝间有无短路情况。

d．进行空载试验：有条件时进行空载试验，或进行低电压下的空载测量，看空载电流是否突然增大或三相空载电流是否严重不平衡，以此判断故

障相的纵绝缘（匝绝缘）有无短路现象（其作用基本同电压比试验）。

e．必要时做绕组变形试验，检查变压器线圈是否有损坏变形。

1．6．3油色谱试验检查分析：油样色谱分析，气样色谱分析。

2．压力释放阀

动作接点，按DL/T572-95《电力变压器运行规程》规定，宜作用信号，也可按用户意见接跳闸。在安装后的密封试验时，压力释放阀锁片要按死，试验后投运前要打开锁片，如安装有蝶阀，密封试验后运行前一定不要忘记打开。

2.1压力释放阀开启压力的选取：

a.由关闭压力决定，先计算出关闭压力，再查开启压力。

）

b.

2.2

注：超31.5时按油重/31.5选（小数向上选）。

3．无励磁调压分接开关

调档时必须停电进行，要多次往复转动，消除触头上的氧化膜和油污以利绕组直流电阻平衡，调档要确认三相档位一致。

无励磁分接开关调档完成后，一定要经过测试合格后（直阻测量）才能投入运行。

4．有载调压分接开关

a．有载调压分接开关可以带电调压，但长期不调动时也应注意在有停电机会时，消除触头上的氧化膜和油污（安装时和停电检修后投运时，在最高、最低分接间操作几个循环）。

b 三相分相安装的单相有载调压分接开关，调压时宜三相同步电动操作。

c．有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流交替逐级同步进行。

5．吸湿器

a．在变压器运行时一定要保证吸湿器作为变压器呼吸口的畅通（油杯内密封圈应取出），经常检查油封的油位是否正常，有无呼吸现象（冒气泡）。

b．吸潮剂的硅胶是经过CoCl

2

浸渍干燥后带有天兰色，吸潮后转变成粉红色，运行中要经常监视并及时更换吸潮剂。

6．套管型电流互感器

6．1互感器的设置

变压器用套管型电流互感器分测量用和保护用两种，也称测量级和保护级。

变压器用套管互感器的设置，通常对66kV级20000—63000kVA变压器，在66kV 线端每相装一只测量级一只保护级，中性点端装一只保护级；对110kV级31500—120000kVA变压器，110kV线端每相装一只测量级二只保护级，中性点装一只保护级；对220kV级63000—360000kVA变压器，高中压侧线端每相装一只测量级，二只保护级，中性点端装一只保护级；自藕变压器中性点引出三只套管时，其中一相装一只测量级，一只保护级，其余两相每相装一只保护级。

套管型电流互感器安装在变压器套管升髙座内与套管配套使用，套管型电流互感器以变压器电源引线为一次绕组，互感器上的二次绕组抽头通常对35kV级有5个抽头，对66、110、220kV级有三个抽头，他们的额定二次电流都是5A。按变压器的额定电流（即为互感器的一次电流）大小来选用二次的抽头。

6．2电流互感器的出线端子如果运行时不接负载，应短路接地。

6．3互感器特性

6．3．1测量级互感器特性

测量级互感器的准确级：由于互感器在变换电流时，因励磁电流的存在必然

出现误差，这个误差包括电流比差和相位角差。电流误差用％表示，即f=(kI

2-I

1

)/I

1

×100%；相位差即二次电流与一次电流两相量间的差，超前为正，滞后为负。准确级就是衡量互感器的误差的大小。它是用额定电流下所规定的电流误差百分数来标称的。有0.1；0.2；0.5；1；3；5级（共6级），每级的电流误差和相位差大小可查表。所以测量级互感器要测量其电流比误差和相位差是否符合标准规定要求，现场交接试验在保证其极性正确的前提下，经常只测电流比误差是否达到准确级要求。

6．3．2保护级互感器特性

保护级互感器的标准准确级分5P、10P、TPY、TPS四种，P表示保护的意思，5和10表示该型互感器的复和误差百分数。推荐600A及以上选5P，200～500A选10P。其它双方议定，500kV变压器根据系统需要可选TPY或TPS（单电流比）。TPY、TPS按GB16847-1997《保护用电流互感器暂态特性的技术要求》。型号5P20，10P20等的后面10和20数字称准确值系数，准确值系数是表示在满足复合误差百分数要求下的最大一次电流与额定电流的比值（即超额定电流的倍数）。有5、10、20、30四种——称准确值系数的标准值。例如：

5P20：其中“5” ——准确级（复合误差百分数）

“P ” ——保护级的意思

“20”——准确值系数

对于保护级互感器的准确级，过去是用10％倍数来表达的，即在规定的额定负荷下，当电流误差为10％时，一次电流对额定一次电流的倍数，显然该倍数与二次阻抗有关，根据10％误差曲线可求出与一次电流倍数相应的最大允许二次阻抗，其准确级标称为B 级。而目前用复合误差表达的准确级如×P ×为P 级，P 级规定比B 级规定要求严格，因P 级互感器准确级给出的误差是复合误差（显然复合误差包括了二次电流中的谐波分量，即使电流各量都是正弦波复合误差也是相量和。P 级的准确值规定的复合误差表示为：

?-=dt i i Kn T I )*(1100

12t

01ε (%)

I 1 —— 一次电流有效值

i 1、i 2 —— 一、二次电流瞬时值

T —— 一个周期的时间

Kn ——额定电流比值

保护级互感器现场交接试验，在保证极性正确的前提下，除测量其电流比误差外，还需测量伏安特性。

四．变压器的运行监测与保护

1．变压器正常运行监测项目：

1．1电压的变动和示值及有载调压开关的档位指示。

1．2电流（无功、有功）的变动和示值。

1．3变压器顶层油温的变动和示值，及温度计本身是否正常。

1．4变压器绕组温度的变动和示值，及绕组温度计是否正常。

1．5变压器主体及冷却装置上的温度分布（下低上高），注意箱壳及箱沿上有无

局部过热的异常现象。

1．6变压器油位应与温度相对应：储油柜油面线表示的是在未投运前环境温度下

的油位；变压器投运后的油位指示是油升温后的油位。

1．7变压器呼吸是否正常：吸湿器油杯内油位正常，经常有气泡产生。吸湿器内的吸潮剂变色否。

1．8气体继电器内有无气体。

1．9套管油位（指油质电容式套管，套管有自己油系统）正常。

1．10变压器套管表面无放电痕迹、污迹。

1．11变压器的噪声音响正常，无异音和杂音。

1．12风扇、油泵、水泵（采用水冷器冷却的变压器）、油流继电器等在变压器运

行中运转的附件运转是否正常。

1．13水冷却器的油压应大于水压（对采用水冷器冷却的电炉，整流变压器等）。1．14高、中、低压套管的电源线接头处有无过热现象(在空气中的温升不超过55K，油中不超过15K)。

1．15压力释放阀有无渗油现象。

1．16各控制箱和二次端子箱有无受潮、渗雨水现象。

2．变压器运行监视中的报警项目：

2．1瓦斯报警：250---300cm3 ；

2．2压力释放阀报警：50—69kPa；

2．3顶层变压器油温报警：自然油循环为80℃，强迫油循环为70℃；

2．4绕组温度报警：90--95℃；

2．5强迫油循环油流方向报警：油流方向反向或油流继电器指针不到位；

2．6油位报警：最低、最高油位报警；

2．7冷却器故障报警：冷却器电源故障报警（Ⅰ、Ⅱ工作电源故障信号）；工作冷却器故障报警；备用工作冷却器故障报警；冷却器全停故障报警。

3．变压器主体上的保护措施项目

3．1瓦斯继电器的轻瓦斯报警和重瓦斯跳闸保护。

轻瓦斯报警的产气体积数值为250—300Cm3。重瓦斯跳闸的油流速整定值，自然循环为0.8—1米/秒，强迫油循环为1.0—1.2米/秒，12万KvA以上为1.3米/秒。

3．2压力释放阀的压力释放保护：开启压力整定在55kPa。

3．3变压器活门，阀门和放气塞的保护：油样监测、主体注放油、排气。

3．4储油柜：承担油体积的膨缩，防护大气对油的氧化。

3．5油位计：油位升、降指示和最高、最低油位报警保护。

3．6吸湿器：变压器呼吸过滤用，内装蓝色硅胶（吸潮剂），防止潮气和灰尘进入变压器储油柜内部。

3．7净油器：内装活性氧化铝（吸潮剂），通过油的热虹吸现象，自动净化油中的潮气和灰尘。

3．8油在线滤油装置：保护油质，对主体内或有载开关油室内的变压器油进行在线滤油（在正常运行情况下的不停电滤油），具有手动、自动、定时设置功能。3．9油顶层温度过热保护：105℃时跳闸保护。

3．10绕组温度计过热保护：115℃时跳闸保护。

4．变压器运行中的继电保护配置项目

变压器继电保护项目包括瓦斯保护、差动保护（电流速断保护）、过电流保护、零序电流保护、过负荷保护、过励磁保护，以及后备保护。

4．1变压器瓦斯保护:

在油浸变压器油箱内发生电气故障，而使变压器油及其它绝缘材料分解，产生气体和油流，瓦斯继电器利用这些产生的气体和油流实现的继电保护叫瓦斯保

护。瓦斯保护的主要内容是为了防御变压器油箱内部的各种短路故障，绝缘击穿故障以及油面严重降低（大量失油）。瓦斯保护是变压器的主保护。按国家标准《GB/T6451-1999》规定，800kVA及以上容量的油浸变压器均要装设瓦斯保护。4．2变压器差动保护（纵差保护）

电力系统中10000kVA及以上容量的单独运行的变压器，6300kVA及以上容量的并联运行变压器，或工业企业中的重要变压器，通常装设纵差动保护。2000kVA 及以上容量变压器，如电流速断保护灵敏度不满足要求时，要装设纵差动保护。4．2．1差动保护的定义

变压器纵差保护是比较变压器两侧的电流数值及相位之差的变化设定的保护，俗称差动保护。差动保护也是变压器的主保护。

4．2．2差动保护内容

差动保护的内容主要是防御变压器内部短路，大接地系统侧的绕组和引出线的单相接地短路、相间短路。

4．2．3差动保护的不平衡电流

差动保护的不平衡电流的产生：变压器正常运行时，流入差动回路的电流为零，保护不会误动，而非故障引起的不平衡电流不应引起差动动作，这些不平衡电流包括稳态情况下的不平衡电流和暂态情况下的不平衡电流。

稳态电流包括：

a．电流互感器型号、饱和特性、励磁电流不满足电流互感器的保护级允差的要求（俗称10％误差曲线要求）引起的电流；

b．电流互感器的实际变比，计算变比不同引起的电流；

c．变压器调压分接头引起的电流。

暂态电流包括：

a．短路电流非周期分量作为励磁电流、铁心饱和、误差增大而引起的电流；

b．空载合闸的励磁涌流。

以上这些不平衡电流均不应驱使差动保护动作，在五次冲击合闸时进行验证和对整定值调整。

4．2．4差动保护投入前的校验

差动保护投入运行前必须进行带负荷测相位和差电压（差电流），保证电流回路接线正确。具体做法是，带负荷前将差动保护停用，测量各侧各相电流有效值和相位，测各相的差电压（或差电流）；变压器充电时，差动要投入，变压器充电合闸五次，以检查差动保护躲开励磁涌流的性能。

4．2．5变压器差动保护动作的检查判断和处理

a．变压器差动保护动作的原因：

（1）主变内部故障及其套管引出线故障；

（2）保护的二次线故障；

（3）电流互感器的开路或短路。

b．差动保护动作后的检查：

（1）首先检查主变及其套管引出线有无故障痕迹和异常现象，如：瓦斯的轻重保护动作如何，压力释放阀动作否，油温、油位有无变化，油箱等有无变形，套管及引出线有无炸裂及变形等。

（2）检查站内直流系统是否有两点双重接地而引起误动，检查方法是先查一下差动动作后的继电器触点是否打开，如果打开，测量出口中间继电器线圈两端有无电压，有电压说明直流系统两点双重接地，引起误动。

（3）如果直流系统好，查差动保护跳闸回路和保护二次线有无短路，而形成差动的保护误动。（此情况时中间继电器线圈两端有电压，同时差动保护触点均已返回）。

（4）检查电流互感器是否开路或端子接触不良。

c．差动保护动作后的处理：

（1）如明显是变压器内部故障，应停止运行；

（2）如果是引出线故障应及时更换；

（3）如果出口中间继电器线圈两端没有电压，应是变压器内部故障，应停止运行；（4）如果是直流系统两点重复接地，要及时清除接地点；

（5）如果是二次侧线路的短路应及时清除短路点。

4．3变压器过电流保护

为防止变压器纵差保护区外部相间短路引起的过电流，并作为变压器主保护的后备保护，这种保护装于电源侧，当变压器内部发生故障时，作为后备保护，当主保护拒动时断开变压器各侧断路器。保护的动作电流整定值应躲过最大负荷电流及负荷电动机自启动最大电流。

4．4变压器零序电流保护

主变中性点直接接地时，均应投入零序保护。零序保护主要是防御大接地电流系统中变压器外部对地短路的保护，主变零序保护安装在变压器中性点直接接地侧，用来保护接地短路，可作为防止相应母线和线路接地的后备保护。

4．5变压器过负荷保护

主要是防御变压器在对称负荷运行中的过负荷保护，过负荷保护主要用于400kVA及以上的配电变压器，其只需用一相电流，延时作用于信号。

4．6变压器的过励磁保护

当变压器电压升高或频率降低时都将造成磁密增加，导致变压器铁心饱和，这种铁心饱和称变压器的过激磁，变压器过激磁时造成铁心过热，严重时烧毁铁心。过激磁保护的设置是根据变压器的特性曲线和不同的允许过激磁倍数发出报警或切除。过励磁保护只有在超高压变压器上才装设，其具有反时限特性，以充分发挥变压器的过励磁能力。

4. 7后备保护

为了保护变压器外部短路故障（如相间短路）对变压器的影响，以及作为瓦

斯、差动主保护的后备，可根据变压器容量大小和在系统中的作用，分别采用过流保护、复合电压启动的过流保护、负序电流保护、阻抗保护、零序电流保护作为后备保护。

5、变压器的户外保护措施（熔断器、避雷器保护）

5.1配电变压器的高、低压侧短路与过负荷保护

5.1.1高压侧的跌落式熔断器保护

对10kV配电变压器高压侧通常设跌落式熔断器作为短路和过负荷保护。跌落式熔断器，亦称跌落保险，当发生故障时，通过熔丝的电流超过额定数值，熔丝立即熔断，熔丝管靠自重而自动跌落下来，从而切断电源。

跌落式熔断器RW型有多种规格型式，但各种型式熔断器熔管内的熔丝的额定电流，从小到大（从1A到200A）有多种规格，其大小的选定应按变压器高压侧额定电流确定，通常125kV A及以下按2～3倍选取，125～400kV A变压器按1.5～2.0倍选取，大于400kV A变压器按1.5倍选取即可，若计算出熔丝额定电流小于5A的，考虑机械强度均选5A熔丝。

5.1.2低压侧的熔断器保护

对小型配电变压器的低压侧，多采用低压熔断器，作为低压侧出线发生短路和过负荷的保护，熔片容量通常按变压器低压侧的额定电流值选取，最大不得超过30％，低压熔断器熔片额定电流有15～500A多种规格。

5.2配电变压器的防雷保护

雷害对电力系统的危害是常见且较严重的，由于配电系统的遭雷害事故占电力系统全部雷害事故绝大部分（有80％以上），对配电系统的防雷保护必不可少。

5.2.1高压侧避雷器保护

避雷器因装设在跌落式熔断器内侧，同时其接地端点应与变压器外壳及变压器低压侧中性点三点联合接地，为防止变压器低压侧中性点电位瞬间升高对用户安全的影响，可以在靠近用户的地方加装辅助接地线（重复接地）。

5.2.2低压侧避雷器保护

为了防止变压器低压侧线路的落雷和反变换波击穿高压绕组的影响，可在低压出线侧安装一组低压避雷器。安装距离越近越好，不应超过5m，一般安装在变压器低压出线总开关或总保险的外侧，或吊装于低压出口处的变压器旁边，与变压器共用接地装置。

5.2.3配电变压器防雷保护措施的应用

a、平原少雷区，可只采用高压侧装设避雷器的方式。

b、一般雷电日地区，推荐高、低压侧均设避雷器方式。

c、在多雷区，宜采用综合防雷保护措施，（即安装架空地线及耦合地线；高压

侧装避雷器；加电抗线圈；低压侧装避雷器）。

d、在重雷区，采用防雷变压器或在变压器内部装金属氧化物避雷器。

5.3大型电力变压器的防雷保护

变电站（所）内大型电力变压器的防雷保护包括在变电站（所）总体防雷设施保护范围之内，变电站（所）的雷害来源主要有三个原因：①直击雷落于所内导线或设备上；②避雷针上落雷产生的感应过电压；③沿线路传来的雷电波。对变压器而言，主要按以下几个方面设置避雷保护。

5.3.1变压器首端的避雷器保护

母线上安排接避雷器时，总是尽可能地把避雷器布置在各被保护设备较近的中心位置。由于避雷器有一定的保护距离，其对变压器而言，应尽量靠近变压器安装，一般最大距离不超过10m，当避雷器离开变压器较远时，雷电在连线上的波过程，会使过电压超过避雷器的残压，直接危害变压器的安全。

所以，如果避雷器至主变压器之间距离超过最大允许范围时，应在变压器的进线处装一组避雷器专门用来保护变压器。

5.3.2对变压器的中性点的避雷器保护

对110kV及以上中性点直接接地系统，如果中性点直接接地运行是不需要装避雷器保护，如果中性点不直接接地，必须安装中性点保护避雷器，通常采取棒间隙并联避雷器作为其对中性点绝缘进行过电压保护。其保护作用是：当出现工频和谐振过电压时棒间隙动作，单相接地时棒间隙不动作，当雷电波在中性点产生过电压时，避雷器与棒间隙联合对中性点绝缘实现保护。

对中性点不接地系统中的变压器中性点一般不需加装避雷器保护，只有对单回进线可考虑加装相应的避雷保护。

对中性点经消弧线圈接地的变压器中性点，为了消除消弧线圈端部可能出现的过电压，可与消弧线圈并联安装一个避雷器进行保护。

5.3.3自耦变压器出线端的避雷器保护

在高、中压侧出线端装保护避雷器，中间不设刀闸，以保证变压器出线端时刻处于避雷器保护之下。

低压侧出线端的任一相装避雷器，防止开路静电感应过电压。

低压双分裂时，要在每相的分裂绕组上各装一个避雷器。

5.3.4三绕组变压器的避雷器保护

三绕组变压器的中、低压绕组的出线端，在长期开路运行状态下，Y接时中性点可直接接地，△接时为防止静电感应过电压，可将任一相出线端接地。如经常临时开路运行，则应装设相当于相电压或线电压的避雷器代替中性点或任一相的接地。