油浸风冷变压器

油浸风冷变压器（精选4篇）

油浸风冷变压器 第1篇

作为变压器中比较先进的一支, 油浸式变压器可以依据散热器的散热方式、内部绕组结构和油的循环方式不同而分为三大种类。

而每类油浸式变压器又可进行细分, 以散热器的散热方式为划分依据的变压器是水冷与空冷 (水冷表用W表示, 空冷表用A表示) 。而根据我国电网的实际情况, 水冷被采用的情况是非常少的;自然风冷 (AN) 和强制风冷 (AF) 均属于空冷, 并且使用较为频繁。以绕组内部结构为划分标准, 主要参考其绕组内部是否存在导向结构, 有的可用D代表, 没有的就不用做特殊标记。

强迫油循环与自然油循环是按照油的循环来划分的变压器的类型。F代表强迫油循环, 其主要是以外界的机械力为所有循环的驱动力, 以实现循环油泵的功能;N则代表自然油循环, 在变压器工作时会产生热量, 油在吸收了这部分热量以后改变了绕组的内部温度, 使其变得不均匀从而形成密度差, 油循环驱动力所需要的热浮升力便由此产生了。

上面是较为详细的分类, 而在日常使用中强迫油循环导向式、油浸自冷式、强迫油循环式以及油浸风冷式都是最常见的油浸式变压器。

2 油浸式变压器的冷却机

从理论上而言, 容量不足20k VA的油浸式变压器能够依靠自身油箱壁散发掉所有的热量。但随着容量的增大这种自我散热功能就无法满足需求了, 那么就需要采取相应的措施, 要么将箱壁面积扩大, 要么通过安装热交换装置帮助其进行冷却。

2.1 冷却风机的发展历程

在1990年之前, 在国际上占主导地位的冷却器为水冷和风冷两种, 它们是专为大型或者特大型的油浸式变压器服务的。这两种冷却器的优点是具有较高的工作效率, 但那时冷却风机在不断运行的时候会产生极大的噪音而且非常耗损辅机, 后期检修和维护费用也较高。

1960年到1990年之间, 我国主要采用水冷却器对油浸式变压器进行降温处理。但水冷却器主要是运用涨管技术, 再配合铜质的管道和管座以达到散热的效果。由于那个时期我国在这方面的技术非常不成熟, 以至于影响了变压器的安全运转。最常出现的问题就是在给电的情况下出现差压继电器弹性膜漏水、冷却器水管泄露和冷却器冻裂等故障, 这些故障在处理起来是非常棘手的, 并且会产生高额的费用。经过很长一段时间的努力, 技术上逐渐成熟, 但是水冷却器漏水到油中的问题还是没有得到根本上的解决, 所以人们将目光开始转向风冷变压器冷却风机上面。

从1990年以后, 油浸式风冷变压器冷却风机得到了广泛的应用, 并且逐渐取代了水冷却机的地位。这样的改变不但提升了冷却系统的安全性, 而且非常有利于后期维护工作, 且节约了成本的投入。在初期, 最早的一批冷却风机的单台容量仅仅为80k VA到120k VA之间, 其容量可谓非常有限。以容量为120k VA的冷却风机为例, 它共设有4台风扇用以提供空气动力, 但此类机械的性能较差, 十分容易损坏所以后期维修工程巨大。多回路设计的变压器内部油泵不但流速快而且扬程高, 在高速流动过程中特别容易产生油流静电, 严重时会使大型高压变压器系统产生混乱, 发生无法预期的事故。初期的风冷变压器冷却风机普遍油压较高, 所以极易发生漏油现象, 因此在之后的一段时间内, 国内许多研究者开始结合国外的先进技术, 针对风冷变压器冷却风机的各项缺点实施有针对性的改进, 同时将传统的多回路结构更改成单回路设计, 便研发出了一款容量为315k VA的大容量油浸式风冷变压器冷却风机。这次成功使我国在风冷变压器冷气风机的制造方面取得了突飞猛进的成果, 并且开始慢慢追上国际的脚步。

目前, 几乎所有的电力系统都已经改用风冷却方式来完成对变压器的降温工作, 但是仍有小部分水电厂或者通风条件无法满足冷却风机运作的地方仍使用水冷却。

2.2 油浸式冷却风机的启动方式改进

对于油浸式变压器而言, 如果容量不大于3600k VA则会选择使用自然风冷方式进行温度的条件控制。其实现原理就是在自冷是散热器上安装吹风装置, 目的就是以强制性的方式逼迫空气在散热气的外表面进行不停地循环, 以起到快速散热的效果。这种冷却风机虽然效果良好, 但却会产生非常大的噪音, 并且会产生巨大的能耗, 为了改进这种启动方式, 本文特提出采用导向风冷却方式, 即强迫油流入绕组间隙中, 然后利用空气的强循环帮助温度快速降低。

另外, 当油浸式风冷式变压器的容量在50k VA以上时, 可以通过加入片式或者管式散热器作为其实现热交换的装置, 再配合冷却风机便能达到更加好的效果。这种做法不但节约材料, 而且质量较轻同时效率较高, 所以在2000年的时候得到了非常广泛的推广。

目前最为常用的冷却风机基本上都是利用油泵将变压器最上层具有较高温度的油层送入冷却风机的冷却管道内, 通过冷却管外部不断循环的空气将从管壁和翘片传递出来的热量带走, 这个过程十分迅速, 并且效果良好;另外, 在冷却风机空气侧面安装一个风扇, 用以制造强大的空气流动并且进行抽风操作, 目的就是将冷空气送入冷却风机内部同时再将热空气带出, 如此循环, 热油便能迅速冷却下来。降温后的油通过冷却风机的下端口流入变压器安置在下部的油箱内, 然后再被调入绕组中等待继续参加变压器的工作。

风冷变压器冷却风机的启动方式较为方便且容易操作, 但与水冷却器相比, 其仍然存在着体积较大、质量较重且噪音较高的缺点。并且冷却风机对外部环境要求非常高, 如果空间不够大且通风效果不理想, 是无法顺利启动的。所以, 在设计油浸式风冷变压器冷却风机的时候必须将这些因素考虑在内, 尽量选择质量较轻的合金制作, 同时尽可能缩小送风和抽风装置的体积, 通过增大启动压力的方式带动其启动;另外还要尽可能较少对外界环境的依靠, 内部安装风力较大的送风系统, 一旦启动冷却风机便可强制性带动周围空气流动。至于噪音方面, 可以为送风设备安装一个消音器, 但这种想法还在假设阶段, 实际应用的时候还要考虑现场空间的问题以及是否会对其他部件产生影响, 还有就是成本的投入是否会超出人们的可接受范围等等。至于安全方面, 应设计制动控制报警系统, 一旦风冷变压器冷却风机发生漏油等故障时, 系统可以自觉响应, 并且启动报警系统, 以提醒工作人员近况处理问题, 将所有损失减少到最低。

在实践工作中还发现, 采用主变电流达到预设值的启动方式十分不合理, 因只有电流达到一定的值后风冷变压器的冷却风机才会启动, 但此时变压器顶层油温度可已经非常高, 甚至可能会发生漏油的危险。鉴于此, 笔者提出将启动方式更改为当油温达到预设值便可运行冷却风机, 使安全性得到了进一步的提升。

3 结论

随着油浸式风冷变压器冷却风机技术的不断发展, 一定能够更好地解决目前电力系统内存在的诸多问题, 并且研发出冷却能力更大, 绕组和铁心温度更加均匀的产品。同时随着生产要求的不断提高, 其他种类的风冷变压器也在不断的研发当中, 用油温达到预设值启动代替主变电流达到预设值启动将成为油浸式变压器发展的主打方向, 并且一定能都取得突出的成绩。

参考文献

[1]叶翔.油浸式变压器用散热器的研究[D].华中科技大学, 2006.

[2]孙旭东.自然油循环电力变压器内部流动与传热分析[D].河北工业大学, 2003.

油浸电力变压器现场大修作业指导书 第2篇

目 次 概述..................................................1 2 检修前的准备工作.......................................2 3 变压器整体检修程序....................................10 4 变压器主体（器身和油箱）和零部件检修....................19 5 变压器的绝缘强度的恢复与改善...........................29 6 变压器的验收试验和试运行...............................32 概述

1.1 本指导书适用于≥110kV电压等级电力变压器的现场大修。

1.2 指导书所指大修是指预防性检修（计划检修）或结合消缺（诊断检修）的全面检修。

即对不需要拆散器身所能进行检查和修理的部分，进行恢复变压器原有质量水平的检修。不包括正常维修、事故抢修。也不包括需要改变结构的改进性检修。改进性检修必须取得制造厂认同。

1.3 本指导书参照了以下标准：

1.DL/T573-95 《电力变压器检修导则》 2.DL/T574-95 《有载分接开关运行维修导则》

3.GBJ148-90 《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》

4.GB7595 《运行中变压器油质量标准》

5.GB7252-2000 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 6.GB1094.1 《电力变压器，总则》 7.GBl094.2 《电力变压器，温升》

8.GB1094.3 《电力变压器，绝缘水平和绝缘试验》 9.GB10237 《外绝缘空气间隙》

10.GB1094.5 《电力变压器承受短路的能力》 11.GB/T15146 《油浸式电力变压器负载导则》 12.GB1208-87 《电流互感器》

13.GB16847 《保护用电流互感器暂态特性要求》 14.GB7328 《变压器和电抗声级测定》

1.4 大修的项目分主体（器身和油箱）和零部件检修两大部分。本指导书的内容分以下6个部分：

1.概述

2.检修前的准备工作 3.变压器整体检修程序

4.变压器的主体和零部件检修 5.变压器的绝缘强度的恢复与改善 6.变压器的验收试验和试运行 2 检修前的准备工作

2.1 组织准备

2.1.1 大型电力变压器的检修，应当有制造厂的有经验人员参加。

2.1.2 使用单位应组织足够的人力参加检修工作。其中可以包括制造厂人员、其他协作单位人员或招聘临时工。具有足够的检修人力，是做好检修工作的首要条件。

2.1.3 对参加检修的人员应合理分工，并安排合适人员负责以下任务 1.工程领导人 2.现场总指挥 3.安装施工指挥 4.制造厂代表 5.安装技术负责人 6.工具保管员 7.起重负责人 8.安全监察负责人 9.监理或质量检验负责人 10.试验负责人 11.油务负责人

12.真空处理及注油负责人

除掉以上负责人而外，其他一般技工和壮工，则根据实际情况适当定员。所有参加安装工作人员的名单应张榜公布，以明确职责，并便于联系和协调。2.1.4 在施工过程中，设备使用单位（业主）代表或监理人员应自始至终在现场，以便进行质量监督，并为交接验收掌握第一手资料。

2.2技术措施准备

2.2.1 查阅档案了解变压器的运行状况

（1）运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况。

（2）负载和温度的关键数据，附属装置的主要运行情况。（3）查阅上次大修总结报告和技术档案。

（4）查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况。2.2.2 停运前变压器实际状况调查（1）检查渗漏油部位，并作出标记。

（2）记录负载、环境温度、冷却系统运行状况的同时，记录油顶层温度或绕组温度。

（3）测量铁心接地引下线中流过的电流。（4）检查潜油泵内部声响和振动有无异常。2.2.3 拟订检修计划

（1）根据电网调度安排和气象条件（向气象部门咨询）确定检修日期。（2）拟订检修项目及进度表（绘成方框程序图）。（3）制定消缺或改进措施的专题施工方案。

（4）根据提高工作效率和安全的需要，合理规划施工现场平面布置图。主要内容应包括：

1.选择储油罐和滤油装置的安放地点。对于滤油装置，应架设临时工棚。

2.确定零部件的存放方式和地点。拆、装时需要用起重机吊运的零部件，均应放置在起重机吊钩能够及的范围内。

3.确定起重机安放的地点和方法。其底座一定要坚实，必要时需加衬垫。4.划定运输车辆的通道，一方面要保证畅通无阻，另一方面也要防止尘土飞扬。5.设计电源线的布置方式，确定配电盘的安放位置。6.布置照明设施。

7.确定真空处理系统的安放位置。8.安排常用工具的陈列平台。

绘制平面图后，应进行一次实地检查。如果所需使用场地不平整，应进行平整。存在防碍施工的建筑或物件，应拆除、搬开。场地不干净，应进行打扫。必要时洒水，以免尘土飞扬。

2.2.4供检修后进行比较的试验

办理工作票、停电、拆除变压器与电网的连接线，并进行放电、接地。然后进行以下试验：

（1）测量绕组连同套管的绝缘电阻（15秒、60秒和600秒读数）（2）测量绕组连同套管的tgδ（3）测量绕组连同套管的泄漏电流（4）测量铁心对地绝缘电阻（5）油中气体的色谱分析（6）油箱和储油柜油中含水量（7）绕组变形测试（必要时）（8）测量电容型套管的tgδ 2.3 器材准备 2.3.1 修理用器材（1）密封胶垫（2）变压器添加油

（3）阀门、温度计等小组件（4）绑围屏用收缩带（5）修理绝缘用皱纹纸（6）胶木螺栓、螺母（7）绝缘纸板（8）高强度皱纹纸（9）部分螺栓

消缺或改进检修所需器材，在专题方案中列举。2.3.2施工用工具和材料（1）起重设备 1.起重机 2.起重绳索 3.卡环（卸扣）4.尼龙绳

5.千斤顶

6.链式滑车（手动葫芦）7.滑轮 8.枕木或木板（2）注油设备

1.清洁储油罐（考虑倒罐滤油所需容量）2.真空滤油机 3.真空泵 4.油泵

5.注油用管道（包括管接头和阀门）6.抽真空用管道（包括管接头和阀门）7.弃油收集容器（油桶或油罐）8.真空注油油位指示器 9.真空表

10.真空计（麦氏真空计或皮拉尼真空计）11.温度计

12.湿度表（干湿温度计）13.干燥空气发生器（必要时）14.板框式加压滤油机（必要时）（3）登高设备 1.梯子 2.脚手架

3.升降台（升降车）（4）电源设施 1.电力电缆、电线 2.配电盘

3.带插座的卷线轴

4.现场照明设备（必要时）

（5）保洁器材料 1.白棉布 2.面团 3.泡沫塑料 4.旧布或棉纱

5.塑料布（聚乙烯薄膜）6.干净工作服

7.防油衣裤（塑料衣服）8.耐油靴（或塑料底布鞋）（6）消防器材 1.干粉灭火器 2.C02或CCL4灭火器 3.泡沫灭火器（7）专用工具

1.套管定位螺母专用扳手 2.下节油箱定位钉螺母专用扳手 3.铁轭拉带螺母专用扳手 4.压钉专用扳手

5.有载分接开关专用吊具 6.箱沿螺栓专用棘轮扳手 7.油箱箱沿定位棒

8.上节油箱支柱（必要时）9.油箱、升高座封板（8）通用工具 1.呆扳手 2.活动扳手 3.梅花扳手 4.套管扳手

5.内六角扳手 6.钳子 7.剪刀 8.盒尺 9.手电筒 10.改锥 11.电工刀 12.铁锤 13.钢锯及锯条 14.钢丝刷 15.样冲 16.扁铲 17.砂纸 18.拨棍

19.存放螺栓等小零件的容器 20.接残油用油盘或塑料桶（9）消耗材料 1.真空泵油

2.密封胶（例401胶）3.粘结箱沿胶条接头用胶水 4.苯或无水乙醇（清洗用）5.斜纹或平纹白布带 6.彩色塑料带 7.油漆 8.漆刷

9.滤油纸（必要时）

（10）检测设备（不包括试验专用设备）1.兆欧表（500V，1000V，2500V）

2.万用表

3.直流电阻测试仪 4.试验接线用电线（11）安全用具 1.安全帽 2.手套

3.氧气含量表（必要时）4.行灯（电压≤24V）

（12）备用器材（不一定都需运到现场）1.气焊设备 2.电焊设备 3.手电钻 4.电焊条 5.气焊用气 6.烘干箱 7.吸尘器

8.纯净氮气或干燥空气 9.氮气瓶减压阀 10.耐油胶板 11.苫布 12.水平仪 13.铅锤 2.4 安全措施

2.4.1 现场总指挥和安全监察负责人应对人身和设备的安全起保证作用。

在检修工作开始以前，召集全体参加检修工作人员（包括制造厂人员）召开安全工作会议，结合本次检修工作的特点，进行安全教育和宣布安全纪律。

2.4.2 用栅栏或拉绳带的办法，将检修现场与运行现场或其它施工现场分割开来，并挂上标示牌。确保与带电设备保持安全距离。

2.4.3 起重作业必须由取得操作合格证的专业人员进行。起重的指挥，由起重负责人统一指挥。其他任何人都只能通过起重负责人来指挥起重机的运行。

起重负责人负责对起重机具进行检验，并对检查结果作相应记录。确认合格的机具才能使用，有缺陷的机具不能勉强使用。

起重人员应了解起吊件的重量、尺寸和结构特点，并了解保证安全的特殊要求。注意起重机支撑的稳定性，起重臂的允许回转空间。起吊上节油箱时，要不断调正吊钩方位以免碰伤器身。

象高压套管之类易损坏部件，尽可能不在夜间吊运。如果必须夜间进行，应有充足的照明。

2.4.4 高空作业应按安全规程进行，但需强调指出以下各点： 1)现场操作人员，必须坚持戴安全帽。2)在2.5m及以上高度作业时，应使用安全带。

3)使用梯子上器身时，可支撑在铁心或上夹件上，而不允许以线圈或引线支架作支撑物。梯子的基座应牢固。登攀上端未捆绑牢固的梯子时，在下端应有人扶持。

4)脚手架应有足够强度。平台垫板必须捆绑在架子上，以免踩空。平台应加坚固的栏杆，栏杆是由扶手和中部横档组成，高度不低于1m。不允许很多人同时集中在脚手架的某一部分进行检查工作或其他操作。

5)安装套管导电头和拆除（或绑扎）起吊套管用的绳索时，最好使用带围栏的升降台或吊斗。如用爬瓷裙的方式进行操作，操作时必须戴好安全带。

6)上下传递物件和工具时，应系绳传递，禁止抛掷。

7)在高处拆卸、装配可能跌落的零件时，必须至少有两人配合进行，以免一人失手，引起零部件跌落，造成设备或人身事故。

2.4.5 只允许经过训练的技术工人或技术人员进入油箱内部进行工作而且必须遵守以下规定：

（1）油箱内氧气含量少于18%，不得进入。（2）进入前应穿着好专用的衣服和鞋。

（3）油箱里面工作人员与人孔处监督人员应随时保持联系，当感到身体不适时，马上停止工作，走近人孔。

（4）照明采用手电筒或行灯。行灯应有保护网，最高工作电压≤24V。（5）随带的工具事前应登记，事后应办理注销手续。

（6）在油箱内的行动应有计划，并应按事先选择的路径行动，不能擅自攀踩引线或引线支架，以免损坏设备或人员碰伤。

（7）从油箱出来后，必须尽快用热水和肥皂冲洗干净身体和头发上的油污。2.4.6 安装现场应有专职或兼职的消防人员值班，负责消防的宣传和监督。以下各点基本措施必须引起注意：

（1）应备有适当的防火器材：例如C02和泡沫灭火器，砂和铁锹等。

（2）当棉布或棉纱沾有汽油和变压器油时，应随时集中到指定场合。该处严禁明火，包括禁止吸烟。

（3）变压器器身、储油罐和滤油机等有油设备附近，禁止吸烟，特别要注意滤油工棚内的防火。

（4）焊接作业必须有具体的防火措施，经有关人员批准后，才能进行。2.4.7 高电压试验应有试验方案，并在方案中有针对性地规定相应的安全措施。参加高电压试验的人员，必须熟悉高电压工作的安全技术。无关人员不应进入带高电压的试验区。

试验按规定的顺序进行，当例行试验不合格或发现变压器有缺陷时，不应进行破坏性试验，以免事故扩大。3 变压器整体检修程序

3.1 变压器器身在大气中的暴露时间： 3.1.1 器身在大气中的暴露时间的计算方法：

器身在大气中的暴露时间是指变压器身与大气接触的时间，不是吊开上节油箱才算暴露。因此器身暴露时间的计算方法规定为：打开密封，油箱内开始进入大气时为起始时间；完成密封，器身与外界大气已隔离时，为终止时间。更严格地计算，终止时间也可定为抽起真空以后。器身与纯净氮气或干燥空气接触，不属于在大气中暴露，不计算为大气中的暴露时间。

3.1.2 器身在大气中的允许暴露时间：

对于非全真空油箱变压器，由于不能用抽高真空的办法来脱湿，而检修工作所需要的时 10

间也较短。因此可以按传统的做法，用控制器身在大气中暴露时间的方法进行检修工作。器身在大气中暴露时间，可按下列规定握：

（1）空气相对湿度小于等于65%，为16h。

（2）空气相对湿度大于65%，而小于等于75%，为12h。（3）空气相对湿度大于75%，不应开始工作或应立即停止工作。

但是，对于全真空油箱的大型变压器，为了保证有足够的检修时间，在采取下述措施后，器身在大气中暴露时间便可不受上述限制。这些措施包括：

（1）把内检和安装工作均安排在天气晴朗的白天，一到傍晚，便及早收工。（2）收工前，将油箱上的人孔、手孔和未装零部件的所有法兰孔，均加封板密封。密封要严密，以防抽真空时渗漏。

（3）利用夜间停工时间抽真空。真空度≤133.3Pa。真空泵的连续开动时间，应不少于器身在大气中的暴露时间。这样不仅可以防止器身在停工期间受潮，而且可以排除器身在白天工作时所吸附的潮气。

（4）隔日（如遇雨天，可在动态保持真空的条件下隔几日）继续装零部件时，必须用于燥空气或高纯氮气来解除真空。（如果用大气来解除真空，潮气进入绝缘深层，其不良后果比不抽真空还严重）。

（5）以此类推，如零部件在第二个工作日仍未装完，可按上述办法重复进行。需要指出，以往器身在大气中暴露以后，习惯用回油的办法防止器身受潮，这种做法不仅不能排除己吸附的潮气，反而起到把绝缘表面的水分向绝缘内部赶的作用。所以与其用回油来防潮，还不如密封大气。经验证明：采用密封大气过夜的方法，待安装完后一并抽真空注油，效果比回油的办法更好。

3.2 排油的方法：

吊罩检修前的排油方式有四种：

3.2.1 充干燥空气排油：这是最佳放油方式。可以减少器身暴露在大气中时间，而且可以提前放油，省去内捡日放油所占用的时间。

3.2.2 充氮气排油：一般是在有氮气而无干燥空气的条件下采用。可与3.2.1节一样提前放油。但没有3.2.1节可直接进入检查的优点。

3.2.3 充经硅胶过滤过的大气排油：这比直接通大气排油可以少进一些水分。但也不 11

能用于空气湿度太大的场合。因为当排油流量大时，进气量也大。硅胶用少了，吸水率太低；为提高吸水率，只能延长硅胶筒的长度，使用更多硅胶，这样便增加了阻力，限制了气流量。由于采用这种方式排油时油的流速不宜太快，所以放油占用的时间较长。对于高电压大容量变压器，不宜使用这种方法。

3.2.4 直接通大气排油：由于器身绝缘是在油浸渍状态，绝缘对空气中的水分吸附的程度与比不浸油绝缘要轻，因此，对于电压等级较低的变压器，而空气相对湿度又比较小（例如在50%以下）的场合，也可以使用大气直接排油的方法。

具体到某一台变压器，到底采用那种方式，应根据变压器的重要性、空气相对湿度和现场具备条件和工程进度等多种因素，综合考虑决定。

3.3 油箱外零部件拆卸和保管。

3.3.1 拆除固定在上节油箱上的电气接线，如二次接线和铁心接地引下线等。3.3.2 单独排放储油柜内的油。对于采用大气排油，油箱内油应分批排放。先根据拆件需要，排放部分油。

3.3.3 拆除影响起吊上节油箱的所有零部件。例如：储油柜、气体继电器、高、中压套管，低压套管连线以及部分联管等。

3.3.4 不影响起吊上节油箱的零部件，可以不拆或缓拆。例如：升高座，低压套管。压力释放器，温度计、装在油箱外的冷却器。

3.3.5 分批拆卸油箱箱沿螺栓（事先应加除锈剂或溶漆剂，否则松螺母非常费劲）3.3.6 油箱上安装零部件的所有法兰，在拆下零部件后，均应用封板密封。

3.3.7 电容式套管最好是垂直立于专用支架上。亦可卧地放置，但应使其头部高翘，以防储油罐中的气体进入电容心绝缘内。

3.3.8 内表面与油接触的零部件，例如：冷却器、电流互感器升高座，穿缆套管，储油柜、冷却器、散热器等均应采用加封板或包塑料布的办法密封保存，以防受潮或污染。

3.3.9 易损件，例如：气体继电器、温度计、油位计等应在室内妥善保管，防止损坏或受潮。

3.3.10 绝缘件，例如：套管下部绝缘筒、装在上节油箱上的无励磁分接开关操作杆等，应放在油箱内或烘房（或烘箱）内保存。

3.4 变压器上节油箱的起吊：

3.4.1上节油箱起吊的主要工序如下：

（1）上节油箱起吊前应拆除全部箱沿螺栓。并拆除油箱顶部的定位装置。对于有载调压变压器，还要将有载分接开关从油箱上拆下来，放置到器身上。

（2）根据上节油箱（或器身）的重量和尺寸，选择合适的起重工具。起吊上节油箱时，吊索大于30度，则应校核吊索的强度。起吊油箱的开始阶段，有一部分箱沿螺栓可不忙拨出，上、下箱沿的四角螺孔中捅人定位棒。因为上节油箱刚起动时，如果主钩的位置有偏差，上节油箱会向一边晃动，有可能撞击器身。主钩的位置调节后，还应调节吊索的受力分布（必要时要另加手动葫芦），以保持油箱上、下箱沿平行分离。在上节油箱上升的过程中，要有人在四角用绳索牵引油箱，以防止箱壁与器身有碰撞或卡住等不正常现象。

（3）上节油箱应放置在水平敷设的枕木或木板上，以防止箱沿密封面碰伤或污染。选择油箱放置的地点时，要考虑既不妨碍下道工序，又便于回装时起吊。起吊油箱所用吊索和吊具，在箱落地后，尽可能保持不动，以便突然下雨或扬尘时以最快的速度回吊油箱。

（4）起吊和回吊油箱之前，应彻底清除油箱上尘埃及螺栓、螺母等可能掉落的物体，以免落入器身。

3.4.2 由于起重机起重能力、吊运环境或天气原因等限制。上节油箱垂直起吊到能进行检修工作的高度时，可以停留在器身之上。但必须将起重机的挂钩处于制动状态，而且油箱的四角用支柱支撑。支柱用螺栓固定在上、下箱沿的螺孔上。

3.5 变压器主体（器身和油箱）和零部件检修。详见第4节《主体（器身和油箱）和零部件检修》 3.6 变压器上节油箱回装：

3.6.1 器身检修结束，还应清理箱底残油，检查有无遗留工具或杂物。工具保管人宣布工具齐全，再由内检负责人宣布全部工作完毕，同意回装上节油箱时，才可进行回装工作。

3.6.2 回装上节油箱时，应先清理下节油箱箱沿，并检查箱沿胶垫是否完好。然后，用专用夹子将箱沿胶垫的位置固定。

3.6.3 当上节油箱吊到一定高度时，检查箱壁的磁屏蔽（如有）是否完好，（也可在油箱放置在一边时，即从人孔进入检查）并清理箱沿密封面。然后再起吊到器身上面。

3.6.4 上节油箱下落时，除掉应同样注意起吊时所注意的事项而外，要更注意防止将 13

器身的任何部位撞伤。因为吊罩时出现碰伤器身零件，内捡时有机会处理，而扣罩时留下没有发现的创伤，则可能留下事故隐患。

3.6.5 箱沿胶条需要更换。在加装上节油箱前，就应把新胶条准备好。胶条在现场粘接时必须依照原有胶条长度下料，以保证长度合适。在削胶条接头的粘接斜面时，斜面应平整并对齐，斜面的长度应不小于3倍胶垫的厚度。为便于记忆粘结接头的位置，并使接头的耐受张开力较小，宜约定将此接头安放在低压侧的中部。

3.6.6 当上节油箱下落到接近箱沿胶条时，应使用拨棍穿入螺孔进行定位；当可以穿箱沿螺栓时，则应在各个方向尽量多穿一些螺栓，以便上节油箱下落时，保持胶垫位于密封平面上。如果发现上、下节油箱的箱沿吻合得不好，切勿压着胶垫拨动上节油箱。而应吊起上节油箱重新定位。

3.6.7 经检查确定箱沿胶条的安放合适，并插入全部箱沿螺栓后，才可紧固箱沿螺栓。紧螺栓时，不能一紧到底，而应将全部螺栓轮翻紧固，最后统一紧一遍。箱沿螺栓的合适紧度，不在于紧固螺栓的力矩相等，而在于对箱沿胶条压紧程度相同。

完成上节油箱的回装，并采取保护器身的措施（装齐全部封板或开始抽真空）后，才是内检工作全部完成。

3.7 变压器整体组装

3.7.l 零部件在组装前均应经过检修和清理。确认质量合格，内外清洁才能安装。3.7.2 零部件应根据拆、装标志，按拆卸时的原样回装。

3.7.3 零部件的机械连接大都是带密封胶垫的法兰连接，必须处理好每一个密封，以保证不渗漏。为此：

（1）所有大小法兰的密封面或密封槽，在安放密封垫前，均应清除锈迹和其他沾污物，使密封面保持光洁平整。然后用布沾苯或无水乙酶，将密封面擦洗干净。

（2）坚持使用合格的密封垫圈。凡存在变形、失效，不耐油等缺陷的密封垫圈，一律不能使用。

（3）密封垫圈的尺寸必须与密封槽和密封面的尺寸相配合。如密封垫圈的尺寸过大或过小，都不能凑合使用，而应另配合适的密封垫圈，或修理密封槽。因为密封垫圈的合适压缩量为其厚度的25%左右。压缩太小，密封面间接触不紧，不能保证密封；压缩太多，超过橡胶的弹性极限，使胶垫的弹性丧失，同样不能保证密封。

（4）对于无密封槽的法兰，或直立位置的密封槽，其密封胶垫应使用密封胶粘在有效的密封面上或密封槽内，以防止在紧固法兰时，密封垫脱离应在位置。

（5）在拧紧法兰螺栓的过程中，要随时观察密封胶垫的位置。发现密封胶垫未处于密封面上或有咬边现象，应松开螺栓将其扶正，然后再将法兰上紧。

（6）对于有密封槽的法兰，发现密封胶垫挤到密封槽外压伤，必须重新安装。（7）紧固法兰时应取对角线方向、交替、逐步拧紧各个螺栓，最后统一紧一遍，以保证紧度同样合适。

（8）紧固法兰的螺栓露出螺母的螺纹，一般应为2至3扣，不宜太多，也不应太少。

3.7.4 螺栓紧固电气接头的安装

螺栓紧固的电气接头包括螺栓压紧的搭接接头和用螺栓旋紧的对接接头。和其他电气连接接头（例如焊接接头，压接接头）一样，应能满足通过最大电流、超负载电流和短路电流的要求。安装时必须按规范操作，严格做好以下几点：

（1）接头的接触表面擦净，不得有脏污、氧化膜等妨碍电接触的杂质存在。（2）对于搭接接头，紧固螺栓应根据压紧力要求（1ON/A）配有碟型弹簧垫圈，以保证稳定的压紧力，并防止松动。

（3）螺栓应按规定的紧固力矩或弹簧垫圈的压缩量拧紧。

需要说明的是，在油箱内紧固接头螺栓，受空间限制，力矩扳手往往施展不开；再加螺栓的加工不一定规范，螺纹的摩擦力有分散性。因此，采用力矩扳手来控制接头的紧固程度，对于变压器安装并不切实可行，而使用控制碟型弹簧垫圈压缩量的办法坚固接头螺栓，则具有更实用的可操作性。碟型弹簧垫圈的压平力，在其标准中有规定。对于符合标准的产品，其压平后并不发生永久变形或丧失弹性。因而当接头由于热胀冷缩或其他原因引起螺栓压紧力下降时，碟型弹簧的反弹作用，可使螺栓的压紧力仍持在一定水平，保证了接头的电气接触。因此，安装接头时，应按规定片数加上碟型弹簧，然后将螺栓拧紧到将其压平的程度。

3.7.5 穿缆式电容型套管及引线的安装：

（1）吊装套管时，按拆下时斜度用缆绳绑扎好。吊运过程中，防止因倾倒、碰撞而损坏瓷件。

（2）当套管起吊到适当位置时，先装上均压球（一定要旋紧），再在导管中穿入提升电缆的拉绳（端部拴有一个M12螺栓的直径为8-12mm的尼龙绳）。拉绳不应用麻绳或太粗的尼龙绳制作。拉绳通过滑轮挂在起重机的吊钩上。

（3）待套管吊到油箱上的安装法兰上方时，从油箱中取出电缆引线。如发现引线的外包白布带脱落露铜，应重新包扎好。然后将拉绳上的螺栓拧人引线头的M12螺孔中。理顺电缆引线和拉绳，将套管徐徐插入升高座内，同时慢慢收拢拉绳，使电缆引线同步地向上升，直到电缆引线露出套管端头。

（4）套管就位过程中，应有一位主装人员通过人孔监督套管是否平稳地就位。如果发现碰伤绝缘或电缆，及时校正。

（5）套管是否正确到位，对于一般穿缆式引线，是检查引线的绝缘锥是否已进入套管均压球；对于使用成型绝缘件的引线，是检查套管端部的金属部件是否已进入引线的均压球。查明无误后，即可拧紧固定套管法兰的螺栓。

（6）待套管拧紧固定螺栓后，将引线接头从套管顶部提出合适高度。提升时切勿强拉硬拽，以防引线根部绝缘或夹件损坏。然后一手抓住引线头，另一手拆除拉绳，并旋上定位螺母。定位螺母的园形瑞必须朝上，而方形端向下。当定位螺母拧到与引线接头的定位孔对准时，插入圆柱销。在导电座上放好O型密封圈后，用专用扳手卡住定位螺母，便可旋上导电头（俗称将军帽），再用专用扳手将导电头和定位螺母用力背紧。然后撤去专用扳手，将导电头用螺栓紧固在导电座上。紧固时要将O型密封垫圈放正，并将其压紧到合适程度，必须确保密封住能良好。

（7）经检查确认，引线进入均压球的位置合适。如有固定电位的连线，必须连结可靠。便可将人孔封板密封。

3.7.6有载分接开关拆卸与回装

目前广泛使用的有载分接开关，可分为两大类：

1.组合型有载分接开关：例如，M.R.机械厂制造的M型、MS型和R型有载分接开关；长征电器一厂生产的ZY型有载分接开关，上海华明开关厂生产的CM型有载分接开关。

2.复合型有载分接开关：例如，M.R.机械厂制造的V型、H型有载分接开关，长征电气一厂生产的FY型有载分接开关，上海华明开关厂生产的CV型有载分接开关。

在变压器吊罩检修时，有载分接开关要经历拆卸，检查和回装的过程，其主要操作要点 16

分别介绍如下：

(1)组合型有载分接开关拆装：

1.将分接位置调到处于额定分接位置（9B），即处于校正位置。

2.拧下固定开关头盖板的螺栓，然后卸下开关头盖板。注意保护密封垫圈不损伤。3.检查切换开关驱动轴上的槽口和支撑板上的三角标志是否对准。4.卸下位置指示盘的锁片，然后取下分接位置指示盘。

5.卸下切换开关主体与支撑板联结的螺母。在切换开关的专用吊具上系吊索，小心地垂直起吊切换开关主体。切换开关吊出油室后，放置在铺有塑料布的平台或平地上。

6.拆下吸油管，并将它从油室中取出。

7.检查切换开关油室内是否干净。如不干净，应进行清理。

8.用专用吊板横在油室内，使支撑法兰着力，籍以吊住分接开关。然后拧开中间法兰和支撑法兰的连接螺栓，使两者分离。

9.轻轻下降吊板，直到支撑法兰将分接开关放到装于器身的支架上。此时分接开关与上节油箱已完全分离，不再影响上节油箱起吊。

10.吊开上节油箱后，对选择器作以下检查： 1)检查选择器和切换开关的连接线是否正常； 2)检查分接引线与选择器静触头的接触是否良好；

3)检查分接引线是否使选择器的胶木条受到水平拉力（水平拉力应接近于零）； 4)检查选择器的动触头是否位于静触头的圆柱部分，而且距静触头的球形部分不少于 2mm。

11.在切换开关的定主弧触头和定过渡触头上接电桥或万用表，测量过渡电阻的电阻值。实测值与铭牌上的标称值偏差应在±10%的范围内。

12.上节油箱回装后，应再次对切换开关的油室进行检查与清理，并用干净油冲洗。然后安装吸油管。

13.用专用吊板吊起分接开关，恢复中间法兰与支撑法兰的连接，并使密封良好。14.将切换开关小心地吊到油室内。为了保证连轴的啮合，应轻轻转动切换开关绝缘轴，使连轴节嵌入，并使切换开关下落到位。

15.固装支撑板上的固定螺栓的螺母，将切换开关与支撑板固定。

16.四装位置指示盘，装上轴头锁片。

17.回装开关头盖板，紧固开关头盖板上所有螺栓，使之与开关头法兰牢固连接。18.在开关头法兰上的回油管与通变压器油箱连管的管接头上装设旁通管，使切换开关油室与变压器油箱同时进行抽真空和注油。（当真空注油到开关头盖板上的放气塞出油时，应拆除旁通管，加上封板，然后再继续真空注油）。

19.安装涡轮齿轮盒和伞型齿轮盒，用联轴节卡头安装水平轴和垂直转动轴，并装上防雨罩。

20.用手动操作进行正、反两个方向的切换。检查传动机构的对称性。如不对称，应将垂直传动轴松开，进行调整，直到正反切换的转动次数相差不超过一转。

21.先用手动进行切换操作，再用电动机构进行切换操作。检查在每个分接的位置指示和电动机构的位置指示。

(2)复合型有载分接开关安装：

1.将分接位置调到处于额定分接位置（9B），即处于校正位置。2.拆卸开关头盖。拆前应放油或放气。3.松开吸油管弯头的活节螺母。4.将计数器的啮合体移入开关头。5.从开关头上卸下齿轮机构的锁止螺钉。

6.记住齿轮机构的位置标记，卸下齿轮机构的固定螺钉，然后向上拨出齿轮机构。记录支撑横杆的位置。

7.拆卸吸油管。先用改锥插进上端第一道槽口，撬起吸油管，然后用手抓住第二道槽口，拔出吸油管。

8.将专用吊具用3个螺钉固定到选择开关主体的联轴节端面。吊具的止动挡板必须插入支撑横杆中间的豁口中。

9.顺时针方向扭转吊具，使选择器的动触头位于两相之间，亦即位于其起吊位置。10.将吊钩拉到吊具上，慢慢地、谨慎地向上拔出选择开关主体。拔的过程中要注意动触头和均压环与油室之间保持足够的空隙，以免碰伤。

11.把选择开关主体放置到检查地点，进行检查和清理。

12.将吊油室的专用工具上的4个M8螺杆，旋入支撑法兰螺孔。把油室吊住，卸下连 18

接支撑法兰与开关头部法兰的带锁紧垫圈的螺栓，然后将油室放到铁心夹件上的支撑板上。此时上节油箱便可起吊。

13.清理油室后，按上述逆程序回装。但应注意以下几点：

1)插入吸油管后，用力压吸油管的顶端，使选择开关主体与油室同心。2)利用吊具将开关扭转到校准位置。

3)齿轮机构对应于校准位置，才能插入并和选择开关主体相耦合。4)安放开关头盖之前，先放好密封胶垫，保证头盖密封。5)最后从开关头盖上视察窗，检查是否是符合校准位置。14.安装旁通管以便油室与油箱同时进行注油。15.安装传动轴及防雨罩。16.检查传动机构的对称性。17.试操作。

3.7.8 其他零部件按原样回装

其他零部件按原样回装，由于安装方法比较简单，不再一一说明。必须将所有零部件安装齐全，才使变压器的整体达到完全恢复。4 变压器主体（器身和油箱）和零部件检修

4.1 绕组检修工艺和质量要求

1.检查纸板作围屏绑扎带拐弯处有否断折现象。如半数以上绑扎带有折断现象，全部更换成收缩带；如只有少数绑扎带有折断现象，在两个原绑扎带中间各加一道用收缩带作的绑扎带。

2.检查绕组压板的压紧装置有否松动、位移现象。如有松动或位移现象，应进行调整，尽可能恢复原状。对于普通压钉，不论有无松动现象，均应拧紧一遍。

3.检查绕组可见部分或导向冷却绕组的出油口是否清洁，有否存在油泥，如污染严重，应进一步查明原因，并设法清理干净。

4.检查围屏有否放电痕迹，如发现有树枝状放电迹象，应打开围屏进行检查，在确认有树枝状放电危险时，应另拟订处理方案。进行消缺大修。

5.检查围屏衬垫纸板或引线出口的附加填充物有无因松动脱落而漏油。如有松动脱落，应扶正或塞紧，恢复原状。

6.用目测或纸板条或竹木片，通过绕组间垂直油道检查绕组（特别是内绕组）有无明显变形现象。如因受短路冲击，引起严重变形，应进行消缺大修。

7.对于运行15年及以上变压器，在大修前应进行油中糠醛测量。测量结果的数值超过DL/T596-1996标准规定时，吊罩大修时应选择有代表的部位取纸样测定聚合度。

8.检查绕组下部绝缘导油管是否有开裂或端头密封不严现象。如有开裂或端头泄油，应使用白布带缠紧。

4.2 引线（包括分接线）及其支架检修工艺和质量要求

1.检查引线支架有无松动、位移、开裂。支架如因螺栓未拧紧而松动、位移，应拧紧螺栓，恢复原状。如支架有开裂，应使用白布带或收缩带绑扎牢固。

2.检查引线包扎的绝缘有无折断、松散等损伤现象。如有应使用与原来相同的材料加包，使绝缘强度得到恢复。

3.检查引线外包绝缘有无过热或放电引起的变色现象。如有，应打开绝缘，检查引线有无断股，引线接头有否虚焊或存在尖角毛刺。经处理后，重新包扎绝缘。

4.检查裸导体引线的对地或相间的油隙距离。对距离明显小的区段，在裸导体上加包绝缘。

5.检查铜排与导线支架之间的加包绝缘（一般0.5m纸板）有无放电击穿现象。如有放电击穿小孔，应对导线支架进行干燥处理。

6.检查引线有无从绕组弹出现象或铜排弯曲变形现象。如因在出口短路冲击下，发生弹出或变形现象。对弹出绕组的导线，应收紧后在线饼上扎紧；对铜排，应增加绝缘夹件或在铜排间插入纸板，插入的纸板必须被夹紧。

4.3 铁心检修工艺及质量要求

1.检查铁心的夹紧装置（包括拉带、拉板、撑板及垫脚等）是否有松动现象，所有紧固件应紧固，如有松动，应一一拧紧。

2.检查铁心接地片是否插紧，引出线外包绝缘是否好。如接地片轻轻一拔就能拔出，应重新插紧；引出线外包绝缘如有松散、脱落，应重新包扎完整。

3.检查铁轭有无拱片现象。如有对可能引起铁心多点接地的拱片，应使用绝缘纸板或其他绝缘物遮挡，以防运行中发生接地。但不要用敲击打平。

4.用2500V兆欧表在空气中测量铁心绝缘电阻。如在测量过程中发现有放电现象，说 20

明存在绝缘弱点，应查明后设法消除。有时因在大气中暴露绝缘表面受潮，铁心绝缘电阻可能明显下降。这在真空注油后可以得到恢复。

5.打开铁心屏蔽的接地线，用1000V或2500V兆欧表，检查铁心屏蔽两个组成部分之间和分别对地的绝缘电阻，确认没有短路现象。（在空气中绝缘电阻应不小于1MΩ）

6.检查拉带两端的绝缘套、绝缘垫圈和拉带与铁轭间绝缘（如有穿心螺杆，则为穿心螺杆与铁轭之间绝缘）是否完好。对于目测不能确定的绝缘，应使用2500V兆欧表测量绝缘电阻，以检验绝缘是否正常。

7.检查铁心是否清洁。如有油泥或固体杂质，应擦洗干净。对于剪切断面的锈迹，不严重的不予处理，严重的应有妥善的处理方案，以防铁锈粉末在器身上扩散。

8.检查铁心和其结构件有无局部过热现象。如存在引起油中气体含量超过标准推荐注意值的局部过热，则应经诊断后进行消缺大修。

4.4油箱检修工艺和质量要求

1.对油箱上的焊缝或钢板裂纹的渗漏点，必须进行补焊，消除渗漏油。

2.检查器身上部新式定位钉绝缘衬板，是否与油箱卡紧。如果未卡紧，应添加衬板，使其卡紧。老式的不绝缘定位钉应拆除，以免引起铁心多点接地。

3.检查油箱壁的漏磁场屏蔽装置有无松动、悬浮现象。如有松动，应固定牢固（对于用铁片夹紧的结构，可用锤击铁片的方法）。对有接地线的磁屏蔽，应保持接地良好；对无接地线的磁屏蔽，用万用表或500V兆欧表测量对油箱的电阻。如果电阻值大于1MΩ，应使用锤击夹紧铁片的方法使电阻减少。以防止变压器运行中磁屏蔽成为悬浮导体。

4.检查油箱内部是否洁净。如在箱底或其他部位存在油污、杂质及异物，应彻底消除。

5.检查油箱内壁漆膜是否完整，有无锈蚀现象。对脱漆或锈蚀部位，清理干净后，重新补漆。以保持漆膜完整，避免以后运行中再度生锈。

6.更换箱沿胶垫。胶垫的尺寸与原来的相同，并且质量合格。如胶垫是用胶条在现场粘合而成。接头的搭接斜面长度应不少于胶条厚度的3倍，粘结后在上、下平面上不出现深度超过0.5mm的横向沟道。接头放置在低压侧中部。

7.按常规油漆工艺，对油箱外表面及零部件外表面除锈。清理干净后，进行补漆或全面喷漆。漆膜的粘着力、紧固性和色泽均应良好。

4.5散热器的检修工艺及质量要求

1.采用气焊或电焊对渗漏点进行带油补焊，或拆卸下来补焊。带油补焊后，应经24h以上的观察，确认不再渗漏。对拆卸下来补焊的应打气试漏。

2.清扫散热器外表面。对有油垢部位应使用去污剂擦洗，然后用清水冲净晾干。从变压器拆下冲洗时，管接头法兰应加封板，防止内部进水。

3.对于已使用十多年，锈蚀严重的散热器，应加油压或气压进行试漏。试漏压力和加压时间按出厂试验值的80%。如无原始数据，可取0.1~0.15MPa，10h应无渗漏。如发现个别渗漏点，可以补焊，但如多处渗漏，说明已严重锈蚀，应更新。以免在检修后的长期运行中再发生渗漏油。

4.检查散热器内部是否脏污、锈蚀。如脏污锈蚀严重，而现场又无冲洗和处理条件，应返厂检修或更换新的。

5.进行除锈和防腐处理，然后进行补漆或全面油漆，做到既美观又防腐蚀。6.更换放气塞和连接法兰的所有密封胶垫，以防止密封面在运行中发生渗漏油。4.6强油风冷却器的检修工艺及质量要求

1.在变压器停运之前，测定老旧冷却器的冷却容量。冷却容量下降1/2~1/3的冷却器，应更换。

2.打开上、下油室端盖，检查冷却管有无锈蚀，扰流线有无折断现象。油室内部应清洁，扰流线应完好。如锈蚀严重或扰流线很多已折断，应返厂处理。

3.使用15年以上的国产冷却器，应进行加压试漏。（0.25~0.30）Mpa30min，应无渗漏。如只有个别渗漏点，可以进行补焊。如一台冷却器有多处渗漏点，说明锈蚀严重或原有的胀接工艺质量不良，应更换冷却器。

4.清扫冷却器散热翅片的外表面和翅片间的尘埃、昆虫、草屑等杂物。清除的方法可用压缩空气吹或高压喷水冲。对于吹、冲不动的油泥，应采用金属洗净剂擦洗；对于吹、冲不掉的积垢，应使用刀片逐个缝隙刮擦。这是预防性大修的一项重要任务，必须下功夫彻底清除干净。

5.更换全部密封胶垫，保证在大修之后，密封良好，不渗漏。4.7强油水冷却器（双重管）的检修及质量要求

1.检查检漏器中是否进入液体。如发现残留液体，应查明是内管（水侧）还是外管 22

（油测）存在渗漏，并消除渗漏。

2.检查液体量达到规定容积时（例如：有的规定135ml），浮子能否使微动开关动作，并发出信号。如不能正确报警，应进行修理或调试，使其恢复正常。

3.拆下水冷却器本体进行全面检查。如有水垢或油泥，应进行彻底清洗。

4.对于使用10年以上老式水冷却器，或发现有渗水现象的水冷却器，应对水管进行耐压试验。在不小于50%设计水压（如设计水压为1MPa，则应不小于0.5Mpa）下应无渗漏水现象。

5.更换密封胶垫，进行回装。复原后的水冷却器，零部件完整无缺，密封胶垫无渗漏。

4.8变压器用油泵检修工艺及质量要求

1.对于运行10年以上或运行中声响和振动异常的油泵，应从冷却装置上拆下来进行内部检查。油泵内部应清洁，如残留有杂质应彻底清理。拨动叶片，观察有无扫瞠现象，如有应进行解体检修或更换新油泵。

2.转速为3000r/min，而轴承低于E级的油泵应更换成中速（1500r/min）泵或低速（1000r/min）泵。对于实际运行时间不超过50000h而声响和振动又无异常的中速泵，没有必要更换低速泵。

3.对焊缝渗漏点进行补焊，更换全部密封胶垫。以便保证运行中不渗漏油。4.油漆防腐。油漆的色泽应与油箱和管道一致。对己生锈的部分，打磨干净后，先上底漆再上面漆。

4.9变压器用风扇检修工艺及质量要求

1.检查风扇叶片与电动机轴的连接是否紧固。如有松动应紧固。

2.检查风扇叶片有无变形，开焊而引起“扫瞠”或振动现象。查明原因后，应采取相应措施。以保证风扇在运行中平稳和噪声在允许范围之内。

3.用2500V或1000V兆欧表测量电动机的绝缘电阻，要求不小于lMΩ。在小于1MΩ时，如因为进水受潮，应进行烘干。如怀疑绝缘有缺陷，应进行2000V工频耐压试验，不发生击穿后，可继续使用。否则应进行检修。如击穿点发生在引线部分，可进行包扎处理；击穿部位在绕组上，应重绕线圈或更换电动机。进行防潮、防锈处理，并进行油漆。

4.10蝶阀检修工艺及质量要求

1.检查蝶阔的开闭性能。关闭状态阀片边缘应不透光。开启状态阀片应与阀体垂直。开闭操作灵活，开、闭位置的外部指示标志应清晰、正确。

2.检查阀轴的密封。阅轴的密封应严密或双重密封，以防运行中渗漏油。

3.更换连接法兰的密封胶垫。胶垫的质量良好，压缩量合适，不被挤出密封槽，产生“咬边”缺陷。

4.11冷却装置控制箱、分控箱检修工艺及质量要求 1.清扫箱内的灰尘、杂物，保持箱内清洁整齐。

2.检查电磁开关、热继电器、继电器等触头的接触情况，应无烧损、接触不良现象。对动作不可靠的老式元件应更新。

3.接查导线接头有无接触不良或过热现象。如因接头松动过热或接触不良，应逐一紧固。如因导线的电流密度太大过热，应更换成截面积增大的导线。

4.用2500V或1000V兆欧表测量各回路的绝缘电阻。绝缘电阻应不小于1MΩ。5.进行油泵和风机的操作检验，保证油泵和风机均处于正常可控状态。

6.更换箱门密封垫，检修锁门装置，堵塞引线孔洞，以保持控制箱内清洁和干燥。4.12胶囊式储油柜检修工艺及质量要求

1.打开连接呼吸器的顶盖，用目测或白布带浸润法探测胶囊内有无积水或残油。如有残油，应拆下胶囊进一步检查。证实胶囊破损后，对于使用不久，而有条件修补时，可以修补。如果使用已久（例如10年以上），则更换新胶囊。

2.清理储油柜内部。储油柜内部应清洁，无杂质。如有局部锈蚀，应除锈、补漆。3.更换顶盖、端盖和放气塞等所有密封胶垫。回装后，密封良好，不渗不漏。4.13隔膜式储油柜的检修工艺及质量要求

1.卸下YZS型油位计，清洗后待回装。如不能继续使用，应更换新油位计。2.拆除储油柜矩形法兰螺栓，吊开储油柜的上半节。取出隔膜进行检查，如隔膜仍有弹性并完好，清洗后继续使用，否则应更换新隔膜。

3.更换矩形法兰密封垫，回装储油柜的上半节。然后再回装油位计。回装后油位指示正确，不渗漏油。

4.14油位计的检修工艺及质量要求 a.磁力式油位计

1.从储油柜上拆下油位计，进行全面检查和清洗。

2.用摇幌浮子或将浮子浮于油中的办法，检查浮子内部是否已渗进油。如果已渗进油，则需更换。（YZS型油位计不存在浮子渗进油问题）。

3.检查连杆是否弯曲、断裂。如弯曲可以矫正，弄直后可继续使用。不可以矫正或断裂的应更换。

4.拨动传动机构，检查指示是否灵活、正确。如果存在滑齿、从动磁铁不能同步转动、指针不能正确指示，限位报警接点接触不良，表盘脏污褪色等缺陷，能修理的应逐一修理，无法修理复原时，应更换整个油位计。

5.更换密封胶垫，回装。回装后，表盘指示应清晰、正确；密封良好，不渗漏。b.玻璃管式油位计的检修工艺及质量要求

1.拆下玻璃管、油位计小储油柜及油位计小胶囊，进行检查和清洗。

2.检查玻璃管是否完好，对完好可继续用的，应彻底擦洗，恢复原有的透明状态。如破裂不宜再用，应更换。

3.从油位计储油柜中拆出小胶囊。检查小胶囊有否破裂，失去弹性。如破裂或失去弹性，应更换。如完好可用，应排尽其中己老化变色的油换上新油。在加油过程中，应将小胶囊中空气排除。然后装回到小储油柜中。

4.回装玻璃管后，再从玻璃管顶部补油，使油量达到满足指示最高油位的高度。5.回装过程中，更换所有密封胶垫，保持密封良好，不渗漏油。4.15 YJ型油流继电器的检修及质量要求

1.在油箱放油之前，开动油泵检查油流继电器的开、停指示是否正确，指针有无抖动现象。并检测在油泵停运时，能否发出报警信号。详细记录检查结果。

2.从冷却器联管上拆下油流继电器。检查档板是否绑接牢固，档板有否因抖动疲痨引起开裂。确认档板不会掉落，才可使用。对有可能掉落档板的油流继电器，一律更换。

3.对指针有抖动现象的油流继电器，可用改变挡板弯曲度等方法消除。如未能消除，应协同制造厂设法解决。

4.检查表盘。对于表面向上水平安装的表盘，不应进水；对于表面向阳垂直安装的表盘，不应因阳光照射而使标示不清。否则应进行检修或更换。

5.更换密封胶垫，保证回装后不渗漏油。

注：其他型式油流继电器的检修，可按产品说明书进行。4.16吸湿型呼吸器的检修及质量要求

1.在拆卸呼吸器前，应检查吸附剂容器上部的变色硅胶有无变色。如有变色，需查明是由于储油柜内有水，还是呼吸器连管密封不严。根据查明的原因，作相应的处理。

2.拆下呼吸器，倒尽吸附剂，检查、清洗吸附剂的容器。如容器为玻璃制品，发现开裂，破损应更换。

3.把干燥的颗粒直径不少于3mm的兰色硅胶（对吸水后变成粉红色的硅胶，应经干燥恢复兰色后才能使用）装满吸附剂容器。

4.将油浴缸的脏油倒尽，并进行清洗。然后注入清洁的变压器油。油位应不超过规定的油位线。

5.在安装过程中，逐一更换密封胶垫。要与防止渗漏油一样处理好密封，以防大气入侵。

4.17 QJ型气体继电器的检修及质量要求

1.在拆气体继电器之前，检查是否渗漏油，并检查雨水有否可能渗漏人接线盒，引起继电器误动作。如因继电器本身铸件有渗漏，应更换继电器。如因密封胶垫不严而漏油或进水，应更换胶垫，改善密封。

2.拆下气体继电器，校验油速整定值和发信集气量是否附合规定。如不符合，应调整到符合。

3.对配有取气样集气盒的气体继电器，要检查连接气体继电器的管接头是否渗漏油；并检查连接集气盒的管接头和集气盒本身是否渗漏油。如有渗漏油应更换密封垫，做到不渗不漏。

4.回装气体继电器时，按标示的方向安装。更换与连管连接的两侧胶垫，保持气体继电器安装位置正确，并保证不渗漏油。

4.18套管检修

a.油纸电容型套管检修工艺及质量要求

1.拆套管时，应检查接线头（将军帽）和穿缆有无过热现象。如果因过热烧损不能继续使用，应进行修理或更换。

2.检查有否因瓷套开裂或瓷套上的密封胶垫老化发生渗漏油。如密封垫渗漏，可由电 26

瓷厂人员协同在现场检修，或者返回电瓷厂检修。若瓷套开裂，则必须更换套管，或返回电瓷厂检修。

3.测量tgδ，判断油纸绝缘有无受潮或老化。如轻度受潮，可用热油循环和真空干燥处理；而严重受潮或老化，必须返厂处理，或更换新套管。

4.用布或棉纱擦瓷套及联结套筒表面的脏污。如有干擦不下的附着物（如油漆、防闪涂层）应使专用溶剂清洗。做到全部瓷裙擦洗干净，显现瓷袖本色。

5.回装套管时，更换密封胶垫和接线头的“O”型垫圈。前者为了防止渗漏油，后者为了防止大气中气体和水分浸人变压器内部引起绝缘事故。

4.19充油式套管检修工艺及质量要求

1.检查瓷套有无裂纹、损坏。有裂纹引起渗漏油，或瓷裙破损后不能粘补，应更换瓷套。

2.检查导电杆覆盖层或绝缘筒，是否完整、干燥和清洁。如残缺应修补，如受潮应烘干，如脏污应清洗。

3.用白布擦拭瓷套内、外表面，擦净油泥、污垢，恢复本色。

4.更换新胶垫。瓷套上下的胶垫必须安放平整、压缩均匀，以保证密封良好，不渗漏油。

4.20套管型电流互感器的检修工艺及质量要求

1.检查引出线的标志是否齐全。标志应与铭牌相符，如有疑问，进行变比试验。2.更换引出线接线柱的密封胶垫，消除渗漏油。

3.用2500V兆欧表测量二次绕组的绝缘电阻，绝缘电阻应不小于1MΩ。

4.在更换升高座上法兰的密封胶垫时，检查二次绕组的几个线圈有否压紧，相互间有否位移。如有位移，应扶正，然后加绝缘纸板压紧。

4.21无励磁分接开关检修工艺及质量要求

1.切换操作一个循环，检查转动是否灵活。如因转轴的密封太紧，发生卡滞时，在更换密封胶垫时应使用调节压紧度的方法进行调正。如因齿轮锈蚀，清理后加黄油润滑。

2.利用吊罩内检机会，检查动触头与静触头的接触是否良好。触头的接触面应光洁、无氧化层，并无任何过热现象。动触头处于静触头的正中央，并且接触紧密。

3.检查分接连线是否可靠。每根分接连线焊接或压接的接头，均应牢固，无松动。外 27

包绝缘正常，无过热现象。

4.检查分接开关的绝缘筒，应完整、干燥、清洁，运行时处于关闭状态。清扫静触头定位板的上表面，应清洁，无灰尘杂质。可拆式操作杆拆下后，应放人油中或包塑料布保存。回装时保持干燥状态，安装位置正确。

5.对油中有乙炔气体的变压器，应检查分接开关操作杆的金属拨叉，是否有悬浮放电痕迹。如有，应加装弹簧片，用以固定拨叉电位。

6.检查分接开关的实际分接位置，与操作盒内的指示位置是否一致。如不一致，必须调到一致。

4.22有载分接开关的检修工艺及质量要求

1.从切换开关油箱中吊出切换开关本体，排除开关油箱、储油柜中污油对开关储油柜、油箱进行清洗。

2.用清洁变压器油冲洗切换开关本体。（必要时拆开部分件进行擦洗）。检查储能机构的主弹簧，复位弹簧，爪卡，是否变形或断裂，检查各触头编织软联结有无损坏，检查各紧固件是否松动，测量过渡电阻值。（必要时测量动静触头的烧损程度）。发现紧固件松动，均应拧紧。损坏件（包括弧触头烧损超过8mm）的更换，应由开关制造厂配合进行。

3.回装切换开关，并注上合格的清洁油。（在变压器吊罩大修时，切换开关与变压器身一并真空注油。）

4.检查分接选择器和转换选择器的触头啮合是否良好，分接选择器与切换开关的连络线的接头是否紧固，分接引线的绝缘和接头是否正常。紧固件松动应拧紧，绝缘损伤应加包。如因固定静触头的板条变形或传动动触头的中心轴幌动而引起触头啮合不好，应由制造厂配合检修。

5.检查切换油箱底部的放油螺栓和其他部位是否渗漏。如因胶垫老化渗漏，应更换胶垫后拧紧螺栓。如切换油箱的铆接部位有渗漏，应由开关制造厂配合处理。

6.清扫电动机构箱。检查导线接头是否紧固，各元器件是否完好。检查限位和止动是否正确。松动的导线接头应一一紧固，损坏或性能不良的元器件应更换。

7.进行10个循环分接变换操作，确认操作机构动作灵活，控制性能可靠。4.23压力释放阀的检修工艺及质量要求

1.检测压力释放阀的实际开启压力和关闭压力。实际开启压力应不小于1.2倍关闭压 28

力，而又不大于1.8倍关闭压力。压力释放阀自行关闭以后，应保持不渗漏，如渗漏应更换压力释放阀。

2.检查微动开关触点有无损坏或受潮。微动开关的接点应接触良好，动作正确。否则，应更换，以防止误报警。

3.更换安装法兰上的密封胶垫，进行回装。回装后密封良好，不渗漏油。注：如老旧变压器使用安全气道，应利用大修机会，改为压力释放阀。4.24温度计检修工艺及质量要求

1.拆下温度计进行校验。压力式温度计指示误差小于±1.8℃，开关动作误差±3℃。不符合标准规定的，应更换。绕组温度计的指示应根据温升试验结果来校正，否则失去安装的意义。

2.检查毛细管的曲率半径是否大于50mm。对于因毛细管曲折而损坏的温度计，应更换。

3.清理温度计座。座内应充满油，而没有水分。

4.检验发报警信号的触头接触和连线接头是否良好，触头接触不良的，应进行调正。无法修理的，更换温度计。接线头松动的，应逐个紧固。

5.检查表盘和外壳。有机玻璃面罩老化不透明，指示盘变色刻度线不清楚，或外壳严重锈蚀的温度计应更换。

4.28其他零部件检修工艺及质量要求

其他零部件例如放气塞、油样阀门以及闸阀等检修，主要是更换密封胶垫或更换新品，检修工艺简单，质量要求明显，不再一一说明。5 变压器的绝缘强度的恢复与改善

绝缘强度的恢复与改善，是指清除变压器长期运行和检修过程中污染的杂质。其中固体杂质依靠擦洗来清除，而液体（水分）和气体杂质，则依靠用常温下抽真空的办法清除。然后经真空注油后，密封起来。使检修后的变压器，绝缘强度得到恢复，并有所改善。

5.1抽真空脱水脱气

5.1.1全部附件安装完后，在装气体继电器的油箱侧法兰上加封板，打开各附件、组件通本体的所有阀门，使除储油柜和气体继电器以外的所有附件（包括冷却器或散热器）连同本体抽真空。如储油柜按全真空设计，储油柜和气体继电器也一并参加抽真空。

5.1.2在油箱顶进油阀处加真空阀和真空表后，再连接真空管道。以便在对油箱抽真空之前，关上真空阀门，单抽管道真空。藉以查明真空系统本身实际能达到的真空度。真空系统包括真空泵、管道、阀门和真空测量仪表等，要求整个系统的真空度达到≤10pa。如大于10Pa，应对真空处理系统进行检查或修理。

5.1.3在对油箱抽真空的过程中，应随时检查有无渗漏。对于严重的泄漏，可以听到泄漏声响。为便于听泄漏声响，必要时可暂时停真空泵。当真空泵达到实际可能的最高值（应不大于133.3Pa）后，不应将真空泵停下，而应在真空泵继续运行的条件下，保持此真空度。真空保持时间亦即真空泵持续开动时间，应不少于24小时。需要指出，停下真空泵保持真空（静态保持），不仅影响彻底清除水分，而且万一出现渗漏时，会引起绝缘深层受潮。

5.2油处理合格

5.2.1在真空注油之前，用滤油机将油全部处理合格，并提交油的试验报告。不同牌号的油作混油试验合格。经安装质量监督人员认可后，才允许将油打入油箱。

5.2.2油的一般性能分析可依据原有资料，现场检修可不再进行。但下列几项指标必须提供现场各油罐的实测数据：

(1)击穿强度500kV级≥6OkV/2.5mm，330级≥50kV/2.5mm；110和220kV级≥4OkV/2.5mm；

(2)(3)(4)含水量330和500kV级≤10mg/L，220kV级≤15mg/L，110kV级≤20mg/L； 含气量330和500kV≤1%，其他电压等级不作规定； tgδ（90℃）50OkV级≤0.7%，330kV及以下各级≤1%。

5.3真空注油

5.3.1注入油的温度以40-60℃（滤油机出口温度）为好，但不要低于10℃，高于70℃。注油速度取决于真空度的保持，一般为（3-6）t/h。如真空度下降，应适当降低注油速度。

5.3.2注油时，真空泵继续开动，通向油箱的阀门也保持与抽真空时相同，以便所有零部件连同本体一起真空注油。用真空滤油机注油，油应从油箱下部的注油阀注入。（油从线圈外面向线圈内溢，可减少油对线圈围屏的张开力）。为防止把油抽入真空泵，当油注到油面距真空泵入口约200-300mm时，关闭真空阀门，停止抽真空。但真空滤油机不停止注油，30

直到油位逼近装气体继电器处的封板时，才将真空滤油机停下。

5.3.2对于有载调压的变压器，当切换开关的油室和油箱之间有连通管时，为拆除连通管，当油注到接近连通管时（当然距真空泵入口的高度仍应不小于200-300mm），就停止注油。解除真空，拆除连通管并加封板以后，再抽真空lh，然后继续用真空滤油机注油直到油位逼近装气体继电器处的封板，（对于全真空储油柜，一直把储油柜注满油）。

5.3.3在抽真空脱水脱气的工艺之前，就应安装好真空注油油位指示器，以便在真空注油过程中，按上述要求控制油位。

需要指出，在器身处于高真空状态下，用真空滤油机注油的过程，就是对油分步进行脱气的过程；这种脱气效果，比对大量的油进行整体脱气的效果要好得多。因此，当油注到淹没线圈以后，停止注油，再抽（6-8）h真空，是没有多大作用的。也就是说，这道沿用已久的工序可以省去。

5.4补油

5.4.1采用上述注油工艺后，由于油注得很满，残留空间很小，直接用大气解除真空时，仅在上层进入很少量的大气，对绝缘影响不大。因此可松开装气体继电器处封板，直接用大气解除真空。然后，便可拆下封板，安装气体继电器。

5.4.2关闭注油阀，拆下进油管。再在储油柜的进油管上接上油管。（指非全真空储油柜）关闭储油柜集气室的排气、排油阀门，打开储油柜顶上放气塞子和进油阀门，仍用真空滤油机注油，向升高座和储油柜等处补油。

5.4.3在向储油柜注油时，要防止放气塞被胶囊阻挡。如有阻挡，可用非金属的圆头棍棒从放气塞孔中插入，轻轻拨动隔膜。当放气塞溢出油时，说明储油柜中胶囊以外的空气已排除干净，当即将放气塞旋紧，同时关闭进油阀停止打油。

5.4.4打开集气室的排气阀门和升高座等处的所有放气塞，将残余气体放尽。然后在储油柜的放油阀下连接放油管道，打开放油阀，放掉储油柜中多余的油，使油表指示的油面与当时实测油温下所要求的油位面相符。

5.4.5以上是指带胶囊的储油柜补油，对于隔膜式储油柜的补油，注油前应首先将磁力油位调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，由注油管向隔膜内注油，达到比指定油位稍高，充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止。经反复调整，达到指定油位。

5.5热油循环与静放

5.5.1关闭冷却器与本体之间的阀门，打开油箱与储油柜之间蝶阀，将油从油箱下部抽出，经真空滤油机加热到65±5℃，再从油箱的上部回到油箱。每4小时打开1-2组冷却器或1-2个油泵运行10分钟，这样周而复始，进行热油循环。

5.5.2在循环过程中，油和纸绝缘的水分及气体不断地进行平衡再平衡。由于油中的水分及气体不断地被真空滤油机排除，因此油和纸绝缘中（主要是纸绝缘表面）的水分及气体不断呈下降趋势。但由于这种平衡的进展速度非常缓慢，所以热油循环需要较长的时间才能见效。500kV级变压器热循环时间一般不少于48h。

5.5.3电压等级为220kV和300kV的变压器，按上述规定进行真空注油以后，测量油中的含水量和进行油的其它试验，当各项指标达到规定后，可不进行热油循环。必须说明，热油循环的目的是吸收纸绝缘表面的水分，或使水分均匀分布。而不是为了给含水量大的油脱水。因此，不能把含水量大的油注入油箱内，依靠热油循环的方法使油中含水量合格。那样做虽然油中含水量很快下降，但其中大部分水分是被纸绝缘吸收了。如果采用这种方法，是本末倒置。

同理，500kV变压器在热油循环少于48h，如果油的指标已达到规定，循环也可停止。相反地则应适当延长热油循环的时间。

5.5.4变压器的静放时间，从停止热油循环开始计算（不进行热油循环的，则从补完油开始）。到加高电压进行绝缘强度试验（例如局部放电试验）为止。对于500kV级变压器，宜有较长静放时间。对于200kV和330kV级变压器，也应有静放时间，静放时间的长短取决于真空处理和真空注油的质量。

5.6其他干燥处理方式

运行中变压器在检修时，一般都可以用常温下抽真空的办法进行干燥。对于非全真空油箱的变压器，或绝缘深层严重受潮的变压器，建议返厂处理，或在现场用热油喷淋法进行干燥处理。变压器的验收试验和试运行

6.1移交大修资料

向运行部门移交检修记录，全部试验报告，真空处理记录及验收报告资料。6.2检修后的试验(1)测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比或极化指数；

(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)(9)测量绕组连同套管的泄漏电流； 测量绕组连同套管的tgδ； 冷却装置的检查和试验；

本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验； 测量绕组连同套管一起的直流电阻； 检查有载调压装置的动作情况及顺序； 测量铁心（夹件）对地绝缘电阻；

绕组连同套管一起的交流耐压试验（有条件时）；

(10)测量绕组所有分接头的变压比及连接组别；(11)检查相位；

(12)进行测量局部放电量的试验；(13)试运行前变压器的油的色谱分析。6.3整体密封试验

变压器安装完毕后，用油柱法或充气加压法，进行整体密封性能的检查。无论充气加压法或静油柱压力法，必须使高压套管将军帽的密封得到油压检验。加压时间24h；应无渗漏和损伤。

6.4试运行前检查(1)(2)(3)(4)(5)(6)好。

(7)(8)位。

(9)打开所有放气塞放气，直到只见出油不见出气。气体继电器内排清残余气体。变压器的储油柜的油位正常。

套管的油位正常。有载分接开关储油柜的油位，应略低于变压器储油柜的油变压器本体及所有附件均完整无缺，不渗漏油，油漆完好。滚轮的固定装置完整。

变压器油箱、铁心和中性点接地装置等的接地可靠。变压器顶盖上无遗留物。

运行时需要开启的阀门，均在“开”的位置。

高压套管的测屏小套管接地，套管导电头密封良好，与外部引线的连接接触良 33

(10)吸湿型呼吸器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象。油浴缸内油面合适，并能显示正常呼吸作用。

(11)无励磁分接开关的位置符合运行要求，在调到运行位置后，测量过直流电阻。有载分接开关动作灵活、正确。闭锁装置可靠。控制盘、操作机构箱和顶盖上的三个分接位置指示应一致。

(12)温度计指示正确，整定值符合要求。

(13)冷却装置试运行正常。水冷装置的油压高于水压。强油冷却的变压器启动全部油泵，进行较长时间的循环后，多次排气。经验证明，变压器内已不存在大量残余气体。

(14)进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的开停试验。(15)继电保护装置经调试整定，动作正确。(16)套管电流互感器的二次侧接负载或短接。6.5试运行(1)(2)(3)(4)(5)变压器在进行冲击合闸时，中性点接地。气体继电器的重瓦斯投跳闸位置。

额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起继电保护装置的误动作。变压器受电后，无异常声响、振动和其他异常情况。

关于油浸式变压器运行与维护的探讨 第3篇

摘要：在现在供配电系统中我们应用油浸式变压器最多，变压器的运行维护直接关系到供电安全和可靠性，本文主要通过结合实际工作对油浸式变压器的分类、油浸式变压器运行进行维护、油浸式变压器渗油故障分析及解决方案等进行简要的探讨。

关键词：油浸式变压器；渗油；故障分析；运行；维护

1、油浸式变压器的分类（按油浸式变压器按外壳型式）

1.1、非封闭型油浸式变压器：主要有S8、S9、S10等系列产品，在工矿企业、农业和民用建筑中广泛使用。

1.2、封闭型油浸式变压器：主要有S9、S9-M、S10-M 等系列产品，多用于石油、化工行业中多油污、多化学物质的场所。

1.3、密封型油浸式变压器：主要有BS9、S9-、S10-、S11-MR、SH、SH12-M等系列产品，可做工矿企业、农业、民用建筑等各种场所配电之用。国内较大的厂家有山东明大电器有限公司。

2、油浸式变压器运行进行维护

2.1、预防渗漏油：油浸式变压器在油箱内充满变压器油，装配中依靠紧固件对耐油橡胶元件加压而密封。密封不严是变压器渗漏油的主要原因，故在维护与保养中应特别注意。小螺栓是否经过震动而松动，如有松动应加紧固，加紧程度应适当，并应各处一致。橡胶是否断裂或变形严重。这时可更新的橡胶件，更换时应注意其型号规格是否一致，并保持密封面的清洁。

2.2、预防变压器受潮：变压器是高电压设备，要求保持其绝缘性能良好。油浸式变压器极易受潮，预防受潮是维护保养变压器采取的主要措施之一。

2.3、变压器的换油与干燥处理：变压器闲置过久，运行时间过长或其它自然人为因素的影响，造成变压器绝缘下降、内部进水或油质劣化等现象，此时必须对变压器进行换油和干燥处理。

2.4、电缆与穿管之间的缝隙密封防水。

2.5、电站高压侧无论是采用架空进线还是电缆进线，均应在变电站附近设置高压侧进线的明显可见的断口（如跌落式熔断器等）。从而向维修操作人员明确显示变电站内是否可能带电。以确保维修操作人员的安全。

2.6、产品安装就位后应做好可靠接地：电站底座槽钢上的两个主接地端子、变压器中性点及外壳、避雷器下桩头等均应分别由安装部门直接接地。所在接地应共用一组接地装置，其接地电阻应小于4欧姆，从接地网引至本产品的接地引线应不少于两条。

2.7、产品在安装完毕或维修后，投运前应进行如下检验和试验。

2.8、产品必须有经过考核合格的专业人员或维修人员，方可进行操作和维修，并应仔细阅读随机附给的所有技术文件和电气图纸。

2.9、产品中所有元件按各自规定的技术要求进行维护。

3、变压器的故障分析

变压器在运行中常见的故障有绕组、套管和分接开关及铁芯、油箱及其它附件的故障等。

3.1、绕组故障 主要有匝间短路、绕组接地、相间短路，断线及接头开焊等。

3.2、套管故障 变压器套管积垢，在大雾或小雨时造成污闪，使变压器高压侧单相接地或相间短路。

3.3、严重渗漏 变压器运行渗漏油严重或连续从破损处不断外溢以致油位计已看不到油位，此时应立即将变压器停用进行补漏和加油，引起变压器渗漏油的原因有焊缝开裂或密封件失效，运行中受到震动外力冲撞油箱锈蚀严重而破损等。

3.4、分接开关故障 常见的故障有分接开关接触不良或位置不准，触头表面熔化与灼伤及相间触头放电或各分接头放电。

3.5、过电压引起的故障 运行中的变压器受到雷击时，由于雷电的电位很高，将造成变电压器外部过电压，当电力系统的某些参数发生变化时，由于电磁振荡的原因，将引起变压器内部过电压，这两类过电压所引起的變压器损坏大多是绕组主绝缘击穿，造成变压器故障。

3.6、铁芯的故障 铁芯的故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁芯的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的。

3.7、渗漏油现象 变压器油的油面过低，使套管引线和分接开关暴露于空气中，绝缘水平将大大降低，因此易引起击穿放电。

4、保护配置技术方面

我们有必要从保护配置技术角度和日常运行管理两大方面来谈谈配电变压器的保护措施及其注意事项，以保证配电变压器正常运行，保证用户安全用电。

4.1 装设避雷器保护，防止雷击过电压

配电变压器是配电网中十分重要的设备，一旦发生雷击损坏事故，就会造成停电，直接影响着工农业生产和人民生活。保护变压器的阀型避雷器、管型避雷器或保护间隙，要求尽量靠近变压器安装，距离越近保护效果越好，一般都要求装在变压器高压侧熔断器内侧。其接地线，应和配电变压器的金属外壳和低压侧中性点连在一起共同接地。当变压器容量为100kV·A及以上时，接地电阻应尽可能降低到4Ω以下；当变压器容量小于100kV·A时，接地电阻10Ω及以下即可。

4.2 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来实现。为了有效地保护配变，必须正确选择熔断器的熔体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。

4.3、日常运行管理方面

4.3.1 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；（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。

4.3.2 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）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。

参考文献：

[1]郭清海 《典型变压器故障案例分析与检测》 2010-1-1

油浸风冷变压器 第4篇

变压器的温升直接关系到变压器的绝缘寿命和运行的安全性。随着变压器单台容量的不断提高,自然油循环变压器较以往强油循环变压热问题更加突出。由于变压器绕组的最热点温升是衡量变压器设计优劣和评价其热性能的重要技术指标,而传统方法只能计算绕组内部的平均温升和绕组对油的平均温升而不能计算最热点温升[1]。因此,本文用fluent软件建立了1台180 MVA油浸风冷变压器的温度场和流场耦合计算模型,得到了绕组及油道中油的温度场及流场,并分析了在有无挡油板时温度分布与流速大小的关系,以及在绕组辐向中部加竖直油道对绕组温度场和流场的影响。

1 变压器绕组的热源和冷却结构

变压器绕组的热源主要是绕组的电阻损耗和绕组内部的涡流损耗,其表达式为[2]

P=PR+PWL=I2R+PWL,

式中I、R、PWL分别为绕组的电流、电阻和涡流损耗。计算中,单位热源undefined为绕组的电阻损耗和涡流损耗之和;V为绕组体积。

变压器绕组的散热主要是对流换热。油浸式变压器绕组结构中的冷却油道包括绕组与围屏之间形成的垂直油道和绕组线饼、绝缘垫块间形成的水平油道。设计挡油板交替闭塞内外垂直油道,可以假定由此形成的各区域内油流分布不受其它区的影响而独立存在,并且避免了“死油区”的形成。在各绕组区的油流中,油从下部流入,在入口侧垂直油道内反复分流,经过水平油道后再反复汇流到达出口,再通过油的对流将热量传递给箱壁,最后热量通过油箱表面及散热器表面散出。若在绕组沿辐向中部设置竖直油道,则可以增加绕组与油的接触面积,提高油的对流散热效率,绕组辐向尺寸变小有利于热量在绕组内部沿辐向传导,降低了铜与油温差,提高了散热效果,降低了温升。

2 求解的微分方程及边界条件

变压器的外形尺寸较大而且结构复杂,实际运行过程中其流场呈对称分布,绕组建模时可对其进行简化处理。变压器绕组三相对称,每绕组的线饼呈几何对称,垂直油道是轴对称结构,由于绕组温度场的分布沿变压器绕组圆周方向梯度变化较小,因此,用二维场计算变压器绕组的温度场可以满足工程要求。

将变压器绕组温度场和绝缘油流场联立迭代求解,方可得到理想结果。

绕组温度场和流场模型的基本假设和条件:

1) 绕组、铁心及箱壁发热均匀。

2) 忽略其它相绕组的影响及每相中各绕组的相互影响。

3) 稳态。绕组、铁心、油箱和油的温度、速度分布均不随时间变化。

油浸风冷变压器油循环的动力来源于变压器油的热浮升力,因此设置油的属性时应考虑温度对其的影响,即按分段线性的方式设置油的属性随温度变化的关系。

分析油的流动和散热,其温度场和速度场受质量传递、动量传递和能量传递的共同支配,由下列方程组描述[3]:

连续性方程为

undefined, (1)

x方向的动量微分方程为

undefined

y方向的动量微分方程为

undefined

能量微分方程为

undefined, (4)

式中:μ、υ为单位体积油x和y方向上的速度分量;ρ为流体密度;Fx、Fy为x、y方向上的单位质量力; p为流体压力;μ为流体粘性系数;t为流体温度;λ为流体传热系数;c为流体比热容;ϕ为单位时间单位体积的内热源生成热。

本文属于共轭传热问题,通过软件将固体区域的热传导问题和流体区域的热对流问题耦合在一起进行综合求解。在分析中,流固交界面无需加流动边界条件是因为流固交界面的传热和流动情况需要求解,绝缘纸筒的外边界为绝热边界。

油箱表面对流散热系数[4]为

Q=αkF(Ts-Tf) , (5)

油箱表面辐射散出的热量[5]为

undefined, (6)

式中:Q为靠对流作用散出的总热量,W;Ts为固体表面温度,K;Tf为周围流体温度,K;F为油箱表面的散热面积,mm2;αk为与冷却介质的性质及冷却表面温度、形状和位置有关的对流系数;qλ为油箱壁单位面积辐射出的热量,W/m2,Δt为油箱表面温度与周围空气温度之差,K。

3 算例分析

3.1 物理模型

本文利用fluent软件对1台实际运行的180 MVA三绕组油浸风冷变压器在高中绕组额定运行时高压绕组的温度场及流场进行了计算。计算高压绕组主要参数:绕组线饼高度分为13 mm和14.3 mm,绕组辐向宽度为105 mm,围屏为4 mm,绕组到围屏的距离为8 mm,高压绕组上下对称各62段。

由于建立整体模型不利于剖分,占用计算机资源,因此简化了计算。本文建立62段模型,油箱及散热器尺寸按比例进行缩放,所建模型如图1所示。

3.2 温度场及流场分析

无挡油板时绕组的温度分布如图2所示。由图2可以看出,变压器绕组温度沿轴向随高度的增加而增加,但最热点不是出现在最顶端,而是在顶端偏下的位置。这是由于油从底部向上流动的过程中将热量带走,温度逐渐升高,顶端绕组的上面无发热体,散热较好,因此顶端绕组温度不是最热点,而是出现在顶端偏下的位置。

图3及图4为无挡油板时绕组辐向竖直油道中的流速及水平油道中的流速,在绕组辐向两端的竖直油道中的油流速度较大,绕组辐向中部的油流速极低且成涡流状态,因此沿辐向每饼绕组的中部温度较高,在边缘温度较低。

有挡油板时温度及油流速分布如图5、图6所示。由图5、图6可以看出,在油道中设置挡油板后,绕组温度及油流速分布与无挡油板时相比明显不同。图5最热点温度不再出现在绕组的沿辐向的中部,而是出现在偏向挡油板出口的一侧,这是由于油温主要是在流经辐向油道时被加热升高,每导向1次,上个区的出口油温就将作为下个区的入口油温,因此会出现在挡油板出口那侧油温较高。将图6与图3及图4进行对比可以发现,在设置挡油板后饼间油道的流速明显提高,即消除了“死油区”,因此对降低最热点温升会有显著的效果。

绕组辐向中间加油道时的温度及流速分布如图7、图8所示 。从图7中可以看出,绕组温度沿轴向分布与图2基本相同,最热点温度均出现在绕组顶端偏下的位置,但流速分布却有所差别 。在图8中,中间油道设置为6 mm,两侧竖直油道为8 mm,中间油道中的流速在越靠近顶端时,其速度逐渐降低,而两侧油道中的油流速越靠近顶端,流速越快,在顶端出口处3竖直油道中的流速相同。中间竖直油道中的油流越靠近端部越容易通过水平油道向两边的竖直油道中流动,其原因主要为绕组顶部以外区域中油的流速较低,存在油的流速差,中间油道中的流速大,两边油道中的流速与顶部以外区域的流速差较小,要减少这种流速差,中间油道中的流速就要向两边的油道中流动,以达到一种流速的均衡。

3.3 计算结果及分析

经计算,得到的不同挡油板个数时的热点温度及最大流速如表1所示。

从表1中可以看出,随着挡油板个数的增多,油道中的最大流速在下降,温度随挡油板个数的增加,温度先逐渐降低,后增加。其原因是导向次数增多,使油道中的油流阻力增多,油循环量减少,最大油流速降低。随着挡油板个数的增加时,相邻2个挡油板间的绕组饼数减少,这样流过饼间油道的流速流量增多,带走的热量增多,降低了沿绕组辐向中部的温度。随着挡油板的进一步增多,油流阻力增大,流过饼间的流量减少,所以最热点温度又开始上升。

通过以上分析,不难得出这样的结论:绕组的最热点出现在绕组顶端偏上的位置,挡油板个数越多,油流阻力越大,只有设置较少的挡油板且将挡油板设置在绕组上部,这样降低热点温升的效果会更明显。为了验证这一结论,本文进行了下面计算。在模型上部设置3个挡油板,相邻2个挡油板间的线饼个数相同,分别取为4、6、8、10饼。所得结果如表2所示。

由表2可以看出,挡油板个数相同时最大流速(即竖直油道中的最大流速)差别不大,而最热点温度随相邻两挡油板间的绕组个数的不同而有所差异 。其原因为油从底部开始向上流动的过程中,将绕组的热量带走,油的温度在逐渐增加,进入到挡油板区间时油流会通过饼间油道将绕组温度带走,相邻两挡油板间的饼数较少时流过每个饼间油道的油流量会较大,同时流过饼间油道本身所带有的热量较多,这样绕组与油的温差小,对散热会有一定的限制。相反,当相邻两挡油板间绕组饼数较多时,流过饼间油道的流量会减少,散热同样会有限制,因此相邻挡油板间的饼数合适时才能达到最佳的散热效果。

4 结论

上述变压器绕组温度场及流场分析结果表明, 在绕组上端部设置少量的挡油板可起到更好的散热效果;挡油板个数固定时,两个挡油板间线饼个数对最热点温升有影响,挡油板个数和位置合适时才会达到最佳散热效果。

摘要：阐述了油浸式风冷变压器绕组的热源和冷却结构,采用热-流耦合方法建立了温度场和绝缘油流场的有限元模型,通过fluent软件对1台180 MVA油浸风冷变压器进行计算,得到了绕组稳态温度分布及油流分布,并分析了挡油板位置及数量对绕组温度场及油流分布的影响。计算结果表明,在绕组辐向加油道和加挡油板均会起到较好的散热效果,在端部设置较少的挡油板会比沿绕组轴向均匀设置挡油板散热效果好。

关键词：油浸风冷变压器,绕组,热-流耦合,温度场,流体场

参考文献

[1]王秀春,张志霄,毛一之.自冷变压器绕组加导向结构的换热性能数值研究[J].变压器,2001,38(10):19-24.

[2]傅晨钊,汲胜昌,王世山,等.变压器绕组温度场得二维数值计算[J].高电压技术,2002.28(5):10-12.

[3]王瑞金,张凯,王刚.FLUENT技术基础与应用实例[M].北京:清华大学出版社,2007:34-35.

[4]路长柏.电力变压器理论与计算[M].沈阳:辽宁科学技术出版社,2007:243-234.