电力变压器

电 力 变 压 器

1. 变压器的工作原理

变压器的工作原理是电磁感应原理，即借助于电磁感应，“电生磁”、“磁生电”，以相同的频率在两个或多个相互耦合的绕组回路之间传输功率的电气设备。

变压器的作用是变换电压，以利于功率的传输。通过升压变压器升压，可以减少线路损耗，提高送电经济性，达到远距离送电的目的；通过降压变压器则能把高电压变为用户所需的各级使用电压，满足用户需要。

220kV变电站主变压器均采用三相三绕组和三相自耦式变压器。 1.1 三绕组变压器

三绕组变压器是每相有三个独立的电气绕组的变压器。 1.1.1 绕组排列

高、中、低三个绕组的排列由外向里可以有高压、中压、低压绕组的排列，也可以有高压、低压、中压绕组的排列，也就是说，高压绕组在外边，低压绕组在里边，这主要是从绝缘方面考虑的。因为变压器的铁芯是接地的，低压绕组靠近铁芯，容易满足绝缘要求。若将高压绕组靠近铁芯，由于高压绕组的电压很高，要达到绝缘要求就需要很多绝缘材料和较大的绝缘距离，既增加了绕组的体积，也浪费了绝缘材料。另外，把高压绕组安置在外面也便于引出到分接开关。 1.1.2 绕组容量

三绕组变压器一般可有二个输出绕组，所以一次绕组的容量大于或等于二、三次绕组的容量。一般三绕组容量百分比按高压、中压、低压的顺序为：100/100/100、100/100/50和100/50/100三种。 1.2 自耦变压器

1.2.1 绕组容量

理想情况下，U1 /U2 = K，I1 /I2 = 1/K，一、二次传输的容量也相同，即：

S1 = U1 I1 = U2 I2 = S2

式中：U1、U2为变压器输入、输出电压（有效值）；I1、I2为变压器一、二次绕组的电流（有效值）；S1、S2为变压器输入视在功率和输出视在功率。

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而公共绕组中的电流为：I = I2 - I1，串联绕组的电压为U = U1 - U2，所以 串联绕组的容量为：SAa = U1 I1 (1-1/K) 公共绕组的容量为：Sax = U2 I2 (1-1/K)

所以绕组的容量（即变压器结构容量）小于传输容量，因此自耦变压器具有体积小，重量轻、损耗小、最经济等特点。 1.2.2 自耦变的缺点

① 由于一、二次绕组之间既有磁的联系又有电的联系，致使高电压易于传递到低压回路，所以在一定连接方式下，低压回路的绝缘必须按高压侧的电压设计。

② 由于每相绕组均有一部分是两侧共用的，一、二次绕组之间的漏磁通较小，电抗相对较低，在外部短路时，更易于损坏。

③ 自耦变高、中压间的电抗较小，在高、中压两侧都有电源时，对两侧短路电流都会增大。 ④ 在有调压分接电压的情况下进行绕组间的电磁平衡更困难。 2. 变压器的铭牌参数 2.1 型号

2.2 额定容量：指变压器额定电压，额定电流下连续运行时，所能输送电能的功率。 2.3 额定电压：指变压器长时间运行时所能承受的工作电压。 2.4 额定电流：指变压器在额定容量下，允许长期通过的电流。

2.5 阻抗电压：也叫短路电压，把变压器的二次绕组短路，在一次绕组上慢慢升压，当二次绕组的短路电流等于额定值时，一次侧所施加的电压Ud称为短路电压。铭牌上通常用Ud对一次额定电压Ue1比值的百分数表示。也就是短路阻抗百分比。

2.6 负载损耗：把变压器的二次绕组短路，在一次绕组额定分接头位置上通入额定电流，所吸取的有功功率称负载损耗。

2.7 空载电流：指当变压器在额定电压下二次侧空载时，一次绕组中通过的电流，也称励磁电流。

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2.8 空载损耗（铁损）：指变压器在额定电压下，二次侧空载时变压器铁芯所产生的损耗，包括励磁损耗和涡流损耗。

2.9 绕组连接组别：变压器绕组的连接方式由三相绕组的连接顺序、绕组的缠绕方向和绕组端头的标志这三个因素来决定，连接方式直接影响三相变压器高、中、低压侧线电压的相位关系，可以连接成星形、三角形、曲折形等，但高、低压绕组线电压相位差总是30°的倍数，所以组别只有360°/30°=12种。将变压器按高、中、低压绕组连接的顺序组合起来就是绕组的连接组别。对于高压绕组可用符号Y、D、Z表示，中压和低压绕组分别用符号y、d、z表示，有中性点引出时，分别用符号YN、ZN和yn、zn表示。自耦变压器有公共部分的两绕组中额定电压低的一个用符号a表示，如YN，a0，d11。

2.10 温升：变压器绕组上层油面的温度与变压器周围环境的温度之差，称绕组上层油面的温升。国家标准规定，当变压器安装地点不超过海拔1000m时，绕组温升的限值为65℃，上层油面的温升限值为55℃。

3. 变压器的部件及作用 3.1 铁芯

铁芯是变压器的磁路部分，运行中变压器的铁芯及其化附件都处于绕组周围的电场内，如不接地，铁芯及其化附件必然感应一定的电压，在外加电压的作用下，当感应电压超过对地放电电压时，就会产生放电现象。为了避免变压内部放电，所以要将铁芯单点接地。 3.2 绕组

绕组是变压器的电路部分，变压器根据绕组绝缘分为全绝缘变压器和半绝缘变压器。靠近中性点部分绕组的绝缘水平比端部绕组绝缘水平低就叫做半绝缘；首端与尾端绝缘水平一样就叫做全绝缘。 3.3 油箱与变压器油

3.3.1 油箱是油浸式变压器的外壳，分上盖、底座和箱体三部分。 3.3.2 主变顶盖坡度为1--1.5%，连接瓦斯继电器油管坡度为2--4%。 3.3.3 变压器油一般使用#25油，起绝缘和冷却的作用。 3.4 绝缘套管

变压器的引出线从油箱内穿过顶盖时，必须经过绝缘套管，以使带电的引线和接地的油箱绝缘。 3.5 冷却装置

3.5.1 散热器：首先靠传导作用将绕组和铁芯内部的热量传到表面，然后通过变压器油的自然对流不断地将热量带到油箱壁和散热器，再通过辐射和对流作用，将热量散发到周围空气中。

3.5.2 潜油泵：变压器上层的热油用潜油泵抽出，经冷却器冷却后，再打入变压器油箱底部，使铁芯和绕组中的热量直接由具有一定流速的冷油带走，形成变压器油循环。 3.5.3 冷却风扇 3.6 净油器

运行中的变压器因上层油温与下层油温的温差，使油在净油器内循环。油中的有害物质如：水分、游离碳、氧化物等随油的循环被净油器的硅胶吸收，使油净化而保持良好的电气及化学性能，起

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到对变压器油再生的作用。 3.7 油枕（储油柜）

当变压器油的体积随油温的变化而膨胀或缩小时起储油和补油作用，能保证油箱内充满油，同时使用变压器与空气的接触面减小，减缓了油的劣化速度。油枕的侧面还装有油位计，可以监视油位的变化。 3.8 呼吸器

正常情况下，使外部空气与油枕油面隔离，以减少变压器油的受潮和氧化。当变压器油温有变化时，可通过呼吸器调节油位的变化程度。 3.9 温度计

是用来测量油箱里面上层油温和绕组温度的，起到监视电力变压器是否正常运行的作用。温度计按变压器容量的大小可分为水银温度计、信号温度计、电阻温度计三种测温方式。 3.10 气体继电器（瓦斯继电器）

分轻瓦斯和重瓦斯，轻瓦斯根据变压器内部故障时产生气体积集的多少来判别动作的，一般作用于信号；重瓦斯根据变压器内部严重故障时引起的油流冲击来判别动作的，一般作用于跳闸。 3.11 压力释放器

变压器一旦出现故障，油箱内压力增加到一定值时，压力释放器动作，并将油箱中的压力释放出来，防止变压器油箱变形甚至爆炸，从而保护油箱。 3.11 分接开关

变压器的调压方式一般可分为两种：无载调压和有载调压。 3.11.1 无载调压（无励磁调压）

3.11.1.1 无载调压即调压时，变压器不带任何负载，且与电网断开，在无励磁情况下，变换绕组的分接头，以实现停电调整。

3.11.1.2 无载调压分接开关铭牌型号说明

3.11.2 有载调压

3.11.2.1 有载调压即变压器在带负载（或励磁）状态下，切换分接位置，以实现电压调整。

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3.11.2.2 有载分接开关的电路可分为三个部分：调压电路、选择电路和过渡电路。 3.11.2.3 电阻限流有载调压分接开关的组成及作用如下：

（1）切换开关：用于切换负荷电流。 （2）选择开关：用于切换前预选分接头。 （3）范围开关：用于换向或粗调分接头。

（4）操动机构：是分接开关的动力部分，有联锁、限位、计数等作用。 （5）快速机构：按规定的程序快速切换。 有载调压变压器分接开关的故障原因：

（1）辅助触头中的过渡电阻在切换过程中被击穿烧断。 （2）分接开关密封不严，进水造成相间短路。

（3）由于触头滚轮卡住，使分接开关停在过渡位置，造成匝间短路而烧坏。 （4）分接开关油箱缺油。

（5）调压过程中遇到穿越故障电流。 变压器的有载调压装置动作失灵原因：

（1）操作电源电压消失或过低。 （2）电机绕组断线烧毁，起动电机失压。 （3）联锁触点接触不良。 （4）转动机构脱扣及肖子脱落。 4. 变压器的运行标准和规定 4.1 变压器负载分类

变压器负载分类可分为正常周期性负载、短期急救周期性负载和短期急救负载。短期急救负载的运行，应投入包括备用在内的全部冷却器，且运行时间不大于半小时。 4.2 变压器的运行分接头电压

4.2.1 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105％，即无载调压变压器在额定电压的±5％范围内改变分接头位置运行，其额定容量不变。

4.2.2 对于特殊使用情况（如变压器的有功功率可以在任何方向流通），经制造厂认可，允许在不超过110％的额定电压下运行，以防止铁芯过饱和出现高次谐波而产生过电压并使铁损增加。 4.2.3 主变压器过载1.2倍以上时，禁止操作有载开关。 4.3 变压器运行油温的标准

4.3.1 油浸式变压器正常运行时，上层油温不得超过值：自然循环自冷、风冷为95℃；强迫油循环风冷为85℃；强迫油循环水冷为70℃。各类负载状态下变压器顶层油温限值为105℃。

4.3.2 为防止变压器内部绝缘材杰和油劣化过速，运行中变压器最高上层油温一般不得超过85℃，当超过发信定值80℃（礼泉变#1主变整定为75℃）时，应汇报调度调整负荷分配。 4.4 冷却装置运行规定

4.4.1 变压器强油风冷系统必须具备两路电源，一个为备用电源，当主电源出现故障失压时，备用电

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源应自动投入运行，当主电源恢复正常时，备用电源自动退出。

4.4.2 强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，但在这种状态下运行的最长时间不得超过1h。油浸风冷变压器当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。运行人员必须严格监视上层油温的变化，随时向调度汇报，并采取措施，迅速恢复冷却系统电源。

4.4.3 冷却风扇可按变压器的上层油温、绕组温度及负荷情况自动启动。一般上层油温上升至55℃时，冷却风扇自动启动，当上层油温下降至45℃时，冷却风扇（或辅助）自动退出。 4.5 变压器的并列运行

4.5.1 并列运行的变压器绕组接线组别必须相同、电压比相等（允许相差±0.5％）、阻抗电压相等（允许相差10％），否则将产生环流，使变压器过负载。

4.5.2 变压器在初次（如新投入、绕组更新或修后）并列运行前必须经过核定相位，证明相位一致方可并列。

4.5.3 两台主变并列操作时，应按并列运行的条件，并核对调整好分接开关位置一致时执行；两台主变解列操作时，应核对负荷分配，确定一台停用另一台不会过负荷方可执行。 4.6 呼吸器的运行

4.6.1 运行中要注意检查呼吸器油封中的油是否干枯，否则应加油。 4.6.2 当呼吸器中的变色干燥剂的颜色由蓝色变成粉红色后，应更换干燥剂。

4.6.3 当油枕中的油位过高，或油枕内有空气，又当天气温度高时，油枕中的油可能经呼吸器的管道往外溢出。

4.7 瓦斯继电器的运行

4.7.1 新安装或大修后的主变压器投入运行时，必须将重瓦斯保护投入跳闸位置。在主变压器充电投入运行后，重瓦斯保护再投入到动作于信号位置，待连续运行48h正常，并量重瓦斯保护跳闸连接片两端确无电压后，方可将重瓦斯保护投入跳闸位置。

4.7.2 当变压器停用时，将轻瓦斯投入“信号”位置，其目的是便于发现变压器油面下降并及时加油。

4.7.3 当主变压器油位计的油面异常升高时，为查明原因，在未将重瓦斯保护投入信号位置前，禁止打开放气阀、放油阀或清理呼吸器的眼孔或进行其它工作，以防瓦斯保护误动作。

4.7.4 对于主变压器，在运行中加油或滤油、净油器投入运行和更换吸湿剂、强迫油循环装置油路系统进行检修或试验以及在瓦斯保护及其二次回路处工作时，重瓦斯保护都应改为动作于信号。 5. 变压器的巡视检查和维护 5.1 变压器的正常巡视

5.1.1 检查油枕和充油套管的油位、油色是否正常，器身及套管有无渗油、漏油现象。 5.1.2 根据温度表指示检查变压器上层油温是否正常。

5.1.3 检查变压器音响是否正常，正常运行时，内部发出“嗡嗡”电磁声；如有噼啪的放电声，则内

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部绕组绝缘有击穿现象；如电磁声不均匀，首先检查系统有无故障和负荷是否突然增大，否则是铁芯的穿心螺丝或螺母有松动现象。

5.1.4 检查瓷套管，应清洁，无破损、裂纹和打火放电现象。 5.1.5 检查冷却器运行情况。

5.1.6 引线接头接触是否良好，接头接触处贴有示温蜡片，观察蜡片有无熔化现象及接头有无发红现象，接头接触处温度不应超过70℃。

5.1.7 检查呼吸器，油封应正常，呼吸应畅通，硅胶是否潮解变色。 5.1.8 压力释放器无喷油痕迹。

5.1.9 检查瓦斯继电器内无气体，且充满油。

5.1.10 检查变压器铁芯接地线和外壳接地线良好，无锈蚀现象。

5.1.11 检查有载调压分接开关位置指示与控制室内分接开关位置指示应一致。 5.2 变压器的特殊巡视

5.2.1 气温骤变时，检查油枕油位和瓷套管油位是否有明显的下降，各侧连接引线是否有断股或接头处发红现象。

5.2.2 大风、雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况及有无断股，设备上有无其它杂物，瓷套管有无放电痕迹及破裂现象。

5.2.3 浓雾、毛毛雨、下雪时，瓷套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中和落雪后不应有水蒸气上升或立即熔化现象，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外线测温仪进一步检查其实际情况。

5.2.4 过负荷运行时，应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器声音是否正常，检查接头是否发热，冷却器装置投入是否足够，运行是否正常，压力释放器是否动作过。

5.2.5 变压器发生短路故障或穿越性故障时，应检查变压器有无喷油，油色是否变黑，油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断，瓷质外绝缘有无破裂，接f地引下线等有无烧断。

5.2.6 新投入或经过大修的变压器投入运行后，在4h内，每小时应巡视检查一次，除正常巡视项目外，还应检查声音是否正常，油位变化、油温变化是否正常。 5.3 变压器的正常运行与维护

5.3.1 每值根据后台遥测遥信信号监视主变的正常运行，并结合中间巡视检查主变油温及设备运行情况。如主变在过负荷下运行，则应增加巡查次数。

5.3.2 变压器在投入运行前，必须仔细逐项检查变压器所有临时接地线、标示牌、遮栏等是否已拆除，工作票是否已结束，检查试验数据是否合格，变压器应打开的阀门是否均已打开，分接开关位置应符合要求，当确认该变压器在完好状态下，才能投入运行。

5.3.3 变压器在投入运行前，应检查各保护是否已投入相应位置，冷却器装置应先投入运行，检查是否正常。

5.3.4 变压器的操作：

A．主变压器

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a. 变压器投运前，应仔细检查确证变压器在完好状态，具备带电运行条件，接地线及其它临时设施均拆除，工作票全部结束，各侧分接头在规定位置，各保护定值正确，压板均按要求放置。

b. 变压器投运或停运前，220kV系统主变中性点直接接地，110kV系统主变中性点接地闸刀必须检查在合上位置，操作完毕后，按运行方式决定是否拉开。投运与停用必须使用开关进行。

c. 变压器送电操作顺序：原则上应先合大电源侧，再合小电源开关及负荷侧开关，即先合主变220kV开关，次合110kV开关，后合35kV开关，停电操作与此相反。停用分闸顺序与送电合闸操作顺序相反。

d. 新投运或更换绕组的变压器投入系统运行时，应进行在额定电压下的冲击合闸试验，充电次数规定为：新投运冲击五次，更换绕组后冲击三次。每次冲击后，均须到现场检查变压器有无异声及其它异常情况。

e. 两台主变并列操作时，应按并列运行的条件，并核对、调整好分接开关位置一致后执行。 f. 两台主变解列操作前，应考虑负荷分配，确定一台停役后另一台不会过负荷时方可执行。 B．分接开关

a. 变压器带负荷调整档位的操作：正常运行时均有VQC或综控器自动控制调节，只有当VQC或综控器退出或不能自动进行档位调节时，才由值班员手动进行操作，操作前应将VQC或综控器由自动调节切至手动位置。

b. 利用分接开关来调整系统电压时，应与35kV或10kV并容配合进行，尽量使无功就地平衡，并且满足电压合格要求。

(1) 系统缺乏无功，（可根据主变高压侧无功情况来判别）， 应将35kV或10kV并容分组全部投入运行，如系统电压不合要求（太高或太低），则应调整分接开关位置满足电压要求。

(2) 系统无功充足时，尽量使并容撤出运行，此时电压不合要求应改变分接开关位置，使电压符合要求。

c. 每调节一档后，应检查自位置指示是否正常，变压器无异常，并检查主变电流、无功、有功和35kV、10kV母线电压的变化情况，如发现不正常情况时，应停止操作查明原因，并汇报调度。

d. 两台主变并列运行时，分接开关调节应一台调一档，另一台也调一档。 e. 主变过负荷时，一般不应调整分接开关。

f. 当调压中出现连续调档时，应立即按下紧急跳闸按钮，切断有载调压电源，并将另一台主变调至相应位置，待查明原因并处理后才可操作。

g. 分接开关调节方式

(1) 手动调节：在主变分接开关机构箱用手柄调节，主变运行情况下不采用此调节方式

(2) 就地电动操作方式：即在分接开关操作机构箱上调节按钮进行电动调节，由于该启动回路未经过流闭锁，所以只适于检修时操作

(3) 遥控操作方式：当系统电压异常情况下，根据调度要求调节分接开关时，一般采用此种方式，即在后台机上调节主变分接开关。因远方调节分接开关后，VQC将被闭锁，值班员应及时进行复归。

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（4）自动操作方式：即由VQC或综控装置自动根据系统电压、无功负荷负荷的变化情况进行投、撤并联电容器或调节分接开关。

C. 有下列情况之一时，不允许操作变压器的有载分接开关： a． 变压器过负荷运行时（特殊情况除外）； b． 有载分接开关的轻瓦斯保护频繁出现信号时； c． 有载分接开关的油标中无油时； d． 调压次数超过规定时； e． 调压装置发生异常时。

5.3.5 新投运的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验。新投运的冲击5次，更换或改造部分线圈大修的投运变压器则冲击3次，如有条件的情况下冲击前变压器最好从零起升压，而后进行正式冲击。

5.3.6 变压器分接开关调整，220kV侧为有载调压，以110kV母线电压为目标位，通过后台VQC自动调节；35kV侧有无载调压，只有在变压器检修状态下方可进行。变换时，应正反方向各转5周，以清除触头上的氧化膜及油污，同时检查分接头位置的正确性，三相直流电阻的均一性（相差不应大于三相平均值的2%），并检查锁紧位置。 5.4 变压器的异常运行和事故处理

5.4.1 值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象时，应立即报告调度和上级领导，值班人员能自行处理的应及时处理，并把处理情况记录入簿。 5.4.2 有下列情况之一时应立即停役处理： a. 内部音响很大，很不正常，有爆裂声；

b. 在正常负荷和冷却条件下，温度不正常且不断上升； c. 压力释放阀或防爆管喷油；

d. 严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度； e. 油色变化过甚，油内出现碳质等； f. 套管有严重的破损和放电现象； g. 引线或搭头过热发红；

h. 瓦斯继电器连续动作且间隔时间逐步缩短，检查气体属可燃； i. 冷却系统已不能满足正常运行需要。

5.4.3 当冷却系统(包括风扇和油泵) 发生故障而全停时, #1主变在额定负荷下允许运行20分钟，若主变不带额定负荷，则上层油温允许上升到75℃，但冷却器全停后的最长运行时间不得超过1小时。

当主变发出“油温高”信号时，值班员应立即去现场检查温度，判断原因，汇报调度，并采取措施使其降低，必须进行下列工作：

a. 检查主变的负荷和环境温度，并与在同一负荷和环境温度下应有的油温核对。 b. 核对温度表。

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c. 检查冷却装置的工作情况。

若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法处理时，应立即将主变停役，若不需停役时，则应调整主变的负荷至相应的容量。

若发现油温较平时同一负荷和环境温度下高出10℃以上，或主变负荷不变，油温不断上升而检查结果证明冷却装置、油温计正常，则认为主变已发生内部故障（如铁心严重短路，绕阻匝间短路等），而主变保护拒动，此时应立即将主变停役处理。

5.4.4 主变着火时，首先是断开电源、停用冷却器，并迅速使用灭火装置（1211、干粉灭火器或干燥的砂子、主变喷淋装置等）灭火，有条件时可将备用主变投入运行。

变压器着火时，值班员应立即将变压器各侧开关和闸刀全部断开，并切除冷却器电源，若上盖顶部或套管着火。则应打开变压器下部的事故放油阀放油，使油面低于着火处。若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防主变发生爆炸。当变压器故障，内部压力增加而有爆炸危险时，则须将变压器的放油阀全部打开，将油放尽。在根据〖安规〗要求进行救火时，如火势很大，对附近的电气设备有威胁或设备的容量器（外壳）已破损，向外喷油燃时，应切断起火设备或受威胁的设备电源，当储油坑的排油管道不能及时将油排出时，禁止用水来灭火，以免因油体浮于水面，使火苗扩散。 5.4.5 变压器油位因温度变化而变化，如变压器温度变化正常，而变压器油位计的油位变化不正常或不变，则说明是假油位。

5.4.6 变压器油位因温度上升逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位下降至适当位置，以免溢油。放油最好停电进行，若需要带电放油时，必须在停用重瓦斯保护后进行。

5.4.7 变压器的瓦斯和差动保护动作跳闸后，值班人员应将事故现象和保护动作情况迅速报告调度，进行外部检查。未经查明原因和消除故障之前，不得强行试送。 5.4.8 瓦斯保护动作可能有下列原因：

a. 变压器滤油、加油或冷却器检修后，油内空气未排出； b. 油面下降过甚（如漏油严重引起）； c. 变压器内部发生故障、产生气体和油流；

d. 当外部发生穿越性短路故障时，变压器有很大的短路电流通过，使油速增大； e. 瓦斯继电器本身故障而引起误动； f. 变压器受强烈震动（如地震等）。

5.4.9 当轻瓦斯动作发出信号时，应检查瓦斯继电器的信号和变压器的电流表、温度计的指示及变压器的油面及其外部情况，如果检查变压器的外部未发现不正常的现象，则须鉴定瓦斯继电器内积聚的气体性质。利用气相色谱分析油中溶解气体可判断设备故障类型。

不同故障类型产生气体的成分见下表：

故 障 类 型 油过热 主 要 气 体 成 分 ＣＨ4、Ｃ2Ｈ2 次 要 气 体 成 分 Ｈ2、Ｃ2Ｈ6 10

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油和纸过热 油纸绝缘中局部放电 油中火花放电 油中电弧 油和纸中电弧 进水受潮或油中气泡

ＣＨ4、Ｃ2Ｈ4、ＣＯ、ＣＯ2 Ｈ2、ＣＨ4、Ｃ2Ｈ2、ＣＯ Ｃ2Ｈ2、Ｈ2 Ｃ2Ｈ2、Ｈ2 Ｈ2、Ｃ2Ｈ2、ＣＯ、ＣＯ2 Ｈ2 油中溶解气体含量注意值：

Ｈ2、Ｃ2Ｈ6 Ｃ2Ｈ4、ＣＯ2 无 ＣＨ4、Ｃ2Ｈ4、Ｃ2Ｈ6 ＣＨ4、Ｃ2Ｈ4、Ｃ2Ｈ6 无 设 备 变压器 电抗器 互感器 套管

气体主要成分 总烃 乙炔 氢 总烃 乙炔 氢 甲烷 乙炔 氢 含 量(PPM) 150 5 150 100 3 150 100 5 500 如发现内部故障特征，则需进行吊芯（壳）检查。

5.4.10 变压器在检修后投入运行前，待瓦斯继电器放出空气后，重瓦斯保护即投跳闸，若瓦斯继电器动作于信号，是由于变压器内部剩余空气引起的，则值班人员应放出瓦斯继电器内积聚的气体并记录这次动作信号与下次动作信号的时间间隔，若信号动作的时间间隔逐次缩短，说明变压器内部有故障，应汇报调度，要求将主变停役处理。

5.4.11 如变压器因瓦斯继电器动作而引起跳闸，应进行下列项目检查：

a. 检查差动保护动作与否； b. 检查瓦斯保护动作情况；

c. 瓦斯继电器内有无气体，若有气体应取样分析；

d. 变压器压力释放阀，呼吸器等有无破损，喷油及其他异常； e. 变压器外部是否有穿越性故障； f. 有无外罩震动；

g. 瓦斯继电器接线盒等是否有有进水，二次回路是否有短路现象； h. 瓦斯保护回路是否有人工作，误动而引起。

经以上检查，若确认是瓦斯继电器或二次回路故障而跳闸，应设法消除，可请示调度对变压器试送一次，若经检查发现有故障现象，并对瓦斯继电器气体检验，证明是可燃性气体，则未经对变压器内部检查和试验，合格前，禁止将变压器投运。

由于差动保护动作，使变压器三侧开关跳闸时，应进行下列项目检查：

a. 检查差动保护范围内的一次设备有无故障，差动保护范围：220kV、110kV、35kV开关各独立

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培训教材----电力变压器

CT之内的一切电气设备故障；

b. 差动保护范围区外的母线等是否有短路故障，防止误动。

c. 差动CT回路是否有二点接地或开路现象，回路上是否有人工作，继电器是否误动。 d. 瓦斯继电器有无动作信息。

经上述检查后，如属差动保护误动作跳闸，可将差动保护解除，将变压器投入运行，待差动保护缺陷消除后，再投入差动保护，如果在差动保护动作时，轻瓦斯或重瓦斯同时动作则认为变压器内部故障，不经鉴定不得将变压器投入运行。 5.5 收集瓦斯继电器内气体的方法如下：

带针筒的橡皮管，先将针筒内的气体排尽，后将橡皮口套入瓦斯继电器的放气阀，将气体抽进针筒，然后将橡皮管用夹子夹紧，关好放气阀，根据气体多少，颜色是否可燃，可分析故障的大小及性质，气体颜色的鉴别，必须迅速进行。否则，在气体发生后几分钟后，就会因有色物沉淀，使颜色消失。

气体颜色与故障性质的判别：

淡黄色可燃：木质故障 灰色可燃：纸质故障 黑灰色可燃：绝缘油（内部放电）故障 无色无味不可燃：空气

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