1电力变压器的根本构造 部件与分类
变压器是一种改变交流电源的电压、电流而不改变频率的〔静止〕电气设备。它是在一样频率下，通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为至少另一个系统的交流电压和电流而借以传送电能的电气设备。因此，变压器应具有一般是匝数不一样〔电压不一样〕的至少两个绕组，并连接到交流电压值不一样的至少两个系统上。
变压器是一种通过电磁感应而工作的交流电气设备，因此，它必须具有作为磁路的铁心；必须具有至少两个通常是匝数不一样〔电压不一样〕的绕组；由于绕组间及其对地存在电位差，它必须具有相应的绝缘系统等三个根本局部，这三个根本局部几乎是任何变压器都不可缺少的组成局部。
此外，为了将作为电路的绕组出头引至外部并具有相应的绝缘强度，就需要相应型式的变压器套管；为了使变压器可以根据需要的电压改变绕组的匝数，就需要分接开关；为了监视变压器在运行中的温度〔温升〕以及根据温度适时变更变压器的冷却方式，需要有测量温度〔甚至测量绕组温度〕的元件，并应用温度来控制冷却系统的不同运行方式〔假设有〕或报警；为了变压器的平安运行，还需要其他一些必要的测量与保护器件等。
对于油浸式变压器而言，还需要作为冷却介质的变压器油及作为盛油容器的油箱，并在油箱上安装附件以及冷却系统。为了调节变压器油在运行中由于温度变化而引起的体积变化，就需要储油柜。对于一些有载调压变压器，还装设了在线的对有载开关滤油的装置；对于一些油浸式变压器，还装设了在线的灭火装置、油中溶解气体的分析装置等等。
变压器油在油浸式变压器中除了作为冷却介质外，它还是一种良好的绝缘材料。 可以毫不夸张地说，交流电得到了广泛应用得益于变压器的出现。因此，变压器在现代人类社会中得到了广泛的应用。
变压器的分类有多种方法：按照用途不同可以分为电力变压器、工业用变压器以及其他特种用途的专用变压器；按照绕组与铁心的冷却介质不同可以分为油浸式变压器与干式变压器；按铁心的构造型式不同可以分为心式变压器与壳式变压器；按照调压方式的不同可以分为无励磁调压变压器与有载调压变压器；按照相数的不同可以分为三相变压器与单相变压器；按照一个铁心柱上主绕组的数量不同可以分为双绕组变压器与多绕组变压器；按照不同电压的绕组间是否具有公共局部，可以分为独立绕组变压器与自耦变压器等等。 电厂用变压器的根本特点与构造
一般而言，发电厂使用的变压器有三种，即发电机变压器〔电厂通常称为主变压器〕，发电厂自用电变压器〔厂用变〕与发电厂自用电备用变压器〔电厂通常称高压厂变〕。
发电机变压器通常为独立绕组的双绕组变压器，只是在少数两机一变的情况才采用低
压绕组双分裂的双绕组变压器。无疑，发电机变压器的高压侧为所连接输电系统的系统电压，低压侧为发电机的额定电压。
大多数发电机变压器的高压绕组都采用无励磁调压方式，只有极少数发电机变压器采用有载调压方式，但也有少数发电机变压器不采用任何调压方式。节中还将涉及变压器调压的一些根本问题。
大型发电机变压器既有三相变压器，也有由单相变压器组成的三相变压器组。一般，300MW及以下的发电机都采用三相变压器；500MW及以上的发电机变压器，既有采用三相变压器的，也有采用三相变压器组的，大多数用户选择了采用三相变压器组的方式。本资料第节还将简要述及三相变压器与单相变压器的问题。
大型发电机变压器的绕组多采用强迫油循环导向冷却方式，并采用低噪声风冷却器作为变压器油的冷却元件。随着片式散热器与风机制造技术的进步，采用片式散热器与风机作为冷却元件也已在大型发电机变压器中开始应用。只有在大型水力发电厂，一些发电机变压器才采用水冷却器作为变压器油的冷却元件。
发电机变压器的负荷率高、低压侧电流大。防止大电流导线的漏磁可能引起其附近构造件的局部过热，是设计大型发电机变压器必须重视的问题。此外，大型发电机变压器的高压侧出线多采用气体绝缘系统〔GIS)与输电系统相连接；低压侧出线几乎无例外的采用离相式封闭母线与发电机相连接，这些因素也构成了发电机变压器的设计特点。
发电厂自用电变压器大多数采用低压绕组双分裂的双绕组变压器，它的高压侧为发电机的额定电压，低压侧电压。一般，其高压绕组具有无励磁调压的分接开关，双分裂的低压绕组为电厂的电气设备提供了两路独立的电源。
低压侧的双分裂绕组既可以采用轴向分裂式构造，也可以采用幅向分裂式构造。根据我们的理论经历，轴向分裂式构造的分裂变压器要比幅向分裂式构造的制造本钱低，但其承受短路的才能往往要比幅向分裂式构造更加难以保证。因此，我们工厂多年来一直采用幅向分裂式构造来制造这种变压器。一些用户还对低压绕组双分裂的双绕组变压器承受短路才能还多少有些不放心，他们就采用两台双绕组变压器作为发电厂自用电变压器。
发电厂还有一种变压器称为厂用电备用变压器，它是高压侧接入输电系统、低压侧的双分裂式绕组双绕组变压器。由于它的高压绕组通常要求采用有载调压方式，因此其低压绕组一般仍然采用轴向分裂式构造。我们也消费过几台低压幅向双分裂的有载调压厂用备用电心式变压器，但由于构造相当复杂，费事的制造工艺比较难以保证预期的承受短路才能，因此没有普遍推广。
尽管世界上绝大多数变压器制造厂都消费心式变压器，但还有少数工厂消费壳式变压器。实际上，采用壳式变压器构造可以很容易解决分裂变压器的短路强度问题。我们也消费过壳式双分裂发电厂自用电变压器，并且经过短路试验证明了它耐受短路才能高的优点。然而，由于它的制造本钱稍高，而且，其使用在分裂变压器中承受短路才能高的优越性应
当说目前尚未被用户普遍认识，因此尚未被用户普遍采用。 1.3 系统用变压器的根本特点与构造
国家电力系统规定了假设干的额定电压等级。额定电压为110kV及以下的电力系统中，一般都采用独立绕组变压器，既有双绕组变压器，也有三绕组变压器；既有无励磁调压变压器，也有有载调压变压器。而额定电压为330kV及以上电力系统中使用的变压器，几乎都是自耦变压器，绝大多数都采用有载调压方式，仅少数采用无励磁调压方式。额定电压220kV的电力系统中既有独立绕组变压器，也有自耦变压器；既有双绕组变压器，也有三绕组变压器；既有无励磁调压变压器，也有有载调压变压器。
所谓独立绕组变压器，是指所有绕组均无公共局部的变压器；所谓自耦变压器是至少有两个绕组具有公共局部的变压器。换句话说，独立绕组变压器的所有绕组之间均无电的连接，而自耦变压器那么是至少有两个绕组之间有电的连接。
系统用变压器的高-低压侧引出线，几乎无例外地均采用油-空气套管与输电系统连接。变压器内部的冷却介质〔变压器油〕大局部采用强迫导向的循环方式，容量较小的变压器也有采用油自然循环的；变压器外部的冷却介质几乎无例外的都为空气强迫循环方式。系统用变压器往往负载变化大或者负载率较低，因此近年来，系统用变压器的冷却系统出现了在一台变压器上具有两种、甚至三种冷却方式的情况，即采用ONAN/ONAF/ODAF〔OFAF〕冷却方式，用户可根据变压器的负荷情况适时灵敏选择不同的冷却方式。尽管一台变压器上多种冷却方式并存的情况会增加变压器的造价，但它既可以进步运行的经济性〔降低辅机损耗〕，也可以在一定程度上减小变压器辅机的维修工作量。 500kV电力变压器的根本特点与构造
无疑，500kV变压器几乎都使用在发电厂及电力系统中，而且几乎都是大型变压器。广泛使用的500kV变压器有独立绕组变压器与自耦变压器两种，前者广泛使用在发电厂作为发电机变压器，后者使用在变电站中作为连接两个及以上不同电压等级的电力系统，互相传输电能。
500kV变压器通常可以制造成为三相变压器〔含自耦变压器〕或者单相变压器〔含自耦变压器〕两种构造。无论是发电机变压器还是自耦变压器，我们工厂对于这两种构造型式均有消费。与600MW和1000MW发电机配套的三相发电机变压器均有消费与订货，但大多数用户仍然选用单相发电机变压器；有载调压三相自耦变压器已投入运行的最大容量为750MVA，但绝大多数仍然选用单相自耦变压器的构造型式。
就500kV变压器的铁心的构造型式而言，可以采用心式变压器构造，也可以采用壳式变压器的构造。我们工厂两种铁心构造型式的500kV变压器〔含自耦变压器〕都有消费，但采用心式变压器〔含自耦变压器〕的构造型式较多。
500kV自耦变压器大多采用有载调压方式，也有少量采用无励磁调压方式。为了进步
500kV自耦变压器的可靠性，制造厂往往把单相自耦变压器的调压绕组布置在旁轭上，这虽然使制造本钱有所增加，但可大大简化自耦变压器的构造而进步其可靠性。我们工厂几乎无例外的将500kV单相自耦变压器的调压绕组布置在旁轭上，无论是有载调压还是无励磁调压的单相自耦变压器均如此。只在与国内使用的国外变压器制作备用相时，才有例外。
500kV变压器的内部多采用强迫油循环导向冷却构造，外部大都采用低噪声风冷却器作为冷却元件，容量较小的自耦变压器也可采用片式散热器作为冷却元件，只有在一局部水电站才采用水冷却器。 2 变压器的主要材料
由变压器的根本原理可知，无论变压器的容量大小，铁心和绕组是变压器中必不可少的根本元件。无论变压器的电压上下，作为电路的绕组之间、绕组的线饼之间、各匝导线之间或者绕组与铁心等接地元件之间总是有电位差。为了使变压器能正常工作，在这些有电位差的元件之间都应当有相应的绝缘系统，因此绝缘系统也是变压器中不可少的局部。
无疑，变压器问世的一百多年，既是人们不断改进变压器设计与制造技术的一百多年，也是围绕进步变压器主要材料性能进展研究、改进的一百多年。 变压器铁心用导磁材料
作为变压器导磁回路的铁心采用导磁材料构成。无疑，导磁材料应当具有良好的导磁性能和很低的损耗。一百多年来，人们从使用薄铁板到热轧硅钢板是一个飞跃。到20世纪40年代美国开发出了晶粒取向的冷轧硅钢板，使铁心材料的磁通密度可以进步，单位质量的损耗也大为降低又是一个飞跃。20世纪70年代，日本开发出了晶粒取向高导磁冷轧硅钢板进一步降低了变压器的铁心损耗与励磁电流，并可适当进步了工作磁通密度。现代变压器的铁心几乎毫无例外的都采用晶粒取向高导磁冷轧硅钢板来制造。20世纪80年代，又出现了采用激光刻痕的高导磁冷轧硅钢板，其损耗又可降低6%左右，由于其价格关系，仅在一些特殊场合下采用。
与此同时，铁心的设计、制造技术〔含其制造设备〕也在不断改进。由于冷轧硅钢板导磁性能的各向异性，出现了全斜接缝的铁心构造，并进而又出现了全斜接阶梯接缝的铁心构造。后者不仅可以降低损耗，而且可以进一步降低空载电流，使铁心性能进一步进步。
随着变压器铁心材料质量、铁心加工工艺的改进与进步，也附带降低了变压器的噪声。 至于非金合金、微晶钢板等，由于材料的尺寸、加工工艺以及它的经济性，如今仅在小型变压器消费中少量采用。 变压器绕组用导电材料
变压器绕组导线几乎无例外的采用铜导线，这是由于工业用金属材料中不仅铜的电导
率最高，而且具有良好的力学性能，价格也不是很贵。
由于铜材是塑性材料，受机械力后仅在很小的范围内属于弹性变形。为了进步其机械强度，人们研制出了机械强度更高的半硬铜导线。现代大型变压器中几乎都是采用半硬铜导线来制造变压器绕组，并在变压器设计时根据变压器在突发短路最严重情况下的绕组导线机械应力的分析结果，选用不同品级的半硬铜导线来制造变压器绕组。
众所周知，处于变压器漏磁场中的导电材料包括铜导线会产生涡流电流与相应的涡流损耗，涡流损耗的大小与垂直于漏磁场方向导体尺寸的平方成比例。为了降低涡流损耗，人们力图减小导线垂直于漏磁场方向的尺寸，并且尽可能消除并联导线间的环流损耗，从而研制出了连续换位导线。为了弥补导线尺寸减小后曲屈强度的降低，人们又研制出了自粘换位导线。现代特大型变压器中采用的换位导线，特别是内绕组用的换位导线几乎都是由半硬铜导线制作的自粘换位导线。 油浸式变压器用绝缘材料
油浸式变压器用的绝缘材料同样也在不断改进，初期多采用棉纤维材料，如今几乎都采用纯木浆纤维为原料而制作的各种纸制品，特殊情况下还采用耐热等级更高的绝缘材料。
由绝缘材料组成的绝缘系统，对变压器运行的可靠性无疑非常重要。它不仅要承受电的作用，还要承受力和热的作用。在很长一段时间内，变压器的绝缘故障曾是变压器的主要故障之一。由于绝缘系统的重要性，在变压器设计、制造、运行中，都必须足够重视。
无疑，绝缘材料应具有很高的介电强度；其介电系数应尽可能与变压器油的介电系数接近；应具有较低的介质损耗因数；应不含导电粒子，并应在绝缘的消费、加工、使用过程中尽可能地保持它的干净而不被污染。
油浸式变压器中使用的绝缘材料主要有匝绝缘纸、绝缘纸板、层压绝缘纸板以及由绝缘纸制作的纵纹纸，由纸浆或纸板制作的各种成型绝缘件以及其他特殊用途的绝缘纸等。
除了由不漂白的木浆为原料制作的绝缘材料外，在变压器的低电场区域，也常采用稳定性好、机械强度高的层压木制件作为支撑用绝缘材料，作为绕组端部的垫板或压板等等。
以纯洁木浆为原料制作的绝缘材料及层压木板无疑是油浸式变压器中很好的绝缘材料，但它容易吸潮、容易受到污染，不宜用在干式变压器中。
对于干式变压器的绝缘材料，瑞士杜邦公司研制出了芳烃聚酰胺纸及其纸板，其商业名称为‘NOMEX’，它既耐高温，也不怕吸潮，并且还可以在需要耐温等级较高的特殊用途的油浸式变压器中应用。
从变压器诞生至20世纪60年代的几十年间，变压器根本上采用半理论半经历方法进展设计，那时变压器的绝缘故障率较高。计算机问世后，特别是高性能计算机的出现，一些用手工难以计算的问题也可以迎刃而解。例如，绕组在冲击电压〔大气过电压〕下的瞬态分析、电场的分析、漏磁场的分析等等。对电场的详细分析，不仅为进步变压器绝缘构
造的可靠性提供了可靠前提，也为绝缘构造的可靠性设计、成型绝缘件的合理形状提供了设计根据，从而大大降低了变压器的绝缘故障，进步了变压器的可靠性。 3 变压器的设计
随着变压器制造业的开展，变压器的设计技术也在不断进步、不断开展。变压器设计的出发点和落脚点必须满足所根据的相关标准与用户订货合同中的技术要求，向用户提供高可靠性的变压器，让用户满意。 变压器的相关技术标准
交流电能的广泛应用离不开变压器，电能已深化到人类社会的每一个角落，变压器的应用也无所不在。显然，假设没有统一的标准规定电压等级、试验电压以及根本的技术要求等等，变压器产品、各种电气产品将难以广泛消费、难以广泛通用。
变压器制造厂假设面对国内市场，就必须按照国家的相关标准来消费变压器，只有这样，供需双方才有共同的技术基准，才有共同遵循的技术根底；在经济联络日益全球化的今天，不少国家也在互相采购变压器，因此提供给国际市场的变压器也必须遵循大家共同遵守的、先进的、具有前瞻性的相关国际标准，或者遵循采购国家的相关标准，从而供需双方才有共同的技术根底。
国际电工委员会〔IEC〕有关变压器的一系列标准是工业化国家共同约定的根本准那么，它涉及变压器的设计、试验、运行等等诸多方面的根本技术要求。按照国际电工委员会的相关标准消费变压器，无疑是变压器产品走向国际市场的根本要求。
通常，国家标准不应当比国际先进标准的要求低；工厂标准不应当比国家相关标准的要求低。我国的变压器标准是率先采用国际先进标准的产品之一，它等效采用了国际电工委员会〔IEC〕的相关标准，并结合我国的实际情况规定了一些新的要求，或者提出了更高的要求。凡国家标准与国际电工委员会〔IEC〕标准不一样的地方，在国家标准中都以注释的形式进展了采用说明。 大型变压器的主要特点
与中、小型变压器相比，一般而言，大型变压器有如下主要特点： a 通常高压侧的电压高，绝缘构造比较复杂；
b 短路阻抗比较大，在调压过程中，希望短路阻抗的变化范围尽可能的小； c 系统用大型变压器，往往采用有载调压方式进展电压调节，这就进一步增加了变压器构造的复杂性；
d 或者承担大范围的负荷，或者承担大型发电机的输出，因此大型变压器应当具有更高的可靠性；
e 运输重量与运输尺寸往往受到限制。
对于大型发电机变压器，设计中还应注意以下特点：由于低压侧电流很大，应注意其引线的连接及大电流引线漏磁场引起的问题；由于负载率高〔几乎总是满负荷运行〕，应注意空载损耗与负载损耗的比值并尽可能进步变压器的效率；为了调节功率因数而有可能改变发电机励磁时，变压器应当具有必要的过励磁才能。此外，大型发电机变压器还应当能承受突然甩负荷时可能出现的过电压等问题。 大型变压器的设计要点
在中、小型变压器的设计中并不令人非常担忧的电场问题、漏磁场问题以及局部过热问题，在大型变压器的设计中却对它们非常关心。可以说，对于电场、漏磁场的精心分析与尽可能的准确把握，并防止局部过热是进步大型变压器设计可靠性的重要环节。
通过电场分析：准确把握变压器各个部位在各种过电压〔大气过电压、操作过电压、工频过电压〕下的发生电场强度及该部位绝缘构造的耐受才能〔容许电场强度〕，准确把握变压器绕组承受雷电冲击电压的特性与绕组间传递过电压，掌握各个部位在各种过电压作用下的绝缘强度的裕度。尽可能降低变压器在相应试验电压下的局部放电，对进步变压器绝缘设计的可靠性是非常重要的一个方面。
通过漏磁场分析：计算绕组中由漏磁通引起的涡流损耗及其分布，从而计算绕组中的损耗分布及温升；确定漏磁场中的构造件应当采取的构造措施与屏蔽措施，不仅是为了降低大型变压器的构造损耗，更是防止变压器可能发生局部过热的必要措施；计算变压器绕组及构造件承受短路的才能，确保大型变压器的可靠性也是非常重要的又一个方面。
对于超高压大容量变压器由于上下压绕组间绝缘间隔 的增加导致短路阻抗的增大，为了获得用户需要的短路阻抗，可以增大绕组的轴向高度来补偿，但变压器高度的增加可能会受到运输尺寸的限制。一个降低运输高度而同时又降低短路阻抗的有效方法就是采用双同心式构造，尽管这种构造会导致制造本钱的增加，但是，假设内绕组设计得当，还可以在一定程度上进步变压器承受短路的才能。
此外，为理解决运输质量与运输尺寸的制约，特大型变压器往往设计成由单相变压器组成的三相变压器组构造。单相变压器尽管增加了制造本钱，增加了现场安装面积，也增加了发电机变压器低压侧封闭母线连接的复杂性。但假设变压器一旦发生故障，通常很可能仅仅是一相变压器受到影响，在现场具有备用相的情况下，可以很快恢复供电。
顺便指出，变压器制造厂的变压器设计必须与相应的制造工艺相匹配，必须与使用的主要材料相匹配，才能制造出高质量、高可靠性的好变压器。 3.4 变压器的参数计算与场分析
计算机已在变压器设计中得到广泛的应用。在变压器设计中，从变压器的设计方案选择〔优化〕到参数计算几乎都是应用计算机完成的。然而，变压器的原理虽然简单，但是
由于边界条件复杂、互相影响因数很多、材料性能的分散性等等，因此在变压器设计中的许多计算〔无论用何种方法计算〕都是近似计算。因此，使用计算机设计计算必需要有可靠的计算程序，这些计算程序必须是经过理论检验而证明是相当可靠的。此外，一些性能参数、特性的计算分析结果，还应当根据制造厂的经历留有充分的裕度。
正是因为一些性能参数的计算是近似计算，因此，变压器相关标准中对假设干性能参数都规定了容许偏向，例如损耗、空载电压比、短路阻抗、空载电流等。当然，一些用户为了变压器并联运行等情况的需要，对短路阻抗提出的偏向要求可能比相关标准更加严格。为了满足性能参数的容许偏向，制造厂的设计经历与可靠的计算程序就显得相当重要。
无论国内、外变压器制造厂，计算机程序通常都分为‘设计计算程序’与‘分析研究程序’两个局部。设计计算程序一般都是专用程序，主要用于变压器的参数计算与构造尺寸计算，例如变压器的短路阻抗计算、损耗计算、温升计算、短路电流计算、噪声计算、铁心片尺寸计算等等；分析研究程序既有专用程序也有商用程序，主要用于变压器中一些专门问题的分析，例如变压器绕组中的大气过电压分布分析、电场分析、漏磁场分析、变压器承受短路的才能分析、绕组中涡流损耗分布分析、绕组的热点温升计算等等。
对变压器承受大气过电压才能的分析、电场分析、漏磁场分析、变压器承受短路的才能分析、绕组中涡流损耗分布分析、绕组的热点温升计算等等，是保证高电压、大容量变压器设计可靠性必不可少的环节，结合工厂制造技术而进展的变压器构造设计以及机械强度分析也是保证制造质量、保证可靠性的重要环节。
对变压器承受大气过电压才能的分析，涉及到绕组纵绝缘的可靠性，涉及绕组承受冲击电压的才能与冲击爬电强度的可靠性。通过分析可以合理选择绕组的构造型式，确定绕组的匝绝缘厚度与线饼之间的绝缘尺寸，确定绕组各部位的爬电强度等等。
对变压器各部位在各种试验电压下的电场分析，严格控制各部位的电场强度，使变压器的绕组间、绕组的端部、引线间、引线对地等部位有可靠的绝缘构造。容许电场强度应以局部放电的起始电场强度为根底，从而严格控制变压器局部放电的视在放电量。
经历说明，绝缘系统的构造设计、绝缘件加工的尺寸控制，对符合设计计算中电场分析结果的要求，对满足变压器试验、运行的可靠性相当重要。
对变压器的漏磁场分析在500kV大型变压器的设计中非常重要。因为漏磁场不仅在绕组的导体中产生涡流损耗，也会在漏磁场区域的金属构造件中产生涡流损耗。由于漏磁通密度在各处不同，引起的涡流损耗分布很不均匀，由于漏磁场引起的、分布不均匀的涡流损耗是变压器可能产生局部过热的主要原因之一。通过漏磁场的分析不仅可以合理的设计漏磁场的屏蔽构造，降低漏磁场在构造件中产生的损耗；也可以在漏磁场分析的根底上，计算绕组中的涡流损耗及其分布，从而计算绕组的平均温升与热点温升；还可以在漏磁场分析的根底上，计算变压器在突发短路时最严重情况下的绕组导线应力与轴向、幅向电磁
机械力等等。
大型变压器构造件中产生局部过热的另一个重要原因是构造设计不合理，例如一些不合理的构造可能会在漏磁场中引起环流电流，这不仅增加了变压器的损耗，也往往是构造件有可能产生局部过热的一个缘由。铁心的构造设计不合理也有可能产生局部过热，例如铁心的外部叠片设计不合理，漏磁通会在叠片中引起不容无视的涡流损耗而可能产生局部过热；假设铁心主磁路构造不合理，在磁路的‘T’结合部位由于损耗较大，可能会产生不容无视的温升甚至过热。此外，引线漏磁场、特别是大电流引线漏磁场也有可能引起附近构造件的局部过热，这在变压器设计中也不能无视。
为了进步变压器设计的可靠性、特别是绝缘构造中绝缘强度允许值的可靠性，人们不得不作大量的试验研究工作；同时，随着变压器容量的增大、电压的进步，一些复杂的、在容量较小的变压器中不太突出的技术问题也往往显得很突出，需要进展细致的仿真分析或试验研究。所有的仿真分析与试验研究结果，往往还应当进展综合的试验验证才能在产品设计中采用，并在使用中不断完善。这就是说，一个大型变压器制造厂，持续不断地进展技术研究与开发是必不可少的。 3.5 变压器的调压及其影响
为了补偿变压器的电压调整率与电网电压的变化，防止变压器出现不容许的过励磁；为了控制系统的无功流向以及适应系统将来的开展，许多变压器往往使用了分接开关进展电压调节。无疑，采用分接开关后会增加变压器的本钱与变压器构造的复杂性，因此，在可能的情况下，要尽量防止使用分接开关。即使不可防止的要采用分接开关，也应当将分接的变换范围尽可能降到符合使用要求的最小范围。
变压器使用分接开关后，不仅增加了变压器构造的复杂性，变压器的短路阻抗、负载损耗也将随着分接位置不同而变化；在采用调压线段来改变绕组匝数时，不可防止的会改变绕组间的磁势平衡状况，使变压器在不同分接下短路时产生的不平衡电磁机械力也不一样；假设在自耦变压器中采用变磁通调压，不仅会使铁心中的磁通密度在调压过程中发生变化而使空载损耗变化，也会使磁通密度的设计选择偏离最正确值，同时，也会在调压过程中引起第三绕组〔假设有〕的电压波动。
毫无疑问，假设对变压器增加分节开关后的构造复杂性处理不当，不仅将降低变压器的可靠性，而且，分接开关本身也将可能成为故障源。
变压器的调压可以分为无励磁调压与有载调压两种方式：无励磁调压方式一般用于调压范围小、分接级数少的场合，它必须在变压器脱离电源〔无励磁〕的情况下改变分接位置。相对而言，无励磁调压变压器在调压过程中的短路阻抗与负载损耗变化较小。有载调压方式那么可以带负荷调压，一般而言，有载调压方式用于调压范围较大、分接级数较多的场合，通常在调压过程中的短路阻抗与负载损耗变化也较大。
采用有载调压开关调节电压时，既可以采用正、反调压，也可以采用线性调压。变压器设计师通常会在保证变压器可靠性的前提下，尽可能将短路阻抗的变化降低到最小程度来设计调压方式与调压绕组的布置位置。
至于调压过程中的损耗变化，设计师会以调压过程中最大可能产生的损耗设计变压器的冷却系统，从而保证变压器的温升在任何情况下都不会超过容许值。 油浸式变压器的冷却方式与油的流动状态
油浸式变压器的内部冷却介质通常是矿物油，外部冷却介质通常是水或空气。根据国家标准GB1094.2-1996规定，油浸式变压器的冷却方式如表1所示。一般情况下，一台变压器仅采用一种冷却方式。必要时，一台变压器也可以按照两种或三种冷却方式进展设计。
表1 油浸式变压器的冷却方式
冷却方式 油浸自冷 油浸风冷 强油风冷 强油导向冷却 标志符号 ONAN ONAF OFAF ODAF 绕组中油的流动状态 绕组中的油流按照热对流方式自然循环流动 同上 绕组中的油流按照热对流方式自然循环流动 绕组中的油强迫导向循环流动 油浸自冷〔ONAN〕或油浸风冷〔ONAF〕的冷却方式，通常称为〔ON〕冷却方式，即冷却系统中的油是靠自然热对流循环流动。变压器内部发热元件〔例如绕组与铁心等〕中的油受热后密度变小而形成浮力，使油在变压器绕组及铁心中至下而上的流动，热流密度大的地方，油的流动速度将自然加快，热油至油箱上部流入散热器中；在散热器中，热油将从绕组等发热元件中带出的热量散失在周围空气中而温度降低、密度变大，回流到变压器的油箱下部，从而形成油的热对流自然循环流动。调整散热器的安装高度，可以改变整个油循环回路的浮力，改变油自然循环的流动速度。
在ON冷却方式下，流过绕组等发热元件稳态的油流量等于流经散热器的油流量，在油箱顶部测量得到的油温度为从绕组顶部流出的热油温度，也就是变压器中油的最高温度。
与ONAN冷却方式相比，在ONAF冷却方式下，由于散热器空气侧的冷却介质〔空气〕为强迫流动，大大进步了空气侧的对流散热才能〔增大了放热系数〕，使油与冷却空气之间的平均温差降低，从而进步了变压器的冷却效果。
随着片式散热器制造技术的进步与大型低噪声轴流式风机的出现，随着变压器硅钢板质量的进步与总损耗的降低，可以应用ONAF冷却方式的变压器容量也越来越大。对用户而言，这种冷却方式不仅可以降低辅机损耗、降低变压器的噪声，而且可以减少对变压器冷却系统的维护工作量，更有利于实现变电站的无人值守。无疑，对大型变压器而言，大量
的散热器与风机的本钱往往比风冷却器更高。同时，容量更大的大型变压器通常在其周围布置庞大的散热器组也有困难，仍然需要采用紧凑的强迫油循环风〔或水〕冷却器作为其冷却系统。
研究说明：采用ON冷却方式的变压器，由于油是依靠热对流自然循环，油的流动速度一般都相当慢，通常在2cm/s左右，甚至更低。
在强迫油循环的非导向〔油泵仅将冷却油流送入油箱〕OF冷却方式下，流经绕组稳态的油流量与流经散热器〔或冷却器〕的稳态的油流量无关。尽管绕组中的油流动仍然按对流方式循环，但油泵造成的压力差可以进步绕组中的油流速度，因此，其冷却效果比ON冷却方式好。在这种冷却方式下，大局部的油流〔油量〕在油泵的作用下经由绕组与油箱间〔绕组外部〕的空间流动，在油箱顶部测量得到的油温度为流经绕组内部与外部的油混合后的温度。
对于强迫油循环的非导向〔OF〕冷却方式，还没有一种仅依靠在绕组以外的测量方法可以确定OF冷却方式变压器绕组顶部的油温度。因此，对于这种冷却方式变压器的冷却系统设计，是让冷却系统的油泵输送更多温度较低的混合油，使进入绕组下部的油温更低。
采用OF冷却方式的变压器，绕组中的油除靠其受热后密度变化形成浮力循环外，油泵造成的压差增加了油的流动速度，但是其流动速度仍然较慢，通常每秒也仅几个厘米。
在强迫油循环导向〔油泵将冷却油流直接送入绕组〕的OD冷却方式下，除了的极少泄漏和为了控制绕组中油的流动速度而进展必要的少局部油分流外，大局部的油都经过绕组而进入冷却设备。并且，分流到绕组外部的油流动速度很慢。因此，流经绕组稳态的油流量与流经散热器〔冷却器〕的油流量有关。从油箱顶部所测量的油温度根本上为绕组顶部流出的油的温度，这种冷却方式对绕组的冷却效果最好。但是，油在绕组内的流动速度也较大，因此要对油的流动速度进展计算与控制。 油浸式变压器的油流静电与油流放电
对于高电压油浸式变压器，人们比较关心它的油流静电与油流放电现象。油浸式变压器中的油流静电与油流放电，与变压器中、特别是绕组中油的流动速度关系非常亲密。而不同的冷却方式的油浸式变压器，绕组中油的流动速度大不一样。
严格地说，变压器油只要流动就会产生电荷别离而在变压器中产生带电粒子。由于固体物质、特别是绝缘纸板对油中负离子有吸附作用，使绝缘物外表产生负电荷的积累，变压器油失去负离子而带正电荷，这就是油流静电现象。换句话说，作为冷却介质的变压器油只要循环流动，固体物质外表总会积累负电荷，油就会带正电荷。随着油的流动产生正、负电荷的别离的过程，也伴随着油的流动产生了电荷向接地金属方向逐渐消失〔泄放〕与正、负电子中和的过程，并且在这些过程中到达平衡。因此，绝大多数变压器在正常运行
中，尽管有电荷别离与积累，但也有电荷泄放〔形成泄漏电流〕与中和，因此并不会产生油流放电。
油流静电与油流放电问题在世界上已经研究了近30年，但至今人们对它的机理的认识仍然很浅薄而且没有统一的认识。许多工作那么侧重于研究影响油流静电与油流放电的主要因数及防止油流放电的措施方面，即着重于工程应用方面的研究。
研究说明，影响油流静电程度的主要因数有：油的流动速度、油的温度、油的品质〔油的老化程度、含水量、固有电阻值、固体物质的颗粒度等〕、流道中固体绝缘的说明状况以及变压器的外加电压上下等等。绕组内部油的流动速度对油流静电的影响最为明显，因此人们最为关心的就是强迫油循环导向冷却〔ODAF〕方式变压器的油流静电与油流放电问题。其他冷却方式的变压器，绕组内部油的流动速度要比强迫油循环导向冷却情况低得多。在绕组内部油的流动速度较低的情况下，尽管有电荷别离与积累，但同时也有电荷泄放与中和，因此并不会产生油流放电现象。
油流速度对油流静电的影响程度又与油的温度、油的品质、流道长度及流道中固体物质的说明状况等因数有关。因此，不同的研究者不仅得到的结论不完全一样，而且试验数据的分散范围也较大。一般认为，变压器油在其运行温度下，油流静电的积累与流速的2~4次方成比例；当油的温度更低时，这个指数将变小甚至与流速成正比。因此，控制油流静电、防止油流放电的有效方法就是控制油在变压器绕组中的流动速度。 系统用大型油浸式变压器的冷却方式的变更
已经说过，系统用变压器往往负载变化大或者负载率较低，因此近年来，系统用变压器的冷却系统出现了在一台变压器上具有两种、甚至三种冷却方式的情况，即采用ONAN/ONAF/ODAF〔OFAF〕冷却方式，用户可根据变压器的负荷情况选择不同的冷却方式。
对于使用中的系统用大型油浸式变压器，而今一些用户要求将原有OFAF或ODAF冷却系统的单一冷却方式改变为两种、甚至三种冷却方式的冷却系统。在这种冷却方式变更的改造设计中，特别应当注意各种冷却方式下绕组平均铜-油温差的变化。对同一变压器而言，即在绕组热负荷一定的情况下，根据本资料的第节中所述绕组中油的流动状态可知，采用OD冷却方式时绕组的平均铜-油温差最小，其次是OF冷却方式，当使用ON冷却方式时的绕组平价铜-油温差最大。一台变压器不同冷却方式下平均铜-油温差的变化，制造厂可以采用绕组在不同冷却方式下的不同计算方法得到的。这些计算方法，显然应当经过长期的理论检验。
在单一冷却方式变更为多重冷却方式的改造设计中，还应注意以下两点根本领实： 首先，同一变压器的多重冷却方式〔例如ONAN/ONAF/ODAF〔OFAF〕三种冷却方式〕只能分别对应不同的运行容量。众所周知，变压器的负载损耗与负载电流的平方成比例。例如具有三种冷却方式的变压器，其对应的运行容量一般为60%/80%/100%，那么绕组中的负
载损耗〔热负荷〕一般为额定运行时的36%/64%/100%；
其次，对于单一冷却方式的变压器，其温升通常按照额定运行情况进展计算，冷却系统也按额定运行方式设计。至于负荷降低时，用户可根据变压器运行情况适当关停一定数量的冷却元件〔一般情况下，制造厂也会提供变压器负荷与开启冷却器组数的数据〕。对于具有多种冷却方式的变压器，例如在一般为60%/80%/100%额定负荷下的每种冷却方式，制造厂都要进展温升计算，并且还要对其中至少两种冷却方式进展温升试验。
用户常常疑问，将ODAF冷却方式改造为ONAN/ONAF两种冷却方式后，绕组中油的流动速度大为降低，怎么能保证绕组的温升?
众所周知，绕组中冷却油流的速度降低，其平均铜-油温差要上升，但绕组的平均温升为绕组的平均铜-油温差与绕组中油〔对冷却介质的空气或水〕的平均温升两者之和，即：
绕组的平均温升=绕组的平均铜-油温差 + 绕组中油的平均温升
为了保证绕组平均温升符合国家标准，只能进一步降低绕组中油的平均温升，也就是说要进一步加大对变压器油的冷却才能。与此同时，在新改造的冷却系统设计中，我们还应当注意到此时的绕组热点温升与绕组平均铜-油温差之间的差异也会有所增加。为了保证变压器的热寿命，即防止绕组的局部绝缘的不正常老化，新改造设计的冷却系统的冷却才能也应当充分考虑这一点。
经历说明，一台具有三重冷却方式的变压器，例如上述ONAN/ONAF/ODAF〔OFAF〕三种冷却方式中，假设运行容量分别要求为60%/80%/100%额定容量时，通常，其中只有两种冷却方式的容量要求对设计与试验而言是关键的。而第三种冷却方式的运行容量，往往都可以超过规定的要求。 4变压器的保护器件
变压器本身的保护器件通常有温度计、吸湿器、气体继电器、压力释放器等。目前，少数变压器还装设了在线油中气体分析仪等在线监测与保护设备。
通常，变压器上安装的温度计用于温度测量与采集温度信号用于控制。用于测量的有就地测量与远方测量两种；用于采集温度信号控制的有控制冷却设备的起、停与温度报警。少数变压器还装设有模拟式绕组温度计，那是一种根据变压器的负载电流〔通过套管式电流互感器测量〕及事先调整好的比率间接反映绕组的平均温度或者热点温度。假设是测量绕组热点温度，这时的热点温升与平均温升之间的差值通常采用设计计算值。
还有一种国内外很少直接在变压器上使用的光纤测温仪，那么是将光纤测温探头直接埋设在绕组的预期的热点处或者其他对温度特别关心的地方，测量绕组的热点温度或者特别关心之点的温度。
光纤测温仪也在制造厂或研究部门的试验研究中应用，用以检验计算机程序等。
变压器上装设有储油柜，一方面是用于调节因温度变化而引起变压器油的体积变化；另一方面，它缩小了变压器油与大气接触的面积，大大减缓了大气中的潮气〔水分〕与氧气进入变压器油的速度。
由于变压器中油的体积将随其温度变化而变化，这个体积的变化将由储油柜来调节。为了保持储油柜中的压力与大气平衡，储油柜中的气体必须与大气相通，吸湿器的功能那么是使进入储油柜的大气保持枯燥状态。假设吸湿器采用变色硅胶吸潮，当硅胶颜色由蓝色变成红色时应及时更换硅胶或将其进展枯燥以恢复其为蓝色的枯燥状态。硅胶的吸潮效果与硅胶的枯燥程度有关，维持硅胶吸潮才能的时间长短与空气的湿度、环境温度等有关。 胶囊式或隔膜式储油柜可以防止油与空气直接接触，防止外界的水分与氧气直接进入枯燥的变压器油中。然而，橡胶囊或隔膜除了仍然有微量的透气性外，它的寿命往往也是人们关注的问题。为了杜绝胶囊或隔膜透气性以及人们对它寿命的担忧，又出现了用不锈钢薄板制作的波纹膨胀器式储油柜。波纹膨胀器式储油柜不仅解决了胶囊或隔膜的寿命问题，也彻底杜绝了大气中的水分与氧气通过储油柜进入运行变压器的油中的可能性。
为了防止胶囊或隔膜的空气侧，以及波纹膨胀器的空气侧在长期运行中储存水分，进入这些储油柜的空气也应通过吸湿器进展枯燥。
气体继电器安装于油箱与储油柜间的联管上，可以搜集到油箱内部某种慢性故障而产生的气体并发出报警信号，也可以在变压器内部突然发惹事故、产生大量气体并带动油流冲向储油柜的瞬间将变压器切除，防止事故的扩大。
压力释放器实际上就是一个用弹簧压紧的阀门，该阀门具有对启动力瞬时放大的功能，用于释放变压器油箱中的瞬时压力增大而保护变压器的油箱，防止油箱损坏。当油箱内部压力被释放到小于弹簧压力时，弹簧的压力将会使该阀门自动关闭，防止过多的变压器油溢出。在压力释放器动作的同时，会发出报警信号。应当保持其信号接线盒的枯燥，以免进水受潮时误报信号。同时，应注意弹簧的时效性，必要时应定期检测。
压力释放器通常安装于油箱顶部，以减小正常工作时的静压力。为了防止其动作时热油喷在设备上及人员身上，可用导油管将喷出的油限制在管内并流到根底的油池中。
油量超过一定量的大型变压器，应当需要装设两个压力释放器。
目前在电力系统中应用的在线油中溶解气体分析仪，主要有两种类型。一种是采用气
体半透膜探头与变压器油接触，搜集变压器油中的气体，其检测器有气敏半导体与燃料电池两种；另一种是采用气相或液相色谱分析技术进展在线油中溶解气体分析。
采用气体半透膜探头的产品既有国外的，也有国内的。总的说来，一般的分析精度都不高。特别是采用气敏半导体检测器的情况，通常只能对氢气做出反映；而对于采用燃料电池作为检测器的情况，除氢气外，其他气体只能检出一局部。例如，通常可以检出氢气〔100%〕、一氧化碳〔18%〕、乙烯〔1.5%〕、乙炔〔8%〕四种气体的混合总量。也就是说，所检测出的气体总量中主要是氢气。
例如，假设变压器油中实际溶解的气体的含量为：
氢气〔H2〕——300106； 一氧化碳〔CO〕——500106 乙烯〔C2H4〕——100106； 乙炔〔C2H2〕——5106
那么：仪器指示值30015000.181000.01550.08106390106
采用燃料电池作为检测器的国外产品，例如有Hydran公司的H201R与H201i等，前者为模拟型，后者为数字型。
实际上，采用气体半透膜探头的在线油中溶解气体分析器具，可以认为仅仅是守护变压器油中溶解气体的‘狗’，假设其指示的油中溶解气体有异常情况发生，应当取样在实验室进展更准确的油中溶解气体分析。
另一种油中溶解气体的在线分析仪，那么可真正进展油中溶解气体分析，它可以分析6中或8种油中溶解气体，但其分析精度通常在10%。因其价格很贵，实际上很少在变压器上应用。
对于上诉这些在线油中溶解气体分析仪的分析结果，一般在认为变压器可能存在问题时，往往还必须再取油样在化验室进展更加准确的分析。因此，许多用户宁可对变压器油定期的在化验室进展油中溶解气体分析，也不愿设置分析精度不高、增加维护工作量的在线油中溶解气体分析仪。 5变压器的常见故障分析
就“大型电力变压器的故障分析〞而言，可以写出一大本书，事实上已经有不少这方面的专著出版。这里仅就常见故障作些介绍，有兴趣的工程师可结合自己的工作通过专著深化研究。
电力变压器的故障可以有多种分类方法，而且发生故障的原因有时还出乎人们的意料。除了运行方面引起的故障外，我们姑且将变压器在设计、制造、安装、维护等方面的缺陷而引起的常见故障分为突发性的绝缘故障〔事故〕；过热性故障；放电性故障和附件故障〔套管、分接开关等等的故障〕四大类。这里，主要讲一下设计、制造、安装、维护等方面的缺陷引发的常见故障。
由于程度有限，不妥之处，请批评指正。 5.1突发性的绝缘故障〔事故〕
突发性的绝缘故障，往往会造成事故。例如，绕组的线匝之间短路、线饼之间短路、
绕组间的绝缘击穿以及引线间及引线对地击穿；高电场区产生较严重的局部放电引起沿绝缘纸板树枝状放电或者对地绝缘击穿等等。
突发性的绝缘故障有可能是先天性的缺陷造成的，例如变压器在使用的材料上、设计构造上、制造工艺〔含装配工艺〕上留下了先天性的局部缺陷；突发性的绝缘故障也有可能是后天性的原因造成的，例如变压器在现场装配工作中、在维护中等等引起的局部缺陷。 先天性的局部缺陷包括：裸导线外表的局部机械损伤、加工过程中引起匝绝缘的局部破损、电场控制不当引起的局部电场集中等等；后天性的原因：如现场装配中引起油-纸电容式套管头部〔通俗称将军帽〕密封不良而进水引起绕组绝缘的局部受潮、平安气道密封不良而进水引起绕组绝缘局部受潮、固体绝缘严重受潮或者油质严重劣化等等。 目前，大型电力变压器几乎都是采用油-纸绝缘构造，其中变压器油是绝缘构造中最薄弱的环节。新变压器的绝缘强度是变压器一生中的最好时期，尽管在制造厂变压器通过了各种试验，但在长期运行中，变压器的绝缘将会因为逐步老化而分解出水分，使绝缘构造的绝缘强度不断下降；或者变压器在检修中在无可靠防潮措施的情况下，不适当地较长时间暴露在大气中而使绝缘外表受潮致使绝缘强度降低等等。因此，运行中防止绝缘可能的受潮、维护好变压器油的品质〔控制器含水量、含气量，通过对变压器油的过滤等处理恢复其绝缘强度〕是相当重要的。
一些固有的局部缺陷可能在变压器特殊运行情况下，由于外部因素而引起突发性故障或事故；一些固有的局部缺陷可能在变压器正常运行情况下，逐步演变成越来越严重的缺陷而突然出现故障。例如，绕组导线的匝绝缘局部不完全破损，有可能在变压器短路时的短路机械力作用下而使匝绝缘完全破损，引起绕组的线匝间甚至线饼之间发生短路；因进水而使线圈的绝缘局部受潮并逐步开展，以致不能承受正常工作电压等等，都可能引发突发性的绝缘故障。
应当注意的是，变压器的绝缘材料会在变压器运行过程中逐步老化。绝缘材料的老化不仅分解出水分和其他气体，也会使绝缘材料的体积收缩，从而引起绕组的预压紧力减小，这将降低变压器承受短路的才能。因此，在正常维护中应尽可能检查绕组的预压紧情况，例如检查绕组的压紧构造的紧固件是否松动，必要时应补充压紧绕组。
变压器中的载流导体、铁心、构造件都有可能发生局部过热。
载流导体发生局部过热主要是导线接头焊接不良、采用螺栓连接引线〔或接线片〕的螺栓松动使接触电阻大、绕组的冷却油道局部堵塞引起局部的绕组线饼的温升过高等等而产生局部过热。在大型变压器中，绕组漏磁场在并联的引出线之间引起的环流也应当引起足够的重视。
铁心产生局部过热主要是铁心的局部短路、铁心的多点接地、铁心的垫脚绝缘严重受潮、线圈端部的漏磁场在铁心外部一定厚度的铁心片中引起涡流损耗过大等等而产生局部过热。
在大型变压器中的构造件假设发生局部过热，主要是在设计或制造过程中对漏磁场〔包含绕组漏磁场与大电流引线漏磁场〕的应对措施不完善或者不恰当〔含使用材料不当〕、构造不尽合理而引起的。线圈端部的漏磁场、大电流引线〔含大电流套管〕周围的漏磁场都可能引起漏磁场最强区域的钢构造件产生较大的涡流损耗而引起局部过热；或者由于漏磁通在几个互相连接而形成闭合回路的钢构造件中引起环流电流而产生局部过热等等。
比较严重的局部放电、悬浮放电、电弧放电等等，属于放电性故障。高电压变压器中的电场相当复杂，均化电场、进展电场分析而控制最大电场强度、制造中严格控制变压器中可能存在的异物、削弱或消除引起电场畸变的因数等等，都是降低变压器局部放电、防止悬浮放电的有效方法。
严格地说，变压器内部很难做到绝对没有局部放电发生。试验研究说明：测量的视在放电量在一千微微库及以下的局部放电，不会在绝缘物上留下放电痕迹；视在放电量在一万微微库以上，可能会使固体绝缘物外表有损伤。一旦由于局部放电而引起固体绝缘物外表受到破坏，故障就很容易开展。众所周知，局部放电往往都是在最高电场区域发生。假设是裸金属外表发生局部放电，将仅仅对变压器油有影响。
应当注意的是：高电场中的非金属异物或非金属构造件也有可能引起电场畸变而引起局部放电。因此，在变压器制造、维护过程中应当严格控制变压器中可能存在的异物；高电场中的非金属构造件也应当消除尖角、毛刺等等。
悬浮放电是高电场中处于悬浮电位的金属构造件甚至非金属构造〔或异物〕引起电场畸变，从而产生悬浮放电性质的局部放电。套管的均压球松动或其等电位连线脱落、磁屏蔽板的接地不良、高电场区域的悬浮金属件或者引起电场畸变的异物等等都可能引起悬浮放电。
电弧放电是在具有电位差的电极间绝缘受到破坏〔击穿〕，或者是电极间接触〔连接〕
不良，例如，分接开关的触头间接触不良等等而产生电弧放电等等。
变压器套管、分接开关等等的故障，属于变压器附件的故障。对于油-纸电容式套管，电容芯子在制造与检修中枯燥不彻底，或在运行中受潮、电容芯子在制造中存在缺陷、构造不尽合理等等，都可能引起套管在运行中出现介质损耗因数增大甚至发生故障；分接开关通常出现的故障是动、定触头之间接触不良，有载分接开关的切换开关油箱中的油向变压器本体油箱渗油等等。
分接开关的存在不仅增加了变压器构造的复杂性，分接开关本身质量的可靠性也是人们极为关注的问题。因此，尽可能不采用分接开关，可以进步变压器的可靠性。假设必须采用分接开关，调压范围应中选择适当，调压范围可以小一些的，就不必选得更大，以便进步变压器的可靠性。
在可能的情况下，气体继电器、压力释放器等都应当定期进展检测；一些有寿命规定的器件，例如储油柜的胶囊、潜油泵等等应当定期更换。
附录A：我国500kV大型变压器的故障统计
我国第一条500kV输电线路〔河南平顶山至湖北武汉〕1981年底投入运行，第一批500kV变压器均是从国外〔阿尔斯通和日立〕买的。与此同时，沈变、西变、保变相继在上世纪80年代初研制出500kV变压器后，国产500kV变压器才得以投入系统运行。但直至上世纪末，我国500kV电力系统中的进口变压器仍占一半以上。
根据不完全统计，至1991年底，系统中有141台500kV变压器，其中国产〔沈、西、保三厂消费〕47台，占三分之一〔见表3〕；至1996年底系统中有411台500kV变压器，其中国产〔沈、西、保三厂消费〕152台，约占37%；至2001年底，我国500kV系统投入运行的500kV变压器总计为713台，其中进口386台，占54.1%，但国内消费的500kV变压器包括常州东芝及重庆ABB等工厂的供货的变压器仍然不到一半〔见表A4〕。
国内〔沈、西、保〕从1980年至上世纪90年代初的15年间，各工厂仅靠各自的技术力量开发与消费500kV变压器，应当说，这个时期的产品可靠性不如国外产品，事故率较高。1992年三厂引进日立技术以后，通过对自己经历的不断总结与引进技术的消化吸收、制造技术的不断完善，产品质量得到很大的改进，可靠性大大进步。 A.1至1991年底，500kV变压器发惹事故如表A1。
表A1 500kV变压器损坏事故〔截至1991年底〕〔注〕
生 产 厂 沈变 西变 保变 西 门 子 德国BBC 富士公司 三菱公司 东芝公司 日立公司 阿尔斯通 前 苏 联 ACEC 意 大 利 合 计 台数 24 14 9 16 7 4 10 12 24 3 10 2 6 141 事故台数 4 2 0 1 0 1 0 0 1 0 0 0 0 9 事 故 状 况 洛河、潍坊联变各两台绕组绝缘击穿损坏。 辽阳变绕组绝缘击穿一台，短路损坏一台。 邹县联变500kV套管爆炸，现场修理。 葛洲坝联变零起升压几小时后爆炸，返厂修理 神头联变外部短路B相绕组损坏，保变修理。。 注：除损坏事故外，还有一些事故虽然未损坏变压器，但也需要进展修理才能正常运行。例如日立公司：葛洲坝电厂主变套管闪络；平圩电厂的主变铁心局部过热，并疑有油流带电现象；凤凰山的联络变严重漏油，进展逐台修理等等。国内沈变海城与董家的联络变更换套管；西变的房山联络变铁心夹紧螺杆短路；保变的大同联变均压球安装中造成电
位悬浮等等。
A.2至1996年6月底，500kV变压器发惹事故状况 AA2
表A2 进口500kV变压器累计损坏事故〔截至1996年6月〕
制 造 厂 西门子 日立 三菱 阿尔斯通 富士 合计 台数 34 31 28 22 10 125 事故台数 1 2 2 3 1 9 见表A1 神头联变外部短路C相损坏，返厂修理一台；另一台见表A1 大亚湾核电站两台联变操作过电压击穿 沙角、增城套管爆炸，姚孟套管内引线烧熔。增城变返厂修理 见表A1 事 故 状 况 同样，还有一些事故虽然未损坏变压器，但也需要进展修理才能正常运行。如日立公司平圩电厂两台主变铁心局部过热〔保变修理一台，返厂一台〕，葛洲坝主变套管闪络；安沙尔多公司两台局部过热〔郑州变C相、云田变C相〕；西门子公司邹县联变一台有油流带电现象；扎波罗什三台套管故障〔昌平两台联变、大同二电厂一台主变〕；依林公司神头二电厂一台主变套管放电损坏，引起变压器油色谱超标，轻瓦斯动作等等。
以上共15台500kV故障变压器，有的现场修理，有的返厂修理。 AA3。
表A3 国产500kV变压器累计损坏事故〔截至1996年6月〕
制造厂 沈 变 西 变 保 变 合 计 台数 86 23 43 152 事故台数 9 3 0 12 事 故 状 况 洛河、沙岭子、岗市、王石联变，沙岭子主变各一台内部绝缘 击穿；另四台见表A1，均需要返厂修理。 房山变外部短路低压绕组损坏；另两台见表A1，均返厂修理。 统计到1996年6月，实际12次事故均是1994年底前发生的。 1)注1：专家分析意见认为：洛河、潍坊和岗市联变的损坏与油流放电有关，三种变压器底部入口油流速分别为1.74m/s、1.95m/s、1.70m/s，运行中的油流带电引发油流放电的可能性几乎毋容置疑。
总之，12台事故变压器除两台是外部短路损坏外，其余10台都是绝缘问题。 A.3至2001年12月底，500kV变压器发惹事故状况
至2001年12月，500kV变压器累计发惹事故51次，其中国内消费的变压器20次，进口变压器发生31次〔见表A4〕。
从表A4可见，自1996年底至2001年底，国产500kV变压器的事故在下降，而进口
500kV变压器的事故那么是上升的〔与表A4~A3比照〕。在此期间，按每个制造厂互相间进展比较，即使是事故率较高的沈变，假设按〔次/百台*年〕进展计算，此期间的事故率也低于许多国外工厂，见表A4第3栏中括号中的数据。
对表A4截至的2001年底的调查结果，调查组专家有如下评述：
* 壳式变压器的事故率与故障返修率明显高于心式变压器，除事故返修6台外，故障返修也达6台次之多；
* 家族式一样性质的事故多，如日立公司产品承受短路才能不够，神头一电厂联变四次短路烧毁四台〔次〕变压器；丛化、天荒坪两电厂从英国皮布尔公司共购10台变压器，发生两次事故，另外两台调试未通过局部放电试验，一台返厂、一台报废；沈变500kV变压器屡次发生绝缘击穿事故等等；
* 套管发惹事故也较严重，无论是国内、外的变压器均有发生，其中下磁件在油箱内爆炸就有四起；
* 三菱公司、日立公司、英国皮布尔公司、GEC-ALSTOM〔含ALSTOM〕公司、沈变事故率较高，反映出严重的制造〔含设计〕质量问题，应要求其改善可靠性。
表A4 500kV变压器累计损坏事故〔截至2001年12月〕
制 造 商 沈变 西变 保变 济南电修 常州东芝 重庆ABB 台数 134 28 116 1 32 16 事故台数 事 故 状 况 及董家联变各一台套管爆炸。其余见表A3 4〔0.416〕 草铺联变C相套管爆炸，油箱开裂。其余见表A3 0 0 0 0 16〔0.701〕 侯村两台与沙岭子联变、主变各一台绝缘击穿；漫湾、沙角CPeebers〔英〕 10 BBC〔德国〕 西门子 富士 日立 施奈德〔法〕 GEC-ALST 阿尔斯通 三菱 东芝〔日〕 ACEC〔比〕 依林〔奥〕 ABB〔瑞典〕 ABB〔意〕 ABB〔加〕 扎波罗什 合 计
7 24 16 40 16 13 24 76 48 2 6 2 27 2 73 713 2〔8.163〕 丛化均压球对夹件击穿；天荒坪绝缘击穿，变压器烧毁重购 2〔2.272〕 葛洲坝换流变两台网侧套管爆炸，1台着火返厂修理 2〔0.438〕 南桥换流变有载开关引发开关与调压绕组损坏；其余见表A2 1 见表A2 5〔0.445〕 神头联变A相外部短路损坏返厂修后又短路烧毁；余见表A2 1〔1.081〕 北仑港联变绝缘击穿爆炸起火，烧毁变压器 2〔1.527〕 沙角C厂主变绝缘击穿烧毁；大亚湾中性点套管损坏 4〔0.418〕 丛化主变绝缘击穿返厂修；其余见表A2 6〔0.954〕 黄渡3台、江门1台联变绝缘严重放电，返厂修。其余见表A2 1〔0.308〕 陈家桥联变B相内部放电，现场更换绝缘件 0 2〔1.852〕 神头二电厂主变套管损坏及绝缘击穿〔沈变修〕各一台 0 2〔0.901〕 草铺联变分节开关造成接地短路； 0 1〔0.202〕 玉贤联变绝缘击穿，现场修理 51
附录B：变压器油中溶解气体分析与判断
应用油中溶解气体分析〔DGA〕监视变压器的埋伏性故障，已是世界各国广泛采用的方法，我国也不例外。近十多年来，我国电力部门、有关研究部门、高等院校从提出改进对油中溶解气体分析结果的故障判断方法到推出各种智能化的故障判断专家系统，作了大量的工作，而且还在方兴未艾的进展着这方面的研究。但是，由于埋伏性故障的多样性，任何一种油中溶解气体分析结果的故障判断方法或者各种智能化的故障判断专家系统，只能大体上指明埋伏性故障的性质，都必须辅之以其他试验检测结果来进展进一步的判断。
不同性质的埋伏性故障，所产生的烃类气体和其它气体的成分、特别是主要烃类气体不同。人们把油中溶解气体的比值作为埋伏性故障性质的判断，已有多年的历史了。三比值法就是人们广泛应用的方法，国家标准GB7252-87也推荐采用三比值法。三比值法就是将油中溶解的气体的比值不同进展编码〔见表B1〕，根据不同的编码对埋伏性故障的性质进展判断〔见表B2〕。
正如国家标准GB7252-87中所述：只有认为变压器可能存在故障时，才能应用三比值法进一步判断故障的性质，对于正常的变压器，这些比值是没有意义的。
在过热性故障中，主要烃类气体成分〔特征气体〕是CH4和C2H4，其次是C2H6，而C2H2很少或者没有；在放电性故障中，主要烃类气体成分是C2H2和H2气，其次是CH4和C2H4。因此，凡第一个编码为0的，都是过热性故障；凡第一个编码不为0的都是放电性故障。
假设单纯性H2气增长，要考虑到绝缘受潮的可能性。近来，也发现过油样活门材料中含镍〔Ni〕元素较多而引起油样活门中的变压器油发生脱氢反响，而使油中溶解气体分析的结果出现单纯H2气增长的情况，这是外界因素引起的不真实地情况。
通常，CO2/CO的比值在3~11之间，过高或者过低，都有固体绝缘劣化的可能性。
表 B1
特征气体的 比值编码 比值范围 0.1~1 1~3 >3 C2H2/C2H4 0 1 1 2
CH4/H2 1 0 2 2 C2H4/C2H6 0 0 1 2 表 B2
编码组合 典型故障案例 C2H2C2H4 0 CH4 H21 0 0，2 1，2 0，1，2 C2H4 C2H60 1 0 1 2 故障性质 绝缘轻度受潮 油中含气、含水过高；铁心生锈等。 低温过热 〔<150C0〕 低温过热 中温过热 高温过热 〔>700C0〕 铁心小范围局部短路，构造件或油箱铁心局部短路或局部过热；铁心多点热；分接开关接触不良；引线连接螺栓松动；引线电缆与中心铜管接触产生环流等。 电极间绝缘严重受损的工频续流放油箱带油补焊等。 不同电位电极间绝缘受损的火化放〔150~300C0〕 局部过热；引线接头焊接不良等。 〔300~700C0〕 接地；垫脚绝缘受潮；构造件局部过绝缘引线〔导体〕过热等。 1 0，1 2 0，1，2 高能放电 热 绝缘纸板树枝状放电；悬浮放电；0，1，2 高能放电兼过电；0，1，2 低能放电 热 2 0，1 2 0，1，2 低能放电兼过电；轻度悬浮放电等。 三比值法采用三个编码的组合，可能有27种故障形式。与GB7252-87标准或者一般资料不同的是：在表B2中列出了这27种形式，这是笔者近十多年来根据自己的经历与所涉资料积累得出的结果。表B2中的典型故障案例，使用表B2的工程师还可以在实际工作中进一步充实。
另外，表B2中的有的说法比较笼统，例如：“不同电位电极〞可能是引线对地、匝间、绕组层间、套管的均压球对地、沿绝缘纸板对地或者绕组间等等。
此外，表B2的“编码组合〞栏中〔同一个编码中〕，但凡同一比值中有“0，1，2〞编码的，说明该故障特征与该比值无关。例如放电性故障，与C2H4/C2H6比值无关。有鉴于此，又有研究人员提出了采用两比值法来判断故障性质的概念。
保定天威保变电气股份 张元录
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