变压器改造

第一篇：变压器改造

公司变压器更新节电效果显著

电能是我公司生产所需的主要能源品种，电费占公司外付能源费用的60%以上。节约电能成了我厂近些年能源管理的重点，由我厂组织分步实施的老旧变压器更新工作取得进展，节电效果显著。

从2004年开始，我厂就对公司电力系统动力变压器型号、容量、运行时间及运行状况等方面进行了调查、统计。其中按照20世纪六七年代标准设计的变压器共计42台，容量共计55230kVA。这些变压器性能参数老化，缺陷多，损耗高，故障率高。从近十年变压器的大修和使用情况来看，这些变压器的绝缘已严重老化，发热漏油现象严重。平均运行损耗超过节能型变压器100%以上。

在对高耗能变压器与节能型变压器进行运行可靠性、运行成本及更新投资与节能效益等方面比对后，我厂提出公司高耗能变压器更新方案，在 2005年、2007年和2009年，经过对生产现场重点部位高耗能变压器的运行状况及负荷状况的调查后，先后对11台高耗能变压器进行更新并进行了优化整合。

经过优化整合及更新，2010年公司高耗能变压器减至25台。在对剩余25台高耗能变压器继续进行优化整合、淘汰停运、减容的基础上，确定了10台高耗能变压器进行更新，目前该项工作正在进行。截止去年公司共更新高耗能动力变压器21台，容量共计24400kVA；优化退出动力变压器11台，容量共计21000kVA；剩余的个别高耗能动力变压器逐步淘汰停运。

高耗能变压器更新项目的实施不仅提高了电能利用率，降低了变

压器的运行费用，又达到了节电的目的。

第二篇：变压器改造

变压器改造

一、变压器无励磁调压改有载调压（俗称无载改有载）1． 必要性：

随着电力系统发展和电网供电质量提高的要求，目前电力系统新投变压器普遍采用有载调压变压器，只有采用具有带电随时可调性的有载调压变压器，才能满足稳定电压、联络电网和调节负荷中心潮流的需要。但是目前在全国各地的电网在役运行的变压器，很大一部分都是前几年生产的在预期的寿命以内的无励磁调压变压器，俗称无载变压器，无载变压器因不具备上述功能，需要对其淘汰更新，但是更新有载调压变不但需要高额资金，同时对淘汰下来无载变压器的可利用价值又造成巨大的浪费。将在役的无载调压变压器直接改造成有载调压变压器，无需购置新的有载调压变压器，达到和实现采用有载调压变压器目的和效果，这样既节约了资金又更新了设备，是电力系统和工业用电单位技改势在必行的措施。2． 可行性：

无载调压变压器改造成有载调压变压器，是利用原变压器线圈上的无载调压分接的六个分接头直接改造成五级有载线性调压，不用另外增加调压线圈，在不动变压器器身和线圈的前提下，利用跨接式有载开关将无载调压变压器改成有载调压变压器。

无载改有载的关键是跨接式有载分接开关，该型开关具有原无载分接的中部调压要求（即满足级电压差2.5%，在带负载的情况下实现分接跨接要求）该型开关已有开关厂定型产品，为无载改有载提供了可行的前提条件。

3.经济性

用一台SFS7-31500/110举例，如改造成有载调压变压器大约需要40万元左右，而更换一台新的有载调压变压器大约需要170万元左右。原更换下来的旧变压器按废品处理，也就能卖25万元左右。

二、变压器绕组铝改铜改造（同时实现增容和无载改有载）1． 必要性：

目前在电力系统网上和工业用户单位运行的变压器很大一部分是八十年代及以前生产的铝线圈变压器，此类变压器抗短路能力差，而且很多是薄绝缘变压器，不少变压器经过多次短路的累积效应，绕组绝缘早已进入寿命的临界状态。随着我国电力系统的发展，电网容量增大（短路容量增大），目前这类变压器经过多年后运行很不安全，随时会发生因变压器承受不了线路短路而造成的重大事故，电力系统的安全运行急需淘汰这类铝线圈变压器，为满足用户的需求，我们可以直接将铝线圈变压器改造成铜线圈变压器，这样不但可以充分利用原变压器的剩余价值，又可以重新取得变压器的新的寿命，节约资金、提高电网的安全性，这是电力用户追求的最大效益目标。2． 可行性：

因铜导体的电导特性大大优于铝导体，所以变压器铝改铜是完全可实现的，由于铜导线电密的提高，可以节省线圈在变压器铁心窗口内占有的空间，利用这一空间，在铝改铜时实现提高变压器的性能水平，即降低变压器的空载和负载损耗指标，同时还可以结合性能指标高低，将旧变压器改造增容。

另外，对铝线圈无载调压变压器，利用节省出来的铁芯窗口空间增设独立的调压线圈，可以直接改造成铜线圈有载调压变压器。

新改造的变压器铜线圈可以按国家电力公司【2002】158号文件及“25”项反措，实现变压器的预防性反事故措施要求，提高变压器抗短路能力，按照我厂标准结构设计原则设计，从而改造成具备抗短路能力的铜线圈变压器。

3.经济性

铝线圈变压器一般都是八十年代末和九十年代初的产品，使用寿命也基本到使用年限，而变压器的使用寿命主要指的就是线圈的使用寿命。更换一台变压器线圈的费用大约在变压器售价的50%左右。也就是说把一台快要淘汰的变压器花了一半的钱就变成一台新变压器。

三、变压器冷却系统（装置）改造 1．必要性：

变压器冷却系统改造包括三种型式的改造。即：散热器的改造、强油冷却器的改造、水冷却器的改造。①散热器的改造：

散热器的改造包括自冷式散热器改造和风冷散热器的改造。改造内容主要是把管式散热器改造成片式散热器。老旧式变压器的散热器采用的均是管式散热器(88管、100管、120管)，该型散热器结构落后，管头手工焊缝多易渗漏，冷却效率低，体积庞大，风冷式散热器的风机安装不合理，故障率高，风冷效果差。九十年代后发展起来的片式散热器外形美观，自动加工焊缝程度高不易渗漏，冷却效率高，体积空间小，风冷片式散热器采用底吹或侧吹的风洞式风机，低噪音、低转速，安装结构合理，故障率低，风冷效果好。该型散热器的改造主要适用于110kV级及以下变压器使用。

②强油冷却器的改造（老式小容量冷却器改造成新型大容量冷却器）：

早年冷却器单台冷却容量都很小（80kW、100kW、120kW），大型变压器的冷却总容量大，需要的冷却器组数很多，最多近20几组冷却器。当年冷却器本身所用冷却管件技术落后，结构过时，冷却效率低；冷却器的潜油泵和风机技术落后，潜油泵属高转速立式轴流泵，结构落后，故障率高，轴承叶轮易产生金属粉末，损坏变压器的绝缘；风机都采用的高转速的风机，风扇电机和风扇叶故障率高，噪音大，吹风冷却效率低。随着技术进步，新型元件的出现，冷却器技术改进快，出现了新型大容量冷却器，所以对冷却器的改造势在必行。改造后选用的新式冷却器，单台冷却容量大（200kW、250kW、315kW），这样选用组数少，利于运行；同时由于冷却器本身所用的冷却管件技术先进，冷却效率高，加之风机选用大风量、低噪音风机，低转速、大流量的盘式电机潜油泵，所以冷却器的故障率大大降低、给变压器的安全运行提供了可靠的保证。

③水冷却器的改造：主要指水冷却器改风冷却器。

过去水冷却器的选用，主要基于水冷却器冷却容量大和占地空间小，适于室内通风条件不好的环境。但水冷却器最大缺陷是其运行必须以水作为冷却阶质，因而需要可靠的水源，同时需对水质、水流速实现控制，无形中增加了冷却系统的监控和维护（不但要实现油控，而且还要实现水控）加之油水两系统间的渗漏可能会造成变压器重大绝缘损坏事故，因而水冷却器运行的安全可靠性稳定性明显低于风冷却器，这是不符合电力变压器安全运行要求的，国家电力公司【2002】158号文件及“25”反措明确阐明，新投变压器尽量不采用水冷却方式，对已采用水冷却方式的变压器，在可能条件下（即安装空间环境的位置条件和通风条件满足要求前提下）能改造成风冷却方式的均应改成强油风冷。尤其是对高电压、大容量的220kV变压器。已经采用水冷却方式的，改造成强油风冷方式尤为必要。2．可行性：

冷却方式改造主要是确保改造后冷却容量满足要求，变压器的温升不提高，这在技术上是可行的。由于冷却器的改造不牵扯变压器内部结构的变动，所以只对冷却系统进行技术改造达到和满足要求是完全可以实现的。

①对自冷和风冷散热器改造：保证改造后散热器的散热面积和吹风的风量、风速≥改造前参数即可。

②对强油冷却系统改造：可按以下几个方面原则控制。ａ.改造后冷却器散热功率不减(采用大容量少组数冷却器)。

ｂ.改造后冷却器用油泵总流量不减(采用低转速盘式泵)保证散热效率不变。

ｃ.改造后的冷却器用油泵扬程不减(采用低转速盘式泵)保证油流速不变。ｄ.改造完的冷却器用风机吹风容量不减(采用低转速，低噪音风机)。

ｅ.改造后的冷却回路的长度及弯折数不增。③对水冷改风冷的改造：

ａ.重新按风冷器选用计算公式计算出满足原水冷却容量要求的强油风冷器组数，确保改造后选用的强油风冷却器的散热功率，与原水冷却器的散热总功率比不减。

ｂ.风冷却器油系统必须满足原水冷却器油系统的运行参数要求，具体如下：

——确保改造后的油冷却系统的总流量不减，保证散热效率不变。

——确保改造后的冷却器所采用的油泵的扬程不减，保证油流速不变。

——改造后的冷却系统管路选择和布置，确保油路流程合理单程单向，尽量缩短管理长度和减少拐弯数量（少于原水冷却器油管路系统）。

——风冷却器的位置环境需具备足够的散热条件，对外通风通畅无障碍。3.经济性

冷却方式改造主要是确保改造后冷却容量满足要求，变压器油的温升不提高、变压器线圈的温升不提高，这在技术上是可行的。由于冷却器的改造不牵扯变压器内部结构的变动，所以只对冷却系统进行技术改造达到和满足要求是完全可以实现的。

从以上可以看出，老式风冷却器，冷却效率低、故障率高和维护费用大等缺点。通过以上改造，老式风冷却器改造只需80万元左右。对110KV以上的变压器停电检修一次其停电损失和维护费用就累计约40万元。改造后可以大大减少或避免冷却器因故障的检修次数，其经济效益是相当可观的。同时改造后的冷却器运行耗电比改造前具有明显的节能效果。而且改造后的变压器可以实现部分增容。

四、变压器高、中、低压电压等级的导变（改压）改造 1．必要性：

变压器的导变改造即是改压改造，根据电网升压的改造要求，往往需提升或调整网络的电压等级，变压器按电网电压等级要求进行相应电压等级导变改造。如：110kV和121 kV间的导变改造；35kV与38.5kV间的导变改造;3.15kV、6.0kV、6.3kV、6.6 kV、10.5 kV、11kV间导变改造。

2．可行性：

变压器导变改造就是按新的电压等级要求，调整或更换变压器相应的变压器线圈，使其调整成更换后的线圈，匝数满足改造后新电压等级的要求，这在技术上完全可以实现的。

五、变压器储油柜的改造 1．必要性：

老旧变压器采用的储油柜多是普通型开放式储油柜，这种储油柜会加剧变压器油的老化，缩短变压器油及绝缘的寿命，它不适应当今提倡的全密封变压器的要求。这种普通型储油柜的油位指示多采用管试油位计，管式油位计的油在阳光紫外线的照射下极易劣化变黑，劣化了的油会严重污染变压器本体油，为克服此缺陷设置的油位计小胶囊，又增多了密封渗漏部位，增加了维护工作量，不少用户的欢迎。老式储油柜又多含安全气道配用，安全气道及储油柜上部存气空阀极易凝露，渗落到变压器器身上造成绝缘受潮击穿事故。总之老旧的普通型开放式储油柜当前必须淘汰，更新为全密封式新型储油柜。

另外早期使用的单密封式隔膜式储油柜，虽然该型储油柜是为了克服普通开放式储油柜缺陷而产生的密封式储油柜，但是由于初期产品的结构不完善，其隔膜密封法兰极易渗漏，给用户造成极大不便。2.可行性：

近年来，储油柜技术和结构得到迅速进步，改进型的胶囊储油柜和波纹式储油柜，这些全密封结构的储油柜都已得到普遍运用。改进型胶囊储油柜结构简单、经济实用、安装方便、易于操作，由于它运行可靠无渗漏深得现场运行人员的欢迎。波纹式储油柜结构新颖、运作可靠、是近年来引进的高新技术产品，由于其不锈钢材质及波纹的加工工艺复杂，该型产品价格极高，但很受欢迎，在很多重大产品上得到了应用。3.经济性

由于老式储油柜渗油严重，油质老化加快，降低变压器油寿命，且常出现假油位等现象，对温差较大的地方，冬天补油夏天放油，每一次处理都必须停电，给维护检修工作带来非常大的麻烦，增加维护操作，造成无谓的浪费。4.变压器储油柜改造的实施方案：

储油柜的更新改造可以结合变压器大修，同时进行现场操作，改造费用成本不高，主要是购置新型储油柜，更新后的储油柜不但大大提高了储油柜作用的性能水平，同时也大大降低了日常的维护工作量。

六、变压器老式有载分接开关改造

1．必要性：

目前电网内工业用户运行使用的早期生产的大型有载调压变压器（包括66kV、110kV、220kV）及特种变压器（如炉用、整流用变压器），它们所采用的有载分接开关大多是变压器厂以前自制产品或是开关生产厂的初期产品，这些开关均属老式有载开关，如SYXZ型开关，由于当年开关生产技术所限，这种开关的切换系统及传动系统的结构设计不合理，加工工艺落后，致使开关构件质量可靠性差，开关寿命时间短，经过多年运行后经常出现故障。保证不了变压器安全可靠运行，对于这些老式有载开关必须进行更新改造。2．可行性：

现在国内开关生产厂所生产的有载分接开关及进口的开关产品，都具备当代国际目前最先进的技术水平，新的变压器均采用这类开关，对早期生产的有载调压变压器采用的老式开关可以方便的运用新型有载分接开关，进行更新改造，新型有载分接开关的选用可根据变压器的容量大小，合理选择复合式（V型）或组合式（M型）的有载开关。3.经济性

变压器的使用寿命一般在20年以上，而老式产品上用的开关运行不到10年左右就开始不断出现各种故障，当出现故障以后还得请开关厂家来修，而这些开关早已淘汰，没有备品备件，而且每修一次还得停电，租用大量的设备，如滤油机、油罐、吊车等，维护费用时时发生，造成巨大浪费。

第三篇：公用配电变压器标准化改造

一、工艺要求：

1、杆上变压器的变压器台的安装应符合下列规定。1.1 安装牢固，水平倾斜不应大于台架根开的1/100。1.2 一、二次引线应排列整齐、绑扎牢固。

1.3 变压器安装后，套管表面应光洁，不应有裂纹、破损等现象；油枕油位正常，外壳干净。

1.4 变压器外壳应可靠接地；接地电阻应符合规定。2 跌落式熔断器的安装应符合下列规定。2.1 各部分零件完整、安装牢固。

2.2 转轴光滑灵活、铸件不应有裂纹、砂眼。

2.3 绝缘子良好，熔丝管不应有吸潮膨胀或弯曲现象。

2.4 熔断器安装牢固、排列整齐、高低一致，熔管轴线与地面的垂线夹角为15°～30°。2.5 动作灵活可靠，接触紧密。

2.6 上下引线应压紧，与线路导线的连接应紧密可靠。低压刀开关、隔离开关、熔断器的安装应符合下列规定。

3.1 安装牢固、接触紧密。开关机构灵活、正确，熔断器不应有弯曲、压偏、伤痕等现象。3.2 二次侧有断路设备时，熔断器应安装于断路设备与低压针式绝缘子之间。3.3 二次侧无断路设备时，熔断器应安装于低压针式绝缘子外侧。3.4 不应以线材代替熔断器。杆上避雷器的安装应符合下列规定。

4.1 绝缘子良好，瓷套与固定抱箍之间应加垫层。4.2 安装牢固，排列整齐，高低一致。

4.3 引下线应短而直，连接紧密，采用铜芯绝缘线，其截面应不小于：

a)上引线：16mm2；

b)下引线：25mm2。

4.4 与电气部分连接，不应使避雷器产生外加应力。4.5 引下线应可靠接地、接地电阻值应符合规定。5 螺栓的穿入方向应符合下列规定。5.1 立体结构：

a)水平方向者由内向外；

b)垂直方向者由下向上。5.2平面结构：

a)顺线路方向者，双面构件由内向外，单面构件由送电侧向受电侧或按统一方向；

b)横线路方向者，两侧由内向外，中间由左向右(面向受电侧)或统一方向；

c)垂直方向者，由下而上。

横担安装应平整，安装偏差不应超过下列规定数值：

a)横担端部上下歪斜：20mm；

b)横担端部左右扭斜：20mm。

二、台区标准化建设、改造技术标准

2.1、高压引下线：

2.1.1高压引下线宜采用JKLYJ-35的绝缘导线。

2.1.2高压引下线与高压主干线均采用两个异形并沟线夹或采用一个楔形线夹，外加绝缘罩。高压引下线绝缘切开部分均应采取相应的防水措施防止雨水浸入； 2.1.3高压引下线从主干线至跌落式保险应至少两次固定。2.2 跌落式保险： 2.2.1每台配电变压器跌落式保险均对地距离不能低于4.5m，相间距离不能低于0.5m； 2.2.3跌落式保险桩头与导线的连接均应采用铜铝过渡的设备线夹或线鼻子。2.2.3容量在315kVA及以下的变压器的跌落式保险宜选用带灭弧罩的跌落式保险。2.3 避雷器：

2.3.1每台配电变压器高压侧避雷器宜采用配电型复合绝缘外套氧化锌避雷器，避雷器各项参数应满足当地防雷需要；

2.3.2每只避雷器接地端均应采用25mm的铜绞线分别并联至接地引下线接地，禁止串联接地；

2.3.3避雷器上下端头均应采用铜铝鼻子； 2.4 配电变压器：

2.4.1配电变压器的容量宜结合负荷的发展和运行的经济性共同考虑，考虑负荷的发展不宜超过5年，最大负荷电流不应低于额定电流的60%，配电变压器容量宜在200-400kVA之间。2.4.2 配电变压器宜采用S9及以上节能变压器。

2.4.4架空线路配电变压器宜采用杆上配置，底部对最终建成路面高度宜为2.7-3.0米； 2.4.5 变压器台架应采用[12槽钢，变压器台架不加装枕木。

2.4.6 配电变压器低压桩头宜装设螺旋线夹，导线与桩头的连接均应采用铜铝过渡的设备线夹或铜铝鼻子；

2.4.7 配电变压器中性点与变压器外壳应采用50×6扁钢与接地装置可靠接地。2.5 配变台区低压电缆：

2.5.1低压部分各种设备材料的选择应考虑到公用变压器的负荷增长，按变压器最终建成容量选择。

2.5.2台区低压电缆选择：

2.5.2.1低压电缆宜选用聚氯乙烯绝缘的低压铜芯电缆，如截面不够时，可考虑采用两根低压电缆并联使用。

2.5.2.2应考虑到三相负荷不平衡，应选择中性线截面与相线截面相同的低压电缆。2.5.2.3低压电缆截面的选择应考虑变压器过负荷的情况，留有适当裕度。

2.5.3低压电缆上下杆均应采用镀锌钢管作为电缆保护管，电缆保护管长度为2.7-3.0M。2.6低压配电箱：

2.6.1 低压配电箱宜安装于台架上。

2.6.2 低压配电箱内应安装有低压总开关、计量装置、无功补偿装置和低压氧化锌避雷器。

22.6.2低压配电箱应采用不锈钢箱体，并两面设置“有电危险”的警示标志；

2.6.3低压配电箱外壳应可靠接地，并采用压力接点照明开关。

2.6.4低压配电箱排风孔里面应有防小动物措施，低压配电箱底部必须进行防火封堵，防止小动物进入；

2.6.5低压配电箱内应配置的低压氧化锌避雷器应可靠接地。配电箱内带电部分不同相之间、相对地之间的距离应符合GB50053-94的要求。

2.7 低压开关及计量装置：

2.7.1在低压总配电箱进线上应安装低压总开关，应根据变压器的额定电流来选择低压开关的额定电流和动作电流，尽量选择产品质量较好、可靠性较高的自动空气开关。箱内低压母线端头应作绝缘处理；

2.7.2在每台变压器的低压配电箱内均应安装一套低压计量装置。应根据变压器的低压侧额定电流选择低压电流互感器及其变比。低压电流互感器0.2S级，电能表不低于1.0级。

2.8无功补偿装置

2.8.1 200kVA及以上容量的公用配电变压器均应装设无功补偿装置；

2.8.2每台变压器按相应变压器容量的10％-20%配置电容无功补偿，并分组自动投切； 2.8.3无功补偿装置应装设低压无功补偿控制器自动投切，宜采用复合型控制量的JKF系列控制器和复合投切开关，电容器宜采用户外型。无功补偿方式可采用共补、分补以及混合补偿方式。

2.9低压隔离开关：

2.9.1为满足低压线路检修的需要，配电变压器低压出线侧应装设一组带熔断器低压隔离开关，并根据变压器低压侧额定电流进行选择；

2.9.2低压隔离开关对地距离不低于3.5m，相间距离不能小于0.3m。2.10 低压引线：

2.10.1、低压隔离开关至低压主干线的引线应采用JKLYJ型低压架空绝缘导线，导线截面应依据配电变压器低压侧额定电流进行选择，并考虑适当裕度；

2.10.2、低压隔离开关两端桩头与导线的连接均应采用铜铝过渡的设备线夹； 2.10.3、低压引线与低压主干线的连接宜采用楔形线夹或并沟线夹，并外加绝缘罩。2.11 接地装置：

2.11.1配电变压器工作接地、保护接地和低压配电箱接地共用一个接地装置，接地电阻不得大于4Ω； 2.11.2接地装置的水平接地体宜采用扁钢，垂直接地体宜采用角钢，接地体埋设深度不低于0.6米；

2.11.3变压器工作接地和保护接地应分别引下（即双引下）与接地体相连，接地引下线宜采用40*4的扁钢；

2.11.4所有接地装置均应热镀锌处理。2.12其它：

2.12.1配变台区标准化整治所需的各类设备、原材料均应符合相应的国家标准和行业标准的要求；

2.12.2所有新安装的配电变压器、避雷器、跌落式保险、电流互感器、隔离开关、电能表、电容器均应按《电气设备交接试验标准》及其它相应规程进行试验和校验。

2.13 配变台区标准化所有连接螺栓均应打黄油，所有线夹均应使用导电膏。

第四篇：变压器油罐改造技术报告

技术报告

变压器油罐的改造

焦煤供电处运行科变检班

随着集团公司对供电设备更新改造的完成，现维护的变电站除了变压器基本上实现了无油化。在冬季气温过低而油枕储油量又不足，或者有渗漏油时，变压器会出现一定程度的缺油现象。如果变压器缺油，可能产生以下后果：

（1）油面下降到油位计监视线以下，可能造成瓦斯保护装置误动作，并且也无法对油位和油色进行监视。

（2）油面下降到变压器顶盖之下，将增大油与空气的接触面积，使油极易吸收水分和氧化，从而加速了油的劣化。潮气进入油中，会降低绕组的绝缘强度，使铁芯和其他零部件生锈。

（3）因渗漏而导致严重缺油时，变压器的导电部分对地和相互间的绝缘强度将大大降低，遭受过电压时极易击穿。

所以，要针对油位低的变压器及时补充绝缘油。这就需要提前将变压器油过滤好，以备急用。但是在储存过程中遇到了问题，合格的绝缘油注入油罐后，存放2～3天，再做试验时，油耐压总是有所下降，达不到要求，需要重复滤油。不仅耗费人力物力，同时，缺油的变压器因为不能及时补充到绝缘油，增加了安全隐患。

是什么原因造成绝缘油在储存过程中绝缘强度下降的。通过仔细分析，认为：油罐上部有两个密封端盖，且固定螺栓过多，随着户外气温的变化，特别是日夜温差大，清晨温度低时，个别密封有缺陷或薄弱环节，密封被破坏而吸进水气或水珠，从而导致绝缘油耐压下降的原因。

如何消除油罐内储存过程中油耐压下降现象，并可以长期的储存

绝缘油。经过多次实践，决定将油罐的密封法兰上钻1个Ø16孔，用½″镀锌管，通过2个弯头，终端安装1个1kg的呼吸器。

这样做的目的：一是使油罐内的空气通过呼吸器与外界空气相通，保持油罐内外气压相等。防止罐内产生负压而吸进水气或水珠。二是通过呼吸器内装的干燥剂吸收进入油罐内空气中的水分，使油罐内绝缘油保持良好的电气性能，防止潮湿空气直接进入罐内，使变压器油受潮，降低油的绝缘强度。

这里注意的是呼吸器的正确安装。应先检查附件，以保证配件齐全完整且配套。安装时，先换上密封圈后装上呼吸器；然后拧下呼吸器下部的盛油杯，去掉下口密封垫，在盛油杯中加入1/3容量合格的变压器油后再拧到呼吸器上即可。

再就是呼吸器的运行维护。一是应定期对呼吸器下部盛油杯内的变压器油更换。因为合格的变压器油具有很强的吸湿性，空气进入呼吸器时先以盛油杯中的变压器油中过滤一次，其中水气已基本被油吸收，一般油杯中的油一年以后吸收水份的性能已达到饱和，失去应有的功能了。及时换油会使呼吸器内的干燥剂延长使用时间，提高吸潮效果。

二是应检查呼吸器内干燥剂是否潮解变色。如已受潮变色则失去了吸潮功能，应及时处理：一是更换新干燥剂、二是把受潮的干燥剂取出烘烤去潮后重新装入。

我们在平安里变电站改造了一个3T油罐，经过长时间的观察和试验，达到了预期效果。合格的变压器油注入油罐后，一般能存放三十天，做油耐压试验时，没有明显下降。

第五篇：箱式变压器常见问题及改造方案

箱式变电站常见问题及改造方案 箱式变电站概述 1.1 箱式变电站作用

箱式变电站是一种适用于居民住宅小区、商业区、绿化区的户外紧凑型配电设备。它是一种把高低压配电装置和配电变压器按一定的接线方式组装成一体的预装式变电站，称为户外成套变电站或组合式变电站。因其具有环境适应性强、体积小、结构紧凑、便于运输、组合灵活、安装方便、施工周期短、占地面积小、运行费用低、无污染、免维护、易实现安全自动化等优点，受到广泛重视。被广泛应用于城区、农村中小型变（配）电所、厂矿及流动性作业用的变电所的建设与改造。因其易于深入负荷中心，减少供电半径，提高末端电压质量，减少无功损耗等特点，特别适用于农村，城镇电网改造，被誉为现代变电所建设的可行性模式。

1.2箱式变电站特点

箱式变压器分欧式（European style）和美式（American style），美式体积小，负荷能力较低，供电可靠性不高，欧式体积较大，负荷能力与供电可靠性都比美式强，在我国一般用的都是欧式箱变。箱式变压器并不只是变压器，它相当于一个小型变电站，属于配电站，直接向用户提供电源。包括高压室，变压器室，低压室；高压室就是电源侧，一般是35千伏或者10千伏进线，包括高压母排、断路器或者熔断器、电压互感器、避雷器等，变压室里都是变压器是箱变的主要设备，低压室里面有低压母排、低压断路器、计量装置、避雷器等，从低压母排上引出线路对用户供电。我厂的箱变以技术先进安全可靠、自动化程度高、工厂预制化、组合方式灵活、投资省见效快、占地面积小和外形美观等特点，近些年来行成供不应求之势。10kV箱式变电站运行中存在的问题 2.1 散热和增容问题

由于箱式变电站本身具备体积小的特点，受其影响，变压器室所占的体积也较小。但是由于箱式的结构紧凑，狭小的空间给箱体的散热造成了很大的不便。这主要表现在两方面。首先，夏季全国普遍高温，箱体过高的温度本身就对限压器的运作造成影响。再加上箱体本身工作时散热的热量，变压器工作环境的温度较高，很大程度影响变压器的运行。其次，针对变压器散热不易的问题，一般采用在箱体开孔或者安装风扇的措施降低变压器本身的热度。但是，这种措施会造成空气中粉尘的进入，对变压器造成二次污染，运维环境相对恶劣，易发生温高损坏设备事故。要对其变压器的更换增加了额外的开支，并且由于变压器体积小的特性，变压器的更换工作实施起来较为不易。

2.2 箱式变电站一次设备容易遭到雷击，造成二次设备损坏

一些箱式变电站安装的地点较为偏僻，周围没有高大建筑物对其进行遮挡。所以在雷雨天气时，极易遭受闪电的袭击，这种现象一般发生在农村。这主要是受到农村缺少高大建筑群和场地较为开阔原因的影响。这不仅会导致火灾的发生，也给当地的居民造成了一定的财产损失。

2.3 箱体外壳防雨、抗腐蚀能力不强

一些小型的箱体外壳厂家为了节约成本，使用质量不合格的产品。外壳质量不达标的箱体无法经受住其在运行过程中遭受的风吹日晒雨淋霜冻等较为恶劣的自然环境，箱体发生损坏，导致雨水和大量灰尘进入，对内部构件造成损坏，从而缩短了箱变的使用寿命，也增加了安全事故的发生概率。2.4 箱体设备产生凝露现象

箱式变电站的工作环境在室外，箱体内部不可避免和外界产生温差。在外部温度变化幅度较大的时候，箱体内部的温度由于在运行时会产生一定的热量，与外部温差达到一定界限，就会产生凝露现象，导致箱式变压器运行过程发生故障。2.5 箱式变电站电容器存在间隔隐患

箱式变电站发生火灾事故较为常见，也是其在运行当中应当关注的方面之一。这主要是因为我国的箱变大部分采用密集型电容器，再加上液体的绝缘油在电容器的运行，一旦发生绝缘油泄漏现象极有可能发生火灾或者爆炸给周围的居民和设备带来严重威胁。2.6 电缆搭接处故障

由于电缆头本身质量以及施工工艺不过关，以及大截面电缆在安装后逐渐释放应力，均是电缆搭接处故障的主要原因。2.7 气室故障

气室故障的主要情况为密封SF6气室由于各种原因发生SF6气体泄漏，造成气室内SF6气体密度不够，导致开关在正常运行时或操作中气室内部动静触头间发生放电短路故障。

2.8 熔断器一负荷开关故障 环网柜中熔断器、负荷开关组合柜的动作原理为：当环网柜出线下级发生短路故障时，熔断器熔断后撞击器弹出，撞击通过连杆、连板等传动件来使负荷开关动作。主要故障为：环网柜内熔断器熔断但环网柜未正确动作。分析主要原因为：由于连杆、连板等传动件之间配合不精密，自由行程过大，存在传递不到位的情况，因此在熔断器保护动作后，撞击器不能使负荷开关正常分闸。这种故障严重时将造成熔断器内电弧燃弧时间过长，在熔断器内积聚大量能量，最终导致熔断器的爆炸。2.9 变压器故障

变压器故障主要表现在：异常响声，温度异常，变压器漏油等。2.10 断路器不能合闸 针对10kV箱式变电站运行问题的解决措施 3.1 对箱式变电站整体结构进行改进

针对变压器室所占体积较小，散热和增容上存在一定问题的现象，可以对其进行整体改造。主要方法是设立专门的成套设备室，将高压变电设备和低压设备组装在该室内，并且将变压器带电部分与外界隔离。这种方法主要是将变压器改造成全封闭模式。从而让变压器本身的散热问题与高低压设备隔开。变压器室单独配备散热风扇。3.2 尽量避免设备遭受雷击

在空旷的农村地区，箱式变压器遭受雷击的概率较大，周围又没有高大建筑对其进行遮挡。所以需要安装避雷针。以避免其遭受雷击。避雷针安装过程中，还要注意其覆盖的面积要足够大，这样才能取得良好的效果。另外，还要检查箱变设备基础的接地装置，如果接地扁钢截面不够，应更换符合技术规范的横截面的接地扁钢，并牢固焊接，表面做防腐处理。3.3 增强箱体的防潮、抗腐蚀能力

由于箱式变电站的户外工作环境较为恶劣，箱体外壳必须要具备较强的防潮、抗腐蚀能力才能在一定程度上延长箱式变电站的使用寿命，并且尽量避免事故的发生。首先要采用正规厂家生产的箱体材料，并且在使用前对其进行质量检测。最好采用非金属材质，避免雨水对其进行腐蚀。若是采用金属材质，也需进行相应的防腐措施，如定期喷涂防腐漆等。关注箱体的外形设计，也能在一定程度上降低腐蚀的危害，如将箱顶设计成“人”字结构，避免雨水的堆积。3.4 安装凝露控制器

由于箱体内部和外部温度的差距较大，容易产生凝露现象。这一问题可以通过安装凝露控制器进行解决。凝露控制器其实是一种湿度检测装置，当其检测到箱体内的湿度较大，即产生凝露现象，便会自动开始运转，增加箱体内的温度，直到凝露现象消失。3.5 合理安排箱站内的电容器间隔

合理配置箱站内的电容器间隔，主要方法是将其分开进行放置。这样不仅方便了工作人员对其进行检查，还能避免发生事故时事故向更严峻的形式发展。从而避免发生绝缘油泄漏是引起的火灾和爆炸。给运维人员的生命安全造成威胁。3.6电缆搭接处故障的处理

目前配网中主要采用三芯电缆，在电缆搭接时需要核对相位，然后分别固定。而在固定之前往往需要加以外力对单相电缆加以扭转，因此在安装之后因扭转所产生的内部应力会逐渐释放，产生力矩作用在电缆搭接的套管处。安装时一方面要克服接线端子平面从倾斜到平行的扭转力：另一方面是一定要使用力矩扳手，特别是对于共箱式环网柜的T型或肘型电缆接头，按照产品安装旌工工艺规定的力矩值对螺栓进行紧固，避免工作人员使用普通扳手，凭感觉和经验对螺栓进行紧固。3.7 气室故障的处理

气室发生泄漏的主要位置电缆桩头处，原因为电缆桩头由于受力较大，当电缆安装中存在外加应力或电缆没有牢固固定后，电缆桩头处长时间承受外力的影响，造成气室与电缆桩头处发生裂纹，进而导致SF6气体泄漏。因此气室故障还是电缆安装施工不良的另一种表现形式，解决整改措施主要还是规范电缆施工，减少电缆对于电缆桩头处的额外应力。另外为了防止气室内SF6气体渗漏后不能正常灭弧，因此必须在环网开关面板上加装SF6气压仪和低气压闭锁功能，避免运行人员在操作时由于开关不能正常灭弧导致事故。3.8 熔断器一负荷开关故障处理

断路器、负荷开关的配置需加强选型管理。熔断器、负荷开关内的熔断器在选择上首先要按照环网柜生产厂家的使用说明书进行选型，关键的参数是负荷开关的转移电流；其次应合理选择撞击器：应选择撞击行程大于联动机构动作行程的熔断器；对于传动件为塑料等非刚性材料时，不能采用火药式撞击器的熔断器，应使用弹簧式撞击器的熔断器；最后要按照使用环境对熔断器的选择进行校验。3.9 变压器故障处理

变压器异响：异响较大而嘈杂时，可能是变压器铁芯的问题。例如，夹件或压紧铁芯的螺钉松动时，仪表的指示一般正常，绝缘油的颜色、温度与油位也无大变化，这时应停止变压器的运行，进行检查。异响中夹有水的沸腾声，发出“咕噜咕噜”的气泡逸出声，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严重发热使油气化。分接开关的接触不良而局部点有严重过热或变压器匝间短路，都会发出这种声音。此时，应立即停止变压器运行，进行检修。异响中夹有爆炸声，既大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。这时，应将变压器停止运行，进行检修。异响中夹有放电的“吱吱”声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。如果是套管的问题，在气候恶劣或夜间时，还可见到电晕辉光或蓝色、紫色的小火花，此时，应清理套管表面的脏污，再涂上硅油或硅脂等涂料。此时，要停下变压器，检查铁芯接地与各带电部位对地的距离是否符合要求。异响中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器某些部件因铁芯振动而造成机械接触，或者是因为静电放电引起的异常响声，而各种测量表计指示和温度均无反应，这类响声虽然异常，但对运行无大危害，不必立即停止运行，可在计划检修时予以排除。

变压器温度异常：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，也是变压器温度异常升高，与超极限温度升高同样是变压器故障象征。引起温度异常升高的原因有：变压器匝间、层间、股间短路；变压器铁芯局部短路；因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。运行时发现变压器温度异常，应先查明原因后，再采取相应的措施予以排除，把温度降下来，如果是变压器内部故障引起的，应停止运行，进行检修。

变压器漏油：绝缘油在运行时可能与空气接触，并逐渐吸收空气中的水份，从而降低绝缘性能。发现油内含有碳粒和水分，油色变暗，绝缘强度降低，易引起绕组与外壳击穿，应及时更换变压器油。变压器焊缝开裂或密封件失效；运行中受到振动，外力冲撞，油箱锈蚀严重而破损等都会漏油。变压器在运行中渗漏油不严重，油位在规定的范围内，仍可继续运行或安排计划检修。变压器油渗漏严重或连续从破损处不断外溢，以致于油位计已见不到油位，应立即停止运行，补漏和加油。3.10断路器不能合闸处理

框架断路器不能合闸主要产生原因为：1.控制回路故障2.智能脱扣器动作后，面板上的红色按钮没有复位3.储能机构未储能。解决方法为：检查控制回路，排除故障；查明脱扣原因，排除故障后按下复位按钮；手动或电动储能。

塑壳断路器不能合闸主要产生原因为：1.机构脱扣后没有复位2.断路器带欠压线圈，而进线端无电源。解决方法为：查明脱扣原因，排除故障后复位；使进线端带电，将手柄复位后，再合闸。