油浸式变压器热特性研究现状论文

在我们了解油侵式变压器之前，我们先来认识一下什么是变压器。所谓的变压器就是：通过利用物理上的电磁感应原理，从而达到改变电流电压的一种装置，它是由这些元器件构成的：初级线圈、铁心、次级线圈。它的主要功能就是：阻抗变换、隔离、稳压、电压变换等。那么下面就由小编为大家带来油侵式变压器的相关介绍。油浸式变压器是变压器的一种结构型式，即变压器的线圈是浸泡在油中的。

油浸式变压器由于防火的需要，一般安装在单独的变压器室内或室外，具有体积大、成本低、维修简单、散热好、过负荷能力强、适应环境广泛的特点。油浸式变压器在运行中，绕组和铁芯的热量先传给油，然后通过油传给冷却介质，油浸式变压设备是以油作为变压器主要绝缘手段，用于两级电网之间、两区域电网之间联络，而且油浸式变压器大量用于电厂、钢厂、铁路等大型机械制造业，油浸式变压设备是依靠油作冷却介质。它适用于石化、电力、轻纺、冶金、机械、建材、煤炭、矿山、城建、民航、港口等行业和企业的电力系统，作为额定频率50HZ，额定容量30～1600KVA，高压侧额定电压10KV，低压侧额定电压0.4KV配电之用。

油浸式变压器的分析

油浸式变压设备的绕组是浸在变压器油中的，绝缘介质就是油，冷却方式有自冷、风冷和强迫油循环冷却，油浸式变压器优点是冷却效果好，可以满足大容量，瓦斯继电器可以及时反映出绕组的故障，保证系统的稳定运行，不足之处是得经常巡视，关注油位的变化，缺了油是件很危险的事情，变压器油的作用是冷却和绝缘，如果油浸式变压设备缺油运行的后果是无法对油位、油色进行监视，增大油和空气接触面，油浸式变压器能使油氧化、受潮，降低油的绝缘性能，影响绕组间、绕组对地间的绝缘强度，易造成绝缘击穿，以及使油循环不正常，油温升高，绝缘老化。

油浸式变压器的性能：

1、油浸式变压器低压绕组除小容量采用铜导线以外，一般都采用铜箔绕抽的圆筒式结构；

2、高压绕组采用多层圆筒式结构，使之绕组的安匝分布平衡，漏磁小，机械强度高，抗短路能力强。

3、铁心和绕组各自采用了紧固措施，器身高、低压引线等紧固部分都带自锁防松螺母，采用了不吊心结构，能承受运输的颠震。

4、线圈和铁心采用真空干燥，变压器油采用真空滤油和注油的工艺，使变压器内部的潮气降至最低。

5、油箱采用波纹片，它具有呼吸功能来补偿因温度变化而引起油的体积变化，所以该产品没有储油柜，显然降低了变压器的高度。

6、由于波纹片取代了储油柜，使变压器油与外界隔离，这样就有效地防止了氧气、水份的进入而导致绝缘性能的下降。

7、根据以上五点性能，保证了油浸式变压器在正常运行内不需要换油，大大降低了变压器的维护成本，同时延长了变压器的使用寿命。

油浸式变压器的特点及参数特点：

1.可靠性高、性能水平先进、经济指标合理。

2.铁芯采用阶梯形的三级接缝，表面涂刷固化漆，以降低损耗和噪声。

3.绕组结构新型，油道设计合理，采用新的绝缘结构，提高机械强度和抗短路能力。

4.油箱形式多样、美观、大方。工作参数：输入输出电压：(根据要求订做所需)额定工作频率：50Hz/60Hz抗电强度：2.5KV / 60s绝缘电阻：> 20MΩ/ DC500V绝缘等级：A级，105℃冷确方式：油冷接线方式：自藕：Y型，隔离：：△/Y(其他接线方式在订货时需注明)容量范围：10KVA-2000KVA油浸式变压器使用条件

1.海拔不超过1000m户内或户外

2.最高环境气温+40℃最高日平均温度+30℃

3.最高年平均温度+20℃最低气温-25℃

4.可根据要求提供在特殊使用条件下运行

油浸式变压器的注意事项：

1、油量在2500kg以上的油浸式变压设备与油量在600kg-2500kg的充油电气设备之间，其防火间距不应小于5m。

2、当相邻两台油浸式变压设备之间的防火间距不满足要求时，应设置防火隔墙或防火隔墙顶部加防火水幕。单相油浸式变压设备之间可只设置防火隔墙或防火水幕。

3、当厂房外墙与屋外油浸式变压设备外缘的距离小于规范表规定时，该外墙应采用防火墙。该墙与变压器外缘的距离不应小于0.8m。

4、厂房外墙距油浸式变压设备外缘5m以内时，在变压器总厚度加3m的水平线以下及两侧外缘各加3m的范围内，不应开设门窗和孔洞;在其范围以外的该防火墙上的门和固定式窗，其耐火极限不应低于0.9h。

5、油浸式变压设备及其它充油电气设备单台油量在1000Kg以上时，应设置贮油坑及公共集油池。6、油浸式变压设备应按现行的有关规范规定，设置固定式水喷雾等灭火系统。油浸式厂用变压器应设置在单独的房间内，房间的门应为向外开启的乙级防火门，并直通屋外或走廊，不应开向其它房间。

以上就是小编带给大家的有关油侵式变压器的相关介绍，通过以上的介绍，相信大家已经对油侵式变压器有所了解了。如果，小编的文章对大家有所帮助，不要忘记关注我们土巴兔其他的内容。如果您还想来接其他更多的关于油侵式变压器的内容，也可以继续关注我们土巴兔。我们会为您持续更新相关的内容，感谢您的关注。

铁芯过热，气体继电器工作故障发生时，主要表现为部分铁芯叠片表面漆膜或氧化膜脱落，经色谱分析，气体为CH4、H2、C2H4，超标。故障主要由以下原因造成：（1）螺杆绝缘破损或过热碳化，螺杆座套过长，座套与铁芯碰撞。此类故障需要更换开裂或碳化的馈通绝缘。（2）铁夹夹持位置不当会接触铁芯，导致铁芯局部短路和过热。对于这种故障，在拧紧螺母之前，必须松开铁夹并调整位置。（3）由于变压器最终组装时的疏忽，其他异物（如焊渣和电极头）落在铁芯上，导致铁芯部分短路。对于此类故障，应安排人员清除掉入铁芯的焊渣和金属。异物。（4）安装接地铜片。铜片太长了。连接后，铜片与铁芯叠片的另一部分接触，形成两个或多个接地点和短路，使铁芯部分过热。对于此类故障，必须取出接地铜片，剪掉多余的长度，然后将其插入叠片中以将其牢固固定。

油浸式电力变压器的性能特点油浸式电力变压器的低压绕组一般采用铜箔绕组的圆柱形结构，但容量较小的除外使用铜线。高压绕组采用多层圆柱结构，使绕组安匝分布均匀，漏磁小，机械强度高，抗短路能力强。其性能特点如下：a。铁芯和绕组分别紧固。装置的高压部分、低压引线等紧固部位装有自锁防脱螺母。采用不挂心结构，可承受运输过程中的颠簸。b。线圈和铁芯采用真空干燥处理，变压器油采用真空滤油注油技术，最大限度地减少油浸式电力变压器内部的水分。C。油箱采用波纹板，具有呼吸功能，可补偿因温度变化引起的油量变化。因此，该产品没有储油箱，明显降低了变压器的高度。d。由于波纹板取代了储油罐，变压器油与外界隔绝，有效防止氧气和水的进入，导致绝缘性能下降。e。根据以上四点，油浸式电力变压器在正常运行时无需换油，大大降低了维护成本，延长了变压器的使用寿命。

干式变压器和油浸式变压器的区别有以下几种功能和作用1.干式变压器冷却是用空气对流方式冷却，或自然冷却，适合安装在室内或机箱内，具有重量轻制造成本低安装方便等优点，2.油浸式变压器是用高压导热绝缘油为导热介质，变压器的热量都是通过油的导热性能将热导流出去，还有加强变压器的绝缘性能和保护性能，体积稍重制造成本略高，可以室外安装也可室内安装，

油浸式电力变压器毕业论文

1主题内容与适用范围1.1本导则适用于电压等级在35~220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并(串)联电抗器等。对国并进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。1.2本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。1.3变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。1.4有载分接开关检修，按部颁DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》执行。1.5各网、省局可根据本导则要求，结合本地区具体情况作补充规定。2引用标准GB1094.1~1094.5-85电力变压器GB6451.1~6451.5-86油浸式电力变压器技术参数和要求GB7251-87变压器油中溶解气体分析和判断导则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GB7665-87变压器油DL/T572-95电力变压器运行规程DL/T574-95有载分接开关运行维修导则3检修周期及检修项目3.1检修周期3.1.1大修周期3.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。3.1.1.2箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。3.1.1.3在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。3.1.1.4运行中的变压器，当发现异常状碚或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。中华人民共和国电力工业部1995-06-29发布1995-11-01实施3.1.2小修周期3.1.2.1一般每年1次；3.1.2.2安装在2~3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。3.1.3附属装置的检修周期3.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。3.1.3.2变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：2级泵1~2年进行一次，4级泵2~3年进行一次。3.1.3.3变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，1~2年进行一次。3.1.3.4净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失程度随时更换。3.1.3.5自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。3.1.3.6水冷却器的检修，1~2年进行一次。3.1.3.7套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。3.2检修项目3.2.1大修项目3.2.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；3.2.1.2绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；3.2.1.3铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修；3.2.1.4油箱及附件的检修，季括套管、吸湿器等；3.2.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检朔；3.2.1.6安全保护装置的检修；3.2.1.7油保护装置的检修；3.2.1.8测温装置的校验；3.2.1.9操作控制箱的检修和试验；3.2.1.10无盛磁分接开关和有载分接开关的检修；3.2.1.11全部密封胶垫的更和组件试漏；3.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；3.2.1.13变压器油的处理或换油；3.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；3.2.1.15大修的试验和试运行。3.2.2小修项目3.2.2.1处理已发现的缺陷；3.2.2.2放出储油柜积污器中的污油；3.2.2.3检修油位计，调整油位；3.2.2.4检朔冷却装置：季括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；3.2.2.5检修安全保持记装置：包括储油柜、压力释放阀(安全气道)、气体继电器、速动油压继电器等；3.2.2.6检修油保护装置；3.2.2.7检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等；3.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；3.2.2.9检查接地系统；3.2.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；3.2.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；3.2.2.12清扫并绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)；3.2.2.13按有关规程规定进行测量和试验。3.2.3临时检修项目可视具体情况确定。3.2.4对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进3.2.4.1油箱机械强度的加强；3.2.4.2器身内部接地装置改为引并接地；3.2.4.3安全气道改为压力释放阀；3.2.4.4高速油泵改为低速油泵；3.2.4.5油位计的改进；3.2.4.6储油柜加装密封装置；3.2.4.7气体继电器加装波纹管接头。4检修前的准备工作4.1查阅档案了解变压器的运行状况4.1.1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；4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；4.1.4查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况；4.1.5检查渗漏油部位并作出标记；4.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。4.2编制大修工程技术、组织措施计划其主要内容如下：4.2.1人员组织及分工；4.2.2施工项目及进度表；4.2.3特殊项目的施工方案；4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；4.2.6绘制必要的施工图。4.3施工场地要求4.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行；4.3.2施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容量、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。5变压器的解体检修与组装5.1解体检修5.1.1办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。5.1.2部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀(或安全气道)、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。5.1.3排出全部油并进行处理。5.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见《有载分接开关运行维修导则》；拆卸中腰法兰或大盖宫接螺栓后吊钟罩(或器身)。5.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。5.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。5.2组装5.2.1装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。5.2.2适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。5.2.3安装冷却器等附属装置。5.2.4整体密封试验。5.2.5注油至规定定的油位线。5.2.6大修后进行电气和油的试验。5.3解体检修和组装时的注意事项。5.3.1拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。5.3.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。5.3.3冷却器、压力释放阀(或安全气道)、净油器及储油柜等中件拆下后，应用盖板密封、对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油(或采取其它防潮密封施)。5.3.4套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。5.3.5组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。5.3.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。5.3.7拆卸无盛磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置(或按制造厂的规定执行)。5.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。5.3.9认真做好现场记录工作。5.4检修中的起重和搬运5.4.1起重工作及注意事项5.4.1.1起重荼应分工明确，专人指挥，并有统一信号；5.4.1.2根据变压器钟罩(或器身)的重要选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等；5.4.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；5.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；5.4.1.5起吊变压器整体或钟罩(器身)时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊；5.4.1.6起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套；5.4.1.7起吊或落回钟罩(或器身)时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；5.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；5.4.1.9起吊或落回钟罩(或器身)时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身；5.4.1.10当钟罩(或器身)因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施；5.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；5.4.1.12采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。5.4.2搬运工作及注意事项5.4.2.1了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。5.4.2.2了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。5.4.2.3变压器在厂(所)内搬运或较长距离搬运时，均应绑轧固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15°，在短轴方向上不大于10°；如用专用托板(木排)牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h(或按制造厂说明书的规定)。5.4.2.4利用千斤顶升(或降)变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。5.4.2.5在使用千斤顶升(或降)变压器时，应随升(或降)随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升(或降)，应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。5.4.2.6变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚框；运搬大型变压器时，专用托板的下中应加设钢带保护，以增强其坚固性。5.4.2.7采用专用托板、滚框搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚框调整角度，防止滚杠弹出伤人。5.4.2.8为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。5.4.2.9采用滑全国纪录组牵引变压器时，工作人员和需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。5.4.2.10变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。5.4.2.11充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持0.01~0.03MPa，露点应在-35℃以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于99.99%。(2005-06-25)整体组装6.2.1整体组装前的准备工作和要求6.2.1.1组装前应彻底清理冷却器(散热器)，储油柜，压力释放阀(安全气道)，油管，升高座，套管及所有组、部件。用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。6.2.1.2所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。6.2.1.3油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。6.2.1.4安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。6.2.1.5有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管或高座及压力释放阀(或安全气道)升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。6.2.1.6准备好全套密封胶垫和密封胶。6.2.1.7准备好合格的变压器油。6.2.1.8将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管内的脱模剂。6.2.2组装6.2.2.1装回钟罩(或器身)；6.2.2.2安装组件时，应按制造厂的“发装使用说明书”规定进行；6.2.2.3油箱顶部若有定位件，应按并形尺寸图及技术要求进行定位和密封；6.2.2.4制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度；6.2.2.5变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲；6.2.2.6对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲；6.2.2.7在装套管前必须检查无盛磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上；6.2.2.8各温度计座内应注以变压器油；6.2.2.9按照变压器外形尺寸图(装配图)组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀(安全气道)可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。6.3排油和注油6.3.1排油和注油的一般规定6.3.1.1检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。6.3.1.2排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。6.3.1.3储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油全部放出。6.3.1.4有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。6.3.1.5强油水冷变压器，在注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的塞子关闭。6.3.1.6可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀让安装抽空管，有载分接开关与本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。6.3.1.7向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机(220kV变压器宜用真空滤油机)。图1真空注油连接示意图1-油罐；2，4，9，10-阀门；3-压力滤油机或真空滤油机；5-变压器；6-真空计；7-逆止阀；8-真空泵6.3.2真空注油220kV变压器必须进行真空注油，其它奕坟器有条件时也应采用直空注油，真空注油应遵守制造厂规定，或按下述方法进行，其连接图见图1。通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。操作方法：6.3.2.1以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱内注油(一般抽空时间=1/3~1/2暴露空气时间)，注油温度宜略高于器身温度；6.3.2.2以3~5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽夫空保持4h以上；6.3.2.3变压器补油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁以下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。6.3.3胶囊式储油柜的补油6.3.3.1进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注油管将油注满储油柜，直至排气孔出油，再关闭注油管和排气孔；6.3.3.2从变压器下部油门排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。6.3.4隔膜式储油柜的补油6.3.4.1注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除再关闭放气塞；6.3.4.2由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞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；6.3.4.3发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应用排气阀进行排气；6.3.4.4正常油位低时的补油，利用集气盒下部的注油管接至滤油机，向储油柜内注油，注油过中发现集气盒中有空气时应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直至储油柜油位达到要求为止。6.3.5油位计带有小胶带时储油柜的注油6.3.5.1变压器大修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶带，以便将囊中空气全部排出；6.3.5.2打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量(看到油有内油位即可)，然后关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。6.4整体密封试验变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：6.4.1静油柱压力法：220kV变压器油柱高度3m，加压时间24h；35~110kV变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。6.4.2充油加压法：加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。6.5变压器油处理6.5.1一般要求6.5.1.1大修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合GB7665-87规定；6.5.1.2注油后，应从变压器底部放油阀(塞)采取油样进行化验与色谱分析；6.5.1.3根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油；6.5.1.4注入套管内的变压器油亦应符合GB7665-87规定；6.5.1.5补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。6.5.2压力滤油6.5.2.1采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质；为提高滤油速度和质量，可将油加温至50~60℃。6.5.2.2滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机及滤网是否清洁，极板内是否装有经干燥的滤油纸，转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确。6.5.2.3启动员滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。滤油机压力一般为0.25~0.4MPa，最大不超过0.5MPa

3、 [电气工程与自动化]电力变压器的差动保护论文+答辩ppt摘要电力变压器是电力系统普遍使用的重要电气设备，它的安全运行直接关系到电力系统供电和稳定运行，特别是大容量变压器。同时差动保护是变压器非常重要的保护，因此，必须根据变压器的容量和参... 类别：毕业论文大小：650 KB 日期：2008-09-24 4、 [电气工程与自动化]电力变压器电流保护论文+答辩ppt摘要电力变压器是电力系统中普遍使用的重要电气设备，他的安全运行直接关系到电力系统供电和稳定运行，因此，必须根据变压器的容量和重要程度装设性能良好的、动作可靠的保护元件。本次毕业设计... 类别：毕业论文大小：725 KB 日期：2008-09-24 5、 [电气工程与自动化]35KV工厂电源变压器保护设计论文+答辩ppt摘要变压器是工厂供配电系统中不可缺少的重要电能转换设备，它的故障给供电可靠性和系统的正常运行带来严重的后果，同时大容量变压器也是非常贵重的元件。所以必须根据变压器的容量和重要程度装... 类别：毕业论文大小：2.14 MB 日期：2008-09-24

变压器国内外研究现状论文

继电保护装置的配置和整定值为适应其需要必须随之进行调整 1 国内继电保护现状只有继电保护技术顺应潮流才能完美配合电力系统发展的需求，而继电保护的新的发展方向体现在当今社会的各大先进技术中，如电子、通信与计算机等，将这些高新技术与继电保护相结合，给继电保护技术注入了新鲜的血液。上世纪70年代末我国开始了计算机继电保护的相关研究。1894年我国某大学率先研制出输电线路微机保护装置，经过有关专家的检测和鉴定后运用到系统中，代表了我国继电保护的发展打开了新局面，微机保护进入到推广期。短短几年时间，微机保护已别具特色，线路和设备都有不同原理、不同机型的保护，出现了一批具有良好性能、多重功能、有效可靠动作的新型继电保护装置。在研究过程中，微机保护的软件、算法等方面也取得了很多理论成果，可以说从90年代开始我国继电保护技术已进入了微机保护的时代[2]。新型的继电保护装置是在多种原理、多种设备的微机保护装置的支持下实现的，中国目前已有500多座综合自动化变电站已投运或即将投运，而我国关于这方面的研究一直到20世纪80年代后期才起步，由此可见我国在变电站继电保护的研究方面发展十分迅速。如今我国变电站已广泛采用微机监控技术，提高了设备的自动化程度，大大降低维修所需费用和人员工作量。随着光电技术在传感器应用领域研究的突破，《变电站网络与通信协议》的颁布实施，以太网通信技术的广泛应用以及智能断路器技术的发展，数字式变电站技术得到了前所未有的发展机遇[3]。2009年5月，国家电网公司提出了“立足自主创新，以统一规划、统一建设、统一标准为原则，建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网”的发展目标。与此同时，智能变电站作为智能电网的基础，其建设关乎坚强智能电网目标的实现，国家电网公司先后出台了智能变电站技术导则、设计规范、继电保护技术规范等一系列相关标准[4]。论文网 2 国外继电保护现状国外的继电保护已发展了百余年，上世纪90年代，随着微机技术的发展，新兴的改善和提高继电保护性能的原理和方案不断出现，使得保护装置需要更强大的硬件支撑。恰逢集成电路和计算机等技术迅猛发展，微机保护硬件的发展也把握了良好机遇，使得其结构更为合理，性能更加完善。国外微机保护领域发展的20余年里，在保护的设计上经历了若干次的更新换代，将微处理器技术与多种算法相结合，致力于为新型微机保护的开发和完善打造良好的实现条件[5]。西门子公司的完全分散式控制系统是相关科研工作的一项重大进展，它将“单元”设置为基本部件，适用范围广泛，主要分散布置在各电压等级的一次开关站附近，主要工作内容为进行数据采集进而进行检测、控制继电保护各项任务的运行、在合适的时机采取相应的继电保护措施等。在这些作业过程中，中心计算机通过电缆或光缆收集各“单元”的数据，给每台负责接收的计算机发布命令，使其严格执行命令以确保运行的安全稳定性。此系统在扩展性方面有突出优势，同时，在数据传输过程具有较强的抗电磁场干扰能力，有利于实现无人值守的目标。

浅议电力变压器论文

在现实的学习、工作中，大家都跟论文打过交道吧，论文写作的过程是人们获得直接经验的过程。写起论文来就毫无头绪？以下是我帮大家整理的浅议电力变压器论文，希望对大家有所帮助。

摘要：随着我国经济建设的发展，电力工业规模迅速的壮大起来，电力变压器的单台容量和安装容量快速增长。本文针对实际工作中常遇到的问题，从变压器的构成；变压器的噪音；变压器的防雷；变压器故障四个方面，来进行阐述。

关键词：构成噪音防雷故障

变压器是一种用于交流电能转换的电气设备。它可以把一种交流电压、交流电流的电能转换成相同频率的另一种交流电压、交流电流的电能。变压器在电力系统中的主要作用是变换电压，以利于电能的传输。电压经升压变压器升压后，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。电压经降压变压器降压后，获得各级用电设备的所需电压，以满足用户使用的需要。

一、变压器的构成

为了改善散热条件，大、中容量的电力变压器的铁心和绕组浸入盛满变压器油的封闭油箱中，各绕组对外线路的联接由绝缘套管引出。变压器由器身、油箱、冷却装置、保护装置、出线装置及调压装置等部分组成：器身包括铁心、绕组、绝缘结构及引线等；油箱包括本体（箱盖、箱壁和箱底）和一些附件（放油阀门、小车、油样油门、接地螺栓及铭牌等）；冷却装置包括散热器和冷却器；保护装置包括储油柜、油位计、安全气道、吸湿器、测温元件、浮油器及气体继电器等；出线装置包括高压套管、低压套管等；调压装置即分接开关，分为无载调压和有载调压装置。

二、变压器的噪音极其措施

变压器在运行中产生的声音主要是硅钢片在磁场的作用下产生的磁致伸缩和器身由于电磁力所引起的振动，和冷却系统风机和风扇产生的噪音。声音的振动频率在16Hz~2000 Hz之间可引起人们的'听觉，次声和超声都是人们的听觉所感受不到的。电力变压器噪声的传播是由铁心到夹件、绕组，同时由铁心到空气。为了降低噪声可以减少铁心硅钢片磁致伸缩，降低磁通密度是降低噪声的有效措施，但降低磁密又会导致铁心尺寸增大，从而增加铁心硅钢片的数量，会造成成本的增加。所以应该把成本控制在一定的范围内来降低噪声。也可以在变压器适当的位置加缓冲件，如在铁心和低压绕组间加橡胶适形撑块，其作用是一面撑紧低压绕组，一方面起到缓冲作用，使声音通过缓冲结构而得到衰减。

三、变压器的防雷

据不完全统计，年平均雷暴日数在35—45的地区，10kV级配电变压器被雷击损坏率占其总数的4%—10%。损坏的主要原因是变压器避雷器装设不当和接地引下线接线不妥。主要表现为：变压器高压侧避雷器利用支架作接地引下线；变压器中性点及高低压侧避雷器分别接地；避雷器未作预防性试验；低压侧未装设避雷器；接地引下线截面过小及引线过长等。

四、变压器故障

根据变压器运行现场的实际状态，在发生以下情况变化时：需对变压器进行故障诊断。正常停电状态下进行的交接、检修验收或预防性试验中一项或几项指标超过标准；运行中出现异常而被迫停电进行检修和试验；运行中出现其他异常（如出口短路）或发生事故造成停电，但尚未解体（吊心或吊罩）。当出则上述任何一种情况时，往往要迅速进行有关试验，以确定有无故障情况。

故障判断的步骤：

①判断变压器是否存在故障，是隐性故障还是显性故障。

②判断属于什么性质的故障，是电性故障还是热性故障，是固体绝缘故障还是油性故障等。

③判断变压器故障的状况，如热点温度、故障功率、严重程度、发展趋势以及油中气体的饱和程度和达到饱和而导致继电器动作所需的时间等。

④提出相应的反事故措施，如能否继续运行，继续运行期间的安全技术措施和监视手段或是否需要内部检查修理等。

由于变压器故障涉及面较广，具体类型的划分方式较多，如从回路划分主要有电路故障、磁路故障和油路故障。而对变压器本身影响最严重、目前发生机率最高的又是变压器出口短路故障，同时还存在变压器放电故障等。

变压器短路故障主要指变压器出口短路，以及内部引线或绕组间对地短路、及相与相之间发生的短路而导致的故障。这类故障的案例很多，特别是变压器低压出口短路时形成的故障一般要更换绕组，严重时可能要更换全部绕组，从而造成十分严重的后果和损失，因此，尤应引起足够的重视。例如：某110kV、31。5MVA变压器（SFS2E8—31500/110）发生短路事故，重瓦斯保护动作，跳开主变压器三侧开关。返厂吊罩检查，发现C相高压绕组失团，C相中压绕组严重变形，并挤欢囚板造成中、低压绕组短路；C相低压绕组校烧断二股；B相低压、中压绕组严重变形；所有绕组匝问散布很多细小铜珠、铜末；上部铁芯、变压器底座有锈迹（事故发生当天有雷雨）。原因：①变压器绕组松散。②该变压器撑条不齐且有移位、垫块有松动位移。③绝缘结构的强度不高。

放电对绝缘有两种破坏作用：一种是由于放电质点直接轰击绝缘，使局部绝缘受到破坏并逐步扩大，使绝缘击穿。另一种是放电产生的热、臭氧、氧化氯等活性气体的化学作用，使局部绝缘受到腐蚀，介质损耗增大，最后导致热击穿。如某63MvA、220kv变压器在进行1。5倍电压局部放电时，有放电声响，放电量达4000—5000pC。改为匝间1.0倍电压，线端1.5倍电压的支撑法时，无放电声响，放电量也降为1000pC以下。拆升变压器检查，发现沿端部绝缘角环有树枝状放电痕迹，系绝缘角环材质不良所致。沿固体绝缘表面的局部放电，以电场强度同时有切线和法线分量时最严重。原因：局部放电故障可能发生在任何电场集中或绝缘材质不良的部位，如高压绕组静电屏出线、高电压引线、相间围屏以及绕组匝间等处。

变压器是在电力系统和电子线路中应用广泛的电气设备。在电能的传输、分配和使用中，变压器是关键设备，具有极其重要意义，所以在实际工作中要对变压器予以高度的注意。

参考文献:

[1] 李丹娜、孙成普编著, 电力变压器应用技术[M]. 中国电力出版社. 2009(05).

[2] 谢毓城主编,电力变压器手册[M].机械工业出版社. 出版时间: 2003(02).

摘要:

变压器在发生事故之前，通常都会有异常情况，因为变压器内部故障是由轻微发展为严重的。变压器的故障常被分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器油箱内发生的各种故障；外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障。文章主要分析变压器运行的检查维护及故障处理的方法，可供广大同行技术参考。

关键词:

变压器；运行维护；故障：分析；处理

一、变压器运行中的检查维护

变压器在发生事故之前，一般都会有异常情况，因为变压器内部故障是由轻微发展为严重的。值班人员应随时对变压器的运行状况进行监视和检查。通过对变压器运行时的声音、震动、气味、变色、温度及外部状况等现象的变化，来判断有无异常，分析异常运行的原因、部位及程度，以便采取相应措施。

(1)检查变压器上层油温是否超过允许范围。

(2)检查油质，应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。

(3)应检查套管是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，冷却装置应正常。

(4)变压器的声音应正常。正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。

(5)天气有变化时，应重点进行特殊检查。

二、变压器运行中出现的不正常现象的分析

(一)声音异常

1.变压器正常运行时声音应为连续均匀的“嗡嗡”声，如果产生不均匀或其他响声都属于不正常现象。

2.内部有较高且沉着的“嗡嗡”声，则可能是过负荷运行，可根据变压器负荷情况鉴定并加强监视。

3.内部有短时“哇哇”声，则可能是电网中发生过电压，可根据有无接地信号，表计有无摆动来判定。

4.变压器有放电声，则可能是套管或内部有放电现象，这时应对变压器作进一步检测或停用。

5.变压器有水沸声，则为变压器内部短路故障或接触不良，这时应立即停用检查。

6.变压器有爆裂声，则为变压器内部或表面绝缘击穿，这时应立即停用进行检查。

7.其他可能出现“叮当”声或“嘤嘤”声，则可能是个别零件松动，可以根据情况处理。

(二)油温异常

1.变压器的绝缘耐热等级为A级时，线圈绝缘极限温度为105℃，根据国际电工委员会的推荐，保证绝缘不过早老化，温度应控制在85℃以下。若发现在同等条件下温度不断上升，则认为变压器内部出现异常，内部故障等多种原因，这时应根据情况进行检查处理。

2.导致温度异常的原因有：散热器堵塞、冷却器异常、内部故障等多种原因。这时应根据情况进行检查处理。

(三)油位异常

变压器油位变化应该在标记范围之间，如有较大波动则认为不正常。常见的油位异常有：

1.假油位，如果温度正常而油位不正常，则说明是假油位。运行中出现假油位的原因有呼吸器堵塞、防暴管通气孔堵塞等。

2.油位下降，原因有变压器严重漏油、油枕中油过少、检修后缺油、温度过低等。

变压器开题报告

变压器是利用电磁感应的原理来改变交流电压的装置，主要构件是初级线圈、次级线圈和铁芯(磁芯)，是利用电磁感应原理制成的静止用电器。

1 、国内外对变压器差动保护的研究现状

变压器常有的保护有过电流保护、电流速断保护、瓦斯保护等。但他们有一些不足之处，过电流保护动作时限比较长，切除故障不迅速;电流速断保护由于“死区”的影响使保护范围受到限制;瓦斯保护只反映变压器的内部故障，但不反映外部故障。而变压器差动保护就是为了解决这问题的。

差动保护分为纵差动保护和横差动保护，纵差动保护用于单回路，横差动保护用于双回路。变压器差动保护是纵差保护。变压器差动保护是根据基尔霍夫定律产生的，保护原理简单，易实现，是变压器的主保护之一。一般容量在6.3mva以上应装设纵差动保护，差动保护是利用故障时产生的不平衡电流来动作，保护灵敏度很高，动作迅速。经过许多人的研究，变压器差动保护已经得到很好的发展，保护的正确动作率有了很大的提高。

由于变压器自身的原因、互感器的误差、保护装置等方面的因素，造成变压器不平衡电流，它是引起差动保护误动作的一个重要原因。为了解决这个问题，现在的差动保护装置都采用比率动作曲线，传统的基于ct变压器比率制动曲线，由于ct饱和等因素，斜率一般都较大，曲线较高，改用ect后，由于ect不饱和且具有良好的线性，因此比率制动作曲线不需要制定太高，甚至可以指定成水平线。

另外，励磁涌流也是在研究变压器差动保护是不可避免的问题，这个问题通过加励磁涌流闭锁来消除，经过大量研究，现在主要闭锁原理有以下几种：

二次谐波闭锁原理，利用励磁涌流时存在大量的二次谐波，而非励磁涌流时二次谐波很小的原理，形成了二次谐波闭锁，在实际中使用最多的方法之一。但是，随着电力系统的发展，这种方法出现了越来越大的问题，突出的表现就是由于电力系统各种电容的影响，变压器内部故障下二次谐波含量可能变得很高，但在励磁涌流时二次谐波又可能变得很低(当变压器饱和磁通较低时)，所以这种方法需要进一步改进。

间断角原理和波形对称原理，是观察励磁涌流波形，发现涌流存在很小波变化方法。此方法解决了傅里叶算法不能完全提出暂态信号的特征的'缺点，适合于电力系统的暂态分析。由于需要较高的采样率，装置的硬件成本变高，同时，电力系统正常情况下也存在高次谐波可能影响判断，所以此方法也需要发展完善。

神经网络方法以及模糊控制理论等识别方法是比较新兴的方法。神经网络方法过程比较繁琐，需要大量的数据，但它充分发挥了人脑计算能力强、自学能力强、容错性、自适应性等优点，

是研究和发展的一个重要方向。模糊控制理论是将多个输入量及相关的保护判据给予不同的置信度，通过模糊理论得到最终的跳闸决策，提高了判断的准确性。间断角原理是一种清晰、直观、抗过励磁能力强的方法，但需配置相应的a/d芯片级cpu，提高了硬件成本，同时观擦波形可以发现励磁涌流还存在非对称性，因此形成波形对称原理。它比间断角原理更易实现，但在对称涌流时无法判别，因此，这两种方法都需要大量实验来确定，实现比较复杂。差有功法、磁通判别法及基于变压器模型的判别法，利用了电流信号和电压信号，比只使用电流信号更有优势。差有功功率的理论基础是：变压器故障时主要增加有功功率，而其他情况下主要增加无功功率。磁通判别法的理论基础是：非内部故障时，变压器运行在正常的磁化曲线上;而故障时偏离磁化曲线运行。基于变压器模型的判别方法是根据变压器模型得出的变压器恒等式，在故障时恒等式关系不成立，而判别故障与否，可利用电流、电压信号计算出变压器的漏感、电阻以及励磁阻抗，利用他们的变化与否判断是否涌流，这三种方法都是从物理机理出发，原理简单，准确性高，但受多方面因素影响，整定较困难，还有待进一步研究。

目前，针对电力变压器励磁涌流的判别，国内外学者提出了许多新原理和新方法，但这些方法都由不足之处且还处在实验阶段，需要进一步验证才能采用。实际中最多的还是二次谐波检测，这种检测方法会在变压器空载合闸时出现差动保护动作或是在发生内部故障时出现保护拒动的情况。因此，需要进一步探索快速、准确的区分变压器励磁涌流和内部故障电流的新方法，提高变压器差动保护的性能。

国外早在1941年就有和应涌流现象的报导。当时在查找变压器差动保护误动原因过程中，发现较大暂态激励电流不仅出现在刚合闸的变压器中，也出现在已并网运行的变压器中。通过现场波形记录、实验测试和电流表达式的数学推导对合应涌流现象进行了深入的分析，并讨论了和应涌流对变压器差动保护及过电流保护的影响。saied通过数值仿真一台变压器空投充电，另外一台空载、负荷或有并联电容器的变压器正在并联运行时，两台变压器的电流、磁链和公共连接点的电压变化，对影响和应涌流的部分因素进行分析。bronzeado h s等通过仿真分析并联和串联变压器两种系统结构形式，指出空投一台变压器时，励磁涌流在系统与变压器间产生了一种暂态和应作用，不仅使空投变压器的励磁涌流的幅值和持续时间发生变化，而且在运行变压器中将产生和应涌流，结果导致运行变压器差动保护误动和长时间的谐波过电压。随着变压器线圈中的电阻值减小，和应涌流现象将增多。王怀智等通过对220kv系统中两台主变的空投试验再次说明了和应涌流的存在，并指出了它对变压器差动保护的影响。试验记录表明采用二次谐波“或”门制动可防止和应涌流导致差动保护误动。

2 研究的背景、目的及意义电力变压器是发电厂和变电站中的主要电气设备，它的安全运行与否直接关系到系统能否稳定正常地工作。随着电力容量及电压等级的增加，变压器造价越来越昂贵，如果因故障遭到破坏，其检修度大，检修时间长，经济损失惨重。因此要有一个安全、可靠、灵敏的变压器保护方案，这一直是国内外电力系统学者们研究的热点。变压器差动保护的关键问题是如何鉴别励磁涌流和内部故障，国内外许多专家和学者对此进行了大量的研究，也取得了很多有益的成果。

近些年来，在操作过程中引起的多次变压器差动保护误动情况引起广泛注意。2003年11月7日华能井冈山电厂发生一起机组非计划停运故障，在合#2主变出口断路器的过程中，#2主变差动保护动作导致#1发电机与系统解列停运，后查明是由于和应涌流导致变压器差动保护误动引起的。目前由于电网分层分区级大容量变压器的逐步投运，局部电网结构发生了根本性的变化，电力系统中和应涌流引起变压器差动保护误动的事故不断增加，因此和应涌流问题引起人们的关注。

和应涌流与合闸励磁涌流特征不完全相同，运行变压器本身没有故障，方向与空投变压器相反，和应涌流的峰值是先增大后减小，峰值出现的时刻与相邻变压器交相呼应，并且误动发

生在相邻变压器空投完成一段时间后，持续很长时间都不衰减，易导致电流互感器暂态饱和，误动原因更具有隐蔽性。前人的研究工作针对空载合闸或外部故障切除后电压恢复时变压器本身励磁涌流的产生机理、波形特征与变化特点进行的，而对并联或串联运行中变压器的和应涌流对变压器差动保护的影响分析并不多。因此有必要对和应涌流的产生机理和特点进行深入研究，揭示其本质，进而提出可行的措施，消除隐患，提高供电可靠性。

综述资料

变压器保护的发展历史，1931年r·e·cordray提出出比率差动的变压器保护标志着差动保护为变压器主保护时代的到来，1941年，c·d·hayward首次提出了利用谐波制动的差动保护，1958年，r.l.sharp和w.e.glassburn提出了利用二次谐波鉴别变压器励磁涌流的方法，并在模拟式保护中加以实现，同时还提出差动加速的方案，以差动加速、比率差动、二次谐波制动来构成整个谐波制动式保护的主体，延续至今。微机变压器保护的研究开始于60年代末70年代初。1969年，rockerfeller首次提出数字式变压器保护的概念，揭开了数字式变压器保护研究的序幕，之后o.p.malik和degens研究了变压器保护的数字处理和数字滤波分析;1972年，skyes发表了计算机变压器谐波制动方案，使得微机变压器保护的发展向前迈进。近年来，出现了数字信号处理器dsp，不仅提高了微机保护数据采样与计算的速度和精度，甚至改变了微机保护装置的设计方案，在保护装置中实现复杂的算法。

电力变压器是电力系统中最重要的电气主设备之一，作为电能的传输枢纽。大型变压器结构复杂、造价昂贵，一旦发生故障损坏，维修工作难度大，经济上损失重大。近年来，随着电力系统的发展，电压等级的升高，大容量变压器的应用不断增多。大容量变压器采用纠结式绕组，易于产生匝间短路，因此，故障率相对较高。为了保障变压器安全、可靠地运行，电力工作者不断深入分析其运行特性，研究新原理与方法，提高变压器保护的性能。针对差动保护中的励磁涌流问题，国内外积极研究各种方法予以解决，例如,二次谐波制动、间断角、电压制动、磁通特性原理和等值电路法等。还有一些新兴学科和方法运用到变压器的保护中进行研究。随着计算机及网络技术的迅速发展，高性能的微处理器芯片的不断产生，微机变压器保护装置的性能不断得到改善，整个微机保护系统正向集成化，人工智能化，网络化，保护、控制、测量、数据通信一体化，标准化方向发展。

3 论文的主要研究内容

1 对变压器差动保护的基本原理进行阐述，分析了可能引起差动保护继电器误动作的原因，并简单介绍了一些防范措施。

2 对变压器励磁涌流的产生机理及其性质进行分析和研究，综述了变压器差动保护的现状和发展趋势。研究了变压器励磁涌流的各种鉴别方法，并对其进行分析和评价。提出了消除产生励磁涌流，实现对励磁涌流的抑制方法。

3 利用励磁涌流偏向时间轴一侧的特点，解释了和应涌流的产生机理及其变化特点，指出和应涌流产生的本质原因是由于合闸变压器励磁涌流流过系统电阻使得其他变压器工作母线电压偏移，导致铁芯饱和造成的。讨论了和应涌流对变压器差动保护的危害并提出相应的一些防范措施。

大型变压器声音特性研究论文目录

户外输电线路在周围环境湿度大的时候（比如有大雾）的时候，会有明显的放电声。有关变压器的噪音主要构成铁心的硅钢片在磁通流过时候产生伸缩和振动产生的，

俩个方面 1 风扇的声音。2 变压器绕组进行磁的耦合发出的声音或油循环的声音输电线应该是钢芯铝绞线

里面在排风阿，而且用的时间长量大会更响

大型变压器声音特性研究意义论文