变压器用片式散热器

变压器的原理及分类1、变压器的原理变压器是一种通过改变电压而传输交流电能的静止感应电器。

它有一个共用的铁芯和与其交链的几个绕组，且它们之间的空间位置不变。

当某一个绕组从电源接受交流电能时，通过电感生磁、磁感生电的电磁感应原理改变电压（电流），在其余绕组上以同一频率、不同电压传输出交流电能。

因此，变压器的主要结构就是铁芯和绕组。

铁芯和绕组组装了绝缘和引线之后组成变压器的器身。

器身一般在油箱或外壳之中，再配置调压、冷却、保护、测温和出线等装置，就成为变压器的结构整体。

2、变压器的分类按照单台变压器的相数来区分,可以分为三相变压器和单相变压器。

在三相电力系统中,一般应用三相变压器，当容量过大且受运输条件限制时，在三相电力系统中也可以应用三台单相式变压器组成变压器组。

按照绕组的多少来分，可分为双绕组变压器和三绕组变压器。

通常的变压器都为双绕组变压器，即在铁芯上有两个绕组，一个为原绕组，一个为副绕组。

三绕组变压器为容量较大的变压器（在5600千伏安以上），用以连接三种不同的电压输电线。

在特殊的情况下，也有应用更多绕组的变压器。

按照结构形式来分类，则可分为铁芯式变压器和铁壳式变压器。

如绕组包在铁芯外围则为铁芯式变压器；如铁芯包在绕组外围则为铁壳式变压器。

二者不过在结构上稍有不同，在原理上没有本质的区别。

电力变压器都系铁芯式。

按照绝缘和冷却条件来分，可分为油浸式变压器和干式变压器。

为了加强绝缘和冷却条件，变压器的铁芯和绕组都一起浸入灌满了变压器油的油箱中。

二、油浸式变压器1、油浸式变压器的分类目前，在无人值班变电站中用的较多的是油浸式变压器。

最初的变压器都是空气冷却的。

后来变压器的容量越做越大，电压也逐步提高，用空气来冷却和作为绝缘就越来越困难，因此就产生了油浸式变压器，把变压器浸在盛于铁箱中的油内。

变压器油是从石油中提炼出来的，有很好的绝缘性能，它除了作为绝缘介质外，还作为一个散热的煤介。

铁箱除了作为油的容器外，还提供了一个对周围空气的散热面。

油浸式电力变压器安装服务手册本说明书适用于额定容量8000kVA及以上，额定电压220kV级及以下油浸式大型电力变压器，作为产品运输、装卸、贮存、安装运行等环节工作中基本技术要求和操作程序的指导性文件。

在使用本说明书时，应结合变压器的具体结构和订货合同（含技术协议）要求，参照相关国家、行业标准和有关组部件安装服务手册的技术要求进行施工。

如有疑问请与生产商联系以便妥善处理。

1、包装1.1 变压器的主体和附件分开运输。

变压器的主体、较长的导油管路、支架、净油器、储油柜、片式散热器及其控制箱、充满变压器油的套管型电流互感器组等，一般不包装运输，但所有管口应密封可靠，其中储油柜的玻璃管式油位计用木盒保护。

1.2 63kV级及以上电容式套管、冷却器及其控制箱等均单独包装。

1.3 片式散热器用风扇、40kV级及以下套管、吸湿器、硅胶、气体继电器、测温装置、较小的导油管路、联气管、小车、备件等，为集中包装。

1.4 一台变压器有多个包装箱时，箱体表面上有编号，装箱单与出厂文件一起包装运输。

2、运输与装卸2.1 运输要求2.1.1 带油运输的变压器，油箱内应充入合格的变压器油，油面高度离油箱顶，平顶时约100mm，梯形顶时约150mm。

密封可靠，无渗漏油现象。

2.1.2 充气（指纯氮气或干燥空气，以下同）运输的变压器，油箱内油面高度为下部放油阀管径上部约50mm。

应充入纯度大于99.9%、露点不高于-40℃的纯氮气或露点不高于-40℃的干燥空气，并应在油箱上部装置补充气体设备和压力表，保持油箱内正压力0.015~0.03MPa。

2.1.3运输装车和固定，按有关运输部门规定和要求执行。

特别提示必须利用上节油箱的吊拌和下节油箱的吊轴孔进行变压器固定，严禁使用加强铁工艺孔、升高座或法兰管等不能承受拉力的组附件。

完成装车后，应对索固件的位置进行有效的标记，以备运输过程中和到达目的地时测定位移情况。

2.1.4按照GB/T6451的要求，容量≥150MVA的变压器主体运输时应装冲撞记录仪；一般情况下，容量＜150MVA的变压器主体运输时也应装冲撞记录仪。

SFSZ9-40000/110变压器技术规范一、产品使用环境条件1、海拔高度：≤1500m2、环境最高温度： -45℃~45℃3、安装位置：户外二、产品设计、制造所遵循的主要现行标准GB1094.1、GB1094.2(1996)、GB1094.3、GB1094.5(2003) 《电力变压器》GB311.1 《高压输变电设备的绝缘配合》GB5582-85 《高压电力设备外绝缘污秽等级》GB/T 6451-1999 《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》GB2536-90 《变压器油国家标准(新油)》GB191 《包装贮运标志》GB/T16434 《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》GB5273 《变压器、高压电器和套管的接线端子》GB7328 《变压器和电抗器的声级测定》GB7449 《电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则》GB156 《标准电压》GB50229 《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB5027 《电力设备典型消防规程》GB4109 《交流电压高于1000V的套管通用技术条件》GB10237 《电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙》其它有关的现行标准三、性能参数名称：三相三绕组油浸风冷铜芯有载调压电力变压器型号： SFSZ9-40000/115/11/6.3过载能力：过载能力满足有关标准。

额定容量： 40000kVA额定电压：高压侧 1158 1.25 % kV中压侧 11kV低压侧 6.3kV联结组别： YN, d11, d11阻抗电压：高压-中压10.50%，中压-低压6.5%，高压-低压17-18%额定频率： 50Hz损耗：空载损耗：39.2kW负载损耗：189kW空载电流： 0.5%冷却方式： ONAF（风冷）安装地点：户外中性点接地方式：经隔离开关接地中、低压出线需配置避雷器绝缘水平：最高运行电压（kV）1min工频耐受电压（kV）（有效值）雷电冲击电压（峰值kV）全波截波110kV高压侧126200480530高压中性点72.5140325360 10kV中压侧12357585 6kV低压侧7.2256065 110kV中性点绝缘：分级绝缘温升限值：在额定输出容量时：部位温升限值测量方法线圈65k电阻法制造厂提供温升试验报告以证明变压器各部分无过热现象。

大型变压器的冷却方式改造介绍发表时间：2017-10-24T12:07:34.190Z 来源：《电力设备》2017年第15期作者：龚永纲1 赵清抗2 张韶承3 于丽萍4 [导读] 特别是经过了十多年的运行后，这种变压器的强油循环风冷结构故障率会逐步升高；尤其是当潜油泵出现故障时，7057磨损的金属粉末等杂质将随着油流被直接送到变压器线圈内部，给电网安全运行带来重大隐患。

（1保定天威集团特变电气有限公司河北保定 017056；2保定天威集团特变电气有限公司河北保定 017056；3保定天威集团特变电气有限公司河北保定 017056；4保定天威电气设备结构有限公司河北保定 071056）某供电公司大型电力变压器SFPZ9-180000/220出厂时间2005年，原冷却方式为强油循环风冷型式，该冷却系统设备种类繁多，结构复杂，运行损耗大，噪音高，容易出现渗漏点，特别是经过了十多年的运行后，这种变压器的强油循环风冷结构故障率会逐步升高；尤其是当潜油泵出现故障时，7057磨损的金属粉末等杂质将随着油流被直接送到变压器线圈内部，给电网安全运行带来重大隐患。

经过变压器状态检测数据分析，发现该变压器绕组存在较大变形，需要返厂处理。

利用这次产品返厂大修的机会，对变压器的冷却系统进行彻底改造，将ODAF冷却方式改为ONAF方式，可以达到降低冷却系统的运行损耗，降低冷却系统的噪音，减少渗漏点，提高产品运行可靠性的效果。

具体措施如下：1、器身绕组冷却油路改造利用更换变压器全部绕组的机会对原变压器器身的冷却油路进行更换。

原ODAF冷却结构油是通过油箱内导油槽，将冷却器内的变压器油打到器身内，在器身封闭的循环空间内流动。

利用本次更换绕组的机会，将冷却油路进行彻底改变，重点改变器身端部绝缘的结构，有利于冷油从下部进入，热油从上部流出，促进油流循环，适合ONAF冷却方式需要，变压器发热中心与散热中心高度比值应取较小的数值，变压器油有足够的循环动力，并在绕组内部设置导向油道，使油流按照冷却需要在线圈内部循环流动，消除死油区，达到充分冷却器身绕组的目的。

110kV及以上变压器的非电量保护及整定原则变压器非电量保护一般指涉及到整定值的气体、压力和温度方面的保护。

当变压器内部出现单相接地、放电或不严重的匝间短路故障时，其他保护因得到的信号弱而不起作用，但这些故障均能引起变压器及其它材料分解产生气体。

利用这一特点构成的反映气体变化的保护装置称气体（瓦斯）保护。

一、气体保护继电器及整定目前国产的气体保护用气体继电器结构为挡板式磁力接点结构，进口的气体继电器有浮桶式和压力式两种结构。

气体继电器具有两个功能：集气保护（称轻瓦）和流速保护（称重瓦）。

集气保护是当变压器内部出现过热、低能量的局部放电等不严重的局部故障时，变压器油分解产生的气体上浮集于继电器的顶部，达到一定体积时，继电器内上置磁铁使上干簧管触点接通启动信号；流速保护是当变压器内部出现高能量电弧放电等严重故障时，变压器油急剧分解产生大量气体，通过气体继电器向储油柜方向释放，形成的油、气流达到一定流速，冲击挡板，下置磁铁使下干簧管触点接通启动跳闸。

变压器本体主继电器一般使用QJ-80型，具有两对触点，分别作用于轻瓦信号和重瓦跳闸。

本体继电器多使用国产继电器，流速的整定按1.0～1.2m／s即可；日本三菱产变压器使用浮桶式继电器，流速整定值为1.0m／s；有载开关一般使用国产QJ-25型继电器，只有一对触点，作用于跳闸，流速整定值为1.0m／s；进口开关使用的继电器不尽相同，MR开关为自产继电器，流速值为1.2m／s，ABB开关配德国产继电器，流速值为1.5m／s，并且流速整定值不可调。

这些问题在订货和使用中应加以注意。

早期的有载开关使用具有两对触点的继电器，目前仍有运行。

由于开关切换时，产生的电弧必然引起开关内变压器油的分解，但由于电弧能量不是很大，且切换次数有限，产气速率很低，在相当的一段时间内轻瓦斯应不发出信号。

如在短时间内连续出现轻瓦斯信号，表明开关内部出现连续发展型故障，或开关内的油含碳量过多，油的灭弧能力降低，使电弧能量变大，此时需进行检查或换油。

散热改造方法一、变压器室温高的原因分析：采用自然通风散热和外加辅助轴流风机强制排风是箱变运行中降低箱体内部热量的主要手段，但据大量工程应用实例表明，上述两种综合方式其散热效果均不理想。

最主要原因如下：1.1 设备安装运行地点环境工况较差：在前期规划确定箱变设备安装位置时，因客观条件的限制，往往是只考虑施工和运行检修维护方便，而将箱变安装在不利散热环境的场地。

忽略了箱变安装的最佳位置，致使空气对流不畅，时常造成夏季箱变在较大负荷的情况下，因太阳辐射造成地面和周围环境空气温度的增高，促使箱变箱体内部空间温度升高。

1.2 箱体安装的风机排风量与变压器室在夏季高温高峰负荷时所散发的热量不匹配：国产箱变在设计时，一般是按自然通风为主要方式来进行散热的，变压器室顶部所安装的民用小排量排风机(功率约22瓦，最大风量125m3/h)只起辅助散热作用。

其排风量是根据夏季最热月的平均温度来考虑计算选取的。

则计算时是按夏季最热月平均温度30℃、变压器室内外的温差15℃来选择计算。

未考虑箱变使用所在地夏季最热月14时常易出现最高环境温度35—38℃的情况，此时实际温差约7—10℃。

因计算取值的错误，导致计算时所取温差数值过大，造成所选择的风机排风量过小。

由于夏季环境温度较高当配电变压器是在接近满负荷状态下运行，变压器本身消耗的电能(铜损和铁损之和)是以热量的表征形式散发在变压器室内的空气中，源源不断地对变压器室内的空气进行加热。

因箱变室顶部和底部所安装的小排量风机不能将室内郁积的热量迅速排出，使箱体内外的空气没有大量进行有效交换，造成热量在变压器室内大量聚集，引起箱变箱体内环境温度不断升高，形成恶性循环，最终将导致变压器温升超过运行极限，油质裂化，引起变压器故障，造成供电可靠性降低。

1.3 箱变的进、出风口面积过小及设计安装位置不合理：1.3.1有些设备生产制造的厂家图省事对不同容量的箱变未做深入的技术分析和研究，只考虑如何降低生产成本，大多情况下，把小容量箱变的通风散热结构的技术参数，在未进行正确验算修正的情况下，就套用到较大容量的箱变上(如将1000KVA箱变通风散热技术参数用到1600—2500KVA的箱变)。

1 技术条件1.1设备的主要参数1.1.1 型式: 户外、三相、双圈绕组、油浸风冷变压器。

1.1.2 额定容量在绕组平均温升≤62.0K时连续额定容量：180MVA1.1.3 绕组额定电压高压: 242 2X2.5% kV，低压: 15.75 kV调压方式：无载调压调压位置：中性点1.1.4 额定频率: 50Hz1.1.5 联接组别标号：YN，d111.1.6 中性点接地方式: 低阻接地1.1.7 短路阻抗(以高压绕组额定容量为基准)：14% (允许偏差－5 %)4.1.9 套管b. 瓷套颜色：褐色c. 套管最小爬电距离：3.1cm/kV高压7812 mm, 低压558mm, 高压中性点3751 mm，d. 伞裙的宽度、伞间距符合IEC60815之规定。

e. 套管的试验和其他的性能要求符合IEC60137规定。

4.1.10 套管电流互感器a.变压器线圈温度测量使用的套管电流互感器，需由卖方单独提供，上述表格不包含此电流互感器。

b. 套管电流互感器符合GB1208、GB16847现行标准的规定。

c. 电流互感器最终参数在设计联络会上确定,零序CT根据核算后的套管长度确定是否增加一只CT。

4.2性能要求4.2.1 连续额定容量时的温升(周围环境温度40℃):a. 顶层油 52.0Kb. 绕组平均稳升62.0Kc. 油箱、铁心和金属结构件 77.0 K1.2.2 效率和损耗:在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1时的效率不低于：99.68%。

效率=(1-损耗/容量)×100%，其中损耗=负载损耗(75℃)＋空载损耗。

c. 空载损耗额定电压和额定频率时空载损耗保证值：不大于 110 kW。

额定频率、110%额定电压的空载损耗：不大于 165 kW1.2.3 耐受电压试验:a. 试验电压值: 见4.1.8和4.1.9。

b. 套管供货套管(不包括备品)装在变压器本体上随变压器进行试验，并提供tgδ的实测结果。

变压器的设计计算方法1．电压计算公式（1）.Y Yo型U相=U线/ √ 3I相=I线（2）.△型U相=U线I相=I线/ √ 32．铁心直径的估算D=K4PK------经验系数（一般取52~57）P------每柱容量（P=Se/3）通过查表：得AC铁心的截面面积3．低压线圈匝数计算（1）.初算每匝的电压E t′Et′=B×At/450B-----磁通密度(通常为17.1~17.5) （2）.初算低压线圈匝数Wd′Wd′=U相/Et′U相-----低压线圈相电压按照公式计算低压线圈匝数Wd′不一定是整数，若舍去小数位时，磁通密度B将比初算Et′时大，若进位为整数匝时，磁通密度B将比初算Et′时小。

（3）.确定每匝的电压EtEt=U相/ Wd式中：Et值算至小数点后三位（4）.磁通密度的计算B=450Et / At=E t×105 / 222×At式中：B的单位为千高斯（5）.磁通的计算∮m=450Et式中：∮m的单位为千线4．高压线圈匝数计算（1）.首选计算最大和最小分接相电压=U相×（1±5%）（2）.根据分接电压计算分接匝数W G1=U相/Et U相----高压额定相电压W′G1=U相/Et U相----高压最大分接相电压W′G2=U相/Et U相----高压最小分接相电压（W G1、W′G1、W′G2都取整数匝）（3）.电压校核根据匝数W G1计算计算电压U相′相相相U UU'-≤0.25%#最大或最小分接电压的计算公式同上5．低压层式线圈的导线选择（1）.选用导线时应注意宽厚比：层式为1.5~3（2）.导线截面积的计算A=I相/ JI相---低压相位电流A-----导线截面积J-------电流密度（电流密度一般取2.3~2.5）#由导线截面积A查得导线宽度和厚度（指带绝缘的）（3）.一般来说容量在630KV A以下线圈形式用双层式。

1. 变压器（油浸式电抗器）技术标准执行指导意见一、范围本指导意见包含了电力变压器、油浸式并联电抗器本体及附属设备的性能参数、技术要求、试验项目及方法、运维检修、现场试验、状态评价、技术监督等相关技术标准。

适用于35kV～1000kV电力变压器、油浸式并联电抗器，用于指导公司系统35kV及以上电力变压器（油浸式电抗器）的检修、试验和技术监督等工作。

二、标准体系概况本指导意见针对电力变压器（油浸式电抗器）相关国家标准、行业标准、企业标准进行梳理，共梳理各类标准93项，分类形成主标准13项、从标准24项、支撑标准56项。

（一）主标准变压器（油浸式电抗器）主标准是设备的技术规范、技术条件类标准，包括设备额定参数值、设计与结构、型式试验/出厂试验项目及要求等内容。

变压器（油浸式电抗器）主标准共13项，标准清单详见表1。

表1 变压器（油浸式电抗器）设备主标准清单序号标准号标准名称1 GB/T 1094.1-2013 电力变压器第1部分：总则2 GB/T 1094.2-2013 电力变压器第2部分：液浸式变压器的温升序号标准号标准名称3 GB/T 1094.3-2017 电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙4 GB/T 1094.4-2005 电力变压器第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则5 GB/T 1094.5-2008 电力变压器第5部分：承受短路的能力6 GB/T 1094.7-2008 电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则7 GB/T 1094.10-2003 电力变压器第10部分：声级测定8 GB/T 6451-2015 油浸式电力变压器技术参数和要求9 Q/GDW 1103-2015 750kV系统用油浸式变压器技术规范10 GB/T 24843-2018 1000kV单相油浸式自耦电力变压器技术规范11 GB/T 1094.6-2011 电力变压器第6部分：电抗器12 DL/T 271-2012 330kV～750kV油浸式并联电抗器使用技术条件13 GB/T 24844-2018 1000kV交流系统用油浸式并联电抗器技术规范1.《电力变压器第1部分：总则》（GB/T 1094.1-2013）本标准适用于三相及单相变压器（包括自耦变压器），但不包括某些小型和特殊变压器。

这是典型变压器的外形图，其上所用主要组件（配套件）为：1. 储油柜 （吸湿器、油位计、胶囊）2. 气体继电器3. 压力释放阀（速动油压继电器）4. 套管5. 油面（绕组）温度控制器6. 散热器（冷却器）7. 净油器8. 阀门、放气塞、油样活门9. 开关10. 控制柜（端子箱）11.其它（充氮灭火装置、各种类型的在线监测仪）储油柜变压器运行时由于温度变化，其内部变压器油也因此产生体积上的变化，为了保证变压器在最低温度时其绝缘、电气部分依然被油浸泡(保护)，最高温度时油又不溢出，因此设置一个与油箱想通的可容纳此种体积变化的容器就是储油柜。

储油柜的分类：储油柜按其内部变压器油是否与空气接触分为敞开式和密封式；密封式储油柜按其内部隔离空气和变压器的材料分为胶囊式、隔膜式和波纹管式；波纹管式储油柜按其波纹管与变压器油的相对位置分为外油式和内油式储油柜的发展简史下面我们就以储油柜的发展为线索来看看储油柜结构及其配件（油位表、胶囊）等的变化和发展：第一代：最早我们使用的就是敞开式储油柜，其结构最为简单，就是储油柜本体（一个圆柱体的铁质桶装容器）、油位表（一般为玻璃管式）；有些加装了吸湿器。

具体结构见下图。

优点：结构简单、便宜，不考虑玻璃管的损毁与变压器同寿命缺点：不能抽真空、变压器油与空气直接接触，易分解老化；变压器油受阳光照射，也易老化分解。

第二代：密封式储油柜密封式储油柜就是针对敞开式的缺点做了如下改进：1.增加胶囊或隔膜防止变压器油与空气直接接触；2.将玻璃管式油位计更换为磁铁式油位,避免了变压器油受阳光照射分解；3.增加抽真空系统。

此三种改动可分别实施，户不影响。

第三代：波纹管式储油柜，其分为外油式和内油式。

外油式以沈阳天工为代表，其结构如下附图：不锈钢波纹管作为容积补偿元件和隔离密封元件，在彻底隔绝空气及湿气的条件下，实现对变压器绝缘油的体积补偿。

特点：1. 无需采用吸湿器。

2. 工作寿命长、无老化、抗破损、免维护注意事项：为防止运输中内部波纹管颠簸受损，在出厂运输前必须向储油柜内充气将波纹压合固定或抽真空使波纹管处于压合状态相关标准：JB/T6484-2005 变压器用储油柜检验项目：外购储油柜主要有沈阳东电的双密封隔膜式储油柜和沈阳海为和天工的波纹管式储油柜。