1.套管

    套管是变压器的载流组件，对变压器的绝缘性能有直接影响。

    常用的套管型式：注油式、油纸电容式、胶纸式。

    注油式用于较低电压等级，油纸电容式用于高压与超高压。胶纸套管目前很少应用，宜用于均匀电场中，当用于不均匀电场中，绝缘性能不稳定。要保证局部放电量时一般不用胶纸套管。

    选用套管应注意：

    (1)周围介质温度，用于油浸式变压器的套管，下部套管位于油中，下部接线端子的温升与油顶层温升有关。

    油浸自冷、油浸风冷的油顶层温升为55K，因此，下部接线端子的允许温升为15K。

    强油风冷的油顶层温升一般为40K，下部接线端子允许温升可提高到25K。

    强油水冷的油顶层温升更低，为30K，下部接线端子允许温升为35K。套管引出到外部的顶部端子周围介质温度有几种：

    a.敞开空间，周围介质为空气温度，上部接线端子允许温升为45K

    b.封闭母线内，周围介质温度为80℃，上部接线端子允许温升为15K。

c.GIS内，周围介质温度决定于GIS温升，此时上部接线端子的最高温度105℃。

(2)电气特性

    凡与GIS连的套管要能承受住特快瞬变过电压VFTO，要防止SF₆渗入油中；

    对要保证变压器局部放电量时，套管也要保证局部放电量；油纸电容式套管应有电容抽头小套管，以便测视在局部放电量；

    注油套管上部要有放气塞，以保持上部能充满油。

    要求在套管外部装放电间隙时，要注意放电间隙的截波耐受能力；

    大电流油纸电容式套管要保持I²R及介质损耗下保证温升，保证绝缘的热稳定。

    套管的额定电流要比变压器最大电流大20%，以保持一定的超名牌容量运行能力。

    穿缆式套管中部穿电缆时，电缆线不能松脱与套管内铜管相碰，以免过热。

    (3)套管外部端子应有一定的机械力承受能力。

    (4)套管外部伞距与伞数

    可用大小伞增加泄漏距离，泄漏比的计算是以Um作为分母，不是额定电压。

    不能靠增加伞数减少伞间距离的办法增大泄漏比，应使爬电距离与跳电距离之比小3.5～4。

    (5)要使用二个套管并联时，不能在箱盖下套管的二个下部接线端子并联，只能在外部并联。

    (6)大电流套管的箱盖处要隔磁。

    (7)套管安装的倾斜角一般不大于30°。90°安装时绝缘强度要下降。

    (8)用于封闭母线内的低压大电流套管要降低额定电流使用，因封闭母线内介质温度较高。

    (9)用于高海拔处的套管要增大泄漏距离。

(10)Um≥72.5kV的套管中间法兰上要考虑能装三个套管型电流互感器。

2.照国标或IEC标准试验合格的产品，在运行中是否有足够的可靠性？

有时，有人会认为：凡按国标或IEC标准的要求通过所有型式试验、例行试验及特殊试验的产品，在运行中一定会有足够的可靠性。如果经过分析研究，可以得出结论：以上的认识是片面的。多数产品能顺利通过各种试验后的运行可靠性是可以保证的，但不是绝对的。其理由如下：

(1)型式试验、例行试验及特殊试验项目对考核产品性能、运行可靠性是必要的。但是，限于试验条件，多数试验项目内容还不能完全模拟运行条件，缺少试验项目的等价性，多数试验项目只能在单应力下进行，不能在复合应力下进行。譬如：

做绝缘试验时，只有高电压的作用，没有电流的作用，强油循环变压器的泵也没有启动。

冲击试验(包括全波冲击、截波冲击、操作波冲击)时变压器既不激磁又不通过负荷电流。

温升试验时只有额定电流，所加电压很低，仅为阻抗电压而不是额定电压。

在额定条件下运行的变压器是复合应力的作用，有时还要在过激磁与超名牌容量下运行。

(2)有的制造缺陷没有在试验中考验。如：产品内有异物，尤其是金属异物。做绝缘性试验时，因油泵未启动，金属异物积存在各个地方。但在运行时，一旦泵一启动，金属异物就会漂流过绕组而威胁绝缘强度。如是铁末，它还会在线段间沿电力线分布，在线段间搭桥。

(3)有些工况是动态。如：油中含水与纸中含水会在运行中按不同温度有不同的平衡点。低温时，油中含水会向纸中迁移，高温时，油会吸取纸中含水而增加其含水量。此时，纸的介电常数会变，电压分布会变。

如果产品内有局部过热(现行温升试验只能检测出绕组的平均温升，无法测出局部过热，有时虽有温升试验前后的油中含气谱分析，如温升试验时间不长，也较难判断出是否有局部过热)，绝缘局部逐渐老化，它会影响绝缘强度。

绕组处理不好，当绕组的高度于运行中有变化时，承受机械力的能力就变差。

绕组中纸包扁导线的匝绝缘包扎不紧，在运行中长期泡于油中，匝绝缘会涨起而堵塞油道。这样，绕组温升就上升，油道堵塞严重时会使温升超过允许值。

(4)有的试验工况与运行工况不同。如：工厂中做绝缘试验时是零起升压，逐渐降压。而运行时全电压合闸，全电压下切断。

(5)有的运行工况无法考核。如：承受地震能力，短时热容量试验(目前都是由计算法验证)，大容量变压器的突发短路试验。三绕组变压器中，单一绕组向二个绕组送电，或二个绕组向一个绕组送电。

(6)有的产品会遇到特殊的运行工况。如：与GIS相联的变压器会遭到特快瞬变过电压(VFTO)的作用，这一过电压没有相应的试验项目对它验证。与GIS相联的变压器的密封不良，SF₆会渗入变压器而引起放电。

变压器遭到磁暴作用而偏激磁，引起过大的激磁电流。三相断路器不是同步的切断而影响中点绝缘水平。

特大的雾会影响外绝缘。暴风雨也影响外绝缘。

综上所述，变压器应不断完善其试验项目，尽量增加其等价性。只要有利于提高变压器运行可靠性的试验项目，应尽量列入技术条件或标准。另外，应改善制造环境、改进加工工艺，加强外观与协作件检查，提高结构的合理性，从多方面提高产品的运行可靠性。

当然，以上工作做好了，又通过型式试验、例行试验与特殊试验，产品运行可靠性就有更多保证。

3.稳定温升与暂态温升

变压器在运行时的负载与施加电压作用时间长短对变压器各部分温升类型有一定的影响。

当施加于变压器的电压为稳定值，负载为稳定值且持续几个小时，此时变压器的油面顶层温升与绕组平均温升为恒定值。如施加电压不超过或等于相应分接开关位置时电压，负载不超过或等于额定负载，油面顶层温升与绕组平均温升不会超过规定限值。

如负载持续时间很短，在半个小时以内，因为变压器油的时间常数为0.5h左右，绕组铜导体的时间常数为5min左右。当负载的持续时间超过5min时，此时绕组对油的温差会稳定，但油的温升是有暂态过程，在5min内略有变化，绕组对周围散热介质的温升也在暂态过程内，要低于负载长时间持续过程要低。通俗些讲，就是油温来不及上升。

由于油的时间常数较大，油温不能随负载变化而立即变化。在上一例子中，如负载持续时间加长，负载值仍不变，此时绕组对周围散热介质温升会逐渐增高，这主要是油温在增高的原因。

如果负载作用时间很短，仅几秒，绕组导线按绝热计算，也达不到该负载长时间持续时稳态温升，短时间绝热条件下负载引起的温升作用有关，这时绕组温升为暂态温升。此时，油温几乎不变。所以，铜导体在短路过程中，因短路电流作用时间限制在2S以内，铜导体平均温度允许为250℃。虽超过油的闪点，因油温不能瞬时内变化，导体达250℃时，油温仍正常，没有达闪点，因此，如变压器能承受住短路电流产生的机械力，那么，变压器仍可持续运行而无危险。

同样，有载分接开关的过渡电阻允许温升也有些特点。因作用时间短，仅过渡电阻温升较高，而油温升不高。

负载降低时，温升下降也如此。切除负载时，绕组对周围介质的温升不能立即下降，因绕组有时间常数，油又有较大的时间常数，所以绕组温升逐渐下降。一旦，负载在切断后一个阶段又投上。此时，绕组温升会在负载切断过程时温升继续上升。这一温升要比负载从零施加时要高。

从以上分析可知，负载长期作用时，变压器各部分温升应符合相应规定值：

油面顶层温升≤55K。

油的热点温度＜140℃以免油的分解。

油浸式变压器绕组平均温升≤65K。

油浸式变压器绕组最热点温度与平均温度之差≤13K，以保持A级绝缘最热点温度的年平均值为98℃而具有正常寿命。

短路时，铜导体平均温度≤250℃。

另外，接线端子、有载分接开关过渡电阻等温升要低于规定值。

低压套管装于封闭母线内时，低压套管接线端子要按封存闭母线内空气温度而确定其允许温升值。

在分析温升时，还有一个值得注意的问题。油与绕组的温升还与油的粘度有关。

在低温时，油粘度较高，流动性差，因此散热能力也差。

在低温时在变压器上接有负载，在刚加负载时，因油的粘度大，绕缓温升上升较快，油温逐渐上升，油粘度逐渐降低，散热能力增加，同时油温逐渐上升，绕组对油温差会降低，最后，绕组对周围冷却介质温升达稳定值。在低温时对变压器投入负载，绕组温升先上升又下降，这是由于油的粘度变化而产生的。

总之，不论稳定温升还是暂态温升，都不能超过预期寿命温升、安全允许温升、极限热点温升、短时允许温升。

4.油浸与干式吹风冷却变压器冷却方式选择

油浸吹风冷却变压器有两种冷却方式可供选择：油浸吹风冷却即ONAF、油浸自冷即ONAN。一般是100%额定容量选ONAF冷却，67%(或其它百分数，这由制造厂规定)额定容量时可选ONAN冷却，这是从绕组平均温升与油面顶层温升不超过允许限值来选择冷却方式的。不吹风时，散热效率低，输出容量就低。吹风时，散热器进出口油温差增加，油的虹吸作用增加，散热效率提高，允许提出输出容量。

当按这种原则(即保持温升接近允许限值)选择冷却方式时，负载损耗值都由相应绕组平均温度决定，当较低容量运行时，选用ONAN冷却方式，此时风机的损耗节约了。

如果67%额定容量及以下时，仍然选用吹风的冷却方式时，因散热效率高，绕组平均温升会远低于规定限值。此时，在这种容量运行时的绕组平均温升低，从而相应的实际负载损耗也低，风机的损耗虽没有节约，但实际负载损耗却降低了。因此可从哪个是运行实际损耗为最小来选择吹风方式。

但在额定容量附近运行时，只能ONAF冷却方式运行。

在ONAF方式运行时，有时遇到风机有故障要更换或维修时，应降低输出容量，输出容量不变时，变压器的运行寿命会降低。

各种耐热等级的干式变压器加上吹风冷却时，是可以提高输出容量的。

对安装尺寸而言，较小空间可提高所安装的变压器容量40%～50%。

从允许绕组温升而言，吸风后仍能符合允许温升限值。

从节能角度讲，这是不经济。这可从下面例子加以说明。

例1：一台10kV级800kVA无吹风冷却的干式变压器，其空载损耗为1500W，负载损耗为8950W。当启动风机时，由于加强了冷却能力，使这台变压器可以输出1.4倍容量，即可输出1.4×800=1120kVA，

此时，当输出1120kVA时的运行损耗为1500+1.4²×8950=17542W。

如果，选用一台10kV级1250kVA无吹风冷却的干式变压器时，其空载损耗为2300W，负载损耗为11300W。从额定参数比，似乎1250kVA的损耗值要大得多，而在相同的输出容量1120kVA运行时，1250kVA变压器在1120kVA容量下运行时，其运行损耗为2300+0.896²×11300=9072W。

二种不同容量变压器，在不同冷却方式下在输出相同容量时总损耗相差17542-9072=7670W。

另外，800kVA在吹风冷却时还有风机的消耗功率，阻抗电压也会增加1.4倍，这对电压调整率来讲也是不利的。

所以，干式变压器的吹风冷却作为正常运行方式是不经济的，容量越大，总损耗差值越大。

例2：10kV级10000kVA无吹风冷却干式变压器，在吹风冷却时可输出15000kVA。与2台8000kVA在不吹风冷却时输出15000kVA的损耗对比：

10000kVA吹风时输出 15000kVA的总损耗：13850+1.5²×43500=97875W，2台8000kVA不吹风时输出15000kVA的总损耗：2×13000+2×38900×0.9375²=68397W，总损耗相差17346W。

吹风冷却，可作为干式变压器的急救超名牌容量运行的冷却方式。

5.绝缘水平（二）

作者已于《变压器常识（一）》第7节论述过绝缘水平。本节继续论述变压器的绝缘水平。

1).中点绝缘水平

对角接绕组而言，只有线端绝缘水平，三相变压器三个线端具有相同的绝缘水平，对每相绕组的二个线端也是相同的绝缘水平，即绕组两端有对称的绝缘对结构。

对星接绕组而言，有三个线端绝缘水平和一个中点绝缘水平。线端绝缘水平决定于线端的Um。而中点绝缘水平与下列因素有关：

(1)系统的中点情况

中点绝缘系统的变压器星接中点绝缘水平与线端绝缘水平相同。Um≤72.5kV的国内系统都属于中点绝缘系统，用于这个系统的Y接法变压器中点绝缘水平都与线端水平相同，每相绕组两端绝缘结构对称。

中点有效接地系统的变压器星接中点绝缘水平与线端绝缘水平不同，低于线端绝缘水平。Um≥126kV的国内系统都属于中点有效接地系统。在中点有效接地系统中使用的变压器应注意两点：系统的中点是接地的、变压器的中点不一定全接地，有多少台Um≥126kV变压器的中点要接地，决定于接地系数，变压器中点接地时，中点绝缘水平可低些，如变压器中点不接地，中点绝缘水平要高些，它是系统的零序阻抗的函数。同一台变压器的中点有时要接地，有时不接地(由运行部门决定)，为使变压器的中点能适应既可接地又可不接地，故在标准上只有一个中点绝缘水平。

    (2)自耦变压器的中点在运行时必须接地，故自耦变压器中点具有较低的绝缘水平。

(3)中点有有载调压开关时，中点绝缘水平与调压范围有关，要考虑分接位置为某一分接时而有一悬浮负调压范围的匝数，负调压范围越大，悬浮电位就越高，此悬浮电位决定中点有载分接开关与变压器绕组的中点绝缘水平。还要特别注意悬浮端对线端的冲击电位差。

(4)不平衡负荷产生中点电位偏移时，中点水平与允许的不平衡负荷有关。

2).相间绝缘水平

相间绝缘水平决定于运行中出现的相间过电压与变压器试验项目中对相间绝缘水平的要求。

对贯彻新IEC76—3标准(1996年7月在沈阳举行的TC14会议上对试验项目的要求)时应注意下列试验项目:

操作波试验——在要求作操作波试验的变压器(Um≥252kV有此要求)要考虑相间绝缘。相间绝缘分内部相间绝缘与外部相间绝缘两大类。以空气为绝缘介质的外部相间绝缘的最小距离决定于相间操作波试验电压，根据要求，相间操作波试验电压为对地操作波试验电压的1.5倍，所以最小空气相间绝缘距离必须与这一相间操作波电压相配合。

长时间感应试验并附带局部放电量测量——根据试验方法，在长时间感应试验并附带局部放电量测量时，采用单相试法时，相间试验电压为对地试验电压的1.5倍，采用三相试法时相间试验电压为对地试验电压的 倍。另外，试验电压的持续时间又长，新IEC76—3标准要求60分钟的持续时间，所以内部相间绝缘应注意折合到1分钟的长时间感应试验时相间电压，以及在这个电压下的局部放电量。

短时间感应试验并附带局部放电量测量—-这一试验与雷电冲击试验一样，相间绝缘与对地绝缘是同一试验电压下的绝缘类型。

3).IEC76—3标准中只规定了对地绝缘水平，因此，这只能作为线端对地的绝缘水平。线端在相间的绝缘水平要按上一节说明而自行确定。Um≥126kV时三相变压器应在绝缘结构设计中考虑相间绝缘水平，按最严格的水平决定绝缘结构尺寸，线端与中点(必要时在相间)都用相应绝缘水平的避雷器加以保护，这样，变压器的整体绝缘水平才有保障(也包括局部放电量能在规定水平以下)。