特高压变压器主要特点与关键技术课件(共24页)

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1、特高压试验示范工程ODFPS-/1000变压器主要特点与关键技术特变电工沈阳变压器集团有限公司2007-12-26变压器原理知识与变压器计算一、变压器的定义，基本原理和分类1 变压器定义：基于电磁感应原理，传输交流电能，改变交流电压的一种静止 电机。2 基本原理：法拉第电磁感应定律 公式表达为 e= d/dt 设交变磁通 两个绕组电气匝数分别为N1，N2 则 同理 这就是变压器改变电压的原理，此种情况为空载情况。3. 变压器分类：从大的分类上可分为电力变压器和特种变压器；电力变压器可分为油浸式和干式变压器；电力变压器可分为升压变压器、降压变压器、联络变压器、配电变压器；干式变压器多为配电变压器

2、。油浸式变压器的型号及其意义 绕组相冷却油循绕组导线调压设计额定额定防护 耦合数方式环方数材质方式序号容量电压等级 方式式a. 耦合方式：自耦用“O”表示，其余不标；b. 相数：单相用“D”表示，三相用“S” 表示；c. 冷却方式：冷却介质为水用“S”，冷却介质为风用“F”表示；d. 循环方式：强迫油循环用“P”表示，自然油循环不标；e. 绕 组 数：三绕组用“S” 表示，双绕组不标，双分裂用“F”表示；f. 导线材质：铜线不标，铝线用“L” 表示；g. 调压方式：有载调压用“Z”表示，无载调压不标；h. 设计序号：，等与目标对应的序号；i. 额定容量：变压器最大通过容量；j. 额定电压：高压

3、绕组额定电压等级；k. 防护系数：TH TA W2 W3二、变压器基本参数的意义1. 阻抗电压：由漏磁引起的变压器内部电压降，一侧绕组短路，另一侧绕组施加电压，当加压侧电流达到该侧额定电流时，所施加电压称为阻抗电压。通常用占百分数的表么值形式给出，也可以用欧姆表的形式表示。阻抗电压是变压器订货及设计中最重要的参数之一。2. 电压调整率：(U2N-U2)/U2N100%(Urcos+ Uxsin)表示变压器带负载后电压变化率，用“”表示。负载率， Ur阻抗电压电阻分量，Ux阻抗电压电抗分量3. 额定容量：指通过容量。4. 电压组合：各绕组的额定电压及调压范围，注意为空载电压比。5. 联结组别：各

4、绕组之间矢量的相互关系，用时钟方法加（1）表示。6. 绝缘水平：各端子及中点端子的电压耐受水平，国家标准根据绝缘配合对此有明确规定。7. 冷却方式：ODAF ODWF OFAF OFWD ONAN ONAF等。8. 空载损耗：P0铁心损耗，含涡流损耗和迟滞损耗。9. 空载电流：I0(%)含I0x和I0r两部分，其中I0r较小。10. 负载损耗：Pk 又称短路损耗，主要含铜耗和结构损耗两部分。11. 使用条件：1.海拔高度 2.污秽等级3.抗震要求12. 效率：输出功率/(输入功率P0Pk) 100%三、变压器设计中的主要问题1. 电气强度：变压器运行中承受四种电压，即：正常工作电压、大气过电压

5、、操作过电压。谐振过电压，因此绝缘问题是变压器安全可靠运行的关键。2. 机械强度：变压器运行中可能要经受短路， 保证变压器在短路状态下不损坏，因此变压器的抗短路能力是变压器安全运行的另一个重要指标。3. 耐热强度：热特性可以引起绝缘老化发生热击穿或损失变压器寿命。四、变压器的设计计算1. 电压计算：三角形接法时，相电压等于线电压，即Up=U 星形接法时，相电压为线电压的2. 电流计算：1) 单相变I=SN/UN 2) 三相变 三角形接法时：（线端） 3 （绕组中） 星形接法时： （线端电流与绕组电流相同）3 铁心选取： 根据阻抗电压数值及其它情况适当调整。4 线圈计算：1）由 公式，确定低压匝

6、数及每匝电势 2）由每匝电势及其余绕组电压确定各绕组匝数 3）选择各绕组形式，主要考虑绝缘问题及散热 4）线规选取，确定电流密度，预估负载损耗 5）确定主绝缘尺寸，确定心柱中心距及窗高，预估空载损耗5 阻抗计算：根据各绕组尺寸，计算阻抗电压。 以双绕组为例 1漏磁面积： 2漏磁宽度： 3洛氏系数： 4阻抗电压： 6 铁心重量及空载损耗，空载电流计算式中：心柱重量 ：铁轭重量 ：铁心角重 (w) 其中：工艺系数 单位铁耗 铁心重 (%) 其中：工艺系数 单位磁化容量 铁心重7负载损耗计算1）基本电阻耗计算：P=PR1+PR2PR1=I21NR1 PR1低压绕组电阻耗 I1N低压额定电流 R1低压

7、铜电阻PR2=I22NR2 PR2低压绕组电阻耗 I2N低压额定电流 R1低压铜电阻2）涡流耗计算：P(%)纵向漏磁 B=1.78IW/Hk（Gs）P1(%)=2.99 (Ba/) PR1/100 (w)P2(%)=2.99 (Ba/) PR2/100 (w)3）结构损耗：P结构KUkSNK结构耗系数Uk阻抗电压百分数SN额定容量8组件选取原则a) 开关：电压等级，额定电流，级电压b) 套管：额定电流，额定电压，爬距c) 冷却装置：总损耗及温升要求d) 储油柜：总油量及用户要求五、变压器的主要结构简介1铁心的作用和型式1) 铁心的作用a) 主磁通的导磁回路b) 器身的骨架2) 铁心的型式a)

8、三相三柱式b) 三相五柱式c) 单相双柱式d) 单相三柱式e) 单相四柱式f) 单相五柱式2线圈的作用和型式1) 线圈的作用a) 电气回路的核心部分b) 铁心励磁和传输电能2) 线圈的型式a) 筒式b) 饼式3绝缘的作用和型式1) 绝缘的作用a) 绝缘b) 散热2) 绝缘的型式薄纸筒小油隙4引线的作用和型式1) 引线的作用a) 完成要求的连接组别b) 电流的引出2) 引线的型式a) 电缆b) 铜排，铜管，铜棒5油箱的作用和型式1) 油箱的作用a) 装油容器b) 外部组件支架2) 油箱的型式a) 筒式b) 钟罩式1000kV变压器基本原理、结构特点和关键技术我公司的特高压1000kV主变压器应用

9、于国网公司晋东南荆门1000千伏特高压交流试验示范工程荆门变电站，其设计方案是在多年前期科研的基础上，经过多次调整、验证、论证而确定的。这里包括国网公司专家组2007年3月、2007年8月两次设计评审，CESI、VEI专家的设计校核。另外，我公司还专门委托乌克兰扎布罗热研究所（VIT）对我公司产品的主纵绝缘强度、短路强度、漏磁等进行全面的设计校核，以保证设计方案的可靠性。目前，我公司的1000kV变压器图纸设计已全部结束，已经开始全面的生产，正在进行线圈、铁心、油箱等部件的制作工作。下面就产品的主要技术要求、总体设计方案、各部结构等分别进行介绍。1、产品的主要技术要求1.1 系统最高运行电压：

10、高压：1100kV中压：550kV低压：126kV1.2 系统额定频率： 50 Hz1.3 系统短路电流水平：1000kV：50kA500kV：63kA110kV：40kA1.4 高中压侧系统中性点接地方式：中性点直接接地。1.5 额定容量在绕组平均温升65K时连续额定容量：高压绕组：1000MVA中压绕组：1000MVA低压绕组：334MVA1.6 额定电压（方均根值）高压绕组：1050/kV中压绕组：525/41.25%kV低压绕组：110kV1.7、调压位置：中性点变磁通调压1.8 额定频率： 50Hz三相连接组标号：YNa0d111.9 标称短路阻抗 (以高压绕组额定容量1000MVA

11、为基准)：高压中压：18% 高压低压：62%中压低压：40%1.10 冷却方式：主体变压器的冷却方式为强迫油循环风冷（OFAF）。冷却器的布置形式为壁挂式。调压变采用自然油循环冷却（ONAN）。1.12 内绝缘水平： 额定短时工频耐受电压kV（方均根值，5min）额定操作冲击耐受电压（相对地）kV（峰值）额定雷电冲击耐受电压kV（峰值）全波截波高压1100180022502400额定短时工频耐受电压kV（方均根值，1min）额定操作冲击耐受电压（相对地）kV（峰值）额定雷电冲击耐受电压kV（峰值）全波截波中压630117515501675中性点140/325/低压275/6507501.13

12、温升限值（变压器三侧绕组同时满负荷）： 绕 组：65K（用电阻法测量的平均温升）顶层油：55K（用温度计测量）绕组热点温升、金属结构和铁心温升：78K（计算值）油箱表面及结构件表面：80K（用红外测温装置测量）1.14 100%额定电压时空载损耗： 200 kW (设计值，允许偏差+15%)1.15 高中额定分接运行负载损耗（额定频率，75时）：1580 kW(设计值，允许偏差+10%)1.16 高中额定分接运行总损耗（额定频率，75时）： 1780 kW(设计值，允许偏差+10%)1.17 高中额定分接运行效率：99.82%1.18 产品设计重量表：主体器身重t320配件重t50（主体）+2

13、1（调压变）油重t132(主体)+44(调压变) 调压变器身重t38 补偿变器身重t19主体总重：t570调压补偿变总重:t145总重t715主体运输重t397调压补偿变运输重t113 (充油)1.19 总体外形尺寸：15.31317.8 m1.20 运输尺寸主体： 11.14.144.97 m调压补偿变：5.13.83.93 2、总体设计方案介绍图 1产品总体接线图本变压器采用中性点变磁通调压，并采用分体结构，变压器分为主体和调压变两部分（见图1产品接线图）。主体和调压变连接组合后可以作为一台完整的变压器使用，也可以将主体单独使用。主体为采用单相五柱铁心，其中三心柱套线圈，每柱1/3容量，高

14、、中、低压线圈全部并联。主体油箱外设调压补偿变，内有调压和补偿双器身，设置正反调无载分接开关。调压线圈通过主体低压线圈励磁调压，并连接调压开关。补偿激磁线圈首末端分别与开关K点及引出端连接，其电压和极性随开关调压位置的变化而变化，并通过电磁耦合带动与主体低压线圈串联的低压补偿线圈的变化，从而实现低压电压的补偿，使低压输出电压偏差控制在1%以内。产品的低压和中性点利用主体和调压变两部分各自的套管通过外部分裂导线连在一起，并通过调压补偿变相应套管连接到线路。其总体外形见图2所示。图 2 变压器总体外形3、1000kV主变压器与常规500kV主变压器的区别 从基本设计原理上来说，1000kV主变压器

15、与常规500kV主变压器并无差别，都是利用电磁耦合原理进行电能传输。但由于本次工程所采用的1000kV主变压器的工作和试验电压极高，容量超大，同时基于1000kV特高压工程的重要影响和意义，1000kV主变压器与常规500kV自耦变压器在一些主要技术参数和结构上还是有一定的差别的。主要体现在：3.1 绝缘耐受强度1000kV主变压器的工作和试验电压比常规500kV自耦变压器都提高了接近一倍（见表一），因此必须采用加强的绝缘覆盖和更大的绝缘距离，同时采用优质的绝缘材料，保证产品的电气性能和安全运行。表一 1000kV主变压器的工作和试验电压与常规500kV自耦变压器的对比1000kV主变压器常规

16、500kV自耦变压器高压最高工作电压，kV1100550中压最高工作电压，kV550252低压最高工作电压，kV12640.5或72.5高压工频试验电压，kV1100680高压雷电冲击试验电压，kV22501550高压操作冲击试验电压，kV180011753.2 调压方式及范围的选择常规500kV自耦变压器大都采取中压线端调压，调压引线和开关的电压水平为220kV。而1000kV主变压器的中压线端为500kV，如果采用中压线端调压，调压和开关的电压水平将为500kV，这样不仅给产品的设计、制造造成极大困难，更对产品的安全运行不利。因此，1000kV主变压器采用了中压末端，也即中性点调压的调压方

17、式。但自耦变压器的高、中压为公用中性点，采用中性点调压时，各分接位置的匝电势和铁心磁通密度将发生变化，也就是变磁通调压。如果不采取措施，其低压输出电压也将随分接位置的变化而变化。所以，国内自耦变压器一般不采用中性点调压的方式。常规500kV自耦无载调压变压器的分接范围一般为: 23022.5%。而1000kV主变压器的调压范围为：52541.25%。这是为了降低调压各级间的电压差，保证调压线圈和开关的安全。3.3 低压补偿如上所述，1000kV主变压器采取了中性点变磁通调压的调压方式，如果不采取措施，其低压输出电压将随分接位置的变化而变化。经计算，其变化率最大将超过5%，这是系统运行所不允许的

18、，为了控制这种变化，我们设计了补偿绕组来补偿低压电压，使低压输出电压偏差控制在1%以内。3.4 分箱结构常规500kV自耦变压器都为一体式结构，而1000kV主变压器采用了主体和调压变分箱的结构。采用这种结构一方面是为了简化1000kV主体的结构，提高1000kV主体的安全性，另一方面是为了系统的长远考虑，在需要将无载调压改造为有载调压时，可仅对调压变进行改造，而主体可以在改造过程中单独继续运行，提高改造的灵活性。3.5 主体铁心及器身结构常规单相500kV自耦变压器大都采用单相三柱铁心，单柱或两柱套线圈的结构。但1000kV主变压器由于容量超大，如果采用单柱套线圈的结构，其温升和过热问题都难

19、以解决。因此，1000kV主变压器应采取单相四柱或单相五柱铁心，两柱或三柱套线圈的结构。本次工程的1000kV主变压器就采用了单相五柱铁心，三柱套线圈的结构。3.6 试验 1000kV主变压器由于电压高、容量大，同时为中性点变磁通调压，且采用了分箱结构，其试验方案、试验项目及设备需求与常规产品有所不同。我公司的试验方案是在多次讨论、评审的基础上制定的，并经过国网专家组的评审。3.7 其它由于1000kV主变压器的超高电压、超大容量，其绝缘、温升、过热控制、抗短路能力等问题更为突出，在产品各部结构如铁心、绝缘结构、引线、油箱、磁屏蔽等都需特殊、细致的考虑，采取必要的措施满足产品生产、试验、运行、

20、维护的要求。同时产品的重量和外形尺寸都非常大，产品的运输、安装有一定的难度。特别是要重视1000kV套管及出线绝缘的安装与维护。4、主体主要结构介绍4.1 主体线圈的结构型式及特点4.1.1 高压线圈（串联线圈）4.1.1.1 高压线圈的额定电压为：1050/kV，三柱并联，每柱额定电流为：550A。4.1.1.2线圈中部为1000kV首端，线圈上、下端部与中压线圈首端串联，绝缘水平为500kV等级。4.1.1.3 线圈型式为纠结内屏连续式结构。首端纠结段及内屏段采用组合导线绕制，连续段和末端内屏段采用自粘换位导线绕制。纠结式线段是通过改变线匝的连接方式，提高相邻匝间的电压差来提高线圈的电容，

21、从而降低线圈的冲击电压梯度。而内屏式线圈则是在不同线段的线匝中分别绕进屏线的首末端，通过屏线的耦合提高线圈的电容，从而降低线圈的冲击电压梯度。我们通过调整线圈的结构和配置来调整线圈的电容分布，以达到控制冲击电位分布的目的。4.1.1.4导线的匝绝缘采用芬兰进口高强度匝绝缘纸，匝间工作场强不大于2000V/mm。线圈绝缘纸板均采用WEIDMANN公司产品。4.1.1.5 线圈端部放置静电板，根据电场计算结果确定静电板的曲率半径和绝缘覆盖厚度，控制端部电场。4.1.1.6 我们在线段间放置了足够的油道，在保证段间绝缘强度的同时，保证线圈的散热。同时在线饼内设置了轴向油道以改善线圈内的油流分布（参见

22、图4），降低线圈中的热点温升。图4 绕组内冷却结构示意图4.1.1.7根据短路强度计算结果，控制线圈分区高度和整体高度，保证线圈的安匝平衡，提高线圈的抗短路能力。我公司在进行短路计算时，考虑的大都是最严重的情况，并忽略系统短路容量。因此我公司产品的短路强度有较大的裕度，有较高的运行可靠性。4.1.2 中压线圈4.1.2.1 中压线圈的额定电压为：525/kV，三柱并联，每柱额定电流为：550A。4.1.2.2 中压线圈下端部与高压线圈末端连接，为500kV水平，上端部与调压线圈及中性点套管连接，绝缘水平为72.5kV。4.1.2.3 中压线圈为内屏连续式结构，采用自粘性换位导线绕制。4.1.2

23、.4导线的匝绝缘采用芬兰进口高强度匝绝缘纸，匝间工作场强不大于2000V/mm。线圈绝缘纸板均采用WEIDMANN公司产品。4.1.1.5 线圈端部放置静电板，根据电场计算结果确定静电板的曲率半径和绝缘覆盖厚度，控制端部电场。4.1.1.6 我们在线段间放置了足够的油道，在保证段间绝缘强度的同时，保证线圈的散热。同时在线饼内设置了轴向油道以改善线圈内的油流分布，降低线圈中的热点温升。4.1.3 低压线圈4.1.3.1 低压线圈的额定电压为：110 kV，三柱并联，每柱额定电流为：1212A。4.1.3.2 低压线圈首末端的绝缘水平相同，均相当于145kV水平。4.1.3.3 低压线圈采用内屏连

24、续式结构，采用自粘性换位导线绕制。4.1.3.4 低压线圈导线采用500kV匝绝缘纸，匝间工作场强不大于2000V/mm。线圈绝缘纸板均采用WEIDMANN公司产品。4.1.3.5 线圈端部放置静电板，线圈内设置径向和轴向油道，满足线圈冷却需要。4.2 主体铁心的结构型式和特点：4.2.1 主体铁心采用单相五柱式结构，三心柱套线圈。4.2.2铁心采用日本进口高导磁、低损耗优质晶粒取向冷轧硅钢片叠积，全斜接缝。采用进口的剪切设备和引进技术的叠装设备来进行铁心制造，保证铁心的剪切和叠积质量。4.2.3 铁心内设置多个绝缘油道，保证铁心的有效散热。铁心小级片和拉板均开有隔磁槽，防止铁心过热。4.2.

25、4采取拉板、板式夹件、钢拉带、垫脚、上梁等组成的框架式夹紧结构（参见图5），铁心拉板、夹件及垫脚等均经过优化计算，以保证产品铁心夹紧、器身起吊、压紧及短路状态下的机械强度。图 5 变压器主体铁心结构图4.2.5铁心柱用粘带绑扎机绑扎，以保证足够的拉力，台阶处用圆棍撑紧，保证铁心的圆度和紧度。4.2.6在夹件上设置了漏磁屏蔽措施，控制产品漏磁及损耗，防止局部过热。4.2.7铁心及夹件均与油箱可靠绝缘，各自利用接线片引至外部，并引下接地。图6 产品冷却结构示意图4.3 主体绝缘结构4.3.1 线圈之间的主绝缘结构根据我厂多年的科研成果和生产实践经验，采用薄纸筒小油隙的结构。我们根据以往的生产和研究

26、经验设计了主绝缘结构，并利用计算机仿真程序对主绝缘电场分布进行了精确地计算。根据计算结果，设计绝缘结构,确定各部位的电极曲率、覆盖厚度、角环配置，以及特殊部位的电场屏蔽措施等，使得各处场强趋于均匀，并保证足够的裕度，使设计合理，保证产品的绝缘可靠性。 4.3.2 主绝缘纸筒均采用瑞士WEIDMANN进口优质纸板制造。并采取强油不导向的散热结构（OFAF），避免油流带电，在保证绝缘强度的同时保证每个线圈的散热性能。冷却和绝缘结构参考了我公司近几年的设计和制造经验，可以充分保证线圈的散热，降低热点温升。图6为本产品主体的冷却结构图。4.3.3为降低局放量，改善电场分布，心柱和旁柱、上下轭分别放有地

27、屏，改善地电极的形状和电场分布。线圈端部放有静电板，改善端部电极形状，降低其表面电场强度。4.3.4三柱器身均采用整体套装结构，并在结构和工艺上保证套装的紧度。单个线圈和线圈组装都采用恒压干燥，保证线圈和整体组装高度，以提高线圈的抗短路能力4.4 1000kV引线结构4.4.1 1000kV间接式出线绝缘采用瑞士WEIDMANN公司产品，并根据多方校核的结果调整了设计结构。确保1000kV出线系统的安全。图7为我们已确定的1000kV出线绝缘图图7 1000kV出线绝缘4.4.2 中压500kV引线采用大直径铜管和铜棒作为电流载流导体，控制引线的温升，保证引线的电极形状和圆整度，并控制500k

28、V引线对铁心、夹件、油箱等各处的绝缘距离。控制引线局放和电气强度。4.4.3 低压110kV引线采用大截面铜管作为电流载流导体，保证引线的温升和电气强度。4.4.4 中性点引线采用大截面铜棒作为电流载流导体，保证引线的温升和电气强度。4.4.5所有引线连接处都用铝箔和金属化皱纹纸充分屏蔽，保证电极直径和圆整度。减少产品的局放，保证足够的电气强度。4.5 主体油箱结构4.5.1 为保证产品的运输尺寸和运输强度，主体油箱采用筒式结构，板式加强铁；上盖采用压弯结构，在内部进行加强（如图8）。 图8 主体油箱结构4.5.2 我们利用ANSYS计算机软件对主体油箱的真空（13.3Pa）强度、正压(0.1

29、2Mpa)强度和运输(落下孔式)强度进行了校核。确保油箱的整体机械强度。4.5.3为防止局部过热，降低损耗，油箱侧壁加装了磁屏蔽。并在油箱侧盖采用铜屏蔽，以避免油箱过热。4.5.4 油箱全部采用优质钢板制造。油箱箱沿加限位方钢，法兰连接面加工，开密封限槽，保证产品不出现渗漏油的现象。4.5.5主体下部采用浇注式定位结构，上部采用层压木撑紧结构，保证运输和抗震能力。4.6 主要附件的型式和特点4.6.1 1000kV套管采用意大利P&V公司产品，额定电流为2500A，外部均压环结构参考特高压试验基地已经验证的结构，并经各方确认。套管配置3只保护级电流互感器，2只测量级电流互感器（其中一只用于绕组

30、温度控制器）。4.6.2 500kV套管采用意大利P&V公司产品，额定电流为5000A。套管配置3只保护级电流互感器，1只测量级电流互感器。4.6.3 低压套管采用西瓷公司145kV套管，额定电流为4000A。低压a1套管配置2只保护级电流互感器，1只测量级电流互感器。4.6.4 中性点套管采用西瓷公司126kV套管，额定电流为2500A。套管配置2只差动保护电流互感器，2只保护级电流互感器，1只测量级电流互感器。4.6.5 主体配备8组保定多田产400kW强油风冷却器，壁挂式安装。潜油泵、风机、油流继电器采用日本进口配置。高-中满负荷运行时需开动6只冷却器，两组备用；三侧满负荷运行时需开动7

31、只冷却器，一组备用。冷却器控制箱具有双电源回路，可自动切换，并可根据负荷和温升情况自动控制冷却器的投切。4.6.6 储油柜采用胶囊式结构，采用法国进口胶囊、德国messko油位计，并配备取气盒和呼吸器。储油柜上部装有真空阀门和装置，可与油箱一起抽真空。油位计具有高、低油位报警无源信号接点各一对。4.6.7 主体油箱配备4只美国Qualitrol 公司 208-60F型压力释放装置，释放压力为75kPa。各具有一副无源信号接点用于跳闸或报警信号。4.6.8 气体继电器采用德国EMB公司生产的BF-80型产品，具有一对轻瓦斯报警和两对重瓦斯跳闸无源信号接点。4.6.9 主体配备2套德国messko

32、油面温度控制器，1套德国messko绕组温度计。分别具有5副无源信号接点，和一套4-20mA计算机信号，用于报警保护、跳闸保护、温度信号和冷却器控制。4.6.10 每个主体配备一套宁波理工MGA2000-6H型气体在线装置，4.6.11 每台变压器都配备主体端子箱和调压补偿变端子箱各一只，并采用壁挂式安装，分别用于主体和调压补偿变的测量保护接线。各端子箱、开关操动机构、在线监测装置的电源由各相的冷却器控制箱接入。每组变压器设置一只三相总端子箱，用于汇总各相冷却器控制箱、主体端子箱、调压补偿变端子箱、开关操动机构的控制信号。5、调压补偿变主要结构介绍5.1 铁心调压和补偿变铁心均为两柱、口字型铁

33、心，采用进口高导磁、低损耗优质晶粒取向冷轧硅钢片叠积，全斜接缝。采用框架式夹紧结构5.2 线圈调压变采用两心柱套线圈的结构。激磁线圈两柱并联，为内屏连续式结构，采用组合导线绕制；调压线圈两柱并联，为螺旋式结构，采用自粘换位导线绕制。补偿变采用单柱套线圈的结构，低压补偿线圈为螺旋式结构，采用自粘换位导线绕制；补偿激磁线圈为连续式结构，采用自粘换位导线绕制。5.3 其它5.3.1 调压补偿变为自然油循环冷却的散热方式，冷却装置采用片式散热器。5.3.2 油箱采用平板筒式结构，可以承受真空133Pa、正压0.1MPa的强度试验。5.3.3 调压变和补偿变下部采用浇注式定位结构，上部采用层压木撑紧结构

34、。5.4 调压补偿变主要附件5.4.1 低压套管与主体相同。低压a套管配置2只保护级电流互感器。5.4.2 中性点套管与主体相同。O2套管前配置2只保护级电流互感器。5.4.3 开关采用MR进口DU型正反调无载分接开关，型号为：DUI-2403/123-12091BB，额定电流2400A,额定电压123kV。开关的起吊和安装需使用专用吊具，并按安装使用说明书进行。开关配备了ED100型电动操动机构，可以就地电动和手动，并提供了就地和远方位置信号。开关具有安全闭锁功能，可以防止分接头未合在正确的位置时投运。5.4.4 储油柜采用胶囊式结构，采用法国进口胶囊、德国messko油位计，并配备取气盒和

35、呼吸器。储油柜上部装有真空阀门和装置，可与油箱一起抽真空。油位计具有高、低油位报警无源信号接点各一对。5.4.5 调压补偿变油箱配备2只美国Qualitrol 公司 208-60F型压力释放装置，释放压力为75kPa。各具有一副无源信号接点用于跳闸或报警信号。5.4.6 气体继电器采用德国EMB公司生产的BF-80型产品，具有一对轻瓦斯报警和两对重瓦斯跳闸无源信号接点。5.4.7 调压补偿变配备2套德国messko油面温度控制器，各具有5副无源信号接点（只引出3副），和一套4-20mA计算机信号，用于跳闸保护、报警保护、温度信号。6、变压器的运行与维护6.1 投入运行前的注意事项和检查(各组件

36、按其使用说明书中的要求进行检查)6.1.1 检查所有蝶(闸)阀所处的位置是否正确，温度计中是否注了变压器油。6.1.2 检查各组件的安装是否正确，有无渗漏油情况。6.1.3 检查铁心和主体的接地是否可靠，是否有多余接地点。铁心由接地套管引至油箱外接地，可利用铁心接地端子检测铁心绝缘情况，测量时接入计量表后再打开接地线，避免瞬间开路有高电压，测量后仍要可靠接地。6.1.4 检查储油柜和套管等油面指示位置是否合适。产品运行中可通过储油柜下部的加添油管进行加添油(油质符合变压器使用说明书规定)，具体操作见储油柜说明书，加完油后关闭加添油阀门。6.1.5 检查气体继电器、压力释放阀、油泵、风扇、油流继

37、电器、油表、温度计、电流互感器等保护、报警和控制回路是否正确。气体继电器、压力释放阀、温度计、油位计、油流继电器等的整定是否合适。检查电流互感器未接端子是否短接良好。6.1.6 检查断路器工作质量是否良好，三相分合的周期性应符合有关规定；6.1.7 对变压器的油样进行最后化验，应符合下述要求规定，同时测量各绕组的介损tg与出厂值应无明显差异。a） 击穿电压70kV；b） 含水量8L/L； c） 含气量0.5%； d） 介质损耗因数tg0.5%(90C)6.2 变压器运行中的监视6.2.1 运行初期和特殊运行条件下要加强巡视和预防性检测；6.2.1.1 运行中油样化验应按下述规定： 运行的第一个

38、月： 每10日取油样化验一次； 运行的第二个月至第六个月： 每月取油样化验一次； 以后： 每三个月化验一次； 对变压器的油质最好作油中含气分析，以便及早发现运行的问题。6.2.1.2 允许运行的油质的最低标准； 耐 压： 55 kV(标准油杯试验) 含水量： 20 ppm含气量： 3介 损： 1 运行初期油质如下降很快，则应尽快分析原因，采取处理措施6.2.2 监视并记录其电压、电流和顶层油温以及曾达到的最高顶层油温。6.2.3 定期检查储油柜油位、套管油位、气体继电器、压力释放阀、温度计等情况。 6.2.4 按电力变压器负载导则和使用说明书监视负载和变压器情况，6.2.5 运行中其它监测项目

39、按变压器运行规程运行。6.2.6 正常运行及监视维护应按变压器说明书、组件说明书、有关标准、导则和规程进行。6.3 变压器的内检6.3.1 变压器投入运行以后，如变压器油质未下降到允许运行的最低标准和未发现密封严重渗漏，可不必对变压器进行内检。6.3.2 如油质下降到允许运行的最低标准，应及时进行滤油处理。如密封垫失去弹性，发生严重渗漏，必须更换密封垫圈。在进行滤油处理或放油更换密封垫时，应同时进行变压器内检。6.3.3 变压器内检的注意事项：6.3.3.1雨雪风天(4级以上)和相对湿度75以上的天气不能进行内检；6.3.3.2 进入油箱前，需进行箱内空气检查，以免发生窒息危险：6.3.3.3

40、 内检前须提高器身温度使之必须高于周围气温1520（一般采用热油循环）；6.3.3.4内检时要一直吹入干燥空气，充入的干燥空气的压力为(19.629.4)kPa，防止器身受潮，直至检完封盖为止，吹入流量可以维持在0.2m3min左右；6.3.3.5 进入箱中的内检人员必须穿清洁衣服和鞋袜，除所带工具外不允许带其它任何金属物件；6.3.3.6 所用工具要求严格执行登记清点制度，防止遗忘箱中；6.3.3.7 所打开的盖板等处要有防尘措施，严防灰尘进入箱中；6.3.3.8 器身暴露在空气中的时间要尽量缩短，允许暴露的最长时间(从开始打开盖板破坏变压器密封至重新抽真空止)： 干燥天气(空气相对湿度65

41、以下)： 12h 潮湿天气(空气相对湿度6575)： 8h6.3.3.9 箱内检查过程中，移动工具和灯具时注意不要损坏绝缘，不允许在箱内更换灯泡6.3.3.10内检完成后，需重新按变压器安装使用说明书要求进行真空注油、热油循环及必要的试验检查，并静放168小时后，方可施加电压。6.3.4 进入箱中的内检项目：6.3.4.1 检查所有联接处的紧固件是否松动；6.3.4.2 检查引线的绝缘是否良好，支撑、夹紧是否牢固；6.3.4.3 压钉、定位钉和固定件等是否松动；6.3.4.4 铁心、磁屏蔽与夹件及油箱间的绝缘是否良好，是否有多余的接地点；6.3.4.5 检查引线与开关的联接是否良好；6.3.4.6 最后在箱内进行清理，清除残油、纸屑、污秽杂物等；