主变压器室（共7篇）
主变压器室 篇1
城市是人口集中地区,110 kV城市变电站在设计时都将主变压器放置在室内,通过房屋隔声和屏蔽控制主变压器的运行噪声,但因主变压器的安全运行需要通风散热,主变压器室又必须开设门窗洞口,致使室内的噪声传至室外,对周围居民产生影响。本文以南京市110 kV淮海路变电站设计为例,对如何解决主变压器噪声污染和通风散热之间的矛盾等问题做了一些有益的探索。
1 工程概况
南京市110 kV淮海路变电站规划为3台50 MVA主变压器,采用全户内布置模式,地下一层,地上两层,总建筑面积为2 379 m2,建筑高为12.7 m。站址邻近南京市商业中心新街口地区,南侧为淮海路,其余三侧均为居民住宅楼,变电站外墙距周围住宅楼的间距仅略大于15 m。为此,在前期设计阶段,通过分析主变压器噪声污染和通风降噪原理制定了相应方案,实施后较好地控制了主变压器噪声污染,同时又满足了主变压器通风散热的要求。
2 主变压器噪声污染分析[1]
2.1 主变压器噪声源分析
1) 由于电磁场的交替变化造成的电磁噪声,形成的原因有3个:
①硅钢片磁致伸缩引起铁芯振动;②漏磁引起的铁芯振动;③漏磁引起线圈、油箱壁振动。
2) 主变压器的冷却系统产生噪声,主要包括油泵和冷却风扇。
但目前一般采用自冷式主变压器,不存在冷却风扇,本案不予考虑。
2.2 主变压器噪声的传播途径及影响
主变压器噪声在主变压器室内传播,当声波遇上建筑物壁面以后(这一过程称为声波的入射),就产生反射声波和透射声波,反射声波使室内的噪声增强,透射声波穿出壁面进入外环境中,再向更远处传播。入射声波与透射声波的能量比视建筑物壁面的质量而定,对于厚重的混凝土砖墙,两者的能量比大约为10万倍,即入射声波功率级比透射声波功率级高50 dB。可见将主变压器放置在室内,通过建筑物的隔声可以有效地防止主变压器噪声对外环境的影响。
但是,主变压器的运行需要通风散热、检查维修,所以必须要有进、出风道口和门洞。主变压器噪声通过风道口、门及各种缝隙传到外环境中,这种噪声的能量几乎没有衰减。根据声学中的波动理论,主变压器噪声传到室外以后,每一个门、窗都是一个新的噪声源,这些新噪声源的能量在室外空气中自然扩散,声级逐渐降低直至消失。
3 主变压器室通风降噪的理论依据及方案设计[2,3]
噪声污染由噪声源、传播途径和接受者3个要素构成,这3个要素要同时存在才构成噪声污染。因此,在理论上,只要控制任何一个要素均能消除噪声污染。供电公司本身并不生产变压器,只能向生产商提出主变压器噪声控制指标,目前一般要求在53~58 dB;同时,变电站周围的人群作为接受者也是客观存在的。因此对变电站设计而言,降低主变压器噪声只有从控制噪声传播途径入手,主要从吸声、隔声、消声这几个方面考虑,同时还必须保证主变压器的安全运行。
3.1 吸声处理
主变压器产生的噪声首先在主变压器室内传播,当声波遇到墙面、屋面、地面后被反射回来,反射声波再遇到主变压器室壁面后再次反射,显然主变压器产生的直达声波和一次反射声波、二次反射声波、N次反射声波相互叠加,使室内噪声大大增强。在室内噪声增大时,室外噪声也跟随增大。建筑声学理论研究表明,室内噪声的大小不仅与声源声级有关,还与室内壁面的平均吸声系数有关,要控制主变压器噪声对外环境的影响,对主变压器室内进行吸声处理十分必要。
110 kV淮海路变电站采用了微穿孔板吸声结构:先将龙骨固定在主变压器室内四周墙面上,离心超细玻璃棉用玻璃纤维布包好,放置在龙骨之间,护面板采用铝合金穿孔板。室内吸声面积控制在主变压器室总内面积的60%左右,因为如再进一步增加室内吸声面积对降低室内噪声效果不大,但工程费用却成线性增长,性价比不高。
3.2 隔声处理
主变压器室采取吸声处理措施以后,室内反射声波得到了有效控制,但主变压器产生的直达声波仍然可以通过门窗等各个敞开口向室外环境中传播,所以应当进一步对主变压器室所有漏声环节进行隔声处理。隔声效果的好坏取决于隔声面的密封性和隔声材料的质量大小。
3.2.1 隔声面密封性的影响
按照声能量理论,假设传到室外的声能量与缝隙的面积成正比,则隔声量R0为
R0=10lg(S′/S) (1)
式中:S′为漏声的缝隙面积;S为需要隔声的原敞口(如门或窗)面积。
设S′/S分别为0.1、0.01,即缝隙的面积是原敞口面积的1/10和1/100,则隔声量R0将分别小于10 dB和20 dB,可见漏声对隔声效果的影响是很大的。
3.2.2 隔声材料质量大小的影响隔声的基本原理是质量定律,其理论公式为
R=20lg(mf)-43 (2)
式中:R为隔声面板的隔声量;m为隔声面板的单位面积质量;f为声波的频率。
由式(2)可见隔声面板单位面积质量越大、噪声的频率越高,隔声效果越好,所以混凝土砖墙的隔声量可以达到50 dB,而1.2 mm厚钢板的隔声量仅为25 dB。
由于理想状态下的理论公式与实际情况存在一定差异,所以工程中往往采用隔声量计算的经验公式对隔声效果进行预测。该经验公式考虑到一般噪声的频谱很宽,对所有频率进行计算的计算量很大,所以只考虑隔声面板单位面积质量m这个单一因素,设R1、R2分别为单层结构和双层结构的隔声面板的隔声量,则其经验表达式为
R2=R1+ΔR (4)
式中:ΔR通常取7 dB左右。
在选用轻质材料进行隔声时,还要防止隔声构件与噪声的某个频率产生共振,因为共振将大大降低原有措施的隔声效果。
3.2.3 方案设计
110 kV淮海路变电站主变压器室大门采用了可拆卸式复合彩钢板,由于大门要兼顾主变压器的安装、检修和人员的进出,面积达到30 m2以上。在设计时,将隔声门做成可拆卸的隔声板,只在门的下边角处做一扇可开启的隔声小门,供平时巡视检查和小的维修,需要大修时再拆卸隔声小门。由于复合彩钢板厚度为50 mm,两面是薄钢板,中间是聚氨酯泡沫塑料(可以起到阻尼防振的效果),相当于双层结构,其隔声量可以达到30 dB(A),而单位面积质量仅与1 mm钢板相当,强度和耐腐性均好;同时,其属于难燃烧体,耐火极限可达0.60 h,主变压器室大门又直接朝外,可符合防火要求。所以用复合彩钢板做主变压器室隔声门的面板材料是合适的。另外,为保证隔声门的密封效果,在门与门框之间做成阶梯状的企口并加设橡胶密封条,使门、框之间严密合缝;可拆卸隔声板之间相互覆盖,不出现缝隙。
3.3 消声处理
主变压器噪声除了从门窗向外环境传播外,还通过风道口向外环境传播。风道口是不能像门窗处一样采取隔声措施的,因为风道承担着主变压器室内通风散热的重任,采取隔声措施以后将会造成室内温度升高不利于变压器的安全运行。如要控制风道口的噪声不影响室外,又要保证通风散热不受影响,只有采取消声的方法。
3.3.1 消声方式的确定
通过对现有变电站噪声治理实践经验的综合考虑,对进、出风道口通过加装消声器以解决这一问题。消声器的消声量ΔE的计算式为
ΔE=ψ(a0)lL/S1 (5)
式中:ψ(a0)为与阻性材料的吸声系数a0有关的消声系数;l为消声器通道断面周长;S1为消声器通道有效横截面积;L为消声器有效部分长度。
3.3.2 通风量和风速的确定
110 kV主变压器室的散热通风量V的计算式为
V=Q/cρΔt (6)
式中:Q为主变压器需要的散热量,Q=860 P,P为主变压器的功率损耗;c为空气的比热比,其值为1 kJ/(kg·℃);ρ为空气的密度,其值为1.2 kg/m3;Δt为室内外温度差,南京地区夏季室外空气温度在35℃左右,Δt取10℃。
根据理论计算和工程实践经验,一台110 kV、容量50 MVA的主变压器散热通风量约需80 000 m3/h左右。
根据流体力学连续方程,实际通风量V1计算式为
V1=vS2 (7)
式中:v为风速;S2为主变压器室的通风面积。
主变压器室如采取自然通风,其风速不可能大,只能达到3 m/s左右;如采取机械通风,其风速可大幅提高,但是风速太大也会导致气流再生噪声。对于从消声器中流过的气流速度一般控制在8 m/s左右。根据110 kV主变压器室需要的散热通风量和风道口的气流速度,可以计算得到有效通风面积。在自然通风状态下,进、出风道口的有效面积均必须达到7.5 m2以上;在机械通风的状态下,进、出风道口的有效面积均必须达到2.8 m2以上。
3.3.3 方案设计
110 kV淮海路变电站在主变压器室下部设置进风道口,其通风面积约10 m2。在进风道口安装阻抗复合折板式进风消声器进行消声处理。在主变压器室上部侧墙设出风道口,室外侧连接安装低噪声轴流通风机,并将通风机置于消声室内,通风机的进风侧加装钢板格栅,以防止零件等坠入主变压器室。通风机的进风道口通风面积不小于5.2 m2,喉部的通风面积不小于3.0 m2,出风道口的通风面积不小于6.0 m2。在通风机的出风道口采取消声处理措施。通风机的启停配备就地控制装置,可以手控和自动温控,自动温控在主变压器室内留有信号,并留有远程控制的接口,通风系统还提供与消防系统实现闭锁的接口。
4 应用效果
2008年10月10日南京市110 kV淮海路变电站进入试运行,江苏省辐射环境保护咨询中心即对其噪音及电磁环境现状进行了检测。检测结果表明:该变电站周围包括居民小区在内的12个监测点的监测数据均符合国家相关标准要求,其中,一般点处的昼、夜间噪声分别为47.2~59.5 dB和39.5~49.2 dB,均满足GB12348—2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》2类标准要求;敏感点处的昼、夜间噪声分别为49.1~53.2 dB和39.9~40.5 dB,均满足GB3096—2008《声环境质量标准》2类标准的要求,不会影响周围居民生活。
5 结语
1) 城市全户内变电站的主变压器噪声污染和通风散热是对矛盾结合体,但只要在变电站设计时充分考虑好通风方案,合理选择隔声、吸声、消声措施,是可以解决主变压器噪声、散热问题的,从而满足环保要求。
2) 在南京市110 kV淮海路变电站主变压器室的通风与降噪设计中,通过对噪声污染的构成原理分析及有关理论的计算,采取了合理的通风降噪措施,并在运行实践中取得了良好的效果。
摘要：城市全户内变电站主变压器室的通风散热要求与降低其噪声污染的要求是相互矛盾的。通过对南京市110kV淮海路变电站通风降噪设计方案及实施结果的研究,探讨目前110kV城市全户内变电站在主变压器室通风降噪矛盾方面的一些解决措施及其效果。
关键词：城市全户内变电站,主变压器室,通风散热,降噪措施
参考文献
[1]水利电力部西北电力设计院.电力工程设计手册电气一次部分[M].北京:水利电力出版社,1989.
[2]虞兴邦,姜在秀,韩海.变压器的噪声及其降低[J].噪声与振动控制,2001(10),35-38.
[3]变压器手册编写组.电力变压器手册[M].沈阳:辽宁科学技术出版社,1990.
主变压器选型优化 篇2
随着电力系统中电网建设规模的逐年扩大, 短路电流逐渐增大。尤其是在新建的变电站中, 短路电流过大常导致电气设备选型困难, 进而增加了投资费用。如果系统发生短路时的电流为I1, 则系统侧的阻抗Xd=U0/I1.变压器高、中、低三侧的阻抗分别用X1, X2, X3表示, 则单台主变运行时的10 k V短路电流可用下式计算:
2台主变110 k V侧并列运行时10 k V短路电流可用下式计算:
此外, 中压侧分列运行时与单台主变压器的运行情况相同, 3 台主变压器并列运行的情况依此类推。
由以上分析可知, 可通过以下方式降低短路电流值: (1) 110 k V母线采用分列运行的方式; (2) 主变低压侧串接限流电抗器; (3) 提升高压侧至中压侧的阻抗值。
在上述方式中, 110 k V变电站由上一级220 k V站辐射状供电, 而110 k V母线采用分列运行的方式会使110 k V线路形成单母线供电, 与双母线接线方式相比, 其可靠性低很多。因此, 220 k V变电站的110 k V母线多采用双母线接线方式。如果220k V变电站的最终规模为3台180 MVA主变压器, 则会有2台主变在同一段母线上运行, 而采用110 k V母线分列运行的方式仅能解决短时间内的短路电流问题, 因此, 不推荐采用该方式。
2主变低压侧加装限流电抗器
对于采用普通阻抗变压器加限流电抗器限制短路电流的方案而言, 需要设置3 台容量均为180 MVA的变压器, 系统侧提供的220 k V短路电流约为32 k A, 干式空心限流电抗器的额定电流为4 000 A, 电抗率为10%.
根据上述条件计算得出, 主变10 k V侧分列运行时, 限流电抗器前的短路电流值为65.69 k A, 限流电抗器后的母线短路电流值为20.64 k A, 可限制短路电流值为45.05 k A, 限流率为68.58%.此时, 对于10 k V母线及其配套设备的短路电流达到25 k A即可。
3加装高阻抗变压器和进行分裂绕组
应在限制10 k V母线短路电流的同时, 解决变压器近区短路故障影响变压器低压绕组的问题, 而加装高阻抗变压器是一种很好的解决方案。此外, 也可基于普通变压器的常规结构, 通过调整铁芯直径和绕组参数或采取绕组拆分措施, 增加绕组的漏抗, 简称为分裂绕组方案。采用此方案可提高变压器阻抗的电压值, 会有更多的漏磁通与一、二次绕组交链。而对于大容量的变压器, 漏磁通会加剧零部件和绕组的损耗, 并导致设备温度升高,
3.1 运行成本对比分析
加装高阻抗变压器的方案与分裂绕组方案的比较如表1所示。
由表1 可知, 加装高阻抗变压器的方案具有以下优点: (1) 空载损耗较小, 可降低约15%; (2) 负载损耗较小, 可降低约18%; (3) 运行经济性较高; (4) 可控制阻抗偏差, 从而满足扩建站并联运行的要求; (5) 极限分接阻抗波动较小, 运行平稳; (6) 结构简单、绝缘可靠性高。
在运行成本方面, 变压器的年电量损失可通过以下公式计算:
式 (1) 中:P0为变压器空载损耗, k W;PK为变压器负载损耗, k W;β为变压器的负载率, 按70%计算;t为变压器年工作小时数, 按8 760 h计算。
根据式 (1) , 采用分裂绕组方案变压器的年电量损失Q1=3624 888 k W·h, 采用加装高阻抗变压器方案的变压器年电量损失Q2=3 021 324 k W·h, 差值ΔQ=603 564 k W·h。按照江西地区工业用电电价0.65 元/k W·h计算, 采用加装高阻抗变压器方案每年节省的资金M≈39.2 万元。按照变压器寿命为30年计算, 在整个寿命期内, 每年折现率按照8%计算, 每年可节省资金441.3 万元。
通过上述比较得知, 内置电抗器的方案在运行和制作成本方面均优于分裂绕组方案。
3.2 变压器噪声对比分析
铁芯的磁致伸缩是变压器噪声的主要来源, 而加装高阻抗变压器方案中电抗器的容量一般为4 MVar左右, 只占主变容量 (180 MVA) 的2.22%, 可通过增强机械夹紧力来解决电抗器的噪声问题。
3.3 变压器电压调整率对比分析
电压调整率是指一个绕组的空载电压及同一绕组在规定负载、功率因数之下的电压之差与该绕组空载电压的比值, 通常以百分数表示。
4 结束语
本文比选了主变压器低压侧限制短路电流的3 种方案, 推荐加装高阻抗变压器的方案为本工程主变压器低压侧限流短路电流的主选方案。
摘要：分析比选了主变压器低压侧限制短路电流的3种方案, 即主变中压侧分列运行方案、普通阻抗变压器加限流电抗器方案和高阻抗变压器方案, 以期为相关单位的需要提供帮助。
主变压器热故障的分析处理 篇3
500kV广南变电站于2006年10月建成投产,其主变容量为1 000MVA。2008年7月,该站运行人员对站内设备进行红外线测量时,发现在额定电流和正常油温的情况下,其#1主变中压侧套管的接线板温度出现异常。因此,在2008年7月30日分别对该处温度进行了3次测量,测量数据见表1。测量时,室外温度为35℃,电流约为2 400～2 500A(抽头在12档时,额定电流为2 484A),有功功率约为940MW(额定功率为1 000MW),顶层油温为60℃,绕组温度为77℃,主变冷却器工作正常。
由表1可知,此接线板温度超过文献[1]规定的最大允许发热温度(80℃)的要求,#1主变已出现热故障。
2 故障原因分析
引起接线板发热的主要原因是接触电阻变大,而接触电阻变大的原因有:
(1)施工工艺不符合要求,如连接件的接触表面未除净氧化层及污垢,焊接工艺差,紧固螺母不到位,未加弹簧垫等;
(2)铜铝接头,接触面没有镀银或挂锡的接头,其接触面严重氧化;
(3)系统突变,使电流突增;
(4)系统发生短路故障;
(5)电气设备选型不合理,电流通道形成“瓶颈”现象。
广南站#1主变为日本三菱公司产品,其主变风扇起动值为55℃,油泵起动值为65℃,顶层油温报警值为80℃,绕组温度报警值为110℃。在#1主变中压侧套管接线板温度超标时,其变中最大电流尚未达到电流额定值的1.05倍[2],同时变压器顶层油温、绕组温度也未达到温度报警值,主变冷却器亦运作正常,其220kV GIS主变进线间隔的三相套管出线接头温度约为40℃,处于正常状态。显然,可排除因系统发生短路故障或系统突变使电流突然增大,从而导致的发热。此外,#1主变中压侧套管接线板材质为铜,表面镀银,所接设备线夹为铜铝过渡设备线夹。根据现场运行情况,接线板接触面良好,可排除是因接触面严重氧化而引起的发热。
综上所述,接线板热故障可初步确定为电气设备选型不合理,即#1主变中压侧套管接线板与设备线夹的选型可能存在问题。
3 导体载流量的计算及故障处理
为核算#1主变中压侧套管接线板与设备线夹的选型是否合理,首先需要核算流经主变中压侧套管接线板及设备线夹的电流。在计算中,导体按硬铝材料考虑,接触面尺寸按主变套管接线板与铜铝过渡线夹的实际接触面积考虑,#1主变中压侧套管接线板尺寸如图1所示,计算结果见表2。
由表2可知,接头与线夹接触面的载流量不符合文献[2]要求,而线夹截面的载流量符合要求。因此出现热故障的主要原因是设备线夹与#1主变中压侧套管接头之间的接触面积不足。针对这一故障,对#1主变中压侧引下线的铜铝过渡线夹及时进行了停电更换处理。由于及时发现并解决了问题,因此没有因发热而导致发生事故。
4 结束语
为预防此类故障的再次发生,提出了以下建议。
(1)设计单位应提高认识,合理设计。
(2)生产厂家要加强制造工艺。
(3)施工单位要严格执行工艺规程,严把验收关。
(4)生产运行部门应加强预防性试验。根据测试数据的变化,结合设备内部结构特点、设备运行情况及外部因素进行综合判断,以便及时发现缺陷,防止类似故障的再次发生。
摘要：通过分析500kV广南变电站#1主变热故障的原因,判断这起故障是由电气设备选型不合理引起的。针对这一问题,及时更换了选型不合理的电气设备,并提出预防此类故障的建议。
关键词：变压器,接线板,热故障,选型,电气设备
参考文献
[1]DL/T 5222—2005导体和电器选择设计技术规定[S]
浅谈主变压器容量的选择 篇4
(1) 变电站主变压器容量应根据地区供电条件、负荷性质、运行方式和用电容量等条件进行综合考虑。总的来说, 对主变压器容量大小的选择, 取决于区域负荷的现状和增长速度、上一级电网提供负载的能力、与之相连接的配电装置技术和性能指标, 取决于负荷本身的性质和对供电可靠性要求的高低等因素。
(2) 主变压器额定容量应能满足供电区域内用电负荷的需要, 即满足全部用电设备总负荷的需要, 以便投入运行后能常年经济运行, 避免变压器长期处于过负荷状态运行。新建变电站主变压器容量的合理选择要考虑变压器最佳负荷率, 运行效率要高、损耗要低的要求。单台主变压器容量的选择不宜过大或过小, 单台容量应根据供电区域的负荷密度进行选择, 要预留负荷发展和扩建的可能, 实现变电站容量由小到大。投产初期主变压器的负载率尽量接近最佳经济运行负载系数, 最大负荷利用小时数大于3 000 h时可取0.6～0.7, 最大负荷利用小时数小于3 000 h时可取0.75～1.00。主变压器容量应满足5～10年规划负荷的需要, 为今后供电区域负荷增长保留足够的容量裕度, 防止不必要的扩建和增容。
(3) 对于扩建、改造的变电站, 主变压器容量的选择要与站内原有的主变压器技术参数相匹配。主变压器并列运行是变电站变压器经济运行的有效方式, 在扩建、改造变电站时, 新增或改造的主变压器与变电站内现有主变压器应能满足并联条件, 即联结组别与相位关系相同;电压和变压比相同, 允许偏差相同, 调压范围内的每级电压相同;防止二次绕组之间因存在电势差产生环流;短路阻抗相同, 控制在10%的允许偏差范围内, 容量比为0.5～2.0。
(4) 主变压器容量的选择要考虑变压器的经济运行。对一般负荷的变电站, 一般装设2台及以上主变压器, 保证供电运行方式灵活。当负荷增加到1台变压器的容量不够用时, 采用并列投入第二台变压器;当负荷减少到不需要2台同时供电时, 可将其中的一台变压器退出运行;并列运行的主变压器发生故障时, 要迅速将故障变压器退出运行, 用另外一台主变压器正常供电, 减少故障和检修时停电范围, 增加企业收益, 达到安全可靠供电的目的。
(5) 主变压器容量的选择要考虑变电站“N-1”和“手拉手”供电方式。满足“N-1”供电准则的变电站的主变压器容量可适当减少。一般认为配电变压器负荷率为额定容量的70%～80%较合适, 对主变压器则应尽量按最大需求量选择容量。当任何一台变压器停运时, 其负荷自动转移至正常运行的变压器, 此时变压器的负荷不应超过其短时允许的过载容量, 以后再通过电网操作将变压器的过载部分转移。另外, 对变电站密集区, 由于变电站之间存在联络供电线路, 变电站之间可以“手拉手”互供, 主变压器容量的选择也可以适当减小。正常条件下分区域各自供电, 当不能满足供电输出时, 通过运行方式的调整, 可以靠周边的变电站通过联络线带部分负荷。
(6) 主变压器容量的选择还要考虑国家降损节能政策和变压器长期运行中的功率损耗。对新上的变压器应优先选用损耗参数良好、节电效果明显、经济效益好、投资收回期短的新型变压器, 符合国家相关能效标准。这样, 虽然短期增加了购买设备的投资, 但采用新型的变压器能够节约能源, 减少电能量损耗, 多投资部分靠节约电能量的电费, 短时期即可收回。
柘溪水电站主变压器故障分析 篇5
柘溪水电站位于湖南省资水干流上,距安化县东平市12.5km。混凝土单支墩大头坝,最高坝高104m,装机容量44.7万k W,保证出力11.27万k W,多年平均发电量21.74亿k W·h。工程以发电为主,兼有防洪、航运等效益。1958年7月开工,1962年1月第一台机组发电,1975年7月全部投产。
该电站岸边引水式发电厂房长84.5m,宽20.5m,安装6台混流式水轮发电机组,其中1台单机容量7.25万k W,5台为7.5万k W,水轮机转轮直径为4.1m。由6条隧洞后接6条压力钢管引水,其直径分别为6.5m和5.5m。开关站位于发电厂房左侧,2组单相变压器和2台三相变压器布置在主厂房上游侧,单相变压器容量分别为180MVA和360MVA。三相变压器每台容量为90MVA,以220k V和110k V输电线路各3回向湖南省内供电。
1 事故介绍
湖南柘溪水电站1、2、3号机组总有功负荷为220MW,总无功负荷为110Mvar,频率为49.6Hz,110k V母线电压为113k V。事故当时的运行主接线如图1所示。
某天下午工作人员准备进行3号主变压器的复电操作,按常规从高压侧(110k V)向变压器充电,低压侧为空载状态。在17时45分合上536号断路器(SW3—110k V/100型)时,一合上就随即跳闸。3号机主变压器大差动、重瓦斯、轻瓦斯保护动作,同时出现冷却器全停和备用冷却器投入的信号。值班员当即前往变压器场检查3号变压器,发现该变压器B相高压套管座子喷油,变压器钟罩低压侧有三处大量喷油,油喷射到3~5米高的墙上,油箱两侧多处有油流淌出来。
工作人员随即检查发现变压器的防爆膜没有破裂,防爆筒没有喷油(事后为了加速排油而人为把膜敲破)。B相高压套管上部瓷套移位24mm,超出橡皮垫圈边沿而跑油。B相和C相高压套管座与油箱连通的小管断裂错开6~8mm,气体继电器的玻璃已破裂掉落。喷油严重的地方是A相分接头开关中部,为钟罩与加强筋焊接裂缝所致,B相分接头开关处和其他几处都有不同程度的裂缝。喷出来的油呈暗黑色,并伴有胶臭味。
当揭开高低压套管时,发现3只低压套管的瓷管下端卡口处有崩破损缺。揭开钟罩后看到:C相绕组外围屏已膨胀裂开,围屏纸搭接处有碎纸板条掉下或散开,在高压侧靠分接头开关处围屏张开一个大约100mm的大裂口,从外往内看,明显有3根烧断的绕组导线(铝排绕组)。C相低压绕组下端明显歪偏变形,器身下部及油箱法兰上散落不少绝缘纸屑,铁芯不同程度变形。
2 事故原因分析
通过对事故现象进行分析,工作人员判断引起事故的原因有以下两个方面:(1)操作过电压造成匝间击穿,引起匝间短路,变压器温度迅速升高,初级电流增大,短时间内变压器被烧毁。(2)合闸励磁涌流的电动力突破了绕组结构上的薄弱环节。因本台变压器绕组为铝扁线,机械强度比铜线差,虽然设计上是能够承受可能发生的短路电流或励磁涌流的电动力的,但由于材料、工艺上的不稳定或运行后的变化,可能使绕组机械强度受到影响。另外,运行中在较高温度下受到外部电路电流作用,也可能导致线匝松弛,形成结构上的薄弱环节[1]。
3 事故处理过程及防范措施
事故发生后,工作人员重新进行隔离电源的操作和装设安全设施,停止冷却器运行,拉开3号变压器中性点隔离开关。用棉纱破布堵塞油箱大量喷油的裂口,将油箱内的油抽到油库去;拆开高压侧引线,取油样进行试验。针对该类型事故,应采取以下防护措施。
(1)对主变压器充电时应尽量从0起升压,避免减少全电压合闸冲击,特别是像类似大型铝线变压器,又处在系统比较重要的位置时更应慎重对待[2]。
(2)加强预防性试验,发展和完善新的匝间绝缘及绕组振动的试验监视方法。
(3)冷油器改为3×300W的冷却器组(事故前为120k W),以保证变压器安全度夏。安装高压套管电流互感器,以改善变压器保护的选择性和灵敏度[3]。
4 结束语
因变压器的稳定运行对整个电站的安全有着至关重要的作用,为避免类似事故频繁发生,在日常巡查过程中,应不断检查整个电站机电设备,特别是变压器及其配套器件的工作状态;同时也应监测各项运行参数,发现异动应及时查找原因和正确处理,确保电站安全稳定运行。
参考文献
[1]湖南省水力发电工程学会,湖南省电力公司.水电站事故案例与分析[M].北京:中国电力出版社,2004.
[2]盛国林.电气安装与调试技术[M].北京:中国电力出版社,2005.
变电站主变压器常见故障分析 篇6
变压器的故障分为内部故障和外部故 障两种。内部 故障为变压器内部发生的各种故障, 其主要类型有:各相绕组之 间发生的相间短路、绕组线匝之间发生的匝间短路、绕组或引 出线通过外壳发生的接地故障等。外部故障为变压器外部绝 缘套管及其引出线、散热器、油泵及其他配件上发生的各种故障, 其主要类型有:绝缘套管闪络或破碎而发生的短路, 引出线之间发生相间故障等。
1绕组故障
绕组是变压器主要部件, 是电能输入和输出回路。常见故障有松动、断路、短路, 其中绕组短路又可分为相间 短路、匝间短路、股间短路等。可能导致变压器绕组故障 的原因有:线路短路故障;长期过负荷运行, 绝缘严重老化;绕组绝缘 受潮;绕组接头或分接开关接头接触不良;雷电波侵入, 使绕组过电压。
绕组故障中短路最为常见, 短路故障的 危害可分 为:轻度损坏, 指绕组有变形, 引线被烧断, 但绝缘未损坏;中度损坏, 指绕组有变形, 绕组或引线被烧断, 绝缘受到一定程度的影响;重度损坏, 指绕组有严重变形, 压板被冲断、绕组烧断、绝 缘被击穿或烧坏, 严重的则爆炸起火, 变压器烧毁。轻微的匝 间短路可以引起瓦斯保护动作, 严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理, 因为绕组匝间短路常会引起更严重的单相接地或相间短路等故障。
除了短路故障, 绕组断路故障也比较常见。其原因有: (1) 制造工艺、雷击造成绕组内部断线; (2) 分接开关接线松脱、动触头损坏; (3) 导线接头处焊接不良; (4) 绕组发生匝间、相间短路或对地短路而烧断; (5) 搬运时振动强烈, 使引线断开。变压器绕组如果有一相断路, 变压器将在不平衡状态下运 行, 低压侧出现不平衡电压和电流, 直流电阻也不平衡;如果绕组 有两相断路, 则变压器不能运行;当低压侧两相断路时, 变压器为单相负载运行, 断路的两相无电压输出。变压器断路是致命故障, 应停电检修, 连接好断线处。
2套管故障
套管故障情况较轻时, 可能造成套管 绝缘局部 击穿、外绝缘闪络、接头烧熔、瓷件裂纹渗漏油, 不会影响变压器线圈和器身绝缘, 只需局部处理或更换套管, 即可恢复运 行。套管故障情况严重时, 可能造成套管着火、套管爆炸、瓷套破 损, 套管爆炸时瓷件碎片有可能击坏其他电气设备, 致使事故扩大, 甚至需要长期停电修复, 造成巨大的经济损失。平时维护的一般方法是: (1) 清除套管外表面的积灰和脏污; (2) 若套管密封不严或绝缘受潮劣化则应更换套管。
3渗漏油、油位异常
变压器正常油位上升或下降是由温度变化造成的, 幅度不会太大。当油位下降显著甚至看不见油位时, 可能是变压器出现了漏油、渗油现象。变压器渗漏油一般来说有几种原因: (1) 密封胶垫失效, 如密封胶垫老化、损坏、开裂等。 (2) 变压器本体焊接处焊缝裂开、虚焊、脱焊。 (3) 油阀、法兰等部件渗漏油。 (4) 散热器渗漏油。变压器出现渗漏油现象时, 应首先找出渗漏点, 再分类处理:密封胶垫失效, 如密封胶垫老化、损坏、开裂的, 可以在停电时更换密封件;变压器本体焊接处焊缝裂开、虚焊、脱焊的, 停电时可以将焊缝补焊;油阀、法兰等部 件渗漏油的, 更换油阀、法兰等部件;散热器渗漏油的, 进行表面 处理并补焊, 或直接更换散热器。
当油位降低到油枕底部, 油位表指示为0并发出报 警 (变压器油位异常) 时, 应进行以下检查和处理:仔细检查散热 片、法兰、管道、油箱等部分是否渗漏油;若是油标管、呼吸 器堵塞造成假油位, 应使堵塞处畅通, 在处理时将重瓦斯改接信号;若是油位表接点损坏或其他机械问题, 应更换油位表;若是缺油应及时补油;冬季环境 温度异常 低, 使油位太 低时, 应及时补油;变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限, 经查明不是假油位所致, 则应放油至适当油位, 以免溢油。
4调压开关故障
调压开关是变压器中用来调节输出电压的装置, 调压开关常见故障有: (1) 调压开关拒动。发生拒动时应检查以下内容:操作是否正确;远方/就地操作选择把手是否正确, 如果位置不正确, 应将它们置于正确位置上;操作回路直流电源是否正常, 如不正常应恢复电源操作机构交流电源;控制回路是否闭 锁。 (2) 调压开关机械故障。包括切换开关或分头选择器故障、操作机构机械故障, 发生以上类似情况时, 应及时申请将变压 器退出运行, 进行检修。 (3) 调压开关失步。变压器调压开关三相应在同一位置, 失步是指调压时由于某种原因, 调压开关 三相分头位置不一致, 会产生零序电压和零序电流。在变压器调压过程中, 短时不一致是可能的, 如长时间不一致, 可能使变压器过热或跳闸。调压开关失步的原因, 可能是其中一相或两相由于电气或机械故障而拒动, 或启动后中途停止。发生有载分接开关失步故障时, 运行人员应立即到现场, 检查变压器三 相分接开关的实际位置, 查明拒动原因, 予以处理, 使三相恢复同步。为避免变压器长期在失步状态下运行, 可将已动作的相先调回原位 (现场电动或手动) , 然后检查拒动相拒动原因。如因机械故障不能使变压器恢复同步, 应按现场规程的规定申请将变压器退出运行。
5瓦斯保护故障
瓦斯保护发生时, 反映的是变压器可能有内部故障。变压器内部发生故障时, 电弧将使 绝缘材料 分解并产 生大量的 气体, 从油箱向油枕流动, 其强烈程度随故障严重程度的不同 而不同, 因这种气流与油流而动作的保护称为瓦斯保护, 也叫气体保护。由于气体数量和油流速度能直接反映变压器 故障性质和严重程度, 产生少量气体和油流速度较小时, 轻瓦斯动 作于信号;故障严重、油流 速度大时, 重瓦斯保 护瞬时作 用于跳闸。重瓦斯保护动作跳闸时, 在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素, 作出综合判断: (1) 变压器外观有无明显反映故障性质的现象。 (2) 瓦斯继电器中积聚气体量。重瓦斯动作跳闸后应立即取气送检, 检查气体是否可燃 (此时主变在热备用状态无须申请退出重瓦斯保护压板) 。 (3) 是否呼吸不畅或排气未尽。 (4) 瓦斯继电器中气体和油中溶解气体的色谱分析结果。 (5) 必要时做电气试验。 (6) 变压器其他继电保护装置动作情况。 (7) 保护及直流等二次回路是否正常。轻、重瓦斯同时动作, 大多为变 压器内部故障, 如匝间短路、对地放电等严重故障, 应对变压器进行全面检查。
6异常响声
变压器正常运行时, 声音是清晰而有 规律的, 变压器负 荷发生显著变动或运行状态出现异常, 则声音较平时增大, 有断续杂音, 出现异常响声。 (1) 声音比平时增大, 但较均匀, 变压器发出很高且沉重的“嗡嗡”声, 可能是电网运行电压偏高, 应退出电容器或投入 电抗器来 降低系统 电压;若是变压 器过负荷, 应申请调度转移负荷或减负荷。 (2) 有断续杂音, 应检查变压器零部件, 即内部铁芯或夹件有无松动。如果变压器负荷电流低于额定值且温度不高, 可继续运行;如声音不断增大, 则应考虑停电检修。 (3) 内部有放电声:匝间短路时, 短路匝产生严重的局部过热, 促使变压器油局部沸腾, 发生“咕噜、咕噜”像开锅一样的声音;分接开关接触不良或绝缘击穿, 发生放电的“劈啪”声;异响中夹有不均匀爆炸声, 可能是变压器的器身绝缘有击穿。遇到这类情况, 变压器电压将出现严重不 平衡, 油温也将升高, 应停电检修变压器。
7结论
总之, 引发变压器故障的原因很多, 对运行中 的变压器 必须有可靠的监测手段及保护措施, 以防设备爆炸等恶性事故发生。变压器的保护措施一般有下面几点: (1) 变压器加油应采用真空注油, 以排除气泡。油质应化验合格, 并作好记录。 (2) 变压器投入运行后, 重瓦斯保护应接入跳闸回路, 并采取措 施防止误动作。当发现轻瓦斯告警信号时, 要及时取油样判明气体性质, 并查明原因, 及时排除故障。 (3) 对变压器渗漏油故障要及时加以处理。 (4) 防爆装置应按要求安装在正确位置, 防爆板应采用适当厚 度的层压 板或玻璃 纤维布板 等脆性材 料。 (5) 加强管理, 建立正常的巡视检查制度。 (6) 重视安全教育, 进行事故预想, 提高安全意识。
摘要：主变压器是变电站的核心设备, 其通常情况下不间断持续运行, 因此, 了解其常见故障及处理方法, 能保证变电站的安全运行。现对变电站主变压器常见故障进行分析。
主变压器室 篇7
爆炸发生时该机组处于停运检修状态, 由主变反送电带厂用电运行, 在没有任何电气信息征兆的情况下突然跳闸。就地检查发现主变A相套管破碎, 变压器本体喷油, 2个压力释放阀均动作, 瓦斯继电器内聚集大量气体, 变压器低压侧油箱严重变形。分析认为, 故障是由突发性变压器匝绝缘故障引起, 故障时匝间短路与接地相伴发生。接地短路表现为, 高压线圈上分支从首端通过向内油道发散型对地电弧放电, 在强烈的振动作用下, 套管所受冲击加速度过大及端子承受的机械拉力过大致使其损坏。检查发现, 在事故发生前的3h内, 变压器油的H2含量显著增加, 并急剧上升, 如图1中的A—B段曲线所示。因此, 可将分析变压器油中溶解气体含量作为检测充油电气设备早期故障的手段。
点检中发现主变压器C相低压侧封闭母线竖起拐角处的外壳包箍有明显过热痕迹, 分析原因为封闭母线的漏磁通在包箍所构成的闭合回路中形成涡流发热。将该处的封闭母线外壳包箍移至封闭母线外壳三相短路连接板内后, 此过热现象消除。
主变压器绝缘油在投运约1年后含气量逐渐增大并超过了3%的规定值, 最大值达6.53%, 分析原因为安装不良及投运初期绝缘材料热分解所致。进行滤油处理后, 主变压器绝缘油含气量降至1.0%左右。变压器滤油前后含气量的变化趋势如图2所示。
预防电厂主变压器重大的设备损坏事故, 可从以下几方面进行技术监测。
(1) 油中溶解气体分析依据DL/T 722《变压器油中溶解气体分析和判断导则》进行变压器油中溶解气体色谱分析, 是目前对大型变压器实施技术监控的最有效、最重要的手段。
(2) 红外检测红外热成像技术对于套管缺油、油枕的假油位、联接阀门误关、过热这类缺陷有着很高的发现几率, 因此可将该技术应用于对运行中变压器状态的诊断。在环境温度急剧变化、刚充电后以及高负荷时, 可适当增加红外热成像的次数, 依据DL/T 664《带电设备红外诊断技术应用导则》对变压器状态进行分析诊断。
(3) 预防变压器出口短路300MW及以上的火力发电机组高压厂用变压器及备用变压器多为高压侧封闭母线连接, 配置了母线自动充气装置, 低压侧共箱母线连接至厂用母线。若封闭母线的自动充气装置长期工作不正常, 或共箱母线室外段的箱体密封不良, 以及至厂用母线的进线柜密封不严等, 都有可能造成变压器的出口短路。通过实施保持封闭母线微正压运行, 共箱母线室外段绝缘热缩, 厂用母线进线柜封堵等措施, 可有效地防止或减少变压器的出口短路。另外, 当高压厂用电源开关出口发生短路时, 还应对其上级变压器进行绕组变形测试。
(4) 绝缘老化诊断大型变压器运行10年以上时, 除了依据预防性试验规程进行常规预防性试验外, 还应进行绝缘老化的诊断。绝缘老化诊断主要包括:1) 油中溶解气体分析与糠醛 (C4H3OCHO) 含量的测量。糠醛和CO+CO2的生成量都随着绝缘的老化而增加。2) 绝缘纸的平均聚合度测试。绝缘纸老化时, 其平均聚合度随之降低, 当该值降低至250以下应引起注意, 此时应采取措施避免短路冲击及严重的振动等加速其恶化的情况发生。3) 绝缘油的老化诊断。绝缘油氧化后, 其酸值、表面张力、击穿电压、体积电阻率会降低, 空杯介损 (tgδ) 将会增大。4) 变压器绕组绝缘的老化诊断。变压器的主绝缘老化后, 绕组的tgδ和局部放电量都会增大。
参考文献
[1]速水敏幸, 严璋.电气设备的绝缘诊断[M].北京:科学出版社, 2003.
[2]解广润, 电力系统过电压[M].北京:水利电力出版社, 1985.