10kV干式变压器论文

10kV干式变压器论文（精选10篇）

10kV干式变压器论文 篇1

1事故简介

某变电站1号站用变压器采用干式变压器, 安装在10 k V中置式开关柜内, 采用高压熔断器手车控制。2014年10月14日10∶30, 该站1号主变压器10 k V侧后备保护动作, 101断路器跳闸, 10 k VⅠ段母线失压。

现场检查设备, 发现10 k VⅠ段母线1号站用变压器中置式开关柜冒出浓烟, 柜顶防爆盖板被冲开, 开关柜柜体后部的上柜门严重变形。排烟以后, 拉出10 k VⅠ段母线1号站用变压器中置式开关柜内的手车, 检查手车三相触头情况, U相动触头留在动触头触指上, 动触头绝缘筒严重烧损。10 k VⅠ段母线1号站用变压器中置式开关柜内, 手车U相静触头装配被烧毁。

现场检查10 k VⅠ段母线1号站用变压器中置式开关柜母线室, 发现三相母线排严重烧损, 临近该中置式开关柜侧的母线穿板绝缘套管被电弧严重烧损, U相动触头连同其绝缘筒完全烧毁, V, W相静触头与铝接线板被电弧烧断。

在10 k VⅠ段母线1号站用变压器中置式开关柜上, 运维班人员检查后, 发现1号站用变压器W相高压熔丝熔断, U, V相高压熔丝未熔断。该开关柜柜体后部的下柜内, 1号站用变压器本体W相外绝缘被烧穿, 站用变压器本体外部接线等无严重异常痕迹。

2事故分析

事故现象说明柜内短路点范围覆盖了整个母线室, 应该是整个母线室内绝缘普遍严重破坏所致。短路故障持续时间为1号主变压器10k V侧后备保护整定时间 (超过2 s) 。

根据现场站用变压器W相烧灼痕迹位置, 初步判断为:事故跳闸前, 1号站用变压器可能发生内部匝间短路故障, 发展到层间短路, 冒出浓烟;浓烟进入开关柜上层母线室, 母线室内空气绝缘被烟气破坏, 母线发生严重放电、弧光短路;电弧使母线排烧熔, 有机绝缘材料燃烧;1号主变压器10 k V侧后备保护动作, 101断路器跳闸。

发生内部匝间短路的原因可能是该处浇注有机绝缘材料时, 有机绝缘材料有杂质或浇注气泡, 在变压器正常运行时, 造成该处正常温升使有机绝缘发热膨胀, 绝缘降低, 形成匝间短路, 有机绝缘材料在高温下燃烧, 短路电流达到规定值时W相熔断器熔断。母线室内空气绝缘被燃烧的有机绝缘烟气破坏, 母线发生严重放电、弧光短路, 母线跳闸。

3事故教训及预防措施

1号站用变压器是干式变压器, 安装在10 k V中置式开关柜内, 散热条件差。站用变压器存在绝缘方面的质量问题, 是事故的源头。为从根本上解决问题, 应采取以下措施: (1) 将站用变压器安装在室外, 或安装在专用地点, 减小对开关柜全封闭母线的影响; (2) 慎用干式变压器, 如果使用, 则应选用制造工艺好、质量优良的干式变压器生产厂家的产品; (3) 将站用变压器柜内的高压熔断器手车, 改为断路器手车, 配备相应的保护及测控装置, 为安装消弧线圈提供便利。

10kV干式变压器论文 篇2

1.《业主身份证》

2.《用电地址的有关产权证明》

3.《营业执照》或《机构代码证》及其《法人代表身份证》

4.《承装承修电力设施资质证明》

5.《受电工程设计图纸》

6.《主要用电设备清单》

7.《东莞市建设工程报建管理跟踪表》（只限临时用电提供）

二、10KV变压器客户用电报装流程图：

三、10KV变压器客户申请暂停、销户资料：

1.用电单位《营业执照》或《机构代码证》及其《法人代表身份证》

2.《电费通知单复印件》

四、10KV变压器客户申请减容资料：

1.《租厂合同书》原件及复印件

2.《用电地址的有关产权证明》

3.《营业执照》或《机构代码证》及其《法人代表身份证》

4.《电费通知单》复印件

5.《受电工程设计图纸》

6.《主要用电设备清单》

五、10KV变压器客户申请开户、分户资料：

1.《租厂合同书》原件及复印件

2.《用电地址的有关产权证明》

3.《营业执照》或《机构代码证》及其《法人代表身份证》

4.《电费通知单》复印件

5.《主要用电设备清单》

六、10KV变压器客户申请过户资料：

1.《租厂合同书》原件及复印件

2.《用电地址的有关产权证明》

3.《营业执照》或《机构代码证》及其《法人代表身份证》

4.《电费通知单》复印件

5.《过户/更名协议或有关证明文件》（原用电单位与现用电单位签写）

10kV干式变压器论文 篇3

关键词：10kV;变压器;故障;维护

随着我国经济的快速发展，社会对电力容量的需求也越来越大。作为电力系统中的核心设备，变压器起着至重要的枢纽作用。如果变压器不能正常工作，这将直接影响电能的输送、正常的变电等职能。因此，对于10kV变压器，分析其运行方式、易发故障、异常现象等事故发生的主要原因，并提出相关的防范解决措施就显得有重要的实际意义。

1.10kV变压器常见故障分析

1.1绕组故障

主要是变压器器身中绕组及绝缘材料发生故障。（1）表现正在系统内出现短路故障形成冲击电流造成的在线圈严重发热，部分绝缘老化，绕组层间、匝间短路、断路、接地、及烧坏等故障;（2）外部短路电流形成的电磁力造成的绕组机械损伤;（3）散热条件差，渗漏油造成缺油等外部运行环境造成的绕组故障。

1.2铁心故障

它主要是铁心组件中铁质加紧件出现松动而碰接到铁心，铁心上部压铁松动引起铁心振动和噪声;铁心接地不良或铁心烧坏;夹件损伤，铁心安装、排列不齐形成空洞声;铁心片间绝缘老化;铁心片叠装不良造成涡流增大，使铁损增加造成铁心过热等。

1.3分接开关及附件故障

它主要有分接开关触头压力下降，造成接触不良或错位，形成局部过热;安全气道或压力释放阀失灵;气体继电器失灵或误动，散热器出现堵塞或渗漏;绝缘瓷套管群边破裂、以及油污和灰尘的沉积而出现闪络或放电;测温装置失灵等。

1.4变压器油故障

它主要指油浸变压器及全密封变压器箱体内变压器油的故障，如变压器油进水受潮、氧化造成电气绝缘性能下降;油泥沉积阻塞使散热器散热性能变坏;变压器油绝缘下降造成局部闪络放电等。

1.5制造工艺及检修方法不当引起的故障

变压器在制造、检修组装过程中，由于不严格按照制造工艺检修工艺的标准执行或操作不当，如：绕组制作不规范、铁心裁剪或叠压公差大、绕组浸烘不透不干、组装顺序不统一、附件不标准，不合格以及检修后变压器存在隐患等，一旦投入运行，就容易产生各类故障，而危及变压器的安全运行。

1.6操作、维护不周引起的故障

在变压器投入运行后，经常处于过负荷运行;平时巡视少、维护少;监视装置失灵，变压器由于出现渗漏油而造成缺油 ` 状态不及时添注处理;密封胶垫老化且不及时更换而使变压器受潮等。

2.10kV变压器检修维护的必要性

随着电网建设速度的不断加快，对变压器运行的安全性、可靠性要求越来越高，为了更好的降低变压器运营成本和运行寿命，做好检修与维护工作势在必行。同时在当今的变压器检修和维护工作中，还要更好的实现检修与维护工作，做到时刻防护、及时检修的工作目的，这在很大程度上节省了维修费用，也保证了变压器的运行安全性和可靠性，为变压器工作的可靠开展做出了积极贡献。

变压器是一种交流电能转换的电气设备，它在运行的过程中主要的作用在于转换电流的电压，从而保证电能输送稳定与科学，减少电能在输送之中因为线损而造成的损失，有效的提高了送点经济性和远程送电稳定性。就目前电力系统中常见的变压器而言，其主要包含了器身、油箱、冷却装置、布线装置、调压装置等。在变压器检修工作中，这些构成变压器的元件和组成部分都必须要进行严格的检查，任何一个环节都不容忽视。经过多年工作实践分析，变压器的检修与保养主要是为了保证变压器的正常运行，确保电力输送的稳定、安全与可靠，使得处于运行状态的变压器能够达到预计运新状态，从而保证了变压器运行寿命。

3.10kV变压器检修维护对策分析

3.1加强定期检查

（1）在工作中，要定期对变压器相应的复制设施进行清洁和处理，及时的清扫瓷套管、绝缘子上面的灰尘，清除掉裸露导体上面产生的氧化膜以及生锈的部位。（2）变压器在正常的运行之中，经常会因为外界干扰而产生振动，而这种问题一旦发生，其必然会影响到变压器的紧固件，因此在检修的过程中一定要对变压器异常声响和固件的质量进行分析。同时还可以采用经过一段时期停电进行固件加紧维护，使得电气连接紧固得到保障。（3）定期或者不定期的对开关、触头进行检查。这一环节主要是检查开关和触头的紧固性、灵活性以及接触部位定位是否准确，对于发现的异常情况及时的进行处理。（4）在油浸式变压器中，要深入研究变压器器身是否存在渗漏、生锈等问题，对于存在的污垢淤积、机油限制流动等问题及时的处理，但是需要注意的是，这一环节经常会产生机械损伤，要注重对机械损伤的维修和防护。（5）定期检查油浸式电力变压器的绝缘油够不够，干式电力变压器的风机的运转、温控器的显示正不正常。

3.2做好日常检修

（1）在变压器日常检修工作中，主要是针对变压器在运行之中所发生的漏油、油位异常情况进行处理的，甚至对于变压器在运行的过程中所产生的异常声响、温度等问题做好纠正和处理，并及时的进行记录。（2）近年来，随着社会经济的发展和人民用电量的不断提高，变压器负荷问题时有发生，当变压器在运行的过程中产生负荷的时候，其应当及时的进行处理，降低变压器负荷，防止因为过度负荷而造成变压器安全事故的发生。（3）当有如下现象时，电力变压器应立即停电进行检修：电力变压器内部音响很大，有放电声;温度不正常并有上升现象;储油柜或安全气道喷油;油面下降到油位计的指示限度;油色变化过快;瓷瓶有严重的破损和放电现象等。（4）当发现电力变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定，如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。而变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。（5）干式变压器的日常维护，如可停电，可检查紧固件是否松动，擦拭上面的灰尘。大中修主要是测一下绝缘电阻，如高低压对地电阻即可。

3.3加强在线监测

（1）局部放电在线监测技术。局部放电的发生机理可以用放电间隙和电容组合的电气的等值回路来代替，在电极之间放有绝缘物，对它施加交流电压时，在电极之间局部出现的放电现象，可以看成是在导体之间串联放置着2个以上的电容，其中一个发生了火花放电。

（2）油中气体的在线分析技术。油内气体的在线分析技术主要是根据所采集的气体浓度的比较值，推测出油的绝缘所处的裂解条件。这个主要反映变压器内部油的特征以及对一氧化碳和氢气等固体绝缘故障的气体进行在线监测。油色谱在线监测一直是判断变压器内部状态的重要手段。

4.结语

综上所述，现阶段，对10kV变电站变压器进行探讨不仅对电力企业检修人员具有直接的指导意义，且对从事电力行业的工作者更有学习、交流的作用。电力工作者要不断提高自身专业技术水平，切实做好变压器的故障诊断和检修工作，从而以最大化地确保整个电力系统安全的运行。

参考文献：

[1]贾德军，唐勇，崔学刚.电力变压器的故障判断与处理[J].技术与市场，2011（06）.

[2]张跃辉，吕昌红.电力变压器常见故障及诊断技术[J].中国新技术新产品，2009（11）.

[3]许进华，吴玉红.防止运行中变压器异常状况及事故发生的对策[J].科技情报开发与经济.2010（15）.

10kV干式变压器论文 篇4

电力变压器是电力系统中十分重要的供电元件,它的故障将对供电的可靠性和系统的正常运行带来严重的影响,且较大容量的干式变压器也是贵重的元件。在变压器故障情况下,若不能及时断电,将会造成变压器不同程度地损坏。而更换或维修变压器周期长,即使用另一台变压器来带所有的负荷,也会影响用户端生产用电的可靠性(若另一台变压器也出现故障时,用户只能停产);如果用户只有一台供电变压器就只能等待(无其他供电电源)。因此,配置性能良好、工作可靠的继电保护装置对保护变压器具有十分重要的意义。继电保护装置发展至今,数字式保护装置已替代了电磁式保护装置。

某院现有的电网中有90%以上的变压器为10 (6)/0.4kV干式变压器,容量范围为250kVA～1 600kVA。按照干式变压器的继电保护配置原则,容量<400kVA的变压器需配置温度保护;400～1600 kVA的变压器应配置三种保护:带时限的过电流保护、电流速断保护及温度保护。该院电网干式变压器和高压中置柜(二次操作系统由直流供电)布置方式有两种:一种是二者在同一变配电室中;另一种是二者相距较远,一般多采用后一种布置方式。第一种布置方式下,干式变压器故障(外部故障和内部故障)由高压中置柜配套数字式保护装置动作、跳开高压中置柜断路器。第二种布置方式下,干式变压器与高压环网柜F柜(负荷开关熔断器组合电器模块)或V柜(真空断路器模块)布置在同室内,环网柜分励线圈跳闸回路电源为交流220V,干式变压器内部故障由高压环网柜跳开负荷开关或真空断路器,外部故障由熔断器熔断带动负荷开关分闸或真空断路器跳闸。变压器温度升高主要由内部故障引起,本文重点研究第二种布置方式下的干式变压器超温保护。

2 干式变压器超温保护的工作原理

反映干式电力变压器运行温度的关键配套组件是多功能电脑温度控制箱和预埋在三相绕组中检测及显示温度的三个高线性精度pt100铂热电阻。温控箱具有相应的超高温报警及超高温跳闸控制输出功能,能够自动启动冷却风机对变压器绕组进行强迫风冷,延长变压器的使用寿命,保证变压器安全运行。

干式变压器按绝缘等级分为F级和H级。F级的干式变压器的绝缘材料是环氧树脂,其极限温度为1 50℃,变压器的设计工作温度为130℃。电脑温控箱设定温度如下:风机关闭温度为90℃,风机启动温度为1 00℃,超温报警温度1 30℃,超温跳闸温度1 50℃,在变压器绝缘材料损坏前跳开变压器高压侧负荷开关或断路器;H级的干式变压器的绝缘材料是特殊的绝缘纸,其极限温度为220℃,变压器的设计工作温度为170℃。电脑温控箱设定温度如下:风机关闭温度为1 000℃,风机启动温度为1 30℃,超温报警温度1 70℃,超温跳闸温度190℃,在变压器绝缘材料损坏前跳开变压器高压侧负荷开关或断路器。温控箱中温度设定和干式变压器的绝缘等级有直接关系,假如数据设置不当,有可能会烧坏变压器,或引起变压器误跳闸。

当工作过程中的干式变压器任何一相绕组温度上升,超过温控箱中设定的启动风机温度时,温控箱内部的风机继电器动作,其辅助触点闭合,运行变压器配套风机自启为变压器降温;若温度下降到设定风机关闭温度值以下,风机继电器失电、其辅助触点打开,风机自动停止运行;风机启动后,若温度继续上升至报警设定值,温控箱内部的报警触点闭合、启用报警功能,并拉响值班室内的电铃,提醒值班人员关注对应变压器的负荷和温度情况。若温度上升到跳闸设定值,温控箱内部的跳闸触点闭合,通过控制电缆将该信号送至环网柜分励线圈跳闸回路,将环网柜中负荷开关或真空断路器跳开,变压器退出运行,低压侧断路器由失压延时脱扣器跳开(正常情况下,风机继电器.超温报警、超温跳闸辅助触点打开)。

3 干式变压器超温保护一次元器件的选用

3.1 干式变压器超温保护电气接线图

干式变压器高压电源由其近端的高压环网柜提供,温控箱工作电源和环网柜分励线圈跳闸回路电源均为交流220V,低压电源的提供方式根据变压器台数不同而有所区别。

1)变配电室内只设有1台变压器时,温控箱工作电源和环网柜分励线圈跳闸回路电源由配电室主进开关下口引接时,一次电气接线图详见图1。

2)变配电室内设有2台变压器时,温控箱工作电源和环网柜分励线圈跳闸回路电源由2台变压器供电的低压互投箱中引接时,一次电气接线图详见图2。

3)跳闸信号由温控箱传输给环网柜分励线圈跳闸回路,实现变压器超温保护功能,环网柜分励线圈跳闸回路电气接线图详见图3。温控箱接线会因生产厂家不同而有所区别,但原理相同。下面以广东佛山华鹰变压器组件制造有限公司生产的BWD3K330A干式变压器电脑温控箱的电气接线图为例,予以说明,详见图4。

电脑温控箱的13、14#端子接220V交流电源,变配电室只有一台变压器的,变压器空载时,低压总进线开关未合,此种情况下变压器无温度保护。1、2#端子接变压器柜门行程开关,当变压器带电开门时,温控箱中电铃响起,起到提醒作用。5.6#端子接至环网柜中220V外电源供电的分励线圈跳闸回路,当变压器绕组温度达到跳闸温度时,跳闸接点闭合,使环网柜中220V外电源供电的分励线圈带电跳开负荷开关或真空断路器。9～12#端子接变压器自带风机,风机的启停由温控箱设定温度控制。

3.2 温控箱电源回路和环网柜分励线圈跳闸回路导线及电气元件的选择

温控箱设计中可接入的铜芯控制电缆最大截面只能为4mm2,温控箱功耗最大只有8W (36mA)。

按照电气规范要求,温控箱工作电源和环网柜分励线圈跳闸回路应装设具有短路及过负荷保护功能的电器(如熔断器和断路器组)。断路器的分断能力不应小于断路器安装处的预期短路电流,应在短路电流使导体达到允许的极限温度前分断该短路电流,否则断路器会爆炸、导体会烧熔,造成人员伤亡和电气火灾,故必须校验导体的热稳定。在工程设计中,选用熔断器或断路器保护时,导体的热稳定校验方法不同,但都用公式1校验。

校验导体的热稳定的公式为:

S≥It1/2/k (1)

S——绝缘导体的线芯截面,mm2;

注:本表摘自《工业与民用配电设计手册》第585页表11-2。

I——预期短路电流有效值(均方根值),A;

t——在已达到允许最高持续工作温度的导体内短路电流持续作用的时间,s;

k——计算系数,取决于导体的物理特性,如电阻率、导热能力、热容量以及短路时的初始温度和最终温度。交联聚乙烯绝缘铜芯电缆k=143。

校验导体热稳定的办法有两种:

1)当采用熔断器时,《工业与民用配电设计手册》已按式(1)将电缆、绝缘导线截面与最大熔断体电流的配合关系列于585页表11-2,本文摘录了其中部分内容,详见表1。

(1)控制及保护电源由配电室主进开关下口引接时,采用熔断器和断路器组合方式。熔断器装在断路器的电源侧,过载和较小短路电流的切断由断路器担任,而较大短路电流的切断由熔断器担任。要求熔断器分断能力大于表2中对应变压器低压出口处短路电流,熔断器和断路器额定电流值≤50A;控制电缆导线采用带钢铠铜芯,截面≤4mm2、≥2.5mm2 (设计规范要求)。

(2)控制及保护电源由互投箱熔断器下口引接时,直接按表1选用熔体额定电流、电缆及导线截面,熔断器额定电流值≤50A,控制电缆导线采用带钢铠铜芯,截面≤4mm2、≥2.5mm2。

2)采用断路器保护时,断路器全分断时间(包括灭弧时间)极短,一般为10～20ms。

(1)控制及保护电源由配电室主进开关下口引接时,其分断能力应大于表2中对应变压器低压出口处短路电流,电缆截面范围通过表2和式(1)计算为10mm2以上(10mm2对应250kVA变压器)。该院配电网中800kVA及以上容量变压器居多,对应控制电缆截面至少为25mm2,根本无法接于温控箱接线小端子上,故此情况下一般不采用断路器保护。

注:本表以上级系统容量无穷大为计算条件,摘自国家建筑标准设计图集04DX101-1《建筑电气常用数据》。

(2)控制及保护电源由互投箱分段断路器下口引接时,计算断路器处预期短路电流,要求断路器分断能力大于该处预期短路电流,按式(1)选取导线截面.断路器额定电流值≤50A。

3.3 干式变压器超温保护调试及校验

变压器环网柜跳闸回路和温控箱回路接好线后,需要校验其功能。高压未送电情况下,将环网柜中负荷开关或真空断路器人工储能合闸,负荷开关或真空断路器辅助触点闭合。低压电源送给变压器环网柜跳闸回路和温控箱回路,将温控箱中5、6#端子短接,环网柜跳闸说明接线正确、功能完整。

4 某院电网中超温保护常见问题分析

事例1:某变压器温控器A相显示“OP”,说明传感器开路,将三相传感器探头重新插接后正常。经分析,绕组中的铂热电阻插入深度不够,变压器运行伴随有振动,时间久了,测温铂热电阻与变压器绕组分离,造成无法测出变压器绕组温升。若传感器开路,变压器内部有故障时,温度保护起不到作用,变压器损坏机率大大增加。

事例2:某变压器在夏季出现多次跳闸,箱变内环境温度超过50℃,但变压器低压总电流值并不大,并未达到超温跳闸温度。又对变压器温控回路查看也未发现异常,经进一步核查,发现变压器温控器的超高温报警,超高温跳闸温度出厂设置相反,导致变压器误跳闸,现场调整后运行正常。

事例3:2010年11月,10kV系统出现接地信号,经排查,某民用箱变断相运行,现场变压器间地面上有许多燃烧后的黑色片状、丝状物,仔细检查发现变压器高压绕组绝缘损坏,通过固定变压器的丝杆与铁芯接触,高压侧接地,导致10kV系统接地,同时温度传感线也烧断了(温度传感线紧挨着变压器铁芯)。经分析,绕组铂热电阻插入深度距绕组绝缘损坏处有一定距离,温度还没达到跳闸值,而铁芯温度升高很快,在没来得及跳闸前温度传感线被烧断了,以致变压器发生重大烧坏事故。

这三起事例说明工程设计、设备检验、施工及运行巡视是保证变压器安全运行的必要条件。

5 结束语

通过对干式变压器超高温保护配置必要性、原理、接线、元器件及导线选择、应用过程问题的分析,总结出超温保护设计、安装和运行中改进和提高措施如下:

1)设计需要更精细,除了给干式变压器配备绕组铂热电阻,还要给变压器铁芯配备铂热电阻,给变压器保护多上一道保险,正确选择元器件和导线,控制电缆芯数至少比实际用量多备用一芯。

2)施工过程中温控箱工作电源回路与环网柜跳闸回路接线必须正确,接完线要做测试,并检验其功能,核查温控箱设定温度是否正确。

3)运行巡视需要加大人工巡查力度,要求巡查人员具备相应的专业素质,拥有更强的责任心,逐步完善电力监测系统,实现电网自动化。

摘要：干式变压器的超温保护是保护设置中必不可少的,本文通过对超温保护的工作原理、电气接线、回路中一次元器件的选用及应用过程中出现问题的分析研究,提出在管理和技术上进行改进提高的措施与方法,从而减少变压器损坏的机率,更好地保障电网的可靠运行。

关键词：干式变压器,超温保护,故障,保护,温控箱,绕组温度,超温跳闸

参考文献

[1]中国航空工业规划设计研究院.工业与民用配电设计手册[M].3版北京:中国电力出版社,2005.

[2]广东佛山华鹰变压器组件制造有限公司.HY-BWDK330镶嵌型干式变压器电脑温控器使用说明书[M].

10kV干式变压器论文 篇5

一.产品概述

广泛用于城镇电网改造、住宅小区、宾馆酒店、高层建筑、工矿企业、高场、机场、车站、油田、码头、高速公路及临时用电的场所。二.产品特点

1.变电站的工厂生产，缩短施工周期，降低造价。2.最大限度深入负荷中心、提高供电质量，降低线损。3.高压室、低压室、变压器室三位一体，占地少。4.外观款式多样，造型优美，可与周围环境协调一致。

5.全新内部结构，实现了节约材料与改善性能的有机统一，具操作舒畅，维护方便；

6.采用冗余设计，低压部分留有二次备用间隔，方便供电部门增装电力监控设备（如：远程抄表装置、负荷控制装置、配变综测仪等）。

7.全拼装设计外壳，配以全新的壳体涂装工艺，可保五年不褪色，十年不受腐。8.方案造型灵活多样，可满足用户多样需求。三.正常使用条件

1.海拔高度：不超过1000米 2.环境温度：+40℃-30℃

3.相对湿度：日平均不超过95%，月平均不超过90%。

4.地震烈度：水平方向不超过3M/S2，垂直方向不超过1.5M/S2。

5.安装环境：户外，安装在无火灾、爆炸危险、无严重污秽、腐蚀性气体及粉尘、无剧烈冲击的场所。

6.如上述使用条件不能满足时，应由用户在订货时向制造厂方提出，协商解决 四.技术参数

一.产品概述

10KV箱式变压器广泛用于城镇电网改造、住宅小区、宾馆酒店、高层建筑、工矿企业、高场、机场、车站、油田、码头、高速公路及临时用电的场所。深圳朗毅机电工程专业提供水电工程安装、供应箱式变电站、配电箱配电屏、深圳低压开关柜、电缆分支箱等产品服务。二.产品特点

1.变电站的工厂出产，缩短施工周期，降低造价。2.最大限度深入负荷中央、进步供电质量，降低线损。3.高压室、低压室、变压器室三位一体，占地少。4.外观款式多样，造型柔美，可与附近环境协调一致。

5.全新内部结构，实现了节约材料与改善机能的有机同一，具操纵愉快，维护利便;6.采用冗余设计，低压部门留有二次备用距离，利便供电部分增装电力监控设备(如：远程抄表装置、负荷控制装置、配变综测仪等)。

7.全拼装设计外壳，配以全新的壳体涂装工艺，可保五年不褪色，十年不受腐。8.方案造型灵活多样，可知足用户多样需求。三.正常使用前提

1.海拔高度：不超过1000米 2.环境温度：+40℃-30℃ 3.相对湿度：日均匀不超过95%，月均匀不超过90%。

4.地震烈度：水平方向不超过3M/S2，垂直方向不超过1.5M/S2。

5.安装环境：户外，安装在无火灾、爆炸危险、无严峻污秽、侵蚀性气体及粉尘、无剧烈冲击的场所。

10kV干式变压器论文 篇6

变压器在发电端用来升高电压减小电流, 以降低输电线路上的电能损耗;在用电端用它降低电压, 为了满足用电设备的用电需求。在电台变电器是供电的核心设备之一, 其稳定、可靠运行将对电台安全播音起到非常重要的作用。然而, 由于设计、制造技术、施工工艺以及运行维护水平的限制, 变压器的故障还是时有发生, 大大影响电台的安全播音。

2 DX-1000大功率中波发射机供电用的10k V干式整流变压器低压侧接线端子过热故障现象

给DX-1000大功率中波发射机提供电源的整流变压器有六台, 均为节能性、免维护干式变压器, 型号为ZSG10-500/10, 容量为500k VA, 高压侧额定电压为10k V, 低压侧额定电压为197V, 低压侧额定电流为1215.5A。变压器至发射机整流电源柜用两根截面积为300mm²低压特种铜芯电缆线输送电能, 电缆线由电缆桥架敷设, 电缆截面等均符合规范要求, 电缆与变压器接线端子用型号为AL9CU的线鼻子 (如图1所示) 连接, 此线鼻子靠内外两部分的扭矩产生压力接触。安装时压力很大、连接较牢固, 安装初始运行较稳定。

3 10k V干式整流变压器低压侧接线端子过热故障原因分析

根据发射机运行记录表查得, 发射机高功率时变压器低压侧单相电流为800A左右, 实际流过单根铜单芯电缆的最大负荷电流约为400A。根据电力规程查得电缆额定载流量300mm2的铜芯电缆线额定载流量为858A, 完全满足规范要求, 电缆不可能出现过载发热的现象。由P=I2R可知, 导体的电阻增加, 消耗的功率也增加, 故障原因可能为变压器低压侧接线端子与低压电缆连接处的接触电阻增大引起的。停电后用接触电阻测试议测变压器低压侧接线端子与低压电缆连接处接触电阻, 结果温度过高的接线端子接触电阻为7mΩ, 接触电阻偏大, 测得正常的接线端子接触电阻为1.5µΩ, 接触电阻较小。仔细检查温度过高的接线端子时发现低压电缆与线鼻子之间的连接有松动、接触压力减小的现象。判断为发热是接触电阻增大引起的。进一步分析连接松动的原因, 发现此线鼻子是铝材料, 而电缆则是铜材料。铝导线在空气中极易氧化而形成氧化铝, 再加上此连接是在变压器低压侧, 变压器在高功率时温度在80℃左右, 变压器低压接线端子与电缆连接处温度也在75℃左右, 这会时铝材进一步氧化, 尽管氧化铝的氧化层很薄, 只有3µm~6µm, 但是它的电阻值很高, 在连接处的接触电阻会大大增加, 这会使连接部位发热增加。又由于此变压器给大功率中波发射机供电, 大功率中波发射机白天低功率、晚上高功率。一天中运行功率有很大的变化, 这就导致通过此电缆的电流变化较大, 发热变化也较大, 发热导致电缆及线鼻子也会随温度热胀冷缩。铜的膨胀系数为17×10-6/℃, 铝的膨胀系数24×10-6/℃比铜大约40%, 由于铝膨胀比铜大, 因此连接处会随温度的变化而松动, 松动会导致接触电阻的增加, 接触电阻增加又会使连接处温度进一步升高, 产生恶性循环, 最后导致连接处温度过高的现象。再者, 导线发热时会使铜导线受到挤压, 而在冷却后不能完全复原。这样, 经过多次反复之后使连接处松动, 造成接触不良使接触电阻增加。同时, 由于连接处的松动, 则出现缝隙而进入空气, 导致铝导线氧化, 正因为有以上几个方面的原因, 所以铜、铝导线在室外或潮湿环境下一般不允许直接连接。在干燥的室内或无爆炸危险和强烈震动的场所, 铜、铝导线小面积的直接连接是允许的, 但是当剥开铝导线后要及时涂上导电膏, 铜导线要镀锡也需涂上导电膏, 然后两者紧密缠绕并用橡皮胶布紧密包好, 最后用普通胶布再包上一层。

4 10k V干式整流变压器低压侧接线端子过热的危害

10k V干式变压器低压侧接线端子过热, 热量迅速的传导到变压器的低压绕组, 导致整个变压器的温度增加, 加剧变压器的老化会速度;10k V干式变压器低压侧接线端子过热使变压器低压侧局部温度升高导到绝缘老化, 有可能发生单相接地等故障的发生。更有可能发生变压器单相绝缘距离发生变化, 或固体绝缘受到损伤, 导致局部放电现象的发生。当遇到过电压作用时, 绕组便有可能发生饼间或匝间短路导致变压器绝缘击穿事故。或者在正常运行电压下, 因局部放电的长期作用, 绝缘损伤部位逐渐扩大, 最终导致变压器发生绝缘击穿事故。10k V干式变压器低压接线端子出现过热导致绝缘性能下降后, 很容易发生变压器在出口处发生短路事故, 短路时的电动力和机械力的作用, 使绕组的尺寸或形状发生不可逆的变化, 产生绕组变形。绕组变形包括轴向和径向尺寸的变化, 器身位移, 绕组扭曲、鼓包和匝间短路等。变压器统组变形后, 有的会立即发生损坏事故, 更多的则是仍能继续运行一段时间, 运行时间的长短取决于变形的严重程度和部部位。显然, 这种变压器是带“病”运行, 具有严重的故障隐患。

5改进措施

针对以上的发热原因, 采取了以下措施。将低压电缆接线用的铝线鼻子改用铜质的设备线夹如图2所示。此设备线夹适用于户内配电装置中电气设备与各种电线、电缆的过渡连接。其用六个螺丝将电缆压紧, 螺母配弹簧垫片, 可使调节热胀冷缩带来的电缆与线夹之间保持一定的压力, 确保可靠接触。安装简单, 便于施工。可大大缩短施工时间, 无需任何专用工具, 安装方便。选用设备线夹与电缆一致的铜材料, 这会使电缆线等发热时的膨胀系数一致, 避免了接线松动, 接触电阻增加导致发热的现象。线夹的安装质量易于保证, 用肉眼即可进行检验, 不需专门训练。另外, 对铜质的设备线夹还进行了搪锡处理, 目的是防止接头处铜氧化, 还可以使设备线夹与电缆线接触均匀, 减小接触电阻。

结语

电气安装接线时选用优质材料的设备线夹, 设备线夹选用与电缆一致的铜材料, 保证线夹具有较强的抗电化学腐蚀的能力, 也避免了两种不同的材料压接在一起热膨胀时, 膨胀系数不一致导致接触电阻增大引起接线端子过热的现象, 确保变压器的安全运行。

参考文献

10kV干式变压器论文 篇7

随着我国城市建设规模的扩大, 地价的上涨, 高层建筑和地下设施的增多, 以及城市用电负荷的不断增加, 人们对电力变压器在防火、环保、占地和节能等方面的要求不断提高。干式变压器与传统油浸式变压器相比, 在这些方面有着不可比拟的优势, 例如干式变压器不带油, 不存在油对环境的污染、火灾及爆炸的危险;使用干式变压器安装费用低, 线路损耗少, 供电成本低。正是因为这些优势, 使得干式变压器迅速得到了广泛的应用。本论文主要结合110k V干式变压器, 对其测控系统进行设计探讨, 以期从中找到对于干式变压器测控系统的设计应用方案, 并以此和广大同行分享。

2 干式变压器测控系统应用现状

对干式变压器, 其安全运行和使用寿命, 很大程度上取决于变压器绕组绝缘的安全可靠。绕组温度超过绝缘材料的耐受温度使绝缘破坏, 是导致变压器不能正常工作的主要原因之一。所谓的使用年限, 一般都是以绕组热点“热寿命”的到期而终结。此外还有过压、欠压、过载等因素。为确保干式变压器具有20年的正常设计寿命, 需要对变压器的运行温度进行实时监测及报警, 并适时控制风冷装置进行强迫风冷。同时还应对运行电压、运行电流进行实时监测。

干式变压器冷却方式分为自然空气冷却 (AN) 和强迫空气冷却 (AF) 。自然空冷时, 变压器可在额定容量下长期连续运行。强迫风冷时, 变压器输出容量可提高50%, 适用于断续过负荷运行, 或应急事故过负荷运行。由于过负荷时负载损耗和阻抗电压增幅较大, 处于非经济运行状态, 故变压器通常不处于长时间连续过负荷运行。

对于普通的干式变压器, 目前市场上已出现多种样式的温度控制器, 如膨胀式、电子式、及由单片机控制的智能电阻式温控器等。以单片机控制的智能电阻式温控器为例, 该种温控器主要是在变压器绕组顶端表面的绝缘介质上钻一小孔, 将传感器如Pt100热电阻预埋在测温孔中, 来测量绕组的温度, 并进行纯数字循环显示, 根据设定温度点自动启停风机对绕组进行风冷, 同时还提供简单的报警、记录等功能。

3 110KV干式变压器测控系统设计

3.1 测控系统的结构组成

110k V干式变压器的测控系统主要由6部分组成:传感器、A/D、D/A模块、PLC主机、输入输出模块、可控硅控制器及触摸显示屏等。

在该系统的测量部分, 绕组温度采用先进的红外温度传感器进行非接触式测量:铁芯温度采用Ptl00热电阻插入铁芯叠片中进行接触式测量;另外根据需要在变压器室内也安装Pt100测温传感器, 对室温进行监控, 这样会使变压器处于更加良好的工作环境, 从而减少故障的产生。电压测量选用电压互感器, 电流测量选用电流变送器。

在系统的控制部分, 选用SEIMENS的S7-300PLC对采样信号进行快速、可靠的处理, 组态软件为s IMATICSTEP7;采用单相可控硅控制器与PLC软件编程相结合, 实现对冷却风机的调压调速控制。

在系统的显示输出部分, 显示器选用SEIMENS的TP2706触摸式人机界面 (HMI) , 组态软件为SIMATICPor Tool。HMI和PLC之间采用MPI (多点) 通讯方式, 通过对HMI画面上所设元件属性和与PLC的数据交换地址的定义, 实现HM I上相关元件对应的暂存器对PLC存储单元的读写。

该测控系统将红外温度传感器与PLC和触摸显示屏结合在一起, 并采用PLC和触摸屏的相应软件对各采样值进行控制、处理, 在温度的实时显示、数据记录、报警等方面具有很大的优越性。

3.2 开关量输入输出回路设计

1) 开关量输入回路。对变压器测控中的开关量的监测是变压器保护装置中的一个重要环节, 对外部开关量状态反应的正确与否直接关系到保护装置能否对外部故障做出及时反应, 这是因为保护逻辑程序的执行依赖于外部开关量状态字的状态。装置的开关量输入回路主要完成状态信号的输入, 包括断路器断合, 变压器瓦斯保护, 压力释放等输入。

开关量信号首先经过滤波, 然后经过隔离, 进入PLC模块的输入口, 以反映开关量的状态, 并做出相应的逻辑运算或判断。

2) 开关量输出回路。开关量输出部分主要包括跳闸出口、重合闸出口及各种信号出口。开关量输出部分是对断路器实现控制的出口通道, 由于PLC模块开关量口输出的是3.3V的低电压微电流信号, 不足以直接驱动断路器实现各种操作, 因此开关量输出回路需要将PLC模块输出的小信号放大为大功率信号, 从而驱动断路器。另外, 为了防止断路器操作过程中产生的瞬时脉冲对微机保护装置的反馈干扰, 还必须对出口通道进行隔离。测控装置的开出回路采用光电耦合器与继电器相结合的方法来实现开出信号的隔离与放大。出口回路的稳定与可靠直接影响到整个保护装置的性能。在硬件电路设计上, 我们在数字输出和继电器之间选用光电耦合器TLP-521来提高出口回路的抗干扰能力。

3.3 测控系统抗干扰设计

由于输入输出通道直接与外部设备相连, 对于干式变压器测控系统而言, 因此无论是数字量的输入输出通道, 还是模拟量的输入输出通道, 都是干扰窜入的渠道。

1) 模拟通道抗干扰技术。使用隔离放大器来实现对模拟信号的隔离, 隔离放大器内的电磁隔离器可将信号磁耦合, 隔断通路的线路连接, 从而切断干扰源。使用电流传输代替电压传输, 选用电流输出的传感器来测量被测对象, 在输出端接入精密电阻, 将电流信号变换成ADC可识别的电压信号输入。在交流信号输入通道中加入前置模拟低通滤波器, 减少高频信号的影响。

2) 数字通道抗干扰技术。对数字通道的抗干扰技术通常主要采用光电耦合器隔离内与外的联系, 使用光电耦合器避免了电信号的直接连接, 隔离了干扰的传递途径, 能有效地抑制尖峰脉冲及各种噪声的干扰, 从而使过程通道的信噪比大大提高。

4 结语

10kV干式变压器论文 篇8

我国电力系统中35k V电网大都采用中性点不接地的运行方法, 即二次配电侧一般三角形接法, 这样可以在发生单相接地故障时系统不跳闸, 供电可靠性大大提高。但是当系统发生单相接地故障时, 流过接地点的电容电流会非常大, 会在接在点拉弧, 形成持续的“弧光接地过电压”, 这个过电压可能会达到标称电压的3.5倍, 将会对系统设备造成严重损坏。为解决这个问题, 通常采用的方法是在变压器的中性点安装一个消弧线圈, 利用这个电感产生的电感电流去“抵消”接地点的电容电流, 即通过减少流入接地点的电流值, 以达到降低过电压幅值的作用, 从而保护系统内设备的绝缘安全。接地变压器种类繁多, 其中国内最常见的是Z型接地变压器。Z型接地变压器就是采用Z型接线 (或者称曲折型接线) 方式, 即每一相线圈分别绕在变压器的两个磁柱上, 这样产生的零序磁通可沿磁柱流通, 并且互相抵消, 所以Z型接地变压器的零序阻抗非常小 (一般<10Ω) , 且变压器的空载损耗也非常低, 大大提高了变压器容量的利用率, 可达到90%以上, 所以Z型接地变压器是一种适用性强的高效接地变压器。

Z型接地变压器降低零序阻抗的原理是 :变压器三相铁芯的每一相都有两个匝数相同的绕组, 分别接不同的相电压。当对接地变压器线端施加三相正、负序电压时, 每一相铁芯柱上产生的磁势是两相绕组磁势的向量和, 三个铁芯柱上的合成磁势相差120°, 是一组三相平衡矢量。三相磁通可在三个铁芯柱上互相连通, 形成磁通路, 磁阻小、磁通量大、感应电势大, 呈现很大的励磁阻抗。而当对接地变压器三相线端施加零序电压时, 在每个铁芯柱上的两个绕组产生的磁势大小相等, 方向相反, 合成的磁势为零, 三相铁芯柱上没有零序磁通。零序磁通只能通过外壳和周围介质形成闭合回路, 磁阻很大, 零序磁通很小, 所以零序阻抗也很小。

2 富县变电所接地系统简述

陕西富县 芦村一号 煤矿电源35k V变电所主 变为两台SZ11-1600/35型16000k VA三相油浸自冷铜芯双绕组有载调压电力变压器, 联接组别为YNd11, 即星形———三角连接, 一次为星形连接, 有中性点引出, 二次为三角形连接, 无中性点引出。

由于主变二次侧无中性点引出, 这就需要安装接地变压器来引出中性点。因此富县35k V变电所采用的是DKSC-730/10.5-100/0.4型干式接地变压器, 联接组别为ZNyn11, 并与XHDC-630/10.5/5-75型干式偏磁消弧线圈相连接。接地变压器的作用就是在系统为△型接线或Y型接线中性点未引出时, 用于引出中性点以连接消弧线圈, 传递接地补偿电流。

3 接地变压器交接试验

电力系统中运行着众多的电力设备, 设备的安全运行是保证系统安全可靠发供电的前提。由于电力设备在设计和制造过程中可能存在一些质量问题, 设备运输、保管和安装过程中也可能出现一些损坏, 这些都会造成一些缺陷设备, 如果投入运行, 则可能造成工程开通供电试运行失败, 或者运行一段时间后, 缺陷设备问题日益严重, 出现大的故障, 给国家和社会、人民生命财产造成巨大损失。交接试验就是在新设备投入运行前进行试验, 用来检验产品设计和制造过程中有无缺陷, 运输过程中有无损坏等。通过交接试验, 可避免缺陷设备被安装到系统中, 对于提高工程质量、保障电力系统的安全运行是极其重要的。

变压器是电力系统变电所的核心部件, 对于整个电网的安全运行起到至关重要的作用。接电变压器的交接试验也是整个变电所交接试验的重要环节。下面以富县庐村一号煤矿电源35k V变电所的干式接地变压器为例来阐述下变压器的试验方法及注意事项。

为保证交接试验操作合规, 结果准确, 试验前需要精心准备, 做好以下准备工作:准备好性能良好且在有效检定期内的试验仪器, 熟悉试验仪器, 了解待试品性能参数, 编写操作规程和作业指导书, 并对试验人员进行交底和技术培训。高压试验时需要设置围栏, 安排专人进行防护, 确保人员和设备安全。一切工作准备就绪, 并经试验负责人检查合格后, 放可进行试验。

根据《电气设备安装工 程电气设 备交接试 验标准GB 50150-2006》规定, 干式接地变压器主要进行测量绕阻连同套管的直流电阻、检查变压器阻别和极性、检查所有分接头的电压比、绕阻连同套管的绝缘电阻、绕阻连同套管的交流耐压试验等试验。

3.1 测量绕阻连同套管直流电阻

测量直流电阻主要使用直流电阻速测仪进行测量, 测量原理是用双臂电桥测量法。其目的是检查绕组接头的焊接质量和绕组有无匝间短路;分接开关的各个位置接触是否良好以及分接开关的实际位置与指示位置是否相符;引出线有无断裂;多股导线并绕的绕组是否有断股的情况;由于富县变电所的干式接地变容量为100k VA, 因此各相测得值的相互差值应小于平均值的4%, 线间测得值的相互差值应小于平均值的2%;并且与同温下的出厂实测数值进行比较, 相应变化不应大于2%。

由于出厂试验温度为20℃, 而此次交接试验时温度为12℃, 需要按照公式R2=R1 (T+t2) / (T+t1) 式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值, T为计算用常数, 铜导线取235。

3.2 测量绕阻连同套管的绝缘电阻

使用2500V兆欧表或者智能绝缘电阻表测量变压器绝缘电阻, 是检查其绝缘状态最简便的辅助方法, 能有效发现绝缘受潮及局部缺陷, 如瓷件破裂, 引出线接地等。

实测绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的70%。同样, 由于试验温度不同, 也需要换算到同一温度下进行比较。由于该干式接地变10k V及以上且容量在4000k V·A以下时 , 无需测量吸收比及极化指数。

3.3 检查所有分接头的电压比

使用变比测试仪检查所有分接头的电压比, 可检查变压器绕组匝数比的正确性;检查分接开关的状况等。

试验时, 每个档位都必须逐一进行, 首先计算额定变比, 然后加压测量实际变比与额定变的误差。测试结果各相引接头的电压比与铭牌值相比, 不应有显著差别, 且符合规律;10k V变压器的允许偏差为±1%。

3.4 检查变压器阻别和极性

变压器结线组别和极性的检查是保证并列运行和保护极性的重要措施。测量极性可用直流法或交流法, 试验时反复操作几次, 以免误判断, 在开、关的瞬间, 不可触及绕组端头, 以防触电。接线组别可用直流法、双电压表法及相位表法三种, 对于三绕组变压器, 一般分两次测定, 每次测定一对绕组。该试验方法是采用的直流法, 取一干电池分别加在AB、BC、AC端。A接正、B接负。观察低压端电压表的指示方向和最大数值, 电压表也是a接正、b接负。

3.5 绕阻连同套管的交流耐压试验

工频交流 (以下简称交流) 耐压试验是考验被试品绝缘承受各种过电压能力的有效方法, 对保证设备安全运行具有重要意义。交流耐压试验的电压、波形、频率和在被试品绝缘内部电压的分布, 均符合在交流电压下运行时的实际情况, 因此, 能真实有效地发现绝缘缺陷。由于耐压试验属于破坏性试验, 必须有其它绝缘试验完成后进行同, 并且试验结束后需要再次测量绝缘电阻, 与耐压试验前相比必须无明显差别。

该干式接地变压器为10KV电力变压器, 因此交流耐压试验电压取24KV, 试验时间1分钟, 试验过程中无异常放电声, 且电流表批示稳定, 没有实然上午或者下降, 耐压试验合格。

通过以上这些试验, 可以对干式接地变压器的各项特性参数进行全面检测, 通过对试验数据进行分析处理, 判断设备是否合格, 有无缺陷, 从而确保了干式接地变压器性能良好, 保障整个设备运行的安全可靠。

摘要：通过分析干式接地变压器的工作原理, 结合富县35k V变电所的接地系统, 讨论了Z型干式接在变压器在变电所中的作用及交接试验方法。

关键词：干式接地变压器,交接试验,35k V变电所

参考文献

[1]金宏彪.浅谈10k V干式变压器电气交接试验方法[J].机电信息, 2011 (15) .

10kV干式变压器论文 篇9

岳阳电业局从2005年到2009年发生过4台次10kV干式空芯串联电抗器过热流胶、起火燃烧的事件。事故后,这些电抗器只能全部退出运行,经济上带来了巨大损失。为了预防此类事故的发生,提高电容器成套设备运行的可靠性,下面举例分析电抗器热流胶、起火燃烧原因,并提出防范措施。

1 干式空芯串联电抗器过热故障情况简介

110kV泉新变电站#304集合式电容器型号为,其额定电压为,额定容量为4 200kvar,额定电流为220A;电抗器型号为GKDK-10-84/-6,其额定电压为10kV,额定容量为84kvar,额定电流为220A,感抗为1.728Ω(有名值),电抗率为6%(可消除5次谐波)。集合式电容器为上虞2002年6月产品;电抗器为桂林五环电器有限公司2002年4月产品。电容器、电抗器均于2003年5月投运。近几年该电抗器在运行中经常出现过热现象:环境温度在32℃左右时,A、B、C三相线圈的上部温度分别在83、88、76℃左右,下部比上部约低8～12℃。高温季节,线圈温度超过90℃,造成电抗器线圈匝间的绝缘胶融化滴落。2009年11月检修人员到现场对电容器设备进行了检查、试验,其各相绝缘电阻、电容量均接近铭牌值,可以认为该电容器仍处于正常状态,排除电容器造成电抗器过热的可能。

2 原因分析

2.1 电抗器容量不够

目前,110kV泉新变的10kV运行方式允许投运的电抗器的单相额定容量为:

式中,IL为电抗器每相额定电流;XL为电抗器每相感抗值,1.728Ω。

式中,UC为电容器额定相电压,;A为电抗率,6%;XΣC为单相额定总容抗;QC为每相电容器容量,1 400kvar。

经计算IL=IΣC=233.78A,QL=94.44kvar,XΣC=28.8Ω。而实际所配电抗器的额定容量每相只有84kvar(铭牌额定值电流为220A),即为实际允许容量QL的88.94%,略为偏小。对于每相额定电流,根据设计规程,串联电抗器允许长期过电流的倍数为1.35,即实际允许运行电流可达297A,而计算知每相额定电流为233.78A,在正常范围之内。

2.2 绝缘耐热材质问题

电抗器在额定允许运行电流、电压下发生过热并将其层间(匝间)绝缘胶融化的原因应该是绝缘层的耐热等级不够。特别是在长期高温作用下,绝缘胶融化可能造成某点匝间短路,使得电抗器绕组电流增大,进一步造成绝缘相对薄弱处发生匝间短路最终形成贯穿性放电。当环境温度较高时,尤其在太阳直射下绝缘层可能被加热到燃点起火。

按《输变电设备技术规范汇编》中的规定:电抗器绕组导线股间、匝间、包封的绝缘材料耐热等级不应低于F级。但电抗器绕组所流的是沥青类材质的胶,属于B级,其绝缘耐热等级只有130℃,低于规定要求。

2.3 电容器与电抗器额定电压不同

按国家电网公司《输变电设备技术规范汇编》要求:“……电抗器最高运行电压应该不低于系统最高运行电压”。电容器额定电压为11kV,电抗器额定电压为10kV,这使得电抗器长期运行在高于其额定电压10%的状态下,加之系统电压的波动,必然会导致电抗器绝缘层加速老化。当温度、电流、电压诸条件具备时,过热起火就成为必然。

2.4 电抗器铝导线电流密度超标

按GB 10228—1997《干式电力变压器技术参数和要求》规定:电抗器铝导线电流密度不得大于1.2A/mm2,但粗略计算知电抗器铝导线电流密度却达1.46A/mm2,超过国标要求。

3 电抗器是否投用讨论

终端变电站设置串联电抗器可限制系统涌流,抑制谐波。如果不用电抗器,单独投运电容器,需要解决以下问题:

(1)投电容器时产生的涌流。

(2)投切过程中可能产生5次谐波放大问题。

3.1 合闸涌流问题

《电力工程电气设计手册》规定:“当变电站仅有1组电容器时,涌流不大,在母线短路容量不大于80倍电容器额定容量时,涌流倍数小于10,而10倍以内涌流不会对设备造成危害,故不需上电抗器,即单独投电容器不会造成涌流危害”。

对于110kV泉新变电站(该变电站仅有1组电容器),其最大合闸涌流为:

式中,Em为电源侧电压幅值,kV;UCn为电容器额定线电压,kV。

因Im是电容器额定电流的5.79倍;又根据2009年调度所相关数据,10kV母线三相短路容量Sd为118MVA,是电容器额定容量4.2Mvar的28.1倍。所以110kV泉新变不带电抗器投集合式电容器时产生的涌流不会造成危害。

3.2 谐波放大问题

据计量中心提供的相关资料,110kV泉新变10kV系统谐波以5次、7次为主,5次谐波电压实测为0.44%,7次谐波电压实测为0.31%,均未超标;3次谐波电压实测为0.78%,略高于5次、7次谐波电压实测值。

若电容器组中未串联电抗器,系统发生谐振的谐波次数为:

不串电抗器,系统避开了3次谐波,但却可能发生5次谐波谐振。不过由于5次谐波含量很低,在无电抗器时其流入电容器的电流为:

式中,En为实际5次谐波电压,0.44%;XKn为5次谐波下电抗值,XK为电源侧电抗值取5%(以10Mvar为基数,下同);XΣCn为5次谐波下单相电容器容量1.4Mvar容抗百分比折算到10Mvar基数下的值,0.143。因此,在无电抗器时的5次谐波电压放大值为:

由以上计算可知,在投切过程中产生的5次谐波电压放大(U5/En)约为1.33倍,这个倍数不高。又由于5次谐波电流、电压实际含量很低,因此在选择性能良好的无重燃真空断路器和配置相应金属氧化物避雷器的情况下可以考虑投切时不带电抗器。

4 防范措施

针对110kV泉新变电站#304电抗器过热原因,可采取以下措施:

(1)电抗器选型应特别注意其绝缘材料的耐热等级,避免电抗器绝缘过早出现过热老化现象。

(2)加强对电抗器的运行维护工作,定期察看其表面是否有龟裂,及时进行红外测温以监视其发热情况及发热部位等。

(3)干式空芯串联电抗器是由多个串联的包封组成,由于设计和工艺上存在问题,其包封电流密度不同,从而使局部温度较高,因此设计、制造部门应该考虑有效控制导体内电流的不均匀性的方法。

(4)建议涌流小于10倍电容器额定电流,母线短路容量不大于80倍电容器额定容量,同时经现场测试5 次、7次谐波未超标,放大倍数较低(如低于6倍)的变电站可以考虑不用干式空芯串联电抗器。

参考文献

[1]西北电力设计院.电力工程设计手册电气一次部分(上册)[M].北京:水利电力出版社,1998

[2]GB 10228—1997干式电力变压器技术参数和要求[S]

[3]GB 50227—1995并联电容器装置设计规范[S]

[4]DL—462—1992高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件[S]

剖析10kV变压器检修和维护 篇10

关键词：10 kV变压器,小作业检修,大作业检修,元件维护

目前, 伴随电子工业的快速发展, 各种以电为能源的产品越来越丰富, 对电的需求越来越大, 变压器的重要作用也日益凸显。为保证人们日常的工作、生活和学习, 保证变压器的正常运行就显得十分必要。由于电力系统的运行环境复杂, 除诸如人为、天气、环境等许多不确定因素外, 作为电力系统运行的重要环节——变压器的检修与维护, 则是电网供电安全的重要保证。10 k V变压器是我国供电系统中常见的变压器, 因此, 研究10 k V变压器的检修与维护对我国供电系统的正常运行具有重要意义。

1 10 k V变压器的检修

1.1 10 k V变压器的检修周期

1.1.1 小作业检修周期

一般情况下, 一年一次检修的周期是小作业检修周期。如果变压器周围环境恶劣, 也可以适当缩短检修周期。

1.1.2 大作业检修周期

大作业检修需要满足以下几个条件才能开展: (1) 对于新投入使用的变压器, 在其正常运营1年或1年内的情况下, 要对其进行一次大作业检修, 之后根据具体运行情况, 每隔5~10年进行一次大作业检修; (2) 对于从未出现过载运行的变电器, 可适当延长其大作业检修期限, 一般10年检修一次; (3) 在发现变压器出现运行故障 (例如油箱故障) 的情况下, 应提前准备大作业检修; (4) 如果变压器运行情况一直保持在良好状态, 则可在相关负责人同意的情况下, 延长其大检修间隔时间; (5) 如果该变电器实行的是状态检修法, 则可根据相关专家提供的评估报告决定其大作业检修时间和周期。

1.2 10 k V变压器的检修内容

1.2.1 小检修内容

小检修内容包括以下五个方面: (1) 检查螺丝是否松动、接口是否发烫、电线是否完好, 清洁瓷套管和电线管道, 清理油箱、储油柜、净油器、安全气道等装置以及装置上面的灰尘和生锈部分。 (2) 检查防爆膜, 并清除压力释放阀内的灰尘等杂物;检查呼吸器, 更换已变色的干燥剂。 (3) 检查油箱储量, 并检查散热器、冷却风扇、水泵等是否正常工作, 气体继电器是否工作正常, 阀门开关是否灵活, 控制电缆是否保持其良好的绝缘性。 (4) 检查油箱和储油器上层的油温、地线的连接和中性点接地装置的接地状况以及有载分接开关的操作情况, 并清扫变电器内部的杂物和灰尘。 (5) 对变压器油进行抽样简化试验, 然后进行色谱分析, 并检查变压器内的水路是否有漏水迹象、蒸馏变压器和电炉的二次出线端子线路的工作状况。

1.2.2 大检修内容

大检修内容包括: (1) 检修铁芯穿芯螺栓、压钉、轭铁、接地铜片、开关、套管、吸湿器、储油柜、油箱、净油器、安全气道等各种附件。 (2) 检查油泵、冷却器、水泵, 油路管、风机、阀门等附属设施;检修控制箱, 并调试其测量保护装置。 (3) 检修接引线、线圈、引线木支架和二次引出汇流排。 (4) 更换各种消耗性材料, 对密封胶垫和绝缘油进行绝缘测试和色谱分析, 并在特定条件下进行相关测试。

2 10 k V变压器的维护

2.1 10 k V变压器的主要维护内容

10 k V变压器的主要维护内容有: (1) 避免变压器出现过载运行的情况。 (2) 保证导线电路通畅, 杜绝因线路接触不良和线路过热出现的短路事件。 (3) 注意变压器部件的使用寿命, 保证变压器整体运行情况良好。 (4) 检修时, 一定要谨慎小心, 防止检修过程中对线路造成破坏。如果在检修过程中破坏了线圈的绝缘层或绝缘管套, 应及时处理, 避免发生安全事故。 (5) 保证绝缘油的质量。一般来讲, 如果绝缘油内的杂质过多或水分过多, 则其绝缘度也会下降。 (6) 防止电击。变压器的电源一般来自架空线, 而架空线在夏季容易遭到雷击。如果遭遇雷击, 则瞬间产生的巨大电压完全可以毁掉变压器。 (7) 实时监控变压器的运行状况, 防止出现变压器温度过高的问题。

2.2 10 k V变压器重要元件的维护

2.2.1 分接开关的维护

运行中的电阻过渡式有载分接开关在运行1年以上或开关次数超过2 500次时, 应重新添加绝缘油, 并进行3个月一次的油样简化测验。如果测试结果不合格, 则应更换分接开关。对于无励磁分接开关, 则需变换挡次, 正反转动, 以清除上面的氧化膜和污垢。在这个过程中, 要确定转动挡位的正确性, 并记录换挡情况, 检查手柄卡紧的位置。

2.2.2 净油器的维护

定期对运行中的净油器和变压器的油样进行耐压测验, 如果两种油样没有明显的差别, 而且测定结果显示两种油样耐压性偏低, 则应该更换其中的活性氧化铝或硅胶。

3 10 k V变压器的检修与维护安全注意事项

3.1 10 k V变压器的检修安全注意事项

10 k V变压器的检修安全注意事项包括: (1) 使用专业的设备, 并确保设备功能完善、合格; (2) 保证维修时所使用临时替代开关的稳定性和安全性; (3) 保证注油步骤规范标准, 并检验储油柜通往安全气道的管道是否通畅; (4) 检修时, 应设置围栏, 并不得在变压器内部或周围开展不相关的活动。

3.2 10 k V变压器的维护安全注意事项

10 k V变压器的维护安全注意事项包括: (1) 避免带电维护。如果非要带电维护, 必须做好相关安全防护事宜。 (2) 带电维护工作必须至少由2人完成, 其中1人作业, 1人监护。 (3) 维护变压器时, 一定要设立相关的警示牌和围栏, 并摆放到位。

4 结束语

10 k V变压器的检修与维护关系着整个变压器的使用寿命和工作效率, 同时还影响着设备运行中的安全问题。及时发现并解决问题, 不仅可以保障变压器的效率, 延长其使用寿命, 还可以保障人们的正常生活, 创造良好的社会效益。

参考文献

[1]董杰.10 k V变压器检修与维护研究[J].技术探讨, 2011 (15) :105-106.