500kV主变压器

500kV主变压器（共10篇）

500kV主变压器 篇1

变压器主要用于电厂升压和变电站内电压变换的枢纽, 在电网安全、稳定运行中担负重任, 目前大量运行中的变压器投运时间过长, 故障频发, 对主变大修不仅是对设备的平稳运行的维护, 更是一项复杂工程, 本文针对变压器大修的施工流程, 工艺标准以及检修效果等方面进行了分析, 以及对大修过程中的工艺检查进行了阐述。

1 背景

随着京津冀地区经济的不断发展, 用电量的不断攀升, 河北南网从90年代就有了高电压、大容量的变压器, 该类主变压器通常作为电厂或变电站的枢纽环节, 对电网的安全运行、能量输送起着至关重要的作用, 但大部分变压器投入运行多年, 有些处在潮湿、污秽的恶劣环境中, 更是造成变压器故障频发, 且呈上升之势, 有些负荷较大区域承受过电压、过负载风险, 其绝缘性能受到严峻的考验;此外, 不同的制造厂家、不同的电建施工人员对设备性能掌握不尽相同, 生产、运输、安装、运维技术中存在许多不完善地方, 不可避免的在运行中出现各种缺陷。这些缺陷会直接影响变压器的运行状态和用户单位的安全生产, 若无法及时正确地消除缺陷, 容易酿成电网事故, 造成国民经济损失和恶劣社会影响。

2主变压器运行中的常见故障

渗漏油

渗漏油是设备常见故障之一, 长期渗漏油不但影响外观, 而且可能使变压器油的含气量上升, 如果不及时处理, 裸露出带电部分可能造成十分严重的设备事故。

(1) 渗漏油使变压器的油位降低, 产生油位低告警。

(2) 使绝缘纸等绝缘件绝缘劣化或直接造成带电部分裸露, 导致绝缘击穿、短路等内部故障。

(3) 当油枕或套管顶部的排气螺母关闭不严, 密封垫损坏后, 虽然不一定出现渗漏油现象, 但随着设备运行负荷和外界温度的变化, 潮气和水分将会直接进入, 造成油中水分增多, 或直接导致变压器油绝缘水平降低, 造成击穿绝缘、烧毁绕组的重大设备事故。

油位异常故障

可能的原因是指示不正确, 表计接点损坏、油位确实异常, 假油位等。

(1) 储油柜内存在空气

当储油柜中存有一定数量的空气时, 运行中油温上升, 必将造成储油柜中的油位升高, 胶囊随油位上升而浮起, 由于储油柜中空气的存在, 当油面上升到一定高度后就不再上升, 而油位计的油面却继续上升, 并经过排气阀溢出。这种情况通常是由于注油时未将储油柜内空气排尽造成的。

(2) 呼吸器堵塞

呼吸器赌赛造成胶囊不能呼吸, 当油温升高时, 储油柜内油面不变而油标显示油位上升, 造成油位变化异常并经气阀溢出。

(3) 油位计接点进水

油位计接点进水造成内部报警接点短路而误发油位异常报警信号。

(4) 胶囊损坏

油枕内胶囊破损进油后压迫油位计浮子造成假油位, 从而误发油位异常信号。

套管进水故障

套管顶部密封结构如果没有防松动措施, 在受到变压器引线摆动等外力作用时极易发生松动, 空气中的水分或雨水会在呼吸效应的作用下进入变压器本体。套管进水可能导致套管放电, 水分进入变压器内部可能导致变压器内匝间短路短路, 变压器跳闸。

末屏渗油、接触不良、放电故障

末屏出现渗漏的原因主要是套管末屏压紧螺母没有防松措施, 在对末屏外罩进行安装时由于外罩上顶针与末屏引出杆接触摩擦使引出杆发生转动, 使螺母松动, 最终导致密封不良, 出现渗漏现象。其次是末屏放电造成的密封损坏, 从而产生渗漏油。

套管末屏放电原因为:一是在安装前末屏罩帽内即存在异物, 导致套管末屏在运行中接地不良产生悬浮电位, 从而产生放电。二是末屏引线接触不良或发生断裂导致放电。三是末屏顶针未弹起, 没有与末屏帽可靠接触造成放电。

3 主变压器的大修项目及要求

大修周期

变压器大修周期需从所处电力系统中重要性和运行环境、安装现场的环境和湿度, 以及运行中历年检修预试和缺陷情况。结合国网公司《110k V~500k V油浸式变压器 (电抗器) 管理规范》及检修规范的相关规定, 制定500k V变压器大修周期为:除国家标准规定的每隔10年大修一次外, 若箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者, 若经过试验与检查并结合运行情况, 判定有内部故障或本体严重渗漏时;制造厂家对大修周期有明确要求的;对由于制造工艺、材质材料等造成的家族性缺陷造成故障频发的同类型变压器可进行大修。

大修项目

绕组、引线及磁 (电) 屏蔽装置的检修。

铁芯、铁芯紧固件、压钉、压板及接地片的检修。

油箱检查与修理。

分接开关、套管、吸湿器、油泵、风扇等附属设备的检修。

阀门及全部密封胶垫的更换和组件试漏。

器身干燥处理及油箱复位。

清扫油箱并进行喷涂油漆。

大修的试验和验收。

大修检修内容及质量要求

器身内部检修

检查铁芯表面是否平整、清洁, 铁芯结构无卷边、翘脚情况, 紧固件应拧紧, 铁芯对夹件及地绝缘不小于100MΩ。相间隔板、静电屏和围屏没有破损、变形、发热及树状放电痕迹, 板扎禁固, 引出线接口处密封良好, 支撑围屏的长垫块无放电痕迹。检查各绕组无脏污、放电、变色现象, 散热油道通畅, 没有堵塞情况, 绕组垫块轴向预紧力大于20kg/cm2, 绝缘老化等级达到3级, 则不适宜再进行液压。检查引线接线无断股损伤, 表面平整无放电痕迹, 引线长短合适, 不得出现扭曲和应力集中现象。绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓, 绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓, 绝缘固定用绝缘夹件的间距, 应考虑在电动力作用下, 不会导致引线短路故障。

油箱检修

整体焊缝无渗漏点及砂眼, 油箱内外壁应清洁, 无锈蚀、放电现象, 漆膜完整, 次屏蔽装置固定稳固并可靠接地, 器身定位装置不应造成铁芯多点接地故障, 结构件应无松动放电痕迹, 导油管道无堵塞、锈蚀现象, 法兰结合面平滑、清洁, 最后需进行密封实验, 在储油柜内施加0.03~0.05MPa压力, 保持24h不渗漏。

组部件检修

1) 套管

套管与绕组相连接, 绕组的电压等级决定了套管的绝缘结构, 套管的使用电流决定了导电部分的截面和接线头的结构。对于纯瓷套管的检查, 其外表面应清洁, 无放电、裂纹、破损和渗油现象;导杆式套管除了外表面检查外, 还应检查导电杆与连接头应完整无损, 绝缘筒无放电、油垢。

油泵

油泵通过法兰连接到冷却器的管路中, 是一种特制的潜在油内电动机型离心泵。叶轮应无变形及磨损, 牢固平稳。轴承挡圈及滚珠无损坏, 转子短路环无断裂, 铁芯无破损及磨损, 无放电痕迹, 绕组应无过热现象。定子外壳应清洁, 绕组绝缘良好, 铁芯无损坏放电痕迹, 绝缘电阻值不小于1MΩ, 直阻三相互差不超过2%, 引线与绕组的焊接无脱焊及断线现象。

风扇

叶轮无变形及磨损, 牢固平稳, 轴承挡圈及滚珠转动灵活, 转子短路环无断裂, 铁芯无损坏及磨损, 无放电痕迹, 绕组绝缘良好, 应无过热现象, 定子绕组绝缘良好, 无过热及放电痕迹, 绝缘电阻值不小于1MΩ, 直阻三相互差不超过2%, 运转试验, 运转平稳, 无扫膛、叶轮碰壳等异响, 三相空载电流基本平衡。

胶囊式储油柜

内外表面清洁、无锈蚀、毛刺, 管式油位计内油清晰、无杂质, 油位清晰可见, 油位标示线指示清晰;指针式油位计内部无油垢, 指针转动灵活, 无假油位现象。胶囊无老化漏气现象, 做防漏试验, 压力0.02~0.03MPa, 时间12h, 应无渗漏。

4 变压器大修注意事项

器身检查在露天环境下进行, 应选择无尘土或其他污染源进入器身内部的晴天时进行;

器身暴露时间规定:空气相对湿度低于65%为16h, 低于75%为12h。计算暴露时间是从本体放油开始至开始抽真空或者开始注油时为止, 如暴露时间超时小于4h, 则增加抽真空时间为超过暴露时间即可;

露天检查, 周围空气温度不宜低于0℃, 且器身本体温度不能低于环境温度, 否则在抽真空时应用热油对变压器加油, 使本体温度至少高于环境温度5℃;

器身钻检时应派专人进行, 穿无纽扣, 无金属挂件的专用变压器钻检服装和胶鞋, 并带清洁手套, 带入器身工具应做好记录, 防止遗漏工器具。

5 主变压器大修过程中存在问题

在电力公司主变压器大修工作是一项涉及多个部门和大量人员一起努力才可完成, 在大修过程中, 需要牵引起重、滤油化验、计量校验、高压试验、电气检修、继电保护等多个部门的, 许多专业一起配合、多个工序一起努力才可以完成, 同时由于主变压器设备自身技术参数较多, 电气安全等级较高, 在现场的维修中会出现各种问题, 因此现场的安全管理也显得尤为重要, 通过对现有的主变压器大修经验发现, 目前存在现场安全管理混乱, 人员安全意识不强等问题, 具体有以下几个方面。

(1) 大修现场人员管理混乱

在主变压器维修的现场的检修人员通常分为非专业工作人员和专业检修人员, 一般非检修人员通常由临时工、民工、牵引起重人员、司机和外包人员组成, 这类人员通常缺乏一定的电气安全知识和现场的安全要求和规定, 属于临时工作人员, 在现场的流动性较大, 在现场需要较多管理, 增加了管理的难度。而现有的专业检修人员通常由各电气班组人员组成, 属于供电公司的正式人员, 进过专业的培训, 具有一定的专业知识, 但由于在检修工作中各班组之间总有想早点完工的思想, 造成大家都会抢先完成自己班组的计划内的任务, 在大修时对检修的工艺会产生影响, 在管理上会有一定的冲突也会对现场的管理造成不良后果。

(2) 主变压器检修现场的混乱

在大修现场通常受到空间的限制, 在有限的空间内堆放着大量的检修工具, 以及各种需要检修的零部件及耗材, 比如一些细小的螺栓, 设备内部易燃的过滤油料, 这些通常在现场大量杂乱的堆放, 进一步增加了现场的混乱, 当进行大电流计量校验、高电压绝缘试验等安全等级要求较高的工作的时候, 会引起一定的安全隐患。

(3) 主变压器大修工艺经验不足

通常在电网中按照经验来看, 主变压器一般需要十年才要大修一次, 这样使得检修人员实际能参与动手的机会较少, 平时对主变压器的检修很难积累到经验, 一旦主变压器需要大修的时候, 检修人员在遇到突发事件, 缺乏应急措施, 只能按照操作规程来进行, 由于慌乱常常会造成盲目的操作, 导致变压器大修工艺不佳, 过多依赖变压器厂家技术支持来完成。这都会导致主变压器的大修质量下降, 严重威胁变压器安全平稳运行。电力系统中有较多这样的案例, 如主变吊罩后, 暴露时间超过规程要求, 不考虑现场气候条件, 使潮湿气体侵入主变芯内;另外检修人员进入主变内部工作, 常出现随身的物品 (钥匙、衣扣、工器具等) 滞留在变压器内部的人员责任事故;经验不足, 造成主变内部绝缘检查不细, 或结构夹件螺栓压太紧, 绝缘层被破坏引起主变烧毁。

6 大修后的验收

除遵守《电业安全工作规程》外, 另外还要注意以下几项大修后的验收问题:

实际检修工作是否按停电前制订的计划全部完成, 检修质量是否合格;

检查全部试验报告是否合格;

本体、油箱及各个变压器附件表面漆膜是否涂抹均匀;

油箱及各组件铭牌应齐全, 固定可靠;

油箱真空注油后, 应无明显变形或变形量小于油箱壁厚度的1.5倍。

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500kV主变压器 篇2

一、系统简介：

我矿地面35KV变电所供电系统采用全桥式接线方式，35KV供电线路4条，其中2条供电线路来自海孜区域变电所，一条运行，一条备用；2台主变压器容量均为12500KVA，型号SZ9-12500/

35、35/6.3KV，两台主变分列运行，担负着全矿供电的任务。

2008年5月27日，因为1#主变压器出现故障，对其进行了更换，型号：SFL1－10000/

35、35/6.3KV，这样就造成了两台变压器容量和短路阻抗不一致。为了保证两台主变压器正常运行和矿井的安全供电，特编制本补充运行措施。

二、补充运行措施：

1、正常行情况下，两台主变压器分列运行，禁止合6KV母联（616开关）。

2、地面主要车间东、西风井采用分列运行方式，西风井用

（一）回路、2#变压器运行2#风机，（二）回路、1#变压器运行1#风机；东风井用

（一）回路、1#变压器运行2#风机，（二）回路、2#变压器运行1#风机。

3、井下各采区变电所如果确需合母联倒换回路时，必须通知机电科值班人员安排井下中央变电所值班人员合井下

（三）、（四）回路联络开关（620、623），同时安排机电科维修电工、保运区采区变电所值班人员就位。合母联时，若因两段母线偏流较大，造成掉电，井下中央变电所值班人员和采区变电所值班人员要及时恢复掉电回路供电。

4、在1#主变压器未更换成同等能力变压器前，机电科维修电工要加强对两台主变的检查、检修，值班变电工要加强对两台主变压器的巡视、检查，时刻注意电压、电流的变化情况，发现问题及时向维修电工和科值班人员汇报，机电科值班人员要立即组织人员进行处理。

5、若两台主变压器中任何一台出现故障，值班变电工要立即向科值班人员汇报，同时将此变压器高、低侧断路器、隔离开关分开，合母联（616开关）。机电科值班人员要立即组织人员进行抢修，抢修好以后恢复原供电方式。

6、单台变压运行期间，值班变电工要密切关注变压器的负荷，严格按矿井限电次序表进行压负荷，确保变压器不出现过负荷。

地面35KV变电所两台主变压器并列运行安全措施

一、系统简介：

我矿地面35KV变电所供电系统采用全桥式接线方式，35KV供电线路4条，其中2条供电线路来自海孜区域变电所，一条运行，一条备用；两台主变分列运行，担负着全矿供电的任务。

目前两台变压器技术参数如下： 1#变压器：

型号：SFL1－10000/35

容量：10000KVA

变比：35/6.3KV 阻抗电压：7.55％

接线组别：Ynd11 2#变压器：

型号：SZ9-12500/35

容量：12500KVA

变比：35/6.3KV 阻抗电压：8％

接线组别：Ynd11

二、并列运行的依据：

1、两台变压器接线组别相同；

2、两台变压器变比相等；

3、两台变压器阻抗电压之差：5.6％，不大于±10％；

4、两台变压器容量比：1.25：1，不大于3：1；

三、两台变压并列运行安全措施：

1、两台主变压器并列运行之前，应做如下准备工作：

（1）、机电科安排好维修人员前往各主要车间：东风井、西风井、主井、副井、井下中央变电所、二水平变电所，做好送电准备工作。（2）、保运区安排高压组人员到达井下各采区变电所，做好送电准备工作。

合母联616开关时，若因两段母线偏流较大，造成掉电，地面各主要车间、井下中央变电所、二水平变电所值班人员和采区变电所值班人员和维修人员要及时恢复掉电回路供电。

2、合母联616开关之前，由变电所值班人员向矿调度所汇报，调度所值班人员通知各采区变电所值班人员，待调度所同意后，变电所值班人员方可进行合母联。

3、机电科安排干部在现场进行跟班，出现问题及时进行处理。

4、值班变电工严格按照操作规程进行操作，严禁违章作业。

5、合616母联时，要安排专人观察母联开关电流变化情况，出现较大偏流时，及时停616母联。

6、母联616合上以后，跟班干部、维修电工、值班变电工要加强对两台主变压器的巡视、检查，时刻注意电压、电流的变化情况，发现问题及时向跟班干部汇报，立即组织人员进行处理。

地面35KV变电所供电系统事故

应急补充预案

一、系统简介：地面35KV变电所供电系统采用全桥式接线方式，35KV供电线路4条，其中2条供电线路来自海孜区域变电所，一条运行，一条备用；2台主变压器一台容量为12500KVA，型号SZ9-12500/

35、35/6.3KV，一台容量为：10000KVA ,型号SFL1－10000/

35、35/6.3KV，两台主变分列运行，担负着全矿供电的任务。

二、补充应急预案；

35KV供电线路及设备故障应急措施。

35KV供电线路共4条，完全能确保我矿供电的需要。

（一）电源线路故障

1、工作线路故障时值班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，迅速查清原因，并与海孜区域变电所联系，把电源工作线路切换到备用线路运行，以保证矿井安全供电。同时切断事故点

2、机电科立即组织人员对故障进行排除，恢复电源线路正常的充电备用状态。

3、备用线路故障时，值班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，迅速与海孜区域变电所联系查明事故原因，切断事故点；机电科立即组织人员对故障进行排除，恢复电源线路正常的充电备用状态。

（二）35KV高压断路器故障 由于矿35KV变电所电源部分外接线为全桥接线，在任何一台35KV高压断路器故障时，均可以采用倒闸的方式对全矿实行供电。

一旦发生故障，当班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，并迅速采取措施实施倒闸操作，切除故障点；机电科值班应立即组织人员赶赴变电所采取措施实施倒闸，切除故障点，实现安全供电，并对故障进行排除，排除故障后恢复至正常运行状态。

（三）主变压器故障

2台变压器中其中任意一台出现故障时，当班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，并迅速采取措施实施倒闸操作，切除故障点，用单台变压器运行：合6KV母联，送掉电35KV高压回路，另一台处于检修，单台变压器运行时，如出现过负荷现象时，可按限电次序表进行限电。机电科值班应立即组织人员赶赴变电所采取措施实施倒闸，切除故障点，实现安全供电，并对故障进行排除，排除故障后恢复至正常运行状态。

（四）6KV高压供电线路故障应急措施

1、从矿35KV变电所馈出的6KV高压供电线路包括东、西风井，主、副井，井下等一类负荷，均为双回路供电，当供电任一回路发生故障时，当班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，并迅速采取措施实施倒闸操作，切除故障线路，由另一条线路供电，机电科值班应立即组织人员赶赴变电所采取措施实施抢修，排除故障，并恢复正常供电。

东风井抽风机分别由6KV母线2段供电（611、612），当任何一条供电线路出现故障时，立即由另一条回路运行风机，抽风机司机要立即向矿调度所、机电科值班汇报，机电科立即组织人员进行抢修，及时恢复备用线路供电，当2条供电线路同时出现故障时，由调度所通知东部采区撤人。

西风井抽风机分别由6KV母线2段供电（613、614），当任何一条供电线路出现故障时，立即由另一条回路运行风机，抽风机司机要立即向矿调度所、机电科值班汇报，机电科立即组织人员进行抢修，及时恢复备用线路供电，当2条供电线路同时出现故障时，由调度所通知西部采区撤人。

主井、副井均为双回路供电，当任一回路出现故障时，立即用另一回路进行供电，主、副井绞车司机要立即向矿调度所、机电科值班汇报，机电科立即组织人员进行抢修，及时恢复备用线路供电。

井下中央变电所由6KV母线2段4台高压柜（618、620、619、621）供电，正常情况下井下

（一）回路（618）、井下

（三）回路（620）两条回路并用，井下

（二）回路（619）、井下

（四）回路（621）两条回路并用，当其中任何一条回路出现故障时，由另外一条回路供电。同时变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，机电科立即组织人员进行抢修，及时恢复备用线路供电。，工人村（629）、工广水源井（615）、二处（640）供电仅有一条线路，如出现故障时，科值班人员应立即组织电修维修人员、外线人员进行检查、以确保及时恢复供电。

（五）电源断电故障

1、当全矿供电电源中断供电时，当班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，并迅速查清事故原因，切除事故点，同时恢复供电：先风井、后副井、再井下、最后其他的送电顺序恢复送电；机电科立即组织人员进行恢复供电与事故抢修工作。

2、矿调度所接到汇报后，立即通知通风区与井下相关的单位，严格检查井下气体浓度、各施工地点迅速撤人，待恢复正常、瓦斯检查人员的许可后方可重新进入工作场所作业。

联系人：

联系电话： 卓书杰

*** 巩文江

***

地面35KV变电所供电系统事故应急预案

三、系统简介：地面35KV变电所供电系统采用全桥式接线方式，35KV供电线路4条，其中2条供电线路来自海孜区域变电所，一条运行，一条备用；2台主变压器容量均为12500KVA，型号SZ9-12500/

35、35/6.3KV，两台主变分列运行，担负着全矿供电的任务。

四、应急预案；

35KV供电线路及设备故障应急措施。

35KV供电线路共4条，完全能确保我矿供电的需要。

（二）电源线路故障

1、工作线路故障时值班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，迅速查清原因，并与海孜区域变电所联系，把电源工作线路切换到备用线路运行，以保证矿井安全供电。同时切断事故点

2、机电科立即组织人员对故障进行排除，恢复电源线路正常的充电备用状态。

3、备用线路故障时，值班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，迅速与海孜区域变电所联系查明事故原因，切断事故点；机电科立即组织人员对故障进行排除，恢复电源线路正常的充电备用状态。

（二）35KV高压断路器故障

由于矿35KV变电所电源部分外接线为全桥接线，在任何一台35KV高压断路器故障时，均可以采用倒闸的方式对全矿实行供电。一旦发生故障，当班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，并迅速采取措施实施倒闸操作，切除故障点；机电科值班应立即组织人员赶赴变电所采取措施实施倒闸，切除故障点，实现安全供电，并对故障进行排除，排除故障后恢复至正常运行状态。

（三）主变压器故障

2台变压器中其中任意一台出现故障时，当班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，并迅速采取措施实施倒闸操作，切除故障点，用单台变压器运行：合6KV母联，送掉电35KV高压回路，另一台处于检修，单台变压器运行时，如出现过负荷现象时，可按限电次序表进行限电。机电科值班应立即组织人员赶赴变电所采取措施实施倒闸，切除故障点，实现安全供电，并对故障进行排除，排除故障后恢复至正常运行状态。

（四）6KV高压供电线路故障应急措施

1、从矿35KV变电所馈出的6KV高压供电线路包括东、西风井，主、副井，井下等一类负荷，均为双回路供电，当供电任一回路发生故障时，当班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，并迅速采取措施实施倒闸操作，切除故障线路，由另一条线路供电，机电科值班应立即组织人员赶赴变电所采取措施实施抢修，排除故障，并恢复正常供电。

东风井抽风机分别由6KV母线2段供电（611、612），当任何一条供电线路出现故障时，立即由另一条回路运行风机，抽风机司机要立即向矿调度所、机电科值班汇报，机电科立即组织人员进行抢修，及时恢复备用线路供电，当2条供电线路同时出现故障时，由调度所通知东部采区撤人。

西风井抽风机分别由6KV母线2段供电（613、614），当任何一条供电线路出现故障时，立即由另一条回路运行风机，抽风机司机要立即向矿调度所、机电科值班汇报，机电科立即组织人员进行抢修，及时恢复备用线路供电，当2条供电线路同时出现故障时，由调度所通知西部采区撤人。

主井、副井均为双回路供电，当任一回路出现故障时，立即用另一回路进行供电，主、副井绞车司机要立即向矿调度所、机电科值班汇报，机电科立即组织人员进行抢修，及时恢复备用线路供电。

井下中央变电所由6KV母线2段4台高压柜（618、620、619、621）供电，当其中任何一条回路出现故障时，由中央变电所变电工与35KV 变电所值班人员联系合地面变电所616母联，中央变电所合二、四段联络开关（620、623），另外3条回路担负井下供电，可保证井下供电的安全。同时变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，机电科立即组织人员进行抢修，及时恢复备用线路供电，工人村（629）、工广水源井（615）、二处（640）供电仅有一条线路，如出现故障时，科值班人员应立即组织电修维修人员、外线人员进行检查、以确保及时恢复供电。

（五）电源断电故障

1、当全矿供电电源中断供电时，当班变电工要立即向矿调度所、机电科值班汇报，并迅速查清事故原因，切除事故点，同时恢复供电：先风井、后副井、再井下、最后其他的送电顺序恢复送电；机电科立即组织人员进行恢复供电与事故抢修工作。

2、矿调度所接到汇报后，立即通知通风区与井下相关的单位，严格检查井下气体浓度、各施工地点迅速撤人，待恢复正常、瓦斯检查人员的许可后方可重新进入工作场所作业。

联系人：

联系电话： 陈向军

*** 巩文江

*** 卓书杰

500kV主变压器 篇3

关键词：变压器；电器主接线；电气设备

中图分类号：TM63文献标识码：A文章编号：1674-0432（2010）-12-0343-1

1 变压器的选择

1.1 变压器台数的确定

1.1.1 系统负荷情况 由原始资料可知，系统负荷情况为I类30%、II类40%、III类30%，为保证供电可靠性，避免一台主变故障时影响供电，采用两台同型号变压器并列运行。

1.1.2 变压器容量的选择 一般根据变电所5-10年规划进行选择，考虑变压器正常运行时和事故时过负荷能力，对装设两台变压器的变电所，每台变压器额定容量按下式选择：

Sn=0.6×（142e2%×10+0.214）/0.8=122.5MVA

根据容量选择：SFPSZ9-150000/220；分接头电压：220±8×1.5%/66/10；额定容量比：150000/150000/150000；电流：393.6/1255/2624；变压器容量有裕度，当一台停运时，另一台保证对70%负荷供电。

1.1.3 变压器型式的确定 具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧绕组的功率达15%时，可采用三绕组变压器。

100/150×100%=62%42/150×100%=38%

1.1.4 中性点接地方式的选择 220kV：中性点直接接地；66kV：中性点间隙接地。

1.1.5 主变绕组连接方式 66kv及以上采用Y0接线，10kv采用△型接线。

接线组别为：YN/Yno/d11；冷却方式：ODAF；空载电流：0.16%；空载损耗：89.7kW。

1.1.6 变压器分接头的选择 电力系统的电压是在系统的无功平衡前提下进行的，高低压侧采用逆调压选择分接头。

1.2 所用变压器的选择

所用电量是重要的负荷，为保证可靠供电、应装设两台所用变。

所用负荷：P=0.85×（20+20+14+3+7+35+20）+（40+55）=196.15KW

选择变压器：S9-630/35 Y/Y0-12

S9-630/35 Y/Y0-12

2 电气主接线

2.1 220kv、66kv、10kv三侧主接线的选择

电气主接线是发电厂和变电所设计的首要部分，主接线应满足运行可靠、简单灵活、操作方便和节约投资。

2.1.1 对电气主接线的基本要求 （1）保证必要的供电可靠性和电能质量；（2）具有一定的灵活性和方便性；（3）具有经济性；（4）具有发展和扩建的可能性。

2.1.2 电气主接线的设计原则 其设计以设计任务书为依据，以经济建设的方针政策及有关技术规范、规程为准则，结合工程特点，综合分析，以确定主要技术标准。

2.1.3 主接线方案 （1）220kV进线方案：a.内桥a1，b.單母线分段带旁母a2，c.双母线；（2）66kv出线方案：a.单母线分段带旁路母线a2，b.双母线带旁路母线b2；（3）10kV出线方案：a.单母线分段带旁路母线a2 ，b.双母线a3，c.双母线带旁路母线b2。

2.1.4 方案比较 220kV侧：a.内桥：优点：工作可靠灵活，使用设备少，装置简单清晰，投资少；缺点：桥型接线断路器检修时，两个回路需要分列运行，出线断路器检修时，线路停电时间长，需加跨条，继电保护复杂，对变电所发展扩建不利。b.单母线分段带旁路母线：优点：结构简单，故障几率小，检修任一台断路器时，不需停电，重要回路从不同段上引线，供电可靠性强；缺点：当任一段母线发生故障时，将使该段配电装置断电，投资大。c.双母线：优点：检修任一母线时，不会停止对用户的供电，运行灵活，通过倒换操作可以形成不同的运行方式，线路断路器检修，可以临时用母联断路器代替。d.双母线带旁路：优点；供电可靠，调度灵活，适用于枢纽变电所；缺点：继电保护整定复杂。

综上所述：220kV侧：考虑扩建和远景规划，采用双母线带旁路；66kV侧：从经济上、供电可靠性考虑，宜采用单母线分段带旁路母线接线方式；10kV侧：采用单母线分段带旁路。

3 电气设备的选择

3.1 电气设备的选择原则

在变电所的设计中，正确的选择电气设备是使电气设备和配电装置达到安全运行和经济运行的重要条件。根据工作实际情况，在保证安全、可靠的前提下，采用新技术、并节约投资，按正常工作条件选择，按短路校验。

3.2 电气设备选择

3.2.1 导线的型号选择 根据变电所容量要求及电压等级的要求、据规定通过经济电流密度选择截面或考虑负荷，选用钢芯铝绞线、三相布置、水平排列。

3.2.2 高压断路器的选择 （1）按额定电压选：UId≥Up；（2）按工作电流选：Ie≥Ig；（3）按安装的种类选：屋内、屋外；（4）按开断电流选：Ikd≥I；（5）按构造形式选：多油、少油；（6）动稳定校验：igf≥ich；（7）热稳定校验：i2∞tdz≤I2rt。

3.2.3 隔离开关的选择 （1）按额定电压：Un≥Ue；（2）工作电流：Ie≥Iy；（3）装置的种类：屋内、屋外；（4）动稳校验：idw＞ich；（5）热稳校验：I2rt＞i2∞tdz。

3.3 主接线中的设备配置

3.3.1 隔离开关配置 （1）接在发电机、变压器引出线或中性点上的避雷器可装设隔离开关；（2）接在出线上的避雷器和电压互感器适合用一组隔离开关；（3）断路器两侧均应配置，以便在断路器检修时用；（4）中性点直接接地普通型变压器均应通过GL接地。

3.3.2 接地刀闸或接地器的配置 （1）为保证电器和母线的检修安全，避免事故的发生，66kV及以上每段母线根据长度宜装设1-2组接地刀闸或接地器。两组接地器的距离应尽量保持适中，母线的接地刀闸装设在母线电压互感器隔离开关和母联隔离开关上，220KV可独立装设母线接地器。（2）66kV及以上配电装置的断路器两侧隔离开关和线路隔离开关的线路侧，应配置接地刀闸，双母线隔离开关的断路器两侧可共用直接接地刀闸。（3）旁母一般装一组接地刀闸，设在旁路回路隔离开关的旁路母线侧。

3.4 电流互感器的配置

500kV主变压器 篇4

大型火力发电厂启动/备用变压器 (以下简称启备变) 在机组整套启动准备并网时, 为机组厂用辅助设备及全厂公用系统提供启动电源, 在机组正常运行时, 为机组厂用辅助设备及全厂公用系统提供备用电源。

随着大容量及远离电网的大型坑口电厂建设项目的日益增多和长距离输电的要求, 发电厂一般仅采用500kV一级升高电压向系统供电。为满足技术经济的要求, 部分发电厂的起动/备用电源选择了从厂内500kV配电装置采用一级降压或二级降压的引接方式, 由于该回路额定工作电流小而短路电流大, 给电流互感器选择和保护配置带来了困难, 尤其是变压器差动保护[1]的配置及接线需要探讨和研究。安全可靠的启动备用电源对发电厂的安全稳定运行至关重要。本文主要对500kV启备变的主保护配置提出解决方案。

1按常规CT配置的主保护配置

为满足500kV侧动、热稳定及穿越功率要求, 开关侧CT电流互感器变比不宜按启备变容量选择, 而应按系统容量选择, 电流互感器变比很大[2]。图1为某电厂启备变接500kV母线, 启备变高压侧装设断路器, 其CT变比设置及主保护配置如图1所示。

按照继电保护和安全自动装置技术规程的要求, 启备变通常装设有差动保护、高压侧复合电压过流保护、中性点零序电流保护、以及低压分支零序过流、复合电压过流和限时速断保护以及变压器本体的非电量保护 (如瓦斯、温度等) 等。本文仅对启备变主保护的配置进行分析, 故图1仅表示上述差动保护的配置, 并按单套示意。

图1中启备变额定容量为40MVA, 额定电压525/6.3/6.3kV, 高压侧开关CT变比是1250/1A, 低压侧CT变比是4000/1A;

高压侧二次额定电流是:undefined

低压侧二次额定电流是:undefined

取高压侧二次额定电流作为变压器差动保护的基准电流, 即Ib=Ie.h=0.035A, 启备变差动保护最小动作电流[3]取为0.5Ib, 即Iop.0=0.5Ib=0.5×0.035A=0.018A, 差动保护最小动作电流值相对较小。

高压侧平衡系数:Kph=0.035/0.035=1,

低压侧平衡系数:Kpl=0.035/0.916=0.038, 两侧平衡系数相差26倍。

微机变压器保护装置大部分采用32位数字信号处理器 (DSP) 和16位高速A/D相结合的方式, 具有很高的采样分辨率。在装置交流变换器规格为1A时, 可以保证差动保护动作测量精度和可靠性。

微机变压器保护采用软件调整变压器各侧电流的平衡系数, 把各侧的额定电流都调整到基准电流侧, 目前各个厂家的平衡系数的调整范围都能做到40倍以内。

对于按常规配置的CT, 启备变主保护只配置启备变差动保护。对于高压侧二次额定电流太小, 采样回路误差引起的差流大, 为保证差动保护的可靠性, 启备变差动保护需适当提高最小动作电流定值 (0.5及以上) 。差动保护平衡系数也在保护装置调整的范围之内。按常规CT配置这种方案大大简化了保护装置的配置, 同时还可减小或消除减小CT变比带来的CT饱和等问题, 提高了保护的可靠性。启备变本体瓦斯保护、压力释放保护等是启备变绕组内部短路的主保护。对提高定值影响启备变差动保护在绕组外部弱故障下的灵敏度问题在不具备其它CT变比的条件下, 可暂不考虑。

2开关侧互感器增加抽头, 具有小变比CT配置的主保护配置

对于高压侧二次额定电流小, 为保证差动保护的可靠性, 需要提高差动保护最小动作电流整定值的问题, 可以在500kV侧电流互感器增加抽头改变比并增加电流速断保护加以解决。

500kV侧电流互感器增加抽头, 改变比为300/1A。并增加电流速断保护, 电流速断保护电流取自变比为1250/1的电流互感器。如图2所示。

高压侧开关CT可以选择具有电流扩大特性的电流互感器与二次抽头相结合的方式减小电流互感器的实际变比以提高正常运行时的二次电流, 即通过减小电流互感器的参数来提高差动保护的整定值。

这种方式最大问题是, 启备变差动保护高压侧采用开关处小变比CT, 针对开关处小变比CT, 在引线故障时会造成CT严重饱和, 影响差动保护的正常工作, 可能会造成差动保护动作缓慢, 不利于启备变的安全稳定运行。这时需要增加采用高压侧开关处CT (大变比) 的电流速断保护作为启备变的主保护, 由电流速断保护动作快速切除故障。在变压器差动保护范围内发生故障未造成CT严重饱和的, 由变压器差动保护动作快速切除故障。

3改变差动保护范围的主保护配置

改变差动保护范围的配置方式, 即将原配置的全范围的变压器差动改为启备变差动和引线差动, 并增加电流速断保护, 电流速断保护电流取自变比为1250/1的电流互感器。如图3所示。

启备变差动保护改用变压器高压侧套管电流互感器, 采用该配置方案后, 500kV电流互感器仍按常规选择, 变压器套管电流互感器CT1可按变压器额定电流选择并满足动、热稳定要求即可。CT2作为引线差动保护用电流互感器, 按系统容量选择。该配置方案能解决变压器差动保护对于高压侧二次额定电流小, 为保证差动保护的可靠性, 需要提高差动保护最小动作电流整定值的问题。

变压器差动保护范围从变压器高压侧套管电流互感器 (CT1) 到变压器低压侧电流互感器。引线差动保护与变压器差动保护实现交叉, 保护范围从变压器高压侧套管处 (CT2) 至高压侧开关电流互感器, 要求变压器高压侧套管处设置一大变比电流互感器CT2, 其变比与高压侧开关电流互感器相同, 特性一致。否则, 当在高压套管下 (引线差动区外) 发生严重短路故障时, 套管电流互感器可能严重饱和, 造成引线差动保护误动作。

启备变差动保护高压侧采用套管处小变比电流互感器, 针对套管处小变比CT, 在启备变内部及套管CT下方故障时会造成CT严重饱和, 影响差动保护的正常工作, 可能会造成差动保护动作缓慢, 需要增加采用高压侧开关处CT (大变比) 的电流速断保护作为启备变的主保护, 由电流速断保护动作快速切除故障。

500kV启备变主保护采用引线差动和变压器差动及电流速断保护相结合的配置方式, 电流互感器可按常规配置, 对于高压引线到变压器高压套管接线端子部分的故障, 由引线差动保护切除故障;对于变压器内部故障, 当在靠近高压套管发生严重短路故障时会造成套管CT严重饱和, 由电流速断保护动作快速切除故障;当故障点离开高压套管较远或短路电流较小时, 由于套管电流互感器不饱和, 则由变压器差保护动作切除故障。

在设计中可考虑与变压器厂协商, 在变压器变压套管内增装一组大变比电流互感器用于引线差动, 而不要单独设置一组独立的大变比电流互感器, 以节约工程造价。

4结束语

500kV启备变由于其高压侧电压高、低压侧电压低、变压器容量小等原因, 给电流互感器选择和保护配置带来了困难, 尤其是变压器差动保护的配置。可以通过改变CT变比及数量和差动保护范围相结合的办法来解决。故障时, 由于系统的穿越电流很大, 可能会造成小变比CT饱和, 造成差动保护延缓动作, 故需要增加采用高压侧开关处CT (大变比) 的电流速断保护作为启备变的主保护, 由电流速断保护动作快速切除故障。

参考文献

[1]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京:中国电力出版社, 2002.WANG Wei-jian.Principle and application of electric pow-er equipment protection[M].Beijing:China Electric Power Press, 2002.

[2]盛和乐, 孙茗, 何赞峰.大型火力发电厂高厂变和高压起备变用电流互感器性能和配置方案[J].电力系统自动化, 2008.SHENG He-le, SHUN Ming, HE Zhan-feng.CT configu-rations for auxiliary transformer and stand-by transformer of heavy-duty power plant[J].Automation of Electric Power Systems, 2007.

500kV主变压器 篇5

【关键词】500kV变电站；变压器；色谱分析；铁心

【中图分类号】F407.61

【文献标识码】A

【文章编号】1672—5158（2012）10-0314-01

1　概述

变电运行中经常发生设备故障和系统故障，设备故障可能发展为系统故障，影响整个系统的稳定性，而系统故障又能使某些设备损坏。因此，变电所一旦发生故障，运行值班人员应尽快做出正确的判断，判断出发生故障的设备、故障的范围、故障的性质以及故障产生的原因，同时及早汇报现场情况，按照调度命令进行处理。而要正确实施这一过程，离不开对电气设备故障的巡视检查。

在对某500kV变电站2号主变B相油色谱分析中，发现其总烃超过注意值，且增长迅速。

该变压器为1993年5月出厂，2001年2月投运，型号为ODFPS-250000／500，电压组合为（525／）／（230／±2.5％）／35，联结组别：Ynaodll。在2007年2月曾对该变压器进行预防性试验，试验合格未发现异常。

2　故障分析

2.1　油色谱分析

利用三比值法和四比值法对变压器油色谱进行分析。

由数据可知，产气速率和总烃均超过注意值，由此可判断设备存在潜伏性故障。热点温度估算为751℃。

（1）按三比值法判定为高温局部过热故障。CO、C02增长不明显，可判断为裸金属过热。故障点可能是由高压侧开关接触不良、低压侧引线连接处接触不良引起的电路故障；也可能是磁路故障，即铁心接地、铁心局部短路或漏磁环流。

（2）按四比值法判定为铁件或油箱出现不平衡电流，即磁路故障。根据经验，四比值法判断磁路故障有较高的准确率，可作为判断依据。

根据油色谱数据分析，估算主变内部存在约785℃左右的高温的裸金属过热故障，铁心多点接地、漏磁环流和铁心局部短路的可能性较大。但也不能安全排除电回路分接开关或引线接触不良的故障。

2.2　铁心接地电流、红外测温、负载情况及电气试验结果分析

2.2.1　铁心接地电流。近几个月测量铁心接地电流最大为2mA，未发现铁心多点接地产生环流现象。

2.2.2　红外测温。未发现明显的过热点，可排除漏磁环流引起油箱发热的故障（变压器油箱屏蔽采用的是铝板屏蔽）。

2.2.3　负载情况。为分析故障，将主变35kV侧无功负载停运，降低主变负载，油色谱分析总烃仍然呈迅速增长趋势。判断故障与电回路关系不大，焦点还是集中在磁回路上。

2.2.4　电气试验。将主变停运，对B相进行直流电阻试验和铁心绝缘试验检查，试验合格，未发现异常，可以排除电回路故障及铁心多点接地故障。

2.3　综合分析

根据各方面检测结果综合分析，排除不可能的因素后，主变故障原因判断定位为：铁心局部短路产生环流发热或漏磁过大引起变压器内部金属件涡流发热。

3　检查情况

根据对变压器故障原因的分析，故障点在铁心内部或金属件上，现场不易检查处理，因此决定直接将变压器返厂检修处理。变压器在厂内吊罩检查情况如下：

3.1　铁心采用并联接地，并联接地引线插入铁心的铜片有一片烧断，旁边一片有高温过热烧黑变色现象。在拆下铁心接地引线后，对铁心各级间绝缘检查，发现故障点处的两极铁心（两极问为6mm厚的绝缘撑条形成的绝缘油道）的绝缘为零。铁心解体检查发现：故障的两极铁心间硅钢片有过热变色现象；其中一极铁心靠油道侧中间的硅钢片边角翘起，有过热烧伤现象。

500kV大容量变压器铁心较厚，由于散热和绝缘的问题，铁心内部必须设置若干个油道和绝缘纸板，从而将铁心分成若干个部分。铁心各部分的接地方式一般有并联接地和串联接地两种，此变压器采用的是并联接地方式（如图1所示），在每个铁心部分的中心部位各引出一块接地铜皮，并联接到铁心引出线上。

铁心绝缘油道处的硅钢片在叠片过程中，接缝和边缘处很容易产生变形和翘起形成油道间短路。并联接地方式若任一绝缘油道间发生短路，如图1阴影部分所示abed间形成短路环，造成铁心局部短路产生环流。由于接地铜皮插在铁心的中心，所以短路包围的铁心面积很大，磁通很多，容易产生较大的短路循环电流，使短路包围部分硅钢片和接地铜皮过热，最终将最薄弱的接地铜皮烧断。

3.2　上、下夹件靠绕组侧边缘有过热变色现象。大容量变压器产生较大的漏磁，绕组端部是漏磁通最为密集的部位，密集的漏磁通穿过上、下夹件的边缘，产生涡流，造成上、下夹件靠绕组侧边缘过热变色。铁心拉板因采用不导磁钢板，且进行了开槽处理，未发现发热现象。

4　处理措施

4.1　针对铁心绝缘油道短路烧断接地铜皮的情况，将铁心接地方式改为串联接地方式，接地铜皮每侧只插入三张硅钢片，即使油道短路，所包围的铁心面积很小，不会产生很大的环流。同时铁心重新叠片，更换了烧坏的硅钢片，重新布置油道，在绝缘撑条下增加了一层绝缘纸板，有效防止油道中部硅钢片叠片边角翘起将油道短路。

4.2　针对上、下夹件靠绕组侧边缘因漏磁产生涡流过热缺陷，更换上、下夹件，新夹件在发热的部位开槽，减少漏磁通穿过的面积，切断涡流路径。

5　建议与结论

5.1　厂家对于变压器铁心接地采用并联接地方式易导致缺陷发生。建议加强到厂家的监造工作，严把质量关，以防止类似的缺陷发生。

5.2　利用色谱法来判断变压器内部的潜伏性故障比较灵敏有效，使工作人员能及时采取措施，避免事故的发生，达到防患于未然的目的。

5.3　四比值法判断磁路故障有较高的准确率，可作为分析判断变压器故障的依据。

参考文献

[1]本锋.大型变电站主变故障的诊断[J].铜业工程，2011-06—15

[2]谢鹏，张国栋，彭刚.一起500kV电力变压器故障诊断及处理[J].变压器，2007，（05）

500kV主变压器 篇6

500k V变电站主变压器送电工作完成后, 对送电设备进行例行测温检查, 发现主变压器中性点引出母线两侧接地端发热, 温度分别为A相侧95℃ (最高至110.6℃) 、C相侧84℃ (最高至95℃) , 后用钳形电流表对两侧接地引下线接地端进行检查, 发现两侧电流均为280--330A左右, 对比2 号主变中性点两侧接地端电流, 电流均为70A左右。

2对发热原因的分析判断

2.1 一次接线简图

图1 是一次接线简图。

3现场测量

3.1 一次设备测量

3.2 二次设备测量

利用三相公共绕组处电流互感器, 采集电流。且与2 号主变压器三相公共绕组处电流进行对比。

4现场分析

4.1 两台主变公共绕组三相电流大小相等、相角对称, 零序电流为0。根据两台主变压器测量数值对比, 可确定1# 主变运行正常。

4.2 公共绕组单相电流 (280--320A) 与经接地引下线流过的电流 (280--330A) 基本相等 (图2) 。

可初步判断原因为C相主变侧中性点管母与B相侧主变侧中性点管母的连接伸缩节处接触不良。导致的, C相公共绕组电流直接经本侧接地引下线流入主接地网, 并与A、B相和电流形成环流 (图3) 。

现场检查汇流管母连接处, 发现确有放电痕迹。

5处理过程

8 月18 日16 时, 1 号主变停电后, 现场检查发现, 1 号主变C相主变侧中性点管母与B相侧C相主变侧中性点管母的连接伸缩节处连接螺栓紧固, 后将伸缩节的连接螺栓松开后发现, 内部接触面污秽较多。

检修人员立即对内部接触面进行清洗、打磨, 涂抹电力复合脂后, 然后重新安装伸缩节, 紧固螺栓。

6试验过程

8 月19 日上午, 试验人员对1 号主变三相分别进行了直阻测试, 测试数据与8 月17 日停电检修时的测试数据相吻合, 与交接试验报告数据相对比, 偏差符合标准要求。其后, 对中性点母线进行了分别取点回路电阻测试, 测试数据合格。

7送电后检查

5.1 一次设备测量

5.2 二次设备测量

500kV主变压器 篇7

荆州供区的保护时间级差经过多年调整, 220 k V主变高压侧复压过流保护的动作时间已由原来的7 s左右降至3.5 s。虽然动作时间降低了, 但还是无法满足主变压器热稳定的需求, 需要我们进一步缩短保护动作时间, 或采取其他技术措施。

保护时间级差由0.5 s调整为0.3 s后 (还有调整空间) , 220k V主变高压侧复压过流保护的动作时间缩短了近50%.这是因为我们确定了保主设备的整定原则, 严格限制了串供线路的数量, 适当牺牲了多级串供线路的选择性 (依靠重合闸补救) , 从而最大限度地缩短了变压器后备保护的动作时间。

在调整了级差后, 变压器低压侧过流保护的动作时间可控制在1 s以内, 一般为0.4 s跳分段, 0.7 s跳本侧。中压侧保护的配合较多, 导致整定较长, 零序保护一般在2 s以下, 过流保护一般在3.5 s左右。因此, 要在现有条件下进一步降低保护动作时间非常困难, 中压侧的保护配合是变压器后备保护动作时间过长的根本原因, 是制约保护整定时间降低的瓶颈, 要解决这一问题, 就必须从中压侧入手。

2 变压器故障冲击分析

正常情况下, 无论哪个部位发生短路故障, 变电站中配置的保护都能快速动作并切除故障, 因此, 变压器不会长时间受到较大短路电流的冲击。

如图1所示, 变电站保护用电流互感器二次绕组的选择原则一般为确保线路保护、母差保护和主变。

从图1中可以看出, 差动保护的动作范围最大化, 具备无缝连接, 不存在保护死区。当K1点故障时, 主变差动保护能快速切除故障;当K2点故障时, 110 k V母差保护能快速切除故障;当K3点故障时, 线路保护能快速切除故障。因此, 在正常情况下, 变压器不会长时间受到较大短路电流的冲击。

但是, 当变电站出口发生短路故障时, 如果线路保护、母差保护或开关失灵拒动, 则故障只能依靠变压器后备保护切除。由于后备保护的整定时间较长, 导致变压器长时间受到较大电流的冲击, 极有可能损坏设备。因此, 防范此类故障非常重要。

3 防冲击技术措施

根据变压受冲击的原因, 可采取的对策为提高保护动作的可靠性、增加开关失灵保护和缩短变压器后备保护的动作时间。利用上述3种措施, 变压器受到冲击的概率将大大减少, 变压器运行的安全性也能大大提高。

3.1 提高保护动作的可靠性

提高保护的可靠性有2种途径: (1) 加强运行维护, 确保所配保护健康运行, 故障时能可靠动作; (2) 所配保护双重化, 有冗余功能, 这样即使有1套保护存在问题, 也不会影响短路时对故障的快速切除。

目前, 220 k V主变保护均已采用双重化配置, 比如图1中K1点的故障一般可有效、快速切除。因此, 对于变压器而言, 只需要解决K2点和K3点的问题。如果能有效解决K2点和K3点的问题, 则可降低后备保护动作时间过长对变压器的影响。

目前, 因双套配置成本较高, 110 k V保护均采用单套配置。要想升级为双套配置, 就需要增加保护, 且现有的电流、电压互感器和开关等均不能满足要求, 需要更换, 否则无法实现真正意义上的双重化。因此, 110 k V保护双重化几乎不可行, 要想解决K2点和K3点的问题, 只有依靠变压器中压侧的后备保护。

3.2 增加110 k V失灵保护

要想排除短路故障, 就必须确保保护和开关均能可靠、正确动作。如果保护可正确动作而开关拒动, 则必须快速切除与该开关连接的母线上的其他开关, 这样才能有效隔离故障, 这也是失灵保护的功能。

目前, 220 k V变电站没有配置110 k V失灵保护。实际上, 配置110 k V失灵保护在技术上是可行的, 成本较低, 工作量也较小, 它是保护变压器免受冲击的有效技术措施, 可解决开关失灵的问题。

3.3 缩短变压器后备保护的动作时间

目前, 220 k V变压器配置的后备保护均是过流保护, 因受定值整定级差配合的影响, 要想缩短110 k V后备保护的动作时间几乎不可能, 必须寻找其他途径。110 k V线路保护普遍配置的是距离保护, 而距离保护只与距离有关, 与短路电流关系不大, 且不需要与下级变压器的后备保护相配合。因此, 如果在现有变压器保护中增加阻抗保护功能 (在变压器中不称为距离保护) , 则有可能缩短变压器后备保护的动作时间。

4 具体实施方案

4.1 增加110 k V失灵保护

目前, 在母差保护中集成失灵保护功能的技术已非常成熟, 已在220 k V标准设计中被普遍采用。原先单独配置的母差保护只需要升级程序 (部分需要更换插件) 、配置相关接线、增加启动压板和开入各间隔保护跳闸接点, 就可以实现失灵保护功能。目前各厂家均已完成升级改造, 不存在技术问题。

4.2 变压器增加阻抗保护

由于已运行的变压器保护的硬件资源有限, 导致无法过多地增加其功能, 但也不能降低改造后设备运行的可靠性。经综合考虑, 仅在变压器中压侧增加相间阻抗保护功能是较好的方案, 可有效解决相间短路时复压过流保护动作时间过长的问题。阻抗保护可以与出线距离保护的Ⅱ段 (或Ⅰ段) 相配合, 时间可整定在2 s以内。当接地短路时, 主变中压侧的零序过流保护会快速切除故障, 因为零序保护不需要与下级110 k V变压器保护相配合, 其动作时间一般少于2 s。加装的无论是阻抗保护, 还是零序保护, 它们都属于双套配置, 动作可靠性非常高。因此, 变压器受到长时间故障冲击的可能性大大降低, 进而有效保证变压器的安全。

多年来, 荆州公司更改的主变保护都已具备阻抗保护功能, 升级改造了不具备该功能的、有标准版本的和运行时间较短的保护装置, 暂缓执行运行时间较长或需要重新编写的程序, 没有因为改造而降低了保护的安全性和可靠性。

5 结束语

500kV主变压器 篇8

220 kV主变压器体积比较大,往往需要通过拆分运输再组装,因此安装工艺比较复杂且电压比小型变压器高,在安装过程中需要通过大量的电气试验项目来确保其运行性能。因此,220 kV主变压器的安装质量是电力系统安全运行、可靠供电的重要保障,对220 kV主变压器的安装技术进行研究,具有重要的现实意义。

1 220 kV主变压器的安装流程及其具体准备工作

220 kV主变压器的安装流程图1所示。

220 kV主变压器的安装流程准备工作具体如下:(1)主变压器的安装准备工作。安装准备工作包括施工人员的准备、施工技术的准备以及相应的施工器械准备。施工人员的准备主要是指技术性较强的岗位必须由具备专业素质的施工人员操作;施工技术准备是指必须根据相应的施工技术资料来制定安装流程和作业步骤;施工器械的准备是指安装过程中所需要的专业器械和专业材料必须能够满足施工安装的要求。(2)对变压器本体进行检查。主变压器的本体检查主要是检查其外观是否有损伤、腐锈和漏油等迹象且充氮运输的充氮压力是否在0.01～0.03 MPa正常范围内,随车冲击记录仪的记录是否在许可的3G范围,并对线圈绝缘电阻进行相应测量,辨别其是否需要进行干燥处理。为避免变压器在运输过程中出现绝缘受损现象,还应该对变压器的密封状况进行检查,对压力表进行监督,当有需要时还必须对变压器进行钻芯检查,若出现故障则应及时采取措施进行处理。试验技术的准备工作,必须按有关标准、产品试制鉴定大纲等严格检查,制定被试产品的试验方案。试验部门必须制定安全规章制度,进行电气试验时应设置明显的安全界限以及危险信号。变压器试验过程中,有可能发生产品故障或者设备故障引起火警,所以试验部门必须在明显处摆放有效的灭火设备。试验设备以及被试验品应有有效可靠的接地措施。安全技术教育的目的是增加从事试验人员的安全意识,使工作人员认识到保证人身、仪表、仪器安全的重要性。工作中要善于发现并消除隐藏性事故,及时排除安全隐患。(3)各附件的检查和安装准备工作。对各部件的检查主要包括对套管外观的检查和其密封性能、绝缘性能的检查以及对散热器和冷却器的检查,此类检查主要是检查外观是否完好。还有其他附件主要是检查相应的数量、外观是否符合相应数量和要求。安装主要是如升高座、套管的安装,储油柜及其管路安装以及冷却器和其他附件的安装。

2 220 kV主变压器安装过程中需要注意的技术问题

(1)散热器和潜油泵的安装。在安装前应该注意避免灰尘、脏物进入散热器和油管的内部,安装时应注意将散热器的支撑架和主油箱进行联接,潜油泵、油流指示器、油管等组件要安装在散热器的支撑架上,散热器和主油箱之间的油管联接后安装散热器,散热器安装时密封圈的定位问题需要特别注意。在散热器安装过程中,应把散热器到变压器本体间的蝶阀关闭,当变压器开始抽真空注油时才能打开。(2)升高座、套管的安装、储油柜及其管路安装以及冷却器和其他附件的安装。升高座安装的重点是放气塞位置需要调到升高座的最高位置,还要使电流互感器与升高座中心保持一致。套管的安装需要注意的是安装过程中避免冲击和碰撞,要注意检查应力锥是否进入均压球内。储油柜及其管路安装需注意气体继电器安装时应保持水平,顶盖标志箭头要指向储油柜,各部位的联接螺栓要拧紧。冷却器的安装将冷却器支架安装在变压器器身上,联接油管路就完成了。(3)抽真空、真空注油、热油循环和静置的安装。抽真空,将抽真空管路和变压器油箱之间用专门的接头联接起来,关掉不抽真空部分的阀门,包括油箱和气体继电器之间的真空阀门及滤油机和油箱之间的阀门。打开抽真空管路以及需要抽真空的各部件和变压器主体联接的阀门。对密封进行检查,然后开启真空泵,最后检查真空系统的严密性,并注意油箱局部的变形是否符合规定的小于箱壁厚2倍的规格。真空注油过程中,应该注意管路多点牢固接地,以免出现静电现象。打开滤油机和油箱、油罐之间的阀门,用真空滤油机以≤6 t/h的速度进行注油。需要注意的是注油结束静止12 h之后,应及时取变压器主体油样做分析试验。热油循环过程是在新油注入器械12 h经过静止并检验合格之后才开始的。热油循环过程进行前必须破真空,但要防止潮湿空气进入变压器。油箱中的油温要维持在40～50℃并保持24 h,取样品做相应的试验分析之后,如符合要求就可以停止热油循环。静置是指在热油循环过程结束之后要关闭所有和真空泵联接的阀门,这样静置72 h之后取油样来进行全面分析。(4)在220 kV主变压器安装过程中,最应该注意的问题就是要严格控制其密封性和绝缘性,因为密封性能会影响到变压器抽真空的效果,也会对变压器长远运行产生重要影响。变压器的密封是通过密封圈来实现的,附件安装时会进行新密封圈的更换,新密封圈安装时应该先用酒精清洗,圈内涂上密封油然后将其放在槽内,最后在密封圈的外表涂上密封油。

3 220 kV主变压器安装后的质量标准、交接试验和验收检验

主变压器和各个附件的试验以及变压器身的检查结果都必须符合相应的施工规格。首先,螺栓之间的锁紧装置必须符合标准,各个部位之间的联接必须紧密。其次,变压器身各个附件之间联接的导线都应该有保护管,保护管和接线盒都达到牢固完整的标准,并且电线保护管还应便于拆卸,免得在变压检修时难以移动维护。最后,变压器和各个附件外壳以及其他非带电金属部件都应该接地,并符合相关规格的详细要求。

根据我国电气装置安装工程的相应要求应进行符合要求的交接试验,试验具体项目包括变压器中气体检验、绝缘油试验、测量绕组连同套管的直流电阻、所有分接头的电压比、变压器的绕组接线组别、与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯的绝缘电阻、非纯瓷套管的试验、测量绕组连同套管的直流泄露电阻、测量绕组连同套管的交流耐压试验、测量绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验等,所有的试验项目都达到合格才能进入工程验收阶段。

220 kV主变压器安装后的验收应该注重检查的细节包括:(1)主变压器的主体和各个附件都没有故障,主变压器表面应干净整洁,油漆不能脱落,若有脱落必须进行补漆处理,并且相色标志正确完整。(2)各个阀门的位置都符合规范,所有接地设施都可靠。储油柜和主体油位以及温度计显示都正常。(3)主变压器相位和绕组接线相别以及保护装置设定值都符合相应规格要求。

4 结语

综上所述,220 kV主变压器安装技术较难,安装工艺也相对复杂。因此,在220 kV主变压器安装过程中应制定严密的保障措施和严格的安装工艺规程,并选用专业的操作人员来进行。这样既能提高工作效率又能减少出现故障和返修的几率,使220 kV主变压器的整体安装工程都处于可控状态,保证安装质量,提高供电的安全可靠性。

参考文献

[1]李华.220 kV变压器安装过程[J].科技传播,2012(1)

500kV主变压器 篇9

1 变压器继电保护装置的配置原则

1) 反应变压器绕组和引出线的多相短路及绕组匝间短路的纵联差动保护或电流速断保护;2) 反应内部短路和油面降低的瓦斯保护;3) 作为变压器外部相间短路和内部短路的后备保护的过电流保护;4) 防止中性点直接接地系统中外部接地短路的变压器零序电流保护;5) 防止大型变压器过励磁的的变压器过励磁保护及过电压保护;6) 防止相间短路的变压器阻抗保护;7) 防止变压器过负荷的变压器过负荷保护。

电力系统中存在着大量的终端变电站。终端变电站中变压器主保护的配置, 以往多采用计算短路电流以确定灵敏度的办法。当灵敏度满足要求时, 保护采用电流速断保护, 否则应采用差动保护。这种办法比较繁琐, 尤其当中低压网络中存在多台不同容量的变压器时, 重复计算的工作量较大。为此需研究一种新的方法, 能用较简易的办法确定主变压器是否可装设电流速断保护。故本文主要针对终端变电站主保护的配置探讨一种新办法, 以快速确定变压器主保护配置类型。

2 确定变压器主保护配置方法

电力系统中的用户变电站, 处于电力系统的末端。用户变电站中变压器主保护的配置, 根据继电保护和安全自动装置技术规范 (GB/T14285-2006) , 共有二条列于下:1) 电压在10k V及以下、容量在10MVA及以下的变压器, 采用电流速断保护。2) 电压在10k V以上、容量在10MVA及以上的变压器, 采用纵差保护。对于电压为10k V的重要变压器, 当电流速断保护灵敏度不符合要求时也可采用纵差保护。

即对于电压等级为10k V的重要变压器, 需采用计算短路电流以确定灵敏度的办法。当灵敏度满足要求时, 保护采用电流速断保护, 否则应采用差动保护。

3 电流速断保护的整定计算方法

(1) 保护动作电流整定

保护动作电流按躲过变压器负荷侧出口短路时流过保护装置的最大短路电流来整定。系统最大运行方式下三相短路时变压器负荷侧出口短路电流值为最大。

式中:Xs′为系统最大运行方式下的阻抗值;Ud%为变压器短路电压百分值;Se为变压器容量。

式中Kk取1.2。

(2) 灵敏度校验

灵敏度按变压器原边短路时, 流过保护装置的最小短路电流来校验。系统最小运行方式下两相短路时变压器原边短路电流值为最小。

式中:Xs为系统最小运行方式下的阻抗值。

灵敏度要求最小灵敏度为2, 即当灵敏度Klm≥2时, 可装设电流速断保护。

对于电力系统中的终端变电站, 与电源相距较远, 系统最大运行方式下的阻抗值Xs′与系统最小运行方式下的阻抗值Xs差别不大, 故Xs′≈Xs,

由推导出的公式可以看出, 对于电力系统中的终端变电站, 根据系统阻抗和变压器原始参数即可确定变压器主保护可否装电流速断, 即时, 变压器主保护配置电流速断即可。

3 结语

电流速断保护接线简单, 动作迅速。在工程设计中, 对于电压为10k V的变压器, 由于计算灵敏度比较繁琐, 直接采用纵差保护作为变压器主保护的现象很多。本文由电流速断保护的整定计算方法推导而出的公式大大简化了计算工作量, 可以直接利用系统阻抗和变压器原始参数即可确定变压器主保护可否装电流速断, 即时, 变压器主保护配置电流速断即可, 否则应配置差动保护。

摘要：电力系统存在着大量的终端变电站, 终端变电站中变压器的保护配置, 以往多采用按短路电流计算灵敏度以确定主保护类型的方法。本文介绍一种简易方法, 根据系统阻抗和变压器原始参数即可确定变压器主保护可否装电流速断, 即Ud%Se×Xs≥1.77时, 变压器主保护配置电流速断即可, 否则应配置差动保护。

关键词：变压器,主保护

参考文献

[1]电力系统继电保护与安全自动装置整定计算.北京.中国电力出版社.1993.3

500kV主变压器 篇10

电力变压器是电网中最主要的设备,其稳定可靠运行对电力系统安全起着非常重要的作用。然而,由于设计、制造及运行维护水平的影响,变压器的故障还是时有发生,尤其是近年来逐渐引起人们重视的变压器近区或出口短路故障,造成的直接和间接损失相当巨大,也大大影响了电力系统的安全稳定运行。据统计资料,截止2007年底,全国110 kV及以上电压等级电力变压器因外部短路故障造成损坏的事故已达到事故总数的50%。因此,加强变压器的运行维护,采取切实有效措施扼制此类事故的上升势头,已成为提高电力变压器安全运行水平的关键。

1 故障情况

2007年8月14日3时01分,某330 kV变电站1号主变压器35 kV侧A、B相间故障,持续约40 ms后发展为A、B、C三相短路故障,故障电流达18 kA,1号主变压器差动保护动作,高、中、低压侧的断路器均跳闸,故障被切除,变压器停运(以上断路器的动作情况及相关信息来自故障录波图)。

该变压器型号是OSFSP7-240 MVA/330 kV,西安变压器厂产品,2002年6月投运,额定容量为240/240/72 MV·A,额定电压为345/121/35 kV,额定电流为401.6/1145.2/1 187.7A。

故障后检查发现1号主变压器低压侧35 kV I母电压互感器A、B相支持绝缘子有明显对地闪络放电痕迹,A、B、C三相一次保险桩头及接线柱有不同程度的弧光短路烧伤痕迹(见图1和图2)。1号主变压器差动保护范围内的设备未见明显异常。

对1号主变压器进行常规电气试验未发现异常,用频响法测试变压器绕组未见明显变形,变压器局放量在标准范围之内。对变压器本体油进行了取样分析,发现油中乙炔和氢气体积分数增长速度较快,本体油乙炔体积分数从正常周期监督时的0增长到2.34μL/L,具体分析数据见表1。

2 故障原因分析

根据故障录波图,结合故障后现场的检查情况,确定故障的发生是由于距离变压器约25 m的35 kV I母电压互感器A、B相支持绝缘子对地放电,引发变压器近距离三相出口短路造成的。分析认为故障绝缘子为合成绝缘子,所采用的绝缘材料质量存在问题,经过长时间的运行后,绝缘材料逐步老化,运行中发生对地闪络放电。

由于变压器本体油中乙炔体积分数由无到有,虽未超过5μL/L的注意值[1],但从表1可以看出,总烃的其他组分体积分数有小幅增长,CO、CO2体积分数也有不同程度的增长。结合变压器的保护动作情况,可以断定变压器在近距离短路冲击后内部发生了瞬时的高能量电弧放电,固体绝缘受到一定程度的损伤。

3 改进措施

为了减少因短路冲击而导致变压器损坏的现象,应从提高变压器的抗短路能力、减少变压器遭受短路冲击的次数以及加强短路冲击后的试验检查和处理3方面着手。

3.1 提高变压器的抗短路能力

变压器绕组抗短路强度不够是造成变压器损坏的第一大原因,其中出口或近区短路是诱发变压器短路损坏事故的首要原因。为确保大型变压器在允许的持续短路时间和电流下能安全、可靠运行,各制造厂应从改进结构设计、材质和制造工艺等方面提高变压器的抗短路能力[2]。特别对新开发或出现问题较多的中等容量变压器,应通过短路试验对其强度和制造工艺进行检验。对不能用短路试验检验的大容量变压器,应通过一些局部或缩小的模型来进行研究、验证。

3.2 减少变压器遭受短路冲击的次数

运行单位应采取相应措施,降低出口和近区短路故障概率,提高继电保护的可靠性,加强对低压母线及其相关设备的维护管理,措施如下:

(1)在空间允许的条件下,适当加大配电装置相间空气绝缘距离,开关柜的尺寸不能过分强调小型化。

(2)适当提高绝缘件的泄漏比距,或者涂刷常温固化硅橡胶防污闪涂料(RTV),加装绝缘热缩套等,以防止绝缘击穿。

(3)加强变压器中低压侧电气设备的选型、运行维护、检修试验等工作,防止开关(柜)、刀闸、避雷器、绝缘子、电缆等电气设备故障。

(4)定期核算变压器低压侧开关的开断容量,防止因开断容量不足引起开关爆炸,造成变压器出口短路。

(5)完善变压器的保护配置。对变压器的继电保护,应尽量实现微机化、双重化;变压器的中低压侧应配置限时速断保护,以确保在变压器发生出口短路时,能可靠、快速地切除故障,减小出口短路对变压器的冲击和损害。

(6)对于安装全封闭开关柜的高压室,应加装排气扇或抽湿机,始终保持开关室的干燥,必要时可加装空调设备,以防止设备凝露及污闪事故造成的变压器出口短路。

3.3 加强短路冲击后的试验检查和处理

变压器近距离出口短路后,应尽快判断绕组是否变形、绝缘是否损坏,以便确定变压器是否能够继续投运。通常采用的判断方法有:1)尽快进行油色谱分析。根据气体组分体积分数进行分析,一旦乙炔体积分数急剧上升,说明绕组可能损坏或烧断,线包绝缘遭到破坏;2)进行全面电气试验,排除绕组绝缘损坏的可能,测量直流电阻是发现绕组是否损坏的最有效手段;3)进行变压器绕组变形测量,与以往测量的频响特性曲线进行横向和纵向对比分析,判定变压器绕组是否变形[3]。未经全面检查和综合分析,变压器不得投入运行。

对于抗外部短路强度较差的变压器或者受过出口短路冲击发生变形的变压器,在系统短路跳闸后的自动重合或强行投运时,均存在不利的因素。因此,应根据短路故障是否能瞬时自动消除的概率,对近区架空线(如2 km以内)或电缆线路取消自动重合闸,或适当延长合闸间隔时间,以减少因重合闸不成功而带来的危害。对经历过一定短路次数的变压器,应缩短检修周期,在检修中可对一部分变形不严重的变压器重新加固,防止变压器进一步损坏,以致失去重新修复的可能。

4 结语

近年来因短路冲击而导致变压器受损的现象频发,运行单位应从提高变压器的抗短路能力、减少变压器遭受短路冲击的次数以及加强短路冲击后的试验检查和处理等3方面着手,扼制变压器因近区或出口短路故障而发生的损坏事故,提高电力变压器的安全运行水平。

摘要：介绍了一起330 kV主变压器因出口短路发生的故障跳闸情况,结合近年来变压器短路故障频发的现状,提出了预防变压器遭受出口和近区短路冲击的对策及变压器遭受冲击后的检查措施。

关键词：变压器,出口短路,故障,措施

参考文献

[1]GB/T7252-2001,变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[2]GB 1094.5-1985,电力变压器第5部分:承受短路的能力[S].