35kV主变

35kV主变（精选9篇）

35kV主变 篇1

1 情况概述

河南省获嘉县为典型的农业县, 负荷性质也以居民照明负荷为主, 约占30%。日高峰负荷多发生在每天的中午11—12时或晚上7—10时, 而后半夜负荷很低, 平均负荷率仅为45%左右, 峰谷差率高达80%以上, 致使35 k V综合线损率居高不下 (1.6%左右) , 有的线路如35 k V永中线最高可达4%。为此, 获嘉县供电公司将合理投退主变压器 (本文简称主变) 作为降低35 k V线损率的主攻方向。当然, 这需要提高值班调度员的责任心, 加强对主变的投退管理。

2 解决问题的实践过程

(1) 查阅每台主变的技术参数, 计算出变压器经济运行的临界负荷值, 在不影响安全的前提下, 根据临界负荷来确定变压器的运行方式 (单台或并列) , 制定出了各变电站主变经济运行区分析表, 如表1所示。

(2) 制定了经济负荷曲线图, 并在调度自动化系统上加以应用。为直观起见, 特对每座变电站绘制了柱状图, 实时显示当前负荷状况, 通过颜色提醒调度值班员对主变根据实时负荷进行投退。利用调度自动化系统对主变的投退进行记录, 并查询历史, 对该投主变不投, 造成单台主变重 (过) 负荷, 负荷低谷期, 该退的主变不退进行严格的考核, 杜绝“大马拉小车”等现象。

(3) 对线损率偏高的35 k V线路, 每月加以重点跟踪, 有针对性地查看对应变电站的负荷情况及运行方式的变化 (是否存在事故运行方式和检修运行方式等特殊运行方式) 、主变的投退情况, 并与上月及去年同期线损进行比对, 找出线损偏高的具体原因。

注:S为变电站所带负荷。

3 效果评价

通过合理投退主变的这一实践活动, 获嘉县35k V线损率由原来1.6%下降到了1.2%。而35 k V电压等级每年的供电能量为4亿k Wh左右, 因此通过这一项措施, 每年节电约160万k Wh, 而此活动不需要投资, 只需增强值班调度员的责任心及加大考核力度便可以实现。

35kV主变 篇2

关键词：110 kV主变；检修技术；缺陷

中图分类号：TM507 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）20-0131-01

110 kV主变的运行期间，预防性试验和A级检修是必须进行的，其中包括油化验和色谱分析，最近几年，笔者跟踪分析了110 kV主变压器的绝缘油样色谱，得出变压器的油中一氧化碳和二氧化碳的含量最高，同时这些物质会随着设备运行时间的延伸而其含量越来越高。有关油样的检查报告中表明，110 kV主变压器油会由于高温然后产气速度会加快，同时会有增长的势头。如果要从根本上排除110 kV主变的问题缺陷，必须结合主变的A级检修，有效的排除其运行期间的问题和缺陷，保证110 kV主变的安全正常运行。

1 110 kV主变的主要功能

一般情况下，110 kV主变压器具备变压和调配双方面的作用和功能。其调配功能主要包括综合利用升降压来进行控制，对于不同设备进行不同的电能控制，促使变电设备稳定安全的运行。主变压器需要在实际生产中的相应需求，有效的调控变电系统，有效的保证了安全稳定的供电，在实际工作中还要配合主变电流高效传输。

其次，变压功能主要是指转换其原始电能，是电能和日常生活用电设备电能需求相互吻合，然后保证供电系统的稳定运行。主变压器一般情况下设置在变电站内，随时根据每个用户的实际需求来调整实际电能，然后对电流量进行相应的有效控制，避免电流过载造成损坏。在用电设备载入电能的时候，要使用变压器进行电能等级的调配，来保证电压荷载以及设备承受范围达到统一。

2 110 kV主变运行中的问题

在设备的正常运行过程中，设备受到湿度、电厂、热度和氧化作用，设备内部的绝缘油和固体绝缘材料会根据设备运行时间逐步产生缓慢老化现象，会产生一系列的化学产物，其中含量最高的就是一氧化碳和二氧化碳。所以110 kV主变的最大问题就是指一氧化碳和二氧化碳含量过多，并且造成老化现象。

在110 kV主变压器的问题检查工作中，主要是根据色谱数据分析进行变压器内部故障的诊断。在进行设备内部故障诊断工作过程中，首先分析设备产生气体并且记忆气体变化的原因，同时要判断设备故障是否真正存在，如果确定设备存在故障，就要对出现的故障进行判定，同时还要确定故障的具体状况。在经过故障的分析判断后，如果变压器内部出现温度过高的相线，要跟踪该变压器的油色谱现象并对其进行详细的分析，还要根据气体各个组成部分的含量百分比或者气体增长率注意值对变压器运行情况的判定，特别是一氧化碳和二氧化碳的含量。

如果故障类型经过分析判定是由于温度过高导致的固体绝缘，要立刻停止变压器运行，同时增强对油色谱等数据试验，对变压器工作荷载进行相应调整。

3 110 kV主变A级检修工作流程分析

3.1 及时采取检查措施

在发现110 kV主变运行中出现问题故障的时候，第一时间要采取相应的检查措施。首先，检修工作开始的第一天，主变由停运的状态转入设备检修状态，工作人员需要对主变的连接部分进行拆除，然后进行检修试验。

3.2 主变的具体检修

在检修工作的第二天，要将110 kV主变转移到吊物孔，拆除吊装孔部位的冷却器和套管。在接下来的时间内，继续把主变托送带厂房的安装车间，对绝缘油采取一定的过滤处理，同时给新散热器配置新的管道，在把主变运送到吊装孔安装冷却器的时候，要向主变设备中注入油，而且开始对设备进行热油循环工作。在对主变进行排油吊罩处理工作的同时，要对设备自身进行各项检查，包括对主绝缘、线圈、开关、引线等进行检查。一旦找到分接开关损坏部分要及时进行修复处理工作，在修复工作之后要对主变进行注油和充氮气，避免设备受潮。

3.3 进行有效的预防性试验

主变检修工作结束后必须进行有效的预防性试验，来预防设备其他故障的出现，同时在主变重新投入运行的时候，要进行全方面的检查，保证主变接下来正常运行。

4 110 kV主变吊罩的问题处理

4.1 对吊罩进行全方面的检查

工作人员要对吊罩进行全方面的检查，如果在检查过程中发现了分接开关的连接处以及操作杆中存在着很多的炭黑物质，以及在高压侧A相引线在比较靠近升高座的部位，同时还存在较多的炭黑物质的情况下，要首先对其进行检修。

4.2 分析主变吊罩问题的处理情况

对于主变吊罩问题的处理情况进行相对应的分析，要首先处理分接开关出现的故障，要把坏掉的分接开关元件用质量好的开关元件进行替换。如果变压器不能进行调档，还要解决长期运行后开关温度过高的问题，可以采取开关的档位使用铜绞线连接的方法进行解决。根据长期的工作经验和实验现实，前者的处理效果较好。在处理高压侧的A级相套管附近出现的炭黑物质，可以把A、B相套管的位置进行互换就可以了，并且要采取铜焊的方式进行焊接，在焊接的过程中，要打开设备上禁锢的螺栓，并对其进行相应的清洁工作，然后进行再一次焊接。最后，针对一氧化碳和二氧化碳含量比较高问题，在处理过程中对油进行反复过滤，一直过滤到合格为止，这样可以有效地降低一氧化碳和二氧化碳的含量。

5 结 语

在110 kV主变压器进行A级检查工作之后，其设备存在的主要问题就是一氧化碳和二氧化碳的含量较多，是因为主变压器分接开关的A相部位受损造成的。在检修工作中要及时更换烧坏的零件，解决固体绝缘的老化现象，要对吊罩进行定时检修，消除主变运行中的各个安全隐患，保障设备的正常运行。在保证110 kV主变压器的正常运行期间，要定期或不定时地对主变进行检修工作，对于设备运行存在的问题及时进行处理。

在检修的过程中，需要把主变压器中冷却器的导油管用蝶阀代替，避免主变压器运行中出现渗油现象。在对于110 kV主变检修工作中，要对常见缺陷进行细致全面检查，并且及时采取一定有效的措施，同时对可能存在的问题隐患进行预防处理，避免出现更大的安全问题，保证主变压器安全运行。

参考文献：

[1] 万江.110 kV主变检修技术及缺陷处理[J].中国电子商务，2014，（23）.

[2] 张伟钊.浅谈110 kV主变检修技术及缺陷处理[J].广东科技，2013，（2）.

[3] 陈乐.110 kV主变检修技术及缺陷处理[J].电工电气，2012，（5）.

35kV主变 篇3

2011年6月21日凌晨, 自贡市区雷阵雨天气, 6月21日凌晨3时24分9秒, 35k V大山铺站1号主变差动保护及本体重瓦斯保护动作, 主变高低压两侧开关跳闸。

大山铺变电站投运于1996年, 35k V主接线为线路-变压器组接线方式、10k V主接线为单母线, 35k V进线 (燕凌线支线) T接于35k V燕凌线#11-#12杆之间, 共有4条10k V出线。故障主变是四川某变压器厂2008年12月生产的SZ9-35/6300型有载调压变压器, 接线组别为YN.d11、绝缘水平为LI200AC85/LI75AC35, 于2009年4月加入系统运行。

二、主变检查、试验及保护装置检查情况:

6月21日上午, 检修人员对故障主变进行了检查、试验, 具体情况如下:

1主变本体检查情况

检查主变油枕、散热器、油箱及套管等部件, 未发现有雷击放电痕迹, 主变油位正常, 主变本体瓦斯继电器内有50%左右的气体、吊出有载开关检查未发现异常, 初步判定主变内部有短路故障, 并对主变进行了电气试验和绝缘油色谱试验。

2主变故障前后油色谱数据变化情况:

主变故障后油色谱试验数据及历次油色谱试验数据见表1。

从主变投运以来历次油色谱试验数据和故障后的诊断性试验数据可以看出, 主变故障后绝缘油中几种特征气体含量均有明显变化, 其中:H2含量突然由7.0μL/L增加到了230.6μL/L, CH4含量由14.9μL/L增加到92.0μL/L, C2H4由8.4μL/L增加到212.8μL/L, C2H2含量由0增加到了425.5μL/L、C2H6有少量的增加, 总烃由25.5μL/L增加到了745.2μL/L。

主变故障后油色谱试验数据三比值如下:

通过三比值法计算得出主变故障后油色谱三比值编码为102, 根据三比值编码判断为主变内部有高能量电弧放电故障。

3主变故障前后高压试验数据变化情况:

主变故障后的高压试验数据与交接试验数据的对比情况见表2~表4

(1) 绝缘电阻试验 (见表2) 。

(2) 介损测试 (见表3) 。

(3) 主变绕组直流电阻测试 (见表4) 。

从主变故障后的试验数据与交接试验数据的比较结果来看, 变压器高低压绕组介损值及电容值基本无变化, 变压器主绝缘电阻数据大幅度降低, 高压绕组A、C相直流电阻和低压绕组三相直流电阻基本上没有发生变化, 但高压绕组B相直流电阻数据明显变大, 绕组各档直流电阻不平衡率在43.3%到50.5%之间变化。三相高压绕组各档直流电阻变化趋势一致, 呈递减规律变化, 基本可排除调压要组故障的可能性。

4保护装置动作情况

从主变保护装置中调出的主变故障时继电保护报文数据显示, 2011年6月21日3时24分9秒, 主变本体轻瓦斯、本体重瓦斯和差动速断等保护装置均启动并出口, 其中:差动速断保护装置动作电流 (IbIc) 为73.12A、比率差动保护装置动作电流 (IbIc) 为126.65A。

综合主变本体检查情况和高压、油务试验数据以及主变保护装置动作情况等几方面的检查、试验结果, 基本可认定主变高压线圈主绕组B相和C相发生了匝间短路或B、C相绕组之间发生了相间短路故障。

5主变本体吊芯检查情况。

(1) 现场吊芯检查情况

现场吊出主变器身检查时发现高压侧线圈B、C两相首端线饼之间有放电痕迹, B相线圈烧损比较严重, 其首端第一和第二线饼匝间有短路现象, 绕组上端压环 (纸质层压环) 严重变形、第一个线饼的1根扁铜线已烧断, C相线圈只有首端第一线饼最外面的线匝上有电弧烧损痕迹, 无匝间短路现象, 线饼上的烧损点应该是烧断的B相线匝弹至C相引起相间短路故障造成的, 变压器铁芯上夹件无烧损痕迹, 铁芯上夹件和B、C相线圈绝缘压环上有少量铜质熔化物。现场吊芯情况见图1~图2。

(2) 主变本体解体检查情况

6月24日在自贡某变压器厂对故障主变进行了解体检查, 其结果如下:

变压器高压线圈A相完好, 无损伤, 高压线圈B相第一和第二线饼之间有短路现象, 线圈绝缘压环和第一至第六线饼最外面的线匝绝缘纸有电弧伤损痕迹, 烧损程度由上至下呈递减趋势, 线圈其他部位无短路现象, B相第一线饼上部垫块处的线匝绝缘纸上有机械损伤痕迹, 可能是压紧线圈时造成的 (见图3) 。高压线圈C相第一线饼最外面的线匝上有短路现象, 线圈绝缘压环和第一至第三线饼最外面的线匝绝缘纸有电弧伤损痕迹, 烧损程度由上至下呈递减趋势, 线圈其他部位无短路现象 (见图4) 。变压器三相高压绕组线饼间的绝缘垫块松动, 线圈上部的垫块全部松动 (见图5) , 变压器三相低压线圈在电动力的作用下已经严重变形 (见图6) 。

三、防雷设施检查情况

大山铺变电站共装设有2根独立避雷针, 站内设备及构架均处于避雷针保护范围内。35k V进线处 (主变高压侧) 装设有1组HY5W-51/134W氧化锌避雷器, 与主变的电气距离约25米, 10k V母线装设有1组HY5W-12.7/45氧化锌避雷器, 与主变的电气距离约28米。主变高低压侧绕组与避雷器之间的绝缘配合系数分别为KC=200/134=1.49和KC=75/45=1.67, 由此可见, 主变高低压侧避雷器的参数选择、变压器与避雷器之间的绝缘配合系数和主变与其高低压侧避雷器之间的电气距离均符合《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》电力行业标准的要求。变电站4条10k V出线#1杆处均装设有1组配电型氧化锌避雷器, 但主变35k V中性点未装设避雷器。

1变电站防雷设施检查

对全站设备接地引下线、避雷针接地引下线进行开挖检查, 未发现接地引下线有严重锈蚀或锈断缺陷, 35k V避雷器试验数据无异常, 变电站主地网接地电阻和#1、#2避雷针接地电阻测试值分别为1.128Ω、2.984Ω和2.00Ω, 满足规程和设计要求。

2线路防雷设施检查

35k V燕凌线除在#6、#17、#26、#41杆装有防雷接闪器和#6、#49、#57、#64杆装有线路避雷器外, 其#1-#17杆还装有架空地线, 架空地线长度为3.899km。燕凌线支线长度0.269km, T接于燕凌线#11-#12杆之间, 支线全线装有架空地线, 燕凌线支线自大山铺站终端杆处至燕凌线#1杆 (燕子山站) 处架空地线长度共计2.56km, 线路架空地线的长度符合《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》电力行业标准要求。

对35k V燕凌线#1-#20杆接地网和燕凌线支线#1-#3杆接地网进行开挖检查和接地电阻测试, 未发现杆塔接地引下线有严重锈蚀或锈断缺陷, 23基杆塔地网接地电阻测试在1.4~7.5Ω之间, 满足规程要求。

3主变故障当日雷电活动情况

根据雷电定位系统的记录, 6月21日全天在35k V燕凌线及燕凌线支线沿线路路径1km范围内的雷电活动集中在00:15至00:55之间, 沿燕凌线路径1km范围内和燕凌线支线路径1km范围内分别落雷25次和9次, 全天其余时间内没有雷电活动。雷电活动使变电站内35k V避雷器A、B相各动作2次, C相避雷器动作4次, 10k V母线避雷器没有动作, 10k V出线断路器无跳闸情况, 对站内设备及构架进行检查, 没有发现雷击痕迹, 由此可见, 主变故障当日, 有多次较强雷电波入侵了变电站对主变造成了较强的过电压冲击。

四、主变故障原因分析

从前述主变故障点在高压B相绕组首端第一和第二线饼上这一点来看, 故障部位符合雷电入侵使主变绝缘损坏的特征, 表明该主变的故障与当日的雷电活动有关, 而从雷电定位系统记录的雷电活动结束时间和继电保护报文记录的主变故障跳闸时间相差2.5小时左右这一点来看, 可推断主变高压线圈首端匝绝缘在雷电活动中并没有直接击穿, 而是遭受了严重损伤, 之后在工频电压的持续作用下使线圈绝缘彻底损坏, 并首先发生高压绕组B相第一、第二线饼匝间短路故障, 烧断的B相绕组线匝弹至C相绕组, 又引发B、C两相相间短路故障。

根据主变故障后对变电站35k V线路和站内防雷设施选型配置、防雷设施及接地网的检查、试验结果、避雷器动作记录和站内其它设备及导线、设备构架上无雷击痕迹等几方面的情况来看, 可以排除主变是因遭受直击雷、地网不合格、防雷设施不完善、防雷设施失效等原因使主变失去过电压保护而损坏的可能性。另外, 主变故障后我们曾电话询问制造厂生产负责人变压器出厂试验项目内容, 对方明确回答没有进行雷电冲击试验, 因此, 变压器是否能承受200k V的雷电冲击耐压不得而知, 即变压器与避雷器之间的绝缘配合系数的实际值是否达到了标准规定的KC=1.4无法验证。

综上所述, 大山铺站主变故障原因可能有以下两方面原因:

1变压器本身存在质量问题:

由于35k V变压器雷电冲击试验项目是型式试验项目而非出厂试验项目, 而目前厂家用于型式试验的产品并不是从制造厂批量生产的产品中随机抽取的, 多为制造厂专为试验制造的产品, 在生产的各个环节上把关比较严格, 且用于型式试验的产品往往就是1台或2台, 而产品批量生产时, 产品质量受原材料选厂的不同、产品制造工艺控制、生产人员的技术水平、责任心等因素的影响较大, 产品在质量上总存在一定的差异, 因此, 型式试验结果不能作为批量生产的所有产品的性能是否达到设计指标的依据, 加上故障主变出厂是没有经过雷电冲击耐压试验, 所以, 不排除该主变本身存在质量问题的可能性。

2入侵雷电波过电压幅值超过了变压器的绝缘水平承受能力。

由于避雷器的残压是指避雷器在标准雷电波作用下, 流经避雷器的电流为标称放电电流时避雷器两端之间的电位差, 但是, 当避雷器在陡波的作用下或流经避雷器的电流大于其标称放电电流时, 避雷器上的实际残压将比其标称残压有所增高, 加之故障主变35k V中性点未装设避雷器, 雷电波传至主变中性点处将发生反射, 因此, 也不排除主变是在陡波雷电沿线路三相同时入侵主变, 由于入侵波和反射波的叠加值超出了变压器的绝缘额定雷电冲击耐受电压而损坏的可能性。

五、防范措施

针对35k V大山铺变电站主变绝缘故障的可能原因, 拟采取以下措施预防类似故障的发生:

1在35k V燕凌支线终端杆上加装1组电站型氧化锌避雷器, 以限制入侵变电站的雷电波的陡度和雷电流幅值。

2在主变35k V中性点加装1只氧化锌避雷器, 为侵入变压器的雷电波提供泄压通道, 防止雷电波在中性点处发生反射, 避免入侵波和反射波在变压器内部叠加。

3在主变低压侧母线桥上加装1组氧化锌避雷器, 将主变低压侧过电压和高低压绕组之间的传递过电压限制的更低。

参考文献

[1]DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合标准[Z].

35kV主变 篇4

关键词 变电站；主变压器；异常运行方式；故障

中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)012-0101-01

主变压器的安全运行是220 kV变电站正常工作供电的重要保障，它的地位无可替代。所以对220 kV变电站主变异常运行方式进行分析，有着重要的意义。

1 变压器的常见故障

1）变压器绕组故障：主要包括匝间短路，一般是绝缘老化引起；由于绝缘老化或油受潮原因造成的对外壳短路；以及断线，主要原因是短路电动力或连接处接触不良。

2）变压器铁芯故障，严重时会导致“铁芯起火”

3）套管故障，一般表现为：漏油、绝缘击穿、裂纹。

4）分接开关及其他故障，会造成分接开关接触面烧毁。

2 对变压器异常的分析判断

2.1 声音振动

声音均匀增大，可能是过电压或过负荷。音响较大吵杂，可能是铁芯有紧固件松动。声音中有放电的“吱吱”声，可能是变压器本身或套管有局部放电情况。声音中有爆裂声，且不均匀，可能是变压器本体有绝缘击穿现象。声音中有水沸腾的声时，可能是绕组有严重故障。

2.2 气味颜色

套管接頭是否有氧化变色情况。变压器表面是否有因内部局部过热引起的油箱油漆变色。 是否有风扇、油泵电机烧坏的焦臭味。硅胶吸潮过度变色。

2.3 温度

观察各导线连接处有无发热现象。监视变压器绕组和油温度是否在正常范围。

3 需立即停运的变压器故障

出现以下情况时，需立即停运的变压器：危及人身安全必须停电者；变压器本体及辅助设备设施着火、爆炸。变压器出现强烈而不均匀的噪声和内部有火花放电声；防爆管或油枕喷油；油的颜色骤然变化，油色加深，出现碳质杂物；套管、瓷瓶有严重破损和强烈放电现象；大量漏油，油面降低至瓦斯继电器以下；变压器冷却装置全停，且上层油温超过允许的温度限制；在正常负荷和冷却条件下，变压器有不正常的高温且不断上升。

4 主变压器的事故处理

4.1 主变压器油温过高时

当变压器的油温升高到超过许可限度时，应做如下检查。

1）检查变压器的负荷及油温，并与以往同样负荷及冷却条件相

比较。

2）检查温度计本身是否失灵。

3）检查散热器是否打开，冷却装置是否正常。

若以上均正常，油温比以往同样条件下高出10℃，且还在继续上升时，则可判断变压器内部有故障如铁芯发火或匝间短路等。铁芯发火可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或矽钢片间的绝缘破坏。此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯发火渐发展引起油色逐渐变暗，并由于发火部分温度很快的上升致使油的温度渐升高，并达到发火点温度，这是很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故。因此，应立即报告上级，将变压器停下，并进行检修。

4.2 主变压器漏油和着火时

当变压器大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改为只作用于信号。因油面过低（低于顶盖）没有重瓦斯保护动作于跳闸，会损坏引线绝缘。有时变压器内部有咝咝的放电声，且变压器顶盖下形成了空气层，就有很大的危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。

变压器着火时，首先应将其所有开关和隔离开关拉开，并将冷却系统停止运行。若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，同时要灭火，但是严禁用水灭火，并注意油流方向，以防止火灾扩大而引起其它设备着火。

4.3 主变压器保护动作时

4.3.1 瓦斯保护动作时的处理

1）轻瓦斯信号动作。主控与变压器相对应的“轻瓦斯”光字亮。如果因滤油、加油、更换干燥剂引起的空气进入，应将瓦斯继电器内的空气排出，并记录再次发信号的间隔时间。如时间逐渐缩短，应倒备用变运行，无备用变时应停止变压器运行。 如果是因温度下降或漏油引起的油面下降所致，应加油。检查变压器振动、声音、油温有无异常。检查系统有无穿越性故障。取油样进行绝缘试验和油色谱分析试验，判断故障可能的原因。

轻瓦斯保护动作时，可根据气体分析，若属内部故障，应汇报上级，将变压器退出运行，进行处理。若是由于带电滤油、加油而引起的，则主变可继续运行。

2）重瓦斯保护动作。检查备用变是否投入，如未投，应投入备

用变。

对变压器进行外部检查，有无明显故障，各处有无漏油、外壳是否有膨胀现象等。

进行气体分析，判断故障性质。

若外部检查、气体分析均未发现问题，应对瓦斯保护回路进行检查，如确认保护误动或空气进入引起，应退出瓦斯保护，在差动、速断保护投入的情况下，将变压器投入运行。

未查出原因前，禁止变压器投入运行。

3）变压器瓦斯保护动作有下列情况可判断为误动：①变压器音响正常、电压及电流无波动，差动未动作；②释放器无动作或无喷油；③瓦斯保护掉牌能复归；④瓦斯保护二次回路有接地现象。

4.3.2 差动保护动作时的处理

变压器差动作跳闸后，应做如下检查处理：对变压器及差动范围内的设备进行详细的外部检查，有无明显故障。检查是否因系统故障引起保护误动。断开各侧电源的开关和刀闸，测量变压器绝缘。如检查无异常，且确为保护误动，联系检修处理保护装置。处理好后，再次投入变压器。如确为保护误动，而变压器又急需投入时，应请示总工批准，退出差动保护，在重瓦斯、过流保护投入的情况下，方可将变压器投入运行，但差动保护停用时间不得超过24小时。未查明原因，禁止变压器投入运行。

4.3.3 定时限过电流保护动作时的处理

当变压器由于定时限过电流保护动作跳闸，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查各出线断路器保护装置的动作情况，各信号继电器有否掉牌，各操作机构有否卡死等现象。如查明是因某一路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出现断路器，将变压器投入，并恢复向其余各线路送电；如查不出是否越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查中、低压侧的母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障征象时，则变压器可在空载的情况先试送一次，正常后在逐路恢复送电；当在试送某一出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用，而将其余线路恢复送电。若检查中、低压侧母线有明显故障征象，而变压器本体无明显故障征象时，则可切除故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障征象时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。

5 结束语

虽然变压器出现异常现象的原因有很多，但是我们只要在日常的运行中多注意观察，积累工作中的经验，多学习，就会对处理问题有很大的帮助。当出现异常现象时，我们依据故障的现象、各个参数的变换以及保护动作的情况进行综合的分析、判断、处理。

参考文献

[1]孙昆.110 kV变电站主变异常运行方式分析[J].云南电力技术,2006,2.

[2]冯占芳,祁强.220 kV七里沟变电站2#主变故障分析及处理[J].科学之友,2009,12.

[3]高福勇.变电站主变压器的故障分析及其处理方法[J].科技信息,2009,04.

35KV变电站主变微机保护整定 篇5

随着现代技术的进步, 综自变电站逐步替代了常规变电站, 微机保护也显现出了自身的技术优势。

2 35kv主变微机保护配置原则

按GB50062-1992《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》中规定, 应装设以下保护。 (1) 反映油面降低或内部故障的瓦斯保护。 (2) 反映匝间短路、相间短路故障的差动保护和电流速断保护。 (3) 反映外部相间短路、内部短路故障的过电流保护。 (4) 为防止变压器对称超铭牌容量运行的过负荷保护 (发信号) 。

3 短路电流计算

整定变压器的差动保护, 需做两种运行方式下的短路电流计算。一种是在系统最大的运行方式下变压器外部短路时, 计算通过变压器差动保护的最大穿越性短路电流 (通常是三相短路电流) , 其目的是计算差动保护的最大不平衡电流和最大制动电流;另一种是在系统最小运行方式下, 计算差动保护区内最小短路电流 (通常是两相短路电流) , 其目的是计算差动保护的最小灵敏系数。

4 整定计算方案

4.1 主变差动保护。

差动保护通常由二次谐波原理比率制动式差动保护和差动速断保护共同构成, 动作时能够无延时跳开变压器各侧断路器。其中, 二次谐波制动原理用以过由于变压器空投或外部故障切除时, 电压恢复而产生的励磁涌流对保护误动作的影响;比率制动式差动保护能开因区外故障引起的穿越性电流的影响。

(1) 最小动作电流n。主变额定负载时的不平衡电流, 即:lop≥Kl (er+△U+Am) l Jn。

式中, 厂变压器高压侧额定电流n电流互感器的变比:

K———可靠系数, 取1.3~1.5。

K———电流互感器的比误差, l OP型取0.03x2;5P型和TP型取0.01x2。变压器调压引起的误差, 取调压范围中偏离额定值的最大值 (百分值) 。△m———由于电流互感器变比未完全匹配产生的误差, 初设时取0.05在工程实用整定计算中选取k= (0.2-0.5) , N/n, 一般工程宜采用不小于0.3IJn的整定值。

(2) 起始制动电流一般取0= (0.8-1.0) IN/na O。

(3) 动作特性折线斜率。差动保护的动作电流应大于外部短路时流过差动回路的不平衡电流, 变压器种类不同, 不平衡电流计算也有较大差别, 以双绕组变压器为例。

式中广外部短路时, 最大穿越短路电流周期分量非周期分量系数, 两侧同为TP级电流互感器取1.0;两侧同为P级电流互感器取1.5~2.0电流互感器的同型系数, 取1.0电流互感器的比误差, 取0.1差动保护的动作电流为:最大制动系数为:KIi一灵敏度校验按最小方式下差动保护区内变压器引线上两相金属性短路电流, k计算。

其中I'op=K1n=K1 (er+AU+Am) /k耐n/n

(4) 差动电流速断。差动电流速断值取a、b中较大值。a.主变外部短路最大不平衡电流。b.主变初始励磁涌流。IKIN, na。式中为倍数, 根据变压器容量和系统电抗大小。变压器容量越大, 系统电抗越大, 的取值越小。c.灵敏度校验按小方式保护安装处两相短路校验, ≥1.2。d.二次谐波制动比。根据经验, 取15%-20%。

4.2 变压器过电流保护

双绕组变压器安装于电源侧, 当发生外部和内部故障时, 若主保护拒动, 应由过电流保护经延时动作断开变压器各侧断路器。根据主接线情况, 保护装置可以设一段或二段时限, 较短时限用于缩小故障影响范围, 较长时限用于断开变压器各侧断路器。

(1) 按主变可能的最大负载电流为:IDZ= (Kk/Kf) Ifh.max.

式中厂可靠系数, 取1.2~1.25。厂返回系数, 取0.85~0.95。变压器最大负载电流对于容量相同的几台变压器并列运行时, 其最大负载电流计算为:, nl~=[Ⅳ/ (Ⅳ-1) 。

(2) 按过负载自起动的最大工作电流为Idx:= (kK·Knpl/kF) IN

式中———可靠系数, 取1.2~1.25。厂返同系数, 取0.85-0.95。自起动系数, 单台高压电机一般取4~8;纯动力负载一般取2~3;综合性负载一般取1.5-2.5。

(3) 时限按与相邻保护的后备保护动作时间相配合。

(4) 按变压器低压母线故障时的最小短路电流校验灵敏度, ≥1.5。

4.3 复合电压闭锁过电流保护。若变压器过电流保护灵敏度不够时, 采用复合电压闭锁过电流保护。

(1) 低电压元件。

式中, 一系统最低运行电压, 取0.9。

k———可靠系数, 取1.2-1.25。

厂返回系数, 取1.15-1.2。

在低压侧母线取电压时, k、k取小值 (下限) 。

在高压侧母线取电压时, k、k取大值 (上限) 。

(2) 负序电压元件。按正常运行时的最大不平衡电压计算。

(3) 电流元件。

式中———可靠系数, 取1.2~1.25, 返回系数, 取0.85-0.95 (4) 时限按与相邻保护的后备保护动作时间相配合。

(5) 按变压器低压母线故障时的最小短路电流校验灵敏度, K≥1.25。

5 定值整定应注意的问题

(1) 双绕组主变后备过电流保护, 对于时限级差允许的情况下, 主变并列运行时, t时限先跳母线分段断路器, t时限跳低压侧断路器, t时限跳高压侧断路器;对于时限级差不允许的情况下, 主变并列运行时, t。时限先跳母线分段断路器, t2=t时限同时跳高、低压侧断路器。

(2) 母线分段断路器保护定值可采用主变后备过电流定值。

(3) 若变压器容量太大, 按变压器额定电流整定, 可能出现灵敏度不够, 此时, 可降低负载电流 (即额定电流) 。

(4) CT接线形式:“0”常规接线方式;“1”全星形接线方式。Ydl1双绕组变压器, Y侧电流相位需要校正相位, 常规接线高压侧CT的二次侧接成d型接线, 而微机差动保护具有软件校正功能, 只要投入Y/d功能即“0”和“1”定值, 就校正了相位, 相当于把二次接成了d型接线, CT二次输出线电流。

(5) 带负载调节主变分接头的影响。为了消除这一不平衡电流的影响, 在整定保护的动作电流时应给予相应的考虑, 即提高保护的动作整定值。

(6) 微机保护二进制取值方式存在级差局限, 由于微机保护取值是按二进制方式取值, 调整系数、定值时都不是连续的而是分级的, 这就是步长值。通过步长值调整定值, 理论上存在着不可避免的固有误差。例如, 经软件相位校正及电流补偿后, 电流平衡基本上补偿了, 但仍然有因级差等原因产生的不平衡现象。经计算, 当平衡调整系数的级差是0.0625时, 最大误差可达3.122%。因此, 定值计算完成后, 在实际取值时要进行校核, 选取微机能提供的最接近计算结果的定值。

35kV主变 篇6

大量统计资料和实验研究证明,雷击地点和建筑物遭受雷击部位具有一定的规律性。如:空旷地区,雷击高的物体;山区,雷击山顶物体或迎风面等。某地区大部分35kV变电站位于1 900m以上海拔高度的山顶,夏季雷电活动频繁时,雷击事故常引起线路或变电站设备跳闸,严重影响到居民用电。本文针对一起35kV变电站主变遭雷击损坏事故进行分析并提出建议。

1事故前主变运行情况

某35kV变电站位于海拔高度为2 080m左右的山顶,有1台型号为SZ9-2000/35的有载调压变压器;有3条10kV出线,分别是111煤矿专线、112线、114线。111煤矿专线长为3.5km;112线长为46.55km,所带负荷为照明,日平均负荷为100kW;114线长为59.57km,所带负荷大部分为照明,日平均负荷为100kW。主变故障前,主变、35kV所用变及10kV设备均运行正常,各出线也无异常信号。

2事故发生及处理过程

事故发生当日18时37分,雷雨已持续半个小时,变电所35kV所用变B、C相跌落保险熔管烧坏,所用变停电。事故后巡检发现,变电站主变压力释放阀喷油且油发黑,主变C相高压跌落保险熔管脱落且发黑,微机保护控制屏显示主变轻、重瓦斯动作,101开关跳闸,各出线停电。于是启动主变事故处理预案:断开所有出线开关,拉开101甲、丙刀闸,拉开主变B、C相高压跌落保险,等待检修人员前来检查处理。检修人员到达变电站后检查发现,35kV主变压力释放阀动作喷油,主变轻、重瓦斯动作是因过电压导致。

3故障原因查找

事故发生后,对变压器进行了整体检查。主变和所用变跌落熔丝均符合保护要求(主变为50A,所用变为2A)。主变高对低和地、低对高和地、高和低对地绝缘电阻由16 000、15 000、16 000MΩ降为80、20、20MΩ,表明绝缘已破坏;主变油发黑,且有明显烧焦气味;主变本体色谱显示H2和烃类气体较事故前呈大幅上升(H2由1.97μL/L变为1 251.06μL/μ;C2H2由0变为1 197.62μL/L;总烃由15.29μL/L变为2 306.82μL/L);主变本体瓦斯继电器内有大量气体,色谱显示H2为3 452.7μL/L;C2 H2为2 553.95μL/L;总烃为3 904.81μL/L。两组色谱数据表明:工频续流放电,绕组间、线饼与线匝间或绕组对地间发生了油的电弧击穿;C2H2占总烃的65%,存在高能量放电。各类试验表明主变在经受了较大的高电压冲击后,绝缘已损坏。

在变电站遭受雷击时,高电压应通过母线避雷器引入地下,但运行记录显示除35kV母线避雷器A相动作外,其它均未动作。经检查,避雷器正常,计数也准确。翻阅相关试验报告发现,故障前该变电站避雷针和接地网的接地电阻均合格。

当雷雨云低于山头的坡地时往往会产生侧向雷击,而侧向雷电流易穿过屏蔽系统的防护,特别是在强度不大的雷暴区和地面屏蔽变弱的地段,因此易发生绕击跳闸事故。

综上可知,事故发生当日,该变电站母线或35kV进线侧突然遭受到绕击雷,致使35kV所用变跌落保险熔管烧坏,主变损坏。

4建议

由于该变电站地处高点,在夏季雷电活动频繁时,极易发生雷击事故,因此有必要加强变电站雷电防护措施。

(1)在变电站35kV进线处安装避雷器,以防过电压从线路侧直接进入设备区,危及设备安全。

(2)对海拔高度在2 000m及以上的山区变电站,应重新核算避雷针保护范围,并缩短避雷器的特性试验周期,同时考虑到山区特有的绕向雷击问题,可在变电站加装避雷带和避雷网,以进一步加强防雷保护。

(3)在选择高海拔地区变压器时,必须保证变压器出厂试验中所有试验项目的完整性,特别是变压器冲击绝缘水平试验。

参考文献

35kV主变 篇7

关键词：变压器,联接方式,Y/△变换,反相序,差动保护

0前言

目前变压器保护通常采用微机保护, 装置内部软件可以通过变压器接线方式的整定实现进入装置后的电压、电流相位幅值的补偿。由于微机保护的灵敏性、可靠性, 所以从一、二次回路外部接线到定值整定、参数设置都马虎不得, 否则将造成差动保护误动或拒动, 造成不必要的损失和麻烦。

本文就一起YNd11联接方式双绕组变压器高压侧进线电源逆相序, 进而对主变差动电流回路造成影响, 并导致差动保护差流增大, 可能造成差动保护误动作进行分析和讨论。

1 问题简述

某35k V变电站新增#2主变为SZ11-10000/35型双绕组变压器, 联接方式为YNd11。主变差动保护采用重庆新世纪电气公司EDCS-81201型变压器差动保护装置, 变压器高压侧电流互感器变比为400/5、低压侧电流互感器变比为800/5。主变投运后, 现场查看主变带1817千瓦负荷, 高压侧电流0.37A, 低压侧电流0.66A, 保护装置显示差流Icd=0.16Ie。伴随着负荷的增加, 差动电流有增大的趋势。在厂家人员和施工人员的共同努力下, 找出了问题所在, 并及时给予了处理和解决, 确保了设备的安全稳定运行。

2 原因分析查找及问题解决

在变压器带负荷后, 用伏安相位仪测量其六角图, 数据如表1所示:

由上表可以看出, 主变低压侧电压滞后高压侧电压30°, 正常情况下, YNd11联接方式的变压器低压侧电压超前高压侧电压30°, 也即是说, 此时主变低压侧的电压是滞后于高压侧电压60°的。根据主变所带的负荷和主变两侧的变比进行计算得知:两侧的二次电流值大小是正确的;通过伏安相位仪的测量值可以看出:高低侧的相序也是正确的, 二次接线前, 电流互感器的极性已反复核对, 可以排除高低压侧电流互感器极性错误接线引起的问题。

接下来从主变的联接方式进行分析。YNd11联接方式如图1所示, 假设将顺时针旋转60°可以得到图2所示即YNd1联接方式, 暂时只能怀疑联接方式的问题。在不能确定变压器内部接线的情况下, 先从外部一次接线进行查找, 该站接线为线变组型式, 背向进线侧, 35k V母线从左至右为A、B、C。在35k V侧一次设备安装时, A、C相进入主变原边时顺序颠倒, 即A相进线接入的为变压器原边C相绕组, C相进线接入的为变压器原边A相绕组, 因此就造成了相序的反序。该新增主变铭牌标示联接方式为YNd11, 低压侧绕组连接为AX-CZ-BY-AX, 为第一种D接法。三角形接法也叫D接法, 它是将一相绕组的末端与另一项绕组的首端联在一起, 顺次连成一个闭合回路。有两种联法, 第一种如图1-2所示, 第二种如图2-2所示。相反, 如果变压器高压侧接入原边的电源为逆序如图3所示, 即以CBA的相序接入变压器原边ABC, 低压侧绕组就相应的变成AX-BY-CZ-AX的连接。从分析和联接方式图可以得出, 在主变联接方式YNd11一定的情况下, 如果将进线ABC顺序接成CBA顺序, 那么YNd11联接方式就变成了YNd1联接方式如图2所示。

为了进一步验证以上的分析, 通过查阅装置说明书做进一步的验算。该站所使用的重庆新世纪变压器差动保护装置高、低压侧二次电流回路均采用星型接线进入装置, 然后通过输入主变容量、电流互感器变比等相关参数后, 装置自动计算高、低压侧平衡系数后, 通过装置内部软件对变压器高低侧电流幅值和相位进行变换和补偿。

参照装置说明书系统定值整定说明, 变压器联接方式为Y/△-11的, 控制字应设置为“1”。将连接方式为Y/△-11, 控制字设置为1时的差动电流计算公式带入计算得:

通过以上的分析可知, 由于变压器原边绕组A、C两相接线反序导致变压器接线方式发生改变为Y/△-1, 参照装置说明书系统定值整定说明, 变压器接线方式控制字应设置为“3”, 将数值代入接线方式为“3”下的差流公式进行验算:

按照变压器接线方式设定为“3”进行内部校正计算, 差流几乎为0。

通过以上分析, 可以得出结论:之所以会出现保护装置差动电流大的问题, 是因为主变高压侧电源相序反向, 但保护装置内部变压器接线方式的选择仍按照YNd11设置, 装置内部软件仍按照YNd11联接方式进行电流幅值和相位变换和补偿造成的。

于是将变压器接线方式控制字设置为“3”, 修改后, 观察装置显示0.01 Ie, 与之前的分析几乎一致, 问题得以解决。

3 结束语

本文针对一起新投运联接方式为YNd11的双圈变压器投运后差动电流大的问题, 通过理论分析和现场实践, 找出了因变压器原边反序接线, 导致装置接线方式控制字与变压器实际运行联接方式不一致引起的差流过大问题所在。在实际工作中, 变压器投运前的检查工作一定要细之再细, 确保保护不误动、不拒动, 保证电力设备的安全稳定运行。

参考文献

[1]吴浩烈.电机及电力拖动基础 (第四版) [M].重庆大学出版社, 2008.

35kV主变 篇8

我公司35KV上河变电站其容量为2×8000KVA, 35KV线路两回, 分别接于公司110KV变电站和东里110KV变电站, 正常运行一路主供, 一路备用。6KV线路12回, 继电保护采用万力达电气股份公司的MTPR-6110H系列变压器差动保护装置。变电站于2007年10月25日竣工投运后, 出现如下故障现象:启动井下6KV高压电动机时, 比率差动保护动作。经检查主变本体无故障, 相关一次连接设备运行正常, 因此我们判断属差动保护误动作, 该保护的误动严重影响了变电站的正常运行。

2 故障分析

根据上述现象, 分析造成主变差动误动作的原因很可能有以下几种:

(1) 定值错误, 引起的差动误动。

(2) 差动继电器故障, 引起的差动误动。

(3) 电流互感器故障或极性错误, 引起的差动误动。

(4) 二次接线、相序错误造成的差动误动。

3 故障处理步骤

(1) 为了排除定值错误引起的差动保护误动作, 我们对定值重新进行了计算与分析

1) 电流平衡调整系数的整定:首先规定主变高压侧的二次额定电流为电流基准值, 然后对低压侧的TA电流比进行计算调整, 其调整系数Klph作为整定值输入保护装置, 由保护装置完成差动回路的自动平衡。

2) 主变低压侧平衡电流调整系数计算:

Se——主变额定容量8000KVA

U1e——主变一次额定电压35KV

n1LH——主变一次电流互感器变比150/5

U2e——主变二次额定电压6KV

n2LH——主变二次电流互感器变比800/5

3) 差动最小动作电流计算:根据主变容量8000KVA, 电压比为35/6KV, 可计算出变压器低压侧一次额定电流:I1ln=SN/√3Ul N=8000/√3×6=769.82A。则低压侧二次电流为I2ln=I1ln/n2LH=4.81A。然后乘以低压侧平衡电流调整系数后为4.40A。差动动作电流一般取变压器额定电流的20%~50%, 本差动保护实际取额定电流的30%, 所以动作电流为1.3193A, 实际整定为1.32A。

4) 差动电流速断计算:差动电流速断按躲过变压器的励磁涌流、最严重外部故障时的不平衡电流及电流互感器饱和等整定, 一般取Id。set= (4~8) IN= (4~8) ×4.40, 实际差动保护速断动作电流整定值为22A。

通过以上整定计算分析, 与保护装置整定值一致, 因此排除了因保护定值错误造成误动作的可能。

(2) 然后我们对MTPR-6110H型主变差动保护装置接线进行了全面检查, 没有发现断路或虚接现象。为确保装置内部没有故障, 我们采用替代法依次将保护装置的I/O模块、交流模块用备件进行了更换, 用继电保护测试仪进行了继保校验, 发现整套装置动作准确可靠, 确认保护装置自身不存在问题。

(3) 最后我们着重对差动保护的二次回路和电流互感器的接线进行检查, 首先检查主变差动保护装置二次回路接线是否相应接入、其次是核对二次回路的电流极性.、相序、相位。在对主变高压侧二次电流回路A211、B211、C211测量时发现为同相位.与主变低压侧电流回路A210.B210.C210相比较, 画出矢量图 (图1) , 根据矢量图分析很有可能是A211.B211.C211同时接在A相上.发现错误后, 立即对二次接线进行检查.在检查主变高压侧电流互感器二次接线时, 发现端子图错误、实际设备接线也是错误的, 根据电流互感器实际二次接线发现A211.B211.C211分别接入A相电流互感器1LH 2LH 3LH, 这一故障和我们测量的矢量图是相吻合的。我们把错误的二次接线改正后, 测量每相电流并相互比较画出矢量图 (图2) 。如图2所示, 说明故障已经排除, 经过对电流互感器变比测试及上述改动过的二次接线、整定值的核对, 并经差动实验实验合格后, 确定已能恢复正常运行, 恢复差动保护跳闸连接片, 运行至今该差动保护运行正常。

4 结束语

从上述可知, 我们在今后的工作中要注意:

(1) 设备安装时一定要认真、仔细核对设备的图纸资料, 特别要重视二次回路接线是否正确这个问题, 否则出现故障排除将十分麻烦。

(2) 排除故障时要多动脑筋, 故障原因很可能是多方面的, 要根据故障存在的可能性, 采用排除法缩小故障范围, 最终排除故障。

(3) 在工程施工过程中要切实按照相关规程和技术要求做好相关技术交底和调试验收工作, 从而保证继电保护的正确动作和电网的安全稳定运行。

摘要：文章根据35KV上河变电站主变差动保护误动作跳闸事故, 通过对定值整定计算、保护装置和二次回路检测等方面的系统分析, 查找出了保护动作的原因并采取了消除故障的措施。

关键词：变压器,差动保护,误动,电流互感器

参考文献

[1]孙方汉.变电所运行调试及故障处理[M].辽宁科学技术出版社, 2002

[2]陈少华.电力系统继电保护[M].机械工业出版社, 2009

一起主变110kV套管故障分析 篇9

某110k V变电站1#主变是太原变压器厂1985年7月1日的产品, 型号为:SFSZL-31500/√110.自1986年投运以来, 该套管试验数据均正常, 电容量和介损值都在合格范围之内。2007年6月25日, 对该套管取油样进行油色谱分析发现其中氢含量过高, 其含量达到4967.9 PPM, 严重超出了规定值500 PPM。随后对该套管进行高压试验, 其电容量为167.5PF, 介损值为0.315%, 绝缘电阻为5000MΩ, 均在合格范围之内, 没有超出规定值。现场查找历史数据后, 发现该相套管各项试验数据历次均在合格范围内 (表1) 。

对A相套管两次试验数据进行分析比较可知, 无论是电容量还是介损均未超过规程规定值, 且未明显变化, 由此, 推断套管劣化、严重受潮的可能性不是太, 因为套管严重受潮会导致其介损增加, 特别是末屏对地的介损对发现绝缘受潮和其他局部缺陷都很灵敏。套管在运行中的工作条件是很严厉的, 所以常常因逐渐化或损坏, 而导致电网事故。而从我们所进行的试验项目和数据分析情况来看, 还不能对该套管下最后结论。因此, 我们只能从油色谱试验数据进行分析比较。其试验数据如表2。

从表2中数据可以看出, 三相套管中的其他气体含量均在合格范围之内, 只有氢气含量严重超标。其微水含量为35PPM, 也在合格范围之内。而氢气的含量值达到4967.96PPM, 远远超出了规定值500PPM, 将近10倍, 如果不及时处理, 后果不可预想。

经查阅相关资料, 氢气超标故障类型为进水受潮或油中气泡放电。在设备内部进水受潮时, 油中水分和带湿杂质易形成“小桥”, 或者固体绝缘中含有的水分加上内部气隙空洞的存在, 共同加速绝缘老化过程, 并在强烈局部放电作用下, 放出氢气。另外, 水分在电场作用下发生电解作用, 水与铁又会发生电化学反应, 都可产生大量的氢气。变压器等设备内部进水受潮, 如不及早发现与及时处理, 后果也往往会发展成放电性故障, 甚至造成设备损坏。

根据模拟试验和大量的现场试验, 电弧放电 (电流大) 使主要分解出乙炔、氢及较少的甲烷, 局部放电 (电流小) 主要分解出氢气和甲烷, 变压器油过热时分解出氢和甲烷、乙烯等, 氢是油中发生放电分解的特征气体, 但是氢的产生不完全是由放电引起的, 特别是氢含量单植超标, 绝大多数原因是设备进水受潮所致。从所进行的试验项目和试验数据进行综合分析, 初步推断导致套管氢含量超标的原因由于该套管密封不严进水受潮所致。经研究决定对主变停电对该套管进行解体, 解体后发现果然是由进水受潮所致, 拍摄图谱如图1。

经过解体试验, 证实了试验人员的推断。

结论及建议:

通过本次试验过程, 我们知道套管进水受潮是导致其油中单氢含量超标的主要原因。多数是由厂家制造工艺不精, 导致设备在运行过程中进水受潮, 还有在运行期间检修人员也存在工作不到位的地方。所以检修人员在对其进行密封性检查时一定要仔细, 加强责任心, 尤其是在设备交接时, 一定要加强对设备的质量检查, 严把质量关。

参考文献

[1]汪宏正, 何克兴, 张古银.绝缘介质损耗与带电测试[M].安徽:安徽科学技术出版社出版, 1988, 8.

[2]周泽存.高电压技术[M].北京:水利电力出版社出版, 1988, 6.