变压器控制技术（共10篇）
变压器控制技术 篇1
0引言
当前许多变压器会油流带电,致使故障发生,为使变压器运行时在安全性及稳定性方面有所保证,需将变压器绝缘及油冷却、材料含氧度的降低等功效充分发挥,因此要保证油的质量。所以要对油当中所具有的微量元素进行有效结合,对其所存在的故障问题进行准确判断,这样才能达到上述效果,并能够对变压器当中油的色谱进行更为科学的分析。
1色谱分析的理论基础
变压器油的色谱分析是对变压器潜在故障及威胁进行检测的重要方法之一,能保障其在实际运行中的安全性及稳定性。绝缘油的组成主要有二氧化碳、一氧化碳以及烃类等,变压器在运行时所存在的少量的烃类等气体,会伴随绝缘油及绝缘材料的老化被分解出来。同时,变压器内部出现故障时会将各种气体分解出来并熔解。在故障比较严重的状况下,其产生的气体还可能聚集,形成相应的游离气体。由于各种气体产生条件不同,如果出现变压器局部放电,氢气就会通过相应的断裂及离子反应生成,通过不断的积累,最终进行重新化合,生成诸如C2H2、CH4等气体,这些气体会随着不断地积累而出现加快和增多。当变压器当中的油与外界的空气接触产生化学反应时,还会生成二氧化碳等气体。分解出的气体最终会形成气泡,并被变压器当中的油溶解,变压器就会出现故障。气泡产生量明显大于其被溶解的数量,变压器当中所存在的气体就会不断增多。在还未发生故障时温度较低,气体产生速度较慢且数量较少,若对变压器油中的气体进行及时分析,并结合油中所存在的微量金属,就能准确判定对变压器造成的影响。色谱分析就是利用气相色谱仪,对各种气体在具体的含量、构成及组成等进行分析。
2色谱分析的具体条件
在整个色谱仪当中关键部位就是色谱柱,色谱柱的选择与分离效果的好坏直接相关。气相色谱仪划分为双气路及单气路,也就是热导检测器。实际工作中,需要产比气,即将一路气作为样品时,阀件就会同时且独立提供两路气。当使用及调节两路气体时,不会出现互相干扰。这种存在的关系为并联方式,即双气路。在实际工作中由于成本过高等问题,通常将上述两路气体所存在的流动方式改成单路流动,因此只有一路阀件完成两路气的控制。
3色谱分析的具体方法
针对变压器油中色谱分析的具体方法来讲,主要有产气速率法、比值法及特征气体法。(1)比值法。该方法直观性很好,它利用对不同气体进行相应分析,采用色谱分析方法进行对比气体不同的比例关系,但其存在的误差较大。(2)产气速率法。对气体当中的各个要素深入分析,要对气体相应的组成含量所具有的绝对值和他们所存在的发展趋势进行分析,此方法虽然在具体的操作方面比较繁琐,但能够对那些突发性故障进行判断,所以必须对气体变化状况进行记录。(3)特征气体法。对所有气体的含量、结构、组成等方面逐个分析,其在变压器故障判定相应的准确性、有效性、可靠性方面能够有所提升。
4分析仪的实际使用
随着地铁的大发展,许多新技术在地铁供电系统中得到大量的运用。在地铁供电设备的日常设备维护中,需要经常对变压器进行故障气体、绕组变形、局部放电等多种项目的测量,供电部门才能从这些结果中获得科学信息,预计并控制安全服务和运行成本。
5 TROM-G00变压器油色谱在线监测系统
TROM-G00变压器油色谱在线监测系统弥补了实验室离线色谱测试周期长的不足,可以在线监测油浸式变压器的运行信息,它能针对变压器内部的放电性和过热故障进行在线监测。TROM-G00变压器油色谱在线监测系统是集测量分析、控制技术于一体的设备。系统分为油气分离、数据分析处理、混合气体分离、远程传输控制四大部分。设备可以测量反映变压器故障信息的六种特征气体,即H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2。
TROM-G00变压器油色谱在线监测系统工作原理:系统的强制油循环功能能保证对变压器中的流动油实时取样。变压器中的油通过强制循环装置进入油气分离装置和高效的真空油气分离装置将变压器油中的气体分离。色谱柱传感器将被分离的进入检测系统的气体的浓度值转换成相应的电信号。高精度A/D转换器将传感器的电信号转换成数字信号,并储存、传输。通讯电缆将检测的数据以数字格式传送到智能控制器自动分析。传输协议具有传输距离长、传输速度快、抗干扰强的特点。
6结语
综上所述,采用色谱分析方法,需要对历史数据准确记录,并根据相应记录对变压器运行状况进行清晰、准确地反映,就会在变压器运行时予以良好的维护作用。色谱分析的作用巨大,包括对潜在的隐患和对变压器的故障监测。因此,必须在实践当中不断对其进行更好的创新和深入地分析思考,以满足更多的使用需求,为人们的生活提供更便利的服务。
参考文献
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变压器无功控制装置异常闭锁研究 篇2
[关键词]VQC装置；分接开关；档位转换器
[中图分类号]TM41 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0101-01
引言
随着国家综合实力的不断提升，各种高精尖设备在各行各业大量运用，对电能质量的要求越来越高，电网技术必须适应新形势下市场经济的需求，提供优质、安全、可靠的电力供应。VQC装置在电网中具有举足轻重的位置，它可以根据系统负荷的变化实时进行电压——无功自动调节，满足系统电压及无功功率的要求，保证电能质量。VQC装置一般通过调节主变有载分接开关档位来调节电压，通过投撤电容器组或电抗来调整无功功率。实际应用中，因变压器厂家众多、型号各异，主变有载分接开关档位输出的接口方式与VQC装置接口不配套，导致VQC装置接收到的档位信息不正确，从而引起VQC装置异常闭锁，影响电压的正常调节，从而影响电能质量。
1 电压、无功综合自动控制（VQC）实现的方式
变电站就地VQc调节有两种方法：第一种方法采用自带I/O的独立硬件装置。该装置具有独立的数据采集和控制部件，能采样有载调压变压器和并联补偿电容器的数据，通过控制和逻辑运算，进行全站的电压和无功自动调节，以保证负荷侧母线电压在规定的范围之内及进线功率因数尽可能高、有功损耗尽可能低。
第二种方法是软件VQC。它利用就地监控系统现成的遥测、遥信信息，通过运行控制算法，用软件模块控制方式来实现变电站电压和无功自动调节。
总之，上述两种方式，都是通过调节变压器有载分接开关档位改变系统电压和投切无功补偿电容器组改变无功的分配，由此可见，变压器档位信息的正确与否，是保证VQC装置正常运行的关键，本文主要讨论档位信息异常造成VQC装置异常闭锁的问题，以我局新甸变VQC装置频繁发异常闭锁现象进行具体的分析。
2 110kV新甸变VQC装置频繁发异常闭锁的原因分析
经现场检查，1#、2#主变的主变容量均为50MVA，接线组别：YNYn0d11；两台主变的厂家分别是沈阳变压器厂和合肥ABB（如表1）。
从上述数据发现，主变档位从0档至8档的过程中，两台主变档位显示一致，调节的电压一致；1#主变10档与#2主变9档时两台主变系统电压完全一致，但档位存在差异；1#主变12档（以下依次为N+1档，直至19档）#2主变10档（以下依次为N+1档，直至17档）时两台主变系统电压完全一致，但档位存在差异。
从1到8档，VQC装置运行正常，#l主变从8档升至10档的过程中VQC装置会滑档闭锁（因为VQC装置收到的信息是连续升了两档）。当#1主变在12档，此时#2主变应该在10档造成#1主变与#2主变之间存在了档位差（两档），此时虽然实际的系统调节电压是一致的，但造成了VQC装置差档闭锁（差两档）。从而造成VQc装置的非正常运行，使电压及无功功率的补偿无法自动调节，严重影响了电能的质量。
3 解决档位信息异常的方案选择
3.1 改进二次回路，在有载分接开关与VQC装置间增加档位转换器。
优点：（1）、制作一个通用的档位转换器，一般只需几百元，产生的经济效益是明显的；（2）、使用智能档位转换器能够同时使用各种接口方式，通用性强；（3）、不用停电；（4）、最具有的优势是该产品可以批量生产，作为监控设备与主变设备的接口装置，应用范围很广，具有投资价值。
缺点：1、分接开关实际位置与监控显示位置存在不一致，容易造成运行巡视时的误解，但可以通过管理手段弥补。
方案为解决新甸变VQC装置频繁发异常闭锁的最优方案，针对新甸变档位信息的特殊情况，专门设计了主变有载分接开关档位信息转换的二次电路图。
该电路图主要是针对#1主变的档位信息进行全面的转换，使之与2#主变的档位信息完全一致，在该设计中采用了继电器的二次重动和二极管的反向隔离，最终完成了档位信息的转换。解决了#1主变从8档升至10档或从10档降至8档，从10档升至12档或从12档降至10档的过程中，VQC装置收到了分接开关连续调节两档的信息，自动判为滑档的现象以及主变档位在9档以后主变并列运行时的差档现象。
3.2 解决问题后的产生的社会影响
（1）对电网安全运行的影响：解决由于档位信息异常引起VQC装置闭锁的问题后，实现了VQC自动控制，对系统的安全运行提供了可靠的保证。解决了该问题，实际上解决了一个影响系统安全运行的严重隐患，无形价值不可估量。
（2）提高了电能质量：由于解决了闭锁问题，VQC装置能够实时、自动进行系统电压和无功功率的调整，提高了电能质量。
变压器控制技术 篇3
1 电力高压试验中变电器控制的必要性
(1) 满足电力系统高效运行的需要。变压器作为电力系统中最重要的设备, 是电能顺利进入到千家万户的基础设备。将变压器切实有效的应用到电力系统中, 充分发挥其优势, 可以促使电力系统高效运行。其原因在于变压器具有多种优势, 如体积小, 这使得变压器安装和安置更为合理, 不会阻碍其他电力设备的安装;重量轻, 这使得变压器可以被1~2个工作人员移动和安置, 使变压器放置在适合的位置上, 并发挥作用;结构紧奏, 这使得变压器的应用能力增强, 并降低其故障的可能性;功能齐全, 这使得变压器可以根据电力系统的实际情况而有效的应用, 促使电力系统更好的运行;操作简单, 这使得工作人员在操作变压器时几乎不会出现操作错误现象, 能够延长变压器有效应用寿命。当然, 要想使变压器的优势可以充分展现出来, 就需要在电力高压试验中合理控制变压器, 使其在符合电力系统实际情况下可以有效应用, 支撑整个电力系统高效、稳定、安全的运行。 (2) 满足电力行业发展需求。电力高压试验变压器具有多种优势, 这使其可以应用到多个领域中。其中, 最具代表性的就是电力行业。因为将电力高压试验变压器应用到电力系统以及相关的研发部门, 这不仅使电力高压试验变压器可以作为电力系统重要组成设备来有效应用, 还使电力高压试验变压器应用于变电压研发中, 为研发出更适合我国电力系统部门使用的变电压创造条件。而这一目的的实现, 则需要利用变压器控制技术对电力高压试验变压器予以有效的控制, 促使变压器充分发挥作用, 为研究出更具适用性的变电压创造条件, 进而间接的推动电力行业良好发展。所以, 电力高压试验变压器控制是非常必要的, 可以满足电力行业发展需求。
2 电力高压试验中变压器控制技术的运用
电力高压试验变压器控制技术的有效运用, 可以对变压器进行有效的调节与控制, 使其满足电力系统高效运行需要。而要想使电力高压试验变压器控制技术充分发挥作用, 就要在了解电力高压试验中变压器的工作原理的基础上, 对运行电压、变电器组件、过载运行方面进行控制, 如此才能够使电力高压试验中变压器充分发挥作用, 促使电力系统高效、稳定、安全的运行。 (1) 电力高压试验中变压器的工作原理。一般情况下, 电力高压试验变压器是一种利用磁感应的原理将交流电压转变成相同频率的一种或是几种不同数值的电流的设备。它是由变压器一次侧绕组的交流电产生交变磁通, 通过铁芯的导磁作用, 变压器的二次侧就会产生相应的感应电动势。这可以使电力高压试验变压器具有良好的应用性。由于变压器主要包括初级线圈、次级线圈以及铁芯。要想使变压器得到有效的控制, 并切实有效的应用, 就需要对变压器的额定容量、空载损耗值等方面的参数进行分析, 进而强化变压器的性能, 降低变压器的电阻荷载, 如此可以真正意义上提高变压器的应用性, 使电力高压试验变压器在电力系统的中有效的、规范的、节能的应用。 (2) 电力高压试验变压器运行电压控制。众所周知, 电力设备的运行都需要在额定工作电压范围内进行, 如此才能够保证电力设备安全、高效的运行。如若电力设备长期在过电压或欠电压的情况运行, 则会造成电力设备受损, 严重会导致电力设备烧毁。电力高压试验变压器也遵循着此原则, 就是控制其在额定电压范围内来使用, 一旦出现过电压或欠电压下运行的情况, 将会导致电力高压试验变压器受损, 其将难以在电力系统中节能、有效、合理的使用, 促进电力系统的高效运行。因此, 要想使电力高压试验变压器在电力系统中切实有效的应用, 就需要对变压器的运行电压予以严格的控制, 保证其运行电压在额定电压范围内。 (3) 电力高压试验变压器组件的控制。正确选择和使用电力高压试验变压器组件是促使变压器有效的关键因素之一。因为正确的选用变压器组件可以使变压器的运行在工作人员的掌握之下进行, 如此可以提高变压器安全性、有效性。另外, 变压器组件的正确选用, 还可以支持变压器的合理运行, 从而促进电力系统高效运行。对于电力高压实验变压器组件的正确选择和控制, 则要求电力公司根据电力系统运行的实际情况, 分析变压器运行要求。以此为依据, 正确、合理、选择电力高压试验变压器组件。 (4) 电力高压试验变压器过载运行的控制。电力高压试验变压器运行的过程中时常会出现过载运行。造成此种情况发生的因素有多种, 如运行电压过高或过低、工作人员操作错误等。就以工作人员操作错误来说, 电力高压试验变压器在工作人员错误操作的情况下过载运行, 就会造成变压器线圈过热, 进而使线圈的绝缘性降低, 引发变压器短路情况发生, 促使电力系统正常运行受到影响。为了避此种情况的发生, 就需要对电力高压试验变压器过载运行的情况予以严格的控制。也就是电力公司加强工作人员能力培训、加强对电力高压试验变压器的运行检测、加强对电力高压试验变压器的维修等, 以使电力高压试验变压器可以符合电力系统高效运行需求, 切实有效的运用。
结语
随着我国国民生活、生产中用电量的增加, 使得电力系统运行程度加大, 这将大大降低电力系统的安全性和稳定性。而在电力系统中规范、合理的进行电力高压试验变压器运行, 可以保证电力系统安全、稳定、高效的运行。而实现电力高压试验变压器有效运行, 则需要对其运行电压、组件或过载运行进行控制。总之, 加强电力高压试验中变压器的有效控制是非常必要的。
摘要：在我国电力行业良好发展的情况下, 保证电力电网安全、稳定、高效的运行, 需要提高电力高压试验变压器的应用效果, 使变压器在整个电力电网中充分发挥作用。本文将以电压高压试验变电器作为重点研究对象, 对电力高压试验中变电器控制的必要性进行分析, 进而探究如何有效的应用电力高压试验中变压器控制技术进行分析, 希望可以提高变压器的应用性, 促进电力电网良好运行。
关键词：电力高压试验,变压器控制,安全运行
参考文献
变压器检修技术初探 篇4
关键词：电力变压器;检修
变压器在电力系统中占有重要的地位，被称作输变电系统的“心脏”，确保变压器安全可靠地运行，对于保障国民经济建设和发展具有十分关键的作用。变压器在长期运行过程中，受到电磁力、热应力、电腐蚀、化学腐蚀和潮气等各种因素的影响，难以避免会出现各种故障。为了保证变压器安全运行，必须通过检修更换和修复不符合规定和要求的部分，以达到消除隐患和故障，确保其继续服役的目的。
1 变压器检修方法与技术要求
1.1 检修方式探讨
随着检修技术的发展，变压器检修方式也在发生变化，实施了十余年的《电力变压器检修导则》（DL/T 573-1995）被重新修订了，新标准号为DL/T 573-2010。两版本的最大差别是新版本中引入了状态检修的策略，弱化了大修周期，大修可根据实际情况有选择地进行。目前，虽然还做不到完全实施状态检修，计划检修与状态检修相结合的策略仍要维持一段时期，但是状态检修模式引入的本身就对检修技术提出了更高的要求。状态检修建立在对变压器状态的准确分析和合理评估基础上，需要完善的检测分析手段，例如在线监测技术的应用以及要求具备较强的数理统计分析和风险评估能力[1]，这些比计划性的检修方法要求高得多。计划性大小修强调的是周期，只要周期到了就安排检修，修什么如何修都比较容易把握，比如说大修总是要吊芯解体的，有什么问题容易搞清楚;但状态检修要通过综合分析才能判断该修什么如何修，假如判断失误就可能达不到修理目的，不仅浪费了检修资源，还可能造成无谓的停电而影响供电可靠性。因此，为了适应状态检修，检修人员应加强学习，熟悉变压器有关的标准、规程要求，掌握好衡量变压器运行状态的标尺，以便正确判断设备缺陷，提高状态检修的技能水平。另外，还须不断学习新技术，电气设备更新换代很快，免维护、少维护及节能型产品逐步淘汰目前不符合状态检修要求的低技术性能设备，因而检修人员也必须关注这些信息，以便尽快掌握新设备的性能和维修技术要求。
1.2 检修标准与技术要求
按照《电力变压器检修导则》（DL/T 573-2010）规定要求，变压器检修流程为：设备状况摸底（缺陷部位标记、修前试验、查阅资料等）→编制维修计划（作业指导书、施工方案等）→报生技科或上级主管部门备案→填报检修设备审批表→协调确定检修项目→实施检修计划→修后试运行与检修质量验收。DL/T 573-2010第10、11章对变压器组件、部件及器身的检修工艺质量要求做了详细规定，是指导检修工作和评价检修质量的依据，检修人员应认真阅读和全面理解把握。
2 变压器检修案例分析
2.1 变压器铁心多点接地故障检修
变压器器身由铁心和绕组构成，多点接地会形成闭合回路并出现环流，从而导致铁心局部过热、绝缘油分解和绝缘强度降低，对变压器的安全运行构成较大威胁。检查和诊断铁心多点接地故障主要依靠变压器油溶解气体气相色谱分析和电气试验。变压器铁心多点接地故障油溶解特征气体包括、、和，当占主要成分时发生铁心多点接地故障的可能性很大。电气试验方法分不停电测试和停电试验两种。不停电测试是采用钳形表测量套管接地引下线的电流，由于铁心多点接地后匝间环流的存在，接地电流会显著升高，据此可判断多点接地故障是否存在以及接地点位置所在。但需注意漏磁通的干扰影响，为此应在漏磁通最小处测量，即在变压器油箱高度一半处。另外，应扣减背景漏磁通电流，即在接地引下线边缘处读取没有接地线的空白电流值。然后，分别测量铁心和上夹件处引出的接地线电流和：（1）当=且电流在数A以上时，说明铁心和上夹件之间有连接点;（2）当且在数A以上时，说明铁心有多点接地故障;（3）当且在數A以上时，说明上夹件碰壳。停电后可通过摇表（2500V）分别测量铁心和上夹件接地引下线的绝缘电阻，判断是否接地及接地程度[2]。
某水电站变压器投运3年左右，运行情况都比较正常。一次例行测量中发现铁心接地电流超过标准值，实测最高电流达到310mA，而标准值为<100 mA。取油样做气相色谱分析，故障前后均为0，可排除放电性故障。但、和三项有增加，经计算得到三比值编码是022，为过热性故障。大致可判断铁心局部过热，可能因磁通集中引起，为铁心多点接地故障可能性较大。但总烃、和未达到注意值，表明故障点并不在绕组内部，因而未引起集中过热。采取加装限流电阻控制铁心对地电流不超标的措施。实践证明，该方法是有效的，铁心实际接地电流控制在60～90 mA，并且色谱分析结果未见继续恶化。由于该措施并未从根本上解决问题，请示停电吊罩检查。实施后发现在变压器铁轭与夹件之间有一个扁铲。经分析判断，此物系安装期间吊罩检查时遗漏在夹件部分，受电磁振动、油流冲击影响而落到变压器铁心上，造成了上述故障。
2.2 变压器主变差动保护跳闸检修
某水电站一台三相三绕组变压器投运多年，各项试验参数一向都比较正常，也未受到过出口短路、雷击过电压或操作过电压的影响。但某日突然发生主变差动保护跳闸、主变两侧开关跳闸以致主变失电的事故，而当时并未对该变压器做过任何操作。分析故障记录，A、C相发生过流保护动作，据查因某计量装置CT故障引起，保护行为是正确的。但当时差动保护并没有动作，而是3h后随主变开关跳闸而动作，主变轻、重瓦斯保护没有动作。事故发生后，试验了直流電阻、电压比、绕组变形、变压器油溶解气体气相色谱分析等项目。发现直流电阻三相明显不平衡，A相直流绕组比B、C相有明显增加，与历史数据相比不平衡率更加明显。绕组变形试验显示，主变高、低压侧绕组有轻微变形，A相中压绕组有中度变形。色谱分析中，、和总烃数值很高，计算三比值编码为102。综合上述情况，初步分析变压器中压侧已发生匝间短路和绝缘破坏（A、C相）。在变压器厂吊罩解体发现，中压A、C相绕组部分线段发生严重变形，低压a、b相因中压绕组变形挤压而存在程度不等的变形，并且中压侧A、C相部分垫块松动、移位;但高压绕组、中压B相绕组、低压b相绕组未见明显变形。经查运行记录，该变压器近几年曾发生多次短路电流冲击，其中有3次重合闸不成功，但没有发生过出口短路。同时注意到主变负载一般不超过额定容量的50%。进一步检查发现，变压器绕组采用了普通软铜质电磁线而非半硬铜质导线，中低压绕组纸筒为软质结构且无内撑条，因此可以断定该次事故是受到多次短路电流冲击后，强度不足的绕组和纸筒在变形累积效应作用下，产生了不可逆转的破坏，终至绕组匝间短路而烧毁。
3 结语
随着国民经济的快速发展，保障电力变压器安全可靠地运行已成为电力部门的重要任务。检修是使有缺陷和故障的变压器恢复正常运行的必然途径，同时又是专业性要求很高的工作。基于此，本文对变压器检修技术进行了探讨，希望有兴趣的读者从中可以获得启发和帮助。
参考文献：
[1]喇元，王红斌，陈忠东.变压器状态检修技术的研究及应用[J].变压器，2013，50（8）：61-65.
变压器的安装过程控制 篇5
关键词：变压器安装,过程控制,变压器油处理,器身检查
电网系统中的核心设备之一就是变压器, 所以变压器的安装质量将在很大程度上对电网系统产生影响。在变压器安装现场, 安装人员要严格控制和把关变压器的安装过程和质量, 保障变压器的安装合格, 为电网系统的安全运行解除后顾之忧。
在安装变压器前要认真、完善的编制变压器安装的安全、技术和施工方案, 并且保证安装方案得到完全执行。
变压器安装的施工方案可分为7个步骤来执行。 (1) 土建完工后的土建和安装的交安质量检验; (2) 基础交安合格后的变压器附件的开箱检验; (3) 变压器本体的就位; (4) 变压器的油处理设备的配备和安装变压器的足量用油的准备; (5) 变压器的全面检查和相关电气的试验安装; (6) 安装变压器的吊装设备到位情况及变压器附件的安装; (7) 加注合格的变压器油。要想上述7个步骤有序的进行及对7个步骤进行有效的控制。这就需要现场安装人员严格按照施工前的施工方案进行施工, 再结合相关单位的的施工方案审批意见来施工。变压器的安装工作, 严明禁止在没有技术, 安全和组织的施工方案指导下进行安装施工, 仅仅凭借着以往的经验在变压器的安装中, 很难保证安装的质量, 也很难通过相关部门的验收。
关于变压器安装施工的过程控制, 我们需要注意以下几点:
(1) 在和土建单位进行土建交安工作时, 一定要按照施工图纸及相关技术资料进行验收, 要求土建的施工达到交安验收规范的要求。在完成土建交安后, 需要得到建设单位的签字确认后, 才能进行变压器的安装工作。
(2) 变压器附件的开箱验收工作, 在三方人员都在场的前提下, 检查变压器内的气体压力是否为正压, 压力是否在0.01MPa~0.03MPa的范围内;在检查变压器附件时, 要按照来货清单进行清点, 并查看来货是否有外观损毁现象;随机文件是否齐全, 是否可以满足安装对照;对于散装的来件, 安装人员要按照设备清单进行验收, 着重查看零散件的外观损毁情况。对于变压器的冲击记录仪X、Y、Z的三维检查, 必须要三方人员同时在场的情况下进行, 看其三维是否均小于3g。
(3) 变压器本体的安装就位。在变压器本体就位之前, 变压器安装人员应该参照变压器的实际尺寸, 在土建安装基础上, 标出横轴和纵轴中心线, 通过中心线确定变压器本体的安装位置, 在此过程中, 要保证变压器的中心线和土建中心线重合一致。变压器的吊装要根据安装现场实际情况来选择吊装方案。如果变压器室在一层, 那么可以直接将变压器吊装入变压器室;如果变压器室在地下室, 那么就需要通过预留吊装孔来实现变压器的吊装工作。在变压器就位过程中, 安装人员要根据变压器的设计要求的方位进行放置, 按照规定, 横向距墙不小于800mm, 距门不小于1000mm, 而且要考虑变压器的推进空间, 变压器的操作开关的操作空间应预留1200mm。如果变压器带有滚轮, 应确保滚轮的转动灵活性, 在变压器就位后, 考虑固定滚轮或者拆除滚轮。如果选择拆除滚轮, 要将拆除的滚轮保存好, 备用。
(4) 安装变压器时变压器的油处理。在安装现场, 必须按规范要求抽样检测罐运至现场的变压器用油, 没有通过测试的油必须经过高真空滤油机来进行过滤, 在过滤油过程中温度要控制在60℃~65℃范围内, 这样才能保障过滤油过程的油的质量, 过滤油完成后, 应对过滤后的油样进行复检, 合格后才能现场使用。
(5) 变压器器身的检查。首先, 应对变压器在运输途中的监测数据进行核查, 因为变压器在成品出厂后, 经过长时间, 长距离的运输, 在到达现场时, 可能会因为运输时的震动, 影响变压器的性能。所以变压器在运输过程中的数据监测很重要。解决这一问题的常用方法就是在运输过程中安装变压器监测仪器, 并且要严格限制运输车辆在途中的行车速度。通过上述两种措施, 我们才能根据监测仪器显示的检测数据来判断变压器内部是够受到了损伤, 是否要对变压器的器身做全面细致的检测, 通过监测结果来对变压器受损问题区分责任。现在的安装现场, 通常存在着变压器还没有安装就位, 安装人员就讲将三维冲击记录仪拆除, 这种做法给判断变压器内部情况带来了很大的麻烦。其次, 变压器的器身检查可通过吊罩和经人孔门进入变压器器身内这两种方式进行检查。这两种方式的检查, 应用于不同的变压器状况下。例如, 变压器在运输或者装卸的过程中曾经受到过严重的碰撞, 这种异常情况下, 可以采用吊罩的方式来对变压器进行检查;变压器本体就位后, 三维冲击记录仪在三方共同确认后, 达到安装质量要求, 这种情况下, 经人孔门进入变压器器身内查看即可, 无需采用吊罩的方式进行检查。最后关注一下变压器器身检查的内容:所有的变压器器身的紧固件是否有松动迹象, 如果有松动迹象, 安装人员就要将松动的紧固件进行复位并且拧紧;变压器引线的夹持支撑, 捆绑及绝缘的包扎是否完好, 如果存在偏移, 松散等情况, 安装人员应立即进行紧固处理, 并且落实防松措施;检查绕组绝缘层的完整性等。
(6) 变压器附件的安装。 (1) 套管的安装, 高中低三种套管在安装前必须查看套管是否存在裂纹和伤痕, 在吊装套管时, 可以用两个吊钩同时起吊的方式进行起吊。在套管试接完毕后, 参照相关标准进行检测, 套管试验合格后, 才能进行套管的安装。 (2) 变压器有载调压装置和在线滤油设备的安装。在安装这两种附件前一定要检查两种附件的完整性, 建议在安装两种附件前先进行瓦斯继电器的校准试验, 这样可以方便两种附件的安装工作的展开。
(7) 变压器的真空注油操作。在注油前一定要参照国家标准的《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006上的规定, 来进行绝缘油检测, 检测合格后才可以进行真空注油。
参考文献
[1]杨莉.浅谈变压器安装[J].中国新技术新产品, 2011.
变压器局部放电的控制 篇6
局部放电即静电荷流动、游离。关于局部放电的电气特征, 可用以下等效电路图来说明:
Cg——局部放电处的等值电容;Vg——Cg上的电压;ig——Cg上的电压;ig——Cg放电电流;Cb——介质电容;CM——其余部分电容;
S——交流电源;Z ch——对局部放电脉冲而言的电源阻抗。
2 影响变压器局部放电的因素
(1) 变压器内部无尖角或毛刺存在, 变压器内的金属部件需全部为圆角, 绝缘件需整体光滑。
(2) 变压器内的导体、金属件需接地良好, 否则也会产生放电。
(3) 绝缘件浇注时需特别注意无气泡、砂眼。
(4) 变压器内需干净, 无金属颗粒或灰尘等。
(5) 变压器中的绝缘件需干燥, 如水分向高电场区集中, 积累到一定程度, 便会发生局部放电。
3 变压器局部放电的控制
(1) 对变压器内部绝缘件的电场作出分析和研究, 寻出最大场强, 同时要对从业人员的操作水平进行培训, 加强管理。
(2) 变压器在工厂装配时, 对工厂的整体工作环境要求较高, 最好是无尘化车间。避免产品在注油时, 灰尘等杂质进入变压器油中。
(3) 对变压器内的绝缘件、二次线、绕组等在生产车间也要加大清洁度要求, 保证产品各个环节的清洁。
(4) 新安装的部件要经常进行清洁, 诸如冷却器、散热器、风机等。
4 变压器局部放电的检测
变压器局部放电检测的方法有很多种, 此处重点介绍脉冲电流法和油中溶解气体分析 (DGA) 2种。
4.1 脉冲电流法
脉冲电流法是一种传统方法, 也是目前广泛采用的变压器局部放电测量方法。该方法通过检测阻抗或利用电流传感器测量发生局部放电时通过电力变压器套管末屏接地线、变压器外壳接地线、铁心接地线和中性点接地线处的脉冲电流, 如果是套装在套管末屏接地线上, 此时套管导杆对末屏的电容相当于整个监测回路的耦合电容。脉冲电流法为获得较高的脉冲分辨率, 获得更多的放电信息, 人们已经开始重视宽频带电流传感器。该方法需多个监测点, 以便多方面测量局部放电, 进一步准确判断判断放电部位。
4.2 油中溶解气体分析 (DGA)
局部放电的化学检测法中最常用的是油中溶解气体分析 (DGA) 。变压器内发生局部放电时, 已经破坏分解了内部的绝缘材料, 有新的生成物产生, 对新生成物的浓度和组成成分进行检测, 可以判断局部放电的故障程度和故障类型。该检测方法属于化学检测方法, 优点是准确度较高, 不受外界环境的影响, 诸如电磁干扰等。缺点是对突发性的放电故障不能反映。
5 防止变压器绝缘局部放电的措施
为防止配变因绝缘的局部放电造成烧毁事故, 日前应狠抓以下各项措施的落实:
5.1 加强绝缘监督, 提高修试质量
(1) 切实搞好绝缘的浸漆烘于工艺, 大力推广远红外烘干工艺, 以减少漆瘤, 彻底消除绝缘物内的水份及气泡。
(2) 严格施工操作工艺, 消除配变碰路、电路以及绝缘结构配合中的缺陷。
(3) 认真执行规程, 尽早发现缺陷, 及时处理存在的隐患。
5.2 加强油务监督, 搞好油化试验
很多事故都是由于油质的劣化引起的, 要保证变压器的安全运行, 延长油的使用寿命显得尤为重要。
(1) 经常保持油的干燥洁净, 不准水份杂质存在。
(2) 向油中添加抗氧化剂。
(3) 要严格按三年试验周期做好配变油的全部简化试验项目。
(4) 严禁任意混油。不同品质, 不同生产厂家的油严禁混合使用, 如确实需要使用, 需提前做好混油试验。
(5) 当发现变压器内有异响, 油的温度、颜色不正常时, 或对油质有怀疑时, 应随时对油进行化验。
5.3 加强运行管理, 抓好计划检修
(1) 严格配变增容审批手续, 认真执行配变接交试验与安装验收制度。凡特性不合格或黑铁皮及低矽的配变不准投运。
(2) 加强配变定期巡视与负荷高峰季节的重点巡视, 严密监视油色、油位、油温变化, 注意瓷质绝缘清洁和运行响声, 及时添加合格油。
(3) 根据对事故“三不放过”原则, 要严肃认真地做好配变事故分析与统计报告, 明确责任, 吸取教训, 采取措施。
5.4 改善防雷措施, 减少雷击事故
为防止雷击, 在变压器的高压侧和低压侧最好同时使用避雷器进行保护, 同时也可以在变压器前后2-3#电杆上增加放电间隙。
作为一名高压开关设备的从业者, 本身对变压器有相当多的了解, 也曾先后到新疆特变电工、西电西变、常州变压器等单位实地考察过, 多次到220KV、330KV变电站进行过高压开关设备的调试及维护。目前我国一台220KV的变压器及开关设备, 单价差不多都在500万元左右, 如何能最大限度的延长变压器的使用寿命, 除了日常的使用维护外, 制造厂家的产品质量才是重中之重。
摘要：电力变压器是电力系统中最关键的设备之一, 它承担着电压由高到底, 或由低到高的输送, 变压器内部的局部放电, 极大地缩短了电力变压器的使用寿命, 影响了电力分配与传输, 给生产、生活造成了极大的不便, 本文分别从变压器局部放电的定义、产生因素、控制、检测等几个方面进行了探讨, 可最大限度的避免事故的发生。
关键词：变压器,局部放电,防雷措施
参考文献
[1]应少鹏, 葛景滂.0.1HZ下局部放电的检测[J].电工技术学报, 1986 (03) .
[2]李建明, 杨微可, 李珈丽.局部放电信号波形及频谱特性[J].高电压技术, 1990 (04) .
变压器安装的风险与控制 篇7
一、变电站变压器的安装过程与控制
1. 总体复装与热油循环
首先, 关于变压器总体复装过程, 主要包含有储油柜以及连管安装, 各种套管安装, CT安装以及散热器等其他部件安装。通常情况下, 操作人员在进行变压器内部检查的同时, 可以实施相关附件和组件的安装。现阶段, 我国的变压器组件大多在套管的顶部位置发生渗油的现象, 严重时出现放电烧蚀状等严重后果。检查人员发现, 有的是因为套管的顶部密封垫出现老化现象, 有的是因为引线接触不良导致电阻升高发热引起。因此, 进行变压器检查时, 一定要检查各个部位导线接触状况。
另外, 关于热油循环的过程, 主要是为了清除安装中变压器绝缘表面吸收的潮气。首先进行真空注油并维持真空2 h, 然后进行热油循环。注意, 循环过程中, 一定要严格保证整个循环系统真空度不超过133 Pa, 而且, 滤油机加热脱水缸的温度要始终保持在65℃左右。另外, 热油循环时间至少为72 h, 而且总过滤油量不能少于油箱总油量的5倍。
2. 冷却系统 (散热器) 的装配
关于冷却系统 (散热器) 的装配主要分为三个步骤:第一, 每台变压器均配有冷却风扇以及散热器, 在进行冷却器安装之前, 要依照冷却装置图进行导油管及冷却器支架的安装;第二, 打开运输盖板, 检查是否有锈蚀、积水或者杂物在冷却器内部, 确定内部清洁之后进行下一步的安装;第三, 起吊风冷却器, 保证它处于直立状态, 检查其内部是否干净, 并装配冷却器支架以及导油管路。注意, 检查冷却器内部是否干净时, 如果发现有杂物, 可以利用变压器油进行冲洗。
3. 套管式电流互感器的安装以及高低压套管的安装
首先, 关于套管式电流互感器的安装, 要严格依照变压器总装配图进行安装。注意, 因为套管式电流互感器分为高压电流互感器、中性点电流互感器、中压电流互感器及低压电流互感器, 其安装之前, 中性点电流互感器以及中压电流互感器要从套管上拧下均压球, 并且把均压球套在相应引线上。继而进行高低压套管的安装。
在安装套管之前, 首先要利用白布擦拭干净套管顶部以及均压球内壁, 在进行吊装作业时, 要防止冲击和碰撞, 避免损坏套管;注意, 关于大型套管的安装, 要采用2台吊车进行2点起吊, 同时要保证吊起后角度和位置同升高座的角度相互一致, 而且在套管接近升高座时, 要有专人进行连接引线, 并套上螺栓, 和升高座联接起来, 同时检查应力锥进入均压球内, 切记要保持油标的方向朝外。而关于小型套管的安装, 可以使用1台吊机起吊, 在接近位置时, 同样由专人通过手孔进行连接引线, 其余操作和大型套管安装相同。
4. 补充注油以及静放和密封性试验
补充注油是在热油循环结束之后, 操作人员把合格的变压器油注入变压器, 保证油位计的油面维持在正常位置。进行补充注油的时候, 要根据储油柜的安装使用说明书进行排气。当补充注油完毕时, 关闭注油阀门, 实施放气塞放气, 当有油溢出时, 即可拧紧放气塞。
另外, 关于密封性试验, 首先要对油箱顶部施加压力, 一般情况下压力大小为0.03 Mpa, 而且维持24 h没有渗漏现象。继而进行整个变压器静放72 h, 如果期间没有出现渗漏现象, 在静放结束后即可进行所有放气塞放气, 并且要根据相关环境温度, 把油位调整到适当位置。
二、变压器安装的风险与控制
1. 变压器安装遇到的风险或者故障问题
近年来, 虽然我国的电力企业不断发展, 其各项技术也得到了良好的提升, 但是因为设计制造技术、以及运行维护水平的限制, 我国的变压器故障事故仍是人们用电的安全隐患之一。结合上文中变压器安装过程以及安装过程中遇到的故障等, 当前我国变压器近区或出口短路故障, 对人们的危害最大。
变压器发生出口短路故障是, 能够导致绕组发生不可逆的变化, 最终引起绕组变形。究其原因, 第一, 绕组变形, 导致其机械性能下降, 在变压器运行时, 如果遭受到短路电流冲击时, 绕组就不能够承受冲击电动力的作用, 发生短路事故。第二, 绕组变形, 引起绝缘距离发生改变, 有的时候也能够使固体绝缘受到损伤, 容易导致局部放电情况发生。在过电压作用时, 绕组匝间容易发生短路现象, 最终引发变压器绝缘击穿事故。有时候, 也会因为长期的局部放电作用, 导致绝缘损伤部位逐渐扩大现象, 最终引发变压器绝缘击穿事故。第三, 绕组变形之后, 有的不会立即发生事故, 但是长期的累积效应, 最终都可能引发绝缘击穿事故。
有研究者证明, 变压器在安装时, 器身通常均是暴露在大气环境中, 能够吸收大气中的水分, 如果变压器处于运行状态, 水分能够在表面发生分解生成氢气, 久而久之, 击穿器身造成重大事故。在变压器运行工作中, 往往会发生渗油、进气以及进水现象, 直接威胁着变压器的正常运行, 且变压器绝缘油受到污染后直接影响着变压器的绝缘性能。因为金属物质能够产生悬浮电位, 直接引发击穿事故, 要坚决避免油面出现金属悬浮粒;如果金属悬浮粒沉降油箱底部, 能够因为多点接地而出现变压器短路;如果金属悬浮粒进入绕组, 将直接引起绝缘击穿, 情况十分严重。通常情况下, 如果变压器系统出现线路老化、电源短路等情况也会发生不正常振动现象。
2. 变压器安装的风险或者故障的控制
(1) 合理实施变压器出口短路的管理措施, 重点做好检修工作
通常情况下, 因为高压变电站中主变压器的电流量较大, 在发生故障时, 直接影响着整个电网和电力系统的运行, 造成重大损失。因此, 高电压变电站中主变压器往往实行主辅双重保护措施。其中最常用的保护方法是纵联差动法[8]。当发生变电站故障时, 保护装置能够及时切断电路, 进而保护变压器。因此, 要紧抓变压器运行时的监测工作, 建立异常处理系统, 及时进行保护措施处理, 避免出现更大的经济损失。
在进行变压器状态检修时, 必须要理清操作思路。首先, 建立全面的在线监测体系, 继而借助于采集数据系统进行相关数据的采集与记录;然后, 全面分析设备状态, 并结合采集的数据进行变压器基本运作情况分析, 同时结合相关的法律文件进行归纳整理, 得出变压器的检修结论;最后, 根据检修出来的结果, 制定科学的检修方案, 继续监督控制变压器的运行。
关于变压器状态检修的技术, 首先可以利用在线监测系统实现局部放电监测, 通常情况下, 如果变压器因为内部结构发生故障, 就会有局部放电情况发生, 利用在线监测系统操作人员就可以确定故障大小。然后, 操作人员还可以分析变压器振动频率来确定故障情况, 并全面分析变压器运行时的振动信号确定监测结果。继而, 操作人员可以通过红外线探测仪检测温度, 如果因为线路短路或者是超负荷运作, 都会发生局部产生过热现象;注意, 在绕组技术中, 利用光导纤维能够提醒绕组温度, 起到预测作用;而且变压器的绕组如果发生机械性移位能够导致电容值发生轻微变更, 进而引起频率变化, 直接影响分析结果。因此, 操作人员可以通过监督和控制频率来控制变压器的绕组情况。
(2) 积极采取防止变压器出口短路技术措施, 做好变压器安装之前的准备工作
在变电站中, 主变压器属于核心设备, 直接关系着变电站的安全稳定运行。在变压器安装之前, 一定要进行变压器及其相关附件的检查工作。其大致包含有变压器的型号核对, 相关的附近数量清点, 相关仪表等外观质量检查, 各个附件的清洁度检查等。注意, 通常情况下, 在选择变压器安装的天气时, 要选择干燥晴好的天气。因此, 检查变压器是否受潮, 保证绝缘罐的密封性, 是变压器检查工作的关键。而且, 关于上述文中提出了变压器安装中遇到的风险以及故障, 做好变压器安装控制是当前工作的重中之重。
1) 绝缘油处理
在变压器安装之前, 当储油罐运抵现场, 首先要放完油罐残油, 继而检查, 在确认清洁之后进行储油, 严格避免出现绝缘油污染。另外, 如果遇到绝缘油品质不合格情况, 可以根据实际情况, 利用高真空净油机或者是压力式滤油机进行处理, 最后在试验合格之后, 方可注入变压器。
2) 附件清洗检查与试验
因此, 在进行油箱检查时, 一定要保证油箱清洁, 利用合格的变压器油进行油箱冲洗。注意, 在变压器出厂之前, 油箱底部往往会残留有水滴或金属粉末, 因此要严格进行主变吊芯检查检查, 保证这些杂质清除干净。另外, 如果变压器安装施工时间在夏季, 一定要做好检查人员的防护工作, 且检查人员要穿戴防汗滴工作服。
3) 排氮以及器身检查
为了保证操作人员的安全, 关于充氮的变压器检查之前一定要进行排氮, 其中, 常用的排氮方法有注油排氮再干燥空气排油、真空注油再干燥空气排油以及真空注干燥空气排氮等方法。但是需要注意的是, 无论任何一种方法, 操作人员在进入时, 都要保证器身内氧气含量达到正常水平。其中, 关于注油排氮的方法, 首先将变压器内的气体全部置换成绝缘油。注意在置换之前一定要排尽残油。然后, 打开变压器放气孔, 诸如合格的变压器油, 直到铁芯被绝缘油淹没为止。另外, 在进行变压器器身检查时, 采用内检方式, 首先在油箱上打开两个入孔, 然后内检人员根据内检项目和要求, 进入油箱进行器身检查。
三、结语
综上所述, 随着我国电力工业的迅速发展, 变压器的数量也在不断激增, 变压器安装的技术和观念也随之更新。只要做好变压器的安装的质量控制, 就能够有效的避免变压器安装风险, 保证变压器安全稳定运行。因此, 改进安装工艺, 做好变压器安装的风险监测和控制, 在当前电力工业的发展中具有重要意义。
参考文献
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[7]郭钊.当前输电线路存在的问题及对策探讨[J].中小企业管理与科技, 2012 (11) .
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干式变压器噪声分析及控制 篇8
1.1 干式变压器噪声及其标准
随着人们对电力需求的不断增加,环氧浇注干式变压器(下称干变)凭着体积小、损耗低、安全可靠、维护简单等特点得到广泛应用。
噪声是衡量干变产品性能的重要指标。由于干变以空气为绝缘介质,噪声直接在空气中传播,相对于同容量的油浸式变压器,其噪声一般更高。常见干变如图1所示。
国家机械行业标准JB/T 10088-2004《6k V~35k V级电力变压器声级》对6k V~35k V级干变的声功率级作出规定限制,详见表1。
表1干式变压器声压级标准[1]
以上电压均为国家规定标准容量
由于干变深入各负荷中心,人们对其噪声的要求越来越高。按照国家标准GB3096-2008《声环境质量标准》规定,以声压级计,I类居民住宅区、医疗卫生等地区夜间的噪声应低于45分贝,II类居民及商业混合区夜间应低于50分贝,III类工业区夜间应低于55分贝[2]。各生产厂家对干变噪声的产生原因作了大量研究,提出了各种控制方案,但至今没有完善的控制方案。
1.2 干式变压器的噪声测量
根据标准GB/T 1094.10-2003《电力变压器第10部分:声级测定》的要求,测量变压器噪声可以采用声压测量法或声级测量法。相对于声强测量法,声级测量法更加简单、直观而得到广泛应用。对没有外壳的干变,测量时应距基准发射面1m的轮廓线上选取不少于6个测点分别测量;对于带外壳的干变,测量距离则为0.3m。对各测点数据通过计算可以得出该变压器的噪声声压级。计算公式如下:
其中:N为测点总数;LPAi为各测点上测得的A计权声压级。当各LPAi值间的差别不大于5d B时,可用简单的算术平均值来计算。此平均值与按上式计算出的值之差不大于0.7d B。另外,由于测量环境通常各不相同,计算结果还要根据测量环境情况进行修正。
在进行测量时,变压器应有空载状态下以实际正弦波的额定电压或额定频率的正弦波对试品进行励磁[3]。
2 干式变压器噪声产生主要原因
干变噪声主要来源于铁心的磁致伸缩噪声,硅钢片结构形式和装配工艺等也有较大影响。
2.1 硅钢片磁致伸缩引起的噪声
变压器铁心的磁致伸缩现象,可用通俗语言解释为一块硅钢片导磁后可使自己的尺寸扩大或缩小。当磁性撤走后,它便回复到原来的形状。当通过交变的电压,硅钢片在一个完整的磁化周期内伸缩2次。这样的拉抻与收缩不规律地发生在每个硅钢片上,且每片不规律地影响着相邻的硅钢片,很大程度上影响变压器本体的噪声大小。
磁致伸缩率还与硅钢片表面是否涂漆及退火有关,由于涂层对硅钢片有附着力,这样可防止硅钢片变形。同样磁场强度下退火的硅钢片比不退火的硅钢片磁致伸缩要小很多,因此选择最佳退火工艺,可以大大降低磁致伸缩率。
2.2 铁心结构形式引起的噪声
铁心叠片如果在插叠区域内某一断面上的气隙比较集中,交变的电磁力作用在硅钢片接缝处时,可引起较强的振动噪声。但随着铁心叠片方式不断改进,“阶梯叠”得到广泛应用,接缝处与叠片间因电磁力引起的振动大大减小,因此这部分噪声得到较好的控制。
2.3 冷却装置引起的噪声
干变运行时如果采用强迫风冷,那么如风机这样的冷却装置等附件也会产生噪声。这主要是由于冷却风机运行时产生振动造成的,同时变压器本体振动通过管接头或其它装配配件传递给冷却装置,致使其振动加剧所产生的噪声也是不可忽视的。
冷却风机的运行频率一般在1000Hz以上,在变压器附近听到的比较尖锐的声音就是风机的声音。容量较小的干变如果噪声正常,而又开启了风机,那么风机的噪声很可能把干变的本体噪声给掩盖掉了。所以当风机开启时,要仔细判断噪声是干变本体发出的还是风机运行引起的。
2.4 装配工艺对噪声的影响
干变主要由人手装配起来,装配工艺以及操作人员的熟练程度都会对成品的噪声有一定的影响。
另外,因漏磁引起的绕组振动、铁心紧固件松动、变压器过负荷等原因也是影响干变噪声大小的因素。
3 控制干式变压器噪声的措施
3.1 采用优质的铁心材料
由于铁心采用的硅钢片磁致伸缩是干变产生噪声的主要原因,磁致伸缩率大小与硅钢片的材质有关。当磁场强度相同的情况下,选择性能良好的硅钢片,减小磁致伸缩率是降低变压器噪声的最有效方法。
在制造铁心时应尽量选用磁致伸缩率小且经过退火处理的冷轧硅钢片,如有晶粒冷轧硅钢片和高磁感应取向冷轧硅钢片等常用的优质硅钢片[4]。优质硅钢片表面涂有绝缘层,形成一定的张力,可使磁致伸缩减小。在铁心端面上涂环氧胶或聚酯胶,可增加铁心表面张力的约束,也可以在一定程度上降低噪声。
在生产、加工过程中还应防止或减少硅钢片受到的机械撞击,否则硅钢片的物理性能降低,磁致伸缩加大,从而增加铁心的噪声。
3.2 参数设计的合理设计
在进行电磁设计时,应注意铁心的直径及磁通密度等参数对变压器噪声的影响。试验证明,噪声与磁通密度成正比。一般情况下,磁通密度每增加0.1T,变压器的噪声将增加2~3d B(A),因此干式变压器设计的磁通密度一般取1.6T左右[5]。不同的变压器生产厂家会根据产品容量、材料性能、工艺水平以及生产成本等因素,决定干变设计的磁通密度。
应用有限元分析方法建立干变有限元模型,可以算出变压器的固有频率。修改有限元模型,使其固有频率远离接近100Hz的整数倍,避免变压器产生共振。简单来说,一般将变压器设计成″矮胖型″,即减小铁心窗高与铁心直径的比值,可使铁心的固有频率得以降低,在电磁场的作用下,不容易引起铁心共振,在一定程度上降低变压器噪声。
3.3 辅助措施
振动产生噪声,减少振动能够降低噪声。干变的本体振动除了产生噪声外,也可能引起楼层的共振,如变压器底座下是中空结构,还可能引起空腔共鸣声。在安装变压器时,在变压器底座与地基基础之间安装隔振材料,如弹簧、隔振垫等,把刚性接触改为弹性接触,可以有效降低噪声。
从切断声音传播途径考虑,可以在配电房安装吸声材料,或采用隔声外壳,阻断噪声向外传播。吸声材料一般放置在窗户、大门等结构上就能达到较好的效果,因为墙壁本身就能良好地阻断噪声。
通常干变出厂前噪声是达标的,而到了用户现场检测却是噪声超标,其中一个重要原因可能是用户现场的环境使产品噪声放大了,常见的放大噪声情况有:干变放置在很靠墙的位置,例如不足1米;变压器放置在楼层上;没有进行合适的隔振处理等。因此除了从本体上降低变压器噪声外,用户还应在配电房的设计上多加注意,采取一些辅助措施,如上述的减振、吸声等方法。
4 干式变压器现声噪声超标常见原因
通常人们听到变压器的噪声很大,直观感觉是变压器故障了,然而,变压器噪声是客观存在的,不可能消除,但有必要控制在可接受范围内。很多时候噪声偏大并不是故障引起的,并不影响变压器的正常运行,下面介绍干变噪声超标的常见原因及解决方案。
4.1 电压问题
变压器是改变传输电压的设备,当电压较高时会使变压器过励磁,相当于提高了磁通密度,加剧硅钢片的磁致伸缩程度,使干变的噪声增大且声音变得尖锐。通过测量低压侧输出电压就可以判断变压器是否处于过励磁情况。如果电压高于正常值,可适当调节分接连接片的位置,保持变压器处于正常励磁状态,减小噪声。
4.2 冷却风机、外壳等附件的共振问题
冷却风机或外壳等附件由于松动或者共振产生不规则噪声,一般会被误认为变压器的噪声。简单的方法是用干燥的木棍或绝缘棒顶住风机或其他附件,聆听变压器噪声是否发生变化。如果发生了变化,就说明该部件发生了共振。在停电检测时,需检查风机和其他附件的安装螺栓是否松动,按需进行紧固。
4.3 铁心自身共振问题
如果变压器噪声成波浪状,则可能是铁心自身发生共振。通过改变铁心夹紧力,即改变变压器上螺栓的力矩,其中包括夹件两头的螺栓,穿心螺栓,垫块压钉螺栓等,这样可降低部分噪声。
4.4 母线桥架问题
由于通过母线排的电流很大,漏磁场会使母排产生振动。母线桥架的振动可能严重影响变压器的噪声,而且桥架一般位于变压器上方,不容易分辨噪声来源。
通常可以用木棍或其它绝缘工具顶住母线桥架,如果声音发生变化则可以判断是母线桥架的原因。此时需请专业人员检查母线排是否固定好,对有松动部分进行紧固。
5 结论与展望
干变噪声是客观存在的,产生的原因是多方面的,噪声的降低除了生产厂家从变压器本体上进行控制外,用户也要在厂房(配电房)建设上提前做好减振、隔声等准备,实现经济利益及环保的最优化。只要措施得当,干变噪声是完全可以控制在可以接受的范围内的。
参考文献
[1]JB/T10088-2004,6kV～500kV级电力变压器声级[S].
[2]GB3096-2008,声环境质量标准[S].
[3]GB/T1094.10-2003,电力变压器第10部分:声级测定[S].
[4]林明芳.变压器的噪声及其合理控制[J].韶关学院学报,2004,25(9):45-47.
非晶合金变压器的节能技术分析 篇9
电力变压器；非晶合金变压器；负荷率；损耗
1.节能变压器的技术背景
据报道，目前我国输配电系统的网耗输配电占容量的8.5%，且其绝大部分是配网的损耗。照此计算到2015年，我国输配电系统的网耗将接近两个三峡电站的容量，这是一个巨大的数字。配电网线损率是电网经营企业的一项重要的技术经济指标。降低线损率是建设资源节约型社会的客观要求，也是提高公司效益的一个重要手段。在工业发达的国家的线损率约占5％~7％之间。如今我国电力网的实际线损率为7％~8.5％（此数据为从配电变压器二次侧总表及以上至220KV或500KV线路设备的线损）。从有关线损率的统计可知线损率最高主要集中在10千伏及以下配电网上。基于这一背景如何有效地降低配网线损率，提高配网运行的经济性是目前研究的一主要课题。
2.配电变压器的原理及概况
2.1变压器的基本原理
变压器是利用电磁感应作用，将一种电压、电流的交流电能转换成同频率的另一种电压、电流的电能的电器。目前使用最广泛的为油浸式电力变压器，它的基本结构包括铁心、绕组、油箱、变压器油、散热器、绝缘套管、分接开关及继电保护的部件。其主要部件是铁心和绕组。铁心主要采用0.30~0.35MM的硅钢片叠加制成，硅钢上片涂有绝缘漆，以避免片间短路。在大型电力变压器中，为提高磁导率和减少铁心损耗，常采用冷轧硅钢片；为减少接缝间隙和激磁电流，有时还采用由冷轧硅钢片卷成的卷片式铁心。
2.2我国的配电变压器发展
按照变压器技术参数水平分析，建国以来各类型变压器基本划分为四代产品。
第一代变压器称为热轧硅钢片变压器[“64”标准 （GB500~1964）]，其型号为TM、TN、SJI及SJII等，20世纪50、60年代生产，主要以仿苏产品，铁心材料为热轧硅钢片，属于技术落后，损耗大，被淘汰的产品。
第二代为冷轧硅钢片变压器[“73”标准 （GB1300~1301-1973）]，代表型号为SJ3-SJ5或S3-S5型，出现于20世纪70年代中期，铁心材料由热轧硅钢片改为冷轧晶粒取向硅钢片，大大降低了变压器的空载损耗，是当时降低变压器损耗的一个飞跃。
第三代为低损耗节能型变压器[“86”标准]，代表型号为S7、SL7、S9、S11等，出现于20世纪80年代中期，为变压器技术进步的第二次飞跃，主要是在保证安全性能的基础上改进了产品结构，提高了产品性能，空载损耗较“73”系列降低38％~46％。
第四代为非晶合金变压器（以下简称非晶变）。出现于20世纪90年代末期，是变压器技术进步的第三次飞跃，铁心采用非晶合金材料，空载损耗较S9系列降低80％左右， 运行经济性大大提高，属于新型节能产品。
我国目前使用的电力变压器以S7、S9居多。随着新材料、新工艺的广泛应用，新的低损耗节能配电变压器相继开发成功。国内许多变压器制造厂商投入了大量资金引进国外先进的制造技术和设备，不断研制开发低损耗变压器，目前常见新型节能配电变压器主要有S11、非晶合金变压器。
3.邯郸供电公司光明分局配电变压器现状统计
光明分局截至到2010年12月底所辖10kV公用配电变压器共计565台。
通过表1可以看出：100KVA以上公用配变共计546台，容量152.34MVA,占城网10KV公用配电变压器的96.64％和99.04％，其它容量的配变比重很小，这与近年来多选用大容量配变有关。
通过对所辖配电变压器的类型、数量、容量分布图表数据的分析可知：S7、S9、S11的数量比为109∶285∶157；容量比为25.09∶77.2∶48.01。可见S7、S9、S11变压器占总数变压器为97.52％。由此可以看出对非晶合金的节能分析是十分必要的。
目前，光明供电分局所使用的S11、非晶合金变压器容量最多的为SN=315KVA，占总变压器的52％。根据目前对所辖变压器的负荷测定数据可知SN=315KVA的变压器平均负荷率为0.75。S11、非晶合金变压器确实能起到节能的效果。而其中非晶合金变压器的节能效果最好，虽然非晶合金变压器的价格高于S11变压器但可以节约的电量来弥补。
4.2实际运行损耗分析
光明供电分局分别在青年路2-7、联纺路34-3、 光明北47-5试点安装了三台非晶合金变压器。其型号分别为SH15-315、SH16-315、SH15-315。为了方便对其损耗进行分析，加装高、低压计量并在每月代表日进行跟踪抄表。月抄数据及损耗分析见下表：
根据上表对三台非晶合金变压器的实际测量数据，得出这三台变压器的平均负荷率为0.20其平均年耗电量为5110KWH。与同容量S7、S9、S11三种变压器的实际负荷电流测量数据推出 €%[AV=0.20 时其平均年耗电量为9057.6KWH、7094.2 KWH、6029.8 KWH。
5.结论
5.1节能效果显著
通过对非晶合金变压器S7、S9、S11这四种变压器，在不同的负荷率下的损耗分析得出非晶合金变压器是四种变压器中最节能的。尤其在与S7、S9相比节能效果更加显著，空载损耗低的优势非常明显。
5.2价格比S11型偏高但在相对较短的时期内可以通过节电效益收回
虽然非晶变的价格比S11型还高，但可以通过节约的电费来收回，并且随着非晶带材的批量国产化，其价格下降这样会更有利于尽快地的回收。
5.3噪声偏大但符合相关规定
虽然噪声偏大但符合相关规定。在噪声偏大方面，我们可以让厂家在设计生产时考虑使用一些吸音技术工艺，减少其内部的噪音，实现降低噪声。
5.4运行可靠性
控制变压器的保护开关选择 篇10
在低压电器中, 控制回路保护元件的选择对于线路的正常运行非常重要。许多事故的发生, 都是由保护元件选择不当造成。在设计光伏并网逆变器的过程中, 就出现了因控制回路保护元件选择不当而导致的控制回路不能启动现象。
1 低压保护元件的选择
常用低压保护元件有熔断器和断路器, 这两种保护元件各有特性。因熔断器靠熔体熔断来实现回路保护, 故其安秒特性为反时限特性, 如图1所示。
由图1可知, 熔断器只能做熔断保护, 不能做过载保护;另外, 熔断器熔断后必须更换熔芯, 操作维护麻烦。随着微型断路器的普及, 在许多建筑物用低压电器中, 95%的熔断器已被微型断路器所替代[1]。
微型断路器由操作机构、触点、保护装置、灭弧系统等组成, 提供过载、短路保护及防间接接触带电部件保护, 按脱扣曲线分类可分为B型脱扣、C型脱扣、D型脱扣, 其安秒特性如图2所示。根据IEC 60898标准规定的III级限流要求, B型脱扣器瞬时脱扣电流在 (3~5) In, C型脱扣器瞬时脱扣电流在 (5~10) In, D型脱扣器瞬时脱扣电流在 (10~14) In。因此, B型脱扣器多用于保护住户配电系统、家用电器和人身安全;C型脱扣器适用于配电保护回路;D型脱扣器适用于变压器、电磁阀等具有大启动电流的回路。
2 控制变压器保护元件的选择
控制变压器作为一种电压转换元件, 在多种电气回路中起着重要作用。它也是一种非线性元件, 启动时励磁电流较大, 因此计算、测量启动时的励磁电流便成了选择其保护元件的关键。
在大型光伏并网逆变器中, 逆变器的输出电压多为270V, 而控制回路需要的电源电压为220V, 这就需要将逆变侧输出电压270V变换成220V。根据负载容量, 针对不同规格的逆变器, 定制了3种容量规格的控制变压器, 即400、700和1 000VA。控制变压器二次侧负载有开关电源、风机、加热器等非线性元件。控制回路等效电路如图3所示, TR为理想变压器, R、L为变压器和回路的等效电阻电抗值。
电路k点发生短路后, 与电源相连接的原边回路电流应满足:
式中, uφ为相电压瞬时值;ik为短路电流瞬时值;Rk、Lk为短路点k的负载电阻和电感。
这里将短路故障分解为正常运行方式和具有一个电压源的故障分量, 即:
其中,
式中, um为相电压幅值;Zk为电路中短路阻抗;α为相电压初相角;φk为短路电流与电压间的相角;T为短路后电路的时间常数;c为积分常数, 其值由初始条件决定。
采用式 (1) 计算方法, 回路电阻、电感的测量和计算非常繁杂。随着计算机技术的发展, 出现了节点导纳矩阵法、基于GIS数据平台的短路电流计算法等, 大幅减轻了人工计算繁杂程度, 但是在一些小型的工程电路中, 这些方法仍显得十分冗长, 因此在工程实际应用中, 常采用仪器直接测量回路短路电流。
3 回路短路电流的测量
将录波仪的电流环卡在微型断路器与变压器原边连接的导线上, 先测量回路正常启动时的电流时间, 然后将变压器副边k点短路, 测量短路电流。
1 000VA变压器励磁涌流和短路电流波形如图4所示。正常启动时, 冲击电流为123.1A, 时间为5ms;短路电流峰值为103.75A。这里出现了启动电流大于短路电流的情况, 这是因为变压器空载合闸时励磁涌流过高。由于此情况的持续时间小于0.1s, 因此所选断路器开关能够耐受短时冲击即可。若选择D型脱扣器, 则额定电流应在10A左右。
700VA变压器励磁涌流和短路电流波形如图5所示。正常启动时, 冲击电流为53.5A, 时间为10ms;短路电流峰值为60.75A。若选择D型脱扣器, 则额定电流应在6A左右。
400VA变压器励磁涌流和短路电流波形如图6所示。正常启动时, 冲击电流为26.625A, 时间为5ms;短路电流峰值为31.75A。若选择D型脱扣器, 则额定电流应在3A左右。
选择几种规格型号的断路器做短路冲击试验, 断路器脱扣情况见表1~3。
由表1~3可知, 开关可选C型脱扣曲线元件, 也可选D型脱扣曲线元件, 但C型脱扣曲线元件额定电流值要大些。由于变压器为磁性元件, 所带负载也为非线性元件, 对保护元件要求有一定防冲击性和过载能力, 因此选用D型脱扣曲线元件。根据实际情况, 每种变压器的电源保护开关选择见表4。
4 结束语
长期运行证明, 开关选择合适, 上电时没有发生开关跳闸情况, 短路时也没有发生开关不动作情况。控制变压器的原边保护元件应选用D型脱扣曲线的断路器;在实际应用中可测量变压器的原边励磁涌流, 所选保护元件的额定电流应约为励磁涌流的0.1倍。
摘要：在电气控制回路中, 供电电源电压与控制回路电源电压不匹配时, 需要采用变压器将供电电源电压转变为与控制回路相匹配的电压。变压器电源输入回路保护元件的选择关系到变压器的安全和控制回路的正常运行。如果保护元件的保护电流值过大, 会出现控制回路短路时保护元件不动作情况, 起不到应有的保护作用, 造成元件烧毁现象。如果保护元件的保护电流值过小, 又会因变压器启动产生较大的励磁电流而导致保护元件动作, 使控制回路不能正常启动。以三种光伏并网逆变器控制回路电源变压器的原边保护元件的选择为例, 说明微型断路器的选择标准与方法。
关键词：控制电源,变压器,微型断路器
参考文献