变电站主变压器

2024-05-14

变电站主变压器（通用12篇）

变电站主变压器篇1

0引言

变压器的故障分为内部故障和外部故障两种。内部故障为变压器内部发生的各种故障, 其主要类型有:各相绕组之间发生的相间短路、绕组线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等。外部故障为变压器外部绝缘套管及其引出线、散热器、油泵及其他配件上发生的各种故障, 其主要类型有:绝缘套管闪络或破碎而发生的短路, 引出线之间发生相间故障等。

1绕组故障

绕组是变压器主要部件, 是电能输入和输出回路。常见故障有松动、断路、短路, 其中绕组短路又可分为相间短路、匝间短路、股间短路等。可能导致变压器绕组故障的原因有:线路短路故障;长期过负荷运行, 绝缘严重老化;绕组绝缘受潮;绕组接头或分接开关接头接触不良;雷电波侵入, 使绕组过电压。

绕组故障中短路最为常见, 短路故障的危害可分为:轻度损坏, 指绕组有变形, 引线被烧断, 但绝缘未损坏;中度损坏, 指绕组有变形, 绕组或引线被烧断, 绝缘受到一定程度的影响;重度损坏, 指绕组有严重变形, 压板被冲断、绕组烧断、绝缘被击穿或烧坏, 严重的则爆炸起火, 变压器烧毁。轻微的匝间短路可以引起瓦斯保护动作, 严重时差动保护或电源侧的过流保护也会动作。发现匝间短路应及时处理, 因为绕组匝间短路常会引起更严重的单相接地或相间短路等故障。

除了短路故障, 绕组断路故障也比较常见。其原因有: (1) 制造工艺、雷击造成绕组内部断线; (2) 分接开关接线松脱、动触头损坏; (3) 导线接头处焊接不良; (4) 绕组发生匝间、相间短路或对地短路而烧断; (5) 搬运时振动强烈, 使引线断开。变压器绕组如果有一相断路, 变压器将在不平衡状态下运行, 低压侧出现不平衡电压和电流, 直流电阻也不平衡;如果绕组有两相断路, 则变压器不能运行;当低压侧两相断路时, 变压器为单相负载运行, 断路的两相无电压输出。变压器断路是致命故障, 应停电检修, 连接好断线处。

2套管故障

套管故障情况较轻时, 可能造成套管绝缘局部击穿、外绝缘闪络、接头烧熔、瓷件裂纹渗漏油, 不会影响变压器线圈和器身绝缘, 只需局部处理或更换套管, 即可恢复运行。套管故障情况严重时, 可能造成套管着火、套管爆炸、瓷套破损, 套管爆炸时瓷件碎片有可能击坏其他电气设备, 致使事故扩大, 甚至需要长期停电修复, 造成巨大的经济损失。平时维护的一般方法是: (1) 清除套管外表面的积灰和脏污; (2) 若套管密封不严或绝缘受潮劣化则应更换套管。

3渗漏油、油位异常

变压器正常油位上升或下降是由温度变化造成的, 幅度不会太大。当油位下降显著甚至看不见油位时, 可能是变压器出现了漏油、渗油现象。变压器渗漏油一般来说有几种原因: (1) 密封胶垫失效, 如密封胶垫老化、损坏、开裂等。 (2) 变压器本体焊接处焊缝裂开、虚焊、脱焊。 (3) 油阀、法兰等部件渗漏油。 (4) 散热器渗漏油。变压器出现渗漏油现象时, 应首先找出渗漏点, 再分类处理:密封胶垫失效, 如密封胶垫老化、损坏、开裂的, 可以在停电时更换密封件;变压器本体焊接处焊缝裂开、虚焊、脱焊的, 停电时可以将焊缝补焊;油阀、法兰等部件渗漏油的, 更换油阀、法兰等部件;散热器渗漏油的, 进行表面处理并补焊, 或直接更换散热器。

当油位降低到油枕底部, 油位表指示为0并发出报警 (变压器油位异常) 时, 应进行以下检查和处理:仔细检查散热片、法兰、管道、油箱等部分是否渗漏油;若是油标管、呼吸器堵塞造成假油位, 应使堵塞处畅通, 在处理时将重瓦斯改接信号;若是油位表接点损坏或其他机械问题, 应更换油位表;若是缺油应及时补油;冬季环境温度异常低, 使油位太低时, 应及时补油;变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限, 经查明不是假油位所致, 则应放油至适当油位, 以免溢油。

4调压开关故障

调压开关是变压器中用来调节输出电压的装置, 调压开关常见故障有: (1) 调压开关拒动。发生拒动时应检查以下内容:操作是否正确;远方/就地操作选择把手是否正确, 如果位置不正确, 应将它们置于正确位置上;操作回路直流电源是否正常, 如不正常应恢复电源操作机构交流电源;控制回路是否闭锁。 (2) 调压开关机械故障。包括切换开关或分头选择器故障、操作机构机械故障, 发生以上类似情况时, 应及时申请将变压器退出运行, 进行检修。 (3) 调压开关失步。变压器调压开关三相应在同一位置, 失步是指调压时由于某种原因, 调压开关三相分头位置不一致, 会产生零序电压和零序电流。在变压器调压过程中, 短时不一致是可能的, 如长时间不一致, 可能使变压器过热或跳闸。调压开关失步的原因, 可能是其中一相或两相由于电气或机械故障而拒动, 或启动后中途停止。发生有载分接开关失步故障时, 运行人员应立即到现场, 检查变压器三相分接开关的实际位置, 查明拒动原因, 予以处理, 使三相恢复同步。为避免变压器长期在失步状态下运行, 可将已动作的相先调回原位 (现场电动或手动) , 然后检查拒动相拒动原因。如因机械故障不能使变压器恢复同步, 应按现场规程的规定申请将变压器退出运行。

5瓦斯保护故障

瓦斯保护发生时, 反映的是变压器可能有内部故障。变压器内部发生故障时, 电弧将使绝缘材料分解并产生大量的气体, 从油箱向油枕流动, 其强烈程度随故障严重程度的不同而不同, 因这种气流与油流而动作的保护称为瓦斯保护, 也叫气体保护。由于气体数量和油流速度能直接反映变压器故障性质和严重程度, 产生少量气体和油流速度较小时, 轻瓦斯动作于信号;故障严重、油流速度大时, 重瓦斯保护瞬时作用于跳闸。重瓦斯保护动作跳闸时, 在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素, 作出综合判断: (1) 变压器外观有无明显反映故障性质的现象。 (2) 瓦斯继电器中积聚气体量。重瓦斯动作跳闸后应立即取气送检, 检查气体是否可燃 (此时主变在热备用状态无须申请退出重瓦斯保护压板) 。 (3) 是否呼吸不畅或排气未尽。 (4) 瓦斯继电器中气体和油中溶解气体的色谱分析结果。 (5) 必要时做电气试验。 (6) 变压器其他继电保护装置动作情况。 (7) 保护及直流等二次回路是否正常。轻、重瓦斯同时动作, 大多为变压器内部故障, 如匝间短路、对地放电等严重故障, 应对变压器进行全面检查。

6异常响声

变压器正常运行时, 声音是清晰而有规律的, 变压器负荷发生显著变动或运行状态出现异常, 则声音较平时增大, 有断续杂音, 出现异常响声。 (1) 声音比平时增大, 但较均匀, 变压器发出很高且沉重的“嗡嗡”声, 可能是电网运行电压偏高, 应退出电容器或投入电抗器来降低系统电压;若是变压器过负荷, 应申请调度转移负荷或减负荷。 (2) 有断续杂音, 应检查变压器零部件, 即内部铁芯或夹件有无松动。如果变压器负荷电流低于额定值且温度不高, 可继续运行;如声音不断增大, 则应考虑停电检修。 (3) 内部有放电声:匝间短路时, 短路匝产生严重的局部过热, 促使变压器油局部沸腾, 发生“咕噜、咕噜”像开锅一样的声音;分接开关接触不良或绝缘击穿, 发生放电的“劈啪”声;异响中夹有不均匀爆炸声, 可能是变压器的器身绝缘有击穿。遇到这类情况, 变压器电压将出现严重不平衡, 油温也将升高, 应停电检修变压器。

7结论

总之, 引发变压器故障的原因很多, 对运行中的变压器必须有可靠的监测手段及保护措施, 以防设备爆炸等恶性事故发生。变压器的保护措施一般有下面几点: (1) 变压器加油应采用真空注油, 以排除气泡。油质应化验合格, 并作好记录。 (2) 变压器投入运行后, 重瓦斯保护应接入跳闸回路, 并采取措施防止误动作。当发现轻瓦斯告警信号时, 要及时取油样判明气体性质, 并查明原因, 及时排除故障。 (3) 对变压器渗漏油故障要及时加以处理。 (4) 防爆装置应按要求安装在正确位置, 防爆板应采用适当厚度的层压板或玻璃纤维布板等脆性材料。 (5) 加强管理, 建立正常的巡视检查制度。 (6) 重视安全教育, 进行事故预想, 提高安全意识。

摘要：主变压器是变电站的核心设备, 其通常情况下不间断持续运行, 因此, 了解其常见故障及处理方法, 能保证变电站的安全运行。现对变电站主变压器常见故障进行分析。

关键词：变压器,故障,原因,处理

变电站主变压器篇2

一九七四年，我们正在筹建纺部变电所，需要2台1800KVA/35kV的主变压器，当时电气工段长是姚公进，由他负责向无锡供电局修试工场接洽联系制造或购买事宜。当时北塘区正在筹建各类街道办企业，北塘区惠山板箱厂原来是制造峰窝煤球板箱的，为了提高经济效益，他们和无锡供电局修试工场合作要学习电力变压器制造，而无锡供电局修试工场里的一些个别人员出于个人利益的考虑也愿意帮他们试制，而我厂的姚为了通过惠山板箱厂买到木材，也不顾设备质量的风险，同意由他们在修试工场的指导下由他们负责制造我们的2台1800KVA/35kV的主变压器，这三方面的勾结使我们的主变压器成了他们的实习品、试制品。

七四年五月二台1800KVA/35kV的主变压器到厂了，从外观看这两台设备制造粗糙，顶板呈波浪形不平整、且厚度不够，散热翅片多处漏油，特别是散热翅片与本体的立接法兰，明显不平整，中间的间隙一面大一面小，尽管法兰片的螺丝已经拧得法兰也产生了变形，油还是一滴一滴地漏出来。面对质量如此低劣的产品，我是不同意进行验收的，但是，是姚代表我厂接受了交接验收，我作为被领导下的组长，也无可奈何地接受了现实，姚这种为了自己的一点私利而损害企业和国家利益的恶劣行为，也是我和他以后关系恶化的主要原因。

我们电修组面对这种低劣质量的主变压器，我们一致认为：这种质量有严重隐患的变压器会危及以后变电所的安全运行，必须进行整修，起码要把漏油处理好，变压器器身及线圈的质量由于有供电局修试工场的试验报告，我们也只能认可。老师傅金鑫同志提出变压器的漏油，我们自己有能力处理好，他是一位高级钳工师傅，有丰富的设备检修经验，我们同意了他的建议，决定自己进行整修。

我在68年进厂后，有过几次去供电局修试工场工作，在那里我仔细学习了电力变压器的制造工艺，对于高压线圈的绕制更是仔细学习，联续式绕组的绕制是有一点巧门的，对技术的熟练要求较高，稍微不当心就可能造成导线的交叉重迭，造成隐患。那时我不光关注制造工艺，对于电力变压器的试验方法、程序步骤，技术要求，指标的测试、计算方法，对着国家标准都认真学习，我还对变压器的设计、计算发生了兴趣，为此我去无锡市图书馆寻找资料，竟然找到了一本书《变压器计算》，是大学电力专业的教材，这本书是苏联出版的，我国六十年代的大学教材，是从苏联大学教材翻译过来的，看到这本书，我喜不自禁，化了

5个星期日认真通读了全书，觉得有价值把它全部抄录下来，所以我把书借回家，又化了两元多钱买了二十多本练习本，化了十几个夜晚，把这本书全部抄录了下来，书中的插图，我用描图纸描下来。抄录的过程也是学习的过程，到全书抄完，我对电力变压器的了解就已经达到了一定的专业水准。想不到这些专业知识使我在以后的工作中受益非浅，也成了我以后当星期日工程师的资本。

当我们把变压器进行吊芯检查时，韩熙候师傅看到在高压线圈的缝隙中有融化的铜末，最大的比大米略大，小的象沙子一样。这说明肯定是高压线圈出了大问题。是线圈铜线烧断的痕迹，我们马上把变压器芯放进烘房，并加锁。一面马上向领导汇报，当时是文化大革命的后期，清理阶级队伍的斗争刚刚结束，发生这种重大设备事故是包含很大风险的，这是要被怀疑是阶级敌人破坏的，韩师傅和金鑫师傅等政治背景不硬气的师傅早已吓得噤若寒蝉，我当时刚从部队出来，政治背景很硬气，又年轻，初生牛犊不怕虎，我仔细研究了烧断的痕迹，确认是高压线圈发生了匝间短路,而且其原因是制造工艺不良造成的。

第一次分析会在两天后进行，参加分析会的有三方代表，我厂由厂长惠兴培，厂部领导陆明德，机电车间主任华德甫，厂部保卫科汤阿七，工段长姚公进, 工段党支部书记俞明龙和我。惠山板箱厂由一个女的陈书记和两位师傅参加。供电局修试工场由王技术员和刘技师参加。会议在我厂二楼中间会议室举行，会议开始由我汇报了检修工作的简单过程，有关人员查看了现场，在分析会上，王技术员的意见是我们在变压器器芯吊离外壳中的绝缘油后，违规对变压器进行了通电试验，陈书记也拒不承认是制造质量问题，说试验后的变压器油的气相色谱试验未发现问题，就证明变压器的制造质量是合格的。而我方在说明绝不可能违规对变压器进行了通电试验后，提出是制造质量问题。会议一直进行到晚上11点，决定请该变压器的试验人员来一起分析，第一次分析会前，我进一步认真学习了电力变压器的试验规程，试验规程规定, 电力变压器的出厂试验项目共九项,规定试验必须按规程规定进行,不但项目不能少, 试验项目的顺序也不能颠到。为在分析中把握主动，我已把试验规程中的试验项目、试验项目的顺序、试验技术要求全部默记在心。分析会从下午一时开始，由供电局修试工场的王组长把试验过程讲了一遍，我认真地记录了他的发言，我特别注意了他的发言中关于在做空载试验时曾发生过一次过电流跳闸以

及当时试验项目的顺序，根据他的发言和变压器线圈铜线烧断的现状，我发表了我的看法：事故原因是制造工艺不良造成的匝间短路，而在做空载试验时发生了匝间短路处短路匝线圈铜线烧断。而且由于试验项目的顺序未按规程规定进行，在空载试验后没有再做线圈的直流电阻测试，至使线圈铜线的短路匝烧断后，仍由匝间短路处构成通路，至使以后的试验竟没有发现线圈铜线的短路匝已经烧断。而且我在黑板上画出了匝间短路和短路匝线圈铜线烧断的示意图。我的发言让王技术员沉默了好久，我判断他已经无法否定我的分析，但还不承认责任。陈书记对技术是外行，只是一口咬定：试验后的变压器油的气相色谱试验未发现问题，就证明变压器的制造质量是合格的。最后，他们提出：进行进一步的解剖分析。会议从下午一直开到凌晨二点钟。

第三次分析会就先到现场由双方指定拆解人员，很快铜线烧断处的短路匝线圈被完整地找出来，匝间短路处的扁铜线已经深深地嵌入另一根扁铜线，由于嵌得很深很紧，在匝间短路处竟没有发现烧溶的痕迹，保卫科拍照留了证，分析会又回到会议室，大家坐定后，华德甫主任轻轻地对我说，问题很清楚了，你不要再说了，我点头应允。会议同意了我的事故分析意见，各方都确认了事故原因是：制造工艺不良，造成高压线圈发生匝间短路至使在空载试验时发生了匝间短路，使短路匝线圈铜线烧断。并落实了修理责任。这次分析会我厂取得了完全的胜利。这次事故分析会使我在厂部领导心中立起了技术骨干的形象，同时也使我和姚公进的矛盾更加深了一步。

后来，在这台在变压器的修复后的检查中，我和王技术员一起工作，他对我的分析和理解能力表示欣赏，我对他的实事求是承认责任的态度也表达了理解和赞赏，后来我们还成了朋友。这次分析会后厂部领导对我的技术钻研比较欣赏。是一个电气技术骨干。在76年的干部任用中，我被任命为电气技术员，这是我从工人编制升职为干部编制的第一步。在80年的技术职称改革中被提拔为助理工程师。当一个电气工程师就是我儿时的理想，在这个岗位上，我做了毕生的努力，而这次事故分析会是我事业成功路上的第一步。

供电局的王技术员（当时叫王大）名叫王西林，是清华大学电机系毕业的，他后来在供电局升职至变电工区主任，后来又升职至局基建处处长，因为他毕业于清华大学，有点狂妄，竟至看不起浙江大学毕业的供电局局长张文魁，说清华

变电所主变压器经济运行状况分析篇3

关键词：变压器；经济运行；负载率；损耗；电网升压改造

中图分类号：F426 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）03-0149-02

变压器是变换交流电压﹑电流和阻抗的器件，当初级线圈中通有交流电变压器原理图流时，铁芯（或磁芯）中便产生交流磁通，使次级线圈中感应出电压（或电流）。变压器由铁芯或（磁芯）和线圈组成，线圈有两个或两个以上的绕组，其中接电源的绕组叫初级线圈，其余的绕组叫次级线圈。在发电机中，有两种运动一种是线圈通过磁场或是磁场通过线圈，都是感应其中的电势，与线圈相交的磁通数量变化但却保证磁通值不变，这就是互感应的原理。变压器也是一种利用变换电压，电磁互感应，电流和阻抗的

器件。

正确的选用变压器台数，容量，型号，不断地调整用电负荷和采取合理的运行方式，是用电共同关心的问题，但是在实际工作中，人们往往出现一些片面的观念和看法，有的认为变压器的负载率均应在0.7～0.8时效率最高，同时为了少付电费和减少设备投资，经常选用小容量的变压器。两台变压器本应并联运行，却只能投入一台而另一台备用，本应该用大变压器负荷却仍用小变压器带，有的人片面选用大变压器，最求最佳负载率，这样的观点，会造成浪费能源货增大投资。

一、变压器的经济运行

变压器经济运行的理论基础：要分析变压器的经济运行要以变压器技术参数为基础数据，变压器经济运行要通过不一样的运行方式进行组合，以便能找出降低变压器自身功率损耗的方法（公式a﹑b）。因此，变压器的有功功率比和无功功率损耗的计算式是变压器经济运行的基础算式。与此同时，变压器经济运行也是使电力系统损耗下降的重要方法，变压器的综合功率分析计算也应是变压器经济运行的基础理论依据。

a有功损耗 ΔP=P a+P k（S/SEB）²=Pa+P kβ²

b无功损耗 ΔQ=Q a+Q k（S/SEB）²=Qa+Qkβ²

其中：Qa=（Ia%） SEB×10²Q k=（Uk%）SEB ×10²式中，Pa为变压器的空载损耗（kW）；Pk为变压器的短路损耗（kW）；Uk%为变压器阻抗电压（%）；Ia%为变压器空载电流（%）；SEB为变压器额定容量（kVA）；Ｓ为变压器通过的负荷；β为变压器的负荷系数，定义为β＝S/SEB

二、降低变压器的损耗

（一）电网升压改造

电网升压改造是指在用电负荷增长，造成线路输送容量不足或者能耗大幅度上涨，达到明显不经济的地步，以及为了简化电压等级，淘汰非标准电压所采取的技术措施。

（二）合理调整运行电压和选择配电电压

1．合理调整电压是指通过调整发电机端电压和变压器分接头，在母线上投切电容器及调相机调压手段，在保证电压质量的基础上适度的调整。调整电压的方法如下：（1）改变发电机端电压进行调压：选用发电机的P～Q曲线调压；将发电机改为调相运行调压；利用发电机进相运行调压。（2）利用变压器分接头进行调压。（3）利用无功补偿设备调压：利用串联电容器调压；利用并联电容器调压；利用调相机调压；利用并联电抗器调压。

2．合理的选择供配电电压，在额定电压允许条件下，提高引入的高压电压等级，是降低线损耗率的有效方法，一般在35kV及以上供电的电网中，每提高运行电压1%，可降低损耗1.2%。

（三）变压器容量

空载和负载损耗与变压器容量有关，容量越大每千瓦VA用料越节省，效率越高。变压器在传递功率过程中要产生不小的损耗，分别为负载损耗和空载损耗，在确保变压器安全和可靠运行的基础上，要选用损害消耗低的变压器。我国节约能源型号变压器在质量方面已达较高水平，要想使变压器的负荷率最佳，其运行效率也最高，损耗则最低则要合理选择变压器的容量。大多数人认为配电变压器负荷率为额定容量的70%～80%较为合适，而对主变压器则应尽量按最大需求量选择容量，以满足供电的需求，并以此来计算基本的用电费用，确保变压器在经济﹑安全可靠地状态下运行。

（四）减少空载损耗

对暂时不用供电回路，应及时断开电源线路，以减少线路上的空载运行损耗，一般可达3%～5%。

（五）应用节约能源型无功补偿设备，实现就地补偿和无功分散

采用无功自动补偿设备提高负载的功率因数，提高运行效率，减少无功损耗。无功补偿就是借助于无功补偿设备提供必要的无功功率，以提高系统的功率因数，降低能耗。

三、变压器的负载率

负载率事特指负载最大时对应的负载率，而不是指随负载变化而变化的变压器实际负载率。所谓经济负载率是指负载最大时﹑能使变压器有功损耗最低﹑即效率最高所对应的变压器负载率。一般变压器满载铜损与铁损之比等于3时，而负载率57.7%其效率最高，因此负载率维持在50%～65%之间运转最为理想。当变压器的铜损等于铁损时，或者说固定损耗等于可变损耗时，变压器的损耗最小，效率最好。这时的负载率为最棒的负载率。我国70年代以后生产的变压器βjp在0.4～0.55之间，近年来低损耗变压器的βjp在0.45左右。低损耗变压器比70～80年代生产的变压器损耗平均降低24%左右，若能从节约能源的角度上出发，应该尽量使变压器负载率在接近最佳负载率的情况下运行最好。

负载状态的分类如下：

1．正常周期性负载：在周期性负载中，某一段时间因周围环境温度偏高，过超过额定的电流，但可以用较低的其他时间里的环境温度，或低于额定电流进行补偿。以热老化观点出发，它与设计采用的施加额定负载在环境温度下是等效的。

2．短期急救负载：要求变压器大幅度超过额定电流运行在较短的时间里，此种负载可能导致然组热点温度达到危险地程度，使绝缘强度暂时下降。

3．长期急救周期性负载：要求变压器长时间超过额定电流下或在温度较高的环境中运行，这种运行状况可能持续几个星期或是几个月，虽然不会直接危及绝缘的安全性能，但将加速变压器的老化。

本文对变电所主变压器经济运行状况分析，通过对变压器本身，变压器损耗的分析以及变压器负载率的讨论，在保证变压器正常工作运行及满足其供电的需求的条件下提出比较实用的变压器的经济运行，合理的对变压器的运行方式进行优化。减少变压器各种损耗，控制负载率使变压器的寿命相对延长并且能发挥比较满意的功效。

参考文献

[1] 胡景生．变压器经济运行[M]．北京：中国电力出版社，1999.

[2] 胡景生，等．电网经济运行与能源标准化，2005．

[3] 赵亮．现代化变电所（站）运行大全书[M]．中国物价出版社，1999．

[4] 赵平山．电力变压器经济运行[M]．河北电力出版社，1996．

（责任编辑：叶小坚）

变电站主变压器篇4

一、概述

根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》中的第11.5.4条:单台容量为125MV·A及以上的主变压器应设置水喷雾灭火系统、合成型泡沫喷雾系统或其他固定式灭火装置。现行常用到的主变固定式灭火装置还有排油注氮灭火系统。

故本文就针对现阶段主变压器消防灭火方式中常用的三种灭火系统, 水喷雾灭火系统、合成型泡沫喷雾系统及排油注氮灭火系统进行技术经济比较。

1. 水喷雾灭火系统

水喷雾灭火系统是利用高压水经过各种形式的雾化喷头, 可喷射出雾状水流, 水雾喷在燃烧物上, 一方面进行冷却, 另一方面使燃烧物和空气隔绝, 产生窒息而起灭火作用的灭火系统。灭火效率高, 被广泛应用于变压器的消防。水喷雾系统分固定式和移动式两种装置, 主变压器中一般采用固定式水喷雾灭火系统, 一般由有火灾探测自动控制系统的高压水给水设备、雨淋阀组、雾状水雾喷头等组成, 其工作原理如图1。

水喷雾灭火系统应设有自动控制、手动控制和应急操作三种控制方式。当火灾发生时, 缆式探测器将信号传递到主控楼发生火灾报警, 经人工确认后, 启动水喷雾灭火系统。

2. 合成型泡沫喷雾灭火系统

合成型泡沫喷雾灭火系统由动力系统 (氮气启动源、氮气动力源) 、储液系统 (储液罐、灭火剂、电动控制阀、安全阀等) 、喷雾系统 (泡沫喷雾喷头、管网) 、报警控制系统四部分组成。

合成型泡沫喷雾灭火系统的工作原理:采用合成型的高效泡沫为灭火药剂, 在高压喷头作用下, 将雾化状的灭火药剂喷射覆盖到灭火对象上, 利用该灭火剂中的泡沫层的冷却、隔绝氧气和抑制燃料蒸发等作用而使火灾熄灭。具有迅速灭火、控制火灾速度快、效能高、流动性好、自封能力强并且抗复燃能力强的优点。

系统启动应采用自动、主控制室手动和就地手操控制三种方式。

一般情况下灭火系统处于自动控制状态, 控制系统对主变压器的温度及开关阀等信号进行时实检测, 并通过逻辑运算判别火警后, 自动启动电动控制阀, 打开氮气动力源延时数秒后开启主变压器的电动阀门。通过高压喷头将泡沫喷雾喷射到主变表面并完全覆盖住, 待火灾熄灭后, 需要手动关闭电动控制阀。

当灭火系统控制柜开关处于手动控制方式时发生火灾, 此时灭火系统设备的启动, 需要操作人员通过控制柜上的手动按钮打开电磁控制阀, 延时数秒后手动开启主变压器的阀门, 通过高压喷头将泡沫喷雾喷射到主变表面并完全覆盖住, 待火灾熄灭后, 需要手动关闭电动控制阀。

当主变压器发生火灾时, 灭火系统电气控制失灵, 操作人员应在迅速赶至设备间现场进行手动开启氮气动力源的控制阀门, 并打开主变压器的电动阀门, 通过高压喷头将泡沫喷雾喷射到主变表面并完全覆盖住, 待火灾熄灭后, 需要手动关闭电动控制阀。

合成型泡沫喷雾灭火装置在变压器附近需要设置一座泡沫消防装置室 (内设储液罐、启动源、控制柜等核心装置) 。

3. 排油注氮灭火系统

排油注氮灭火系统能快速排干净主变压器本体中的油, 同时快速注入氮气产生窒息而起灭火作用有效防止主变压器爆炸的灭火系统。此种灭火系统是从主变压器本体内部开始切断火源, 即在火灾前期就迅速启动灭火系统, 灭火迅速、能把损失降低到最小, 且火源消灭后氮气仍继续留在主变压器本体内, 确保主变压器不会复燃, 这种灭火方式是在发生火灾前就进行灭火了, 故不会造成主变压器的损坏。

排油注氮灭火系统通常由消防控制柜、消防柜、断流阀、感温火灾探测装置和排油管路、注氮管路等组成。排油注氮灭火系统具有自动探测变压器火灾, 可自动 (或手动) 启动, 控制排油阀开启排放部分变压器油排油泄压, 同时通过断流阀有效切断储油柜至油箱的油路, 并控制氮气释放阀开启向变压器内注入氮气的灭火系统。

排油注氮系统防爆防火灭火基本原理:当变压器内部发生故障, 油箱内部产生大量可燃气体, 引起气体继电器动作, 发出重瓦斯信号, 断路器跳闸;变压器内部故障同时导致油温升高, 布置在变压器上的感温火灾探测器动作, 向消防控制柜发出火警信号。消防控制中心接到火警信号、重瓦斯信号、断路器跳闸信号后, 启动排油注氮系统, 排油泄压, 防止变压器爆炸;同时, 储油柜下面的断流阀自动关闭, 切断储油柜向变压器油箱供油, 变压器油箱油位降低。一定延时后 (一般为3~20 s) , 氮气释放阀开启, 氮气通过注氮管从变压器箱体底部注入, 搅拌冷却变压器油并隔离空气, 达到防火灭火的目的。

排油注氮系统应含有三种控制方式:自动控制、手动控制和应急就地手操控制方式。

二、三种灭火系统的综合比较

某变电站的一台主变压器 (变压器容量180MVA) 采用几种灭火系统进行技术经济比较分析, 如表1。

三、结语

从上表可以看出:在价格上水喷雾灭火系统远高于其他两种灭火系统, 但水喷雾灭火系统技术较成熟, 应用比较普遍安全可靠, 同时维护管理经验丰富, 但需要配合设置一整套水消防系统, 占用场地比较大, 同时在控制维护方面比较烦琐。合成型泡沫喷雾灭火系统的高效灭火剂无毒, 使用时不会对环境及保护对象产生污染和次生污染, 在三种系统中的造价居中, 且该系统为被动的灭火方式, 系统较为复杂, 后期维护费用高。排油注氮消防灭火系统最经济, 是主动的灭火方式具有防火防爆的性能, 安装运行维修简单方便。因此, 个人认为排油注氮消防灭火系统在变电站主变压器的消防灭火系统应用中经济上占有绝对的优势, 同时能够取得良好的灭火效果。故首先推荐排油注氮消防灭火系统。

摘要：变电站主变压器常用的消防灭火系统有三种, 通过综合比较得出在变电站主变压器消防灭火系统设计中首先推荐使用排油注氮灭火系统。

关键词：主变压器,水喷雾灭火,合成型泡沫喷雾,排油注氮灭火装置

参考文献

变电站主变压器篇5

变压器绕组主绝缘击穿的原因及处理方法

变压器绕组的主绝缘，是指低压绕组与铁芯柱之间的绝缘，高、低压绕组之间的绝缘，相邻两高压绕组之间的相间绝缘和绕组两端与轭铁之间的绝缘等。这些部位的绝缘击穿后，相当于绕组接地或相间短路。这种事故多发生在铁芯柱和轭铁附近。

变压器绕组主绝缘被击穿的主要原因是：绝缘老化而引起破裂或折断；变压器油受潮，油质变劣；绕组内落入异物；线路故障使绝缘受到机械损伤；各种过电压击穿绝缘等。

对于过电压击穿，当过电压消除后，变压器油立即进入损坏的空间，暂时隔离了电流的通路，所以击穿后的绝缘并不一定会立即失去运行能力，但形成了绝缘上的隐患。当再次出现过电压时，又会在原处造成第二次击穿，导致绝缘性能进一步降低，直到最后发展为短路故障，使差动保护装置和过载继电器都动作。

处理方法是首先测量绝缘电阻，然后吊出器身更换有关绝缘，烘干器身，对变压器油进行处理（如除去水分、过滤等）。

变压器主保护原理的研究篇6

【摘要】长期以来，变压器差动保护一直广泛地用作变压器的主保护，其具有原理简单、使用纯电气量、灵敏度高、选择性好、保护范围明确的特点，但差动保护的正确动作率相比较线路保护和发电机保护是非常低的，究其本质是不再满足基尔霍夫电流定律，当发生励磁涌时保护可能误动。为适应电力工业的发展要求，早期的学者们利用励磁涌流固有的特征研究了很多方法来区分励磁涌流，从上世纪八十年代开始，继电保护工作者先后提出了磁通特性原理、等值方程和功率差动原理等保护新原理。本文通过对以上各个保护的原理、有缺点等进行分析和研究，比较和评价这几种保护原理的性能，并展望未来变压器保护的发展趋势和方向。

【关键词】变压器保护；差动保护；磁通特性；等值方程；功率差动

0.引言

目前，變压器保护是采用电流差动保护作为主保护，利用二次谐波制动原理来躲避励磁涌流。

另外，近年来国内外保护工作者根据现场运行的总结和理论的不断研究，先后提出了磁通特性法、等值方程法和功率差动法等变压器主保护的新思路。本文在此基础上对以上保护原理进行分析研究。

1.差动保护原理及制动原理

1.1差动保护原理

差动保护是利用基尔霍夫电流定律工作的，当变压器正常运行或发生区外故障时，将其看作为理想变压器，则流入变压器的电流和流出的电流相等。差动保护不动作；当变压器发生内部故障时，其两端短路电流流入故障点，此时流入和流出电流不等，因此差动保护继电器动作。如图1所示为单相双绕组电力变压器差动保护的原理接线图。

对于电流互感器饱和带来差电流的误差，人们提出了变斜率的差动保护判据。图2中的虚线就是当差电流大到一定的程度时，采用更大的斜率实行保护制动。

1.2二次谐波制动原理

二次谐波制动原理就是根据励磁涌流中的二次谐波含量比短路电流相比所占差动电流的比例较大而提出的。二次谐波制动方法就是根据励磁涌流中含有大量二次谐波分量的特点，当检测到差动电流中二次谐波含量大于整定值时就将差动继电器闭锁，以防止励磁涌流引起的误动。

2.基于磁通特性的保护原理

当变压器发生励磁涌流状态，ψ-i曲线为变压器的空载磁化曲线；当发生内部故障时ψ-i为一条斜率很小的直线。即，根据实际情况下ψ-i曲线的形状来判断是发生励磁涌流情况还是内部故障情况。具体的如图3所示。

由以上原理分析可以看出，基于磁通特性的保护原理的优点是原理简单、计算量小、数据采集方便，目前的主要的问题在于门槛值整定困难且由于难以界定制动量的大小，保护判据存在一定的模糊性。

3.基于等值方程的保护原理

基于等值方程的保护原的优点是不受励磁涌流的影响，原理简单、数据采集方便、判据清楚，但是目前存在的问题是：绕组参数无法准确获取，因为基于等值方程原理是建立在正确建立变压器模型和准确获取绕组参数基础上，绕组参数无法准确获取对该方法的影响是是十分严重的；另外，保护方案整定困难也是其难以实现实际应用的另一个问题。

4.基于功率差动的保护原理

功率差动保护原理的理论依据是能量守恒定律，通过计算变压器的有功损耗来判别变压器运行状态。当变压器正常运行时，由于变压器的损耗主要是铜耗及铁耗且此时非常低，因此消耗的有功功率很小；而当发生励磁涌流时，虽然瞬时功率随着励磁电流的激增会较大但是其在一段时间内的平均有功功率仍然较小；当变压器发生内部故障时，变压器将消耗大量的有功功率，因此可以根据变压器消耗的有功功率的大小来判断是否发生故障。

基于功率差动的保护原理的优点是利用能量守恒原理来区别励磁涌流和故障电流带来的影响，可以摆脱励磁涌流对保护的影响。但是由于绕组存在储能，当发生励磁涌流时需要延时至少一个周期来判别，因此保护速动性降低。另外，对于内部绕组发生小匝数的匝间故障时存在死区，由于励磁涌流时铜耗、铁耗难以准确计算，因此整定较困难。

5.结论

本文通过对以上几种变压器保护原理的分析研究得到以下结论：

（1）利用波形特征作为识别励磁涌流的依据并不能从根本上解决差动电流保护误动的问题。

（2）对于基于磁通特性的保护原理，其优点在于原理简单、数据采集方便，目前的主要的问题在于门槛值整定困难且保护判据存在一定的模糊性。

（3）对于基于等值方程的保护原理，其优点在于不受励磁涌流的影响，原理简单、数据采集方便、判据清楚，但是目前存在的问题是：绕组参数无法准确获取；另外，保护方案整定困难也是其难以实现实际应用的另一个问题。

（4）对于基于功率差动的保护原理，其优点在于弥补了差动保护原理的不足，但是保护速动性降低。另外整定较困难。

从以上结论可以看出，目前变压器继电保护的研究方向主要由两个方面组成，其一就是通过对励磁涌流的识别来实现制动；其二就是通过研究新的保护原理来解决发生励磁涌流后保护的误动问题。笔者认为，第一种方法不能从根本上解决励磁涌流的识别问题。而对于新原理研究，虽然目前还有许多问题和困难，如门槛值整定困难，CT、PT的影响等，但是由于其从本质上不受励磁涌流的影响，因此是日后变压器保护开发和研究的趋势和方向。 [科]

【参考文献】

[1]闫晨光，郝治国，张保会等.基于电压电流信息的变压器保护原理分析[J].电力自动化设备.

变电站主变压器篇7

1.1 1 10 kV变压器的组成部件

变压器的主要部件如下。

(1) 器身:包括铁心、绕组、绝缘部件及引线;

(2) 调压装置:即分接开关, 分为无励磁调压和有载调压;

(3) 油箱及冷却装置;

(4) 保护装置:包括储油柜、安全气道、吸湿器、气体继电器、净油器和测温装置等;

(5) 绝缘套管。

1.2 电力变压器故障、异常工作状态及其保护方式

变压器是电力网中重要的电气设备, 为了电力网安全、经济运行满足用户的需求及负荷调度的灵活性, 在变电站运行中一般有两台及以上的变压器并联运行;通常采用分级绝缘的变压器, 对其中性点接地方式必须进行合理的选择。

变压器的故障可以分为油箱内部故障和油箱外部故障。油箱内部故障有, 绕组的相间短路、绕组的匝间短路、中心点直接接地系统侧绕组的接地短路。变压器发生内部故障是很危险的, 因为故障点的高温电弧不仅会烧坏绕组绝缘和铁心, 而且可能由于绝缘材料和变压器油在高温电弧作用下强烈气化引起油箱爆炸。油箱外部故障主要有, 油箱外部绝缘套管, 引出线上发生相间短路和接地短路。

变压器的异常工作状态有过负荷;由外部短路引起的过电流;油箱漏油引起的油位下降;外部接地短路引起未接地中性点过电压;绕组过电压或频率降低引起的过励磁;变压器油温升高和冷却系统故障等。

2 110kV变压器保护的配置及相关原理

2.1 对变电站主接线的分析

鉴于二次回路继电保护和自动装置与一次回路接线紧密相关, 根据已知的原始资料提出主接线方案如下。

(1) 拟定方案原则。

变压器台数和容量的选择直接影响主接线的形式和配电装置的结构。它的确定除依据传递容量等基本原始资料外, 还应依据电力系统5～10年的发展规划、输送功率大小、馈线回路数、电压等级以及接入系统的紧密程度等因素, 进行综合分析和合理选择。

本次设计内容是对该110kV变电站装设的两台三绕组油浸强迫风冷分级绝缘主变压器及其馈线进行继电保护配置和整定。三种电压等级分别为110kV、35kV和10kV。

通常变电站主接线的高压侧, 应尽可能采用断路器数目较少的接线, 以节省投资, 随出线数目的不同, 可采用桥形、单母线、双母线及角形接线等。如果变电站电压为超高压等级, 又是重要的枢纽变电站, 宜采用双母线带旁母接线或采用一台半断路器接线。变电站的低压侧常采用单母分段接线或双母线接线, 以便于扩建。6kV～10kV馈线应选轻型断路器, 如SN10型少油断路器或ZN13型真空断路器;若不能满足开断电流及动稳定和热稳定要求时, 应采用限流措施。在变电站中最简单的限制短路电流的方法, 是使变压器低压侧分裂运行;若分裂运行仍不能满足要求, 则可装设限流电抗器。

故综上所述主接线应从以下几个方面考虑。

(1) 断路器检修时, 对连续供电的影响程度。

(2) 线路能否满足负荷对供电的要求。

(3) 经济合理易于扩建。

(2) 方案的拟定。

通过对给定的原始资料进行分析, 结合对电气主接线的可靠性、灵活性及经济性等基本要求, 综合考虑。在符合技术、经济政策的前提下, 力争采用供电可靠, 经济合理的主接线方案。此主接线还应具有足够的灵活性, 能适应各种运行方式的变化, 且在检修、事故等特殊状态下操作方便、调度灵活、检修安全、扩建发展方便。

变电所110kV侧采用外桥接线, 35kV采用单母线分段接线且保持一台变压器中性点接地同时10kV采用双母线接线。主接线示意图如图1所示 (图中只画出断路器, 隔离开关未画出) 。

2.2 变电站主变压器的继电保护配置

(1) 差动保护:反应油箱内故障及油箱外套管、引线故障 (包括相间、对地故障) 动作于三侧跳闸。

(2) 气体保护, 反应油箱内故障, 分轻、重气体保护:轻气体动作于信号, 重气体动作于三侧跳闸并发信号。

(3) 相间故障过电流保护:作本身及出线的后备保护。所设计的主变为双侧电源三绕组变压器为保证保护动作的选择性和快速性, 三侧均装设过流保护, 动作时间短的35kV侧的保护加装方向元件:方向为指母线、跳本侧同时加装一套不带方向的保护, 以最大时限跳三侧, 作纵差保护的后备。

具体配置如下。

110kV:复合电压过电流保护, 时限跳桥开关, 。

35kV:复合电压过电流保护, 带方向跳分段, 不带方向跳三侧。

10kV:两相式过电流保护

时限原则:最短的时限t也要长于相邻元件最长时限 (设线路后备保护为1s) 。

(4) 零序电流和零序电压保护。

反映110kV中性点接地系统主变高压侧及馈线单相接地的后备保护, 保护分三个时限。Io保护的最短时限跳桥开关, oV保护以较长时限跳中点不接地的主变, 最后Io保护以最长时限跳开中点接地的主变。

(5) 过负荷保护:由接于单相的CT反映主变对称过负荷, 对该双侧电源三绕组主变, 在三侧均装设, 各侧过负荷保护经同一时间继电器发延时信号 (10s) 。

2.3 保护原理说明

(1) 变压器差动保护。

差动保护是变压器的主保护。变压器差动保护的工作原理与线路纵差保护的原理相同, 都是比较被保护设备各侧电流的相位和数值的大小。由于变压器高压侧和低压侧的额定电流不相等再加上变压器各侧电流的相位往往不相同。因此, 为了保证纵差动保护的正确工作, 须适当选择各侧电流互感器的变比及接线方式, 使各侧电流相位的补偿, 从而使正常运行和区外短路故障时, 两侧二次电流相等。三绕组变压器差动保护的动作原理和双绕组变压器差动保护的动作原理是一样的, 也是按循环电流原理构成。正常运行和外部短路时, 三绕组变压器三侧二次电流向量和为零。它可能是一侧流入另两侧流出, 也可能由两侧流入, 而从第三侧流出。所以, 从理论上讲流过差动线圈的电流为零。其原理接线如下图3所示。

当正常运行和外部短路时, 若不平衡电流忽略不计, 则流入继电器差动回路的电流为零。

当内部短路时, 流入继电器的电流则为

即等于各侧短路电流 (二次值) 的总和。

必须指出的是, 由于变压器一、二次电流、电压大小不同, 相位不同, 电流互感器特性差异, 电源侧有励磁电流, 都将造成不平衡电流流过继电器差动回路, 必须采用相应措施消除或减少不平衡电流的影响。这样在正常及区外短路时, 保护不会动作, 而发生内部故障时, 保护将灵敏动作。为保证三绕组变压器差动保护的可靠性和灵敏性, 应注意以下几点。

(1) 各侧电流互感器的变比应统一按变压器额定容量来选择。

(2) 外部短路时的三绕组变压器的不平衡电流较大, 宜采用带制动特性的BCH-1型差动继电器, 若BCH-1型仍不满足灵敏性要求, 可采用二次谐波制动的比率制动式差动保护。

(2) 气体保护。

气体保护是变压器内部故障的主要保护, 对变压器匝间和相间短路、铁芯故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏反应。当油浸式变压器的内部发生故障时, 由于电弧燃烧使绝缘材料分解并产生大量的气体, 其强烈程度随故障的严重程度不同而不同。气体保护就是利用反应气体状态的气体继电器 (又称瓦斯继电器) 来保护变压器内部故障的。

在气体保护继电器内, 上部是一个开口杯, 下部是一块金属档板, 两者都装有密封的干簧接点。开口杯和档板可以围绕各自的轴旋转。在正常运行时, 继电器内充满油, 开口杯浸在油内, 处于上浮位置, 干簧接点断开;档板则由于本身重量而下垂, 其干簧接点也是断开的。当变压器内部发生轻微故障时, 气体产生的速度较缓慢, 气体上升至储油柜途中首先积存于气体继电器的上部空间, 使油面下降, 开口杯随之下降而使干簧接点闭合, 接通延时信号, 这就是气体保护;当变压器内部发生严重故障时, 则产生强烈的气体, 油箱内压力瞬时突增, 产生很大的油流向油枕方向冲击, 因油流冲击档板, 档板克服弹簧的阻力, 带动磁铁向干簧触点方向移动, 使干簧触点闭合, 接通跳闸回路, 使断路器跳闸, 这就是重气体保护。重气体动作后, 跳开变压器各侧断路器, 并发重气体动作信号。

(3) 中性点可能接地或不接地分级绝缘变压器的零序保护。

分级绝缘变压器, 其中性点绝缘的耐压强度较低, 若中性点未装设放电间隙, 为防止中性电绝缘在工频过电压下损坏, 不允许在无接地中性点情况下带接地故障。因此, 但发生接地故障时, 若中性点未装放电间隙, 则应先切除中性点不接地的变压器, 然后切除中性点接地的变压器。若中性点已装放电间隙 (本设计采用) 则动作情况:

当系统发生单相接地短路时, 中性点接地 (隔离开关闭合) 运行的变压器由其零序电流保护动作切除。若此时高压母线上已没有中性点接地的变压器时, 中性点将发生过电压, 导致放电间隙击穿。中性点不接地变压器将由反映间隙放电电流的零序电流保护瞬时动作切除变压器, 如果中性点过电压值不是以使放电间隙击穿, 则由零序电压元件延时将中性点不接地的变压器切除。延时是为了躲开电网单相接地短路暂态过程的影响。

(4) 复合电压启动过电流保护。

工作原理:当正常运行时, 电流启动元件由于不Kss, 可能动作, 但电压启动元件都不动, 故保护装置不动作。当变压器发生不对称短路时, 故障相电流继电器KA动作, 同时负序电压继电器KVN动作, 其动断触点打开, 断开低压继电器KV的电压回路, KV动断触点闭合, 使闭锁中间继电器KM动作, 其动合触点闭合, (此时电流继电器已动作) 启动时间继电器KT, 经过KT的延时, 其触点闭合, 启动出口继电器KOM, 使变压器各侧断路器跳闸。当发生三相对称短路时, 由于短路瞬间也会出现短时的负序电压, 使负序电压继电器PVN启动, 使低压继电器KV动作, 当负序电压消失后KV接于相间电压上, 因此只有母线电压高于KV的返回电压方可使KV返回。但三相短路时母线电压很低, 低于KV的返回电压, 故KV保持动作状态, 此时相当于低电压启动的过电流保护动作, 使变压器各侧断路器跳闸。保护装置原理接线如下图4所示。

复合电压的过电流保护, 采用负序电压继电器的整定值较小, 对于不对称短路提高了灵敏性。对于对称短路, KV的返回电压为其启动电压的1.15～1.2倍, 因此电压元件比低电压过电流保护灵敏系数可提高1.15～1.2倍。

变电站主变压器篇8

1 工程概况

南京市110 kV淮海路变电站规划为3台50 MVA主变压器,采用全户内布置模式,地下一层,地上两层,总建筑面积为2 379 m2,建筑高为12.7 m。站址邻近南京市商业中心新街口地区,南侧为淮海路,其余三侧均为居民住宅楼,变电站外墙距周围住宅楼的间距仅略大于15 m。为此,在前期设计阶段,通过分析主变压器噪声污染和通风降噪原理制定了相应方案,实施后较好地控制了主变压器噪声污染,同时又满足了主变压器通风散热的要求。

2 主变压器噪声污染分析[1]

2.1 主变压器噪声源分析

1) 由于电磁场的交替变化造成的电磁噪声,形成的原因有3个:

①硅钢片磁致伸缩引起铁芯振动;②漏磁引起的铁芯振动;③漏磁引起线圈、油箱壁振动。

2) 主变压器的冷却系统产生噪声,主要包括油泵和冷却风扇。

但目前一般采用自冷式主变压器,不存在冷却风扇,本案不予考虑。

2.2 主变压器噪声的传播途径及影响

主变压器噪声在主变压器室内传播,当声波遇上建筑物壁面以后(这一过程称为声波的入射),就产生反射声波和透射声波,反射声波使室内的噪声增强,透射声波穿出壁面进入外环境中,再向更远处传播。入射声波与透射声波的能量比视建筑物壁面的质量而定,对于厚重的混凝土砖墙,两者的能量比大约为10万倍,即入射声波功率级比透射声波功率级高50 dB。可见将主变压器放置在室内,通过建筑物的隔声可以有效地防止主变压器噪声对外环境的影响。

但是,主变压器的运行需要通风散热、检查维修,所以必须要有进、出风道口和门洞。主变压器噪声通过风道口、门及各种缝隙传到外环境中,这种噪声的能量几乎没有衰减。根据声学中的波动理论,主变压器噪声传到室外以后,每一个门、窗都是一个新的噪声源,这些新噪声源的能量在室外空气中自然扩散,声级逐渐降低直至消失。

3 主变压器室通风降噪的理论依据及方案设计[2,3]

噪声污染由噪声源、传播途径和接受者3个要素构成,这3个要素要同时存在才构成噪声污染。因此,在理论上,只要控制任何一个要素均能消除噪声污染。供电公司本身并不生产变压器,只能向生产商提出主变压器噪声控制指标,目前一般要求在53~58 dB;同时,变电站周围的人群作为接受者也是客观存在的。因此对变电站设计而言,降低主变压器噪声只有从控制噪声传播途径入手,主要从吸声、隔声、消声这几个方面考虑,同时还必须保证主变压器的安全运行。

3.1 吸声处理

主变压器产生的噪声首先在主变压器室内传播,当声波遇到墙面、屋面、地面后被反射回来,反射声波再遇到主变压器室壁面后再次反射,显然主变压器产生的直达声波和一次反射声波、二次反射声波、N次反射声波相互叠加,使室内噪声大大增强。在室内噪声增大时,室外噪声也跟随增大。建筑声学理论研究表明,室内噪声的大小不仅与声源声级有关,还与室内壁面的平均吸声系数有关,要控制主变压器噪声对外环境的影响,对主变压器室内进行吸声处理十分必要。

110 kV淮海路变电站采用了微穿孔板吸声结构:先将龙骨固定在主变压器室内四周墙面上,离心超细玻璃棉用玻璃纤维布包好,放置在龙骨之间,护面板采用铝合金穿孔板。室内吸声面积控制在主变压器室总内面积的60%左右,因为如再进一步增加室内吸声面积对降低室内噪声效果不大,但工程费用却成线性增长,性价比不高。

3.2 隔声处理

主变压器室采取吸声处理措施以后,室内反射声波得到了有效控制,但主变压器产生的直达声波仍然可以通过门窗等各个敞开口向室外环境中传播,所以应当进一步对主变压器室所有漏声环节进行隔声处理。隔声效果的好坏取决于隔声面的密封性和隔声材料的质量大小。

3.2.1 隔声面密封性的影响

按照声能量理论,假设传到室外的声能量与缝隙的面积成正比,则隔声量R0为

R0=10lg(S′/S) (1)

式中:S′为漏声的缝隙面积;S为需要隔声的原敞口(如门或窗)面积。

设S′/S分别为0.1、0.01,即缝隙的面积是原敞口面积的1/10和1/100,则隔声量R0将分别小于10 dB和20 dB,可见漏声对隔声效果的影响是很大的。

3.2.2 隔声材料质量大小的影响隔声的基本原理是质量定律,其理论公式为

R=20lg(mf)-43 (2)

式中:R为隔声面板的隔声量;m为隔声面板的单位面积质量;f为声波的频率。

由式(2)可见隔声面板单位面积质量越大、噪声的频率越高,隔声效果越好,所以混凝土砖墙的隔声量可以达到50 dB,而1.2 mm厚钢板的隔声量仅为25 dB。

由于理想状态下的理论公式与实际情况存在一定差异,所以工程中往往采用隔声量计算的经验公式对隔声效果进行预测。该经验公式考虑到一般噪声的频谱很宽,对所有频率进行计算的计算量很大,所以只考虑隔声面板单位面积质量m这个单一因素,设R1、R2分别为单层结构和双层结构的隔声面板的隔声量,则其经验表达式为

$R_{1} = {\begin{cases} 13.5 l g m + 13 (当 m \leq 100 k g / m^{2}) \\ 18 l g m + 8 (当 m ＞ 100 k g / m^{2}) \end{cases} (3)$

R2=R1+ΔR (4)

式中:ΔR通常取7 dB左右。

在选用轻质材料进行隔声时,还要防止隔声构件与噪声的某个频率产生共振,因为共振将大大降低原有措施的隔声效果。

3.2.3 方案设计

110 kV淮海路变电站主变压器室大门采用了可拆卸式复合彩钢板,由于大门要兼顾主变压器的安装、检修和人员的进出,面积达到30 m2以上。在设计时,将隔声门做成可拆卸的隔声板,只在门的下边角处做一扇可开启的隔声小门,供平时巡视检查和小的维修,需要大修时再拆卸隔声小门。由于复合彩钢板厚度为50 mm,两面是薄钢板,中间是聚氨酯泡沫塑料(可以起到阻尼防振的效果),相当于双层结构,其隔声量可以达到30 dB(A),而单位面积质量仅与1 mm钢板相当,强度和耐腐性均好;同时,其属于难燃烧体,耐火极限可达0.60 h,主变压器室大门又直接朝外,可符合防火要求。所以用复合彩钢板做主变压器室隔声门的面板材料是合适的。另外,为保证隔声门的密封效果,在门与门框之间做成阶梯状的企口并加设橡胶密封条,使门、框之间严密合缝;可拆卸隔声板之间相互覆盖,不出现缝隙。

3.3 消声处理

主变压器噪声除了从门窗向外环境传播外,还通过风道口向外环境传播。风道口是不能像门窗处一样采取隔声措施的,因为风道承担着主变压器室内通风散热的重任,采取隔声措施以后将会造成室内温度升高不利于变压器的安全运行。如要控制风道口的噪声不影响室外,又要保证通风散热不受影响,只有采取消声的方法。

3.3.1 消声方式的确定

通过对现有变电站噪声治理实践经验的综合考虑,对进、出风道口通过加装消声器以解决这一问题。消声器的消声量ΔE的计算式为

ΔE=ψ(a0)lL/S1 (5)

式中:ψ(a0)为与阻性材料的吸声系数a0有关的消声系数;l为消声器通道断面周长;S1为消声器通道有效横截面积;L为消声器有效部分长度。

3.3.2 通风量和风速的确定

110 kV主变压器室的散热通风量V的计算式为

V=Q/cρΔt (6)

式中:Q为主变压器需要的散热量,Q=860 P,P为主变压器的功率损耗;c为空气的比热比,其值为1 kJ/(kg·℃);ρ为空气的密度,其值为1.2 kg/m3;Δt为室内外温度差,南京地区夏季室外空气温度在35℃左右,Δt取10℃。

根据理论计算和工程实践经验,一台110 kV、容量50 MVA的主变压器散热通风量约需80 000 m3/h左右。

根据流体力学连续方程,实际通风量V1计算式为

V1=vS2 (7)

式中:v为风速;S2为主变压器室的通风面积。

主变压器室如采取自然通风,其风速不可能大,只能达到3 m/s左右;如采取机械通风,其风速可大幅提高,但是风速太大也会导致气流再生噪声。对于从消声器中流过的气流速度一般控制在8 m/s左右。根据110 kV主变压器室需要的散热通风量和风道口的气流速度,可以计算得到有效通风面积。在自然通风状态下,进、出风道口的有效面积均必须达到7.5 m2以上;在机械通风的状态下,进、出风道口的有效面积均必须达到2.8 m2以上。

3.3.3 方案设计

110 kV淮海路变电站在主变压器室下部设置进风道口,其通风面积约10 m2。在进风道口安装阻抗复合折板式进风消声器进行消声处理。在主变压器室上部侧墙设出风道口,室外侧连接安装低噪声轴流通风机,并将通风机置于消声室内,通风机的进风侧加装钢板格栅,以防止零件等坠入主变压器室。通风机的进风道口通风面积不小于5.2 m2,喉部的通风面积不小于3.0 m2,出风道口的通风面积不小于6.0 m2。在通风机的出风道口采取消声处理措施。通风机的启停配备就地控制装置,可以手控和自动温控,自动温控在主变压器室内留有信号,并留有远程控制的接口,通风系统还提供与消防系统实现闭锁的接口。

4 应用效果

2008年10月10日南京市110 kV淮海路变电站进入试运行,江苏省辐射环境保护咨询中心即对其噪音及电磁环境现状进行了检测。检测结果表明:该变电站周围包括居民小区在内的12个监测点的监测数据均符合国家相关标准要求,其中,一般点处的昼、夜间噪声分别为47.2~59.5 dB和39.5~49.2 dB,均满足GB12348—2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》2类标准要求;敏感点处的昼、夜间噪声分别为49.1~53.2 dB和39.9~40.5 dB,均满足GB3096—2008《声环境质量标准》2类标准的要求,不会影响周围居民生活。

5 结语

1) 城市全户内变电站的主变压器噪声污染和通风散热是对矛盾结合体,但只要在变电站设计时充分考虑好通风方案,合理选择隔声、吸声、消声措施,是可以解决主变压器噪声、散热问题的,从而满足环保要求。

2) 在南京市110 kV淮海路变电站主变压器室的通风与降噪设计中,通过对噪声污染的构成原理分析及有关理论的计算,采取了合理的通风降噪措施,并在运行实践中取得了良好的效果。

摘要：城市全户内变电站主变压器室的通风散热要求与降低其噪声污染的要求是相互矛盾的。通过对南京市110kV淮海路变电站通风降噪设计方案及实施结果的研究,探讨目前110kV城市全户内变电站在主变压器室通风降噪矛盾方面的一些解决措施及其效果。

关键词：城市全户内变电站,主变压器室,通风散热,降噪措施

参考文献

[1]水利电力部西北电力设计院.电力工程设计手册电气一次部分[M].北京:水利电力出版社,1989.

[2]虞兴邦,姜在秀,韩海.变压器的噪声及其降低[J].噪声与振动控制,2001(10),35-38.

变电站主变压器篇9

1故障概况

某220 k V变电站1号主变压器运行中,故障后现场检查发现1号主变压器本体低压侧(10 k V)套管下部手封盖变形,3条螺丝断裂,导致该处漏油,本体压力释放阀动作,详见图1

该主变压器为SFPSZ-120000/220型变压器,额定电压比为220 kV/121 k V/11 kV,自投运后运行状况良好,未进行过大修改造和充放油的检修工作,历次预防性试验未见异常。

2试验分析

2.1油色谱试验

故障发生后,首先对该变压器外围设备进行检查未发现异常,然后对主变压器本体取油样进行油色谱分析,试验结果见表1.

根据GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》并结合表1结果,可以看出C2H2、H2和总烃类(标准值分别为5μL/L、150μL/L、150μL/L)体积分数明显增加,根据特征气体法判断变压器内部存在金属性短路放电故障。

2.2故障录波图分析

在分析油色谱试验数据后,调取差动电流故障录波图,如图2所示。

依据图2差动故障电流的录波图,认为变压器内部首先发生U,W两相短路,随后发展为三相短路,66 ms后,变压器三侧断路器跳开。故障发生后,绝缘电阻和直流电阻经测试正常,故障录波图显示三相电流基本平衡,初步可以判断短路发生在线圈外部。考虑到低压绕组引出铜排三相距离较近,可能发生三相短路,故障点基本确定在低压引出线位置。

2.3绕组变形情况

当变压器遭受短路电流的冲击,怀疑绕组发生变形时,应当对变压器进行绕组变形测试、低电压阻抗测试、电容量测试三项试验来综合分析和判断绕组变形情况。

2.3.1绕组变形测试

在绕组变形测试中,采用常用的频率响应法进行比较:①横向比较。通过绕组变形测试得出三相图像,基本吻合。②纵向比较。通过与历年预试图形比较,未发现明显差异。

2.3.2低电压阻抗测试

对高压—中压、高压—低压和中压—低压进行低电压阻抗测试后,通过分析相关分析数据,得知低电压阻抗三相平衡度较高,相间误差很小,最大值仅为1.48%,低于注意值2%.

通过分析上述绕组变形和低电压阻抗测试相关结果,可以判定该变压器绕组未发生明显变形。

2.3.3电容量测试

通过测试1号主变压器的电容量,并与出厂值进行纵向比较,得出相对误差最大为3.89%,未超过DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》规定的10%.然而,根据实际经验,当该值超过3%时需要引起注意。为了查明原因,将电容量分解为低压—地、中压—低压、高压—中压、中压—地、高压—地5个参数。其中,低压—地、中压—低压和高压—中压表征了绕组间的电容量,研究这3个参数变化情况,就可以确定变形的绕组,测试结果见表2.

由表2可以看出,低压—地电容、中压—低压间电容、高压—中压间电容这3个参数变化率最大为0.56%,远低于3%.此外,通过对比以往3次预试数据发现,最大偏差仅为-0.008 4%,表明此次故障未明显改变绕组电容量。

3解体检查

为进一步检查故障部位,对该变压器进行了吊罩检查,发现故障点的放电痕迹。根据吊罩情况可以看到,此次放电及短路的位置是裸露的铜排,初步推测变压器内部存在异物,导致变压器低压侧铜排处发生短路。为验证该推测结果,将变压器低压侧更换掉的铜排取烧灼部分进行元素成分分析。结果显示,烧灼斑内存在明显的熔化痕迹,并存在一些圆点状氧化物。圆点氧化物尺寸为几微米到数十微米,其中,分析出较高含量的铁及钙硅铝等杂质成分,正常区域除表面分析除含少量的氧和硫外基本只有铜,表明变压器铜排烧灼区内存在含铁的圆状氧化物,正常区基本为纯铜,说明变压器内部存在金属异物,最终导致该变压器低压侧铜排处发生短路事故。

4防范措施

考虑到此次故障部位发生在绕组低压出线裸铜排处,说明此部位在运行中处于薄弱点,变压器在出厂前或进行大修时,建议对该处及其他金属裸露部分进行绝缘包扎。

对220 k V主变压器进行安装或大修时,需加强对现场的管控,确保不遗留杂质和异物,保持良好和清洁的现场。

在变压器监造过程中,监造人员应核实铜排与箱壁间距是否满足要求,以及铜排表面是否包扎绝缘,以防异物形成短路或接地。

5结束语

综上所述,如果变电站主变压器出现了故障问题,将会对变电站的正常运行造成严重的危害。因此,我们需要认真分析短路故障问题存在的原因,并要采取有效措施做好应对,以确保变压器的正常工作,从而为变电站的安全、稳定运行带来帮助。

摘要：主要针对220 k V变电站主变压器的故障及防范措施展开了分析,结合具体的故障实例,对试验分析及解体检查作了详细的阐述,并给出了相应的防范措施,以期能为有关方面提供参考和借鉴。

关键词：220 kV变电站,主变压器,油色谱试验,故障录波图

参考文献

[1]张芬.一起220 k V变电站主变压器跳闸事故分析[J].华电技术,2010(32).

[2]张庆华.某变电站220 k V主变压器故障损坏情况分析[J].科技创新与应用,2012(29).

柘溪水电站主变压器故障分析篇10

柘溪水电站位于湖南省资水干流上,距安化县东平市12.5km。混凝土单支墩大头坝,最高坝高104m,装机容量44.7万k W,保证出力11.27万k W,多年平均发电量21.74亿k W·h。工程以发电为主,兼有防洪、航运等效益。1958年7月开工,1962年1月第一台机组发电,1975年7月全部投产。

该电站岸边引水式发电厂房长84.5m,宽20.5m,安装6台混流式水轮发电机组,其中1台单机容量7.25万k W,5台为7.5万k W,水轮机转轮直径为4.1m。由6条隧洞后接6条压力钢管引水,其直径分别为6.5m和5.5m。开关站位于发电厂房左侧,2组单相变压器和2台三相变压器布置在主厂房上游侧,单相变压器容量分别为180MVA和360MVA。三相变压器每台容量为90MVA,以220k V和110k V输电线路各3回向湖南省内供电。

1 事故介绍

湖南柘溪水电站1、2、3号机组总有功负荷为220MW,总无功负荷为110Mvar,频率为49.6Hz,110k V母线电压为113k V。事故当时的运行主接线如图1所示。

某天下午工作人员准备进行3号主变压器的复电操作,按常规从高压侧(110k V)向变压器充电,低压侧为空载状态。在17时45分合上536号断路器(SW3—110k V/100型)时,一合上就随即跳闸。3号机主变压器大差动、重瓦斯、轻瓦斯保护动作,同时出现冷却器全停和备用冷却器投入的信号。值班员当即前往变压器场检查3号变压器,发现该变压器B相高压套管座子喷油,变压器钟罩低压侧有三处大量喷油,油喷射到3~5米高的墙上,油箱两侧多处有油流淌出来。

工作人员随即检查发现变压器的防爆膜没有破裂,防爆筒没有喷油(事后为了加速排油而人为把膜敲破)。B相高压套管上部瓷套移位24mm,超出橡皮垫圈边沿而跑油。B相和C相高压套管座与油箱连通的小管断裂错开6~8mm,气体继电器的玻璃已破裂掉落。喷油严重的地方是A相分接头开关中部,为钟罩与加强筋焊接裂缝所致,B相分接头开关处和其他几处都有不同程度的裂缝。喷出来的油呈暗黑色,并伴有胶臭味。

当揭开高低压套管时,发现3只低压套管的瓷管下端卡口处有崩破损缺。揭开钟罩后看到:C相绕组外围屏已膨胀裂开,围屏纸搭接处有碎纸板条掉下或散开,在高压侧靠分接头开关处围屏张开一个大约100mm的大裂口,从外往内看,明显有3根烧断的绕组导线(铝排绕组)。C相低压绕组下端明显歪偏变形,器身下部及油箱法兰上散落不少绝缘纸屑,铁芯不同程度变形。

2 事故原因分析

通过对事故现象进行分析,工作人员判断引起事故的原因有以下两个方面:(1)操作过电压造成匝间击穿,引起匝间短路,变压器温度迅速升高,初级电流增大,短时间内变压器被烧毁。(2)合闸励磁涌流的电动力突破了绕组结构上的薄弱环节。因本台变压器绕组为铝扁线,机械强度比铜线差,虽然设计上是能够承受可能发生的短路电流或励磁涌流的电动力的,但由于材料、工艺上的不稳定或运行后的变化,可能使绕组机械强度受到影响。另外,运行中在较高温度下受到外部电路电流作用,也可能导致线匝松弛,形成结构上的薄弱环节[1]。

3 事故处理过程及防范措施

事故发生后,工作人员重新进行隔离电源的操作和装设安全设施,停止冷却器运行,拉开3号变压器中性点隔离开关。用棉纱破布堵塞油箱大量喷油的裂口,将油箱内的油抽到油库去;拆开高压侧引线,取油样进行试验。针对该类型事故,应采取以下防护措施。

(1)对主变压器充电时应尽量从0起升压,避免减少全电压合闸冲击,特别是像类似大型铝线变压器,又处在系统比较重要的位置时更应慎重对待[2]。

(2)加强预防性试验,发展和完善新的匝间绝缘及绕组振动的试验监视方法。

(3)冷油器改为3×300W的冷却器组(事故前为120k W),以保证变压器安全度夏。安装高压套管电流互感器,以改善变压器保护的选择性和灵敏度[3]。

4 结束语

因变压器的稳定运行对整个电站的安全有着至关重要的作用,为避免类似事故频繁发生,在日常巡查过程中,应不断检查整个电站机电设备,特别是变压器及其配套器件的工作状态;同时也应监测各项运行参数,发现异动应及时查找原因和正确处理,确保电站安全稳定运行。

参考文献

[1]湖南省水力发电工程学会,湖南省电力公司.水电站事故案例与分析[M].北京:中国电力出版社,2004.

[2]盛国林.电气安装与调试技术[M].北京:中国电力出版社,2005.

变电站主变压器篇11

摘要：本文对110kV某变电站主变压器失压故障进行详细剖析，之后在此基础上进行故障排查过程要素及细节分析，低压侧违规小电源内容实为主要诱因之一，致使主变间隙保护误动现象产生，我们应正视此类现状，从实际角度出发，及时进行相关自备应急电源排查和保护配合措施整改，自备电源排查环节不必可少。

关键词：110kV；主变压器；变电站；间隙保护

110kV某变电站是110kV电网核心变电站机构之一，其主要职责即为乡镇企业单位供电和百姓群体供电，内在正常负荷12MVA装配备1台数量的110kV主变压器设备，最终联络站点电压均为220kV。110kV侧选取内桥接线模式为主要操作手段，以桥背投模式为主，分位处位置为分段101断路器设备，需要注意的是，此时35KV线路回数量为2，10kV线路回数量为5，在中低压侧位置处并无并网线路状况存在。

1 故障情况要点分析

某变电站110kV线路万赞I线发生V相接地短路不良状况，基础性故障距离为9km，I线距离I段保护行为，52ms之后171断路器设备实施跳开态势，此时相关线路被切除，1801ms之后重合闸动作，此时故障被定性为基本排除。110kV变电站故障发生瞬间，后备保护结构系统正常运行，551ms间隙保护1出口，间隔1ms之后则顺利进行2出口保护，此时主变压器设备三侧对应电路前设备均被断开，失电状态开始波及开来，具体负荷损失量度为12mva，分支变电站220V 1号主变压器设备110kV侧中性点和2号主变压器设备110kV侧中性点均接地。

2 故障成因及排查要点分析

因为此变电站2号主变压器设备定值已被原定，对应主变压器设备保护模式以PST-1202C为主，高压侧位置间隙零序过流投入机制和对应过压保护投入机制均保持正常平稳运行态势，间隙过流定值详细量度为4A，需要注意的是，正规间隙过压定值应为150V，通过间隙零序过流0.5s以及零序过压0.5s后，主变压器设备三种位置断路器设备均显示跳开，此时桥内容也被涵盖其中。应该了解到，外接口位置处的三角电压内容即为间隙过压核心点。故障出现后阶段内，52ms线路切除操作正常，三项电流消失殆尽，UV此时实际显示为0V，但是UU和UW却不是0V，但后二者基本保持规则波形运动，当此次故障出现后551ms阶段，间隙保护1出口，1ms后间隙保护2出口，常规保护动作跳开原有主变压器设备本体三侧开关，整个电站显示为失电。通过数次分析和调查可以看出，52ms后，线路被切除，那么最终零序电压不会是0V，使得间隙保护在一定时间后，基本出口切除相应主变压器设备三侧位置断路器设备，这时故障主要成因即为线路故障排除环节完成后仍旧陆续存在的UU、UW、UO，被切除线路原本应显示为失压，所以没有消失的电压部分只能根据变电站低压侧位置进行反送，其即为主要成因，实践操作流程中不难发现，变电站低压侧位置处并没有并网线路，所以此时对故障线路进行切除之后，仅仅可以依靠的也只有低压侧用户本体自备小型电源设备了。

3 110KV主变压器间隙保护误动作处理方案要点分析

此变电站所处位置为偏远矿区，小型矿厂和企业繁多，所以需要从实际出发，加强应急电源设备的详细检查力度，深入末端变电站低压侧用户群体中，通过反复排除和调研来督促用户群体遵循正规章程内容并进行应急电源合理使用，供电企业和供电单位登记备案环节必不可少，自备应急电源投入切换装置技术提升尤为重要，其务必满足国家标准。需要特殊提到的一点是，自备应急电源和对应电网电源二者间应进行正规电气闭锁装置设置与正规机械闭锁装置设置，旨在有效遏制倒送电状况产生。

针对终端变电站中的低压现状，需对并网小电源进行整体规划与处理，有效借助间隙动作保护机制进行并网线切除，旨在防止小电源局域网模式产生，与此同时，运用此种方法还可剔除非同期并列电网震荡问题，其次则是进行并网线路低频低压减载保护定值的科学合理调整，首要一点为小电源并网线路切除，目标在于保障失压符合通过上级重合闸媒介加以调整，以至最终实现自投供电的完美恢复。

自备小电源定位技术是当前较为常用的专项技术之一，终端变电站中，低压状况时有发生，没有在允许状态下即投入使用的并网小电源会在一定程度上造成间隙保护状况，需积极筛选行之有效的解决办法。终端电网以受电端形式产生，其发展趋势会对基本网络符合现象做出有力反应，所以需要按照未来发展趋势特质进行小电源定位，从而更好更优地进行综合自动化系统保护，以至有效防止不良故障的发生和蔓延。当终端变电站失压形成后，间隙保护工作便可有效增加潮流方向定位力度，便可判断反送电状况的存在性，此时进行失压电路其设备切断，以保障总体用电安全。当故障线路被切除之后，本体录播图显示线路中会存在波形电压，反送点潮流具体流向最终会产生相位改变，所以需要借助此模式加以辅助操作，以此来作为基本判断依据，从而进行闭锁间隙保护要素创建。基层电网综合自动化监控结构系统创建会增加优异逆向预警定位能力，值班人员会熟知电网潮流走向，当及时发现问题的同时找寻行之有效的办法予以解决，使违规电源无所遁形，之后在此基础上提供优质的电力输送。

4 结束语

综上所述，110kV变电站主变压器间隙保护动作产生会致使大面积停电状况产生，机械闭锁装置配备等可起到优良防御效果，需及时完善间隙保护机制，针对违规小电源现象，合理利用潮流变化详情进行辅助判断依据建立，以至有效提升保護工作的科学性、有效性与可靠性开展。

参考文献：

[1]谢永胜，孙伟，方伟华，周志巍，洪玫.110kV主变压器间隙保护的整定及运行研究[J].电力系统保护与控制，2009（01）.

[2]毛为民.10kV小电源上网对变压器间隙电流保护和低频减载整定配合的影响[J].继电器，2002（08）.

[3]韩东，郝丽荣，贾玉良.110kV及以上电压等级单电源线与主变间隙保护相配合问题探讨[J].中国集体经济，2011（33）.

[4]王鲜花.110kV及以上电压等级单电源线与主变间隙保护相配合问题探讨[J].电力信息化，2007（S1）.

变电站主变压器篇12

1崇明地区配电网概况

截至2010年底,崇明电网共有110(35) kV变电站30座,110 kV变电站6座,35 kV变电站24座,主变压器59台,变电容量为895 MV·A。110(35) kV运行线路70回,总长度约为645.755 km,2010年崇明地区最高负荷328 MW。崇明地区平均每座110/35 kV变电站供电范围为44 km2,如果去除崇明新城的5座110/35 kV变电站,其余的每座110/35 kV变电站供电范围更是平均达到了52 km2,全地区平均负荷密度为0.26 MW/km2,负荷密度较低。

目前,崇明110/35 kV电网整体供电能力尚能满足负荷需求,变电站负载率分布不均衡。局部地区特别是35 kV变电站重载现象较为明显,但少量新建35 kV变电站负载率较小,而且110/35 kV变电站供电范围很大,故呈现变电站布点少的特点。随着用电负荷的自然增长以及新规划区域的建设,需要对崇明地区35 kV变电站进行新建或增容。本文在满足相关技术导则和负荷发展需求的情况下,对崇明地区新建、增容35 kV变电站如何选择主变压器容量和站点布置进行了研究。

2崇明地区35 kV配电网现状分析

2.135 kV变电站主变压器容量

由于崇明地区在变电站的初期规划中没有统一的标准,导致目前35 kV变电站容量配置呈多样化,在崇明地区现有的35 kV变电站中,单台主变压器容量最小的为5.6 MV·A,单台主变压器容量最大的为20 MV·A,单台主变压器容量在10 MV·A及以下的变电站为13座,占总数的54.2%。因地区面积大,在变电站布点少而且容量小的情况下,必然会导致供电半径的增大和局部供电能力的不足。

2.2配电网络结构

目前,崇明35 kV电网主要是以放射状为主的配电网架,局部有35 kV环进环出接线方式,个别还存在35 kV单电源进线的情况。以放射性接线为主的崇明35 kV配电网网络,对中压侧负荷转供能力的要求比较高,因为其35 kV侧大多采用线路-变压器组接线,中压负荷通过高压侧专供的能力有限。

由于35 kV变电站负载率分布不平衡,局部地区重载现象较为明显,而少量新建变电站负载率较小,需通过10 kV线路切换进一步转移负荷,以均衡各变电站的负载率。但由于崇明地区10 kV线路供电长度平均都超过10 km,其中大于20 km的占40%,而且原有的10 kV线径偏小,因此实际上负荷转移几乎也是不可能的。

2.3负荷密度分析

崇明地区负荷增长较快,近年来呈跳跃式发展,未来发展的不确定性较大。同时崇明负荷分布不平衡,不同地区负荷密度差距较大。2010年,35 kV变电站供电范围(979 km2)内,最高负荷为147.04 MW,负荷密度为0.15 MW/km2。

对崇明地区进行供电区域划分,可分为崇明新城、陈家镇、其他工业园区、农村地区。崇明地区不同供电区域负荷密度如表1所示。

由表1可知,崇明地区不同的供电区域负荷密度差别较大,且大部分地区负荷密度较低,需要根据不同供电区域负荷密度和电网网络的情况,进行合理的变电站布点和选择主变压器容量,以提高设备利用率,并实现各电压等级容量的匹配和协调。

335 kV变电站容量配置

在上级电源满足供电需求的情况下,到“十二五”期末(2015年)及远期目标(2020年),崇明地区负荷预测及预计35 kV变电站新增容量见表2。

根据《国家电网公司“十二五”配电网规划(技术原则)指导意见》对供电区域标准划分,可以分为4类标准:A类标准,用于对供电可靠性要求很高的政治或经济中心区、国家级经济开发区或高新科技工业园区;B类标准,用于对供电可靠性要求较高的生产生活集中区、省级经济开发区或工业园区;C类标准,用于对供电可靠性有一定要求的生产生活相对集中区;D类标准,用于农业经济活动区。各标准区域35 kV变电站最终容量配置推荐值如表3所示。

根据对崇明地区各供电区域负荷密度分析,可以对崇明新城、陈家镇及其他工业园区采用A或B类标准,农村地区采用C或D类标准。

此外,根据《上海电网若干技术原则的规定》(以下简称《技术原则》)对地区负荷性质的3种分类可知,崇明新城、陈家镇属于一类负荷,其他工业园区为二类负荷,农村地区都划为三类负荷。同时,《技术原则》规定35 kV变电站在中心城区、负荷密度较高的地区单台主变压器容量可选31.5 MV·A,对负荷密度较低地区的变电站单台主变压器容量可选20 MV·A。

根据以上规定,新建或者改造的35 kV变电站可有多种主变压器容量的选择,也即导致35 kV变电站的进线截面种类和10 kV线型的多种选择,这都不利于电网规划的标准化要求。为尽量限制今后改造变电站的数量和规模,研究了目前选择不同主变压器容量,将对崇明地区未来负荷增大而需改造和新建35 kV变电站产生的影响(见表4)。

在满足相关技术导则要求的前提下,参考表4,建议崇明地区增容改造变电站主变压器采用12.5 MV·A为主,适量采用16 MV·A主变压器。采用以上主变压器容量设置,能够使得10 kV供电半径小,电网接线更加合理(便于形成多分段多联络),适度增加了区域变电的容量。同时,线路末端电压保持较高合格率。增容在10 kV仓位无法扩建的情况下,可以采取在站外建设适量的10 kV开关站[3]的方式以释放站内新增主变压器容量。

4经济性分析

将“十二五”期末崇明地区变电站主变压器容量分别改造为12.5、16 MV·A和20 MV·A的费用进行比较的结果如表5所示。

由表5可知,采用小容量、多布点布置需要的改造费用远小于大容量主变压器集中布点布置,而且考虑到新增2×20 MV·A可能涉及到改造母线、开关、主变压器基础等,因此新增变压器容量采取12.5/16 MV·A,只涉及到主变压器相关改造内容,投资费用还将大幅度减少。

对“十二五”期末崇明地区35 kV变电站按主变压器容量为12.5 MV·A改造完成,在远期最终新建35 kV变电站采用20 MV·A和31.5 MV·A进行经济性分析的结果如表6所示。

据以上分析,崇明地区35 kV变电站采用小容量、多布点布置方式,在“十二五”期末将35 kV变电站改造成2×12.5 MV·A,在远期(2020年)最终新建35 kV变电站采用2×20 MV·A的主变压器户外建设方式,投资费用低。

5结语

本文分析了崇明地区35 kV配电网现状及存在的问题,在满足相关技术导则要求及负荷需求的情况下,确立了在崇明地区35 kV小容量、多布点的变电站设置。希望本文研究内容能作为类似区域电网规划和建设的参考。

1) 崇明地理位置狭长,负荷密度较低,35 kV变电站需要采用多布点的方式,以保证合理的供电半径和较高的线路末端电压合格率。

2) 崇明地区高压配电网以辐射接线为主,高压侧负荷转供能力有限,必须加强中压侧的联系,35 kV变电站以小容量、多布点的方式设置容易形成多分段多联络,可提高网络负荷转供能力。

3) 35 kV变电站采用小容量主变压器正是考虑了以上两点,使得各站联系紧密,又保持一定的容载比要求,且通过经济性分析可以得出,无论是新建还是对原有变电站进行改造,小容量主变压器均较有优势。

参考文献

[1]L akervi E,Ho lmes E J.配电网规划与设计[M].北京:中国电力出版社,1999.