2#主变

2#主变（共10篇）

2#主变 篇1

摘要：本文通过对耿达电站2号主变压器冷却器全停动作, 详细分析了2号主变压器冷却器全停动作原因, 并提出相应的防范措施, 确保变压器的安全经济运行。

关键词：非电量保护,冷却器失电,保护定值

耿达水电站位于四川省卧龙特别行政区耿达乡境内, 坐落在岷江上游支流渔子溪河上水界牌处。该电站为径流引水式电站, 装机容量4×40MW。耿达电站在2008年5月12日因汶川大地震损毁, 在重建过程中, 又突遭2010年8月13日特大泥石流地质灾害, 使恢复工作曾一度中断, 2010年9月15号复工重建。2011年04月25日首台机组 (3号机组) 启动试运行, 2011年4月28日向四川电网输送电力, 电站恢复其发电功能。

耿达电站主变压器的保护有差动保护、非电量保护、零序电流保护、复压过流保护等。其中, 变压器非电量保护作为变压器主保护的后备保护, 能够保证变压器在冷却器失电故障时将变压器在规定的时限内退出运行, 从而保护变压器的安全经济运行。

1 故障现象及经过

巡检人员检查发现耿站2号高压厂用变压器的隔离开关61QS与断路器6QF之间CT的B相穿越母线对该CT放电, 现场进行了停电处理。当故障处理完毕后进行送电, 送电之后要求进行校对相序是否正确, 当班值用2号主变冷却器实际校核相序 (试验前2号主变油温28℃, 2号冷却器运行正常) , 拉开2T主变冷却器第一路电源QM1, 电源自动切换装置自动切换为二段供电, 2号冷却器启动正常, 但是因未能看清楚2号冷却器风扇转向, 再次将2T主变冷却器第二路电源QM2拉开, 此时听到GIS楼有开关跳闸声音, 立即恢复2T主变冷却器电源, 合上QM2、QM1, 并迅速跑向中控室发现202QF、8QF分闸, 查简报窗动原因为2T冷却器失电, 失电20分钟动作出口跳闸。

2 保护装置检查情况

1) 对2号主变冷却器失电保护进行了检查, 检查发现2号主变冷却器全停t1 (20min) 接线实际为冷却器失电告警。当冷却器失电后0s输出告警, 同时冷却器失电t1压板V-8LP4投入, 0s开出作用于跳闸;

2) 冷却器全停 (20min) 实际接线接至冷却器失电 (60min) 回路, 与冷却器失电 (60min) 并接共同通过冷却器失电t2压板开出作用于跳闸;

3) 2号主变保护装置1号屏内非电量保护装置WBH-814内t1定值为0.1s, t2定值为0.1s。冷却器失电保护延时出口时间由冷却器控制屏内PLC整定。

3 原因分析

1) 对2号主变冷却器失电保护进行了检查, 检查发现实际施工中将2号主变冷却器全停t1回路接为了冷却器失电告警。当冷却器失电后经PLC固有延时输出告警信号, 同时因冷却器失电t1出口压板V-8LP4在投入位置, 约22s后开出跳闸;

2) 设计施工图违背保护原则, 施工接线未按照保护厂家原理接线图进行, 将保护厂家设计的冷却器全停t1跳闸回路接为冷却器全停告警回路。更改接线图后未向现场如实交待, 并且冷却器失电告警t1出口跳闸压板 (作为告警回路, 该保护压板不能投入) 的定义也不准确;

3) 将冷却器全停t1出口回路更改为冷却器全体报警回路后, 其备用压板V-8LP4 (实际为出口跳闸压板) 的接线和压板连接片未解除;

4) 施工中违背继电保护整定原则, 将保护整定值中的时间定值在冷却器控制PLC中实现, 相当于用控制装置代替了保护装置。

4 存在的问题和防范对策

4.1 存在的问题

经过对保护装置的校验和检查, 目前三站主变冷却器非电量保护还存在如下问题:

1) 冷却器全停保护采集的启动量还不一致, 耿站采用冷却器全部失电后启动, 映渔站采用冷却器全部停止运行后启动, 根据“四川电网变压器、电抗器非电量保护运行管理指导意见实施细则”的规定, 建议三站冷却器全停保护的启动量统一采用冷却器全部失电后启动;

2) 目前耿站冷却器全体保护的时间定值在PLC上实现, 未采取在保护装置上实现, 建议根据继电保护定值管理规定, 应将时间定值设置在微机保护装置上;

3) 目前耿站冷却器全体20min动作K10条件为:冷却器失电后, 当温度达到75℃后开始延时20min再出口, 与“四川电网变压器、电抗器非电量保护运行管理指导意见实施细则”的规定相违背, 也与耿站继电保护定值通知单不一致, 建议改为冷却器全停达到20min, 温度又达到75℃后即出口跳闸。

4.2 防范对策

1) 为了保证保护装置的正确动作, 各站在全停水保护校验工作中, 全面核实检测各保护装置接线、定值和动作情况, 并进行模拟, 确保保护装置不误动、不拒动;

2) 关于新设备验收的问题

(1) 提前学习设计施工图, 督促施工人员做好详细的检修交待, 发挥工作负责人对工程质量的核心作用;

(2) 在验收工作中制定好验收标准, 特别是保护装置验收应避免遗漏项目, 信号回路要模拟齐全, 每条出口回路均应模拟到出口继电器动作, 对每个出口继电器均要实际模拟传动出口一次;

(3) 对于启动元件应尽量实际模拟元件的启动, 不能实际模拟的 (如瓦斯继电器) 也应在启动元件本体上短接点;

(4) 保护模拟验收中应对照图纸制定出详细的表格, 保证每个保护、每条回路、每个信号均能实际模拟并确认。

3) 关于定值管理

(1) 核对继电保护定值时, 应将打印定值与下达的定值单进行核对, 不能只与以前打印的定值核对;

(2) 建议雕刻“继电保护定值执行中专用章”和“继电保护定值作废专用章”, 以规范定值单的管理。

4) 关于核相的问题

(1) 核相是水电厂检验电动机等厂用负荷相序是否正确必不可少的检验手段, 核相工作应充分利用相序表在电压互感器二次侧、低压厂用母线等处测量, 测量前后可以作一次对比, 确定相序正确后再实际启动一台电动机 (应系统思考该电动机停电后的影响较小、不允许反转、可能的危险点等因素) 验证;

(2) 新设备投运的核相工作应有投运方案, 并在投运时严格按投运方案一次完成核相等工作。

5 结论

如何提高变压器的安全稳定运行是我们水电站运行长时间研究的课题, 冷却器失电保护作为变压器的后备保护之一, 在设备验收时应具备验收标准, 并且按照所下发的保护定值单进行整定, 运行人员应定期进行打印保护定值并与下发的定值校对, 做到早发现故障、早隔离故障、将故障消灭在萌芽状态, 保证主变压器的安全经济运行, 避免非计划停运给电站带来的经济损失。

2#主变 篇2

关于110kV留隍变电站#2主变扩建工程

项目竣工环境保护验收的审批意见

广东电网公司梅州供电局：

你公司报来110kV留隍变电站#2主变扩建工程项目竣工环境保护验收申请表、验收调查表等有关资料收悉。经研究，提出如下验收意见：

一、110kV留隍变电站位于丰顺县留隍镇。本次扩建项目工程内容包括: 增加主变压器1台，容量为40MVA，并完善相关电器设备；增加10kV出线12回。项目性质为扩建工程。工程实际总投资1202.9万元，其中环保投资16.3万元，占总投资的1.35%。

二、广东核力工程勘察院编制的《110kV留隍变电站#2主变扩建工程项目竣工环境保护验收调查表》表明：

（一）本工程项目采取了绿化、疏水、等生态保护措施，工程建设未对当地生态环境产生明显影响。工程施工临时用地已绿化，工程周围的植被恢复良好。

（二）该变电站周围环境敏感点的工频电场强度、磁感应强度符合《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》（HJ/T24-1998）中居民区工频电场强度4kV/m、磁感应强度0.1mT的限值要求。项目周围敏感点无线电干扰 1

值均符合《高压交流架空送电线无线电干扰限值》（GB15707-1995）规定的相应电压等级的无线电干扰限值(46dB(μV/m)）要求。

（三）变电站厂界昼间和夜间噪声均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准。

（四）生活污水经地埋式污水处理设施处理后用于站区绿化灌溉。

100%的被调查公众对本工程环境保护工作总体态

（五）度表示满意或基本满意。

三、该工程项目环境保护手续齐全，落实了环评及其批复提出的生态保护及污染防治措施，同意通过工程竣工环境保护验收。

四、工程投入运行后应做好以下工作：加强环保设施的日常维护与管理；做好工程电磁、声环境的日常监测工作；尽快与有资质的单位签订HW08类危险废物（废变压器油和废抹油布等）处理协议；进一步做好环境保护宣传工作。

二〇一〇年二月四日

糯扎渡3#主变试验分析 篇3

关键词：变压器；介损；直流泄漏；试验

1.简述

糯扎渡水电站共9台650MW水轮发电机组，采用一机一变接线。变压器由三台单相电力变压器组成，接线形式Yn/d-11，高压侧与SF6管母线相连，中性点通过穿墙套管连接后直接接地；低压侧与封闭母线连接成三角形。单项变压器形式是单相强迫导向油循环水冷铜线圈双绕组无励磁调压升压变压器，额定容量241MVA，额定高压侧电压 ，低压侧18KV。

2.变压器试验

3#变在芯检完成，所有附件安装完成后进行真空注油，且热油循环72小时，静止冷却到常温后，进行变压器常规试验。试验时现场环境温度22?C，湿度70%，分别对单相主变A相、B相、C相进行常规试验，其中试验结果：

2.1绝缘电阻

用5000V兆欧表分别进行高压对低、地；低压对高、地进行绝缘试验，均在10GΩ以上，吸收比和极化指数均合格。A、B、C三相相互比较无明显差别，绝缘电阻合格；

2.2直流电阻

用变压器快速电阻测试仪测量，A、B、C高压各档位测量数据及低压测量数据对应比较小于2%，试验结果正确；

2.3变比试验

A、B、C三相各挡位变比必差测量值，满足规范。

2.4介损试验

采用异频全自动介质损耗测试。高压对低压及地，低压对高压及地试验数据一致，3台单相变介损及电容没有明显差别。但在进行高、低压对地试验时，发现电容差别较大，试验结果见下表2.1：

2.5直流泄漏

用直流高压发生器，外加60kV直流，读取高压泄漏电流。比较三相试验数据，C相泄漏电流偏大，试验结果如下表：

3.存在问题

根据试验结果，A、B、C三相高低压绕组分别试验时绝缘、直流电阻、变比、介损数据无明显差别。存在问题：1、C相介损与其他两相数据差别不大，但是电容值差别较明显，高压对低压、地电容偏小14%，高低压对地电容偏小22%，低压对高压、地电容无明显变化；2、C相直流泄漏58μA，按国标要求试验温度在20?C时，参考值为30μA，试验数据高于国标规定值。初步判断变压器C相异常，经试验人员反复检查，确认试验设备没有问题，试验方法三相采用同样接线，也无明显错误迹象。在本次试验不合格且未查明原因下暂时终止试验。

4.原因分析

变压器由同一厂家生产，所有参数指标及制造工艺全部一样，每台单相变试验结果不应存在较大差别。对比已投入运行前七组变压器试验结果，没有出现此类现象。为此对试验及变压器安装可能导致试验不合格原因全面查找，确定是否有必要进行排油重新检查。

4.1影响因素

（1）变压器油。变压器油采用真空滤油，在连续3天滤油后进行油化验，化验结果合格，采用真空注油，对比检查油化验报告没有发现问题。

（2）投运设备干扰。C相变压器位置靠近4#变压器A相，试验时，4#变满负荷运行，可能产生干扰。但是试验设备采用异频全自动介质损耗测试仪，频率设定在50Hz，干扰可能性不大，且前几台变压器试验状态一样，没有出现类似现象，干扰可能被排除。

（3）试验设备问题。

（4）接地不良原因。3台变压器接地线连接一致，变压器外壳、试验设备均与厂房主接地线连接，试验用接地良好。

（5）铁芯接地不良。根据介损试验结果，高低压绕组连接后，电容偏小，铁芯接地不良导致电容测量误差可能性较大，若铁芯内部接地不良，势必排油检查。

（6）套管清扫不干净。套管清扫不干净，表面泄漏引起C相漏电流偏大可能性较大。

4.2确定下步试验

（1）对B、C两台变的铁芯及夹件分别进行2000V电容测试，比较2台变电容量，确认铁芯及夹件对地电容是否一致。

（2）对高压套管重新清扫擦拭，用屏蔽法测量泄漏，排除空氣中的泄漏电流。

5.查找原因

5.1高低压介损复查

5.1.1铁芯及夹件电容检查试验

主变铁芯及夹件接地通过绝缘子接线柱引出，用电缆引至变压器下端接地。断开接地端，用介损测量法，施加2000V电压分别对铁芯及夹件对地测量其电容值，试验数据如下：

上表数据可以看出，B相和C相铁芯及夹件内部无接地点，电容值相互比较无明显差别，内部引线与套管接触良好，初步判断C相铁芯及夹件内部没有问题。由此恢复铁芯及夹件外部接地，重复前次试验，将高低压连上，施加10KV电压再次进行试验，数据如下：

本次试验结果与A、B相数据一致，说明变压器介损测量时电容值正确，由此证明上次试验数据有问题原因是由于铁芯和夹件外部接地没有接好引起数据错误。为证实分析结果，将铁芯及夹件接地断开，施加2000V电压，再次进行试验，测量电容值9468.75pF，完全与前次试验数据吻合。

5.1.2结论

由于铁芯及夹件接地不良，导致电容量测量错误，比正常值小了约3 nF。

5.2直流泄漏复查

5.2.1高压对地（采用屏蔽法）

将套管清扫干净，将高压2个套管用接地线屏蔽后连接，由于施工脚手架在靠近中性点套管250mm左右距离靠瓷裙部位穿过，屏蔽线靠近瓷裙下部，从脚手架下端穿过，保证试验安全距离，低压及铁芯接地。在高压端施加60KV直流，套管屏蔽线与试验用屏蔽线连接，试验接线如图1，试验数据如下：

泄漏电流有所减少，但与其他比较仍较大。由此对试验环境进一步排查。观察其他2台单相变，发现没有脚手架管，是否是高压端通过250mm空气对脚手架管产生泄漏？将脚手架管撤除，再次进行试验，升至60KV时泄露电流降为20μA。与其他两相变压器试验数据一致。

5.1.2结论

由于脚手架管有250mm距离一般认为安全距离满足要求，直接击穿放电可能性没有，但导体施加60kV高压后，微电流通过空气对脚手架产生泄漏电流影响较明显，容易被疏忽。

6.总结

通过本次分析试验结果，总结经验如下：①试验数据完成后应相互比较分析，依据是出厂资料、相互比较、国家标准，数据明显差异时，必须查明原因，决不能有“差不多”的思想，在没有找到原因情况下盲目下结论投入运行，可能产生安全事故。②试验环境是保证试验数据正确的基础，试验时应全面检查，消除可能影响试验所有因素。③在遇到问题时应冷静，首先检查试验方法，采取多种方法验证，消除试验不当引起数据错误，然后才是检查安装原因和设备问题。

（择录： 电力变压器正常运行时，铁芯必须有一点可靠接地。若没有接地，则铁芯对地的悬浮电压，会造成铁芯对地断续性击穿放电，铁芯一点接地后消除了形成铁芯悬浮电位的可能。但当铁芯出现两点以上接地时，铁芯间的不均匀电位就会在接地点之间形成环流，并造成铁芯多点接地发热故障。变压器的铁芯接地故障会造成铁芯局部过热，严重时，铁芯局部温升增加，轻瓦斯动作，甚至将会造成重瓦斯动作而跳闸的事故。烧熔的局部铁芯形成铁芯片间的短路故障，使铁损变大，严重影响变压器的性能和正常工作，以至必须更换铁芯硅钢片加以修复。所以变压器不允许多点接地只能有且只有一点接地。）

2#主变 篇4

我厂由于受天广直流 (广西天生桥到广州) 、高肇直流 (贵州高坡到肇庆) 、云广直流 (云南到广东) 高压输电的影响, 多次出现主变中性点直流电流造成变压器噪声增大、谐波含量增大的问题。1、2号主变自2006年1月至2009年10月之间就发生变压器直流偏磁事件29起, 其中变压器中性点电流超过6.86 A的事件16起, 单台变压器最大中性点电流达21 A, 对设备安全运行产生影响。为解决高压直流输电线路单极对大地运行方式对我厂1、2号主变造成的影响, 我厂安装了变压器中性点隔直装置, 它是中国电力科学研究院研制的PAC-50KB型变压器偏励磁抑制装置, 利用电容器隔直通交的特点避免直流分量进入变压器, 大容量旁路开关能够实现中性点的直接金属性接地与串联电容器接地的状态转换, 过电压保护回路能够有效提高继电保护的正确动作率。基于2台主变同一时刻只有一台中性点接地的实际情况, 1、2号主变公用一台变压器中性点隔直装置, 通过2把联络刀闸实现隔直装置的切换。隔直装置接入后中性点接地方式之一如图1所示, 其中, #1主变中性点通过电容接地, #2主变中性点悬空。

1 设备概况

主变中性点隔直装置有2种运行状态, 分别为直接接地和串联电容接地, 通过大容量旁路开关的动作来实现2种方式的转换。正常情况下旁路大容量开关闭合, 变压器中性点为直接接地运行, 当变压器中性点直流分量大于“电流高门槛值”且延时超过“电流高门槛延时”时, 旁路大容量开关自动断开, 转为串联电容器接地状态;当电容器两端电压小于“电压低门槛值”且延时超过“电压低门槛延时”时, 大容量旁路开关动作, 隔直装置转为直接接地状态;在电容接地状态下, 发生三相不对称故障时在电容器两端产生高压, 超过800 V时旁路过电压保护回路启动并迅速闭合旁路开关, 转为直接接地状态。隔直装置定值如表1所示。

2 运行情况及缺陷分析

主变中性点隔直装置投运以来, 总体运行情况良好, 当发生高压直流输电线路单极对大地引起的变压器偏励磁时, 隔直装置均能及时准确动作, 抑制直流分量对变压器的影响, 累计动作百余次, 正确动作率达100%。隔直装置属于新技术、新设备, 受不同地区地网结构和阻抗不同的因素制约, 其部分定值需通过试运来确定适当的值。在装置的试运初期, 由于无经验值可参考, 为了保证变压器的稳定运行, 隔直装置的“电压低门槛值”、“电压低门槛延时”取值均相对保守, 但实践中发现地网阻抗较小, 直流分量在电容器两端形成的电压值亦相对较小, 故造成隔直装置频繁动作的现象。

为了解决隔直装置频繁动作的问题, 采取了以下一系列措施, 主要有: (1) 将隔直装置从自动控制方式转为手动控制方式, 由运行人员进行操作, 同时积累相关数据信息; (2) 将隔直装置从电容接地状态到直接接地状态的转换变为手动控制方式, 同时积累相关数据信息; (3) 根据积累的数据修改程序文件, 将“电压低门槛延时”的设置范围改为0～100 min, 并将此定值由10 min改为100 s。以上措施实施后, 隔直装置频繁动作的现象得到了显著改善, 使设备的使用寿命在一定程度上得到了延长。

3 隔直装置典型动作分析

3.1 主变隔直装置动作录波

2009年6月5日15:29高压直流输电线路高肇线突然转为单极对大地运行方式, 如图2所示, 国华台电2号主变中性点直流分量迅速增加至46.8 A, 变压器运行噪音显著增大。经15 s的短暂延时, 隔直装置直接接地状态开关自动断开, 变压器中性点由直接接地转为电容接地, 中性点直流分量被彻底隔离, 仅有1 A的零漂显示, 中性点电压上升到12.1 V, 变压器运行噪音明显减小, 与正常运行时噪音相当。

约15:55高肇线恢复正常运行方式, 2号主变中性点电压也下降到正常的零漂值, 小于设定的8 V门槛值, 经过100 s的延时隔直装置状态开关自动闭合, 由电容接地转为直接接地, 恢复正常运行状态, 中性点电流仅有1 A的零漂显示。

3.2 修改电压低门槛延时后主变隔直装置动作录波

为改善上述情况, 特将电压低门槛延时设置范围改成0～100 min, 并根据投运以来的数据将其定值改为100 s。观察实际运行情况可知, 修改后隔直效果明显改善, 具体录波情况如图3所示。

4 隔直装置动作统计分析

我厂1、2号主变接入220 k V升压站, 根据变电站运行规程, 2台主变均运行时, 一台主变中性点直接接地, 另一台主变中性点悬空;3～5号主变接入500 k V升压站, 3台主变中性点为永久性直接接地。如此一来, 一旦高压直流输电线路转为单极对大地运行方式, 则不但1、2号主变受到影响, 3～5号主变由于中性点直接接地也必然受到影响。

为了进一步探究3～5主变受高压直流输电单极对大地运行方式的影响程度, 以及1、2号主变隔直装置投运后对此的影响, 特别对隔直装置投运以来高压直流输电线路单极对大地运行方式下的各项数据进行了记录汇总并得出结论:自隔直装置投运以来, 有20天发生了高压直流输电单极对大地运行, 动作次数接近100次, 正确动作率达100%, 抑制变压器偏励磁效果明显。 (1) 1、2号变压器中性点直流分量最大达50 A, 远远大于规程规定的8 A, 对变压器影响较大。3～5号变压器直流分量最大为11 A, 明显小于1、2号主变中性点直流分量。 (2) 变压器中性点直流分量方向有正向亦有反向, 3～5号主变中性点直流分量方向一致, 且始终与1、2号主变中性点直流分量方向相反。 (3) 1、2号主变中性点隔直装置动作前后, 3～5号主变中性点直流分量大小、方向均无明显变化, 隔直装置的投运对3～5号主变直流分量无影响。

5 隔直装置投运对3～5号主变中性点直流分量的影响分析

8月25日11:11, 2号主变中性点电流突增至20 A, 3～5号主变中性点电流均突增至-11 A左右。经15 s延时后隔直装置动作切换为电容接地状态, 3～5号主变中性点电流仍为-11 A左右, 无明显变化;11:24, 隔直装置满足直接接地条件, 旁路开关闭合转为直接接地, 直接接地状态下装置检测到直流分量仍大于8 A, 在经过15 s延时后又断开旁路开关转为电容接地状态, 在此期间3～5号主变中性点电流大小及方向均未发生变化。11:45, 2号主变及3～5号主变直流分量消失;11:47, 隔直装置恢复直接接地状态。11:59, 2号主变中性点直流分量再次突增至14 A, 3～5主变中性点直流分量为-8 A, 15 s后隔直装置转为电容接地状态, 3～5主变中性点直流分量无变化。12:14, 2号主变及3～5号主变直流分量消失;12:24, 直接接地条件满足, 隔直装置动作转为直接接地状态。

8月26日00:44, 2号主变中性点电流突增至19 A, 3～5号主变中性点电流均突增至-9 A左右。经15 s延时后隔直装置动作切换为电容接地状态, 3～5号主变中性点电流仍为9 A左右, 无明显变化;01:02, 隔直装置满足直接接地条件, 旁路开关闭合转为直接接地, 直接接地状态下装置检测到直流分量仍大于8 A, 在经过15 s延时后又断开旁路开关转为电容接地状态, 在此期间3～5号主变中性点电流大小及方向均未发生变化。01:11, 2号主变及3～5号主变直流分量消失, 01:13, 隔直装置恢复直接接地状态, 02:38, 2号主变中性点直流分量再次突增至9 A, 3～5主变中性点直流分量为-5 A, 15 s后隔直装置转为电容接地状态, 3～5主变中性点直流分量无变化。02:49, 3～5号主变中性点直流分量为-3 A, 隔直装置电容电压在7 V左右, 满足直接接地条件, 隔直装置动作转为直接接地状态, 此时, 2号主变直流分量为7 A, 3～5号主变中性点直流分量为-3 A;02:57, 2号主变及3～5号主变直流分量消失。

从以上分析可以看出, 受高压直流输电单极对大地运行方式影响, 3～5号主变中性点直流分量与1、2号主变中性点直流分量方向始终相反, 在数值上小于1、2号主变中性点直流分量;隔直装置动作前后3～5号主变中性点直流分量大小、方向无明显变化。

6 存在问题及下一步措施

隔直装置整体运行稳定, 目前主要存在以下问题: (1) 主变中性点电容电压采集元件零漂较大, 在一定程度上限制了“电压低门槛值”的设定范围, 容易造成隔直装置频繁动作; (2) 隔直装置“电压低门槛值”的准确定值尚未明确, 容易造成隔直装置频繁动作。

针对以上问题, 宜采取以下措施: (1) 对主变中性点电容电压采集元件进行校准, 以期降低零漂; (2) 联系厂家修改软件程序, 通过软件补偿的方法消除零漂的影响; (3) 将隔直装置转为手动控制, 在变压器中性点电流为8 A时测量电容器两端电压值, 并将此值定为“电压低门槛值”。

7 结语

1、2号主变中性点隔直装置总体运行良好, 能够有效抑制变压器偏励磁现象, 对变压器的稳定运行起到了很大的保障作用, 满足设备安全稳定运行的要求。

摘要：通过对国华台电1、2号主变中性点隔直装置投运以来运行情况及缺陷的分析和装置动作的统计, 探索其对变压器偏励磁现象产生的影响, 并据此提出改进措施。

关键词：隔直装置,电容接地,低门槛延时,零漂

参考文献

[1]朱艺颖, 蒋卫平, 曾昭华, 等.抑制变压器中性点直流电流的措施研究[J].中国电机工程学报, 2005, 25 (13) :1～7

一起110kV主变跳闸故障分析 篇5

【摘要】2015年06月25日02时52分31秒，某110kV变电站3号主变差动保护动作，故障动作跳开103和313开关。现场检查313-4刀闸主变侧电缆终端B相有明显放电烧蚀现象。本文就此进行简要分析。

【关键词】110kV；主变跳闸；故障

一、故障情况说明

2015年06月25日02时52分31秒，某110kV变电站3号主变差动保护动作，故障动作跳开103和313开关。现场检查313-4刀闸主变侧电缆终端B相有明显放电烧蚀现象。

1.故障前的运行方式

111线路带该站110kV5号母线，3号主变运行于5号母线，中压侧只带一条35kV线路（313线路），该35kV线路开关既是主变35kV侧受总开关又是313线路开关，3号主变与313开关之间通过电力电缆连接。

2.设备故障过程描述

6月25日02时36分28秒293毫秒，313保护装置（RCS-9611C）报“接地报警”，此时发生313线路A相接地。A相电压降低，接近为0V，B相、C相电压升高。

6月25日02时52分31秒000毫秒，3号主变区内，35kV侧313开关B相对地放电。导致A B两相（经大地）接地短路，差动保护动作，跳开103、313开关。

从该站313保护测控装置历史变位信息可以看出：313线路保护装置于15-06-25 02：36：28.293出现“接地告警”，313开关于15-06-25 02：52：31.110由主变差动保护动作跳开。由此可知在313线路发生A相接地故障运行16分钟后发展为AB两相接地故障，主变差动保护跳闸。313线路先是有A相接地，非故障相BC相电压升高，B相电缆终端绝缘击穿对地放电，造成AB两相接地短路。

二、故障检查情况

（一）现场检查情况

现场检查发现，313-4刀闸主变侧B相电缆终端应力锥处明显破损并伴有放电迹象，B相终端的铜屏蔽及冷缩护套管破碎散落在周围地面。B相连接排也出现了放电烧蚀现象。A、C相终端外观检查良好。

（二）试验检查情况

通过电缆的主绝缘电阻测试A相对B、C及地的绝缘电阻达到了90GΩ，C相对A、B及地的绝缘电阻达到了101GΩ，B相对A、C及地的绝缘电阻为20MΩ。初步判定B相电缆主绝缘存在问题。

（三）解体检查情况

对313-4刀闸侧B相电缆终端进行了解体检查：切开B相终端的冷缩护套管，剥离绝缘伞裙，露出应力锥及主绝缘层。在应力锥靠近接线端子方向5mm处出现一击穿孔，孔的周围分布着铜渣，透过孔可以看到铜线芯。

随后安装人员对313-4刀闸侧电缆终端进行了重新制作。

制作完成后，试验人员对其进行了修后试验。在升压至52kV时发生击穿。放电声响发生在主变侧电缆终端。

以下是试验数据：

耐压后B相主绝缘电阻降至2.05GΩ。

對3号主变侧电缆终端进行解体检查，发现在B相应力锥附近的外护套管处出现了放电发黑的迹象，在应力锥靠近接线端子方向5mm左右的位置找到了半导颗粒。

同时在重新制作主变侧电缆终端的过程中发现铜屏蔽出现了明显的过热变形、变色现象，主绝缘层也因长期过热导致变色、外表面出现明显受热过的痕迹。

三、故障原因分析

（一）电缆质量缺陷。在终端制作过程中主绝缘层表面存在可见半导颗粒，虽经刮除及打磨，仍有颗粒残留在绝缘深处。电缆的半导层经铜屏蔽接地，运行过程中半导端口场强最高，端口处10cm内主绝缘若残留半导颗粒将非常危险，会逐渐侵蚀绝缘，最终在半导端口处爬电击穿。两次主绝缘击穿现象（一次故障、一次试验）均是由半导端口附近的半导颗粒放电造成的。

（二）长时间的过载运行。电缆线芯为185mm2，载流量在270A左右，但是此主变中压测负载超过500A，电缆及终端因过负荷运行，绝缘层明显变色、变细，铜屏蔽与半导层粘连、侵入绝缘层，电缆寿命大大缩短，终端及电缆极易发生故障。

本次故障原因推断为主绝缘内部的半导颗粒及电缆的长期过负荷运行。

四、应采取的措施

更换3号主变中压测电力电缆并重新制作终端，重新核算载流量，将原电缆更改为双185mm2电力电缆。

（一）加强施工过程中的监督验收。

（二）严格执行交接试验规程，保证电缆的耐压时间。

主变绕组变形判断分析 篇6

所谓绕组变形, 就是指电力变压器绕组在机械力或者电动力作用下发生的轴向或者径向尺寸变化。通常情况下, 在日常工作、生活中我们常见到的变压器绕组局部扭曲、发生鼓包或者出现移位等现象, 都属于绕组变形的特征现象。

那么变压器的变绕组在变压器内正常运行的情况下, 怎么会出现变绕组的变形呢?最简单的例子, 就算是制作出来的再好的变压器, 在装配运输的过程中都有可能遭受到撞击, 无论撞击的程度严重与否, 都有可能造成变压器内部变绕组的变形或者移位。这只是最简单的一个原因, 下面将详细叙述造成主变绕组变形的其他主要原因。

1) 绕组承受力不够。

这是由于当变压器内发生短路事故时, 短路电流远远超过了绕组所能承受的负荷, 导致主绕组变形, 就如同日常生活中电器短路, 导致线路中电流过大, 超过线路的电流荷载, 最终导致线路发热甚至变形起火, 变压器内绕组由于承受不了短路造成的电流冲击力而引起变形与之的道理是一样的。据有关统计分析, 近几年来, 因为绕组承受短路能力不够而引起电力变压器发生事故已经成为了电力变压事故的首要内部因素。

2) 短路电流冲击。

这是一个很重要的原因, 虽然变压器是个全封闭的空间, 外部的一些渣子等大颗粒的物质不容易进入变压器内部, 但是其内部的灰尘等细小颗粒, 以及空气中的阴、阳离子等相互结合在一起, 这些灰尘杂质就会慢慢附着在变压器的变绕组上。众所周知, 变压器内部是很多线圈紧密的排列在一起的, 本来绝缘性能很好的绝缘线圈由于老化等一系列的原因, 致使最初的绝缘性能退化, 再加之带电灰尘的粘附作用, 就很容易造成变绕组出现短路。这就决定了电力变压器即使在其正常的运行过程中, 也无法避免地受到各种短路电流的冲击, 在所有的短路电流冲击力中, 要属变压器出口或者近区发生短路故障的情况最为严重, 这个时候巨大的短路冲击电流会使变压器受到极大的电冲击力, 这种冲击力一般可以达到变压器正常运行条件下电流冲击力的数十倍甚至是数百倍。由于电流的热效应, 绕组在短路电流的作用下会迅速地发热。不难理解, 一旦金属的温度升高至一定值, 其机械强度便会变小, 变绕组的导线在这种发热的情况下, 由于自身的机械强度发生变化, 再加上短路电流引发的电动力, 绕组就会发生变形。

理论分析表明, 由于变压器内电与磁的相互作用, 变绕组上的电动力有轴向和径向两种。径向力的作用方向取决于线圈的相互位置以及电流的方向, 通常情况下, 为了提高内部线圈在径向力上的刚度, 往往会把线圈绕制在由绝缘筒支撑的撑条上。这本来是一个提高线圈抗径向力刚度的好方法, 但是, 与此同时, 线圈不仅受到压缩力的作用, 而且还会受到撑条所产生的弯曲力的作用。一旦这两种力的合应力超过了线圈在刚度上的屈服点, 就会使线圈发生永久性的变形, 通常看到的绕组出现梅花状或者鼓包状的现象, 就是上述原因造成的。与此同时, 变压器线圈受到的轴向力会使线匝在竖直方向上弯曲, 压缩线段的垫块, 并部分地传递到铁轭, 这个时候, 当线圈不等高或者线圈内磁感线分布不均匀时, 在电磁作用下, 轴向力会比径向力更能引起变压器事故。

保护系统出现死区。这也是个常见的原因, 当保护系统出现死区或者动作失灵, 都会导致变绕组承受短路电流时间过长, 因此, 一旦发生短路事故无法及时跳闸, 变绕组势必会在过大的短路电流作用下发生变形, 从而导致变绕组损坏。

2 主变绕组变形的危害以及分析方法

主变绕组发生变形, 是影响电力系统安全运行的重大隐患。首先, 绕组严重变形时, 由于绝缘受到机械毁伤后会被直接击穿, 绕组就会有烧毁的危险;其次, 绕组发生局部变形时, 使绕组实际的绝缘特性发生改变, 实际的绝缘特性与设计的绝缘特性发生偏差时, 一旦绝缘性能在短路情况下受到考验时, 绕组的绝缘就无法达到设计时的绝缘强度, 因此而留下绝缘隐患;不仅如此, 绕组发生局部变形时, 无论是机械性能还是绝缘性能, 都会发生质的下降, 当绕组再次受到短路电流冲击时, 由于累计效应的影响, 绕组容易烧毁。

对于变压器来说, 是一个安全封闭式的空间, 那么里面的变绕组一旦发生变形故障, 检测人员又如何在变压器外部发现内部的故障呢?这就需要一个很常用的仪器—示波器, 对于典型的主变绕组频率响应特性曲线, 一般都包含有多个明显的波峰、波谷, 频率响应特性曲线中的波峰、波谷分布位置以及分布数量的变化, 是用来分析主变绕组变形程度的重要依据。然后通过对主变绕组频率响应特性曲线的分析, 同时结合短路冲击、主变结构以及相关试验的分析, 综合各种情况后就能较容易地判断出主变绕组是否变形或者变形程度。

1) 横向对比分析。

通过同一主变、同一电压等级的绕组的频响曲线进行比较, 通过正常情况下的频响曲线与待分析的频响曲线相比较, 来判断待分析的主变是否发生变形以及变形的程度。

2) 纵向对比分析。

通过同一主变、同一绕组、同一分接位置、不同试验时间的频响曲线进行比较, 根据正常的频响历史曲线来对比待分析的频响曲线, 从而对待分析的主变是否变形作出判断。

3) 其他的分析方法。

除了上述的横向、纵向的对比分析外, 还有通过高频段与中低频段相结合、通过波形观察与相关系数结合等一些有效的方法。

3 案例分析

案例1.云南玉溪供电局红塔山变电站1#主变绕组变形试验

1997年4月, 云南玉溪供电局红塔山变电站1号主变10 kV母线穿墙套管击穿造成相间短路而发生套管爆炸, 1号主变出口短路, 该变压器经受短路冲击时间超过1 s。对该变压器进行了绕组变形试验。高压、中压绕组变形频响特性曲线相关系数均大于1, 频响曲线比较一致, 其三相谐振点也较为接近, 那么可认为无变形现象;低压绕组a和c频响曲线基本一致, 谐振点也较为一致, 相关系数也超过1, 但是从低压绕组b和c以及低压绕组c和a的频响特性曲线差异性很大, 而且相关系数小于0.5, 而且谐振点位置也有很大差别。由此, 可判断出c相绕组有明显的变形现象。

案例2.昆明供电局黑林铺变电站2#主变绕组变形试验

2007年1月, 110 kV黑林铺变电站2#主变高后备复压过流I段I时限、II时限保护动作, 重瓦斯保护动作。当晚对2#主变压器进行了检查和分析, 绕组变形试验发现B相高压绕组变形, 高压线圈直流电阻测量不平衡系数为1.05%, 结论为合格。然而, B相低压绕组直流电阻超标, ab绕组直流电阻偏大, 测量到不平衡系数为3.4%, 不合格。

案列3.曲靖供电局220 kV沾益变电站1#主绕组变形试验

2006年7月, 曲靖供电局220 kV沾益变电站发生35 kV I、II段母线及1#主变电停电的设备事故, 其原因是雷击引起, 最后导致了1#主变35 kV的一个开关发生爆炸, 变压器在近区短路时间过长引起变压器损坏。

摘要：变压器是电力系统中的重要组成之一, 在高低压的调节与变换中起着至关重要的作用, 因此, 变压器的正常运行与否直接影响着整个电力系统的安全运行。由于变压器中的短路等原因造成变绕组变形, 致使变压器损坏的情况屡见不鲜, 严重威胁了变压器的正常运行。所以对于全封闭式环境的变压器, 对于处在变压器内部的主变绕组, 检测人员在变压器外部如何有效的进行变绕组变形分析、判断至关重要, 文章将做简单的讨论。

关键词：主变绕组变形,危害,案例分析

参考文献

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2#主变 篇7

在以往的设计中, 考虑到旁 路接线方 式具有运 行方式灵活、投资少等优点, 220kV变电站220kV母线、110kV母线都带有旁母, 双母带旁路运行的接线方式普遍存在。220kV变电站主变保护按照双重配置原则, 一般配置有主一、主二保护, 非电量保护。变高有接入220kV母差失灵保护, 并且按照规范要求, 要具备变高失灵联跳三侧的功能。在主变旁 代运行时, 主一、主二保护中的差动、后备保护由于CT绕组的变化, 相关保护范围随之变 化, 需要作出 相应调整。 同时, 也要考虑 对220kV母差失灵保护的影响, 保证母差失灵保护的正常运行。

1双母双分段接线方式CT绕组的典型配置

一般情况下, 220kV变电站主变配置有主变开关CT及主变套管CT。比较典型的配置方式是主一保护采用开关CT、主二保护采用套管CT, 且主二保护电流串联短路器保护。如图1所示。

2旁代运行对保护范围的影响及措施

根据图1所示, 主变变高旁代运行时由于主二保护需要退出, 主一保护采用套管CT, 差动保护的范围就缩小到主变至套管。而220kV母差保护的范围是母线到旁路开关CT。这样就造成了变高套管至旁路开关这一段成为保护死区。

针对保护死区问题, 措施之一可以在主一保护设置电流切换回路, 同时接入套管CT电流及旁路开关CT, 采用切换回路进行切换。该项措施可以解决保护死区的问题, 并且代路时也不需要退出主一保护, 保留了保护的双套配置。但同时该项措施也增加了代路操作的复杂性, 切换电流过程也存在由于操作不当引起电流开路或差动勿动的风险, 因此要制定严格的操作流程。措施二是借助旁路保护装置, 设置旁路代主变变高定值区对这段范围进行保护。由于该范围内故障属于近区故障, 只要定值设置合理, 保护也能快速动作跳母联开关。

上述措施可结合现场实际情况进行运用, 例如采用电流切换回路要考虑的问题就是旁路开关CT绕组配置是否够用的问题。通常情况下开关CT配有6绕组, 用于保护、母差失灵、安稳、录波、测量、计量。如果站内主变有2台及以上, 若采用采用电流切换, CT绕组明显存在配置不足的问题。

3旁路代路对失灵保护的影响及措施

220kV变电站通常配置有失灵保护, 而旧的变电站失灵方案是在本间隔通过开关保护来实现失灵判据, 然后开出到失灵屏, 从而实现失灵保护。而断路器保护所采用的电流是串联变压器主二保护的电流, 即采用主变套管电流。当主变旁代运行时, 如果故障发生在变高套管到旁路开关CT之间, 如图2短路点A处。高后备保护首 先切母联, 然后切旁 路, 最后切各 侧。在保护动作同时已经启动失灵开入断路器保护, 而直到切除各侧之前短路电流一直存在, 也就是同时满足失灵判据的 条件, 导致断路器保护开出到失灵屏, 满足电压开发, 220kV失灵保护将误动。

另外一种情况, 同样是A处故障, 如果保护能成功动作切除母联和主变三侧, 而此时旁路开关失灵。由于变 中、变低已经跳开, 故障电流通过母线到旁路, 再到故障点, 如图2所示。套管CT感受不到故障电流, 断路器失灵保护电流判据不满足, 失灵不会动作, 导致220kV失灵保护误动。

根据上述分析, 在主变旁 代运行时, 如果不采 取措施, 220kV失灵保护有拒动和误动的风险, 而这种情况一旦发生, 都将产生严重的后果。

根据设备实际情况, 可采取的措施有: (1) 用旁开关CT电流, 失灵功能由旁路间隔自己实现。但目前旁路一般没有配置开关保护, 需要增加。 (2) 按照双母差双失灵配置要求, 对现有的失灵保护进行改造, 启动失灵在各自间隔实现, 电流判据 在失灵屏实现, 且采用开关CT, 如图3所示。

在这种接线方式下, 主变旁代运行时旁路开关的失灵不受变高套管CT的影响。当故障同样发生在主变套管至旁路CT之间时, 主变保护动作启动失灵, 但失灵屏判断电流不满足 条件, 不会误动。当主变保护跳旁路开关 失灵时 , 失灵屏判 断保护动作开入及电流均满足条件, 经过电压开发能正确动作。由此可以解决上述提到的220kV失灵保护误动和拒动的问题。

4结语

在主变旁代运行时, 由于开关CT失去作用, 对应的保护也将失去作用, 这将带来一系列关于保护死区及失灵保护 误动、拒动的问题。本文通过对这些问题的具体分析, 并结合现场情况给出了相应的解决措施。当然也要考虑相关反措及技 术规范的要求, 例如反措要求瓦斯保护不能启动失灵, 所以主变 非电量保护跳旁路出口要分开, 单独接操 作箱的TJF, 以保证不启动失灵保护, 还要考虑变高失灵联跳主变三侧的问题。

参考文献

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[2]叶文德.主变保护启动失灵电流回路的探讨[J].电力系统保护与控制, 2008 (17)

主变冷却系统常见故障分析 篇8

雨季和高温季节, 变压器冷却系统运行频繁, 易发缺陷。变压器冷却系统缺陷虽不会直接导致变压器损坏, 但经常存在缺陷必将影响冷却系统的散热效率, 使变压器温升增大, 加快绝缘老化, 严重影响变压器的正常运行及使用寿命。

以下对缺陷进行了分析, 制定出有效的整改措施, 降低变压器冷却系统缺陷率。

2 冷却系统缺陷的现状调查

变压器冷却系统主要分为两部分:冷却装置和控制系统。冷却装置系指散热器 (冷却器) 、风机和潜油泵等机械装置;控制系统系指控制风机运转和潜油泵运转的电气回路和电器元件。本文按经常发生缺陷的类别进行了统计, 见表1。

由于散热器的形式直接影响了主变冷却系统的效率, 影响了缺陷发生率, 所以首先需要对散热器的形式进行统计。

2.1 散热器形式统计

变压器冷却装置一般都可拆卸。其中不强迫循环的称为散热器, 强迫循环的称为冷却器。此外需要了解几种主要的冷却系统:

自然冷却装置:常用于小容量变压器, 通过空气自然对流的形式进行散热, 常见于35kV主变压器。

吹风冷却装置:常用于中等容量变压器, 采用风机吹风的方式加强散热。常见于110kV主变压器。其中吹风冷却装置的散热器按照外形又分为两种形式:扁管式、冷却片式。而冷却片式散热器按照风机吹风的方向也分为两种形式:底部吹风、侧向吹风。

强迫油循环风冷冷却装置:常用于大容量变压器, 采用风机吹风的方式加强散热。常见于220kV及500kV主变压器。

2.2 缺陷冷却风扇电机型号统计

风扇电机的型号和质量都会直接影响冷却系统缺陷发生率。扁管式、冷却片式和强迫油循环风冷式冷却装置都使用风扇来加强散热。某局主变风扇电机的缺陷共有43起, 按照电机型号统计结果型号为BF2-4Q4的风扇电机缺陷较多 (占总数的63%) 。这种风扇多用于扁管式散热器中以加强上下的空气对流。

2.3 发生缺陷的时间统计

风扇是否运转和主变的油温有密切的关系。抛开主变自身内部发生缺陷导致油温升高外, 决定油温高低的主要因素有两点:一是主变负荷大小;二是环境温度高低。统计如下:

通过图1可看出, BF2-4Q4型的缺陷比例很大, 在每年的2月至5月和6月至9月是缺陷高发期。其余类型的风扇电机缺陷分布相对分散。

除季节因素的影响外, 根据实际工作经验发现, 在2000年左右投产的110kV变压器中使用的风扇电机大多数在运行了3～5年出现问题。而220kV变压器上使用的风扇电机大多数在运行了10～13年发生故障。

2.4 二次控制元件发生缺陷的数据统计

除了由于风扇电机故障导致冷却系统发生缺陷外, 二次控制元件故障导致冷却系统发生缺陷的数量为19起。

可见二次控制元件缺陷多发生在上半年, 并在3至7月有一个高峰。和风扇电机故障的柱状图对比后, 发现缺陷趋势大致相同, 即在3至7月份较多发。 (见图3 )

2.5 其他部件故障导致发生缺陷的数据统计

此外, 电缆绝缘破损、潜油泵损坏、散热器开裂、散热器蝶阀漏油、风扇电机熔断器底座损坏也会导致冷却系统的故障。统计如表2。

电缆、蝶阀、冷却器、潜油泵、熔断器都容易在每年的6月、7月份发生缺陷, 和风扇电机缺陷发生趋势大致相同。

3 冷却系统缺陷的分析

3.1 冷却器的形式

BF2-4Q4型的风扇电机主要安装于扁管式的散热器中。扁管散热器冷却系统不足主要表现为以下几点:

1) 风机支架结构不合理, 在一根槽钢上布置了两台风扇电机, 当风扇电机运转时会产生较大的震动, 造成电机的保险和接线容易松脱, 最终导致电机缺相烧坏。

2) 扁管式散热器的散热效率差, 损耗大。当散热器自身的散热效率低下的时候, 就会致使风扇电机长时间运转, 最终缩短了电机的寿命。

3.2 风扇电机结构及质量

3.2.1 风扇电机结构

1) 风扇电机没有遮挡, 雨水、潮气易顺电机轴或接线盒等缝隙进入, 造成轴承锈蚀、卡塞或线圈绝缘降低。

2) 风扇电机采用保险保护电机, 只有短路保护, 无过载保护, 且易造成缺相烧坏电机。

其他类型的电机故障与自身结构的关系不大, 主要与所安装的环境有关。

3.2.2 风扇电机产品质量

根据风扇电机缺陷统计表可以看出, 除了冷却器散热不良和电机本身结构不完善造成电机容易发生故障外, 电机本身的质量也是关键因素。

3.3 季节和环境影响

3.3.1 季节因素

图1中直观地显示了季节因素对冷却系统故障发生率的影响。每年的4至10月份气温逐渐升高, 雨季逐渐来临。这一段时间同样也是缺陷的高发期, 并且在4、5月份和8、9月份达到一个高峰。而在气温较为寒冷的11、12月和1月均没有发生缺陷或者缺陷发生很少。随着气温的逐渐升高和雨季的到来, 每年都会出线两次相对集中的故障发生区间 (即4、5月份和8、9月份) 。而2 月份的缺陷会突然增加, 是因为风扇电机在寒冷的季节长时间不运转, 线圈铁芯不发热驱潮, 待几个月后再启动带电运转时, 由于电机受潮绝缘降低而烧坏电机。

3.3.2 环境因素

在风扇电机缺陷统计表中, 安装于冷却片式散热器上的OBF风扇电机故障率明显高于同类产品。经过调查发现, 处于市区中心地带变电站, 受土地限制而采用高层布置, 为了隔离噪音又将主变放置在室内。变压器室内通风换气条件差, 室内温度较高, 电机长期不得不运行于高温环境下才能确保室内通风, 这就容易造成电机损坏。

3.3.3 负荷因素

负荷的影响和环境温度的影响类似, 负荷大油温高时, 风扇电机长时间运转, 易损坏。而在负荷较低的情况, 潮气沿密封不严处进入电机内部, 风扇电机又长时间不运转, 线圈铁芯不发热驱潮, 导致电机绝缘降低, 再启动时带电运转后, 易烧坏电机。

3.4 控制元件的质量

二次元件的故障原因主要和控制箱振动、箱体密封差、交流接触器质量差、工作环境温度高有关。

3.5 电缆、蝶阀等部件发生缺陷

有必要对这些缺陷进行分析, 减少冷却系统缺陷。

3.5.1 电缆

发生故障都是橡皮电缆, 并发生于6、7月份。其原因为主变在高温季节运行时身中的绝缘油难免会有渗漏。高温和油污会使得橡皮电缆迅速老化, 使绝缘降低, 最终发生过热烧损或者产生相间短路导致风机停运。

3.5.2 蝶阀

故障发生于高温和寒冷季节里, 是由于橡胶和金属膨胀率不通导致产生间隙而漏油, 或者由于长期运行于高温老化而渗油。因此选用弹性好, 耐高温、耐油、耐老化、气密性好的橡胶是解决此类缺陷的有效手段。

3.5.3 冷却器

运行年限长和当时的加工工艺不良是缺陷发生的主要原因。

3.5.4 潜油泵

潜油泵的运转和风扇电机一样, 长期不间断地运行会减少潜油泵的使用年限。且潜油泵也常常由于检修时间短不能每次都对其进行解体检修, 造成年久失修而发生故障。

4 防止措施

4.1 改进冷却器形式

对运行接近30年的老旧高耗能铝线圈变压器, 或者主变负载不能满足1～3年的负荷增长速度的, 应安排改造工作同时更换主变和冷却系统, 在此期间应每年至少严格按检修导则对控制系统和风扇电机进行一次检修。

对于其他主变, 首先要考察其负荷发展情况, 综合考虑该区域电网规划后, 再结合负荷发展情况按以下方法检修:

1) 若主变负载情况还留有较大空余, 且近5年内负荷都不会有较大增长的:将扁管式散热器改造为较完善的侧吹风或自冷方式。彻底解决冷却效率低、缺陷多的问题。

2) 若主变负载情况已经达到满载的80%左右, 且近3～5年内负荷将会有较大增长的按本节第3条处理。

4.2 改进电机结构

选用结构改进后的电机, 特别是BF2-4Q4型的电机。应使被改进后的电机具有防雨水渗透、防潮气侵袭的功能。同时改进落后的控制保护, 不仅要具备有短路保护, 还要具备无过载保护, 减少因缺相烧坏电机的现象。

4.3 改进控制保护部分

将电机的保险保护改为三相联动, 并具备过载和短路保护的电机断路器 (小空开) 保护;将空开安装于落地控制箱内, 减少振动导致空开误动或损坏的概率;更换橡皮电缆为耐油不易老化的电缆。严把进货质量关, 改善工作环境, 改善维修策略。由于冷却器的风机在运行10～15年故障率偏高, 宜对已运行10年的变压器风机每台进行抽样解体检修, 若发现有故障趋势则安排对该台变压器所有风机进行大修。若运行情况良好则可至1～2年后再进行抽样解体检修。

5 结束语

对主变冷却系统的常见缺陷认真统计分析后, 提出了具体的整改措施, 并将整改措施落实到了当年的大修技改计划中, 通过实施后明显减少了主变冷却系统的缺陷, 对如何有效地降低主变冷却系统故障提供一种可行的参考方案。

参考文献

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主变噪音异常及案例分析 篇9

1 噪声的产生

铁心、绕组和油箱 (包括磁屏蔽等) 统称为变压器的本体。变压器的噪声是由于变压器本体的振动及其冷却装置的振动而产生的一种连续性噪声。变压器噪声的大小与变压器的额定容量、硅钢片的材质及铁心中的磁通密度等诸因素有关。

国内外的研究结果表明, 变压器 (包括带有气隙的铁心电抗器) 本体振动的根源在于: (1) 硅钢片的磁致伸缩引起的铁心振动。所谓磁致伸缩, 是指铁心励磁时, 沿磁力线方向硅钢片的尺寸增加, 垂直于磁力线方向硅钢片的尺寸缩小, 而引起的这种尺寸的变化。磁致伸缩使铁心随着励磁频率的变化而周期性地振动。 (2) 硅钢片接缝处和叠片之间存在着因漏磁而产生的电磁吸引力, 从而引起铁心的振动。 (3) 当绕组中有负载电流通过时, 负载电流产生的漏磁引起绕组、油箱壁 (包括磁屏蔽等) 的振动。这种振动与硅钢片磁致伸缩引起的铁心振动相比要小得多, 可以忽略。与硅钢片磁致伸缩引起的铁心振动相比, 气隙处漏磁引起的铁心振动亦可忽略。这就是说, 变压器 (包括带有气隙的铁心电抗器) 的本体振动完全取决于铁心的振动, 而铁心的振动, 可以看作完全是由硅钢片的磁致伸缩造成的。值得提及的是, 当铁心的固有频率与磁致伸缩振动的频率相接近时, 或者当油箱及其附件的固有频率与来自铁心的振动频率相接近时, 铁心或油箱将会产生谐振, 使本体噪声骤增。[1]

2 谐波电流的产生及对变压器噪音的影响

在理想的情况下, 优质的电力供应应该提供具有正弦波形的电压。但在实际中供电电压的波形会由于某些原因而偏离正弦波形, 即产生谐波。供电系统中的谐波是指一些频率为基波频率 (在我国取工业用电频率50Hz为基波频率) 整数倍的正弦波分量, 又称为高次谐波。在供电系统中, 产生谐波的根本原因是由于给具有非线性阻抗特性的电气设备 (又称为非线性负荷) 供电。这些非线性负荷在工作时向电源反馈高次谐波, 导致供电系统的电压、电流波形畸变, 使电力质量变坏。因此, 谐波是电力质量的重要指标之一。

研究结果表明, 影响电力变压器铁心噪声的谐波频谱范围通常在100～500Hz 之间。进一步的研究还表明, 变压器的额定容量越大, 在铁心的噪声中基频分量所占的比例越大, 二次及以上的高频分量所占的比例越小;而变压器的额定容量越小, 在铁心的噪声中基频分量所占的比例越小, 二次及以上的高频分量所占的比例越大。这就是说, 对于不同容量的电力变压器, 其铁心噪声的频谱是不一样的。在后面的例子中驿南府变电站采用的两台容量为180MVA的变压器, 噪音的产生主要考虑100～200Hz之间的噪音就可以了。

现阶段220kV变压器大多采用YN、yn0、d11接线的三相心式变压器。由于为三相心式变压器, 它的各相磁路彼此相关, 高中压侧又采用YN、yn0接线, 当中性点不接地时, 同相位同大小的三次谐波电流不能流通, 于是电流就接近于正弦波。这时, 利用变压器铁心的磁化曲线作出的磁通为一平顶波, 平顶波中除基波磁通外, 还有部分三次谐波磁通, 如图1所示。三相的三次谐波磁通又彼此同相位同大小, 不能沿铁心闭合, 只能借油、油箱等形成闭路。由于这些磁路的磁阻很大, 故三次谐波磁通很小。因此主磁通仍接近于正常波, 相电动势波形也接近于正弦波。[1]

而当中性点接地时, 三次谐波电流可以流通, 电压不会发生畸变。此时中性线电流基本上都是谐波电流。由于三次谐波电流存在, 使得变压器的噪音增大。

谐波流过变压器时对变压器造成的危害大致有以下几个方面:

(1) 增加了其铜损耗和铁损耗。随着谐波频率的增高, 集肤效应会更加严重, 铁损耗也更大。

(2) 会引起变压器外壳外层硅钢片和某些紧固件发热, 并有可能引起变压器局部严重过热。

(3) 还会引起变压器的噪声过大。

3 流经中性点的直流分量对变压器噪音的影响

3.1 直流电流的产生

在线运行的变压器绕组内产生较大的直流分量, 可以由以下原因引起:

(1) 直流输电线路与交流输电线路的并行运行。由于很多直流系统是单极运行的, 运行极会通过大地形成回路。当变压器采用中性点接地的运行方式时, 地表电流通过接地中性点在交流变压器的励磁电流中产生直流分量, 会对变压器产生影响。

(2) 交流网络中存在电压电流关系曲线不对称的负载。电压电流关系曲线不对称的负载, 如相控交流负载、相控整流器、线路换向逆变器都能产生直流分量。

(3) 轨道交通、电力机车、地铁线路的大量存在。2003年纽约一座变电站的变压器出现噪音增大的现象, 后查找到原因是由于地铁公司在其附近新增加了一个大功率的换流站。而在我国南方, 也存在由于高压直流输电的影响, 使得附近的变电站中直流接地的变压器出现噪音增大的现象。例如珠海发电厂的220kV启备变就曾出现此种情况。

(4) 太阳“磁暴”的影响。

太阳磁暴产生的直流冲击对变压器的影响比较大的情况主要出现在北欧这些靠近极地的一些国家[2]。

3.2 直流对变压器的影响

直流偏磁是变压器的一种非正常工作状态, 是指在变压器励磁电流中出现了直流分量。当直流分量流经变压器绕组时, 首先会影响变压器的铁心磁滞回线, 如图2所示。

直流入侵时会产生直流偏磁现象, 随着直流分量的增大, 变压器的励磁电流畸变越来越严重, 并出现严重的半周饱和。

直流对变压器的直观影响就是噪音显著增大。据统计, 当流经中性点的直流分量达到几个安培甚至零点几安培时, 变压器的噪音幅值增量就能达到10dB以上, 具体的增量与当时铁心的饱和程度有关。实验数据表明, 当变压器铁心磁密达到磁滞曲线的拐点时, 直流分量的影响达到最大;当变压器空载和大负荷运行情况下影响相对较小。而且, 直流分量本身通过大地形成回路, 所以它的大小与大地的电阻又紧密联系, 表现为雨天前后、四季的噪音都不相同。直流源的投切也直接影响它的大小。[3]

3.3 直流偏磁对变压器的危害

直流偏磁对变压器的危害大致有以下几个方面:

(1) 直流磁通造成变压器铁心每隔半个周期出现严重的磁饱和。励磁电流高度畸变, 产生大量谐波, 变压器无功损耗增加, 系统电压大大降低, 系统继电器误操作。

(2) 直流偏磁对变压器严重的磁饱和, 会使正常情况下在铁芯中闭合的磁通部分离开铁心, 使变压器金属结构件损耗增加, 导致局部过热, 破坏绝缘, 损害变压器或降低变压器寿命。所以说, 直流分量的存在对变压器的影响很大。

一般规定, 中性点通过的直流电流不应大于额定电流的2.1%, 而由此引发的噪音增加不能超过10～15dB。

4 驿南府主变噪音异常案例分析

驿南府变电站采用的是2台西门子济南变压器有限公司SFSZ-180000/220自冷变压器, 变压器的联结组为YN、yn0、d11接线, 在运行中采用3号主变中性点不接地, 2号主变中性点直接接地的运行方式。在日常巡视中发现3号主变的噪音是连续均匀的, 而2号主变经常出现噪音异常增大的现象。

4.1 噪声的采集与分析

在上述2台变压器周边的16个点对声音进行采集并录制, 采集位置如图3所示, 采集时间选自2号主变声音异常增大时。

直观描述:其中主变本体长度为9.9m, 两主变间距为13.8m。 在采集时, 在3号主变的f、g、h位置听到却是来自2号主变的声音, 由此可以看出两台主变噪音的差距。

数据描述:随后, 对上述16个点进行了噪音的测量。测量位置为距离变压器本体2m, 高度为1m。测量数据如表1所示:

注:标准为62.1dB.

经过分析发现:

(1) 2号主变噪音比3号主变相对应点大10dB左右, 而且3号主变的噪音已经超出了厂家所提供的62.1dB标准。

(2) 每台变压器的最高噪音出现在A、E两点, 即变压器的短轴方向。

(3) 3月4日之前运行方式为3号主变中性点直接接地, 2号主变中性点不接地。当时是3号主变的噪音较2号主变大。

综上对现象和数据的分析, 认为主变噪音的异常与主变中性点是否接地有直接的关系。同时, 这种噪音的增大是不正常的, 已经大幅超过了厂家所提供的62.1dB标准。

4.2 噪音分析及结论

由于厂家给出的62.1dB标准是在变压器空载、排除变压器周围噪音的情况下所测量的, 认为3号变的噪音是基本正常的;而2号变的噪音是超标的, 而且对变压器的影响较大, 应该给予高度重视。

驿南府变电站所带主要负荷为首钢集团的迁钢有限公司, 它的主要用电设备主要是电弧炉、轧钢机、高炉、交直流变压器等大量具有非线性阻抗特性的电气设备, 这使得驿南府变电站的电能质量不很理想。

3月10日, 检测班对变压器的谐波进行了监测, 检测结果虽然相对较大, 但未超标。根据实验数据分析表明, 由此引起的噪音增加一般在3～5 dB之间。因此初步认为由谐波引起的噪音增加不占主要方面。

考虑流经中性点的直流分量对变压器的影响。3月27日, 直流检测班对变压器的直流分量进行监测发现, 中性点电流达到了7～11A, 参照武南变电站主变由于直流励磁影响而产生噪音增大的资料, 如表2, 发现该情况和驿南府变电站的情况很类似。

由此初步判断驿南府变电站主变声音异常主要是由流经主变直流分量而引发的, 同时谐波也有一定的影响。

4.3 改善措施

4.3.1 在源头对直流分量进行屏蔽

尽快检测流经变压器中性点的直流分量, 查找110kV负荷侧的直流源, 在源头对其进行屏蔽。

4.3.2 减少流经变压器的直流分量

这方面的措施主要有:

(1) 在变压器中性点串联高压电容器隔离直流分量; (2) 在变压器中性点串联电阻降低流过中性点的直流分量; (3) 在变压器中性点注入反向直流电流。

4.3.3 适当增加感性负载

密切监视变压器噪音情况, 尤其是负荷较大、天气比较潮湿的时候。当噪音过大时, 适当增加变压器的感性负载, 并且避免出现空载现象。

4.3.4 定期轮换, 延长寿命

可采取改变主变运行方式, 定期轮换两台变压器中性点接地的方法达到延长变压器寿命的作用。

5 结束语

针对驿南府变电站主变压器噪音异常现象, 从噪音产生机理、谐波电流的影响、直流电流的影响等方面对其进行了分析, 并对不同的噪音产生的机理、对主变压器危害、防范措施等方面进行了探讨。分析确认驿南府变电站主变压器异常噪音主要是由于直流电流的影响造成的, 直流入侵时会产生直流偏磁现象, 随着直流分量的增大, 变压器的励磁电流畸变越来越严重, 并出现严重的半周饱和, 从而对变压器产生严重危害。基于上述分析结果, 提出了串联电阻、串联高压电容器等解决方案。这些措施对克服变电站主变压器噪音异常具有良好的效果。

参考文献

[1]许实章.电机学[M].北京:机械工业出版社, 1988.

[2]虞兴邦, 姜在秀, 韩涛.变压器噪音及其降低[J].噪音与振动控制, 2001, (5) .

[3]蒋长庆, 朱伯铭.关于变压器噪音的分析及其降低方法[J].南京师范大学学报, 1995, (2) .

对一起主变跳闸事件的分析 篇10

1.1 事件发生前电网运行工况

(1) 330k V系统:采用二分之三接线方式, 330k VⅡ母运行;330k VⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ串开环运行;所带七条线路运行;330k VⅠ段母线及Ⅰ母侧#3311、#3321、#3331、#3341、#3351开关在检修状态。

(2) 主变系统:#1、#2、#3主变并列运行。

(3) 110k V系统、35k V系统为正常运行方式 (见图1)

1.2 事件情况

#3341开关辅助保护柜内至“失灵联跳主变三侧”接线端子为3D-117、3D-118, 外接电缆130A-01、130A-071, 接至#4主变保护柜Ⅰ内Ⅱ-8D-5、Ⅱ-8D-23端子, 该端子为主变保护“高压侧失灵保护联跳”开入。由于3D-117端子与3D-118端子误碰导致联跳主变三侧。 (见图2、图3)

1.3 事件分析

#3341断路器辅助保护柜内失灵联跳主变三侧出口端子正电源端为3D-117, 负电源端为3D-118, 正负电源相邻, 造成误碰的危险点管控不到位, 造成失灵保护误动使#2主变跳闸。

对于220k V及以上电压等级的主接线, 常用的有双母线和3/2接线, 因为其各自的优缺点现得到了广泛的应用。对220k V系统及以上电压等级的断路器多采用分相设置, 都配有独立的失灵保护, 回路相对较为复杂, 那么如何防止由于失灵保护在断路器停运时产生误动, 误跳运行中的断路器造成大面积停电, 应采取相应的防范措施。通过对此次事件的分析, 我们如何来防止工作中失灵保护误动作, 避免发生异常、事故的发生呢?作者认为应做好以下方面:

2 防止失灵保护误动作的防范措施

(1) 220k V及以上电压等级断路器都配有失灵保护, 当开关停运后应立即退出失灵保护启动压板, 防止线路或开关保护定检和试验时失灵保护动作, 误跳运行中的断路器造成大面积停电。

(2) 在进行压板退出的操作时不仅退出失灵启动其他回路的压板 (例如二分之三接线方式下失灵启动母差保护、失灵起动相邻开关、失灵启动远跳保护的压板等) , 还应退出失灵保护启动自身、其他回路启动停运开关的失灵保护的压板也应全部退出。

(3) 专业人员工作前根据图纸认真核对现场实际, 进行现场勘查, 组织工作人员分析危险点, 结合实际制定可行的防范措施, 编写现场作业指导书, 组织人员开展班前会, 进行作业人员合理分工。