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20160505变压器油高温介损值不稳定原因分析

20160505变压器油高温介损值不稳定原因分析
20160505变压器油高温介损值不稳定原因分析

变压器油高温介损值不稳定原因分析

介质损耗因数的大小对判断变压器油的劣化与污染很敏感,新油中极性杂质很少,介损值很微小。但当劣化和受到污染时,所生成的极性杂质和充电胶体逐渐增加,介质损耗随之增长,油老化产物甚微,当化学方法检测不出时,高温介质损耗因数tgδ%(90℃)能明显分辨出来,对220 kV的一台变压器油样在不同时期内进行取样跟踪试验,结果发现高温介损值出现不稳定的现象,有时甚至差异较大,我们对造成这种现象的原因进行了分析。

1变压器在安装时受到污染

变压器在安装时附有尘埃、杂质,投入运行一段时间后,胶体杂质渐渐析出。胶体粒子直径较小,一般仅在10-9~10-7m,扩散慢,但有一定的活动能量,粒子可自动聚结,由小变大,为粗分散系,处于非平衡的不稳定状态。当超出胶体范围时,因重力而沉积,但胶体的稳定性大,沉积时间缓慢,且受温度、电压的影响。由于胶体自动聚结,处于非平衡的不稳定状态,使分散体系在各水平面上的浓度不等,一般认为,底部浓度及设备底部油的介损值较大,上层油的介损值较小,因此,取样部位的不同也会直接影响变压器油介质损耗的测定。

2油—固体绝缘的水平衡交换

充油设备中绝缘油和油浸绝缘材料来源有:外部浸入、内部自生。

外部浸入。首先是变压器等电气设备的制造过程中绝缘材料虽经干燥处理,但其深层仍含有残余水份,在运输、安装过程中如保护措施不当会使绝缘材料再度受潮,运行中呼吸系统进潮气,通过油面渗入油内。

内部自生。设备内部产生水分是指固体绝缘材料和变压器在运行过程中,由于氧化热裂解而生成水份,绝缘油在运行温度下并有溶解氧存在时,其氧化作用加快,产生有机酸生成水分。

水在纤维—空气与纤维—油中于一定温度下达到分布平衡,油和纸中所含的水份可相互转换,当温度较高时,油中含水率增高,而纸中含水率降低,纸中水分向油中扩散;当温度降低时,纸中含水率增高,而油中含水率降低,绝缘纸将从油中吸收水份,运行变压器油中含水量与油温、季节(气温)的变化由此产生。油中含水量存在夏季高,冬季低的现象。但油和纸之间水份的平衡过程不能在短期内完成,对大型变压器在运行温度较为稳定的情况下,这种平衡要几个月才能达到,因此,绝缘油高温介损会因在不同季节测定时发生变化。

3微生物的污染

由于油中含有水、空气、碳化有机物、各种矿物质,形成了微生物生长的基本条件,微生物在这种特殊的环境条件下生存并繁殖。油的高温介损测试对油中微生物极为敏感,主变在不同时期内所带负荷不同,运行油温及微生物在不同的温度下繁殖速度也不同,所以,油的高温介损值不稳定。

4不同试验设备的测量差异

用不同型号、制造厂家的油介损测试设备进行同一油样试验时,存在随机和操作误差。当高压标准电容器的损耗值较大、电桥的准确度达不到要求或温控装置加热过快、过慢时,是影响油介损测量的直接原因。

5结语

综上所述,我们对同一台变压器油样进行取样跟踪试验过程中,发现了介损值不稳定的现象,对于品质良好和运行中未受到污染的绝缘油,不会出现此现象,如试验数据差异较大,又出现整体绝缘下降的情况,应对绝缘油进行吸附滤油处

理。

变压器油色谱分析报告

运行中变压器油色谱分析 异常与解决对策 王海军 (河北大唐国际王滩发电有限责任公司) 摘要:对运行变压器油中氢气含量超标出现的原因进行了详细分析,并提出了氢气含量超标的滤油工艺及防止二次污染的源头控制、过程控制及关键点控制。 关键词:变压器油;色谱分析;热油循环;二次污染 1前言 运行中的变压器油气相色谱分析,以检测变压器油中气体的组成和含量,是早期发现变压器内部故障征兆和掌握故障发展情况的一种科学方法。特征气体的出现与变压器运行中的实际状况及在处理中的工艺有关,处理工艺粗糙可能造成变压器油的二次污染。 本文根据实际运行变压器中出现氢气含量超标的具体情况,分析了产生气体的原因并提出了变压器热油循环的处理工艺,防止变压器油二次污染的要点。 2变压器油中氢气含量超标、二次污染实例 我公司#1高压厂用公用变压器(以下简称#1高公变)于2005年10月1日并网运行,在运行中,根据预防性试验规程对各变压器进行了油色谱跟踪分析,发现#1高公变的氢气值出现过含量超过注意值:H2≤150μL/ L ,具体测量数值见表一: 对#1高公变进行热油循环后的色谱分析中,虽然氢气含量达到标准但在油中又检测到痕量乙炔,见表二

再次热油循环后氢气、乙炔均在标准之内。 3#1高公变油中氢气超标及二次污染原因分析 当变压器油中氢气含量超过注意时,人们根据多年的运行经验及文献[1]中指出: (1)当变压器出现局部过热时,随着温度的升高,氢气(H2)和总烃气体明显增加,但乙炔(C2H2)含量极少。 (2)变压器内部出现放电故障也会出现氢气(H2)。局部放电(能量密度一般很低),产生的特征气体主要是氢气氢气(H2),其次是甲烷(CH4),并有少量乙炔(C2H2),但总烃值并不高;火花放电(是一种间歇性放电,其能量密度一般比局部放电高些,属低能量放电)时,乙炔(C2H2)明显增加,气体主要成分时氢气(H2)、乙炔(C2H2);电弧放电(高能放电)时,氢气(H2)大量产生,乙炔(C2H2)亦显著增多,其次是大量的乙烯、甲烷和乙烷。 对于文献[1]中的阐述具有很强的理论性,变压器油是由烷烃、环烷烃和芳香烃等组成[3]的结构复杂的液态烃类混合物。当变压器内发生放电现象,油中的烷烃、环烷烃和芳香烃等烃类混合物发生分解,不同能量的放电产生的特征气体并伴有其他气体产生,根据产生的特征气体可以判断变压器内部发生的具体故障。 三比值法[1]是利用气象色谱分析结果中五种特征气体的三个比值(C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6)来判断变压器内部故障性质。根据三比值法的编码规则,三比值法计算结果见表三 从表中特征值0、1、0判定氢气超标的原因为高湿度引起孔穴中的放电,而引起高湿度的原因在变压器生产过程中绝缘材料干燥彻底的情况下只有变压器运行中水分的进入。 所以根据我厂#1高公变在安装、运行过程中的具体情况对变压器油中氢气含量超标、乙炔二次污染分析如下: (1)#1高公变在电建安装过程中曾出现过气体继电器伸缩节法栏处渗油情况,于2005年10月10日更换新伸缩节后,渗油情况解决。在气体继电器伸缩节渗油期间水分、空气从渗油处进入变压器内,导致高公变在运行过程中油中氢气含量超出注意值。2006年2月5日对高公变进行热油循环48小时后,再检测氢气含量为9.99μL/ L,氢气含量超标问题解决。 (2)而乙炔的产生是由于使用的滤油机在滤油之前未对滤油机内部用合格变压器油进行冲洗,而且之前滤油机滤过其他油质。带内部残油进行滤油后的色谱分析里又出现3.23μL/ L的乙炔。重新滤油后再次做色谱分析,油内氢气、乙炔含量合格:氢气4.57μL/ L,乙炔0.00μL/ L。

变压器保护定值整定

变压器定值整定说明 注:根据具体保护装置不同,可能产品与说明书有不符之处,以实际产品为主。 差动保护 (1)、平衡系数的计算 1 2 3 4 5 侧的二次电流。如果按上述的基准电流计算的平衡系数大于4,那么要更换基准电流I b,直到平衡系数满足 0.1

I n 为变压器的二次额定电流, K rel 为可靠系数,K rel =1.3—1.5; f i(n)为电流互感器在额定电流下的比值误差。f i(n)=±0.03(10P ),f i(n)=±0.01(5P ) ΔU 为变压器分接头调节引起的误差(相对额定电压); Δm 为TA 和TAA 变比未完全匹配产生的误差,Δm 一般取0.05。 一般情况下可取: I op.0=(0.2—0.5)I n 。 (3) I res.0(4) a I Δm 2=0.05; b 、 式中的符号与三圈变压器一样。 最大制动系数为: K res.max =res unb.max rel I I K Ires 为差动的制动电流,它与差动保护原理、制动回路的接线方式有关,对对于两圈变压器I res = I s.max 。 比率制动系数:

K= res.max res.0res.max op.0res.max /I I -1/I I -K 一般取K=0.5。 (5)、灵敏度的计算 在系统最小运行方式下,计算变压器出口金属性短路的最小短路电流I s.min ,同时计算相应的制动电流I res ;在动作特性曲线上查出相应的动作电流I op ;则灵敏系数K sen 为: K sen = op I I 要求K sen ≥(6)(7 式中:I K I e (81、低电压的整定和灵敏度系数校验 躲过电动机自起动时的电压整定: 当低电压继电器由变压器低压侧电压互感器供电时, U op=(0.5~0.6)U n 当低电压继电器由变压器高压侧电压互感器供电时, U op=0.7U n 灵敏系数校验

变压器几种常见故障产生的原因及其处理方法

自爱迪生发明了电灯以后,电在人们生产、生活中的作用越来越重要。为满足人们各种用电需要,作为发电厂和变电站主要设备之一的变压器,不但能把电压降低为各级标准,而且能把电压升高为各级标准,进而将电能输送到各个不同的用电地区,这样有助于减少送电损失。 变压器几种常见故障产生的原因及其处理方法 袁世豪 (湛江中粤能源有限公司 广东 湛江 524099) 力运行人员应具备的基本技能,同时亦是其重点关注、研究的问题。 二、变压器故障产生的原因 1、自身原因 变压器在制造时,由于工艺不佳或者人为因素影响,而使得设备本身就存在着诸如焊接不良、端头松动、垫块松动、抗短路强度不足、铁心绝缘不良等问题。 2、运行原因 首先,变压器的超常负荷。变压器的长期超负荷工作,必然会使其内部零部件及连接件有着过高的温度,进而导致冷却装置不能正常运行,零部件受损。其次,变压器的使用不当。工作人员使用方式、方法不当,或者当设备出现问题时没有进行及时、正确维护,这必然加快变压器绝缘老化的速度。 3、线路干扰 线路干扰在致使变压器产生故障的所有因素中,它是最为重要的,其所引起的故障在所有故障中占有很大的比例。主要包括:在低负荷阶段出现的电压峰值、线路故障,合闸时产生的过电压,以及其他方面的异常现象 一、加强变压器故障及时、准确检修的必要性 在电力系统中占有至关重要地位的变压器,是电网传输电能的枢纽,它由油箱、油枕、铁心、线圈、绝缘导管、分接开关、散热器、防暴管、瓦斯继电器,以及热虹吸、温度计等附件组成,变压器运行、检修,及维护质量的高低,将直接影响电力生产安全和经济效益。 虽然变压器较于其他电力设备的故障率低,但据运行经验表明、相关数据显示,近几年电力系统变压器故障呈现出不断上升的趋势。按照故障发生的程度不同,故障有轻有重,当故障较轻时,虽然变压器能够继续运行,但若不及时处理,将会进一步损害其内部零部件或者外部辅助设备;当故障较重时,则直接影响变压器的正常运行,若不及时处理,将会损害设备的使用寿命,甚至发生安全事故。总之,变压器一旦发生故障,轻则影响电力系统的正常运作,并直接或间接地影响人民群众正常的生产、生活;重则带来较大的安全隐患及经济损失。因此,对变压器运行或停运后异常、故障问题的检修、确认与维护,是电 DOI :10.3969/j.issn.1001-8972.2011.03.032

变压器变比测试仪通用技术规范

变压器变比测试仪通用技术规范

本规范对应的专用技术规范目录

变压器变比测试仪采购标准技术规范使用说明 1. 本采购标准技术规范分为标准技术规范通用部分、标准技术规范专用部分以及本规范使用说明。 2. 采购标准技术规范通用部分原则上不需要设备招标人(项目单位)填写,更不允许随意更改。如对其条款内容确实需要改动,项目单位应填写《项目单位通用部分条款变更表》并加盖该网、省公司招投标管理中心公章及辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会。经标书审查同意后,对通用部分的修改形成《项目单位通用部分条款变更表》,放入专用部分,随招标文件同时发出并视为有效。 3. 采购标准技术规范专用部分分为标准技术参数、项目单位需求部分和投标人响应部分。《标准技术参数表》中“标准参数值”栏是标准化参数,不允许项目单位和投标人改动。项目单位对“标准参数值”栏的差异部分,应填写“项目单位技术差异表”,“投标人保证值”栏应由投标人认真逐项填写。项目单位需求部分由项目单位填写,包括招标设备的工程概况和招标设备的使用条件。对扩建工程,可以提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。投标人响应部分由投标人填写“投标人技术参数偏差表”,提供销售业绩、主要部件材料和其他要求提供的资料。 4. 投标人填写“技术参数和性能要求响应表”时,如与招标人要求有差异时,除填写“技术偏差表”外,必要时应提供相应试验报告。 5. 有关污秽、温度、海拔等需要修正的情况由项目单位提出并在专用部分的项目单位技术差异表明确表示。 6.采购标准技术规范的页面、标题等均为统一格式,不得随意更改。

目录 1总则 (1) 1.1 一般规定 (1) 1.2 投标人应提供的资格文件 (1) 1.3 工作范围和进度要求 (1) 1.4 技术资料 (1) 1.5 标准和规范 (1) 1.6 必须提交的技术数据和信息 (2) 2 性能要求 (2) 3 主要技术参数 (2) 4 外观和结构要求 (3) 5 验收及技术培训 (3) 6 技术服务 (3) 附录A 供货业绩 (4) 附录B 仪器配置表 (4)

变压器温度计相关知识

变压器温度计相关知识 由于变压器的使用寿命取决于它的绕组温度,绕组温度对绝缘材料起着决定性的作用。DL/T 572—1995《电力变压器运行规程》规定变压器的上层油温,一般不得超过95℃。上层油温如果超过95℃,变压器绕组的温度就要超过绕组绝缘物的耐热强度,从而加速绝缘物的老化。故变压器运行中,一般规定了85℃这个上层油温的界限。 为防止变压器油温过高,加速变压器的老化。故变压器一般安装温度计,油面温度计用来测量变压器油箱上层油温,监视变压器运行状态是否正常。 早期变压器一般只安装一只温度计,最近几年变压器油面温度计一般安装两只,主要对于容量较大的变压器,油箱内空间较大,变压器的发热和散热也是不均匀的,在变压器内不同的区域,温度相差可能较大,为了安全起见,需要较准确地测出变压器的油温,所以有时在变压器的长轴两端各设个信号温度计来检测其油温,以确保变压器更安全地运行。这样也可当其中一只温度计故障,由于一时无法安排停电处理,而无法监测变压器的油面温度。 这一年随着绕组温度计技术成熟,更在在1110kV安装绕组温度计,直接监测绕组温度计。 一、温度计的原理 变压器温度计是用来测量油箱里面上层油温的,起到监视电力变压器是否正常运行的作用。温度计按变压器容量大小可分为水银温度计、压力式(信号)温度计、电阻温度计三种测温方法。 通常800kVA以下的电力变压器箱盖上设有水银温度计座。当欲以水银温度计测量油面温度时,旋开水银温度计水银温度计是膨胀式温度计的一种,水银的冰点是:-38.87℃,沸点是:356.7℃,用来测量0--150℃或500℃以内范围的温度,它只能作为就地监督的仪表。用它来测量温度,不仅比较简单直观,而且还可以避免外部远传温度计的误差。使用水银温度计时应注意以下几点:座上的盖子(运输时防雨用的)在座内注满变压器油,将水银温度计插入进行测量。

[全]变压器主保护定值整定计算

变压器主保护定值整定计算 以下差动保护采用二次谐波制动,以二圈变压器为例,所有计算均为向量和。 ①不平衡电流产生的原因和消除方法: a.由变压器两侧电流相位不同而产生的不平衡电流; (Y/Δ-11)Y.d11 接线方式——两侧电流的相位差30°。 消除方法:相位校正。 * 二次接线调整 变压器Y侧CT(二次侧):Δ形。Y.d11 变压器Δ侧CT(二次侧):Y形。Y.Y12 * 微机保护软件调整 b.由计算变比与实际变比不同而产生的不平衡电流; c.由两侧电流互感器型号不同而产生的不平衡电流;(CT变换误差) d.由变压器带负荷调整分接头而产生的不平衡电流;(一般取额定电压) e.暂态情况下的不平衡电流; 当变压器电压突然增加的情况下(如:空载投入,区外短路切除后).

会产生很大的励磁涌流.电流可达2-3 In,其波形具有以下特点 * 有很大的直流分量.(80%基波) * 有很大的谐波分量,尤以二次谐波为主.(20%基波) * 波形间出现间断.(削去负波后) 可采用二次谐波制动,间断角闭锁,波形对称原理 f.并列运行的变压器,一台运行,当令一台变压器空投时会产生和应涌流 所谓“和应涌流”就是在一台变压器空载合闸时,不仅合闸变压器有励磁涌流产生,而且在与之并联运行的变压器中也出现涌流现象,后者就称为“和应涌流”。其波形特点与励磁涌流差不多。 4、主变保护整定计算 (1)计算变压器两侧额定一次电流

—该侧CT变比。 注意:Kjx只与变压器本身有关,而与保护装置的CT接线形式无关。传统的差动保护装置中,变压器Y形绕组侧的CT多采用△接线,新的微机型差动保护装置中,变压器Y绕组侧的CT可以采用Y接线,微机型差动保护在装置内部实现了CT的△接线,因此在保护定值计算时可完全等同于外部△接线。 对于Y/△-11接线方式:Ia`=Ia - Ib,Ib`= Ib - Ic, Ic `= Ic –Ia 对于Y/△-1接线方式:Ia`=Ia - Ic,Ib`= Ib - Ia, Ic `= Ic - Ib (3)计算平衡系数 设变压器两侧的平衡系数分别为和,则: ①降压变压器:选取高压侧(主电源侧)为基本侧,平衡系数为 Kh=1 Kl=Inh`/Inl` ②升压变压器:选取低压侧(主电源侧)为基本侧,平衡系数为

变压器夏季高温时段运行温度过高现象的研究

变压器夏季高温时段运行温度过高现象的研究 发表时间:2018-06-06T10:41:10.420Z 来源:《电力设备》2018年第2期作者:徐添羽宋新微沈丁丁潘国华倪鹏飞 [导读] 摘要:在变压器的实际运行过程中,由于电磁场的存在,以及变压器中线圈内部电流的流动,不可避免的会出现电能的损耗,损耗的电能转化成热能进行扩散,最终引起变压器温度上升。 (国网浙江桐乡市区供电有限公司 314503) 摘要:在变压器的实际运行过程中,由于电磁场的存在,以及变压器中线圈内部电流的流动,不可避免的会出现电能的损耗,损耗的电能转化成热能进行扩散,最终引起变压器温度上升。由于电力变压器中存在电磁场和各线圈电流的流动而形成了电能损耗,进而转化为热能不断扩散,导致变压器各个部位的温度升高。本文主要从夏季高温时段变压器温度过高现状出发,分析可能引起变压器运行温度过高的原因,探究如何有效进行降温处理。 关键字:变压器;高温时段;温度过高 根据《运行规程》要求,油浸自冷变压器顶层油温超过80℃时,温度每增加6℃,变压器老化加倍,使用寿命缩短一半。主变运行温度超过80℃会加速主变老化,损害变压器使用寿命,故超温报警设置为80℃。变压器的构成材料中有铜与铁,在运行过程中必然会出现铜损和铁损,损耗最终都会转化成热能,因此变压器的铁芯和烧组在长时间使用后会出现温度上升的现象。加上烧组中有电流通过,也会引起发热。为了实现热平衡,变压器会向外界自发的进行散热,保持变压器各个部门的温度稳定。一旦变压器的各个部件长期处在高温状态,并且温度超出规定的限值,尤其是变压器中的油温,如果比超温报警温度80℃高,还在不断升温时,变压器的绝缘很容易出现损坏,一旦遇到高电压就可能会被击穿,最终造成电路故障,甚至引发安全事故。因此在变压器运行过程中,要做好散热工作,确保其温度不超过限定温度。在夏季高温时段,变压器的温度如果出现过高现象,除了与外部环境有关,还可能与变压器的散热装置、运行电压、负荷等因素有关联,需要有针对性的开展降温工作,确保变压器安全运行。 一、变压器夏季高温时段运行现状和存在问题 据统计在夏季高温期间,110kV变压器在高负荷情况下,存在主变超温运行的问题,从2015年至2017年,52台主变压器超温报警共计158次,这在一定程度上影响了主变压器的安全可靠运行,并且影响设备使用寿命,增加电网运行风险。 据现场调查结果,全年电网供电高负荷运行时间集中在夏季7-9月,伴随而来的是变压器高负载率运行,进而变压器运行温度升高,导致超温报警发生。因为每天不同时间段的供电负荷和天气温度的双重影响,所以超温报警天的时间段主要集中在上午10点-下午3点。 二、变压器温度升高的原因 (一)内部原因 (1)自然的内部损耗 变压器在运行过程中会出现自然的内部消耗,最终都会转化成热量,并且通过热辐射、热传导等方式向外部进行散热,如果散热与发热处于平衡时,温度一旦散热与发热出现不平衡,那么温度将会上升,出现温度过高现象,在夏季高温时间段受外部环境的影响,更加明显。 (2)分接开关接触不良 在变压器运行中,如果分解开关存在开关弹簧压力不够,造成接点接触面小过小,或者接触点存在积尘、油膜等造成接触电阻过大,引起接点过热,都会使得变压器温度上升,这种情况尤其容易发生在倒换分接开关或变压器过负荷运行状态下。 (3)绕组匝间出现短路 如果在变压器的绕组匝中存在某几匝绝缘老化或者受外力受损,那么将会形成闭合的短路环流,并且匝数月少,闭合短路环流中产生的温度就越高,情况严重的时候还可能会将变压器烧毁,还有可能出现弧光,冷却油受此影响受热,影响整个变压器的温度。 (4)铁芯局部过热 变压器中的铁芯主要是具有绝缘性能的硅钢片,如果受到外力损伤,或者长期使用中铁芯的绝缘性能出现老化,那么铁芯中的涡流会变大,造成铁芯局部发热,情况严重的话会出现温度过热,影响油温温度,造成温度过高。 (5)变压器内油过少或者散热管出现阻塞 变油是变压器内部的主要绝缘体,不仅能够起到灭孤、绝缘的作用,还在很大程度上起到自我冷却的作用,当变压器内部的油过少时,发生在油中的热循环受阻,冷却速度达不到正常的速度,油温上升,造成变压器运行温度过高。 (二)外部原因 (1)变压器散热系统故障 一般来说,变压器除了配备有散热管,还配置有强迫风冷散热与水循环散热等散热系统,一旦散热系统出现故障,尤其是在夏季高温时间段,变压器将会因为散热条件过差而出现运行温度过高。 (2)变压器进出风口出现严重积尘甚至阻塞 变压器主要通过进出风口来实现空气对流,当过多的灰尘沉淀在出风口,空气对流受阻,变压器在同样的发热条件下无法通过对流有效向空气进行散热,散热条件变差,将会引起变压器运行温度上升。 三、预防变压器温度异常的具体措施 夏季高温时段遇到变压器温度过高的现象,需要及时做好降温处理,根据温度过高的原因进行细分,可以分为两个处理方向:(一)变压器运行出现异常造成高温 如果是因为运行异常造成高温,可以从以下四个方面进行处理: 1、根据变电站的实际情况选择合适容量与型号的变压器,尽可能的避免使用损耗参数低的变压器,在选择容量时要留有一定的余地。在多个变压器并列运行的情况下要做好环流的防范工作。 2、对变压器的温度要保持关注,一旦发现温度不对就需要采取有效的措施进行快速降温的同时,检测负载、油温、油位等是否正常,逐一进行故障排查。 3、借助红外线开展监测,对于漏磁造成的涡流、套管出口部分导体接触不良问问题都是肉眼看不到,需要借助相关的设备进行检

电力变压器交接试验标准

第六章电力变压器 第6.0.1条电力变压器的试验项目,应包括下列内容:一、测量绕组连同套管的直流电阻;二、检查所有分接头的变压比;三、检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性;四、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数;五、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ;六、测量绕组连同套管的直流泄漏电流;七、绕组连同套管的交流耐压试验;八、绕组连同套管的局部放电试验;九、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻;十、非纯瓷套管的试验;十一、绝缘油试验;十二、有载调压切换装置的检查和试验;十三、额定电压下的冲击合闸试验;十四、检查相位;十五、测量噪音。注:①1600kVA以上油浸式电力变压器的试验,应按本条全部项目的规定进行。②1600kVA及以下油浸式电力变压器的试验,可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十四款的规定进行。③干式变压器的试验,可按本条的第一、二、三、四、七、九、十二、十三、十四款的规定进行。④变流、整流变压器的试验,可按本条的第一、二、三、四、七、九、十一、十二、十三、十四款的规定进行。⑤电炉变压器的试验,可按本条的第一、二、三、四、七、九、十、十一、十二、十三、十四款的规定进行。 ⑥电压等级在35kV及以上的变压器,在交接时,应提交变压器及非纯瓷套管的出厂试验记录。 第6.0.2条测量绕组连同套管的直流电阻,应符合下列规定:一、测量应在各分接头的所有位置上进行;二、1600kVA及以下三相变压器,各相测得值的相互差值应小于平均值的4%,线间测得值的相互差值应小于平均值的2%;1600kV A以上三相变压器,各相测得值的相互差值应小于平均值的2%;线间测得值的相互差值应小于平均值的 1%;三、变压器的直流电阻,与同温下产品出厂实测数值比较,相应变化不应大于2%;四、由于变压器结构等原因,差值超过本条第二款时,可只按本条第三款进行比较。

变压器差动保护整定计算

变压器差动保护整定计算 1. 比率差动 装置中的平衡系数的计算 1).计算变压器各侧一次额定电流: n n n U S I 113= 式中n S 为变压器最大额定容量,n U 1为变压器计算侧额定电压。 2).计算变压器各侧二次额定电流: LH n n n I I 12= 式中n I 1为变压器计算侧一次额定电流,LH n 为变压器计算侧TA 变比。 3).计算变压器各侧平衡系数: b n n PH K I I K ?= -2min 2,其中)4,min(min 2max 2--=n n b I I K 式中n I 2为变压器计算侧二次额定电流,min 2-n I 为变压器各侧二次额定电流值中最小值,max 2-n I 为变压器各侧二次额定电流值中最大值。

平衡系数的计算方法即以变压器各侧中二次额定电流为最小的一侧为基准,其它侧依次放大。若最大二次额定电流与最小二次额定电流的比值大于4,则取放大倍数最大的一侧倍数为4,其它侧依次减小;若最大二次额定电流与最小二次额定电流的比值小于4,则取放大倍数最小的一侧倍数为1,其它侧依次放大。装置为了保证精度,所能接受的最小系数ph K 为,因此差动保护各侧电流平衡系数调整范围最大可达16倍。 差动各侧电流相位差的补偿 变压器各侧电流互感器采用星形接线,二次电流直接接入本装置。电流互感器各侧的极性都以母线侧为极性端。 变压器各侧TA 二次电流相位由软件调整,装置采用Δ->Y 变化调整差流平衡,这样可明确区分涌流和故障的特征,大大加快保护的动作速度。对于Yo/Δ-11的接线,其校正方法如下: Yo 侧: )0('I I I A A ? ??-= )0(' I I I B B ? ? ? -= )0('I I I C C ? ??-= Δ侧: 3/ )('c a a I I I ? ??-=

变压器检验规范

S9中小型电力变压器检验规范 编号:Q/DC .B03—2003 1 范围 本规范规定了S9系列中小型变压器主要部件铁芯、线圈、器身、油箱、箱盖、储油柜、绝缘件的检验方法和依据等有关内容。 本规范适用于本厂外包加工的铁芯、油箱、箱盖、储油柜、绝缘件及自制部件线圈、器身检验和成品的出厂试验。 2引用标准 GB1094.1-1996 电力变压器第一部分总则 GB/T6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求 JB/T56011-92《油浸式电力变压器产品质量分等》 Q/DC.B01-2003 S9系列变压器技术条件 Q/DC.B02-2003 S9系列变压器工艺守则 3 铁芯检验 3.1 使用的量具、仪表见表1 3.2 检验程序 3.2.1 委外加工的铁芯应验证其检验报告或合格证明,每台必须有检测检验报告或合格证明。 3.2.2 抽样检验。 按其比例大小,10台之内抽检一台,10台以上抽检2台,25台以上抽检5台。 3.2.3 检查铁芯是否有一点可靠接地。 3.2.4 用500VMΩ兆欧表检测铁芯绝缘电阻 拆除铁芯接地片后的绝缘电阻必须>200MΩ。 3.2.5 铁芯片检查 在拆除上铁轭后任取5片,在其毛刺最大处测量(缺口交点除外)用千分尺测量,剪口毛刺<0.03 mm;长边偏差±0.15 mm,短边偏差0.03 mm,宽度偏差-0.2 mm ,平行度<0.4 mm,直线度<0.5 mm,角度偏差±0.03°。

易县电力局承装公司2003-09-01发布2003-09-10实施 Q/DC .B03—2003 3.2.6 检测铁芯端面是否参差不齐 用游标卡尺的深度尺测量上铁轭上端面两相邻铁芯片的差值,不应>1.0 mm(芯柱直径≦330 mm时)。 3.2.7 检查两下夹件上肢板间平面度 用300mm钢板尺和塞尺测量A、C相外侧,其平面度应<3.0mm(铁芯直径≦330mm 时)。 3.2.8 检查铁芯表面状况 察看铁芯外表面不应有锈蚀(但允许有被漆膜覆盖的锈迹,其面积应不大于可见部分的20%)。 3.2.9铁芯叠片不应有错叠漏叠现象,每级接缝处不得有重叠压边现象。接缝空隙:铁芯直径≤330mm时离缝≤1.5 mm。 3.2.10 接地检查 接上接地片,铁芯对夹件、垫脚应为通路,拆下接地片应为断路。 3.2.11 铁芯外形检查 铁芯装配直立后,其芯柱不应有明显弯曲、变形,芯柱的倾斜度不大于铁芯总高的5‰。 3.2.12 铁芯重量检查 铁芯叠装后重量应与图样基本相符,如有约定时,其净重不得超出图样规定重量的0.5%。 3.2.13 空载损耗试验 在上述检验合格后,对新试制的产品与标准相比照,允许偏差+30%。 3.3 检验记录 检验人员应将以上检验结果填入《铁心检测记录》。 3.4检验结果的判定及标识 对外委加工的铁芯抽样检验,以上有任何一项不合格均判定为不合格品,应加倍抽查,对不合格项目二次检验仍不合格,判定该批产品为不合格批,应执行《不合格品的控制程序》。 检验后的产品应做好相应标识。 4油箱的检验 4.2 检验程序 4.2.1 对外包加工的油箱应验证其每台是否有检验报告或合格证明。

变压器油分析报告

洛阳阳光热电有限公司变压器油检验报告 样品状态运行油采样日 期 2009年08月18 日 样品名称#25变压器油分析日 期 2009年08月19 日 分析项目水分、介质损耗因数、击穿电压、 色谱 报告日 期 2009年08月21 日 采样地点#1主变依据标准 外状 水溶性酸(pH值) 酸值,mgKOH/g 闪点(闭口),℃ 水分,mg/L 10.5 GB/T7600 界面张力(25℃),mN/m 介质损耗因数(90℃)0.093 击穿电压,kV 52 体积电阻率(90℃) Ω·cm 油中溶解气体组分含量 色谱分析 如下 破乳化时间 备注 色谱:甲烷:17.90 乙烯:1.65 乙烷:2.58 乙炔:0.00 氢 气:174.32 一氧化碳:1437.09 二氧化碳:5178.93 总烃:22.13 分析意见:氢含量超过注意值! 建议缩短周期,跟踪分析! 其他结果合格。 审核试验张颖、罗燕贞、王静

洛阳阳光热电有限公司变压器油检验报告 样品状态运行油采样日期2009年08月18 日 样品名称#25变压器油分析日期2009年08月19 日 分析项目介质损耗因数、击穿电压、 色谱 报告日期 2009年08月21 日 采样地点#1高厂变依据标准外状 水溶性酸(pH 值) 酸值, mgKOH/g 闪点(闭 口),℃ 水分,mg/L 界面张力 (25℃), mN/m 介质损耗因 数(90℃) 0.069 击穿电压,kV 54 体积电阻率 (90℃) Ω·cm 油中溶解气 体组分含量 色谱分析 如下 破乳化时间 备注色谱:甲烷:10.88 乙烯:1.71 乙烷:2.32 乙炔:0.00 氢气:62.79 一氧化碳:811.07 二氧化碳:2915.03 总烃:14.91 分析意见:含量未发现异常! 其他结果合格。 审核试验张颖、罗燕贞、王静

变压器油面绕组温度计的基本知识

1、这里着重介绍油面温度计,因为绕组温度计的温度指示并非真实绕组温度体征,而是通过油顶层温度与电流互感器小信号叠加而成的模拟信号。 2、绕组温度计的信号介绍: B W Y -80 4 A J (TH) 湿热带防护 J、机电一体化、输出(4-20)mA A、铂电阻 开关数量 线性刻度 油面 温度计 变压器 BWY-804AJ(TH)油面温度计:仪表内装有四组可调控制开关,可分别用于变压器冷却系统控制及讯号报警。同时能输出与温度值对应的(4-20)mA电流信号和Pt100铂电阻值,供计算机系统和二次仪表使用。 组成:主要由弹性元件、传感导管、感温部件、温度变送器、数字式温度显示仪组成。由弹性元件、传感导管和感温部件构成的密封系统内充满感温介质,当被测温度变化时,感温部件内的感温介质的体积随之变化,这个体积增量通过传感导管传递到仪表内弹性元件,使之产生一个相对应的位移,这个位移经机构放大后便可指示被测温度,并驱动微动开关,输出开、关控制信号以驱动冷却系统,达到控制变压器温升的目的。通过嵌装在一次仪表内的变送器,输出(4-20)m A标准信号,输入计算机系统和二次仪表,实现无人电站管理使用说明: 1、仪表在运行中必须垂直安放。 2温包安装:使用前必须确认温度计座内注满了油且油面能够完全浸没PT100。 3、温包与表头间的软管必须有相应的固定,间距在300mm为宜。弯曲半径不得小于R100mm。多余的软管应按大于直径Φ200mm盘成圆,固定在变压器本体上。(毛细管内为惰性液体) 4、调整温度表必须在专用设备特定温度下进行。 5、切忌用手随意拨动表指针动作。 常见故障: 1、表盘指针不动作且回零---毛细管内液体泄露,该故障为不可修复故障。 2、数显显示异常:极性接反,变送器故障 绕组温度计的工作原理: 变压器绕组温度计的温包插在变压器油箱顶层的油孔内,当变压器负荷为零时,绕组温度计的读数为变压器油的温度。当变压器带上负荷后,通过变压器电流互感器取出的与负荷成正比的电流,经变流器调整后流经嵌装在波纹管内的电热元件。电热元件产生的热量,使弹性元件的位移量增大。因此在变压器带上负荷后,弹性元件的位移量是由变压器顶层油温和变压器负荷电流二者所决定。变压器绕组温度计指示的温度是变压器顶层油温与线圈对油的温升之和,反映了被测变压器线圈的最热部位温度。 绕组温度计的档位选定: 1、选定档位需要的几个参数:变压器一次额定电流、CT变比、铜油温差 2、计算公式:IP=I*/CT变比,得出二次互感器额定电流.根据铜油温差查曲线得到IS

变压器过热故障原因分析及处理对策

变压器过热故障原因分析及处理对策 一、变压器绕组过热分析 近十几年来,为降低变压器损耗,各制造厂先后采用了带有统包绝缘的换位导线绕制变压器绕组。由于早期国内对换位导线生产技术尚未全面掌握,使之采用换位导线的变压器在运行十年左右出现了统包绝缘膨胀。段间油道堵塞、油流不畅,匝绝缘得不到充分冷却,使之严重老化,以致发糊、变脆,在长期电磁振动下,绝缘脱落,局部露铜,形成匝间(段间)短路,导致变压器烧损事故。 另外,绕组本身的质量不良也会导致过热现象。 二、分接开关动、静触头接触不良引起的过热 在有载调压变压器中,特别是调压频繁、负荷电流较大的变压器,在频繁的调动中会造成触头之间的机械磨损、电腐蚀和触头污染,电流的热效应会使弹簧的弹性变弱,从而使动、静触头之间的接触压力下降。接触压力减小,会使触头之间的接触电阻增大,从而导致触头之间的发热量增大,由于发热又加速触头表面的氧化腐蚀和机械变形,形成恶行循环,如不及时处理,往往会使变压器发生损坏事故。 在无载调压变压器中,分接开关接触不良,也会使其表面腐蚀、氧化,或触头之间的接触压力下降使接触电阻增大,而形成变压器的过热性故障。 三、引线故障引起的过热故障 (1)引线接头过热:

引线接头(将军冒)过热也是多发性故障。例如,东北电网某局的一台主变压器,总烃为455.9ppm,乙炔为4.23ppm。吊检发现66KV A相套管穿缆引线过热,焊锡流出到夹件和压件上;有如,某台主变压器,B相套管头部发热,经检查,将军冒螺扣匹配不良,将螺扣烧坏5~6扣,造成过热。 (2)引线断股 某台DFL-6000/220型单相变压器,1990年5月开始发现色谱分析结果异常,热点温度可能高压1000℃,直到1993年5月进行大修时才发现,该变压器中性点套管内的引线有两股烧断、三股烧伤(共35股,240mm2),其原因是在1989年5月检修中,更新该中性点套管时引线(铜辫子)向上拉比较别劲,使引线外层半迭绕白布带脱落,裸辫子引线与套管内的铜管内壁相碰,发生分流、放电、过热。四、冷却装置异常引起变压器过热 (1)冷却装置风路堵塞 冷却装置风路堵塞引起的过热现象也时有报道。例如,某台OSFPSL-120000/220型变压器,运行11年均正常。1992年8月28日油温突然上升,由原来的42℃左右增加到90℃左右。与同容量的变压器比较温升相差很大,但电气试验结果正常。通过对外观检查发现,风冷却器散热管的翅片间积满了灰尘(长期运行从未清洗过),已将间隙堵死,电风扇的风已无法吹到散热管上,致使变压器的温度不断升高。经冲洗后油温一直在40℃左右。有如,某台DSFPSL-90000/220型变压器,上层油温偏高,曾达80~90℃,检查发现散热器风道缝隙

开关电源变压器测试标准

开关电源变压器测试标准 正常的试验大气条件(除有规定条件除外,均应在正常试验条件下进行试验): 温 度: 15~35℃ 相对湿度: 45%~75% 气 压: 86~106kPa 一、直流铜阻 目的:保证每一绕组使用正确的漆包线规格。 仪器:TH2511低直流电阻测试仪。 方法:变压器各绕组在温度为20℃时的直流电阻,应符合产品规格书的标准。 若测量环境温度不等于20℃时,应按下面的公式换算 R 20=θ +5.2345 .254R θ 式中: R 20——温度为20时的直流电阻,Ω; R θ ——温度为θ 时测得的直流电阻,Ω; θ——测量时的环境温度,℃。 二、电感量 目的:确保使用正确的磁性材料及绕组圈数的正确性。 仪器:WK3255B 电桥。 方法:对变压器测试端施加额定条件的电桥,测试电感量。见图1 图1 开路

三、直流叠加 目的:检验磁芯的磁饱和特性或实际工作条件下的磁芯特性。 仪器:WK3255B 电桥;FJ1772A 直流磁化电源。 方法:对变压器测试端施加规定的直流电流,用电桥测试电感量。见图2 图2 图中I 0 —— 在测试端N1绕组施加的直流电流 四、漏感 目的:保证绕组处于骨架上正确的位置以及磁性材料的气隙大小的正确性。 仪器:WK3255B 电桥。 方法:将所测变压器次级端短路,在初级端施加额定条件的电桥测试电感量。 见图3 图3 五、绝缘电阻 目的:保证每一绕组对磁芯、静电屏蔽及各绕组间绝缘电阻性能满足所需的 技术指标。 仪器:2679绝缘电阻测试仪。 短 路

方法:用绝缘电阻测试仪对变压器的初次级绕组间或绕组和磁芯、静电屏蔽间施加直流电压500V,测试绝缘电阻值。 不作包装或简易包装的非灌封、浇注结构的元件,测量常态绝缘电阻 前,可先进行预处理。预处理方法:清除变压器表面的尘垢,再将变 压器放入温度80±5℃的烘箱内,保持表1规定的时间从箱内取出, 在正常大气条件下放置48h。 表1 六、绝缘耐压 目的:保证绕组使用了正确的材料和绕组处于正确的位置并提供所需的安全隔离等级。 仪器:2671绝缘耐压测试仪。 方法:将试验电压施加在被测绕组与磁芯、静电屏蔽间,其他绕组与磁芯及静电屏蔽相连。 试验电压在2KV以上时,应从零开始逐渐升高电压至规定值,并保持 规定时间,然后逐渐将试验电压降至零再切断电源。 七、相位 目的:保证每个绕组绕线方向的正确性,即同名端位置是否符合要求。 仪器:3250综合测试仪。 图4 左图黑点标明该变压器的同名端;即表示1、3为绕组的绕线起头端。

变压器油温测量及检查处理

关于变压器的油温测量及检查处理法则 曾振华 华东交通大学电气与电子工程学院南昌330013 摘要:变压器的绝缘老化,主要是由于温度、湿度、氧化和油中分解的劣化物质的影响所致。但老化的速度主要由温度决定,绝缘的工作温度愈高,化学反应进行的愈快,绝缘的机械强度和电气强度丧失的愈快,绝缘老化速度愈快,变压器使用年限也愈短。实际上绕组温度受负荷波动和气温变化的影响,变化范围很大。为保证变压器的连续安全供电,变压器必须保证在一定温度下进行因此,对变压器的温度进行实时采集及检查处理,使其维持在一定的范围内,对变压器的寿命有重要的意义。 关键字:变压器温度铂电阻检查处理 1 变压器散热原理分析 变压器在运行时产生的损耗以热的形式通过油、油箱壁和散热器散发到周围的空气中。热量的散发通过导热、对流和辐射三种形式。从绕组和铁心的内部到其表面热量主要靠导热形式散发,从绕组和铁心表面到变压器油中热量主要靠对流的形式散发。散发到变压器油中的热量使油箱中的变压器油温度上升、密度下降、产生热浮力,而变压器油在热浮力的推动下,从油箱上部进人连接油管,通过油管进人散热器。变压器油在散热器中经过和外面空气的热交换,使散热器中的变压器油温度降低,从油箱下部进人连接油管,通过油管重新进入变压器油箱,形成自然循环。变压器的散热量可由式(1)确定: 式中,Ql为单位热负荷;Q为变压器的损耗;F变压器的总散热面积;C1与变压器性本身参数有关的常数;ty即变压器温升。 2 系统硬件设计 电力变压器运行中,对其油温的测量是维护电力变压器安全运行的基础和关键。电力变压器冷却系统的投退和超温报警等都由其安装的温度控制器来实现。 本变压器油温测量系统以MSP430F449为主控制器件,它是TI公司生产的16位超低功耗特性的功能强大的单片机。MSP430单片机内部具有高、中、低速多个时钟源,可以灵活的配置给各模块使用以及工作于多种低功耗模式,大大降低控制电路的功耗提高整体效率。首先,电力变压器油温经过传感器和信号调理电路采集放大为适合A/D转换的电压值。A /D转换器对模拟信号进行采样并转换位数字信号后经MSP430作预处理。借助MSP430 单片机和主机(上位机)之间的串行通信完成人机交互监测,系统框图如图1

电力变压器试验项目和标准说明

电力变压器试验项目及标准说明 1 绝缘油试验或SF6气体试验; 2 测量绕组连同套管的直流电阻; 3 检查所有分接头的电压比; 4 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性; 5 测量与铁心绝缘的各紧固件(连接片可拆开者)及铁心(有外引接地线的)绝缘电阻; 6 非纯瓷套管的试验; 7 有载调压切换装置的检查和试验; 8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数; 9 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ ; 10 测量绕组连同套管的直流泄漏电流; 11 变压器绕组变形试验; 12 绕组连同套管的交流耐压试验; 13 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验; 14 额定电压下的冲击合闸试验; 15 检查相位; 16 测量噪音。 注:除条文内规定的原因外,各类变压器试验项目应按下列规定进行: 1 容量为1600kVA 及以下油浸式电力变压器的试验,可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行; 2 干式变压器的试验,可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行; 3 变流、整流变压器的试验,可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定进行; 4 电炉变压器的试验,可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、15款的规定进行;

5 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试验项目进行试验。 6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目,现场试验按本标准执行。 7.0.2油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验,应符合下列规定: 1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0. 2 的规定;试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1 的规定。 2 油中溶解气体的色谱分析,应符合下述规定:电压等级在66kV 及以上的变压器,应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后、冲击合闸及额定电压下运行24h后,各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量,应无明显差别。新装变压器油中H2 与烃类气体含量(μL/L)任一项不宜超过下列数值: 总烃:20, H2:10, C2H2:0, 3 油中微量水分的测量,应符合下述规定:变压器油中的微量水分含量,对电压等级为 110kV 的,不应大于 20mg/L;220kV 的,不应大于 15mg/L ;330~500kV 的,不应大于 10mg/L 。 4 油中含气量的测量,应符合下述规定:电压等级为330 ~500kV 的变压器,按照规定时间静置后取样测量油中的含气量,其值不应大于1%(体积分数)。 5 对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏:SF6气体含水量(20℃的体积分数)一般不大于250μL/L。变压器应无明显泄漏点。 7.0.3测量绕组连同套管的直流电阻,应符合下列规定: 1 测量应在各分接头的所有位置上进行; 2 1600kVA 及以下电压等级三相变压器,各相测得值的相互差值应小于平均值的 4%,线间测得值的相互差值应小于平均值的2%;1600kVA 以上三相变压器,各相测得值的相互差值应小于平均值的 2%;线间测得值的相互差值应小于平均值的1%; 3 变压器的直流电阻,与同温下产品出厂实测数值比较,相应变化不应大于 2%;不同温度下电阻值按照式7.0.3换算: R2=R1(T+t2)/( T+t1) (7.0.3) 式中 R1、R2——分别为温度在t1、t2时的电阻值; T——计算用常数,铜导线取235,铝导线取225。 4 由于变压器结构等原因,差值超过本条第2款时,可只按本条第3款进行比较。但应说明原因。

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