声音异常 变压器在正常运行时,会发出连续均匀的“嗡嗡”声。如果产生的声音不均匀或有 其他特殊的响声,就应视为变压器运行不正常,并可根据声音的不同查找出故障,进行 及时处理。主要有以下几方面故障: 电网发生过电压。电网发生单相接地或电磁共振时,变压器声音比平常尖锐。出现 这种情况时,可结合电压表计的指示进行综合判断。 变压器过载运行。 负荷变化大, 又因谐波作用, 变压器内瞬间发生 “哇哇” 声或 “咯 咯”的间歇声,监视测量仪表指针发生摆动,且音调高、音量大。 变压器夹件或螺丝钉松动。声音比平常大且有明显的杂音,但电流、电压又无明显 异常时,则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺丝钉松动,导致硅钢片振动增大。 变压器局部放电。若变压器的跌落式熔断器或分接开关接触不良时,有“吱吱”的放电 声;若变压器的变压套管脏污,表面釉质脱落或有裂纹存在,可听到“嘶嘶”声;若变 压器内部局部放电或电接不良,则会发出“吱吱”或“噼啪”声,而这种声音会随离故 障的远近而变化,这时,应对变压器马上进行停用检测。 变压器绕组发生短路。声音中夹杂着水沸腾声,且温度急剧变化,油位升高,则应 判断为变压器绕组发生短路故障,严重时会有巨大轰鸣声,随后可能起火。这时,应立 即停用变压器进行检查。 变压器外壳闪络放电。当变压器绕组高压引起出线相互间或它们对外壳闪络放电时,会 出现此声。这时,应对变压器进行停用检查。 气味, 气味,颜色异常 防爆管防爆膜破裂:防爆管防爆膜破裂会引起水和潮气进入变压器内,导致绝缘油 乳化及变压器的绝缘强度降低。 套管闪络放电,套管闪络放电会造成发热导致老化,绝缘受损甚至此起爆炸。 引线(接线头)、线卡处过热引起异常;套管接线端部紧固部分松动或引线头线鼻子滑 牙等,接触面发生氧化严重,使接触过热,颜色变暗失去光泽,表面镀层也遭破坏。 套管污损引起异常;套管污损产生电晕、闪络会发生臭氧味,冷却风扇,油泵烧毁 会发出烧焦气味。 另外,吸潮过度、垫圈损坏、进入油室的水量太多等原因会造成吸湿剂变色。 油温异常 发现在正常条件下, 油温比平时高出 10 摄氏度以上或负载不变而温度不断上升 (在 冷却装置运行正常的情况下),则可判断为变压器内部出现异常。主要为: 内部故障引起温度异常。其内部故障,如绕组砸间或层间短路,线圈对围屏放电、 内部引线接头发热、铁芯多点接地使涡流增大过热,零序不平衡电流等漏磁通过与铁件 油箱形成回路而发热等因素引起变压器温度异常。发生这些情况时,还将伴随着瓦斯或 差动保护动作。故障严重时,还有可能使防爆管或压力释放阀喷油,这时应立即将变压 器停用检修。 冷却器运行不正常所引起的温度异常。冷却器运行不正常或发生故障,如潜油泵停 运、风扇损坏、散热器管道积垢、冷却效果不佳、散热器阀门没有打开、温度计指示失 灵等诸多因素引起温度升高,应对冷却器系统进行维护和冲洗,以提高其冷却效果。 油位异常 变压器在运行过程中油位异常和渗漏油现象比较普遍,应不定期地进行巡视和检 查,其中主要表现有以下两方面。 1、假油位:油标管堵塞;油枕吸管器堵塞;防爆管道气孔堵塞。 2、油面低:变压器严重漏油;工作人员因工作需要放油后未能及时补充;气温过 低且油量不足,或是油枕容量偏小未能满足运行的需求。 预防主变压器因外部短路引起损坏事故对策 近些年来,我国 110 kV 及以上的主变压器因外部短路引起的损坏事故明显地增长,而 且大多数故障的变压器损坏严重,有的还扩大成系统事故,后果极为严重。这是一项急 待解决的重大安全问题,有必要通过对事故的统计分析,查找事故发生及增长的原因, 并研究切实可行的对策来加以抑制。 1 因外部短路引起主变压器损坏事故的状况 1.1 1990~1996 年,全国 110 kV 及以上电压等级的主变压器因外部短路损坏的为 124 台次,是同期全部主变压器事故 409 台次的 30.3%。从时间分布来看: 1990~1991 年所占的比例为 10%以下,1992~1995 年平均以每年 10%左右的速率 增长,到 1996 年已达到 50%,其中 110 kV 电压等级的占 45.2%,220 kV 电压等级的占 56%。在外部短路损坏的主变压器中,短路点发生在变压器低压侧的占 80%以上。 1.2 某省会所在地的供电分公司,现运行的 110~220 kV 电压等级的主变压器共 50 台。1998~1999 年两年内,发生 110~220 kV 电压等级的主变压器损坏 7 台次,其中 6 占总事故台数的 85.7%, 有关情况见表 1。 台次是因变压器低压侧外部短路引起的损坏, 说明:1.除第 5、6 项外全部是低压侧外部短路引起,占 85.7%。 2.变压器额定容量与低压母线短路容量比除第 2 项为 11.475%外, 其余皆在 4.88%~ 9.77%。 3.重瓦斯跳闸在 7 次中占 4 次为 57%。 2 原因分析 2.1 近些年来,由于电力企业重视和加强了主设备的绝缘监督工作,尤其是油中微 量气体色谱检测技术的普及和提高、带电测试和在线检测的开展,使绝缘受潮、局部过 热、铁芯多点接地、分接开关不良等渐变性故障,在缺陷阶段就得到及时发现和处理, 大大降低了主变压器这些类型故障的发生率。而外部短路所引起的主变损坏事故,许多 是突发性的,虽然也有一部分主变是由于故障电流冲击积累效应损坏的,但由于缺乏预 先诊断手段和低压侧保护不够完善等原因,使因外部短路冲击损坏的事故比率上升。 2.2 随着系统的发展、变压器容量的增大、线路和设备数量的增多,使短路故障次 数和短路电流随之增加,主变压器承受短路冲击的环境更加严峻,在其它条件相同的情 况下,使主变损坏概率也相应增加。 2.3 从全国统计资料中得知,新投运变压器在外部短路引起损坏的故障中占很大比 率。在 1990~1996 年,投运 1 年以内的占 21%,5 年以内的占 55%。而某供电分公司 投运 5 年以内损坏的变压器竟占 100%。这说明近年来变压器制造厂在改进动、热稳定 技术方面进展不大,同时因变压器制造厂大量增加,鱼龙混杂,在质量控制方面还存在 不少问题。 2.4 一 些运行单位在认识上存在 “变压器制造质量上的问题, 只能由制造厂来解决” 的等待思想,妨碍了设法采取综合性措施。 3 防止对策 3.1 作为用户要有强烈的自我保护意识,严格选用质量良好的变压器产品。 3.1.1 在工程订货招标中, 应将变压器质量作为首要条件。 在进行经济比较时应考虑 到运行中可能因冲击损坏引起的事故损失、返修费用等较大的运行成本。 3.1.2 订货合同中,应详细明确质量要求、索赔的规定。在运行中一旦发生质量事故 (如:因动稳定不够,在短路冲击中损坏),应按合同索赔。 3.1.3 大型变压器在制造过程中,运行单位应派专业人员实施监督及阶段性质量检 查,并特别注重以下几个方面: (1) 应使用合适的导线,尤其应适当控制换位导线的宽厚比,采用自粘性导线和硬 度较高的导线,以提高绕组自身强度。 (2) 应严格控制各侧绕组高度的一致性,并最终达到设计和工艺要求的高度;应使 绕组有均衡和足够的轴向压紧力。压紧结构应保证有足够的机械强度。 (3) 引线的固定支点材料和结构应有足够的强 度,引线焊接质量应良好。 (4) 内绕组与铁芯柱之间支撑应有足够强度,防止绕组径向失稳变形。 (5) 应严格执行制造工艺, 如保护内外撑条和上下垫块严格对齐而不发生错位等。 3.2 防止近区三相短路,降低低压侧外部故障发生率 3.2.1 选用可靠性高的成套配电装置。 国标对 10~35 kV 开关柜的选用未作规定, 且 这一电压等级的成套开关柜种类很多,生产厂家更多,在选用时应慎重,重要的大型变 电站可考虑采用 SF6 全封闭组合配电柜。 3.2.2 加强配电装置的改造和维护。更新故障率较高的旧配电装置,加强维护、防止 过热、进行定期检测、坚持对真空开关灭弧室的耐压测试。 3.2.3 改进接线及运行方式。如:对于 220/110/10 kV 的地区变电站,10 kV 只作为 补偿用,避免有配电线引出;母线上加防谐振过电压装置;在运行方式上对两台及以上 主变压器的变电站,可创造条件使中压侧解列运行,以降低短路电流和改善继电保护灵 敏度。 3.2.4 加强线路出口段的故障防护。 首先要防止出线电缆故障, 电缆敷设时要防止损 伤,电缆头应严格注重质量,电缆沟要有良好的运行环境,电缆路径上应有保护措施。 架空线主要是防止近区短路,表 2 列出母线短路电流与架空线 1 km 处的短路电流的关 系,从表 2 中可看出:当母线短路电流在 20~31.5 kA 时,架空出线 1 km 处的短路电流 大约为母线短路电流的 1/2,而绕组承受的电动力与冲击电流的平方有关,因此在架空 线首端首先实现绝缘化很有必要,如采用绝缘导线、大爬距设备等。 3.3 改善变压器的继电保护 3.3.1 提高瓦斯保护及差动保护的投运率。尽量加大差动保护范围(如低压侧的 CT 安装应尽量靠近母线侧),以使变压器本体之外、差动保护范围之内的短路快速切除。 3.3.2 加强变压器低压侧的后备保护。在低压侧增加“相间电流限时速断保护” ,必 要时可加装母线保护,进一步提高保护的快速性。 3.3.3 改善高压侧对低压侧故障的后备保护。 用高、 低压侧或三侧电压闭锁并联方式, 提高高压侧复合电压闭锁过流保护对低压侧故障的电压灵敏度;以中、低压侧解列运行 或装设一套 I 高-I 低的过电流。 随着国民经济的飞速发展,现代化电网也随之不断完善和壮大,电力调度自动化系 统使老式电网系统图的电力调度模拟屏上所要求的遥测、遥信量不断增加,使得电力调 度模拟屏越来越显得拥挤不堪,更是无法实现全屏对位。因此,为适应现代化大电网状 态调度的要求,对老式电网系统图的调度模拟屏进行改造已势在必行。 现以安微池州电力系统电力调度模拟屏的改造为例, 浅述一下电力调度模拟屏的改 造。 1 屏面布置的改造 随着池州电网的不断扩大,所辖变电站和与池州电力系统联络的厂站的不断增多, 原电网系统图所做的电力调度模 拟屏布线密集, 且要求上屏量太多, 本地区下属县市相 关联络厂站又没有上远动, 加上与池州电网相联络的兄弟电网相关厂站远动信息无法采 集,使得整个调度模拟屏处于“半对半错”状态。由于每天要求调度员人工设置的量过 多,时间一长,调度员无法问津其状态是否正确,模拟屏无法实现全屏对位,便成了摆 设品,对调度工作无法起到协助作用。针对这一事实,我们采用该原电网系统图模拟屏 为电网网络图模拟屏的办法,网络图中每个方块代表一个厂站,只画出与该厂站有关的 联络线,每个厂站具体一次系统结线图可在远动终端 CRT 中直接显示。这样大大减化 模拟屏的布线,在模拟屏上只上对调度员特别重要的信息量,如:各厂站间联络线路的 潮流、联络线路检修时所挂接地线、电厂(站)所发出力及各变电站内用户实际所用有功 等。在模拟屏两侧分别放置:时间表、安全运行天数、总有功、总无功、总功率和电厂 (站)有功、无功出力。 2 模拟屏改造及技术要求 2.1 网络图中以方框代表某一厂站,方框颜色和线路颜色代表电压等级,方框中放 置一液晶显示器和厂站名光字牌,如图 1 所示。 技术要求: 图 1 池州变模拟屏改造示意图 (1) 代表某一厂站的方框外框颜色由该变电站的最高电压等级决定。 (2) 方框内液晶显示器可翻页显示该厂站所发(用)总有功、总无功以及各出线负荷 情况。 (3) 厂站名以光字牌设置,正常情况下不亮;当该厂站有事故变位时,光字牌红光 闪亮(可人工复位);当该厂站有工作时,光字牌可人工置为黄光亮。 (4) 联络线路的颜色由该线路的电压等级决定,联络线路中间放置的液晶显示器显 示该线路的方向潮流。 (5) 联络线路开关以红、黄光分别表示合、分状态,当该开关事故变位时闪光(事故 分闸黄光闪,事故合闸红光闪)。 (6) 联络线路刀闸及接地刀闸(或接地线)采用电磁翻牌,用与线路相同的颜色直接 镶嵌在模拟屏上模拟该刀闸。 2.2 模拟屏不另加屏控机,只需将远动信息通过调度台工作站直接上屏,由调度台 工作站控制模拟屏的智能箱和智能显示器。 模拟屏人工修改可由调度台工作站直接进行 不下位操作,以达到屏控目的。控制方式如图 2。 2.3 其它技术要求 (1) 模拟屏应具备多级调光功能,以适应不同环境亮度的要求。 (2) 模拟屏上远动系统不能采集的量和一些没有上远动厂站的信息量,均可进行人 工不下位修改操作。 (3) 当系统有事故变位时,不仅要求相应厂站光字牌闪红光告警,同时还应有音响 告警,且均可人工复位。 图 2 模拟屏控制图 3 模拟屏全屏对位问题的解决 模拟屏全屏能否对位,是关系到模拟屏能否真正对调度工作起到帮助作用的关键。 对于改造后的模拟屏,除了远动系统采集到的实时信息外,仍存在一些与本地区电网相 联的相关厂站信息量无法采集和一些非电动倒闸远动无法采集其信息量的问题。 这些问 题在老式系统图模拟屏中,由于上屏量太多,对位问题很难解决。而在改造后的模拟屏 上,由于需要人工对位的量很少,且把与本地区电网相联的 相关厂站,在调度台工作站 中用“虚拟站”设置,并把人工设置某厂站有工作也放在“虚拟站”中,使调度人员能 非常方便地对模拟屏完成对位修改。 4 改造后模拟屏的优点 4.1 因为模拟屏网络图给出了大电网的联络框架,对系统实行状态调度所要的实时 信息均能在屏上反映,且全屏整齐清晰。在系统有关联络线检修时,接地线位置、数目 均能在屏上清晰反映,全网有功、无功、视在功率均实时上屏,切实满足了调度人员的 工作需要, 对电网的安全调度和经济调度起到 了非常重要的作用。 模拟屏还弥补了 CRT 显示范围小的弱点,而 CRT 又能显示某一厂站详细结线图,二者相辅相成。 4.2 厂站名用光字牌形式设置, 并能人工设置光字牌亮黄光表示该厂站为工作状态, 此项功能对调度人员交接班起到重要提醒作用, 使接班人员对当时有哪些厂站工作一目 了然。 4.3 模拟屏不另加屏控机,而将远动信息通过调度台工作站直接上屏,不仅使得上 屏信息更加准确和实时化,也节约了另加屏控机的经费开支。 变电站主变压器的事故及其处理 摘要: 在国家良好的的经济发展态势下, 用电需求不断上升, 新的变电站随之不断涌现。 主变压器在变电站内就象人的心脏,它的安全运行、日常维护、事故处理关系到变电站 的正常供电,乃至整个电力系统的安全运行。作为变电站值班运行人员应掌握保证主变 压器的安全运行规程、日常维护项目、事故处理正确方法,在这里本人仅对主变压器的 事故及其处理进行阐述。 引语: 在国家良好的的经济发展态势下, 用电需求不断上升, 新的变电站随之不断涌现。 主变压器在变电站内就象人的心脏,它的安全运行、日常维护、事故处理关系到变电站 的正常供电,乃至整个电力系统的安全运行。作为变电站值班运行人员应掌握保证主变 压器的安全运行规程、日常维护项目、事故处理正确方法,在这里本人仅对主变压器的 事故及其处理进行阐述。 一、 变压器的事故情况 当主变压器发生异常情况时,如漏油、油位降低、油色变化、声音比较大、声音异常、 瓷套管有裂纹、渗油以及塞垫向外凸出时,应设法消除,并报告调度及上级部门。在某 些严重情况下,可不经向调度汇报即应将主变压器立即切除(若有备用变压器的,则可 先将其投入运行) ,然后报告调度。如: (1) 变压器内部有强烈而不均匀的噪音,有爆裂的火花放电 声音。 (2) 油枕或防爆筒喷油。 (3) 漏油现象严重,致使油面降至油位指示计的最低限度,且一时无法堵住时。 (4) 套管有严重的破损及放电炸裂现象,以不能持续运行时。 二、 主变压器的事故处理 1、 主变压器油温过高时 当变压器的油温升高到超过许可限度(强迫油循环风冷的变压器不得超过 85 度,自然 循环的变压器不宜经常超过 85 度,最高不得超过 95 度)时,应做如下检查: (1) 检查变压器的负荷及油温,并与以往同样负荷及冷却条 件相比较。 (2) 检查温度计本身是否失灵。 (3) 检查散热器是否打开,冷却装置是否正常。 若以上均正常,油温比以往同样条件下高出 10 度,且还在继续上升时,则可判断变压 器内部有故障如铁芯发火或匝间短路等。铁芯发火可能是涡流所致,或夹紧用的穿芯螺 丝与铁芯接触,或矽钢片间的绝缘破坏。此时,差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯发火 渐发展引起油色逐渐变暗,并由于发火部分温度很快的上升致使油的温度渐升高,并达 到发火点温度,这是很危险的,若不及时切除变压器,就有可能发生火灾或爆炸事故。 因此,应立即报告上级,将变压器停下,并进行检修。 2、 主变压器漏油和着火时 当变压器大量漏油而使油位迅速下降时,禁止将重瓦斯保护改为只作用于信号。因油面 过低(低于顶盖)没有重瓦斯保护动作于跳闸,会损坏引线绝缘。有时变压器内部有咝 咝的放电声, 且变压器顶盖下形成了空气层, 就有很大的危险, 所以必须迅速采取措施, 阻止漏油。 变压器着火时,首先应将其所有开关和隔离开关拉开,并将冷却系统停止运行。若是顶 盖上部着火,应立即打开事故放油阀,将油放至低于着火处,同时要用 1211 灭火器、 二氧化碳、四氯化碳泡沫、干粉灭火器等灭火,严禁用水灭火,并注意油流方向,以防 止火灾扩大而引起其它设备着火。 3、 主变压器保护动作时 (1) 瓦斯保护动作时的处理:瓦斯保护根据事故性质的不同,其动作情况可分为两种: 一种是动作于信号,并不跳闸;另一种是两者同时发生。 轻瓦斯保护动作,通常有下列原因: 1) 因进行滤油、加油和启动强迫油循环而使空气进入变压器。 2) 因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。 3) 因变压器轻微故障而产生少量气体。 4)由于外部穿越性短路电流的影响。 5)因直流回路绝缘破坏或接点劣化引起的误动作。 引起重瓦斯保护动作跳闸的原因,可能是由于变压器内部发生严重故障,油面剧烈下降 或保护装置二次回路故障;在某种情况下,如检修后油中空气分离的太快,也可能使重 瓦斯保护动作于跳闸。 发生瓦斯信号后,首先应停止音响信号,并检查瓦斯继电器动作的原因。如果不是上述 原因造成的,则应立即收集瓦斯继电器内的气体,并根据气体的多少、颜色、是否可燃 等,来判断其故障性质,可参照下表。 气体性质与故障性质的关系表 序号气体性质故障性质 1 无色、无臭空气 2 灰色和黑色易燃油质故障 3 黄色不易燃木质故障 4 淡灰色、有强烈臭味、可燃纸质或纸板故障 检查气体是否可燃时, 可打开瓦斯继电器顶盖上的放气栓, 放出气体进行试验。 可燃时, 有明亮的火焰,须注意火具应距栓口 5~6 公分,以免被气体吹灭火。 ◆上述取气操作应由两人进行,并做好记录。 重瓦斯保护动作时,应对油枕、压力释放器动作情况、防爆管、散热器、法兰盘和导油 管等处是否喷油,各焊接缝是否裂开,变压器外壳是否鼓起等外部作全面检查,若判明 是内部故障应报告上级,并取油样化验,进行色谱分析,检查油的闪点。若油的闪点比 过去降低 5 度以上,则说明变压器内部有故障,必须停下处理,严禁在未查明原因前冒 然送电。若内部无故障,系瓦斯保护误动,则可在排除故障后送电。 变压器瓦斯保护动作有下列情况可判断为误动: a、变压器音响正常、电压及电流无波动,差动未动作; b、释放器无动作或无喷油 c、瓦斯保护掉牌能复归; d、瓦斯保护二次回路有接地现象; 轻瓦斯保护动作是,可根据气体分析,若属内部故障,应汇报上级,将变压器退出运行, 进行处理。若是由于带电滤油、加油而引起的,则主变可继续运行。 (2) 差动保护动作时的处理: 变压器差动作跳闸后,应做如下检查处理: 1)检查变压器本体有无异常,检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏,引线是 否短路; 2)如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障,应检查继电器保护及二次回路是否 故障,直流回路是否有两点接地; 3)经以上检查无异常,应在空载试送一次,试送后又跳闸,不得再送; 4)如果是因继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动,应将差动保护退出运 行,将变压器送电后,再处理二次回路故障及直流接地; 5)差动保护及重瓦斯保护同时动作是变压器跳闸时,不经内部检查和试验,不得将变 压器投入运行。 (3)定时限过电流保护动作时的处理 当变压器由于定时限过电流保护动作跳闸,首先应解除音响,然后详细检查有无越级跳 闸的可能,即检查各出线断路器保护装置的动作情况,各信号继电器有否掉牌,各操作 机构有否卡死等现象。如查明是因某一路出线故障引起的越级跳闸,则应拉开该出现断 路器,将变压器投入,并恢复向其余各线路送电;如查不出是否越级跳闸,则应将低压 侧所有出线断路器全部拉开,并检查中、低压侧的母线及变压器本体有无异常情况。若 查不出有明显的故障征象时,则变压器可在空载的情况先试送一次,正常后在逐路恢复 送电;当在试送某一出线断路器时又引起越级跳闸时,则应将其停用,而将其余线路恢 复送电。若检查中、低压侧母线有明显故障征象,而变压器本体无明显故障征象时,则 可切除故障母线后,再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障征象时,则不 可合闸送电,而应汇报上级,听候处理。 试述变压器瓦斯保护的基本工作原理?为什么差动保护不能代替瓦 试述变压器瓦斯保护的基本工作原理 为什么差动保护不能代替瓦 斯保护? 斯保护 答:瓦斯保护是变压器的主要保护,能有效地反应变压器内部故障。轻瓦斯继电器由开口 杯、干簧触点等组成,作用于信号。重瓦斯继电器由挡板、弹簧、干簧触点等组成,作用 于跳闸。正常运行时,瓦斯继电器充满油,开口杯浸在油内,处于上浮位置,干簧触点断开。 当变压器内部故障时,故障点局部发生过热,引起附近的变压器油膨胀,油内溶解的 空气被逐出,形成气泡上升,同时油和其它材料在电弧和放电等的作用下电离而产生瓦 斯。当故障轻微时,排出的瓦斯气体缓慢地上升而进入瓦斯继电器,使油面下降,开口杯产 生的支点为轴逆时针方向的转动,使干簧触点接通,发出信号。 当变压器内部故障严重时,产生强烈的瓦斯气体,使变压器内部压力突增,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 移劝,使干簧触点接通,作用于跳闸。 瓦斯保护能反应变压器油箱内的内部故障,包括铁芯过热烧伤、油面降低等,但差动 保护对此无反应。 又如变压器绕组产生少数线匝的匝间短路,虽然短路匝内短路电流很大 会造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击,但表现在相电流上却并不大, 因此差动保护没有反应,但瓦斯保护对此却能灵敏地加以反应,这就是差动保护不能代替 瓦斯保护的原因。 变压器运行中短路损坏的原因分析运行技术 摘要: 通过上海近几年出口短路造成变压器损坏的具体实例分析了由于电磁线原因造成 变压器损坏和目前存在的问题,并就电力变压器的设计和电磁线的选用提出了建议。 关键词:变压器 抗短路能力 电动力 绕组 电磁线 事故 1 前言 近年来,变压器事故时有发生,而且有增长的趋势。从变压器事故情况分析来看,抗短 路能力不够已成为电力变压器事故的首要原因,对电网造成很大危害,严重影响电网安 全运行。 本文就上海市电力公司近十多年来因电力变压器外部短路而造成损坏事故的情况 作一分类分析,进而提出目前有关电磁线选用存在的问题和减少这一类事故的措施,以 促进制造厂对产品的改进和完善,同时促使运行单位进一步提高运行管理水平。 2 变压器短路事故情况 从 1993 年 1 月至 2002 年 12 月,上海电网变压器累计发生短路损坏事故 17 台次, 占整个损坏事故的 77.3%,为主要损坏原因,总容量 2750MVA。其中 500kV 级 2 台次、 220kV 级 13 台次、110kV 级 2 台,低压线圈严重变形不得不更换线圈的 220kV 级 1 台, 110kV 级 1 台, 在变压器改造中发现 220kV 级低压绕组有变形现象 4 台, 运行中发现 500kV 绕组有变形迹象有 2 台。特别自 1995 年以来,变压器损坏事故呈上升趋势,而且事故 影响范围不断在扩大,其事故主要表现形式为: 1) 外部多次短路冲击,线圈变形逐渐严重,最终绝缘击穿损坏居多; 2) 外部短时内频繁受短路冲击而损坏; 3) 长时间短路冲击而损坏; 4) 一次短路冲击就损坏。 3 变压器短路损坏的主要形式 根据近几年的变压器因出口短路而发生损坏的情况,变压器在短路故障时,其损坏 主要有以下几种特征及产生的原因。 3.1 轴向失稳 这种损坏主要是在辐向漏磁产生的轴向电磁力作用下,导致变压器绕组轴向变形,该类 事故占整个损坏事故的 52.9%。 3.1.1 线饼上下弯曲变形 这种损坏是由于两个轴向垫块间的导线在轴向电磁力作用下, 因弯矩过大产生永久性变 形,通常两饼间的变形是对称的。 3.1.2 绕组或线饼倒塌 这种损坏是由于导线在轴向力作用下,相互挤压或撞击,导致倾斜变形。如果导线原始 稍有倾斜,则轴向力促使倾斜增加,严重时就倒塌;导线高宽比例大,就愈容易引起倒 塌。 端部漏磁场除轴向分量外,还存在辐向分量,二个方向的漏磁所产生的合成电磁力致使 内绕组导线向内翻转,外绕组向外翻转。 3.1.3 绕组升起将压板撑开 这种损坏往往是因为轴向力过大或存在其端部支撑件强度、刚度不够或装配有缺陷。 3.2 辐向失稳 这种损坏主要是在轴向漏磁产生的辐向电磁力作用下,导致变压器绕组辐向变形,占整 个损坏事故的 41.2%。 3.2.1 外绕组导线伸长导致绝缘破损 辐向电磁力企图使外绕组直径变大,当作用在导线的拉应力过大会产生永久性变形。这 种变形通常伴随导线绝缘破损而造成匝间短路,严重时会引起线圈嵌进、乱圈而倒塌, 甚至断裂。 3.2.2 绕组端部翻转变形 端部漏磁场除轴向分量外,还存在辐向分量,二个方向的漏磁所产生的合成电磁力致使 绕组导线向内翻转,外绕组向外翻转。 3.2.3 内绕组导线弯曲或曲翘 辐向电磁力使内绕组直径变小, 弯曲是由两个支撑(内撑条)间导线弯矩过大而产生永久 性变形的结果。如果铁心绑扎足够紧实及绕组辐向撑条有效支撑,并且辐向电动力沿圆 周方向均布的话,这种变形是对称的,整个绕组为多边星形。然而,由于铁芯受压变形, 撑条受支撑情况不相同,沿绕组圆周受力是不均匀的,实际上常常发生局部失稳形成曲 翘变形。 3.3 引线固定失稳 这种损坏主要由于引线间的电磁力作用下,造成引线振动,导致引线间短路,这种事故 较少见。 4 变压器短路损坏的常见部位 根据近几年的变压器因出口短路而发生损坏的情况,变压器在短路故障时,其绕组损坏 部位主要有以下几种。 4.1 对应铁轭下的部位 该部位发生变形原因有:(1)短路电流所产生的磁场是通过油和箱壁或铁心闭合,由于 铁轭的磁阻相对较小,故大多通过油路和铁轭间闭合,磁场相对集中,作用在线饼的电 磁力也相对较大;(2)内绕组套装间隙过大或铁心绑扎不够紧实,导致铁心片二侧收缩 变形,致使铁轭侧绕组曲翘变形;(3)在结构上,轭部对应绕组部分的轴向压紧是最不 可靠的,该部位的线饼往往难以达到应有的预紧力,因而该部位的线饼最易变形。 4.2 调压分接区域及对应其他绕组的部位 该区域由于:(1)安匝不平衡使漏磁分布不均衡,其幅向额外产生的漏磁场在线圈中产 生额外轴向外力,这些力的方向总是使产生这些力的不对称性增大。