油浸电力变压器（精选10篇）
油浸电力变压器 第1篇
1 油浸变压器火灾的主要原因分析
油浸电力变压器火灾危险性源于变压器油, 变压器油是碳氢化合物, 闪点为140 ℃左右, 燃点是165～190 ℃, 自燃点是330 ℃左右, 是可燃的绝缘液体。
由于变压器短路、接触不良、油泄漏而引起绝缘散热不好、超负荷或外部机械等原因造成起变压器内部绝缘被破坏而导致绝缘击穿, 引起弧光放电, 变压器油迅速分解, 产生多种高温可燃气体, 油箱压力骤增, 超过变压器油箱的机械承受能力, 导致变压器箱体涨裂 (或爆炸) 。高温变压器油及高温气体喷出, 遇空气立即燃烧, 引发熊熊烈火, 再加上变压器油枕的油仍然不断进入箱体, 造成“火上浇油”。
根据不完全统计, 从1970年至1976年10月国内110～220 kV变压器发生事故157台次; 1990年至1994年全国在用的110 kV及以上的变压器共8 169台, 发生事故292台次, 其中变压器匝间绝缘和主绝缘事故平均占总事故的65%。而变压器的火灾事故大多以变压器爆炸起火为主要因素。
2 户外电力变压器的消防措施
根据GB 50229-2006《火力发电厂与变电站设计防火规范》中的第11.5.4条:“单台容量为125 MVA 及以上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器装置。”规范条文说明第11.5.4条“固定灭火系统除了采用水喷雾灭火系统外, 排油注氮灭火装置和合成泡沫喷淋灭火系统在变电站中的运用也逐渐增加, 且均通过了消防检测机构的检验, 因此也可作为变电站的消防灭火措施”。
3 合成型泡沫喷雾消防系统
3.1 工作原理
合成型泡沫喷雾灭火装置是采用高效泡沫灭火剂为灭火药剂, 在一定的压力作用下通过专用的喷头, 将灭火药剂喷射覆盖到灭火对象上, 利用该灭火剂具有泡沫和水雾的隔离、冷却、乳化、窒息等综合效应来迅速灭火。
高效泡沫灭火剂灭火级别高, 功能齐全, 在扑救A类 (变压器本体) 火灾时具有粘贴性、渗透和阻燃之功效;在扑救B类 (变压器冷却油) 火灾时呈现出水成膜泡沫特性, 在灭火过程中泡沫层析出的水能在油类 (烃类) 燃料表面快速形成一层水膜, 迅速抑制燃料蒸发, 使泡沫层迅速蔓延, 覆盖燃料表面, 发挥泡沫和水膜的双重作用灭火, 具有控火快、灭火迅速、效能高、流动性好和自封能力强等优点。合成泡沫灭火剂供给强度4 L/ (min·m2) , 连续供给时间为10 min, 喷射压力不小于0.35 MPa。
3.2 消防系统的组成与控制
装置由储液罐、氮气启动源、氮气动力源、减压阀、安全阀、控制电磁阀、分段阀 (保护不同区域的喷雾阀门) 、喷头、控制单元、火灾温度探测单元和各种管件组成。
3.3 合成型泡沫喷雾灭火系统的控制
能够实现自动、手动、机械应急三种控制方式。
(1) 自动启动操作:
当系统运行方式“自动/手动”选择开关置于自动位置时, 系统处于自动运行方式, 控制主机实时对主变压器温度、三侧开关跳闸动作信号等进行监测, 通过逻辑运算判别火警后, 自动打开氮气启动源控制电磁阀, 同时开启相应着火主变压器的喷雾分段电磁阀门, 通过喷头进行泡沫喷雾灭火, 灭火完毕后, 需手动关闭氮气启动源控制电磁阀和分段阀门。系统处于自动运行方式, 也可进行手动操作启动。
(2) 手动启动操作:
当系统运行方式“自动/手动”选择开关置于手动位置时, 系统处于手动运行方式, 此时, 系统自动运行方式退出, 主变火灾时, 系统设备的启动, 需要操作人员在控制屏面板上操作按钮控制:按控制电磁阀开启按钮打开氮气启动源控制电磁阀, 按着火主变压器的分段阀门开启按钮打开分段阀门, 通过喷头进行泡沫喷雾灭火, 灭火完毕后, 手动关闭氮气启动源控制阀门和分段电磁阀门。
(3) 机械应急启动操作:
主变火灾时, 若系统电气控制失灵时, 操作人员应在设备间现场手动打开氮气启动源控制阀门, 打开着火主变压器的分段电磁阀门, 通过喷头进行泡沫喷雾灭火, 灭火完毕后, 手动关闭氮气启动源控制阀门和分段电磁阀门。
4 排油注氮消防系统
4.1 消防原理
排油注氮装置的工作原理见图1所示, 该系统主要是利用氮气冷却和绝缘的性能。当变压器油箱内的压力达到一定值, 并且变压器油将要达到或已达到闪点时, 此装置启动排油同时关闭储油箱下方的断流阀, 将油箱内的油排出15～20 cm, 增大空间, 减少变压器内部压力。再从变压器底部注入氮气, 搅拌冷却变压器油, 使变压器故障点温度降低, 减小可燃气体浓度, 并在油箱上方形成一层氮气层, 隔绝氧气, 窒息火源, 注氮30 min以上, 充分冷却变压器油, 消除复燃的隐患。
具体工作原理为:排油注氮装置检测到安装在变压器上的温感火灾探测器或压力传感装置火灾信号, 并同时检测到电气保护 (重瓦斯等) 的信号时, 在断路器跳闸的前提下, 在0.2 s内启动该装置, 先排油降压, 同时关闭断流阀, 然后向变压器本体内注氮, 以防火灭火。如装置在收到故障信号后, 先在0.2 s内打开快速排油阀, 将变压器箱体上端的部分油排至事故排油系统, 同时关闭断流阀将油枕的油与本体隔离, 快速排油阀启动到开始注氮时的排油时间为3 s (约排出变压器总油量的1%) 。之后氮气从变压器底部注入本体内, 氮气和油的搅拌使故障区域的油温降低, 并抽空氧气代之以氮气, 氮气连续注入30 min以上, 冷却变压器本体及顶盖, 防止复燃。
排油注氮装置还符合国家“预防为主, 防消结合”的消防方针, 此装置不仅是一种有效的灭火方式, 也是一种主动的、有效的防爆防火方式, 能够将变压器的火灾扼杀在萌芽状态, 最大限度地保护了变压器, 事故后变压器通过修整, 可以继续使用。
4.2 排油注氮灭火系统的组成
排油注氮灭火系统装置主要由消防柜 (约占地2 m2) 、排油注氮管道、控制柜 (在控制室内, 占地1 m2) 组成, 安装省时省力, 维护简单, 不影响变压器正常运行, 且可在已投入运行的变压器上进行改装。同时, 排油注氮装置适合范围广, 不受气候与地理位置的限制, 适用所有油浸变压器。
4.3 排油注氮灭火系统的控制方式
排油注氮消防系统启动采用遥控、自动、主控制室手动和就地应急手操控制三种方式。
5 两种灭火系统综合比较
笔者论证变压器的消防系指变压器本体的电气保护措施报警后而启动的灭火系统。泡沫喷雾灭火系统和排油注氮灭火系统启动的前提是一致的, 但它们灭火的机理有本质的不同:泡沫喷雾灭火系统采用的是对变压器外部的火灾窒息、降温, 而排油注氮灭火系统是从变压器内部的油进行降压、降温。以下从经济性和技术性对其进行比较, 见表1、表2。
6 结 论
从表1、表2可以看出, 相对于泡沫喷雾灭火系统, 排油注氮灭火系统具有初期投资低、维护费用省、占地小且维护费用、工作量小等优点, 同时考虑到变压器火灾是内部火灾, 排油注氮属于主动式的灭火方式, 对于油浸式变压器防火、防爆效果更好, 故设计油浸变压器消防方式推荐采用排油注氮灭火系统。
摘要：油浸变压器目前有两种主要的消防安全保护措施:变压器排油注氮和泡沫喷雾消防系统。对上述消防系统的灭火机理、工作原理、技术经济等方面进行综合比较。经分析, 认为变压器排油注氮装置是一种“预防为主, 防消结合”的环保型新技术产品, 它的使用会给我国电力单位和使用油浸变压器的相关行业带来良好的社会效益和经济效益。
关键词：油浸变压器,消防系统,变压器排油注氮,泡沫喷雾
参考文献
[1]GB 50229-2006, 火力发电厂与变电站设计防火规范[S].
[2]GA 834-2009, 泡沫喷雾灭火装置[S].
[3]GA 835-2009, 油浸变压器排油注氮灭火装置[S].
[4]2008版省网220 kV变电站典设-油浸变压器消防专题报告[R].福州:福建省电力勘测设计院.
油浸电力变压器 第2篇
1变压器容量在120MVA及以上时，宜设固定水喷雾灭火装置，缺水地区的变电所及一般变电所宜用固定的1211、二氧化碳或排油充氮灭火装置，
新建、扩建或改建的单机容量为200MW及以上的发电厂，其主变压器和厂用高压变压器均应装设固定水喷雾灭火装置。
水喷雾灭火装置应定期进行试验，使装置处于良好状态。
2油量为2500kg及以上的室外变压器之间，如无防火墙，则防火距离不应小于下列规定：
35kV及以下5m
63kV6m
110kV8m
220～500kV10m
油量在2500kg及以上的变压器与油量在600kg及以上的充油电气设备之间，其防火距离不应小于5m。
3若防火距离不能满足第2条的规定时，应设置防火隔墙。防火隔墙应符合以下要求：
(1)防火隔墙高度宜高于变压器油枕顶端0.3m，宽度大于储油坑两侧各0.6m。防火隔墙高度与宽度，应考虑变压器火灾时对周围建筑物损坏的影响。
(2)防火隔墙与变压器散热器外缘之间必须有不少于1m的散热空间，
(3)防火隔墙应达到国家一级耐火等级。
4室外单台油量在1000kg以上的变压器及其他油浸式电气设备，应设置储油坑及排油设施;室内单台设备总油量在100kg以上的变压器及其他油浸式电气设备，应在距散热器或外壳1m周围砌防火堤(堰)，以防止油品外溢。
储油坑容积应按容纳100%设备油量或20%设备油量确定。当按20%设备油量设置储油坑，坑底应设有排油管，将事故油排入事故储油坑内。排油管内径不应小于100mm，事故时应能迅速将油排出。管口应加装铁栅滤网。
储油坑内应设有净距不大于40mm的栅格，栅格上部铺设卵石，其厚度不小于250mm，卵石粒径应为50～80mm。
当设置总事故油坑时，其容积应按最大一台充油电气设备的全部油量确定。当装设固定水喷雾灭火装置时，总事故油坑的容积还应考虑水喷雾水量而留有一定裕度。
应定期检查和清理储油坑卵石层，以不被淤泥、灰渣及积土所堵塞。
5变压器防爆筒的出口端应向下，并防止产生阻力，防爆膜宜采用脆性材料。
6室内的油浸变压器，宜设置事故排烟或消烟设施。火灾时，送风系统应停用。
室内(或洞内)变压器的顶部，不宜敷设电缆。
7高层建筑内的电力变压器、消弧线圈等设备，应布置在专用的房间内，外墙开门处上方应设置防火挑檐，挑檐的宽度不应小于1m，而长度为门的宽度两侧各加0.5mm。
8室外变电站和有隔离油源设施的室内油浸设备失火时，可用水灭火，无放油管路时，则不应用水灭火。
发电机变压器组中间无断路器，若失火，在发电机未停止惰走时，严禁人员靠近变压器灭火。
浅析油浸式变压器的老化和寿命评估 第3篇
摘要：在电力行业为了保证变压器的正常运行，要准确的评估电力变压器的老化速度以及剩余寿命，本文以变压器绝缘老化机理为基础原理，并参考了近年国内外相关的研究，对油浸式变压器的老化以及寿命评估进行了深入的分析和研究，以供同仁参考。
关键词：油浸式变压器；老化；寿命评估
经济的发展促进了电力行业的发展，目前在我国伴随着电网装机容量的迅速增长，电力行业对于供电的安全以及可靠性有了越来越高的要求。变压器是核电站电力输出的重大、关键设备之一。目前我国核电站主变主要使用的是超高压、大容量的油浸式大型电力变压器。油浸式电力变压器的一般设计寿命为30 年，实际运行寿命一 般为20～40 年，在实际工作中，油浸式变压器的安全运行以及使用寿命都是由变压器的绝缘老化程度所直接影响并决定的，一般的，变压器油在变压器正常工作运行中可以进行再生或更换，所以油浸式变压器的老化以及使用寿命主要是取决于绝缘纸板以及实际的使用状况。因此要评估和预 测主变的设计寿期以延长设计寿期内能否安全、可靠 运行，首先要对它的老化与寿命状态进行实时的监测与评估，这样能够保证变压器的正常运行。
一、变压器老化寿命评估的意义
电力工业的迅猛发展对电力系统的安全运行以及供电可靠性提出了更高的要求。电力系统中最重要的就是电力变压器的运行，可以说它是系统运行的关键，它的运行状况直接关系到系统能否安全运行，它是电网中能量转换、传输的核心，在电力系统中处于极其重要的地位。一旦大型的电力变压器在正常运行时发生事故，可能会导致大面积停电，其检修期一般也需要半年左右。因此，由于电力变压器自身的昂贵造价以及其在电力系统中的重要地位，其发生事故所带来的直接间接损失将是非常巨大的。变压器作为输变电系统中最关键和昂贵设备，其运行安全可靠性对于用户来说是非常重要的。目前世界上有很多变压器已经运行到了其设计寿命终点，而且要更换的成本是非常昂贵，但其中也有一些变压器本身状况却非常好并且可以继续运行很多年，因此判断变压器老化状况并以次对变压器寿命进行评估将会对电力部门起到非常关键作用。
根据国内外电力行业的运行经验，电压等级越高、容量越大，电力变压器的故障率一般也就越高，并且修复时间也就越长。所以，保证变压器的安全运行对电力系统具有非常重大的意义。目前使用最广泛的电力变压器分为油浸式变压器以及干式树脂变压器两种，其中油浸式变压器占电力系统中运行的变压器大多数。电力变压器的绝缘系统的安全可靠，是变压器正常工作运行的基本条件，绝缘材料的寿命对变压器的使用寿命起决定作用。
二、油浸式变压器的老化方式及评估方法
在变压器运行一段时间后，在运行过程中由于电场，水分，温度以及机械力等诸多的外界作用会加速变压器绝缘体的老化速度，目前我国的变压器绝缘材料的聚合度是判断变压器绝缘老化程度的最重要依据。在实际工作中，在实际工作中主要是以绝缘纸板的平均聚合度为标准来判断变压器老化程度，目前我们采用的是以下标准：
绝缘纸平均聚合度的评价标准
分类寿命级危险级
平均DP< 450< 250
1）寿命级的指标 当变压器的外部发生短路现象时，绝缘纸的承受拉伸强度会有所降低，直至初始值的 60%；而危险级是指变压器的最大拉伸强度降低至初始值的15%。
2）绝缘纸纤维的 DP 失效概率具体标准如下：
①DP≥450，失效概率 =0；②450 > DP≥250，失效概率 =（450 - DP）/ 200；③250 > DP，失效概率 =1。
3）用平均 DP 估算变压器的剩余寿命即nL/ n0=（1 - r）L，其中 n0为平均 DP 起始值；nL为L后的平均 DP；L为年数，a；r 是平均 DP 下降率。
三、固体绝缘结构以及其老化机理
油浸式变压器的固体绝缘纸属于纤维素绝缘材料，实际应用的绝缘材料主要是由90%的Q纤维素以及10%的半纤维素，再加之少量的木质素等材料所共同构成的。这其中纤维素是由2000左右的葡萄糖单体所组成的长链状高聚物，它的结构大约是70%的结晶部分以及30% 的无定型部分；材料中的半纤维素是葡萄糖单体低于200的聚合物，它的组成因素主要是氢键以及纤维素纤维的结合体，为多糖构成，而这种成分对于变压器的机械强度有很大的影响。木质素是较为复杂的酚类聚合物，它的分子量大约为11000，主要是由肉桂醇立体聚合而成，其具体结构因 来源不同而各异。在实际情况中一旦葡萄糖单体聚合物的聚合度值低于200，就会影响机械的正常运行，难以达到电气绝缘强度的实际要求，因此极度老化导致绝缘纸寿命终止的聚合度应约为150～200。绝缘纸化过程中，其聚合度和抗拉强度将逐渐降低，并生成水分、CO、C02、氢气等特征气体，以及糠醛等特征老化产物，从而降低体积电阻率以及抗拉强度，导致介损增大。
在实际工作中，固体纸绝缘会发生不同程度的不可逆转的老化，就会直接影响机械和以及电气强度的运行，的降低都是不可恢复的。变压器的使用寿命主要取决于绝缘材料的寿命，因此油浸变压器的固体绝缘材料，既应该具有良好的电气绝缘性能和机械强度，并且应该在长时间运行过程中，这些性能保持较慢的下降速度，即具有良好的老化特性。
四、油浸式变压器结构材料的老化特性与可维修性
大型电力变压器普遍采用油纸绝缘结构，而固体绝缘具有不可恢复的老化特性，其性能状态对变压器的运行寿命及维护策略有着决定性的影响。
机械设备及机械零件在有形老化的影响下，会出现明显的机械故障。根据机械设备的使用与维修特点，总结机械故障的基本规律，分析机械故障的基本特性，有利于正确选择机械设备的维修方式。
目前，油纸绝缘结构在大型电力变压器的设计和生产中得到了普遍的应用，在运行过程中一直受到电、热、机械及化学等应力的作用，性能不断劣化，容易引发非计划性停电甚至灾难性的事故。绝缘油可以在变压器服役期间通过滤油或更换的方式来改善其绝缘性能，而变压器纸板具有不可逆转的老化特性，因此变压器的寿命很大程度上取决于绝缘纸板等固体绝缘材料的电气和机械性能。
目前变压器的绝缘主要是利用油纸进行绝缘，也就是将绝缘纸浸渍绝缘油，这样就能消除绝缘纸纤维之间的气隙，能够有效的提高绝缘的电气强度。电力变压器绝缘纸常采用电力电缆纸、高压电缆纸和变压器匝绝緣纸，变压器及其他电器产品的绝缘；高压电缆纸一般用于110～330 kV变压器和互感器的绝缘；变压器匝绝缘纸是性能更好的一种电气绝缘纸，可用于500 kV 的变压器、互感器和电抗器。
结束语
变压器是电力系统中中最为关键与昂贵的电力设备，它的安全运行对于整个电力系统的稳定运行有重要的意义。在实际情况下，由于不同的负荷以及实际运行条件，会导致电力变压器的绝缘出现各种各样的老化现象，最终影响其实际寿命。因此研究变压器绝缘老化的监测与分析方法，以准确评估变压器的运行寿命，对发展电力设备的状态维修策略以及保证电力系统的安全、可靠与稳定运行，具有非常重要的应用价值和现实意义。
参考文献：
[1] 刘文山，何冰，郑晓光.变压器油中糠醛含量与固体绝缘老化关系的研究[J].广东 电力.2006（03）
[2] 廖瑞金，袁泉，唐超，杨丽君，郝建，周天春.不同老化因素对油纸绝缘介质频域谱特 性的影响[J].高电压技术.2010（07）
35kV油浸电力变压器的检修研究 第4篇
由于变压器本身所处的工作环境决定着变压器部件容易损坏, 电力设施设备长时间荷载也会对电力设施设备的寿命有一定的损坏。具体的表现形式主要有由于外部环境的的变化引起的绝缘部件的不再绝缘, 进而导致一些部件会引起过热、松动从而退出正常的工作状态。因此应该合理的对变压器进行适当的监测和检修, 以便整个电力系统能够正常的运行, 保证供电的安全。
1 油浸式电力变压器的状态评估
对变压器进行检修之前必须对变压器目前所处的状态进行专业的评估, 判定变压器到底出在何种工作状态, 正常还是异常。针对不同的状态采用不同的检测策略, 涉及到人员的调动、材料的选择等等。根据对所得到的状态进行数据上的分析, 将设备的现有状态指定为标准, 利用分析得到的数据抽象成发展趋势, 用来判断元件所处的状态。
1.1 评估的方法
油浸式电力变压器的状态量就是通过在对变压器检查的过程中, 对变压器的一些状态进行的记录, 通过检查记录分析变压器所处的工作状态。通常可以通过对检查中变压器的外部形态来确定变压器的工作状态, 如果变压器的外部状态出现异常, 那么就可能是变压器异常。油浸式变压器能否正常工作对油的要求也是一个关键点, 所以可以通过油浸式变压器的油位来判断变压器是否正常工作。另外油的温度也是油浸式变压器的一个工作参数, 可以通过对油温的测量来确定油浸式变压器是否正常工作。最后由于油浸式变压器所处的工作环境和工作的本身性质决定着变压器容易引发高温现象, 为了避免事故的发生, 要对油浸式变压器组成构件进行红外热像进行检测, 确保油浸式变压器正常的工作。
1.2 对评估得到的状态处理
在对油浸式变压器评估后, 要针对所得到的数据进行对比处理。由于组成油浸式变压器的每个构件本身所能使用的寿命是确定的、所能正常工作的状态也是确定的, 在评估结果已知时, 可以通过对比的方法确定构件是否在正常状态。通过评估得到的结果不同, 可以划分为四种情况, 即正常状态、注意状态、异常状态、严重状态。对于不同的状态采取不同的处理原则。对于正常状态就说明组成油浸式变压器的构件能够继续正常的工作, 不会影响电力系统的正常运行。对于注意状态就说明构件的使用参数并没有超过标准参数, 但是构件本身的功能正在慢慢衰退。异常状态就说明构件的某部分功能快要不能够达标, 存在影响整个电力系统正常运行的可能。严重状态就是构件的一项或者几项的工作状态已经不能达到要求, 随时都有可能导致电力系统获的瘫痪。
2 油浸式电力变压器的状态检修
2.1 油浸式电力变压器的检修分类
根据在检修的过程中间是否停电可以将油浸式电力变压器的检修分为停电检修和不停电检修。在不停电检修里根据检修的范围又将状态检修分为ABC三类。A类检修是指整体性解体检修, 在油浸式电力变压器出现故障时候, 考虑到为电力系统提供稳定的电力供应, 很少能够实现整体性的检修, 防止因为检修而耽误电力系统的正常运行。B类检修是指对油浸式电力变压器的局部检修, 在进行趋势分析得到检修的部位后, 进行局部的元件替换或者是维修使得油浸式电力变压器能够正常的运行, 这种检修的方式能够最大程度上提高电力系统的运转效率。C类检修是指对变压器进行的直接性的检修。至于D类检修是指在系统不停电的状态下对变压器进行直接的检修过程, 在确定损坏部位后, 针对损坏的元件进行检修或者是替换, 这样能够最大程度上提高电力系统的运转效率。
2.2 油浸式电力变压器检修的策略
检修的策略应该是首先制定检修的计划, 计划的制定应该能够根据评估的结果进行实时的调整。对油浸式电力变压器的检修在时间周期上的安排每年应该不少于一次, 以防止油浸式电力变压器由于长时间没有更新而发生事故。在进行状态检测时应该对所得到的结果进行及时的记录, 以便下次再次做检测是能够提供相关数据, 大大的提高了检测的效率。对油浸式电力变压器的检测结果能够从一定的程度上反应油浸式电力变压器的工作状态, 从而制定检测的周期。
3 结束语
油浸式电力变压器作为电力供电系统设施设备中的重要环节, 它能否安全的运行关系到整个电力系统能够正常的运行。变压器作为电力传输中间的核心, 油浸式电力变压器安全正常的工作, 是用户能够正常用电的保障。所以应该加强对油浸式电力变压器的检测和检修, 保证电力系统的正常运营。
参考文献
[1]史清, 杨建平, 谢励耘, 黄妍, 丁古芸, 邱毓憨.油浸式变压器绝缘试验与异常状态识别[J].上海电力, 2013 (3) :184-187
[2]张玉峰.浅谈油浸式变压器的日常巡检和检修, 科学之友:下, 2013 (4) :42-43
[3]罗向阳.油浸式变压器的运行维护和事故处理分析[J].硅谷, 2013 (5) 78-78
油浸电力变压器 第5篇
内蒙古上都发电有限责任公司二期2×600MW工程
3#机组大型油浸变压器器身检查、安装试验
监检汇报
各位领导、各位专家，你们好：
首先欢迎各位领导和专家的到来。内蒙古上都发电有限责任公司二期工程3#机组大型油浸变压器的安装即将开始，已经具备器身检查及安装试验的监督检查条件。
现就3#机组大型油浸变压器的工程情况、质量情况向各位领导、专家汇报如下：
一、工程概况
内蒙古上都发电有限责任公司二期工程3#机组安装江苏南通变压器有限公司生产的型号：SFS10-55000/22容量为：55000/41000/14000KVA的高厂变2台，江苏南通变压器有限公司生产的型号：SFS10-55000/110容量为：115±8×1.25%/105/3.15KV的启动/备用变压器2台和特变电工衡阳变压器有限公司生产的型号：DFP-240000/500容量为:240000KVA的主变压器3台。
二、主要工程进度情况
1、启动/备用变压器：2007年3月22日安装2007年5月18日完成
2、高压厂用变压器 ：2007年5月12日安装2007年5月19日完成
3、主 变 压 器 ：2007年5月30日安装2007年6月30日完成
三、质量管理情况
1、建立健全质量管理网络
东电四公司上都项目经理部对施工质量非常重视，建立了本工程
3＃机组大型油浸变压器器身检查、安装试验质量监督检查汇报材料
我们本着实现“建一座电站，树一座丰碑，交一方朋友”的诺言，始终如一的坚持“精心施工 保证质量 赢得顾客 持续改进”的质量方针，全面贯彻落实精品战略。在实施工程质量计划过程中，认真履行合同，保证施工质量。百年大计，质量第一。在工作中精益求精，一丝不苟。积极提出好的建议，并对施工过程中出现的问题及时进行处理，使工程质量达到合同的要求。
四、自检和整改情况
为保证3#机组大型油浸变压器器身检查、安装试验质量监督检查顺利进行，我公司上都项目部于2007年7月3日对3#机组大型油浸变压器现场实物质量及相关资料进行了自检。针对发现的问题我公司进行了认真整改和处理，并经验收合格，目前已基本具备监检条件。
虽然我们作了大量的工作，但也难免存在着纰漏，真诚地希望各位领导、专家多提宝贵意见，我们将虚心接受，认真整改，以便为以后受热面及其它设备安装创造良好的条件。我们相信，通过这次监检，将会促进我们的质量管理工作更加科学化、标准化、规范化，进一步提高我们的施工质量，为业主奉献精品工程。
东电四公司上都项目经理部
油浸电力变压器 第6篇
在对油浸式变压器进行预防性试验检测的过程中,绝缘受潮是重点检测项目之一,具体的项目有绝缘电阻值、吸收比、介质损耗率、油介损、绕组漏电、油中微水测量等等。实践表明,试验检测过程中,很少有上述项目均不合格的情况,一般都是几项数据不合格,所以可按照油浸式变压器绕组介质损耗、油介质损耗以及纸介质损耗等试验数据,判断其是绝缘是否受潮。
1.1 通过绝缘电阻进行判断
对绝缘电阻的检测,能够发现绝缘局部及整体的缺陷问题,特别是在发现绝缘纸受潮、变压器油质不良等缺陷上效果显著。变压器绝缘电阻值主要与其内部结构、材料性质、运行环境等因素有关,在直流电压的作用下,流经绝缘中的电流会随着时间的延长而逐渐减少至一个恒定值,它由三个部分组成:位移电流、吸收电流、泄漏电流。油浸式变压器的主绝缘多是以油纸绝缘结构为主,如图1所示。
实践表明,变压器油对绕组绝缘电阻的影响较大,因此,可用极化指数来判断绝缘状况。极化指数P为绝缘电阻在600s和60s值之比,P与吸收系数和吸收时间存在着单向变化的关系,即绝缘处于良好状态时,吸收时间大且极化指数也大。
1.2 通过介质损耗进行判断
通过对油浸式变压器绕组介质的损耗因数进行测量,能够检测出变压器的整体受潮情况和油质裂化情况。对变压器绕组介质损耗因素进行测量的主要目的,是为了求出绝缘纸中的含水量,并以此为据按断变压器本体绝缘是否受潮。通常情况下,变压器受潮,油的介质损耗因数不会发生较大的变化,但绝缘纸的介质损耗因数却会发生明显地改变,因此可以借助介质损耗因数值、含水量曲线,查出绝缘纸中的含水量,进而判断绝缘是否受潮。
1.3 通过露点法进行判断
露点法判断绝缘是否受潮的基本原理,是在变压器内充有一定的气体时,且气体与油纸中所含的水分处于平衡状态,对气体的露点进行测量,进而推断出纸绝缘的含水量。具体做法如下:用露点仪器对密封气体的露点进行测量并做好记录,然后求出与该露点对应的水蒸气压,再将水蒸气压换算成实际压力下的水蒸气压,随后利用Piper曲线,求出纸绝缘的含水量,参照绝缘器件表面含水量标准,便可判断出变压器绝缘是否受潮。
2 油浸式电力变压器绝缘受潮处理措施
2.1 热油循环干燥处理法
在油浸式电力变压器中,热油循环干燥是指在油位高于铁心的情况下,迫使变压器油在高真空滤油机加热器、真空脱气罐、变压器内部进行流动,通过循环往复的流动,变压器的油温在滤油机加热的作用下逐步升高,变压器绝缘纸也会随之升高温度,蒸发掉绝缘纸中的水分,并促使水分迁移到变压器油中。变压器油作为水分带出的载体,在循环流动到滤油机真空脱气罐时,能够利用该装置滤除油中的水分,促使变压器绝缘逐渐干燥。这种干燥方法具备现场限制条件少、操作简便、工艺简单的优势,并且在实施中要控制好用油量和加热时间,配备储油罐、滤油机等循环干燥设备。由于该方法不易蒸发绝缘内水分,加之油在高温状态下易出现老化现象,造成极大浪费,所以热油循环干燥法较为适用于绝缘表面受潮且环境温度低的受潮情况处理。
2.2 热油喷淋干燥处理法
在油浸式电力变压器中,热油喷淋干燥处理法的应用较为广泛,该方法对适用条件限制少,能够满足大型变压器现场更换绕组、变压器绝缘受潮严重的干燥处理要求,对耐受高真空的变压器绝缘干燥处理有着良好的应用效果。同时,这种处理方法属于现场干燥法,具备干燥速度快、工艺流程简单、用油量少、经济效益好等优势。该干燥处理法的工作原理如下:利用加热器和真空滤油机对变压器油进行加热,将加热后的油在喷头的作用下喷淋到变压器的铁心和绕组上,热油在变压器身流动的过程中,能够将自身热量扩散到变压器的绝缘材料上,起到预热绝缘材料的作用。此外,热油喷淋还可以冲洗变压器内的灰尘污垢,保持器体清洁。当器身温度足够高时,可停止热油喷淋,开放真空系统,由于水在真空状况下蒸发速度加快,所以能够快速地将处于绝缘材料中的水分先蒸发、后抽离。
热油喷淋干燥法的处理工艺如下:(1)放油:排出变压器油,抽出油箱空气,使油箱内处于真空状态,促使热油喷淋处于循环状态;(2)热油喷淋:加热喷淋用油,加热装置为外置加热器和高真空滤油机,利用喷头在变压器身喷淋热油,起到预热器身的作用;(3)抽真空:停止喷油、抽真空,经过喷油、加热、真空的循环,将变压器内抽至极限真空度,直到绝缘中的水分全部抽出;(4)干燥:在真空结束后,向变压器内提供干燥空气,维持干燥环境。
摘要：油浸式变压器是电力系统中不可或缺的重要设备之一,若是其绝缘受潮,则会对变压器的运行稳定性造成影响,进而影响到整个电力系统的运行。为避免此类问题的发生,应当对油浸式变压器绝缘受潮进行准确判断,并采取合理可性的方法和措施进行处理,以确保油浸式变压器的正常运行。文章就油浸式电力变压器绝缘受潮的判断及处理展开研究。
关键词：油浸式变压器,绝缘,受潮
参考文献
[1]张辉杰,周毅.油浸式电力变压器的绝缘材料及应用[J].西藏科技,2014,(1):58-59.
[2]王文焕,程锦,刘有为.油浸变压器绝缘受潮的介质响应诊断技术研究[J].中国电力,2014,(9):91-92.
油浸电力变压器 第7篇
关键词：电力变压器,供电,电气试验
目前, 在变压器故障诊断中, 只凭电气试验的方法往往很难发现某些局部故障与发热缺陷, 特别是变压器内部的过热性和放电性缺陷。本文通过色谱分析法、电气试验等方法对某变电站110k V、50MVA主变进行综合故障判断, 分析变压器内部潜伏性故障, 根据综合结果及利用主变本体及油枕与有载分接开关之间的压力做加压试验, 发现分接开关桶底渗漏。
1 变压器油色谱分析
2014年7月对该变压器进行油色谱分析, 与上次历史数据比较, 发现油色谱中乙炔含量增加, 具有加速增长的趋势, 但总烃含量未超标, 且铁芯电流正常, 正值迎峰度夏期, 不易进行停电检查, 决定相对的降低负荷, 对其进行连续的跟踪分析, 发现其增加的趋势与负荷大小没有突出明显的关联。因产气速率与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况有直接关系, 根据绝对产气速率公式计算:
对照故障类型判断方法, 属于低能放电和电弧放电类型。可能由于线圈匝间、层间短路、线圈熔断、分接抽头引线和油隙闪络、不同电位间的油中火花放电、悬浮放电或者分接开关飞弧等故障。故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度有密切关系, 乙炔的增长速度较快且超过注意值, 防止存在的以上潜伏性故障发展成电网事故, 对变压器进了停电试验。
2 电气试验及问题分析
停电对变压器进行了外观常规检查及电气试验, 重点检查110k V中性点套管本身的状况, 有载分解开关接触及有载开关桶内是否存在渗油点、主变中性点套管与中性点连接引线之间是否存在放电点。包括了介质损耗、直阻, 铁芯、夹件绝缘电阻、吸收比等各种试验, 数据显示均正常, 未发现任何问题。
由电气试验直阻等数据正常排除了线圈、分接开关接触不良等引起的放电故障, 综合分析是否是由于分接开关飞弧, 有载开关油箱漏油渗漏进入本体导致本体油中乙炔气体含量超标而引起的误判。所以在有载分接开关厂家配合下, 将有载分接开关内部绝缘油放净, 桶底擦拭干净, 利用主变本体及油枕与有载分接开关之间的压力做加压试验。静置两小时后, 发现桶底有少量绝缘油出现;再次将桶内绝缘油迹擦拭干净, 静置两小时后, 再次发现有绝缘油渗出。检查后初步发现桶底密封件存在渗油现象。即有载开关油箱内含有乙炔气体的油渗入本体, 造成本体乙炔含量升高以致超过注意值。
3 故障处理及跟踪检查
对发现的问题, 进行讨论制定了处理方案, 工作内容如下:
(1) 将桶内油放净后, 将新密封件安装至渗油的密封件外侧, 完成后将桶内擦拭干净静置观察, 渗油现象基本消除;
(2) 将有载开关还原并注入合格绝缘油密封后, 主变高压侧直流电阻结果符合《输变电设备状态检修试验规程》的要求;
(3) 主变本体绝缘油真空脱气;
(4) 在滤油真空脱气的同时, 将主变110k V中性点套管拔出, 检查套管及中性点引线有无放电点。检查结果为:中性点引线完好, 未发现引线的表面有放电及灼烧痕迹, 套管完好无放电点;
(5) 滤油脱气工作结束主变送电运行后, 分别在1d、4d、10d、30d采集主变本体 (取样点为本体下部取样阀处) 、散热器下部、备用补充油罐内油样进行色谱试验。连续跟踪色谱分析, 试验结果为:除散热器内检测出还含有微量的乙炔外, 主变本体及油罐油样未检出乙炔成分。
4 总结
油浸式变压器绝缘油的劣化或者在高温、放电下的裂解, 降低了其绝缘性能, 对变压器等设备的稳定运行和电网安全带来了严重的影响。通过油色谱分析和电气试验的综合分析, 能尽快发现设备内部存在的潜伏性故障, 虽然无法正确定位故障具体位置, 但是能随时掌握故障的发展情况, 而且加快了故障的查找速度, 提高了故障的处理水平。
参考文献
[1]李广瑞.变压器总烃超标原因分析与处理[J].1004-9649 (2010) 08-0053-04.
[2]变压器油中溶解气体分析和判断导则[s].GB/T7252-2001.
[3]电力用油与六氟化硫[M].2007.
[4]王志方.气体继电器与变压器运行时的安全[J].变压器.2005 (09) .
油浸电力变压器 第8篇
大型变压器在到达施工现场时的安装主要包括,本体就位,散热片密封试验,附件安装(套管式电流互感器的安装、高压套管的安装等等),真空注油及热油循环,整体密封试验、高压侧中性点安装、二次电缆敷设及安装等。近年来,大型变压器的安装是一项复杂的系统工程,涉及的工艺和技术较多,安装过程中任何一个小失误都可能影响到日后的安全运行[1]。而真空注油及热油循环的过程费时、费力,往往容易被操作工忽视,本文着重就795MVA(220k V)的大型油浸式变压器的真空注油及热油循环这一环节进行分析讨论,分析这个环节对变压器内部放电故障预防的重要性。
1 真空注油、补油
1)打开各组件、附件(不包括波纹管式储油柜)与本体之间所有的阀门,关闭所有放气阀;抽真空时,严密监视并记录油箱的变形情况,其最大变形量不得超过油箱壁厚的两倍。真空滤油机有防止突然停止或因误操作而引起真空泵油倒灌的措施。2)抽真空之前排除氮气,对整个变压器抽真空,真空度要求小于133 Pa(帕斯卡),且该真空度维持8小时以上,方可进行注油。3)注入变压器的绝缘油性能符合GB-50150规定要求。注油过程中,所有外露的可接地部件及变压器外壳和滤油设备都应可靠接地。4)注油速度在2~5Ton/h之间,注油温度保持在50℃左右(45℃~55℃)。5)注油高度最低要浸过全部绕组和铁轭绝缘件,大约需要注入240吨变压器绝缘油,因此注油时间要50个小时以上。6)拆除注油管将注油口密封,此时还要继续抽真空,并在规定真空度下维持8小时以上。
2 热油循环
为去除绝缘油的含气量和排除安装过程中器身绝缘表面吸收的潮气,注油完毕后还必须进行热油循环。热油循环的过程如下:1)关闭冷却装置与本体之间的阀门,然后接通热油循环系统的管路,通过真空滤油机进行热油循环,使热油从油箱顶盖上端的Φ80蝶阀进入油箱,从油箱底部的Φ80蝶阀流回真空滤油机。2)在循环过程中,真空滤油机脱气室内的真空度维持小于50 Pa,滤油机加热脱水缸中的温度维持在在65℃左右(60℃~70℃范围内)。3)热油循环的时间要同时满足:a)不小于48小时;b)不小于三倍变压器的总重量/通过滤油机每小时的油量。4)循环结束静置24小时后取油样化验要求符合规定要求。
3 大型油浸式变压器的安装难点
实践表明,大型油浸式变压器的安装难点是恢复变压器的绝缘,集中体现在规范处理变压器的绝缘油上[1]。因为在变压器的安装过程中对绝缘油处理不好,就会增加绝缘油中的气体、水分、杂质和纤维等,它们会影响绝缘油的电气性能[2,3,4]。油浸式变压器在运行期间的内部故障又分为热故障和电故障[2]。电故障通常就是指变压器内部在高电场强度作用下,造成绝缘性能下降或裂化的故障,而这类故障以局部放电引起的居多[2]。而引起局部放电的原因主要包括:1)受外界环境条件影响,如真空度控制不合适,绝缘油处理不净,当变压器绝缘油中存在气泡或者空穴,由于气体的介电常数小于绝缘油,其耐压强度远远低于绝缘油,这样在气隙中就容易引起局部放电。2)绝缘油中水分、纤维等杂质也是造成局部放电的主要原因。由于水的介电常数大于绝缘油,在电场作用下,水分等杂质首先被极化,被吸引到电场最强的地方,容易造成局部放电的击穿[2,3,4],导致绝缘油的耐电强度降低。水分的存在还会与绝缘油中的氧化物杂质形成稳定的络合物,会使绝缘油的介电损耗增加[2,3,4]。3)金属部件或电极之间的接触不良而引起的局部放电,也将会形成恶性循环,最终导致设备的击穿或损坏。显然,这些局部放电的原因与变压器安装过程的严格把控有重大关系。因此,在安装过程中既要注意变压器器身的清洁处理,又要保证变压器绝缘油的清洁处理。
4 大型油浸式变压器器身的清洁处理
1)一般变压器是充氮运输,在到达施工现场后,变压器器身不应该先破氮,而应该打开本体连接冷却器的盖板,待密封塔和真空蝶阀的锈迹和油垢等杂质全部清理干净后,方能组装冷却器。在这个过程中,施工人员要特别注意对变压器本体的氮气压力表进行监视,如果发现氮气压力下降要立即补充氮气。
2)大型油浸式变压器都是在户外安装,施工现场很难选择无风、无雨、无雪的晴朗天气,因此,为了确保变压器器身的洁净度,可以采用如下方法:零部件的内检和安装尽量在晴朗风小的白天进行,安装到傍晚就结束。每次收工前都要密封油箱上的手孔、人孔和未装零部件的法兰孔。夜晚停工时,真空泵要连续开动(开动时间应超过白天变压器器身在大气中暴露的时间),尽可能地排除器身在白天工作时所吸附的潮气。
3)注油排氮。对绝缘油的性能进行测试,确保各项指标均合格后,将绝缘油从变压器邮箱的下部注入,迫使氮气从邮箱的顶部的放气口排出,注入油量的最低高度要浸过全部绕组和铁轭绝缘件,注油结束后,拆除注油管将注油口密封。
4)热油循环。如果变压器的吊芯检查发生在相对湿度和大气温差大的天气,可以采用热油循环法。使用热油循环法时,空气露点由施工现场的温度和相对湿度来确定,然后将变压器器身的温度慢慢上升到55℃左右(确保器身的温度同时高于空气露点温度和周围环境温度),避免绝缘表面受潮。
5)抽真空脱水脱气。由于大型油浸式变压器的安装是在室外进行,从内检到全部元件的安装完毕往往需要几十个小时,因此所有和变压器绝缘油接触的零部件,都需要和器身一起进行真空处理,以消除其表面吸附的水分和气体,只有这样才能保证变压器的正常运行。一般要求真空度小于133Pa以上保持24小时以上。
5 大型油浸式变压器绝缘油的清洁处理
前文所述,影响绝缘油电气性能的杂质主要是水分、气体和纤维等。目前是通过真空滤油机过滤的方式来对绝缘油进行处理。作为变压器的安装人员,需要深入了解真空滤油机的工作特性,才能更好的完成真空注油和热油循环过程,保证变压器的顺利、可靠地工作。真空滤油机是通过油泵将绝缘油送入油机系统,然后经加热器加热后送入过滤器,绝缘油经过过滤器净化后进入脱气罐,在一定的真空度和一定温度的条件下,绝缘油中含有的微量水分将会被气化,最后绝缘油经过高精度的过滤器除去杂质后得以排出。在对绝缘油进行过滤时,滤油机的温度要控制在60℃左右,操作时间一般应超过24小时[5]。采用滤油机过滤时,影响绝缘油洁净度的主要因素是滤油机的质量,如果使用质量较差的滤油机,过滤环节中还可能导致绝缘油的分解而引入新的杂质,因此务必要选用质量过关的滤油机才能保证绝缘油的洁净度。因此,在大型油浸式变压器的安装过程中,严格检查真空滤油机的质量是保证变压器安装质量的前提。
6 结语
大型油浸式变压器在高电压的电站中有着广泛的应用,其安装水平的高低已经成为企业技术能力和发展潜力的重要标志,对安装工程的施工人员提出了更高的要求。为了保证油浸式变压器可靠的运行,延长变压器的使用寿命,在大型油浸式变压器的安装中,绝缘油的清洁和器身的清洁是主要的难点,而绝缘油的清洁往往是容易被忽视。本文结合笔者的工作经验,着重对绝缘油的清洁和可能存在的电气隐患进行了讨论,希望能给同行提供有益的借鉴。
参考文献
[1]陈嘉裕.浅谈变压器安装的工艺与质量通病的处理[J].科技信息,2011(2):53-54.
[2]孙绪臣.油浸式变压器内部放电故障分析[J].煤矿机电,2010,5:47-49.
[3]贾辉,贾勇,王志勇.油浸式变压器绝缘受潮故障分析和处理[J].吉林,2009,37:41-43.
[4]王伟,曲文韬,杨承龙,等.油浸式变压器固体绝缘老化检测技术的应用[J].电气技术,2010,10:39-42.
油浸电力变压器 第9篇
电力变压器是电力系统中非常重要的设备,关系到用电设备是否能安全可靠地运行[1]。如何较早地发现变压器故障,快速准确地判断出故障类型是当今研究的热点问题。其中根据油中溶解气体(DGA)判断变压器故障已被各国普遍接受。此方法是根据变压器内部发生过热、放电等故障时,故障点附近的绝缘分解,产生各种能表征故障类型的特征气体溶解在变压器油中[2]。从变压器油中分离出含量不同的各种气体,并转换成电信号送入工作站软件,根据气体含量与变压器故障的对应关系判断变压器故障类型。国际电工委员会(IEC)推荐的三比值法诊断变压器故障已被电力行业采用,但其编码与变压器故障并非一一对应,存在一定误差。近年来出现了很多新方法[3,4,5]判断变压器故障,尤其是小波神经网络技术的引入改进了IEC三比值法编码过于绝对的问题。但小波神经网络也有其局限性,一是学习过程不稳定,二是运算速度慢。
针对上述不足,本文分两个方面对小波神经网络进行改进:引入了不基于Fourier变换,而是用一种新的小波合成方法构造出一种加权小波[6]组成小波神经网络;运用自适应调整网络学习率的算法。改进后的小波神经网络加强了判断故障的能力,提高了运算速度,使之更便于在线监测。
1 新型加权小波神经网络(WWNN)
1.1 构造加权小波函数
常见的小波是通过Fourier变换得到的,其基本思想是用函数的尺度伸缩平移构成L2空间的基。Fourier变换增加了计算的复杂度,而且构造出的小波函数有些没有显示表达式,有些没有良好的特性,如紧支撑,高阶消失矩等。目前出现了一些其他形式的小波[7],它们没有紧支撑性,不适合实际应用。本文不通过Fourier变换构造小波,而是利用基于细分方案的平均插值法,通过细分方法构造具有紧支撑和较大消失矩的新型加权小波。
首先定义一个在L2空间中可积的正函数ω(x)作为L2空间中一个加权内积
式中:hj,k,l为加细关系系数。空间Wj是子空间Vj在空间Vj+1中的补空间,其中的一个Riesz基为{ψj,k}k,则小波函数为
加权小波ψj,k的N阶加权消失矩定义为:
可以看到加权小波的收敛速率与消失矩有关(若f(x)∈CN,则收敛速率为||∑
细分的思想是将一定的拓扑规则与几何规则作用于初始信号而产生的新的信号,并且不断重复这一过程直到生成光滑的极限信号的过程。目的是对原始的信号不断加细产生细化的信号,并且细化了的信号保持原始信号的特征与结构。经过细分后的函数序列为:
其中:Mp≤xp,Φj,k>ω(0≤p
最后得到由尺度函数细分构成的加权小波函数可以表示为:
本文选取在L2空间中一个可积的正函数ω(x)作为加权小波的权系数,如式(16)。
由式(5)和加权尺度函数满足的性质可以得到加权小波:ψ0,0=Φ1,0-Φ1,1+Φ1,2-Φ1,3,如图1所示。其中j=k=0,α=4。可以看到,即使加权函数有很大的跃变,加权小波还是非常光滑的,而且支撑性良好。
1.2 建立小波神经网络
根据变压器的故障诊断特点,本文采用3层前馈神经网络,如图2所示。它包括输入层,结点个数为I,对应的输入向量为X=[x1,x2,…,xI];隐含层,结点个数为J,由小波层和权值层组成,小波层函数为加权小波,隐含层的输出向量为ψ=[ψ1,ψ2,…,ψJ];输出层,结点个数为K,相应的输出向量为O=[o1,o2,…,ok],期望输出向量为T=[t1,t2,…,tk]。令输入层任意节点xi到隐含层任一节点间的连接权值为ωij;隐含层节点ψj到输出层节点ok间的连接权值为ωjk;θj为隐含层第j个神经元的阈值,θk为输出层第k个神经元的阈值,其中i=(1,2,…,I);j=(1,2,…,J);k=(1,2,…,K)。通过前向计算,输出关系式可表示为:
式中:f采用Sigmoid函数,即f(x)=1/1+e-x;ψ为前述的加权小波函数。
实际计算中,网络的实际输出与期望输出不等,则定义二者间的误差函数为:
神经网络的学习过程就是不断调整权值的过程,使得误差E减小。在普通神经网络的学习算法中,学习率是个常值,值过大则振荡,过小则训练时间太长。因此本文采用自适应调整学习率的算法加以改进。
设调整参数为y,当y的相邻两次梯度方向相同时说明上一次调整有效,可增大y的学习率,使误差函数向极小值靠拢或跳出极小值邻域;当两次梯度方向不同时,说明y上一次调整幅度过大,此时应减小y的学习率;当相邻两次梯度有一个为零时,此时y所处的位置不明确,保持学习率不变。
其中:μ1为增量因子,其值在1.01～1.3之间;μ2为减量因子,其值在0.7～0.9之间。
2 基于WWNN的变压器DGA故障诊断
为说明加权小波神经网络能够准确、快速地诊断变压器故障,本文在众多DGA检测法中选取应用较广的IEC三比值法;改善了编码过于绝对的智能诊断方法中效果较好的反向传播神经网络法(BPNN)与加权小波神经网络法(WWNN)进行比较。通过WWNN与两种典型的变压器DGA故障诊断方法比较,分析故障诊断性能。其中BPNN和WWNN在检测变压器故障前需要设置神经网络参数。
2.1 网络参数设置
1)确定输入向量
统计变压器油中分解出的H2,CO,C02,CH4,C2H4,C2H6,C2H2(后面4种为总烃),7种特征气体含量并用比值表示,BPNN与WWNN输入向量同为4个,见表1。
2)确定输出向量
将变压器故障分成:①局部放电或受潮;②低能放电;③高能放电;④低温过热(<300℃);⑤中温过热(300℃～700℃);⑥高温过热(>700℃)。这六种故障模式作为输出层的输出值。输出值在[0,1]的范围内变化,表示故障发生的概率,数值越大表示该类型的故障发生的可能性和严重性越大。实际检验的结果显示,一般的故障概率大于60%时可基本确定发生此类故障。
3)确定隐含层节点数
神经网络的结构主要由隐含层的节点数决定,隐含层节点数过多或过少都不能很好地满足需要。节点数少则达不到精度要求,节点数多则导致学习时间过长,而且准确率也因达到饱和而有所下降。目前确定隐含层节点数的方法主要是凭经验和试探的办法[10]。本文选用的BPNN节点数为12,WWNN的节点数为9。
2.2 仿真分析变压器故障
设定最大训练次数为2 000次,目标平均误差为0.01,ωjt=0.25,权值范围[-1,1],仿真采用Matlab软件。
选取2004年1月至2008年1月之间国内已经确认故障类型的500组变压器DGA数据作为试验样本。该样本包括了变压器在实际运行中可能出现的各种故障,且样本数量大,有一定代表性。通过IEC三比值法、BPNN法和WWNN法分别计算这些DGA数据,分析变压器可能的故障类型,再与每组数据对应的实际故障类型比较,计算出各种DGA诊断方法的准确率。对于IEC三比值法可直接通过计算得到诊断结果;对于BPNN和WWNN需将500组试验样本中的350组作为二者的训练样本,另外150组作为故障识别样本,具体故障分组情况见表2。
1) BPNN与WWNN学习速率比较
利用350组训练数据对BPNN和WWNN进行训练,输出结果和实际故障类别的误差曲线见图3和图4。如图可见两种网络在具有相同的网络输入和期望输出时,在收敛时间以及平均误差方面有显著的差异。BPNN经过1 383次迭代后误差符合精度要求,在前200次迭代过程中平均误差出现较大幅度振荡,这样的振荡对学习过程十分不利,且230～1200次迭代学习率几乎无变化,学习效率不高。WWNN经过809次迭代后平均误差降到目标值之下,平均误差曲线比较平滑,下降速度较快,表现出更优异的故障分类能力。
2)故障判断性能比较
分别用IEC三比值法、BPNN法、WWNN法对表2中150组故障识别样本进行分析,比较三种故障诊断法的准确性,结果见表3。传统的比值法由于编码不全,编码边界过于绝对,容易导致故障误判断,所以在150组样本的诊断结论中,其准确率最低,有77%左右。BPNN的准确率为83%,已经体现出神经网络自学习的优势了。WWNN的准确率为88%,比前两者都高。
BPNN和WWNN都是对IEC三比值法编码过于绝对这一缺陷的改进,但WWNN较BPNN有更好的故障判别能力,表4引入150组故障识别样本中的一组典型故障数据,分析两网络故障识别差异。BPNN判断此组数据为中温过热故障,WWNN判断其为低温过热故障,而实际该组数据为低温过热故障。出现此差异是由于WWNN中加权小波函数对传入神经网络隐含层的故障数据有优异的甄别能力和良好的局部化特性。同时又继承了神经网络的自学习能力,而且计算的复杂度不高,光滑性好,故能达到较高的故障识别率。
3 结论与展望
本文构造了一种不基于Fourier变换,而是采用细分的方法构造具有紧支撑和较大消失矩的新型加权小波函数作为前馈神经网络的隐含层,并优化了神经网络的学习率。新型的小波神经网络有如下特点:
1)加权小波较之通常由Fourier变换得到小波有计算复杂度低、支撑性好、光滑性好的特点,适合对大量,尤其是非线性的数据进行分析。神经网络的自学习特性有效地解决了故障阈值过于绝对的问题。
2)输入层导入待测变压器的特征气体比值,隐含层中的加权小波变换对输入样本进行局部化特征提取,输出层对样本进行模式分类。故WWNN有良好的分类能力、收敛性、鲁棒性。
3)对神经网络的学习率进行优化,可以减少振荡,提高网络自学习效率。
文章最后利用IEC三比值法、BPNN法、WWNN法对变压器油中溶解气体含量实测数据进行仿真分析比较,尤其比较了BPNN和WWNN这两种智能诊断的方法。仿真结果说明WWNN有较高的故障识别率和神经网络学习速度。
摘要：分析变压器油中溶解气体含量进行变压器故障诊断的关键是找到油中溶解气体含量和故障之间的非线性关系。针对已有检测方法诊断准确性不高的问题,提出不基于Fourier变换,而是利用细分的方法构造一类新的具有加权性质的小波函数。将小波函数作为前馈神经网络的隐含层函数并优化网络的学习率,构造出加权小波神经网络处理变压器油中溶解气体含量数据。通过实际故障数据验证,此方法较已有的诊断方法准确性更高,在同等计算精度下速度更快,进而提高了变压器故障诊断的效率。
关键词：加权小波,小波神经网络,油溶解气体,变压器故障检测
参考文献
[1]孙才新,陈伟根,李俭,等.电气设备油中气体在线监测与故障诊断技术[M].北京:科学出版社,2003. SUN Cai-xin,CHEN Wei-gen,LI Jian,et al.Electrical equipment oil dissolved gas on-line monitoring and fault diagnosis technology[M].Beijing:Science Press,2003.
[2]潘超,马成廉,等.一种结合模糊TOPSIS法和BP神经网络的变压器故障诊断方法[J].电力系统保护与控制,2009,37(9):20-24. PAN Chao,MA Cheng-lian,et al.A new method based on fuzzy TOPSIS and BP neural network for power transformer fault diagnosis[J].Power System Protection and Control,2009,37(9):20-24.
[3]张承彪,罗运柏,文习山.主成分分析在变压器故障诊断中的应用研究[J].高电压技术,2005,31(8): 9-11. ZHANG Cheng-biao,LUO Yun-bai,WEN Xi-shan. Study on fault diagnosis of transformer based on principal component analysis of dissolved gas[J].High Voltage Engineering,2005,31(8):9-11.
[4]杨启平,薛五德,蓝之达.基于人工神经网络的变压器故障诊断[J].变压器,2000,37(3):33-36. YANG Qi-ping,XUE Wu-de,LAN Zhi-da.Artificial neural network for transformer fault diagnosis[J]. Transformer,2000,37(3):33-36.
[5]杨海马,刘瑾,张菁.BP神经网络在变压器故障诊断中的应用[J].变压器,2009,46(1):67-70. YANG Hai-ma,LIU Jin,ZHANG Jing.Application of BP neural network to transformer fault diagnosis[J]. Transformer,2009,46(1):67-70.
[6]侯霞,胡寿松.一种新的细分加权小波[J].自动化学报,2004,30(6):17-20. HOU Xia,HU Shou-song.A novel weighted wavelet with subdivision[J].Acta Automatica Sinica,2004(6): 1017-1020.
[7]Meyer Y.Ondelettes et operateurs,Ⅰ:ondelettes.Ⅱ: operateurs de calderon-zygmund,Ⅲ:operators multilinear wavelets and operators[M].Cambridge University Press, 1993.
[8]Sweldens W,Piessens R.Calculation of the wavelet decomposition using quadrature formula:number 1 in series in approximations and decompositions[J].World Scientific Singapore,1993:139-160.
[9]侯霞.小波神经网络若干关键问题研究[D].南京:南京航空航天大学,2006. HOU Xia.Research on key technologies of wavelet neural network[D].Nanjing:Nanjing University of Aeronautics and Astronautics,2006.
油浸电力变压器 第10篇
作为变压器中比较先进的一支, 油浸式变压器可以依据散热器的散热方式、内部绕组结构和油的循环方式不同而分为三大种类。
而每类油浸式变压器又可进行细分, 以散热器的散热方式为划分依据的变压器是水冷与空冷 (水冷表用W表示, 空冷表用A表示) 。而根据我国电网的实际情况, 水冷被采用的情况是非常少的;自然风冷 (AN) 和强制风冷 (AF) 均属于空冷, 并且使用较为频繁。以绕组内部结构为划分标准, 主要参考其绕组内部是否存在导向结构, 有的可用D代表, 没有的就不用做特殊标记。
强迫油循环与自然油循环是按照油的循环来划分的变压器的类型。F代表强迫油循环, 其主要是以外界的机械力为所有循环的驱动力, 以实现循环油泵的功能;N则代表自然油循环, 在变压器工作时会产生热量, 油在吸收了这部分热量以后改变了绕组的内部温度, 使其变得不均匀从而形成密度差, 油循环驱动力所需要的热浮升力便由此产生了。
上面是较为详细的分类, 而在日常使用中强迫油循环导向式、油浸自冷式、强迫油循环式以及油浸风冷式都是最常见的油浸式变压器。
2 油浸式变压器的冷却机
从理论上而言, 容量不足20k VA的油浸式变压器能够依靠自身油箱壁散发掉所有的热量。但随着容量的增大这种自我散热功能就无法满足需求了, 那么就需要采取相应的措施, 要么将箱壁面积扩大, 要么通过安装热交换装置帮助其进行冷却。
2.1 冷却风机的发展历程
在1990年之前, 在国际上占主导地位的冷却器为水冷和风冷两种, 它们是专为大型或者特大型的油浸式变压器服务的。这两种冷却器的优点是具有较高的工作效率, 但那时冷却风机在不断运行的时候会产生极大的噪音而且非常耗损辅机, 后期检修和维护费用也较高。
1960年到1990年之间, 我国主要采用水冷却器对油浸式变压器进行降温处理。但水冷却器主要是运用涨管技术, 再配合铜质的管道和管座以达到散热的效果。由于那个时期我国在这方面的技术非常不成熟, 以至于影响了变压器的安全运转。最常出现的问题就是在给电的情况下出现差压继电器弹性膜漏水、冷却器水管泄露和冷却器冻裂等故障, 这些故障在处理起来是非常棘手的, 并且会产生高额的费用。经过很长一段时间的努力, 技术上逐渐成熟, 但是水冷却器漏水到油中的问题还是没有得到根本上的解决, 所以人们将目光开始转向风冷变压器冷却风机上面。
从1990年以后, 油浸式风冷变压器冷却风机得到了广泛的应用, 并且逐渐取代了水冷却机的地位。这样的改变不但提升了冷却系统的安全性, 而且非常有利于后期维护工作, 且节约了成本的投入。在初期, 最早的一批冷却风机的单台容量仅仅为80k VA到120k VA之间, 其容量可谓非常有限。以容量为120k VA的冷却风机为例, 它共设有4台风扇用以提供空气动力, 但此类机械的性能较差, 十分容易损坏所以后期维修工程巨大。多回路设计的变压器内部油泵不但流速快而且扬程高, 在高速流动过程中特别容易产生油流静电, 严重时会使大型高压变压器系统产生混乱, 发生无法预期的事故。初期的风冷变压器冷却风机普遍油压较高, 所以极易发生漏油现象, 因此在之后的一段时间内, 国内许多研究者开始结合国外的先进技术, 针对风冷变压器冷却风机的各项缺点实施有针对性的改进, 同时将传统的多回路结构更改成单回路设计, 便研发出了一款容量为315k VA的大容量油浸式风冷变压器冷却风机。这次成功使我国在风冷变压器冷气风机的制造方面取得了突飞猛进的成果, 并且开始慢慢追上国际的脚步。
目前, 几乎所有的电力系统都已经改用风冷却方式来完成对变压器的降温工作, 但是仍有小部分水电厂或者通风条件无法满足冷却风机运作的地方仍使用水冷却。
2.2 油浸式冷却风机的启动方式改进
对于油浸式变压器而言, 如果容量不大于3600k VA则会选择使用自然风冷方式进行温度的条件控制。其实现原理就是在自冷是散热器上安装吹风装置, 目的就是以强制性的方式逼迫空气在散热气的外表面进行不停地循环, 以起到快速散热的效果。这种冷却风机虽然效果良好, 但却会产生非常大的噪音, 并且会产生巨大的能耗, 为了改进这种启动方式, 本文特提出采用导向风冷却方式, 即强迫油流入绕组间隙中, 然后利用空气的强循环帮助温度快速降低。
另外, 当油浸式风冷式变压器的容量在50k VA以上时, 可以通过加入片式或者管式散热器作为其实现热交换的装置, 再配合冷却风机便能达到更加好的效果。这种做法不但节约材料, 而且质量较轻同时效率较高, 所以在2000年的时候得到了非常广泛的推广。
目前最为常用的冷却风机基本上都是利用油泵将变压器最上层具有较高温度的油层送入冷却风机的冷却管道内, 通过冷却管外部不断循环的空气将从管壁和翘片传递出来的热量带走, 这个过程十分迅速, 并且效果良好;另外, 在冷却风机空气侧面安装一个风扇, 用以制造强大的空气流动并且进行抽风操作, 目的就是将冷空气送入冷却风机内部同时再将热空气带出, 如此循环, 热油便能迅速冷却下来。降温后的油通过冷却风机的下端口流入变压器安置在下部的油箱内, 然后再被调入绕组中等待继续参加变压器的工作。
风冷变压器冷却风机的启动方式较为方便且容易操作, 但与水冷却器相比, 其仍然存在着体积较大、质量较重且噪音较高的缺点。并且冷却风机对外部环境要求非常高, 如果空间不够大且通风效果不理想, 是无法顺利启动的。所以, 在设计油浸式风冷变压器冷却风机的时候必须将这些因素考虑在内, 尽量选择质量较轻的合金制作, 同时尽可能缩小送风和抽风装置的体积, 通过增大启动压力的方式带动其启动;另外还要尽可能较少对外界环境的依靠, 内部安装风力较大的送风系统, 一旦启动冷却风机便可强制性带动周围空气流动。至于噪音方面, 可以为送风设备安装一个消音器, 但这种想法还在假设阶段, 实际应用的时候还要考虑现场空间的问题以及是否会对其他部件产生影响, 还有就是成本的投入是否会超出人们的可接受范围等等。至于安全方面, 应设计制动控制报警系统, 一旦风冷变压器冷却风机发生漏油等故障时, 系统可以自觉响应, 并且启动报警系统, 以提醒工作人员近况处理问题, 将所有损失减少到最低。
在实践工作中还发现, 采用主变电流达到预设值的启动方式十分不合理, 因只有电流达到一定的值后风冷变压器的冷却风机才会启动, 但此时变压器顶层油温度可已经非常高, 甚至可能会发生漏油的危险。鉴于此, 笔者提出将启动方式更改为当油温达到预设值便可运行冷却风机, 使安全性得到了进一步的提升。
3 结论
随着油浸式风冷变压器冷却风机技术的不断发展, 一定能够更好地解决目前电力系统内存在的诸多问题, 并且研发出冷却能力更大, 绕组和铁心温度更加均匀的产品。同时随着生产要求的不断提高, 其他种类的风冷变压器也在不断的研发当中, 用油温达到预设值启动代替主变电流达到预设值启动将成为油浸式变压器发展的主打方向, 并且一定能都取得突出的成绩。
参考文献
[1]叶翔.油浸式变压器用散热器的研究[D].华中科技大学, 2006.
[2]孙旭东.自然油循环电力变压器内部流动与传热分析[D].河北工业大学, 2003.
【油浸电力变压器】相关文章：
油浸电力变压器的故障05-22
浅谈35kV油浸电力变压器的检修09-12
电力变压器绝缘05-10
变压器电力论文05-05
变压器电力论文提纲08-28
电力变压器故障诊断06-30
电力变压器拆除方案08-26
电力变压器安装规范08-26
油浸风冷变压器06-25
电力变压器的瓦斯保护06-24