主变的结构及其监视

主变的结构及其监控欢迎指导!主要内容主变的结构特征就地控制系统变压器常见故障变压器试验与监测1主变的结构特征主变铭牌温度计油流继电器高压油纸电容式套管瓦斯继电器压力释放装置防油劣化系统#3主变的整体结构冷却系统珠海电厂电气分部＃3主变铭牌珠海电厂电气分部主变铭牌主变铭牌比较主变参数不同无载调压开关接头表示不同铁心结构不同磁路不同设计方面不同珠海电厂电气分部珠海电厂电气分部珠海电厂电气分部珠海电厂电气分部珠海电厂电气分部高压油纸电容式套管结构1.均压罩（内导电头）2.放气塞3.注油塞4.油枕（磁铁油位表）5.上瓷套6.末瓶（试验抽头）7.下瓷套8.均压环防油劣化系统靠油枕箱内的橡胶胶囊达到防止空气与绝缘油接触使油劣化；同时油体积变化引起气囊变化，使加在油面上的压力与外部大气压一致。胶囊通过空气连接管（6）由吸湿器与大气相连。绝缘油由油枕连接阀（8）和连接管（3）与变压器主体油相连通。分压阀（12）、抽真空阀（11）、（7），注油时用。油面计：浮子随油面的上下变化，通过其所连齿轮机构转动磁铁接头，同时带动指针连接的磁铁转动，改变指针的刻度而显示油的变化。珠海电厂电气分部吸湿器：由进料口、出料口，过滤室、缓流室、净化室等组成。空气经过过滤室将灰尘等截留在油杯油中，气流经缓流室缓冲，同过净化室的干燥剂吸湿水分。当干燥剂变为浅红色时需要更换。温度计油温度计、绕组温度计、电阻温度计。温度探测线、微动开关控制回路线，绕组温度计还有电流补偿线。红针为最高指针位置，用充满液体的温度探头来测量温度，由温度计内部温包随温度的变化使多圈弹簧转动带动指针刻度变化。绕组温度计电流补偿：除温包感测顶层油温外，取电流互感器的二次电流（经变流器的调整后），使电热丝温度近似于绕组对顶层的温升，二者的和为绕组最高部分的温度。电阻温度计：装于变压器箱盖上的电阻座中注满变压器油，随变压器油温升变化，铂热电阻阻值变化，转化成电压信号，在中央控制室远距离指示变压器油温的变化。油流继电器判断油流的情况，作为辅助和备用冷却系统投退的一个因数。瓦斯继电器在上盖有出线端子盒(信号、跳闸接点),排气阀。侧面有视窗口（检查触头系统）工作原理：1.信号：主变内部故障油分解出气体，上移，聚集在继电器内上部使液面降低，浮力减小，浮子下降带动所连磁铁下降吸合触头，发报警信号；2.跳闸:主变内部严重放电，高速气体带动油流冲向油枕，推动继电器挡板，使浮子带动磁铁转动，吸合接点，跳闸。压力释放装置报警信号开关与释放口，＃1、2变有上端指示杆工作原理：使油箱内永远保持正压，防止空气、水分、杂质进入。主变内部故障达到开启压力，释放。压力降到阀的关闭压力时关闭。＃1、2变阀罩上细杆压力释放时上升，下边可见。珠海电厂电气分部冷却器系统利用油泵将热油抽到变压器外的冷却器中冷却后再送入变压器，形成油循环冷却，采用强迫风扇冷却。＃1、2主变每相设置四组风冷却器，高低压侧各两组。每组两台风扇，一台油泵。＃3、4主变有七组，每组一台油泵，三个风扇。冷却系统的油路循环珠海电厂电气分部就地控制系统2＃3主变冷控柜开关与信号灯＃3工作电源监视回路控制回路1珠海电厂电气分部控制回路2信号回路＃1、2典型的控制回路电源监控回路1控制回路2控制回路3监控回路4电力变压器运行中常见故障3绕组故障：主要是绕组及其绝缘物由于绕组质量、生产工艺的原因以及运行过程中各部分绝缘老化，绕组受潮，绕组层间、匝间、相间、股间、高低压绕组间发生接地、短路、断路、击穿或烧毁发生的故障；系统短路、冲击电流造成绕组机械损伤。铁心故障：铁心及其夹件由于生产工艺，以及潜油泵轴磨损的金属粉末淤积油箱底部形成的桥路，较多的油泥，油箱中落入金属异物都会形成铁心的两点接地故障；绕组短路、过载运行、铁心本身接地不良、铁心片间短路或局部短路、铁心漏磁、电源电压高、铁心冷却油道堵塞、异常接地等都可能引起铁心过热故障。分接开关故障：（1）无载开关：上分接头绝缘材料上堆积的油泥受潮，在过电压下将发生的相间短路故障；若触头接触不良使电阻增大造成的放电故障等。（2）有载开关：密封不严导致绝缘性能的降低；过渡电阻在切换过程中被击穿或烧断，导致触头间的电弧引发故障；因滚轮卡死使分接开关停在过渡位置而造成短路；切换开关油室密封不严而造成变压器本体渗漏；选择开关分接引线与静触头的固定绝缘杆变形等。油流带静电故障：变压器加速流动的油产生静电电荷的分离，使纸及纸板上积累负电荷，流油中积累起正电荷，当某处电荷积累密集且产生的场强超过了某一程度时，将会在油或固体绝缘表面上产生静电放电或爬电放电，甚至使固体绝缘受损伤。油和油纸绝缘故障油中混入水分和杂质后，绝缘下降，损耗增大。油的氧化中生成的氧化纤维素，使固体绝缘脆化；粘附的油泥，使变压器工作温度升高，耐压强度下降。变压器在长期运行中，固体绝缘过度变热而脆化，在冲击力作用下常导致绝缘故障。使油纸绝缘的击穿电压和电阻率降低，介质损耗增大。放电故障：（1）局部放电：运行时油中存在的气泡，以及工艺原因造成局部放电。主要气体组分为H2占总烃的80%～90%，其次是CH4；C2H2在总烃中不到2%，这是与电弧放电和火花放电区别的主要标志。（2）火花放电：即间隙性放电。当变压器内部某一金属部件接触不良形成悬浮电位而引起火花放电。变压器油中的水分多、受潮的纤维多也将形成杂质“小桥”而引起火花放电。一般总烃含量小，H2占氢烃总量的30%以上,但油中溶解的C2H2在总烃中所占比例可达25%～90%。（3）电弧放电：又称高能放电。特点是产气急剧而且量大，放电能量密度大、容易导致绝缘纸穿孔、烧焦或炭化，金属材料变形或熔化。变压器绕组匝间绝缘击穿、引线断裂或对地闪落、分接开关飞弧等，将引起电弧放电故障。出现电弧放电故障后，油中溶解气体的主要组分是H2、C2H2，其次是CH4、C2H4、C2H6，一般H2占氢烃的30%～90%，C2H2占总烃的20%～70%；若电弧放电故障波及固体绝缘时，油中溶解气体还有CO、CO2组分。变压器试验与监测4试验：参数试验：（1）空载试验：通过测空载电流和空载损耗，检验铁心叠片间、穿心螺杆和压板绝缘损坏造成的磁路的缺陷，及匝间短路情况；（2）短路试验：测量绕组电阻损耗（忽略铁心损耗），短路阻抗；绝缘试验：绕组的绝缘电阻及吸收比：检验整体受潮或贯通两极的绝缘缺陷。测量前应将被测绕组接地放电，非被测绕组短路接地，为避免各绕组中剩余电荷导致测量误差。绕组及套管的泄漏电流：套管有裂纹、密封不严都会增大。原理与测绝缘电阻相同，但要用高压整流设备作为电源，串接微安表直接读数。测量加压后1min后读取值，因充电电流中包括几何电流和吸收电流为衰减电流，衰减为零后，才剩下稳定的泄漏电流。绕组及套管、瓷套管的tgδ和C：检验绝缘整体受潮、劣化变质和非贯通局部缺陷。介损主要有泄漏电流引起的损耗，几何电流、吸收电流引起的损耗，气隙和油隙局部放电引起的损耗。比绝缘电阻、油的耐压试验的灵敏度要高很多。接线时被测绕组两端要短接，目的是使介质的电容电流与绕组的电感电流抵消，避免产生太大误差。绕组及套管的交流耐压：检验绕组主绝缘的受潮、开裂、绕组松动，绝缘污物。被试绕组的所有套管短接并接高压，非被试绕组也要短接并可靠接地。为避免绕组流过的电容电流造成的电位差。绕组及套管的直流电阻：检验绕组焊接质量、分接开关接触情况、绕组或引线断线或短路。分接开关接触不良会使直阻三相不平衡，产生负序发热。先充电，再测量。油中微量水分测定：当油的含水量在40ppm以下时具有较高击穿强度。用气相色谱仪测量，取油样，水油分离，测水含量与标准工作曲线比较。油箱及套管中绝缘油的试验耐电强度测定除专用油杯外，其他的与交流耐压试验相同。油杯中放电极加压，击穿后记录电压。还有油的介质损耗。油中溶解气体分析：监测量：(1)特征气体注意值热故障和电故障产生的特征气体中C2H2含量差异很大；故C2H2含量是区分过热和放电两种故障性质的主要指标，当出现高温热点时也会产生少量C2H2。绝缘油分解产生的主要气体是氢H2、烃类气体，绝缘纸等固体绝缘材料分解产生的主要气体是CO和CO2。考察变压器油故障中引入溶解气体的浓度注意值来判断。(2)气体变化趋势注意值气体发展趋势即产气速率。产气速率也超过了注意值时，可以判断变压器内部存在故障。＃1、2设置时产气趋势，日产气趋势。mtCCiia1,2,气体变化速率：三比值法基本原理：选用5种特征气体乙烯C2H4、乙烷C2H6、乙炔C2H2、CH4、H2构成三对比值C2H2/C2H4、CH4/H2和C2H4/C2H6，在相同的情况下把这些比值以不同的编码表示。根据测试结果计算得出编码，并把三对比值换算成对应的编码组，然后查表对应得出故障类型和故障的性质。＃1、2主变在线监测系统（H201i）：也是变压器油中溶解气体分析（DissolvedGasesAnalysis，DGA）系统。由有气体选择性渗透膜的传感器、智能传送器H201Ti、通信控制器H201Ci-1)组成。若通过通信电缆接入上位机可组成网络式智能监测系统。可监测对氢H2、一氧化碳CO、乙烯C2H4和乙炔C2H2气体的含量和日变化趋势、时变化趋势。外壳内还有端子排供连接交流电源，报警电缆(气体浓度高报警，气体浓度过高报警和仪器自身故障报警)，模拟量输出接点。面板上还装有一个RS－232口可用手提电脑修改设置，另有键盘和LCD显示器2020/1/737谢谢大家!