短路阻抗和短路感抗

短路阻抗和短路感抗（精选5篇）

短路阻抗和短路感抗 第1篇

电力变压器容量在100 kVA或用电设备装接容量为100 kW及以上的用户,实行2部制电价[1]。在2部制电价中,有一部分电价是由变压器容量确定的,用户入网需缴纳以变压器容量为基础的基本电费。因此,某些用电大户为了减少容量费的缴纳,将变压器的铭牌容量改小[2]。为杜绝该情况的发生,电力部门有必要对变压器的真实容量进行核实

目前,测定变压器容量的方法较多,如采用变压器的负载损耗和空载损耗与国标值比对,通过变压器温升试验等[3],这些方法对于测定变压器额定容量均具有局限性。如文献[4]仅给出了不同电压等级和容量的变压器负载损耗和空载损耗的推荐值,实际生产投运的变压器损耗不应大于该推荐值,但小于推荐值在理论上是允许的。因此,仅采用空负载损耗判定变压器容量是不可取的。变压器升温试验较为复杂,受现场试验条件制约,开展起来难度较大。而变压器短路阻抗和容量之间存在一定对应关系,且短路阻抗测试较为简便,是目前判定变压器容量的优选方法[5,6,7]。

本文对现有变压器容量测试方法的优缺点进行了分析[8,9,10,11,12],计算了短路阻抗与变压器容量间的对应关系,给出了在低压小电流下测试变压器短路阻抗的方案。在此基础上,实测了2台110 kV变压器的短路阻抗和负载损耗,分析了负载损耗测试误差的来源,为变压器容量测试提供了实践经验。

1短路阻抗测试原理

变压器短路阻抗测试原理如图1所示,即将变压器二次侧短路,一次侧施加额定电流,测量此时一次侧电压,便可获得短路阻抗值。若被测变压器短路阻抗测试在额定电流条件下进行,则试验电源容量为:

式中:Sk为负载试验电源容量;Uk%短路阻抗百分数;SN为变压器额定容量。

可见,在额定电流条件下进行短路阻抗现场测试所需电源容量过大,难度较大。在测试误差要求范围内,可采取在小电流下测试一次侧电压的方案计算短路阻抗。

考虑到短路试验时变压器处于线性区域,变压器一次侧施加电压越大,一次侧电流越大,且呈线性关系[1]。因此有:

图1中,U1为短路电流为额定值时的一次侧电压;I1为短路电流为额定值时的一次侧电流;R1为一次侧绕组电组;X1为一次侧漏抗;R2为二次侧绕组;X2为二次侧漏抗;U2为二次侧绕组电阻和漏抗上的压降;I2为二次侧电流;Rm为励磁电阻;Xm为励磁电抗。这样,一次侧额定电流为:

则额定容量为:

由变压器短路阻抗Uk%定义可知:

将式(5)带入式(4),得到短路阻抗为

式中:SN、UN均为已知量,通过测量一次侧电压U'1和电流I'1即可得到短路阻抗值。

进行变压器负载损耗测量时,也可先测量短路电流为I'1时的负载损耗P',再换算至额定电流时的损耗Pkt,即有[7]:

再换算至温度为75℃时的负载损耗Pk75,即有

式中:K为温度换算系数。

2变压器容量判定

变压器的容量是由绕组线径、铁心尺寸等多种因素决定的,为一区间值。油浸式变压器的过负荷能力非常强,厂家生产时一般会留有一定裕度,所以变压器的容量实际上是一个范围,而不是一个确定值。按照用户要求,给定变压器电压等级和容量后,厂家根据相关标准设计铁心结构,经过一系列性能指标测试合格即可出厂。对于其容量并不严格的情况,验证其准确值。对于某已知容量的变压器,其实际容量在铭牌额定容量的某个范围内都被认为是合格的。现有的变压器容量测试均采用比较法,即将变压器的相关性能参数测试结果与国家标准比较,试验结果与国标的偏差值要求在文献[4]和文献[13]规定的误差范围之内。

变压器分接头处于额定档位时,变压器的铭牌容量与短路阻抗存在一个确定的对应关系,如式(6)所示。目前,变压器铭牌容量与实际容量不符的情况有以下3种可能:(1)制造厂仅将铭牌容量更改小;(2)制造厂将铭牌容量与短路阻抗的铭牌值同时改小;(3)制造厂将变压器解体后,把短路阻抗实际值增大,将铭牌容量与短路阻抗的铭牌值同时改小。

针对以上情况,采取以下3种措施对容量进行判断:

(1)依据图1中短路阻抗测试原理得到的短路阻抗值必定较铭牌值小,则可断定铭牌容量较真实容量小。

(2)此时按照铭牌容量测量得到的短路阻抗值与铭牌值相符,容易引起变压器额定容量的误判。因此,应要求用户提供变压器出厂时的空、负载损耗及短路阻抗测试值,并与实测值及国标值进行比对,判定铭牌容量的真实性。

(3)若在铭牌容量下测试得到的短路阻抗值与短路阻抗铭牌值相符,则认可此时的铭牌容量即为额定容量,认为该变压器的容量裕度较大,过负荷能力较强。

3变压器短路阻抗实测

本文采用JYW6100型变压器空负载特性测试仪对型号为SZ11-25000/110、铭牌电压为(110±8×1.25%)/6.3 kV、联接组别为Ynd11、短路阻抗为10.49%的电力变压器及型号为SZ11-12500/110、铭牌电压为(1 10±8×1.25%)/6.3 kV、联接组别为Ynd11、短路阻抗为10.5%的电力变压器负载特性进行了测试。该测试仪额定输出电压450V,最大输出电流50 A。图2为变压器短路阻抗测试回路原理图。图3为变压器空负载特性测试仪显示面板。测试时,应将变压器退出运行,高低压侧接线断开,并充分放电。短路阻抗测试结果如表1所示,负载损耗测试结果如表2所示表1、表2还给出了国标规定的参考值作为对比。

文献[13]规定:有2个独立绕组的变压器在主分接头位置,当短路阻抗≥10%时,短路阻抗实测值与铭牌值之偏差不应超过±7.5%。由表1可知,2台变压器短路阻抗实测值与铭牌值之偏差均未超过±7.5%,可以认为2台变压器的铭牌容量即为其真实额定容量。

注:互差=(实测值-铭牌值/铭牌值)

注:参照文献[13],负载损耗实测值与铭牌值之偏差不超过15%

由表2可知,校正至75℃时的负载损耗较铭牌负载损耗偏大,这是由于温度校正采用式(8)计算存在一定误差。

负载损耗包括电阻损耗和附加损耗[14]:

油浸式变压器的参考温度为75℃,电阻损耗由温度t℃校正到75℃时有:

对于铜绕组:

漏磁场在导体中产生感应电动势,从而产生涡流,附加损耗主要是涡流损耗。在漏磁场一定时,感应电动势一定,导体中的涡流在直流电阻大时反而小,即温度高时附加损耗小。附加损耗PF75由t℃校正到75℃时为:

式中:∑I2R为t℃下的电阻损耗

t同1台变压器的附加损耗和直流电阻损耗的比例在不同温度下是不一样的,这是由于2个分量校正到75℃时的计算方法不同。直流电阻损耗校正到75℃时要用t℃下的直流电阻损耗乘以温度系数K,而附加损耗校正到75℃时要用t℃下的直流电阻损耗除以温度系数K。

现假设75℃时的附加损耗和直流电阻损耗的比例是α,即75℃时的附加损耗等于α∑I2R75,则此时的直流电阻损耗为:

在t℃下进行试验时,负载损耗为:

如按照式(8)计算75℃时的负载损耗,将式(15)代入式(8)可得:

而实际变压器75℃时的负载损耗为:

按照式(8)计算75℃时的负载损耗误差为:

由于电阻温度系数在10～40℃范围内K>1、且α>0,于是有ε>0,即按式(8)校正到75℃时的负载损耗比实际损耗偏大。当附加损耗和直流电阻损耗之比α为0.05～0.3时,采用式(8)计算负载损耗的误差结果如图4所示。可见,用式(8)校正到75℃时的负载损耗误差是相当大的。

以SZ11-25000/110型变压器测试结果为例。4.525 A,IN=131.2 A,P'=116.3 W,K=310/(235+11)=1.26;Pkt=(IN/I'1;)2P'=(131.2/4.525)2×1 16.3=97.77 kW、Pk75=KPkt=1.26×97.77=123.2 kW,这与仪器校准后的损耗相同。可见,现有的负载损耗测试仪采用温度校准式(8)进行校正,误差较大。要准确计算75℃时的负载损耗,只需获得变压器在t℃下的负载损耗Pkt后,测量出变压器绕组的直流电阻Rt,带入式(13)计算即可。

4短路阻抗测试影响因素

4.1环境温度

国家标准要求变压器的短路试验应在环境温度为75℃进行,而现场往往不具备这个温度条件。这就需要在试验温度下将所测结果校正到75℃,再计算变压器容量值。

4.2分接开关

变压器处于不同的分接位置,对应着不同的直流电阻值和短路阻抗值。变压器档位越高,其短路阻抗值越小。变压器容量测试并不要求其分接开关处于额定位置,但容量测试仪的输入参数应保证与实际档位一致。

4.3短路连接线

变压器容量测试是在短路条件下完成的。当低压侧额定电流较大时,短路连线实际上是低压绕组的延伸。若连接线截面过小,短路连接线中的损耗就会很大。短路连线截面的大小和连接的牢靠程度,直接影响测量结果。短路连接线的电流密度宜按照3～5 A/mm2选择。

5结论

本文分析了变压器容量测试方法的优缺点,计算了短路阻抗与变压器容量间的对应关系,给出了变压器短路阻抗和负载损耗的测试方案。在此基础上,实测了2台110 kV变压器的短路阻抗和负载损耗,分析了短路阻抗和负载损耗测试误差的来源及避免措施,得出以下结论:

(1)单纯采用损耗法判定变压器容量不妥,采用以短路阻抗为主,负载损耗为辅的2元素法判定变压器额定容量更为合理。

(2)若制造厂将变压器返厂解体后,调节绕组结构,把短路阻抗实际值增大,而将铭牌容量与短路阻抗的铭牌值同时改小,则应认同该变压器的铭牌容量。

短路阻抗和短路感抗 第2篇

电压分级控制是法国电力公司最早提出的以主导节点和控制区域为基础的电压控制方案,目前世界上有多个国家采用这种控制方法[1,2,3]。我国近年来也开始进行电压分级控制的研究和实践,并取得了较好的成效。

在分级电压控制中,如何将电网划分成为耦合松散的区域是一个重要课题。目前最常见的做法是在计算电气距离的基础上应用相应的分区算法来实现电压无功的分区计算。其中,电气距离的计算主要基于灵敏度矩阵,具体有以下两种:(1)牛顿法潮流的雅克比矩阵[4,5,6,7,8];(2)PQ分解法B'矩阵[9,10,11]。前者与电网潮流状态有关,由此可能导致分区的多变性,不利于电压无功的分区管理;后者与潮流状态无关,分区固定,适合于电压无功的分区管理。分区算法方面,主要有向上分层归类算法(凝聚的层次聚类算法)[10,11]、基于免疫-中心点聚类算法[4]和模糊聚类算法[12,13]等。其中,节点的分区顺序主要考虑先负荷节点分区再进行电源节点归并[14,15]。这种方案不能充分反映分区中无功电源对负荷节点电压的强控制作用,因此文献[16]提出了一种先电源节点分区再进行负荷节点映射分区的新方案。相对而言,后者更能保证负荷节点和与它电气距离最近的无功源节点分在同一个分区。但是文献[16]以负荷节点的分区来确定电源分区,由此可能导致电气距离近的电源节点不在同一个区域,相应难以实现电网的弱耦合分区。另外,该文将负荷节点映射归并入电源分区时,只考虑了与负荷节点距离最近的电源,没有考虑同一分区内多个无功电源对负荷节点的电压综合控制作用,由此可能导致负荷节点被并入电气距离近但电压综合控制能力差的区域。

基于文献[16]的先电源节点分区后负荷节点映射分区的思想,本文提出了一种新颖的电源节点分区方法与负荷节点映射距离。其中,无功源节点分区时,本文以无功/电压灵敏度来定义电气距离,采用凝聚的层次聚类算法直接对电源节点进行分区,由此可以保证电气距离近的无功电源节点被分在同一个区域。在电源节点的分区确定以后,本文定义了多无功源节点对单个负荷节点的短路阻抗距离,然后以短路阻抗距离最短原则来实现负荷节点的映射分区,由此可以保证负荷节点被并入对其电压综合控制能力强的电源分区。

1 电气距离

1.1 表征无功源节点之间电气距离的无功/电压灵敏度

灵敏度可以用来反映节点之间的耦合程度进而可以代表节点之间的电气距离。现有相关研究主要考虑负荷节点之间的电气距离,因为负荷节点常为PQ节点,因此采用电压/无功灵敏度来表示负荷节点的单位无功变化对其他负荷节点电压幅值的影响程度[17]。本文需要确定电源节点之间的电气距离,因为电源节点常为PV或平衡节点,因此采用无功/电压灵敏度以表示电源节点的单位电压变化对其他电源节点注入无功的影响程度。

考虑电网的所有节点,则P-Q分解法中的无功修正方程可表示为

式中:下标G代表无功源节点集;下标L代表负荷节点集;ΔQG、ΔVG分别为无功源节点注入无功和电压幅值的变化量;ΔQL、ΔVL分别为负荷节点注入无功和电压幅值的变化量;BLL、BLG、BGL和BGG为灵敏度矩阵,用节点导纳矩阵的虚部代替。

令负荷节点注入无功恒定不变,即ΔQL≡0,对式(1)作变换得

式中,SGG为无功/电压灵敏度矩阵,是对称矩阵,其元素αij可表示为式(3)。

αij为负数,表示无功源节点j电压幅值的单位变化对无功源节点i注入无功变化的灵敏度。通常情况电气距离用正数来表示,因此借鉴文献[18]的方法,定义无功源节点i与节点j之间的电气距离dij为

式中,max|SGG|表示取SGG矩阵元素绝对值中的最大值。

显然,dij值越小,表示电源j的电压幅值变化对电源i的注入无功影响越大,相应可以理解为电源j与i之间的距离越近。另外,从式(2)可见,基于PQ分解法B'矩阵来计算dij距离,还具有与潮流状态无关的优点。

1.2 表征多无功源节点与负荷节点之间电气距离的短路阻抗

当电源分区确定以后,需要将负荷节点按照电气距离最短原则归并入电源分区。此时需要解决一个关键问题,即多电源节点与单一负荷节点之间电气距离的有效评估问题。常规灵敏度距离只能表示一个电源节点对一个负荷节点的电气距离。当一个分区中存在多个电源节点时,采用单一灵敏度距离不能真实反映多个电源节点对单一负荷节点电压的综合控制能力,可能会导致负荷节点被并入电气距离近但对其电压综合控制能力差的区域。为此,本文提出了短路阻抗距离的概念,其定义如下:

假设电网有ng个无功源节点,无功源分区数为nG,第j个无功源分区有nGj个无功源节点,构成集合Gj;该电网有nL个待分区负荷节点,构成集合L。无功源分区j与负荷节点i之间的短路阻抗定义为

Zij的物理意义是:在负荷节点i注入单位电流,分区j中所有无功源节点接地,其他负荷节点及其他分区中的无功源节点都开路的条件下,节点i的电压即代表分区j的所有无功源对节点i的综合距离。

计算短路阻抗距离Zij时,借鉴逐次递归方法,其具体步骤如下。

步骤1:建立节点导纳矩阵Y。

步骤2:假设集合Gj中所有节点对地短路,删除Y中相应节点对应的行和列,得到Y'。

步骤3:假设负荷节点i注入单位电流,其余节点注入电流为0,然后根据式(6)计算电压向量V

式中:V为除Gj中无功源节点外其余节点的电压向量;I=[0,,0,1,0,,0]T,其中只有节点i对应元素为1、其余节点对应元素为0。

步骤4:取出V中元素Vi,即为无功源分区j与负荷节点i的短路阻抗。

步骤5:另选一个负荷节点i,重复步骤3和步骤4,确定分区j对新节点i的短路阻抗,直到选完所有负荷节点,然后转步骤6。

步骤6:另选一个电源分区j,重复步骤2~步骤4,确定新分区j对所有负荷节点i的短路阻抗,直到选完所有电源分区。

以短路阻抗的模值lij作为无功源分区与负荷节点之间的电气距离,则该电气距离可表示为

lij越小,表示分区j与节点i之间的电气距离越近,也表示分区j的无功电源对负荷节点i的电压控制能力越强,这说明本文定义的短路阻抗距离能够准确衡量多个无功源与单个负荷节点之间联系的紧密程度。而且,该短路阻抗距离仅与网络拓扑结构和元件参数有关,与潮流状态无关。

2 无功源节点的层次聚类算法

文献[10]提出了一种基于Ward类间距离和凝聚的层次聚类算法的负荷节点分区方法,其中仿真分析了五种类间距离(最小距离、最大距离、平均距离、中心距离和Ward距离)的聚类效果,给出了Ward距离的类合并效果最好的结论以及利用聚类过程中会出现的平台区合理确定分区数的有效策略。为此,本文借鉴文献[10]的方法,也基于Ward类间距离和凝聚的层次聚类算法对无功源节点进行分区。

具体实现时,本文采用了Matlab的层次聚类函数linkage(),该函数的调用格式如下:

函数squareform()中的D矩阵元素dij由式(4)确定,函数linkage()中的参数'ward'即表示聚类时采用Ward类间距离。

通过函数squareform的数据结构转换和linkage的聚类计算,则可根据无功源节点的无功/电压灵敏度距离确定无功源节点的聚类树Z及聚类过程中的类间合并距离。然后根据合并距离的变化曲线确定平台区,并最终实现无功源节点的合理分区。

3 负荷节点的映射分区算法

文献[16]提出了一种简单的负荷节点映射分区算法将负荷节点映射归并入无功源分区之中,其归并判据采用了“最小电气距离”原则,即将负荷节点归并入与它距离最近的无功源节点所在的分区之中。文本采用与文献[16]相同的映射分区原则,主要的区别在于电气距离的定义不同。本文采用1.2节提出的无功源分区对负荷节点的短路阻抗距离,以体现无功源分区中所有无功源节点对负荷节点的综合控制作用。而文献[16]采用单个无功源节点对负荷节点的电气距离,因而不能体现无功源分区对负荷节点的综合控制作用。

4 算例分析

基于本文提出的上述无功分区方法和Matlab R2007b软件,对IEEE39节点系统和重庆电网进行了分区研究,下面介绍算例结果及其仿真分析。

4.1 IEEE39节点系统的仿真分析

IEEE39节点系统有10个无功源节点,其电压/无功灵敏度距离(D)如表1所示,对应的聚类树如图1所示。其中,横坐标代表节点的编号,纵坐标代表类间的合并距离,聚类树给出了每次合并的节点及对应的合并距离。从图中可以看到,6个分区凝聚到5个分区时合并距离差值最大(6.198),即6分区为平台区。因此,将系统的10个无功源节点划分为6个区域最合适。

基于图1的无功源节点6分区结果,计算各无功源分区对各负荷节点的短路阻抗距离,具体结果如表2所示。在此基础上利用映射分区算法完成负荷节点的分区,由此确定整个系统的分区结果,具体如图2所示。与文献[16]的分区结果相比,该系统的无功源节点分区方案与其相同,而有三个负荷节点的分区方案不相同。文献[16]中,负荷节点17与无功源节点36在同一个分区,负荷节点26和27与无功源节点38在同一个区,而本文中这三个节点与无功源节点30和37在同一个区。之所以产生这样的差别,主要是本文考虑了同一分区内多个无功电源的综合作用,而文献[16]只考虑了单个无功电源的作用。显然,本文考虑多个无功电源的综合作用,则本文的负荷节点映射分区结果更加合理。

4.2 重庆电网的仿真分析

重庆主网由548个节点、10个可作为无功源的发电厂、9个500 k V变电站和59个220 k V变电站组成。考虑500 k V变电站都装有充足的无功补偿装置(板桥、陈家桥以及万县站还装有SVC动态无功补偿装置),可以作为220 k V电网的无功电源。因此,我们同时将9个500 k V变电站的低压侧无功补偿节点和10个发电厂的机端节点(共44个节点)都作为无功源节点。

本算例选择重庆电网2010年丰大方式的基础数据进行分区,无功源节点的聚类树如图3所示。从图中可以看出,平台区为5个分区。因此,重庆主网划分为5个无功控制分区比较合适。在无功源节点分区基础上进一步进行负荷节点的映射分区,分区结果如图4所示。由图4可以看到,重庆电网的5个分区分别对应:“陈家桥板桥圣泉”片区、“隆盛”片区、“石坪巴南”片区、“长寿张家坝”片区和“万县”片区,这个分区方案与现场调度员多年的调度经验比较吻合。

5 结论

以无功/电压灵敏度距离和短路阻抗距离的定义为基础,采用凝聚的层次聚类算法和映射分区算法,通过电源节点的首先分区以及负荷节点的映射分区,实现了电网电压无功控制的合理分区,取得了很好的分区效果。

本文的电压无功控制分区方法具有如下特点:

(1)电气距离的计算不依赖于电网的潮流状态,分区结果稳定适合于电压无功的分区管理。

(2)基于电压/无功灵敏度距离的无功源节点直接聚类分区,能够保证电气距离近的无功源被分入同一个区域,有利于实现区域之间电压无功控制的松散解耦。

(3)多无功电源与单个负荷节点的短路阻抗距离充分体现了区域内无功源对负荷节点的协同控制作用,基于短路阻抗距离的负荷节点映射分区算法能够保证负荷节点和与其电气距离最近的无功源在同一分区,有利于实现区域内部电源对负荷节点电压的强耦合控制。

摘要：基于先电源节点分区后负荷节点映射分区的思想,提出了一种基于电源分区与短路阻抗距离的电压无功分区方法。首先以无功/电压灵敏度来定义电气距离,采用凝聚的层次聚类算法直接对电源节点进行分区。然后定义了多无功源节点对单个负荷节点的短路阻抗距离,并以短路阻抗距离最短原则来实现负荷节点的映射分区。该方法不仅能保证电气距离近的无功源被分在同一个区域,而且还能保证负荷节点与对其控制能力强的多个无功电源节点被分在同一个区域。另外,该方法还具有分区结果与潮流状态无关的优点。IEEE39节点系统和重庆实际电网的仿真结果验证了所提方法的有效性。

短路阻抗和短路感抗 第3篇

目前电力系统容量不断增加,各级电网中的短路电流水平也不断增长,最高可达到额定电流的几十倍[1],这给电网的安全稳定带来了很大隐患。随着超导电力技术的发展,超导故障限流器(SFCL)成为目前非常有效的短路电流限制装置,它的限流特性具有很大的优越性,有着良好的应用前景[2,3,4,5]。

由于限流器应用于配电网后会改变原线路固有的阻抗特性,必然会对电网中继电保护尤其是距离保护产生影响[6,7]。在电力系统故障中,单相接地故障最为常见,占总故障次数的60%以上,而在中性点接地电网中,由于接入许多自耦变压器,单相短路电流水平会大于三相短路电流水平[8],对电网危害更大。当系统中接入SFCL后,此故障的发生对距离保护影响很大,不仅要重新整定距离保护整定值,还要改进阻抗继电器接线方式,在许多文献中已介绍了接入SFCL后具体的整定方法,本文不再研究。

本文主要以电阻型SFCL为例分析接入SFCL对接地短路阻抗继电器接线方式的影响,并提出一种新的阻抗继电器接线方式,最后对这种接线方式进行仿真验证,结果表明,此种接线方式的结构比较简单,而且与原接线方式相比能更好地反映线路故障情况,确保距离保护正确动作。

1 电阻型SFCL工作原理

电阻型SFCL原理图[9]如图1所示,它是由电阻限流线圈和超导触发线圈并联而成。电阻限流线圈选用常规材料,等效电阻为Rs,是防止超导体被烧毁而添加的旁路电阻;而超导触发线圈则是由高温超导线材绕制而成,具有超导特性,根据工作条件在超导态和正常态之间转换。

当线路处于正常工作状态时,触发线圈工作于超导态,阻值Rsc近似为零,旁路电阻此时被短路,线路电流全部通过触发线圈,整个装置的等效电阻很小;当线路发生短路时,随着短路电流的不断增加,当流过超导线圈的电流I大于其临界电流Ie时,超导体失超,从零电阻的超导态自动转化为高阻值的正常态,这时阻值Rsc=Rn,此时触发线圈上的短路电流被自动转向到限流线圈通路上,形成电阻回路,从而有效限制线路中的电流,并保护触发线圈。

2 SFCL对单相接地短路阻抗继电器接线方式的影响和解决方法

在中性点接地的电网中,当零序电流保护不能满足要求时,一般要采取接地距离保护,由于发生单相接地时,存在零序互感,不能给继电器只加入故障相的相电压和电流,目前工业应用中距离保护接地短路阻抗继电器接线方式[10]即各相继电器上所加的电压UJ和电流IJ通常为:

其中,K=(z0-z1)/(3z1),z1、z0为线路单位长度的正序和零序阻抗;I0为系统的零序电流。

如图2所示,当SFCL安装在继电器之后即位置2处时,会影响原线路的阻抗特性[11],设A相在k处发生接地短路,SFCL失超状态下等效阻抗为ZSFCL,故障点电压Uk A和故障相电流IA分解成各序对称分量(其中下标含1、2、0的分别表示正序、负序、零序分量),则有以下关系:

原线路接入SFCL之后,当短路电流超过SFCL的临界电流时,SFCL瞬间失超,从零电阻的超导态瞬间自动转化为高阻值的正常态,这时阻值Rsc=Rn(失超后的超导体电阻Rn非线性变大,其值是时间的函数),如图1(b)所示,在此过程中,SFCL对外呈现高阻态,等效电阻为:

如图3所示[9],一方面由于电力系统要求SFCL能对第1个短路电流峰值进行限流,电阻型SFCL在故障发生后几微秒内即失超,失超后,失超电阻迅速增大,1 ms内即可达到一较大阻值,而距离保护装置将在大概2个周期(约40 ms)之后动作[12,13];另外在实际应用中,如图1(b)所示,为了防止超导线圈失超后的阻值过大而导致其两端过电压的发生,同时为了防止超导体过电流而被烧毁,与超导线圈并联的限流线圈的阻值Rs(其值恒定不变)通常较超导体失超后的电阻值Rn小很多,因此SFCL整体对外呈现的阻抗值ZSFCL取决于Rs的大小,所以在分析电阻型SFCL对原线路距离保护影响的过程中,可认为SFCL失超后对外呈现为一近似恒定的阻值ZSFCL。

由于SFCL为电阻型SFCL,故障时可以近似认为其各序阻抗值均为ZSFCL[14],所以母线C上各对称分量的电压与短路点的对称分量电压之间有以下关系:

其中,l为故障发生点到保护安装处的线路长度。

因此,在阻抗继电器安装处电压为:

其中,K=(z0-z1)/(3z1),如果仍采用未接入SFCL前的阻抗继电器接线方式,即如式(1)的接线方式,则阻抗继电器的测量阻抗为:

此测量阻抗的值与I0/IA的比值有关,而这个比值因受到中性点接地数目和分布参数的影响,并不是常数,所以阻抗继电器并不能准确地反映从保护安装处到短路点的阻抗值。

因此,需要考虑针对上述问题的解决办法,对式(5)作如下变化:

所以有:

为了使距离保护装置的测量阻抗值为常量,根据式(7)结果,可以给A相阻抗继电器加入如下的电压和电流:

这样,加入SFCL后继电器的测量阻抗将是:

此时由式(9)可知阻抗继电器的测量阻抗恰好是短路点到保护安装处的线路总正序阻抗值。因此,阻抗继电器的三相接线方式可以变为:

式(10)即为本文提出的新的阻抗继电器接线方式,它能正确地测量从短路点到保护安装处的阻抗,有效地解决了SFCL接入线路后对原阻抗继电器的影响。

3 基于PSCAD/EMTDC的仿真分析

本文采用基于PSCAD/EMTDC软件搭建模型进行仿真,为了方便分析,对线路作以下近似和假设:

a.假设SFCL安装在图2中的位置2处;

b.接入SFCL后,不论在保护线路何处发生线路接地故障,短路电流可降低至正常运行电流的90%以下;

c.线路CDⅠ段保护设置为保护线路全长的80%;

d.设置A相发生单相接地短路,故障发生时刻为0.2 s,故障持续时间0.1 s。

如图4建立一个由2个相互独立的电源向负荷供电的电路,其中各元件参数配置如下。

电源:线电压230kV,频率60 Hz,两电源初相分别为φ1=0°、φ2=30°,两电源内阻均为R=9.156Ω、L=138.15 m H。

断路器:B1设置为线路CD的Ⅰ段保护,受阻抗继电器输出信号的控制,当短路故障发生在保护线路内时,B1跳开,切除故障;而当短路故障发生在保护线路之外时,B1不动作,初始状态设置为闭合;B2不作研究,保持为闭合状态;B3受控制信号的控制,线路正常运行时,B3保持闭合,当线路发生短路时,B3打开,将SFCL串入线路,进入限流状态,故障结束后,B3闭合。

架空线:分别设置Line1、Line2长度并设置故障发生的位置,线路全长为100 km,阻抗值为z1=z2=0.036 21+j0.50826Ω/km,z0=0.09879+j1.38667Ω/km。

故障类型:A相发生单相接地短路,设置发生时刻为0.2 s,持续时间0.1 s。

系数K:其值为(z0-z1)/(3z1),一般近似认为零序阻抗角和正序阻抗角相等,用其模值表示,根据计算取K=0.57。

接入SFCL后,线路总阻抗会发生变化,因此要对线路距离保护进行重新整定,采用文献[15-16]的整定方法(即当测量阻抗ZJ在范围ZSFCLZJZSFCL+ZIzd1中时,保护动作,其中ZIzd1为未接入SFCL时原线路I段保护整定值)对线路距离保护进行重新整定,保证线路理论保护范围不受影响。

接入SFCL后,在新的整定值情况下,由上文的理论叙述可知,有2种阻抗继电器接线方式:一种为原有的阻抗继电器接线方式,即式(1)接线方式;另一种是本文提出的新的阻抗继电器接线方式,即式(10)接线方式。为了对比分析这2种接线方式下阻抗继电器的优劣,并验证新的接线方式的精确性和正确性,下面分别采用这2种接线方式进行仿真分析,设定线路分别在距离SFCL出口端10 km、60 km和90 km(即线路全长10%、60%和90%处,如图2中的k1点、k点和k2点)发生A相单相接地故障,观察距离保护是否正确动作,结果如图57所示。

图中,I、I1分别指原接线方式和新的接线方式下线路A相电流波形,c1为整定阻抗圆,c2为原阻抗继电器接线方式下的测量阻抗相量终点轨迹(起点在原点),c3为新的接线方式下测量阻抗相量终点轨迹(起点在原点)。

如图5所示,在距离SFCL出口10 km处发生A相接地短路,故障发生在整定范围之内,SFCL进入限流状态,在原接线方式下由于测量阻抗值不能正确地反映故障点到保护安装处的线路总阻抗值,导致测得的阻抗值偏小,小于保护装置能够动作的最小值,保护不动作,失去作用;而在新的接线方式下,测量阻抗值恰好等于故障点到保护安装处的线路总阻抗值,此值落在距离保护整定值的范围之内,所以在0.218 s时保护动作,切除了故障。从图5(b)中的阻抗特性曲线也可以看出c3轨迹进入阻抗圆c1内部,说明保护动作,切断了故障。

如图6所示,接地故障发生在距离SFCL出口60 km处,故障仍然发生在整定范围之内,此时由于故障发生在距离SFCL安装处较远的地方,故障点到保护安装处的线路总阻抗值较大,即使在原接线方式下,测量阻抗不准确,值偏小,但测量阻抗值仍足够大,仍能落在距离保护整定值的范围之内,保护可以成功动作,切除了故障;而在新的接线方式下,测量阻抗值恰好等于故障点到保护安装处的线路总阻抗值,此值落在距离保护整定值的范围之内,保护正确动作。从图6(b)中阻抗特性曲线也可以看出测量阻抗c2和c3轨迹在故障时刻都进入整定阻抗圆c1内部,说明保护动作,但2种接线方式下的测量阻抗值还是有较大差异。

如图7所示,接地故障发生在距离SFCL出口90 km处,因为整定范围为线路全长的80%,此时超过保护线路末端10 km,理论上保护不应该动作。在原阻抗继电器接线方式下,由于测量阻抗值相对于实际阻抗值偏小,导致其值仍落在保护整定动作值范围之内,保护发生误动;而在新的接线方式下,测量阻抗值恰好等于故障点到保护安装处的线路总阻抗值,此值落在距离保护整定值的范围之外,保护不动作。从图7(b)也可以看出测量阻抗曲线c2进入整定圆c1内部,说明保护发生误动,而在新的接线方式下,测量阻抗曲线c3并没有进入整定圆c1内部,说明保护没有动作,与理论分析相一致符合要求。

通过对线路设置在不同位置处发生单相接地短路,观察距离保护是否动作,可以得到2种接线方式的实际保护范围差异很大,结果如表1所示。

从表1可以看出,原接线方式下短路发生在距离SFCL出口52.8 km之前时,保护拒动失去保护功能,而在距离SFCL出口80 km整定范围之外,即80~99.6 km时保护又误动;新的接线方式下,实际动作保护区域与理论整定近似一致,有很好的准确性,大幅降低了误差。这也验证了新的阻抗继电器接线方式是非常有效和正确的。

4 结语

本文在原继电器接线方式的基础上,分析了接入电阻型SFCL对接线方式的影响,提出了一种新的阻抗继电器接线方式,此方法比较简便,保证了原线路的保护装置能够在系统发生短路故障时准确动作,有效切除故障,具有很好的应用前景;当然,在本文的理论分析和仿真验证中,对一些地方作了简化处理(如近似认为SFCL瞬间失超且失超后阻值恒定;对于超高压和特高压线路,还应对电抗和电阻分别求出补偿系数等),所以有关SFCL与继电保护相配合的研究还有待进一步探讨。

摘要：以电阻型超导故障限流器接入电网为研究对象,着重分析了接入超导故障限流器给原线路距离保护接地短路阻抗继电器接线方式带来的影响,并提出一种新的接线方式。采用基于PSCAD/EMTDC软件搭建仿真模型,通过设置线路在不同位置处发生单相接地短路故障,仿真在新的接线方式下,超导故障限流器与距离保护装置的配合使用效果。仿真分析结果表明:在新的阻抗继电器接线方式下,继电器能够正确反映故障点到保护安装处的距离,测量阻抗误差大幅降低,超导故障限流器可以与线路距离保护正确地配合使用。

短路阻抗和短路感抗 第4篇

配置于变压器高(低)压侧的阻抗保护作为变压器低(高)压侧母线和相邻线路的相间短路的后备保护时,其动作范围稳定、动作时限短、易于和线路保护配合[1],应用价值广泛。应用于此的阻抗继电器有偏移圆特性阻抗继电器[2],但其受变压器Y,d接线影响较大,不能正确反映故障点到保护安装处的真实阻抗。本文提出负序阻抗继电器,其测量阻抗不受变压器Y,d接线影响,能可靠避开负荷阻抗,在电压互感器和电流互感器二次侧断线时不误动。

1 偏移圆特性阻抗继电器

用图1所示系统分析应用于变压器后备保护的偏移特性阻抗保护。图中,Zt为变压器阻抗(折算到高压侧);ZL为线路NK的等效阻抗。为简化分析,只考虑单侧电源,不计负荷电流,降压变压器为Y,d11接线,阻抗元件安装于变压器高压侧(M侧),采用0°接线方式,电压、电流和阻抗均折算到变压器高压侧。

装设于变压器高压侧的偏移圆特性阻抗元件与低压侧相邻线路NK相配合,作为变压器低压侧母线和相邻线路NK的后备保护。假设NK线路保护范围的末端K处发生BC相间短路,用对称分量法取A相为特殊相,设变压器低压侧正、负序电流和电压分量为$\dot{{\rm I}}{}_{\text{l}1},\dot{{\rm I}}{}_{\text{l}2},\dot{U}{}_{\text{l}1},\dot{U}{}_{\text{l}2}$。序分量间的关系为:

$\{\begin{array}{l}\dot{{\rm I}}{}_{\text{l}1}+\dot{{\rm I}}{}_{\text{l}2}=0\\ \dot{U}{}_{\text{l}1}-\dot{U}{}_{\text{l}2}=0\end{array}(1)$

将d侧的电压、电流序分量折算到Y侧,推导出保护安装处各相的电压、电流,计算出保护安装处相间的测量阻抗为:

$\begin{array}{l}{\rm Z}{}_{\text{A}\text{B}}=\infty (2)\\ {\rm Z}{}_{\text{B}\text{C}}={\rm Z}{}_{\text{t}}+{\rm Z}{}_{\text{L}}-\text{j}\frac{1}{\sqrt{3}}\frac{\dot{U}{}_{\text{l}1}}{\dot{{\rm I}}{}_{\text{l}1}}(3)\\ {\rm Z}{}_{\text{C}\text{A}}={\rm Z}{}_{\text{t}}+{\rm Z}{}_{\text{L}}+\text{j}\frac{1}{\sqrt{3}}\frac{\dot{U}{}_{\text{l}1}}{\dot{{\rm I}}{}_{\text{l}1}}(4)\end{array}$

式中:$\dot{U}{}_{\text{l}1}/\dot{{\rm I}}{}_{\text{l}1}=\text{Ζ}{}_{1\text{Σ}}$为故障点综合正序阻抗。

根据式(2)～式(4),绘出高压侧阻抗继电器的测量阻抗示意图如图2所示。图中,Zset为整定阻抗,取为1.3(ZL+Zt)。

由图2可知,变压器d侧线路发生相间短路时,装设于Y侧的偏移特性阻抗继电器没有一个能正确测量出故障点到保护安装处的真实阻抗。

2 负序阻抗继电器

负序阻抗继电器反应于不同相别的两相短路,以负序电压和负序电流为动作量[3],不受Y,d转角和负荷影响,正常负荷状态下不会误动。

2.1 负序阻抗继电器整定方法

负序阻抗继电器以正序分量作为制动判据,负序分量作为动作判据,整定判据如下所示:

$\begin{array}{l}{\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}={\rm K}{}_{\text{r}\text{e}\text{l}}({\rm Z}{}_{\text{t}}+{\rm Z}{}_{\text{l}})(5)\\ a=|\dot{U}{}_2-{\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}\dot{{\rm I}}{}_2|-|\dot{U}{}_1-{\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}\dot{{\rm I}}{}_1|(6)\end{array}$

式中:Krel为可靠系数;a为负序阻抗判据计算值,a>0表示负序阻抗继电器动作,a<0表示负序阻抗继电器不动作;$\dot{U}{}_1$和$\dot{U}{}_2$分别为高压母线的正序、负序电压;$\stackrel{\cdot }{{\displaystyle {\rm I}}}{}_1$和$\stackrel{\cdot }{{\displaystyle {\rm I}}}{}_2$分别为变压器高压引线的正序、负序电流;Zl为线路阻抗,考虑到Zt和Zl有偏差将影响负序阻抗继电器的实际效果,两者的值通过实验正确测量。

2.2 电压互感器或电流互感器断线闭锁时负序阻抗继电器情况

负序阻抗继电器以负序分量为动作量,为防止电压互感器、电流互感器断线时不正确动作,可增设负序电压$\dot{U}{}_2$和负序电流$\dot{{\rm I}}{}_2$启动元件[4],两者构成与门启动逻辑。

电压互感器断线时,出现$\dot{U}{}_2$但$\dot{{\rm I}}{}_2=0$;电流互感器断线时,出现$\dot{{\rm I}}{}_2$但$\dot{U}{}_2=0$。因而,在电压互感器、电流互感器断线时,负序阻抗继电器不启动。

2.3 仿真验证

在MATLAB/Simulink中建立了电源变压器输电线路负荷模型对负序阻抗继电器的性能仿真分析,降压变压器为Y,d11接线,仿真模型如图3所示。图中,变压器和线路AB,BC的参数见附录A。

负序阻抗继电器装设在变压器高压侧,高压侧采集的ABC三相电压、电流测量值分别通过图4所示的数据处理过程计算出负序阻抗判据计算值a,实现式(5)和式(6)判据。

在图3中1,2,3,4处分别设置相间短路故障。Zset与线路AB的距离Ⅰ段相配合,整定到线路AB的末端,Krel取0.8,Zset取1 241.13 Ω。仿真结果如表1所示。

由以上仿真结果可知,负序阻抗继电器对于保护范围内不同类型的相间短路故障都能够准确动作,不受变压器Y,d转角的影响,可以准确地区分出区内故障和区外故障。

3 实践应用探讨

以某330 kV变电站为例探讨负序阻抗继电器的工程应用,变电站接线如图5所示。图中,330 kV为高压侧,220 kV为中压侧,10 kV为低压侧。主变压器(简称主变)参数见附录B。

图5中,10 kV侧出线配置了三段式过流保护(非阻抗保护),主变330 kV侧配置的负序阻抗继电器不作为10 kV线路的后备保护,仅作为1号主变10 kV侧母线相间短路的后备保护。

1号主变10 kV侧母线发生相间短路时,变压器和系统等值阻抗如图6所示。图中,Xg,Xz,Xd分别为1号主变高、中、低压侧阻抗;Xs1和Xs2分别为高、中压侧系统阻抗。阻抗均折算至高压侧;i1和i2为低压侧母线发生相间短路时1号主变高、低压侧绕组流过的短路电流。

高压侧配置的负序阻抗继电器的动作判据为:

$|\dot{U}{}_4-{\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}\dot{{\rm I}}{}_4|>|\dot{U}{}_3-{\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}\dot{{\rm I}}{}_3|(7)$

式中:$\dot{U}{}_4$和$\dot{{\rm I}}{}_4$分别为高压侧负序电压和电流;$\dot{U}{}_3$和$\dot{{\rm I}}{}_3$分别为低压侧负序电压和电流。

式(7)中,Zset的整定过程如下所示:

${\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}={\rm K}{}_{\text{r}\text{e}\text{l}}({\rm Z}{}_{\text{g}}+{\rm Z}{}_{\text{d}}+{\rm K}{}_{\text{b},\min }{\rm Z}{}_{\text{d}})(8)$

式中:Krel=0.8;Kb,min为受220 kV侧助增电流影响,330 kV侧配置的负序阻抗保护的最小分支系数。

${\rm K}{}_{\text{b}}=\frac{i{}_2}{i{}_1}=\frac{X{}_{\text{s}1}+X{}_{\text{g}}+X{}_{\text{s}2}+X{}_{\text{z}}}{X{}_{\text{s}2}+X{}_{\text{z}}}=1+\frac{X{}_{\text{s}1}+X{}_{\text{g}}}{X{}_{\text{s}2}+X{}_{\text{z}}}(9)$

由式(9)可知,若Kb取最小值,Xs1应该取最小值,Xs2应取最大值,因此

$\begin{array}{l}{\rm K}{}_{\text{b},\min }=1+\frac{5.522\text{Ω}+24.79\text{Ω}}{17.211\text{Ω}+0.661\text{Ω}}=2.696\\ {\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}=0.8(24.79\text{Ω}+225.816\text{Ω}+\\ 2.696225.816\text{Ω})=687.5247\text{Ω}\end{array}$

灵敏度校验[5]:负序阻抗保护应能在1号主变10 kV侧母线处发生相间短路时,有足够的灵敏度。

根据DL/T 6841999《大型发电机变压器整定计算导则》要求,灵敏度应能满足:

${\rm K}{}_{\text{s}\text{e}\text{n}}=\frac{{\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}}{{\rm Z}{}_{\text{g}}+{\rm Z}{}_{\text{d}}}>1.3(10)$

代入数据得:

${\rm K}{}_{\text{s}\text{e}\text{n}}=\frac{687.5247\text{Ω}}{24.79\text{Ω}+225.816\text{Ω}}=2.7434>1.3$

可见,灵敏度满足要求。

4 结语

本文指出了应用于变压器后备保护的偏移特性阻抗继电器存在的问题[6,7],提出了应用于变压器相间短路后备保护的负序阻抗保护,验证了其不受变压器Y,d变换的影响,且能可靠地闭锁电压互感器、电流互感器断线,可以很好地避开负荷阻抗,并且通过实践工程应用,证明其是既灵敏又安全的变压器相间短路后备保护。

然而,负序阻抗继电器虽然对于相间短路有很高的灵敏度,但对于三相短路和接地短路无能为力,在实际工程应用中,还需要继续研究高灵敏度的变压器三相短路和接地短路后备保护,与负序阻抗保护共同构成完备的变压器后备保护。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

摘要：偏移特性阻抗继电器应用于变压器相间短路后备保护时,其灵敏性和可靠性往往不能满足要求。文中提出负序阻抗继电器,其测量阻抗不受变压器Y,d接线的影响,能避开负荷阻抗,且在电压互感器和电流互感器断线时能有效地闭锁。应用Simulink建立仿真模型验证负序阻抗继电器的性能,仿真结果表明:负序阻抗继电器在各种情况下的相间短路时均能够正确动作。通过工程实例应用,证明其是灵敏可靠的相间短路后备保护。

关键词：负序阻抗继电器,变压器后备保护,偏移特性阻抗继电器

参考文献

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[4]周旭,包玉胜,尤旦峰,等.变压器相间后备保护的改进[J].电力系统自动化,2002,26(7):59-61.ZHOU Xu,BAO Yusheng,YOU Danfeng,et al.Improvementof transformer back up protection for phase-to-phase faults[J].Automation of Electric Power Systems,2002,26(7):59-61.

[5]DL/T 684—1999大型发电机变压器整定计算导则[S].1999.

[6]王维俭.变压器保护运行不良的反思[J].电力自动化设备,2001,21(10):1-3.WANG Weijian.Consideration on the improper operation oftransformer protection[J].Electric Power AutomationEquipment,2001,21(10):1-3.

短路阻抗和短路感抗 第5篇

关键词：变压器,低电压短路阻抗法,绕组变形,变电站

1 低电压短路阻抗法在变压器故障中诊断原理

Zk为变压器短路阻抗, 这一参数是变压器负载阻抗值为零时的内部等效阻抗。Xk0为短路阻抗的无功分量, 也就是常被称作是漏电阻抗以及短路阻抗的参数值表示形式。

系统设备正常运行过程中如果将中心的临近效应与绕组的电阻忽略, 那么变压器短路阻抗Zk值与短路阻抗Xk 0值基本相等, 这一过程中产生的电抗值可以通过频率W与电感Lk两个数值的乘积显示出来, 其中漏电感Lk可以更加直接、纯粹的反映出变电器绕组发生的变形程度以及位移偏差。变压器绕组的漏电感Lk是两个绕组相对距离 (同心圆的两个绕组的半径R之差) 的增函数, 若这两个绕组的高度值用H表示, 那么漏电感Lk的数值与H的算术平均成反比。也就是说Lk与绕组直接是相对位置函数值关系, Lk=f (R×H) 。从中可以看出Lk受到短路阻抗Zk以及短路电抗Xk的影响, 那么若变压器正常运行时发生绕组变形, 自身的几何尺寸发生位移变化, 那么就会直接引起Lk变化, 间接影响到Zk以及Xk的改变。

若对运行中运输或安装过程中的变压器存在绕组变形等疑问, 想要确定是否存在短路电流冲击或者冲撞等行为, 在检查过程中需要比较变压器出厂值与受到冲撞之后的短路阻抗值做比对, 可以通过数值变化推断出变压器在安装或运行过程中是否产生绕组变形或位移故障。

对变压器进行短路阻抗检测过程中, 额定电流与低压小电流条件下的变压器铁芯磁通率都非常小, 也就是不能达到磁通饱和状态。磁路的主要组成部分也是构建磁通回路的主要成分, 其中包括油、纸以及铜, 这些非铁性材料是非常重要的结构组成, 因为回路中99.9%以上的磁压都是以线性形式降落在这些非铁性材料上的, 那么Lk的线性界定范围可以看作是电流值从零至短路电流。由此可见, 短路电抗值与检测过程中的电压和电流并没有直接关系, 漏抗的检测可以使用较低的电流或较低的电压, 并不会对复验性产生影响。变压器电抗值Xk在频率一定时由绕组几何尺寸决定;Zk, 是低电压短路阻抗法判断变压器绕组有无变形的物理基础。

2 变电站变压器检测分析实验

该文实验选用一级变电站的变压器, 该变压器型号为SFSZ10-150000/220。变电站安装变压器过程中发生冲击超标现象, 负责记录的一起上现实X方向为0.7 g, Y方向为2.0 g, Z方向为3.3 g。这与出厂值3.0 g垂直方向进行对比的话, 需要对变电站主变压器进行内部检验并进一步确定变压器运行的可靠性。

主变压器内检项目列表:

(1) 需要对引线夹持、绝缘支架和引线进行检查, 进一步确认上述结构是否存在松动并加以紧固。检查绝缘部位与引线之间的安全距离, 检查绝缘引线是否存在隐患, 保证其无损伤。

(2) 需要对铜排以及低压线圈之间的出现的螺栓进行检查, 同时注意铜排之间螺栓是否存在松动现象。

(3) 需要对可视范围内的引线、绕组以及开关进行检查, 进一步确认分界线与开关触头是否存在松动现象, 并加以紧固。

(4) 需要对绕组压板以及压块之间的紧固程度做检查, 一旦出现松动要加以紧固, 同时要确保上部相间楔板之间不存在松动。

(5) 需要对地面与铁芯连接处进行检查, 确保绝缘性良好, 接地部分铁芯面积不能过大。

(6) 需要对上夹件、横梁、下夹件、拉板处加以紧固, 防止螺栓松动。

(7) 需要对隔板、围屏处做检查, 防止松动。针对各个绕组进行检查, 防止垫块之间产生位移, 若有松动痕迹加以紧固。

(8) 需要对铁芯与上夹件、横梁、下夹件、拉板处紧固程度做检查, 并保持连接处的绝缘性良好, 衔接处松动需紧固。

(9) 需要对所有接地线的绝缘性能做检查, 并保证接地线的牢固程度, 托幼松动痕迹要加以紧固。

3 结论分析

第一, 主变压器发生冲击之后, 若冲击记录显示的数值超过了出厂值3.0 g那么需要对其进行内检, 将故障排除之后做低电压短路阻抗实验, 由内检结果以及实验数据可以诊断主变压器中绕组变形现象。

第二, 运输变压器过程中要注意运输方式, 避免发生碰撞, 加强运输过程中的防护, 有效防止冲击现象发生。

第三, 绕组变形诊断方法各有优点, 低电压短路阻抗法与频率响应法相结合诊断变压器绕组变形可提高判断准确性。以上方式较适合于实验过程, 在实际运行过程中出现绕组形变的话, 可以结合绕组的直流电阻测试、等值电容测试、空载损耗试验、局部放电等, 将这种方式灵活应用到检测过程中, 能够对变压器的绕组形变诊断更加准确。

第四, 实验得出数据通过纵向与横向相互对比分析之后得出的数据较为准确, 这种分析方法具有时效性。所以就要求在使用变压器过程中要从出厂值开始记录, 记录过程中要涵盖安装、运行等过程中的数据信息, 并以此建立变压器稳定状态参数的档案资料。最重要的是在变压器正常运行过程中需要定期检测短路阻抗, 以此才能够在稳定性运行中掌握变压器绕组状态, 在变压器存在隐患时给与及时的判断与维护。

参考文献

[1]李杰.中小型电力变压器故障模式与可靠性运行[J].变压器, 2011, 34 (4) :9-12.

[2]王梦云.大型电力变压器短路事故统计与分析[J].变压器, 2012, 34 (10) :12-17.