岩滩水电站变压器保护隐患分析与改进方案

针对机组停机时岩滩水电站主变压器向高压厂用变压器倒送电这一运行方式,以1号主变压器为例,分析了主变压器和高压厂用变压器在高压厂变高、低压侧发生相间短路时变压器保护方面的一些隐患,并给出了两个改进方案一是更换高压厂变高压侧开关,取消刀闸;二是在高压厂变低压侧加装主变差动保护用电流互感器并引入主变公共差流回路.     

白垢电厂2号主变35kV侧线圈雷击损坏原因及技改方案

白垢电厂2号三线圈变压器35 kV侧经过两次雷电袭击事故后,在三线圈变压器35 kV侧中性点加装了避雷器及在线监测记录,对主变本体及35 kV白桂线有加强保护作用。图1幅,表1个。     

变压器低压侧升高座联接螺栓温度过高原因分析及处理

贵州东风发电厂2号主变压器低压侧B、C相升高座与变压器器身连接的法兰螺栓存在温度过高现象并引发故障，故通过现场试验方法进行了原因分析并采取了相应的处理措施，最后解决了该螺栓温度过高的问题，确保了主变压器的正常运行。     

降低9万千伏安主变上层油温的体会

我厂220千伏90000千伏安主变压器(保定变压器厂产品,强迫油循环冷却方式)于一九七三年第三季度投产。但投产后不久,即发现两个重叠一起的现象:大部分风扇马达烧毁(该主变有九组冷却器,每组三台风扇,一台潜油泵),变压器上层油温偏高。当时     

FCZ_3型避雷器内部围屏的危害及拆除实践

我厂七台220KV主变压器的高压侧和中性点分别以FCZ_3—220J和FCZ_3—110J型避雷器作为防雷保护元件,共计FCZ_3—220J型21台。FCZ_3—110J型7台,全部为西安高压电瓷厂制造。由于出厂年月不同,有18台FCZ_3—220J型     

水电站发电机停机时主变压器低压侧PT谐振分析及处理

笔者提出了一种抑制水电站发电机停机时主变压器低压侧PT谐振的处理方法,通过对枕头坝水电站停机时出现的主变低压侧PT谐振现象,进行了深入的分析,剖析谐振出现的原因,提出了二次开口三角绕组并接电阻R0或加装专用消谐装置和PT高压侧中性点经高电阻或非线性电阻R1接地的解决方案。针对枕头坝水电站现场实际情况,比较两种方案优缺点并结合1PT高压侧中性点已通过非线性电阻R1接地实际情况,确定采用2PT高压侧中性点经非线性电阻R1接地、二次开口三角绕组两端并接电阻R0和保留微机消谐装置方式。为其他电厂类似的铁磁谐振提出了建议。     

大型变压器低压侧绕组直流电阻不平衡率超标原因分析

在开展某大型水电厂主变压器电气预防性试验时，发现B相变压器低压侧绕组直流电阻不平衡率超标，经不同的试验方法检测及对比历年试验数据分析原因，在此基础上，结合笔者的工作经验，给出该类异常情况的原因排查方法和防范措施。     

潘家口电厂主变低压侧绕组直流电阻三相不平衡的分析及处理

潘家口蓄能电厂在2013年9月2号变压器大修试验期间,发现主变低压侧绕组直阻偏差较大,偏差率为1.557%,超出《华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程》(2008版)中规定的误差小于1%的试验标准值范围,其他高压试验项目满足规程要求。处理后偏差率为0.71%,符合标准要求,2号主变至今运行良好。     

35kV系统中性点接地分析设计

电网中35kV系统一般采用不接地系统,主变压器35kV侧中性点引出方式为不接地、经消弧线圈、电阻器或避雷器接地方式。当35kV线路或变压器发生单相接地故障时就有零序电流从变压器中性点通过,电容电流过大,会产生很高的过电压。结合云南农村电网变电站少,供电距离较长,变压器容量大,单相接地故障多的特点,对35kV系统中性点接地方式进行了分析论述。     

昭平水电站2~#主变压器差动保护误动分析

昭平水力发电厂2#主变为ＳＦ8—40000/110型三圈变压器,三侧电压分别为110ｋＶ,35ｋＶ,10.5ｋＶ,其中110ｋＶ侧与贺州地区主网相联,35ｋＶ侧与昭平县地方电网联接,10.5ｋＶ侧则与本厂3#发电机(3Ｆ)出口及2#厂变(42Ｂ)高压侧相联。1994年投产初期,2#主变差动保护曾多次在过负荷及外部短路的情况下误动。为查明保护误动原因,首先从测绘差动回路六角图着手,但由于2#主变三侧均为电源侧,且110ｋＶ和35ｋＶ侧功率交换相当频繁,常常在测量过程中负荷电流方向时有改变,几次测绘出的六角图都不够准确,无法作为判断依据。据以往经验分析,变压器差动保…     

大型汽轮发电机新型中性点引出方式的研究

汽轮发电机绝大多数中性点侧引出3个端子，通常只装设完全纵差保护，因而不能保护绕组匝间短路；中性点侧引出4个或6个端子并装设分支电流互感器，能够大大提高主保护方案的性能，却又带来电机设计制造的难度。为了解决上述矛盾，给大型汽轮发电机提供功能全面的主保护，提出了一种新型的中性点引出方式及主保护方案。提出将A，B相的第2分支单独引出并装设分支电流互感器，再将A1，B1，C1和C2分支接在一起形成中性点侧第3个引出端子并装设电流互感器；然后以2台300 MW汽轮发电机为例，在全面的内部故障仿真计算的基础上对新型主保护方案的灵敏度进行了校核，发现其性能显著优于传统的发电机中性点引出方式及保护方案的配置，并且该方案相比于中性点侧引出4个或6个端子的方案，对发电机的结构改动要求相对较低，更易于在工程上实现。     

电制动刀闸拒分导致停机失败缺陷分析

主要是结合生产实际分析某抽水蓄能电厂2号机组发电转停过程中,机组转速降至0,通过监控和现地检查,2号机组电制动刀闸未分开,导致2号机组发电转停机失败。现场检查发现电制动刀闸传动机构中的减速器分位侧轴承磨损、卡涩。经检修处理后,设备恢复正常运行。对电厂同类电制动刀闸拒分等缺陷处理具有借鉴意义。     

抽水蓄能地下厂房500kV双接口自换位备用变压器设计与应用

广蓄电厂设计研究的备用变压器能够解决不同厂家不同型号变压器高低压侧连接相间距不同及高度不同、变压器底座设计不同等技术难点,并且还能解决一变两厂(站)备用的难题。该项目的实施,大大缩短了广蓄A、B两厂主变压器故障后的恢复时间,提高了系统运行的可靠性,节省了制造成本,科学的设计还大大降低了备变安装时的施工难度、及缩短了备变安装时的施工工期。     

瀑布沟水电站6CB高厂变差动保护动作分析

2009年12月10日,瀑布沟水电站500 kV第5串、第6串断路器成串合环运行,6号主变6B投入运行,机组出口在分,未并网,施工单位进行瀑布沟水电站首台机组6号机并网发电前的有水调试试验。运行值班人员倒10 kV VI厂用电,10 kV VI段由外来施工电源倒到高厂变6CB带,合DLC6后,并依次合上10 kV VI段各负荷开关,在09时13分05秒在合DL6242对低厂变242B充电时,242B发生励磁涌流,6CB差动保护动作。现场检查6CBB、C相差动保护动作指示灯点亮,6CB差动保护保护跳闸为三跳出口,保护动作跳500 kV断路器5061DL、5062DL,跳高厂变低压侧断路器DLC6。     

电压互感器引起的谐振过电压及消除措施

1谐振现象佛子岭水电站35kV的中性点不接地系统，母线分两段运行，两条35kV线路分别向对侧变电所供电。佛子岭水电站及对侧变电所母线电压互感器均采用JDJJ－35电磁型，当35kV系统发生瞬间单相弧光接地或空载母线及线路的突然会闸等，谐振条件满足时，系统发生谐振．此时，35kV系统三相对地电压依次轮流升高，读数在27kV左右，且三相电压指示在该值范围内出现低频摆动现象，主变声音异常，电压互感器高压保险熔断，严重时曾造成35KVⅡ段母线有两相电压互感器裂开冒油．2谐振原因分析中性点不接地系统，在发生谐振时，由于电源电势恒定…     

一起断路器机械故障电压异常事件分析

某电厂发电机变压器组采用单元接线方式,发电机出口处设置一台断路器(GCB),发电机中性点经高阻接地,变压器采用Y/△-11接线方式联接。相对于无穷大系统而言,发电机与变压器低压侧之间形成了局部不接地系统,GCB发生非全相运行时,由于三相电容不平衡,该系统中性点位移,变压器低压侧电压呈现虚假单相接地特征。本文结合一起GCB分闸时本体机械故障案例,假设局部不接地系统出现非全相运行和单相接地故障两种情况,结合保护装置动作报文、故障录波波形及现场检查结果,通过定量分析推断电压异常事件所属故障类型。     

发电机环氧粉云母绝缘的机械磨损与预防措施

1.4号机于1972年12月投产发电。1974年预防性试验时(运行小时数为8077小时),测试中发现B相在2.0U_H直流耐压及泄漏电流,其泄漏电流达100微安。经查找未找出故障点仍投入运行。1979年大修期间,采用声测法查出B相第22槽上层线圈的上端部,距槽口170毫米处绝缘损坏,随即更换线圈,但对损坏原因未作分析。1981年6月17日4点,机组在正常运行情况下带有功负荷40兆瓦,无功负荷16兆乏时发出定子接地故障信号。经判断系发电机内部接地。停机拆除发电机引线及中性点连线,用2500伏摇表摇测发电机A、B相绝缘正常,C相绝缘为零。接着用3500伏脉冲电压对C相作加压试验时机架附近有放电声。将C相这一部分线圈包上锡箔后检查     

小浪底水电厂一次变压器差动保护误动分析

2000年7月14日18时29分,小浪底水力发电厂,在全厂只有一回厂用电的情况下,出现了因高压变压器差动保护误动导致全厂大范围失电的事故.事故后发现,坝用电10G08开关所带照明变高压侧接线柱有一老鼠被烧焦,且10G08开关速段保护动作跳闸.事故记录显示,高备变差动保护动作,将高备变高低压侧高备1开关和1023开关跳开.但接线图表明,短路故障点在高备变差动保护范围之外,该保护不应该动作. 据调查,与该变压器相连的220 kV侧刀闸先行安装,但此刀闸的相序与高备变本身相序相反.为解决相序问题,施工局仅将变压器高压侧相序作了相序改动,即将高备变220 kV侧原来标记的A,B,C相分别与系统侧的C,B,A相连接,而没有考虑接线形式的改变是否改变了变压器组别的问题,仍然在参数整定时设为Y,d11接线,而接线组别实际上已由Y,d11变为Y,d1.因此,造成了变压器差动保护误动. 事故的教训是: a.在电厂的日常维护过程中,经常会出现接线改动,应在改动前仔细分析,考虑相关设备是否受到影响以及相关软件是否应作修订等内容,以确保局部改动不影响相关设备的正常运行. b.在调试过程中,厂家以单侧加电流的方式进行差动保护动作校验.这样虽然校验了差电流的动作值,但无法试验比差和相差,也就发现不了导致上述差动保护误动的原因,这给保护非正确动作带来了隐患.     

二滩水电站电气主接线设计中的一些考虑

二滩水电站在四川电力系统中占有极重要的地位 ,在电气主接线的选择上采用了可靠而灵活的接线方案 ,最终实施的电气主接线方案是 5 0 0kV侧 6回进线、4回出线 ,为 2串 4/ 3加 2串 3/ 2接线 ,并预留 1回出线位置 ,具有可扩展性。其主要特点为 :发电机和主变压器采用单元接线 ,发电机出口装设断路器 ;5 0 0kVGIS设备布置在地面与出线场相结合 ,采用干式电缆与主变压器连接 ;出线断路器不装合闸电阻 ,高压侧不装并联电抗器 ,变压器中性点采用直接接地方式。通过各机组投运前的调试和正式投运后的实践证明 ,二滩电站采用的电气主接线具有运行灵活、操作方便的优点。     

潘家口水电厂继电保护换型改造

潘家口水电厂一号发电机(IF)、一号主变压器(IB)、及厂用变压器(4IB、42B、43B)、坝区变压器(44B、45B)、备励变压器(46B)、隔离变压器(GLB)继电保护装置为晶体管型保护装置,是20世纪70年代末80年代初的产品,这些装置经过20余年的运行,元器件老化严重,不但对机组的安全运行构成严重的威胁,而且也不能适应当前自动化发展的要求.近年来,已分别将励磁系统、调速系统、监控系统更新为微机型控制设备.鉴此,潘家口水电厂于2000年¨月至2000年12日对以上保护装置进行了换型改造,改造后的保护装置为目前市场上主流产品微机型继电保护装置.