变压器改造

关键词： 负荷 导则 经济运行 变压器

变压器改造（精选十篇）

变压器改造 篇1

东莞玖龙纸业集团海龙纸业公司现有两条生产线, 分二期建成, 年产涂布白板纸约100万吨, 海龙涂辅料车间是为制浆造纸车间制备涂料和辅料的车间, 车间现有2条生产制备线, 也是分二期建成的。公司生产总电源来自集团自备热电厂10KV母线, 作为重要的配电设备, 能否合理供配电, 对企业节约电能、降低生产成本具有重要意义。目前变压器运行状况见下表:

1、变压器运行现状

涂辅料车间共有3台变压器, 其中1#变和2#变电源引自制浆车间10KV高压室, 由一期工程建成, 负责海龙4#纸机的涂辅料生产供应:3#变电源引自造纸车间10KV高压室, 一期工程建成, 负责海龙11#纸机的涂辅料生产供应。公司由于生产工艺改变和设计调整, T401的负荷逐渐转移至T402, 使得T401变压器的负荷率极低, 变压器处于最劣区运行。

2、将变压器T401退出运行

统计近两年来的变压器高压运行电流记录, 经过分析计算, 将T401变压器退出运行后, 其高压侧减少年平均运行电流5A。变压器T402有足够余量来担负原T401变压器的负荷, 通过承载T401转移过来的负荷, 其高压侧增加年平均运行电流3.442A, 提高了T402的年平均负载率, 从而使其损耗率降低, 高压侧年平均运行电流合计减少1.592A。

3、低压柜顶端母线连接方案的选择

低压柜顶端母线连接形式的选择:

A、利用两根型号为1KV, ZRA-YJV-3×185+2×95的电缆进行连接, 每根长25M;成本较低, 安装方便。

B、低压柜顶现有母排为TMY-3×[3﹙125×10﹚]+2×[2﹙100×10﹚], 选用同型号铜母排, 制作母线桥进行连接, 每根母排长3.5M。与原有母线配置相同, 过载能力强, 可靠性高。

通过比较两种连接方案, 最终选取方案B, 采取母线桥实施连接。

4、效益计算

改造后效益估算:变压器T401退出运行后, 高压侧年平均电流降低1.592A, 合低压电流39.8A, 约20KW, 按照每年运行350天, 企业电费为0.7元/度计算, 每年节约电费为:20×24×350×0.7=117600元。

5、小结

变压器改造 篇2

电能是我公司生产所需的主要能源品种，电费占公司外付能源费用的60%以上。节约电能成了我厂近些年能源管理的重点，由我厂组织分步实施的老旧变压器更新工作取得进展，节电效果显著。

从2004年开始，我厂就对公司电力系统动力变压器型号、容量、运行时间及运行状况等方面进行了调查、统计。其中按照20世纪六七年代标准设计的变压器共计42台，容量共计55230kVA。这些变压器性能参数老化，缺陷多，损耗高，故障率高。从近十年变压器的大修和使用情况来看，这些变压器的绝缘已严重老化，发热漏油现象严重。平均运行损耗超过节能型变压器100%以上。

在对高耗能变压器与节能型变压器进行运行可靠性、运行成本及更新投资与节能效益等方面比对后，我厂提出公司高耗能变压器更新方案，在 2005年、2007年和2009年，经过对生产现场重点部位高耗能变压器的运行状况及负荷状况的调查后，先后对11台高耗能变压器进行更新并进行了优化整合。

经过优化整合及更新，2010年公司高耗能变压器减至25台。在对剩余25台高耗能变压器继续进行优化整合、淘汰停运、减容的基础上，确定了10台高耗能变压器进行更新，目前该项工作正在进行。截止去年公司共更新高耗能动力变压器21台，容量共计24400kVA；优化退出动力变压器11台，容量共计21000kVA；剩余的个别高耗能动力变压器逐步淘汰停运。

高耗能变压器更新项目的实施不仅提高了电能利用率，降低了变

变压器改造 篇3

关键词：微机综合保护测控装置 电磁型继电器 感应型表计

1.概述

我厂#12机组于1995年建成，装机容量为300MW， 6kv十二段厂用电系统至今已经运行了十八年，厂用电继电保护装置大多数为电磁型保护，少数为老旧的微机综合保护，控制回路和防跳回路全部为电磁型继电器，二次回路设计复杂凌乱，测量部分为电磁系仪表，厂用电计量为感应型电度表。随着保护装置运行时间的增加，电子和机械元件日益老化，动作的准确率也在逐年下降，随之而来的是维护量的增大和检修次数的增多。

为解决厂用电系统设备落后，故障频发给安全生产带来的被动局面，我们准备在#12机组大修期间将6kV低压厂用保护装置进行整体改造、重新设计，选择更为先进的万利达DM-100T型微机综合保护测控装置取代以前的南自WCB-1.1E型综合保护作为主保护。在操作回路、保护、信号仪表回路等功能均有较大改进。本文就改造前的低压厂用变压器二次设备存在的问题和新装置应用之后的改进加以阐述。

2.现有低厂二次设备中存在的问题

2.1 二次回路控制部分

现有的6KV十二段低厂操作回路就地跳合闸采用老式的操作把手，使用时间过长，接点经常会出现松动接触不良情况，可靠性不高。红绿灯作为开关跳合闸指示，分合状态采用跳闸位置继电器、合闸位置继电器，防跳回路由防跳继电器闭锁，由于继电器较多，二次回路比较复杂，继电器的更换和维护工作量也比较大，从可靠和经济的角度来说均比较差。设备开关的位置状态无指示，无法直观看出断路器是在工作还是试验位置，只能从断路器底部滑槽档位识别，若操作断路器时稍有不慎，将会产生严重的后果。

2.2 保护配置

我厂原6KV低压厂用变压器保护配置比较简单，其中含有南自WCB-1.1E型综合保护装置、电磁型继电器。原有的保护装置中，只具备单纯的负序保护和反时限过流保护，保护配置比较单一，会存在一定的盲区。另外，保护投运时间过长，装置内部元件已经老化严重，经常会出现电流测量不准造成保护装置误动或者拒动甚至装置死机的情况，给设备的安全运行埋下了极大的隐患。

2.3 仪表测量

我厂2012年进行过DCS系统的升级，对于6KV设备的电量显示已经在DCS系统中完善，但现有的电磁型电能表没有远传功能，不能将信号传输到DCS系统中去，运行人员只能在就地现场查看电流和电能显示。若发生电量不正常的情况，不能第一时间发现，会影响设备的安全运行。

设备运行时，原南自综合保护装置只显示三相电流电压量的大小，无相位角度的显示，更沒有有功无功以及电能的显示， 给维护检查工作造成了极大的不便。

3.新型DM-100T保护装置的应用

万利达DM-100T变压器保护测显装置，是同时将保护功能同开关柜智能测量与控制结合为一体的新型保护测显装置。针对6KV十二段低压厂用变压器长期运行中控制、保护、仪表测量几方面存在的问题，现就新装置应用之后的提高予以阐述。

3.1 操作回路的改进

3.1.1 改为新式万利达保护装置后，由于装置中本身集成位置继电器和防跳回路，可以省去电磁型跳闸回路位置继电器以及合闸回路位置继电器，而防跳回路也可采用保护装置内部防跳继电器。新保护装置上的电显面板自带操作把手，替换了以前的老式把手，实现了控制元件的集成化，使得操作回路简化清晰，也减少了单个继电器出故障的概率（见图1）。

图1 （DM-100T保护装置内部集成SA操作把手、位置

继电器TWJ、HWJ，防跳继电器TBJ）3.1.2 DM-100T电显面板上的模拟条表示开关状态位置，在操作时对于开关的状态显示从模拟条就可以一目了然。同时，针对运行人员操作当中的注意事项，还配备有相应的语音防误操作功能。

3.1.3 现有回路中，设备运行时故障会由保护装置直接出口跳闸，但若此时开关拒动，出口接点将长期接通带电流，有可能因为容量不够而烧坏。根据以往经验，在本次操作回路设计时，我们在保护装置的出口加装了接点容量更大的出口中间继电器，保护动作首先启动中间继电器，再由中间继电器完成出口跳闸，有效的保护了装置的安全。

3.1.4 万利达综合保护装置中自带远方网络控制功能，可以通过DCS中发出指令，经过规约转换成保护装置可读的网络信号，接入保护装置上的网口，从而控制装置对断路器发出合闸或分闸指令。今后对控制回路更加智能化的要求下，可以增加规约转换装置，从而实现操作回路的全网络控制升级。

3.2 保护功能的进步以及在设计中的改进

3.2.1 万力达DM-100T保护中集成三段复合电压闭锁电流保护、速断保护、反时限过电流保护过负荷保护、负序定时限、反时限过流保护、高压侧零序电压闭锁零序电流保护、低压侧零序定时限电流保护、低压侧零序反时限电流保护、低电压保护、本体保护、PT断线监视等保护功能，为我们提供了更为丰富的保护种类选择。

3.2.2 此次6KV十二段低厂保护改造前，我们考虑了现场各种情况可能发生的故障并综合以前老保护的不足之处，选用了负序反时限过流保护、定时限过流保护、低压侧零序定时限电流保护、低电压保护、过负荷告警做为低压厂用变压器的电量保护。母线电压正常而单独某台设备二次电压故障时，保护装置中的低电压保护能准确判断出PT断线或是低电压而立即出口动作，弥补了现在缺少电压监视的缺陷，有效的避免了死区（如图2）。

图2 （全面的电压保护判据）3.2.3 采用新装置之后，电磁型继电器基本可以取消，原先由南自综合保护WCB-1.1E，时间继电器SJ、反时限电流继电器DHJ等实现的保护功能均集成在了新的微机保护装置之中，并且新装置中稳定的元件无疑会使动作准确率大大提升。当保护动作时，装置会及时动作并第一时间在显示屏上反映出故障名称和跳闸时间，比原来的综合保护更加清晰直观。

3.2.4 新综合保护中配置有SOE事件记录功能和故障录波功能，在故障发生后，可以根据故障发生时记录的故障数据对于故障原因进行详细分析。保护跳闸时间和当时的电量波形均会被保护装置准确记忆，便于检修人员准确找出故障原因，快速排除故障并在今后的工作中采取有效的防范措施。

3.2.5 在这次电压保护回路的设计时，我们还总结了#13、#14机组低厂变二次回路中的不足之处，在低厂回路中加入单独低电压投退压板。当PT发生单相保险熔断等临时故障急需检修时，会拉开PT柜而引起6KV整段二次低电压丢失，此时为了避免设备跳闸，断开面板上的低电压投入压板即可，装置的低电压保護将不会启动，不再需要逐台更改保护装置内的低电压控制字，回路设计更为合理，降低了操作出错的概率。

3.3 测量仪表回路的改进与发展

3.3.1 DM100-T的测量部分采用两相电流测量接线方式，功率采用两表法计算，装置内部自动进行电度累计。可分别计算出正向有功积分电度、负向有功积分电度、正向无功积分电度、负向无功积分电度。装置频率测量采用线电压UAB进行频率计算。当UAB > 15V时，进行频率测量。通过接入专用的A相、C相测量CT和6KV母线PT电压，这些电量都能在保护装置的屏幕上准确显示出来，人机界面清晰友好，并且在保护装置背板直流4～20mA输出至DCS系统，从而实现了主盘控制屏上的实时电量监控。

3.3.2 今后的测控发展中，在精度满足要求的情况下，我们还可以进一步利用综合保护测控装置中有功电度等测量功能，通过组网后进行厂用电电量统计，实现厂用电负荷电量自动统计与分析。

4.结束语

通过#12机组6kV厂用变压器二次系统改造尤其是微机综合保护测控装置的应用，将原电磁型继电器的功能集成一体，会使二次操作回路更加简化清晰，自动化控制程度得以提高，强大的电显功能，也进一步保障了操作的可靠性，消除了控制断路器时存在的误操作隐患。

改造后的低压厂用变压器保护装置配置全面，记忆功能强大，内部元件稳定可靠，为事故发生时装置的正确动作，事故后及时分析和准确处理故障提供了有力保障和分析依据，减少了检修和维护的工作量。综合保护装置中测控系统的运用，解决了长期以来运行人员就地抄表，现场算电量的情况，新型保护装置中部分仍未开发的功能，也为进一步发展提供了空间。

参考文献：

[1]《继电保护和安全自动装置技术规定》DL400-91.

[2]DM-100系列开关柜智能保护测显装置技术说明书V1.02.01.

变压器呼吸器的改造分析 篇4

1 35kV变压器呼吸器存在的问题

1.1 存在较大安全风险

公司所属变电站内共有24 台35kV变压器, 按每年每台变压器平均更换3 次吸潮剂计算, 运行人员操作次数144 次,停送电过程对人身、设备安全都存在极大的安全风险。 此外,由于变压器基础高约2m,变压器自身高约1.8m, 呼吸器位置距地面高约3.8m, 检修人员需登高作业,存在着安全风险。

1.2 参与人员多,费时费力

一是费时,从工作票、操作票等准备工作完成到送电成功,整个过程需要1 个多小时的时间,其中检修、更换吸潮剂平均时间11 分钟,仅占总时间的17%,而停电准备、停电操作、送电操作及工具整理收回工作耗时较长,占整项工作总时间的83%。 二是费力,单一的35kV变压器停电更换吸潮剂工作,需要3 个班组共5 人参与,首先调度人员根据现场接线方式按规程下操作命令, 运行人员按调度命令检修人员一人监护、一人登高更换吸潮剂。1.3 影响设备使用寿命

停送电过程会产生瞬时冲击电流, 对设备造成巨大冲击,频繁停送电会降低变压器、熔断器等设备的使用寿命,增加发生故障的概率。

2 总体设计

为了提高更换35kV瞬时吸潮剂工作的安全系数、效率,减少操作人员和检修人员的工作量,笔者提出了改造的总体设计,就是在原35kV变压器呼吸器连接法兰处加装延长管,延长呼吸器与带电部分的安全距离。

增加呼吸器与带电部分的安全距离后, 可以不停电进行吸潮剂更换工作,这样,调度人员不用再逐项下令操作;运行人员可一人到场许可工作,不用再执行停电相关操作,工作安全性大大提高;检修人员更换吸潮剂时间不超过10 分钟,较呼吸器改造前节省人力资源2 名,节约工作时间78%左右。 以此达到不停电更换吸潮剂、提高工作安全系数、减少停送电次数的目的。 避免了频繁停送电对变压器、 跌落熔断器造成的反复冲击及频繁操作对设备造成的损害,延长了设备使用寿命。

3 呼吸器改造方案具体实施

3.1 不锈钢波纹管的选用

在塑料连接头下方加装一不锈钢波纹管, 长度为1.5m (根据安规规定,35kV电压等级设备不停电时安全距离为1.0m,波纹管长度可根据现场需要适度增减)。这样,在更换呼吸器吸潮剂时,由于安全距离足够,可以由停电工作转为带电作业。 选用的不锈钢波纹管,是专门针对对水、油、气体要求较高的场合设计,并经试验合格的产品。

3.2 连接头设计

(1)延长管与法兰处连接头的设计。 延长管上端与变压器法兰处连接头的设计加工以原上铸件顶部带孔连接片为模型,将塑料棒加工成一直径11.5cm、高3cm的圆柱体,在圆柱体中心位置打孔,孔直径为1cm,以圆孔为中心加工成壁厚1cm、高1.5cm的螺纹孔柱,用作与不锈钢波纹管的连接。 根据法兰上的孔眼位置,在留下的圆形片状连接头上分别打孔,用作与法兰的螺栓紧固。 变压器法兰与连接头中间橡胶垫改用硅胶垫, 耐腐蚀性更好,且固定方式为永久固定,密封效果有保证。

(2)延长管与呼吸器连接头的设计。 延长管与呼吸器连接头的设计,不仅要考虑密封效果,还要考虑到呼吸器的固定方式。

首先将尼龙棒加工成直径11.5cm、 高5.5cm的圆柱体, 并将其一端加工成螺纹柱, 螺纹柱直径尺寸定为5.5cm,长度定为4cm (直径、长度尺寸可根据需要自定),螺纹柱底端剩余部分以呼吸器原上铸件与玻璃罩连接部分为模型,加工成片状结构与玻璃罩相连。 将螺纹柱中间部分掏空、打眼,用作内部连接杆的安装和气体通道。

其次,将一段直径11.5cm、高8cm的尼龙柱一端车床加工成与螺纹柱相匹配的螺纹套, 为了保证连接的牢固性,螺纹套壁厚1.5cm、高4cm,其余部分切割掉,以减轻重量。

再次,螺纹套顶端留出高2.5cm的圆柱体,用于车床加工固定呼吸器的丝纹孔。 在螺纹套中心位置打孔,孔直径为1cm,圆孔穿过圆柱体,并在圆柱体另一端以圆孔为中心加工一小螺纹孔柱,螺纹孔柱直径2cm、高1.5cm,与延长管口尺寸相对应,以便与延长管连接。

最后, 在预留好的高2.5cm圆柱体周边任意一处加工12mm的螺纹孔,用于呼吸器的固定。

3.3 固定呼吸器

根据所变绝缘垫紧固螺栓的规格型号, 选用相适应规格的不锈钢管, 并分别在两端焊接同等规格的螺母(选用内径12mm的螺母)。 一端螺母固定在所变密封垫处裸露螺杆上,另一端和一同等型号螺栓相连。 在螺栓头部又焊接一垂直于头部的螺母,作用是固定与呼吸器相连的螺纹杆, 并可根据呼吸器位置的不同做360度旋转。

螺纹杆一端与不锈钢管上的垂直螺母相连, 一端与螺纹套顶部圆柱体上的螺纹孔相连,分别用螺母紧固。 这样,呼吸器的螺纹帽是被固定住的,更换吸潮剂时,只需将呼吸器下端旋开即可,方便快捷。

4 效果分析

(1)整体效果。 改造后的呼吸器美观、牢固、密封性好。

(2)提高工作安全系数。 改造后的所变呼吸器,在更换吸潮剂时,由于安全距离足够,可以由停电工作转为带电作业。 如此,省去运行人员停电操作的多个环节,检修人员也不用登高作业,大大提高了人员工作时的安全性。

(3)缩短检修工作时间。 延长管与呼吸器连接头改造成螺纹嵌套结构后, 更换吸潮剂时检修人员只需将呼吸器下部分旋开,平均检修时间由改造前的12 分钟缩短为6 分钟,较改造前减少一半时间。

(4)减轻工作量。 呼吸器改造后,可以带电作业,调度人员不用下令操作,运行人员也可只需一人现场办理第二种工作票,参与人员减少2 人,人力资源利用率得到有效提升。 更换吸潮剂工作总体时间由原来的68 分52 秒降为14 分40 秒,工作人员数量由原来的5 人减少为3 人,检修时间由原来的平均时间11 分钟39 秒降低为5 分42 秒。

5 结束语

变压器改造 篇5

尊敬的领导：

随着社会的发展，电教配套设施的增添和教师生活水平的提高，我校目前的用电质量不能达到正常的要求，且存在着严重的安全隐患，造成这种现状的主要原因有以下点：

一、我校用电量对比前些年有明显的增大，其中主要包括电教设施和教师用

电器的添置以及老旧的耗电量大的教学照明用日光灯。

二、我校所接变压器用附近村庄所有，因周边居民用电量增大，我校许多日用电器都难以正常工作，给教师的生活和工作带来了许多不便。

三、自2006年以来，我校主线一直未更换，大部分线路已老化，处于超负荷工作状态，日前更是因此造成学校众多电器被烧坏，给学校的安全工作带来了许多隐患。

鉴于此，我校准备独立安装变压器，并对学校的主线路进行改造。通过对电力部门的咨询，结合我校实际，其预算如下：

一、安装变压器：7----10万元。

二、线路改造：2----3万元。

恳请上级领导对我校的实际用电情况予以考虑和重视，使我校的用电尽快恢复正常，减少安全隐患，为广大师生谋福利。特此请示。盼复！

下中小学

220kV主变压器储油柜改造 篇6

1 运行现状及存在问题

#3主变胶囊式储油柜运行已近十年, 自2007年开始, 在油色谱试验时发现绝缘油中的含气量增长较快, 2008年年未超过注意值, 一度达到7.51% (应≤5) , 且数值还在增长中。在排除本体渗漏及冷却器负压区进气是造成油中含气量升高可能原因后, 2009年2月3日至14日用真空滤油机对主变绝缘油进行体外真空脱气处理, 使油中含气量降低至0.78%。但5月26日的试验中发现, 主变绝缘油油中含气量升至3.58%, 分析认为是绝缘油循环过滤不充分和储油柜中胶囊破损所致。如此高的含气量, 如此增长速度, 将造成局部放电, 影响设备安全运行。

#1、#2、#4、#5、#6、#7主变隔膜式储油柜自2002年全部更换为波纹管式储油柜后, 当时运行情况良好, 未发现氢气超标、渗漏油、压力异常及异常响声等缺陷, 取消了呼吸器, 确实是免维护产品。但2005年之后的巡检时即发现上述6台变压器储油柜不同程度地存在间歇的“咔……咔”异常响声, 影响故障判断, 故障发展, 卡塞严重可能产生涌流, 引起重瓦动作。

2 储油柜选型比较

(1) 敞开式:开启式储油柜一般由铁板制成筒状, 变压器油与外界大气相通, 由于不隔离外界空气, 运行时油易受潮, 长期运行中的油易氧化, 易老化变质, 含气量易增大, 这样, 对变压器的安全、可靠, 经济运行造成很大的威胁。而变压器又不能随时停运、试验、换油, 这给检修、运行试验造成较大困难, 目前35kV以上变压器已不允许采用敞开式储油柜。

(2) 隔膜式:隔膜式储油柜由两个半圆桶体组成, 中间通过法兰夹装一个橡胶隔膜, 隔膜浮在油面上, 将空气隔离。

同胶囊式储油柜一样, 橡胶材料存在的问题在隔膜式储油柜同样存在。隔膜式储油柜的另一致命弱点是其本身密封结构问题, 由于隔膜被压在上下壳体之间, 密封尺寸过大, 密封性能不可靠, 当绝缘油超过中间部位后普遍存在渗漏, 而油位较低时又易吸入空气和水分。

橡胶囊或隔膜式储油柜采用的连杆式磁针油位计, 由于连杆较长易产生变形, 因此指示精度较低, 常出现假油位。

(3) 胶囊式:胶囊式储油柜是在敞开式储油柜的基础上, 内部加装了用于隔离空气的夹布橡胶囊与外壳体形成密封结构, 橡胶囊通过伸缩实现对绝缘油的体积补偿, 胶囊内腔通过呼吸器与大气相通。

此种结构储油柜初步实现了绝缘油与空气的隔离, 一定程度上减少了绝缘油的吸湿和氧化, 缓解了油质裂化对设备的影响, 但经过多年的使用也暴露出以下问题。

在变压器安装、运行和检修过程中, 胶囊因其机械强度不够易产生破裂而漏油, 且破损后不易发现。

橡胶材料本身材质决定其易老化, 寿命短, 需要定期更换, 且更换安装工作需要主变放油和注油, 工作量较大。一般国产胶囊寿命为3～5年, 进口胶囊寿命为8～10年, 即使采用进口胶囊在变压器预期寿命期间, 也要更换3～4次。

由于胶囊内部存在吸热表面, 具有形成凝露的条件, 因此胶囊内部会形成经常性的水洼, 潜在威胁很大, 通过加装吸湿器并不能彻底解决问题。

胶囊伸展不良时易产生呼吸堵塞, 造成事故。

由于橡胶囊机械强度低, 当变压器抽真空时, 要采用内外平衡压力的方法, 如果安装操作不当, 胶囊极易损坏, 造成不必要的损失, 影响设备正常运行。

(4) 金属波纹膨胀储油柜:为了解决上述储油柜存在的问题和缺陷, 近年来出现了利用不锈钢波纹管做体积补偿组件的新型储油柜——金属波纹膨胀储油柜。其充分利用了现代科技成果, 真正实现了变压器的全密封运行, 其结构分为内油式储油柜和外油式储油柜。

(1) 内油式储油柜的工作原理为:变压器油通过气体继电器直接流入金属波纹体内。当变压器油温升高时, 将油吸收;当变压器油温降低时, 将油返回变压器本体。

波纹管补偿组件为椭圆形, 波纹体立式放在一个底盘上, 波纹体内装绝缘油, 外部加防尘罩, 波纹体随变压器油温的变化而上下移动, 自动补偿变压器油体积的变化, 外观形状多为立式长方体。

其优点如下。

内油立式储油柜波纹体内与油接触。由于用不锈钢材料做体积补偿组件, 内部无进入异物的可能, 全密封, 不受空气和水的污染, 有效地保护了变压器油质。

由于用不锈钢材料做体积补偿组件, 寿命长, 免维护, 真正实现了变压器的全密封, 有效地减少了电力系统不必要的停电次数和运行维护费用, 提高了运行可靠性和经济效益。

万一压力释放阀不动作时, 波纹管体积可迅速膨胀, 产生永久变形, 可作泄压组件来保护变压器, 增加了变压器运行的可靠性, 这种特殊的功能是其独有的。

波纹管外部加罩, 与大气相通。由于环境温度较低, 波纹管具有良好的散热作用, 加速了油流循环, 有效降低了变压器油温, 降低了变压器损耗, 提高了经济效益。

储油柜可在-30℃时保持微正压状态下工作, 这一显著特点有效地防止了由于温度变化而造成储油柜, 变压器内部产生负压运行时潮湿空气进入箱体。

油位计指针安装在波纹体上面, 波纹体随着变压器油温的变化而上下移动, 指针也随其升高或降低, 灵敏度高。通过储油柜外罩上的窗口即可观察与监视油位, 直观可靠。

可加装数字传感系统, 语音报警, 实现远程监控。结构简单, 安装方便, 注油简便, 易于操作。补油量大, 可满足不同环境下变压器油体积变化的要求。

但其还存在以下问题。

储油柜中的波纹体要求每个波纹体单元的伸缩刚性必须一致, 否则易形成波纹体不均匀变形或突然变形, 产生涌流, 使气体继电器动作跳闸。

波纹体的储油量必须按标准和变压器实际油量设计, 加油时必须按标准和变压器实际油量加足, 否则在冬季易造成储油柜无油或上浮子动作发信号。

内油式波纹储油柜采用波纹管装油, 波纹管外表面也是散热表面不凝露, 但散发的热量会导致外壳体内表面凝露, 如同互感器膨胀器外壳, 运行一段时间后, 碳钢材料制成的外壳会产生内部锈蚀腐烂。

(2) 外油式储油柜的工作原理为:变压器油通过气体继电器, 流入一个装有密封波纹体的金属桶内, 波纹体的一端与大气相同。当变压器油温升高时, 油膨胀进入金属桶;当变压器油温降低时, 油在大气压作用下返回变压器本体。其波纹体是一个膨胀体, 容积可随变压器油温的变化而产生膨胀与收缩, 从根本上解决了储油柜存在的问题。

波纹体补偿组件为圆形, 卧式放置于储油柜筒体和波纹体之间装绝缘油, 而波纹体内为与外界相通空气, 一端为固定端, 另一端为活动端, 波纹体随着变压器油的膨胀与缩小变化而左右移动, 自动补偿变压器油体积的变化。外观形状多为横放椭圆柱体。

由于储油柜中的绝缘油温度始终不低于环境温度, 因此外油式波纹储油柜的波纹气囊内表面处于散热状态, 根据凝露生成的物理条件, 散热表面不能产生凝露。因此波纹气囊的内表面始终是干燥表面, 不会因为温差和湿度产生凝露。由此, 采用外油结构的波纹储油柜可取消硅胶吸湿器, 可实现免维护。

其优点如下。

由于储油柜直接储油, 可实现较大储油量。全密封、免维护、工作寿命长, 可用于大中小型变压器。

其缺点如下。

波纹体的储油量必须按标准和变压器实际油量设计, 加油时才必须按标准和变压器实际油量计算加足, 否则冬季易造成储油柜无油。

波纹管焊接面多, 且渗漏不易发现。

结构复杂, 安装不方便, 焊接工作量大, 易使储油柜变形使波纹体正常运行受阻;气体继电器动作跳闸。

注油时操作易出错, 如没有打开储油柜的呼吸器, 那么压力释放阀可能动作跳闸, 压力释放阀不动作时可能损坏变压器。

综上所述:通过对几种不同结构储油柜的对比分析, 可以反应出采用金属波纹式储油柜, 特别是选择外油式储油柜, 能有效解决了大型电力变压器存在的一些实际的问题。

通过如下技术关节波纹管制造材料、波纹补偿片数、壳体制造材料、波纹管与储油柜间隙制造等圆度、疲劳寿命、波纹管刚性、储油柜总容量、20℃时补偿油量、最大可补偿油量, 波纹管伸至最长时压力、波纹管压缩至最短时压力、焊接质量、容器气密性等控制, 能掌握控制储油柜制造质量。

通过关注运输过程中对波纹管固定、安装调平、油位指示报警试验、防凝露进水、规范的充油排气等措施, 能提高设备可靠性和实现免维护方面发挥作用。

3 具体技术要求

金属波纹膨胀储油柜应为外油式结构, 储油柜总容量3200kg, 可补偿油量大于2700kg, 20℃时补偿油量大于1500kg, 柜体长度3600mm, 外圆直径大于1200mm, 波纹管制造材料ocr19n19, 壳体制造材料Q235B, 波纹补偿片数大于70片, 波纹管与储油柜间隙≤8mm, 波纹管伸至最长时压力不小于0.5kpa, 波纹管压缩至最短时压力不大于4.5kpa, 储油柜净重小于1500kg, 并设置有高、低压油位报警装置及信号输出端子, 油位指示、观察窗口清晰。波纹管还应有良好的刚性, 减少单波波距, 增加波数, 提高综合应力水平和抗疲劳寿命。

参考文献

[1]马丁·J·希思柯特.变压器实用技术大全[M].北京:机械工业出版社, 2004.

[2]GB1094.1-1996.电力变压器[S].

变压器风冷却器的更新改造 篇7

1.1该风冷却器采用了先进的钢铝复合翅片管, 即冷却管的外部翅片为轧制的铝翅片, 有着优良的散热性能及防腐性能。内衬基管为带有内肋的钢管, 具有良好的焊接性能及油侧散热性能。

1.2该风冷却器采用了单程油路, 并在冷却管内加装扰流线等先进的风冷却器制造技术。使风冷却器的油阻力大为降低 (28k Pa) 。同时, 风冷却器的油侧传热能力也大为提高。

1.3该风冷却器采用了低转速、大风量的新型风扇。在风冷却器的冷却容量大大提高的同时, 风冷却器的噪声明显降低。

1.4该风冷却器采用了先进的低转速, 低扬程潜油泵, 潜油泵电机的同步转速在1000r/min以下, 使潜油泵运行的安全可靠性能得到根本改善。

1.5该风冷却器仿造了日本多田风冷却器的外型结构式, 风冷却器只有进出油两个胶垫密封点, 防渗漏性能良好, 并且具有美观的外形结构。

2多回路风冷却器存在的问题及改造的必要性

2.1原多回路风冷却器冷却容量小, 效率低, 散热能力不足。我厂更新改造后选用的YF3-250型新型风冷却器其单台额定冷却容量为260k W, 且冷却容量匹配充足, 完全可以保证变压器安全正常的投入运行。

2.2原多回路风冷却器的胶垫密封处太多, 极易产生渗漏油现象。而新型的YF3-250型冷却器只有进出油口两个胶垫密封处, 且采用密封槽连接, 胶垫不与阳光空气直接接触, 有效的防止了胶垫的老化。因此, 新型YF3-250型冷却器不易产生渗漏油现象。

2.3原多回路风冷却器的辅机损耗大, 消耗电能多。以我厂1号主变压器为例:如原多回路YF-120型风冷却器按年平均8台持续投入工作, 则年耗电量为4.6×8×24×365=322368k W·h, 而改造后选用的YF3-250型新型风冷却器按年平均4台持续投入工作, 则年耗电量为6×4×24×365=210240k W·h, 因此, 该主变压器风冷却器更新改造后, 每年可节电322368-210240=112128k W·h。

2.4原多回路风冷却器本体油阻力大, 潜油泵扬程高, 变压器运行安全性差。由于原冷却器为多回路本体, 其油阻力很大 (120k Pa) , 则需匹配高扬程的潜油泵 (扬程160k Pa) , 而高扬程潜油泵的叶轮与壳体之间的间隙很小, 运转过程中极易产生摩擦, 并有可能产生金属粉末, 如金属粉末随变压器油进入线圈, 对变压器的运行安全将带来很大的隐患。而我厂更新改造后选用的YF3-250型新型风冷却器, 其本体油阻力仅为28k Pa, 所配潜油泵扬程为55k Pa, 冷却器的运行状况得到了根本改善。

2.5原多回路风冷却器的风扇、油泵数量很多, 不便于维护保养。而更新改造后变压器配有YF3-250型新型风冷却器6台, 共计风扇6×2=12台, 油泵6台, 共计18台。风冷却器匹配的风扇、油泵数量相差55-18=37台, 因此, 风冷却器更新改造后, 将给变压器的维护保养带来很大方便。

2.6原多回路风冷却器的噪声高, 不符合当今的环保要求。多回路YF-120型风冷却器的噪声为83d B (A) , YF3-250型冷却器的噪声为68d B (A) , 相差83-68=15d B (A) 。

3多回路风冷却器更新改造需注意的几个问题

3.1多回路风冷却器更新改造不是简单的更换冷却器, 因为对大容量变压器而言, 多回路风冷却器容量小, 数量多, 更换新型冷却器后, 冷却器数量减少一半, 因此需要重新设计, 包括冷却器及油管路的布置, 油管路直径选择计算等。

3.2更新改造工作要有施工方案和设计施工图纸。

3.3新型冷却器的安装布置有两种方式:一种是悬挂在变压器本体上, 另一种是采用冷却器支架落地安装。如果采用第一种安装方式改造工作量大, 时间长, 因变压器结构各不相同, 有一定设计难度。如果采用后一种安装方式与原风冷却器布置方式相同, 可利用原风冷却器基础, 冷却器支架也可以用原支架改制, 改造工作量小、时间短, 造价低。

3.4风冷却器出口上下母管及与变压器连接的主管路配置时应符合设计图纸要求, 焊口应采用氩弧焊, 焊口要处理干净, 管路内要进行喷砂处理, 并刷涂变压器专用漆。管路配置好后要进行打压试验, 合格后方可安装连接。

3.5新冷却器比原冷却器容量大很多, 因此冷却器主控制箱及动力电缆要配套设计并更换。

3.6冷却器与变压器连接的所有管路阀门必须使用真空蝶阀。

3.7改造时可采用原冷却器混凝土基础, 但新型冷却器支架尺寸与原冷却器支架基础尺寸不符, 必须重新制作基础槽钢, 不可在原基础槽钢上用电焊邦接。

4更新改造案例

4.1变压器的有关资料。变压器型号:SFP3-240000/220, 生产厂家:沈阳变压器厂, 出厂日期:1986年5月。

变压器的损耗:空载:185.1k W;负载:605.4k W;总损耗:185.1+605.4=790.5k W。变压器的内部循环油路为强油导向结构。变压器原配多回路YF-120型冷却器11台, 总共额定冷却容量为120×11=1320k W。工作冷却器循环油流量为40×10=400m3/h。

4.2更新改造方案及相关计算。

4.2.1本方案将变压器原配的多回路YF-120型冷却器11台全部拆除, 更换为新型YF3-250型冷却器, 共计6台 (其中5台工作, 1台备用) 。

4.2.2改造后变压器上层油温计算。当夏季环境温度最高时, 需投入5台冷却器工作。该状态下, 每台冷却器所担负的冷却容量:Q=1.1×790.5/5=173.9k W。

该状态下, 变压器的顶层油温升为 (173.9/260) ×40=26.8K, 当环境最高气温为38℃时, 变压器的上层油温为26.8+38=64.8℃。完全满足有关变压器上层油温限值的规定。

4.2.3冷却器改造前后冷却能力的比较计算。改造前冷却器的总额定冷却容量为1320k W, 改造后变压器冷却器的总额定冷却容量为260×6=1560k W, 冷却器改造后冷却能力提高了 (1560-1320) /1320×100%=18.2%。

4.2.4冷却器改造前后总的循环油流量比较计算。改造前工作冷却器的循环油流量为400m3/h, 改造后, 工作冷却器总的循环油流量为80×5=400m3/h, 冷却器改造后, 工作冷却器总的循环油流量不大于改造前总的循环油流量, 因此, 变压器不会因改造造成油流速过快, 产生油流带电问题。

4.3更新改造后效果。我厂1号主变压器风冷却器更新改造后, 经过两年多的投入运行表明, 更新改造后效果显著。首先, 改造后风冷却器系统冷却能力大为提高, 主变压器上层油温同比降低了15℃。同时, 主变压器的总体噪声明显降低, 风冷却器的运行维护量明显减少, 每年可节约大量电能, 变压器总体的美观度也有很大提高。从而, 保证了主变压器安全高效的投入运行。

5结论

变压器改造 篇8

变压器的安装调试费用占变压器购置费用20~30%, 在有效寿命期内的运行成本高达设备制造成本的6~7倍[1,2,3]。变压器大修或技术改造时, 进行变压器全生命周期成本分析有如下优点:有助于客观地评估大修技术改造方案, 以全生命周期成本而不是以最初的购置成本或大修费用进行经济性决策;有助于对变压器的利用、大修技术改造等进行不同方案的经济性评估。因此通过对变压器的大修费用、安装调试费用和运行成本等全生命周期成本分析研究十分必要, 进而对大修技术改造的经济效益进行评价。

1 全生命周期成本分析原理介绍

1.1 全生命周期成本的定义

根据IEC60300.3.3 (国际电工委员会制定的全寿命周期成本计算的标准) 的规定[1], 设备的生命周期可以分为产品的设计与开发、制造、安装、运行、维护以及废弃, 因此, 设备的全寿命周期成本可以定义为上述各阶段相关成本的总和。设备全寿命周期成本 (Life Cycle Cost, LCC) 是指整个寿命周期内所消耗的总成本, 包括购置成本 (Acquisition Cost) , 拥有成本 (Owership Cost) 和废弃成本 (Disposal Cost) 。

其中:LCC是全寿命周期成本;Caq是设备的购置成本;Cow是设备的拥有成本 (运行和维护成本) ;Cdi是设备的废弃成本, 包括报废成本和残值。典型的全寿命周期成本及其组成见图1所示。

由图1可知设备的寿命周期成本中, 购置成本所占的比例随时间下降, 拥有成本所占的比例随时间卜升, 而且在很多情况下, 购买设备的成本低于全寿命周期的拥有成本, 通常设备的废弃成本很小 (但是变压器的废弃成本较大) , 因此在考虑设备的投资时, 应该考虑设备的整个寿命周期的费用, 而不是只考虑其初始价格。

1.2 全生命周期成本分析步骤

根据对LCC相关研究及应用的归纳, 可以归纳为下面的六个基本过程如图2所示[3]。

2 变压器的全寿命周期模型的建立

根据IEC60300.3.3标准, 对LCC模型的主要构成要素进行具体的分析, 设备的全寿命周期成本为购置成本、运行成本、维护成本以及处置成本等四大成本之和。变压器全生命周期成本包括设备购置、安装、运行、维护、检修、改造直至报废的全过程发生的费用。变压器的LCC模型定义如方程式 (2) 所示:

其中:CI—初次投入费用, 主要包括变压器购置费、安装调试费和其他费用。

CO—运行费用, 包括设备能耗费、日常巡视检查费、预试检修和环保等其他费用。

CM—检修维护费用, 主要包括周期性解体检修费用、周期性检修维护费用。

CF—故障费用, 主要包括故障检修费、故障损失费。

CD—退役处置成本, 包括设备退役时处置产生产生的各项费用, 并减去设备退役时的残值。

由于变压器投资成本明显易得, 退役处置成本按相关标准确定。因此变压器LCC的分析计算主要集中在变压器的运行成本、检修维护成本和故障成本上的评估上。

2.1 初次投入费用

变压器CI主要包括设备的购置费、安装调试费和其他费用。

2.2 运行费用

运行费用CO, 主要包括设备能耗费用、日常巡视检查费用、环保等其他费用。设备能耗包括变压器空载、负载损耗及辅助设备能耗费用。日常巡视检查费用包括日常巡视需要的巡视设备和材料费用以及人工费用。

2.3 检修维护费用

检修维护费用CM主要包括周期性解体检修费用、周期性预试检修维护费用。变压器现采用状态检修, 已无周期性解体检修费用, 主要为周期性预试、周期性维护费用。

2.4 故障成本

故障成本CF包括变压器故障检修费用、故障损失费。故障检修包括现场检修费用和设备返厂修理引起的设备拆迁、运输、安装新变压器等其他费用。

现电网运行方式基本能够在N->1情况保证电力供应。故, 故障损失主要为转移负荷损失, 基本上可以忽略不计 (跨区域供电损失成本另计) 。

2.5 退役处置成本

包括设备拆除处置人工、设备费用以及运输费和其他费用, 并应减去设备退役时的残值。变压器残值高, 在设备退役处理时会获得回收获利。对当前新购置的变压器, 如以当前回收价计算, 估计在购置时原费用的50%, 折为现值, 则为购置时原费用的3.2%左右 (按年利率5%计算) [5]。

3 变压器大修技改决策模型

对于需要大修或需要技改的设备, 要根据上述的决策影响因素来制定设备的最终处置方案。更换新设备, 一次性投入巨大, 但新设备能够安全运行较长的时间。无论在哪一种处置方式, 都必须以满足可靠性为前提, 然后再采用全寿命周期计算出分别的成本, 选择成本最低的一种决策方法。

文献中大多都是采用现值法或年值[6,7,8], 要求方案间具有相同的经济周期。因更新设备和设备大修往往存在设备能够运行年限不同, 对寿命不等的互斥方案进行比选。在使用现值法或年值法时两种方法进行相同周期处理:一是设定一个合理的共同分析期, 二是给寿命期不等于分析期的方案选择合理的方案接续假定或者残值回收假定。用年值法进行寿命不等的互斥方案比选, 实际上隐含着作出这样一种假定:各备选方案在其寿命结束时均可按原方案重复实施或以与原方案经济效果水平相同的方案接续.因为一个方案无论重重实施多少次, 其年值是不变的。实际实施过程中, 因涨价、资源消耗、技术发展等因素, 方案可重复实施的假定不再成立[9]。

进一步分析, 变压器大修技改方案中, 隐含更新后设备产出效益不变 (变压器输送容量不变) , 而每年的运行成本等不同。故可采用费用年值法进行分析, 不需对变压器不同寿命周期直接进行比较分析。

费用年值法计算公式:

LCCA———设备全生命周期成本年值

(A/P, i, n) ———现值年金系数, 利率i, 期数n

(A/F, i, n) ———现值年金系数, 利率i, 期数n

4 变压器大修技改LCC模型的应用

4.1 算例简述

某变电站#1主变为1999年出厂并投运, 主变参数:容量180 MVA, 电压220/115/11 k V, 空载损耗142 k W, 负载损耗576 k W。设计寿命为30年。

该主变在2013年发生故障损坏, 需进行重绕大修。现有三个方案, 方案1对变压器更新, 采购一台新主变, 技术参数:空载损耗100 k W, 负载损耗520 k W, 设计寿命为30年;方案2对变压器进行重绕并提升性能参数:空载损耗120k W, 负载损耗523 k W, 设计寿命为30年;方案3对变压器进行重绕大修, 设备技术参数不变, 设备寿命不延长。

4.2 LCC成本

4.2.1 初期投入费用CI

因原设备现净值需转移到现设备上进行折旧。故, 方案1初期投入费用CI包括设备购置费、设备安装调试及其他费用和设备原净值。方案2初期投入费用CI包括本次大修费用、设备安装调试及其他费用和设备原净值。方案3同方案2。

设备净值采用直线折旧法进行折旧。

4.2.2 运行费用CO

变压器最大负荷率β=80%, 最大负荷利用小时数Tmax=6500 h, 取经验系数K=0.3[8], 得到

年负荷损耗率

设电费为0.4元/k Wh, 则变压器年耗电费Ce= (P0+β2Pk) ×η×8 760×0.4/10 000 (万元) ;

方案1年耗电费92.21万元;方案2年耗电费为96.88万元;方案1年耗电费为108.79万元。

日常巡检费用为4万元/年。

4.2.3 检修维护费用

变压器的日常维护费用为8万元/年。

4.2.4 故障成本

变压器年故障率按2%.年, 故障大修费用按统计值150万元估列。则方案1年故障成本为CF=150×0.2%×15=4.5万元。方案2与方案3年故障成本为9万元。

在N->1运行条件下, 忽略故障损失。

4.2.5 处置成本CD

设备残值CD1按设备购置费5%估列。设备退役处理费用CD2按安装调试费用32%估列。

4.2.6 其他成本

变压器净值按直线折旧法进行折旧

变压器大修后继续使用则该净值需继续折旧。如更换新变压器, 该净值需转移到新变压器成本进行折旧。

4.3 LCC全生命周期成本年值计算

应用式 (5) 计算各方案的LCC年值, 利率i=7%。计算结果见表1

从结算结果可知, 方案2的LCCA年值最小, 方案1次之, 方案3最大。故提升技术参数并延寿的大修方案可行, 更新主变次之。

5 全生命周期成本LCC敏感度分析

针对以上LCC计算过程中的不确定因素分别进行单因素敏感性分析, 确定敏感度系数与关键因素临界值;

由以上各敏感度系数绝对值由高到低排序, 对方案比选结果影响大的因素依次是主变大修费用、旧主变大修后空载损耗值及旧主变大修后可使用寿命等。在进行方案决策时需对以上因素临界值进行重点关注。

6 结束语

本文从变压器全生命周期成本LCC费用年值最小的角度出发, 对变压器大修技改最优策略进行研究。建立变压器大修技改LCC模型, 并通过实例进行了分析说明, 该模型在变压器大修技改决策时能充分考量变压器大修费用, 变压器剩余寿命, 变压器损耗以及变压器建安费用等, 对变压器大修技改经济分析, 为变压器大修技改提供决策支持。变压器大修技改策略:

1) 延长变压器寿命;

2) 提高变压器技术参数, 降低变压器空载负载损耗;

3) 进行全生命周成本 (LCC) 费用年值分析, 采用费用年值最小方案。

参考文献

高耗能变压器减容改造分析 篇9

关键词：高耗能变压器,损耗计算,变压器容量,减容改造分析

0 引言

据统计每年电力系统中高耗能变压器的总电能损耗占电力系统总发电量的3%~5%[1]。降低损耗、节约电能是供用电企业乃至整个社会关心的重要课题。目前在整个电力系统中, 电力变压器的数量惊人, 其损耗之大、故障率之高、自动化程度之低、运行维护工作量之大都是亟需解决的问题。对于这些高耗能变压器的改造也势在必行, 迫在眉睫。

电力变压器包括电力系统中总降变电所的主变压器和车间变电所或建筑物变电所的配电变压器[2]。在配电网中, 主要以35k V和10k V配电变压器为主。针对节能、智能、高效、绿色变压器的研制国家给予高度重视。本文以配电网中的高耗能变压器为研究对象, 分析其减容改造技术。

1 高耗能变压器损耗计算[3]

变压器的主要技术参数有空载损耗、短路损耗、空载电流、短路电压, 其计算方法如下:

式中:I0%为空载电流百分比;I0为空载电流, A;I1N为变压器原边额定电流, A;Ph为磁滞损耗;Pb为涡流损耗;Ps为铁芯引起的涡流损耗;Uk%为空载电压百分比, β为负载系数;ΔP、ΔQ分别为有功无功损耗。

2 配电变压器容量测试方法

配电变压器传统容量测试方法是通过负载和空载实验的仪表测试法进行, 来判定变压器实际容量是否与铭牌容量相符。以大容量350MVA、220/110/10k V主变压器为例, 目前较好的实验法有:变压器负载实验、预设短路阻抗实验。在成本允许的范围内采用合理的容量测试方法测定变压器容量是衡量高耗能变压器的重要考量。

3 高耗能变压器减容改造方法分析

高耗能变压器的减容改造主要涉及两个方面:一是更换高耗能变压器以新型节能型变压器或先进的固态变压器 (EPT) 取代;二是实行变压器的经济运行提高高耗能变压器的运行效率。高耗能变压器的减容改造需要考虑多方面因素, 其中改造成本、运行效率、负载容量等均是重要的指标[2]。

3.1 改造基本方法和原则

目前高耗能变压器的改造主要方法有三种, 即减容量法、保容量法、调容量法。根据变压器运行时符合的基本理论公式可以得出变压器减容改造的一系列依据。下面做具体介绍:

3.1.1 变压器耗能与调度运行方式评估

首先根据变压器耗能损耗模型计算变压器有功与无功耗能ΔP、ΔQ, 以及变压器运行的历史数据和故障记录等信息判断变压器的运行状况和寿命, 变压器的寿命判断可以采用先进的理论和可靠的测试手段判断。若经过评估变压器的性能和寿命即使在经过更换绕组或硅钢片等改造后仍不能达到国标或实际工程应用的性能指标, 则需要直接淘汰。

若变压器性能尚在可靠工作范围内, 则可以考虑多台变压器进行组合经济运行的方式。其组合方式有:等容变压器并联运行、不等容变压器并联运行以及变压器分裂运行等经济运行方式。

3.1.2 高耗能变压器改造经济成本评估

首先考虑变压器改造成本, 变压器本体改造需要结合市场和变压器本身综合考虑。以S7系列变压器为例, 其铁芯和绕组同时更换改造的费用约为新变压器价格的70%左右, 且其性能可以达到新变压器的性能。然而对于JB500-64标准系列采用热轧电工钢片的变压器, 其改造成本极高且没有改造利用价值。除了变压器本体改造消耗的费用, 在改造之后变压器的经济运行也需要进行评估。

变压器经济运行是在确保变压器安全运行及保证电量的基础上进行后期运行的预估, 主要以降低变压器电能损耗为目的, 充分利用现有设备选择合理的运行方式以及负载曲线。通过现有变压器的经济效益、使用寿命以及运行效率判断其后期运行的经济效益是否符合改造的条件和价值。若变压器改造后经济效益超过采用新型变压器的经济效益则可以改造, 否则不予以改造。

3.2 高耗能变压器改造流程

根据前文所述的高耗能变压器改造基本方法和原则可以获得高耗能变压器改造的技术流程。第一步:变压器耗能评估, 若不能通过耗能评估则直接淘汰变压器, 否则进行改造评估;第二步:变压器改造经济成本和运行方式评估, 根据改造获得的经济效益决定是否改造。若变压器经过改造获得的经济效益大于更换新型变压器的, 则予以改造, 否则不予以改造并更换新型变压器。

4 结论

本文在叙述电力变压器改造时符合的基本理论基础上, 论述了高耗能变压器减容改造的基本方法并分析了减容改造符合的基本原则, 从而获得了变压器减容改造的流程, 在工程应用上具有一定的参考价值。

参考文献

[1]陈玉萍, 王卫煌, 张双民.油田变压器节能技术研究及应用[J].设备产品, 2013 (02) .

[2]赵志杰.配电网变压器经济运行控制方式的研究[D].重庆:重庆大学, 2008.

变压器改造 篇10

关键词：变压器,散热量,自然对流散热,强制对流散热

0 引言

福建省永安市某水泥厂油浸式电力变压器型号为SZ11—16000 /35, 安装在变压器室内, 冷却方式为ONAN ( 自然通风冷却) 。变压器主要通过辐射传热和对流传热两种方式进行散热。该主变压器负载会随着水泥厂生产量加大而加大, 然而在夏季时变压器室房间内部空气温度较高, 在该较高的环境温度条件下, 发现变压器散热不够, 自身温度会越来越高, 将存在非常大的安全隐患。经测试, 极端环境下该变压器散热计算用到的主要技术参数: 辐射表面积23 m2, 对流传热面积190 m2, 环境温度39 ℃ , 平均壁温70 ℃ , 散热器特征长度l = 2 m。

1 变压器总产热量

变压器在运行时产生的总热量等于变压器的总损耗P:

其中, Pf为变压器的负载损耗, k W; P0为变压器的空载损耗, k W; I为低压侧电流, A; Ie为低压侧额定电流, A。

2 变压器自然对流风冷散热工况传热分析

在自然风冷工况下, 变压器产生的热量主要通过两种途径散热, 一种是辐射散热, 一种是自然对流散热。

1) 辐射对流散热量Qr:

其中, ε 为表面发射率; Tw为壁面温度, K; Tf为环境温度, K Ar为辐射表面积, 取油箱外表面积25 m2。

2) 自然对流散热量Qd:

其中, A为对流换热面积, m2; Tw为壁面平均温度, K; Tf为环境温度, K; h为对流换热系数, 通过式 ( 4) 求解:

其中, λ 为空气的热导率; l为特征长度, 为散热器高度, m Nun为努塞尔数, 自然对流时通过式 ( 5) [1]求解:

其中, Pr为普朗特数, 空气的普朗特数约为0. 7。

其中, αv为流体的体胀系数, αv= 1 / Tm, K- 1; g为重力加速度, m2/ s; Δt为变压器壁面和空气的温差, K; v为空气运动粘度系数, m2/ s。

自然对流C, n的取值[1]如表1所示。

3) 自然对流散热工况计算。该油浸式电主变压器型号为SZ11-16000 /35, 额定容量为16 MVA, 冷却方式为ONAN ( 内部油自然对流冷却方式) , 将来自于该油浸式电力变压器产品合格证明书及现场测试出来的相关数值代入相关公式, 计算结果如表2所示。

4) 自然对流工况分析。通过比较, 发现自然对流工况下变压器散热量为27. 73 k W, 小于变压器总损耗 ( 总产热量) 44. 35 k W, 无法满足散热要求, 变压器温度会越来越高, 势必会影响变压器的正常运行, 存在较大安全隐患。

3 变压器强制对流风冷散热工况传热分析

1) 变压器强制对流散热量Qf。

强制对流传热湍流时, 计算公式与自然对流大体相同, 不同的是努塞尔数[1]:

其中, Re为雷诺数,

其中, u为平均风速, m/s;v为空气运动粘度系数, m2/s。

2) 强制对流散热工况计算。

通过试算发现, 当平均风速为5 m/s时, 强制对流能够满足变压器散热的要求, 结果如表3 所示。

3) 对强制对流时方式若采用努塞尔数Nuf= CRen[2] ( 其中, 常数C和n的取值如表4 所示) 进行试算发现, 在平均风速不小于5 m/s时, 计算结果与式 ( 7) 有较好的吻合, 这样更加证明了前面计算的正确性。

4 结语

1) 变压器的散热方式主要有辐射散热和对流散热, 笔者按照上述条件进行计算发现, 辐射散热方式单位面积的散热量较为可观, 为0. 20 k W /m2, 而自然对流方式单位面积的散热量才为0. 12 k W / m2, 所以在自然对流工况时, 在允许的情况下加大辐射散热表面积有较好的效果。但是, 当处于强制对流传热湍流状态时, 采用加大平均风速效果更好。

2) 采用自然风冷的变压器在自然散热满足不了要求时, 进行强制风冷改造是比较经济及有效的一种方式, 只须选取合适的风机即可。

参考文献

[1]杨世铭, 陶文铨.传热学[M].第4版.北京:高等教育出版社, 2006.