降压变压器重瓦斯保护误动的原因分析

1前言岭澳核电站1号和2号机组的1号降压变压器额定容量为68MVA。该变压器由法国某公司制造。高压侧额定电压为26kV,采用星形接线(无励磁调压方式),低压侧为两个三角形连接的双绕组(分裂变压器),额定电压为6.9kV。变压器冷却方式为强迫油循环风冷ODAF型。     

500kV变压器风冷故障分析和处理

500kV变电站主变压器冷却系统大部分采用强迫油循环风冷系统。变压器的使用寿命与温度有密切关系,油温和绕组温度超过额定值将使变压器绝缘老化加速,影响变压器的寿命,因此冷却系统正常运行是变压器安全运行的重要条件之一。主要对主变压器风冷故障进行分析并例举实例提出参考处理意见。     

800MVA主变冷却器带电水冲洗作业

1设备概况 某发电厂一期工程为2x660MW凝汽式超超临界燃煤汽轮发电机组,主变由保定某公司制造,型号为DFP-800000／500,三相双绕组无励磁调压变压器,强迫油循环风冷却方式。冷却器共6组,型号为YF-360,每组冷却器纵向列装3台风扇。     

在强迫油循环风冷变压器冷却器运行中进行冲洗去污的安全措施

<正>1 现场情况某厂主变为SFP-1140MVA/500kV三相一体式强迫油循环风冷,无载调压低损耗升压变压器。用空气冷却变压器运转时产生的热量的送油风冷式冷却器为 YF-315型 ,采用散热翅片管式冷却器结构,由风机、风机外壳、骨架、冷却支管组成。其风扇为低噪声、带防水电机的风扇;油泵采用绝缘油用帝国马达泵(电动油泵),转速不大于1 000 r/min, 潜油泵采用E级轴承。被加热的变压器油从变压器油箱上部导入冷却器冷却管内,     

500 kV静安站主变冷却器运行模式分析及优化措施

正位于上海市中心的静安变电站是迄今为止国内第一座500 kV全地下变电站,本体为圆形,地下结构层4层。油浸式变压器布置在地下3层,采用强迫油循环水冷的冷却方式(ODWF)。每台单相500 kV主变配置了4台油水热交换器(1～4号冷却器)。油水热交换器由铝合金铸成的壳体、上盖、下盖和铜心管组成。油水冷却器原理图如图1所示。油水热交换器具有密封性能好、根除泄漏、换热效率高、便于检修、耐腐蚀、寿命长等特点,是将变压器的热量带走的重要媒介。     

计量误差对主变损耗的影响分析

正1系统配置发电机出口设有断路器,经主变接入500kV系统。主变为常州东芝生产的DFP-240MVA/500kV分相式强迫油循环风冷变压器,每相配备4组冷却器。高厂变直接与主变低压侧相连,提供厂用电,励磁变接于发电机出口,如图1所示。     

细节决定成败——多起变压器故障分析(3)

正2.11实例112007年1月12日,对某220kV变电站2号主变压器油色谱进行每月定期试验时,发现总烃突然增高(见表6),且油中含有很高比例的乙炔,经过复试,其结果基本相同。表6油中可燃气体含量分析表μL/L该变压器2006年9月出厂,型号为SFP10-180000/220,双绕组、无励磁调压,强迫油循环风冷却变压器。变压器于2006年12月12日,经过五次冲击合闸试验后投入运行变压器负荷为左     

一起220kV主变压器油温持续升高的故障查处

双沟电站220kV 1号主变压器于2010年4月投运,其额定容量为180MVA,型号为SFP11-180000/220,采取强迫油循环风冷方式,冷却器型号为AEF-3.15S4-2BF。1故障经过2011-07-01T09:55,双沟电站1号水轮发电机组带额定功率140MW并网运行,1号主变压器与其单元接线,主变高压侧三相电流平衡,均为429A左右。18:49,上位机操作记录有"1号主变高油位"报警,随后的检查项目如下。     

大型变压器冷却装置二次接线的改进

天生港发电厂9号主变压器系强迫油循环导向风冷却(简称强油风冷)150MVA大型3绕组变压器,由沈阳变压器厂生产,于1980年并网发电。运行12年以来,于1992年4月22日发生了一起危险的故障:在正常运行中强油风冷装置(以下简称冷却器)突然停止运行,而中央控制室(以下简称主控室)无任何信号发出。幸好故障时正巧有一名电气运行值班人员在9号主变附近巡     

水冷变压器在大型火力发电厂的应用

我国大型火力发电厂主变压器一般布置在室外,其冷却方式通常都采用强迫油循环风冷或强迫导向油循环风冷。本文依托重庆神华万州2×1050 MW火力发电厂主变压器的室内布置方式,并进行了相关技术经济比较,从而得到国内大型火力发电厂首次采用主变压器水冷方式。     

变压器冷却器节能调整与改进

<正>目前,国内早期投产的大中型发电厂和变电站的主变压器大多数采用强迫导向油循环风冷(ODAF)的冷却方式,即通过潜油泵强制把油箱体内的油从上部吸入带有风扇冷却的散热器,再从变压器的下部重新进入油箱体内,实现强迫导向油循环。这种冷却方式的优点是运行可靠性强、冷却效率高,其缺点是自动化运行程度较低、调整灵活性较差、电动机能耗较高。尤其在我国北方地区,由于每年一、四季度环境温度较低,为保证主变压器内部温度均匀及油的有效循环,即使在上层油温很低的情况下,也要至少投入3～4组冷却器运行。额定容量240MVA以上的大型变压器一般每组冷却     

500 kV自然油循环变压器冷却回路的改进

在对500 kV自然油循环变压器冷却器控制回路的运行维护工作中,发现了其在设计和整定上存在着一定的缺陷。根据500 kV自然油循环变压器运行的特点,针对谭家湾变电站型号为ODFSZ-250000/500变压器的冷却器控制回路进行分析,并提出改造方案。     

欧阳海水电站1号主变冷却系统的改造

1 1号主变冷却系统存在的问题我站1号主变是保定变压器厂1971年制造的,型号为SF—31 500/110/35/10,设计冷却方式为自然油循环风冷。该变压器自1975年7月正式投运以来,由于其安装位置通风不畅,设计冷却方式达     

220kV变压器风冷却器改造浅析

1引言 我国20世纪80年代及以前生产的220kV强迫油循环风冷变压器所用的风冷却器与目前国内生产的新型冷却器相比存在着许多问题和不足,很多冷却器需要进行改造.     

鲤鱼江电厂变压器围屏爬电故障分析

1 变压器基本结构及故障情况鲤鱼江电厂8号主变为三相三绕组无励磁调压变压器,型号为SFPS—90000/220,电压为242±2×2.5%/121/10.5kV,容量为90000kVA,冷却方式为强油循环风冷.变压器线圈设计基本上引用沈阳变压器厂 70年代产品结构,但对导线材料及匝绝缘厚度已按用户要求改用铜导线及厚绝缘,高压线圈匝绝缘为     

一起强油循环风冷变压器的冷却回路故障分析

昭化变电站是广元地区首座500kV变电站,该站一期工程于2010年12月投运,共有2台分相式强油循环风冷变压器,容量共计1500MVA。在一期工程的设备全部安装竣工后,由运行和检修人员进行全面的设备验收。当验收变压器风冷系统时,发现1号变压器C相本体只能同时运行2台冷却器,而第3台冷却器启动时会导致油泵热继电器动作跳闸。根据故障现象,对风冷控制回路进行多方检查,均未找出故障原因;后经综合分析,判断并证实故障原因出自油路系统。     

主变大修技术分析

飞来峡水利抠纽是广东省最大规模的综合型水利枢纽,电量经220 kV开关站送入广东省网系统,同时经110 kV开关站送人地方电网.尾水平台开关站2号主变为110 kV/10.5 kV三绕组变压器,型号为S FP9-80000/110,联接组标号为YN/d11,冷却方式为强迫油循环风冷,无励磁调压,西安变压器厂生产.该变压器自1999年8月投入运行以来,运行时间超过4000天,运行期间最大负荷为70MVA.     

某核电厂主变冷却器控制故障分析

大型变压器广泛采用强迫油循环风冷,主变冷却器的可靠运行影响着变压器可用性。通过一起核电机组主变冷却器运行故障,结合主变冷却器的控制原理图,分析故障原因,总结主变油流继电器故障时的现象及对冷却器的运行影响,并针对主变冷却器频繁故障提出了合理化建议。     

大型变压器的冷却器全停保护可靠性探讨

目前,大型变压器的冷却一般采用强迫油循环风冷却方式,变压器在运行中,如冷却装置全停(系指停止油泵及风扇),在额定负荷下允许的运行时间20min。如20min后变压器顶层油温尚未达到75℃,则允许上升到75℃,但在这种状态下运行的最长时间不得超过1h。现相应冷却器全停延时跳闸回路一般采用BS-7B型半导体式时间继电器作20min和60min长延时。     

某电厂4号机组主变压器A相套管爆炸因为分析及预防措施

1 事故概况 某电厂4号机组主变压器型号为 TFUM8754,额定容量 435 MVA,额定电压242±2×2.5%kV/21kV,冷却方式为强迫油循环风冷.2010年8月4日20:54该主变压器A相套管发生爆炸,B相、C相套管瓷套被炸坏,中性点出线套管外瓷套破损,发变组差动保护、主变压器差动保护、主变压器中性点过流保护、主变压器重瓦斯保护动作,主变压器高压侧21C开关、厂用电高压变压器低压侧64A3A开关、6483A开关跳闸,现场发现中性点接地间隙击穿,变压器消防水喷雾动作,主变压器压力释放装置动作.