我局一台110kV主变色谱异常的分析和处理

1前言 我局七营变1号主变,型号为SFSZ-10000/110,是三相有载调压电力变压器,于1995年12月投运(该变压器是20世纪70年代无励磁调压变压器,后于1990年由银川变压器厂改造成为有载调压变压器).投运后,该主变一直运行正常.但在2004年的周期性色谱分析中发现主变油中总烃含量超过了注意值150μL/L,达259μL/L.又对其进行跟踪,发现确实油中有大量总烃产生,但无C2H2产生且再无明显增长,但跟踪到4月21日时分析发现总烃竟达679μL/L.由此看出,故障发展得很快.期间安排高压试验班对该变压器做了绝缘和红外线成像等试验,试验数据合格.后经局里研究决定,将主变进行停运检修.具体的色谱分析数据如表1所示.     

一台110kV变压器色谱异常的分析与处理

1前言 我公司一台SFSZ8-31500/110的三相有载调压电力变压器于1998年10月投运.主变投运后,对本体油样进行色谱分析时,发现油中总烃含量呈上升趋势,当时总烃含量达165μL/L,已超出运行注意值150μL/L.在此情况下,对主变运行状态进行了监视.分析数据见表1.     

500kV变电站主变带电检测数据异常分析

试验人员在进行变压器带电检测中发现变压器含气量超标.针对该故障对变压器进行了油色谱试验,并初步分析了造成含气量超标的原因.检查套管端部密封是否破坏,并进行了主变压器引下线数据的测量,得出含气量超标的原因.综合分析后给出了解决这类问题可行性的建议.     

500kV变压器绝缘油在线滤油分析

分析了近几年来冀北电力房山500 k V变电站3号主变绝缘油含气量数据变化情况,介绍了针对变压器绝缘油含气量超标的在线滤油方案,并利用该方案对房山500 k V变电站3号主变进行在线滤油试验操作,而后分析了在此过程中色谱数据的变化趋势,数据结果体现了在线虑油的有效性和可行性,可作为保证变压器持续正常运行的一种有效途径,也可为分析变压器运行状况提供有力的数据参考。     

关于一起因绝缘油“热胀冷缩”导致变压器故障的分析

1故障情况 2012年12月16日凌晨,某11OkV变电站1号主变差动保护动作,变压器跳闸.检查变压器外观无异常,站内所有设备无异常,判断变压器内部出现故障.该变电站1号主变型号为SSZ11-50000/110,电压比为(110±8×1.25％)kV/(38.5±2×2.5％)kV/10.5kV,联结组别为YNyn0d11.2011年4月生产,2011年5月投运.1号主变故障后立即对变压器本体油样进行色谱分析,在取样过程中发现,油不能从取样阀流出,更换取样阀后听到变压器内部有"咕咚"的声响,变压器油仍不流出,用手试探发现空气从取样口被吸人变压器内部,确定变压器内部存在负压,绝缘油受负压的吸力作用无法流出.     

综合利用油化、电气试验数据进行变压器故障诊断

1引言某330kV变电站1号主变压器是三相自耦壳式变压器,容量为360MVA。该变压器2006年投运,投运前试验项目齐全、合格。投运后每月定期进行的油化试验均合格。2007年3月31日进行预防性试     

棠下变电站1号主变压器轻瓦斯动作的分析与处理

棠下变电站1号主变是1982年投运的SFPS-150000／220大型变压器。该变压器运行以来曾多次出现铁芯多点接地情况．且终未能根除故障。1997年5月18日该变压器发生轻瓦斯动作以后,在6月13日又连续三次发生轻瓦斯动作信号。且故障特征气体含量严重超标,主变被迫停运。收集瓦斯气体及本体油色谱数据如表1,电气试验数据如表2。根据以上本体油色谱和电气试验数据初步分析,可以认为变压器的主绝缘及统组没有问题,主要问题应出现在磁回路（铁芯部分）上。按罗杰斯比值法或三比值法可初步判断变压器铁芯有环流或接头过载,即有过热与放电现象。…     

一台220kV变压器总烃上升故障分析查找

正1引言电力变压器是电网运行中重要设备之一,变压器内部油色谱总烃上升将直接影响变压器的安全运行。定期对变压器油色谱进行监测能及时有效保障变压器的安全运行。2故障概况2号主变型号为SFSZ9-180000/220,于2003年12月投运,在2013年5月例行预防性检测时发现主变油样中的总烃含量达到180.33μL/L,超过电     

根据油色谱分析结果的微小变化查找变压器的隐形缺陷

1 问题的出现和分析 紫洞变电站1号主变型号为SFPSZ7-180000/220.该变压器于1993年8月投入运行,运行后变压器例行预防性试验和油中溶解气体含量分析一直正常.但在2004年8月12日油色谱例行试验时发现油中出现乙炔,色谱分析如表l所示.     

日照首台220千伏变压器退役

2009年6月5日,容量9万千伏安、运行了25年的220千伏兴海变电站1号主变压器光荣退役。1号主变是日照第一台强油风冷变压器,投运后至1992年2号主变投运前,多年单主变运行,长期担负着主网向日照地区供电的任务。     

场站110kV主变非电量信号系统集成设计与实现

非电量保护指由瓦斯保护、压力保护、油温和油位等非电气量反映主变压器故障状态的保护系统,是主变压器的主保护系统。本文全面分析一座110kV变电站主变试运行故障原因,提出了切实可行的本质解决方案。按照拟定的技术路线,完成主变非电量信号系统接入综合自动化系统的设计与集成,并于投运前完成试验。非电量信号系统的集成,有效提升了该110kV变电站运行的安全性和可靠性。     

一起110kV变压器色谱分析异常的分析和处理

通过对宁波电业局投运2年的110 kV变压器油色谱跟踪分析,发现H2、总烃、C2H2等特征气体超标.为消除此故障,检修人员结合油质分析、高压试验与运行工况的状态诊断方法,准确地判断出主变故障类型,并找到了故障的原因是C相高压侧第5调压绕组T型焊接不良,经处理后该主变运行正常.     

主变中温过热故障处理一例

1简介 潢川站潢1号主变2003年3月初安装投运。自投运以来,油色谱跟踪分析结果总烃含量持续增长,三比值法判断呈6000c以上中温过热性故障。2003年3月底被迫停运,厂家进行了现场处理,但效果并不明显。自2003年4月初再次投运至2004年3月22日停运,此期间定期进行变压器油色谱分析,分析数据均显示主变内部存在过热点。由于变压器已经存在隐患,为确保安全生产,必须尽快排除故障。     

电力变压器的密封问题及处理

1现场情况 2013年7月14日,平顶山供电公司LS变电站值班人员在巡视过程中发现,L2号主变屏蔽罩法兰处严重渗油,渗油速度为8滴/min。该主变型号为SFSZ10-31500/110,1995年4月投运。早在2011年,L2号主变钟罩法兰处已经渗油,但不严重。     

盘山发电厂主变压器拉板与夹件连接螺栓过热分析

盘山发电厂2台500MW机组由俄罗斯进口，与其配套的主变压器（下称主变）系国产，型号DFP－210O00／500。1、2号主变分别于1995年11月5日、1996年4月10日投运。主变拉板与夹件连接螺栓过热；油中总烃含量超标之前，主变运行情况是：l号主变除168h试运期间、2月中旬至3月上旬满负荷运行以外，其余时间都是在额定容量70％的负荷下运行，累计全电压冲击8次；2号主变满负荷运行时间累计只有340h，全电压冲击6次。主变拉板与夹件之间的连接螺栓过热，迫使机组3次停运和主变大修11台次。首先是1996年4月5日1号主变A根总烃含量严重超标，然后是19…     

110kV变压器铁芯多点接地故障排除简介

1前言萧山供电局湘湖110kV变电站2号主变（SSZS-40000／110）于1998年6月投运,3个月后对该主变进行定检及跟踪色谱分析时,发现乙炔及其它气体都有不同增长,并呈上升趋势。为此,萧山供电局变电检修所对该变压器进行检测。该主变的铁芯接地和夹件接地是分别引出的,在变压器未停电时测得铁芯接地电流为零,而夹件接地电流为4．3A。夹件与地之问串人10fi电阻后,接地电流降为25mA。但随后色谱分析发现各种气体含量不太稳定,具体数据见表1。表1湘湖110kV变电站2号主变色谱数据分析一览表。制造厂研究后,决定进行现场处理。在停电检测…     

一起变压器带油补焊引起的油中溶解气体的变化

1设备运行状况2002年8月21日,我单位小花果变电所一台新的30000kVA牵引主变压器正式投入运行。我们按规程连续对该主变进行了投运前后的运行状态的色谱监测,结果见表1中的序号1、2。8月23日,该主变突然发生重瓦斯动作。8月24日对该主变进行色谱检测,排除了该主变的内部故障。后     

一起变压器假油位故障的分析

<正>1现场情况2016年9月14日,永煤供电处生活区35 kV变电站2号主变安装调试完成投入运行。投运前检查变压器主油枕油位位于油箱6~7挡之间,符合要求。夜间巡视人员发现,油位位于10挡,满格。第二天,施工单位通过油枕注油口对主变油枕进行放油处理,共计放油70 kg,油位仍未下降。联系厂家后确认为油枕内部存有大量气体,造成假油位。9月17日,对变压器油枕进行排气处理。排     

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     

对现行超高压油浸式变压器运行油含气量测试方法的几点看法

指出了现行330 kV及500 kV变压器运行油含气量测试方法中存在的不够完善之处,表明应以全面、比较的观点来正确理解、接受由该方法所获得的测试结果及《电力设备预防性试验规程》中运行油含气量不大于3％这一界定值的真正含义。