铁心叠片滑落引起的变压器局部过热现象分析

1 引言 随着变压器设计和制造技术的发展,一些变压器制造厂承诺,变压器经过正常运输状态后,在三维加速度不超过3g的情况下,经过必要的交接试验合格后,不经过吊芯或吊罩检查可以投入运行.但如果整个安装监管过程不当,铁心叠片的微小位移和滑落也可以引起变压器的局部过热,而现场投运前进行的交接试验无法证实滑落现象,进而给变压器运行带来隐患.笔者分析了铁心叠片滑落引起的变压器局部过热现象.     

变压器安装与运行(6)

5 变压器的试运行 5.1 变压器投运前检查项目(交检项目) (1)变压器整体无缺陷,无渗漏油等现象. (2)要求变压器的交接试验项目无遗漏,即根据GB50150-2006交接试验标准的试验项目无缺项,绝缘试验合格.     

全密封配电变压器不停电加油装置的研制及应用

1存在的问题 全密封配电变压器（全充油密封型）可防止潮气进入变压器箱体内,从而延长变压器的使用寿命。此类型变压器投运前不需要吊心检查,投运后又可免除维护保养工作,因此深受用户的欢迎。我公司共有10台全密封配电变压器,每年的春检、秋检,要对变压器油进行耐压试验和色谱分析试验,每次均要取出一些变压器油。     

对受潮大型变压器异常试验结果的分析

1998年8月某变电站新投运一台120MVA、220kV自耦变压器。投运20天后发现防爆筒渗油,随即作放油处理,发现油管中有水迹,在本体油中连续放出约20kg水,说明在变压器安装过程中进水受潮。因及时发现,避免了一场设备损坏事故。事后,除进行了绝缘油处理外,还进行了绕组干燥处理。在变压器进水受潮时和干燥处理后,曾分别进行了绝缘试验,但试验结果发现有异常。     

关于大型电力变压器一些问题的看法：——交接试验的一些问题

1　交接试验的重要意义交接试验是安装工程的最后一道工序。交接试验合格,才允许变压器投运。按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(ＧＢ50150-91)第6.0.5条规定,电力变压器的试验项目共有15项。这些项目是和出厂试验相联系的。凡是现场有条件进行的出厂试验,交接试验都进行,而且增加了测量绕组连同套管的直流泄漏电流、额定电压下的冲击合闸等项目。交接试验的目的有2个,一个是与出厂实测数值比较,以检验安装后的变压器保持的质量水平;另一个是为以后的运行建立切合实际的基准。以往一般着眼于第1个目的,实际上第2个目的才是主要…     

从大型变压器的放电故障看变压器交接时和大修后局部放电试验的必要性

局部放电试验,对于发现变压器的绝缘缺陷,能起到常规电气试验无法起到的作用,变压器交换时和大修后进行局部放电试验,对保证其投运时不发生烧损事故,起到了关键的作用,本文列举几台变压器局部放电试验中发现的绝缘缺陷及处理方法,提出了防止这类故障的技术措施,说明变压器投运前和大修后进行局部放电试验的必要性。     

110 kV变压器夹件绝缘电阻降低故障的处理

2004年8月31日,我局某变电站1号主变压器（SZ10-40000／110型）进行高压定期试验,试验人员发现铁心对地和夹件对地绝缘电阻值中有1个为零。因变压器油箱上2个接地小套管旁边都没有标识,故现场无法搞清到底是哪个对地绝缘电阻值为零（该变压器2001年10月新安装投运,测得这2个接地绝缘电阻值都为2000MI）,满足规程要求）。     

沙岭子电厂500kV联络变压器事故分析

沙岭子电厂500kV联络变压器投运448小时后发生事故。本文介绍了联络变压器事故前后的检查和试验情况,详细分析了事故现象,对变压器返修提出了建议。     

安装500 kV电力变压器绝缘油的处理

在基建安装过程中500 kV大型电力变压器绝缘油处理得合格与否,关系到500kV主网的安全稳定运行.目前,普遍采用的方法是:用过滤法清除油中的固体杂质,加热法使油中水分蒸发,真空法去掉油中的气体和水分.施工现场工艺流程通常是:在绝缘油运抵施工现场后,对每个批次油样进行微水、耐压及色谱分析,依据试验结果进行滤油.为了保证真空度要求,提高脱气效率,必须保证滤油设备完好可靠及滤油管路的严密性.在滤油达到投运标准后,即油试验合格后,方可对变压器本体进行真空注油.最后进行热油循环,热油循环时要保证滤油机出口温度在60℃左右.经过48 h热油循环后,静放72 h进行局放试验,试验结果合格,即可进行变压器的安装.严格按照国家相关标准对变压器绝缘油进行处理,可保证变压器的安全稳定运行.     

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.     

一起500kV单相主变故障原因分析

针对一起500 kV单相主变压器高压套管末屏故障原因进行了分析,并提出了处理方法,指出局部放电试验是保证变压器安全投运的必要试验之一。     

关于大型变压器低电压单相空载损耗比试验结果的探讨

我局在进行变压器低电压单相空载损耗试验时,曾出现过这样异常现象:即某些次试验合格,某些次试验又不合格。例如:富裕变 SFZ—10000/35型主变,79年4月投运时,测得结果为     

鹤壁电厂联变重瓦斯动作分析及处理

１９９８年８月１８日鹤壁电厂因我部线路故障引起联变重瓦斯动作,针对故障线路及该变压器所具有的保护动作情况进行了分析,并进行了有关的试验检查,认为该变压器可以投运。     

汨罗变3号主变内部过热性故障分析及处理

１　故障情况　　汨罗变１１０ｋＶ３号主变为有载调压的双圈变压器,容量３１．５ＭＶ·Ａ,两侧电压为１１０ｋＶ和１０．５ｋＶ,系衡阳变压器厂１９８９年８月产品,１９９０年１１月投运。投运后运行正常,测试合格。１９９４年底预试时发现油质色谱分析总烃值超标,高达１１００μｇ／Ｌ,其它试验合格。１９９５年４月至９月,我们对３号主变进行了４次油质色谱跟踪分析,结果总烃值一直居高不下,呈缓慢变化趋势。各次测试结果见表１。表１　３号主变油质色谱测试结果μｇ／Ｌ试验日期Ｈ２ＣＯＣＯ２ＣＨ４Ｃ２Ｈ６Ｃ２Ｈ４Ｃ２Ｈ２…     

变压器局部放电试验装置参数研究

介绍变压器局部放电试验原理,通过配置合理参数成功地完成了西北地区220～750kV各类型发电厂及变电站变压器的局部放电试验,有效保证了变压器投运后的安全稳定性.     

换流站原极Ⅱ C相换流变压器现场修复试验

天生桥换流站原极ⅡC相换流变压器由于油色谱试验数据超标退出运行,通过试验确定故障点后进行了现场修复。为检验其修复质量,在修复中期对换流变进行了直阻、变比、绝缘电阻等测量的中间试验;修复后进行的直流耐压及局部放电试验、交流感应耐压及局部放电试验、外施交流耐压试验等考核均合格,为其投运提供了技术保证。介绍了该换流变现场修复试验方案及修复后现场最终试验各试验阶段的情况,提出了现场修复试验应注意的问题,为今后换流变压器的现场试验提供了指导性意见。     

变压器投运后油中氢含量异常的原因分析与处理

1概述新绝缘油中较少含有氢,使用前要用真空过滤法进行脱气和脱水,油中溶解度很小的氢非常容易被脱掉。所以,大型变压器投运前油中的氢含量通常接近于零。正常情况下,变压器投运后油中氢含量的增长速度十分缓慢。近些年来,110kV变压器投运后     

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。     

一起变压器绝缘油总烃量超标的分析与处理

指出变压器的安全运行是电网安全运行的基础,色谱分析是监测变压器运行状态的重要手段,以一起返厂大修后投运1 a的变压器总烃含量超标为例,进行监测、检查、试验分析和处理,总结出变压器总烃量超标时的现象,为运行人员迅速判断变压器故障性质及采取措施提供依据,从而避免事故范围扩大,保障电力系统安全稳定运行。     

一台110kV变压器油中乙炔含量异常的故障分析

一台110kV变压器投运后不到一年,在一次定期油色谱试验中,发现油中出现较高含量的乙炔,在运用故障诊断法对试验数据进行分析后,判断变压器内部存在放电故障.随后对该变压器进行吊罩检查,找到了故障部位并对故障发生的原因进行了分析.