一起主变铁心多点接地故障的分析

某110kV电站2号主变因发生一起过热性故障,对主变本体油样进行色谱分析,发现变压器油中溶解气体各种成分     

110kV变电站主变内部故障分析

介绍了变压器内部故障的分类,以某110 kV变电站主变故障为例,通过进行油击穿电压试验、简化试验和色谱分析,找出了变压器故障部位,并分析了故障的原因.     

某110kV主变压器异常色谱分析及故障处理

通过对某供电局2号110 kV主变压器异常油样色谱分析,判断内部有过热故障.结合现场各种电气试验及变负荷运行,确定故障部位,并在厂家见证解体情况,确定了主变的处理方案.     

油化技术监督在变压器状态评估中的应用

通过对贵阳市220kV筑东变电站和110kV观水变电站2台1号主变压器开展的变压器状态评估工作,系统地分析了变压器预防性试验和检修维护工作的现状,通过分析一个具体实例,即贵阳市110kV彭家湾变电站1号主变压器严重性故障的发现及处理过程,得出结论:多数情况下,对设备缺陷、故障的初步定性需要依靠色谱分析;综合分析也要结合色谱分析结果进行。色谱分析能够判断出许多高压试验无法发现的缺陷和潜在故障。从而充分说明了油化技术监督的重要性。     

基于色谱分析法的110kV主变过热故障判断

通过对变压器油气体色谱分析,能有效、较早地发现变压器内部故障。110kV主变的调罩检查结果证实了气体色谱分析的正确性。     

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.     

化学技术监督在变压器故障诊断中的应用

1前言化学技术监督专业在变压器状态评估中发挥了重要作用,它能带电对变压器油取样,并对油中气体进行气相色谱分析,对存在故障的电力变压器进行跟踪,对试验数据进行对比和综合分析,及时发现变压器局部放电的潜伏性故障。昭通供电局在应用化学技术监督对变压器开展状态评估时,成功地发现了35kV小龙洞变电站1号主变和35kV旧圃变电站1号主变的潜伏性故障,并根据故障设备的状况,及时开展了状态检修,从而避免了事故的发生。     

330kV高明变电站1号主变压器内部放电故障分析

通过色谱分析和现场局部放电试验,发现330 kV高明变电站1号主变内部放电故障,避免了一次运行中大型变压器的损坏事故.介绍了此次变压器故障及其分析情况,并提出防范措施.     

龙岩城关变2号主变过热性故障的检查与处理

采用油色谱分析、估算过热温度、电气试验等测试及分析手段,尝试用故障排除、敲击振动、电容放电等故障排除方法;较准确地判断出一起110kV变电站双绕组主变的过热性故障性质和范围并消除了故障。     

一起变压器油色谱异常故障的分析处理

介绍了采用油色谱分析方法及 3比值法监测判定浙江丽水电业局缙云变 110 k V# 1主变故障的经过 ,查出了故障原因 ;提出了防止变压器故障的措施。此例表明 :油色谱分析方法能灵敏地反映变压器故障 ;3比值法可大致判定故障原因     

330 kV花园变2#主变故障分析及处理

330 kV花园变电所是青海省重要的枢纽变电所,该变电所2#主变在2002年11月14日的色谱监督中发现乙炔,2002年12月10日分析乙炔增长很快,同时氢气也有明显增长。通过色谱分析,发现330 kV花园变2#主变内部产生火花放电故障,并及时进行了检查处理,防止大型变压器在运行中发生设备损坏现象。文章介绍了此次变压器故障及其分析情况,并提出处理措施,保障了主设备及电网的安全稳定运行。     

100 kV变电站主变油色谱异常原因分析及故障处理

在对山阴110kV变电站1号主变压器油进行色谱分析中发现,总烃超标严重且呈上升趋势。分析认为,存在严重过热故障。为查明故障原因,进行了吊罩检查,发现35kV线包A相引出线处有过热烧损现象。随后对故障处进行了处理,处理后的油色谱分析数据合格。     

330kV高明变电站1号主变压器内部放电故障分析

通过色谱分析和现场局部放电试验,发现330 kV高明变电站1号主变内部放电故障,避免了一次运行中大型变压器的损坏事故。介绍了此次变压器故障及其分析情况,并提出防范措施。     

变压器励磁涌流引起的母线差动保护误动故障

1故障现象2013年4月,某110 kV变电站（系统接线如图1所示）Ⅱ段及2号主变停电检修,110 kV 906进线带Ⅰ段负荷运行。检修后送电,当值班员在后台机遥控操作合闸2号主变高压侧902断路器时,110 kVⅠ段母线差动保护动作,110 kV进线906断路器、母联903断路器、1号主变高压侧901断路器、1号主变低压侧931断路器（图中未画出）跳闸。     

变压器油色谱分析及故障判断

运用色谱分析技术判断变压器故障时 ,有特征气体组分法、成分超标分析法和比值判断法等 ,并可根据变压器油分子裂解产生的气体组分及比值来判断变压器故障类型及故障点温度。通过惠州 110kV马庄 2号主变压器大修时 ,由油气体的总烃值对该变压器的故障类型及故障点温度进行判断 ,证实了色谱分析预测、判断变压器故障的有效性。     

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.     

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…     

通过相量图分析和相位仪查找TA二次回路故障

1故障现象 我部对110kV变电站1#主变进行变电综合自动化改造,半年后恢复后台监控功能.监测110kV有功功率和35kV功率(负荷为电弧炉冲击负荷),结果为:110kV瞬时有功功率在50～6150kW之间波动,而35kV功率在8000～17560kW之间波动.同时监测(除去主变有功损耗)110kV侧与3 5kV侧功率,并进行比较,实际功率大致相等.结合这一故障现象,初步判断为电流或电压二次回路接线错误.     

35kV莲花变原#1主变放电性故障的发现及处理

我局修试所化验室多年来在油中溶解气体的色谱分析项目中不断探索，积累了一定的经验，多次成功地发现和准确地诊断了主设备的内部故障，对有缺陷的设备适时跟踪分析，为领导决策提供可靠准确的依据。为电网的安全运行发挥了应有的作用。2003年7月4日至7月18日，我化验室对35kV莲花变#1主变的放电性故障进行综合分析并处理，就是一例。     

一起罕见的主变差动保护动作原因分析及设备故障点的判断检查

2003年3月4日，35kV猫营变#Ⅰ主变差动保护先后两次动作跳闸。通过对该主变保护装置动作情况及跳闸时110kV紫云变35kV系统同时发生线路接地故障等情况的综合分析，初步判断猫营变主变35kV侧差动范围内可能也存在接地故障点，并据此安排对猫营变电气设备进行了高压电气试验和主变的变压器油试验，检查出主变内部35kV侧C相存在故障，最后对主变进行了吊芯检查和故障处理，消除了设备隐患。