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.     

超声局放定位在变压器故障检测中的应用

<正>1引言试验人员于2013年5月通过对某220kV变电站2号主变压器进行油色谱离线测试,发现该主变总烃超标,并从5月至9月对其进行了密切的试验跟踪和分析,其中2012年5月至2013年9月油色谱数据如图1、图2所示。根据Q/CSG114002-2011《电力设备预防性试验规程》的规定,运行中的油浸式电力变压器的油中溶解气体色谱分析试验周期是6个月,要求总烃含量不超过150μL/L。     

运用干燥空气对主变进行脱气的方法

1引言变压器是变电所的核心设备之一,做好主变的检修工作,是电网安全稳定运行的保证。我公司负责全油田的主变压器维护和检修工作,每年春检都会遇到主变因各种故障而造成变压器油总烃升高的情况,如果变压器油总烃很高,就会造成变压器油闪点下降。闪点是一个安全指标,     

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.     

一起220kV变压器故障分析

1变压器故障情况 某电业局2号主变[型号：SFPZ9-150000/220,电压组合为（220±8×1.25%）/38.5/10.5kV],2008年11月15日油中溶解气体色谱例行试验分析时发现总烃达到193.83μL/L,乙炔为3.13μL/L,总烃超标。     

油中气体在线监测装置在变压器状态检修中的应用

1故障现象 深圳供电局110kV福民站3号主变为广州维奥伊林变压器公司2004年生产的产品,型号为SZIO-50000／110,2005年6月投入运行。投运初期负荷较轻,该主变运行基本正常。但是在2007年11月的油色谱试验中发现总烃含量超过注意值150μL／L,达到223μL／L。在一边跟踪进行色谱试验的同时,我们于2008年5月给主变安装了河南中分公司的油中气体在线监测装置。     

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     

某厂500kV主变C相本体油色谱总烃严重超注意值缺陷及处理

1 基本情况 某厂500kV C相变压器为1991年产品,1995年6月因A相主变高压套管爆炸停运,1999年4月29日重新投入运行.停运前该主变本体油色谱存在总烃超注意值缺陷,运行中未发生近区短路故障.2000年7月13日和2004年11月4日绝缘油相对产气速率发生了两次突变,总烃连续上升,2005年2月达到209 μL/L.     

一起330kV大型变压器铁心故障的检查与处理

1引言青海桥头铝电有限公司5号主变为SFP9-150000/330的电力变压器,2003年投入运行。该变压器于2007年10月检修时,对其取油样进行色谱分析,发现油色谱中总烃含量超标且增长较快。针对这一情况,加强了对该变压器的监视,缩短跟踪检测周期,并不断对5号主变轻瓦斯信号进行巡检。历次油色谱分析数据如表1所示。     

新投运主变本体色谱异常原因分析

根据新安江水力发电厂2号主变本体油中氮气含量在满负荷运行初期迅速超注意值,总烃产气速率超注意值的情况,从变压器的选材、工艺和结构上进行探讨和分析.认为该主变本体内氮气含f的异常增长主要是绝缘清漆引起的.总烃产气速率超注意值是变压器满负荷运行时油冷却效果不良引起的局部低温过热所致.     

两起大型变压器铁心故障的检查与处理实例

1 故障实例一 胜利石油管理局梁二变110kV变压器铁心接地故障的分析过程如下. 胜利石油管理局电力管理总公司所辖110kV梁二变2号主变为SFS7-20000/110型,于1988年3月5日投产运行.2004年11月18日检修时对2号主变取样进行油色谱分析发现总烃超标,提出了缩短跟踪周期的处理建议,并不断加强对2号主变发轻瓦斯信号并对油和气样进行了色谱分析,历次分析数据如表1所示.     

主变压器油中溶解气体超标原因分析及处理

经检查发现4号主变色谱总烃值超标,造成色谱超标的主要原因是4号主变铁芯拉板上的部分工艺定位螺栓接触电阻大引起的。虽然先后对4号主变进行了3次处理,但油中总烃含量仍在上升,最高达到1148.7μL/L。对4号主变进行吊罩检修后,彻底消除了该缺陷。     

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.     

主变油色谱超标的分析及处理过程

1故障的过程及分析 江南电厂1号主变的型号为SF9-63000/121H,三相,隔膜式油浸风冷。该主变自1995年10月投运至1998年3月运行情况良好。在1998年3月27日的电气预防性试验中发现该主变变压器油中总烃含量为1905.2mL/L,远远超过国标中规定的注意值[1]。但查阅预试的该主变的油温、介损等及变压器油的常规分析数据,无任何异常。为验证此色谱分析的结果,进行了多次采样送检,结果均与原来一致,因而初步认为该主变存在着潜伏性的故     

变压器铁心接地故障的分析及处理

1 问题的出现佛山电力局某变电站1号主变SFPSZ7－150000/220,1991年安装投运。2000年12月1日在对该变压器进行油色谱分析时,发现油中含有故障特征气体,总烃含量为154μL/L,已超过GB/T7252-1987《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定的注意值,于是对该台变压器进行追踪监测。     

刘老涧抽水站变压器油色谱异常分析处理

1主变预防性试验情况 刘老涧抽水泵站主变压器自建站以来,已经过10多年运行。在2009年3月例行的预防性试验中,发现绝缘油中溶解气体组分总烃、C2H2、H2含量较前两年有较大增加。为慎重起见,7月20日、7月28日两次取主变压器油进行检测,结果主变压器油超标现象严重,怀疑内部有短路、过热等问题。     

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.     

360 MVA主变总烃超标原因分析与处理

通过执行主变油色谱分析的定期工作,发现某发电公司3号主变油色谱中总烃超标,运用三比值法及时判明了内部有导电部分接触不良故障,导致786℃的高温过热现象,对3号主变进行吊罩检修,成功消除了无载调压分接开关C相动触头接触不良的重大隐患,对今后油浸式变压器总烃超标如何分析、如何判断处理具有一定的指导意义。     

白银供电公司郝家川3号主变运行状态分析

3号主变压运行时间长,又是薄绝缘铝线圈变压器,根据主变多年的绕组直阻测试数据、油色谱数据、负荷和温升数据,分析主变的运行状态,结合主变的运行现状提出建议。     

变压器“漏磁”引起乙炔异常的分析

我局2台6300kVA主变压器(SZL_7-6300/35,35±_2~4×2.5%/10.5kV,1985年12月产品),1986年投运,运行中均发生轻瓦斯动作。其中1号变1988年3月发生轻瓦斯动作后,主变压器本体油色谱分析出现异常,乙炔为2.06μL/L。现场吊芯检查,绝缘试验正常,空载试验数据与出厂试验值相符。变压器油经真空滤油脱气后,又投入运行,并进行色谱分析跟踪,发现油中仍出现乙炔,但能稳定在某一水平,不再继续发展。1989年7月该主变退出运行,按排处理。