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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. 相似文献
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正1引言某变电站一台110kV变压器2005年投运,绝缘油色谱分析数据出现异常,连续跟踪试验总烃含量超过注意值,结合电气试验,未发现设备故障点。2009年进行抽真空滤油脱气处理,恢复正常值,2010年油色谱分析总烃含量明显增长,2012年含量达到2 779.39μL/L。由于同厂家、同年生产的变压器 相似文献
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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。 相似文献
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变压器铁心接地故障的分析及处理 总被引:2,自引:0,他引:2
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。 相似文献
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1.缺陷情况 曲塘变1号主变型号为SFSZB-31 500/110,电压组合为110±3×2.5%/38.5±2×2.5%/10.5,1988年投产。投运期间于1996年10月进行色谱分析时发现C2H4由上年的38μL/L上升到81μL/L,总烃含量也由85μL/L上升到156μL/L,随后跟踪试验,总烃维持在150μL/L左右。 相似文献
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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 相似文献
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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 相似文献
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50 0 k V郑州变电站郑 1号主变 ,是从意大利进口的单相自耦变压器 ,中压侧用有载调压。自从1 988年 6月运行以来 ,除对绝缘油进行过一次加抗氧化剂处理外 ,运行一直正常。在 1 999年 3月4日的色谱分析中 ,发现 B相主变总烃达到1 92 .7ppm,并出现乙炔 1 .5ppm,按三比值判断为过热故障。我们对该台变压器连续几个月进行了色谱跟踪分析 ,发现乙炔含量变化不大 ,但总烃一直在增加 ,说明变压器内部很可能有过热故障点存在。我们于 1 999年 6月 4日将郑 1号主变停电 ,进行了有载调压切换开关吊检工作 ,结果正常。在直流电阻试验中 ,发现 B相中压… 相似文献
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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。 相似文献
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汨罗变3号主变内部过热性故障分析及处理 总被引:1,自引:0,他引:1
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… 相似文献
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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. 相似文献
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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. 相似文献
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1 主变概况 银南供电局110kV某变电站2号主变为110kV三圈自冷变压器,型号为SSZ10-63000/110,变比为(110±8×1.25%)/(38.5±2×2.5%)/11,联结组别为YNynOd11,有载调压关开为CMⅢ型,无励磁调压开关为WSLVⅡ型.该主变投运于2005年12月4日,投运1个月内油样跟踪分析正常. 相似文献
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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。 相似文献
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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 相似文献
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1故障概述及分析
某水电站14#主变压器于2013年3月17日-2013年4月24日进行增容更换,期间完成了主变及其附属设备的安装、调试及交接试验.新主变型号为SFP360000/500,冷却方式为强迫油循环风冷.变压器4月25日完成送电试验(升流、升压、冲击合闸、空载试验)后,于5月8日20:05:02开始正式转为负载运行.新主变投运后无明显异常,仅油中总含气量呈现增长趋势,投运后3个月(8月7日)增长至3.06%,首次超过注意值3%.发现该变压器油中总含气量呈现增长趋势后,电厂技术人员加强对该变压器油的各种试验跟踪,其试验结果如表1、表2和表3. 相似文献
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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。 相似文献