110kV主变总烃含量超标的原因分析及处理

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.     

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.     

35 kV变电站母线短路原因分析

1现场情况某矿山35 kV变电站2号变压器开关柜馈出线电缆头一直有放电声,耐压试验正常,经多次检查未发现问题。矿山35 kV变电站电气主接线如图1所示。图1中,35 kV 1号、2号馈出线引自动力厂110 kV主变。动力厂110 kV主变为三绕组,同时还为10 kV生产单位供电。2013年11月6日21：13,矿山35 kV变电站突然发出异常放电声和浓烟,值班人员发现变电站内矿山2号变压器开关柜馈出线电缆头放电声音异常,立即将2号变压器开关柜断路器Q324断开。     

变压器油中溶解气体在线监测技术在110kV福民变电站3号主变故障监测中的应用

对110 kV福民变电站3号主变故障发生、发展、确认、处理的全过程予以详尽的描述.利用变压器油中溶解气体在线监测装置成功捕捉到3号主变潜伏性故障,并在控制主变负荷情况下对变压器内部运行状态进行连续在线监控,对变压器油中溶解气体在线监测装置的应用情况进行分析总结,并对在线监测装置的应用情况提出了建议.     

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。     

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.     

主变压器乙炔超标原因分析处理

110kV某电站2号主变为三绕组自冷变压器,型号为SSZ10—63000／110,电压比为（110±8×1．25％）／（38．5±2×2．5％）／11kV,联结组别为YNynod11,有载分接开关为CMⅢ型。     

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。     

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.     

一起主变本体重瓦斯跳闸事故的分析

2001年某地区一座110 kV变电站2号主变三侧突然跳闸,发主变本体重瓦斯跳闸信号、主变三侧开关跳闸信号。经检查主变本体没有异常和故障,二次回路也正常,主变瓦斯外观无异常且无气,设备试验也未发现异常,说明主变本体无故障,决定继续运行。然而,经过一个星期的运行,又发生主变本体重瓦斯跳闸。再次检查试验,与上次基本相同,主变本体无异常。因当时所带负荷无穿越性故障,也无大负荷冲击,初步判断跳闸原因为主变油枕运行不正常,在采取措施后,运行恢复正常。1 主变跳闸事故原因 (1) 该变压器油枕结构如图1所示。在主变运输过程中,未按膨胀…     

连续短路引起的变压器重瓦斯保护误动原因分析

正1引言某110kV变电站外建筑工地由于施工不当,塔吊触碰到10kV架空线路,造成1号主变10kV馈线短路跳闸,3秒后跳闸线路重合于故障,随即1号主变重瓦斯保护动作,跳开了1号主变高、低压侧开关。以下就从短路发热造成的油流涌动和冷、热变压器油混合产生的体积膨胀两个方面对这次误动作原因进行分析。2主要设备参数和故障过程变压器型号为SZ10-40000/110,额定电压为     

油浸变压器金属波纹膨胀式储油柜喷油分析

1事故情况2005-02-26T15:30,110 kV官家山变电站110 kV 2号主变储油柜对外喷油,冷却器风扇未起动,变压器油温65℃,主变在运行状态。维护人员于17:50到达现场,此时110 kV 2号主变冷却器风扇已强行起动,主变上层油温53℃。停电后维护人员对现场进行了检查,检查结果变压器无保护信号,也没发油位过高信号。对主变储油柜检查中发现,因油膨胀使波纹片升高,导致储油柜内金属膨胀波     

一起主变检修后内部故障分析

1事故经过河南油田水电厂江河变电站为110kV降压变电站,有31 500kVA、110kV/35kV/6kV三绕组变压器两台,1号、2号主变型号分别为:SF-SZ8-31500/110、SFS7-31500/110,其中1号主变于1996年投入运行。2009年10月28日13:12,1号主变大修后投入试运行。14:39,1号主变     

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.     

主变压器故障分析及对策

1事故情况及检查 青岛供电公司某变电站一台主变压器型号为SFPS7-150 000/220,电压比为220kV/38.5kV/10.5kV.1989年8月出厂,同年12年投入运行.故障前运行一直良好.2002年10月2日4时15分,主变重瓦斯保护动作,三侧开关跳闸并退出运行.故障前系统无操作,故障后运行人员立即对主变进行了检查,外壳无异常变形,压力释放阀无动作喷油现象.     

330kV高明变电站1号主变压器的内部放电故障分析

通过色谱分析和现场局部放试验，发现330kV高明变电站1号主变内部主电故障，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。     

雷击引起110kV变压器内部故障分析

针对江西电网某110 kV变电站1号主变压器内部故障重瓦斯动作,通过对故障后主变试验数据进行分析,判断主变中压侧发生低能放电;结合解体检查发现中压侧分接引线对油箱放电痕迹及游离碳情况,验证了依据试验数据得出初步结论的正确性。为了深入探究1号主变重瓦斯动作原因,对该站35 kV线路遭受雷击并侵入1号主变所产生暂态过电压进行了仿真计算,分析故障是由35 kV侧Am相分接引线2号线外层固体绝缘劣化,35 kV线路遭受雷击并入侵主变,在绕组末端产生较高暂态过电压所致。     

220 kV主变有载开关分接压力释放阀误动作分析

<正>1现场情况2015年,某220 kV变电站1号主变在有载分接开关调压过程中发生有载压力释放阀动作喷油故障。当日,220 kV变电站1号主变发"有载调压压力释放信号"。运维人员到达现场后发现,监控机内1号主变间隔有载分接开关压力释放光字牌泛红,1号主变本体智能终端柜中有载调压压力释放阀动作指示灯亮(见图1)。现场检查1号主变室内有载分接开关,开关罐体沿面有油珠(见图2),     

一起主变零序套管断裂的原因分析

1现场情况 我单位茨榆坨工区所辖茨二变电站为66 kV/6.3 kV供电变电站,66 kV和6.3 kV均采用单母线分段接线,为中性点不接地系统,一条66 kV进线,两台主变并列运行,每段66 kV母线上各安装一组氧化锌避雷器,66kV变电站主接线如图1所示. 某日雷雨天,中午12:20,2号主变气体保护动作.现场检查发现,2号主变零序套管断裂,变压器油不断流出.汇报调度后拉开二次侧断路器及一、二次侧隔离开关,并做好安全措施.调取监控录像,雷电时监控系统瞬间失电.     

变压器滤油后油中出现乙炔原因分析及对策

110 kV白沈沟变电站1号主变在安装过程中变压器油出现乙炔,通过与2号主变数据对比,并进行排查,最终找出问题原因,采取相应对策。同时在110 kV班家湾变、乐都变、东垣变新变压器安装过程中加强相应防范措施,避免了变压器投运前出现乙炔问题,节省了人力、物力,经济效益明显。