一起主变故障的分析处理

某厂4机组正常运行时主变运行声音较大,检查发现其色谱总烃值超标。停机检查发现超标系由该主变铁n心拉板上的部分工艺定位螺栓接触电阻大引起。吊罩检修后问题彻底消除。     

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。     

主变绝缘油总烃超标原因分析与处理

针对主变绝缘油总烃含量超标情况,利用三比值法初步判断变压器内部存在低温过热故障,结合变压器检修,排查出主变内部低压侧引线连接处连接螺栓松动是导致低温过热故障的原因,最后通过更换不合适螺杆将问题解决.     

220 kVGIS螺栓发热事故分析

1固定螺栓发热 在某500kV变电站的巡视过程中,发现2号主变202开关GIS出线套管法兰与GIS法兰相间连板间的连接螺栓有严重发热现象。该主变于2009年6月17日投入运行,一次电流约为1．6kA,由红外点温仪测温记录知此处螺栓最高温度达170℃,明显高于其他部位的螺栓温度（约为38℃）。     

龙羊峡水电站3号主变技术改造试验结果研究分析

龙羊峡水电站3号变压器(以下简称3号主变)绝缘油色谱分析判断为高温裸金属过热故障后停运,现场吊罩检查确认故障为铁心拉板过热导致拉板对铁心绝缘丧失,造成铁心多点接地。该变压器为国内330 kV电压等级初期产品,原设计和制造工艺存在不足,造成铁心局部过热甚至碳化。对3号主变进行返厂技术改造,改造后再次投入生产并在大负荷下连续运行,升负荷试验中绝缘油色谱分析发现3号主变内部仍存在裸金属过热现象,文章针对此问题进行研究分析。     

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.     

典型主变内部过热缺陷处理及分析

探讨了一例典型的220 kV主变绝缘油总烃快速增长的内部过热缺陷处理过程.通过对该主变进行红外测温、铁芯及夹件接地电流监测、负荷情况综合分析,采取了压控负荷和跟踪监测综合方法使主变带病运行至系统负荷降低并容许停电检修.在停电检修中发现主变高压侧C相直流电阻明显增大,经过分段检查,发现处理器分接开关位于油箱内部的选择开关外引线固定螺栓松动和电弧烧灼故障.     

500kV主变压器悬浮放电故障分析与处理

基于油色谱分析,判定500kV主变压器内发生了悬浮放电及过热故障.通过内部检查发现,变压器上夹件与撑板紧固螺栓松动,两者间有过热、放电痕迹,放电部位附近沉积大量颗粒状异物.能谱分析表明,颗粒状异物为金属性物质,是上夹件与撑板间发生放电时的高温将上夹件与撑板熔蚀产生的.分析了变压器铁心紧固件产生悬浮放电的原因,阐述颗粒状异物对变压器的危害,提出预防措施,以期对同类问题的分析与处理有一定借鉴意义.     

大型变压器过热性故障成因分析与判断

根据主变绝缘油总烃量超标的数据，对变压器可能产生过热的部位进行分析，判断其是否对安全运行构成威胁，而后提出处理方案。     

5号主变铁芯多点接地问题的分析

分析了５号主变运行中总烃含量及乙烯含量超标原因,介绍了采用大电容放电或大电流冲击的方法消除变压器铁芯多点接地问题。     

220 kV变压器油色谱异常原因分析及处理

阐述了某220kV变电站2号主变压器绝缘油色谱异常现象,分析了色谱异常的故障性质及原因,认为故障性质为高于700℃的过热故障,故障未波及固体绝缘,故障原因为磁回路缺陷,吊罩检查后发现下夹件两侧拉板6颗固定螺栓有明显的发热痕迹。介绍了局放及低电压短路阻抗测试结果,低电压短路阻抗异常,不能排除低压侧存在变形的可能性。     

发电机励磁调节器故障造成停机的原因分析

西津水力发电厂1号机组是六七十年代原苏联援建的老机组，经1号主变(自耦变，电压等级为220，110，13．8kV)与系统连接，1号站变高压侧接至机端。发电机励磁系统于1997年初进行技术改造并投入现场运行，励磁调节器采用Intel 8098单片机为核心的全双通道数字式励磁调节器(HWJT-08B型)，灭磁开关及转子灭磁过压保护装置于2002年底更换并投运。     

变压器过热故障的原因及查找

变压器过热故障是常见的多发性故障,严重威胁变压器的安全运行,因此引起技术人员广泛关注。本文结合对220 kV峡山变1号主变铁芯夹件多点接地、过热故障的处理过程,提出了对变压器类设备故障综合判断分析的一些看法。     

220 kV 400 MVA变压器总烃及乙炔超标分析处理

叙述了对台州发电厂8号220 kV、400 MVA主变油总烃及乙炔超标现象的分析,详细介绍了放油检查、吊罩检查和缺陷处理的情况.运用排除法查找故障原因,分析为过热所致,另外工艺螺钉也发现问题,认为排除法可以为今后老旧主变运行中类似问题的处理提供借鉴.     

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。     

油流放电对压器油中C2H2含量的影响

龙羊峡水电厂自投运以来，１－３号主变压器油色谱中乙炔，总烃含量－直超标，为了寻找超标的原因，对油流静电电压进行了测试，并采用超声波流量测试仪对主变冷却系统油流量进行了测试，通过分析，判断，认为乙炔含量的增高主要是由于油流放电引起的；为此，减少了潜油泵的运行台数，以降低流速。经改进处理后，乙炔含量明显降低。     

油流放电对变压器油中C_2H_2含量的影响

龙羊峡水电厂自投运以来，１～３号主变压器油色谱中乙炔、总烃含量一直超标，为了寻找超标的原因，对油流静电电压进行了测试，并采用超声泼流量测试仪对主变冷却系统油流量进行了测试，通过分析、判断，认为乙炔含量的增高主要是由于油流放电引起的；为此，减少了潜油泵的运行台数，以降低流速，经改进处理后，乙炔含量明显降低。     

进口500kV变压器缺陷处理及分析

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…     

流溪河水电厂1号主变色谱异常浅析

1 事件经过 广东粤电流溪河发电公司1号主变是1989年的产品,其型号为SF7-35000/110.2005年7月11日取1号主变油样送省中试所化验,总烃严重超标(580μL/L).7月21日申请停机切换分接头,由原运行3挡调至4挡.7月30日至8月2日申请空载运行.     

我厂6号主变近区故障分析及处理

变压器近区故障，引起变压器绕组变形是电力系统安全运行隐患之一，现将我厂6号主变近区故障情况及采取相应的防患措施作一介绍，供交流讨论。1变压器两起近区故障槽况我厂6号主变型号：SFP7—75000／35系沈阳变压器厂生产。199i年11月30日投运交付生产，试生产期间，达到了满负荷运行。1992年4月29日天下暴雨，汽机房顶大量积水，后记至6kV6号厂用线开关柜顶部，又向下流至开关上方母线，造成了6kV母线相间短路，差动保护动作跳闸。1995年4月14日6号发变组35kV正母线运行，带额定负荷，突然在6号主变35kVN母线闸刀处发生相间短路（后查…