特大型变压器油箱法兰面渗油的处理

水口水电厂原7号主变型号为SFP9-240000/220，自1994年投运以来一直存在上、下节油箱法兰面渗油的问题，经多次上紧钟罩螺栓处理均无效。由于原7号主变没有安排计划性检修，不能进行吊罩检查处理，而又必须拿出可行的处理方案，处理好这个缺陷。现将解决渗油缺陷的方法介绍如下。1 解决渗油缺陷的方法 (1) 用扁铁环绕上、下节油箱法兰边，并将其分别与上、下法兰焊严，将上、下节油箱法兰边全部封闭，防止法兰接合面渗油。 (2) 上、下节油箱法兰所用的平垫圈和螺母改为铜质的平垫圈和特制的螺母(如图1)，利用铜材质软的特点密封螺…     

500kV变压器渗油处理

我局瓶窑变电所的 1号主变是日本日立公司生产的单相 5 0 0 k V1 6 0 MVA自耦变压器 ,1 987年 6月投运以来 ,运行情况一直良好。 1 998年 7月发现该主变 A相中压套管连接法兰处有渗油现象 ,以后日趋严重 ,最多时每分钟达 8～ 9滴。根据现场观察分析 ,认为是密封圈老化、失去弹性所致。由于 A、B、C三相主变都出现了类似的渗油现象 ,该缺陷具有普遍性 ,决定由日本日立公司派工程技术人员到瓶窑变电所现场指导主变渗油处理工作。1　渗油原因及处理工艺该主变的渗油处 ,都是非隐蔽性密封面 ,受大气环境影响较大 ,能够被太阳光照射到 ,又能…     

500kV变压器渗油处理

我厂变电所1号主变为日本日立公司的单相500kV、160MVA自耦变压器。1992年6月投运以来，情况一直良好。2001年7月发现该主变A相中压套管连接法兰处有渗油现象，以后日趋严重，最多时达8—9滴／min。根据现场观察分析，认为是密封圈老化、失去弹性所致。最近该主变A、B、C三相都出现类似的渗油现象，具有普遍性，决定由日立公司派工程技术人员到现场指导渗油处理工作。     

变压器13.8kV套管渗油处理

在我厂最近一次5号机小修中,准备更换主变C相13.8 kV套管,型号BJS-15/250,原因为在运行中套管处渗油较为严重。在设备停役后,经过确证,发现在M点处出现较为严重的渗漏如图1所示,且B相也发现相同情况。当时该套管备品只有     

一台220kV变压器总烃上升故障分析查找

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     

110kV三毛山变2号主变油位降低分析及处理

2号主变冷备用状态下,发轻瓦斯信号。由于连续两天气温骤降,加之2号主变35kV侧存在有渗油现象,经过对气温骤降对变压器油密度影响的计算分析,准确判断了发轻瓦斯信号的原因,并对主变油进行合理的补充。投运后主变运行正常。     

大型变压器冷却装置缺陷及改造分析

1 概述 葛洲坝电厂1号主变于1981年12月投运,型号为SSP3-200000/220.原配套YSB-300水冷却器5台,冷却方式为ODWF.1号主变存在的主要问题是当初所有连接管路都为法兰硬连接,使导油管路较长,法兰连接处渗漏油.油泵为高速油泵,其转速为2 450r/min.水冷却器采用的是单层铜管.油水的差压信号器即使发故障信号,由于水回路没有电动阀无法实现自动控制,需要人工关停.法兰连接处渗漏油会使高速离心泵运转后形成负压,导致变压器内微量进气,这是变压器绝缘降低的致命危害.高速油泵运转后生产的金属颗粒又是影响变压器安全运行的一大隐患.基于以上原因,1989年在现场对原变压器的油循环结构进行了改造,将水冷却装置改为风冷却装置,冷却方式改为ODAF.2005年又对变压器下部进油管道进行了改造.     

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。     

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℃）。     

500 kV主变油中乙炔含量异常的处理

主要介绍某公司2号机组投产后500 kV主变油中乙炔含量异常的4次处理过程。分别采用了全面检查、滤油处理及局部放电试验等措施,最终将主变油中乙炔含量稳定在0.60μL/L左右,并分析总结了可能的原因及应注意的问题。     

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.     

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。     

一起主变套管渗漏油故障的综合分析

介绍了某220kV变电站内1#主变A相套管油标处渗油的故障,通过对故障变压器进行检查及处理,并进行详细分析,得出结论:本缺陷主要系胶垫老化变硬及法兰接触面螺丝紧固不均匀造成的。变压器是电力系统中的关键设备,应从各方面保证其安全稳定运行。为避免该类事故再次发生,提出了对变压器套管的相应检修维护措施和建议。     

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.     

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。     

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.     

500kV壳式变压器故障分析

1 基本情况 岗市500kV变电站1号主变为单相自耦壳式变压器.自1995年12月25日投运以来,该主变所带最大负荷为300MVA,其A、C相一直存在油中H2含量增长的问题,B相的运行状况相对比较稳定的.在2003年10月19日的油样色谱分析时发现B相突然出现C2H2,含量达到1.8 μL/L.随后C2H2含量逐渐下降,2004年4月8日已降至04 μL/L,低于1.0 μL/L的注意值.     

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。     

一起真空有载调压切换开关油室乙炔超标的原因分析及处理

1 现场情况 在一次设备例行试验过程中发现,某110 kV变电站1号主变真空有载分接开关的切换开关油室中的绝缘油乙炔含量严重超标,达到3 768 μL/L. 该真空有载分接开关为ZVMIII550-72.5/C-10193W型,2014年4月生产,于同年10月完成现场安装调试并投入运行.     

主变压器封闭母线过热故障及消除措施

淮北发电厂5号主变压器（以下简称主变）系沈阳变压器厂1981年9月生产,型号SFPB-240000／220,容量240MVA,冷却方式为强迫油循环导向风冷,额定电压242±2×2．5％／15．75kV,接线方式为Y0／△11、主变绕组和上层油温允许温升分别为55℃、50℃。自1983年投运以来,主变低压侧封闭母线外壳金属伸缩节法兰结合面异常过热问题多年未能得到确诊和治理,影响了主变的安全运行。