特高压换流变油位异常分析及带电油量调整计算

研究带电油泵开启情况下特高压换流变压器油位异常的处理方法,采用三层油温测量值进行建模,模型参数使用该台换流变历史油温及油位数据进行辨识.将该模型应用于1台油位异常的特高压换流变的带电放油处理中,放油后的稳态数据表明了模型的准确性.     

特高压变压器油位指示异常的分析和处理

结合油位计的工作原理,对1 000kV特高压变压器主体变油枕油位计在正常运行过程中指示逐渐变为零的原因进行了分析,提出了油枕油位指示异常的处理方法及大型变压器油位在正常运行状态下的日常运维措施。     

一种基于负压状态的油浸式变压器附件检修方法

为简化变压器油箱顶部附件检修工序,减少变压器对外排注油时带来的油污染及浪费,本文提出一种基于负压状态的油浸式变压器附件检修方法。该方法利用物体的弹性形变原理,通过对变压器油枕抽真空,在油枕胶囊产生负压,从而使油箱与散热器的容积减少,将检修需要排出的油量从本体变压器转移至油枕,实现不对外排油的方式进行变压器套管升高座等主变油箱顶部附件检修和渗漏油处理。     

一起变压器重瓦斯保护动作跳闸事故的分析与处理

1事故概述某220kV变电站2号主变发生重瓦斯保护动作跳闸时,系统无操作。对该变压器进行检查发现,变压器无渗漏油情况,油位正常,外部无异常现象。分接开关运行在1挡,分接开关无异常情况。气体继电器上半部充满气体,下部变压器油透明、无杂质,颜色呈淡黄色。气体继电器内部气体量可充满2个注射器体积。     

变压器油位异常故障原因分析与处理

通过对主变在运行过程中发生的油位显示与实际油位不一致的情况进行分析,深入挖掘油位异常发生原因,对此类故障的判断方法和处理措施进行总结,并提出了变压器在检试工作中的注意事项,对此类变压器的日常运维工作具有借鉴意义。     

变压器局部放电故障实例及其测量分析

一、事故概况上海某变电站220kV90MVA~#2主变(型号:OSFPSL—90000/220_(-3)~(+1)×2.5%/121/38.5,O—Yo/△—12—11沈阳变压器厂1974年3月出厂),1978年2月投运。1985年7月6日下午1:40变压器在运行中防爆管上引出的呼吸器突然喷油,油枕油位同时顶足,到14:25总喷油量约25桶(家用铅桶容量),喷油时不连续。到油枕油位至正常     

一例主变呼吸器漏油故障原因分析及处理措施

本文介绍了一例核电站主变油枕呼吸器向外漏油事件的原因分析、临时措施,以及缺陷处理情况进行介绍。通过大修期间对主变油枕胶囊的更换,证明了初期故障原因分析的正确性,处理方法的可行性。     

硅胶问题导致220kV变压器跳闸

正1现场情况2015年3月4日下午,某220kV变电站1号主变有载重瓦斯保护动作出口,跳开主变各侧断路器。2检查分析检查主变本体油位、有载分接开关油枕油位正常,主变本体无渗漏油,本体及开关压力释放未动作,有载油流继电器中无气体。解体检查有载开关     

沙角A厂4号主变烧坏修复探讨

前言 沙角电厂4号主变为法国阿尔斯通圣旺变压器厂的产品,额定容量360MVA,额定电压525±8×1.25％/20kV,接线组别Y_0/Δ,强油风冷,绝缘等级B级,使用条件户外。 该变压器在正常运行情况下,于1994年5月27日18时10分突然发生事故,经放油后检查分析原因,属变压器内部突发性主绝缘击穿事故。     

气温骤降引起变压器轻瓦斯动作

1故障现象 2008年12月21日,温度骤降。13：20,车集煤矿35kV1号主变在运行时发出轻瓦斯报警信号。运行人员立刻到现场检查1号主变,发现变压器声音正常,油位较前日有所降低,瓦斯继电器有气泡冒出。运行人员汇报调度后,迅速转移1号主变所带负荷,将1号主变停运,停运过后变压器的油位继续降低。     

一起变压器油枕油位异常的处理

变压器油枕油位是变压器运行的重要监视参数,变压器油位过高,会增加变压器内部的压力,引起变压器压力释放阀动作而喷油;变压器油位过低,不仅会使变压器高压套管油位降低,易导致套管内部放电而发生事故,还会造成变压器内部铁芯线圈散热不良,引起过热,严重时会烧毁变压器.介绍了油浸变压器油枕的结构、作用以及工作过程,对一起油浸变压器...     

一起罕见的油枕积水引起的主变损坏事故

我省沙田电厂3号主变于1997年5月2日22时31分在运行中发生损坏事故,事后查找原因,竟是由于油枕不断增多的积水最终倾泻注入变压器器身造成。     

运用红外测温成像仪判别运行中变压器的虚假油位

<正>作为电力系统重要设备之一的变压器,除满足基本技术性能外,还要求有较高的安全可靠性。但在实际运行中,变压器往往会出现油位指示异常,严重时发出油位过高、低告警信号,而在进行停电消缺时发现大多为虚假油位,造成了不必要的充、放油,严重影响变压器的经济运行及供电可靠性指标。因此,对运行中变压器虚假油位的正确判别显得尤为重要。在实际工作中,笔者采用红外测     

处理闸北电厂~#9主变铁芯过热隐患的过渡措施

近年来电力部门对油浸电力变压器已广泛采用气相色谱法检测设备内部故障,以防止潜伏性故障的发展。如华东电网内闸北发电厂~9主变(沈变 SSPSL 150000/220型),在83年7月8日放油,作气相色谱分析时,发现油中溶气总烃的含量为415ppm,较大地超过正常规定值100ppm。为复核其正确性,再多次放油检测,总烃又升高至767ppm,测试结果列于表1。     

穗东站换流变压器本体油位异常分析及带电处理

云广直流穗东站一台换流变压器在运行中本体油位偏高。适值迎峰度夏,云广直流满负荷运行,不可能停电处理。如果油位继续偏高则会带来严重的后果。研究了在带电的情况下该换流变压器油位高的处理。在带电情况下,由于负荷的变化,变压器内油温会持续发生变化,而温度场的变化是个缓慢的动态过程。在此动态过程中由于换流变箱体结构,油流循环,及油温油位传感器的位置等因素的影响,本体油位计显示油位与油温计的显示油温与呈非线性,且存在滞后。传统的方法不能适用于动态过程中油温油位的计算。因此,建立了在动态过程中的油温油位模型,并根据模型确定了放油量,放油之后的稳态数据表明了模型的准确性。     

30B瓦斯继电器动作分析

３０Ｂ是葛洲坝自备电厂的主变,型号为ＳＦＰＳ７＿５００００／３５,担负着自备电厂电力外送的重任,近阶段以来,其重瓦斯继电器动作频繁,影响了安全运行;现将在分析、处理３０Ｂ异常情况过程中所获得的经验教训提出来供大家参考。１　３０Ｂ继电器动作概况３０Ｂ曾于１９９８年７月５日补过油,在１２月２４日,已观察不到油枕油位,申请停电补油;因当时长江来水偏少,生产调度安排暂时停运０号机,所以变压器补油后便没有投运,也没有排气;直到１２月３１日方才投运,但在１９９９年元月１日即有气体溢出,造成瓦斯继电器动作发信号报警,在     

变压器过量加油引起运行中喷油的处理及防范

1 故障发生 某年6月3日19时许,某220kV变电站的2号主变（型号为SFSZ10-180MVA／220）从油枕散热窗处向外大量漏油。运行人员发现后,立即汇报电网调度,调整运行方式,将该主变所带的负荷倒至其他变电站（因该站当时仅有1台主变）,该主变随即退出运行。主变停运前,环境温度为35℃,上层油温已达78℃。为了解变压器内部有无过热故障和造成损坏,油化验人员立即取油样做色谱分析。变压器半年前才新安装投运,运行单位同时通知变压器厂家和安装单位速派人来现场查处。     

海上升压站主变避雷器雷电过电压保护距离研究

国内早期的海上升压站为主变室外布置,主变油枕易遭受雷击。通过分析避雷器保护距离产生的原因,借助ATP/EMTP电磁暂态仿真软件,建立了变压器雷击暂态模型,并结合工程实例分析了雷电流幅值及避雷器安装位置对站内设备过电压的影响。研究发现:雷击主变油枕,站内主要受影响的设备为主变压器,且避雷器的安装位置很大程度上影响着变压器上的雷电冲击过电压值。因此,文章对避雷器保护距离进行了进一步的研究分析,指出在进行海上升压站设计时,避雷器应尽量靠近主变压器安装。最后,通过参数拟合得出避雷器保护距离与雷电流幅值配合曲线及避雷器保护距离与平台接地电阻配合曲线,为海上升压站内避雷器的安装提供了参考依据。     

两例变电故障的分析

例一：某35kV无人值班变电所,故障发生前为两台6300kVA主变并列运行。2001年6月21日上午,监控中心运行人员远控将1#主变有载分接开关由4档调至5档时,发现档位指示停留于4档,不能改变。即指示变电所值班人员到现场查看,发现有载分接开关本体由呼吸器及顶盖部渗油,并有逐步恶化的趋势。3分钟后该主变被迫停运。"检修人员赶到现场后首先对变压器一次直流电阻进行测量。高压侧 AB：10.98欧;CA：10.96欧。而原始数据 AB：1.003欧;BC：1.008欧;CA：1.007欧。显然,阻值异常偏大。"在对有载开关进行放油时,发现有载开关油室与变压…     

变压器油介损升高的原因及对策

通过对变压器油介损受胶体本质污染而升高的原因分析,介绍采取吸附处理的方法进行主变油的处理。