500kV变压器中性点套管头部过热原因分析与处理

1前言 某电厂主变压器为单相变压器组,型号为DFP-250000/500TH,在迎峰度夏期间,通过红外测温发现1号主变C相中性点套管头部温度较A相和B相高,发热部位如图1所示,三相套管头部红外测温结果见表1。之后通过长时间的红外测温,确定该套管头部的运行温度比A、B相平均高出10℃。     

220kV变压器套管接线头缺陷处理

咸宁塘2号主变为匈牙利GANZ公司的产品,咸宁供电公司通过现场研究,对套管接线头、导电杆进行改造,从而解决了塘2号主变中压侧A、C相套管过热的严重缺陷。     

一起110kV变压器高压套管故障的解体分析

<正>1引言某110k V变电所2号主变跳闸,反馈信息为2号主变重瓦斯动作、差动保护动作、主变本体压力释放阀动作。综合故障现场及检测情况,初步判断为:该变电所2号主变110k V套管A相内部发生放电性缺陷,引起套管炸裂。为查明套管炸裂原因,特对故障套管进行解体分析。2故障套管解体2.1故障套管基本情况该故障套管为国内某合资企业产品,生产年份为1999年,型号为BRDLW-110/630-3。该套管为油纸电容型套管。它由瓷套、电容芯子、中心铜管、头部的储油柜、中部的安装法兰和尾部的均压球等组成。     

10KV穿墙套管被炸事故原因分析

1　事故概况35 k V城关变电所位于该县城中心 ,现安装两台主变 ,均为 SZ7- 630 0 /35。事故发生前 ,该所供电方式为 号主变单台供电。 1 0 k V采单母分段带旁母运行方式。此时 ,主变 1 0 k V侧负荷为2 80 A左右 (注 :该主变二次额定电流为 346.4A)。2 0 0 0年 6月 1 2日中午 1 2 :0 3分 ,随着一声巨响 ,35 k V城关变电所全所失电。在事故现场 ,发现该所 号主变的 1 0 k V侧穿墙套管 B相设备线夹与导线连接处融化而烧断 ,A相穿墙套管被炸碎 ,同时 B、C两相套管瓷瓶全部被烧平 , 号主变正常 ,其电源侧 35 k V开关均未动作 ,而上一级 3…     

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℃）。     

变压器高压侧套管试验抽头放电故障的分析和预防措施

我公司金井1号主变压器于2003年1月投运。2010年4月某日，在进行主变巡视时，发现该主变高压侧存在间歇性放电声响，且放电持续时间较长。巡视人员同时观察到，变压器高压侧A相套管试验抽头左下侧螺钉存在明显的放电点。使用红外成像仪观测A相套管试验抽头，温度明显高于其余两相，于是及时进行了停电处理。     

主变高压套管故障分析与处理

1 故障的发生、分析与处理 2004年5月21日,扬州第二发电有限责任公司电气巡检人员发现2号主变A相高压套管油位表指针指在低油位区域(红色弧线MIN区),而其他两相高压套管油位表指示正常.现场检查未发现A相高压套管外部有破损渗漏油.从红外检测图片可以看出2号主变A相高压套管油位确实比B、C两相低,但A、B、C三相高压套管从顶部接线夹到底部升高座之间的表面温度场分布基本一致,说明无局放过热现象.     

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。     

对一起110kV母线失压事件的综合分析

某市B电厂3号主变为容量150MW的三相变压器,中压侧为110kV电压等级,其出线连接到A电厂的110kV母线上。A电厂110kV母线常规性地与外网连接,因此如果3号主变中压侧投入运行,将形成电磁环网。为避免这种情况的发生,3号主变从1996年12月投产后,中压侧就一直没有启用。     

刘家峡水电厂2号主变压器铁心多点接地分析

1 概述 刘家峡电厂2号主变压器系沈阳变压器厂产品,容量为260 MVA。1970年3月出厂,1970年7月投运,该主变曾出现过各种故障,A相高压套管心线接头与引线脱开。吊罩检修时发现铁心接地片烧断。多年来为确保2号主变安全运行,曾多次对2号主变进行过完善,但始终未能从根本上解决设备本身存在的问题。1992年决定对2号主变进行增容改造,改造工作由沈变压在现场进行。改造增容后的2号主变技术参数如下:     

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…     

220 kV变压器高压套管发热问题的分析与处理

结合金凤220 kV变电站1号主变C相中压套管发热问题的案例,介绍了该台主变高压套管发热问题的原因与处理过程。通过对高压套管的解体及红外热成像检测的综合分析,确定了造成高压套管发热及最初影响检修人员对发热部位误判的原因,对此类问题的分析与处理提出了具体的建议,可提高运行设备的可靠性。     

变压器35kV侧单相接地故障分析及处理

<正>1故障现象我公司35 k V中压系统采用中性点不接地方式(小电流接地系统)。中压及低压系统均未安装消弧消谐装置。2014年3月3日20:16:06,公司厂区控制室事故告警音响发出报警声,后台系统报"1号主变中压侧出线过流Ⅰ段动作",室内照明瞬间变暗后恢复正常。1号主变35 k V中压侧出线断路器3512跳闸,SH2000C型电力故障录波测距装置动作。随即,厂区1号主变中压侧出线回路停     

变压器中压侧负荷分配不平衡分析

通过分析钦州供电局灵山变电站1号、2号主变在中压侧并列、低压侧分列的运行方式下,1号主变中压侧出现负荷分配不平衡的原因,得知此种运行方式下低压侧负荷对中压侧负荷分配的影响,在中压侧负荷远大于低压侧负荷时才能采取此种运行方式.     

220kV主变压器低压套管爆裂原因分析及处理

1 引言 新安江电厂03号主变(220kV升压变)于2000年4月投运,高压侧为架空出线方式,低压侧采用封母连接,低压额定电流为14 000A,套管升高座采用非低磁材料,低压侧运行温度一直较高,低压套管采用常规设计,密封圈老化快,运行中多次发生渗漏油现象.2006年10月,该主变大修,低压套管密封件全部改为耐高温氟橡胶材料,但发热问题仍没有得到解决.2007年5月,运行中发现低压B相套管在运行中发生严重爆裂故障.低压套管安装结构如图1所示.     

一起因严重违章引起的未遂事故

1 未遂事故发生地点和变电站主接线介绍 本次未遂事故发生在35kV赵家角变电站内。赵家角站为1983年建成的变电站,投入运行已经超过20年,2台主变是户外变,内桥接线,35kV电源进线分别在主变上跨越至穿墙套管。申赵160送赵家角站1号主变,157号杆是赵家角站进线杆;庄新8102送赵家角站2号主变。当天35kV线路申赵160停电检修,线路下方赵家角站1号主变运行。     

封闭式组合电器沿面放电引起主变保护跳闸

1故障情况 2013年某日,某110 kV变电站1号主变差动速断保护动作。检修人员赶至现场检查,发现1号主变高压侧9411封闭式组合电器（GIS）进线套管下部A相盆式绝缘子有三处放电痕迹。这三处发电痕迹分别位于进线气室墙外部套管底部螺栓连接处、A相套管与进线气室螺栓连接处、C相套管与进线气室螺栓连接处。     

下马岭电厂四号主变压器油中乙炔量增高及处理经验

一,四号主变运行及故障情况下马岭电厂四号主变压器(SFSL—40500/121沈阳变压器厂1959年产品),1960年投入运行,至1965年6月第一次大修,同年8月2日差动保护动作,A相中压线圈烧损,当年年底修复后即并网运行,状态良好。1977年11月从主变油的气相色谱分析中,发现乙炔值突然     

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。     

500kV主变高压侧套管闪络原因分析及防范措施

1故障现象 2007年5月18日16：27,广东某500kV变电站2号主变高压侧B相套管发生闪络,主变2套差动保护动作,跳开三侧断路器。