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1事情经过35 kV某变电站现有2台主变压器,1号主变压器容量为5 MVA,2号主变压器容量为10 MVA。2022年12月25日,运维人员在开展变电站常规巡视时,发现该变电站2号主变压器下方有油迹,检查发现为有载调压开关上盖渗油,第一时间在变电运维检修中心群里上报。得知缺陷后,运检部通知检修负责人到现场核实情况。初步判断为2号主变压器有载调压开关上盖垫片老化,加上近期气温骤降热胀冷缩作用,导致上盖上方有轻微渗油,并不影响正常运行,因此定性为一般缺陷。考虑当时处于迎峰度冬期,大量居民返乡,用电需求量大,而1号主变压器容量仅为5 MVA,难以实现转移负荷,检修负责人汇报运检部并要求运维人员加强该变电站巡视。 相似文献
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1变电站缺陷事件概况6月20日,110kV某变电站1号主变压器(简称主变)后台显示本体油位异常告警信号,检修人员出发前查到该主变本体油枕信息。型号:BG900-3150;出厂日期:2007年8月;投运日期:2008年4月21日。 相似文献
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1变电站主变压器跳闸情况2018年12月11日0时27分49秒,某变电站1号主变压器(本文简称主变)差动保护动作,引起1号主变跳闸,导致该变电站10 kVⅠ,Ⅱ段母线全停,火灾报警系统启动。2018年12月11日3时22分,经运维检修人员现场检查10 kVⅠ,Ⅱ段母线无异常后,恢复10kVⅠ,Ⅱ段母线送电(2号主变带供)。 相似文献
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1 事故经过某年4月18日,某220 kV变电站1号主变压器进行设备检修,其220 kV侧201断路器间隔设备也同时进行维护及试验,其中对1号主变压器220 kV侧201断路器电流互感器做了绝缘、介质损耗及油色谱试验.试验结束后,试验人员只对201断路器电流互感器V相和W相的来屏恢复了接地,而忘记了恢复U相电流互感器的末屏接地.检修结束后,1号主变压器在201断路器U相电流互感器末屏未接地的情况下恢复了送电.设备运行至10月18日,1号主变压器突然发生差动保护动作三侧断路器跳闸事故,致使全站停电(该变电站只有一台主变压器). 相似文献
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<正>运维人员在某变电站开展设备巡视工作时,听到变压器运行声音异常,存在有轻微放电声,并且声音忽大忽小。利用红外检测并未发现有异常,随即安排检修试验人员赶到现场检查分析原因。初步判断放电声来自主变高压侧C相套管末屏安装处,立即汇报当值调度,将主变转入检修做进一步检查维护处理。经检查发现主变高压套管为西安某厂生产的产品,其接地末屏端部压紧螺丝及接地罩螺丝均无松动,拆除接地罩检查时发现密封法兰盘压紧螺丝存 相似文献
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2007年6月16日,按照DLT596-1996<电力设备预防性试验规程>,检修试验人员对某35 kV变电站1号主变压器做预防性试验色谱分析时,发现该变压器氢气和总烃含量超标,如表1. 相似文献
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变电站运行中的主变压器常见一般故障有接头过热、套管闪络(放电)、法兰渗(漏)油等。如果这些看似小故障得不到及时处理,很可能导致事故扩大,造成大范围停电。故障查找:前些年滦县供电公司农网升级工程中,其中一台增容后的主变压器出现了有载调压开关配套油枕的呼吸器处溢油故障。经过现场初步检查,发现开关油枕油位显示已满,从而导致变压器油经呼吸器外溢。随即与厂家沟通,并利用上级停电机会对有载调压开关进行了详细检查。经检 相似文献
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检修工艺造成变压器喷油山西省太谷县电业局江涛1现象我局某变电站20MVA变压器油枕为气囊式。1991年7月大修后运行正常。1992年4月油标指示油满,并从油标气孔处溢油。当时判断为油位过高,故放出170Kg变压器油后,油位正常。1993年元月发现油标... 相似文献
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2013年7月16日,河南省滑县电业管理公司35kV小铺变电站2号主变压器(本文简称主变)气体保护动作,运维人员现场检查,未见异常。次日,该主变气体保护再次动作。是主变有故障,还是信号误报?该现象非属偶然,如果判断处理不当.就可能造成主变损坏事故,从而危及设备安全。 相似文献
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<正>1事故经过2016年6月24日1时3分,110 kV某变电站2号主变压器差动保护动作,跳开702,302,102断路器,2号主变压器失电,10 kVⅡ段母线全部失电。值班负责人带领人员迅速赶到现场,对现场设备进行检查。发现:10 kV黄山2号174断路器限时速断保护动作,跳开174断路器;2号主变压器差动保护动作,跳开702,302,102断路器,致2号主变压器失电; 相似文献