两台容量,变比不等的变压器并列运行时的环流分析

1　问题的提出周口地区沈邱县110kV变电所原有一台三绕组变压器(#1主变),型号为:SFSL3—20000/110±2×2.5%/38.5±2×2.5%/11kV,阻抗电压为:UK-=9.61%、UK-=17.21%、UK-=8.25%。由于负荷的增加,不能满足需求,现新增一台有载调压变压器(#2主变),型号:SFSZ9—40000/110±8...     

雷击造成避雷器爆炸事故分析

1 事故经过 2008年8月16日,某变电站10kV母线避雷器爆炸,避雷器型号为HY5WR-17/50.10kV平房线L1相接地指示器动作,其他设备未见异常.当时变电站一次系统运行方式:66kV设备和10kV设备均为户外设备;66kV单母线运行,1号主变压器运行,容量为3150kV·A2号主变压器冷备用;10kV母线单母线运行,带10kV木北线、10kV平房线、10kV电压互感器、10 kV所用变压器运行;10 kV电容器冷备用;10 kV母线避雷器接在10kV所用变压器熔断器的母线侧.     

大风刮起的金属物导致主变套管故障处理

1 事故经过 2020年8月17日晚,狂风大雨,某220 kV变电站1号主变本体重瓦斯动作,10 ms差动速断、25 ms比率差动、29 ms工频变化量差动动作,两侧开关跳闸,现场检查主变110 kV侧A相套管将军帽处有放电痕迹,如图1所示,脱落的金属盖板如图2所示,变压器型号为SFPSZ-150000/220.     

110kV变压器低压对地电容减小的原因

温州电业局一台110kV,型号为SFZ8-31500/110的双绕组变压器,由于10kV侧两相短路,变压器喷油,继电保护动作,跳开两侧断路器。在对变压器表面进行处理后,试验人员进行了直流电阻、套管介损、绝缘电阻及吸收比、本体介损、本体泄漏电流、油耐压、短路阻抗、色谱分析、变压器空载试     

一起10 kV主变断路器爆炸事故分析

<正>1事故简述某年1月21日01时40分,某110 kV变电站10 kV1号主变低后备保护动作,主变851断路器跳闸。该110 kV变电站共有110 kV和10 kV两个电压等级,主变压器2台。110 kV设备为户内GIS设备,10 kV设备为金属铠装开关柜,分别分布在设备楼的上下层。事故前运行方式为:110 kV和10 kV母线均为单母分段运行,#1、#2     

110kV变电站主变油位异常缺陷处理

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。     

共箱封闭母线结露造成绝缘事故

<正>1事故经过2013年7月18日10时37分,某变电站1号主变压器差动动作;110,351,101断路器跳开,110 kV为两回进线,Ⅰ段110 kV进线为备用,Ⅱ段110 kV进线为主供电源(该站为内桥接线);检查发现10 kV共箱母线盖板有两块变形、凸起;室内靠墙处母线短路,隔板烧焦,套管室外部分烧焦,母线箱体上部盖板变形,箱     

变压器直流电阻异常分析和处理

正1概述国网河南博爱县供电公司月山变电站35kV 2号主变压器型号SZ_9-10000/37,额定容量10 000kVA,接线组别YN,d11;厂家为新郑电力变压器厂,生产日期为2008年3月。该主变压器于2008年5月投运,投运以来,各次试验未发现异常。在2016年9月2日进行预防性试验过程中,发现该主变压器高压35kV侧绕组直流电阻出     

运行中变压器油色谱含气量超极限值分析

<正>某35 kV变电站1号主变压器,型号为SZ9-10 000/35,额定容量为10 000 kVA,电压比35 kV/10 kV,联结组标号YN,d11。该主变压器自投运至2013年4月,定期电气试验正常,油色谱分析试验数据符合导则标准。在2013年4月13日对该主变压器进行油色谱分析,对比同期2012年3月8日这一阶段,发现总烃增长很快,变化较大,随即对其进行了跟踪分析。     

主变压器压力释放阀故障分析与处理

正1故障情况2013年7月4日10时,运行人员巡视发现110 kV某变电站1号主变压器(本文简称主变)本体油箱顶部有油不断涌出。经现场初步检查,发现变压器油涌出的部位靠油枕侧压力释放阀处,散热器及套管均未发现有漏油现象。2故障检查对110 kV 1号主变进行停电检查,检查时压力释放阀仍处于开启状态,变压器油还在不断涌出,检查发现压力释放阀密封圈严重变形不能复位。主变绕组及上层油温均已达到85℃,冷却器处于全停状态。呼吸     

利用直流电阻对变压器绕组故障分析与处理一例

<正>2004年3月110 kV柳泉变电站柳1号主变压器预试时35 kV侧直流电阻测试数据如表1。变压器10 kV侧直流电阻:UV为0.064 15Ω,UW为0.064 00Ω,VW为0.063 64Ω。根据《电力设备预防性试验规程(DL/T596-1996)》,上述数据合格。     

消弧过电压保护装置故障分析

1情况简介 新疆钟庄110kV变电所建于2005年,变电所主变压器按两台25000kVA设计,电压为110／35／11kV。110kV采用单母线带旁路母线接线;35kV、10kV均采用单母线分段接线。各级电压等级出线110kV进出线两回;35kV进出线4回;10kV进出线12回。变电所110kV及35kV采用户外型设备,10kV采用户内开关柜设备。     

110kV变压器铁芯多点接地故障的处理

在一次定期测试时,发现某变电站110kV主变铁芯绝缘为零,其他试验项目均合格。该主变型号为SFZ7-45000/110,额定电压为110kV/10.5kV,2005年投运。1故障现象及原因分析110kV变铁芯绝缘为零,绕组介质损耗因数、吸收比、直流电阻均合格,这说明故障点不在电气回路和主绝缘部位。发现主变铁芯绝缘为零后,用万用表测量铁芯对     

控制电缆两点接地引起的事故分析

<正>1事故概况某变电站110 kV电压等级主接线方式为单母线分段,35 kV电压等级主接线方式为双母线接线,10 kV电压等级主接线方式为单母线分段。事故前变电站正处于全站保护装置和安全自动装置改造中,同时当天工作更换110 kV 1号主变压器35 kV侧3011引流线。事故前的运行方式为:110 kVⅠ,Ⅱ段母线运行,2号主变压器运行;1号主变压器处检修,2号主变压器     

绝缘子击穿导致失电的事故分析

<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;     

110kV变电站数字化解决方案

1变电站概况变电站110 kV有载调压变压器本期1台(远景3台);110 kV采用HGIS设备,电气主接线为扩大内桥接线(本期为普通内桥);10 kV电气主接线为单母四分段接线(本     

无人值守变电站主变遥控调档改造

<正>苍梧县水利电业有限公司110kV龙圩变电站#1主变,型号为SFSZ9–31500/110有载调压变压器,2003年投入运行至今。变压器采用CMA7电动操作机构,通过HMC–3B调档控制器进行调档,具体情况如图1所示。HMC–3B通过控制"升""降""停"触点进行就地调档,但并不具备远程调档功能。要实现调度自动化系统对该变压器的遥控调档功能,必须对它进行改造。     

35kV变电站主变容量不能充分利用浅析

1变电站主要概况35 k V某变电站有2台主变压器（本文简称主变）,35 kV及10 kV母线均为单母线不分段连接,1号主变型号为S9-2500/35,阻抗电压6.5%,投产日期2001年1月,3挡挡位（-5%,额定,＋5%）;2号主变型号为SZ7-2000/35,阻抗电压6.55%,投产日期1998年10月,5挡挡位（-5%,-2.5%,额定,＋2.5%,＋5%）。故障时1号主变为无负载,运行挡位在1挡,2号主变为有负载,运行记录显示运行挡位在3挡,     

一起变电站主变压器散热器故障的处理

<正>1变电站现状国网安徽望江县供电公司35kV鸦滩变电站有主变压器2台,均为SZ11-10000/35型,其中1号主变压器为2010年产品;2号主变压器为2012年产品。2台主变压器运行方式为并列运行。2故障现象2016年7月24日,望江县高温预警信号由黄色提升到橙色,部分地区最高气温超过37℃,各变电站负荷持续攀升,鸦滩变电站最大负荷直逼11MW。(1)7月25日傍晚,县调控中心报鸦滩变电站1号主变压器温度73.6℃,2号主变压器温度55.4℃。21时49分,检修人员到达现场,检查发现1号主变压器负     

一起备自投不成功案例的原因分析与对策

1 故障前运行方式110 kV枕头山变电站有主变压器(以下简称主变)2台,110 kV侧为内桥接线,正常方式110kV Ⅰ,Ⅱ段母线分列运行,长枕线供1号主变负荷、天枕线供2号主变负荷,内桥120断路器为热备用.备自投装置型号是南瑞继保RCS-9652B,采用分段备自投方式,即其中一条进线失压时自投内桥120断路器.枕头山变电站主接线图如图1所示.