一台500kv变压器油色谱异常的分析处理

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1、S电力安全技术第l2卷(2010年第8期)台500fcV变压器咆f诰异常的析她理刘锦新(佛山供电局，广东佛山528000)[摘要]介绍了某500kV变压器油色谱异常情况，根据油色谱数据的分析，对变压器是否能够继续安全运行作出合理诊断，结合变压器大修时限进行返厂吊罩检修，查找出故障点和故障原因，并对返厂处理情况进行了总结。[关键词]变压器；油色谱异常；内部故障；分析处理l设备情况表2A，B相油色谱数据跟踪检查结果(L／I)某500kV变电站1号主变压器为法国阿尔斯通公司1991年生产的单相自耦带有载调压变压器，容量为250MVA，1993年9月投运。1994年6月起，变压器A，B相本体油色

2、谱各组分增大且乙炔的含量超过规程规定的注意值(国家标准规定，运行中500kV变压器乙炔含量注意值1．0L／L)；而C相则正常，乙炔含量为0。1996年6月更换三相500kV套管，同时对三相本体变压器油作真空脱气处理。处理前后A，B相变压器油色谱分析中乙炔和总烃含量数据见表l。表l1号主变压器A，B相处理前后油色谱数据对比(“L／L)油色谱成分A相处理前A相处理后B相处理前B相处理后2故障初步分析根据变压器油色谱分析原则，如果变压器油受l996-07-12，变压器重新投运后72h，取油热分解，产生的气体主要是氢和烃类(甲烷、乙烷、进行色谱分析，A相总烃由11．0“L／L增至36．2乙烯、丙

3、烯、丙烷)气体；如果是纸、纸板、木材等L／L，乙炔由0L／L增至2．3“L／L，B相出固体绝缘件受热分解，产生的气体主要是一氧化碳现0。4L／L的乙炔，总烃量变化不大。和二氧化碳；若由于变压器内部放电而引起变压器自2000年3月起，1号主变压器A，B相本体油分解，产生的气体除了氢和烃类气体外，还包括油色谱的总烃量又有上升趋势，同年6月29日的油乙炔。换句话说，由于变压器油只有在发生放电(温色谱试验发现总烃含量超过注意值(国家标准规定运度可达3000℃以上)或强烈过热(温度可达1000℃行中500kV变压器总烃含量注意值为150L／L)，以上)时才能分解出烃类气体和乙炔，所以1号主变A，B

4、相总烃量分别达到了153．5L／L和l84．8压器油色谱分析时发现总烃和乙炔含量上升并超过L／L。此后进行跟踪检查，检查数据如表2所示注意值，说明该变压器内部有可能已出现局部放电(仅列出油中乙炔和总烃含量)。或过热故障了。由表中所列数据可以看出，到2001-02-09，A，根据有关专家处理同类主变压器的经验，认为B相总烃分别增加到了176。0L／L和236．4L／L，该主变压器A，B两相的气体增长率不高，色谱含之后，A，B两相的总烃含量呈相对稳定状态，而A、量呈相对稳定状态，基本上可排除导电回路过热、B相乙炔含量则相对比较稳定。切换开关室渗漏等情况，可能会存在磁屏蔽缺陷或一一S电力安全技

5、术第l2卷(2010年第8期)一起误操作割起的垒广停电事故分析．张伟(潮州供水枢纽管理处，广东潮州521011)广东省潮州供水枢纽坝址位于韩江下游潮州市由热备用转检修，此时的操作程序是断开西溪主变区的两溪口附近，分别在东、西溪设有2个电站，装高压侧102开关。当值值长在中控室操作员站进行有4台灯泡贯流式水轮发电机组。其中西溪电站装远程操作。正确操作应该将西溪主变高压侧102开机容量为2×14MW，东溪水电站装机容量为2X关断开，再装设接地线，将西溪主变退为检修状态，9MW，枢纽总装机容量46MW，枢纽主接线如图而实际操作中当值值长在中控室操作员站的监控画1所示。面上误将东溪主变高压侧10

6、l开关分开。1事故发生前的设备运行状况3事故发生后的处理过程110kV潮官T接线、潮桥IT接线运行，西溪10：03操作完成后东溪主变高压侧101开关跳主变热备用(高压侧开关102合位置，低压侧开关602开，造成整个枢纽唯一的电源失去，全厂停电，运断开)，东溪主变运行，东溪1G发电，有功为7．5行中的东溪1G机组频率越高限，有功、无功调节退Mw，东溪2G停机，西溪1G停机，西溪2G检修。出。当值值长意识到误操作后，立即进行事故处理。由于东溪主变高压侧l0l开关已跳开，东溪主变低2事故发生的经过压侧开关601还在合位置，东溪lG机组还处于发电2009—01—09，按照设备年度维护检修计划，西

7、态，为保证机组的安全，远方迅速将东溪1G停机，溪主变以及110kV潮官T接线虚拟母线停电检修，同时进行恢复厂用电的操作，远方将东溪主变低压需进行倒闸操作。10：00地调来电命令将西溪主变侧开关601断开，同时停止西溪电站的倒闸操作，安+H·H·H·}_{·}_{·H·}_{·}_{·}_{·}_{·}_{·H·H·}_{·H·H·}_{·H·}-{·H·H·H·H·H·H·H·}{·H·H·}_{·}_{·H·H·H·H·H·H·}