变压器类总结.ppt

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1、,2010年变压器类设备专业总结,云南电力试验研究院2011.5,提纲,2010年完成的主要工作,运行情况分析,变压器类设备规模（截至2010年底）,2011年重点工作,变压器类设备规模,变压器最多达189起，占一般缺陷的47%；断路器次之达85起，占一般缺陷的21.1%,云南电网共有16个供电局，截至2010年12月31日，变电站共372座；其中500kV变电站18座（1座为开关站、2座为串补站），220kV变电站101座（2座开关站），110kV变电站252座（1座为开关站）。500kV变压器厂家主要为西变、常州东芝、衡阳特变、重庆ABB；220kV变压器厂家主要为西变、云变、新疆特变、衡

2、阳特变、沈变、常州东芝、重庆ABB和保变；500kV电压互感器27台，电流互感器390台，电抗器34台，220kV电压互感器346台，电流互感器240台，110kV电压互感器1105台，电流互感器6265台，35kV电抗器341台。,提纲,2010年完成的主要工作,运行情况分析,变压器类设备规模（截至2010年底）,2011年重点工作,2010年完成的主要工作,变压器最多达189起，占一般缺陷的47%；断路器次之达85起，占一般缺陷的21.1%,1、完成云南电网2010年一次设备主要风险及重点维护措施编写，提出了分层、分级管控的原则。完成了第1批公司重点管控设备的维护与检查工作；并开展了变压器

3、抗短路能力专项检查。2、完成了35kV并联电抗调研 2010年共发生5起35kV干抗损坏；为此开展了调研工作。通过调研分析认为：（1）干式空心并联无功补偿电抗器普遍存在缺陷并不完全是质量问题，与其原理、结构等有关，因不同时期、不同厂家的产品均出现过问题；（2）从其原理、结构、制作工艺及使用情况等方面综合统计分析，干式空心并联电抗器在容量较小时其使用效果较好；（3）容量较大时干式空心并联电抗器由于其设计原理及结构方面的不足及材料、制造工艺等问题不能满足现场使用。,2010年完成的主要工作,变压器最多达189起，占一般缺陷的47%；断路器次之达85起，占一般缺陷的21.1%,3、完成了上海MWB产

4、SF6 CT气体组分普查 MWB产500kV SF6 CT在南网发生多起事故损坏；根据南网要求，进行了气体组分普查。普查中未发现异常。500kV和平变27只CT去年已经完成招标工作。对MWB产186台SF6 CT进行了微水、组分分析，结果正常。4、积极开展设备状态评价工作完成16个供电局共153座变电站（含开关站和串补站）变电设备评价工作，其中500kV变电站11座（含开关站）、220kV变电站37座、110kV变电站107座。共评价了16947台件设备，其中处于正常状态的有15797台，注意状态947台，异常状态189台，严重状态14台。,2010年完成的主要工作,变压器最多达189起，占一

5、般缺陷的47%；断路器次之达85起，占一般缺陷的21.1%,5、积极开展设备全寿命周期管理工作 完成了南网变压器、高抗共7个技术规范的编写工作；积极参与基建、调试与验收工作；开展配电变压器运行情况跟踪；按南网要求完成了40台配变抽检任务；参与了云网76份预防性作业指导书的编写工作。6、按计划完成一次设备预防性试验工作2010年全网共完成110kV级以上变压器233台、电流互感器2833台、电磁式电压互感器195台、电容式电压互感器976台、电抗器108台的预试。,2010年完成的主要工作,变压器最多达189起，占一般缺陷的47%；断路器次之达85起，占一般缺陷的21.1%,7、完成一批老旧变压

6、器设备的更换、改造；8、完成了历年反事故措施梳理及执行情况检查工作；9、新技术应用方面 开展了变压器局放在线局放测试研究 基于震动声学分析法对变压器有载调压开关的检测分析研究,提纲,2010年完成的主要工作,运行情况分析,变压器类设备规模（截至2010年底）,2011年重点工作,运行情况分析,1、变压器损坏,2、互感器损坏 二次接线盒内短接片连接错误，电压互感器末端未接地 应加强试验完毕后的恢复检查工作,运行情况分析,3、35kV干式并联电抗损坏,引线断线的电抗器为：500kV墨江变35kVII段母线2号电抗器（BKGKL-20000/34.5 W，编号07939）C相断线1根；500kV红河

7、变35kV1号-2L电抗器组（BKGKL-20000/33.5W，编号07924）B相断线2根；500kV多乐变35kV1号电抗器（BKGKL-20000/33.5，编号081081）A相断线2根；以上缺陷均已修复。,运行情况分析,3、35kV干式并联电抗损坏,运行情况分析,3、35kV干式并联电抗损坏,主要原因为：（1）匝间绝缘材料（电、热老化）老化性能差、设计裕度低绝缘材料寿命直接决定设备寿命，而老化性能决定绝缘材料使用寿命；绝缘的老化失效，说明绝缘材料老化性能未能满足原设计要求。（2）工艺分散性较大部分运行中的电抗因内侧包封在运行中振动而引起引拔棒下移或上移，说明产品制造工艺存在分散性。

8、引拔棒的上移或下移对电抗器的运行带来隐患，使包封振动加大或移位、引线拉伤断裂等。（3）不排除运行中存在断线因素断线后引起各包封电流重新分布，可致使个别包封温度过高引起局部缺陷发生。,运行情况分析,3、35kV干式并联电抗损坏,针对35kV干式电抗器事故频发，建议如下：（1）加强巡视，对运行中的并联干式电抗器加强巡视，定期进行红外测温，并作横向比较，存在异常的应迅速上报；（2）开展直流电阻测试，对未进行直流电阻测试的，应及早安排直流电阻测试，并进行横向、纵向比较；差别明显的，应检查是否存在端部断线情况，并将情况报送；（3）做好应急预案，装有并联干式电抗的变电站应做好应急预案，对电抗器突发火灾等情

9、况应能及时响应与处置，应能及时扑救火灾；条件允许的变电站可安排救火演练。,4、220kV花山变1#主变有载调压重瓦斯动作跳开主变三侧断路器 分接开关保护继电器挡板阻力偏小，反应过于灵敏引起误动作，该分接开关只有一对接点，即重瓦斯动作跳闸接点，无轻瓦斯发信接点，分接开关动作后存在气体不能马上排出，也不能发信，最终造成重瓦斯动作。,运行情况分析,5、滇东第二电厂500kV升压站5043断路器A相TA损坏,该设备于2010年初投运，在2010年6月24日发生了内绝缘闪络故障。为山东彼岸产。,运行情况分析,5、滇东第二电厂500kV升压站5043断路器A相TA损坏,此次TA损坏，怀疑为运输原因使二次部

10、分位移而引起放电、损坏。建议：1）加强设备运输管理，运输中采用加速度记录仪进行记录；2）加强设备投产验收环节把关。,运行情况分析,5、典型缺陷 1）220kV泉乡变#1主变铁芯接地电流及本体绝缘油色谱异常 特变衡阳产SFSZ10-180000/220GYW；2010年5月28日投运，6月26日发现总烃明显增长；进行铁心接地电流测试，发现明显异常。,跟踪油色谱，三比值法分析为高温过热。之后通过人孔进入主变进行检查。在检查过程中，用2500兆欧表进行测试发现高压侧铁芯下部有一声放电声音后，就再无放电声，后改用5000V的兆欧表测试有明显放电声，根据放电声查找到高压侧相与铁芯旁柱与夹件下部，有少量放

11、电痕迹，对放电部位进行拍照后，由衡变公司技术人员对放电部位进行处理。具体处理过程：用铁丝对放电部位绝缘部份进行刮磨处理掉放电痕迹后，再对下部铁芯与夹件空隙处插入一块绝缘纸板，处理完毕后试验合格。认为变压器夹件与铁芯之间有杂质沉淀。建议各运行单位加强对新验收、投产阶段设备状态的检查，尤其变压器交接验收时，针对该缺陷情况，务必要求施工单位提供变压器铁芯对夹件的绝缘测试结果。,运行情况分析,5、典型缺陷 1）220kV泉乡变#1主变铁芯接地电流及本体绝缘油色谱异常,运行情况分析,5、典型缺陷 2）220kV盈江变#2主变套管缺陷,运行情况分析,5、典型缺陷 2）220kV盈江变#2主变套管缺陷,运行

12、情况分析,5、典型缺陷 3）110kV高江坪站#2主变分接开关与本体间出现内漏,2010年02月22日，110kV#2主变有载调压油枕内油位自动升高，判断为分接开关与本体间出现内漏现象。厂家技术人员配合进行吊芯检查处理，吊出分接开关后检查，发现分接开关大盖与本体间垫子处渗漏油，已进行更换处理。注意关键施工环节以及内部隐蔽工序进行随工验收。,提纲,2010年完成的主要工作,运行情况分析,变压器类设备规模（截至2010年底）,2011年重点工作,2011重点工作,1、继续做好重点设备风险管控和特别维护工作、状态评价和风险评估工作 2、继续检查落实变压器类设备反措要求，认真落实2011年重点设备维护策略要求；3、在开展频率响应法绕组变形同时，开展低压短路阻抗测试；4、开展无功设备整治专题研究；5、开展变压器介质谱测试用以评估老化状态（研究项目）6、开展设备台帐梳理工作,