电网变压器类设备专业工作总结(编辑修改稿)

电网变压器类设备专业工作总结(编辑修改稿)内容摘要：

电流互感器乙炔超标；川汇站一台 220kV 电流互感器末屏断线；其余两台 110kV 电流互感器缺陷分别是总烃超标和乙炔超标。 110（ 66） kV 及以上 电压互感器发现各类缺陷共计 3台次，均是 110kV 电压互感器故障。 其中一台是电磁式电压互感器氢气超标；另外两台是电容式电压互感器故障，分别是电磁单元接地线接地不良放电和电磁单元二次接线盒密封不良受潮。 技术改造情况 变压器类设备新增及退运情况 截止 XXXX年底， 110（ 66） kV及以上变压器新增共计 116 台，增加容量 ，其中： 500kV 变压器 9 台， 2250MVA； 220kV 变压器 28 台， 4578MVA； 110kV 79 台。 XXXX 年， XX 省电力公司系统共新增 3 台 500kV 电抗器设备，增加容量 150Mvar。 无退运电抗器设备。 110（ 66） kV 及以上电流互感器新增共计 1286 台，其中： 500kV 电流互感器 132台， 220kV 电流互感器 455 台， 110kV 电流互感器 673 台。 110（ 66） kV 及以上电压互感器新增共 计 854 台，其中： 500kV 电压互感器 84台， 220kV 电压互感器 281 台， 110kV 489台。 各电压等级详细情况按附表 7 统计。 变压器类设备技术改造的主要内容 XXXX 年， XX 省电力公司系统 110（ 66） kV及以上变压器设备改造共计 87项次，其XXXX 电网变压器类设备专业 技术 总结 中 220kV 等级 44 项次； 110kV 等级 43项次。 变压器技术改造的主要内容为：储油柜改造 7台次，更换高速油泵 8 台次，有载分接开关机构更换 5台次，有载分接开关加装在线滤油装置 10 台次，风扇更换 21 台次，套管密封处理 3 台次，压力释放阀更换 2 台次，气体继电 器更换 4 台次，温度计更换 27台次。 并联电抗器设备改造共计 1项次，内容是 220kV 朝阳高抗更换有渗油缺陷的 C相高压套管。 共更换电流互感器 166台，电压互感器 130 台。 各电压等级详细改造情况见附表 表 表 10。 新技术、新设备应用情况 1． XXXX 年， XX省电力公司系统新增了部分色谱在线测试装置，在对部分存在缺陷的变压器设备跟踪分析中起到了很好的效果，数据监测及时准确，节省了大量人力物力。 特别是经过对获嘉＃ 1 主变放电性故障、淮阳＃ 1 主变过热性故障的监测分析，以及试验室色谱数据的对比，认为装置 完全能对各种类型变压器故障实现真正意义上的在线监测，同时可以利用无线通讯方式实行全方位的监控，能进行远程参数调整、能将结果以短信形式发给有关技术监督人员，为实现变压器设备状态检修提供了保障。 2．积极推广和探索 220kV 主变冷却系统技术改造工作。 对于运行年限超过 15年的强迫油循环冷却方式的 220kV 主变，设立科研攻关项目，对于不同厂家、不同结构的变压器，探索科学合理广泛适用的冷却系统改造模式和步骤，通过分析计算和实地查看，设计不同数量和效能的散热器及油管路，并采用大功率低噪音风机，同时更新冷却控制箱等。 XXXX 年，组织在新乡、鹤壁、周口等多个供电公司进行了冷却系统改造工作。 圆满达到了预定的技术指标，取得了良好的效果。 专业技术培训工作情况 XXXX 年， XX 省电力公司系统对变压器有载分接开关进行了主题内容的专业技术培训。 XX电力试验研究院先后组织进行了上海华明有载分接开关和 MR 有载分接开关的专题会议，集中了各供电公司的专业技术人员由厂家进行技术讲座和新产品展示。 此外，郑州、开封、信阳等供电公司请上海华明开关厂技术人员利用多媒体及实物操作进行了XXXX 电网变压器类设备专业 技术 总结 培训；三门峡、商丘等供电公司组织贵州长征有载开关股份有限公 司的实物展车对现场有关技术人员进行了专题培训、实物观摩，收到了较好效果。 随着对有载分接开关试验和检测技术的提高， XXXX 年 XX省电力公司系统多次发现和解决了变压器有载分接开关的隐患问题，提高了变压器有载分接开关检修、试验和分析的能力。 如：通过有载分接开关特性试验发现了信阳＃ 2 主变的缺陷并进行了更换；三门峡高村＃ 2 主变有载分接开关小油箱绝缘油耐压水平不足，结合检修对绝缘油进行了更换；安阳东风＃ 2 主变通过色谱数据分析认为有载分接开关小油箱存在漏油现象，正在跟踪运行。 XXXX 年， XX 省电力公司还组织进行了新型设 备的技术交流和培训，邀请厂家进行了新型干式电流互感器、少油倒立式电流互感器等专项讲座，利用厂家的资料片、学习了设备设计原理、内部结构、试验方法和手段、检修工艺和流程、常见故障和异常的分析判断等。 提高了专业技术人员对新型设备的综合技术能力。 3 变压器设备运行情况及分析 变压器跳闸原因统计 XXXX 年公司系统共发生变压器跳闸 2 次， 1 起是 500kV 变压器 二次保护装置误动引起主变跳闸； 1起是 220kV 主变因夏季负荷大，主变散热能力差，油温升高，油膨胀后导致压力释放阀动作喷油，变压器内部产生油的流 动，引起双浮球型瓦斯继电器重瓦斯动作。 具体统计结果详见附表 12。 变压器非计划停运统计及分析 XXXX 年， XX 省电力公司系统共发生 2 起 220kV 及以上电压等级的变压器非计划停运情况。 1起是 220kV 主变因油箱壁安装磁屏蔽工艺控制不严，运行中磁屏蔽过热，色谱总烃异常，停电进行了缺陷查找处理； 1起是 220kV 主变色谱总烃超标，停电进行试验查找缺陷，发现低压绕组有股间短路缺陷。 具体统计结果详见附表 11。 变压器备用相应用分析 对 500kV 备用相配置应用情况说明、分析安全、经济价值，配置的必要性等。 XXXX 电网变压器类设备专业 技术 总结 XX电网目前未配置 500kV 备用相变压器。 4 变压器类设备事故、障碍与缺陷情况统计及分析 设备事故、障碍情况统计及分析 变压器和并联电抗器事故、障碍统计及分析 XXXX 年， XX 省电力公司系统未发生 110 kV 及以上电压等级的变压器和并联电抗器损坏事故。 具体统计结果详见附表 13。 电流互感器和电压互感器事故、障碍统计及分析 XXXX 年， XX 省电力公司系统发生 1起 500 kV 电压等级的电流互感器损坏事故。 情况如下： XXXX年 6月 27日 21 时 22 分， 白河站投运仅 8天的 500kV 白 5033 A 相电流互感器头部烧毁。 该电流互感器型号为 IOSK550，属少油倒立式油浸纸绝缘电流互感器。 之后进行了返厂故障检查，从故障产品 解剖 情况看， 在铁芯罩壳的外径 位置有一处 直径20mm 的放电点 ，放电 击穿点 靠近 铁芯罩壳的外径，主绝缘击穿 是 引起头部故障 的 直接原因。 分析认为有以下两点原因：厂内 500kV 产品的头部绝缘包扎是手工操作 ,存在一定程度的包扎工艺离散性，造成个别产品出现头部绝缘松动，到现场后由于内部场强畸变，导致发生局部放电，最终主绝缘击穿； 厂家在运输过程中减震措施不完善，同时 运输 记录中 没有安放 和检验 震动子 的 记录 ，因此运输中的颠簸造成产品头部绝缘松动和位移，送电后造成头部电场不均匀 而放电 ，进而造成主绝缘击穿。 设备缺陷统计及分析 变压器、并联电抗器缺陷情况统计及分析 （ 1） 变压器、并联电抗器缺陷情况统计 XXXX 年 XX 省电力公司系统共发生 110（ 66） kV及以上电压等级变压器缺陷共计 10台次，其中： 500kV 变压器 1 台次， 220kV 变压器 7台次， 110kV 变压器 1台次。 220kV并联电抗器 缺陷 1台次。 详细统计数据见附表 15。 严重、危急缺陷明细表见附表 17 变压器、并联电抗器缺陷情况分析 从 XXXX 年 XX省电力公司系统变压器设备发现的 9起缺陷统计分类上看，缺陷类型XXXX 电网变压器类设备专业 技术 总结 分散性较大，没有很明显的共性缺陷，基本属于个性缺陷： 1 起是主变内部杂质过多引起局部放电； 1 起是低压绕组股间短路； 2 起是潜油泵故障烧损引起主变色谱异常； 2起是套管将军帽接触不良发热； 1 起是磁屏蔽故障引起色谱异常； 1 起是主变铁芯和夹件多点接地； 1 起是主变有载分接开关选择开关动触头烧损。 详细情况在相关预试、检修等发现缺陷章节中已有详细叙述。 高压并联电抗器故障 1起：朝阳 220kV电抗器高压套管靠近底部法兰位置渗漏油，多次用堵漏胶处理效果不佳。 XXXX 年，将备用的进口高压套管拉至西高所进行了检测试验，试验通过后拉回现场进行了更换，更换后运行正常。 互感器缺陷情况统计及分析 （ 1）互感器缺陷情况统计 XXXX 年， XX 省电力公司系统 110（ 66） kV 及以上电流互感器缺陷共计 5 台次，其中： 500kV 电流互感器 1台次， 220kV 电流互感器 2 台次， 110kV 电流互感器 2台次。 电压互感器缺陷共计 3台次，均是 110kV 设备。 详细统计数据见附表 16。 严重、危急缺陷 明细表见附表 18。 （ 2） 互感器缺陷情况分析 从统计情况可以看出，互感器缺陷主要集中于 绝缘油色谱超标，共 4 台次；电容式电压互感器缺陷 2台次，分别是电磁单元接地线接地不良放电和电磁单元二次接线盒进水受潮； 1 起少油倒立式电流互感器头部放电击穿， 1 起电流互感器末屏断线。 其中故障严重的 500kV 电流互感器头部放电击穿故障详细情况在前面章节已有叙述。 5 存在的主要问题 新设备故障问题 随着电网建设规模的不断扩大，电力设备生产厂家的不断增加，设备制造水平和现场技术服务水平的差异在一定程度上影响了设备的安全 运行，突出表现在新设备交接或新设备投运后故障增多。 如：南阳白河 500kV 新投运的少油倒立式电流互感器，在投运7 天后运行中发生放电烧熔故障；开封 220kV 赵岗＃ 1 主变新安装后交接试验时发现低压绕组绝缘为零，检查发现厂家在现场进行低压绕组接线时漏接一个并联分支引线，引线和油箱搭接问题等。 XXXX 电网变压器类设备专业 技术 总结 交接试验标准执行问题 交接试验是设备投运前的重要把关项目。 20xx 年 11月新交接标准颁布实施后，对变压器设备主要新增加了绕组变形试验、中性点现场交流耐压；对电流互感器设备主要新增加了现场交流耐压等试验。 XXXX 年， XX电网在新交接标准的执行上还存在一定问题，虽然由 XX电力试验研究院对各供电公司统一进行了交接标准的宣贯，但在执行中还存在一定偏差，特别是一些安装施工单位普遍未进行变压器中性点耐压试验和电流互感器（特别是 SF6 互感器和少油倒立式电流互感器）的现场耐压试验。 这也导致了部分新设备交接验收把关不言，运行中出现故障的问题。 专业技术人员问题 随着电网设备不断增加、新设备、新工艺的不断涌现、设备停电时间缩短导致检修和试验时间紧张，加上公司系统原有专业技术人员的岗位变动频繁，使得专业技术人员问题日益突出。 一方面 表现在人员数量明显不足，部分专业技术人员工作内容过于饱满，经常加班加点也难以保障工作全部完成；另一方面表现在人员技术业务素质参差不齐，部分专业技术人员对新标准、新设备、新工艺的不能及时掌握和消化吸收，难以在试验、检修、故障分析等环节中达到安全生产的要求。 试验数据准确性问题 试验是发现设备缺陷和故障的根本保障，试验数据的准确与否直接影响到分析判断的准确性。 在 XXXX 年， XX省电力公司系统出现了几次由于试验不规范造成试验数据不准确，从而使对缺陷的分析判断走弯路的情况。 在日常检查和年底监督检查中还发现 各供电公司在高压试验和油色谱。