2023年变压器工作总结(精选多篇).docx
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1、2023年变压器工作总结(精选多篇) 推荐第1篇:变压器总结 工程总结 1、工程概要介绍 江苏沙洲电厂一期工程2600MW机组#1机共设计启动/备用变压器两台,分别为SFFZ10-40000/220型分裂油浸式有载调压户外变压器一台和SFZ9-28000/220型双卷油浸式有载调压户外变压器一台;厂用高压工作变压器两台,分别为SFF10-40000/20型分裂油浸式无励磁调压户外变压器一台和SFF10-28000/20型分裂油浸式无励磁调压户外变压器一台。四台变压器均由常州变压器有限公司生产。启动/备用变压器分裂式型号为SFFZ10-40000/220,额定容量:40MVA。启动/备用变压器双
2、卷式型号为SFZ9-28000/220,额定容量:28MVA。厂用高压工作变压器分裂式型号为SFF10-40000/20,额定容量:40MVA。厂用高压工作变压器双卷式型号为SFF10-28000/20,额定容量:28MVA。启备变低压侧6kV共箱封闭母线以及#1高厂变低压侧6kV共箱封闭母线均由北京电力设备总厂生产,型号为BGFM10/3150-Z。沙洲电厂共设计主变压器一台,由重庆ABB变压器有限公司生产的SFP-720MVA/220kV型三相双绕组油浸式变压器。 2、工程特点 启/备变高压侧通过软母线连接于220kV配电装置启/备变进线间隔,启/备变给#1机6kV,A、B、C段供电。高厂
3、变高压侧通过离相封闭母线连接于发电机主出线,高厂变给#1机6kV,A、B、C段供电。启备变与6kV进线开关柜、高厂变与6kV进线开关柜均采用共箱封闭母线连接,母线支持槽钢为热镀锌#10槽钢,母线吊装结构及穿墙隔板由厂家配套供应,母线厂根据制造分段情况,设计有母线伸缩节,共箱封闭母线导体及外壳采用焊接连接方式。安装完后母线外壳可靠接地,母线与变压器、开关柜连接均采用软编织铜线。本工程主变压器本体充氮储存,且储存期间每3天对变压器情况进行检查记录一次,压力保持在(10-30)kpa。主变压器型号为SFP-720MVA/220kV,额定容量:720MVA,额定电压:24222.5%/20kV。 3、
4、主要工程量 两台启/备变进行内部检查及附件安装,启/备变高压侧避雷器安装3台,启/备变高压侧软母线安装120米。两台高厂变进行本体就位及附件安装。启备变低压侧、高厂变低压侧共箱封闭母线共320米。共箱封闭母线支持槽钢#10共400米,12圆钢吊杆120米,L50支持角钢100米。 主变主要工程量: 、主变压器附件安装及真空注油一台 、避雷器三台 、主变中性点接地隔离开关一台 、主变中性点电流互感器两台 、控制箱柜一台 、软母线一跨 4、劳力组织及工期进度 启动备用变压器于2023年4月20日本体就位,于4月24日进行吊罩检查,于6月2日全部安装调试完。启备变低压侧共箱母线从2023年5月19日
5、开始基础铁件制作至2023年6月24日完成耐压试验,共使用300多个人工日。厂用高压变压器于2023年6月24日本体就位,于7月16日进行附件安装,于7月29日全部安装完。高厂变低压侧共箱母线从2023年8月24日开始基础铁件制作至2023年9月26日验收完,共使用200多个人工日。 主变压器于2023年6月30日本体就位,于7月1日进行附件安装,于9月18日全部安装完。主变压器附件安装及主变压器系统附属设备于12月10全部安装调试完。共使用50吨吊车20个台班,人工170多个工日。 5、施工方案及措施 启/备变采取内部检查方式。 共箱封闭母线外壳及导体采取焊接连接方式。 严格工艺质量,确保变
6、压器安装投运后无漏点,并做好废变压器油的收集工作。 5、施工方法、工艺的改进 焊接时,选用了纯度不小于99.99%的氩气保护气,纯度比以前提高了1.99%,焊丝选用了名牌焊丝,施工中使用半自动氩弧焊机,保证了焊接质量 。 为保证工程的安装质量,编制了变压器安装作业指导书,并进行安全和技术交底,严格按照作业指导书施工。对变压器安装质量要求高,所有项目建设单位,监理层层把关,并在总结施工经验的同时,制定了科学、细致的施工措施,使施工更加,科学化,合理化。安装质量又上了一个新台阶。 变压器附件安装至带电运行前间隙时间一般常会有3-6个月,时间较长,安装中又涉及电气、建筑、机械化等多个专业,再加上厂家
7、设计只重视设备运行未对一些易损件的保护进行考虑,未运行前其他专业施工中常有易损、易碎件被损坏的现象发生,而对这些小附件的更换处理往往会浪费大量人力物力,及时间又影响安装质量。针对这些情况,我们一方面在变压器安装区贴警告标示牌,另方面根据设备实际情况利用施工下脚料在安装前为一些易损、易碎件量身定做了保护罩,有效地解决了上述问题。 推荐第2篇:总结变压器 固体纸绝缘老化机理: 一般新纸的聚合度为1300左右,当下降至250左右,其机械强度已下降了一半以上,极度老化致使寿命终止的聚合度为150200。绝缘纸老化后,其聚合度和抗张强度将逐渐降低,并生成水、CO、CO2,其次还有糠醛(呋喃甲醛)。这些老
8、化产物大都对电气设备有害,会使绝缘纸的击穿电压和体积电阻率降低、介损增大、抗拉强度下降,甚致腐蚀设备中的金属材料。固体绝缘具有不可逆转的老化特性,其机械和电气强度的老化降低都是不能恢复的。 变压器的寿命主要取决于绝缘材料的寿命,因此油浸变压器固体绝缘材料,应既具有良好的电绝缘性能和机械特性,而且长年累月的运行后,其性能下降较慢,即老化特性好。 电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍,在对359台故障变压器的统计表明:过热性故障占63;高能量放电故障占181;过热兼高能量放电故障占10;火花放电故障占7;受潮或局部放电故障占19。而在过热性故障中,分
9、接开关接触不良占50;铁心多点接地和局部短路或漏磁环流约占33;导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热约占144;其余21为其他故障,如硅胶进入本体引起 的局部油道堵塞,致使局部散热不良而造成的过热性故障。而电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主,其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障。火花放电常见于套管引线对电位末固定的套管导电管、均压圈等的放电;引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起的放电;分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。 第二节特征气体变化与变压器内部故障的关系 1根据气体含量变化分析判断 (1)氢气H2变化。变压器在高、中温过热时,H2一般占氢烃总量的27以下,而且
10、随温度升高,H2的绝对含量有所增长,但其所占比例却相对下降。变压器无论是热故障还是电故障,最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。由于碳氢键之间的键能低,生成热小,在绝缘的分解过程中,一般总是先生成H2,因此H2是各种故障特征气体的主要组成成分之一。变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性故障,其特征气体H2含量很高。客观上如果色谱分析发现H2含量超标,而其他成分并没有增加时,可大致先判断为设备含有水分,为进一步判别,可加做微水分析。导致水分分解出H2有两种可能:一是水分和铁产生化学反应;二是在高电场作用下水本身分子分解。设备受潮时固体绝缘材料含水量比油中含水量要大100多倍,而H2含量高,大多是
11、由于油、纸绝缘内含有气体和水分,所以在现场处理设备受潮时,仅靠采用真空滤油法不能持久地降低设备中的含水量,原因在于真空滤油对于设备整体的水分影响不大。 另外,还有一种误判断的情况,如某变压器厂的产品一阶段曾连续十几台变压器油色谱中H2高达1000t2LL以上。而取相同油样分送三处外单位测试,H2含量却均正常。于是对标气进行分析,氢气峰高竟达216mm,而正常情况仅13mm左右。以上分析说明是气相色谱仪发生异常,经检查与分离柱有关,因分离柱长期使用,特别是用振荡脱气法脱气吸附了油,当吸附达到一定程度,便在 一定条件下释放出来,使分析发生误差,经更换分离柱后恢复正常。 (2)乙炔C2H2变化。C2
12、H2的产生与放电性故障有关,当变压器内部发生电弧放电时,C2H2一般占总烃的20-70,H2占氢烃总量的3090,并且在绝大多数情况下,C2H4含量高于CH4。当C2H2含量占主要成分且超标时,则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。如果其他成分没超标,而C2H2超标且增长速率较快,则可能是设备内部存在高能量放电故障。 (3)甲烷CH4和乙烯C2H4变化。在过热性故障中,当只有热源处的绝缘油分解时,特征气体CH4和C2H4两者之和一般可占总烃的80以上,且随着故障点温度的升高,C2H4所占比例也增加。 另外,丁腈橡胶材料在变压器油中将可能产生大量的CH4,丁青在变压器油中产生甲烷
13、的本质是橡胶将本身所含的CH4释放到油中,而不是将油催化裂介为CH4。硫化丁腈橡胶在油中释放CH4的主要成分是硫化剂,其次是增塑剂、硬脂酸等含甲基的物质,而释放量取决于硫化条件。 (4)一氧化碳CO和二氧化碳CO2变化。无论何种放电形式,除了产生氢烃类气体外,与过热故障一样,只要有固体绝缘介入,都会产生CO和CO2。但从总体上来说,过热性故障的产气速率比放电性故障慢。 在电力设备预防性试验规程DLT5961996中对CO、CO2的含量没有作出具体要求。变压器油中溶解气体分析和判断导则中也只对CO含量正常值提出了参考意见。 具体内容是:开放式变压器CO含量的正常值一般应在300FLL以下,若总烃
14、含量超过150uLL,CO含量超过300uLL,则设备有可能存在固体绝缘过热性故障;若CO含量虽超过300uLL,但总烃含量在正常范围,可认为正常。密封式变压器,溶于油中的CO含量一般均高于开放式变压器,其正常值约800uLL,但在突发性绝缘击穿故障中,CO、CO2含量不一定高,因此其含量变化常被人们忽视。 由于CO、CO2气体含量的变化反映了设备内部绝缘材料老化或故障,而固体绝缘材料决定了充油设备的寿命。因此必须重视绝缘油中CD、CO2含量的变化。 1)绝缘老化时产生的CO、CO2;正常运行中的设备内部绝缘油和固体绝缘 材料由于受到电场、热度、湿度及氧的作用,随运行时间而发生速度缓慢的老化现
15、象,除产生一些怍气态的劣化产物外,还会产生少量的氧、低分子烃类气体和碳的氧化物等,其中碳的氧比物CO、CO2含量最高。 油中CO、CO2含量与设备运行年限有关例如CO的产气速率,国外有人提出与运行年限关系的经验公式为: 式中Y运行年限(年)。 上述与变压器运行年限有关的经验公式,适用于一般密封式变压器。CO2含量变化的见律性不强,除与运行年限有关外,还与变压器结构、绝缘材料性质、运行负荷以及油保户方式等有密切关系。 变压器正常运行下产生的CO、CO2含量随设备的运行年限的增加而上升,这种变化自势较缓慢,说明变压器内固体绝缘材料逐渐老化,随着老化程度的加剧,一方面绝缘材的强度不断降低,有被击穿的
16、可能;另方面绝缘材料老化产生沉积物,降低绝缘油的性能,易造成局部过热或其它故障。这说明设备内部绝缘材料老化发展到一定程度有可能产生剧烈变化,容易形成设备故障或损坏事故。因此在进行色谱分析判断设备状况时,CO、CO2作为固体绝缘材料有关的特征气体,当其含量上升到定程度或其含量变化幅度较大时,都应引起警惕,尽早将绝缘老化严重的设备退出运行,以防发生击穿短路事故。 2)故障过热时产生的CD、CO2。固体绝缘材料在高能量电弧放电时产生较多的CO、CO2。由于电弧放电的能量密度高,在电应力作用下会产生高速电子流,固体绝缘材料遭到这些电子轰击后,将受到严重破坏,同时,产生的大量气体一方面会进一步降低绝缘,
17、另一方面还含有较多的可燃气体,因此若不及时处理,严重时有可能造成设备的重大损坏或爆炸事故。 当设备内部发生各种过热性故障时,由于局部温度较高,可导致热点附近的绝缘物发生热分解而析出气体,变压器内油浸绝缘纸开始热解时产生的主要气体是CO2,随温度的升高,产生的CO含量也增多,使CO与CO2比值升高,至800“C时,比值可高达25。局部过热危害不如放电故障那样严重,但从发展的后果分析,热点可加速绝缘物的老化、分解,产生各种气体,低温热点发展成为高温热点,附近的绝缘物被破坏,导致故障扩大。 充油设备中固体绝缘受热分解时,变压器油中所溶解的CO、CO2浓度 就会偏高。试验证明在电弧作用下,纯油中CO占
18、总量的0-1,002占0-3;纸板和油中CO占总量的13一24,002占1一2;酚醛树脂和油中CO占总量的24一35,CO2占0一2。230-60012局部过热时,绝缘油中产生的气体CO2含量很低,为0017一0.028mg/g,CO不能明显测到。局部放电、火花放电同时作用下,纯油中CO不能明显测到。CO2约占5左右;纸和油中CO约占总量的2,CO2约占7.1;油和纤维中CO约占总量的105,CO2约占95。 因此,CO、CO2的产生与设备内部固体绝缘材料的老化或故障有明显的关系,反映了设备的绝缘状况。在色谱分析中,应关注CO、CO2的含量变化情况,同时结合烃类气体和H2,含量变化进行全面分析
19、。 (5)气体成分变化。由于在实际情况下,往往是多种故障类型并存,多种气体成分同时变化。且各种特征气体所占的比例难以确定。如当变压器内部发生火花放电,有时总烃含量不高;但C2H2在总烃中所占的比例可达25一90,C2H2含量约占总烃的20以下,H,占氢烃总量的30以上。当发生局部放电时,一般总烃不高,其主要成分是H2,其次是CH4,与总烃之比大于90。当放电能量密度增高时也出现C2H2,但它在总烃中所占的比例一般不超过2。 当C2H2含量较大时,往往表现为绝缘介质内部存在严重的局部放电故障,同时常伴有电弧烧伤与过热,因此会出现C2H2含量明显增大,且占总烃较大比例的情况。 应注意,不能忽视H2
20、和CH4增长的同时,接着又出现C2H2,即使未达到注意值也应给予高度重视。因为这可能存在着由低能放电发展成高能放电的危险。 过热涉及固体绝缘时,除了产生上述气体之外,还会产生大量的CO和CO2。当电气设备内部存在接触不良时,如分接开关接触不良、连接部分松动、绝缘不良,特征气体会明显增加。超过正常值时,一般占总烃含气量的80以上,随着运行时间的增加,C2H4所占比例也增加。 受潮与局部放电的特征气体有时比较相似,也可能两种异常现象同时存在,目前仅从油中气体分析结果还很难加以区分,而应辅助以局部放电测量和油中微水分析等来判断。 推荐第3篇:变压器工作总结1 2023年工作总结 2023年悄悄的走过
21、,但给了你细思遐想,让你做着力所能及与不及的事,时间真是公正,不失公允,努力的付出,得到的终将是公平的回报。11年就在这样的状况下离开了我,也离开了大家,茫然间总会有得到又失去的感觉,既然过去了,也就为了历史,既然是历史,那就是不可改变的事实,只有接受,无力反抗。现就此11年的所作所为做一番总结与回顾。 在干变车间做线圈检验,主要负责线圈电阻测量、线圈扎数测量、线圈配台和与线圈检验相关工作,整台变压气外观。与此同时,这也是在各位领导关怀指导、在周围同志关心帮助下,思想、工作取得较大进步的一个时期。借总结工作 的机会,向领导和同事们表示由衷的谢意。回顾今年一年来的工作情况,主要有以下几方面的总结
22、: 一、主要工作方面: 1、这一年以来,我本着“把工作做的更好”这样一个目标,开拓创新意识,积极圆满的完成了以下本职工作: 协助车间做好各项检验管理工作。 各类线圈识别以及检验纲要。 各类丝包线、漆包线,外协原材料检验方法。 成品线圈测量与配台工作。 提高新人质量意识问题。 加强质量信息反馈。 加强工作台面6S实行工作。 2、存在的质量问题主要也有: 质量意识不强,认真、细心度不够。 外观、表面质量有所提高,但还需要进一步完善、保持。 漏工序及尺寸超差现象时有存在。 大部分员工不会用测量工具,计量器等等(如;千分尺) 二、思想工作方面 2023年是我真真正正走上干变工作岗位的第一年,对于工作或
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