110kV变压器套管电容量超标的分析处理(推荐文档)
110kV主变套管介损超标的分析与处理措施杨怀明
110kV主变套管介损超标的分析与处理措施杨怀明发布时间：2021-10-28T06:23:10.252Z 来源：《科技新时代》2021年8期作者：杨怀明[导读] 本文主要研究110kV主变套管介损超标的分析与处理措施，首先对110kV主变上常用变压器套管类型及结构进行介绍，重点分析某110kV变电站现场测试情况，在此基础上总结110kV主变套管介损超标额原因及处理措施。
华电云南发电有限公司绿水河发电厂云南省红河州个旧市661014摘要：本文主要研究110kV主变套管介损超标的分析与处理措施，首先对110kV主变上常用变压器套管类型及结构进行介绍，重点分析某110kV变电站现场测试情况，在此基础上总结110kV主变套管介损超标额原因及处理措施。
关键词：110kV；变压器；套管；介损超标1引言110kV主变是变电网络中的重要设备，该设备的运行离不开套管的支持，如果在运行中套管出现损耗就会影响到变压器的运行，因此通常使用介质损耗因数tanδ判断套管的绝缘程度，在维修变压器时需要对其进行测量并分析介损超标的原因，这样才能更好的预防套管介损超标，更好的发挥套管的作用，保障变压器的安全运行。
2 常用变压器套管类型及结构2.1常用变压器套管类型当前在变压器中使用的套管,按照主绝缘的区别可以分为电容式和非电容式，目前油浸式变压器中常用的套管按照外部绝缘介质可以分为以下三种，其一是油-空气套管，这种套管的上部和下部分别位于空气和变压器油箱内，而且下部浸入在变压油中，由于变压器内使用的变压器油具有较高的绝缘性能，套管下部不需要设置伞裙，尺寸也比较小，而上部长时间暴露在空气中，雨天或潮湿空气容易使其导电，因此需要设计较高的长度，同时设计伞裙来提高绝缘强度；其二是油-SF6套管，这种套管下方与第一种相同，也是浸入在变压器油中，尺寸较小，不需要伞裙，不同之处在于上部被具有较强绝缘强度的SF6气体包裹，因此上部同下部一样，也不需要伞裙，尺寸也比较小；其三是油-油套管，上部下部都浸入在变压器油中，适用于电缆引出等特殊的场景。
110kV变压器介质损耗因数超标的缺陷分析及处理措施_刘海峰
2009 年 7 月将该变压器返厂解体 , 厂内检查发 现变压器 V 相绕组端部角环上有多处放电痕迹 , 见 图 4 ;压板与压钉接触部位被烧黑 , 部分压钉端头上 的绝缘垫圈已被击穿 , 详细情况见图 5 、图 6 。
3 原因分析
110 kV 变压器的主绝缘包括高压与低压绕组 之间 、不同相之间以及对地绝缘和引线等对地或对 其他绕组的绝缘 , 其中包括绕组间的绝缘筒 、绕组端 部的角环和相间隔板 。 由于该变压器角环使用材料 的材质不良 , 在长期工作电压下发生局部放电 , 造成 绝缘性能降低 。 同样 , 该变压器压钉绝缘垫圈采用 的是酚醛材料 , 在高场强作用下被劣化击穿 , 并在压 板上烧出痕迹 。 因此 , 绝缘材料质量低劣是造成变 压器介质损耗和局部放电超标的主要原因 。该变压 器出厂和交接时均未进行局部放电试验 , 所以未能 及早发现上述缺陷 。
介绍某变电站1lokv变压器介质损耗因数超标状况通过电气试验油常规试验局部放电试验分析认为缺陷发生部位为变压器v相高压绕组上部并指出缺陷产生的原因提出处理措施为以后确定110kv变压器介质损耗因数超标缺陷的部位及原因提供了借鉴
V ol .29 No .5 河北电力技术 第 29 卷 第 5 期
对不同加压方式下的放电起始电压及放电量进 行比较 , 如果放电源在 U 相高压绕组的中部或尾端 , 起始电压会由于电位不同发生变化 ;如果放电源在 U 相高压绕组首端附近 , 则起始电压不会变化 。加压试 验采用 uv 励磁 、UV 接地 、O 悬空的加压方式 , 起始 电压为 52 .9 kV , 试验结果为 V 相放电量 5 800 pC 。 从试验结果可以看出 , 采用中性点支撑方式加压时 , V 相局部放电起始电压与放电量均未发生明显变化 , 说明放电源的电气位置应该在 V 相高压绕组的出线 端子附近 。 2 .3 .3 超声定位法
对110KV变压器高压套管故障原因及处理进行分析
对110KV变压器高压套管故障原因及处理进行分析
110KV变压器高压套管故障原因及处理进行分析摘要：结合工作实践经验，本文以110KV柴泊变电站1#主变压器为例，从110KV变压器套管内部缺陷的发现、诊断和处理过程，利用IEC三比值法，发现导致高压套管底座发热、绝缘油乙炔超标、电容量测试数据偏差较大的原因是套管末屏引线与接线柱连接松动。
此次故障处理的经验可以为变压器高压套管的吊装、检修和试验工作提供参考。
关键词：红外测温；色谱分析；高压试验；套管；电容量
一、设备简介和故障概况
110KV柴泊变电站1#主变压器型号为SFSZ9-31500/110+-8*2.5%，于1998年6月正式投运，变压器110kV高压侧套管型号为BRLW-110/630-4，中性点套管型号为BRLW-72.5/630-4。
2008年5月26日，红外测温巡检发现该主变高压侧套管升高座部位温度异常。
其中：A相套管底座57℃；B、C两相46℃，当时该套管运行负荷电流76A；室外温度27℃；变压器本体温度约46℃。
考虑到变压器高压套管升高座部位三相之间差别较大，公司高度重视，将其视为异常情况，定为二类缺陷，制订了具体方案进行跟踪监督。
因缺陷未消除，于是决定停电检查处理。
二、检查试验
1.第1次高压试验
2008年6月2日停电后，对该站1#变110KV高压侧套管进行了高压试验测试，绝缘电阻、介损和电容量测试等各项试验结果未发现异常，。
110kV变压器介质损耗因数超标的缺陷分析及处理措施
刘 海 峰 刘 惠英 ， 廷 众。 刘 宏 亮 ， ， 刘 ， 刘 伟
（ ．河北省 电力研 究院 ， 家庄 １ 石 ０ ０２ ；． ５ ０ １ ２ 河北省 电力 公 司职业技 术培 训 中心 ， 石家庄
０ ３０ ） ５ ０ ０
０ ０３ ； ５ ０ １
３ 衡 水 供 电 公 司 ， 北 衡 水 ． 河
Ｖｏ ． ．５ １ ２９ ＮＯ
Ｏｃ ． ０ ０ ｔ２ ｌ
河北 电力 技 术
Ｈ ＥＢＥＩＥＩＥＣＴＲＩ ＰＯＷ ＥＲ Ｃ
第２ ９卷 第 ５期 ２１ ０ ０年 １ Ｏ月
１ ｋ 变 压 器 介质 损 耗 因数 超标 的 Ｖ １ ０ 缺 陷 分析 及 处 理措 施
Ａｎ ｙ ｉ ｅｒｓ ａ ｄ ｄ ｏ ｅｌ ｃ ｒｃ Ｌ ｓ ａ ｔ ａｌ ｓｓ ｏｎ Ｏｖ — ｔ ｎ ａｒ ｆＤｉ ｅ ｔ ｉ ｏ ｓ Ｆ ｃ ｏｒ Ｉ ０ ｋ Ｔｒ ｎ ｆ ｒ ｎ １ Ｖ ａ ｓ ｏ ｍｅｒａ ｄ Ｃｏ ｎ ｅ ｍｅａ ｕ ｅ １ ｎ ｕ ｔｒ ｓ ｒｓ
超 标 缺 陷 的 部位 及 原 因提 供 了借 鉴 。
试 验时 ， 发现除介 质 损耗 因数 超 过注 意值 外 ， 他 试 其 验结果均正常 ， 质损 耗试 验结果 见表 １ 介 。随后 １年
多时间 ， 一直对该变压 器进行 油色谱 跟踪监 测 。２ ０ ０９
年 ５月 ３ ｌ再 次进 行停 电试 验 发现 该变 压器 介 质 １Ｅ，
Ｋｅ ｒ ｓ ｔａ ｓｏ ｍｅ ； ｉｌｃｒ Ｏ Ｓ ｆ ｃｏ ； ａ ｔ ｌ ｄｓ ｈ ｒ ｅ ｙ ｗＯ ｄ ： ｒ ｎ ｆ ｒ ｒ ｄｅｅ ｔｉ ｌＳ ａ ｔ ｒ ｐ ｒ ｉ ｉ ａ ｇ ； ｃ ａ ｃ
ｈｉｈ ｖ ｔｇｅｗｉ ｄｎｇ ｇ ｏｌａ ｎ ｉ
110kV主变套管介损超标的分析与处理
110kV主变套管介损超标的分析与处理摘要：套管是变压器的重要部件之一，套管的介损因数Tanδ是衡量其绝缘程度的重要指标。
基于此，本文通过实例论述了主变套管介损超标的原因，并提出了相应的处理方法，以使套管介损值恢复到正常数值。
关键词：110kV；主变套管；介损超标；原因；措施在110kV主变中，套管是其重要组成部分之一，介质损耗因数tanδ是判断套管绝缘程度的一个主要指标。
介质损耗是一项高灵敏度的绝缘试验项目，其能发现电气设备的整体绝缘受潮、劣化变质和小型设备贯通与未贯通的局部缺陷。
因此，准确测量变压器套管的介质损耗角Tanδ，是实现变压器套管绝缘监督的必要条件，直接关系到电网的安全运行。
一、套管概述套管（bushing）是一种将带电导体引入电气设备或穿过墙壁的一种绝缘装置，它是变压器的重要组成部分之一。
一般由导体（导杆）、绝缘体和金属法兰三部分组成。
导体沿圆柱形绝缘体的轴线穿过，金属环形法兰则安装在绝缘体外并用以接地。
套管属于具有强垂直电场分量的绝缘结构，在金属法兰处电场强度很大，容易产生电晕放电和沿介质表面的滑闪放电。
在法兰和导杆间径向电场强度也很高，容易发生绝缘介质的击穿。
另外，电容式套管用于100kV以上的高压变压器上。
变压器套管是将变压器绕组的高压线引至油箱外部的出线装置。
110kV以上的变压器套管通常是油纸电容型，这种套管依据电容分压原理卷制而成，电容芯子以电缆纸和油作为主绝缘，其外部是瓷绝缘，电容芯子必须全部浸在优质的变压器油中。
110kV以上的电容型套管，在其法兰上有一只接地小套管，接地小套管与电容芯子的最末屏相连，运行时接地，检修时供试验（测量介损等）用。
当套管因密封不良等原因受潮时，水分往往通过外层绝缘逐渐进入电容芯子，因此测量主绝缘和测量外层绝缘即末屏对地的绝缘电阻及介损因数，能有效地发现绝缘是否受潮。
二、套管介质损耗测量的基本原理110kV套管的绝缘结构一般采用电容型，即在导电杆上包上许多绝缘层，绝缘层之间包有铝箔，以组成一串同心圆柱形电容器，通过电容分压的原理均匀电场。
一起主变110kV套管故障分析
１ ０ ４・
科 技 论 坛
一
起主 变 １ １ ０ ｋ Ｖ 套 管故障分析
Байду номын сангаас李 良
（ 国 网河 北 省 电 力 公 司 沧 州供 电 分公 司 ， 河北 沧州 ０ ６ １ ０ ０ ０ ）
摘 要：本文通过 对某 １ １ ０ Ｋ Ｖ 变电站 １ 抖主 变 １ １ ０ Ｋ Ｖ侧 Ａ相套 管由于进水受潮导致油色谱分析单氢含量过高的异常现 象进 行 了简 单 的 分 析 。从 理 论 上 分析 了进 水 受潮 对 套 管 的 危 害并 就 此提 出 了合理 的 防 范措 施 。 关键词 ： 介 质 损 耗 因数 ； 电容 量 ； 油 色谱 ； 套 管 ２ ０ ０ ６年 ６月 ２ ５号对 某 １ １ ０ Ｋ Ｖ变 电站 １ ＃主变 １ １ ０ Ｋ Ｖ侧 Ａ相 试 验 日 期： ２ ０ ０ ５ ． ０ ３ ． ２ ５环境 温 度 ： １ ６ ℃ 体温 ：２ ２ ℃ 湿 度 套管 取 油样进 行 油 色谱分 析发 现其 中 氢含 量过 高 ，其含 量 达到 ３Ｏ％ ４ ９ ６ ７ ． ９ Ｐ Ｐ Ｍ，严重超出 了规定值 ５ ０ ０ Ｐ Ｐ Ｍ。随后对该套管进行高压 Ｃ ｘ （ Ｐ Ｆ） ｔ ｇ ６％ Ｍ Ｑ 试 验 ，其 电 容 量 为 １ ６ ７ ． ５ Ｐ Ｆ ，介 损 值 为 ０ ． ３ １ ５ ％ ，绝 缘 电 阻 为 相 别 ５ ０ ０ ０ Ｍｎ ， 均在 合格范 嗣之 内， 没有 超 出规 定值 。查 阅以前历史 记 Ａ １ ６ ７．１ ０． ３ ２ ３ ５０ ０ ０ 录， 该 套管的各项试 验数据均在合格 范同 内， 各项数 据均未发 现异 Ｂ ｌ ６ ４． ９ ０． ２ ７ ４ ５０ ０ ０ 常。 Ｃ １ ６ ６． ９ ０． ２ ９ｌ ５０ ０ ０ 某 １ １ ０ ｋ Ｖ变 电 站 １ 样主 变 是 太 原 变 压 器 厂 １ ９ ８ ５年 ７月 １日的 Ａ Ｉ 一 ６ ０ ０ ０ （ Ｄ ） ２ ５ Ｏ Ｏ Ｖ摇 表 使 用仪 器 ： 产品 ， 型号 为： Ｓ Ｆ Ｓ Ｚ Ｌ 一 ３ １ ５ ｏ ｏ ／ ｖ＇ ｌ １ ０ １ ９ ８ ６年投运 以来 ， 该套管试验 数 据均 正常 ，电容量 和介损值 都在合格范围之 内。２ ０ ０ ７年 ６月 ２ ５ 表 ２ 三相 套 管 历 次 绝 缘 及 化 学试 验 数 据 日， 对该套管取油样进 行油色谱分 析发现其 中氢 含量过高 ， 其 含量 油 色 谱 试 验 数 据 达到 ４ ９ ６ ７ ． ９ Ｐ Ｐ Ｍ， 严重超出了规定值 ５ ０ ０ Ｐ Ｐ Ｍ。 随后对该套管进行 相 另 Ｕ Ｈ ＣＯ Ｃ ０ ２ Ｃ Ｈ Ｃ Ｈ Ｃ： Ｈ ’ 高压试验 ，其 电容 量为 １ ６ ７ ． ５ Ｐ Ｆ ，介 损值 为 ０ ． ３ １ ５ ％，绝 缘 电阻为 ５ ０ ０ ０ ＭＯ ， 均在合格范围之内 ， 没有超 出规定值 。现场查找历史数据 后， 发现该相套管各项试验数据历 次均在合格范 罔内（ 表 １ ） 。 对 Ａ相套 管两次试验数据进行分析 比较可知 ， 无论是 电容 量还 是介损 均未超过规 程规定值 ， 且未 明显变化 ， 由此 ， 推断套管 劣化 、 Ａ Ｂ Ｃ 严重受潮 的可能性不是太 ，因为套管严重受潮会 导致其介损增加 ， 特别是末屏对地 的介损对发现绝缘受潮 和其他局 部缺 陷都很灵敏。 套管在运行 中的工作 条件是很严厉 的，所 以常常因逐 渐化或损坏 ， 而导致 电网事故 。而从我们所进行 的试验项 目和数据 分析情况来 看， 还不能对该 套管 下最后结论 。 因此 ， 我们只能从油色谱 试验数据 进行分析 比较 。其试验数据如表 ２ 。 从表 ２中数据可 以看 出， 三相套管 中的其他气体含量均在合格 范 围之 内， 只有氢气含量严重 超标 。其微水含量为 ３ ５ Ｐ Ｐ Ｍ ， 也在合格 范 围之 内。而氢气 的含量值达到 ４ ９ ６ ７ ． ９ ６ Ｐ Ｐ Ｍ， 远远超出 了规 定值 ５ ０ ０ Ｐ Ｐ Ｍ， 将近 １ ０倍 ， 如果不及 时处 理 ， 后果不可预想。 经查 阅相关 资料 ， 氢气超标故 障类 型为进水 受潮或油 中 气泡放 电。在设备 内部进 水受潮时 ， 油 中水 分和带湿杂质易 形成“ 小桥 ” ， 或 者同体绝缘 中含有 的水分加上 内部气 隙空洞 的存在 ， 共 同加速绝缘老化过程 ， 并 在 强 烈 局 部 放 电作 用 下 ， 。 无 放 出氢气 。 另外 ， 水分在电场作用下发生 电解作用 ， 水与铁又 会发生 电化学反应 ， 都可产生大量 的氢气 。变压 器等设备内 部进水 受潮 ， 如不及早发 现与及 时处理 ， 后 果 也 往 往 会 发 展 量 水 微 ： ｐ Ｍ Ｐ 成放 电性故障 ， 甚至造成设备损坏 。 图 １ 根据模拟试验和大量 的现场试 验 ， 电弧放 电（ 电流大 ） 使 量关。 主要分解 出 乙炔 、 氢及较少 的甲烷 ， 局部放 电（ 电流小 ） 主要 分解 ｝ ｆ ｛ 参 考 文 献 氢气和 甲烷 ， 变压器油过热时分解 出氢和甲烷 、 乙烯等 ， 氢是油 中发 ［ １ 】 汪 宏 正， 何 克 兴， 张 古银 ． 绝缘 介 质 损 耗 与 带 电测 试 【 Ｍ】 ． 安徽： 安徽科 生放 电分解 的特征气体 ，但是氢的产生不完 全是 由放 电引起的 ， 特 学技 术 出版 社 出版 ， １ ９ ８ ８ ， ８ ． 别是氢含量单植超标 ， 绝 大多数原 因是设备进水受潮所致 。从所进 ［ ２ 】 周 泽存 ． 高 电 压技 术【 Ｍ 】 ． 北京： 水利 电力 出版 社 出版， １ ９ ８ ８ ， ６ ． 行 的试验项 目和试验数据进行综合分析 ， 初步推断导致套管氢含量 ［ ３ ］ 陈化钢． 电气设备预 防性试验 方． 法『 Ｍ ］ ． 北京： 水利电力 出版社 出版， 超标 的原 因由于该套管密封不严进水受潮 所致 。 经研究决 定对 主变 １ ９９ ４， ９． 停 电对 该套管进行解 体 ， 解 体后发现果然 是 由进水受 潮所致 ， 拍摄 图谱如图 １ 。 经过解体试验 ， 证 实 了 试验 人 员的 推 断 。 结论及建议 ： 通过本次试验过程 ， 我们知道套 管进水 受潮是导致其油 中单氢 含量超标的主要原因 。多数是 由厂家制造工艺不精 ， 导致设备在运 行过程 中进水受潮 ， 还有在运行期 间检 修人员也存在工作不到位 的 地方 。所以检修人员在对其进行密封性检查时一定要仔细 ， 加强责 任心 ， 尤其是在设备交接 时， 一定要加强对设备 的质量检查 ， 严把质
110kV主变高压套管试验数据异常分析
110kV主变高压套管试验数据异常分析作者：赵胤郭涛董典帅来源：《华中电力》2014年第04期摘要：变压器套管是变压器的重要部件，在变压器运行过程中长期通过负载电流。
本文主要讨论了主变试验中两起套管试验数据异常缺陷，通过对试验数据的分析，发现均为套管油室顶盖固定不紧造成的。
关键词：单套管、介质损耗、电容量、主变、绝缘0、引言变压器套管对高压引线起固定作用，是变压器的重要附件。
变压器套管在运行中由于进水受潮、局部放电等原因而导致事故，套管故障在主变事故中占有很大的比例，根据有关研究110kV、220kV套管故障约占主变故障的11.3%，而500kV套管故障占主变事故更高，约为28.6%。
因此套管的正常运行是相当重要的。
1、试验实例分析在12年4月对××变1#主变进行例行性试验（主变型号：SFZ10-40000/110， 05年9月投运），及12年12月对3#主变进行例行性试验（主变型号：SZ11-80000/110， 09年12月投运）时，均发现B相套管试验结果异常，其它试验数据正常。
如表1所示。
依据网省公司《输变电设备状态检修试验规程》规定，220kV及以下变压器，油纸绝缘型套管介质损耗因数应：≤0.007，这两台主变的B相套管的主屏介质损耗都明显超标。
套管介质损耗超标必须引起足够的重视，因为绝缘介损试验是一项反映套管绝缘性能的重要项目，介质损耗角的变化可反映介质受潮、劣化变质、以及绝缘中局部放电等缺陷，若套管介质损耗值过大还会引起介质发热，使绝缘加速老化，甚至导致热击穿。
以上两台主变高压套管，由同一家公司生产，型号：COT550/800。
下文根据套管结构对电气试验接线图进行分析，并探讨了本例中套管介质损耗超标的成因。
2、套管结构分析针对套管试验数据异常，首先对套管的机械及绝缘结构进行分析。
该油纸电容型变压器套管是由接线板、油室、瓷套（外绝缘）、电容芯体（内绝缘）、联接法兰、均压环和均压球等组成，其中上顶部接线板安装在油室顶盖上，油室顶盖旋装在油室上，如需检修油室内部可将其卸下，为了防止漏水，顶盖与油室间由橡胶圈密封。
针对某110kV主变高压套管试验数据异常的分析
针对某110kV主变高压套管试验数据异常的分析发布时间：2022-11-27T01:30:51.928Z 来源：《中国科技信息》2022年8月15期作者：张晓竹[导读] 通过对某110 kV主变套管介质损耗的分析和诊断，发现其主要原因是由于将军帽内部的销钉腐蚀导致的接触电阻增加，张晓竹广东电网公司惠州供电局试验研究所摘要：通过对某110 kV主变套管介质损耗的分析和诊断，发现其主要原因是由于将军帽内部的销钉腐蚀导致的接触电阻增加，从而增加了绝缘损失。
通过对试品进行介质损耗试验，可以对设备的绝缘状态进行准确的检测，尤其是检测出受潮、老化等故障，因此，介质损耗角测试是绝缘测试中非常关键的一环。
本文对某110kV主变高压套管试验数据异常进行了分析研究，并对其进行了理论上的探讨，为以后的110kV主变高压套管试验中遇到类似问题提出解决思路。
关键词：110kV主变高压试验；套管试验数据；异常分析；解决策略引言：此次套管的介质损耗值不达标是因为上盖帽上的螺丝没有拧牢，导致蒸汽渗入导致定位销生锈所致。
针对这种问题，提出了安装、调试、排故的相关建议和预防措施。
在固定好后，要先把将军帽固定好，然后用专业的刀具或管钳将帽子上的圆形螺丝夹住，确认安全后，将导线板固定。
完成整个装配后，对导引头及将军帽进行接线测试，确认接合后，进行套管试验。
在设备的预防性试验中，如果出现了套管的介质损耗量过大，应对套管的导电头和将军帽进行接合，如果不能通过，可以将圆螺丝进行再次拧紧。
一、110KV主变高压套管设备简析110kv变压器的高压套管是变压器中的一个关键部件，其主要功能是保护高压导线，一般采用油纸电容器。
若套管将军帽处有损坏，将导致套管顶端的接头盖产生裂缝，在雨天或潮湿天气，雨水和潮气就会通过管道的裂缝渗入到变压器的油箱，使内层的油纸受潮，油纸层的绝缘等级下降，从而对变压器产生损害。
由于高压套管在运行过程中工作条件的变化，经常会因绝缘劣化而造成电网事故。
110kV变压器套管电容量超标的分析处理
110kV变压器套管电容量超标原因分析及处理新疆阿克苏电力有限责任公司马月贵余兴芳[摘要]套管是变压器最重要的附件之一。
套管的事故率占全部变压器事故率的比例并不是很大,但它有逐年增涨的趋势，这也是我们对套管运行状况高度重视的主要原因。
套管的故障和异常，虽然有的不构成事故，但有的异常如不能及时消除，往往会导致十分严重的后果。
加强对套管的维护、管理，采用必要的检测手段及早发现问题、消除隐患，这是检修人员的首要责任。
本文通过对阿克苏公司110kV变压器套管出现的两起介损偏大和电容量超标事件的分析和处理经过，总结并提出此类问题的处理方法，仅供其他兄弟单位参考借鉴，希望与其他同仁共勉。
[关键词]110kV变压器套管介质损耗因数偏大电容量超标检修处理1 引言变压器是电力系统中担负电压变换、电能传输和终端分配的电力设备。
变压器套管是将变压器内部高、低压引线引到油箱外部的出线装置。
套管作为引线对地的绝缘，担负着固定引线的作用。
因此，它必须具有规定的电气和机械强度；它在运行中除应承受长期负载电流外，还应能承受短路时的瞬时过热，即应有良好的热稳定性。
变压器高低压侧套管如果存在缺陷或故障，将直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性。
低压侧套管，由于其结构简单，需要检修时间短，维护比较方便。
而对于高压侧套管（油纸电容式套管），由于其结构复杂，维护周期长，检修难度较大。
因此，对油纸电容式套管及时进行检修与维护，减少并杜绝套管事故是十分重要的。
本文详细介绍了阿克苏电力公司110kV南城变和110kV阿瓦提变1号主变110kV套管出现的介损偏大、电容量超标的原因分析及处理经过，总结并提出了此类问题的处理方法。
在此，仅供参考借鉴，同时希望与其他兄弟单位同仁共同研究探讨此类套管异常的处理。
2案例分析2.1案例一：110kV南城变电站1号主变套管电容量超标分析处理2.1.1设备缺陷发现经过2011年2月10日，在对阿克苏110kV南城变1号主变进行预防性试验时，发现1号主变110kV 侧O相套管介损值、电容值超标较严重，已超过预试规程的要求；B相套管介损值虽未超过预试规程要求，但与上次试验值相比较增长较大。
110kV插拔式电缆终端变压器局部放电超标的解决办法
110kV插拔式电缆终端变压器局部放电超标的解决办法1 前言在一定的外施电压下，变压器器身内部可能发生局部的和重复的击穿和熄灭现象。
这种局部放电发生在一个或几个很小的空间内，放电的能鼍很小，局部放电的存在并不影响变压器的短时绝缘强度 = 但在运行电压下一台变压器如在绝缘中存在局部放电现象，这些微弱的放电和由此产生的一些不良效应，可以慢慢损坏绝缘，最后导致整个绝缘击穿这一现象的危害性已逐渐被人们所认识。
为了提高变压器运行的可靠性，于 2004年 1月1日实施的GB1094.3—2003电力变压器第3部分《绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》规定 =72.5kV且额定容量为 10 0o0kVA及以上和 U >72.5kV的变压器若无其他协议，均应进行局部放电测量。
通过局部放电测量，能够验证变压器的设计结构是否合理，工艺水平和生产环境是否满足要求，变压器是否存在缺陷等。
2 高压局部放电超标的原因分析某110kV电力变压器，其高压套管采用德国进口插拔式电缆终端。
插拔式电缆终端与油纸电容式套管结构不同，器身引出线与其连接方式不同，设计和制造时应充分考虑插拔式电缆终端接线的特殊性。
在试制前两台 SZIO一 40000/1 10变压器时，由于经验不足，高压短时感应耐压试验(简称 ACSD)局部放电均未达到合同规定的 l00pC以下的要求，熄灭电压为 58kV，而其它试验一次全部通过。
而我公司近年来设计制造了近百台 1l0kV油纸电容式套管电力变压器，每台变压器高压局部放电均在l00pC以下，因此有必要对变压器高压出线端的设计结构和制造工艺进行分析，找出高压局部放电超标的原因，并予以解决：2.1 高压局部放电超标的原因为找出高压局部放电超标的原因，必须确定局部放电的可能位置。
我们首先采用超声波定位法来检测，但未采集到信号，后用油纸电容式套管代替插拔式电缆终端进行试验，两台产品高压局部放电均在 l00pC以下，可以排除器身的问题一接着又对插拔式电缆终端座和配套的试验电缆进行单独试验，局部放电量在 5pC左右，可以忽略：通过以上试验可以判断出高压局部放电超标的问题发生在安装插拔式电缆终端座的升高座内我们打开升高座，检查内部结构件，未发现放电痕迹，又结合设计图纸和试验时局部放电的形态，经过分析认为主要是由以下原因造成的。
110 kV变压器常存在的问题分析与处理
摘要：针对110 kV变压器试验中常存在的问题，结合实例，通过套管的介损和电容量的现场测试及变压器套管结构的分析，发现套管顶端部件接触不良是引起介损严重超标的主要原因，以及有载调压开关接触点氧化造成直流电阻不合试验规程要求，针对性地提出了主变压器套管介损和绕组直流电阻现场测试和处理方法。
关键词：变压器;介质损耗;高压套管;直流电阻0引言套管是变压器的重要组成部分之一，全国变压器运行事故分析报告统计表明，110 kV及以上电压等级变压器在运行中因套管事故引起的事故约1/6。
而故障套管的在历次预试时有约90%是合格的。
本文通过实例分析主变套管介损超标的原因并提出相应的处理方法，使介损重新恢复到正常情况。
1 套管介质损耗超标2011年3月17日，在对110 kV临清变电站#1主变进行预试试验时，发现主变套管型号COT550-800 A相(出厂序号7160249)、B相(出厂序号7160244)介损超标，C相(出厂序号7160241)存在一定的误差，《电力设备预防性试验规程》(下简称“规程”)规定运行中油纸电容型110 kV套管主绝缘的介损值在20℃时不大于0.7%。
试验人员采取仪器自检、更换仪器、变更接线、处理套管外表面、排放套管内部气体、消除电场和磁场干扰的影响等相关措施后进行重复试验，试验数据重复性很好，排除外界因素对测量结果的影响。
试验数据见表1。
表1 套管试验数据“规程”规定运行中油纸电容型110 套管主绝缘的在20 ℃时其增量应不大于±0.003，且不大于0.7%。
由于工作票时间等原因，暂停试验。
试验人员经讨论，排除了外界因素的影响，问题可能是套管受潮、绝缘油及纸劣化、绝缘上附有油泥、存在局部缺陷等原因引起的。
通过和厂家沟通，初步分析可能是由于套管高压侧的接线端子与导电杆间连接不牢靠造成的。
18日，试验小组根据分析的结果对主变套管进行处理，拆掉将军帽，对导电杆和销子等连接部件进行清洁并连接牢靠，将高压引线夹子直接夹在套管顶部的导电杆上再次试验进行测量，试验数据合格，见表2。
关于“110 kV 主变套管末屏”试验超标分析
科技与创新┃Science and Technology &Innovation·64·2021年第19期文章编号：2095－6835（2021）19－0064－02关于“110kV 主变套管末屏”试验超标分析张业超，邹山，林芳宇，刘雪洋，周建荣，欧芳梅（海南输变电检修分公司，海南海口570000）摘要：现阶段，随着中国经济的快速发展，各行业对电力的依赖程度也越来越高，电力资源的供给对整个社会的发展起着至关重要的作用。
高压变压器是电力系统运行中的一项重要组成部分，其稳定性直接关系到电力系统的正常运行。
如果电力变压器在运行中出现了问题，就会对电力系统造成影响。
由此可见，应针对变压器进行全方位的预防性试验，其中变压器中最薄弱的地方是套管，套管中最薄弱的地方是套管末屏，所以套管末屏是高压变压器预防性试验中的重要研究对象。
关键词：高压变压器；预防性试验；套管末屏；故障缺陷中图分类号：TM41文献标志码：ADOI ：10.15913/ki.kjycx.2021.19.027高压变压器作为电力系统中重要的核心部分，对整个电力系统的安全稳定运行有着至关重要的影响。
为了确保电力系统的安全稳定运行，必须确保高压变压器的安全运行。
开展高压变压器预试工作，通过高压变压器试验的有效执行，更好地了解电力系统系统的复杂性，提高整个电力系统的运行质量。
高压变压器中高压套管又尤为重要，高压套管是高压变压器中的重要部件，其不但是引线对地的绝缘，而且还担负着固定引线的作用。
高压电容式套管是变压器套管中常见的一种形式。
1发现缺陷2020-05，高压试验专业按计划进行110kV 某变电站#1主变预试定检。
在进行至套管试验时，当打开110kV 侧C 相套管末屏旋盖时，发现末屏引出导电杆表面有烧焦绝缘材料的痕迹，如图1所示。
之后，针对末屏引出的导电杆进行清洁及擦拭后并试验。
套管本体介损0.240%、电容量282.4pF 、末屏绝缘为0.2M Ω，当进行末屏对地介损试验时，升压至2000V 时，末屏有“吱吱”放电声，随即仪器高压电源跳开。
一台110kV变压器局部放电量超标的处理过程
一台110kV变压器局部放电量超标的处理过程摘要：本文详细介绍了一台110kV变压器在发现局部放电量超标后的整个处理过程，以供参考。
关键词：变压器；局部放电；处理一、变压器局部放电测量简介局部放电，是指电气设备局部绝缘出现击穿或沿面放电的情况，只存在于绝缘的局部位置，而不会立即形成贯通性的击穿的放电。
由于电气设备绝缘内部存在缺陷、内部电场分布不均匀等原因，使得局部的场强集中，就有可能产生局部放电。
局部放电虽然不会影响到电气设备的短时绝缘强度，但如果在长期运行中持续发生局部放电，这些微弱的放电能量以及由此产生的一些不良效应可能会不断累积，使绝缘的寿命降低甚至完全被击穿，影响到电气设备的安全运行。
引起电力变压器的局部放电主要原因有悬浮电位、尖端放电、电场叠加、气泡影响等。
其中气泡是最经常引发局部放电的一种原因。
气泡除了绝缘油中可浮动的气泡之外，还有封闭在绝缘材料中的气隙，这些气泡或气隙有些是在制造过程中产生的，有些是由于油或水分在电场作用下分解产生的。
因为气泡的介电常数比绝缘材料的介电常数小，且其电场强度又比周围的绝缘介质高，所以在电场作用下气泡处会首先放电，而其他绝缘介质仍保持绝缘性能，就形成了局部放电。
为保证变压器达到标准规定的低局部放电量，需要在出厂试验、安装交接试验等阶段对其进行局部放电测量。
局部放电测量一般在感应耐压试验中进行，以测量变压器在比运行电压更高的电压下的局部放电水平。
目前主要采用脉冲电流法进行变压器局部放电的定量测量，局部放电信号一般从高压套管末屏处引出，通过测量阻抗引入局部放电测试仪，即可测量当前电压下的局部放电量。
二、一台110kV变压器局部放电量超标的处理过程1、变压器出厂试验时出现局部放电量超标情况我公司在进行一台110kV电力变压器出厂试验时，其他试验项目结果合格，在局部放电测量中发现B相的局部放电量超标，在1.5试验电压下的局部放电量幅值为2000pC，超过标准规定的应不大于500pC的要求。
110kV主变套管介损超标的分析与处理
110kV 主变套管介损超标的分析与处理王军德，董万光，侯宪法（山东聊城供电公司，山东聊城252000）1引言套管是变压器的重要组成部分之一，套管介质损耗因数tan δ是衡量其绝缘程度的一个重要指标。
按照《电力设备交接和预防性试验规程》的规定，在对35kV 及以上且容量8000kVA 及以上的变压器进行大修或有必要时，应对其介损进行测量。
全国变压器运行事故分析报告统计表明：110kV 及以上电压等级变压器在运行中因套管故障引起的事故约占事故量的1/6。
本文中通过实例分析主变套管介损超标的原因，提出了相应的处理方法，可使套管介损值重新恢复到正常数值。
2原因的查找及分析2.1现场测试在对某110kV 变电站1号主变进行预试试验时，发现主变（型号SZ10-50000/110）的高压套管（型号COT550-800）A 相介损严重超标，B 相和C 相存在一定的误差。
《电力设备预防性试验规程》规定运行中油纸电容型110kV 套管主绝缘的tan δ在20℃时其增量应不超过±0.3%，且tan δ不大于0.7%。
一般情况下，在测量技术上使tan δ失准的主要有电桥精度不够、测量接线错误、引线电阻及其接线电阻过大、电桥的电压不足和放电不充分等因素；在套管本身上主要有套管受潮、绝缘油及纸劣化、绝缘上附有油泥、存在局部缺陷及电场磁场干扰等因素。
通过采取仪器自检、更换仪器、变更接线（缩短引线，高压线悬空、使用屏蔽线、接触良好及更换引线等）、处理套管外表面、排放套管内部气体、消除电场和磁场干扰的影响等相关措施后进行重复试验，试验数据重复性很好，排除了外界因素对测量结果的影响。
试验数据见表1。
根据表1的测试结果，末屏绝缘电阻阻值合格，实测设备的电容量与铭牌标注值基本相同，但与规程中相关规定比较，A 相的tan δ严重超标，B 相tan δ接近规程的上限。
2.2原因分析正常情况下介损的正接线测量的等效电路如图1所示，tan δ=wC x R x 。
变压器套管电容量变化诊断及处理
变压器套管电容量变化诊断及处理摘要：变压器套管作为电力变压器的关键部件，它的运行质量至关重要。
电容式套管是指采用电容屏均压的套管，它以若干串接的电容芯子作为内绝缘，其电容量初值差（与出厂值或交接值比较）应不超过±5%。
本文分析了电容式套管的原理和电容量测试方法，并以案例举例说明了变压器套管电容量变化的诊断和处理。
本文提出，电容量升高时情况较严重，应考虑电容屏击穿；电容量降低时应考虑老化；受潮情况较复杂，应具体问题具体分析。
套管为低值元件，且其属于主设备的关键部件，一旦发现问题或运行质量降低，应及时进行处理，必要时进行更换。
关键词：套管；电容量；诊断；处理1 前言电力变压器作为电网运行的主设备，它的安全可靠运行直接影响了电网的安全稳定性。
而变压器套管作为电力变压器的关键部件，它的运行质量也至关重要。
在生产实践中，变压器在运行中会出现套管电容量变化的情况，本文旨在就此种情况进行分析。
2 电容式套管的运行要求电容式套管是指采用电容屏均压的套管，它以若干串接的电容芯子作为内绝缘（也称主绝缘）。
其主绝缘好坏一是看它绝缘有否受潮、劣化等，通过测量绝缘电阻和介质损耗因数（简称介损）来判断；二是看若干串接的电容屏有否击穿，通过测量电容量来判断。
其电容量初值差（与出厂值或交接值比较）应不超过±5%，介损根据绝缘材料和电压等级也有相应的注意值。
电容式套管的电容量及介损测量通常采用西林电桥，用正接线方式，其测量结果有出厂值、首次安装后的交接值、运行中的例行试验值以及检修后的修后值等。
测试中不但要看它是否超过警示值和注意值，还要与历次试验结果比较，看变化趋势。
其测量有时是单独测量（套管脱离变压器，如出厂值和修后值）。
大部分情况是安装在变压器上进行测量（安装后的交接值和运行中的例行试验值等）。
变压器电容式套管由中心导管、电容芯子、外绝缘及安装法兰等组成，其末屏测量端子将套管的总电容量划分为电容C1 和C2 两个部分，其中C1 为套管中心导管与测量端子间的电容量，是套管的主绝缘电容，R1 为主绝缘电阻（导电杆与末屏间的绝缘电阻）；C2 为测量端子（末屏）与连接套筒（法兰）间的电容量，R2 为末屏与法兰间的绝缘电阻。
浅析电厂主变压器套管介损超标故障原因处理措施
浅析电厂主变压器套管介损超标故障原因处理措施摘要：文章首先分析主变压器拓压套管常见故障，探讨主变压器的检修试验经过，详细分析主变压器套管介损超标故障原因，提出了处理措施。
关键词：电厂；主变压器；套管介损；故障；措施引言变压器套管是变压器箱外的主要绝缘装置，变压器绕组的引出线必须穿过绝缘套管，使引出线之间及引出线与变压器外壳之间绝缘，同时起固定引出线的作用。
介质损耗是指绝缘材料在电场作用下，曲于介质电导和介质极化的滞后效应, 在其内部引起的能量损耗，也叫介质损失，简称介损。
介损试验可以发现电气设备绝缘整体受潮、劣化变质以及小体积被试设备贯通和未贯通的局部缺陷，尤其对小容量、结构单一的元件更是非常有效。
在实际应用中，也常以此作定性分析。
该项试验可间接鉴别变圧器绝缘在高电压作用下的可靠性，及时发现变压器绝缘的局部缺陷。
1电厂简介某燃气电厂共安装4 x350 MW燃气发电机组，机组为〃二拖一〃单轴结构，燃气轮机和蒸汽轮机一起拖动发电机做功发电。
机组出口是发电机变压器组单元结构,主变压器安装有在线监测装置IDD （Intelligent Diagnostic Device,智能诊断设备）,可以在线监测主变压器高压侧套管介损、变圧器油的微水含量和氢气含量等参数。
该燃气电厂3号主变压器在2017年的一次检修试验中，高压侧A相套管末屏引线小套管底座（后面简称"末屏底座〃）丝牙被严重损坏，B、C相套管末屏底座丝牙也有不同程度的损伤，更换三相末屏底座后A、B相套管介损值超标, 经过原因分析和排查处理，最终发现套管末屏处局部绝缘受潮，经过加热干燥处理后介损值符合《电力设备预防性试验规程》（后面简称“预试规程〃）规定。
文章对处理的过程进行了描述，并给出了主变压器套管末屏底座安装螺丝损坏的处理方法和防止套管末屏底座丝牙损坏的防范措施。
2主变压器高压套管常见故障主变压器套管的常见故障主要有：套管制造工艺不良、安装工艺不规范等造成套管接头过热，瓷套外绝缘在恶劣环境下发生闪络，末屛接地不良造成绝缘油色谱超标等。
110kV变压器试验数据异常分析方法的探讨
110kV变压器试验数据异常分析方法的探讨变压器是电力系统中重要的电气设备，用于将高电压输电线路的电压降低到较低的电压，供给用户使用。
在变压器的设计、制造和运营过程中，需要进行各种试验，以确保其安全可靠运行。
在试验过程中，可能会出现一些异常数据，需要进行分析和解决。
一、异常数据的定义在变压器试验过程中，异常数据是与正常数据相比有较大偏差的数据，可能表明变压器存在故障或不合格的情况。
异常数据可以是电压、电流、温度、绝缘电阻和绝缘电损等各种指标的测量值。
二、异常数据的原因分析1. 传感器故障：变压器试验过程中使用的传感器可能会出现故障，导致得到的测量值异常。
电流互感器的线圈间短路或开路，电压互感器的绝缘击穿等问题。
2. 试验设备故障：试验设备，如变压器电源、电压表、电流表等可能存在故障，导致得到的数据异常。
电压表的示值误差较大，电流表的量程不匹配等。
3. 外界干扰：试验过程中可能会受到的外界干扰，如电源波动、电磁场干扰等，将影响试验数据的准确性。
试验现场的环境温度、湿度等因素也可能对试验数据产生影响。
4. 变压器内部故障：变压器内部存在的故障，如绝缘老化、电路连接不良、短路等可能导致试验数据异常。
三、异常数据的分析方法1. 数据比对法：将试验数据与正常范围内的标准数据进行比对，检查是否有明显的偏差。
如果数据超出正常范围，可以初步判断为异常数据。
2. 数据平滑法：对试验数据进行平滑处理，去除异常点后重新计算均值、标准差等统计参数，并通过比较与正常数据的差异来判断是否为异常数据。
3. 参数计算法：根据变压器试验数据的特点，计算相应的参数，如电压比、负载损耗、电流泄露率等，通过比较计算结果与标准值进行判断。
4. 统计分析法：通过对大量试验数据进行统计分析，建立异常数据的概率分布模型，从而判断试验数据是否为异常。
5. 综合分析法：综合运用各种分析方法，结合试验设备的情况、试验环境的影响因素，对异常数据进行综合分析，找出异常数据的真正原因。
关于110kV主变高压套管试验数据异常分析
关于110kV主变高压套管试验数据异常分析发布时间：2021-04-12T11:54:51.420Z 来源：《中国电业》2020年35期作者：李惠专[导读] 文章针对一起 110 kV 变压器套管介质损耗超标的情况，李惠专广东电网有限责任公司中山供电局广东中山 528400摘要: 文章针对一起 110 kV 变压器套管介质损耗超标的情况，进行了电气诊断性试验分析，探讨了用电气试验进行变压器故障诊断的方法和引起故障的原因，对变压器的故障诊断分析有一定的借鉴意义。
关键词:变压器；套管试验；数据异常；处理措施引言变压器是变电站最重要的电气设备之一，它提供了可靠且有效的电压变换方法。
变压器的故障多为绝缘引起的。
变压器的电气试验是诊断变压器绝缘状况的重要依据。
压套管是变压器的重要组成部分，它的作用是对高压引线起固定作用，通常为油纸电容型绝缘。
由于高压套管在运行中的工作条件多变，所以常常因绝缘劣化损坏导致电网事故。
测量主变套管介质损耗因数tan可以发现绝缘体受潮、老化、绝缘气隙放电等问题，是判断套管绝缘优劣的重要依据，设备预防性试验的重要组成部分。
设备简介和异常情况1试验概况2019年对110kV某变电站1号主变进行例行试验，该主变型号SSZ9-40000/110, 2005年11月投人运行。
高压侧套管型号COT550-800，中性线套管型号COT325-800。
经现场检测发现各相套管主绝缘及末屏对地绝缘均正常，但中性线和C相套管介质损耗异常。
介损测试采用某公司HD91型全自动抗干扰介质损耗测试仪，试验结果如表1所示。
由试验数据可知，中性线和C相套管介质损耗明显偏大，根据《南方电网公司变电检测管理规定》对变压器套管例行试验要求，电容量初值差应不超过5%，主绝缘的介质损耗因数不大于1%。
C相和中性线介质损耗明显超标，修试人员对此进一步检查。
2故障判断由于C相、中性线电容量有所减少，考虑可能是套管少油引起，经查看四相油位指示均正常，排除套管内部缺油的可能性。
110kV变压器试验数据异常分析方法的探讨雷瀚宇
110kV变压器试验数据异常分析方法的探讨雷瀚宇发布时间：2021-08-27T09:15:18.829Z 来源：《河南电力》2021年4期作者：雷瀚宇张连恺[导读] 当前，整个社会的用电需求不断提高，为了满足人们的用电需求，电力供应系统及相关设备也在逐渐改进与完善，但是，在具体的改进过程中，经常出现一些问题，其中不少问题的出现都是110kV变压器造成的。
（国网福州供电公司 350000）摘要：现阶段，我国经济的不断发展，生产水平的逐渐提升，以及各类电器设备的涌现，使得用电需求急剧增多，也因此，相关变压设备的应用效果也受到较大的关注。
就变电站运行的实际情况来看，110kV的变压器在其中占据着重要位置，不过，其在工作运行过程中会受到一些因素的影响，产生故障问题，其运行数据也会出现异变，这就需要有关部门需要加强变压器的管控，并做好相应的测试工作，针对试验数据的异常情况进行深入分析，结合分析结果，制定出有效的解决方式。
关键词：110kV变压器；试验数据异常；分析方法引言：当前，整个社会的用电需求不断提高，为了满足人们的用电需求，电力供应系统及相关设备也在逐渐改进与完善，但是，在具体的改进过程中，经常出现一些问题，其中不少问题的出现都是110kV变压器造成的。
由于现代的供电系统规模较大，维护周期就变得较长，也因此，变压器会因为长期不断的工作运行，而产生故障问题，这样则会影响到供电系统的正常运行。
基于此，相关部门需要针对110kV的变压器开展相应的试验，通过对试验数据的科学分析，明确变压器的工作情况，针对异常数据则要采用合适的应对措施，保障供电系统的正常运行。
一、110kV变压器设备试验概述在对某110kV变压器设备进行日常测试，其电压处于35kV时，若是发现压侧存在异常情况，那么绕组直流电阻的测试数值就会超出正常情况下的平衡率，并且大约是正常绕组数值的3倍，而且变压器内部的B相电阻远远高过A、C两相电阻。
110kV变压器试验数据异常分析方法的探讨
110kV变压器试验数据异常分析方法的探讨110kV变压器试验是对变压器进行质量检验和性能评估的重要手段，试验数据的准确性和正常性对于判断变压器的安全可靠性和运行稳定性至关重要。
试验数据中可能存在一些异常值，这些异常值可能是由于试验设备的故障、操作员的操作失误或者变压器自身存在的问题所导致的。
对于异常数据的及时发现和分析能够帮助我们找出问题的根源，并采取相应的措施进行处理和修复。
1. 数据分析工具和方法：试验数据的异常分析可以借助于各种数据分析工具和方法，如统计分析、图表分析、趋势分析等。
通过对试验数据进行各种统计指标的计算和分析，可以发现异常数据和异常趋势，帮助我们识别和定位问题。
2. 历史数据对比：对于已经运行一段时间的变压器，可以利用历史数据进行对比分析。
通过与历史数据进行对比，可以判断试验数据是否异常。
如果与历史数据相比，出现了明显的偏差或者异常波动，那么可能存在问题。
3. 统计规律分析：变压器试验数据具有一定的统计规律性，比如正态分布、稳定性分布等。
通过对试验数据进行统计规律分析，可以判断是否存在异常数据。
如果试验数据出现了明显的偏离正态分布的情况，可能存在异常。
4. 故障检测仪器使用：在试验数据异常分析中，故障检测仪器是非常重要的一种工具。
故障检测仪器可以对变压器进行实时监测和分析，帮助我们及时发现异常数据并定位问题。
5. 专家经验和知识：试验数据异常分析还可以借助于专家的经验和知识。
专家在长期的实践中积累了丰富的经验和知识，能够通过观察和分析试验数据，快速准确地判断数据是否异常，并提供相应的处理和修复建议。
110kV变压器试验数据异常分析是确保变压器质量和性能的重要环节。
通过合理选择数据分析工具和方法，对数据进行分析和对比，判断是否存在异常数据和异常趋势，以及借助故障检测仪器和专家经验等手段，可以及时发现和解决问题，确保变压器的安全可靠运行。
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110kV变压器套管电容量超标原因分析及处理
新疆阿克苏电力有限责任公司马月贵余兴芳
[摘要]套管是变压器最重要的附件之一。
套管的事故率占全部变压器事故率的比例并不是很大,但它有逐年增涨的趋势，这也是我们对套管运行状况高度重视的主要原因。
套管的故障和异常，虽然有的不构成事故，但有的异常如不能及时消除，往往会导致十分严重的后果。
加强对套管的维护、管理，采用必要的检测手段及早发现问题、消除隐患，这是检修人员的首要责任。
本文通过对阿克苏公司110kV变压器套管出现的两起介损偏大和电容量超标事件的分析和处理经过，总结并提出此类问题的处理方法，仅供其他兄弟单位参考借鉴，希望与其他同仁共勉。
[关键词]110kV变压器套管介质损耗因数偏大电容量超标检修处理
1 引言
变压器是电力系统中担负电压变换、电能传输和终端分配的电力设备。
变压器套管是将变压器内部高、低压引线引到油箱外部的出线装置。
套管作为引线对地的绝缘，担负着固定引线的作用。
因此，它必须具有规定的电气和机械强度；它在运行中除应承受长期负载电流外，还应能承受短路时的瞬时过热，即应有良好的热稳定性。
变压器高低压侧套管如果存在缺陷或故障，将直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性。
低压侧套管，由于其结构简单，需要检修时间短，维护比较方便。
而对于高压侧套管（油纸电容式套管），由于其结构复杂，维护周期长，检修难度较大。
因此，对油纸电容式套管及时进行检修与维护，减少并杜绝套管事故是十分重要的。
本文详细介绍了阿克苏电力公司110kV南城变和110kV阿瓦提变1
号主变110kV套管出现的介损偏大、电容量超标的原因分析及处理经过，总结并提出了此类问题的处理方法。
在此，仅供参考借鉴，同时希望与其他兄弟单位同仁共同研究探讨此类套管异常的处理。
2案例分析
2.1案例一：110kV南城变电站1号主变套管电容量超标分析处理
2.1.1设备缺陷发现经过
2011年2月10日，在对阿克苏110kV南城变1号主变进行预防性试验时，发现1号主变110kV
侧O相套管介损值、电容值超标较严重，已超过预试规程的要求；B相套管介损值虽未超过预试规程要求，但与上次试验值相比较增长较大。
测试数据见下表：
2011年02月10日测试的试验数据如下
套管相别tgδ（%）C（pF）U(kV) C(额定) 电容量误差（%）A相0.174 303.9 10 309 -1.65
B相0.708311.3 10 315 -1.17
C相0.226 307 10 314 -2.23
O相 3.674356.9 10 389 -8.25
2.1.2介质损耗因数及电容量超标的处理经过
现场试验人员经综合判断分析，怀疑110kV侧零相套管内有一屏间绝缘击穿，同时也与厂家技术人员进行了沟通，厂家技术人员认为是由于套管导电杆与将军帽接触不良造成的，建议拆开套管将军帽，活动导电杆后用酒精擦拭导电杆与将军帽接触面后问题就会解决。
随后，检修人员按照厂家技术人员的指导，拆开了套管将军帽，经仔细检查发现：将军帽内部销子上有放电灼烧的痕迹，将军帽法兰盘上有锈蚀痕迹，检修人员现场对该销子和法兰盘进行打磨处理。
处理后再次对O相套管介损和电容量进行了复测，处理后套管介损和电容量误差都符合规程要求。
随后，检修人员按照此方法对A、B、C三相套管进行了处理，处理后测得的电容量与未处理前比较均有增加，电容量误差均有所减小。
测试数据见下表：
2011年02月11日测试数据如下
套管相别tgδ（%）C（pF）U(kV) C(额定) 电容量误差（%）A相0.274 304.4 10 309 -1.49
B相0.267311.4 10 315 -1.14
C相0.258 309.5 10 314 -1.43
O相0.222383.8 10 389 -1.34
2.2案例二：110kV阿瓦提变电站1号主变套管电容量超标分析处理
2.2.1设备缺陷发现经过
2012年6月2日，在对110kV阿瓦提变电站1号主变例行试验过程中，当试验人员对110kV 套管介损及电容量测量数据和交接数据比较发现，A、B、C、O相主绝缘、末屏绝缘及介损虽符合《电力设备预防性试验规程》的相关标准要求，但C相套管电容量与额定电容量误差为-5.18%，超出了《电力设备预防性试验规程》规定的电容量误差不大于+5%的要求，A、B 两相电容量误差数据虽合格，但也接近规程规定的+5%限值。
测试数据见下表：
2012年6月2日测试数据如下 2.2.2电容量超标的处理经过
发现套管电容量超标后，检修人员先对套管的外观进行了仔细的观察，没发现C 相套管外观有脏污裂纹等异常。
同时借鉴了上次此类套管异常的处理方法，拆开C 相套管将军帽，经仔细检查发现将军帽内部销子上有放电灼烧的痕迹，将军帽法兰盘上有锈蚀痕迹，检修人员现场对该销子和法兰盘进行打磨处理（处理方法见下图1），处理后再次对C 相套管介损及电容量进行了复测，复测后经计算电容量误差为-4.17%，符合电容量误差不大于+5%的要求。
随后，检修人员按照此方法对A 、B 两相进行了处理，处理后测得的电容量与未处理前比较均有增加，电容量误差均有减小。
测试数据见下表： 2012年6月2日测试数据如下 图1
套管相别 tg δ（%） C （pF ） U （kV ） C （额定）
电容量误差（%）
A 相 0.372 263.8 10 275 -4.07
B 相 0.379 265.0 10 278 -4.68
C 相 0.364 261.7 10 276 -5.18 O 相
0.361
307.9
10
318
-3.18
套管相别 tg δ（%） C （pF ） U （kV ） C （额定） 电容量误差（%）
A 相 0.378 264.6 10 275 -3.78
B 相 0.384 267.5 10 278 -3.78
C 相 0.377 264.5 10 276 -4.17 O 相 0.361
307.9
10
318
-3.18
3故障原因分析
110kV南城变电站1号主变套管和110kV阿瓦提变电站1号主变套管均为上海MWB互感器有限公司生产的，在其他试验项目中（绝缘电阻及油色谱试验）均未发现异常数据。
初步分析可能是由于新疆昼夜温差大，将军帽以及连接导电杆和将军帽的销子的处受潮，导致销子对潮气放电，同时由于潮气的作用，连接导电杆和将军帽的销子就会产生锈蚀，从而影响套管介质损耗因数和电容量的试验数据。
这类问题虽然暂时不影响变压器及套管的正常运行，但国网公司状态评价规程《油浸式变压器（电抗器）状态评价导则》Q/GDW169-2008规定变压器套管介损超过标准要求（《电力设备预防性试验规程》DL/T 596-1996规定110kV油纸电容型套管运行中的介损不超过1%）应扣30分，电容量与出厂值或前次试验值比较偏差大于+5%应扣32分。
依据此规程，该变压器就会被评价为严重状态。
况且，如果不采取措施任其发展，势必造成十分严重的后果，所以及早发现问题，消除隐患是减少套管故障的最好解决办法。
这两起案例并非特例，随后在阿克苏电力公司110kV化工园变电站主变套管也出现过类似情况，但在处理后测试数据都恢复正常。
可见这类问题需要我们应引起更多的重视，此类处理方法还需更进一步改进。
因为随着状态检修的实施以及对供电可靠性要求的提高，发展新的监测方法、新的测试手段刻不容缓。
4经验总结
变压器套管介质损耗因数和电容量测量（简称“介损试验”）是变压器绝缘预防性试验中的重要项目之一，是判断绝缘状况较为有效的一种方法。
能有效地检查变压器绝缘受潮、油脂劣化、绕组上附着油垢和严重的局部缺陷等。
尤其电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出+5%时，应查明原因。
从以上两起变压器套管介损和电容量超标的成功处理，我们可以总结：
（1）变压器套管例行试验中所发现的介质损耗因数和电容量超标的问题出现时，在综合其他试验项目均无异常时，应该考虑套管导电杆等部件连接是否松动或受潮锈蚀等问题。
（2）通常例行试验具有一个较大的局限性，是捕捉不到突然性的故障征兆，即不能及时的发现设备存在的缺陷。
因此实施容性设备在线监测、油色谱在线监测等在线监测技术可以及时发现设备缺陷，减少电网事故，降低停电损失。
尤其在实施状态检修的今天，发展新的测。