一起大型电力变压器高压套管介质损耗因数超标故障分析与处理

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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

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
2 .4 外观检查
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

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

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高压套管常见故障,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,由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压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 ×350 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、变压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,末屏接地不良造成绝缘油色谱超标等。

110kV变压器套管介损超标原因分析及处理

110kV变压器套管介损超标原因分析及处理

110kV变压器套管介损超标原因分析及处理发表时间:2018-09-12T17:08:13.757Z 来源:《电力设备》2018年第14期作者:傅刚李波涛[导读] 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,这是电气试验人员的首要责任。

本文通过对阿克苏供电公司110kV变压器套管出现的一起介损偏(国网新疆电力有限公司阿克苏供电公司新疆阿克苏地区 843000)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,这是电气试验人员的首要责任。

本文通过对阿克苏供电公司110kV变压器套管出现的一起介损偏大和电容量超标事件的分析和处理,总结并提出此类问题的处理方法。

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。

110kV变压器介质损耗因数超标的缺陷分析及处理措施

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

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。

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。

一起220kV主变介质损耗超标分析处理

一起220kV主变介质损耗超标分析处理

一起220kV主变介质损耗超标分析处理摘要本文针对某变电站220kv主变压器介损数据异常,施工单位在变压器异地组装后进行绕组连同套管介质损耗试验超出规程要求值,经分析认定为变压器本体附着及沉淀大量的内部极性物质所致,本文详细介绍了该变压器介损超标处理过程和办法。

关键词变压器介损极性物质处理中图分类号:tm41文献标识码:a 文章编号:引言绝缘油介质损耗是指变压器油在交变电场作用下,引起的极化损失和电导损失的总和,是判断运行中变压器绝缘油品质、电气性能及变压器绝缘性能的重要指标。

介质损耗因数能反映变压器绝缘特性的好坏,反映变压器油在电场、氧化和高温作用下的老化程度,反映油中极性杂质和带电胶体等污染的程度。

一、事件经过西北某地区供电企业因负荷发展需要将某变电站220kv主变压器搬迁,施工单位在变压器异地组装后进行绝缘油试验发现油介质损耗试验超出规程要求值,具体经过如下:1、搬迁时从本体取油样,测试介损值为2.408%;2、进行变压器安装,安装完毕,注入干燥空气进行保存;3、将变压器油分别注入两个油罐(1号罐、2号罐),利用真空滤油机进行过滤,测试油介损值仍为2.4%。

经过分析认为:用目前的真空滤油机和板式滤油机已不能将变压器油介损值过滤到合格范围内,决定采用专用净油器结合硅胶进行过滤;4、向变压器进行注油。

注油后送检,测试变压器本体油介损值为2.38%,仍不合格。

分析原因是由于变压器原运行油介损较高,残留在铁芯,绕组及箱底未排放干净的残油造成介损值仍然不合格;5、再次取本体油样,测试介损值为3.69%;6、将1号罐、2号罐变压器油各过滤20天,测试油介损值降为1.51%、1.58%,能满足《规程》运行变压器油介损≤2%要求;7、取样变压器油送检运行单位,得出结果是变压器中部油介损值1.997%,底部油介损值为2.031%;8、依据验结果,决定注油;9、对该变压器进行高压试验,试验数据及结论如下:9.1绝缘电阻(mω)r15” r60” r600”r60”/r15” r600”/r60”低压—高,中压,地927 1856 3192 2.00 1.72中压—高,低压,地991 1670 2772 1.69 1.66高压—中,低压,地1281 1810 2896 1.41 1.60高,中压—低压,地1265 1941 3144 1.53 1.62高,中,低压—地 1725 2148 3609 1.25 1.68铁芯—地——732 ——————夹件—地——550 ——————铁芯—夹件——778 ——————试验标准:绝缘电阻值不应小于产品出厂实验值的70%;吸收比与产品出厂值相比应无明显差别,在常温下不应小于1.3;极化指数在常温下不应小于1.5。

厂高压变压器油介损超标原因分析及处理方法

厂高压变压器油介损超标原因分析及处理方法

厂高压变压器油介损超标原因分析及处理方法厂高压变压器油介损超标原因分析及处理方法蒋志敏宁夏银仪电力设备检修安装有限公司,宁夏银川 750000摘要某电厂#1厂用高压变压器自2005年投运以来运行正常。

2011年11月取油样化验,油介损超标为12.3%。

经过专业人员的检修,问题最终得以解决。

但为了防止此类问题发生,我们还是要仔细分析原因,并发现问题的根源,做到防患于未然。

本文先找出了导致高压变压器油介损超标的所有原因,然后结合我厂实例,着重分析导致此次事故的根本原因,并提出预防措施。

关键词高压变压器;油介质;原因;措施中图分类号tm4 文献标识码a 文章编号 1674-6708(2012)81-0132-02介质是否损耗主要是依据介质损耗因数来判定,介质损耗因数指交变电场对介质产生作用的状况下,电导和极化产生的损失的总数。

总体来说,通过油介质损耗实验,可以清晰的反应火力发电厂高压变压器绝缘油的运行情况。

1导致高压变压器油介质超标的因素1.1微生物污染因素由于在安装和大修高压变压器时不可避免的入侵了一些微生物,而在油中又富含水,空气等微生物的生存必需品,因此使微生物得以生长,繁殖和代谢。

因为微生物中所含的蛋白质本身即为胶体,所以微生物的污染实质上即为胶体的污染。

而且微生物通常均具有电荷,这在一定程度上提高了油的电导,致使电导损耗上升,随之致使高压变压器油介损超过规定标准。

1.2含水量因素虽然在高压变压器的生产和制作过程中,绝缘材料已经经过干燥处理。

但不可避免的在其深层还是会留下少量水分。

或者在运输高压变压器的途中,因保护措施不当而无意造成绝缘材料受潮,会使绝缘材料有一定的含水量,在高压变压器工作时,水分通过油面渗漏进入油内,会导致油内水分超标。

如果油里水的含量超过60mg/l,那么油的介质损耗因数就迅速上升。

1.3变压器结构因素当前一些制造变压器的厂商取消了净油器,这是对变压器的制造结构进行分析得出的结论。

电力变压器套管的故障分析及处理

电力变压器套管的故障分析及处理

电力变压器套管的故障分析及处理【摘要】电力变压器是一种用来改变电压和电流的电器设备。

主要由由铁心、绕组、器身绝缘、油箱和套管等组部件构成。

变压器绕组的引线是依靠套管引出箱外的,套管起到对油箱的绝缘、固定和将电流输送到箱外的作用,它需适应外界各类环境条件,并要有一定的机械强度,是变压器中一个主要部件。

套管需有不同的电压和电流等级,外绝缘大多是瓷套。

套管有纯瓷套管、充油套管、充气套管、电容式套管等不同形式。

而电容式套管是以电容芯子为主绝缘的套管,有胶纸电容式和油纸电容式套管两种,本文对油纸电容式套管的故障分析和检修维护浅谈自己的一些见解,供大家共勉。

【关键词】电力变压器;套管;故障分析;处理一、油浸纸绝缘电容式套管的绝缘结构油浸纸绝缘电容式套管是由油枕、上瓷套、下瓷套、电容芯子、导电杆、法兰和均压球等组成的。

电容芯子在套管的中心导电杆外绕铝箔作为极板,油浸电容纸中间按设计要求同心安置许多带有半导体镶边的铝箔作为均压极板,电容器的零屏与中心导电杆连接,末屏由连接套管的测量端子引出。

在串联电容器的作用下,使套管的径向和轴向电场分布均匀。

油浸纸绝缘是套管的主绝缘,即用包缠或迭合而成的密集纸层,经过真空浸油,利用油屏障原理,形成一个接一个的屏障。

绝缘层以导电杆中心线为轴心,内部同心放置铝箔,铝箔的边缘镶有半导体层,改善铝箔的这种均压电极边缘的尖端电场。

由于电容纸的纤维在油中起屏障作用,而且经过真空处理,油又填充了纸中的气隙,所以这种绝缘电气强度高,特别是短时电气强度可达到100kV/mm以上。

二、套管的故障原因分析套管表面脏污吸收水分后,会使绝缘电阻降低,其后果是容易发生闪络,造成跳闸。

同时,闪络也会损坏套管表面。

脏污吸收水分后,导电性提高,不仅引起表面闪络,还可能因泄漏电流增加,使绝缘套管发热并造成瓷质损坏,甚至击穿;套管胶垫密封失效,油纸电容式套管顶部密封不良,可能导致进水使绝缘击穿,下部密封不良使套管渗油,导致油面下降。

一起500kv变压器中性点套管介损超标原因分析及处理

一起500kv变压器中性点套管介损超标原因分析及处理
关键词:中性点套管;介损;电容量;微水试验;受潮 中图分类号:TM406 文献标识码:B 文章编号:1007-3175(2019)11-0042-03
Analysis and Processing of Excessive Dielectric Loss Value in 500 kV
Transformer Neutrality Point Bushing
XIE Si-han, ZHANG Xuan-zhe, LI Wen-yan, AI Yun-fei, LIU Chang-biao (Maintenance Branch of State Grid Zhejiang Electric Power Company Ltd, Hangzhou 311232, China) Abstract: It found that the dielectric loss value of transformer neutrality point bushing is out of limits when the routine power test conducted in a 500 kV transformer substation, the integrate oil chromatography, the micro water test and the insulation resistance test were preliminarily verified to be the reason of increscent abnormal dielectric loss value in working site. The dielectric loss value increased further than the result of test in working site when the transformer neutrality point bushing was backed to the manufacturers. The encapsulation test, the oil chromatographic test, the micro water test and the strip inspection of bushing verified that the reasons of trouble were the damp caused by the loose air-bleed hole bolt of the oil breather and the water at the bottom of bushing diffusing into capacitive screen in the process of transportation. This paper has offered some suggestion to avoid the similar situation. Key words: neutrality point bushing; dielectric loss value; capacitance; micro water test; damp

一起变压器高压套管介损异常增大的原因分析

一起变压器高压套管介损异常增大的原因分析

一起变压器高压套管介损异常增大的原因分析摘要对500kV惠州变电站#1B主变高压套管介损异常增大情况做了详细说明,并对套管进行了详细的试验分析,结合试验结果对产生这类情况的原因作了分析和研究,可供类似情况作参考。

关键词高压套管;介损;异常增大;分析0 引言变压器套管是变压器的重要组成部分,它将变压器内部高、低压引线引到油箱外部,既作为引线的对地绝缘,也起到了固定引线的作用。

因此,它必须具有规定的电气强度和足够的机械强度。

同时变压器套管是变压器载流元件之一,必须具有良好的热稳定性,能承受变压器正常运行时工作电流产生的长期发热和通过短路电流时的瞬间过热。

如果变压器套管存在缺陷或发生故障,将直接危及变压器的安全稳定运行。

介质损耗角(tanδ)是一项反映套管绝缘性能的重要指标。

介损角的变化可反映受潮、劣化变质或绝缘中气体放电等绝缘缺陷,因此测量介损角是研究绝缘老化特征及在线监测绝缘状况的一项重要内容。

1 套管介损异常增大的背景惠州站#1主变套管为德国HSP产品,采用油纸电容型绝缘结构。

1995年12月28日投产,2010年底加装了套管电容和介损在线监测系统。

2013年运行人员通过监测数据发现,自2013年7月16日起B相变高套管介损值异常增长,由之前0.34%稳定值增加至接近0.5%。

针对#1主变套管在线监测发现的介损异常情况,分别对#1主变A、B、C三相高压套管及B相中压套管进行高压介损检测。

试验结果如表1所示:A、C两相套管介损均随着电压升高,介损均波动不大,介损上升趋势平缓。

B相套管介损相对A、C相平均高50%,随着电压升高,介损上升趋势明显,上升斜率较A、C相明显偏大。

表 1 #1主变A、B、C三相高压套管介损与试验电压关系2 返厂试验与原因分析根据理论及试验研究表明,套管介损增大的原因一般有:密封不良导致潮气或水分侵入、内部绝缘不良放电、绝缘油不合格导致介损增大、电容芯干燥不彻底残留水分及绝缘老化等。

一起1000 kV变压器高抗套管乙炔超标故障分析

一起1000 kV变压器高抗套管乙炔超标故障分析

一起1000 kV 变压器高抗套管乙炔超标故障分析一、背景介绍1000 kV 变压器是电力系统中的重要设备之一,其主要用于将高压电能经过变压作用降为我们所使用的低压电能。

而变压器高抗套管则是变压器的重要构件之一,能够保护变压器内部的主要绕组和绝缘材料,保证变压器的正常工作。

然而,在实际运行过程中,变压器的高抗套管往往会出现故障,导致电力系统的运行不稳定。

本文结合具体案例,探讨1000 kV 变压器高抗套管乙炔超标问题的原因和解决方法。

二、故障分析1.乙炔超标存在的原因变压器的高抗套管内部常常存在着油污物,这些污物会在高温高压条件下分解产生气体。

当气体产生量超过油中的溶解能力时,就会形成气体孔,从而引起气体放电。

乙炔是气体放电的常见产物之一,其超标表明变压器内部存在着严重的气体放电现象。

具体来说,引起变压器高抗套管乙炔超标的原因可能包括以下几点:(1)绕组间隙不匀,导致电场强度高,引发气体放电现象。

(2)环境温度过高,导致油的老化和分解产生气体。

(3)高速短路击穿,导致油污物分解产生气体。

(4)绝缘材料老化,产生氧,导致油污物分解产生气体。

2.故障的危害变压器高抗套管乙炔超标严重影响了变压器的正常运行和可靠性,对电力系统造成了重要危害。

具体表现在以下几个方面:(1)会导致绝缘强度下降,引起更大的绕组短路电流,加剧设备损坏。

(2)会加剧绕组的老化程度,加快绕组绝缘的降解。

(3)会形成局部放电,导致设备大面积击穿,导致供电中断和事故。

(4)会导致变压器的过热,加速设备损坏和退化。

三、解决方案1.加强定期检测变压器内部油污水质的检测和处理是防止变压器故障的重要措施之一。

针对高抗套管内的油污物排泄,应定期对变压器进行排放和检测,并根据检测结果进行及时清理和处理。

2.提高绕组间隙的均匀性为了避免绕组间隙不均匀导致电场强度过大,可以通过一些调整方法来提高绕组间隙的均匀性,进而降低气体放电的概率。

比如,可以通过调整绕组的工艺精度、改进工艺流程等方式来实现。

一起500kV主变高压套管介损异常数据分析

一起500kV主变高压套管介损异常数据分析

作者: 孔祥坤
作者机构: 贵州晴隆光照发电厂,贵州睛隆561405
出版物刊名: 科技资讯
页码: 41-42页
年卷期: 2015年 第32期
主题词: 变压器高压套管 介质损耗 Garton效应
摘要:变压器高压套管是将变压器内部的引线引到油箱外部的出线装置,其主要起是固定引线和保证引线对地绝缘的作用,测量变压器高压套管电容量和介质损耗因数是检查变压器高压套管运行情况的重要行试验项目之一,该文通过对一起500 k V变压器高压电容型套管介质损耗值与电容量测试值的变化关系,分析了可能引起油浸式变压器套管介损超标的原因。

主变套管介质损耗因数超标的分析及处理

主变套管介质损耗因数超标的分析及处理

主变套管介质损耗因数超标的分析及处理摘要:介质损耗是绝缘材料在电场作用下,由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。

测量介损对判断电气设备的绝缘状况十分有效。

介损增大绝缘下降的原因有绝缘受潮、绝缘油受污染、老化变质等等。

本文结合绝缘介损试验分析、查找造成一台主变套管介质损耗因数超标的原因,并对故障进行了有效的处理。

关键词:绝缘技术,主变套管,66kV油浸电容式套管,介质损耗变压器套管是将变压器内部的高、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,还担负着固定引线的作用,因此,它必须具有规定的电气机械强度。

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,即应有良好热稳定的性能。

如果变压器套管存在缺陷或发生故障将直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性。

1. 故障情况1.1变压器套管的基本参数1.2 故障情况的发现2017年3月22日,国网蒙东通辽供电公司1#主变C类检修,在测量主变套管的介损和电容量时,发现B相套管介损不合格,但电容量合格,A、C两相介损和电容量均合格,测试数据如表1。

表1 1#主变压器套管介损测量数据可见B相介质损耗值达到1.064%,三相不平衡率达到12.16% ,与上次测试值不平衡率达到370.7% 。

虽然套管电容值和末屏绝缘电阻均合格,但介质预耗值已大于1.0%,不能投入运行。

2. 原因分析及处理变压器套管介损超标的原因主要是结构或制造工艺不良、安装工艺不良等造成套管接头过热,瓷套外绝缘在恶劣环境下发生雨中闪络,末屏接地不良造成油色谱超标等。

长期运行中密封垫圈老化裂纹发生漏油、渗水加上维护不到位,使套管的电气绝缘性能下降,甚至发生套管爆炸。

因此,对运行中的油纸电容式套管应加强监视,及时进行检修、维护及试验,提前采取防范措施,确保设备安全运行。

2.1 初步判断规程中规定:套管测得的tgδ(%)不大于1.0% 。

判断标准为:a.、tgδ值与出厂值或初始值比较不应有显著变化; b.、电容式套管的电容值与出厂值或初始值比较一般不大于±10%,当此变化达±5%时应引起注意,500kV套管电容值允许偏差为±5%。

220kV变压器高压侧套管电容超标分析和处理

220kV变压器高压侧套管电容超标分析和处理

220kV变压器高压侧套管电容超标分析和处理摘要:本文主要就220kV变压器高压侧套管电容超标分析和处理进行探讨,以供广大同行参考。

关键词:220KV;变压器;高压套管1故障现象某个220KV变压器1号主变在高压预试工作中发现,B相高压侧套管(型号:ETG-252/1250,生产厂家:抚顺传奇套管有限公司)电容量由2015年的257.9pF增长至286.9pF,变化率超出规程规定范围,综合讨论研究,初步判定为套管内部两层绝缘屏被击穿,需对变压器B相高压侧套管进行整体更换。

2分析故障原因(1)套管表面脏污吸收水分后,使绝缘电阻降低,其后果是容易发生闪络,造成跳闸。

同时,闪络也会损坏套管表面。

脏污吸收水分后,导电性提高,不仅引起表面闪络,还可能因泄漏电流增加,使绝缘套管发热并造成瓷质损坏,甚至击穿。

(2)由于高压套管胶垫密封失效,油纸电容式套管顶部密封不良,可能导致进水使绝缘击穿,下部密封不良使套管渗油,导致油面下降。

(3)由于胶垫质量不过关或超周期运行使胶垫老化。

3处理过程3.1施工环境(1)进行GIS解体及变压器排油,施工现场空气湿度不大于75%,施工现场有防尘、防潮的措施,保证工作中不起尘。

(2)B相高压套管气室气体已回收。

(3)1号主变绝缘油已排至主变进人口门下端20cm处。

3.2套管更换前的相关试验(1)待安装的套管在现场进行交接试验应合格。

(2)变压器绝缘油试验应合格。

(3)新SF6气体检测应合格。

3.3脚手架搭建、吊点安装、桥架拆除在主变低压侧左侧搭设施工脚手架,脚手架底部用竹胶板铺平,在B相套管中间法兰处搭建一个平台,在主变B相进人门处搭建一个平台;在管线层B相套管上方安装两个对称的吊点拆除上方桥架,将桥架线缆移向旁边,拆除主变高压侧B相至管线层地板,准备枕木备用。

3.4主变排油(1)关闭冷却器上、下蝶阀。

(2)将滤油机的进油管路连接在主变下部事故排油阀上,出油管路连接油罐。

(3)打开事故排油阀,打开油罐上端进油阀门。

电力变压器绝缘油介质损耗因数超标的处理

电力变压器绝缘油介质损耗因数超标的处理

电力变压器绝缘油介质损耗因数超标的处理1996年10月起,广东省电力系统连续发现220kV主变压器出现绝缘油介质损耗因数增大超标,导致变压器整体绝缘水平下降的情况。

为此,广东省电力试研所要求对全省220kV 及以上的主变压器绝缘油进行介损普查,该检查历时1a才结束。

在此,笔者就超标绝缘油的处理及其跟踪试验情况谈几点看法。

1超标绝缘油处理在电力系统内,解决绝缘油介损超标采用的方法有两种:一种是更换不合格油,重新注入经电气试验和化学分析各项指标均合格的油;另一种则是对超标油进行过滤处理。

用这两种方法处理绝缘油介损超标各有其优缺点。

1.1换油处理1.1.1优点可缩短系统停电时间,只需放净变压器内旧油,用合格油对变压器进行冲洗,再对变压器进行真空注油,绝缘油中,抗氧化剂含量不会下降。

这种处理较适用于:机组不容许长时间停电;机组运行了较长时间,油酸值较高,油呈深黄或褐色,出现游离水或油混浊现象,并全面降解的情况。

1.1.2缺点a)如注入的新油与变压器原用油品不同产地、不同牌号或所含添加剂类型不同,遗留在变压器器身及原来充分浸渍的构件内旧油与新油出现了混油问题,残余旧油将不合格因素带给了新油。

目前有较多的人持这样的观点:简单的换油不如滤油对变压器的“冲洗”来的彻底。

b)换油耗费大,以目前采用较多的茂名油和兰州油购价估算:10号变压器油的价格为3500~4000元/t,这样一台220kV的变压器按装油的质量40t计算,则需14万~16万元。

从节省能源角度和考虑废油污染生态环境,对超标油不应首选换油处理。

1.2过滤处理虽然目前对变压器油介损超标污染源的看法尚未达成一致,但实践证明了这是由可穿透普通滤纸的极性物质所引起是毋庸置疑的。

而传统的硫酸-白土法处理高介损变压器油因处理过程繁琐,且处理后产生的废料对环境造成污染。

有实例说明:用旧的油净化工艺处理50kL的油会造成8t的废料,这此废料足以对150000m3的水造成污染。

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

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。

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措施 。
关键词 : 变压器 ; 套管 ; 末屏 ; 介质损耗 因数
0 引 言
测 量 变 压 器 套 管 的介 质 损 耗 因 数 t a n 8是 检 查 变 压 器 套 管
导 电杆 上 外 接 一 套 引 出 装 置 , 把 末 屏 的信 号 引 出后 接 地 。 如图 1
所示。 之前测量套管介质损耗因数 t a n 8的试 验 均 是 连 同该 装 置
试验结果合格 , 试验通过 。
3 试 验 结 果 分 析
3 . 1 AI 一 6 0 0 0 ( K) 型 介质 损耗 测试 仪工 作原 理
本 次 试 验 采 用 济 南 泛 华 仪 器设 备 有 限公 司 A I 一 6 0 0 0 ( K) 型 介质损耗测试仪 , 其 工作 原 理 如 图 3所 示 。

图 1 末屏 引出装置结构示意图
O . 6 7
O . 57
3 . 2 9
1 O. 7

侧 C 相 正 接 法 1 0 0 . 2 0 8 9 1 2 . 8 9 0 6 . 6
中性 点 正 接 法 1 0 0 . 2 4 4 3 5 1 . 9 3 4 9 . 0
0 . 6 8
0 . 8 3
I . 1 6
2 8 . 7
电力 设 备 预 防 性 试 验 规 程 ( DL / T 5 9 6 - 1 9 9 6 ) 规定 : 2 O ℃时,
运行 中的 2 2 0 k V 油 纸 电 容 型 套 管 介 质 损 耗 因数 t a n 8应 不 大 于

起大型电力变压器高压套管介质损耗因数超标故障分析与处理
陈 向胜 , 潘剑 南 , 李晓 刚, 苏 全 , 贺光 晏
( 广 州 粤 能 电力 科 技 开 发 有 限公 司 . 广东广州 5 1 0 6 0 0 )

要: 介 绍 了一 起 大 型 电力 变压 器 高压 套 管 介 质 损 耗 因 数超 标 的故 障 原 因 及 分 析 过 程 , 并 结 合 现 场 情 况 提 出 了具 体 的 处 理 方 法 与 防 范
且松动 , 如 图验 项 目, 它 可 以 发 现 电力 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 。
由于 变 压 器套 管 电 容 值 比较 小 , 所 以 在 试 验 过 程 中很 容 易 受 现
测 试 位 置 接 法 电 压 t a n 8 C ( p F ) 末 屏 对 地 绝 缘 电 ( k V) ( %) 测 试 值 出厂 值 差 别 ( %) 阻( Gn) A 相 正 接 法 1 O O . 1 9 8 9 0 9 . 7 9 0 3 . 6 高 B 相 正 接 法 1 O 24 21 91 7. 0 91 1. 8
场 环 境 的影 响 , 造 成 测 量 上 的偏 差 。本 文 将 介 绍 一 起 大 型 电 力 变 压 器 高 压 套 管 介 质 损 耗 因数 超 标 的 故 障 分 析 过 程 及 处 理 方
法。
广东某电厂 1 号主变 ( s F P 7 — 7 2 0 O 0 0 / 2 2 0 ) 在 停 电 检 修 的 过 程 中发 现 该 主 变 高 压 B 相 套 管 ( OT F 1 0 5 0 ) 介 质 损 耗 因 数 存 在 异常 , 试验结果如表 1 。 表 1 1 号主变高压套管预防性试验结果( 环温 : 2 6 . 8  ̄ 0)

是否存在 异常的普遍方法之一 , 亦 是 各 类 电力 设 备 交 接 试 验 规
程 及 预 防性 试 验 规 程 所 规 定 的方 法 。 测 量 介 质 损 耗 因数 t a n 8是

起 测 量 。考 虑 到有 可 能 是 该 装 置 内部 存 在 松 动从 而导 致 套 管
介 质 损 耗 因数 超 标 ,故 决 定 彻 底 拆 除 该 引 出装 置 后 重 新 测 量 。 而拆除下来后 , 发 现 该 装 置 导 电 部分 的 紧 固螺 丝 已 严 重 腐 蚀 并
表 3 拆 除末屏 引出装置之后高压 B相套管介质损耗因数试验 结果
测 试 位 置 接 法 电压 ( k C ( p F)
v ) t a n 8 ( % ) 测试值 l参考值 l 偏差( % )
耗因数 t a n 8偏 大 。 故决定 用酒精擦拭套管 伞群 , 并 在 处 理 过 后 再次进行试验 , 试验结果如表 2 。
5 %) , 末 屏 绝 缘 状 况 良好 , 故 初 步 判 断 为 外 表 面 沾 污 的影 响 , 而 在 以 往 现 场 实 际试 验 中 . 往 往 由 于套 管 表 面 沾 污 而 导 致 介 质 损
拆 除 该 装 置 后 , 把 介 损 仪 的 测 试 线 直 接 接 在 末 屏 导 电 杆 上, 重 新 测 量 套 管 的介 质 损 耗 因数 t a n 8 , 此 时试 验 结 果 如 表 3 。
O . 8 %.故 该 主 变 高 压 B相 套 管 介 质 损 耗 因数 m n 8已 经 严 重 超 标。
图 2 严 重腐蚀的末屏 引出装置
1 初 步分析及处理措施
由 于 高 压 B 相 套 管 的 电 容 值 与 出 厂 值 差 别 较 小 , 只 有 O . 5 7 %( 规 程要求 与出厂 值或 上一 次试验 值 的差别 不得 大 于±
表 2 处理过后高压 B相套管介质损耗 因数试验结果
测 试 位 置 接 法 电压 ( k V) t a n  ̄ ( %) C ( p F ) 参 考 值 偏 差 ( %)
B 相 正 接 法
1 O
O . 2 1 4 。9 1 7 8 I 9 1 1 . 8 l 0 . 6 5
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