油纸电容式套管油中含微量乙炔的原因分析

合集下载

一起220kV主变油中乙炔超标分析与处理

一起220kV主变油中乙炔超标分析与处理

一起220kV主变油中乙炔超标分析与处理摘要:电力变压器是电力系统中的重要设备之一,套管作为变压器附件之一起着重要的作用,如套管出现问题将直接影响变压器的稳定运行,严重时可造成变压器毁灭性事故。

文中详细分析了变压器由于套管出现问题导致油中乙炔超标,并列出处理过程和数据。

关键词:变压器乙炔超标局放超标套管引言变压器油中色谱是检验变压器是否存在内部故障的最成熟和重要的检测手段,某电厂220kv主变油中乙炔含量超标,在常规试验合格情况下进行局部放电试验,局放超标,之后对其更换低压套管后,试验合格。

成功排除了故障,为主变正常运行提供了保障。

一、概述某电厂主变是保定变压器厂生产的sfp9-388000/220变压器接线方式yn,d11,冷却方式采用强迫油循环风冷。

变压器出厂时期1994年2月。

#1主变于2010年10月进行增容改造,容量由360mva增容至388mva,,修后试验项目按集团公司《电力设备交接和预防性试验规程》(q/cdt 107 001-2005)进行,修后试验合格。

2011年6月7日,在定期色谱分析时,发现#1主变绝缘油中含有乙炔成分,含量为0.79?l/l(注意值5?l/l)。

2012年4月27日,#1主变停运前,乙炔含量1.6?l/l。

二、#1主变检查及处理情况4月28日晚上#1机停机检修,#1主变吊罩检修工作开始。

(一)内检情况5月3日下午15:48分,#1主变开始吊罩,15:30分开始进行内检,18:38分内检结束。

内检检查人员由电气专业人员、厂家技术人员、检修单位三方组成内检小组,进行变压器内部检查:检查发现b相高压套管下部与变压器高压侧引线接头处等位线锡焊有局部剥落,但未发现有放电或过热等情况,已用锡焊条重新焊接好。

对#1主变无载分接开关位置进行检查,分接开关处于3分接处,检查分接开关未完全到位,但对设备运行无影响。

清扫油箱内部,清除积存在油箱底部的油污、杂质,未发现有铁屑,绝缘损坏或过热残留物。

油纸电容式变压器套管的损坏分析与维护

油纸电容式变压器套管的损坏分析与维护

油纸电容式变压器套管的损坏分析与维护摘要变压器安全稳定运行,关系到整个电网的运行安全。

作为变压器重要部件的套管,是变压器绕组引线的必经之路。

变压器套管的作用是对变压器的油箱进行绝缘、固定,将电流输送到箱外。

变压器套管需要适应多变的外界环境,并拥有一定的机械强度。

本文通过分析油纸电容式变压器套管的结构和常见损坏原因,对油纸电容式变压器套管的检修与维护提出了一些自己的看法。

关键词变压器;套管;损坏分析;检修维护0 引言变压器主要由铁心、绕组、油箱和套管等组件构成,是构成电力系统的核心部件之一。

变压器安全稳定运行,关系到整个电网的运行安全。

作为变压器重要部件的套管,是变压器绕组引线的必经之路。

变压器套管的作用是对变压器的油箱进行绝缘、固定,将电流输送到箱外。

变压器套管需要适应多变的外界环境,并拥有一定的机械强度。

常见变压器套管有纯瓷套管、充油套管、充气套管和电容式套管。

电容式套管又可分为胶纸电容式套管和油纸电容式套管两种,本文通过分析油纸电容式变压器套管的结构和常见损坏原因,对油纸电容式变压器套管的检修与维护提出了一些自己的看法。

1 油纸电容式变压器套管的主要结构分析油纸电容式变压器套管主要由油枕、瓷套、法兰和电容芯子组成。

套管采用全密封金属结构,电容芯子不与大气相通,进而避免了因阳光直射和有害物浸入造成的套管内部老化。

外绝缘层为瓷套,也是保护主绝缘油的容器。

油枕的作用是根据套管内绝缘油温度压力的变化实时进行补偿,并通过磁性油位指示计显示油位状况。

法兰一般采用铝合金铸造,为固定安装和接地的作用。

电容芯子由绝缘纸和铝箔电极在导电管上卷绕而成,与导电管形成同心圆柱型串联电容器。

电容芯子在使用时需用真空干燥的方法除去内部空气与水分,再用变压器油充分浸渍后,成为电气性能极高的油纸组合绝缘体。

2 油纸电容式变压器套管常见损坏原因分析2.1 变压器套管表面存在污物变压器套管表面附着污物吸收水分后,会使套管内部的绝缘组件电阻降低,从而导致闪络引起保护器动作跳闸,而闪络也会对变压器套管的表面造成损害。

乙炔来源的分析

乙炔来源的分析

乙炔来源的分析第一篇:乙炔来源的分析乙炔来源的分析乙炔通常是油在800℃以上的高温下发生热解的产物,油中出现乙炔是放电或高温故障的一个重要特征。

1、变压器油本身就含有乙炔,或对变压器进行耐压试验、局放试验过程中产生放电而产生乙炔。

2、滤油机或储油罐中的残油中含有乙炔,使用前未处理干净。

3、对变压器油箱或附件进行过补焊,焊区高温可能会引起油分解而产生乙炔。

4、安装前变压器附件中的残油带有乙炔。

第二篇:氧气乙炔氧乙炔气瓶安全管理制度1.目的为了加强氧乙炔气瓶安全管理,保证安全使用,保证人身和国家财产安全,特制定本部门氧乙炔气瓶安全管理制度2范围厂区所有氧气乙炔设备.3储存气瓶时,应遵守下列要求:(1)、应置于专用仓库储存,氧乙炔气瓶仓库应符合《建筑设计防火规范》的有关规定;(2)、仓库不得有地沟、暗道,严禁明火和其它热源;仓库应通风、干燥,避免阳光之射;(3)、空瓶与实瓶两者应分开放置,并有明显标志,氧乙炔气瓶应分室存放,并在附近设置灭火器材;(4)、气瓶放置整齐,并配戴好瓶帽。

立放时,要妥善固定;横放时,头部应朝向一方,垛高不宜超过五层。

2、气瓶使用应遵守下列规定:(1)、不得擅自更改气瓶的钢印和颜色标记;(2)、气瓶使用前应进行安全状况检查,对盛装气体进行确认;(3)、气瓶的放置地点,不得靠近热源,距明火10米以外;盛装易引起聚合反应和分解反应气体的气瓶,并应避开放射性射源;(4)、气瓶立放时应采取防倾倒措施(5)、夏季应防止曝晒;(6)、严禁敲击、碰撞;(7)、严禁在气瓶上进行电焊引弧;(8)、严禁用温度超过40℃的热源对气瓶加热;(9)、瓶内气体不得用尽,必须留有剩余压力,应小于0.05MPa(10)、气瓶投入使用后,不得对气瓶进行挖补、焊接修理;(11)、使用气瓶的工作人员应熟悉气瓶一般安全知识。

4、确保气瓶安全五条纪律:1、禁止用氧气瓶或其它压缩气瓶对轮胎充气,吹扫容器管道系统,缺氧的工作现场通风以及作为各种容器打压的气源;2、禁止用氧气瓶充装氢气或其它气体;3、禁止用扳手及手锤等敲打旋转瓶阀,防止阀门损坏气瓶冲出;4、涉及到易燃易爆场所或有危险作业现场,在操作使用气瓶时,必须事先完善可靠的安全措施,经主管领导批准方可进行。

绝缘油色谱试验中误出现乙炔的原因分析

绝缘油色谱试验中误出现乙炔的原因分析

绝缘油色谱试验中误出现乙炔的原因分析摘要:随着跨区域长距离变电工程的建设及电压等级的不断提高,输电线路的充电电容显著增大。

高压并联电抗器(以下简称高抗)用于补偿线路充电功率,抑制系统的工频暂态过电压,并限制操作过电压的幅值,保证系统安全稳定运行,在电网建设中具有关键作用。

由于高抗长期处于运行状态,其故障会严重损坏电源系统,需构建高抗运行时的检测系统,其中绝缘油健康状况的检测对评估高抗工作状态起到关键作用。

关键词:绝缘油;色谱试验;乙炔前言电力设备是重要的基础设备,电力设备的安全直接影响着千家万户的日常生活,也关系到全社会的经济发展和安全稳定。

为了解决电力设备运行的绝缘、灭弧等问题,绝缘油得到了广泛的使用。

浸油电力变压器、绝缘油输电线等电力设备都是绝缘油应用的直接产物。

绝缘油的性能关乎这些设备的安全,通过对使用中的绝缘油进行检测分析,可以对电力设备的故障进行早期的诊断。

分析绝缘油油中溶解气体成分,以判断设备早期潜伏性故障的思路,就是在这种情况下产生的。

1油中溶解气体分析的原理目前,绝缘油在油浸电力变压器中的使用大多是采用油纸组合绝缘。

当电力设备在运行中产生高温、电弧放电、火花放电等极端情况,油纸的工作性能会受到一定的影响。

绝缘油中所含有的化学成分很复杂,但基本都是由碳氢分子构成。

碳氢类分子中含有许多种类的碳氢集团,都是由C-C和C-H两种化学键组成。

当设备内部产生放电或过热的情况,这两种键就可能断裂,产生的碳氢化合物自由基与氢原子再组合,就会产生各种不同的烃类气体。

绝缘油分解的程度与其温度有关,主要分解产物为烷烃、烯烃和炔烃等烃类化合物(甲烷在低温下就能产生,而乙炔需要近千摄氏度的高温才能产生)。

能够剧烈改变绝缘油温度的主要因素就是身背故障引起的各类极端情况。

所以通过观察各类气体的产生点和最大产生速率,就可以分析和诊断电力设备在运行中可能产生的故障。

根据绝缘油种各类气体和其指标能力的不同,绝缘油中溶解气体对判断故障有价值的主要有7种:氢气(H2)、甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)、一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2),这些气体被人们称为特征气体。

变压器油中气体分析

变压器油中气体分析

关于变压器油气体分析应用中的问题前言前电力工业部1980年5 月颁发《用气相色谱法检测充油电气设备内部故障的试验导则》(试行)以后,油中溶解气体分析(以下用DGA表示)得到普遍推广。

在该导则颁布发以前,在70年代便已有许多人进行了大量工作。

30多年以来,无数人的实践积累了极其丰富的经验。

无论是正面的或反面的经验,都为进一步提高DGA 的应用水平创造了有利条件。

进行研讨的时机已经成熟。

DGA检测的对象是特征气体(氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳和二氧化碳)。

变压器绝缘正常自然老化,难免产生少量的特征气体。

除此以外,凡是出现特性气体(简称产气),都是由于发生了产气故障。

产气故障只是变压器故障的一部分,并不涵盖全部故障。

例如,绕组严重变形,绝缘过度受潮以及器身冲撞受伤等都是故障,而且是真正的潜伏性故障。

但这些故障并不产气,DGA对发现这类故障不能发挥作用。

对于突发性绝缘事故,是在出现事故后产生大量气体。

DGA对预防突发性事故来不及起作用。

所以对DGA的有效功能认同应实事求是。

色谱分析技术引用到变压器的研究开发阶段,是以故障温度对故障进行分类;而进入实用阶段,则应以产气故障的特性对具体故障类型进行分类。

并应根据典型的故障类型,建立典型故障的模式库。

以便于更方便诊断故障,更有效地解决实际问题。

出于以上想法,通过本文发表一些看法,欢迎批评指正。

1. DGA的方法和理论简介1.1 标准试验方法(1)取油样用波璃注射器在与大气严格隔离的条件下,从变压器油样阀门抽取50∽80mL 变压器油(以下简称油)油样必须密封和避光保存.保存期不得超过4天。

(<100h)(2)脱气方法脱气是指将油中溶解气体从油中分离出来.目前常用的脱气方法有溶解平衡法和真空法两种。

脱气率直接影响分析结果的准确性。

所以对脱气率应进行校核。

(3)分析对象油中溶解气体脱出来后,注入色谱仪进行组分和含量的分析,主要分析对象氢(H2)甲烷(C H4),乙烷(C2H6),乙烯(C2H4),乙炔(C2H2)一氧化碳(CO),二氧化碳(C O2)。

关于某110KV主变油中乙炔气体缓慢增长的分析及预控措施

关于某110KV主变油中乙炔气体缓慢增长的分析及预控措施

关于某110KV主变油中乙炔气体缓慢增长的分析及预控措施 (1.国网陕西省电力榆林供电公司陕西榆林 719000;2.榆林供电局陕西榆林 719000)引言:本文介绍了闫庄则变1号主变乙炔缓慢增长的情况,对该台主变进行诊断性试验、并通过历次试验报告对比对该台主变进行了详细的分析,通过分析初步判断绕组变压器内部可能存在局部接触不良,出现局部放电,提出此台主变的预控措施,防止了发生设备损伤故障。

一、情况介绍(1)色谱在线装置中:大约在3月份出现乙炔,乙炔最高值为1.16UL/L,最低值在0.8UL/L,一直在1 UL/L左右,在2013年9月9日在线装置增长至1.46 UL/L(2)油色谱试验室值:在1月份出现乙炔,乙炔最高值为2.02UL/L,试验室数据时有,在2013年9月9日测试为3.91 UL/L,9月12日测试值为2.56 UL/L(两次数据测试差别大,可能由于操作不当所致),但从色谱在线装置可以看出,乙炔值一定有增长。

(3)主变负荷情况调查:1号主变在0.7MVA左右,约站主变负荷的14%.(4)试验情况比较:(4.1)2011.05.21号1号主变试验情况如下:铁芯绝缘电阻相对较低,只有161MΩ,同厂家的2号主变的铁芯绝缘电阻为10000 MΩ。

(4.2)绕组绝缘电阻吸收比:高压对对中压、低压及地为:15S:147000 MΩ 60S:119000 MΩ中压对高压、低压及地为:10000 MΩ低压对高压、中压及地为:15S:50200 MΩ 60S:65700 MΩ(4.3)绕组直流电阻、套管介损、绕组泄露电流、绕组介损和电容量均在合格范围之内.吸收比不合格原因:可能是绕组放电不充分造成的,残余电荷的影响所致,虽然吸收比不合格,但是其绝缘电阻已经超过10000 MΩ。

绝缘电阻一般是考察绝缘是否受潮。

二、数据分析比较(1)根据历史绕组直流电阻试验结果可知:绕组的直流电阻是正常的,在最近两年内也未发生出口短路等异常不良工况所以存在绕组匝间短路等异常的情况可能性不大。

变压器套管的故障及维护

变压器套管的故障及维护

浅谈变压器套管的故障及维护【关键词】电容;故障;检修1.对套管的故障进行分析,归纳出以下主要原因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。

套管密封失效的原因主要有两个方面:一是由于检修人员经验不足,螺栓紧固力不够;二是由于超周期运行或是胶垫存在质量问题、胶垫老化等;套管本身结构不合理,且存在缺陷。

比如,有的220kv主变套管,由于引线与引线头焊接采用锡焊,220千伏a相套管导压管为铝管,导线头为铜制,防雨相为铝制,这种铜铝连接造成接触电阻增大,使连接处容易发热烧结,导致发生事故;套管局部渗漏油,绝缘油不合格,套管进水造成轻度受潮;套管中部法兰筒上接地小套管松动断线;接地小套管故障,使套管束屏产生悬浮电位,发生局部放电;套管油标管脏污,看不清油位,在每年预试取油样后形成亏油。

在套管大修中,抽真空不彻底,使屏间残存空气,运行后在高电场作用下,发生局部放电,甚至导致绝缘层击穿,造成事故。

2.根据以上的故障分析,可以从针对主要缺陷方面制定以下一些处理措施针对套管油样不合格、含乙炔气等缺陷。

采取的措施是:对套管要进行严格检验,各种试验合格后方可投入运行,避免人为因素引起故障。

针对套管密封不良,有进水或渗漏油现象。

采取的措施是:通过更换质量好胶垫保持密封,拧紧紧固螺栓,使套管无渗漏。

针对套管本身结构不合理而引起头部过热等缺陷。

具体措施可采用变铜铝过渡为银铜接触,从而减小氧化作用。

在拆、接、引过程中,要注意检查各部位是否联结良好,接触面应打磨后涂上导电膏,减小其接触电阻。

从而杜绝其过热现象。

3.通过以上对油纸电容式套管故障分析及一些处理措施,大致可以发现形成缺陷有两个途径第一是套管本身设计存在薄弱环节;第二是人为因素,是安装、检修人员在作业中造成的。

油纸电容式套管末屏故障处理及原因分析

油纸电容式套管末屏故障处理及原因分析

油纸电容式套管末屏故障处理及原因分析本文主要阐述了我单位近两年来变压器套管检修试验中发现的几起由于末屏装置异常引发的缺陷。

并通过分析处理,总结出导致这几起缺陷的原因。

一是套管末屏装置在结构、装配及制造工艺方面存在不足,导致导电杆与末屏接触不良,造成运行中低能量放电引起缺陷;二是由于检修人员工艺水平和操作方法不当导致的末屏损坏,以上原因都给变压器的安全运行造成了极大地隐患。

最后,提出了消除缺陷的解决措施、日后设备检修中应注意的问题以及自己的一些见解,仅供电力同行借鉴和探讨。

标签:油纸电容式套管套管末屏故障分析1 概述套管是变压器中一个主要部件,变压器绕组的引线是依靠套管引出箱外的,套管起到绕组引线对油箱的绝缘、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。

套管分纯瓷套管、充油套管、充气套管、电容式套管等不同形式。

为了使110kV及以上的套管辐向和轴向场强均匀,其绝缘结构一般采用电容型,即在导电杆上包上许多绝缘层,其间根据场强分布特点夹有许多铝箔,以组成一串同心圓柱形电容器。

最外层铝箔即末屏通过小套管引出,作为验证变压器性能是否符合有关标准或技术条件的预防性试验项目。

套管试验主要检测变压器主绝缘和电容式套管末屏对地绝缘电阻、套管介质损耗、电容量和局部放电量等,末屏在运行中应良好接地。

另外如果运行中由于各种原因造成末屏不健全或接地不良,那么末屏对地会形成一个电容,而这个电容远小于套管本身的电容,按照电容串联原理,将在末屏与地之间形成很高的悬浮电压,造成末屏对地放电,烧毁附近的绝缘物,严重的还会发生套管爆炸事故。

2 缺陷实例2.1 实例一2009年3月14日,保定供电公司220kV棋盘变电站#3主变进行春检预试工作,例行对变压器套管进行高压和油务试验。

在进行高压套管绝缘油色谱试验时根据色谱试验数据显示,#3主变C相高压套管总烃、氢气、乙炔含量严重超标,通过三比值法判断为套管内部存在电弧性放电故障,存在严重缺陷。

超高压并联电抗器油中乙炔组分异常原因分析及处理

超高压并联电抗器油中乙炔组分异常原因分析及处理

超高压并联电抗器油中乙炔组分异常原因分析及处理摘要:对两台500kV超高压并联电抗器油中乙炔组分的原因进行了分析,并做出不同的处理。

关键词:超高压并联电抗器;乙炔;处理Abstract:The reason of the acetylene component of oil the two 500kV EHV shunt reactor were analyzed, and make different treatment.Key words: EHV shunt reactor; Acetylene; Treatment1.引言500kV超高压并联电抗器(以下简称高抗)是超高压、大容量电网中必不可少的高压电气设备,有改善电力系统无功功率有关运行状况的多种功能。

广泛应用在超高压电网的线路和母线上。

超高压并联电抗器在电网中的作用主要有以下几点[1]:降低工频电压升高;降低操作过电压;由于工频电压的降低,为两条输电线路并联创造有利条件;避免发电机带长线出现的自励磁;防止谐振过电压和减小潜供电流,以利于快速重合闸等。

随着500kV输电系统的建设,自1982年起,先后在华中、东北、华北和华东等大电网陆续有大批并联电抗器投运,电压等级包括35、63、220和500kV,既有国内西安变压器厂等的产品,也有法国、瑞典、加拿大、意大利和俄罗斯等国进口的产品。

既有油浸铁芯式,也有干式空芯式。

经过长期的运行,无论那种型式的电抗器都发生了不少问题,甚至设备烧毁,给安全运行带来了威胁。

由此可见,电抗器的运行状态直接影响电网的安全运行。

目前500kV电抗器运行状态的监测手段主要包括振动测量,噪音测量,红外线测温和绝缘油色谱试验等[2]。

绝缘油是充油电气设备的主要绝缘,它除了起到绝缘和冷却作用外,还是充油电气设备内部缺陷信息的载体。

充油电气设备的热性故障和电性故障都有可能引起绝缘油和固体绝缘材料的裂解,从而产生氢气,或低分子烷烃(甲烷,乙烷)和低分子烯烃(乙烯,丙烯)或乙炔,一氧化碳和二氧化碳等特征气体。

110 kV 主变套管末屏放电故障分析

110 kV 主变套管末屏放电故障分析

科技与创新┃Science and Technology&Innovation ·72·2019年第06期文章编号:2095-6835(2019)06-0072-02110kV主变套管末屏放电故障分析余海泳(国网福建省电力有限公司福州供电公司,福建福州350009)摘要:介绍了一起变压器油纸电容式套管油中溶解气体乙炔超标的故障情况,对故障产生的原因进行了分析,并提出了具体的防范措施。

关键词:变压器;套管;乙炔;末屏中图分类号:TM452文献标识码:A DOI:10.15913/ki.kjycx.2019.06.072变压器套管是将变压器绕组引线连接到油箱外部的出线装备,它是变压器最重要辅件之一,同时,也是变压器故障率最高的辅件。

变压器套管常见的故障有套管接头发热、套管介质损耗因数超过注意值、套管电容量超过注意值、套管末屏接地不良等[1-3],其中末屏接地不良是最为常见的套管隐患。

运行中的高压套管承载着高电压、大电流,一旦发生故障,容易爆炸损毁,甚至危及周围辅件及整台变压器。

因此,加强对主变套管的巡视、检修、试验和管理,及时排查隐患并采取防范措施具有重要意义。

1油纸电容式套管的结构目前,110kV及以上电力变压器高压引线的引出大都使用油纸电容式套管。

油纸电容式套管是由接线端子、均压罩、上节瓷套、下节瓷套、电容芯子、中间安装法兰、储油柜、尾部的均压球和测量端子等组成,结构如图1所示。

电容式套管的内绝缘是电容式结构,以高压电缆和导电铝箔组成油纸电容芯子。

在套管中心,铜导电管处于额定电压点位,而其最外侧接近接地法兰处是地电位,通过接地套管引出接地,电位必须由中心的高电位降低到最外侧的地电位。

在中间接地法兰布了测量端子或电压抽头。

测量端子是从电容芯子最外层电容屏通过绝缘套管引出的,该层电容屏主要用来测量电容套管的介质损耗因数和电容量。

电压抽头和测量端子的不同是从套管的最外第二层屏通过绝缘套管引出的,其对地电容比较大,可以输出一定功率。

变压器油中乙炔产生的原因分析及处理

变压器油中乙炔产生的原因分析及处理

变压器油中乙炔产生的原因分析及处理摘要:利用气相色谱法分析油中溶解气体来检测变压器内部故障是保证其正常、安全运行的重要手段,油中溶解气体组分乙炔的出现,通常被认为是放电故障引起的特征气体,但是并不是所有的情况都一概而论,变压器产生故障的原因是多方面的,故障的判断必须以色谱分析数据结合现场实际,设备运行状况及相关设备的情况,进行详细分析、判断。

关键词:变压器变压器油乙炔常见故障中图分类号:TM621.8 文献标识码:A 文章编号:1003-9082(2015)10-0260-01引言2号主变型号为SFP7-395000/500,容量为395000KVA 电压为550/18KV,油沈阳变压器厂生产,1996年9月投入运行以来,变压器未发生过重大故障,因此仅安排必要的定期检验项目,且未检测到气体指标超标(无乙炔含量)。

一、2号主变乙炔产生的原因分析及处理方法2001年1月10日#2主变油气相色谱乙炔值为0.4ppm,2月7日已增长为1.0ppm.。

2月8日由华北电科院进行了超声波测局放,未发现问题。

2月10日停机后,高压试验班于14日测试了高、低压侧直阻,三相直阻平衡。

15日,电气车间、设备部、沈变共同协商,决定放油内检。

内检发现了磁屏蔽绝缘不良问题,经过我厂设备部、电气车间与沈变分析,认为是产生乙炔的原因。

#2主变大修后于2001年5月19日正式投运。

5月28日无乙炔。

6月29日发现油中乙炔值为2.2ppm。

之后几乎以每天0.5ppm递增,至7月14日已增至9.8ppm。

其间冷却器全部投入运行。

7月16日-26日,变压器进行了内检。

内检进行了全面详细地检查。

发现C相低压侧套管与线圈引出线之间的并联接线片两片之间有虚搭现象。

之后用皱纹纸、白布带在虚搭部位进行包扎处理,将两片分离。

还发现高压侧油箱内壁有三片磁屏蔽板打开接地点后,对地绝缘不良。

之后垫入绝缘纸板,进行了处理。

内检结果经沈变、华北电科院、张电专家技术人员讨论研究后达成共识,不再吊罩。

油浸变压器存在微量乙炔的分析与处理

油浸变压器存在微量乙炔的分析与处理

油浸变压器存在微量乙炔的分析与处理孟祥煜;刘利刚【摘要】通过对变压器油中溶解气体分析可以了解设备的现状,同时能够判断设备是否存在异常或潜伏性故障.油浸变压器的内部故障可分为过热性故障、放电性故障、机械性故障.而乙炔是放电性故障的特征气体,因此乙炔含量的微小变化,都需引起运行维护人员的注意.对不同变压器乙炔产生的原因进行分析,同时结合故障点的产气速率,进一步明确设备内部故障及其严重性,及时准确地进行处理,消除隐患,确保设备安全稳定运行.【期刊名称】《山西化工》【年(卷),期】2019(039)004【总页数】5页(P18-21,26)【关键词】变压器油;色谱分析;乙炔;放电性故障;产气速率【作者】孟祥煜;刘利刚【作者单位】大唐太原第二热电厂,山西太原 030041;大唐太原第二热电厂,山西太原 030041【正文语种】中文【中图分类】TQ056引言变压器油色谱分析是针对变压器设备运行状态最为有效的带电检测手段,可以十分灵敏地反映变压器内部状况。

变压器经历了制造厂生产、设备运输、现场安装调试、运行及检修等阶段后,运行中变压器油中溶解的气体含量在不同程度上与出厂的变压器油有所变化。

变压器油色谱分析的主要组分为氢气(H2)、甲烷(CH4)、乙烯(C2H4)、乙烷(C2H6)、乙炔(C2H2)、一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2)等[1]。

根据油质化验分析工作经验,某些变压器油在投运前或使用中都含有微量的乙炔,有些含量并未达到注意值,但乙炔的产生都应重点进行原因分析,特别是首次出现时,应排除潜伏性的隐患。

这也是变压器油分析的首要任务[2-4]。

1 投运前变压器油色谱乙炔超出注意值的分析及处理1.1 投运前变压器设备油色谱分析数据某220kV主变压器,型号SFP-180000/220,三相无载调压,在投运前进行了变压器油质简化试验和变压器油色谱分析。

该变压器油的水分、击穿电压、介质损耗因素、颗粒污染度等均在合格范围内。

一起500KV变压器油中出现乙炔气体原因浅析

一起500KV变压器油中出现乙炔气体原因浅析

一起500KV变压器油中出现乙炔气体原因浅析发表时间:2017-08-28T10:43:21.913Z 来源:《电力设备》2017年第12期作者:王晓刘定勇[导读] 摘要:针某电站500KV主变C相在局放试验后出现微量乙炔气体问题,本文分析了油中乙炔的可能来源,并对其来源进行分析、验证和排除,认为该变压器油中乙炔源于油中微小气泡放电的可能性最大。

(大亚湾核电运营管理有限责任公司广东省深圳市 518100)摘要:针某电站500KV主变C相在局放试验后出现微量乙炔气体问题,本文分析了油中乙炔的可能来源,并对其来源进行分析、验证和排除,认为该变压器油中乙炔源于油中微小气泡放电的可能性最大。

关键词:主变压器;局放;微量;乙炔;气泡放电1 引言某电站为两台百万机组,均采用发电机-断路器-变压器组的单元接线方式接至主开关站向电网供电。

主变压器的额定容量是1200MVA,每组主变压器(简称主变)由3台额定容量为400MVA的单相(无载)变压器组成。

主变于2009年8月受电,2010年10月份3号机组投入商业运行,期间主变的油色谱正常。

2011年8月26日机组进入第一次机组检修,在完成排油内检和常规预试后进行了局放试验,期间可监测的最大局放量为58pC,满足小于100pC的要求,加压期间局放量没有明显的变化。

局放试验后油色谱检测出0.07ppm的乙炔气体,其它特征气体无明显变化;后取样至广东中试进行复检,结果是乙炔的含量为0.1ppm。

2 乙炔可能来源分析2.1乙炔气体的产生机理变压器中的绝缘油是由许多不同分子量的碳、氢元素组成的有机化合物。

当温度上升到一定程度时,变压器油开始分解为分子质量小的气态有机物质,当温度达到100~150℃以上时会产生甲烷及乙烷,300~600℃以上时乙烯,而乙炔产生的温度要在700~1200℃以上,温度升高的过程中往往伴随着氢气产生。

当变压器内发生放电性故障时,变压器油中会产生以乙炔和氢气为主要成份的故障特征气体,也就是说变压器油中乙炔的产生需要一定的条件,即高温或者放电。

一例变压器油中乙炔气体含量异常的分析

一例变压器油中乙炔气体含量异常的分析

一例变压器油中乙炔气体含量异常的分析摘要院变压器在运行过程中,由于过热和放电故障,通常会产生乙炔,严重时导致设备损坏,影响设备的正常运行,通过色谱分析尽早的发现设备内部潜伏性故障,及时消除设备隐患。

Abstract: Due to overheating and discharge fault, the transformer usually produces acetylene during operation, even leads to seriousdamage to the equipment, and affects the normal operation of equipment. Through chromatographic analysis, equipment of internal faults canbe found as soon as possible, and the hidden troubleof equipment can be promptly eliminated.关键词院变压器;乙炔;色谱分析Key words: transformer;ethane;chromatographic analysis中图分类号院TM41 文献标识码院A 文章编号院1006-4311(2014)07-0048-020 引言充油电器设备(包括变压器)中绝缘油是由C16-C21 的多种烃类组成的。

这些烃类分子在热能或电弧的作用下,发生断链脱氢,形成新的烃类分子。

一般认为,绝缘油在300~800益时,热分解产生的气体主要是低分子烷烃(甲烷、乙烷)和低分子烯烃(乙烯、丙烯),800益以上高温下发生热解产物为乙炔[1]。

因此,产生乙炔应该引起足够重视,以避免重大事故的发生。

1 产生乙炔的原因1.1 过热故障变压器内部大部分的过热故障(如导线过电流、铁芯局部短路、分解开关接触不良等)主要产生氢气和甲烷、乙烯、乙烷,高温过热会产生少量乙炔,油温高于1000益则乙炔较多。

变压器检修职业技能试卷(172)

变压器检修职业技能试卷(172)

一、选择题(共 40 题,每题 1.0 分):【1】—般扁导线厚度在1.25~2.8mm,宽度在4~10mm,宽度与厚度之比为()范围。

A.1~2B.2~3C.2~5D.3~8【2】配电变压器在运行中油的击穿电压应()kV。

A.小于5B.小于10C.小于15D.大于20【3】在磁场中,通电矩形线圈的平面与磁力线垂直时,线圈受到的转矩()。

A.最大B.最小C.为零D.前三种情况都有可能【4】灯泡上标有“220V,40W”的字样,其意义是()。

A.接在220V以下的电源上,其功率是40WB.接在220V电源上,其功率是40WC.接在220V以上的电源上,其功率是40WD.接在40V电源上,其功率是220W【5】绝缘材料按耐热等级分为7个等级,变压器中所用的绝缘纸板和变压器油都是A级绝缘,其耐热温度是()℃。

A.85B.95C.105D.120【6】正弦交流电的平均值等于()。

A.有效值B.最大值C.峰值的一半D.零【7】带负荷的线路合闸时,断路器和隔离开关的操作顺序是先合隔离开关,后合()。

A.隔离开关B.断路器C.断开导线D.隔离刀闸【8】强迫油循环风冷却器检修后,必须进行油压试漏,试验压力为()kPa。

A.50~100B.200~300C.100~150D.150~200【9】装设接地线和拆卸接地线的操作顺序是相反的,装设时是先装()。

A.火线B.接地端C.三相电路端D.零线B.4%C.1%~1.5%D.5%【11】触电急救用口对口人工呼吸,正常的吹气频率是()次/min。

A.12B.16C.20D.30【12】纯净的SF6气体是()的。

A.无毒B.有毒C.中性D.有益【13】对330kV以下运行中的变压器油进行色谱分析所规定的油中溶解气体含量注意值为:总烃150ppm,氢150ppm,乙块()ppm。

A.150B.150C.5D.50【14】电力系统电压互感器的二次侧额定电压为()V。

A.220B.380C.36D.100或100/√5【15】绕组中的感应电动势大小与绕组中的()。

一起500kV主变高压套管缺陷分析及处理

一起500kV主变高压套管缺陷分析及处理

一起500kV主变高压套管缺陷分析及处理发布时间:2022-05-23T01:24:52.923Z 来源:《当代电力文化》2021年35期作者:尹显贵[导读] 500kV主变高压套管作为主变高压侧绝缘导电载体主要用于主变接引环节,在主设备安全可靠运行上起到至关紧要的作用尹显贵阳城国际发电有限责任公司 048102摘要:500kV主变高压套管作为主变高压侧绝缘导电载体主要用于主变接引环节,在主设备安全可靠运行上起到至关紧要的作用,本文通过对某电厂主变高压套管油中乙炔超过注意值的缺陷原因分析,提出了更换为环氧树脂浸渍纸套管方案,并详细介绍了主变高压侧套管的如何选型及更换步骤。

关键词:主变;高压套管;缺陷分析;更换引言变压器高压套管是将变压器内部高压引线引到油箱外部的绝缘套管,不但作为引线对地绝缘,而且担负着固定引线的作用,变压器套管是变压器载流元件之一,在变压器运行中,长期通过负载电流,当变压器外部发生短路时通过短路电流。

近几年,油浸纸电容式高压套管的故障率较高其中上海MWB公司和德国HSP公司生产的产品已在南方电网2018年反事故措施中明确提出改造和运行要求。

1、缺陷简述某电厂1号主变为德国西门子公司于1999年生产的TRUM 8657型变压器,额定容量435MV A,额定电压550×2±2.5%/21kV,变压器500kV侧套管为HSP公司生产的OTF 1800-550-B E3型油纸电容式变压器套管。

2020年1月20日停机检修,根据隐患排查计划,电气专业于1月21日对1号主变高压侧三相套管进行了取油样,进行了油色谱试验根据检测结果,其A相高压套管油乙炔数值1.843uL/L,第二日重新对A 相高压套管取样乙炔值为2.00uL/L,两者相差不大。

进一步对1号主变三相高压套管进行了电容量、介损的测量,对套管本体及末屏进行了检查,并仔细与出厂值及历次电气预试数据进行了比对分析,电容量变化未超2%,介损值未有突变。

变压器油纸电容式套管受潮的处理

变压器油纸电容式套管受潮的处理

变压器油纸电容式套管受潮的处理单位:检修分公司作者:刘艳芹时间:2008.10.1变压器油纸电容式套管受潮的处理变电站110KV变压器由于运行时间长后套管胶垫密封失效、顶部密封不良,导致进水,油位上升,导致其试验结果为;绝缘油耐压试验不合格,介质损耗不大于偏大。

必须要对其进行检修处理。

目前公司已经完成了王官屯110KV主变大修工作,并处理了王官屯套管渗漏油的事故隐患。

为变压器的安全可靠运行提供了安全的可靠保障。

本文主要是浅谈一下油纸电容式套管特点,组成, 解体检修,解决方法。

一、油纸电容型套管的结构特点及组成部分1、油纸电容型套管特点:110KV的变压器套管外绝缘仍为瓷套,内放置电容式绝缘的蕊棒绝缘由绝缘金属编织带和铝箔在导管外分层交替做成的电容蕊子,其电场强度分布均匀散热性能好。

油纸电容式套管的主绝缘为高压电缆纸和铝箔均压电极组成的油纸电容芯子,芯子的最外层电极经小绝缘子引出,测量引线端子是与接地法兰连接,供测量套管的介质损耗角正切、电容量及局部放电量用。

导管是铜管,导管为铜管是电容蕊子的骨架,又是绕组引出线的通道,也可作为第一屏(零屏)。

套管为全密封结构,用压力弹簧把电容蕊子,连接套筒上下瓷套储油柜等紧压在一起,连接处采用优质耐油密封圈及合理的密封结构确保密封有效。

套管的头部设有储油柜,以调节套管内部变压器因温度变化引起的压力变化。

储油柜上设有油标。

套管中间设有供安装连接用的连接套筒,套筒上设有取油阀,可用针管取出套管内油样供检验,还有供应压器注油时放出的上部空气的放气塞及测量套管介质损耗角正切、电容量及局部放电量的测量引线装置。

变压器套管的尾部设有均压球。

2、组成部分110KV油纸电容套管由接线桩头、均压罩、压圈、储油柜、油位计、注油塞、密封垫圈、压力弹簧、上瓷套、电容蕊子、变压器油、下瓷套、均压球、连接法兰、取油样塞子、吊环、接地套管、放油塞。

二、油纸电容型套管的检修过程:1、套管检修前的工作;1)修前试验;绝缘电阻,介质损耗角及电容量,油耐压试验,有条件的可以做油化试验和局部放电试验。

某500kV电容型高压套管渗油的案例分析

某500kV电容型高压套管渗油的案例分析

某500kV电容型高压套管渗油的案例分析发布时间:2021-12-01T02:01:12.625Z 来源:《工程建设标准化》2021年第36卷第17期作者:张卓[导读] 随着电力行业的快速发展,高压、超高压输电线路已得到推广应用,并正向着特高压电压等级发展。

电容型高压套管属张卓国网山西省电力公司检修公司山西省太原市 030000摘要:随着电力行业的快速发展,高压、超高压输电线路已得到推广应用,并正向着特高压电压等级发展。

电容型高压套管属于高压绝缘子,被广泛用于变电站及各类高压电器设备中,它与油纸相结合组成绝缘介质,当内部绝缘油降低时会引起套管整体绝缘性能的下降,从而直接影响整个高压电器设备及用电线路安全、可靠及稳定运行。

本文以某500kV变压器电容型高压套管发生渗油故障为例,设计一套针对电容型套管渗油故障的处理方案,并根据电容型套管的解体分析,提出优化措施,为避免类似故障的发生提供参考和借鉴。

关键字:500kV;电容型高压套管;渗油1 引言套管是变压器的重要部件之一,66kV 及以上电压等级均采用电容型套管,且设置有与末屏相连的试验抽头,同时部分的套管设置电压抽头,用于运行中的电压监测。

变压器套管常见的绝缘介质可以分为干式和油浸式两类,油纸绝缘套管应用最为普遍。

干式套管大体包括胶粘纸套管、胶浸纸套管等,多应用于与组合电器直接相连的油-气绝缘结构,或与电缆直接相连的油-油绝缘结构,或换流变阀侧,目前也有少量的应用于110(66)kV 电压等级变压器。

电容型套管绝缘油含量较少,一旦发生密封失效,将会导致潮气侵入,极易引起绝缘击穿;同时电容型套管应用电压等级较高,对于局部场强的控制要求更严,由于工艺控制不良、运行中出现电容屏移位等缺陷时,极易发生局部放电。

近年来,因套管故障引发变压器非正常停运占变压器总故障数的比例一直较高。

本文以某500kV变压器电容型高压套管发生渗油故障为例,设计一套针对电容型套管渗油故障的处理方案,并根据电容型套管的解体分析,提出优化措施,为避免类似故障的发生提供参考和借鉴。

  1. 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性,平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
  2. 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
  3. 3、如文档侵犯您的权益,请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间:9:00-18:30)。

油纸电容式套管油中含微量乙炔的原因分析汪新泉(南京智达电气有限公司·江苏南京·210028)1、引言用气相色谱仪对绝缘油中溶解的气体进行气相色谱分析近些年来被广泛应用于充油电气设备的故障诊断。

通过分析绝缘油(以下简称油)中溶解的气体成分和含量,能够判断设备内部隐藏的故障类型,它的优点是能够发现充油电气设备中一些用其它试验方法不易发现的局部性缺陷。

随着气相色谱仪最小检知浓度的不断提高,给油纸电容式套管(以下简称套管)的生产带来了新的问题。

套管在例行高压试验后(包括出厂前和出厂后投运前随变压器试验),取内部油做溶解气体气相色谱分析时,发现含有微量乙炔(C2H2);作为判断充油电气设备内部绝缘故障的一个重要特征气体,相关标准对乙炔都进行了严格的规定,出厂和投运前的套管油中乙炔含量要求为0。

套管内含微量乙炔究竟是套管内部存在故障还是由于其他原因引起的,到目前为止都没有明确的定论,无论对于各套管生产厂家,还是对于各主机厂,解决这一问题都尤显迫切。

2、乙炔产生的条件绝缘油是由许多不同分子量的炭氢化合物组成的混合物,其含有的化学基团是由C—C 和C—H键键合而成,C为单键,由于电或热故障的结果可以使某些C—C和C—H键断裂,然后通过复杂的化学反应生成了氢气和低分子烃类气体。

C—C 键的断裂需要较高的温度(较大的能量),然后以 C—C键、C=C键和C≡C键形式重新化合成烃类气体,这3种键的结合依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。

乙炔的生成一般在800~1200℃的温度,而且当温度降低时,反应迅速被抑制,作为重新化合的稳定产物而积累。

因此,大量乙炔是在电弧的弧道中产生的,在较低温度下(低于800℃)也会有少量的乙炔。

表1是对不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体的归纳。

3、套管设计和制造过程中的影响因素3.1 主绝缘的设计和卷绕套管的主绝缘电容芯子是由绝缘纸和铝箔电极在导电管上卷绕而成的同心圆柱形串联电容器,用以均匀场强。

当R0(零层电极半径)、R n(末层电极半径)及各层的电极长度初步确定后,总电容量可近似认为是定值。

由串联电容器的分压原理可以知道,当总电压一定,每层间的所分担的电压大小与每层的电容量有关。

下面是芯子计算的常用公式:Cx=2πεLx/ ln(Rx/Rx-1) (1)ε—介电常数,等于ε0εr,当原材料不变时,ε为定值;L x—表示第x层极板长;R x—表示第x层半径;第1页R x-1—表示第x-1层半径;C总=1/Σ(1/Cx) (2)由串联电容器的分压关系可知:C1U1=C2U2=...=C x U x=...=C n U n=C总U总 (3)而径向场强:Er x=U x/[R x-1ln(R x/R x-1)] (4)轴向场强:E L x= U x/λx (5)Er x—表示第x层径向场强;E L x—表示第x层轴向场强;λx—表示第x层极差,因为电容芯子的上极差比下极差大,因此λx在计算时为下极差。

从以上计算公式可以看出,假如每层极板长度确定(制造过程中易保证),层厚对每层电容量影响很大,也就是说层厚对每层最终分担的电压影响也很大。

由于套管电容芯子的设计受套管的结构尺寸(由变压器的结构尺寸确定)限制,使得套管的下端轴向场强的绝缘裕度比径向场强和上端轴向场强的绝缘裕度小的多,尤其是短尾套管。

考虑纸层间的搭界(采用仄绝缘纸卷绕,纸层间有搭界),电容芯子极板间的绝缘厚最好为绝缘纸厚度的偶数倍数(绝缘纸厚度一般为0.13㎜),然后充分考虑场强的均匀性,适当调整极板长度和极差。

在电容芯子的卷绕过程中,还要保证纸层间的搭界的均匀性(搭界最好选为纸宽度的一半),同时应注意下极差的控制。

但在实际生产过程中,若不对以上因素进行充分考虑,易影响电容芯子下端的电场分布,当对套管施加足够的电压时,可能会在电容芯子的下端轴向最先出现电晕或刷形放电,产生气泡,致使套管局部放电量增大,必然会产生乙炔等气体。

3.2注入产品的油中含有微量乙炔注入产品的油都要经过过滤和脱气处理。

在处理和注油过程中,可能会使用齿轮泵等机械泵进行打油。

齿轮泵经过长期工作,某些部件易出现磨损,造成在高速运转时不畅,局部摩擦过热或有火花出现,引起绝缘油裂解,产生微量乙炔。

3.3 金属杂质的悬浮放电强力弹簧是构成套管的主密封的主要零件。

由于在装配过程中,需要对弹簧预压和并紧,螺母与导电管及拉杆难免出现摩擦,造成金属杂质落入套管腔体,有可能吸附在电容芯子的表面,导致悬浮放电,产生乙炔等气体。

3.4 金属零部件的尖端放电与绝缘油接触的金属零部件有毛刺和尖角,如法兰内壁未进行处理、末平引线接线后存在毛刺,这些可能在套管试验过程中产生尖端放电,也有可能产生微量乙炔。

3.5 色谱分析时的影响由于各个单位使用的气相色谱仪的最小检知度不尽相同;同时,试验过程中还存在外部干扰,造成检测结果有差异。

但是,气相色谱仪的试验原理是根据各个时间段的出峰面积积分值来判断试样气体的组分,现已被行业广泛采用(见引言)并被证明是一种行之有效的判断充油设备内部隐藏的故障类型试验方法,其准确性及有效性不应值得怀疑。

以上都是套管油中产生微量乙炔的因素,在设计制造过程中都进行了充分的考虑,但套管油中依然还有微量乙炔产生。

另外,通过对发生问题的套管进行统计分析,发现具有如下共同特性:(1)主要发生在126kV及以下电压等级的油纸电容式变压器套管上;(2)例行高压试验通过;(3)乙炔含量一般不超过0.5μL/L,其他特征气体未发现异常;(4)油90℃介损、击穿电压、微水正常;(5)简单换油后不能解决该问题。

这些都是以上分析难以解释的,是否还有其他原因导致套管油中产生微量乙炔。

下面从第2页液体介质的击穿机理来进行探讨分析,找找套管在高压试验后油中产生微量乙炔的原因。

4. 用液体介质的击穿机理来解释套管在高压试验后油中产生微量乙炔的原因4.1杂质击穿理论关于纯净液体介质的击穿机理主要有两大类,即电子碰撞电离理论和气泡击穿理论,杂质击穿理论是在气泡击穿理论基础上的发展。

工程中使用的液体介质并不是纯净的,往往含有水分、气体、固体微粒和纤维等杂质,另外,各种纤维和碎屑也会脱落至液体绝缘油中。

杂质的介电常数与电导率与纯净液体介质的相应参数不等同,这就必然会在这些杂质附近造成局部强电场。

由于电场力的作用,这些杂质会在电场力的作用下被拉长和定向,还将受到拉向电场方向的力(ε2>ε1)或受到相反方向的力(ε2<ε1) [其中ε2为杂质介电常数,ε1为绝缘油的介电常数] 。

这样在电场力的作用下,这些杂质会逐渐沿电力线排列成杂质的“小桥”。

如果此小桥贯穿于电极之间,则由于组成此“小桥”的杂质电导率较大,使泄露电流增大,发热增多,形成气泡;即使杂质“小桥”尚未贯穿极间间隙,在各段杂质链端部处液体介质中的场强也将增大很多。

气泡的介电常数和电导率,均比邻近的液体介质小得多。

所以气泡中的场强比邻近液体介质中的场强大得多,而气泡的增多,将导致“小桥”通道被电离击穿。

4.2 绝缘油的击穿特点在均匀电场下,当工频电压升高到某值时,油中可能出现一个火花放电,但旋即消失(火花没有引起油隙击穿),油又恢复其电气强度。

电压再增,油中又可能出现火花,但可能又旋即消失。

这样反复多次,最后才会发生稳定的击穿。

这种自恢复现象因小桥引起火花放电后,由于纤维被烧掉,水滴汽化、油扰动以及绝缘油本身具有的灭弧能力和冷却作用等原因而使杂质小桥遭到破坏,造成火花放电熄灭。

4.3 用杂质击穿理论对套管油中产气进行分析对于套管而言,其主绝缘主要由导电管、绝缘纸、铝箔电极和少量布带构成。

绝缘纸的主要成分为纤维素,纤维素大分子每一个链节都有羟基,具有一定的极性。

另外,套管在制造过程中,还或多或少地混入灰尘等杂质。

由于这些杂质的密度一般大于绝缘油的密度(绝缘油的密度约为0.895g/㎝3,绝缘纸的密度约为0. 95g/㎝3,灰尘等颗粒密度大于1g/㎝3),这些固体杂质随着套管的静放一般停留在套管的下端。

而套管下端场强较为集中,再加上油中的杂质“小桥”,因此,当工频电压升高到某值时,油中有可能会出现火花放电,释放出乙炔等气体。

但由于绝缘油本身具有灭弧和冷却作用,火花放电迅速被抑制。

以上发生时间极短,发生区域较小,随着气体分子的不停运动,溶解气体的浓度也逐渐减小。

发生火花放电应在电压升高或加压时间较长时,对于套管而言,应在后期加压(从Ur电压下升压)或耐受电压期间(后期),因为此时的放电可能被认为是干扰而被忽略或者是没有关注。

用杂质击穿论可以解释以上分析所不能解释现象:(1)主要发生在126kV及以下电压等级的油纸电容式变压器套管上是因为126kV及以下电压等级的变压器套管内绝缘油较少,单位体积油中杂质较大,且由于沉淀等原因,主要集中在套管的下端,而变压器套管较穿墙套管的下端场强集中的多。

当给套管施加一定的工频电压时,在杂质“小桥”作用下,各段杂质链端部处油中的场强必将增大很多,当工频电压达到某值时,会在套管的下端首先出现一个火花放电,而绝缘油本身具有灭弧和冷却作用,火花放电被立即熄灭。

由于火花放电区域小,时间短,其释放出的气体主要为乙炔等气体(火花放电主要产生乙炔),这些气体经过不断的扩散,逐步达到平衡。

套管内油越少,最后气体(乙炔)相对浓度也越大。

220kV及以上电压等级的套管因油容量多,最后会因设备无法检知其最小浓度,检测结果乙炔含量为0。

(2)换油后,高压试验后又产生:这是因为大多没有从套管底部放油,杂质仍在套管下部,重新高压试验后,导致杂质被再次击穿,产生乙炔等气体。

第3页5、杂质击穿理论的验证为验证杂质击穿是油纸电容式套管油中含微量乙炔的主要原因,我们选取126kV的套管作了以下试验分析。

注:H2为0,表示H2低于仪器的最小检知度。

从表2、表3中可以看出,产品的主要电气性能优良,但在高压试验立即取油样时发现,套管的底部、中部的含气量存在较大差异。

说明套管底部有放电现象发生,但由绝缘油的击穿特性不难理解,套管在高压试验后底部有乙炔产生,产生的区域较小,但由于气体分子不停的运动,乙炔的浓度在不断减小,直至为零(气相色谱仪不能检知)。

这一点恰好说明为什么主要发生在126kV及以下电压等级的套管上(油容量少)。

为对杂质击穿论进行进一步验证,我们取3根126kV套管(含以上050020#套管),将底部油放掉少许绝缘油,重新注满油后重新高压试验,具体见表4、表5:注:050020#经过数次的过电压,产品的局部放电值已有所上升。

从表4、表5可以看出,通过底部放油,使得套管高压试验后的油中溶解气体达到控制值,进一步验证了套管底部杂质击穿是油纸电容式套管油中含微量乙炔的主要原因。

6.如何解决油纸电容式套管油中含微量乙炔问题通过以上分析可以看出,影响套管油中含微量乙炔因素很多。

相关文档
最新文档