-台主变绝缘异常的试验与分析
一起220kV主变套管末屏对地绝缘不合格的分析处理
一起220 kV主变套管末屏对地绝缘不合格的分析处理摘要：电容式套管最外层铝箔即末屏引出，供测量套管的介损和电容量，末屏在运行中应可靠接地。
末屏接地不良，会引起套管故障，严重的会发生套管爆炸事故。
通过整理一起220kV主变套管末屏对地绝缘不合格的分析处理实践，结合套管末屏的结构原理，解释了套管末屏对地绝缘不合格原因，提出主变套管末屏对地绝缘及介损不合格影响因素及排除方法，为现场问题处理和运行维护积累经验，同时提出同类型设备的运维建议。
关键词：套管末屏；绝缘；分析处理0 引言电容式套管广泛应用于66kV及以上电压等级的电网中，它利用电容分压原理调整电场，使径向和轴向电场分布均匀，从而提高绝缘的击穿电压。
它是在高电位的导电杆与接地的末屏之间，用一个多层紧密配合的绝缘纸和薄铝箔交替卷制而成的电容芯子作为套管的内绝缘。
最外层铝箔即末屏引出，供测量套管的介损和电容量，末屏在运行中应可靠接地。
由于某种原因末屏接地不良，那么末屏对地会形成一个电容，而这个电容远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一个很高的悬浮电压，造成末屏对地放电，引起套管故障，严重的会发生套管爆炸事故。
[1]1 套管末屏的结构原理变压器套管末屏装置的接地方式大致可分为外置式和内置式。
外置式末屏接地引出线穿过小瓷套通过引线柱(螺杆)引出，引线柱对地绝缘，外部通过接地金属连片或接地金属软线、接地金属连接装置与接地部位底座金属相连。
内置式末屏接地引出线穿过绝缘塑料套通过引线柱引出，引线柱对地绝缘，引线铜柱外加金属接地盖，引线铜柱与接地盖相连，金属接地盖直接接地，金属接地盖还起保护并密封防潮。
图1 内置式末屏结构原理图2 套管末屏对地绝缘不合格的分析处理2.1 套管基本信息220 kV某站主变为西门子变压器有限公司产品，变高及变中套管为传奇电气（沈阳）有限公司产品，变高套管型号为BRDLW1-252/1250-3，变高中性点套管型号为BRDLW-126/1250-3，变中套管为BRDLW-126/1600-3，变中中性点套管型号为BRLW3-72.5/1600-3，出厂日期均为2012年1月。
电力设备的绝缘检测与故障诊断
电力设备的绝缘检测与故障诊断一、背景电力设备在运行时，由于受到环境因素、负载变化等因素的影响，容易出现绝缘降低、绝缘击穿等故障。
因此，绝缘检测和故障诊断是确保电力设备安全运行的关键技术之一。
二、绝缘检测2.1 绝缘检测的目的绝缘检测的目的是为了确保设备在正常工作时保持良好的绝缘状态，避免绝缘击穿引起的失效和危险。
2.2 绝缘检测方法常用的绝缘检测方法包括：•直流电桥法•交流电桥法•介电损耗仪法•光谱分析法其中，直流电桥法和交流电桥法是比较常用的方法。
直流电桥法适用于中小容量的设备，而交流电桥法适用于大容量设备。
2.3 绝缘检测结果及处理绝缘检测结果通常用绝缘电阻值来表示。
一般来说，绝缘电阻值大于等于一定值时，绝缘状态良好；小于该值时，绝缘状态较差；小于另一个值时，则可能已经出现了绝缘缺陷。
对于出现问题的设备，需要进行进一步故障诊断。
三、故障诊断3.1 故障诊断的目的电力设备故障诊断的目的是为了快速、准确地找出设备的故障原因，采取有效的措施进行修复。
故障诊断的及时性和准确性对于设备的正常运行和安全等级都有重要的影响。
3.2 常见故障类型常见的电力设备故障类型包括：•绝缘击穿•绕组短路•转子断裂•变压器漏油•变压器绕组间短路3.3 故障诊断方法•检查与测试法•光学检查法•监控数据分析法四、绝缘检测和故障诊断是电力设备运行过程中必不可少的环节。
合理的检测和诊断方法能够保障设备的正常运行，延长设备寿命，在节约维修成本的同时，更重要的是确保了电力系统的安全性和可靠性。
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。
铭牌电容量/pFtan/%末屏绝缘电阻/MΩ 表:1高压侧套管介质损耗数据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。
介质损增大一般来说为试验回路中阻性电流增大引起。
依据相关理论，当电气设备的绝缘普遍受潮、脏污或老化、安装不到位以及绝缘中有气隙发生局部放电时，流过绝缘的有功电流分量I将增R大，介质损耗将增加。
变压器油色谱数据异常分析及处理
变压器油色谱数据异常分析及处理1.前言变压器是变电站中最重要的电气设备之一，其安全稳定运行直接影响了变电站的运行及用户用电的可靠性。
绝缘油作为变压器的“血液”，它的性能指标能够直接反映出变压器的设备状态。
变压器油色谱试验作为变压器一项重要检测项目，能够在不停电的状态下对设备进行取样分析，及时发现设备故障隐患。
本文通过巡检发现一起110kV主变油色谱数据异常情况，采用特征气体法及三比值法[1]进行异常数据分析，查找并排除了设备故障，保证了电网的安全稳定运行。
2.背景2022年3月8日上午，对110kV某变电站2台主变进行主变取油工作，经油色谱试验分析发现2号主变油色谱数据异常，其中氢气，乙炔，总烃含量均超过Q/GDW1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》[2]注意值要求。
3月8日下午，再次取样进行复试，发现试验数据仍不满足规程要求。
两次试验数据如下。
可以看出，2号主变两次取样试验数据氢气、乙炔、总烃含量均超过规程注意值要求。
1.异常数据分析3.1历年试验数据对比。
根据规程要求，110kV主变压器油色谱试验周期为一年，该站2号主变2021年、2020年试验数据如下。
可以看出2020年、2021年检测数据均满足试验规程要求。
现对异常试验数据进行分析。
3.2异常数据分析（1）特征气体法。
变压器绝缘介质包括绝缘油及绝缘纸。
绝缘油主要由碳氢化合物组成，而绝缘纸的主要成分是纤维素。
正常运行时，在电和热的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的氢气和低分子烃类气体以及CO和CO2等气体。
特征气体就是指对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2。
当设备发生故障时，除生成一定量的特征气体外，还可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。
以3月8日下午检测异常数据进行分析，主要特征气体为CH4、C2H4，次要特征气体为H2、C2H6，根据DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[3]特征气体判断方法，属于油过热故障，且由于C2H4含量较为明显，认为故障点温度较高。
主变绝缘异常的试验探究
运 行 的过程 中 ，能起 到较 好 的绝 缘 散热 效 果 ，可 以说 是
影 响 到变 压器 绝 缘性 能 的主 要 因素 。变压 器 绝缘 油 出现
质 量老 化 问题 ，也会 造成 变 压器 的绝缘 异 常 ，通 过对 主
绝缘 油 正常 运行 状 况下 保持 在 ３ ． ０ 以下 ，而 该 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 主 变
的绝 缘 油 颜 色 为４ ． Ｏ 级 ，可 以看 出 绝缘 油 已经 处 于 深 度 氧化 阶段 。油泥 也 是衡 量 绝缘 油 是 否发 生质 量 老化 的指 标 ，绝缘 油 发生 化 学反 应 之 后 ，会生 成 氧化 物 ，经 过 反 应之 后会 生 成 油泥 ，而油 泥会 附在 绕组 绝 缘一 ｈ，影 响其 正 常 的散热 ，会导 致 固体 绝缘 局 部 过热 ，使得 变压 器 的 固体 绝 缘部 位 出现 明显 的氧化 ，严 重影 响 到变 压器 的正 常使 用寿命 。通 过分 析该 台 ｌ １ ０ ｋ Ｖ 主变 的油 泥可 以看 出该
于该 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 主 变是变 电站 主要 的供 电设 备 ，为 了保 证变 电 站 正 常 的运 行 ， 需要保 证 其运 行 过程 的安全 稳 定 ，绝 缘
油 的更 换有 着 严格 的要求 ，对其 进 行 了进 一步 的老化 检
测项 目分析 ，分析 变压 器绝缘 油是 否需要 更换处 理 。
绝缘 油老化 ，并 此提 出了解 决措施 。
关键 词 ：主 变；绝缘 异常 ；变 电站 ；电力设备 ；绝缘 油 文献标 识码 ：Ａ 中图分类 号 ：Ｔ Ｍ８ ３ ５ 文章编号 ：１ ０ ０ ９ — ２ ３ ７ ４（ ２ ０ １ ７ ） １ ０ — ０ ２ １ ０ — ０ ２ Ｄ Ｏ Ｉ ：１ ０ ． １ ３ ５ ３ ５ ／ ｊ ． ｃ ｎ ｋ ｉ ． １ １ ～ ４ ４ ０ ６ ／ ｎ ． ２ ０ １ ７ ． １ ０ ． １ ０ ６
论主变绝缘油溶解气体组分含量异常的分析及处理
论主变绝缘油溶解气体组分含量异常的分析及处理摘要：文章论述了我局造成绝缘油溶解气体组分含量异常的原因。
绝缘油溶解气体组分含量异常的原因较多，要对现象作系列的分析，寻找出造成异常的真正原因，避免对故障现象的误判。
关键词：变压器；绝缘油；故障；处理1引言对新主变投产后的绝缘油溶解气体组分含量分析，是发现设备制造缺陷的有效手段，能及时发现新设备的不足之处，保证设备的健康运行。
但造成绝缘油溶解气体组分含量异常的原因较多，可能有设备本体缺陷所造成的，也有外部因素造成的，如调压开关缺陷油渗漏、潜油泵故障造成，也有由于滤油机故障，主变注入不合格的油所致。
2事故发生2005年，我局的一台220kv主变，在投产后第三天（48h）的色谱跟踪分析，发现绝缘油溶解气体组分含量异常，氢气185L/L，乙炔11.68μL/L，总烃1289.19μL/L，根据三比值法编码为0，2，2，判断为主变存在高温过热故障（高于700℃）。
该变压器为广州维奥伊林变压器有限公司的产品，型号为SFSZ10-180000/220，变压器油量为65吨。
根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T722/2000），运行中的变压器绝缘油中气体含量注意值：H2<150μL/L，总烃<150μL/L，C2H2<5μL/L。
3事故分析事故发现后主变紧急停运，同时对主变扩大取样范围，分别取瓦斯继电器、调压开关、本体下部的油样进行分析，结果如下表。
从结果看出调压开关除乙炔浓度比本体高之外，其他组分都远远比本体低，而乙炔是调压开关切换时拉弧的主要成分，从结果看能排除调压开关故障渗漏的可能。
其他部位的结果都存在异常现象，说明主变确实存在异常的现象导致绝缘油溶解气体含量异常。
试验室色谱分析结果准确可靠。
根据三比值法对不同的取样部位分析结果进行编码，组合均为0，2，2，判断主变异常为高温过热故障（高于700℃）。
明显乙炔的存在，估计该热点温度可能高于1000℃。
一起变压器套管测试异常分析
一起变压器套管测试异常分析摘要:本文通过一起预试中发现变压器高压套管绝缘试验异常,辅助油化分析并根据套管解体检查验证,确定产生原因是由于密封装置失效引起绝缘受潮,导致套管长期在缺油状况下运行,最终发展为设备缺陷。
针对该类缺陷,从生产制造与运行维护两个方面提出了相应的防范措施并总结。
关键词:变压器套管受潮介损值异常高压套管用于隔离、固定电力系统中带电导体,并保护其穿过箱体或墙壁与其它设备相连接。
套管的使用场所决定了其体积较小、绝缘厚度较薄,加之套管法兰处电场强度极不均匀[1],运行中的要长期承受工作电压、负荷电流以及在故障中出现的短时过电压、大电流的作用,因此系统对套管的绝缘性能提出了较高要求。
近年来,电力系统中发生了多起变压器运行事故,其中因套管故障引发的变压器事故所占比例较大。
如何提高套管的运行维护与绝缘监督水平,成为了电气技术人员需要解决的突出问题。
1 现场情况介绍在某110kV变电站#1主变年度预试中,试验人员发现高压侧A相套管绝缘试验异常,排除各种干扰后,绝缘试验仍然不合格。
该主变型号为SFSZ8-31500/121,韶关变压器厂生产,生产日期为1996年10月;套管型号BRDW-110/630,湖南醴陵电瓷厂生产,生产日期为1996年3月。
A相套管绝缘比交接时大幅下降,同时电容值与交接时增长近5%,各项测试数据均超过南网预试规程[2]规定要求,初步判定为套管绝缘下降,但还需对套管绝缘油进行油化分析作进一步判定。
由于套管绝缘油数量较少且出厂前已经密封,加之现场取样人员不熟悉密封装置结构,如果贸然拆开密封装置取油样,有可能采样后不能恢复密封装置,造成潮气侵入的后果。
主变油样分析显示氢气、总烃、微水含量较交接值均有较大增长,同时油中检测到乙炔,说明绝缘油中已发生局部放电故障,并威胁到了主变的运行。
综合电气试验与油化分析,判定套管存在重大缺陷,必须尽快进行处理。
2 套管检查与分析2.1 套管检查与解体上报运行管理部门后,决定立即联系厂家处理该缺陷,并申请调度将该主变停运。
220 kV主变压器夹件绝缘电阻异常的原因和处理措施
220 kV主变压器夹件绝缘电阻异常的原因和处理措施摘要：针对220 kV变压器C级检修和例行试验分析，根据设备现场运行的具体情况，发现夹件对地绝缘电阻异常的情况，通过试验数据和放油检查最终找到原因，并提出了处理夹件对地绝缘电阻异常的措施。
关键词：220 kV；变压器；电阻；试验；措施0 引言变压器作为电力系统中主要的电气设备之一，特别是大型变压器，在电力系统安全运行中起着至关重要的作用。
变电站中变压器的安全运维可以确保电网安全、高效和经济运行，提高电网的工作效率，增强电网的经济效益，是高压输电的核心。
因此，保证变电站中变压器的安全稳定运行、做好日常管理和定期试验等工作尤为重要，以便及时发现缺陷、故障并处理。
2016年3月9日，我公司负责的某变电站某台型号为SFSZ10－180000/220、出厂序号为2006－22－24的主变压器在进行例行试验时，发现夹件对地绝缘电阻为零（用1000 V兆欧表测量），用万用表测量绝缘电阻为0.3 Ω，而铁芯对地、铁芯对夹件的绝缘电阻大于10 000 MΩ，其他例行试验数据合格。
本体油化验中的H2含量、水分及耐压正常，该主变压器恢复运行后，夹件对地电流不稳定，对地电流最小时为0.3 mA，最大时为3 870 mA。
通过对该主变压器夹件对地绝缘电阻异常可能的原因进行分析，提出了处理夹件对地绝缘电阻异常的方法和措施，对当前变电站中变压器的运维管理工作有一定的借鉴意义。
1 试验数据分析（1）临时增加试验项目2016年3月9日，对该主变压器进行油色谱、绝缘油简化试验，试验结果与历次试验数据吻合。
（2）分析历次不停电试验数据1）油中溶解气体分析。
2016年3月9 日，对该主变压器离线油色谱进行分析，试验结果正常。
查看了历史数据，带电油色谱数据均无异常。
同时1#主变压器安装了油色谱在线监测装置，分析历史监测数据，发展趋势与数值基本与带电检测数据吻合。
2）绝缘油简化分析数据正常。
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-台主变绝缘异常的试验与分析
摘要:某变电站一台主变预试发现绝缘电阻大幅下降,介质损异常升高,经分解试验,综合分析,找出系绝缘油质劣化而引起。
关键词:数据异常分解试验综合分析
某220kV变电站一台主变预试中发现绝缘的试验结果异常,绝缘电阻严重下降,介质损大幅上升,经综合分析及处理后,异常情况消除,试验合格,主变正常运行。
1 发现问题
2002年在对某220kV变电站一台主变进行预防性试验时,发现主变本体绝缘电阻严重下降,介质损大幅度上升,具体情况如下。
该主变系合肥ABB变压器公司制品,1998年3月出厂,1998年5月投运,额定电压为220/121/11kV,型号OSFPSZ9–120000/220,试验时的天气晴,环境温度28℃,湿度63%,主变上层油温42℃,数据如下: 绝缘电阻及吸收比:
高中压—低压及地:R60″/R15″:650/535MΩ,吸收比:1.21
低压—高中压及地:R60″/R15″:540/370MΩ,吸收比:1.46;
介质损及电容量:
高中压—低压及地:tgδ:2.2%,CX:13068PF
低压—高中压及地:tgδ:3.1%,CX:17211PF;
油介质损(90℃)为1.01%;
油中含水量为17ppm;
油色谱试验结果:(ppm)
如表1所示。
各电容型套管介损值正常(略);
各侧直流电阻值正常(略)。
以上数据表明绝缘电阻下降,介质损严重超标。
为找出问题所在,我们又对变压器的不同部位进行了介质损试验或分解试验,并用不同测量仪器进行比对试验,结果相同。
高中压—低压:tgδ:3.468%,CX:6868PF
高中压—地(低压屏蔽):tgδ:0.633%, CX:6118PF
高中低压—地:tgδ:2.022%,CX:16576PF
低压—地(高中压屏蔽):tgδ:2.851%, CX:10346PF
低压—铁芯(正接):tgδ:3.162%,CX:7405PF
低压—铁芯及夹件(正接):tgδ:2.950%, CX:9808PF
低压—地(铁芯,夹件,高中压屏蔽):tgδ:0.486%,CX:526PF。
2 数据比较
试验前,此主变运行情况正常,无渗漏等情况,查阅以往试验档案。
历年绝缘电阻试验数据如表2。
比较绝缘电阻值可知,绝缘电阻下降严重,但吸收比无规律可循。
历年介质损值的比较可知:介质损是逐年增大的,增加值逐年提高呈加速之势。
3 原因分析
由于不能判断绝缘电阻下降、介损增大的原因,主变不能投入运行。
5月30日对有关试验项目进行复试,并加试了一些项目以进行进一步的判断。
试验数据如下:
天气:晴温度:34℃湿度:65% 上层油温:34℃
绝缘电阻及吸收比:
高中压—低压及地:R60″/R15″:725/535MΩ,吸收比:1.35
低压—高中压及地:R60″/R15″:550/360MΩ,吸收比:1.53
铁芯—其他及地:R60″/R15″:480/290MΩ,吸收比:1.66
夹件—其他及地:R60″/R15″:535/374MΩ,吸收比:1.43;
介质损及电容量:
低压—高中压及地(低压套管屏蔽):tgδ:2.456%,CX:17086PF
低压—高压:tgδ:2.700%,CX:6772PF
低压—铁芯(其它接地):tgδ:2.507%,CX:7367PF
低压—夹件(其它接地):tgδ:1.976%,CX:2402PF
高中压—夹件(其它接地):tgδ:0.684%,CX:674PF
高中压—铁芯(其它接地):tgδ:1.206%,CX:608.5PF
高中压—低压及地:tgδ:1.657%,CX:13039PF
高中压—低压:tgδ:2.682%,CX:6806PF
夹件及铁芯—地(高中低压屏蔽):tgδ:0.883%,CX:7413PF 。
根据现场试验数据,结合运行等情况,综合分析认为主变的绝缘电阻下降、介质损耗增大的原因是油质劣化引起的,排除了主变进水受
潮等其他因素。
因为:
(1)变压器无渗漏现象,油中含水量不高为17ppm,且色谱分析氢气体含量为15ppm;
(2)变压器内部涉及纸绝缘多的部位,介质损大,例如高中压与低压绕组之间的tgδ为2.682%;
(3)变压器内部涉及以油为主绝缘的部位,介质损较低,例如高中压绕组与油箱之间的tgδ为0.633%,铁芯及夹件对地的tgδ为0.883%;
(4)变压器制造厂家提供的变压器油为大连炼油七厂产品。
因工艺原因,该油质发生多次油质劣化,介损上升、绝缘电阻下降的问题,杂质进入纸绝缘,导致纸绝缘错误链接无效。
增大,绝缘电阻降低。
另外,其劣化油的分子链不稳定,受光线照后,其介质损会迅速下降,容易造成误判断。
4 处理结果
主变绝缘试验结果异常的原因找到后,决定由合肥ABB变压器制造厂全部更换劣化的变压器油和采用热新油循环对器身喷淋以及抽真空,以尽量置换纸绝缘中的劣化油的方法进行处理。
热油喷淋8个循环,9天时间,换上新的尼纳斯油重做试验,绝缘电
阻大大提高,介质损耗明显降低。
试验结果如下:(上层油温:40℃)
高中压—低压及地:绝缘电阻R60″/R15″:10300/7300MΩ,tgδ:0.349%,CX:13097PF
低压—高中压及地:绝缘电阻R60″/R15″:11000/8350MΩ,tgδ:0.273%,CX:17240PF。
5 结语
电气设备的试验结果异常时,不要轻易下结论,应认真仔细分析其原因。
首先排除测试设备的影响因素,根据设备的特点,能分解的应分解试验,综合其历史数据、变化规律与趋势和运行情况,进行全面分析后作出判断。