500kV电流互感器油位偏高故障的处理及分析
500kV电流互感器检修常见问题及解决办法
500kV电流互感器检修常见问题及解决办法摘要：500kV电流互感器在运行中出现故障的主要原因是由于设备的材料、质量、装配等造成的，其会给电力系统的稳定运行带来极大的威胁。
本文主要对500kV SF6电流互感器的故障原因进行了分析，并提出了一些相应的预防措施。
关键词：500kV；SF6电流互感器；故障原因；措施一、SF6电流互感器的故障类型SF6电流互感器的故障主要有 8 种类型，分别是: 主绝缘击穿、内部放电、瓷套断裂、防爆膜破裂、气体泄漏、气体受潮、二次接线板老化、二次引线绝缘破损等。
其中主绝缘击穿、内部放电、瓷套断裂等三类故障对设备、系统及人身安全的威胁最大，本文主要对这三种故障进行分析。
二、故障分析（一）主绝缘击穿造成 SF6电流互感器主绝缘击穿故障的主要原因包括:1、设计不合理，导致 SF6电流互感器内部电位分布不均匀，局部场强过于集中。
2、电容屏连接筒材料机械强度不够，制造或安装工艺不良。
导致电容屏在运输或安装过程中发生位移，引起内部场强发生变化。
3、二次绕组屏蔽罩因材质不良或安装存在缺陷，而发生破裂或屏蔽罩螺丝松动等。
导致电场畸变，直接造成内部主绝缘击穿；或因产生局部放电并持续发展，最终造成内部主绝缘击穿。
4、支撑件的微小裂缝或气泡，以及支撑件的松脱等。
支撑件的微小裂缝或气泡在运行电压的作用下，产生局放并发展至击穿。
支撑件松脱后会造成内部间隙距离发生变化，而导致击穿故障的发生。
5、异物造成主绝缘击穿。
导致 SF6电流互感器主绝缘击穿的异物，可能是由于连接筒和电容屏上端的开口圆筒之间在运输过程中磨擦所产生，也可能是因为接触不良造成的局部放电所生成，还有可能是制造过程中混入杂质。
这些异物散落到电容屏外表面和玻璃钢内壁上，使得电容屏外表面和玻璃钢内壁的电场分布发生畸变，产生持续的局部放电，最终造成了电流互感器内部绝缘击穿。
（二）内部放电造成 SF6电流互感器内部放电的主要原因包括:1、电容屏因固定螺丝松动而出现悬浮电位。
500kV电压互感器异常故障的处置与分析
500kV电压互感器异常故障的处置与分析摘要：随着人们生活水平逐渐提高，对电力供应有了更高的需求。
由于电力系统设备在实际的运行中，受雷电、大风、暴雨等自然环境和施工、车辆等外力破坏以及电力设备制造水平、维护管理等因素的影响，将会导致电力设备运行异常，出现低电压或者被迫停电的现象，严重影响人们的生活。
因此，该文选取对人们供电影响最直接的10kV电压互感器运行中出现的故障进行深入探究，并提出相应的解决策略，以期能够减少对电力系统正常运行的影响因素，确保电力供应。
关键词：电压互感器；运行故障；改进措施引言电压互感器是变电站内重要的一次电气设备之一，负责把一次高电压转换成二次电压，供给继电保护装置、自动装置、计量仪表等二次设备。
它的运行状况不仅关系到一次系统的安全运行，也关系到二次设备的安全运行。
电压互感器的故障分为内部故障和外部故障，内部故障往往是其本体内部发热、渗油、放电等。
外部故障主要指一次部分线夹接触不良导致发热，二次部分接触不良放电、未完全接地、电缆断线等。
近年来，由于“外委队伍”大量的进入，导致施工质量良莠不齐，二次部分的故障屡次发生，并多次造成一次设备停运，影响恶劣。
1变电站运行中电压互感器常见故障分析1.1电磁单元出现故障电磁单元是电压互感器的组成设备之一，其本身由中间变压器、补偿电压器、阻尼器等多个部件组成，因此相对敏感和脆弱，其中任意一个部件出现问题都会影响整个单元的功能，进而导致电压互感器出现故障。
导致电磁单元出现问题最常见的两个原因是电压互感器的运行环境和电磁单元的质量问题。
当运行环境相对潮湿时，电磁单元容易受潮影响绕组阻性，导致设备受损，影响电压互感器的正常运行。
电磁单元的质量存在问题，则其容易被损坏，导致电压互感器出现故障。
因此在采购电磁单元时要注意其生产水平的高低、运输过程和安装过程的稳定性，保证电磁单元的质量。
1.2电容器故障500kV变电站电压互感器运行时，分压电容的电压负载标准值为20kV，但是在实际中由于诸多因素的影响，导致分压电容很难达到电压负载的标准值，导致电压持续上升，最终对500kV变电站的正常、安全运行造成了严重的影响。
500kV SF6电流互感器故障浅析
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１ 一上部 壳体 ； ２一套 管 内筒 ； ３一套 管 外 绝 缘 伞 裙 ； ４一环 氧 树 脂 绝 缘
筒 ； 一 压均压罩 ； 一 ５ 低 ６ 二次绕组 、 铁芯及铝合金屏 蔽罩 ； 一一次导 ７ 电杆 ； 一高压屏 蔽罩； 一 ８ ９ 二次引线及屏蔽管 圈 １ Ｔ ５ ０型 Ｔ Ｇ５ Ａ结构示意圈
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Ａｂ ｔａ ｔ Ａｃ ｏ ｄｎ ｏ ｔ ｅ ｓｒ ｃｕ ａ ｈ ｒｃｅｉ— ｓｒ ｃ ： ｃ ｒ ｉｇ ｔ ｈ ｔｕ ｔ ｒｌｃ ａ ａ ｔｒｓ
ｔ ｓ ｏ ｉ ｆＴＧ５ ０ ｃ ｒｅ ｔｔａ ｓｏｍ ｅ ， ｈｓ ｐ ｐ ｒ ａ ａ ｃ ５ ｕ ｒｎ ｒｎ ｆｒ ｒ ｔ ｉ ａ ｅ ｎ 一 １ｚｓｃ ｒｅ ｐ ｎ ｉｇｙ ｓｍ ｅａ ｃｄ ｎ ｆＴＡ ｆｉｖ ｒｅ ｙ ｅ ｏ ｒ ｓ ｏ ｄｎ ｌ ｏ ｃｉｅ ｔｏ ｏ ｅｓ ｎ
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摘
要 ： 结合 Ｔ ５ ０型 电流 互 感 器的 结 构 特点 ， Ｇ５
经验， 制开发 出的新 一代 高压 电气产 品。该 型 研 Ｔ Ａ顶部壳体（ 见图 １ 由 １ ） 种特殊 的铝合金制成 ， 有 很强的气密性 ， 保证 Ｓ ６ Ｆ 气体的年泄露率小于 １ ％。
压 强约 为 ０ ８ＭＰ 的 防爆 片Ｌ 。 ． ａ １ Ｊ
８月 ２ １日 １ ：４ 霍 兆 线 ／ 临 Ｉ ５４ ６１ ， 霍 线 ０２Ｃ相 Ｔ Ａ在 正常运 行 中 发 生故 障 ， 起 霍 临 Ｉ 和霍 兆 引 线
线 跳 闸。现 场检查 发 现 ：０ ２Ｃ相 Ｔ ５４ Ａ顶 部 的 法 兰
500kV变压器绝缘油含气量偏高故障的分析和处理
500 kV变压器绝缘油含气量偏高故障的分析和处理1 前言变压器油是构成变压器主绝缘的材料之一，就绝缘而言，特别对于超高压大容量变压器，其油中含气量的高低对变压器绝缘有较大影响，这是由于气体可能在设备内聚集起来而形成气泡，特别是当温度和压力骤然下降而形成的气泡，聚集在绝缘纸层内或表面时容易产生局部放电。
国际大电网会议（CIGRE）认为油中含气量在3％以下时，析出气体的危险性较小。
新修订的《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996）规定新设备投入运行前油中含气量不大于1％，运行油定为不大于3％。
从当前国内所采用的真空脱气装置来看，投入运行前油中含气量控制在1％以内是比较容易做到的，运行油中含气量与设备的整体密封性能有很大的关系，如隔膜式变压器对油的保护体系完善，密封程度好，运行中油的含气量可控制在规程要求的3％以内，否则油中含气量会随着时间的增加而不断增大，直到饱和状态。
下面介绍北仑电厂1号主变压器绝缘油含气量偏高的分析与处理实例。
2故障概况北仑电厂1号机主变系日本东芝（TOSHIBA）公司制造，额定容量755 MVA，额定电压525±2×2．5％／25 kV，油量91 m3，双油枕隔膜全封闭结构，1991年2月投入运行。
1999年对变压器油历次取样测试过程中发现其含气量偏高，其中处理前最近一次取样测试结果为4．1％，明显超出规程规定的运行油中含气量不大于3％，且呈增长的趋势（详见表1），同时在运行中发现该变压器两只油枕油位指示不一致，其中靠近主厂房固定端1只油枕油位指示为60％，而靠近2号机侧1只油枕油位指示为15％，且其吸湿器几乎不能“呼吸”。
在1999年下半年1号机大修期间，1号主变停运以后，根据事故现象和以往经验，有针对性地进行了检查和处理。
3 故障原因的检查1号主变停运后，对变压器进行了外观检查，发现3号散热器潜油泵进口法兰接合面有严重渗漏油现象，而运行过程中无渗漏油现象。
电流互感器误差超标时的处理方法
电流互感器误差超标时的处理方法电流互感器（current transformer, CT）作为一种重要的电力测量设备，广泛应用于电力系统中，主要用于测量和保护系统中的电流。
然而，在使用过程中，由于种种原因，电流互感器可能会产生误差，误差超标时需要进行相应的处理方法。
误差产生的原因一般有以下几点：1.电流互感器的质量问题：选择、安装或制造过程中存在问题，导致误差超标。
2.运行环境不合适：电流互感器在恶劣的环境条件下工作，如过高或过低的工作温度、过载、电源稳定性差等，也可能导致误差超标。
3.维护不当：电流互感器长期使用后，可能会产生磨损、腐蚀或损坏，从而影响其性能，导致误差超标。
误差超标时，可以采取以下几种处理方法：1.进行校准和调整：首先应该根据标准规定，使用可靠的设备对电流互感器进行校准。
校准的目的是找出电流互感器的实际误差，并在需要的情况下进行适当的调整，使其误差控制在可接受范围内。
2.更换电流互感器：如果校准后仍然无法修复误差超标的问题，就需要考虑更换电流互感器。
在更换前应仔细选择合适的型号和规格，并按照规定的安装和接线方法进行更换。
3.清洁和维护：定期对电流互感器进行清洁和维护，以减少灰尘、污垢等外界因素对电流互感器的干扰。
同时，还要定期检查电流互感器的接线和固定情况，确保其正常运行。
除了以上处理方法外1.选择合适的电流互感器：在购买电流互感器时，应仔细选择质量可靠、性能稳定的产品。
可以根据工作环境和需求选择合适的型号和规格。
2.定期维护和检修：定期对电流互感器进行维护和检修，保持其正常运行。
维护工作包括清洁、紧固和润滑等常规操作，检修工作包括校准和调整等。
3.提高运行环境：为电流互感器创造良好的运行环境，保持适宜的工作温度、稳定的电源等，避免过负荷和过压等不良现象。
总之，电流互感器误差超标时需要进行相应的处理方法。
通过校准、调整，以及更换电流互感器等方式，可以解决误差超标的问题。
同时，还需要加强对电流互感器的日常维护和检修工作，以减少误差产生的可能性。
电力充油设备油位异常分析及处理方法
电力充油设备油位异常分析及处理方法摘要：变电站运行过程中，电力充油设备往往会因为各种各样因素的影响而发生油位异常问题，而鉴于电力充油设备油位异常会影响到变电站的稳定运行，所以需要对其加以重视，并采取有效措施进行处理。
本篇文章从电力充油设备油位异常的危害性入手，对电力充油设备油位异常的原因以及处理措施作详细论述，得出结论并形成资料，以供参考。
关键词；电力充油设备；油位异常；问题分析；处理措施引言在电力系统中，高压电气设备由于绝缘和灭弧的需要，采用了充油介质的电气设备。
目前各500kV变电站使用的主要充油设备有：主变压器、油断路器、操作机构、并联电抗器、电流互感器、电压互感器、消弧线圈以及高压电容器等，在发电、变电、供电系统中占有核心地位，做好充油电力设备油位的运行监视和异常状况的分析处理工作，对于保证电网的安全稳定运行具有十分重大的意义。
随着我国大规模电力基础建设的陆续展开，电力网络及设备向着高电压、大容量的方向发展。
电力系统中拥有的高压、超高压、特高压充油电力设备成倍增加。
对这些大型充油电力设备的的关注与保障也将极为重要。
1电力充油设备油位异常的危害性变电站的各类充油设备大多是露天布置，会经常受到气候变化和周围环境的影响，使其状态发生改变。
充油设备运行时间长，运行油温高，促使油质、油位发生变化，油位的过高或过低会导致油质受潮绝缘下降，灭弧能力降低，散热变差等危害。
若油位过高，使油箱上部缓冲空间减小，当充油设备发生故障时电弧高温使油分解出大量气体，由于缓冲空间过小、压力过大引起喷油，严重时可能使油箱变形甚至爆炸；若油位过低，由于空气带有潮气进入油箱内，使充油设备部分结构绝缘下降，当充油设备故障时，电弧可能冲击油面，使游离气流混入空气引起爆炸或发生绝缘事故。
故充油设备对其油位的高低都要求十分严格。
因此探讨变电站充油设备油位异常的原因，掌握其规律采取针对性的防范措施，避免造成事故的扩大十分必要。
2电力充油设备油位异常的原因及处理措施分析2.1温度变化引起的油位异常2.1.1极端气候影响需要清楚的是患力充油设备内部油箱中所存储的绝缘油的体积是随着温度的变化而发生相应的变化。
变压器油位异常应如何处理
变压器油位异常应如何处理?
变压器的油位是与油温相对应的，生产厂家应提供油位与温度曲线。
当油位与油温不符合油位—温度曲线时，则油位异常。
500kV变压器一般采用带有隔膜或胶囊的油枕，用指针式油位计反映油位。
在下列情况下会出现油位异常现象：
(1) 指针式油位计出现卡针等故障；
(2) 隔膜或胶囊下面储积有气体，使隔膜或胶囊高于实际油位；
(3) 呼吸器堵塞，使油位下降时空气不能进入，油位指示将偏高；
(4) 胶囊或隔膜破裂，使油进入胶囊或隔膜以上的空间，油位计指示可能偏低；
(5) 温度计指示不准确；
(6) 变压器漏油使油量减少。
发现变压器油位异常，应迅速查明原因，并视具体情况进行处理。
特别是当油位指示超过满刻度或将到0刻度时，应立即确认故障原因及时处理，同时应监视变压器的运行状态，出现异常情况，立即采取措施。
主变油位可通过油位与油温的关系曲线来判断，并通过油位表的微动开关发出油位高或低的信号。
(7) 若发现油位异常指示时，应检查油箱呼吸器是否堵塞，有无漏油现象；查明原因汇报调度及有关领导。
(8) 若油位异常降低是由主变漏油引起，需迅速采取防止漏油措施，并立即通知有关部门安排处理。
如大量漏油使油位显著降低时，禁止将重瓦斯改信号。
(9) 若油位因温度上升而逐渐上升，若最高油温时的油位可能高出油位指示并经分析不是假油位，则应放油至适当的高度以免溢出。
应由检修单位处理。
电流互感器产生故障的原因和故障处理方法互感器
电流互感器产生故障的缘由和故障处理方法 - 互感器电流互感器作为电力系统中重要的设备，起到计量和爱护的作用。
电流互感器一旦发生故障，那么就及其简洁让电力系统无法正常运行，供电功能失去作用，这些故障假如不能准时排解的话，那么长时间的停电会给人们的日常生活及工作带来很大的影响，对电网的平安也会带来肯定的影响。
1、电流互感器产生故障的缘由1.结构通常状况下，当电压高于32kv时，用于制造互感器内部的结构的材料一般都接受薄纸绝缘材料，而当电压达到220kv时，互感器内部材料通常使用电容性的材料。
2.互感器故障的根源（1）绝缘热击穿导致的故障。
一般来说，能够承受高压的电流互感器稳定性是比较好的，但是在个别状况下，当较大的电流也能够通过时，但是由于高压作用会导致绝缘介质温度上升，一旦超过了其能承受的温度极限时，就会消灭绝缘材料被高温击穿，从而导致电流互感器消灭故障。
（2）局部放电导致的故障。
正常状况下220kV电路互感器的主电容的运作都是分布均匀的，但是假如技术工艺达不到标准，电容板的光滑度由于工艺缘由达不到要求，就会导致绝缘包绕松紧假如无法把握好，那么会造成其不均匀发生电容屏错位这一问题，U型卡子由于卡的太过于紧时也会使得绝缘变形，同时积分泡也及其简洁使得电压的分布产生变化，这就会让其他其中个别电容屏场强高于其他，从而产生局部放电的状况，假如不能准时发觉并处理，电容芯棒就会发生故障。
（3）潮湿环境。
由于其在密封性上较差，所以在互感器的内部就会产生较强的放电现象，破坏互感器的绝缘性，潮湿环境下产生的液体会沉积在电容芯棒的底部，因此电容芯棒弯曲的部分就成为了绝缘效果最差的地方，由于其处于长期工作状态，所以就简洁形成电容芯棒击穿，使其产生电力故障。
（4）干燥及脱气不足产生的缘由。
电流互感器必需要进行真空注油的项目，不然会导致气体无法排解出去，使其无法形成真空状态。
另外脱气时间较短而导致脱气不彻底，在电压和温度的双向作用下，电流感器会不断的发热导致电老化击穿从而引发故障。
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500kV电流互感器油位偏高故障的处理及分析
文章介绍了一起500kV电流互感器油位过高的故障案例，分析阐述了导致该故障的主要原因，通过油色谱、高压介质损等试验验证了该设备发生内部局放故障。
最后从日常运行巡视、例行试验、缺陷处置等方面提出了相关建议。
标签：电流互感器；油位偏高；分析
1 故障发现情况
2016年11月9日，盐城运维站运维人员对500kV潘荡变巡视时发现，500kV 陈潘线5063开关电流互感器A相油位偏高，逼近油位上限，其它两相油位处于观察窗中部偏上位置，随后立即汇报申请紧急停电检查。
陈潘线5063开关电流互感器（以下简称流变）型号：IOSK550，厂家：上海MWB互感器有限公司，出厂日期：2011年5月，投运日期：2011年8月。
上次检修日期为2013年5月，情况正常。
11月9日21時，对该组流变完成停电操作；次日上午，试验人员对该组流变进行介损试验，测试数据正常，情况如表1所示。
表1 电容式电流互感器tg及电容量
对该组流变进行取油样色谱分析，试验结果如表2所示。
表2 色谱试验数据
从色谱试验数据可以看出，该组流变A相与B、C相数据比较，一氧化碳、二氧化碳组分的含量明显偏大，结合该相流变油位偏高的现象，判断该台存在内部故障，需更换并进行返厂解体分析。
2 返厂检查情况
2.1 试验情况
返厂后，对改组流变进行了100%绝缘试验，试验结果均无异常。
其中，故障相流变介损及电容量如表3所示。
局放试验中，预加电压629kV，并持续1分钟，测量电压为550kV时，局放量8.0pC，测量电压为381kV时，局放量3.8pC。
表3 A相流变介损及电容量试验结果
2.2 解体情况
对故障相流变开展解体分析工作，解体过程中各部分情况如下。
（1）膨胀器检查
故障相流变膨胀器高度为36.0cm，相比B、C相流变，膨胀器高度分别为29.0cm和28.5cm，流变膨胀器发生塑性变形。
（2）头部绝缘检查
头部绝缘外包层P1侧存在褶皱和鼓包现象，零屏锡箔纸及半导电纸存在明显褶皱，当头部绝缘剥离20层后，头部绝缘鼓包现象消失。
（3）二次绕组检查
铁心罩壳及二次绕组检查未见明显异常。
2.3 绝缘纸检测情况
流变解体过程中，于头部绝缘及二次绕组分别取绝缘纸样品开展聚合度测试，共计27份绝缘纸样品，除3号样品相对偏低外，其余样品聚合度均大于800。
参照《DL/T 984-2005 油浸式变压器绝缘老化判断导则》，新绝缘纸的聚合度大于在1000左右，而样品聚合度检测结果均大于500，说明该流变整体绝缘情况良好，老化程度较轻。
3 故障原因分析
从绝缘油油性能试验来看，故障相流变油中含气量未出现明显增高，分析认为是本身注油时油量较大导致油位高，长期的高油位运行导致膨胀器发生塑性变形。
根据三相流变油色谱数据分析，故障相流变烃类气体含量略高于另外两相，同时CO和CO2含量相对较高，初步判断故障相流变存在局部放电或低温过热的可能性。
但三相流变介质损耗基本一致，故障相流变过热可能性不大。
在流变解体过程中，于头部绝缘包扎区域、二次绕组区域均进行绝缘纸取样，根据绝缘纸聚合度检测结果，基本可排除一次导电杆过流造成头部绝缘局部过热的情况。
根据解体情况来看，故障相流变头部绝缘顶部存在鼓包现象，零屏锡箔纸存在明显褶皱，剥离20层后绝缘褶皱及鼓包消失，头部绝缘鼓包可能为流变头部绝缘装配过程中受挤压形成，由于此处为高电位，鼓包区域电场将发生畸变。
综上所述，认为造成流变油位偏高主要是以下两个原因：
（1）产品本身注油量偏大。
（2）头部绝缘鼓包区域电场畸变引发局部放电导致气体含量偏高。
4 下阶段工作建议
电流互感器油位偏高往往预示者其内部发生故障，若不及时处理，可能会发展成绝缘击穿、爆炸等恶性事故。
根据此次500kV流变缺陷处理经验，给出以下四点建议：
（1）督促互感器厂家加强生产环节的质量管理，特别是绝缘处理环节的质量控制。
因为生产环节的任何一个缺陷，即使是很小的缺陷，都会引发影响运行环节安全稳定运行的重要问题。
（2）当对流变绝缘产生怀疑时，应进行高压介质损。
该试验是绝缘检查的重要手段，较常规预防性试验，高压介损更能反映出设备内部绝缘潜在薄弱环节及高电压下局部放电故障。
（3）加强流变运维管理工作。
日常巡视时，应检查流变密封是否良好，有无渗漏油，油位是否异常；红外测温时，发现温度异常的应列入危急缺陷处置，及时进行停电检查。
（4）规范流变缺陷处置工作，发现设备油位异常应该引起运维单位高度注意，立即组织开展油色谱分析和停电检查工作。