一起220 kV电流互感器绝缘受潮缺陷的诊断分析

电流互感器作为电网的核心设备,承担了电力系统的测量、控制与保护等关键功能。文中针对一起220kV油浸式电流互感器金属膨胀器冲顶缺陷,开展了绝缘电阻、直流电阻、油中溶解气体、高压介质损耗、局部放电等试验分析,初步怀疑电流互感器存在绝缘受潮缺陷。通过对该电流互感器开展解体分析,结合电容屏间介质损耗测量、红外光谱分析等试验及生产过程排查,确定此次故障原因为电流互感器制造过程中一次导杆切削液未清理干净,导致零屏绝缘纸含水量过高,在运行电压作用下发生局部放电,并持续产生氢气和甲烷等特征气体,最终导致电流互感器金属膨胀器冲顶。此次诊断分析表明,油中溶解气体分析、高压介质损耗测量、电容屏间介损测量和红外光谱分析可对电流互感器的绝缘受潮缺陷进行有效诊断。

油浸变压器绝缘受潮的介质响应诊断技术研究

现场条件下准确诊断变压器的受潮程度一直是难点,通过对变压器及油纸模型的介质响应测试,分析温度及水分对介质响应的影响。结果显示温度升高主要使介质响应曲线在频率轴方向向高频方向移动,而水分增加主要使介质响应曲线在介质损耗轴方向向上平移。复电容虚部极小值大小随温度变化不明显,但却随着水分的增加呈指数形式显著增加,这一规律,为准确判断变压器的受潮程度提供了一种依据。

电力变压器绝缘受潮分析与处理

分析了电力变压器绝缘受潮的原因及判断方法,并根据原因分析提出了处理方法。

关于少油断路器内部绝缘受潮的分析与处理

本文根据现场设备的实际情况,对少油断路器内部绝缘受潮情况进行了详细的检测分析,制定了切实可行的处理措施。利用真空滤油机进行热油循环烤绝缘部件,方法简单,实用性强,提高了牵引变电所供电的可靠性。

套管油纸绝缘受潮与老化的介电响应非线性特性和辨识方法

介电响应作为油纸绝缘的新型无损诊断方法,具有内含绝缘信息丰富,不破坏绝缘等优点,因而受到国内外广泛关注。油纸绝缘受潮和老化时表现出相近的介电响应特征,对该方法的推广应用造成了困难。本文旨在研究变电压激励下油纸绝缘变压器套管的介电响应非线性特性与绝缘状态辨识方法。首先研究了受潮油纸样品非线性介电响应的机理与模型,进一步研究了热老化油纸绝缘的非线性介电响应特性与典型特征量,最终建立油纸绝缘非线性损耗峰、老化程度、含水量之间的关系式,并对油纸受潮与热老化并存时FDS特征规律进行验证,实现了套管油纸绝缘受潮与老化的状态评价与区分。

利用变压器中的油纸水分平衡关系分析绝缘受潮

利用油—纸绝缘系统含水量平衡曲线,分析了运行中变压器油——纸绝缘结构的水分平衡特性,并通过实例对变压器绝缘受潮的原因进行了分析。

油浸正立式电流互感器绝缘受潮缺陷的诊断分析

针对一起220 k V油浸正立式电流互感器绝缘受潮缺陷,开展了基于常规电气试验、频域介电谱测试、油中溶解气体分析、脱气处理前后对比分析以及故障解体检查的综合诊断分析与探讨。结果表明,综合高电压介质损耗、频域介电谱、局部放电以及油色谱分析试验可对电流互感器的绝缘受潮缺陷进行有效诊断。

油浸式电力变压器绝缘受潮故障分析和处理

油浸式电力变压器的绝缘主要通过绝缘材料而实现,是变压器正常作业的基本条件;此外,变压器的使用寿命与绝缘材料的寿命息息相关,分析和处理油浸式变压器绝缘受潮故障将能保障变压器具有较长的使用周期和供电安全。油浸式电力变压器从设计制造到投入运用,将会经过很多环节,出厂运输至现场安装作为众多环节中的重要部分;若是其中方式出现差错,将会产生电力变压器绝缘系统受潮故障,致使绝缘材料的绝缘性能下降,导致变压器等电力设备运行过程中存在不稳定以及潜在风险。水分含量较大时将会造成匝绝缘平均击穿强度降低,引起绝缘事故,而变压器作为电网的主要设备,若发生绝缘受潮故障,将可能造成重大的设备事故和停电损失。

交联电缆应用中绝缘受潮的探讨

随着电网建设与改造的不断深入，近年来交联电缆已广泛应用在架空电力线路改入地、新建变电站配电网出线中。在满足城市规划的前提下，采用电缆线路可减少运行维护工作量，提高供电可靠性，增加电网的安全性。但是，在实际运用中，电缆制造、安装、运行各环节上的不规范操作和长期在恶劣环境下运行，因受潮等原因引起的电缆绝缘降低已成为威胁电网安全运行的潜在隐患。对此，我们必须认真对待，积极采取切实有效的应对措施和方法。

发电机绝缘受潮分析与处理

空冷式发电机在停运状态下绝缘容易受潮,主要表现在泄漏电流显著增加、绝缘电阻显著降低。按照规定,绝缘电阻低到一定数值,是不允许运行的,必须进行干燥处理。本文结合发电机的结构特点对绝缘容易受潮的原因进行了分析与判断。并介绍了短路法处理发电机绝缘受潮的方法,该方法操作简便、节省时间、效果良好。

核电厂主变压器绝缘受潮故障分析与对策

本文介绍了某核电厂500 kV主变压器故障情况,通过电气量、非电量参数及解体检查,全面地分析了变压器故障原因。结果表明:由于外部潮气进入变压器本体内部,在低温低负荷情况下,水分积聚在油纸绝缘上,导致油纸绝缘击穿放电而造成该变压器损坏。为避免此类事故的发生,结合核电厂主变压器安装周期长、长期低负荷运行等特点,提出应对措施。

油浸式电力变压器绝缘受潮故障分析和处理

针对2起变压器故障案例,通过预防性试验测得泄漏电流超标、油色谱试验测得CO、H2、CO2体积比有明显上升趋势,通过试验数据分析,证实是变压器绝缘受潮引起的。分别将2个案例故障类型判断为绝缘局部轻微受潮、油中低能量密度的局部放电。采取了控制变压器本体油位、滤油机的压力(案例1),对检查中发现的渗漏点进行处理、变压器油中H2进行加热过滤和真空脱气处理(案例2)等一系列措施,预防性试验、油色谱试验数据全部合格。利用气体色谱分析法和电气试验检测法,从不同的角度反映和判断变压器绝缘状况。

开关柜凝露、绝缘受潮原因及防范措施探讨

空气湿度过大、柜内结构设计不合理,会使开关柜绝缘件、带电体表面凝露,从而滋生霉菌,降低电气绝缘强度,加快金属导电件腐蚀,导致接触面氧化,接触电阻增大。在这种情况下,开关柜运行时间不长就易因绝缘受潮发生放电缺陷,一个小故障就可能造成大面积停产。现分析开关柜凝露产生及绝缘受潮的原因,并提出相应整改措施。

关于110kV油浸式电力变压器绝缘受潮故障原因分析及处理探讨

随着科学技术的快速发展,油浸式电力变压器在发电厂、输变电站中都得到广泛使用,因此,对油浸式电力变压器功能设计、结构、性能、安装及实验等技术方面的要求也是越来越高,1台油浸式电力变压器从设计制造到出厂安装投入使用,这一过程都是重要的环节。如果工作人员稍有疏忽或操作不当都会造成绝缘材料受潮,进而降低绝缘材料的性能,造成设备运行过程中出现不稳定或存在危险。绝缘材料的使用性能对于油浸式电力变压器的正常运行具有较大的影响,是确保供电网络稳定的重要前提。同时,变压器的使用年限与绝缘材料的使用性能有密切的相关性,通过分析110kV油浸式电力变压器绝缘受潮故障原因,并采取有效的处理措施,能够确保供电的安全性,减少对变压器使用寿命的影响。

电力变压器绝缘受潮分析及现场处理

电力变压器绝缘受潮是威胁变压器安全稳定运行的重要设备隐患。通过实例对变压器受潮原因进行了分析,论述了电力变压器绝缘受潮诊断方法,并通过实践提出解决变压器绝缘受潮现场最佳处理方法。

浅析大型电力变压器绝缘受潮的判断及干燥方法

变压器在制造过程中厂家规定了极为严格的脱水和干燥工艺,出厂前进行各项试验及检验,达到规定要求,绝缘系统残留水分极少。文章针对大型油浸式变压器在出场运输和安装阶段因各种原因容易出现的受潮现象,通过分析介绍变压器受潮的原因,提出了对应的处理办法。

SW6型少油断路器绝缘受潮分析及处理

本文介绍SW6—110IWRSW6—220IW型少油断路器运行后经过预防性试验,发现九台断路器绝缘普遍受潮,分析认为,绝缘受潮的主要原因是安装质量差所致。同时介绍简单处理缺陷的方法,提出今后加强运行维护及基建验收的措施。

变压器绝缘受潮后电容值的变化

编辑同志：请问为什么变压器绝缘受潮后电容值会随着温度的升高而增大？（吉林省白山市冯世杰） 冯世杰同志：变压器绝缘受潮说明绝缘里有水分。水分子是一种很强的极分子，能改变变压器中吸收电容电流的大小。

兰鑫钢铁有限公司35kV主变压器绝缘受潮的干燥处理

总结了兰鑫钢铁有限公司35kV变压器绝缘受潮后的干燥处理方法,实施情况和所取得的效果,为中型变压器内部绝缘受潮后的现场干燥处理提供了参考。

发电机定子绕组绝缘受潮干燥

绿水河电厂一级站厂房空气湿度较大 ,发电机绕组极易受潮 ,每次开机前需进行干燥。通过设备改造 ,方便地进行短路运行干燥 ,使干燥时间大大缩短 ,便于灵活调整机组运行方式。