浅析油浸电流互感器的介质损耗

1 引言 介质损耗因数(tanδ)(以下简称介损)是表征绝缘材料绝缘性能的重要指标之一,对于某一特定的绝缘材料,介质损耗因数的大小通常表征的是材料中含水量的多少,也就是绝缘材料干燥处理的程度.介质损耗因数小,说明干燥处理的好.对于油浸电流互感器,国家标准GB1208-2006中规定:对于电容型绝缘,设备最高电压在363kV及以下的产品,介损要求小于0.005,而对于设备最高电压为550kV的产品,介损要求小于0.004.对于高压(设备最高电压在72.5kV及以上)电流互感器而言,无论是正立式还是倒立式结构,其主绝缘均为电容型且通常用高压电缆纸或皱纹纸包扎而成.     

110 kV线路间隔设备试验异常分析及防范措施

<正>1现象某110 kV变电站对110 kV线路132间隔线路PT(电压互感器)及CT(电流互感器)进行例行试验时,发现线路PT介质损耗(简称介损)偏大、CT绝缘电阻值偏低的问题。安排停电后,经过现场测试和比对、分析,确认CT及线路PT不存在内部故障情况。检修人员根据试验数据及历史试验记录情况,对造成试验数据不合格的原因进行了深入分析,以便今后加强试验设备的管理和修正     

油浸式电流互感器一次绕组故障实例分析

结合110 kV独立电流互感器内部绝缘故障实例,对设备故障过程、试验数据及返厂检查情况全过程进行分析,认为常规绝缘试验不能有效检测出电流互感器的隐蔽性缺陷,需要采用局部放电试验、高压介损测试和油色谱分析等进行辅助综合判断.     

一起110kV电流互感器介损异常分析

本文对一起110kV电流互感器介质损耗因数异常开展了试验分析,排除了因Garton效应和粒子效应引起设备介损变化的影响,最终判断该电流互感器存在绝缘劣化引起介损值超标,对今后测量分析有借鉴意义。     

110、220 kV电容型设备检测手段的有效性分析

文章通过皇宫220kV母联兼旁路B相电流互感器、大山口水电站110kV干式穿墙套管、察汗乌苏水电站3号主变压器220kVB相油—气套管发生的3起绝缘缺陷的实例检测,重点介绍了正常和异常电容型设备的检测数据,同时通过检测后的缺陷设备解剖验证结果,进一步证实了目前新疆地区110、220kV电容型设备采用介损tanδ、电容量CX进行现场检测的有效性。     

沈变产110kV互感器绝缘问题分析

自1986年以来我公司基建选用的110kV互感器多数是沈阳变压器厂(以下简称沈变)产品,其中选用JCC_1m-110型电压互感器36台,LCWB6-110型电流互感器88台。在这些互感器中,经验收试验和预防性试验发现了一些较严重的绝缘问题,现将发现的问题及     

一起变压器套管介损超标故障分析与处理

就阿勒泰110kV盐碱变电站1号主变高压套管介损超标分析处理全过程做了一个全面分析总结,通过常规常规试验预远红外测试相结合最终确定主变套管不是由于设备绝缘出问题而导致介损超标的结论,为以后设备数据超标处理提供了宝贵经验。     

110kV及以上电流互感器缺陷分析

截止1990年,浙江电网实现计算机管理的110kV及以上电流互感器(以下简称流变)1759台,其中110kV1243台,220 kV498台,500kV18台。现就我省1981年至1990年间110kV及以上流变的缺陷统计情况分析如下。     

用"末端加压法"监测电压互感器的进水受潮

1"末端加压法"测量原理及分析 近年来,我们应用了"末端加压法"测量110kV及以上串级式电压互感器绝缘介损tanδ.其测量接线原理如图1所示.     

两起110kV穿墙套管介损超标的原因分析

高压穿墙套管是一种比较常见的电气设备,运行中的高压套管一旦绝缘损伤,则可能发生闪络、放电,严重时可能造成绝缘击穿,给电力系统的安全运行带来巨大的损失。电容式套管介损测量是判断套管绝缘状况的一项重要手段,通过对两起110 kV干式穿墙套管例行试验数据的异常情况进行诊断性试验(主要进行主绝缘电阻、末屏绝缘电阻、主绝缘介损、末屏对地介损测量及数据对比分析)及其套管的解体检查,找出缺陷原因,提出预防穿墙套管发生故障的防范措施,从而提高系统的安全运行。     

高压互感器的结构及工艺缺陷分析

(1)干燥不彻底引起介损tgδ逐渐增大。110kV及以上电压等级的电磁式电流互感器，其绝缘结构可分为链形和电容型两种。链形结构电流互感器的机械化生产程度低，产品质量的随机性较大。电容型电流互感器的主绝缘由很多层绝缘纸和电容屏组成，结构复杂，绝缘层较厚。如果电流互感器制造     

多台35 kV干式电压互感器放电烧毁二次电缆事故分析

正1现场情况某电力公司共有变电站43座,电压等级为6 kV、35 kV、110 kV,35 kV及110 kV的电压互感器均采用半绝缘结构,35 kV的采用环氧树脂浇注绝缘户外干式电压互感器。浇注绝缘具有绝缘性能好、机械强度高、防潮、防火,体积小,质量轻等特点,广泛应用于35kV及以下电压等级的电压互感器。某日,一站所35 kVⅡ段三台干式电压互感器出现不同程度的高压放电闪络,造成电压     

110 kV油浸式电流互感器绝缘油中乙炔含量超标值分析

通过进行预试定检发现110 kV油浸式电流互感器绝缘油中乙炔含量超注意值,通过对绝缘油色谱试验数据的分析判断设备内部存在高温过热的情况,查阅高压介损试验数据,发现高压介损数据超标并对超标原因进行分析,考虑设备运行年限,进一步判断设备内部存在因绝缘老化而导致的内部过热问题。     

油纸电容式套管的介质损耗因数分析

国内110 kV及以上变压器套管多数采用油纸电容式,虽然这种套管的绝缘水平较以前有很大的提高,但由于内部放电、过热、受潮等引起的变压器故障占变压器故障总数的很大比例。通过一个案例说明定期进行介损测量对防止套管事故的重要性,分析了套管介质损耗因数与温度、水分、电压的规律曲线,提高试验电压对有效地发现如设备进水受潮或游离老化等缺陷的必要性。     

频域介电谱用于高压电流互感器绝缘诊断

电流互感器(TA)是电网控制回路的重要组成部分,失效时可能引起相对地故障或高能量爆炸,妨碍变电站的安全运行。为了提高电流互感器的运行可靠性,基于频域谱理论和测试技术,提出了联合频域介电谱和高压介损试验进行高压电流互感器绝缘状态及老化诊断的方法。首先利用频域介电谱(FDS)对3台220kV TA进行测试,得到了主绝缘的tanδ-f和C*-f特性曲线。然后对设备进行了高压介损试验,得到了主绝缘的tanδ-U曲线,并将10kV工频介损与FDS测试结果进行了对比,验证了两者的一致性。从试验结果可知:绝缘严重老化或受潮均使得固体绝缘中水分含量增加、低频段的介质损耗升高;老化严重时,低频段的复电容实部随频率降低而增大,绝缘受潮时复电容实部基本不随频率变化;绝缘老化设备在tanδ-U曲线上呈现开口形状,绝缘受潮设备的tanδ基本不随电压U变化,为两者的区分提供了新途径。FDS作为一种估计纸中水分和油电导率的可靠工具,结合高压介质损耗试验有利于对高压TA绝缘进行更有效、准确的诊断。     

一起变压器套管介损异常分析

500 kV变压器是变电站的核心设备,其安全可靠运行在电力系统中至关重要。变压器套管对主变压器的稳定运行具有重要作用,为了保障变压器的安全可靠运行,变压器的预防性试验尤为关键。介绍了一起某500 kV变压器变高套管介损试验异常的案例分析,通过对变压器油纸电容型套管油样分析并对套管进行高压介损、局放试验及介电谱测试,确定变压器变高套管介损升高的原因是套管内部存在局部放电并且套管油出现X-蜡。最后,通过对该变高套管进行解体,论证了套管内部出现局部放电及X-蜡,并对X-蜡的产生机理进行分析。鉴于近年来日益增多的变压器运行事故,针对套管油劣化提出了相应预防措施。     

110kV主变套管介损超标的分析与处理

正1引言套管是变压器的重要组成部分之一,套管介质损耗因数tanδ是衡量其绝缘程度的一个重要指标。按照《电力设备交接和预防性试验规程》的规定,在对35kV及以上且容量8 000kVA及以上的变压器进行大修或有必要时,应对其介损进行测量。全国变压器运行事故分析报告统计表明:110kV及以上电     

一起500kV油浸纸绝缘套管油色谱数据异常原因分析

针对某500kV变压器高压侧500kV套管油色谱异常缺陷问题,从介电谱、套管主绝缘介损和电容量、局放试验以及解体检查等方面进行了试验和检查分析,找出了故障的原因,并提出了相应的防范措施。     

电流互感器质量问题的分析判断

在对海南电网三亚供电公司13个变电站的预防性试验工作中,通过充分利用现场设备进行介损与电压关系曲线试验、介损与温度关系试验等,发现江苏某厂2003年生产的39台110 kV电流互感器存在质量问题,并对此进行了进一步分析,判断出造成介损值异常增长的原因是产品内部的绝缘纸或油中存在某些离子性杂质或污染物。     

带电检测技术在变压器套管故障诊断中的应用

主要介绍带电检测技术在110 kV变压器套管故障诊断中的成功应用案例。针对佛山局某110 kV变电站2号主变压器变高C相套管常规试验介损值、电容量超过规定值,套管油色谱试验发现乙炔超标的情况,对该套管进行带电测试,确定该套管存在缺陷;对套管高压介损和局部放电试验并解体发现,在该套管第1屏和第2屏存在放电痕迹,验证了测试结果。