绝缘异常范文

绝缘异常范文（精选3篇）

绝缘异常 第1篇

变压器是电力系统中的重要设备, 它担负着电能传输和分配, 所以它的安全稳定运行有着重要意义, 通过变压器油中溶解气体含量分析, 可以知道变压器运行状况。再结合其他相关电气试验, 可判断变压器内部是否存在故障, 也可进一步根据故障产生气体组分的类型含量及产气速率的不同可判断故障的性质即区分是过热故障还是放电性故障, 判断变压器故障的故障位置、严重程度极危险性, 提出相应处理措施。众所周知, 变压器的维护技术所涉及的知识与科学非常广泛, 因此变压器的维护技术是各种技术的综合。变压器有充油变压器和干式变压器, 我公司的#1主变压器为充油变压器, 内部的变压器油起着绝缘和冷却的作用, 因此变压器油运行过程中的质量好坏直接影响变压器运行的安全和稳定。因此, 变压器在运行过程中应加强对绝缘油的监视, 常采用的方法是对绝缘油进行色谱分析和耐压试验。

1 绝缘油中气体的产生

变压器油即矿物绝缘油, 是石油的一种分馏产物, 其主要成分是烷烃、环烷烃、芳香烃等成分组成的烃类混合物, 当充油电气设备处于正常运行状态下, 油和固体绝缘分解出的气体量极少。随着运行时间的增加, 固体绝缘逐渐显出老化趋势, 分解出的CO和CO2将逐年增多。当变压器内出现放电或过热时, 油或固体绝缘分解产生出一些气体。这些气体在油中经过对流、扩散, 会不断溶解在油中, 如果产生的气体数量大于溶解于油中的数量时, 便会有一些气体进入气体继电器中。

2 变压器异常状况分析

在2005年3月份春检时, 取油样检测, 发现氢含量是345.6 (<100为正常, 100-200为注意>200为故障) , 乙炔2.0 (<5为正常, 5-10为注意, >10为故障) 。由于氢含量过高化学建议一个月以后在取样监视, 6月14日取样发现氢含量为200, 乙炔9.3化学建议注意监视。乙炔产生分析, 通常过热性故障时, 不产生乙炔, 只有当过热严重时, 才会产生微量乙炔, 但其最大含量不超过总烃量得10%, 当达到电弧弧道温度 (3000度) 以上时, 则乙炔奖惩为主要成分。电弧放电多以线圈匝数、层间和段间绝缘击穿的故障形式出现, 其次是引线断裂或对地闪络, 分接开关飞弧等故障。这种故障都是突然爆发, 并无先兆可循, 此种故障的特征性气体主要是氢和乙炔, 其次是乙烯和甲烷。由于这种故障发生迅猛, 致使气体来不及溶解于油中, 而直接由瓦斯继电器反映。火花放电常见于引线、套管储油柜对未固定的套管导电杆、导线连接处或引线局部接触不良处、不稳定的铁芯接地、分接开关等。其特征气体也是乙炔和氢为主要成分, 但因故障能量较小总烃含量不会高。氢含量过高, 这种情况只有当变压器内部进水受潮时, 氢都能再氢烃总量中占较高的比例。根据以上几种情况的分析, 可能的原因就是:变压器内部少量进水。

3 变压器异常状况处理

发现1#主变压器有异常状况后, 要求停电对变压器进行全面的检查和试验。停电后高压班做了介损试验、直流泄露试验、测量了变压器的直流电阻。均符合DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》的标准要求, 无异常状况。即可判定变压器绝缘及分接开关均无异常。请示特大修处理。2005年9月在对变压器大修过程中发现:变压器铁芯上部有很多铁锈。随即发现变压器油中含少量的水分, 在运行过程中发生放电, 致使变压器油中氢和乙炔的含量超标。基于以上原因, 我们对变压器钟罩及储油柜进行了全面的检查, 发现储油柜密封不好。变压器储油柜密封不好, 就会使潮气进入储油柜内尤其是变压器内外温差大的时候就会有更多的潮气进入, 长期这样, 就会使变压器内水分增多, 产生铁锈, 在运行过程中就会发生瞬间发电。因而变压器油的质量下降, 影响便于前期的正常运行。基于以上的原因, 对变压器储油柜进行了全面的大修。大修过程中, 我们严格贯彻IS09002的标准理念, 对此项缺陷进行了闭环管理。对储油柜进行了彻底的清洁、除锈、加装了绝缘垫和密封胶, 从而保证了储油柜密封的可靠性。也避免了水分和潮气的进入。同时在投入运行后由化学分场加强对变压器油的监视。确保1#主变压器的安全稳定运行有可靠保障。

4 防止水分及空气进入变压器的措施

4.1 变压器在运输和存放时必须密封良好, 在安装过程中以及与运行中必须采取措施防止进水;

在安装中必须特别注意高于油枕油面的部件, 如套管顶部、防爆膜、油枕顶部和呼吸道等处的密封应确实良好, 并进行检漏试验, 每年结合检修, 应检查这些部件的密封情况。

4.2 强油循环的变压器, 在安装时应保证本体及冷却系统各部位的连

接密封良好, 密封垫应安装正确, 保持完好, 制造上有缺陷的应处理好, 例如潜油泵的胶垫、进油阀门杆的密封盘根、压差继电器的连接管等。更换胶垫时, 对性能不明的胶垫材料应取样作耐油试验。

4.3 水冷却冷油器和潜油泵的胶垫在安装前应按照制造厂的安装使用说明书对每台作检漏试验。

几台并列运行的冷油器, 最好在每台潜油泵的出口加装逆止阀, 以免备用冷油器中的油流倒向。运行中和备用的冷油器必须保证油压大于水压。潜油泵进油阀应全部打开, 而用出油阀调节油的流量以避免负压。运行中应定期监视压差继电器和压力表的指示以及出水中有无油花 (每台冷油器应装有监察出水中有无油花的放水阀门) 。北方应采取措施防止冷油器停用时铜管冻裂。

4.4 从油枕带电补油或带电滤油时, 应先将油枕中的积水放尽。不应自变压器下部注油以防止将空气或将箱底水份、杂物等带入线圈。

4.5 当轻瓦斯发信号时, 要及时取气 (即使是空气) 判明成份, 并取油样作色谱检查, 查明原因, 即使排除故障。

5 结论

变压器的维护技术是各类学科知识的综合, 经过对变压器故障的分析判断和检修处理, 说明了油中溶解气体组合含量分析是诊断变压器运行状态的一种快捷、方便、灵敏的手段, 但还必须综合运用电气试验手段, 把两者有机结合起来, 正确判断变压器故障, 知道变压器进行检修。所以通过缺陷的发现和检修中查出的问题, 我建议对1#主变压器进行更换金属膨胀式储油柜。我们在今后的维护工作中会继续多方面总结经验, 参考他人的先进技术, 借鉴他人的科学数据。从而保证我厂得设备能够安全、稳定、高效、可靠的运行, 为我公司再创安全生产新目标打下坚实的基础。

参考文献

[1]变压器油中溶解气体分析和判断导则.GB/T7252-2001.

[2]电气检修工艺规程.中国华电集团哈尔滨发电有限公司企业标准Q102-103-2005.

[3]电力设备预防性试验规程.DL/T596-1996.

[4]变压器油中溶解气体分析导则.DL/T722-2000.

绝缘异常 第2篇

【关键词】浅析；电压互感器；绝缘监测装置；异常；处理

0.引言

在35kV及以下中性点不接地系统中，目前国内均采用电磁式电压互感器开口三角绕组构成的绝缘监测装置来监视系统的绝缘状况。本文分析了4种接线错误造成的“假接地”异常现象的原因，并对电磁式电压互感器励磁特性不同引起的异常和由于负载阻抗不匹配引起的异常进行了分析，并指出处理方法。

1.工作原理

电磁式电压互感器开口三角绕组构成的绝缘监测装置，当高压电网的绝缘正常时，由于电网三相电压对称，辅助二次绕组开口三角两端的电压为零，即U*a′x′=U*a′+U*b′+U*c′=0，绝缘监测装置不动作；当高压电网发生单相接地故障时，在辅助二次绕组开口三角两端将产生零序电压，此时U*a′x′=U*a′+U*b′+U*c′=3U*0′≠0（U*0′表示辅助二次绕组每相零序电压）。若A相完全接地，则U*a′x′=3U*a′，即开口三角绕组两端的零序电压是辅助二次绕组在正常情况下相电压的3倍。

通常，绝缘监测装置的电压整定值为15～30V。若开口三角绕组两端的零序电压3U*0′大于该整定值，则使绝缘监测装置发出接地信号。

由于绝缘监测装置是根据中性点不接地系统中发生单相接地时在电压互感器开口三角绕组两端出现零序电压的原理工作的，而实际电网中除单相接地外，还有多种原因，如铁磁谐振、耦合传递等都会使开口三角绕组两端出现零序电压，并可能导致绝缘监测装置动作。由于此时系统并没有真正接地，而装置却发出了接地信号，这种接地称为“假接地”。

2.接线错误引起的异常现象

接线错误引起的异常现象在现场时有发生，它给运行人员迅速分析、判断故障带来很大困难，所以研究分析这类异常现象具有实际意义。接线错误主要有以下几种情况：

2.1绝缘监视用电压表中性点未直接接地，而是经开口三角绕组接地。

2.1.1现象。

正常运行时，电压互感器二次侧三相电压对称，开口三角绕组两端电压为零。由于电压表为星形连接，虽然中性点经开口三角绕组接地，但是每块电压表测得的仍然是实际的相电压。

若系统发生单相接地，如A相接地，则A相对地电压为零。a相电压表Ua测得的电压即为开口三角绕组两端的电压Ua′x′。由于系统一次侧接地时开口三角绕组两端的电压为100V，所以，电压表Ua的指示值即為100V所对应的电压值，该值较正常值高，属异常现象。对于b、c两相电压可在向量图（按副边实际电压计算）中：

Ub=Uc=100 V

Ua′x′=100 V

则：Ub″=Uc″=2×100×cos 75°=52V

即：Ub″=Uc″<100/3=57.74V

由此可见，这种接线方法在系统发生单相接地时，绝缘监视电压表的读数与正常运行时相比，一相升高（实际的接地相），二相降低（非接地相），并可能发出接地信号，这给运行人员判断、分析故障带来了困难。

2.1.2处理的方法。

接线后由专人进行认真检查，确认无误后方可投入运行。

2.2 绝缘监视电压表中性点没有直接接地，而是经开口三角绕组的某一相绕组接地。

2.2.1现象。

在系统正常运行情况下，绝缘监视电压表的读数不是正常值，因而造成“假接地”现象，分析如下。

电压表的中性点经开口三角绕组中的C′Z′绕组接地，各电压表的数值可由向量图求得。

a相电压表的读数：

Ua=|U*a″|=|U*a-U*c′|>Ua（正常值）

b相电压表的读数：

Ub=|U*b″|=|U*b-U*c′|>Ub（正常值）

c相电压表的读数：

Uc=|U*c-U*c′|=|U*d|-|U*cd′|（正常值）

正常情况下a、b两相电压升高，c相电压降低（容易被认为是c相接地）。下面再用数值来进行计算分析。

若电网为6 kV系统，正常情况下：

Ua=6000/3=3464V（1）

Uc=6000/3=2000V（2）

此时

Ub″=Ua″=4788.2V

Uc″=3464-2000=1464V

与现场的实测结果（4800V和1500V）基本相符。

2.2.2处理的方法。

接线后由专人进行检查，确认无误后方可投入运行。

2.3辅助二次绕组极性接错。

2.3.1现象。

在中性点不接地系统中，绝缘监测装置的正确接线为：开口三角绕组每相首尾依次相接，串联成开口三角形。正常情况下向量图是闭合的三角形，即开口三角绕组两端电压为零。若一相接反，则在系统正常的情况下，开口三角绕组两端电压Ua′c′=2U0[U0为辅助二次绕组在系统正常时每相绕组的相电压]，也会导致绝缘监测装置动作而发出接地信号，出现“假接地”现象。

2.3.2处理的方法。

辅助二次绕组串接后，测量开口三角绕组两端的电压，系统正常情况下其电压为零即为正确，反之接线错误。

2.4误接二次线。

2.4.1现象。

在某35 kV变电所的10kV电压互感器柜（GG-1A-54）中，电压互感器中性点通过击穿保险器FN接地，且b相的接地点M与击穿保险器的N点连接。这种接线在投产运行时正常，但在运行中遇到雷电波的冲击后，却发生了烧毁事故。事故后误认为是电压互感器的质量问题，便更换了损坏的电压互感器和击穿保险器，并投入运行。投运后无异常现象，但在线路遇到雷电袭击时，又发生了类似事故。

经分析，产生上述异常现象的原因是由于厂家误将击穿保险器的接地端与电压互感器二次侧b相接地点直接连接，且b相接地点M置于绕组与熔断器Fb之间。这种接线，当击穿保险器击穿时，造成二次侧b相绕组直接短路，从而导致电压互感器烧损。

2.4.2处理的方法。

将二次侧b相接地点M移至b相熔断器Fb外侧。

3.电磁式电压互感器励磁特性不同引起的异常现象

3.1现象。

当采用3台单相电压互感器构成绝缘监测装置时，通常都选用3台同一厂家、励磁特性相同的单相电压互感器，若选用不当，会出现异常现象。某电厂曾用3台JDZJ-6单相三绕组电压互感器组成三相组用于测量及保护。合闸时，发现三相输出电压不一致，相差约20%。用一台单相电压互感器分别接至A、B、C三相电源上，此时所测电压相同。因此可以认为是产品本身的问题，现场验证性试验表明，此看法是正确的。

3.2处理的方法。

3.2.1配套电压互感器所采用的电工矽钢片的性能应一致，铁心的加工方法应相同，以保证配套电压互感器励磁特性一致。

3.2.2运行单位应选用励磁特性相同的电压互感器。

4.电压互感器与负载阻抗不匹配引起的异常现象

4.1现象。

导致中心点产生位移，并使开口三角绕组两端的零序电压大于绝缘监测装置电压整定值时，就会使电压继电器动作，发出接地信号，从而造成“假接地”现象。

4.2处理的方法。

重新配置回路电阻或使用原型号的电磁式电压继电器。

【参考文献】

[1]温宋东.三相电压互感器组在非直接接地系统中电压输出的不平衡问题.变压器，1986.10.

[2]王志信.前郭变电所10kV系统接地时异常情况的分析.吉林电力技术，1987.1（增）.

绝缘异常 第3篇

为了保证GIS主回路电阻能够符合相关标准的要求, 在测量主回路电阻之前首先要测量各导电杆的电阻, 再块式测量依次连接好的各电接触面间或各导电杆间的接触电阻;待各端口都连接完毕后, 然后测量主回路接触电阻。下面就220k V官塘变GIS主回路电阻测试情况进行了举例。

表1是220k V官塘变共箱母线220k V正、付母线=F4~=F1主回路电阻测量值:

从表1中三次平均值及误差值可以看出, 正母=F4~=F1三相测量值均符合有关规程的要求, 属合格;从付母=F4~=F1测量值发现, (B) 相测量值与 (A) 相、 (C) 相测量值有较大的差异。因正、付母共箱母线设备连接情况及要求均一致, 付母=F4~=F1 (A) 相、 (C) 相测量值与正母的测量值相接近, 属正常。而 (B) 相测量绝对值虽小于出厂试验规定值, 但与三相之间平均值的误差已达到了39.38%, 已经超出国家规定三相之间平均值误差不得超过20%的规定。针对这一结果, 怀疑付母共箱母线 (B) 相的主回路连接存在问题。

为了减少GIS的安装、运行风险, 现场安装人员即对付母共箱母线进行了分段解体试验, 发现付母共箱母线在从=F4~=F2连接过程回路电阻测量中均属正常。具体测试结果见表2。

结合表1与表2的测试结果, 现场判断付母共箱母线在最后的=F2~=F1段之间存在接触不良的情况。根据测试结果的判断和分析, 安装人员拆开=F2~=F1段连接母线筒, 发现其分相筒体B相盆式对接处导电杆动静触头没有安装到位, 插入深度未符合产品的技术规定。

经过对B相盆式对接处导电杆动静触头现场紧固、调整处理后, 重新测量=F2~=F1段的接触电阻, 测试结果显示正常。之后, 安装试验人员对B相母线重新进行拼装和主回路整体接触电阻测试, 测试结果符合规程的要求, 具体数据如表3所示。

2 影响主回路电阻的因素

影响主回路电阻的因素主要有以下几个方面:导体材料的固有阻值, 动静触头的接触形式, 动静触头的接触性能以及动静触头的接触压力。

导体材料的固有阻值, 动静触头的接触形式二个要素在产品设计成型后, 是固定不变的。导体材料一旦选定后, 材料的固有阻值, 与导体的结构、尺寸、电导率之间的关系较大;动静触头的接触形式, 是点、是线或是面, 这都是产品的定型, 这在现场是不能改变的固有特性。因此, 动静触头的接触性能和动静触头的接触压力, 对接触电阻大小的影响就显得更加敏感。

电接触表面的接触性能, 其触头的镀银工艺质量、镀银表面的清洁状况及触头表面的氧化程度对导体间的接触电阻影响较大, 尤其电接触表面的氧化程度, 往往是导致回路电阻增大的重要原因。但GIS内部导电回路都密封在壳体内, 不受外界环境影响, 当合格的SF6气体充入GIS内后, 电接触表面与SF6内微量的杂质 (标准范围内的空气、微水、氟化物等) 反应生成表面氧化物, 导致回路电阻变大, 但经过一段时间后达到平衡, 最终稳定在一定范围之内。

另一方面, 导致主回路电阻增大的更重要原因是动静触头的接触压力不够造成的。当动静触头装配不到位, 插入深度未符合产品的技术规定;亦或导体间存在蹩劲状态下, 导致受力不均, 一侧压力增大, 另一侧压力减小, 致使接触面积发生了改变, 这就出现了接触阻值成倍增加的现象。

因此, 要将主回路接触电阻控制在稳定的状态, 必须要具备合格的零件基础, 更离不开正确的装配工艺。

3 控制主回路接触电阻的措施

回路电阻的变化多因动静触头间接触电阻的敏感性。在导体材料合格的情况下, 回路导体的合适就位和装配决定了电阻值的大小。

3.1 导体材料的选择必须进行重点控制

(1) 导电回路隔离开关主触头镀银层厚度应不小于20μm, 硬度不小于120韦氏。

(2) 测试动静触头连接处在自然状态下的接触电阻, 阻值不超过6μΩ;

(3) 导体材料的焊接处应进行焊缝质量超声波检查, 确保焊接质量。

(4) 严格控制即将充入GIS设备的SF6微水含量, 充分保证GIS设备罐体充SF6气体前的真空度, 尽量降低导体触头表面发生氧化的程度。

3.2 装配工艺必须进行有效监督

(1) 为了防止间隔间的接触不良, 造成内部放电的缺陷出现, 在间隔对接时, 连接插件的插头中心应对准插口, 不得有卡涩现象, 插入深度应符合产品的技术规定, 导电杆在推入时应尽量用力,

(2) 电接触面连接螺栓必须用力矩扳手拧紧, 屏蔽罩与导体之间的间隙应调整均匀、到位, 所使用的螺栓、垫圈必须紧固。

(3) 对于三相共箱的母线安装, 三相之间的轴线应平行, 否则, 会使导体处于憋劲状态, 使导体的受力不均, 导体间的压缩力一侧增大, 另一侧减小, 接触面积减小, 接触电阻变大。经实际测量, 个别部位处由于装配不当造成电阻值超过要求值的一倍以上。

结语

总之, 造成金属封闭开关 (GIS) 主回路接触电阻变大的因素是多方面的, 但只要在安装试验、现场交接阶段做好必要的措施, 保证设备材料、零部件稳定的质量, 完善的安装工艺, 就可使得GIS的主回路接触电阻等技术参数就能更加理想, 产品性能就能得到最大的发挥。

参考文献

[1]梁明生.220kV组合电器主回路直流电阻增大的原因分析[J].高压电器, 2006, (6) .

[2]肖湘莹, 赵彦, 金属全封闭开关主母线回路接触电阻的控制措施[J].高压电器, 2010 (9) .