内部受潮

内部受潮（精选7篇）

内部受潮 篇1

1 设备异常情况概述

500kV某变电站于2014年7月正式启动投入运行。2015年5月6日至8日，对全站93个500kV组合电器设备气室（21个断路器气室、42个隔离开关/电流互感器气室、30个套管气室，其中，电流互感器与隔离开关气室通过密度继电器连通）进行SF6气体湿度检测时，按照《输变电设备状态检修试验规程》（Q/GDW1168-2013）要求，发现超标气室（≥500μL/L)16个，全部为非灭弧气室。超标的16个气室中，除5022断路器间隔A相出线套管气室外，其余15个均为刀闸/CT气室。

5月28日至6月7日，对微水超标严重的5022-2 A相出线套管（微水测试值2450μL/L）及5022-2三相CT共4个气室采用高纯氮气循环置换方式进行停电处理，处理后跟踪监测，SF6微水测试值稳定，未见异常增长。2015年7月，对该站500kV组合电器（除断路器气室）72个气室SF6微水含量进行了跟踪测试，发现微水值不同程度存在增长趋势，微水超标气室数量较之前明显增加，且全部为CT气室。因此，检修公司制定处理方案，对该站500kV HGIS全部39个CT气室进行停电处理。

2 检测分析方法

5月6日至8日，固贤站检测发现超标气室（≥500μL/L)16个，除5022断路器间隔A相出线套管气室外，其余15个均为CT气室。5月9日，对500kV HGIS设备进行红外成像检漏，未发现气体泄漏，跟踪观测压力值也没有变化。排除设备运行期间密封不良，导致进水受潮。为了进一步确定受潮部位，5月12日，检修试验人员与厂家技术人员拆除了刀闸、CT气室与密度继电器之间的连接管路，直接对刀闸、CT气室进行独立测量，发现CT气室湿度超标严重，如图1、图2所示。

经检查，此变电站500kVHGIS设备出厂微水试验合格。设备现场到货时间为2013年7月，安装时间为2013年8月至11月，交接试验随现场安装进度同步进行，现场安装后微水试验合格。

分析原因可能为：施工安装过程中，打开密封气室进行CT变比试验以及组装时，CT或套管气室暴露在空气中的时间较长，且现场湿度较大，导致CT线圈绝缘材料或套管气室内部浸入空气中水蒸气。由于现场温度较低，在进行抽真空等气室处理时，吸入材料内的潮气未能充分释放出来。设备投运后，随着季节交替、温度变化，浸入气室内部的水蒸气随着温度的升高逐步释放，造成设备投运不到一年时间出现大面积微水超标情况。

3 处理流程方法介绍

5月28日至6月7日，对微水超标严重的5022-2 A相出线套管（微水测试值2450μL/L）及5022-2三相CT共4个气室采用高纯氮气循环置换方式进行停电处理。

具体处理流程如下：

(1）加热之前的准备：(1)停电确认，确认检修间隔处于停电状态并可靠接地；(2)气室水分的复测。

(2）电流互感器气室进行筒体加热。(1)加热准备（约2小时）。对检修气室（CT气室重点是线圈部位）进行加热带缠绕，每圈加热带之间不得重叠并间隔5mm以上，防止过热；加热带远离CT两端法兰至少100mm，防止密封圈局部过热；加热带一端固定，另一端与加热电源连接，加热电源要符合加热功率要求，不能过载；热电偶触头要牢固压在加热带与筒体之间，防止脱落；用防火石棉布严密包裹筒体和加热带外表面并用布绳捆扎，防止散热；温度控制仪要正确连线并固定在可靠安全位置，加热停止温度设定为65℃，最高不得超过85℃，加热过程中，要继续观察温控仪是否可靠，防止过热和过烧，如图3所示；(2)对作业气室加热并保温4～8小时，从第4小时开始，进行水分测试，之后每1小时检测一次，直至水分值达无明显增长后，开始回收气体。

(3）相邻气室降压。根据《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》（DL/T603-2006)5.3.2条：GIS气室分解检查前，应对相邻气室进行减压处理，减压值一般为额定压力的50%或按制造厂规定。处理微水超标气室时，应对相邻开关或刀闸气室进行降压，将压力将至50%额定压力。

(4）气体置换处理。一次抽真空注氮流程所需时间大约为1天（24～28小时），具体流程见表1。每个气室抽真空注氮流程循环5～6次，最后一次完成后，注SF6气体至额定压力，再静置24小时。一个气室处理所需时间约为7～8天。

4结论

(1)2015年12月3日，再次对处理后的500kV HGIS气室开展SF6气体微水跟踪检测，试验结果全部合格，对比处理后当时的微水检测结果，均未发现明显的增长趋势，此次处理气室内部受潮收效明显。

(2)SF6气体水分检测对发现GIS组合电气内部潜伏性故障有着重要的意义，但组合电器内部水分含量增长的原因多种多样，为了正确判断故障原因，我们应采取多种检测手段、多种检测方式，进行综合分析判断。

(2）设备安装工艺不佳，充装气、抽真空等工艺不良，部件干燥不彻底，都容易导致设备微水超标。为了避免SF6充气设备受潮，设备制造、运输、现场安装、气体检测等各个环节均应应符合相关导则、规程要求，确保设备安全运行。

摘要：500k V某变电站进行GIS设备带电检测时发现部分气室微水超标,利用多种带电检测手段确定设备受潮位置和分析造成受潮可能的原因,并对受潮气室进行了停电处理。文章着重对检测手段和处理流程进行了介绍说明和分析。

关键词：组合电器,受潮,微水,带电检测

参考文献

[1]国网公司运维检修部.电网设备带电检测技术[M].北京:中国电力出版社.

[2]国家电网公司.输变电设备状态检修试验规程[S].Q/GDW1168-2013.

内部受潮 篇2

1 高压开关柜内部受潮放电的故障情况

某变电站巡检人员于2011年5月25日，有雾的天气下进行例行的电力设备巡视时，听到哈同15号高压开关柜内有放电响声，经过目视外观察和高压开关柜观察孔看到穿盘套管及35kV母线上有明显的放电火花，经过研究和讨论，决定上报，上级决定对该间隔进行停电检查，防止高压开关柜放电事故的进一步扩大，经检查由于高湿天气高压开关柜内部母线出现因受潮产生放电是这一事故的主因。

2 高压开关柜内部受潮放电的故障分析

2.1 高压开关柜内部受潮放电的故障现象

检修人员在配电网络停电后，对高压开关柜放电处进行全面检查，发现哈同15号高压开关柜内的一支绝缘子霉变受潮放电，其主要表现为:设备表面有潮湿造成的黏状物，绝缘件表面粗糙边沿有毛刺，母线上有明显的放电痕迹。

2.2 高压开关柜内部受潮放电的原因分析

首先，经观察发现，当天风向为北风，雨水打在高压开关柜北侧面，在北侧面的北窗口及换气口渗流进高压开关柜，并沿着设备表面有潮湿造成的黏状物以及绝缘件表面粗糙边沿的毛刺侵蚀绝缘子。其次，在高压开关柜高压室中没有窗口及换气口，由于角度的设置阳光进不来，在周围设备的影响下高压开关柜内部空气不流通，高压开关柜潮湿不能自行驱离。再次，高压开关柜安装质量存在问题，总的看哈同15号高压开关柜的安装质量不高，且安装的工艺控制不严，特别在安装绝缘设备时，设备表面和绝缘件表面的油泥和粗糙边沿毛刺没有及时清除。最后，哈同15号高压开关柜穿盘套管质量存在问题，经过检验哈同15号高压开关柜的穿盘套管表面粗糙，绝缘试验不合格，出现高压开关柜内部受潮放电不是偶然。

3 高压开关柜内部受潮放电处理措施

3.1 及时更换高压开关柜放电设备

在决定停电检修后，将哈同15号高压开关柜穿盘套管进行更换，置换入高压开关柜穿盘套管，并通过及时的检修确保穿盘套管的质量和安装效果。

3.2 处理绝缘件毛刺

对哈同15号高压开关柜的绝缘件边沿的毛刺进行打磨，并处理绝缘件表面，我们采用用酒精布清擦干净的办法，既做到干净彻底，又不造成腐蚀。

3.3 优化高压开关柜的外部环境

首先，将周围引起哈同15号高压开关柜通风不畅的建筑和设施进行调整，在主风向上预留空气流通的通道，此外，在哈同15号高压开关柜上安装防雨板，杜绝雨水的侵蚀。

3.4 优化高压开关柜的内部环境

首先，在哈同15号高压开关柜高压室南面墙上安装窗口及换气口，使其室内空气流通。其次，在哈同15号高压开关柜高压室北窗口及换气口上安装防雨板或雨搭。最后，在哈同15号高压开关柜下部开置通气孔，形成内部的空气流动。

3.5 做好防潮处理

放置吸潮剂，具体方法如下:在哈同15号高压开关柜下面，先铺设塑料布，再铺设白色硅胶，白色硅胶上面再铺一层蓝色硅胶，以便观察其受潮情况。

通过上述处理，哈同15号高压开关柜经过一年的工作，一直未发生高压开关柜内部受潮放电的现象。在2012年年初对其进行红外测温时，其图像也未发现温度异常。

4 结语

综上所述，高压开关柜是电力系统中配电网络和变电站的重要设备之一，高压开关柜的运行状态对电力实现有效传输和高质量变换有重大影响。近一段时期，高压开关柜技术有了很大的变化，计算机网络技术的发展，促进了高压开关柜远程控制的实现，这样的技术在提高了高压开关柜运行质量的同时，对电力工作者也提出了新的要求。我们应该提高对高压开关柜相关工作的重视，采用预防为主的办法，针对各种高压开关柜事故进行研究，找到相应的解决措施。高压开关柜放电事故是配电网络和变电站等重点部位常见的事故，应该对高压开关柜放电事故的原因进行分析，提出高压开关柜放电事故的防范措施，提高高压开关柜的运行质量。此外，在现实高压开关柜维护工作中，应该针对当地的实际，采用定期检查和恶劣天气抽查的办法对高压开关柜进行状态检查，利用清扫和试验的机会，排除高压开关柜内部因受潮而导致的放电隐患，确保高压开关柜的运行安全。

摘要：高压开关柜是配电系统、变电站中常见的电力设备,对实现配电安全和电力供应质量有重要的影响。在高压开关柜的运行中受到雨雪雾露霜等影响会造成高压开关柜内部因受潮而发生放电现象,这不但造成高压开关柜的不稳定运行,而且影响了配电系统和变电站的供电质量,对整个供电效果带来影响。高压开关柜受潮放电是一种比较常见的现象,应该对高压开关柜受潮放电原因进行研究,找到高压开关柜受潮放电的解决措施。

乳胶漆墙面受潮的处理方法 篇3

如果乳胶漆墙面受潮, 修补返碱和发霉墙面的方法相同, 先用普通砂纸将返碱或发霉的部分打磨掉, 然后再重新刷漆。如果墙面已经开始掉粉、起皮、鼓泡, 多数情况下都要铲除腻子后重新刷漆。修补壁纸墙面时, 撕下受损壁纸后直接刷层壁纸胶, 粘贴壁纸即可。修补受损乳胶漆墙面, 要先铲腻子, 腻子铲除干净后, 再刮3遍腻子, 最后刷1遍底漆2遍面漆即可, 和新房装修刷漆相比, 只是多了道铲除腻子的工序。

一般来说, 不管是壁纸墙面还是乳胶漆墙面, 重新修补都不需要再铺平墙面, 除非在铲除腻子或铲除壁纸的时候破坏了墙面的平整度。当墙面平整度大于5mm时, 就需要用石膏对墙面进行铺平处理。

(摘自中国建筑材料行业网)

交联电缆应用中绝缘受潮的探讨 篇4

1 电缆受潮引起绝缘降低的危害

1.1 造成电缆过热, 负载能力下降

受潮引起绝缘降低的电缆在运行中会产生过热、负载能力下降, 容易造成局部起泡、放电现象。电树枝可以因介质中间间隙性的局部放电而发生和缓慢地扩展, 更可以在脉冲电压作用下迅速发展, 也能在任何局部放电的情况下, 由于局部电场集中而产生。聚乙烯表面将出现炭化的黑色树枝状高电导通道, 经过无数次放电, 树枝状导电通道逐渐增长, 当线芯和外护套被桥联起来时, 便发生电树枝击穿破坏, 中断供电。

1.2 产生水树枝现象, 加速电缆老化

电缆受潮引起绝缘降低后, 在电场的作用下, 因水分的存在而缓慢发生水树枝老化现象, 最后导致电缆击穿 (绝缘中长期存在的杂质、气孔及绝缘与内外半导体层结合面的不均匀处所形成的局部高电场部位是发生水树枝的起点) 。虽然树枝化与电缆寿命之间无明确的关系式, 但树枝化无疑降低了电缆的使用寿命。树枝化的最大特点就是有一个潜伏期, 往往要经过较长的时间才能导致树枝化的引发乃至最后击穿。

2 引起电缆受潮绝缘降低的原因

2.1 生产、制造环节的原因

在聚乙烯绝缘电缆的制造中, 由于生产原料和工艺控制不佳, 容易使聚乙烯的交联度、熔融指数不合理, 造成绝缘层和外护套层的电气、机械性能达不到要求。聚乙烯电缆在成型加工时残留有内应力时, 常会发生开裂, 这种现象称为环境应力开裂或环境应力龟裂, 电缆聚乙烯绝缘层, 尤其是护套常有这种损坏。这种损坏的直接后果就是电缆表面开口, 导致受潮, 绝缘降低。如果聚乙烯分子在交联时未消除极性基团, 如羰基、羟基及羧基等, 也将严重降低其电绝缘性能。

2.2 运输、存储环节的原因

按规定, 电缆出厂时应将端头使用绝缘塑料进行封装, 但在运输过程中, 电缆盘的震动、碰撞有可能使封装破损, 起不到密封作用。发运至收货单位或施工现场后, 作业班组往往根据工程量需求截下一段使用, 由于条件限制, 剩余的电缆有时就只用塑料布简单包扎截断处, 长时间存放于露天或潮湿的仓库中, 因为呼吸作用和扩散作用, 水分将从截断处浸入到电缆内, 使之受潮。

2.3 电缆施放环节的原因

施工过程中, 由于地形条件和线路通道的制约, 经常需要穿越道路、涵洞甚至水体, 电缆端部不可避免的会有较长时间处在潮湿或有积水环境中。在机械牵引时, 牵引力时有时无, 时大时小, 使主绝缘与线芯之间的半导体层受到线芯的来回摩擦而损伤, 降低甚至使其丧失均压、屏蔽功效。转向、穿管时, 如果不能很好地控制转向半径, 也会造成芯线凸起、鼓包, 破坏半导体层, 以至于外护套甚至铠装开裂, 施工现场如检查不仔细, 监督不到位, 受到损伤的电缆被埋入土中或浸在水里, 虽然聚乙烯具有较小的吸水性, 基本没有溶胀现象, 但在水分通过破损处浸入后, 特别是进入屏蔽层后, 将造成严重的后果。为保持绝缘层的圆整性, 在设计时本身就要考虑到外屏蔽层与绝缘层易于剥离, 水分大量进入后会产生“蠕变”和“冷流”现象, 致使外屏蔽层与绝缘层间“脱层”, 起不到屏蔽作用。聚乙烯的体积电阻系数高达1 016Ω·m, 但其耐电晕性和耐电蚀性欠佳, 电缆绞合导线如有一个小的尖端, 便会引起电场强度的激增, 内屏蔽层是在聚乙烯中加入导电炭黑制成的, 能大大减少尖端放电带来的影响。实践证明, 采用半导体层能提高工频击穿电压30%～40%, 水分的进入将严重破坏内屏蔽层的电气屏蔽性能。

2.4 电缆终端头制作环节

电缆终端头制作过程中有两种可能会使其进水受潮。一是受现场施工条件限制而未能及时进行电缆终端头制作, 未经密封处理的断口电缆终端头长期暴露在潮湿的空气中, 甚至浸在水中, 致使电缆终端头受潮, 绝缘下降。二是在电缆终端头制作过程中 (包括户内、户外终端头和中间接头) , 如果作业人员在电缆终端头绝缘密封过程中粗心大意, 没能掌握好热缩材料的温度和加热时间, 或是没有掌握好冷缩头的预压力和加压时间, 特别是当压接的接线鼻与绝缘层断口存在间隙时, 在运行中因潮气或雨水进入会逐步受潮, 并极有可能伴随着超标的局部放电而影响运行。

2.5 电缆运行环节

一是凝露、潮气或水分沿电缆本体有破损的部位进入交联电缆内部。二是人为因素而引起的电缆破损或击穿事故, 特别是在城市建设与改造施工中, 或者使用大型建筑机械的建筑工地尤为严重。当发生此类事故时, 交联电缆绝缘遭严重破坏, 要么直接中断供电, 要么铠装、护套被损坏引起故障。

3 电缆受潮的防范措施

根据经验, 要现场处理电缆受潮引起的绝缘降低是非常困难的。在实际操作中, 如果发现电缆端部存在明显进水现象, 通常的做法是锯掉前端几米, 看里面是否干燥, 如果不行就继续向前锯。但如整条电缆已进水或绝缘较低, 就只能更换电缆。因此, 防止电缆受潮主要以预防为主, 通过长期实践总结如下具体对策。

3.1 加强购买及入库环节管理

购买电缆时, 采取招、投标方法, 选出质优价廉的产品, 注重入库验收及试验报告审查。同时考虑10 kV中性点小电流接地系统在单相接地时, 电缆要承受1.73倍的相电压, 且按要求要运行2 h, 因此有必要增加电缆绝缘厚度, 降低场强, 有效防止树枝化放电。

3.2 加强贮存环节管理

保证电缆两端部密封良好, 特别是对于锯开的电缆端头, 无论是存放还是敷设, 均要用绝缘塑料带密封, 且敷设后要及时进行电缆头的制作。因条件限制确实无法立即制作的, 应将电缆头密封包好 (最好采用电缆专用的绝缘密封套) 后架空摆放。

3.3 加强施工环节管理

实践证明, 一旦电缆受潮, 则最早出现击穿现象的往往是电缆头, 电缆头制作的好坏, 直接影响电缆的整体寿命。因此, 对于特殊工种的电缆从业人员, 不但要严格资格准入, 而且要不断提高其技术水平, 加强施工工艺及流程管理, 有效防止在制作过程中电缆受潮引起绝缘降低。根据经验, 应主要控制以下几方面。

(1) 施工人员在剥离电缆半导体层时一定要认真细致, 既要将半导体层清理干净, 又要尽量避免损伤主绝缘, 特别是用刀力度一定要掌握恰当, 若划得太浅, 半导体层很难剥除;若划得太深, 便会伤及绝缘层, 最后一定要将主绝缘表面打磨光滑。

(2) 制作热缩电缆头时, 充分考虑到当热缩材料加热硬化后就不再具有弹性的材料特性, 既要防止火焰损坏屏蔽层及绝缘层, 又要注意在长期的运行中, 由于热胀冷缩的原因, 逐渐在电缆结合处产生微小间隙, 导致电缆受潮。

(3) 使用性能稳定、具有弹性、长期运行不开裂的硅橡胶冷缩电缆头附件, 严格执行制作工艺流程, 防止起泡或密封不严缺陷存在。

(4) 电缆敷设主要采用直埋或电缆沟形式, 因此在电缆涵管设计时, 要尽量走直, 减少弯头, 使电缆便于敷设, 同时充分考虑电缆沟 (井) 的排水问题。在电缆直埋敷设时, 尽可能采用新型塑料、玻璃钢等材料作为护套管道, 确保管道耐腐蚀、内壁光滑、强度与韧性良好, 减少电缆外护套破损现象的发生。

3.4 加强运行环节管理

内部受潮 篇5

1 电动机严重受潮原因分析

由于该泵站受场地条件限制,泵站采用地上1层、地下2层布置,以解决泵站场地狭小的问题。吸水池布置在厂房内,池体过小没有库容,为了扩大库容,故利用水泵层兼作吸水池,电机层通过检修孔、吊物孔、人行通道与吸水池相互连通。虽然汛期过后,工作人员把吸水池清理干净,排干集水,但在每年高度潮湿天气,大量的潮气从吸水池涌出,水蒸气在窗户玻璃、墙壁、电动机表面大量凝结,厂房极度潮湿,而且延续时间又长。由于环境恶劣,通风条件差且汛期过后电动机长时间不运行,加上电动机的结构为立式防滴式自通风结构,在此环境下电动机很容易受潮,从而使电动机绝缘电阻降低,严重影响了设备的安全运行。

电动机绝缘电阻降低的原因是多方面的:绕组受潮或被水淋湿;绕组绝缘粘满粉尘、油垢;电动机接线板损坏,引出线绝缘老化破裂;绕组绝缘老化等。经过上述分析发现,受潮是导致该站电动机绝缘电阻降低的主要因素。

2 处理措施

如果因受潮而引起电动机绝缘电阻偏低,一般都要对电动机进行烘干处理。对电动机烘干处理常用下面几种方法。

2.1 外部干燥法

2.1.1 烘房(烘箱)干燥法

烘房通常用耐火砖砌成,烘箱通常用钢板焊成。将发热元件装在靠近烘房两面侧壁,发热元件外面用铁皮罩住。加热过程中,必须用温度计监测烘房温度,不能让烘房温度超过绕组绝缘等级允许的最高耐热温度,而且烘房(烘箱)顶盖上应留有排气孔以便潮气排出。

2.1.2 灯泡干燥法

对于容量较小、受潮较轻的电动机,可采用普通灯泡进行烘干。把一只或数只大功率白炽灯泡放入电动机定子腔内将其烘干。注意不要使灯泡太靠近绕组线圈,以防烤坏线圈。可在电动机外壳盖上帆布等物进行保温。可用木箱或铁皮箱,上面开有出气孔和安插温度计插孔,箱内装置红外线灯,利用红外线灯照射绕组进行烘干(可用改变灯泡数或灯泡功率来调节箱内温度)。

2.2 内部干燥法

2.2.1 电流干燥法

用三相自耦调压器把约为电动机额定电压的7%～15%的电压加在定子三相绕组上,或用电焊机、单相调压器将约为电动机额定电压的20%～40%的电压加在互相串联起来的定子三相绕组上(如图1所示)。电流控制在电动机额定电流的50%～70%左右(通常每千瓦电动机取1 A);若用直流则可稍高,但不宜超过额定值的60%～80%。由此,使绕组发热来进行干燥。干燥时,必须密切注意绕组温度,及时调整电压、电流。由于各种电动机的具体情况不尽相同,一般干燥电流应以定子绕组通电时间为3～4h,铁心温度达到70～80℃为宜。使用的调压器(或电焊机)容量必须足够大,其容量可按下面的公式计算:

式中,S——调压器(电焊机)容量,kVA;UN——电动机额定电压,V;IN——电动机额定电流,A。

2.2.2 涡流干燥法

涡流干燥法是利用交变磁通在定子铁芯中产生的磁滞损耗和涡流损耗使电动机发热到所需的温度而进行干燥的方法,又称为铁损耗干燥法。铁芯中的磁通是由临时穿绕在定子铁芯和外壳上的励磁线圈产生的,如图2所示。此法适宜让较大型的电动机干燥,其优点是耗电量较小,比较经济。励磁线圈的参数需通过计算确定。

根据实际情况,我们用直流电焊机干燥法对电动机进行烘干。

把电动机三相绕组互相串联起来,串一只直流电流表用于监视电流,接可控硅整流弧焊机,电焊机型号ZX5-400,额定输入电源为3～380/50 Hz,额定输入容量为26 kVA,额定输出电流为400 A,额定输出电压为36 V,输出电流范围为80～400 A。经计算满足要求。

经过烘干后,电动机绕组绝缘电阻值稳定在一定范围内,其电阻值应大于下式的计算值:

式中,R——电动机绝缘电阻,MΩ;UN——电动机额定电压,V;PN——电动机额定功率,kW。

干燥过程中,电动机绕组的绝缘电阻最初是上升的,随着绕组的温度提高和潮气大量扩散,绝缘电阻又会下降,然后再逐渐回升,在最后3～5h内趋于稳定或稍微上升,干燥结束。经过烘干,4台电动机绝缘阻值已达到安全运行的技术要求,为我们节约了不少的人力、物力、财力,为汛期工作做好了充分准备。

3 注意事项

无论采用何种方法,干燥前应将电动机吹扫干净。采用电流干燥时,电动机机壳必须良好接地,以防触电。对于非常潮湿或者被水泡过的电动机,由于其绕组严重受潮,通过交流电流烘干,绕组绝缘会膨胀或被击穿,而通过直流电流烘干,则绕组绝缘会被电解,因此不应采用电流干燥法来干燥。在加热过程中,为了避免绕组绝缘胀裂,加热温度应逐渐升高,温升速度不应超过30℃/h。对于非常潮湿的电动机,温升速度应控制在8℃/h左右,或者加热到50～60℃时,保持3～4h,待大部分潮气排除后再加热。干燥时,必须随时监视温度变化和绝缘电阻,并且每隔1h测量记录1次。可在电动机绕组和铁芯几个不同点安放数个温度计,并保持良好接触。用温度计测量绕组时,A级绝缘不得超过90℃,E级绝缘不得超过105℃,B级不得超过110℃。

4 结语

电动机虽然经过了烘干处理,但由于电动机长时间不运行,所处环境恶劣,电动机很容易再次受潮。在条件允许的情况下,为了防止潮气侵入,对一些孔洞可加盖板,人行通道加封闭的门,增加通风设施,以利于排除潮气和通风。电动机用防水帆布罩盖严,可用布料或麻袋裹装生石灰后放在帆布罩内吸潮气,以保持电动机干燥。

参考文献

[1]赵家礼.电机修理技师手册[M].北京:机械工业出版社,2002.

[2]黎其臻.农用电动[M].北京:中国电力出版社,2002.

[3]孙克军.常用电机与变压器技术问答[M].北京:机械工业出版社,2007.

内部受潮 篇6

关键词：相对介质损耗及电容量带电测试,受潮缺陷,电流互感器,油色谱试验

带电检测一般是通过便携式检测仪器对变电站内运行设备进行状态量的现场检测, 其相对于停电例行试验来说具有投资小、无需停电、更精确反应设备运行时状况等优点。目前省公司开展的带电测试项目主要有电流互感器相对介质损耗因数及电容量测试、避雷器泄漏电流测试、特高频及超声波局部放电检测技术。而其中以电流互感器相对介质损耗因数及电容量测试发现的缺陷最多。

1 故障基本情况

2013年6月19日工作人员在对某110k V变电站进行电流互感器带电测试时, 发现172间隔C相电流互感器相对介质损耗因数 (相对介损) 值异常。172间隔C相电流互感器基本参数如下, 型号:LCWB6-110W3;出厂日期:2006年12月;投运时间:2008年1月。

172间隔电流互感器带电测试的数据为:ABC三相CT相对介损分别为0.24%、0.22%、0.55%;三相电容量比值为1.01、1.06、1.02。172间隔电流互感器相对介损值的测量是以102-2间隔电流互感器为参考进行的。102-2间隔最近一次停电例行试验是在2010年进行的, 其数据为:三相CT相对介损分别为0.24%、0.22%、0.248%;三相电容量分别为815.2p F、813.4 p F、858.0 p F。在2010年172间隔CT介质损耗和电容量测试数据为:三相相对介损分别为0.237%、0.24%、0.232%;三相电容量分别为829.2 p F、865.7 p F、875.6 p F。

根据2010年停电数据, 将173间隔相对介损换算为绝对值可以得到C相介损绝对值0.798%远大于A相0.480%与B相0.442%的介损值, 接近《输变电设备状态检修试验规程》所要求的警示值0.8%, 并且与2010年历史数据对比C相介损增量为243.96%。由此可见172间隔C相相对介损存在明显异常现象。

2 故障分析

2.1 油化试验情况

次日, 油化工作人员对172间隔电流互感器进行带电取油样分析, C相油色谱数据存在异常, 其他两相未见异常。具体情况如下。

172间隔电流互感器历次油色谱试验数据见表1。

由以上数据可以看出:172间隔C相电流互感器在2013年6月20日的追踪试验中测得氢气、总烃含量已经远超过了《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定的150μL/L与100μL/L的注意值, 乙炔含量为0.61μL/L, 虽未超过导则要求的2μL/L的警示值, 但是它的出现说明设备内部可能存在放电或高温过热。总烃的相对产气速率达到3494.99%/月, 远大于10%/月的注意值。油中微水值较上次测量增长50%, 但并未超过规定25μL/L的注意值。进一步通过“三比值”法确定缺陷类型, 通过计算可得三比值编码为100, 初步判断为设备内部存在低能量放电性故障。

2.2 更换后停电试验

2013年6月24日工作人员对将172间隔C相电流互感器进行退运、更换。随后为了确定故障原因, 对该退运电流互感器进行了全面高压试验。试验项目有:绝缘电阻测试、主绝缘全压介损及电容量测试、末屏介损及电容量测试和主绝缘局部放电测试。试验时温度为32℃, 湿度60%。

2.2.1 绝缘电阻测试

绝缘电阻试验需要考察的部位包括主绝缘、末屏绝缘以及二次绝缘, 测试结果为:主绝缘50000 MΩ;末屏绝缘2500 MΩ;二次绝缘2500 MΩ。根据规程判断, 主绝缘、末屏绝缘以及二次线圈绝缘均无异常

2.2.2 全压介损试验

全压介损试验的试验电压包括10k V、30k V、50k V、73k V, 根据所得数据绘制介损随电压变化曲线, 结果见图1。

图中红线系列2为降压测试值, 蓝线系列1为升压测试值。全压介损结果显示, 在最高运行相电压Um/√3 (73k V) 下该电流互感器介损值为0.905%, 较10k V介损增长0.373%, 国家电网公司输变电设备状态检修试验规程的规定, 测量电压从10k V到Um/√3介质损耗因数增量不得大于0.3% (警示值) , 该设备介损增长超过规定值, 电容量增量未见异常。并且该曲线形状、走势与绝缘介质受潮后的全压介损图谱相吻合。可以初步判断该故障可能是由于绝缘受潮引起的。

2.2.3 末屏介损测试

设备末屏介损及电容量测试是在2k V的试验电压下进行的, 所得试验数据为:介损值0.895%;电容量1319 p F。试验结果无异常。

2.2.4 局部放电测试

对主绝缘进行局部放电测试, 测试结果为:起始电压44k V;熄灭电压30k V;1.2Um/√3下放电量为2200 p C。

局部放电测试结果显示, 该设备在1.2Um/√3电压下放电量达到2200p C, 远远超过国家电网公司输变电设备状态检修试验规程规定的20p C的注意值;起始放电电压为44k V, 且放电量迅速增长, 熄灭电压为30k V。放电图谱波形与典型图谱比较, 接近于油纸绝缘介质受潮后局放图谱。

2.3 外观及解体检查

现场外观检查时, 发现故障电流互感器油位不可见, 但无渗漏点, 分析为由于内部放电导致设备内部温度升高, 从而引起油位超过上限所致。随后检修人员对故障电流互感器进行解体检查, 未发现明显放电痕迹及受潮点。

2.4 结论

结合停电、带电试验结果以及设备解体情况, 初步分析该设备内部存在由受潮所致的放电性缺陷。故障原因是设备主绝缘受潮, 导致带电、停电主绝缘介损测试值超标, 但该设备绝缘属于轻微受潮阶段, 设备绝缘内部并未产生明水, 水分子呈游离状态, 所以设备电容量未超标, 主绝缘电阻变化不明显, 解体时并未发现明显受潮点。侵入主绝缘的水分处于电场较强位置从而产生局部放电, 引起设备内部温度升高, 造成油位上升。

3 防范措施

该故障设备已经退出运行。为防止此类缺陷的再次发生, 应该对本地区所辖所有同厂同批次设备, 通过带电相对介损及电容量测试以及带电油色谱试验进行逐一排查。同时应该加强对110k V级以上电压等级电流互感器赴厂质检验收。

4 结束语

电力系统中设备的绝缘受潮缺陷是最常见的分布性缺陷之一。由于设备密封不良, 潮气侵入, 在长期运行电压的强电场作用下, 会造成绝缘性能下降。但是受潮初期水分子呈现游离状态并未产生明水, 此时设备的绝缘电阻测试值以及电容量未必超标, 但是此种受潮初期缺陷可以通过油色谱试验、介质损耗以及局部放电试验反映出来。电力系统生产中发生的缺陷故障是复杂多样的, 这就要求运行检修人员应该充分相信带电测试技术的精确度和成熟度, 并具有综合分析缺陷故障的能力。

参考文献

[1]国家电网公司运维检修部.电网设备带电检测技术[M].北京:中国电力出版社, 2014.

[2]国家电网公司.输变电设备状态检修试验规程, 2014.

[3]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.变压器油中溶解气体分析和判断导则.GB/T7252-2001, 2001.

[4]李建明, 朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:中国电力出版社, 2001.

内部受潮 篇7

小功率电机和小型农用潜水泵等常用灯炮烘烤法干燥:在密闭箱内, 利用白炽灯泡、红外线灯泡或红外线热电管进行烘烤。既可在周围进行烘烤, 也可把小功率电机转子抽出或把农用潜水泵拆开, 将灯泡放在定子孔内进行烘烤。也可采用吹送热风的方法进行干燥:利用加装电热器的鼓风机 (农用小型潜水泵可用电吹风) 吹送热风以达到干燥目的。不论用什么方法, 烘烤温度都不能过高, 以控制在125℃以下为宜。

除上述干燥方法外, 常用的还有电流干燥法。电流干燥法有3种, 即低压直流电干燥法、定子铁心涡流烘干法和交流电烘干法。

1 低压直流电干燥法

此法对直流电机、交流同步电机、交流异步电机都适用。具体方法是, 把电机的三相绕组相互串联起来, 然后串接一个变阻器 (必须串接, 其作用是避免拉闸与合闸时的自感电动势击穿线圈绝缘) , 接上直流电源, 通入的电流应不超过该电机绕组额定电流的50%～70%。

2 定子铁心涡流烘干法

此法适用于抽出转子的交流电动机。将电机转子抽出, 用橡胶绝缘导线绕在定子铁心上, 橡胶绝缘导线线芯的截面积可按被干燥电机的空载电流大致选择, 但应考虑定子铁心发热时导线散热的影响。所绕线圈的匝数由下式确定:

式中:N———线圈的匝数

U———电源电压 (V)

S———电机定子铁心轭的净面积 (cm2)

绕好后串接上电流表或使用钳形电流表以检测电流。接通单相交流电源, 使定子铁心内产生涡流, 散发热量, 烘干绕组。采用此法应注意3点。 (1) 为保温和防止漏电, 绕制线圈处最好用玻璃丝或帆布衬垫。 (2) 为确保安全, 机座外壳应可靠接地或接零。 (3) 穿绕线圈时, 应只穿绕定子铁心, 不得穿绕机座外壳, 以免在机座外壳中产生涡流。

3 交流电烘干法

此法适用于交流同步电动机的电枢、异步电动机的绕组。将电机转子抽出, 把三相低压交流电通入三相绕组中。电压值应为绕组额定电压的7%～15%, 调压用的变压器最好用感应变压器。电流应不超过绕组额定电流的50%～70%, 为避免电流过大, 应在三相线路中串联电流表检测电流, 一旦发现电流过大, 应及时调低电压。单相异步电动机可将主副绕组适当联接, 然后接入一可变电阻器, 调整电流至额定电流值的60%左右, 通电进行干燥。

4 电流干燥法应注意的问题