变压器高压套管（通用9篇）
变压器高压套管 篇1
1. 问题
型号为SFP9-360000/220TH的主变压器, 高压出线套管型号BRL2-220/1250。高压侧出线采用高压套管外套密封筒, 经过桥线与220kV电缆头连接, 密封筒内注变压器油, 高压套管的末屏引线, 经低压瓷套引出套筒外接地, 变压器本体、高压套管、套筒三者之间变压器油互不相通。
在进行例行油样色谱分析中, 发现主变高压侧C相套筒油中含有乙炔, A B两相及变压器本体油色谱分析正常。C2H2含量虽然没有超过GB/T 7252-2001规定的5μL/L注意值, 但油中突然含有C2H2不得不引起重视 (曾经有同一型号、相同结构的变压器高压套管外套筒油样C2H2达0.98μL/L后发生爆炸的先例) 。加强跟踪监测, 发现C2H2有增大的趋势。
2. 原因分析
从色谱分析数据看, 套筒内部存在放电或其他异常现象, 可能原因有:过桥线与高压套管、电缆头连接不紧、接触面发热而使油分解产生C2H2;过桥线外包绝缘的绑带松脱, 围屏层的局部松散或接地不良而引起轻微的放电;高压套管存在局部放电并渗油的可能性;高压套管套筒外壳带油补焊而产生C2H2;电缆头处有异常;高压套管套筒密封不严, 水分的渗入;末屏引出线接触不良, 使高压套管末屏运行中对外壳放电。
3. 故障查找及处理
为了检测高压电缆的工况, 对电缆进行了带电局部放电试验, 没有发现异常情况 (与其他两相电缆及以往局放试验数据比较) 。外观检查:高压套管套筒密封良好, 压力析放阀、油枕各联接管、阀门等密封完好, 外表没发现渗漏油痕迹。油、水分分析为6mg/L, 油耐压为48kV。查看变压器检修记录, 此时间段也没有外壳渗油补焊处理工作。在机组调峰停运时, 对C相高压套管进行介质损耗测试, 与上次测试值比较, 没有什么变化。放油进入套筒内检查, 查看高压套管、电缆头, 没有发现裂痕、放电痕迹。检测过桥连线、末屏引出线的接触电阻, 接触良好。查看围屏等部件表面, 无放电痕迹。取套管油样进行色谱分析也正常。
检查电缆头时, 发现电缆头周围围屏的固定螺栓松动, 螺纹有轻微放电痕迹。分析后认为, 这是电缆终端头电场作用, 使其周围的围屏积聚电荷, 由于围屏接地不良, 当电荷积聚到一定量时, 通过螺栓对外壳放电, 这便是高压套管套筒含C2H2的原因。
对各螺栓加防松弹簧垫紧固, 对放出的变压器油经真空滤油机脱水、脱气、去杂质处理, 对高压套管的套筒抽真空处理, 注油。静置48h后, 对高压套管取油样试验, 合格。变压器投运后, 定期检测油样, 运行工况良好。
4. 经验
变压器油样的色谱分析是其他试验方法无法替代的, 对重要的变压器要开展定期检测。变压器的停、送电, 对变压器有冲击作用, 会引起螺栓的松动, 因此各螺栓最好有防松动措施。变压器故障并非某单一因素造成, 涉及诸多因素, 有时甚至会出现假象。因此, 必须对故障综合分析, 才能准确、可靠找出故障原因。
变压器高压套管 篇2
埋地式CPVC高压电力电缆护套管是一种以CPVC、PVC为基料，用其他高分子材料来改性获得的具有特殊性能的新型高压电力电缆护套管。主要用于电缆埋地铺设时起到导向和保护电缆的作用。
城市电网由架空线形式转入地下电缆形式，其敷设方式主要有排管、电缆沟、电缆隧道等形式。传统的排管，多采用钢管、水泥石棉管、普通PVC管等。其中，钢管耐腐蚀性能差，须经特殊处理防止产生涡流，价格昂贵。石棉管因强度低须在外侧进行混凝土加固，同时采用预制混凝土托架，重量重，运输不便，管道敷设困难，且因管壁粗糙，接头工艺不理想，往往造成电缆工作井距离拉不开，相应增大了投资；另外电缆敷设、检修、更换不很方便，电缆散热不良；石棉管还含有致癌因子，不符合环保要求。普通PVC管强度低，有脆性，同石棉管一样，仍需外浇混凝土加固；热性能、电气性能较差，难以承受电缆过载短路时所产生的高温。使用高压电力电缆保护管与传统的石棉管、水泥管、钢管相比，具有韧性好、强度高、管内壁光滑摩擦力小、不易老化、使用寿命长、是一种环保产品。与传统开挖专用电缆沟相比，可加快施工速度，降低安装施工成本，延长电缆的使用寿命。
以我昆明耀龙塑胶公司的CPVC电缆保护管为例，与一般管材相比具有如下特点：
特点一：质轻，CPVC电缆保护管的比重较小仅为铸铁管的1/5，为水泥、石棉管材比重的1/3，安装省时省工。施工时可边开挖边安放管材边回填，极大的提高了施工速度。
特点二：耐腐蚀性能优越、不容易老化断裂，使用寿命长。
特点三： CPVC高压电力电缆护套管的绝缘性好，抗压强度高，维卡软化温度高≥930C，这一特性使得该管材具有特殊的耐高温性能，可以长期承受电缆运行时的发热温度。而普通的UPVC管却无法承受此温度。（如输送110KVA电压的电缆缆芯温度传至套管时，正常情况下为65℃左右，过载情况下可达75℃左右。而UPVC管材的长期工作温度恰好为65℃左右，因此，采用PVC树脂生产的假UPVC电力电缆管在使用过程中，只要不发生过载情况，是不会造成太坏的后果的。但如果发生了过载情况，且过载时间过长，则会造成管材因受外部压力而压扁变形，造成以后的电缆维护、更换困难，即相当于排管报费。）
特点四：埋地式CPVC高压电力电缆保护管采用其他高分子材料共混改性后改变了传统PVC管材易发脆、强度低等现象，改性后的管材具有较大的刚性，且有一定的回弹性，可直接取代钢管、水泥管等，在重载车道上放心使用。
特点五：独特的托架结构设计。可将埋地式电力电缆保护管与通信光缆保护管同时铺设固定，可有效地利用地下管网的资源，这些措施在城市显得特别重要；管材所配用的托架采用增韧改性聚丙烯，柔韧性好强度高。托架之间的连接采用燕尾槽与销钉共同作用，具有连接可靠、安装快捷方便并且连接强度高。
特点六：管材连接采用扩口式承插接头。管材的扩口处与管端之间用橡胶圈密封，插口用管材自身密封，通过双层密封，管材的结合部密封可靠。管材插入端上有安装标识线，安装到位时管材在双层密封的作用下，即使在较高地下水位的条件下，也可保证管材的接合部不会漏水。
特点七：使用电缆护套管其内穿电缆采用非铠装电缆，从而与电缆沟采用铠装电缆相比可节约电缆本体的投资。
由于该管的诸多优点，使得该管在日本、欧洲国家和我国的上海、北京、重庆、长沙、南宁等城市大量使用。
下面就CPVC电缆管的应用谈几点体会。
一、埋地式CPVC高压电力电缆护套管与电缆沟的使用及投资对比
1、电缆管可根据实际需要同时敷设几根至几十根，组合施工方便；
2、电缆管埋设时，沟开挖宽度小，土石方量小，施工效率高，可减少施工时间；
3、缆护套管穿电缆可不用铠装电缆，节省电缆的投资；
4、缆护套管一次投入后，日常维护基本没有，节约了日常维护费用。而电缆沟使用一段时间后，需要清理沟内的积水、杂物、淤泥等，同时还要对电缆沟内的铁附件进行防腐处理，维护工作量大，维护费用极高。
5、一次投入后，管内壁光滑，磨擦系数小，易于穿放电缆，只须将工井盖板打开，将电缆从一个工井穿放到另一个工井。而电缆沟穿放电缆时须将沟盖板打开，影响路面环境，或工作人员钻入电缆沟穿放电缆，沟内面积窄小，环境恶劣，施工作业难度大。
6、沟盖板长期受到碾压，容易受损，经常需要更换。且沟盖板式样较差，影响了市容街道的美观。
7、缆沟易进水、垃圾、泥土等杂物，造成沟道环境差，电缆中间接头容易发生事故。
8、根据经验，电缆线路故障往往是电缆头引起的故障，电缆沟内电缆中间头可随机设置，施工方便的同时，也给故障查找带来不便，而采用排管方式敷设，中间头只能高在工井内，可节省故障查找时间。
9、电缆沟经常被后建建筑物埋于底下，给电缆敷设、检修带来极大困难，甚至成为不可能。
10、电缆沟与CPVC高压电力护套管排管施工费用对比。以下以容纳电缆回路数相当的各种规格电缆排管与承重型电缆沟做单位本体投资对比，如下表（工井投资已按间距130米折算到电缆排管单位本体投资中，CPVC电力电缆管及配套附件按85元/米计）：
通过对比分析可见：仅从建设投资角度看，使用电缆沟比使用电缆排管经济。随着电缆回路数的增加，这种经济性呈下降趋势，这主要是专用电缆工井价格的原因。事实上，绝大多数情况下，可用修一段电缆沟的方式来代替专用电缆排管工井,从而使得电缆排管的经济性将会不断得到解善，且在运行维护费用及社会效益方面，电缆排管具有电缆沟不可比拟的优势。
二、管道的应用
1、管材的外观质量及尺寸应符合下述要求：
（1）外观结构特征明显、颜色一致、内外壁光滑平整；管材不得有裂缝、凹陷及可见的缺损;管端面不得有损坏、裂口、变形等缺陷。
（2）管材的端面应平整且与管中心轴线垂直，管材长度方向不得有明显弯曲现象。
2、管材管径的选择
（1）保护管内其导线的总截面积（包括外护层）不应超过管内截面面积的40%。作电缆保护管时，管的内径不应小于电缆外径的1.5倍。缆线在管内不应有接头。考虑到电缆发热的散热因素，排管的管径不宜小于75mm；
（2）一般情况每管只宜穿1根电缆。特殊情况，除发电厂、高压变电所等重要场所外，经设计人员允许可在每管内合穿不多于3根低压电力电缆或多根控制电缆。
3、敷管要求
（1）所敷管组可以单根，亦可多根多层并列排放，管在穿越（同向敷设）行车道时，管顶至路面应不小于0.7m，如在人行道、绿化带时，则应不小于0.5m；
（2）管在一定长度或是转角处应设检查井，以便于操作、检修，并做明显标记，井内应设一积水坑，并定时检查，抽干渗漏水以防线缆浸泡；
（3）如管必须弯曲时，相邻两节管接口的相对转角不得大于20。
（4）管枕的配置：管枕距接头处1.0m，中间部分管枕间距2.0m。一般单层排管时，有沙垫层，可以不设管枕，但管材在回填前，应用钢筋制作的卡环，卡住管材，每间隔2 m设置一付固定住管材，防止管材在回填时发生偏移。
4、管沟槽的挖掘
管沟槽底净宽，可视各地区的具体情况并根据管径大小、埋设深度等确定。一沟多根管道并排埋设时。管道之间的间距应大于两根管材半径之和的1/2，以保证有足够空间来回填及夯实。
5、基础
（1）管道基础，采用垫层基础，对一般的土质地段，基础只需铺一层砂垫层，其厚度为0.1m；对软土地基，基底又处在地下水位以下时通常可采用100mm厚、颗粒尺寸为5—40mm的碎石或砾石砂铺筑，上面再铺100mm厚黄砂垫层（中、粗砂）。
（2）管道基础应夯实且表面平整，其密实度不得低于90%。
6、管道安装
（1）管材的放置：管材下沟之前应将管沟清理完毕，如有积水应给予排干。沟底有凹凸不平时，应须先予修整，做好管道基础，方可下管。下管前应检视管材管件是否有损坏（如有损坏应予更换），无损坏即可将管子放入管沟内。如须锯管，锯口端面应平整垂直，不得歪斜。（2）承插口管的安装应将插口顺穿缆方向,承口逆穿缆方向。
（3）塑料管材的接口，应采用弹性橡胶圈密封柔性接口。对公称直径DN110mm以下的直壁管亦可采用插入式粘结接口。
（4）橡胶圈密封柔性接口时，先将承口内壁清理干净，并在承口内壁及插口橡胶圈涂上润滑剂（首选肥皂水），然后将承插口端面的中心轴线对齐。插口插入承口时，可用人力在管端部设置木挡板，用撬棍将被安装的管材沿着对准的轴线缓缓插入承口内，逐节依次安装。
（5）安装工作暂停或休息时，管口须用管堵塞住，以防不洁之物渗入管内，影响穿缆。（6）管道安装时可同时预留一根铁丝在管内，以便放缆施工。
7、回填
（1）从管底到管顶以上0.3m范围内的沟槽回填材料，可采用碎石屑、粒径小于25mm的砂砾、中粗黄砂、粉煤灰、热焖粉化钢渣等易于夯实的材料。如果使用原土实施管区回填，必须遵守下述条件：①不存在粒度大于20mm以上的石块；②没有大于砾石两倍大小的坚硬土块；③没有冻土；④没有有机质材料；⑤没有废旧轮胎、玻璃片或金属品之类垃圾废渣；⑥规定的夯实处，原土一定要为粒状土。
（2）沟槽回填从管底基础部位开始到管顶以上0.7m范围内，必须用人工回填，严禁用机械推土回填。管顶0.7m以上部位的回填，可采用机械回填，从管道轴线两侧同时回填、夯实或碾压。
（3）敷设多层管材时，必须先配装完第一层管回填夯实后，方能配装第二层管材，然后在回填夯实，直至多层。
（4）夯实为了达到最佳夯实度，必要时可酌予洒水。
四、结束语
总的来说，采用电缆排管敷设电缆有以下优点：
1、电缆之间互不牵连，避免了施工中互相损伤，且电缆排管光滑平直，确保了电缆施放过程中的损伤，确保电缆施放质量。
2、电缆在排管中运行，没有淤泥、污水的浸泡，改善了电缆运行环境，提高了运行的安全可靠性，延长了电缆的使用寿命。即便有水浸泡，处理也简单方便。
3、每根电缆在排管内位置清楚，一目了然，运行抢修非常方便。
4、中间接头放在工井内，运行检修十分方便。
5、施工方便，开挖面小，施工工期短。
变压器套管末屏缺陷分析及处理 篇3
关键词：变压器；套管；末屏；缺陷；试验
中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）23-0097-02
高压套管属于电网中重要电气设备，可促使携带强大电流与高电压的导线顺利穿过接地墙壁、箱壁、金属外壳，和其他高压电气设备连接。
随着电容屏数的增多电容分布越加均匀。套管末屏是内部绝缘、外部绝缘交界媒质，其运行质量可作为对内部绝缘状况加以衡量的重要指标，当高压套管末屏存在安全隐患时，整个套管，甚至变压器将会出现严重的缺陷故障。
1 概 述
油浸电容式变压器套管为了使径向和轴向场强均匀，其绝缘结构采用电容型，电容芯子是套管的主绝缘，电压应力主要由它承担，它由边沿镶有半导体层的铝箔（电极板）与屏间绝缘介质缠绕在导电管上，形成多层、段同心圆柱型电容器，最外层一张铝箔（末屏）的引线连接有绝缘的（小套管）末屏导电杆引出后接地，末屏在运行中应可靠接地，供测量套管的介损和电容量时末屏可与接地分离。
如果运行中由于各种原因造成末屏接地不良，那么末屏就会对地形成一个电容，而这个电容远小于套管本身的电容。按照电容串联原理，将在末屏与地之间分布很高的悬浮电位，造成末屏对地放电，烧毁附近的绝缘物。
变压器是电力系统中担负电压变换、电能传输和终端分配的电力设备。变压器高低压侧套管如果存在缺陷或故障，将直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性。对于低压侧套管，由于其结构简单，需要检修时间短，维护比较方便。而对于高压侧套管（油浸电容式套管），由于其结构复杂，维护周期长，检修难度较大。因此，加强对油浸电容式套管绝缘试验和油的色谱分析监督，发现异常时应及时进行检修与维护，减少并杜绝套管事故是十分重要的。
2 变压器套管末屏缺陷的原因分析及处理
2.1 案例1
厦门某发电厂升压站220 kV#4主变进行年检时，发现 220 kV主变高压侧套管（型号为BRLW-252/1600-4，2005年生产）A相末屏有放电烧黑现象，B相末屏有黑色放电烧黑油外渗， 相高压套管末屏铜锈。如图1所示。
分别抽取A、B、C相高压套管油样进行色谱分析，发现A、B出现乙炔，分别为60与114 μL/L。对套管油数据分析初步判断A、B相套管内部存在局部放电现象，由于末屏接地不良导致套管。
随后决定对末屏进行彻底检查，拆开固定末屏接地盒，发现AB相末屏连接引线未断线末屏内绝缘垫块、密封圈钢帽、弹簧有严重的烧蚀，并伴有黑色放电烧黑油外渗。
由于A、B两相末屏连接引线未断线，厂家只更换了绝缘圈、密封垫圈、铜帽、弹簧、末屏接地盒等部件并采用热油循环冲洗和抽真空注油，末屏处理之后，进行套管电气预防性试验合格并投入运行，试验数据，见表2。
2.2 案例2
厦门某新建变电站对#1主变110 kV套管进行交接试验过程中，发现110 kV套管B相（型号为BRDLW2-126/630-3）末屏对地绝缘电阻200 MΩ在进行末屏对地进行介损测量时，发现末屏处有放电现象，不能介损测量，判断末屏对地绝缘不良，厂家更换末屏主绝缘圈、末屏内密封圈垫后试验合格。
以上两个案例的套管末屏接地方式比较特殊，是通过套在末屏引出杆上弹簧压力推压铜套与末屏接地盒连接套管法兰接地的。
在测量套管介损、电容量和局部放电量试验过程中，末屏引出端子必须与地分离，这就要求使用外力推压末屏引出端子铜套，在没有专用工具时，经常借助螺丝刀的力量推压铜套压制弹簧，使末屏端子脱离与地连接，这样末屏引出线端子与地脱离比较费力，在完成脱离末屏与地连接的过程中铜套，压力弹簧受力不均匀，从而易引起弹簧形变失常，同时螺丝刀也容易损伤，造成卡涩，弹簧压力不能够自由推动时铜套，以致不能有效可靠复位与地连接，造成末屏接地不良，这样势必造成恶劣的后果。可见末屏引出端子铜套损伤和铜锈以及末屏引出端子外盖密封圈位置的斑迹说明外盖没有盖紧，有进水现象，造成弹簧和末屏引出端子及铜套锈卡涩接地不良。
对于这种弹簧推压式接地的末屏装置，制作一种末屏引出线端子与地分离的专用工具，该工具呈圆柱状结构，一端的内口径与末屏端子相匹配，在推压末屏引出端子铜套压紧强力弹簧过程中，改变了之前弹簧点受力不均匀的状况，因此有效地解决了弹簧受力不均匀的问题，使弹簧局部不容易位移。在下专用工具端制作两个对称的凹槽，使在试验过程中，当末屏引出线端子与地脱离的同时，可以插入试验所用的插销。
通过采用新式的专用工具，在末屏试验过程中，试验人员完成末屏引出线端子与地分离，省时又省力，同时使用过程中，弹簧受力均匀，不易造成内部弹簧位移和末屏引出端子芯及铜套损伤，使试验完毕后，末屏接地能正确可靠的复位。
2.3 案例3
厦门某变电站110 kV#3主变间隔扩建工程，对#3主变110 kV套管进行交接试验过程中，发现#3主变中性点套管（型号BRDLW2-72.5 /630-4）末屏对地绝缘电阻只有100 MΩ，随后进行介损试验，发现主绝缘的介质损耗因数tgδ为0.295%，电容量Cx为366.2 pF试验合格，而末屏对地的介质损耗因数为3.16%，电容量Cx为398.6 pF，介损值超过标准规定tgδ<2%，判断为末屏受潮，随后与厂家一起对末屏进行检查时，发现密封圈密封不良，引起末屏主绝缘圈受潮，于是对绝缘圈进行热风干燥，并更换密封圈处理后，又重新进行试验，末屏对地的介质损耗因数为0.734%，电容量Cx为398.7 pF试验合格。
这种型号套管的末屏接地方式，是通过末屏引出铜螺杆与末屏罩之间通过内螺纹连接并通过末屏罩外螺纹形成固定接地，如果套管末屏罩在拧紧过程中末拧紧或拧力度过大，也会造成接地、密封不良而引起的事故隐患。
3 得到的结论
通过以上三起变压器套管末屏装置缺陷和异常情况，所以加强对油浸电容式套管绝缘试验和油的色谱分析监督，发现异常时应及时进行检修与维护，减少并杜绝套管事故是十分重要的应加强对变压器套管末屏日常运行维护工作。
①110 kV及以上电压等级的变压器套管末屏在进行交接和预防性试验时应进行重点检查，发现异常情况及时进行处理。
②油中溶解气体色谱分析是发现充油电气设备内部故障的有效手段。
③变电运行人员在巡视设备时，还需注意变压器套管末屏装置是否出现渗漏和油污现象，末屏处有无异常间歇放电情况，另外，检修试验人员可以利用红外装置对设备进行测温，增加对末屏位置的测量，发现异常应及时处理。
④加强安装、检修和试验人员的培训，充分了解各种末屏装置的结构，避免由于人为因素造成工作过程中对末屏的损坏，坚持使用专用工具，同时在安装、检修和试验工作结束后及时将末屏接地复位，检查是否接地良好，有末屏盖应放好密封圈， 拧紧末屏盖，防止末屏进水受潮。
4 结 语
110 kV及以上的变压器套管末屏缺陷可造成严重危害，在实际运行中，工作人员应掌握缺陷出现原因，及时检修并对应处理，从而保证用电安全。
参考文献：
[1] 姚荃，韩海军，赵朋，等.变压器套管末屏接地装置常见故障及判断方法 [J].河北电力技术，2015，34（6）：56-58.
[2] 杨坡，孟庆大，王建伟，等.变压器套管末屏接地缺陷分析及改进措施 [J].华北电力技术，2015（5）：61-65.
变压器高压套管介损异常数据分析 篇4
变压器高压套管是变压器的重要组成部分,它的作用是将高压引线从箱体中引出,并起到绝缘作用。由于高压套管在运行中的工作条件是严厉的,所以常常因逐渐劣化或损坏,导致电网事故,而测量变压器高压套管电容量和介质损耗因数是提取设备状态量的重要例行试验项目,根据套管的介质损耗正切值tanδ和电容量的变化可以比较灵敏地反映出套管绝缘劣化、受潮、电容层短路、漏油和其他局部缺陷。生产运行中,由于变压器高压套管的异常缺陷、高压套管的结构原因,以及现场测试中受到的外界电磁场干扰、空间干扰和引线分布电容、绕组杂散电容等因素,导致介质损耗正切值tanδ和电容量有多种变化关系,会造成测量上的偏差及分析上的误判断。
为此,结合几例变压器高压套管现场介质损耗值与电容量实测值的变化关系,分析引起数据异常的原因,并提出有效的解决及防止措施,确保变压器在电力系统中安全可靠的运行。
1 变压器套管主屏介质损耗正切值tanδ增大
1.1 tanδ增大,电容量CX增大
某供电局110k V主变A相油纸电容型套管,型号BRL2W-110/600,额定电容量为280p F,例行试验数据如表1所示。
依据Q/GDW《输变电设备状态检修试验规程》:11066k V及以上高压套管主绝缘电阻不应低于10000 MΩ,末屏对地绝缘电阻不应低于1000 MΩ,油纸电容型套管介损tanδ不大于0.7%,电容量初值差不超过±5%。从表1可以看出,本次例行试验各项测试值虽然均未超出规程规定,但与交接数据相比,变化已经非常明显。
综合分析:结合高压套管油样分析,得出引起数据增大的主要原因是套管密封不良,受潮。
处理方式:经过现场解体,对套管电容芯进行烘干,处理套管引线接头处密封问题,并恢复套管各拆解部分,重新安装至主变,并进行测量,数据如表2所示。
1.2 tanδ增大,电容量CX无明显变化
某局110k V变电站1号主变于2007年2月9日投运,型号为SSZ10-25000/110GYW2,设备厂家:特变电工新疆变压器厂。110k V套管为上海WMB互感器有限公司生产,型号为COT55O-800,出厂日期为2006年10月。
2011年3月,该局对1号主变进行例行试验,发现110k V套管电容量CX与交接试验数值相比没有明显变化,套管主屏介质损耗正切值tanδ却明显异于交接试验值,其数据如表3所示。
在2008年4月,1号主变交接投运时试验数据如表4所示。
从表3、表4的数据可以看出,B、C、O三相套管的电容量与交接值比较变化很小,A相不变,而且与额定值的差值在规程要求的范围内,但介损值与交接值比较增大很多,如A相增大近3倍,B相增大近4倍,C相增大近2倍,并且全部超过标准。包括末屏绝缘电阻在内的其它测试值均正常,重复试验并更换仪器得到的测试值没有明显变化,而且套管内部的油不能取出(厂家承诺),所以无法通过油样分析对套管绝缘的状况给出肯定的结论。
综合分析:产生异常数据的主要原因,是将军帽密封不严,导电杆螺母(销钉)生锈,在螺母底部导致销钉与高压套管小油枕接触面及内电容屏间生成一个附加电阻,随着锈蚀的严重化,附加电阻也会逐渐增大,在套管的等效电路中将会使等值电阻降低,从而使电容性套管的介质损耗增大。等效电路图如图1所示。
注:R1-套管的等值电阻;C1-套管的等值电容;R2-由于锈蚀产生的附加电阻。
当电介质一定,外加电压及频率一定时,介质损耗P与介质损失角正切值tanδ成正比,所以在一定试验条件下,完全可以用介质损失角正切值tanδ来表征介质损耗P,其表达式如下:
附加电阻产生并增大,等效电路中的等值电阻将会减小。附加电阻产生的功率损耗较大,会导致该1号主变110k V套管例行试验数据较上个周期数据介质损失角正切值tanδ成倍增长,而电容量变化不大。
处理方式:松开高压套管将军帽固定螺套,清洁固定导电杆的螺母及与螺母相关的接触面,更换高压套管引流线与套管油枕之间销钉(改进型,带弹簧放松装置)。
1.3 tanδ增大,电容量CX降低
1.3.1 漏油所致
某局110k V变电站1号主变,110k V侧高压套管型号BRLW-110/630-3,南京电瓷总厂2000年12月生产,2001年12月投运。
2004年预试试验中发现C相套管介质损耗正切值tanδ和电容量CX实测值均比上个周期及交接值偏大,测试数据如表5所示。
从表5可以看出,2004年C相高压套管介质损耗正切值tanδ增长近一倍,电容量CX降低,电容量误差值严重超标。由于包括末屏绝缘电阻在内的其它测试值均正常,且A、B相高压套管测试值均正常,所以只能通过油样分析对套管绝缘的状况做进一步判断。在C相高压套管取油样时发现无法取出,随即松开套管顶部小油枕补油孔螺母,发现小油枕油位迅速下降,直至看不到。
综合分析:通过油样试验分析判断套管不存在受潮、电容层短路等放电现象,套管电容油合格,由此判断C相高压套管漏油出现虚假油位,套管顶部进入空气,导致介质损耗正切值tanδ和电容量CX实测值均增大。
处理方式:通过补油孔给C相套管补充合格的绝缘油,测试数据恢复正常。
1.3.2 套管结构改变导致
某局110k V变电站2号主变110k V侧套管为上海WMB互感器有限公司生产,型号为COT55O-800,2008年3月,该局对2号主变进行例行试验,发现110k V套管A、O相主屏介质损耗正切值tanδ与电容量CX测量值明显异于历年试验值,其数据如表6所示。
比较表6与表3、表4的数据发现,同样型号及生产厂家,虽然数据都存在异常,但前文中高压套管处理前后电容量没有明显变化,而表6中A、O相套管主屏介质损耗正切值tanδ增大,电容量CX测量值却降低。由于COT55O-800这类套管厂家承诺,无法取油样,套管油位显示正常,为此初步分析产生异常数据的主要原因,可能是将军帽密封不严。螺母松动时,在螺母底部与接触面间可能存在空气间隙或油间隙,在测试过程中增加了附加电容,导致介损tanδ增大,电容值CX降低。
建立正常高压套管等值电路图以及套管存在空气间隙及油间隙时的等值电路图,由于附加电容的增加,此时测量得到的C总和tanδ总值分别为:
可以看出由于C2的引入使CX>C总,测得的电容值明显减小,介质损耗正切值tanδ增大。
处理方式:松开高压套管将军帽固定螺套,清洁固定导电杆的螺母及与螺母相关的接触面,更换高压套管引流线与套管油枕之间销钉(改进型,带弹簧放松装置)。
2 变压器套管主屏介质损耗正切值tanδ出现负值
高压电容型套管现场测试中,测试标准电容器自身损耗以及外界电磁场干扰、空间干扰和引线分布电容、绕组杂散电容、套管瓷套及末屏小套管的脏污和潮湿等多种因素也可能引起变压器套管介质损耗正切值tanδ出现负值现象。另外,对未安装到变压器上的套管测试时,套管法兰接地不良也会导致试品tanδ出现负误差,甚至出现负值。
由于近年来使用的各类变频电桥能够很好地消除外界电磁场干扰带来的测量误差,因此,出现介损负值现象时应尽可能从空间干扰和套管瓷套及末屏小套管的脏污和潮湿等因素进行分析。
套管介损tanδ测试值出现数据异常时,不应该采用加装屏蔽环的方法消除表面泄露带来的测量误差。因为套管加装屏蔽环后,改变了原来的电场分布,导致相角发生变化,使得tanδ测量值比试品的实际tanδ值偏小,出现比试品实际介质损失偏小的测量误差,甚至出现负值现象。
3 结语
在现场中应根据实际情况充分考虑各类因素的影响,以消除不必要的测量误差,提高测试工作的准确性,真实反映套管绝缘状况。为此给出以下建议:
(1)由于被试品在运行中存在不同的缺陷类型和干扰因素,因此应综合考虑分析,不能单凭某项数据的异常,判断设备的绝缘状况,应排除类似干扰,做出准确判断。
(2)在设备选型时,要在设备表面采取防污闪的措施,并且要选择密封良好的设备,防止水分、污染物的进入给设备试验判断带来干扰。
(3)现场实际中要多积累经验,不断提高分析异常数据的能力。
摘要：根据对变压器高压电容型套管介质损耗值与电容量测试值的多种变化关系,分析引起测试数据异常的原因,建立相关模型,并对预防及处理这类异常情况提出建议。
关键词：变压器套管,介质损耗,数据异常,原因分析
参考文献
[1]陈化刚.电气设备预防性试验方法[M].北京:中国水利电力出版社
变压器高压套管 篇5
关键词：变压器,套管,更换
0 引言
江南某电厂一台SFPB-240000/220主变,高压220k V级套管因为局部过热,致使穿缆和套管内部出现烧损故障。烧损后用户要求将原穿缆式套管换成导电杆式套管。众所周知,穿缆式套管装配是将高压引线电缆直接穿过套管完成装配,变压器内部无机械连接。导电杆式套管则不然,其需要在变压器内部进行机械连接,即高压绕组出头通过接线头与套管下部的接线板采用紧固件完成连接。为了描述套管的装配情况,现用计算机模拟出穿缆式套管的装配图样,详见图一。从图一中知道人孔可以代替手孔,但是绝缘护筒完全妨碍了进行机械连接的操作。要实现导电杆安装,就必须去短或去掉绝缘护筒,那么去短或去掉绝缘护筒后,不同部位的绝缘距离是否满足变压器的安全运行要求,成为本文技术分析的主要内容。
1 不同部位绝缘距离的工程计算
为了计算分析方便,对要更换的导电杆式套管装配后的情况,利用计算机进行了仿真式描述,详见图二。对图二中的相关尺寸进行了测量并记录在表1中。
1.1 均压球对本相线圈P点绝缘距离的计算
从图二中知道,P点是均压球对本相线圈的最近距离点,P点到绕组首头的高度尺寸见表1中L6,根据资料记载此处高压绕组的匝数为156匝,高压绕组总匝数为709匝,P点工频试验时的电位
Up=156*395 k V/709=86.9 1k V。
L7'的绝缘距离按下式计算。
L7'=Up*0.8mm/k V+裕度=86.91k V*0.8mm/k V+40mm=110mm。
1.2 套管油中下瓷套C点到高压侧盖开孔处的绝缘距离计算
从图二中知道,L1是套管油中的爬电长度,其尺寸见表1。C点是到开孔处的最小距离,其尺寸见表1中L3,C点的爬距见表1中L2,试计算C点在工频试验时的电位Uc
U c=L 2/L 1*工频试验电压=433/1000*395=171k V
a.在取消绝缘护筒的情况下,工频试验时C点到高压侧盖开孔处的绝缘距离L3'按下式计算
L3'=Uc*1mm/k V+裕度=171 k V*1 mm/k V+20mm=191mm。
b.在保留绝缘护筒情况下,工频试验时C点到高压侧盖开孔处的绝缘距离L3"按下式计算
L3"=Uc*0.8mm/k V+裕度=171 k V*0.8 mm/k V+20mm=157mm。
1.3 均压球表面覆盖皱纹纸5mm厚,对不同电极部位的绝缘距离计算
a.均压球到平面的绝缘距离按下式计算
L4'=工频试验电压*0.8mm/k V+裕度=395 k V*0.8mm/k V+20mm=336mm
b.均压球到R5圆角的绝缘距离按下式计算
L5'=工频试验电压*1.25mm/k V+裕度=395 k V*1.25mm/k V+30mm=524mm
现将以上计算结果一并列于表1,通过与实测距离比较分析,均满
足变压器安全运行的要求。根据计算结果对于绝缘护筒只是去掉了遮盖均压球的那部分,保留部分详见图二,这样既满足了装配操作,也保证了C点到高压侧盖开孔处的绝缘距离。
2 工艺技术要求
2.1均压球表面覆盖的皱纹纸型号为CREPE-0.65x550,要求包覆完毕后必须进行真空干燥、真空浸油保养;
2.2所有用到的电缆纸、皱纹纸及收缩带等绝缘材料均要进行真空干燥处理后才能使用;
2.3绕组出头与套管连接处选用铜质或者不锈钢材质的紧固件;
2.4更换套管后变压器后续处理,必须满足220k V级真空干燥和真空注油的要求;
2.5注入的变压器油击穿电压Ub≥40k V,tgδ(90℃)≤0.5%,含水量≤20ppm。
3 结束语
通过这次用导电杆式套管的成功更换,使我们积累了一些经验。笔者认为对于上世纪220k V级中部出线的变压器,经过技术分析确认,是能够用导电杆式套管替代穿缆式套管的。不过,一旦变压器套管需要更换新套管时,笔者还是认为尽量采用同结构套管。
变压器高压套管 篇6
1 变压器高压套管预防性试验
作为电力变压器的重要组成部件, 变压器高压套管主要起绝缘和机械支持作用。高压套管具有以下特点: (1) 是电气绝缘结构中唯一既有外绝缘又有内绝缘的装置; (2) 电场复杂; (3) 作为变压器主要组件的高压套管, 其结构紧凑、尺寸小, 同时又是有机、无机、液体和固体材料的组合绝缘结构; (4) 存在导体发热、介质损耗、热击穿和密封性等问题。
高压套管一旦存在缺陷将严重影响主变的安全、可靠运行, 因此对套管的检修时间、环境温湿度、施工现场安全管理等方面都有很高要求。预防性试验规程中对高压套管预防性试验的“主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻测量”和“主绝缘及电容型套管对地末屏tanδ与电容量测量”项目规定如下。
1.1 主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻测量
主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻测量应采用2500V兆欧表, 按规程要求应为: (1) 运行满3年; (2) 变压器套管、电抗器套管在变压器、电抗器大修后; (3) 红外测温发现套管发热, 套管油位不正常或气体压力不正常。更重要的是变压器套管、电抗器套管的试验周期应跟随变压器、电抗器的运行情况确定。主绝缘的绝缘电阻值一般不应低于下列数值:110kV及以上电压等级的, 电阻值为10000MΩ;35kV电压等级的, 电阻值为5000MΩ;而末屏对地的绝缘电阻值则不应低于1000MΩ。
1.2 主绝缘及电容型套管对地末屏tanδ与电容量测量
主绝缘及电容型套管对地末屏tanδ与电容量测量, 按规程应为: (1) 运行满3年; (2) 变压器套管、电抗器套管在变压器、电抗器大修后; (3) 红外测温发现套管发热, 套管油位不正常, 20℃时的tanδ (%) 值应不大于附表中数值。对于电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时, 应查明原因。当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时, 应测量末屏对地tanδ, 其值不大于2%。测量变压器套管tanδ时, 与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压, 其余绕组端子均应接地, 末屏接电桥, 正接线测量。
2 设备缺陷情况
2008年12月8日, 韶关供电局在对110kV某站2号主变进行常规预防性试验时, 发现2号主变存在以下缺陷:高压侧B相、N相高压套管测量端子的盖子无法拧开, 导致不能进行末屏绝缘、套管介质损耗角正切值tanδ及电容量测量试验。
该站2号主变型号为SSZ10-40000/110 (H3) , 2006年4月投运, 额定容量40/40/40MVA, 额定电压121±8×1.25%/38.5±2×2.5%/11kV, 额定电流191/600/2100A, 联结组标号Ynyn0d11;2号主变有载分接开关型号为Ⅷ350Y-76-10193WR;高压侧B相高压套管型号为BRDLW1-126/630-3, 额定电压126kV, 额定电流630A, 油号10GBX。
3 缺陷处理及原因分析
对于电容式高压套管而言, 正常运行时其电容末屏通过测量端子 (试验抽头引出装置) 接地, 其铜螺杆与电容末屏接地引线通过锡焊焊接。正常运行时, 该接地装置利用套在铜螺杆尾部的扩张弹簧压迫套在铜螺杆头部的接地铜套, 以使其与测量端子铸铝接地底座紧密接触, 电容末屏得以可靠接地;试验时, 试验人员可利用外力将铜套向内推进, 断开其与铸铝底座的连接面, 便于套管绝缘测试。
现场检查发现, 110kV某站2号主变高压侧B相、N相高压套管测量端子密封良好, 不存在进水受潮导致腐蚀的情况, 分析判断存在两个可能造成测量端子异常的原因。 (1) 机械原因。由于测量端子的盖子和底座为铸铝材质, 如在安装拧入时稍有位置不正即易造成螺纹滑牙, 导致盖子无法拧开。 (2) 电气原因。由于套管末屏试验抽头长期接地不良, 放电导致测量端子内部接地铜套、底座烧融腐蚀, 导致盖子无法拧开。测量端子使用扩张弹簧压紧以保证铜套与铸铝接地底座可靠连接, 因此弹簧疲劳导致其压力不足、铜螺杆与铜套接触面粗糙、铜螺杆配合不良等均可能引起铜套接地不良造成的放电缺陷。该缺陷如不能及时发现处理, 极有可能导致高压套管损坏。经了解, 此类缺陷在电力系统中多次出现, 该局500kV某站500kV乙线C相和A相高抗高压侧套管也分别于2003年12月和2008年3月发生过类似的末屏接地异常缺陷。
收到缺陷报告后, 生产技术部门立即组织高压套管测量端子备品到站更换。在整体拆除了已经损坏的测量端子后, 采取了临时的封闭措施以免套管绝缘油大量渗漏, 在对末屏接地引线与端子铜螺杆进行锡焊焊接后安装了新的测量端子。消缺后高压侧B相、N相高压套管各项试验数据均正常。通过解剖检查拆下的测量端子, 发现其内部存在火花放电痕迹, 由此可判断本次高压套管测量端子异常缺陷是由于端子铜套接地不良引起局部放电造成的。
4 反事故措施
针对设备运行、试验及消缺处理过程中暴露的一些问题, 建议采取适用的反事故措施。
(1) 在每次打开该类型电容式高压套管测量端子的盖子进行试验时, 不得使用尖利的螺丝刀等推动铜套, 以保证铜螺杆与铜套接触面的光滑度;恢复运行前应检查铜套是否活动自如、表面粗糙程度是否良好, 并测量其接地是否正常。
(2) 每次进行该类型电容式高压套管的预防性试验后, 拧紧测量端子的盖子时要注意对正螺纹位置, 不正时不得大力拧紧, 以免造成螺纹滑牙导致盖子无法拧开。
浅析变压器套管检修与维护 篇7
关键词：变压器套管,引线,油样,膨胀器,接触电阻,绝缘层
变压器作为一种电力设备, 担负起了电能的传输、终端分配以及电压变换等方面。如果在变压器高低压侧套管中出现了故障或者存在一定的缺陷, 就有可能影响到供电的可靠性, 甚至有可能威胁到其安全的运行。对于地压侧套管来说, 其结构相对简单, 维修较为方面, 并且不会花费较多的检修时间。而高压侧套管的结构较为复杂, 检修存在一定的难度, 并且需要较长的维护周期。因此, 在进行维护与检修套管的时候, 我们需要尤其的注意套管事故的防范与杜绝。
1 套管出现故障的原因
在进行套管的故障分析的时候, 我们归纳出了以下的几点原因:
1.1 当水分被吸收进入了套管表面的脏污当中, 就会降低绝缘电阻, 最终就会导致闪络的现象出现, 引起跳闸。
此外, 闪络也会导致套管的表面。在脏污吸收了水分之后, 会提高套管的导电性, 不仅会引起表面的闪络现象, 严重的时候会导致泄漏电流的增加, 套管发热, 就会使得瓷质出现损坏的现象, 甚至是将套管击穿。
1.2 套管的胶垫不具备密封的功效, 油纸电容式套管顶部密封
不良, 就有可能出现进水现象, 从而导致绝缘被击穿, 套管下部没有进行良好的密封, 就会出现渗油的现象, 最终引起油面出现下降。
1.3 由于没有对套管的油标管进行脏污的清理, 就会影响每一年当中的预试采样, 最终出现亏油。
1.4 人为因素的破坏。
在进行套管的大修的时候, 由于没能够将控制彻底的抽出。当在高电场的作用之下进行运行, 就会出现局部放电的现象, 严重的时候可能引发事故。另外, 没能按照规范进行套管头部的安装。例如:防雨帽与导线头不能紧密的接触等, 都可能增大接触电阻, 使得引线接头烧结、发热。
在进行运行分析的时候, 我们很容易发现出现缺陷的原因:其一, 在设计套管当中, 存在一定的薄弱环节;其二, 由于检修人员在作业当中造成的人为因素。
2 减少套管故障的主要措施
2.1 首先, 运输应注意的问题
起吊的时候, 尽量保持速度缓慢, 避免与其他的物体想碰撞;在直立吊装过程中, 需要使用法兰盘上面的吊耳, 并且将套管的上部使用麻绳进行固定绑扎;在套管的直立是, 不能够是任何部位碰触地面;在运输套管的时候, 需要使用专门的祥子。安装法兰处应有两个支撑点, 在上端无瓷裙部位设置一点支撑, 在尾部也要设支撑点, 并且使用软物包裹好支撑点。在箱中, 也需要将套管固定好, 避免因为运输而带来损坏。
2.2 安装应注意的问题
对于套管的型号要进行仔细的核对, 油化、电气试验是否符合标准;油面是否符合要求, 瓷套有无损坏的现象出现;检查引线头焊接情况;安装套管要遵守起重操作规程。
2.3 相关人员应注意的问题
2.3.1 检修预试人员, 拆接末屏小套管引线时, 应防止导杆转动或折断, 试验后应恢复原状;
2.3.2 采油样人员作业后, 应拧紧采样堵;
2.3.3 检修人员应观察套管油位并及时补油, 并定期进行套管清扫, 使其保持清洁;
2.3.4 电容型套管的抽压和接地运行的末屏小套管的内部引线如有损坏应及时处理, 运行中应保证末屏良好接地;
3 套管在运行中缺陷的处理
套管出现缺陷的主要原因有以下几点:其一, 人员在进行检修的时候操作不当或者是产品质量本身就存在缺陷;其二, 在套管出厂之前或者是检修当中, 没能够将套管当中的控制彻底的抽出;其三, 说使用的胶垫没能够达到质量规定的标准, 或者是使用的时间较长导致出现了老化现象;其四, 不合理的套管结构;其五, 在导线的连接部位当, 接触电阻较大, 从而导致出现局部过热的现象。
我们通过主要的缺陷, 针对性的制定出相应的措施:
3.1 针对套管的油样不符合规范标准等缺陷当中。可以严格的检查新进的套管, 尽量避免因为因为因素而引起的破坏。
3.2 出现了渗油或者是有气体进入套管的现象, 需要将损坏的胶垫替换掉, 确保不再出现渗漏现象。
3.3 套管头过热时, 可以使用银铜的接触来替换铜铝的接触, 从而减少氧化作用的出现。
此外, 在引、拆、接的时候, 需要对各个部位的连接进行严格的检查, 从而将接触电阻降至最低, 避免出现过热的现象。
变压器在运行中, 由于各种原因, 油纸电容式套管有时会发生故障或缺陷。
对此, 检修维护人员应当做到:利用一切停电机会检查套管, 及时处理缺陷, 消除隐患;采用高科技产品导电脂, 降低接触电阻, 防止套管头部高热烧结;严把质量关, 所购检修维护材料均经有关方面验收认可;提高检修工作人员专业技能, 确保检修质量。
参考文献
[1]郭兴海.浅谈变压器套管的故障与维护[J].中国新技术新产品, 2008 (12) .
变压器套管更换工程施工研究 篇8
关键词：变压器套管,更换,施工
0引言
变压器套管主要将 变压器内 部高、低压引 线引到油 箱外部, 它不仅可以固定引线, 使引线对地绝缘, 而且还是变压器载流元件之一。在变压器运行中, 套管长期通过负载 电流, 当变压器外部发生短路时通过短路电流。因此, 变压器套管要具有规定的电气强度、足够的机械强度、良好的热稳定性, 能承受短路时的瞬间过热, 密封性能好等。长期运行中的变 压器, 其套管由于制作工艺不良或受运行环境影响会发生故障。当故 障严重时, 应及时停运主变, 对套管进行更换, 否则故障进一步扩大将会破坏电网的安全稳定运行。
1施工过程
1.1施工前准备
首先认真查看施工计划, 掌握工程整体 进度, 然后做好 施工场地、技术、工器具、机械设备、材料及人员配置等 方面的准备工作。
施工场地需布置好安全围栏, 安排好吊车在施工时停放的位置;技术准备则要按规程、厂家安装说明书、图纸、设计 要求及施工措施对施工人员进行有针对性的交底;机具的方面需要真空滤油机、真空泵、绝缘电阻表、万用表、温湿度计、抽真空注油软管、力矩扳手、尼龙 吊绳、干燥空 气 (氮气) 、大油灌、烤箱等;施工材料需准备密封圈、干燥空气、干燥剂硅胶、白布带、螺栓等。
1.2施工内容 (以日本三菱变压器为例)
1.2.1主变放油
如图1所示, 主变放油前关闭V1、V4阀门, 打开V2、V3、V31、V32、V41、V42、V43阀门, 将干燥空气由油枕注油阀门注入主变, 并通过真空滤油机将油排出。
放油时应注意:空气露点小于-40℃时, 满足要求后才可启动干燥空气发生器;绝缘油要排出至绕组上部位置;低压套管侧的无载调压油箱的油要全部排出。
1.2.2套管更换
首先新套 管更换前 , 应安排套 管介损、绝 缘等试验 项目 , 试验合格 后方可使 用 ;其次施工 人员进入 变压器内 部拆除套管 内部接线 , 取出套管 , 清洁法兰 及垫圈槽 坑。最后 套管吊装 , 打开套管 包装箱 , 检查套管 瓷件有无 损坏 , 并清洁瓷套 表面。再 用1000V摇表测量 套管绝缘 电阻 , 其阻值应大 于1000 MΩ, 给套管上 垫圈及垫 圈槽涂上 密封剂 , 确认套管油位 表的方向 , 慢慢地用 吊车把套 管吊起至 低于法兰1~2 mm时 , 插入螺栓 并临时收 紧 , 确认垫圈 在正确位 置后收紧螺 栓。若更 换低压套 管 , 则需在低 压套管下 方搭设检 修平台。
1.2.3引线连接及内部检查
进入变压器内部工作, 线圈及铁芯暴露 在空气中, 因此必须选择晴天, 其相对湿度不得大于75%, 内部工作时, 应从打开的人孔盖通入干燥空气, 保证内部含氧量不低于18%。打开器身人孔盖, 并清洁人孔盖法兰周围。工作人员必须穿戴厂家带来的专用工作服、鞋袜、帽, 身上不得带任何手饰、打 火机等物品。带入变压 器内部的 工具及材 料必须登 记, 并用白布 带扎好。工作结束后, 确定无工具材料留在内部。
1.2.4抽真空
如图2所示, 抽真空作业首先除去油 枕的连接 管, 连接好主变本体、真空泵、集油箱之间的管路, 再检查真空泵的真空油位, 确定真空泵油无杂质水分后, 关闭V1、V4、V41阀门, 打开V21、V22、V23、V24、V3、V31、V32、V42、V43阀门, 启动真空泵, 抽至真空度 为0.1 Torr并保持72h, 然后进行 真空泄漏校验。
其次对每个油罐中的变压器油进行过滤, 并取油样检验合格后方可注入变压器内部, 在油务处理过程中, 要防止受 潮和灰尘进入油中, 以保证油的质量。
1.2.5真空注油及热油循环
真空度达到标准后可进行真空注油, 直到真空注油到达顶部油箱, 将滤油机停止。注油时真空度 保持小于0.1Torr, 油温保持50~80℃, 一般为60℃。关闭V21阀门及真空泵, 滤油机缓慢运作, 当复合表计方向在“0”位置或正方向时, 油位到达高压套管座, 除去喉接, 将油枕的连接喉接上, 打开V1阀门, 然后注油至油位表油位在6~7, 关闭V3阀门, 用氮气填 充油枕胶囊 (0.01~0.02 MPa) 并在油枕顶部位置释放空气, 再检查油分解电压大于60kV/2.5 mm间隙。将滤油 机温度调 整到50~60℃, 对主变绝缘油进行72h以上的热油循环。
2施工措施
2.1技术措施
施工前要检查所需设备、材料的质量及数量是否符合安装规定;施工过程要按设计图纸和厂家安装说明书以及安装验收规范进行, 禁止擅自 修改图纸, 如有改动, 必须经有 关部门同意, 并且改动图纸要做好记录, 此外施工过程中要做好资料 收集和记录;施工结束后要严格按电气设备交接试验标准进行试验;整个施工过程中, 各施工人 员应认真 负责, 按施工技 术要求, 保证安全、高质、高效完成工程。
2.2安健环控制措施
施工前, 技术负责人应向所有参加施工人员进行现场安全技术措施交底。
进入现场人员须戴好安全帽;严禁在变电站户外高压场地和控制室、高压室、电缆夹层等室内设备区域吸烟;高空作业时要系上安全带;上下传递物件、工具时应用工具袋装好;在高温或低温等恶劣环境下工作时, 要有足够的防护设施;使用打磨机具和火焊时应正确佩戴防护眼镜;使用电焊施工人员应佩戴有护目镜的面罩;施工车辆在站内行驶速度不得超过5km/h, 并且不得停放在电缆沟盖板上;使用吊车时注意与带电设备保持有足够的安全距离。
部件安装时, 要充分考虑部件的重量、作 业半径和 安装高度, 用有充分余量的吊车进行吊装;吊装作业必须由起重 工专人指挥, 专人监护。所有作业人员持证上岗。
作业现场必须做到“三不乱”, 即电线不乱拉, 管道不乱放, 杂物不乱丢, 始终保持现场整齐、清洁, 做到设备、材料、工具摆放整齐, 现场卫生一日一清理, 确保站内通道安全畅通。
3结语
变压器高压套管 篇9
变压器用油浸电容套管易受高介电及热应力影响,套管绝缘故障是引起变压器故障的主要因素之一,研究表明套管绝缘故障占到变压器故障的40%,有些故障甚至会引起火灾,导致严重事故。而套管故障的产生都是一个渐进过程,对套管绝缘进行监测可以有效预防和尽早发现套管故障[1]。
利用传统的离线测试来探测套管绝缘变化需要较长的测试周期,而且需要断网停电。变压器套管绝缘在线监测装置能够实时在线监测套管绝缘状况,有效避免或减少套管绝缘故障引起的变压器停运,具有巨大的经济效益。
1 套管绝缘状况的主要参数
电介质在电场作用下,由于电导和极化现象的存在而产生能量损耗,统称为介质损耗。在外加电压、频率一定时,介质损耗与介质的等值电容和介质损失角正切值tanδ成正比,而tanδ值仅与绝缘材料性质有关,与绝缘材料的尺寸大小和形状无关,它是一定状态下电介质的固定值,因此可以通过在线测量电介质的电容量C和介质损耗因数tanδ,来判断其绝缘状况。
2 电容量和介质损耗因数的检测原理与方法
套管绝缘在线监测装置通过电压互感器(PT)提取标准电压信号,通过电流传感器引取套管末屏电流信号,然后用傅里叶变换滤掉干扰成分,分离出信号基波,再对电压检测信号和电流检测信号进行矢量运算,计算出套管绝缘的介损值和电容量[2]。
以PT电压信号U为参考轴,将套管的末屏电流信号I分解成水平分量Ir和垂直分量Ic,如图1、2所示。
式中,P为被测试品的有效功率;Q为被测试品的无功功率。
式中,C为三相电容(F);f=50 Hz;U为PT电压。
3 套管绝缘在线监测装置的特点
(1)实时获取监测数据,并能够剔除虚假数据;
(2)能够根据检测数据有效判断套管的状况,并对潜伏性故障进行预警;
(3)在线监测装置与一次设备的连接安全可靠,并可在不停电的情况下对监测装置进行检修和维护;
(4)应具有较强的抗干扰能力和良好的电磁兼容性能;
(5)装置中配有雷电保护装置。
4 影响套管绝缘监测结果的主要因素以及结论判断
影响套管绝缘在线监测装置检测结果的主要因素包括3个方面:传感器自身的误差、环境因素和偶然因素。
4.1 传感器的影响
传感器是整个在线检测装置的信号输入端,担负着信号提取的任务,信号的质量严重影响在线检测的数据。传感器通常安装在变压器本体上,处于强电磁环境中,容易受到电磁干扰;同时传感器为户外安装,容易受到各种环境因素的影响。为了能够准确获得检测信号,传感器应该满足以下要求:
(1)应具有较强的抗干扰能力和良好的电磁兼容性能。
(2)具有较高的灵敏度和良好的线性度。由表1可以看出,采集到的末屏电流信号比较微弱(毫安级),数值变化也非常小,因此需要传感器能够灵敏检测出末屏电流的微小变化。Q/GDW540.3—2010中明确规定,电容性设备绝缘在线监测装置的电流测量误差应满足±(标准读数×1%+0.1 mA)的要求。
(3)检测信号和输出信号之间的角差变化较小。在传感器线性工作区间和温度变化的极限范围内,其角差的最大变化值应小于±0.5'。
(4)传感器的接入必须保证套管末屏的可靠接地。在套管运行时,要求末屏可靠接地,若套管末屏的接地出现故障,存在烧毁套管的危险。安装在线监测装置后,末屏通过传感器进行接地,因此传感器的接入必须保证末屏的可靠接地。此外,传感器上还应配有雷电冲击保护元件。
(5)传感器应为有源传感器。无源传感器输出的信号通常只有几十毫伏,易受外界的干扰而失真。有源传感器能够对信号进行就地放大,有效增强输出信号,从而降低外界干扰的影响。
4.2 环境因素的影响
变压器套管周围环境温度、湿度每天都有周期性变化。绝缘材料的介质损耗因数与其本身温度有关,环境湿度则会影响套管表面的电场分布,从而影响介质损耗因数的测量值[3]。一般情况下,套管绝缘在线监测装置对同一套管检测的介损值一天内会有规律地变化。
由图3可以看出,三相套管介损值变化较小。由图4可以看出,9月3日的数据比其他几天的介损数据都要大,而9月3日为降雨天气,湿气较大,符合湿度越高介损值越大的规律。由图5可以看出,同一套管测得的介损值在一天内有规律地变化。
由此可见,温度和湿度能够影响在线监测的数据,但影响数据的变化范围不是很大并且有规律可循。当环境因素有显著变化时,不能单凭检测的套管绝缘参数的增大就认定套管存在故障,应正确看待现场因素给在线监测装置检测的数据带来的影响。
套管绝缘在线监测装置可以配有环境温度和环境湿度监测通道,将温度、湿度数据与介损数据一同存储,并根据温度和湿度的变化规律来判定套管绝缘状况,方法如下:
(1)因三相套管同时故障的几率很低,当三相套管的介损值同时变化且变化规律相近时,可以认为介损值的变化由环境因素变化而引起,套管存在故障的概率较小。
(2)由图4和图5可以清楚地看出,每天介损数据的变化是有规律的,且相近2天的变化规律和同一时间点的数据也比较接近,因此可以通过对比前一天的数据来判断套管的绝缘状况。当温度和湿度与前一天都比较接近时,若介损值显著变化,说明套管存在故障。
(3)通常一个地区每年的温度变化规律基本一致,可以比较不同年份相同日期的介损值来发现介损值的变化趋势。若某日温度与前一年的温度相差5℃或湿度相差20%,应该寻找前一年同月份温度和湿度相近的一天的介损数据进行比较。
4.3 偶然因素的影响
在线监测介损值时,在线监测的数据常常会因某些偶然因素的干扰而出现虚假点[4]。这些虚假点对数据的分析有很大影响,所以在绝缘诊断前必须对在线测得的数据进行预处理。
由图6可以看出,图中数据有一个突变的数据点,而该点之后的数据都为正常数据且符合介损数据的变化规律,由此可以判断该数据点为虚假点。
因此,在线监测装置需要根据正常状态下实际测量值来确定数据变化规律,若不符合变化规律就认为是虚假点。
一般情况下,套管绝缘在线监测装置每隔3 min就需要对套管检测1次并进行记录。时间越接近,温度和湿度就越接近,在相应的时间段内环境因素对在线监测数据的影响也就越接近。因此,可以选取前5组数据的平均值作为虚假点的替代值。
5 结语
虽然用电压互感器(PT)提取标准电压信号的检测方法在一定程度上受环境因素影响,但有规律可循,可以通过对比温度和湿度的变化规律来判定套管的绝缘状况。
摘要：介绍了套管绝缘状况的主要参数、电容量和介质损耗因数的检测原理与方法,概述了套管绝缘在线监测装置的特点,最后分析了传感器自身的误差、环境因素、偶然因素对在线监测数据的影响,以便排除干扰,避免发生误报警。
关键词：变压器,套管绝缘,在线监测
参考文献
[1]陈化钢.电气设备预防性实验方法[M].北京:水利电力出版社,1994
[2]钟洪壁.电力变压器检修与实验手册[M].北京:中国电力出版社,2000
[3]龙锋,王富荣,李大进,等.基于DSP的容性设备介质损耗因数在线监测方法[J].电力系统自动化,2004,29(19)