SF6绝缘电流互感器放电性缺陷带电检测方法的分析

SF6绝缘电流互感器的常规试验项目很少,难以诊断出内部的放电性缺陷.文中分析了SF6绝缘电流互感器放电性缺陷产生的原因,介绍了带电检测其放电性缺陷的方法和原理.结合一起SF6绝缘电流互感器的放电性故障,分析了超声波局部放电检测法和SF6气体成分分析法的特点:超声波局部放电检测法可以通过对比正常相和故障相的局部放电图谱,...     

500kV油浸倒立式电流互感器乙炔超标原因分析

正电流互感器是电力系统的重要电气设备之一,根据电磁感应原理,电流互感器将一次大电流转化为二次小电流(1A或5A),为继电保护、测控、计量等提供判断依据,是联系一次、二次系统的桥梁,其安全性能关系电力系统的可靠性。近年来,随着电流互感器运行年限的不断增加,电流互感器内部绝缘件老化、磨损、接触不良等情况越来越多,故障初期往往出现过热、局部放电等情况,若不注意,故障进一步恶化发展成放电故障,严重情况下会导致电流互感器爆炸起火,严重影响电网的正常运行。     

串级式电压互感器现场绝缘介损测试

电压互感器是电力系统的重要设备,从运行情况看来又是一个比较薄弱的环节。据资料介绍,近年来电压互感器事故较多,爆炸事故不少。现初步估计,故障原因有:匝间短路、端部绝缘滑闪放电、铁芯穿芯螺杆悬浮放电、绝缘支架不良、端部进水受潮等。从预防性试验中如何判断绝缘受潮及缺陷部位,对这种尾部弱绝缘结构的串级式电     

用气相色谱法分析诊断200MW机组电流互感器热故障

通过电气设备中气体的色谱分析诊断,能判明设备存在故障,更重要的是判明故障的性质,是过热性故障还是放电性故障及故障的大体部位是在裸金属还是介入了固体绝缘,从而进一步估计故障的危害性,以便及时采取措施,作出处理.邢台电厂200MW机组电流互感器就是在色谱的分析诊断中发现的热故障.现具体分析如下:     

油浸式电流互感器内部局部放电故障的诊断分析

介绍了一起油浸式电流互感器由于内部绝缘故障导致运行中油色谱分析不合格,通过油色谱跟踪分析、红外热像检测、高压介损、局部放电测量等有效技术手段,准确推断出故障的真实原因,并经解体检查发现了互感器内部存在局部放电故障。     

考虑雷电过电压作用的500kV SF_6电流互感器故障原因分析

笔者针对一起雷雨天气下2台500 kV SF6电流互感器在65 s内相继发生的主绝缘击穿故障,利用ATP仿真软件搭建了变电站及线路模型,计算了雷电过电压传导至故障电流互感器时的幅值,分析了侵入变电站的雷电过电压对SF6电流互感器故障过程的影响,并根据故障电流互感器的解体检查情况,推导了电流互感器的故障过程,找出了电流互感器故障的根本原因。分析结果表明:侵入变电站的雷电过电压没有将电流互感器直接击穿,但促使已存在绝缘缺陷的电流互感器主绝缘加速劣化;2台电流互感器故障的根本原因均为其L2侧第4个绝缘支撑件存在绝缘缺陷;此外,故障电流互感器玻璃钢绝缘筒绝缘裕度偏低,当内部SF6气体被污染时,容易造成玻璃钢绝缘筒内壁劣化烧蚀,并使之与电容屏之间产生放电,使电容屏表面形成烧蚀。最后,笔者对该型号电流互感器提出了质量管控措施,对在运同型号设备提出了故障预防措施。     

500 kV SF6电流互感器内部放电原因分析

分析一起500 kV SF_6气体绝缘电流互感器由于盆式绝缘子质量缺陷导致的内部放电故障,介绍该电流互感器的结构特性,推断内部放电故障发展过程,并从设备制造、试验维护、在线监测等方面提出防范此类事故的措施。     

220 kV电流互感器故障分析

某变电站一220 kV间隔U相电流互感器金属膨胀器发生异常顶起,通过油色谱分析,发现H_2体积分数严重超标,CH_4与CO体积分数与故障前相比明显增大,结合特征气体法与三比值法分析,认为电流互感器内部存在低能量放电,遂返厂进行诊断性试验。试验结果表明,绝缘电阻及电容量、介质损耗因数试验均合格,局部放电试验与油色谱分析数据异常,初步判定电流互感器器身内部存在绝缘缺陷。通过解体试验,确定了电流互感器故障原因为零屏铝箔开裂后边缘形成毛刺、尖角等不规则形状使该处场强畸变,导致运行过程中存在低能量放电,变压器油裂解产生气体,最终使金属膨胀器向上顶起。对电流互感器进行返修处理,重新包扎电流互感器一次绕组,试验合格后交付使用。     

220 kV倒置式电流互感器故障分析

某变电站一台220 kV倒置式电流互感器故障引起线路跳闸,通过分析发现是由于长期负压使电流互感器外部潮气从密封不严处进入本体,引起器身绝缘性能下降,最终造成短路放电故障.     

35kV干式电压互感器局部放电试验的探讨

介绍了35kV干式全绝缘、半绝缘电压互感器局部放电的试验方法,分析了全绝缘电压互感器主绝缘、纵绝缘两种局部放电试验方法的优越性和局限性,提出了全绝缘电压互感器全部进行主绝缘局部放电试验与少量抽测纵绝缘局部放电试验的观点.     

油中气体含量对电容型设备绝缘性能的影响研究

电容型设备在电力系统中应用广泛,其绝缘内部存在的气泡会导致局部放电的产生,使得油中溶解气体含量发生变化,进而导致放电的进一步发展,最终引发电容型设备的绝缘击穿,因此研究油中溶解气体含量对保证电容型设备的可靠运行具有重要意义。本文结合福建省内几起油浸电流互感器和套管故障的案例,分析了故障设备投运前后的油色谱数据,并与正常设备的油色谱数据进行对比,获得了故障设备与正常设备油中含气量的差异信息。研究结果表明,电容型设备,尤其是倒置式电流互感器对制造工艺的要求极高,任何绝缘处理工艺的缺陷都可能导致油纸绝缘表面出现气泡,造成产品质量缺陷;同时还提出进行互感器油中氧气含量监测,预防设备发生绝缘故障。上述研究可为电容型设备的生产单位和运行单位提供一定程度的参考。     

220kV变电站电流互感器故障分析

变电站电流互感器发生故障,会造成线路停电、变电站母线停电事故,针对两起变电站电流互感器故障情况,从油中溶解气体、电气绝缘试验方面进行分析,采用带电红外测温、介质损耗在线监测技术,确定故障类型,认为电流互感器内部存在局部放电缺陷是造成故障的主要原因,并提出处理措施。     

SAS-550型电流互感器事故分析

对贵州电网的多起SAS-550型电流互感器事故,通过现场检查、返厂解体、雷电侵入波相关性分析等手段进行探讨。检查发现电流互感器的玻璃绝缘筒内壁及电容屏外表面有放电痕迹,经分析是玻璃绝缘筒内部绝缘劣化而造成了绝缘击穿。该型电流互感器发生故障的现象及部位大体相同,导致事故多次发生的原因是产品设计和制造质量存在缺陷。     

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.     

电压互感器放电分析

为避免气体绝缘金属封闭开关设备和控制设备中的电压互感器在运行中发生击穿放电故障,确保安全运行,从油类污染、铁心夹带异物、气室中微水、铁磁谐振等诱因对电压互感器进行了放电分析,并提出了应对措施。     

一起油浸倒置式电流互感器故障分析及其防范措施

为了分析某550 k V油浸倒置式电流互感器发生故障的原因,对同型号同批次设备的绝缘性能进行了试验研究,结合试验后设备的解体情况和电场仿真模拟对故障原因进行了分析,并提出了相应的防范措施。结果表明,局部电场集中引起的局部放电和过电压作用造成的绝缘劣化是本次故障发生的主要原因。为有效避免此类故障的发生,需要对油浸倒置式电流互感器的出厂质量进行严格把控,同时对在运设备的绝缘性能进行定期检测,建立相应的跟踪对比数据库,并着重关注其承受过电压情况,这样可以对油浸倒置式电流互感器的绝缘劣化程度进行表征,以确保油浸倒置式电流互感器的稳定运行。     

电流互感器局部放电试验干扰的分析与抑制

电流互感器的可靠性影响到整个电网的安全运行,而电流互感器运行的可靠性,在很大程度上取决于其绝缘的可靠性,局部放电试验是检测电流互感器绝缘状况的重要手段。笔者详细分析了电流互感器局部放电的检测方法-脉冲电流法,以及局部放电检测的试验回路。针对局部放电检测易受干扰的情况,实测了现场各种干扰信号的图谱,通过对干扰图谱特点的分析,判别出干扰信号的来源,并采取相应的措施抑制干扰。     

一起500kV SF6电流互感器内部故障及分析

文中对河南郑州供电公司一起500 kV SF6电流互感器内部故障进行分析,判明事故原因为电流互感器内绝缘支撑件质量缺陷导致的绝缘闪络及制造过程中的机械损伤造成绝缘局部破坏导致内部放电,并对该类型电流互感器在制造、运输和维护检查中的若干问题提出了改进建议,目的是引起设备管理人员和厂家制造人员的重视,提高SF6气体绝缘电流...     

220 kV电流互感器故障原因分析

通过介绍220kV电流互感器绝缘结构、故障形成原因及故障诊断方法,同时列举了油中溶解气体含量超标及红外测温异常2个实例,提出了电流互感器事故预防措施,指出高压电流互感器的主要故障多由于受潮和放电,当试验结果出现异常时应进行综合分析判断。     

220kV电流互感器故障分析及防范措施

介绍某220kV电流互感器运行中出现的油色谱异常情况,分析该电流互感器的绝缘试验及局部放电试验数据,结合吊芯解体检查结果,认为铝箔及绝缘纸的皱褶是引发故障的主要原因,并提出相应的防范措施。