1100kV特高压油-气套管主绝缘及其金具附件结构校核计算

针对1 100 kV交流特高压电压等级油–气套管的研制尚属首次,需解决套管主绝缘芯体材料研制、芯体主绝缘设计及优化、套管大电流导体载流结构设计等关键技术。该研究侧重于1 100 kV特高压油–气套管主绝缘结构优化设计分析计算,确保在高电压作用下电场分布合理,且承载大电流而不存在局部过热区域。基于此,建立了特高压油–气套管三维有限元工装配件仿真计算模型,优化设计了套管芯体主绝缘结构使其轴向场强约为0.715 kV/mm,径向场强最大值为4.25 kV/mm,均能满足控制要求。合理设计了套管中心载流结构及两端部均压装置的拓扑结构,且中心载流导体涡流损耗修正系数为1.822。依据优化设计结构研制了油–气套管样机及配套工装结构,顺利通过各项型式试验。该结构设计兼顾变压器出线结构与高压组合电器GIS电气连接配套工装的加工安装,模拟特高压油–气套管全电压、全电流实验布置环境且可对其进行长时性能评估试验,具有良好的工程应用指导价值。     

极端环境温度下750 kV变压器套管运行油位过低问题分析与对策

变压器套管电容芯子完全淹没于其绝缘油对保证套管安全运行至关重要,为了解决运行套管在极端环境温度下(近-40℃)出现套管油位过低甚至无油位指示情形而导致的运行状态监测难题,提出采用设备油位曲线进行线性外推以近似确定套管内油位高度,进而确定套管电容芯子淹没状态,同时在此基础上采用适当减少变压器冷却器运行组数以间接提高油位指示策略。经现场2 a运行试验,效果表明分析方法与实现对策合理,从而提出了在极端环境温度下套管油位过低运行不需要停电补油也能保证设备安全的指导性建议。     

35kV多油断路器电容套管的泄漏电流试验

本文对35kV高压多油断路器的电容套管的泄漏电流试验方法和结果进行了探讨和分析,提出了在不同温度下测量泄漏电流的校正公式和较准确地测量电容套管泄漏电流的试验方法。     

油—油变压器套管在大型整流变压器中的应用

介绍了油—油套管应用于大型整流变压器的发展过程以及使用中要注意的地方。油—油变压器套管主要是用于油浸电力变压器、整流变压器通过中间过渡油箱,与电缆相连接的电流载流体并对变压器油箱及中间过渡油箱的外壳起绝缘作用。     

变压器套管油位异常的隐患分析及处理

针对变压器故障,通过变压器套管绝缘油色谱分析、油位检查、压力检查等检测方法,发现变压器套管存在的安全隐患,并根据氮气注油原理解决了变压器套管油位异常的问题,消除了安全隐患.     

基于改进SSD的变压器套管红外图像油位智能识别方法

为解决现有基于红外图像识别变压器套管油位存在的过于依赖温度信息、人工处理效率低下等问题,文中结合目标检测技术提出了一种基于改进单次检测器(SSD)的套管智能油位识别方法。通过引入SSD目标检测方法,检测红外图像中的套管区域,加入损失函数以改进SSD算法从而提高套管检测准确率,并进一步通过简单线性迭代聚类(SLIC)的应用实现了不依赖红外图像温度信息的油位检测。对比文中提出的基于红外图像的油位识别算法检测结果与人工油位检测结果,表明文中提出的算法不仅在效率上领先于传统的温度检测方式,且其误差较小,仅为0.08%。对比结果验证了所提算法在保证检测精度的情况下可大幅度提高检测效率,有效提升套管故障诊断效率和智能化水平。     

预防变压器10—35kV套管发热及渗漏油的措施

我国生产的大中型变压器10～35kV充油套管,在运行中套管中的油位往往低于油枕的最低油面,这样才能使套管内长期充满变压器油起到绝缘和散热作用。在安装和维护中如果施工方法不当,就会造成套管接头发热和向外渗漏油的不良现象。对这类缺陷必须采取有效的措施。     

运行与检修问答

<正> 【问】多油断路器的基本结构由哪些部件构成与少油断路器相比有何特点? 【答】多油断路器每相由高压电容套管、套管式电流互感器、静触头装配、灭弧室装配、导电横梁、提升杆及传动机构、油箱、框架、操作机构等部分组成。与少油断路器相比有如下优点:结构简单;可靠性较高;对气候的适应性较强;可以装套管电流互感器;每相有二个断口。其缺点是:用油量较多,易爆炸,检修滤油工作量大;耗钢材量大;分合闸速     

一起变压器油枕油位异常的处理

变压器油枕油位是变压器运行的重要监视参数,变压器油位过高,会增加变压器内部的压力,引起变压器压力释放阀动作而喷油;变压器油位过低,不仅会使变压器高压套管油位降低,易导致套管内部放电而发生事故,还会造成变压器内部铁芯线圈散热不良,引起过热,严重时会烧毁变压器.介绍了油浸变压器油枕的结构、作用以及工作过程,对一起油浸变压器...     

550kV环氧浸渍干式油-SF6电容套管温度场分析

为了验证550kV环氧浸渍干式油-SF6电容套管的温升性能,对该套管在5 000A和6 300A条件下的温升进行了试验分析,获得了套管温度分布规律;建立了套管温度场有限元计算模型并对套管进行了热-电耦合传热分析。结果表明:温升试验条件下,套管油侧温度高于SF6侧,电流越大,套管各部位温度越高;集肤效应及邻近效应可使套管内外导电管产生沿径向分布不均匀的电流密度;5 000A电流下,自油侧到SF6侧导电管温度呈现先增大后减小的趋势,套管内导电管中间位置温度计算值最高;所建立的套管温度场模型计算结果与实测结果基本一致,可为干式套管的优化设计提供理论和实践依据。     

1000 kV高压电抗器中性点套管过热原因分析

针对1000 k V特高压变电站1000 kV高压电抗器中性点套管发热故障,通过分析套管结构、油化验结果、套管安装过程等,确定套管过热原因为局部放电或者电流致热。提出在现场安装过程中,要严格执行产品安装工艺要求,保证安装到位等建议,以保障设备运行安全。     

换流变压器网侧高压套管绝缘在线监测系统的设计与应用

针对换流变压器网侧高压套管离线油色谱检测存在诊断不及时、数据不连续的缺点,导致无法及时发现套管内部故障的问题,提出一种网侧高压套管绝缘在线监测方法,现场应用表明：换流变压器网侧套管绝缘在线监测通过采集套管末屏的泄漏电流来反映套管的运行状态,实现了网侧高压套管的在线诊断及故障预警。     

110kV及以上互感器、变压器不停电在线补油

1前言 油浸式高压电流互感器是电网中的重要电气一次设备。因周期性取油、做油务试验,会造成电流互感器内油位低于正常运行油位。电流互感器如长时间在低油位或少油运行,将引起互感器损坏甚至爆炸,酿成电网系统事故,后果非常严重。因此,应对互感器、变压器及时补油,使之达到正常运行油位,提高互感器运行可靠性,避免事故发生。     

一起220 kV主变跳闸的原因分析及处理

<正>1现场情况某220 k V主变在正常运行过程中突然跳闸,保护装置显示该主变差动保护动作,本体轻瓦斯报信号,重瓦斯动作。检修人员现场检查发现,该主变B相高压套管上部储油柜与高压套管结合部位密封处的O形密封圈被挤出,而且向外喷油,高压套管的油位表显示套管油位为零。被挤出的密封圈及高压套管油位情况如图1所示。     

主变高压套管故障分析与处理

1 故障的发生、分析与处理 2004年5月21日,扬州第二发电有限责任公司电气巡检人员发现2号主变A相高压套管油位表指针指在低油位区域(红色弧线MIN区),而其他两相高压套管油位表指示正常.现场检查未发现A相高压套管外部有破损渗漏油.从红外检测图片可以看出2号主变A相高压套管油位确实比B、C两相低,但A、B、C三相高压套管从顶部接线夹到底部升高座之间的表面温度场分布基本一致,说明无局放过热现象.     

变压器套管真空注油关键工艺及风险管控

变压器油浸式套管由于密封不良等原因导致套管油位偏低，使主变套管绝缘降低，严重影响主变的安全稳定运行。文中通过分析主变套管渗漏油原因及其危害，总结提炼了主变套管真空注油法操作步骤及注意事项，并分析了主变套管真空注油法的风险及管控措施，为现场检修人员提供了一定的技术支持。     

运行与检修问答

<正> [问]油浸式和套管式电流互感器的优缺点是什么? [答]油浸式电流互感器的绝缘强度高,准确度高,容量大,便于更换,一般用在额定电压35kV及以上的电网中。其缺点为造价高,占地面积大,维护量大,热稳定性较差。 套管式电流互感器的体积小,造价低,维护量小,热稳定度高。其缺点为准确度低,二次线容易被油腐蚀。 [问]一个瓷头的电流互感器怎样区别进出线? [答]一个瓷头的电流互感器一般上部为进线,下部为出线。或有瓷套绝缘的为进线,无瓷套绝缘的为出线。一、二次均有文字标明,进出线之间用绝缘材料隔开。因为出入端电位差很小,不须较高绝缘,使用时应核实进出线的极性。 [问]一台多油式断路器可有几个电流互感器?其编号是怎样排列的? [答]多油式断路器常附带套管式电流互感器。根据用户需要,有装6个的(每个套管装一个),也有装12个的(每个套管装2个)。其安装位置面对操作箱,从靠近操作箱算起,左边为1、3、5、7、9、11,右边为2、4、6、8、10、12。在额定电压35kV的断路器内,套管式电流互感器的排列顺序为1、3、5、2、4、6在上层,7、9、11、8、10、12在下层。而在额定电压110kV的断路器内套管式电流互感器的排列顺序与额定电压35kV断路器内的排列顺序则相反。(套管式电流互感器在断路器内的排列顺序以安装先后?     

一起220kV侧变压器套管过热诊断

介绍一起变压器220 kV侧套管内部缺陷的发现、诊断过程,分析套管故障原因,指出油色谱分析、铁心及夹件电流检测、超声波及高频局放检测、红外测温等手段在电力设备故障诊断过程中的重要性,为防止类似事故发生提供参考。     

变压器套管传热性能的数值模拟和试验验证

为获得较为准确的变压器套管温度分布情况,以某油纸绝缘套管为研究对象进行了数值计算分析和温升试验测量。首先通过有限体积法和热–流耦合分析得到了套管在长期稳定工作下的温升分布。计算中使用Bossinesq来近似处理空心导电杆内和芯子–伞裙间隙中的变压器油在传热过程中的对流作用。计算表明变压器套管在3 150A电流载荷下长期工作时温升最高点位于靠近法兰部位的导电杆上,为77.261℃。套管导电杆内部的油和芯子部位的油与壁面的对流换热系数约为100 W/(m·K),表明了油的缓慢流动对于套管内部传热起到了较为明显的作用。通过温升试验测量套管导电杆和外表面温度值,测量结果表明在导电杆的21个点上温度计算值与测量值误差6%。证明使用的套管温度计算方法可靠,可以在工程中指导变压器套管的结构设计和校核。     

如何保持玻璃油位计清洁

装有玻璃油位计的充油设备运行时,油位玻璃往往是从内部变脏,只有停下设备,拆开油位计,方能清洗干净。玻璃变脏的原因可能是油位玻璃内的油与设备中的油流通不畅,又因在太阳辐射作用下,玻璃中的油很快老化。通常在夏季运行开始后不久,玻璃油位计很快就蒙上一层油的氧化物,因此很难确定设备中的油位。备用设备的油位计也是如此。苏联阿拉木图电网企业的集中检修分场设计了一种不存在上述缺点的油位指示器。最有效的方法是在油位指示玻璃内装上充满硅胶的网状套筒。油位指示器中的油和硅胶的比例为65～60％和35～40％,才能保证油清洁。在三年内,对110千伏露天配电设备的两个套管的油位指示器进行了试验。一个套管的油位指示器是未加硅胶的,而另一个则充有硅胶。试验结果表明,充有硅胶的油位指示器的玻璃是干净的,而未充硅胶