某110kV变压器油介质损耗增大原因分析

针对1台110 kV变压器油介质损耗因数增大问题,通过调查分析,确定其原因是绝缘油老化引起的设备缺陷。为此,制定变压器油处理的工艺及验证试验方案,并付诸实施。结果表明:使用绝缘油的再生—净化处理工艺降低了绝缘油的介损指标,高压试验介质损耗合格,绝缘恢复正常。     

液液萃取法处理变压器油中铜铁离子的研究

铜离子过量会导致变压器油介质损耗因数增加,通过N-甲基吡咯烷酮(NMP)-水萃取体系对铜铁含量较高的变压器油进行萃取,研究萃取次数、温度、含水量对液液萃取效果的影响,同时对萃取前后绝缘油中添加剂的含量和电气性能指标变化进行分析。结果表明:采用NMP-水萃取3次可以使变压器油中铜铁离子含量大幅降低,介质损耗因数明显下降;该萃取体系有较宽的温度适用范围;NMP体系中加入微量水能增强铜铁离子的去除能力;经过NMP液液萃取后,绝缘油中的添加剂含量下降。     

影响变压器油介损升高的因素分析

研究了变压器油介质损耗因数的影响因素,通过正交试验分析了金属杂质、水分、温度对介质损耗因数的综合影响,试验结果表明变压器油介质损耗因数升高的主要影响因素是金属杂质,其次是水分,温度影响最小。     

温度对绝缘清洗剂介电性能影响的研究

变压器油与绝缘清洗剂大量应用于电力系统,介质损耗因数作为绝缘介质的一种重要指标,其测量结果会受到温度和频率的影响。试验了温度、电压和频率对变压器油和绝缘清洗剂介质损耗因数的影响,结果表明,变压器油与绝缘清洗剂介质损耗因数tanδ在30℃~90℃范围内随着温度升高而增大,tanδ在频率10^-4Hz~10³ Hz范围内随频率增大而减小,电极间外加频率越低,温度对tanδ影响越大,表现为温度越高tanδ越大。试验结果对变压器油与绝缘清洗剂的选用和研发具有重要意义。     

主变压器典型故障成因分析及防治措施

结合1台主变压器的运行实例,分析了绝缘油介质损耗因数超标与固体材料绝缘效果下降引起主变压器故障的成因,其中油中的极性溶质与胶体通过增强油的导电性,增大其介质损耗值,造成主变压器油介质损耗值超标;固体材料绝缘效果下降导致主变压器发生故障的原因包括热的原因、电气原因和运行环境的原因。针对不同的故障特点和原因提出相应的防治措施。     

变压器套管介质损耗因数超标原因分析

针对双楼变电站1号主变压器套管例行试验中存在介质损耗因数超标的问题,从介质损耗因数增大原理、直流电阻试验数据和介质损耗数据三方面进行分析,认为套管介质损耗因数超标的原因是一次导电杆接触不良,并提出防范及判断该类主变压器套管介质损耗超标的建议。     

500kV变压器绝缘下降原因分析与处理

对某500kV变电站主变压器V相变压器高压绕组绝缘电阻及吸收比进行测量时,发现高—低压绕组及地绝缘电阻降低、介质损耗因数不合格等问题。采用内屏蔽法对V相变压器各部分绝缘电阻、电容量及介质损耗因数进行测量,确定有载分接开关对地绝缘存在缺陷。然后对变压器本体及有载分接开关绝缘油进行油色谱分析及部分简化试验,发现有载分接开关绝缘油耐压值降低、微水量超标。更换有载分接开关绝缘油后,重新对变压器高—低压绕组及地绝缘电阻和介质损耗因数进行测量,数据全部正常。     

一起35kV变压器油介损异常状况原因分析及处理

变压器油作为变压器绝缘的主要构成部分,其状态的好坏直接关系变压器的安全稳定运行。而绝缘油的介质损耗值是油化试验的重要理化指标,可以将其作为判断出绝缘油遭受污染程度的依据。尤其当绝缘油含气量、耐压数据在正常范围内时,通过油介损试验可提前发现绝缘油劣化的隐蔽性缺陷。本文通过对一起35 kV变压器油介损异常情况进行分析,介绍了引起变压器油介损增高的原因及相关处理措施,指出变压器在生产、运行过程中需要重点管控引起油介损增大的相关环节,为变压器安全生产运行提供指导建议。     

绝缘结构与测试电极对植物油纸频域介电谱特性的影响

为了全面研究绝缘结构对植物油纸频域介电谱特性的影响,搭建了植物油纸频率响应实验平台,采用3种不同电极对植物绝缘油、植物油纸绝缘结构、纸板间带1层油隙及带2层油隙的植物油纸绝缘系统进行测试。结果表明:绝缘结构对频域介电谱影响较大,在低频下植物油纸的介质损耗因数最低,植物绝缘油的介质损耗因数最高;在中高频下植物油纸的介质损耗因数最低,植物油纸与2层油隙组成的油纸绝缘系统介质损耗因数最高;3种测试电极测得同种试品的曲线存在一定差异,但整体趋势相同,可通过计算消除不同电极对测试结果产生的影响。     

低温下水分含量对天然酯绝缘油介电特性的影响

为研究低温下水分含量对天然酯绝缘油介电特性的影响,搭建了低温试验平台,在-15～5℃温度区间内对不同水分含量天然酯绝缘油进行交流击穿试验、直流击穿试验和工频介电特性测量。结果表明:低温下天然酯绝缘油的击穿电压随着温度的降低呈现出先减小后增大的趋势,其中直流击穿电压小于交流击穿电压,随着水分含量的增加,交、直流特性曲线逐渐接近;低温条件下水分的形态变化会影响天然酯绝缘油的介质损耗因数,随着温度的降低,天然酯绝缘油的介质损耗因数呈现先增大后减小的趋势,并在-5～0℃内出现极大值,但在低含水量时温度对其介质损耗因数影响不大,水分的存在会增大天然酯绝缘油的介电常数,而温度变化对天然酯绝缘油的介电常数影响不大。     

绝缘油的介质损耗因数测量与结果分析

绝缘油介质损耗因数的测量是检验变压器油的主要手段之一，介绍油介损的测试方法，结果分析判断及连续监测中可能碰到的一些问题。     

精炼菜籽绝缘油的介电性能

为了研究植物绝缘油在变压器等充油高压电气设备中的应用,分析了精炼处理后菜籽绝缘油的主要介电性能,并进行了试验研究和理论分析,采用介电谱测试仪测量了菜籽绝缘油试品的相对介电常数和介质损耗因数,分析了两性能参数随试验温度、频率变化的规律,并参照相关标准对菜籽绝缘油的体积电阻率进行了研究。同时,测试了#25矿物绝缘油相应的介电性能参数。通过比较分析两类绝缘油介电性能参数温度谱、频率谱的试验结果发现,相对于矿物绝缘油,植物绝缘油具有良好的介电性能。     

含水量对变压器油介电性能影响的研究

变压器油是油浸式变压器内部重要的液体绝缘介质,油中含有的水分会影响变压器油的绝缘性能。文中通过搭建测试平台,对不同温度下含水量对变压器油的电阻率及频域介电特性的影响进行测试研究。研究结果表明:变压器油的电阻率随温度的增大而减小,随含水量的增大呈现指数下降趋势;水分对变压器油的介电常数和介质损耗因数的影响主要反映在低频段。在低频范围内,变压器油的相对介电常数和介损因数随频率增加而减小,随温度和含水量的增大而增大。因此,利用低频段的相对介电常数和介质损耗因数变化可间接对变压器油中的含水量进行诊断。     

变压器绝缘油介损偏高问题的技术分析

在理论分析的基础上,结合实例分析了变压器绝缘油介质损耗偏高的原因。通过对变压器绝缘油的试验分析,认为钙、镁离子进入变压器绝缘油是导致变压器绝缘油介质损耗偏高的主要原因。采用5％氧化铝AT718-00-CR对受污染的变压器绝缘油进行过滤处理,使变压器绝缘油质满足要求。实践证明,这种工艺对解决变压器绝缘油介质损耗偏高问题是行之有效的。     

《电气设备预防性试验规程》中的“必要时”用语应怎样理解?根据是什么?

a.就“预防性试验”中测定变压器绝缘的介质损耗因数tgδ来说,它实际上反映的是线圈、套管、引线绝缘等部分综合的介质损失,如果仅仅有很小一部分绝缘的介质损耗因数tgδ_1增大,往往不能从试验结果中反应出来,若以此得出变压器没有缺陷或问题不大的判断,显然不可避免会出差错,有必要辅之其它试验数据再作证实。近年来,随着变压器的单台容量增大,制造、检修质量的不断提高,绝缘油防劣化措施普遍加强,使变压器整体受潮和劣化缺陷相对减少。在一些单台变     

主变压器油介损超标的分析处理

分析了变电所1^#主变绝缘油介质损耗招标的原因，通过现场取证和试验数据，阐明降低绝缘油介质损耗的处理措施和处理流程，为今后变压器油介质损耗超标诊断及处理提供借鉴。     

浅谈变压器油介损超标原因和防范处理

1 前言 介质损耗是指变压器油在交变电场作用下,引起的极化损失和电导损失的总和.介质损耗因数能反映变压器绝缘特性的好坏,反映变压器油在电场、氧化和高温等作用下的老化程度,反映油中极性杂质和带电胶体等污染的程度.在变压器长期使用过程中,通过介质损耗因数试验,可反映变压器油的运行状况.     

一起220kV变压器套管介质损耗因数超标的原因分析与处理

本文中笔者对一台220kV变压器进行了例行试验,发现该变压器介质损耗因数的增量明显超标.基于密封性试验、局放试验、绝缘油色谱试验等试验数据,确定了故障原因.     

回收再用绝缘油中抗氧剂的缺失对电力电容器热稳定性的影响

对电力电容器使用回收再用绝缘油(回油)后造成损耗异常增大的问题进行了研究,利用红外光谱分析、色-质谱联用分析及介质损耗因数测量等方法对运行前后的电容器的绝缘膜和油进行了理化分析。结果表明影响电容器损耗的主要因素是液体介质油,而不是固体介质膜,并发现使用回油的损耗异常电容器内已不含作为抗氧剂的酚类。进一步通过油样的热老化实验和模型电容器的电老化实验证明了回油中抗氧剂的缺失是造成电容器损耗异常增大以及热不稳定的主要因素。     

小容量高电压电力变压器介损的探讨

本文中笔者对小容量高电压变压器的介质损耗因数进行了分析,并对高压绕组、低压绕组、变压器油和电容式套管介质损耗因数进行了测量和计算,找出了其超标的原因并进行了改进.