SW_3-110G型少油断路器绝缘缺陷分析及检测

分析ＳＷ３１１０Ｇ型少油断路器在安装及预防性试验时易出现断路器瓷套表面脏污、受潮、绝缘油碳化或有杂质，使其绝缘电阻降低、泄漏电流增大、绝缘油电气强度降低等的原因及检测这些缺陷的方法。     

SW3—100G型少油断路器绝缘缺陷分析及检测

分析ＳＷ３－１１０Ｇ型少油断路器在安装及预防性试验时易出现断裂器瓷套表面脏污，受潮，绝缘油碳化或有杂质，使其绝缘电阻降低，泄漏电流增大，绝缘油电气强度降低等的原因及检测这些缺陷的方法。     

高压少油断路器绝缘拉杆的带电检测

在高压少油断路器绝缘拉杆靠近地电位端加装带电测量装置,可在设备运行中随时检测绝缘拉杆泄漏电流的变化,从而及时发现少油断路器因进水受潮引起的绝缘下降,预防绝缘事故的发生。     

基于绝缘油理化指标的某高压电抗器受潮原因分析

高压电抗器因密封不良从外部进水或其内部固体绝缘材料严重老化生成水,均会导致绝缘油中水分增加并表现出受潮缺陷。针对某500 kV高压电抗器绝缘油受潮缺陷,基于油质、油中溶解气体含量、油中水分等绝缘油理化指标对其受潮原因进行分析,判断出该受潮缺陷不是外部进水而是内部固体绝缘材料老化引起的;通过现场真空密封试验,未发现外界水分进入电抗器的通道,进一步验证了所用方法分析判断受潮原因的正确性。     

SW7—220型少油断路器支柱瓷套进水的分析与改

高压少油断路器常因进水受潮导致绝缘事故。本文探讨了SW7—220型少油断路器全密封支柱瓷套存在进水而有时又出现无水的假象问题,以及应采取的预防措施。     

SW6型少油断路器绝缘受潮分析及处理

本文介绍SW6—110IWRSW6—220IW型少油断路器运行后经过预防性试验,发现九台断路器绝缘普遍受潮,分析认为,绝缘受潮的主要原因是安装质量差所致。同时介绍简单处理缺陷的方法,提出今后加强运行维护及基建验收的措施。     

少油断路器泄漏试验问题

<正> 直流泄漏试验,是少油断路器绝缘监测的重要项目。实践证明,泄漏试验能灵敏地发现少油断路器外瓷套严重污秽,拉杆和绝缘油受潮和灭弧室碳化物过多等缺陷。良好的断路器的泄漏电流很小,110千伏及以上少油断路器每一元件加试验电压高达40千伏,     

SW_6—_(110)~(220)IW型少油断路器绝缘受潮分析及处理

SW_6—_(110)~(220)IW型少油断路器,投入运行还不到一年的时间,通过预防性试验,监测发现九台断路器绝缘普遍受潮.通过分析,绝缘受潮的主要原因是在安装过程中所引起的.并介绍简单处理缺陷的方法,提出今后加强运行维护及基建验收的措施.     

对高压少油开关泄漏电流试验的建议

一、情况水电部颁《电气设备预防性试验标准》规定,110kV及以上少油开关应进行40千伏直流电压下的泄漏电流试验,其值应小于10μA。现场试验表明,这一试验项目是有效的。我省每年通过这一试验约监测出近50台次高压开关的进水受潮缺陷。但是,仍有部分少油开关虽然满足试验标准要求,而在运行中发生了爆炸或其它绝缘事故;或者虽然试验合格,但在取油样时有时亦会发现明显进水受潮。进水原因既可能是密封不良,也可能是密封良好     

SW6—220、100IW型少油断路器绝缘受潮分析及处理

本文介绍SW 6—220 110IW型少油断路器,投入运行还不到一年的时间,通过预防性试验,监测发现九台断路器绝缘普遍受潮,通过分析。绝缘受潮的主要原因是安装质量差所致。同时介绍简单处理缺陷的方法,提出今后加强运行维护及基建验收的措施。     

SW6-110型少油断路器提升杆受潮处理

1故障现象(1)提升杆泄漏电流增大。(2)断路器的介质损耗增大。(3)绝缘油击穿电压较低。(4)断路器断口间的绝缘电阻大于5000M?。(5)提升杆对地绝缘电阻小于5000M?。2原因分析提升杆受潮,主要是因为SW6-110型少油断路器长期运行时绝缘油水分含量偏高,使得提升杆的表面吸附大量潮气。绝缘油水分含量偏高的原因有:(1)上一次检修时注入了不合格的绝缘油,绝缘油本身水分含量偏高;(2)断路器运行时长期密封不好,水和潮气直接进入运行的断路器绝缘油中;(3)断路器长期失修,绝缘油在长期运行过程中油质碳化、劣化、老化严重。3处理方案(1)确认提升杆…     

防止SW_4型断路器进水受潮的简易方法

1.概况SW_4——110 220型断路的灭弧室、中间机构箱和支持瓷套中的绝缘油在设计上是考虑相互隔离的,但在运行中经常发现中间机构箱进水和支持瓷套油严重劣化问题。例如有的断路器中间机构箱进水达数公斤之多。甚至在冬季因进水结冰而无法取油样进行预防性试验;有的断路器支持瓷套油质劣化,绝缘拉杆严重受潮,危及电网安全运行。我厂四     

110kV少油断路器的无油化更新

高压断路器是供配电系统中的重要设备,其运行状态的优劣直接影响着供配电系统的安全与稳定。我公司水源变电站110kV系统中高压断路器使用的是20世纪80年代生产的少油断路器。随着设备的老化,这些少油断路器多次出现断路器本体绝缘受潮、操动机构渗漏油等现象。由于设备型号老旧,断路器配件已无法正常供应,公司决定对水源变电站110kV系统少油断路器进行无油化更新,将全部三台少油断路器更新为SF6断路器。     

高压少油开关的带电测试

根据部颁《电气设备交接和预防性试验标准》(以下简称《标准》)规定,SW型高压少油开关的试验项目有:绝缘电阻和40kV直流电压的泄漏电流。因泄漏电流试验时施加的直流电压远大于兆欧表的输出电压,因此,泄漏电流试验更能有效地监测其绝缘缺陷。一、交流泄漏电流测量 1.运行电压下监测绝缘十分必要运行条件下开关合闸,承受运行电压的绝缘是装于瓷套内的绝缘拉杆和绝缘油等。而少油开关在最常见故障进水受潮下,绝缘水平下降,有     

500kV电流互感器绝缘油tgδ不合格原因的分析

近年来,我国500kV输变电工程中进口了一批AOT—500WC型电流互感器,发现有的端部皮老虎(Bellows)处渗漏油(有的从油标处已看不见油位,有的油位仅103mm)。由于渗漏油,污染了绝缘油甚至进水受潮。因此,必须进行绝缘油的绝缘特性试验,以测定其绝缘水平。在现场曾对两台渗油的C.T作了油的击穿电压、含水量、含气量、介质损tgδ(90°)的试验。为比较绝缘水平任选了两台进口的C·T进行对比试验。     

浅谈高压油断路器防止进水问题

高压油断路器在运行中有时进水,是影响安全供电的一大隐患。由于油断路器内进水,绝缘件受潮,以致造成提升杆闪络、瓷套爆炸等恶性事故,全国每年都有此现象发生。我局现运行的35～220kV 高压油断路器共240余台,型号十余种,前些年每年都有4～5台油断路器不同程度的进水,只因对油质监督及     

220kV电力变压器围屏爬电故障起因的研究

利用平行板电极研究了水分对油－纸交界面沿面击穿强度的影响，试验研究结果表明，纸板含水量超过3％沿面击穿强度急剧下降。根据试验结果和故障情况推断，绝缘受潮是220kV电力变压器围屏爬电故障的主要原因。通过分析认为，GB7595－87有关水分控制指标似有不完善之处。严格控制绝缘介质中的含水量对避免围屏爬电故障具有重要意义。     

运行与检修问答

<正> 【问】测多油断路器的介质损耗因数tgδ应注意什么? 【答】对多油断路器作介质损耗因数tgδ值测试的主要目的是判断其套管是否有严重受潮的现象,电容式套管远较纯瓷套管容易受潮,受了潮也较难处理,最重要的是其发展下去会导致严重的后果。但电容式套管本身远没有多油断路器内某些其它绝缘件那样容易受潮。因此,测试时要注意二点:一是要在断路器分闸状态下进行测试,以免掩盖问题的暴露;二是发现     

对受潮大型变压器异常试验结果的分析

1998年8月某变电站新投运一台120MVA、220kV自耦变压器。投运20天后发现防爆筒渗油,随即作放油处理,发现油管中有水迹,在本体油中连续放出约20kg水,说明在变压器安装过程中进水受潮。因及时发现,避免了一场设备损坏事故。事后,除进行了绝缘油处理外,还进行了绕组干燥处理。在变压器进水受潮时和干燥处理后,曾分别进行了绝缘试验,但试验结果发现有异常。     

库仑法测定绝缘油中微量水

一、前言电力变压器等充油电气设备,常因受潮而使绝缘水平下降。受潮的原因,主要是由于密封不严进水或呼吸吸潮;其次,因绝缘油和纤维材料长期受电、热等的作用,逐渐老化,往往也会分解出微量的水份。这些水份在绝缘油中通常以三种状态存在:溶解于油中、悬浮于油中或沉积于设备的底部。