高压断路器断口均压电容介损超标分析及解决措施

高压断路器断口均压电容介损超标分析及解决措施

摘要：通过对高压断路器均压电容器tanδ值易于偏大的原因分析，着重介绍了

电容介质材料在交流电压作用下的极化损耗和电导损耗，解析了均压电容器在各

种场强下tanδ的变化情况，并提出了降低离子杂质体积分数以改善tanδ增大的

解决措施。

关键词：均压电容器；损耗角正切tanδ；杂质

1 引言

介质损耗因数是反映高压断路器端口并联均压电容器绝缘性能的一项重要指标。通过测

量介损值的大小来发现绝缘整体受潮、油或浸渍物脏污及劣化变质等缺陷[1-3]。由于试验现

场存在高电压及强磁场的干扰[4-5]。一些进口均压电容器存在Garton效应[6]。10kV电压下

的介质损耗试验不能真实反映设备的绝缘状态。中华人民共和国国家标准《GB/T4787-1996》对断路器断口均压电容器的损耗角正切规定电容器在额定电压和额定频率下，20℃时的介质

损耗值不大于0.002。

2 均压电容器损耗的产生及tanδ值易于偏大的原因

电容器介质绝缘（油纸绝缘或膜纸复合绝缘材料）浸渍剂中含有的杂质，尤其是离子杂质，影响着tanδ的大小。介质在电压作用下的能量损耗是由极化损耗（如偶极子极化、夹层介质界面极化等）和电导损耗引起的。由于目前电容器用浸渍剂均为弱极性液体介质（相对

介电常数为2．2-2．6），极化损耗极小，因此，浸渍剂的损耗主要由电导损耗决定。

正常工作状态的液体介质中构成电导的因素主要有两种：一种由液体本身的分子和杂质

的分子离解为离子，构成离子电导；另一种是液体中的胶体质点（如浸渍剂中悬浮的小水滴）吸附电荷后，形成带电质点，构成电泳电导。由于电容器采用真空浸渍工艺，边抽真空边注油，脱气、脱水效果可以得到保证，因此着重分析离子电导对均压电容器损耗的影响。电容

器元件极板间被各层固体介质（膜纸或电容器纸）分隔出若干个区域，浸渍剂中的离子充斥

在各个区域内，当没有外电场时，正负离子运动方向是无秩序的，并不消耗能量。当施加电

压时，沿着电场方向，油中离子随电场方向的交替改变在狭窄的空间来回运动，产生损耗。

在工频电源下，当施加较低电压U 时，在一个周波内，离子从极板E出发，还未到达固

体介质D，就随着电场交变又回到极板E，当升高电压U时，离子在一个周波中，刚好从极

板E 到固体介质D，又从D 回到E，此时损耗随电压的增加而增加，如图1所示。

当电压仍然上升，由于带电粒子无法穿越介质层，到达E或D时受阻，只能在E与D狭

小空间内来回运动，这时损耗不再增加，而无功功率Q随着电压的增加而增加（Q＝ωcU2），损耗角正切等于有功功率除以无功功率，因此tanδ随着电压的上升而下降。当电压超过额定电压继续上升，在高场强的作用下，液体中由于电离或碰撞电离等产生带电粒子增加使电导

率变大，引起泄漏电流增大，发热增多，损耗的增加远大于无功功率的增长，从而tanδ值增加。在进一步的强电场下，除了电导损耗外，还有介质（油纸绝缘或膜纸复合绝缘）孔隙中

气体电离所引起的损耗。当油分解出气体形成气泡，气泡中的场强Eg为油中场强Eo的εr倍，而气体的击穿场强比油低得多，所以气泡先开始电离，这又使气泡温度升高，体积膨胀，扩

大气体通道，最后发生击穿，tanδ也就急剧地上升。在断路器电容器的使用或试验中，电压

是有一定限值的，运行时为系统电压（40-360kV），试验时电压为10kV[7]。

均压电容器的额定电压一般为40-360 kV，随着断路器断口开断能力提高，均压电容器的额定

电压不断增高，但用户很少有条件能在产品的额定工作电压下测量损耗，大多在10 kV 电压

下测量，这时的tanδ值并不能真实地表明产品额定电压下运行时的tanδ，它必小于额定电压时tanδ，见表1。

当tanδ不符合要求时，可在额定电压下复测，复测值如符合10 kV 下的要求，可继续投

入运行，试验接线一般采用正接线法测量。

此外，均压电容器的电容值特别小，也决定了它的tanδ值易于偏大。由于均压电容器电

气联接为元件全串（如110 kV 绝缘水平的产品元件个数约100-140 个），电容值极小，因此

均压电容器的无功功率Q 较小，当有功功率P稍有增加时，均压电容器的损耗角正切将明显

增大[8]。

均压电容器还有一个常见的现象，就是随着时间的增加，tanδ值逐渐变大，这是由于极

性杂质的存在造成的。均压电容器的金属波纹管、瓷套等零部件上附着的杂质以及装配过程

中混入的杂质，慢慢溶于或悬浮于液体中，尤其是橡胶垫圈，它的杂质溶解过程更加漫长[ 9]。随着时间的推移，杂质由元件外部浸渍入元件介质间，在狭窄空间的杂质带电粒子不断增多，介质的损耗不断增加，使tanδ值越来越大。

3 解决措施

综合上述对均压电容器损耗问题的分析，可以得出，增加产品清洁程度、最大限度地降

低离子杂质含量，可改善tanδ较大以及随时间越变越大的问题。具体可采取的措施有：（1）加强金属波纹管等零部件的清洗，最好使用安全的有机溶剂。金属波纹管等含有的

杂质如油污以及其它焊剂如松香等，极易溶于有机溶剂。国外曾采用三氯乙烯等有机溶剂，

后因三氯乙烯有毒性，而改用三氯甲烷等有机剂来清洗零部件，使杂质无法残留在零部件表

面上。

（2）均压电容器采用硅橡胶垫圈与盖子密封。而电容器油（二芳基乙烷、苄基甲苯等）

本身就是有机溶剂，可将橡胶上的杂质（填充剂、颜料、润滑剂、硫化剂等）溶于油中，造

成tanδ上升。国外有使用氟胶材料做密封垫圈，如杜邦公司Viton 胶，效果非常好，但价格

昂贵，无法接受。可采用前处理溶解方法，以二芳基乙烷为例，将成形的硅橡胶密封垫圈，

在100°C 热二芳基乙烷中预先处理10～12 h 后使用，可以得到二芳基乙烷的tanδ上升接近

零[10]。

（3）此外，在装配过程中应尽可能地减少杂质混入产品的可能。比如，在有油装配、无

法戴手套时，操作者手中的汗水就有可能混入溶剂中，汗水中的离子杂质对介质损耗的影响

比空调过滤的灰尘（SiO2、Al2O3等非离子）[10]的影响要大得多，而汗水这些不被人注意的

杂质就有可能为产品tanδ的变大留下隐患。

参考文献

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断路器常见的问题及处理办法

高压断路器是电力系统中最重要的开关设备，它担负着控制和保护的双重任务，如断路器不能在电力系统发生故障时及时开断，就可能使事故扩大，造成大面积停电。为了满足开断和关合，断路器必须具备三个组成部分；①开断部分，包括导电、触头部分和灭弧室。②操动和传动部分，包括操作能源及各种传动机构。③绝缘部分，高压对地绝缘及断口间的绝缘。此三部分中以灭弧室为核心。 断路器按灭弧介质的不同可分为： 油断路器，利用绝缘油作为灭弧和绝缘介质，触头在绝缘油中开断，又可分为多油和少油断路器。 压缩空气断路器，利用高压力的空气来吹弧的断路器。 六氟化硫断路器，指利用六氟化硫气体作为绝缘和灭弧介质的断路器。 真空断路器，指触头在真空中开断，利用真空作为绝缘和灭弧介质的断路器。 断路器的分合操作是依靠操作机构来实现，根据操作机构能源形式的不同，操作机构可分为：电磁机构，指利用电磁力实现合闸的操作机构。 弹簧机构，指利用电动机储能，依靠弹簧实现分合闸的操作机构。 液压机构，指以高压油推动活塞实现分合闸的操作机构。 气动机构，指以高压力的压缩空气推动活塞实现分合闸的操作机构。 操作机构还有组合式的，例如气动弹簧机构是由气动机构实现合闸，由弹簧机构分闸。操作机构一般为独立产品，一种型号的操作机构可以配几种型号的断路器，一种型号的断路器可以配几种型号的操作机构。 下面就不同灭弧介质的断路器和不同型式操作机构分别介绍断路器在运行时最常见的故障，以及原因分析。 1．断路器本体的常见故障 1．1油断路器本体 序号常见故障可能原因 1 渗漏油固定密封处渗漏油，支柱瓷瓶、手孔盖等处的橡皮垫老化、安装工艺差和固定螺栓的不均匀等原因。 轴转动密封处渗漏油，主要是衬垫老化或划伤、漏装弹簧、衬套内孔没有处理干净或有纵向伤痕及轴表面粗糙或轴表面有纵向伤痕等原因。 2 本体受潮帽盖处密封性能差。 其他密封处密封性能差。 3 导电回路发热接头表面粗糙。 静触头的触指表面磨损严重，压缩弹簧受热失去弹性或断裂。 导电杆表面渡银层磨损严重。 中间触指表面磨损严重，压缩弹簧受热失去弹性或断裂。 4 断路器本体内部卡滞导电杆不对中。灭弧单元装配不当、传动部件及焊接尺寸不合格和灭弧单元与传动部件装配时间隙不均匀。 运动机构卡死。拉杆装配时接头与杆不在一条直线、各柱外拐臂上下方向不在一条直线上。 5 断口并联电容故障并联电容器渗漏油。 并联电容器试验不合格。 2真空断路器本体

10kV 真空断路器常见故障分析及处理

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电容式电压互感器常见故障分析处理方法和预防措施 摘要：电容式电压互感器是电网运行中不可或缺的重要设备，其主要是由电容 分压器和电磁单元两部分组成。由于它结构简单且可兼具多种设备的功能，近几年，在电力系统中得到广泛应用。CVT 具有绝缘强度高、能够降低雷电冲击波头 陡度、不会与系统发生铁磁谐振、造价低且能兼作耦合电容器用于电力线载波通 信等优点，在电力系统已被广泛采用。从多年的运行情况来看，CVT 总体运行情 况是良好的，但也出现缺陷或故障，本文通过分析电容式电压互感器CVT 故障， 并提出了电容式电压互感器CVT故障措施。 关键词：互感器；故障；预防措施 一、CVT的结构和工作原理 CVT 主要部分由电容单元和电磁单元组成，另外再加一些辅助装置如保护避 雷器等。其中电容单元主要由主电容C1和分压电容C2组成，主电容和分压电容 均是由许多电容元件串联构成。500kV CVT 内电容元件多达数百只。主电容C1和 分压电容C2均安装在瓷套内。500kV级设备中有3 节瓷套，220kV 级设备则有2 节瓷套，而110kV 级设备中只有1 节瓷套。电磁单元主要由中间变压器，补偿电 抗器和阻尼器等组成，对于油浸式CVT，它们通常安装在密封油箱里。其工作原 理为：电容单元通过电容分压将系统一次电压进行降压，作为中间变压器的输入，此时对中间变压器的绝缘要求可大大降低。中间变压器再将电压降低，供电能计量、继电保护等装置使用；补偿电抗器实现调节整个回路的电抗以达到与电容器 的容抗相抵消的目的，补偿容抗压降随二次负荷变化对CVT 的影响。阻尼器的作 用是在短时间内大量消耗谐振能量，以抑制CVT 自身的铁磁谐振。避雷器防止分 压电容上产生过电压时对电磁单元造成损坏。电容式电压互感器的工作原理可概 括为：电容器分压、中间变压器降压、电抗补偿和阻尼器保护。 二、电容式电压互感器CVT故障的原因 1、电容单元部分的故障原因 （1）CVT 本身的质量缺陷。运行经验表明，CVT设备缺陷中电容单元故障最多。由于制造中的工艺把关不严等使CVT 中出现卷折、破损及残留局部缺陷等问 题使得在运行中形成局部放电。现场测试表明，有时局部放电量高达4×10-6C， 此时产生对高频通信和继电保护的干扰。局部放电有时甚至会发展成部分元件的 击穿短路。 （2）各种原因引起的过电压。运行中产生的过电压会使电容部分中的电容元件击穿，从而会造成二次电压发生偏差。由于分压电容器是由许多电容元件串联 构成，分压电容器C2中某几个电容被击穿，使相互串联的电容数量减少，导致 分压电容C2增大，从而使二次输出电压比正常的低。相反，若主电容中电容元 件部分击穿，则会造成二次电压升高。特别是在CVT 运行几年后，此故障更是发 生频繁，反映的现象多是某相电压偏高，导致三相电压不平衡；或电压升高带来 的电能计量误差增大。500kV石牌变启动调试时CVT 二次电压异常正是由于分压 电容C2中有一节电容被短接造成的。 （3）接地不良。CVT 的外壳、一次绕组末屏引出端子、铁心引出接地端子必 须有良好地接地。如CVT 的一次末屏若不接地，则在高电压作用下，其绝缘电位 是悬浮的，电容屏不能起均压作用，造成电压过高而导致放电，严重时会烧毁电 压互感器。 2、保护避雷器的故障原因。由于CVT 内部含有电容和非线性电感元件，在一

500kV开关断口电容器介损的诊断及分析Microsoft Office Word 文档

500kV开关断口电容器介损的诊断及分析 【摘要】：通过对我厂500kV开关断口并联电容器的高压介损试验结果分析，指出此500kV 开关断口电容器所采用的10kV测试电压下介损测得值超标，是由于卡登效应的干扰造成的，通过高电压介损试验可以有效的避免卡登效应的干扰，从而为设备的绝缘状况诊断提供准确的判据。 【关键词】：断口间并联电容器介损卡登效应 0 前言 在500kV电压等级系统中，由于开断电弧能力的要求，敞开式断路器基本还是设计为双断口。双断口断路器必须安装断口电热器（均压电容器），并联在断路器断口上起均压作用，使各断口间的电压在分断过程中和断开时均匀，并可改善断路器的灭弧特性，提高分断能力。 根据Q/CSG114002-2011（电力设备预防性试验规程）的规定，在断路器断口电容器试验中，10kV测试电压下要求介损tanδ值，油纸绝缘电容器tanδ值应不大于0.5%，膜纸复合绝缘电容器tanδ值应不大于0.4%。而在现场进行的预防性试验中，自2011年以来逐步发现多起在10kV测试电压下，均匀电容器介损tanδ值超标的现象，超标的断口电容器约占10%比例。但花费了大量人力和物力将均压电容送试研院高压室进行额定电压下的试验，介损tanδ值又恢复正常。因此，有必要从造成这一测量误差的原因和机理出发，有针对性地改进预防性试验中，均压电容器介损tanδ值的测量方法，避免对并联电容器运行状况做出错误的判断。 1、预防性试验情况 2013年7 月2 日，对500kV升压站5012开关进行预防性试验，采用 HV9001 介损测试仪，湿度60%。 膜纸复合介质，从预试情况看，此开关三相并联电容器的介损值均超过了预试规程规定的注意值。 2 高压介损试验 2013年7月2日对此开关断口并联电容器预防性试验中采用的是10kV测试电压，介损测得的结果可能会因为卡登效应的影响比运行中的实际值高出数倍。所谓卡登效应，是指1940年，卡登（M Garton）发现一种现象，即在含纸的绝缘介质（或塑料和油的混合介质）中，较低电压下的介质损耗因数tanδ可能是其在较高电压下的1~10倍，这种现象被称为卡登效应。 为克服卡登效应的干扰，准确判断并联电容器的绝缘状况，我们于2013年

35KV开关故障

电压互感器常见的故障现象如下： （1）一次侧或二次侧的保险连续熔断两次。 当一次侧或二次侧保险熔断一相时，熔断相的接地指示灯熄灭，其他两相的指示灯略暗。此时，熔断相的接地电压为零，其他两相正常略低；电压回路断线信号动作；功率表、电度表读数不准确；当电压互感器一交侧保险熔断时，一般作如下处理：拉开电压互感器的隔离开关，详细检查其外部有无元故障现象，同时检查二次保险。若无故障征象，则换好保险后再投入。如合上隔离开关后保险又熔断，则应拉开隔离开关进行详细检查，并报告上级机关。若切除故障的电压互感器后，影响电压速断电流闭锁及过流，方向低电压等保护装置的运行时，应汇报高度，并根据继电保护运行规程的要求，将该保护装置退出运行，待电压互感器检修好后再投入运行。当电压互感器一次侧保险熔断两相时，需经过内部测量检查，确定设备正常后，方可换好保险将其投入 （2）冒烟、发出焦臭味。 （3）内部有放电声，引线与外壳之间有火花放电。 （4）外壳严重漏油 电流互感器常见的故障现象有：（1）有过热现象（2）内部发出臭味或冒烟（3）内部有放电现象，声音异常或引线与外壳间有火花放电现象（4）主绝缘发生击穿，并造成单相接地故障（5）一次或二次线圈的匝间或层间发生短路（6）充油式电流互感器漏油（7）二次回路发生断线故障避雷器的故障（1）避雷器瓷瓶、套管破裂或爆炸（2）雷击放电后，连接引线严重烧伤或烧断， 电容器的常见故障。当发现电容器的下列情况之一时应立即切断电源。（1）电容器外壳膨胀或漏油。（2）套管破裂，发生闪络有火花。（3）电容器内部声音异常。（4）外壳温升高于55℃以上示温片脱落。2、电容器的故障处理（1）当电容器爆炸着火时，就立即断开电源，并用砂子和干式灭火器灭火。（2）当电容器的保险熔断时，应向调度汇报，待取得同意后再拉开电容器的断路器。切断电源对其进行放电，先进行外部检查，如套管的外部有无闪络痕迹，外壳是否变形，，漏油及接地装置有无短路现象等，并摇测极间及极对地的绝缘电阻值，如未发现故障现象，可换好保险后投入。如送电后保险仍熔断，则应退出故障电容器，而恢复对其余部分送电。如果在保险熔断的同时，断路器也跳闸，此时不可强送。须待上述检查完毕换好保险后再投入。（3）电容器的断路跳闸，而分路保险未断，应先对电容器放电三分钟后，再检查断路器电流互感器电力电缆及电容器外部等。若未发现异常，则可能是由于外部故障母线电压波动所致。经检查后，可以试投；否则，应进一步对保护全面的通电试验。通过以上的检查、试验，若仍找不出原因，则需按制度办事工电容器逐渐进行试验。未查明原因之前，不得试投。3、处理故障电容器时的安全事项。处理故障电容器应在断开电容器的断路器，拉开断路器两侧的隔离开关，并对电容器组放电后进行。电容器组经放电电阻、放电变压器或放电电压互感器放电之后，由于部分残余电荷一时放不尽应将接地的接地端固定好，再用接地棒多次对电容器放电直至无火

主变套管介质损耗因数超标的分析及处理

主变套管介质损耗因数超标的分析及处理 摘要：介质损耗是绝缘材料在电场作用下，由于介质电导和介质极化的滞后效应在其内部引起的能量损耗。测量介损对判断电气设备的绝缘状况十分有效。介损增大绝缘下降的原因有 绝缘受潮、绝缘油受污染、老化变质等等。本文结合绝缘介损试验分析、查找造成一台主变 套管介质损耗因数超标的原因，并对故障进行了有效的处理。 关键词：绝缘技术，主变套管，66kV油浸电容式套管，介质损耗 变压器套管是将变压器内部的高、低压引线引到油箱外部的出线装置。套管作为引线对地的 绝缘，还担负着固定引线的作用，因此，它必须具有规定的电气机械强度。它在运行中除应 承受长期负载电流外，还应能承受短路时的瞬时过热，即应有良好热稳定的性能。如果变压 器套管存在缺陷或发生故障将直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性。 1. 故障情况 1.1变压器套管的基本参数 1.2 故障情况的发现 2017年3月22日，国网蒙东通辽供电公司1#主变C类检修，在测量主变套管的介损和电容量时，发现B相套管介损不合格，但电容量合格，A、C两相介损和电容量均合格，测试数据如表1。 表1 1#主变压器套管介损测量数据 可见B相介质损耗值达到1.064%，三相不平衡率达到12.16% ，与上次测试值不平衡率达到370.7% 。虽然套管电容值和末屏绝缘电阻均合格，但介质预耗值已大于1.0%，不能投入运行。 2. 原因分析及处理 变压器套管介损超标的原因主要是结构或制造工艺不良、安装工艺不良等造成套管接头过热，瓷套外绝缘在恶劣环境下发生雨中闪络，末屏接地不良造成油色谱超标等。长期运行中密封 垫圈老化裂纹发生漏油、渗水加上维护不到位，使套管的电气绝缘性能下降，甚至发生套管 爆炸。因此，对运行中的油纸电容式套管应加强监视，及时进行检修、维护及试验，提前采 取防范措施，确保设备安全运行。 2.1 初步判断 规程中规定：套管测得的tgδ(%)不大于1.0% 。判断标准为：a.、tgδ值与出厂值或初始值比 较不应有显著变化； b.、电容式套管的电容值与出厂值或初始值比较一般不大于±10%，当此 变化达±5%时应引起注意，500kV套管电容值允许偏差为±5%。A、C两相符合要求，B相存在缺陷。 2.2 问题的发现和解决 根据相关试验规程的规定并结合厂家的咨询情况，继续分析，该套管没有渗露油际象，无磨损、裂纹，绝缘电阻和电容量都合格，如果是受潮电容量也会超标。所以判断可能是有接触 不良造成的。 由于套管在设计时考虑防水的需要，在套管头部的均压帽上下各装设了1片绝缘垫片，引线 接头和均压帽之间有0.2mm左右的空隙，只是通过定位销连接接触。如果定位销因运行震动等原因造成与均压帽未接触或接触不良，引线接头和均压帽之间会产生电位差而引起放电， 连续性的间隙放电必然会引起发热，造成介损增大严重。

220kV电流互感器故障分析及处理措施

220kV电流互感器故障分析及处理措施 摘要：电流互感器在电力系统中是十分常见的设备，通常被用于电厂和变电站，其作用是将一次系统电流按比例缩小，广泛的用于计量和设备监控，一旦互感器 出现问题，就很容易导致电力系统不能正常供电。电流互感器是电力系统中的重 要元件，直接关系到电网的安全运行。对一起220kVSF6电流互感器发生故障的 原因进行了分析，并采取了处理措施，说明了常规绝缘试验不能有效检测出隐蔽 性缺陷，需要开展红外检测和相对介质损耗因数等项目，以确保电网安全。 关键词：SF6电流互感器；绝缘试验；红外检测；介质损耗 引言 电流互感器（CurrentTransformer，CT）的作用是把电流幅值较大的一次电 流通过一定的变比转换为电流幅值较小的二次电流，用来进行变电站或线路的保护、测量工作。电流互感器长期串联在线路上运行，将二次电流输入测量仪表或 继电保护装置。造成电流互感器故障的原因很多，常见外部原因有系统负荷不平衡、接线错误、误差超标等，其中二次回路开路、引线接头松动、注油工艺不良、电容末屏接地不良等会导致局部过热或放电，使色谱分析结果异常。内部原因大 多是自身绝缘问题，如绝缘工艺不良，电容型电流互感器绝缘包绕松紧不均、电 容屏错位或断裂、绝缘干燥和脱气处理不彻底等缺陷导致运行中绝缘击穿。电流 互感器故障会严重影响测量的准确性及继电保护动作的正确性，干扰电网正常运行。本文就电流互感器的常见故障原因进行分析，并采用一具体案例阐述解决措施。 1电流互感器故障情况 1.1情况简介 某电站选用中山市泰峰电气有限公司生产的220kVSF6电流互感器，型号为LVQB-220W2，2009-12出厂，2010-04投运。在一次日常巡视中，发现这台 220kVSF6电流互感器的膨胀器异常升高，随即将其退出运行，隔绝了事故隐患， 避免事故扩大化。 1.2历次绝缘试验经查阅 该组电流互感器历次的绝缘试验数据发现，在C相故障发生前后各相的电容 量变化不大。2013年以前，各相之间的介损较为接近。2015年，C相介损比上次增长约54%，但仍小于DL/T 393-2010《输变电设备状态检修试验规程》中的注意 值0.7%.故障后，C相介损略微增大，仍在标准注意值范围内。 1.3故障后的色谱数据 GB/T7252—2010《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定，对于220kV电 流互感器，乙炔小于等于1μL/L（注意值），氢气小于等于150μL/L（注意值）， 总烃小于等于100μL/L（注意值）。由故障后色谱试验数据可知，C相各项数据远超注意值。另外，B相的氢气和总烃远超注意值，乙炔与注意值接近，运行状况、历次绝缘试验均未见异常。利用三比值分析法，B相、C相编码均为110，判断为低能放电，不同电位之间的火花放电。表1为电流互感器故障后的色谱试验数据。 2电流互感器解体情况 2.1结构分析 经解体后对其进行结构分析，确定该电流互感器一次绕组为“U”形结构，采用油纸电容 型绝缘，共有10个主屏，每个主屏由导电的电屏（铝箔）和绝缘纸组成。为使内层绝缘易

10kV电压互感器高压熔断器熔断原因分析及解决措施

10kV电压互感器高压熔断器熔断原因分 析及解决措施 摘要：电压互感器作为变电站中保护和计量的主要设备，在运行中起着至关重要的作用。其电压互感器高压熔断器频繁熔断不仅造成了经济损失，而且也影响正常的保护和计量工作，成为电网安全运行的隐患。本文先介绍电压互感器的作用、概述电压互感器熔断器熔断的常见原因，然后结合变电站现场发生的PT 熔断器熔断现象，通过理论分析，对变电站PT熔断器熔断现象的根本原因做出解释，为今后可能出现的类似问题提供参考和借鉴。 关键词:电压互感器;铁磁谐振;高压熔断器熔断;解决措施 1电压互感器的作用 1.1 把一次回路的高电压按比例关系变换成100V或更低等级的二次电压,监视母线电压及电力设备运行状况,并提供测量仪表、继电保护及自动装置所需电压。 1.2 将一次侧的高电压与二次侧工作的电气工作人员隔离,且二次侧接地,确保二次设备和人身安全。 1.3 使二次回路可采用低电压控制电缆,且使屏内布线简单,安装、调试、维护方便,可实现远方控制和测量。 2电压互感器损坏及高压熔断器熔断的危害 2.1 对变电设备的危害:一般情况下,系统中最常发生的异常运行现象是谐振过电压。虽然谐振过电压幅值不高,但可长期存在。尤其是低频谐波对电压互感器影响的同时可能会危及变电其它设备的绝缘,严重的可使母线上的其它薄弱环节的绝缘击穿,造成严重的短路事故甚至大面积停电事故。

2.2 对运行方式的影响:出现电压互感器烧坏及高压熔断器熔断现象后,如不能马上修复,将导致母线不能分段运行。 2.3 降低供电可靠性和少计电量:若电压互感器损坏或高压熔断器熔断,则无法准确计量,直接造成电量损失或计量不准确。同时保护电压的消失将严重危及供电设备的安全运行。 3高压熔断器熔断的常见原因 在实际运行中,电压互感器高压熔断器经常会发生熔断现象,其原因主要有以下几种: 3.1 系统运行环境变化,出现危及系统安全运行的铁磁谐振,引起电压互感器 一、二次侧熔断器熔断。 3.2 一次系统发生单相接地,产生弧光接地过电压。 3.3 二次负载过重,将导致电压互感器熔断器熔断。 3.4 低频饱和电流可引起电压互感器一、二次熔断器熔断。 3.5 电压互感器一、二次绕组绝缘降低、短路故障或消谐器绝缘下降可引起 一、二次侧熔断器熔断。 3.6 操作方法不当,不按规程操作。 4电压互感器高压熔断器频繁熔断原因案例分析和铁磁谐振产生原因 4.1案例分析 2018年11月26日110kV某变电站10kVⅢ段母线电压互感器高压熔断器C 相熔断3次，事后试验熔断器熔断相的PT，参数全部合格，排除PT本身内部故障，也排除PT二次侧发生短路二次熔断器未熔断，造成高压熔断器熔断，此次PT高压熔断器熔断原因就是电力系统产生铁磁谐振过电压所致。后经检查 10kVⅢ段母线所连10kV汤官箐线出线电缆头C相绝缘不合格，系统多次发生接地现象，更换电缆后运行正常。变电站10KV系统采用中性点不接地方式,其母线

断路器合闸故障原因分析及处理

断路器合闸故障原因分析及处理 摘要：当遇到变电系统问题时，真空断路器能够起到保护作用，切断过负荷 电流和短路电流，保障变电系统正常运行。人们应该加强对中压真空断路器的日 常检查和维护，分析常见的故障原因并制定有效的处理措施，提升变电系统运行 质量，从而创造更大的经济效益和社会效益。 关键词：断路器；合闸故障；处理 1 真空断路器的结构 1.1 基本组成 真空断路器的基本组成组分一般包括操作机构、开断电流装置、电气控制、 绝缘支撑以及基座等。真空断路器的操作结构可以分为电磁操作结构、弹簧操作 结构、永磁操作结构、气动操作结构、以及液压操作结构等。真空断路器以操作 机构和灭弧室的相对位置差异可以进行进一步的分类，主要包括综合式断路器、 悬挂式断路器、全封闭组合式断路器、支架式断路器以及落地式真空断路器。 1.2 真空灭弧室 真空断路器的正常运作，离不开真空灭弧室。真空灭弧室由绝缘外壳屏蔽罩、波纹管、导电杆、动静触头以及端盖等构成，是真空断路器的核心部件。真空灭 弧室需要保证一定的真空度，一般来讲，其内部压力可以代表真空灭弧室的真空度，规定其内部气体压力应小于1.33×10-²pa。目前，人们对真空断路器的真空 灭弧室进行了一系列的改造和优化，在其材料、工艺、结构、大小以及性能等方 面都取得了显著的成效。真空灭弧室的外壳材料有氧化铝陶瓷类以及玻璃类，两 者相比较而言，陶瓷类外壳优势明显并且已经被广泛应用。在真空灭弧室的下面 是动触头所在的位置，导电杆和外壳与动触头连接，同时为了保障动触头能够灵 活且精确的上下运动，在它们之间还装有导向套。此外，人们为了观察触头磨损

程度，在真空灭弧室外表面设置了一个圆点状标记。通过观察该标记到灭弧室下端相对位置的变化情况，人们可以初步估计磨损程度。 导电回路和断路的形成需要动、静触头以及相连的导电杆共同作用，真空电弧以及进行熄弧过程的弧腔正是在断口处产生的。真空断路器的金属部分需要依靠绝缘外壳的支撑作用。绝缘外壳可以与屏蔽罩、动触头、静触头等金属部件焊接在一起，维持真空灭弧室的真空度。屏蔽罩是由不锈钢制成的，其电位是悬浮的，一般位于触头的周围。屏蔽罩在真空断路器中也发挥了关键性的作用，在开断电流时真空电弧的金属蒸汽可以被屏蔽掉吸收，使金属蒸汽附着在屏蔽罩上，保障灭弧室内部的绝缘强度。 2 中压真空断路器的常见故障 2.1 真空度降低 中压真空断路器常会出现真空度降低的故障，这种故障相对来说较难发现且危害程度较高。对于真空断路器内的真空度检测一般缺乏定性或定量检测设备，这也给该故障的诊断带来了阻碍。真空断路器真空度的降低可能会缩短断路器的使用寿命，影响开断电流性能，严重时可能会引发爆炸。分析引发真空断路器真空度降低故障产生的原因，可以分成以下几个方面：开关的超行程、弹跳同期等工作特性与真空度下降的速率密切相关。在对真空断路器进行操作时，如果出现连杆的操纵距离过长等问题，便会引发真空度下降现象。此外，真空断路器的正常运行需要依赖于真空泡，如果真空泡在制作时由于工艺不精或材料质量差，将会引起真空泡内漏点的产生，进而降低真空度。与此同时，真空泡波纹管也可能会出现漏点，引发真空断路器故障。 2.2 绝缘故障 复合绝缘方式是很多真空断路器采用最多的绝缘方式，是通过将灭弧室保护在环氧树脂套筒内实现绝缘的目的。绝缘故障也是真空断路器的常见故障之一，由于环氧树脂套筒未能将高压带电部分全面包裹，因此很多环境因素都有可能给绝缘效果带来消极影响。例如，真空断路器运行的过程中会产生热量，对绝缘效果不利。

35kVPT高压熔断器熔断原因分析及解决措施

35kVPT高压熔断器熔断原因分析及解 决措施

摘要：电压互感器（PT）作为变电站中保护和计量的主要设备,在运行中起着至关重要的作用。其高压熔断器的频繁熔断不仅造成了经济损失,而且也影响正常的保护和计量工作,成为电网安全运行的隐患。变电站内频繁发生的35kVPT高压熔断器熔断的现象，严重威胁着电网的稳定运行，本文针对PT高压熔断器熔断的根本原因做出分析，并提出解决此问题的方向及防范措施。先介绍电压互感器的作用、概述电压互感器高压熔断器熔断的常见原因，然后结合变电站现场发生的PT高压熔断器熔断现象,通过理论分析,对变电站PT高压熔断器熔断现象的根本原因做出解释,为今后可能出现的类似问题提供参考和借鉴。 关键词：电压互感器;铁磁谐振;高压熔断器熔断;解决措施 电磁式电压互感器（PT）作为变电站内保护、计量的主要设备，对电力系统的安全运行起着至关重要的作用，然而PT高压熔断器频繁熔断影响设备正常的工作，威胁着电网的安全稳定运行。电压互感器经常出现高压熔断器的两相熔断情况，造成电能表的准确计量，而且造成安全自动装置的误动作，严重危及电网的安全可靠运行。近年来，在公司所属的电压等级35kV及以上的变电站内经常发生PT高压熔断器熔断现象，严重威胁着电网的安全稳定运行。经对高压熔断器熔断的PT进行例行诊断试验，发现因PT自身缺陷、损坏等引起的高压熔断器熔断很少，而更换PT、PT高压熔断器，加装消谐装置等方法，都不能彻底解决高压熔断器熔断的问题。本文了解了高压熔断器熔断原因，根据现场情况

做出了正确处理、力求从根本上解决电压互感器高压熔断器熔断问题，以保证电网的安全运行。 1电压互感器的作用 （1）把一次回路的高电压按比例关系变换成100V或更低等级的标准二次电压，监视母线电压及电力设备运行状况，并提供测量仪表、继电保护及自动装置所需电压量，保证系统正常运行。 （2）可以将一次侧的高电压与二次侧工作的电气工作人员隔离，且二次侧可设接地点，确保二次设备和人身安全。 （3）使二次回路可采用低电压控制电缆，且使屏内布线简单，安装、调试、维护方便，可实现远方控制和测量。 2电压互感器高压熔断器熔断的现象 当电压互感器高压熔丝熔断时，熔断相二次电压降低，两相电压应保持断相出现在互感器高压侧，互感器出现零序电压，导致起动接地装置，发出“接地”信号。变电站中PT发生断线事故，是一种常见的故障。一旦PT断线失压，会使得保护装置的电压量发生偏差，而电压量的正确获取是距离保护、带方向闭锁以及含低电压启动元件的过流保护能否正确动作的先决条件。在中性点不接地系统中，单相接地时具有以下特点：接地相的对地电压变为零，其它两相的对地电压升高根号3倍，而三相中的负荷电流和线电压仍然是对称的。因此在中性点不接地系统线路保护装置中，PT断线的判据应该能够区分单相接地故障和不对称断线。PT三相失压(对称断线)的判断，各个厂家基本相同，都是按照三相无压，线路有流进行判断的。而对于PT不对称断线，则不尽相同。

10kV真空断路器常见故障分析及处理

10kV真空断路器常见故障分析及处理 摘要：现如今，我国在电器工程中普遍应用真空断路器，是全新的开关，而10kV真空断路器可以确保电网稳定运行，提高部分变电站以及配电网络变电运行的安全性以及稳定性。然而一般来说，10kV真空断路器在运行中依旧不可避免存在一些故障，常见的有真空度下降、误动、拒动故障、绝缘故障以及弹簧储能不到位等等，这些必定对真空断路器日常使用有很大的影响。基于此，本文主要介绍了10kV真空断路器的常见故障，而且分析了10kV真空断路器故障的处理措施，以供大家参考。 关键词：10kV真空断路器；故障来处理 真空断路器通常是由多个部分构成，比如：操作机构以及真空灭弧室等等。相对于10kV油开关来说，10kV真空断路器的优点较多，比如：使用寿命较长、灭弧性能优良以及便于维护运行等等。但是因为受到一些原因带来的影响，包括技术不合理、设计不足等等，导致真空断路器容易出现真空泡慢性以及漏气机构卡阻等各种故障，这样就会直接影响断路器的使用。因此，必须要深入研究分析关于10kV真空断路器的常见故障及相应处理措施，进而保证真空断路器更加安全稳定的运行。 一、10kV真空断路器的常见故障 众所周知，任何设备，使用时间久了，都容易出现或多或少的故障，而10kV 真空断路器也是如此。其在经过一段时间的使用后，会出现各种故障，具体表现在以下几点： （一）真空度下降 真空断路器必须要在真空泡中实施电流开断和灭弧。而因为真空断路器没有相应的定量及定性检测真空度的设备，所以很难及时找到因真空度降低而造成的故障，其故障危害程度明显比其显性故障大。导致真空度降低的原因有很多，具

体如下：对分体式真空断路器进行操作时，因为连杆的操纵距离偏长直接影响开 关的同期以及超行程等工作特性，进而导致真空度更加迅速地降低；真空泡的制 作材料和制作工艺有不足，导致真空泡内部的细小漏点相当多；真空泡比心管的 制作材料质量不合格或者制作工艺不合理，在进行重复操作户，存在漏点。通常，真空度降低会缩短真空断路器的运行寿命，也降低其开端电流性能，甚至容易造 成爆炸事故出现[1]。 （二）误动、拒动故障 真空断路器在实际中存在断相，如果真空断路器接通高压电动机，就会出现 断相，造成电动机缺相运行，而且被烧毁。一般来说，电动机之所以缺相运行，关键原因在于真空断路器的触头材质相当软，再加上运用对接方法，在多次分闸 合作后，容易导致触头出现变形，导致真空断路器行程有所变化，直接影响此相 接头的对接。真空断路器的分闸与合闸出现失灵，通常是由于电气和操动机出现 故障。而操动机构的故障也有很多，比如：分闸锁扣子销子滑落以及分闸铁芯运 行调控缺乏科学性等等。电器的故障通常包括分闸线圈断线以及辅助开关接触的 质量较差等等，这些都是真空断路器分闸失灵出现的主要情况。合闸失灵操动结 构的故障是以锁扣尺寸缺乏合理性以及辅助开关的行程很大等等为主。其电气故 障也有很多，比如：合闸电压不够以及合闸线圈出现断线等等。 （三）绝缘故障 当前，很多真空断路器都运用原来的复合绝缘方法，此方法通常是在环氧树 脂套管中保护灭弧室。然而此套筒无法全面包裹高压带电部分，造成外界因素容 易影响该绝缘方法，真空断路器在实际工作中出现电厂应力以及热量，进而导致 绝缘更加迅速地老化。 （四）弹簧储能不到位 真空断路器通常在合闸后，其储能开关结语电机的回路进行连接，可以对弹 簧储能，此时容易出现弹簧性能不足的情况，之所以这样，其主要原因在于储能 齿轮的牙齿出现摩擦，导致在驱动中存在脱扣以及打滑等情况，造成电机空转啊，

预防高压并联电容器事故措施

预防高压并联电容器事故措施 1 总则 1.1 为预防并联电容器事故发生，保证电网安全、可靠运行，特制定本预防措施。 1.2 本措施是依据国家的有关标准、规程和规范设备运行经验和检修而制定的。 1.3 本措施针对并联电容器设备在运行中容 易导致典型、频繁出现的事故提出了具体的预防措施。 1.4 本措施适用于中电投某风电场系统的35〔6.3、〕 kV电压等级并联电容器。 2 引用标准 以下为设备制定、制造及试验所应遵循的国家、行业和企业的标准及规范，但不仅限于此： GB 6915-1986 高原电力电容器 GB 3983.2-1989 高电压并联电容器 GB 11025-1989 并联电容器用内部熔丝和内 部过压力隔离器 GB 15116.5-1994 交流高压熔断器并联电容

器外保护用熔断器 GB 50227-1995 并联电容器装置制定规范 DL 402-1991 交流高压断路器订货技术条件 DL 442-1991 高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件 DL 462-1992 高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件 DL/T 604-1996 高压并联电容器装置订货技术条件 DL/T 628-1997 集合式高压并联电容器订货技术条件 DL/T 653-1998 高压并联电容器用放电线圈订货技术条件 DL/T 804-2002 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则 DL/T 840-2003 高压并联电容器使用技术条件 JB/T 8958-1999 自愈式高电压并联电容器 3 防止高压并联电容器事故的技术措施 3.1 并联电容器装置用断路器部分

3.1.1强化电容器装置用断路器的选型管理工作。所选用断路器型式试验项目齐全，型式试验项目必须包涵投切电 容器组试验。 3.1.2新装置禁止选用断路器序号小于12的真 空断路器投切电容器组。已运行的电容器组假设所用断路器为12序号以下的真空断路器应积极改换，避免断路器重击穿率偏高导 致电容器组故障。 3.1.3用于电容器组的真空断路器宜进行老炼处理，以降低真空断路器的重击穿率，提升电容器组的运行可靠性。可要求断路器生产厂进行真空断路器老炼，或电力部门自己用单 相试验回路进行老炼。具体方法是将真空断路器带容性负荷进行30次投切，无重击穿即为合格。假设中间出现一次重击穿，则从该次算起的以后30次无重击穿即为合格，否则不得用于电容器组投切。有条件也可在现场进行35次电容器组投切试验。 3.1.4定期对真空断路器的合闸弹跳和分闸弹跳进行检测。合闸弹跳应小于2ms，分闸弹跳应小于断口间距的25%，一旦发现断路器弹跳过大，应及时调整。 3.1.5定期对真空断路器的真空度进行检测或进行耐压试验。真空度发生破坏时，应及时改换。 3.1.6禁止采纳断路器装在中性点侧的接线方式，避免在故障条件下断路器虽已开断，却不能隔离故障而导致扩展

Garton效应的影响及对策

Garton效应的影响及对策 摘要：介质损耗因数(tanδ)的测量是判断电气设备绝缘情况较灵敏、有效的方法。本文介绍了绝缘理论中的Garton效应,分析了Garton效应对膜纸复合绝缘电容器介质损耗因数tanδ的影响,还提出了现场试验中判断设备发生Garton效应的方法以及相应对策，从而使工作更好的进行。 关键词；Garton效应膜纸复合绝缘电容器介质损耗因数 1引言 近年来，作为一种新兴的电容器，膜纸复合绝缘电容器在电力系统中得到广泛应用。膜纸复合绝缘电容器因其介质损耗较低，理论上其值小于0.001，故国家电网公司颁布GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（以下简称标准）规定其试验电压10kV下介质损耗因数≤0.002。 然而，早在1940年，M Garton发现一种现象：在含纸的绝缘介质（或塑料和油的混合介质）中，较低电压下的介质损耗因数可能是其在较高电压下的1-10倍，这种现象称为Garton效应，如图1所示。 通过大量试验，M Garton发现绝缘介质中的杂质在不同电压下的分布结构不同，如图2所示，在低电压下介质中的微小杂质，游离于介质空间，极化损耗比较大，造成总体介损值较大;而在高电压下这些微小的杂质在较强的电场作用下集中于电极两端，介质空间的杂质相对减少，极化损耗比较小，导致总体介质损耗值减小。 研究表明,膜纸复合绝缘的电容器油介质为有机合成绝缘油，它比油纸绝缘的电容器所选用的矿物油介质更容易溶解一些杂质，因此也更容易发生Garton 效应。本文结合胶东换流站检修的两个现场实例的处理过程和分析，对现场试验中Garton效应的判定、处理方法及措施提出了建议，具有一定的实践意义。 2 现场实例及分析 在2012年的胶东换流站检修中，发生了500kV断路器均压电容器现场试验中因Garton效应造成介质损耗测量值偏大的典型实例。 2.1 电容器检修试验时发生的Garton效应

变压器油介损值超标的原因分析及对策探讨

变压器油介损值超标的原因分析及对策探讨 摘要：文章首先分析了可能导致变压器油介损超标的各类原因，接着提出防范 措施，并就应对介损超标的处理办法进行概述，最后以某台110kV变压器为实例，详细阐述其油处理的过程和工艺。文章的目的是希望为提升变压器运维水平而抛 砖引玉。 关键词：变压器油；介损超标；对策 变压器的主要绝缘介质是变压器油。变压器油的优劣是通过介损因数来反映的。运行中，我们应定期抽取油样进行介损测试或通过在线检测设备进行观察， 当发现介损超标时，应及时进行综合分析，并采取合理、有效的方法来改善油质。 1变压器油介损超标原因分析 介损指的是交变电场引起的泄漏电流的功率损耗。造成介损超标的因素是多 个层面的，既有外部因素，也有内部因素，下面分别予以阐述。 1.1杂质层面 变压器内部除了变压器油之外，还有固体形式的绝缘材料（如绝缘纸）。这 些绝缘材料中含有胶体粒子状（直径在10-9m～10-7m之间）的杂质，随着运行 时间的增加，胶体粒子会逐渐析出并发生聚结，进而在重力作用下形成沉淀。虽 然这个过程比较慢，但终究是一种非平衡、非稳定态。据相关数据分析，当沉淀 物的比例达到0.02%，介质电导会升高几十倍，从而使绝缘油的介损超标。另外，变压器油在运输、加注过程中，难免会混入尘埃颗粒，这也是杂质的来源之一。 1.2变压器结构层面 变压器器身是全密闭结构，为了减少潜在渗漏点，一些设备厂家取消了净油 器（能产生虹吸）配置，这在一定程度上不利于变压器油的稳定。原因是：变压 器的绝缘部分或多或少会有水分存在，如配置有净油器，将能在运行中“吸走”这 部分水分，从而保证变压器内部绝缘的良好；反之则绝缘能力会下降。 1.3金属离子层面 变压器本体有不少铜质构件，在运行过程中不可避免地会发生磨损（如油泵 轴或叶轮磨损），有的还会产生腐蚀（如裸露铜引线），这样就会有一定数量的 铜离子进入到变压器油中。另外，当变压器严重过载，其内部铜质绕组会异常发热，使铜离子熔融到绝缘油中。以上两类情况均会引起变压器油介损升高。 1.4微生物层面 在变压器安装和大修过程中，如有厌氧、厌光类微生物浸入，则当变压器全 部密封后，这些微生物会在变压器油中生长、代谢和繁殖，进而形成微生物胶体。由于这类胶体呈现电的非中性（或正或负），因此会增大油的电导值和电导损耗，也就是增大了介质损耗。根据相关研究，微生物污染程度与油温（负载）有关， 一般50℃～70℃范围为微生物的活跃区间。所以，有些介损超标的变压器到了冬 季又恢复正常了。 1.5含水量层面 根据研究，当纯净绝缘油的含水量在40mg/L以下时，油的介损影响不大；当油的含水量超过60mg/L时，介质因数会迅速上升。变压器绝缘油的水分来源： ①绝缘材料深层所残留的水分（因经历干燥处理，所以量较少）；②运输、安 装过程中保护措施不到位，使绝缘材料再度受潮；③运行中硅胶更换不及时，致使潮气通过呼吸器渗入油面；④如油中存在溶解氧，则当绝缘油温度上升时（伴随负荷上升），会发生化学反应，使油热裂解为有机酸和水。综上，有多种潜在

110kV主变套管介损超标的分析与处理

110kV主变套管介损超标的分析与处理 摘要：套管是变压器的重要部件之一，套管的介损因数Tanδ是衡量其绝缘程度 的重要指标。基于此，本文通过实例论述了主变套管介损超标的原因，并提出了 相应的处理方法，以使套管介损值恢复到正常数值。 关键词：110kV；主变套管；介损超标；原因；措施 在110kV主变中，套管是其重要组成部分之一，介质损耗因数tanδ是判断套 管绝缘程度的一个主要指标。介质损耗是一项高灵敏度的绝缘试验项目，其能发 现电气设备的整体绝缘受潮、劣化变质和小型设备贯通与未贯通的局部缺陷。因此，准确测量变压器套管的介质损耗角Tanδ，是实现变压器套管绝缘监督的必要 条件，直接关系到电网的安全运行。 一、套管概述 套管（bushing）是一种将带电导体引入电气设备或穿过墙壁的一种绝缘装置，它是变压器的重要组成部分之一。一般由导体（导杆）、绝缘体和金属法兰三部 分组成。导体沿圆柱形绝缘体的轴线穿过，金属环形法兰则安装在绝缘体外并用 以接地。套管属于具有强垂直电场分量的绝缘结构，在金属法兰处电场强度很大，容易产生电晕放电和沿介质表面的滑闪放电。在法兰和导杆间径向电场强度也很高，容易发生绝缘介质的击穿。另外，电容式套管用于100kV以上的高压变压器上。 变压器套管是将变压器绕组的高压线引至油箱外部的出线装置。110kV以上 的变压器套管通常是油纸电容型，这种套管依据电容分压原理卷制而成，电容芯 子以电缆纸和油作为主绝缘，其外部是瓷绝缘，电容芯子必须全部浸在优质的变 压器油中。110kV以上的电容型套管，在其法兰上有一只接地小套管，接地小套 管与电容芯子的最末屏相连，运行时接地，检修时供试验（测量介损等）用。当 套管因密封不良等原因受潮时，水分往往通过外层绝缘逐渐进入电容芯子，因此 测量主绝缘和测量外层绝缘即末屏对地的绝缘电阻及介损因数，能有效地发现绝 缘是否受潮。 二、套管介质损耗测量的基本原理 110kV套管的绝缘结构一般采用电容型，即在导电杆上包上许多绝缘层，绝 缘层之间包有铝箔，以组成一串同心圆柱形电容器，通过电容分压的原理均匀电场。最外层铝箔通过小套管引出，也就是套管的末屏。套管末屏的主要作用是用 以测量套管介损和电容量接线，正常运行情况下末屏应可靠接地。套管在运行中 除要长期承受工作电压、负荷电流外，也要求具备承受短时故障过电压、大电流 的能力，因此要求套管绝缘性能要好，需有一定的绝缘裕度。 测量套管的介损和电容量是判断套管绝缘状况的一个重要手段。变压器套管 相当于一个小电容，套管顶部引线为电容的首端，末屏为电容的尾端，测试时， 为保证测试数据精确，结合变压器结构特点，介损测试应采用正接法接线，接线 方法如图１所示。 图1 变压器套管介损测量基本电路 通过调节R3和R4使电桥达到平衡，介质损耗因数及电容量计算公式为： tanδ＝ωC4R4 CX＝（R3/R4）CN 式中：CN为高压标准电容器，R4为无感固定电阻，ω为角频率，以上三个