一、前言下马岭水电站位于北京市门头沟区雁翅镇，总装机容量
6.5万
kW，
1961年投入运行，具有
35kV升压站一座，
35kV线路
6回，在电网安全运行及向地区供电方面起着重要作用。由于
35kV升压站均采用上海某厂生产的
DW2-35型多油断路器，且已运行几十年，为此加强了预防性试验，并严格执行电力设备预试相关标准，发现并解决了一些重大缺陷，如套管损坏、油受潮、触头接触电阻高、合闸不同期等。通过对
35kV多油断路器进行预防性试验，发现该电气设备介损超标，经过对试验数据的纵向、横向对比和判断分析，采取了有效措施，解决了事故隐患。二、介损异常现象下马岭水电站
35kV升压站主接线为双母线代旁路母线，共安装
10台
DW2-35型多油断路器，断流容量
1000MVA，额定电流分别为
600A和
1000A。
1999年
6月，在进行一年一度的预防性试验时，发现
35kV大安山线断路器介损超标。该
35kV多油断路器六只进、出线套管示意图如图
1所示，
A、
B、
C分别表示为
A相、
B相、
C相，其中，
A1、
B1、
C1分别表示为进线测套管，
A2、
B2、
C2分别表示为出线测套管。第一次所做的预防性试验数据如表
1。
表
1 第一次预防性试验数据
相别介损相别介损A16.7A25.5B16.0B26.1套管对地绝缘电阻：4000MΩ对照《电力设备预防性试验规程（
DL/T596-1996）》中
35kV多油断路器（套管为胶纸电容型）的介损
tgδ
<6.0%，可知该
35kV多油断路器可能已受潮。三、事故判断分析及处理作为电气绝缘监督手段，通常对
35kV多油断路器进行下列项目预试：绝缘电阻测量、接触电阻测量、介损
tgδ、交流耐压等试验。由于绝缘电阻4000 MΩ，介损
tgδ
>6.0%，因此对断路器油进行了耐压试验，测得油耐压为
32kV。需对该设备进行解体大修并对油进行真空脱气。经
24小时连续真空滤油后，发现滤油纸上有水迹，油耐压值为
A相
36kV，
B相
39kV，
C相
37kV，已基本达到规程要求。考虑到油已受潮，则灭弧室也一定受潮，需烘烤。拆下灭弧室进行
12小时紫外线烘干处理后，
A相、
B相套管的灭弧室重新安装后
tgδ未变（未装油箱），
C相灭弧室安装后
tgδ为2.9
%，但装回油箱后
tgδ又超标。对这一现象进行全面分析：经滤油后油耐压已上升到正常水平39kV；套管单独试验
tgδ为1.9
%<3.0
%，属正常。则只有下面两种可能：灭弧室未烘烤彻底或者隔板未进行烘烤。经重新将该35kV多油断路器解体后，对所有灭弧室、隔板进行24小时紫外线烘烤。重新组装后，再次做所有的试验项目，有关数据如表2、表3所示。 表2：第二次试验数据
相别介损相别介损相别介损A14.7A25.0 B15.8B25.7 C14.9C25.3 A4.1B4.5C4.3 表
3：第三次试验数据
相别耐压前绝缘电阻耐压后绝缘电阻油耐压交流耐压72kv/1min触头的接触电阻A2500 MΩ2500 MΩ38kv5.6A225μAB2800 MΩ3000MΩ36kv6A235μAC3000 MΩ4000MΩ37kv5.8A215μA从表
2、表
3的数据分析，
35kV多油断路器已合格。
四、介损超标的常规处理方法当对
35 kV多油断路器做预防性试验，发现其介损超标时，一般采取以下步骤：记录整体试验时的气温、湿度、介损
tgδ值；卸下油箱，做介损试验（套管带灭弧室）并做好记录；卸下灭弧室，做介损试验（套管）并做好记录。
2000年
7月
12日在对下马岭水电站下珠线
35kV多油断路器进行预防性试验时，发现介损出现异常，采取上述三步措施，比较清晰地判断出了问题所在，有关数据如表
4。从表
4可以看出：整体试验时
C2的介损
tgδ>6.0
%，说明该断路器已受潮；卸去油箱后测得的介损
tgδ>3.0
%，说明灭弧室等有可能受潮或套管有问题；卸去灭弧室后测得的介损
tgδ>3.0
%，说明套管有问题，需进行更换套管。后经更换不合格的套管，对所有灭弧室、隔板进行
24小时紫外线烘烤，以及对断路器油进行真空滤油，组装后该断路器试验合格，试验数据如表
5所示。此次处理非常成功，没有走弯路，节省了时间和费用。 表
4：第四次试验数据
相别整体试验tgδ卸去油箱tgδ卸去灭弧室tgδA16.23.31.5B26.13.7[1] [2] 下一页
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