8火力发电厂电气一次设备典型故障讲座稿1Word下载.docx

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根据2005年～2009年发电厂电气主设备故障原因导致的44起发电厂非计划停运事件，按照发电机、变压器、高压开关和小四器进行分类统计，结果显示，发电机原因导致的非停共32起，占72.7%，变压器原因导致的非停（不含励磁变）共3起，占6.8%，高压开关原因导致的非停共6起，占13.6%，小四器原因导致的非停共3起，占6.8%

1）发电机导致非停统计

发电机故障导致的32起非停中，定子故障原因导致的非停共8起，占全部发电机故障的27.3%，其它原因导致的非停次数及比例为，漏氢故障共8起，占24.2%，发电机出口互感器故障共7起，占21.2%，转子接地故障共5起，占15.2%，发电机冷却水系统故障共4起，占12.1%。

发电机故障分类统计如图12所示。

图发电机故障分类统计

（1）定子故障

发电机定子故障中，有6起是发电机定子线棒磨损或击穿故障，定子槽锲松动、发电机出口封母处绝缘受潮、发电机P棒保险熔断也是引发定子故障的因素。

（2）发电机冷却水系统

发电机冷却水系统故障中，内冷水泄漏发生2起，冷却水导电度高发生1起，冷却水中断发生1起。

（3）出口互感器

发电机出口互感器故障中，CT故障共4起，PT故障共3起。

（4）转子接地

转子接地故障中，集电环积累碳粉过多共2起、集电环烧损共2起。

（5）漏氢

发电机漏氢导致的故障相对较多，主要漏氢部位有，出线套管导电棒冷却水管铜接头断裂、发电机引线室泄漏、励端密封瓦座密封面漏氢、内冷水出水管金属波纹管法兰焊接面漏氢、氢系统排CO2管道的发电机底部法兰漏氢。

2）变压器故障

变压器故障导致的非计划停机共3起，原因为，内部短路1起、高厂变高压侧套管与封母连接处进水1起、主变高压侧出线电缆头爆裂1起。

3）高压开故障

6起电厂开关故障中，高压出线开关故障共4起，占67%，6kV厂用开关故障共2起，占34%。

高压出线开关故障形式有，隔离开关单相接地共3起、操作杆断裂后相间击穿1起，其中2起导致开关（高压断路器）爆炸，6kV厂用开关故障有，绝缘老化导致相间短路1起、机构弹簧性能差压接不牢导致拉弧1起。

4）小四器故障

小四器发生的故障共3起，其中6kV电缆故障1起，避雷器折断停机（违章）1起，穿墙套管湿闪1起。

5）其他

集电环故障共5起，励磁系统一次回路故障共3起，励磁变故障共2起，灭磁开关故障2起，整流柜故障1起。

2、2012年电气一次非停统计

2.1非停统计

集团公司2012年火电机组共计非停195次，其中电气一次设备原因导致26“非停”事件。

按设备及系统分类，发电机及系统故障导致非停16，变压器及部件故障导致的非停2起，开关站设备（含线路）导致的非停4起，辅机导致的非停4起，具体见图。

图电气一次设备非停次数按设备（系统）分类

2.2发电机及系统非停分类

发电机故障导致非停17起，其中发电机本体故障5起，出口PT故障5起，出口CT故障2起，励磁回路故障3起，离相封母故障1起，出口开关故障1起。

发电机本体故障、出口互感器故障占发电机故障率的68.7%，是发电机及系统导致非计划停机的主要原因。

图发电机及系统非停次数按设备分类

3、2013年电气一次非停统计

3.1非停统计

2013年度华能集团因电气一次设备原因导致非计划停机共计18起，按设备及系统分类，发电机及系统故障导致非停7起，变压器及部件故障导致的非停2起，开关站设备（含线路）导致的非停9起。

3.2发电机及系统非停分类

发电机故障导致非停7起，其中发电机本体故障2起，励磁回路故障5起。

（二）一次设备典型故障案例

1、发电机典型故障案例

1.1本体故障

案例一【俄共TBB系列发电机振动问题】

绥中800MW发电机型号TBB-800-2EY3型汽轮发电机，为俄罗斯圣彼得堡电力工厂制造。

定子电压24KV，水氢氢，定子槽数42槽，为双星形接线。

2003年10月9日故障。

打开发电机励侧端盖，检查发现C相第二分支中性点侧引线线棒的第一个弯角处（7点钟方向）已断裂。

断裂点的展开长度约为120mm～130mm。

对发电机定子绕组直流电阻和绝缘电阻进行了测量，由测量结果初步分析，判断为发电机C相定子绕组第二分支已经断路。

图C相第二分支中性点侧引线线棒断裂点外观

水压试验检查，发现B相第一分支机端引出线线棒的第一个弯角（5点钟方向）出现了环状裂纹。

端部绝缘支架轴向长度过长，达到580mm，刚度不足；

汇流管固定在端部绝缘支架悬臂端上，使端部绝缘支架负荷过重而产生过大振动，由此，造成整个端部引线振动、松动，绝缘夹紧块脱落，主绝缘磨损。

此过程不断发展，形成恶性循环。

与断路点相连的引线悬空长度达到1450mm，相对为最长，松动程度最严重，致使断路点引线弯角处长期承受振动应力影响，产生金属疲劳。

图B相第一分支机端引出线线棒的第一个弯角的环状裂纹

案例二【俄共TBB系列发电机振动问题】

1998年#1发电机定子线棒磨损。

TBB-500-2EY3型500MW汽轮发电机，水、氢、氢冷却方式。

定冷水泄漏，定子泄漏部位为15、16糟下线棒。

由于绑环之间垫块（撑块）掉下，造成下线棒磨损严重。

从里向外第1、第2道绑环之间，12点位的垫块脱落，将15槽线棒槽口处磨穿泄漏，16槽线棒槽口处绝缘磨穿，铜线磨损。

第1、2点位绑块脱落在线棒上，对17-22槽线棒端部绝缘造成不同程度的磨损。

24个支架有12个明显松动。

其中三根支架未绑垫块（7、15、16）。

由于振动磨损的原因，支架与支架座间、支架与绑环间、垫块与绑环间的固定逐渐遭到破坏，进而导致垫块多处松动或脱落，因脱落部位和脱落时间的不同而对线棒造成不同程度的磨损。

磨损漏氢的线棒

磨损的线棒

未加装垫块的绑环支架

案例三【俄共TBB系列发电机振动问题】

2006年5月7日某厂#2发电机，TBB-500-2EY3型汽轮发电机，额定功率500MW，定子电压20kV，水氢氢，定子槽数48槽，绕组形式为双层叠绕，接线方式为双星形。

端部严重磨损，励侧端部振动大，尤其是8点钟～12点钟的引线部位。

励侧＃2绝缘轴向压板径向固定螺杆转动磨损压板及＃8槽上层线棒绝缘至露铜，＃1引线支架的固定夹件螺杆（外侧）折断，引线与夹件严重磨损，＃2、＃6、＃8引线支架上夹块松动磨损（黄泥），＃11引线支架上夹块上有较多黑泥，内撑环外圆与填充的环氧泥圆周方向很多部位松动，磨出黄泥，＃3、＃4绝缘轴向压板（高跟鞋）轴向与内撑环固定螺丝松动严重。

案例四【膛内留有异物】

伊敏电厂#4发电机为QFSN-600-2YHG型汽轮发电机，发电机由哈尔滨电机厂制造，额定功率600MW，定子电压20kV，水氢氢，定子槽数36槽，接线方式为双星形。

检查发现接地故障点位于汽侧约12点钟位置的#20、#21定子上层线棒间，#20、#21定子上层线棒位于汽侧出槽口位置主绝缘磨损，其中＃20线棒磨损达5mm以上，线棒主绝缘破坏，造成#4发电机定子接地。

因厂家在安装过程中，使用工具登记、检查不仔细，回装前发电机膛内杂物清理不彻底，最终导致导磁性材料的遗留，运行中受发电机端部磁场作用发热、振动，螺钉与线棒磨损使线棒主绝缘损坏。

图

案例五【安装操作不规范】

2009年8月，某电厂600MW发电机定子线棒磨损接地，机组跳闸。

检查发现：

汽侧气隙隔板右上部分的大多数螺丝脱落，第一道绑环拉紧楔块螺杆脱落，第二道绑环拉紧楔块螺杆局部松动。

下层#1、#42、#40槽3根线棒磨损严重，上层#2～#9槽8根线棒磨损严重。

见图1、图2。

原因分析：

装配汽端内侧绑环拉紧楔时，操作者未按设计图纸要求在拉紧楔螺杆的螺纹表面上涂抹环氧胶，因此未将拉紧楔螺杆锁紧，使汽端可调绑环上拉紧楔块螺杆松动脱落，磨破定子绕组绝缘所致。

图汽侧气隙隔板螺丝局部松、断

案例六【绝缘锁紧件质量差】

2010年5月，某电厂600MW发电机检修中发现定子励端有两颗发电机定子槽楔拉紧器环氧树脂固定螺栓断裂，螺栓将线棒磨损。

打开发电机汽、励两侧内端盖，发现发电机定子励端有两根发电机定子槽楔拉紧器环氧树脂固定螺栓断裂，其中1点钟位置断裂定子槽楔拉紧器固定螺栓掉落在发电机下部端部线圈上，7点钟位置定子槽楔拉紧器固定螺栓断裂，断裂螺栓和垫圈仍在原位。

拉紧系统松动的原因是外购配套绝缘件制造偏差。

绝缘件表面质量没达到设计要求，导致配合副摩擦力增大，在规定的螺母把紧力矩下，未能将绝缘楔块拉紧，机组运行时在温度和振动的作用下导致楔块位移，碟形弹簧垫圈的预应力释放，拉紧系统失去作用，其弹簧垫圈松动并逐渐将绝缘螺杆磨损，直至将螺杆磨断，脱落到定子绕组端部，最终磨损线棒主绝缘。

案例七【定子铁心松动】

2009年9月，某电厂660MW发电机定子线棒磨损接地，开关跳闸。

该发电机于2007年11月投运，2008年底发电机第一次大修时，发现定子铁芯局部松动，励侧三根通风齿条断裂并脱落，经对铁芯进行紧固处理（当时仅对穿心螺杆收紧）后投运。

本次故障抽出转子后的检查发现：

1）定子铁芯检查：

励端部分铁芯齿部冲片松动，部分冲片断裂磨损，其中第二挡数个槽的铁心磨损深度为5mm～20mm；

励端第一挡风道齿条断裂19根。

风道齿条推力检查发现：

每档铁心齿4根风道齿条中，普遍存在两侧二根齿条较紧，中间二根齿条松动现象。

汽端铁心也存在局部松动现象。

2）定子线圈检查：

#18槽上层线圈有一明显凹坑，并与铁芯磨损处相对应，确认#18槽上层线圈绝缘击穿接地。

3）转子检查：

从励端第一风区开始，每风区转子上均有断齿击打痕迹，励端三挡较为严重，向汽端方向逐步减轻。

部分铁心材料存在工艺分散性，如硅钢片存在同板差和不平度、风道板平整度，以及对冲片表面有机绝缘涂层运行后会发生蠕变，而在铁心制造时工艺补偿不足，故在运行后引起铁心局部松动。

定子铁心松动后，造成局部定子铁心风道齿条断裂，进一步加剧了定子铁心的局部松动，在交变电磁力作用下发生振动，局部定子铁心冲片产生疲劳磨损。

断裂后的风道齿条和定子冲片碎屑造成定子线圈的磨损，最终导致定子线圈主绝缘击穿。

案例八【铁心定位筋螺母及垫片松动】

2005年1月，某电厂600MW发电机在首次解体检查性大修中，发现定子铁心汽、励两端各有半数以上的定位筋螺母松动，其中励端铁心定位筋螺母27个；

汽端铁心定位螺筋螺母23个，而且汽端第19根的定位筋螺母几乎要从定位筋上掉下来。

该发电机定子铁心定位筋螺母是采用样冲眼方法锁紧的，由于制造时工艺操作不到位，所冲的样冲眼没有紧贴螺母及个别的样冲眼过小，没有起到紧锁螺母作用，造成螺母有活动空间；

发电机正常运行时，定子铁心要承受基频振动及倍频振动，由于定子铁心定位筋螺母没有锁紧，螺母随着定子铁心的运行振动而逐渐松动。

案例九【转子导电螺钉松动】

2007年1月，某电厂600MW发电机转子导电螺钉松脱、飞逸事故

检查情况：

1）#1极转子引线与螺钉连接处折断；

转子#1极的导电螺钉、引线与螺钉连接处上、下部分、导电螺钉的铜背帽飞出；

飞出的导电螺钉、引线连接处上半部分、铜背帽落在发电机固定主引线的绝缘夹板上面，引线连接处下半部分落入出线盒内。

引线连接处上半部分撕裂并严重变形，引线连接处下半部分出现严重变形但未撕裂。

导电螺钉的铜背帽变形。

转子#1极密封部件完好，尚未飞出。

#1极导电杆螺纹正常。

该机仅投运3个月，由于1#导电螺钉螺纹与1#导电杆螺纹配合（啮合）锥度不一致，运行时螺纹松动，圆周转动，导致1#引线螺钉在离心力作用下而松脱、飞逸。

这是因导电螺钉加工偏差和质量过程控制没有闭环管理造成的装配质量不良。

图转子本体上导电螺钉飞逸

1.2氢油水系统故障

案例十【油管路漏氢】

台电＃1发电机美国西屋公司技术生产的QFSN-600-2型水氢氢600MW机组，水氢氢冷却，本型水氢氢发电机组允许的日漏氢量为11.3立方米。

在1号发电机在12月9日投运时，发现发电机氢系统的日漏氢量为30立方米左右,但机内氢气的浓度、湿度也很稳定；

发电机油系统的查漏发现发电机汽端氢侧回油管道的温度测点接头存在很大泄漏。

1号发电机在安装汽端氢侧回油管道的温度测点接头过程中，由于采用工艺水平差，安装不认真，回油测温元件固定管与回油管上的接口没有紧固，造成接口处的密封垫松动，导致接头的泄漏。

图为汽端氢侧回油管温度测点泄漏的位置

案例十一【定冷水系统漏氢】

#3发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产，三相交流隐极式同步汽轮发电机，其冷却方式为水―氢―氢，即定子绕组水内冷，转子绕组和定子铁芯及端部结构则采用氢气冷却，型号为QFSN-600-2YHG.

2008年8月11日伊敏电厂#3机组因发电机定子内冷水系统漏氢，被迫停机。

经检查发现，发电机汽侧内冷水出水管金属波纹管膨胀节波纹管与法兰焊接处有一长约50mm的裂纹。

在将#4发电机汽侧出水管金属波纹管膨胀节安装到#3发电机上，并经水压试验合格后，#3机组于14日4：

25分并网运行。

8月14日19：

43分，#3机组再次因发电机定子内冷水系统漏氢被迫停机。

检查发现:

更换后的发电机内冷水汽侧出水管金属波纹管膨胀节波纹管与法兰焊接处有一长约80mm的裂纹，与前一次开裂的部位、裂口尺寸基本相同。

16日更换金属波纹管膨胀节后，投入3号发电机内冷水系统运行，检测金属波纹管膨胀节周边振动正常。

#3机组经水压试验合格后，于21日16：

02分并网运行。

伊敏发电厂使用的波纹补偿器为哈尔滨电机厂有限责任公司外购，生产厂家江苏华能管业公司。

检查发现发电机汽侧内冷水出水管金属波纹补偿器膨胀节波纹管与法兰焊接处有裂纹，从而造成了发电机内冷水系统漏氢。

此次事故发生的根本原因在于波纹补偿器存在产品质量问题，现使用的波纹补偿器焊接不符合GB/T12777-1999要求（焊口比较见下图），并且该厂产品中法兰上有明显钢字标明法兰型号及材质。

安装尺寸偏差大，最大张口偏差16mm。

案例十二【接合面密封不良发电机漏氢停机】

2007年7月初#3发电机型号为T255---460，额定功率330MW，漏氢量逐渐增大，至7月6日漏氢量增大至58m3/天，经过检测发现为发电机引线室泄漏，#3机组于2007年7月6日23时02分停机进行处理。

打开引线室用肥皂水检漏确认为端部出线室人孔密封面有200mm长一段泄漏严重，排氢后打开人孔发现密封胶圈老化严重。

#3发电机引线室人孔门密封胶圈原为普通橡胶，耐高温及耐油效果差。

由于发电机运行中温度较高且有密封油进入发电机内，时间久后，造成密封胶圈老化。

案例十三【定冷水管脱落】

2009年05月28日，某电厂发电机定子冷却水泄漏进发电机，定子接地保护动作，机组跳闸。

3号发电机定子冷却水管路制造质量存在固有缺陷。

发电机汽侧定子绕组3点钟位置处，汇水环至发电机绕组挠性绝缘引水管线圈侧接头脱落，是造成此次事故的直接原因。

3号发电机定子冷却水泵出口压力及发电机入口定子冷却水压力没有接入至DCS系统中，而仅在就地设置了压力表。

运行人员对定子冷却水系统压力没有实时监视手段，是造成此次事故的间接原因。

发电机汇水环引水管脱落部位

案例十四【定冷水差压大】

国华台电1、2号发电机是上海汽轮发电机有限公司QFSN-600-2水氢氢，双支路并联、Y连接。

定子槽数为42槽，共有96根线棒，每根线棒是由实心股线和空心导线交叉组成，空实心铜线之比为1:

2，均包有玻璃丝绝缘层,定子线圈的空心导线内通过冷却水以冷却线棒,定子线棒水路进出水压差在额定流量下的的设计值为150Kpa－200kpa

2号发电机定冷水压差大自从2004年4月份机组投产以来都存在的问题，定子线棒定冷水进出定冷水压差从调试时的285kpa，升到4月份168期间的300kpa，随着机组运行时间的增长，到8月份，线棒的进出水压差也逐渐升高到400kpa，超过了厂家的200Kpa设计值确定压差大是线棒堵塞所致。

拆卸发电机汽励两端的端盖，解开线棒汽励两端的绝缘引水管接头（汇水管侧）用1.3MPa的高压氮气对线棒进行正反发方向吹扫，吹扫后的流量比处理前提高了20％，通过吹扫过滤，发现各线棒都存在不同程度的结垢，通过线棒的吹扫，使发电机线棒进出水压差从处理前的400Kpa降到处理后的275Kpa。

达到了处理的目的。

线棒内的结垢物的主要成分为氧化铜，这说明线棒内壁存在被腐蚀，主要是线棒内的偏酸性水质腐蚀，出厂前做过热水流试验，厂家所用的试验水只是清洁的自来水，并且试验后，线棒内的剩水根本没有吹干，直到04年在台电安装时的水压试验，所以那些剩水在线棒内存留有8个月的时间，所以造成初步的线棒腐蚀。

图线棒内吹扫出来用棉纱布过滤下来的黑色污垢物

2、变压器典型故障案例

案例十五【高压侧引线故障】

东西关电站＃2主变压器高压侧B相引线损伤、断股。

检查发现B相高压引出线在套管下部600mm处（即高压套管根部与引线夹件之间）包扎物有变黑碳化现象，解开此处包扎绝缘物看到截面积为400mm，总股数35股多股铜芯变压器引线在此处全部变色，并有断股情况，全部断开的有3股，损伤的有14股。

从多年的电气试验和油化验，都未检测出变压器油异常状况，对该引线周围的箱体、本体等部位检查未发现放电痕迹点，故认为该故障应该是一种慢性积累过程；

B相高压侧原引线在该处有多股铜芯线严重打绞、断股，分析认为在安装过程中由于因引线过长达不到引线对箱体及本体的电气距离，采取对引线拧动变紧缩短的处理方式，这样可能造成该处引线损伤，因此导线截面积减少发热，热应力不断变化损伤导线，运行时间长，累积成目前的缺陷状况。

案例十六【套管密封圈老化变压器进水】

2013年7月31日，对#4主变进行试验。

#4主变高压侧：

A相对地120MΩ，B相对地120MΩ，C相对地120MΩ，#4主变低压侧：

A相对地45MΩ，B相对地45MΩ，C相对地45MΩ。

故障前2012年7月18日色谱分析报告：

氢气：

10.93、甲烷：

12.2、乙烯：

2.04、乙烷：

2.92、乙炔：

一氧化碳：

1231.92、二氧化碳：

4466.28、总烃：

17.16。

故障后2013年7月31日

218.26、甲烷：

42.94、乙烯：

39.84、乙烷：

5.96、乙炔：

103.06

185.68、二氧化碳：

8605.13、总烃：

191.80。

水份：

38.7

检修拆除变压器高压套管的人员，高压套管“将军帽”下部密封胶垫存在硬化、裂纹，在“将军帽”上也残留密封胶垫硬化后的少量胶垫。

从而导致雨水经高压引线进入线圈绝缘降低造成短路故障。

返厂解体发现铁芯上部、底脚固定螺栓有锈蚀，底部存有污水。

发现高压C相线圈中下部靠近高压引线200mm处线圈发生放电击穿故障点，铜质导线匝间和层间烧蚀。

并对三只高压套管和一只中性点套管做介损试验，介损值严重超标（故障后变压器整体做介损试验合格，套管分装运输，为运输中受潮）。

从故障点及内部存有水分现象分析是由于变压器油中水分造成线圈绝缘降低导致故障烧损。

案例十七【高压绕组对低压绕组放电】

制造厂：

特变电工沈阳变压器集团有限公司

设备型号：

DSP-260000/500

1月8日专家组对2号主变故障相进行内检，初步分析认为变压器发生故障可能是由于材质和制造存在缺陷等原因，导致高压绕组上部线圈发生匝间或饼间短路，引发了本次变压器故障，是本次故障的直接原因

案例十八【励磁变相间短路】

2007年6月26日＃3机运行中励磁变发生事故导致解列停机，事故导致励磁变、封闭母线和发电机损坏。

励磁变烧毁情况见图。

图励磁变烧毁照片

直接原因：

励磁变高压侧三相短路。

根本原因：

励磁变高压侧进线与TA的连接线为多股软铜线螺丝紧固连接，多股软铜线的压线鼻压接不牢固，接触电阻增大导致运行中发热，发热弧光产生的高温气体，很快引起B、C相间短路，继而发展为三相短路。

案例十九【励磁变温控器接线故障】

2009年8月15日杨柳青电厂#7机组励磁变测温回路发生故障，造成机组跳闸。

故障原因是温控器故障引起绝缘降低，造成保护动作。

测温线通过温控器接地放电造成定子接地保护动作；

DCS动作时间与此推断相符（见图2）。

图C相测温探头处有明显过热烧痕

3、封闭母线典型故障案例

案例二十【封母盆式绝缘子沿面闪络】

玉环电场高备变为低压侧0B分支B相套管与封闭母线软连接对地放电，现场发现0B分支B相观察孔有黑烟。

17点45分检修人员打开高备变低压侧OA、OB分支橡胶波纹管，发现OB分支B相母线软连接中上部位对封闭母线外壳有放电痕迹，母线盘式绝缘子表面闪络放电现象，如图：

高备变低压侧出线与封闭母线连接处的盘式绝缘子表面受潮，造成导体沿盘式绝缘子表面对封闭母线外壳放电拉弧，造成盘式绝缘子被电弧烧伤。

另外：

（1）5月10日，伊敏电厂＃5机组发变组室外B相封闭母线盆式绝缘子处积水导致定子接地。

（2）上安电厂8月16日，#1机组启动期间，发电机封母与厂变高压侧软联处进水，发变组保护定子接地动作。

封母与变压器金属套管间的橡胶套管与金属面密封不良，加之近期连续大雨，造成内部积水。

4、GIS及开关设备典型故障案例

案例二十一【含硫气体腐蚀电极导致断路器击穿短路】

2.1.1故障情况

220kVGIS断路器型号为ZF11-252，采用双母带母联接线方式，共设计有八个间隔，分别为3个出线间隔、3个变压器间隔、1个PT间隔和1个母联开关间隔。

运行中母差保护动作，启备变及两条输出线路均跳闸。

经解体检查开关母线侧断路器出口盆式绝缘子沿面击穿，电连接触指弹簧烧断，触指散落，电连接屏蔽罩严重烧损，电流互感器筒体过热损伤，筒体内壁油漆脱落，I母隔离开关筒体内壁油漆脱落，动静触头烧损。

图电连接触指弹簧烧断

分析确定事故是由电流互感器气室内使用的黑色硫化橡胶板（无油橡胶、丁晴橡胶）造成的。

橡胶板内析出含硫气体，电接触表面的镀银层可与很微量的硫离子或硫化氢气体，发生化学反应：

2Ag++S2--→Ag2S（黑色产物）产生灰黑色硫化银，随着反应加剧，硫化银增多增厚，银表面颜色便逐步由白变黄变灰最后变黑。

硫化银在电场的作用下产生游离，在电场力的作用下从电连接缝隙处析出，吸附在盆式绝缘子上或气室的筒体内。