电力变压器监测与诊断

第四章电力变压器的监测与诊断电力变压器为重要的供电设备电力变压器的运行条件：电压限额、温度限额等变压器的组成部分：铁芯、带有绝缘的绕组、变压器油、油箱、绝缘套管变压器绝缘材料：变压器油和固体绝缘（绝缘纸带、纸板等）内部故障为变压器油箱内发生的各种故障，其主要类型有：各相绕组之间发生的相间短路、绕组的线匝之间发生的匝间短路、绕组或引出线通过外壳发生的接地故障等外部故障为变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障4.1变压器的故障一、变压器故障原因1、制造工艺质量的控制不严材料、设计、装配的缺陷2、绝缘材料年久老化是影响变压器寿命的最大的问题，可通过温度、油中气体分析，局部放电和湿度分析来监测二、变压器常见故障1、局部放电导致的故障绝缘体中有汽泡产生局部放电、加速绝缘体老化，导致该汽泡处绝缘电击穿导体尖端放电，导致绝缘油的碳化、汽化、降低油绝缘过压时在绝缘薄弱处引起局部放电，造成局部绝缘恶化导致击穿2、绝缘油受潮，导致变压器放电击穿水分导致油耐电强度大为降低3、长期过载，变压器高温运行加速绝缘物老化高温下绝缘油汽化4、外部短路或大感性负载的开闸引起感应过压、击穿变压器内部5、变压器内部螺栓连接松动，引起局部过热、损坏绝缘并使绝缘油汽化、碳化、降低油绝缘能力、导致内部电击穿6、冷却系统故障变压器的风水冷却系统发生故障时，变压器内热量不能及时散发，造成热的积累而升温，产生和3一样的结果大多数变压器故障是由于各种类型的绝缘故障造成的绝缘劣化的主要原因：1、局部放电2、水分:变压器受潮，放电起始电压降低，放电易于发展3、热：导致油、纸等绝缘物绝缘强度下降4、机械应力：导致绕组变形或导体绝缘松散或脱落变压器的主要监测和诊断内容1、变压器油包括油中气体分析和油样的电气监测2、变压器的局部放电、温度监测4.2局部放电的监测一、测量局部放电方法电测法非电测法局部放电过程中产生了各种非电信息，如声波、发热、发光及出现新的生成物可通过测量以上非电量来监测局部放电，有不受电气的干扰的优点声测法、光测法、红外法和气体分析法1、脉冲电流法和电机局部放电监测类似，不过电流互感器监测的是变压器外壳对绕组的电容上流过的脉冲电流条件：外壳要一点接地，干扰信号要少电流传感器可装在外壳、套管和铁心接地线上1、高频电流互感器美国西屋公司的F.TEmery等人在20世纪70年代提出的任何部位的电弧放电都会在中性点接地线内产生相应的射频电流，因此局部放电的监测点通常都选择中性点接地线上高频电流互感器装设在中性点和接地阻抗之间当局部放电发生时，其放电电流信号通过中性点接地线流向接地点，通过高频电流互感器耦合到监测回路，射频监测器就可以监测到放电电流的强弱，以此来探测局部放电的强弱2、声测法（1）声波的频谱不同的放电状态、传播媒质监测到的声波频谱不一样。如在油纸绝缘中，不同电极和绝缘部位的放电，产生的声波频谱是不同的铁心内的磁噪声、变压器的机械振动、风扇和油泵的振动频率大量的统计研究表明声波的频带大约为70KHz～180KHz之间（2）声波的类型不同媒质中，声波的形式不同。纵波和横波高压引线放电绝缘筒表面放电线圈放电（3）声波的传播波的扩散、波的反射和热传导会造成声波在传播中的衰减声波衰减大小与频率有关，频率越高衰减越快；与材料也有关，软的材料中衰减更快导致灵敏度低（4）采取提高灵敏度的措施选择合适频带，还可以避开噪声、一些电磁干扰频带气体中选取20kHz～40kHz，液体和固体选取60～300kHz用光纤传输信号选择高灵敏度的声-电传感器和光电元件，高增益、低噪声的电子器件二、放电源的定位电气定位法：确定电气位置声波定位法：声波定位法的原理是通过测量声波传播的时延来确定局部放电源的位置，可分为电-声定位和声-声定位利用测得电、声信号的时差和声传播速度求解放电源位置声-声定位法基于声-声触发的定位原理，即选用一路声信号触发其余声信号，定位时选择某传感器为参考传感器，以此为基准，测量同一局部放电超声信号传播到其他传感器时对应于它的相对时差。通常采用双曲面法进行定位。放电模式识别：阈值判断，指纹判断法，人工神经网络识别放电指纹法三、干扰类型及措施如英国Black提出的脉冲极性鉴别系统基于脉冲放电的极性效应原理若是局部放电，输出极性相反的脉冲电流，与非门有输出外部干扰，输出极性相同的电流，与非门无输出RC检测阻抗RLC检测阻抗四、表征局部放电参数之一视在电荷量的标定视在电荷作为评定局部放电性能指标之一，以诊断其故障程度目前许多产品的局部放电的试验标准中，几乎都是以放电量的大小作为评定局部放电性能的标准，各类产品根据运行经验和制造的技术水平，都相应地规定了允许的放电量水平放电量的不同对绝缘造成的损伤程度不同低压脉冲校准器五、局部放电在线监测系统一般包括以下部分：监测放电脉冲电流信号和变压器的超声信号采用一定的抗干扰技术监测电信号波形，采用FFT分析放电特征和干扰特征进行统计分析，利用人工神经网络进行故障识别放电信号的阈值报警变压器放电点的定位五、特高频监测（天线）局部放电超高频检测方法通过测量变压器内部局部放电所产生的超高频（300～3000MHz）电信号，可以用电容传感器或超高频天线加以接收，实现局部放电的检测、定位，其抗干扰性能好。三种典型装置：1、BGF-1便携式局部放电监测器2、BJ-1型变压器局部放电监测仪3、变压器内置天线式特高频局部放电监测装置2、放电模式识别（1）根据时域上放电的相位和波形可以判断放电的类型或模式，如判断是内部放电还是槽放电或者端部表面放电（3）根据幅频特性判断放电类型（2）根据放电的和谱图识别放电类型nqnq内部放电正放电脉冲与负放电脉冲，它们的幅值、次数大致相同．相位对称内部放电表面放电内部放电正、负脉冲的q-n曲线几乎重合，正、负脉冲具有大致相同的放电幅值和放电重复率表面放电正、负脉冲的q-n曲线相交垂直坐标为放电重复率，放电峰值高表示放电重复率高3.3振动的监测对于各种类型和规格的电机来说，它们稳定运行时，振动都有一种典型特性和一个允许限值当电机内部出现故障、零部件产生缺陷、装配和安装情况发生变化时，其振动的振幅值、振动形式及频谱成分均会发生变化，而且不同的缺陷和故障，其引起的振动方式也不同。4.3变压器油的气相色谱分析变压器的主要绝缘材料是油和绝缘纸类。变压器油主要是由碳氢化合物组成。受热、放电等时会分解出气体溶解于油中，不同的故障释放出的气体种类不同、气体浓度不同。绝缘纸的主要成分是纤维素，有很大的弹性和强度。通过分析纸的聚合度可对设备进行寿命预测。如局部放电中，当放电量低于1500pC时，产生气体成分主要是甲烷和氢气，当放电量为5000pC时，开始出现乙炔。如300℃～800℃时，热分解产生的气体主要是低分子烷烃和低分子的烯烃绝缘纸在120℃～150℃，会产生CO和CO2，在200℃～800℃时除了CO和CO2，还会产生氢烃类气体等特征对气体的监测和分析是充油电气设备绝缘诊断的重要手段。油中气体分析不受各种电磁干扰的影响，数据较为可靠，有关技术相对比较成熟，从定性到定量分析都积累了相当的经验。一、气体在油中的溶解气体不仅能溶解在油中，也能以气体形式释放到油面上奥斯特瓦尔德系数表示油中气体溶解度，与温度有关。二、气体在油中的损失固体材料会吸附气体，导致油中某些气体浓度降低。分析气体浓度时应考虑该部分变压器一天内含气量会变化。三、不同状态下油中气体的含量1、正常运行状态下变压器油中溶解的气体主要是氧气和氮气变压器气体浓度统计分析、气体含量注意值2、变压器内部故障类型与油中气体含量对应关系内部各种故障时对应的油中气体含量四、气相色谱分析检测变压器油中溶解气体的方法一般为:变压器油经冷却装置取样后进入气体萃取与分离单元，按不同的方法分离为要求的气体成分后再进入气体检测单元，由不同的检测器变换为与气体含量成比例的电信号，经A/D转换后将信息存储在终端计算机的存储单元内，以备调用或上传可见油中溶解气体在线监测系统的重点在于解决气体的提取、气体组分的分离和检测1、气体的萃取历来传统的方法：取样油，用真空抽取法，将人工作业自动化，装置复杂；对此改进的方法有直接注入法和鼓泡脱气法半透膜法：将半透膜与本体油接触，仅使气体分子透过而不让油分子透过的方法，构造简单半透膜的选择很重要2、气体浓度测量单元气体色谱分析法（将人做的分析工作自动化），构造复杂，可分析多种气体利用半导体传感器的方法，构造简单，但不能分析多种气体半导体传感器有消耗抽出气体而测量浓度的传感器和不消耗抽出气体就能测量浓度的传感器3、故障状态判断方法（1）特征气体组分法变压器不同故障的特征气体组分不同，可由表判故障类型（2）成分超标分析法单项H2超标，多为油纸绝缘受潮单项C2H2超标，且增长速率较快，可能是变压器内存在高能量放电故障CO、CO2明显增长时，不一定是油老化故障，应结合其他组分判断（3）比值判断法根据特征气体体积分数的比的不同比值按下规则编码，再由表中规定判断变压器故障类型和大体部位。6242324242221HCHCkHCHkHCHCk4.4变压器油中含水量的监测一、水分对绝缘劣化的影响油或绝缘纸吸水之后绝缘强度下降，使放电的起始电压降低，更易于出现放电现象水三种状态：溶解水，悬浮水和沉积水二、监测方法离线下：取油试样在线下：使用湿敏传感器4.5变压器寿命的预测电力设备的寿命通常主要是指绝缘寿命，而变压器寿命主要取决于绝缘纸板的寿命目前的技术：通过测定纸板的平均聚合度来推测其剩余寿命。建立平均聚合度与一些参数的关系模型电力科学研究院：建立了油中糠醛含量与绝缘纸聚合度的关系公式nF0035.051.1lg诊断实例一某发电厂一台SFP7-370000/500型变压器，2001年4月19日出厂，2001年6月22日投入运行。1.故障发生前后的情况2001年6月28日油样色谱分析，发现乙炔含量为0.9*10-6,决定每8h取一次油样进行分析，跟踪监视运行；2001年6月29日，变压器油中乙炔含量超标，且发展趋势迅速，决定立即停机处理；2001年6月29日17时30分，变压器停运，进行高电压下的绝缘特性试验，未发现异常停运后检查与处理情况：发现A相高压套管均压球至高压线圈引出线的屏蔽引线对高压套管的铜管放电（据了解此屏蔽引线未连接），此屏蔽小引线外包的绝缘纸有放电击穿痕迹。B相高压套管存在类似的问题，经厂家处理后进行了全项试验，试验结果正常。2、故障的发生和损坏情况1.故障的发生情况2001年7月13日9时投入运行，7月15日2时8分电气保护动作跳闸，变压器喷油，高压套管A相、B相损坏严重。发电机－变压器差动、主变差动、重瓦斯、复合电压过流等保护动作，发-变组故障录波器启动，变压器运行了29h。设备的损坏情况1）高压套管A相下部外瓷套碎裂约为1200mm和1/3长，露出绝缘纸。B相下部套约1.5m范围内沿四周碎裂，从上部掉小的碎瓷残留约4-5裙，露出铜管芯棒和绝缘，C相套管未明显碎裂。套管的三相法兰全部变形漏油。2）变压器钟罩从侧面看中部出线法兰处向外鼓出约100mm，三相法兰全部漏油。B相上部升高座小油管拉断，升高座固定拉筋从焊口处拉断约100mm。A、B相上部箱壳主筋处撕开约500mm；低压侧方油箱上部7道主筋全部撕裂10-15mm；中部散热器支架处从侧面看，向外鼓出50-70mm,致使散热器下部伸缩节向外位移约150mm倾斜；中性点出线套管向低压侧方向位移约20mm，但为断裂。器身内部的情况A、C相完好，三相引出线基本完好，无放电痕迹；B相高压侧的钢夹件、肢板、拉板及散开的线圈导线均有被电弧烧伤的痕迹。地屏（静电隔屏）的引线断开；围屏纸板未见放电痕迹，b相低压线圈中部有两个线段变形，垫块凸出；B相压板下部两侧沿圆周方向近1/3圆周的断面烧毁，相对应的高压线圈及绝缘烧成黑碳色，其上部两个线段变形扭曲断开且成散开状并有放电痕迹。相对应的低压线圈上部绝缘烧毁。B相高低压绕组之间的绝缘纸筒外部4层及瓦楞纸全部在中间部分断开，且在