电力变压器在线监测与故障诊断(共43页)

1、精选优质文档-倾情为你奉上本 科 生 毕 业 论 文（设 计） 题 目：电力变压器在线监测与故障诊断专心-专注-专业内容摘要变压器是电网中比较昂贵且重要的电气设备，其安全运行对于保证电网安全可靠运行意义重大。变压器故障主要由内部绝缘老化造成，本文根据变压器的各种机械和电气特性，从电抗器套管绝缘在线分析、局部放电在线分析和油中气体在线分析等方面对变压器在线监测技术作一介绍。关键词：变压器；在线监测；电抗器套管绝缘；局部放电；油中溶解气体 目 录1 绪论1.1 课题的背景及意义 近年来，国内外电网大面积停电事故时有发生，原因大多与电网设备存在问题和电网运行问题有关。为防止电气设备自身故障导致电网事

2、故采用在线监测与故障诊断技术来对电气设备运行状态进行监测和诊断，已成为发展方向，并引起各方面的重视。加强电气设备状态在线监测及故障诊断技术的研究及开发，在应用中不断完整，使之真正成为防止电网事故大面积停电的第一道防线。电气设备的状态检测与故障诊断对电力系统的安全、经济运行有着十分重要的意义。通过对电气设备进行在线状态监测，可对设备的可靠性随时作出判断，从而能早期发现潜伏的故障。因此对电气设备绝缘早期和突发性故障进行在线检测和诊断，对设备安全运行状态进行综合评估具有现实意义。在电能的传输和配送过程中，电力变压器是能量转换、传输的核心，是国民经济各行各业和千家万户能量来源的必经之路，是电网中最重要

3、和最关键的设备。电力设备的安全运行是避免电网重大事故的第一道防御系统，而电力变压器是这道防御系统中最关键的设备。变压器的严重事故不但会导致自身的损坏，还会中断电力供应，给社会造成巨大的经济损失。所以，电力变压器是电力系统中最重要的设备之一,是保证供电可靠性的基础,在线监测与诊断电力变压器的运行状态,对电力系统的安全具有重要的意义。近年来,电力变压器在线监测测技术得到了迅速发展,以计算机技术和通信技术对电力变压器监测数据进行处理与传输,得出实时的运行状态,并成功地应用于实际的工程中,取得了较好的在线监测效果。1.2 本文的主要内容本文研究的是电力变压器在线监测与故障诊断。全文共分为 四 章，各章

4、内容简介如下：第一章 绪论，简述课题的背景和意义、论题的国内外发展现状，介绍论文的主要内容；第二章 电力变压器的在线监测,从电抗器套管绝缘、局部放电和油中气体在线监测,从而更好确保电力系统的安全运行；第三章 变压器在线监测故障诊断； 第四章 本文最后对全文进行总结，并指出了研究课题的未来发展方向。2 电力变压器的在线监测2.1 概述针对不同的电力设备和任务要求其状态监测方法也不同。国外对电气设备状态监测与故障诊断技术的研究，始于20世纪60年代。各发达国家都很重视，但直到7080年代，随着传感器、计算机、光纤等高新技术的发展与应用，设备在线诊断技术才真正得到迅速发展。我国对电气设备状态监测与故

5、障诊断技术的重要性也早已认识。60年代就提出过不少带电试验的方法，但由于操作复杂，测量结果分散性大，没有得到推广。80年代以来，随着高新技术的发展与应用，我国的电气设备在线诊断技术也得到了迅猛发展。由于我国工业发展迅速，用电一直紧张，加之部分设备故障率较高，因此，对于推行在线诊断技术以提高电力系统的运行可靠性更为迫切。电力变压器在线监测与故障诊断系统,能较好地满足电力系统中变压器的在线监测与诊断的需求,从而更好确保电力系统的安全运行。在电能的传输和配送过程中，电力变压器是能量转换、传输的核心，是国民经济各行各业和千家万户能量来源的必经之路，是电网中最重要和最关键的设备。电力设备的安全运行是避免

6、电网重大事故的第一道防御系统，而电力变压器是这道防御系统中最关键的设备。变压器的严重事故不但会导致自身的损坏，还会中断电力供应，给社会造成巨大的经济损失。长期以来，电力系统内对变压器正常运行维护主要是采用事后维修和预防维修两种方式。但是，预防性维修需要停电检修，影响了供电的可靠性；定期检修中更换的设备一部分是没有必要更换的，降低了经济性。因此，常规的检测方法与现代化状态维护发展趋势不相适应，为了保证电力系统供电可靠性和经济性，电力设备的在线监测和故障诊断就应运而生。电力变压器的在线监测方法主要分为两种形式：集中式监测和分布式监测。集中式监测可对所有被测设备定时或者巡回自动监测；分布式监测是利用

7、专门的测试仪器测取信号就地测量。变压器在线监测技术主要是根据变压器的各种机械和电气特性，采用电抗器套管绝缘在线分析、局部放电在线分析和油中气体在线分析等方法监测其运行状态。本文拟以上在线监测方法逐一阐述。2.2 变压器、电抗器套管的绝缘在线监测2.2.1 电容型套管变压器、电抗器在运行时，绕组的末端与首端承受不同电压，因此无法在运行中监测绕组的介质损耗因数，仅能监测到它的套管绝缘参数。 1电容型套管结构1 在电力设备中所采用的套管分为两类，一类为有电压抽取装置套管，另一类为无电压抽取装置套管，见图21。 (a) (b)图2.1 电容型套管电气原理示意图 (a)有电压抽取装置套管；(b)无电压抽

8、取装置套管U2一抽取电压；UX一运行电压；M一末屏(测量套管引出，运行时接地)C一次末屏(抽压套管引出，运行时悬空) 电容型套管具有内绝缘和外绝缘。内绝缘又称主绝缘，为一圆柱形电容芯子，外绝缘为瓷套，瓷套中有供安装用的金属连接套管(法兰)，套管头部有供油量变化的金属容器(油枕)。套管内部抽真空后应注满绝缘油，对于有电压抽取装置套管，除将运行中接地的末电屏通过小套管引至法兰之外，还将它的次末屏也用小套管引至套管法兰上。运行中测量小套管直接与接地的金属法兰相连接。有的通过金属罩，使其与接地的金属法兰相连接。与次末屏相连的抽压套管悬空。 电容型套管的内绝缘电容芯子，对于套管性能的影响最重要，所以主要

9、研究主绝缘(导电杆与抽压套管或测量套管间的绝缘)的(现在运行的变压器、电抗器多采用无电压抽取装置套管)。2套管介质损耗因数()及电容量的监测(1)西林电桥法测量无电压抽取装置套管的介质损耗因数。无电压抽取装置的套管仅有一只测量小套管，正常运行时测量小套管应妥善接地。用西林电桥法测量电容型套管的接线如图22所示。为满足运行电压下套管的测量，可将测量小套管用同轴电缆引至接地刀闸QSE或用专用工具外附接地。接上电桥CX线后，再断开外附接地进行测量。根据测得的R3、R4、Rp、CN，按照下列公式可求得X及CX Cx=CNR4R3 (21) x=c+ N=C4R4+ N (22) R4=R4/Rp=R4

10、Rp(R4+Rp) (23)图2.2测量电容型套管、C的接线(点即为测量小套管端)以一台三相三绕组变压器为例，变压器套管传感器安装见图24。 图2.3绝缘在线监测系统测量套管C接线(点即为测量小套管端) 图2.4在线监测套管绝缘传感器安装位置图各传感器功能如下，以220kV110kV10kV变压器为例：(1)用于220kV套管、C测量的传感器为：#11、#l2、#13传感器。(2)用于llokV套管、C测量的传感器为：#15、#l6、#17传感器。(3)用于铁芯电流测量的传感器为”20传感器。(4)用于变压器局部放电测量的传感器为：#1、#2、#3、#4、# 5、#6、#7、#8、#9、#10

11、、#l9 传感器。(5)10kV套管通常没有末屏，如有也应安装传感器。 图2.5 变压器传感器布置图1变压器套管；2一套管末屏；3一蛇皮管；4一PVC塑料管；5一绝缘导线；6一螺丝；7一测介损传感器；8一传感器柜；9一接地扁钢；l0一局放传感器；11一焊接点； l2一变压器地网；13一电缆沟 变压器的套管末屏，通常是通过它的罩子将其短路接地的。为了对其进行在线监测，应将末屏用导线引出穿过传感器后接地。传感器实际安装布置见图25，所有传感器放置于传感器柜中，套管末屏接地线进入传感器柜并接至柜内的接地扁钢上，此接地扁钢与变压器接地网相焊接。图26为在变电站实际安装的变压器传感器柜。柜中，圆形的为电

12、流传感器，用于变压器套管、C测量；长方形的为局部放电传感器，用于变压器局部放电测量及定位。 图2.6变压器传感器柜 2.2.2 电容型套管预防性试验与绝缘在线监测数据比较 1电容型套管预防性试验标准 电容型套管预防性试验标准见表21。 2预防性试验结果与绝缘在线监测结果比较 多个变电站的套管预防性试验结果与绝缘在线监测结果进行比对，见表22，从表中可以看出两者较好符合。 3测量套管绝缘参数可检查的设备故障 (1)套管绝缘损坏时其、C会发生变化。(2)套管末屏进水、受潮时，传感器电流将被分流，、C均会产生变化。表2.1 套管预防性试验标准 1)20C时的()值应不大于下表中数值 电压等级(kV)

13、 2035 66110 220500 1)13年 2)大修(包括主设备大修)后 3)必要时 大修后 充油型 油纸电容型 充胶型 胶纸电容型 胶纸型 3.O1.O3.O2.O 2.5 1.51.02.O1.5 2.0 0.8 1.O 运行中 充油型 油纸电容型 充胶型 胶纸电容型 胶纸型 3.51.O3.53.O 3.5 1.51.O2.01.5 2.O 0.8 1.0 2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于l000时，应测量末屏对地，其值不大于2 3)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出5，应查明原因表2.2 预防性试验结果与绝缘在线监测结果比变电站名称设备名称预防性试验结果在线监

14、测结果相别U（kV）tg(%)CX(pF)相别U（kV）tg(%)CX(pF)贵阳500kV变电所高压电抗器500kV套管A100.222411.81A313.300.16409.33B100.274426.15B313.350.33403.34C100.273425.85C312.850.48406.59东丰500kV变电所#1主变压器500kV套管A100.40490.0A310.30.35524.7B100.30493.0B310.40.18485.7C100.40491.0C309.80.58476.6临川220kV变电站#2主变压器220kV套管A100.40397.0A137.40

15、.166388.8B100.40392.0B137.40.146374.5C100.40388.0C137.90.121372.3#2主变压器110kV套管A100.50302.0A63.70.164302.0B100.40293.0B63.70.424295.5C100.40295.0C63.90.285285.0普定220kV变电站#2主变压器220kV套管A100.39462.4A135.70.95456.5B100.31427.3B135.70.35420.1C100.35451.2C135.80.25426.9#2主变压器110kV套管A100.44293.6A66.90.42293

16、.3B100.59288.8B66.61.14285.4C100.63282.9C67.40.59267.82.2.3 利用三相套管抽头的不平衡电流作套管绝缘在线监测美国Doble公司采用“综合电流法2 (Sum current Method)”来监测运行中的套管绝缘状况。它的原理是这样的：“如果三相系统电压是平衡的，套管的结构、参数又完全一样那么三相套管电流的矢量和为零。实际上三相电压不会完全平衡，三相套管也会有一点差别，因此三相套管电流的矢量和不为0。但是这个电流(称起始电流)是一个有限值。”而且对于确定的一组套管(三相)是惟一的。当其中的一相套管有损坏时，它的电容值、介质损耗因数()就会

17、改变。由此其综合电流与起始的综合电流就不相同，可根据综合电流的大小及相位监测出哪一相的套管有损坏。图27是综合电流法原理图，图28是当A相套管故障时三相套管的一组电流相量图。图2.7综合电流法原理图(a)实际三相系统起始综合电流，不为0；(b)当A相套管故障时综合电流；(c) 综合电流的变化量分解为和当A相套管发生故障时，A相套管电流改变，通过A相的C1，电流由。此时综合电流由变到。以作为参考点，从与综合电流的变化量之间的角度可以判断是A相故障。将对A相电压分解为与同相的(有功分量)及与 垂直的(无功分量)。由此根据罢、的变化可以计算出A相套管电容的变化。同样根据的变化可以计算出A相套管介质损

18、耗因数的变化。 (a) (b) (c) 图2.8 A相套管故障时三相套管电流相量图2.3 电力变压器局部放电在线监测2.3.1 电力变压器局部放电综述局部放电是引起电力设备绝缘劣化的主要原因之一，每次放电，高能量电子或加速电子的冲击，特别是长期局部放电作用都会引起多种形式的物理效应和化学反应，如带电质点撞击气泡外壁时，就可能打断介质的化学键，破坏介质的分子结构，造成绝缘劣化，加速绝缘损坏过程。严重时有可能导致设备故障，甚至影响到电网的正常运行。在一个复杂的电工设备中，发生在不同部位的放电，对绝缘的破坏作用是不同的。对局部放电准确定位从而准确测定放电量、判断其对绝缘的危害对于电力设备维护、改进产

19、品设计与工艺等都具有重要的意义。在各种电力设备中，变压器的结构和电磁环境尤为复杂，其局放监测问题显得更为突出，经过多年的发展，工程科研人员已提出了一些实用的方法。2.3.2 多端测量定位由于变压器任何部位的放电都会通过不同的耦合途径向各个部位传递，油箱上各个端子都能接收到它的信号，因而可以依次在各个端子对地注入脉冲电荷以模拟不同端子或部位的放电，此时其它端子也会有各自的响应。通过若干组模拟可以得到一校正矩阵。将每个端子实测的放电信号与之比较，它与哪一组校正结果相近即表明放电源与这一对校正端子相关。 1、变电位多端测量3采用不同的试验接地和加压方式改变诸如变压器个别端子的电位、变压器相间和高低压

20、间的电位差、线圈匝间的电位差，结合在各种接线方法下所得到的各线端实测数据变化规律，从而推断放电发生的部位。变电位多端测量原理简单，试验方便，在故障检测中起到了很大作用。改变电位、电位差的方法非常之多，要根据具体情况而定。下面给出三例变电位的方法：1)对称加压法图2.9 对称加压电路图2.10 实测结果U1（高压）端放电量为600 pC, U2（低压）端放电量为1800 pC。测得U1端放电量为200 pC，U2端放电量为300 pC。这时发现U2端放电量大大减小，此时可判定局放位置发生在U2端。2）两相支撑一相法此方法主要用于判断局部放电部位是线圈对地还是在线圈内部。图2.11两相支撑一相法某

21、变压器U1相试验，当施加电压为1.4Um时，U1端放电量为1000 pC。将V1，W1相接地支撑U1相，U1端电压保持不变，此时结果局部放电量仍为1000pC。由此可判断局部放电存在于U1相出线端的可能性较大。3)一相支撑两相法图2.12 一相支撑两相法测得V1相局部放电量为2000pC，同时测得W1相局部放电量为3000pC。此时V1= 0.5Um，UW1 =0.25Um，V1-W1 = 0.75Um。经分析怀疑局部放电源存在于V1，W1相之间，故采取如图2-12的接线方式，此时发现V1-W1 = 0, V1=W1=0.8Um，V1，W1相放电量均小于100 pC。试验证实了局部放电源与V1

22、，W1端头电位无关, 而与V1，W1之间电位差有关。检查V1，W1相间, 发现W1相围屏上黏附有金属微粒，清除后，故障消失。变电位多端测量原理简单，试验方便, 在故障检测中起到了很大作用。在试验过程中，用好该方法的关键在于：1) 改变某端子电位往往有多种方法，应视试品的内部绝缘结构，选择一种“副作用”较小的方式；2) 应评价由于加压或接线方式改变而造成的其它相关电位的改变, 不可轻易下定论。可能的情况下, 应采取不同的方式进行验证或排除；3) 变电位的方法很多, 不可拘泥, 其运用的灵活程度取决于实践经验。2、多端测量多端校正变压器内部任何一个部位放电，都会向变压器的所有外部接线的测量端子传送

23、信号，而这些信号在各个测量端子上所显示出的波形都有其独特的波形特征和不同的幅值。如果将校正脉冲依次添加到某两个端子之间，则校正脉冲同时向各个测量端子传送，在各个测量端子上测出其校正电荷量和观察其波形，并将各端子上的校正电荷值依次作出比值。若放电的比值序列与校正时某个比值序列相似而波形也相似，则可认为放电点在相应的校正端子的邻近部位上。图2.13 多端测量多端校正2.3.3 脉冲极性鉴定法变压器内部发生局放时在各个检测阻抗上发现的脉冲波都有一定的极性，根据这些脉冲的特征来确定局放发生的位置的方法就是脉冲极性鉴定法。该方法应用较多，而且直观方便。图214为脉冲极性法的原理和应用。图中：E为假设的放

24、电源。ZD为测量阻抗；图214(a)为高压和低压绕组之间发生局部放电时测得的脉冲极性即低压阻抗高压绕组阻抗测得的极性相同而高低压绕组测得的极性相反：图214(b)为高压绕组中发生局部放电时测得的脉冲极性；图214(c)为高压绕组和地之间发生局部放电时测得的脉冲极性。将实测脉冲与校对脉冲对比，可以大体上确定放电发生的部位。图2.14 脉冲极性法测试原理图2.3.4 超声波检测法 超声波检测定位法是大型电力变压器局部放电定位的主要方法。变压器中局部放电故障的产生和发展将伴随着声发射现象，放电源也就是声发射源。根据声测原理对变压器的内部放电予以定位时，可将若干个超声探头放置在变压器箱壳上相分离的几点

25、上，组成声测阵列，测定出由声源到各探头的直接波传播时间或各探头之间的相对时差，然后将这些时间或相对时差代人满足该声测阵列几何关系的一组方程中求解，即可得到放电源的位置坐标。1、超声波局部放电测试原理 绝缘介质局部放电有两种类型：气泡内放电以及介质在高场强下游离击穿。一些浇注、挤压的绝缘介质容易夹杂着气隙或气泡, 空气的介电常数较固体介质小, 而场强与介电常数成反比。介质中的气隙或气泡是第一种局部放电的发源地；当局部电场更高时, 在绝缘薄弱环节处将引起介质的游离击穿。以上两种局部放电, 在多数情况下往往同时发生或互相诱发。变压器在运行中出现局部放电时, 伴随产生电脉冲、超声波、光、热和化学变化等

26、现象。高频的电气扰动向所有与其有连接电气回路传播。超声波信号以球面波的形式以某一速度通过绝缘纸板、绝缘油等介质向变压器油箱外传播。超声波穿过绝缘介质到达变压器箱壁上的传感器有两条途径：一条是直接传播，即超声波的纵向波穿过绝缘介质、变压器油等到油箱内壁, 并透过钢板到达传感器；另一条是以纵向波传到油箱内壁, 后沿钢板以横向波传播到传感器, 此波为复合波。超声波传播途径如图215及图216所示。放电源S产生超声波, SA为纵向波, SBA、SCA为复合波。图2.15 超声波的传播途径图2.16 超声波的传播波形2、超声波局部放电检测法优缺点超声波法是用安装在变压器油箱壁上的超声波探测接收信号, 通

27、过信号大小的比较分析, 对变压器内部局部放电进行定性测试, 还能对放电点所处的空间位置进行确定, 并具有在线条件下对变压器内的局部放电进行检测等优点。它的检测结果给变压器的故障分析及处理提供信息，这一方法可避免现场各种电气信号的干扰。通过在线超声波局部放电检测，可实时地监视变压器局部放电状态。超声波局部放电检测是变压器放电性故障测量及带电监测的一种较好的方法。 但该方法有一定的局限性：当放电源位于变压器绕组表层时测试是有效的，当放电源位于变压器绝缘深处时，信号将难以收到；对于同时出现的多点放电, 如何判断超声信号的大小, 如何区分其超声信号, 仍需要做进一步的工作；此外，此法在具有强电磁干扰的

28、现场定位中准确度不高。其原因主要有：变压器内部绝缘结构复杂, 各种声介质对声波的衰减及对声速的影响都不一样；目前使用的局部放电监测超声波传感器抗电磁干扰能力较差, 灵敏度也不很高；各种计算定位法中的算法也不尽完善。2.3.5 基于超高频电磁波测量1、超高频电磁波简述目前，国内外对运行中的变压器的局部放电进行在线监测，大多沿用或借鉴变压器出厂或交接试验中所采用的脉冲电流法。该方法应用于现场变压器局部放电在线监测所面临的最大困难是现场环境的干扰问题。变电站属于强电磁干扰环境，现场存在着广泛的电晕放电、开关动作产生的冲击以及相邻高压电气设备内部可能出现的局部放电等，这是变压器局部放电在线监测所面临的

29、主要干扰源。由于干扰信号的能量和幅值往往很大，传播路径又十分复杂，这些干扰信号不可避免地窜入测量系统中，对局部放电测量结果产生严重影响。更为严重的是，被测局部放电信号极易被干扰信号所淹没，导致有效信号的识别困难，甚至几乎无法进行测量。多年来，国内外在局部放电机理及其检测技术方面进行了大量的研究，取得了一些成效。但由于干扰信号与被测局部放电信号往往具有相同或类似的特征，干扰信号的提取十分困难，致使在线局部放电测量中的抗干扰问题仍未得到圆满的解决。近年来，超高频局部放电测量技术（UHF法）在GIS局部放电检测中获得了成功应用。UHF法的显著特点是抗干扰能力强，非常适宜局部放电的在线监测。研究认为，

30、变压器油及油/纸绝缘中发生的局部放电，其信号的频谱很宽，放电过程可以激发出数百甚至数千兆赫兹的超高频电磁波信号，而变电站现场的干扰信号频谱范围一般在150MHz以下，且在传播过程中衰减很大。采用基于超高频电磁波测量的局部放电测量技术，检测局部放电产生的数百兆赫兹以上的超高频电磁波信号，可有效地避开各种电晕等干扰信号，有望解决局部放电在线监测中局部放电产生的超高频信号特征，并将UHF法应用于现场变压器的局部放电在线监测。2、油/纸绝缘中超高频局部放电信号的频谱特征图217为超高频局部放电模拟试验示意图。其中，试品（放电模型）和超高频传感器均放入盛满变压器油的油箱内（一台10kV电压等级的变压器油

31、箱），试验电压通过套管施加到试品上，由超高频传感器接收试品局部放电产生的超高频电磁波，由此将局部放电信号转换为超高频脉冲电压信号，并经放大等送入计算机处理。图2.17 超高频局部放电模拟试验示意图为了模拟变压器局部放电，设计了五种放电模型，分别模拟油/纸绝缘中尖端放电（油屏障放电）、沿面放电、气隙（空穴）放电、悬浮放电以及各种油隙放电，如图218所示。图219(a)(e)为五种放电模型的超高频局部放电信号频谱图。图2.18 放电模型图2.19 (a) 尖端放电图2.19 (b) 沿面放电图2.19 (c) 气隙放电图2.19 (d) 油楔放电图2.19 (e) 悬浮电极放电试验及频谱分析发现，

32、放电信号的频谱特性比较稳定、重复性较好。随放电信号的增加，频谱幅值亦有所增加，但不明显。尖端放电的能量主要分布在500MHz-1100MHz频段内，500MHz-600MHz频段的特征峰较高；沿面放电的能量集中在500MHz 附近的狭窄频段内，特征峰基本上只有一个； 气隙放电的能量主要集中在300MHz-600MHz频段内，且有多个幅值相近的特征峰；油楔放电的能量主要分布在500MHz-900MHz的频段内，特征峰幅值较为接近，密度比气隙放电疏；悬浮电极放电广泛地分布在300MHz-1500MHz的频段内，300MHz的特征峰非常稳定，其余部分的特征峰没有规律，但幅值均比300MHz的特征峰低

33、。上述五种放电模型基本可以反映变压器局部放电的常见类型，其频谱特征对识别变压器中油/纸绝缘故障类型是有利的。3、现场变压器局部放电的在线监测现场局部放电在线测量系统示意图如图220所示。由超高频传感器接收变压器内局部放电产生的超高频电磁波，并经放大器等电路衰减、放大。利用数字示波器（或高速A/D采集卡）采集、显示超高频电磁波信号，最终通过计算机对放电信号进行处理和显示。为了避免空间电磁信号对局部放电测量的影响，对测量系统的各个环节采取了一系列抗干扰措施，如信号接线端、数据采集系统等。现场实测表明，测量系统基本上未受到现场电磁信号的干扰，测量系统自身的噪声水平30mA。图2.20 变压器超高频局

34、部放电在线检测系统4、讨论通过试验室及现场超高频局部放电监测可以看出，将超高频传感器置入变压器油箱内并采用UHF法进行局部放电测量，具有足够的测量灵敏度，并可有效地解决在线监测中所遇到的强电磁干扰问题，使测量的有效性大大增加。目前，变压器超高频局部放电监测技术中放电量标定以及故障诊断的判据等问题需进一步研究。在超高频检测方法中，被测信号为超高频电磁信号，其幅值与放电脉冲的陡度、放电类型有关。目前的研究尚未得到超高频信号与实际放电量的对应关系，只能采用超高频信号幅值（mV值）表征局部放电水平。变压器油/纸绝缘中的局部放电，其超高频信号频谱具有一定的特征，这些特征有利于对变压器中油/纸绝缘故障类型

35、进行识别。超高频法的特点以及变压器箱体的屏蔽效果，使变压器超高频局部放电测量方法的抗干扰能力优于目前传统局部放电监测方法，这对于实现变压器局部放电的在线监测是非常有利的。2.3.6 变压器局部放电的智能化诊断1、局部放电智能化简述近年来，采用微机辅助的多功能测试系统，可以利用多种测量方法，对局部放电进行快速的测量、分析、诊断和提出解决方法。不仅提高了测量的准确率还大大减轻了工作人员的工作量。上海电力学院成功开发了变压器局部放电诊断专家系统(TFDES)。该系统由知识库、数据库、解释机制、推理机和人机接口五部分组成, 其中知识库是专家系统的核心。TFDES 诊断着重围绕超声波技术、传感技术和气体

36、色谱分析等检测手段获得的数据,建立了系统的知识库, 知识库建成模块化机构，如图221所示。TFDES对运行中变压器内部局放故障可作出早期诊断和实时监测, TFDES对现场运行人员可提供“咨询”意见。目前, TFDES系统安装在有关供电部门, 运行情况良好, 它有助于电力部门提高智能化诊断水平。图2.21 TFDES 知识库模块图2、TFDES4 的特点1)TFDES的知识表达采用目前专家系统中最广泛使用的产生式系统，知识库为模块式结构。各模块相互独立，从而有利于知识库的修改、扩充和更新，这给知识库的维护带来很大方便。2)充分利用了TURBO-PROLOG语言的特点，实现目标驱动的反向推理，并引

37、入了模糊逻辑，成功地处理了某些模糊问题。3)本系统的数据库由气体分析与绝缘预防数据库和动态数据库两部分组成。前者可将各种气体数据和绝缘预防数据作为历史资料存档，以便用户随时查询、管理。最后得出的结论，不但根据当前的输入数据，而且还综合历史变化的趋势进行纵向分析，以及对有关试验数据进行横向分析。动态数据库是一个上下文树，它存放中间推理结果和最终判断结论，在用户需要解释时，以便由解释机制调用。3、变压器故障诊断的人工神经网络（TFDANN）1)TFDANN 的结构TFDANN 的实质就是用来模拟人脑的信息处理功能，它具有自组织、自学习的能力，能映射高度非线性的输入、输出关系。TFDANN 工作过程

38、由学习期和工作期两个阶段组成(1)学习期：在学习过程中，气体分析数据及其它各种测试数据来源于变压器历史数据的计算后的结果，接着数据集被读入网络，通过反向传播学习计算法，计算权值和阈值。(2)工作期：在诊断过程中，计算来自不同变压器的测试样本，从而得到网络的实际输出，最后将这些值与所期望的输出值进行比较。TFDANN 采用神经网络的模块化结构，其各模块样本训练是独立进行的。结构如图222所示。图2.22 TFDANN 模块化结构图其中BP1是特征气体法模块， 输入特征元素X1X6分别为H2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6、CO等6种气体在TCG中的含量，其输出Y1Y4分别对应变压器故障诊断

39、正常，过热、电晕、电弧4 种情况，其结构如图223所示。图16中BP2为三比值法模块，其中X7X9分别为C2H2 / C2H4，CH4/H2，C2H4/ C2H6的比值数据特征元素，输出Y5Y12分别对应变压器的故障性质。BP3为绝缘油特性试验模块，输入特征元素X10X15分别对应酸值、电阻率、含水量、表面张力、介损、击穿电压，输出Y13Y15分别对应绝缘油良好、要注意和不良3 种状态。BP4为变压器外部检查模块，输入特征元素X16X20分别为变压器运行的油温、油位、各种噪声等数据，其输出Y16、Y17对应变压器外部及内部是否异常。TFDANN 主模块根据各分模块输出的结果进行归纳，最后输出T

40、FDANN 诊断结论。图2.23 BP1 模块的神经网络图2)TFDANN的特点(1)采用反向传播（BP）网络，具有良好的模式分类能力，引入模糊逻辑理论，较好地处理了一些数据不确定性问题。(2)将网络的输入/ 输出分别与故障征状和故障性质相对应，建立了神经网络的模块化结构。它不但极大地简化了样本训练的过程，使用户输入信息量大为减少，同时，网络的节点、隐层节点和激活函数趋向简单，加快了诊断速度，有利于软件的更新和维护。2.4 油中气体在线监测2.4.1 油中气体在线监测概述变压器油中溶解气体色谱分析的在线监测方法是基于油中溶解气体分析理论，它直接在现场实现油色谱的定时在线智能化监测与故障诊断，不

41、仅可以及时掌握变压器的运行状况，发现和跟踪存在的潜伏性故障，并且可以及时根据专家系统对运行工况自动进行诊断。2.4.2 变压器故障与油中特征气体的关系1.变压器的绝缘结构变压器采用油纸绝缘结构，它由变压器油、纸和纸板等A级绝缘材料组成。变压器油与绝缘纸相结合构成的油纸绝缘结构，具有很高的耐电强度，但油和纸两者均易被污染。变压器油在运行中因受温度、电场、氧气、水分和铜铁等材料的催化作用，发生氧化、裂变与碳化等反应，生成某些氧化产物，同时产生氧气及低分子烃类气体和固体X 腊等。 当变压器油受到高电场能量作用时，即使温度较低，也会分解产气。变压器中溶解的气体在电场作用下将发生电离，释放出的高能电子与

42、油分子发生碰撞，将其中的H原子或CH。原子团游离出来而形成游离基，促使产生二次气泡。 变压器油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH；、CH；和CH。化学基团，由于电或热故障的原因，可以使某些CH键和CC键断裂，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等。也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。绝缘纸、纸板它们的主要成分是纤维素。纸、层压板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋环和弱的CO键及葡萄糖甙键。并能在较低的温度下重新化合，聚合物裂解的有效温度高于105。C，完成裂解和碳化高于300。C。在生成水的同时，生成大量的C0、C0：及少量烃类气体和呋喃化合

43、物，同时油被氧化。C0和C0：的生成不仅随温度升高而加快，而且随油中氧的含量和纸的湿度增大而增加。2气体在油中的溶解充油变压器内部的油，纸等绝缘材料所产生的各种气体，在一定的温度和压力下达到溶解和释放的动平衡，最终达到饱和或接近饱和状态。气体在变压器油中的溶解度大小与气体的特性、油的化学组成以及溶解时的温度等因素都有密切的关系。当产气速率很高时，分解气体除一部分溶于油中之外，还会有一部分成为气泡上浮，并在上浮过程中把油中溶解的氧和氮置换出一部分。这种气体置换过程与气泡大小和油的黏度有关，气泡越小或油的黏度越大，气泡上升越慢，与油接触的时间就越长，置换就越充分，直至所有的气体组分达到溶解平衡为止

44、。对于尚未被气体溶解饱和的油，气泡可能完全溶于油中，最终进入气体继电器内的就几乎只有空气成分和溶解度小的气体，如氢气、甲烷。由此可见：在变压器故障的早期阶段，只有溶解度低的气体才会聚积于气体继电器中，而溶解度高的气体仍在油中。当变压器发生突发性故障时，因气泡大，上升快，与油接触时间短，溶解和置换过程来不及充分进行，分解气体就以气泡的形态进入气体继电器中，并且气体继电器中积存的故障特征气体，往往比油中含量高得多。3变压器内部故障与油中特征气体的关系(见表23)表2.3 充油电力变压器不同故障类型产生的气体。 故 障类 型 主要气体组分 次要气体组分 油过热 CH4，C2H2 H2，C2H6 油和

45、纸过热 CH4，C2H4，C0，C02 H2，C2H6 油纸绝缘中局部放电 H2，CH4，C0 C2H2，C2H6，C02 油中火花放电 H2，C2H2 油中电弧 H2，C2H2 CH4，C2H4，C2H6 油和纸中电弧 H2，C2H2，C0，C02 CH4，C2H4，C2H6注进水受潮或油中气泡可能使氢气含量升高。2.4.3 色谱气体检测原理通过色谱柱中的固定相对不同气体组分的亲和力不同，在载气推动下，经过充分的交换，不同组分得到了分离，经分离后的气体通过检测转换成电信号，经A/D采集后获得气体组分的色谱出峰图。根据组分峰高或面积进行浓度定量分析。2.4.4 气体色谱分析为了解释油中溶解气体

46、的分析结果，并以此对产生这些气体的故障原因作出诊断，应用特征气体法可知，局部放电反映的特点是H2含量高、CH4占总烃中的主要部分；过热故障反映的特点是总烃含量高；放电故障(包括电弧放电和火花放电)反映的特点是H2和C2H2含量高。DGA 结果的解释是建立在三比值法(IEC) 基础上, IEC法(即基于H2、CH4、C2H6、C2H4 和C2H2五种特征气体的最大产气速率的温度的依次增加的假定而提出的) 用H2、CH4、C2H6、C2H4和C2H2气体组成三对比值法来判断变压器故障性质。对相同的比值范围，三对比值以不同的编码表示，并将这些编码组合分析，即可对故障情况按程度进行分类，作出判断。2.

47、4.5 色谱在线监测系统的组成气相色谱法5是目前应用较广的分析方法之一，它在石油、轻工、食物及环保等领域有着广泛的应用，长期的运行实践证明了利用气相色谱法分析变压器内部故障的有效性。随着自动化技术、选择性检测器的应用、新型色谱柱的研制，气相色谱分析方法正在朝更高灵敏度、更高选择性、更方便快捷的方向发展。然而，大多应用场合仍需要人工干预，已实现在线色谱检测的领域非常有限，这与气体自动萃取、仪器所使用的恶劣环境影响检测精度等问题有很大的关系。以变压器色谱在线监测系统为例，为了完全替代常规的人工检测方法，在线监测系统按图224所示的方式构成。 图2.24色谱在线监测系统构成由图224可以看出以往需由

48、人工从变压器取油样，并在试验室进行脱气处理的过程可以利用色谱数据采集器中的油气分离装置完成。色谱数据的处理过程原来是由人工确定基线，现也由数据处理服务器自动完成。2.4.6 色谱在线监测系统的功能变压器色谱在线监测系统主要具备以下功能：1)可同时自动定量分析变压器油中溶解的H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2和H2O以及各自的增长率；2)可以选择数据报表、趋势图及直方图等多种显示方式；3)具有设备故障诊断及报警功能；4)具有故障发展趋势分析功能；5)具有网络功能。2.4.7 色谱在线监测系统的关键技术随着在线监测技术的发展，当前的色谱在线监测技术已经日趋成熟。在线监测的基本

49、原则是：能够实时、自动、稳定地对变压器油中溶解气体进行监测，不能对变压器的正常运行造成安全隐患，同时要适应环境的变化。业界对色谱在线监测的关键技术基本上达成以下几点共识：1)高效、准确的油气分离，以真实的反映油中溶解气体的含量和变化速度；2)自动、智能的色谱数据处理方法，以获取准确的气体浓度信息；3)稳定的环境适应能力，以适应室外不同气象条件下的在线监测。2.4.8 色谱在线监测系统工作流程变压器色谱在线监测系统的工作流程图如图2-25所示，系统在微处理器控制下进行热油冷却、油中溶解气体萃取、流路切换与清洗、柱箱与检测器温度控制、样气的定量与进样、基线的自动调节、数据采集与处理、定量分析与故障

50、诊断等分析流程。变压器油在内置一体式油泵作用下进入油气分离装置，分离出变压器油中的溶解气体，经过油气分离后的变压器油流回变压器油箱，萃取出来的气体在内置微型气泵的作用下进入电磁六通阀的定量管中。定量管中的气体在载气作用下进入色谱柱，然后检测器按气体流出色谱柱的顺序分别将六组分气体变换成电压信号。色谱数据采集器将采集到的气体浓度电压量通过通讯总线上传给安装在主控室的数据处理服务器，数据处理服务器根据仪器的标定数据进行定量分析，计算出各组分和总烃的含量以及各自的增长率。油中溶解水分由单独的传感器检测，将数据传至数据处理服务器。最后由故障诊断专家系统对变压器进行故障分析，从而实现变压器故障的在线监测

51、。图2.25 变压器在线监测系统工作流程图3 变压器在线监测故障诊断3.1 变压器在线监测装置的稳定性在线监测装置的稳定性是推广及应用的关键，其中既有技术问题，也有制造工艺的问题。1）元器件的老化：在线监测装置所用的元器件种类多，特别是电子元器件在现场恶劣环境下运行，在电力系统过电压、 短路故障等冲击作用下易于损坏。 如前台机(含传感器及辅助电路元器件)直接安装在设备上或附近，不仅环境因素复杂，而且连续高温或大范围的温度变化对元器件的寿命和稳定性影响很大。后台工控机质量不高，冲击负荷对主板电路和控制器件的危害很强，死机现象时有发生。2）电磁兼容性：虽然研究者和制造商们花了很大的力气研究防电磁干

52、扰的问题， 但从目前的技术水平看， 就在线监测本体而言， 采用硬件与软件结合、 以软为主的主导思想对解决从强电磁场干扰信号完全淹没中提取微弱在线监测信号已有诸多的措施，在实验室已经可以做到非常高的精度。但问题在于对不同变电站的干扰源及其传播路径需要作出对应的分析，并采取相应的措施。 因此，需要在总结运行经验的基础上， 制定相应的出厂和安装完后交接时的电磁兼容性试验标准。3）现场维护：由于在线监测的传感器及前置放大器等辅助器件， 在长时间复杂而恶劣环境中运行后， 电子器件因老化而使相应特性及灵敏度发生变化，光敏、气敏等传感器件敏感性降低，机构部件不灵等，都会使检测的数据发生偏差，需要定期重新设置

53、标定、检修或更新。 因此，在线监测装置厂商需要给出可靠的免维护时间或更换周期， 需要建立自己产品分布的信息管理网站和高水平的快速反映维护队伍， 用户也要有从事在线监测装置维修与检测的专职工程师。3.2 变压器在线监测与诊断系统的标准化由于在线监测技术及装置还处于研发阶段，监测的技术、方法和诊断软件都在不断完善和改进，加之市场竞争导致相互沟通少， 因此在线监测装置与诊断装置的标准化问题都不可能很快建立。1）监测装置：从发展趋势来看，应当尽早制定一个采用现场总线技术的行业性标准和数据通讯规约，建立标准化的库标准和完善的信息管理系统，使各个厂商之间的产品都具有开发性、 可扩展性和互换性。这样，既可以让用户从不同特色厂家优化组合一个监测