电力变压器监测与诊断

1、第四章 电力(dinl)变压器的监测与诊断共七十七页电力变压器为重要的供电设备(shbi)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）共七十七页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(jid)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共七十七页4.1 变压器的故障(gzhng)一、变压器故障(gzhng)原因1、制造工艺质量的控制不严材料、设计、装配的缺陷2

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 共七十七页二、变压器常见故障1、局部放电(fng din)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共七十七页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(nib)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、

3、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3一样的结果共七十七页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(zhyo)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共七十七页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(jb)放电、温度监测共七十七页4. 2 局部放电(fng din)的监测一、测量局部放电方法 电测法 非电测法局部放电

4、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(dinq)的干扰的优点声测法、光测法、红外法和气体分析法共七十七页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(wi k)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(dinli)传感器可装在外壳、套管和铁心接地线上共七十七页1、高频电流互感器美国西屋公司的F.T Emery等人在20世纪70年代提出的任何(rnh)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

5、接地阻抗之间共七十七页共七十七页当局部放电发生时，其放电电流信号通过中性点接地线流向接地点，通过高频(o pn)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共七十七页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70KHz180KHz之间（2）声波的类型(lixng)不同媒质中，声波的形式不同。纵波和横波共七十七页高压(goy)引线放电绝缘(juyun)筒表面放电线圈放电共

6、七十七页（3）声波的传播波的扩散、波的反射(fnsh)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(dozh)灵敏度低共七十七页（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20kHz40kHz，液体和固体选取60300kHz 用光纤传输信号(xnho) 选择高灵敏度的声-电传感器和光电元件，高增益、低噪声的电子器件共七十七页二、放电源的定位(dngwi)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 共七

7、十七页利用(lyng)测得电、声信号的时差和声传播速度求解放电源位置共七十七页声- 声定位(dngwi)法基于声- 声触发的定位(dngwi)原理，即选用一路声信号触发其余声信号，定位(dngwi)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 共七十七页三、干扰类型及措施如英国Black 提出的脉冲极性鉴别系统基于(jy)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，与非门无输出共七十七页共七十

8、七页RC检测(jin c)阻抗RLC检测(jin c)阻抗共七十七页四、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(zhndun)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共七十七页五、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

9、(bo jng)变压器放电点的定位共七十七页五、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（3003 000 MHz）电信号，可以用电容(dinrng)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共七十七页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 谱图识别放电类型共七十七页内部放电(

10、fng din)正放电(fng din)脉冲与负放电(fng din)脉冲，它们的幅值、次数大致相同相位对称共七十七页内部(nib)放电表面(biomin)放电共七十七页 内部放电(fng din)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(fng din)幅值和放电(fng din)重复率表面放电正、负脉冲的q-n曲线相交共七十七页垂直坐标为放电重复(chngf)率，放电峰值高表示放电重复(chngf)率高共七十七页共七十七页共七十七页3.3 振动(zhndng)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(y )允许限值当电机内部出现故障

11、、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。共七十七页4.3 变压器油的气相色谱分析(s p fn x)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(shbi)进行寿命预测。共七十七页如局部放电中，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300800 时，热分解产生

12、的气体主要是低分子(fnz)烷烃和低分子(fnz)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共七十七页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(dng xng)到定量分析都积累了相当的经验。共七十七页一、气体在油中的溶解(rngji)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

13、量会变化。共七十七页三、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(duyng)关系共七十七页内部(nib)各种故障时对应的油中气体含量共七十七页四、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(xnx)存储在终端计算机的存储单元内，以备调用或上传 共七十七页可见油中溶解气体在线监测(jin c)系统的重点

14、在于解决气体的提取、气体组分的分离和检测共七十七页1、气体的萃取(cuq)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(xunz)很重要共七十七页2、气体浓度测量(cling)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共七十七页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

15、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(mngxin)增长时，不一定是油老化故障，应结合其他组分判断共七十七页（3）比值判断法根据特征(tzhng)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。共七十七页共七十七页4.4 变压器油中含水量的监测(jin c)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(zhungti)：溶解水，悬浮水和沉积水二、监测方法离线下：取油试样在

16、线下：使用湿敏传感器共七十七页4.5 变压器寿命(shumng)的预测电力设备的寿命通常主要是指绝缘(juyun)寿命，而变压器寿命主要取决于绝缘(juyun)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共七十七页共七十七页诊断(zhndun)实例一某发电厂一台SFP7-370000/500型变压器，2001年4月19日出厂(ch chng)，2001年6月22日投入运行。共七十七页1.故障发生前后(qinhu)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

17、-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(jinch)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。共七十七页2、故障(gzhng)的发生和损坏情况1.故障的发生(fshng)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

18、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。共七十七页设备(shbi)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(szhu)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

19、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。共七十七页器身内部(nib)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(xindun)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

20、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，且在高压出头处及B、C相间中部有贯穿烧焦及碳化痕迹，地屏（静电屏蔽）无明显放电痕迹。低压绕组a、b相左侧约有1/3圆周方向向外凸出近30mm，右侧b、c相间约有1/3圆周方向向内凹进约30mm，且有扭曲变形现象，有一根导线已烧断，高、低压间相对应部位有两处放电痕迹，部分导线烧断。共七十七页变压器故障原因(yunyn)分析根据故障录波器的数据：发电机侧的B相电压为零，主变压器中性点产生(chnshng)零序电流，现场判断为变压器B相金属性接地！综合分析：变压器故障原因是B相高压绕组首端对低压绕组中部换位处主绝缘击穿，强

21、大的电弧导致了变压器各元部件的损坏和油箱的开裂、损坏。直接原因：变压器在制造过程中，绝缘损伤或绝缘材料本身存在质量隐患，在运行中放电致使绝缘材料进一步损坏，最终导致变压器损坏。共七十七页实例(shl)二：某变电所装设的日本东芝生产的3*250MVA/500单相(dn xin)变压器，1997年12月出厂，2000年3月投入运行。共七十七页1、故障发生(fshng)的情况2001年1月17日在对该组变压器进行油的色谱分析时发现，其B相变压器的C2H2含量达10.5ppm，超过了订货合同及我国国标所规定的“注意值”，在此后两天进行的油色谱跟踪监测(jin c)中，其油中的C2H2及总烃含量均呈增长

22、趋势。经初步判断认为B相变压器内部存在放电性故障，1月23日该变压器退出运行，整个投运时间不满1年。共七十七页油中溶解气体(qt)含量试验日期油中溶解气体组分含量(ppm)分析结论H2COCO2CH4C2H4C2H6C2H2C1+C22000.9429.3031.7正常2000.136.016.110.549.9乙炔超过“注意值2000.1.19727057522.59.024.016.772.92000.1.21605357920.69.927.817.675.92000.1.23667183923.111.130.819.284.2共七十

23、七页2、故障(gzhng)的查找 2001年1月31日，日方和运行主管在运行现场召集会议，对以下三个问题取得共识：1）B相变压器油中色谱分析异常，且C2H2含量呈增长趋势，说明该变压器内部确实存在放电性故障，需要进行彻底检查和处理；2）在进入变压器内部检查(jinch)之前，需首先进行高电压的局部放电试验，试验电压从零开始升压，当低压侧（35KV）电压升至36.3KV (250Hz)时，发电机的过流保护动作跳闸，同时听到变压器内部有一声异常音响。经现场各方人员分析认为在试验中变压器内部产生异常声响及电源回路跳闸是由变压器内部放电造成。3）2月4日日方人员进入变压器中，即发现500KV均压球及其

24、邻近的部位有一处纵向击穿痕迹和一处局部放电痕迹。共七十七页故障(gzhng)发生的过程和原因根据检查，厂家认为变压器运行中产生的烃类气体可能是局部放电引起，而引起局部放电的原因是绝缘屏蔽的边缘接触套管均压球；至于在现场进行局部放电试验中的击穿(j chun)，则是发生在从500KV套管尾端均压球起，沿均压球与绝缘屏障间的绝缘撑条向上经绝缘屏障、油隙及升高座内壁的绝缘屏蔽纸筒，至升高座内壁之间放电。共七十七页变压器油中乙炔(y qu)气体的产生和局放击穿的原因1）变压器安装过程(guchng)中，厂家人员因不慎导致高压套管尾部均压球与其绝缘围屏相接触（绝缘围屏的边缘接触了套管的均压球，而本来绝缘

25、围屏与套管均压球之间是夹着撑条形成油道的）。2）在变压器安装过程中，厂家人员不慎将金属微粒带入变压器内部，掉落于套管尾部均压球与绝缘围屏接触的部位共七十七页变压器的修复(xif)2001年2月14日，厂家人员对在该变压器上所查到故障进行(jnxng)了修复，更换了高压套管尾部的均压球和绝缘围屏以及升高座内壁的绝缘筒，修复工作结束后，对变压器进行(jnxng)的电气试验（包括局部放电试验），试验结果合格。2002年2月22日22时，变压器投入运行共七十七页变压器故障诊断实例(shl)分析三某变电所1号主变压器组B相是日本(r bn)三菱生产的壳式变压器，型号为SUB-MRT-250000/500

26、，出厂为1986年，投运日期为1987年10月10日。共七十七页故障(gzhng)经过故障前变电所运行方式：1、2号主变压器并联运行，电容器组及电抗器组SVC设备起停控制(kngzh)回路的中央处理单元发生故障，1号主变压器的15.75KV侧SVC设备停运变压器低压侧断路器和隔离开关在分闸位置。2001年6月25日9时53分，在对更换后的插件送上直流工作电流时，随即SVC设备的断路器和隔离开关自动误合闸，造成隔离开关带负载合闸，三相弧光短路。1号主变压器组低压侧过流保护动作，持续时间240ms，故障造成主变压器组低压侧隔离开关锄头电弧，烧伤，1号主变压器B相压力释放阀冒油造成约150ml左右。

27、共七十七页故障(gzhng)后的试验情况B相故障相中出现C2H2含量为0.4ppm，绝缘电阻和直流电阻测试结果正常(zhngchng)，变形测试结果，三相相关系数为0.80.9，表明低压绕组有轻度变形。综合试验结果认为：故障原因是新更换的SVC设备中央处理单元误发指令所致。变压器可以投运。但必须在投运后的24h取油样试验，以跟踪变压器是否存在故障。6月27日重投1号主变压器，24h后取油样进行试验，试验结果入表1共七十七页油中溶解气体(qt)含量测试试验日期油中气体含量（ppm）CO2COH2CH4C2H2C2H4C2H6A相2001.6.282747127844.801.9130.3B相20

28、01.4.093854162745.701.7129.82001.6.253082125948.60.42.1135.12001.6.28288013716177.423.025.3123.4C相2001.6.283155118742.742.71.8130从结果看，B相变压器在6月28日的气体含量中H2和C2H2大量(dling)出现，显示出该变压器内部已出现能量较高的电弧性放电，变压器应退出运行。共七十七页6月29日厂家人员到达工地，进行了绝缘电阻、直流电阻、短路阻抗以及低电压空载等测试，试验(shyn)结果见下表。共七十七页低电压空载(kn zi)测试低压侧施加电压空载电流低压侧施加电压

29、A相B相C相A相B相C相50V116121112150V236244236100V184194174200V28026270结论：试验结果(ji gu)正常共七十七页用2500V兆欧表测试绝缘(juyun)电阻相别GY DYTY E（兆欧）GY DYTY（兆欧）TY-GY DY E （兆欧）油温A相23003000230029B相28004400380029C相23002700280029注：GY 高压绕组 DY低压绕组 TY 调压绕组结论：试验(shyn)结果良好。共七十七页绕组(roz)直流电阻测试相别绕组分接测量值制造厂家值（75度值）实测（欧）油温（0C）折到75度A相DY10.140

30、6320.16320.1632DY90.1318320.15300.1530DY150.1384320.16070.1609DY170.1405320.16310.1634TY0.006155320.0071460.007309B相DY10.1404320.16300.1631DY90.1316320.15280.1531DY150.1383320.16060.1609DY170.1404320.16300.1634TY0.006169320.0071390.007301C相DY10.1407320.16330.1631DY90.1324320.16090.1608DY150.1386320.16090.1608DY170.1413320.16410.1632TY0.006288320.0073010.007329从测试结果看，A、B相调压绕组(roz)比厂家值低2%。共七十七页短路阻抗测试结果正常根据试验结果，厂家认为变压器绕组没有变形(bin xng)，但内部存在金属件过热，如夹件、铁心或选择开关等部位。共七十七页2.故障的检查(jinch)情况）变压器排油检查 发现油色污浊，油中有烧损绝缘纸的漂浮物，变压器油通过滤纸时留下有黑色碳粉。2）进入变压器内部检查，发现变压器整体绕组没有产生变形，在调压绕组的G4组线圈25、26号线饼上部绝缘