电力变压器试验-变压器在线监测

目录了解变压器介损在线监测变压器的介损在线监测原理变压器套管与绕组的介损实验一、了解变压器介损在线监测变压器主要结构如图所示，有：1）器身：包括铁芯、绕组、绝缘部件及引线。2）调压装置：即分接开关，分为无励磁调压和有载调压3）冷却装置:包括油枕、箱体及散热管等。4）保护装置：包括安全气道、吸湿器、气体继电器、净油器和测温装置等5）绝缘套管：包括高压绝缘套管、低压绝缘套管在线监测高压电器设备绝缘测量，从测量方法上也可以分为离线监测和在线测试。从技术角度看，离线监测的数据不能完全反映绝缘状态，因为试验条件和运行条件有较大的差异。因此我们通常使用的是在线监测。为什么要监测？供电系统的安全运行决定于供电设备的可靠性，开展电气设备的在线监测及其故障诊断能够发现运行设备中的隐患，防止突发性故障。将显著提高其运行可靠性，避免事故造成的直接和间接经济损失，从来带来巨大的经济和社会效益。变压器绝缘在线监测内容1.绝缘油中溶解气体在线监测2.变压器局部放电在线监测3.变压器铁芯接地电流监测4.变压器油中含水量在线监测5.变压器绝缘套管介质损耗角正切在线监测6.变压器内部温升在线监测变压器绝缘在线监测系统与监测模块介质损耗在线检测模块局部放电在线检测模块油色谱在线监测模块铁芯接地电流检测模块远程维护中心用户MIS系统监测管理系统服务器避雷器在线监测模块监测点1监测点1监测点n监测点1监测点1监测点n监测点n监测点n监测点n监测点1变压器在线监测实物图介损（tgnδ）tgnδ值称为介质损耗因素，以介质损失角的正切值tgnδ表示的。介损试验是绝缘介质在交流电场作用下的能量损失，在一定电压和频率下，反映绝缘介质内单位体积中能量损耗的大小，它与介质体积尺寸大小无关，数值上为电介质中的电流有功分量与无功分量的比值，是一个无量纲的数。电介质的并联等值电路与相量图当绝缘物上加交流电压时，可以把介质看成一个电阻和电容并联组成的等值电路电介质电导引起的损耗①电导损耗：由电介质中的泄漏电流引起，气体、液体和固体的存在②极化损耗：由偶极子和夹层极化引起，与电源频率有关，频路增大，损耗增大。直流下无极化损耗。③游离损耗：气体在电场作用下游离产生的损耗。电压较高时各种含气泡的介质都产生。介质损失角正切主要能发现哪些缺陷？

介质损耗角正切tanδ反映了介质损失的大小。介质损失角正切值意义在于研究介质的优劣状况。

主要用于检查电气设备整体是否受潮、绝缘老化、油质劣化、绝缘上附着油泥及严重局部缺陷等；以及小体积设备绝缘的某些局部缺陷。

在一般情况下，介质损耗tgnδ试验主要反映设备绝缘的整体缺陷，而对局部缺陷反映不灵敏。测量介质损耗因数，通常不能发现的设备绝缘缺陷是大体积试品的局部缺陷。变压器的介损在线监测原理基本原理在电力设备正常运行的情况下，通过测量常规绝缘特征参数（如果设备绝缘的电流、电容量、介质损耗因素tgnδ），从而反映设备运行的状态合和是否存在问题。而影响高压电气设备的主要参数是介质损耗因素tgnδ，tgnδ能及时反映设备运行存在的缺陷。tgnδ在线监测的原理主要有两种：一种是通过硬件直接测量相位角，有过零点相位比较法，电压比较法等。另一种是通过软件对检测信号A/D变换后，软件对测量信号进行数字化处理得到tgnδ值，主要有谐波分析法。介损测量是绝缘试验中很基本的方法，可以有效地发现电器设备绝缘的整体受潮劣化变质，以及局部缺陷等。在电工制造、电气设备安装、交接和预防性试验中都广泛应用。变压器、互感器、电抗器、电容器以及套管、避雷器等介损的测量是衡量其绝缘性能的最基本方法。测量介损用到的仪器为介损测量仪。变压器套管与绕组的介损实验正接线及反接线正接法：接线时被测品处于完全绝缘的状态。反接法：接线时被测品处于一端接地的状态，使用的是设备内部产生的高压。Cx接线，HV端输出高压。实验方法反接线、内标准电容、内高压（常规反接线）正接线、内标准电容、内高压（常规正接线）：常见设备介损值测量的接线方法。（1）电压互感器。①一次侧对二次侧（正接法）②一次侧对二次侧及地（反接法）③二次侧对一次侧及地（反接法）④末端屏蔽法（正接法）（2）电流互感器①一次侧对二次侧（正接法）②一次侧对末屏（反接法）③一次侧对二次侧及地（反接法）（3）高压穿墙套管①芯棒对末屏（正接法）注意解开末屏接地②芯棒对末屏及地（反接法）（4）电力变压器①一次绕组对二次绕组（正接法）②一次绕组对二次绕组及地（反接法）③二次绕组对一次绕组及地（反接法）正接线测试反接线测试影响变压器介损测量的一些因素影响介质损耗的因素有下面几种1.温度的影响：tgnδ值受温度影响而变化，为了比较试验结果，对同一设备在不同温度下的变化，必须将结果归算到一个巩固的基准温度，一般归算到20℃。2.湿度的影响：在不同的湿度下测量得的值也是有差别的，应在空气相对湿度小于80%下进行实验。3.绝缘的清洁度和表面泄漏电流的影响：这可以用清洁和干燥表面来将损失减到最小也可采用涂硅油等方法来消除这种影响。tgnδ测量中的抗干扰措施1加设屏蔽：当饰品体积不大时，可用金属屏蔽罩或网将试品与干扰源隔开，可以减少测量误差。2采用移相电源：由于干扰源的相位一般是无法改变的，因此可以通过改变电源的相位，使得电源的相位和干扰的相位同相或反相，来达到消除或减少同频率干扰的目的。3倒相法：测量时当电源正接和倒相各测量一次，测得两组结果进行折算。①采用异瓶电源。由于干扰的频率一般为工频或工频的谐波，因此可将输入电源整流成直流后，通过开关逆变电路逆变为异于工频的正弦波，避开刚好的频率范围，这样可大大提高测量精度。②补偿法。通过计算机数据处理将测量数据进行补偿，使得测量波形为不畸变的正弦波后，计算得到tgnδ和C。如何避免-tgnδ情况：出现-tgnδ产生的主要原因。1.被试品的自身电容量相对小。2.周围的杂散电容太大。3.在潮湿大气条件下瓷套表面凝结水膜。4.套管内部油质劣化。5.可能是标准电容器tgnδ变得大于变压器绕组连同套管的tgnδ（标准电容器有损耗）。6.电场干扰。7.磁场干扰。当试品出现-tgnδ时，是没有物理意义的。因此当出现(-tgnδ)时，必须查明原因。

a.现场测试中可以分别采取改变高压引线与试品的夹角。

b.将被试品表面擦拭干净，除去水分和污秽。

c.选择晴朗天气和尽量清除被试品周围的接地体(包括人)的相应措施。

d.注意套管的接地。

e.消除表面泄漏：一般在现场试验时，用软裸金属线或金属片紧贴试品表面绕成屏蔽环并与电桥的屏蔽相接，使表面泄漏电流不经桥臂而直接引回电源，屏蔽环的装设应尽量靠近接线端Cx，以减少小对原电场分布的改变。①tgnδ值与历年数值比较，不应有显著变化，应按照tgnδ值绝对值的增长趋势来判断更为可信。并和处于同样运行条件下的同类设备相比较，即使值未超过标准，但和过去值比较及和同类设备比较，应按照tgnδ值绝对值的增长趋势来判断更为可信。若tgnδ值突然明显增大时，就必须引起注意，查清原因。②变压器绕组tgnδ与原始值比较变大或变小都可能是缺陷的反映。③变压器套管缺油后电容量减小。01知识点1：变压器色谱分析变压器内部故障，主要是局部过热和局部放电。这些故障都会使故障点周围的绝缘油和固体绝缘材料氧化分解而产生气体，这些气体大部分溶解于绝缘油中或悬浮在绝缘材料的气隙中。油的色谱分析法就是对运行中油样进行溶解气体的成分及含量的分析，根据其气体成份及含量判断变压器的潜伏性故障及其性质，从而采取有效措施，将各种隐患消灭在萌芽状态之中，从而预防重大事故的发生。

简述

分析对象

绝缘油的分解

固体绝缘材料的分解

被分析的气体组分析目的推荐检测气体了解脱气程度和密封（或漏气）情况，严重过热时也回极度消耗明显减少必测气体与甲烷之比可判断并了解过热故障点温度，或了解是否有局部放电情况和受潮情况了解过热故障点温度了解有无放电现象或存在极高的过热故障点温度CO了解固体绝缘的老化情况或内部平均温度是否过高与CO结合，有时可了解固体绝缘有无热分解设备名称监测周期变压器500KV主变、容量240MVA及以上主变、所有发电厂升压变压器三个月一次220KV主变、容量120MVA及以上主变六个月一次35/110KV主变一年一次1）出厂设备的检验660KV及以上变压器、电抗器、互感器和套管在出厂试验全部完成后应做一次色谱分析。2）投运行的检验新设备及大修后的设备投运行前应至少做一次检验如果在现场进行感应耐压或局放试验，则应在实验后停放一段时间再做一次试验。

变压器色谱分析周期变压器油中色谱分析在线监测实物图变压器在线监测专家故障系统变压器气体在线监测数据六种故障气体与总烃的监测数据趋势图变压器色谱在线监测分析三比值法

三比值法（五种气体的三对比值）作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。改良三比值法是用三对比值以不同的编码表示气体比值范围比值范围的编码<0.1010≥0.1~<1100≥1~<3121≥3222在相同的情况下把这些比值以不同的编码表示，根据测试结果把三对比值换算成对应的编码组，然后查表对应得出故障类型和故障的大体部位的方法。编码组合故障类型判断故障实例（参考）001低温过热（低于150℃）20低温过热（150-300℃）分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，贴心漏磁，大型电力变压器低压绕组中并联导线间短路，局部放电，层间绝缘不良，铁芯多点接地等21中温过热（300-700℃）0,1,22高温过热（高于700℃）10局部放电高湿度，高含气量引起油中低能量密度的局部放电20,10,1,2低能放电引线对点位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油间隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或磁悬浮电位之间的火花放电20,1,2低能放电兼过热10,10,1,2电弧放电线圈匝间、层间短路、相间短路、引起对箱壳放电、线圈熔断、引线对其他接地体放电等02知识点2：变压器色谱分析案例主变压器（型号SFP10-240000/220-W2，额定容量240MVA），在13日的油样色谱分析结果中，发现乙炔含量为6.51ppm，超过注意值5.0ppm，引起注意，及时汇报加强监督，为了进一步判断分析，在17日，又取油样送检，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，由6.51ppm增长到7.26ppm，在18日，再次送检油样，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，增长到11.76ppm，根据三比值计算编码为102，判断设备内部存在裸金属放电故障。故障案例某供电局330kV金昌变＃2主变型号为OSFPSZ7-240000/330，额定容量为240000kVA，额定电压为330/121/11kV，1990年5月出厂，西安变压器厂生产，投运至98年，定期电气试验正常，油色谱分析试验数据呈缓慢上升趋势，但增量不大。98年取样分析时,发现金变2#主变总烃增长较快，为110.8ppm；98年12月30日分析时，总烃已增至230.4ppm，2000年6月16日分析总烃含量已上升为559.6ppm。2002年4月30日分析时,发现金变2#主变总烃增长较快，为1748.2ppm，在2002年4月30日之前，金变2#主变总烃相对稳定，为1300ppm左右，故对其加强了跟踪分析。根据5月1日至5月8日的分析数据，总烃已增至2069.4ppm，铁芯对地电流为0.3mA,比较稳定。因此，缩短跟踪分析周期，经过几天的跟踪分析，发现总烃含量随主变负荷的增大而增长。故障案例

故障案例

故障案例表1是该变压器自1999年1月8日以来的变压器油气相色谱演变过程。时间CH4C2H6C2H4C2H2总烃H2COCO21月8日292.7118.2483.1089431.9612.25344.63月19日425.7177.5779.101381.847.5668.77152.33月23日440179.5