34电力设备故障诊断及状态检修的研究

发布时间：2016-06-25 07:01

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第二章电力变压器故障诊断方法；§２．４电力变压器故障检测技术；变压器故障检测技术是准确诊断故障的主要手段，根据；油中溶解气体分析法可以有效地检测变压器内部的潜伏；小节介绍这种方法；§２．４．１油中溶解气体分析（ＤＧＡ）；油中溶解气体分析是指检测溶解在油中各种气体的含量；Ｃ２风、乙烯ｃ２Ⅳ；§２．４．１．１故障特征气体的来源；变压器在正常运行状态下，由于油和固

第二章电力变压器故障诊断方法

§２．４电力变压器故障检测技术

变压器故障检测技术是准确诊断故障的主要手段，根据ＤＬ／Ｔ５９６．１９９６电力设备预防性试验规程的试验项目及试验顺序，主要包括油中气体的色谱分析、直流电阻检测、绝缘电阻及吸收比、极化指数检测、绝缘介质损耗角、油质检测、局部放电检测及绝缘耐压试验”“。目前对变压器的检测是以离线检测为主，在线监测为辅的方式。

油中溶解气体分析法可以有效地检测变压器内部的潜伏性故障及其发展程度，因此成为电力运行部门和变压器制造厂普遍采用的变压器油质最分析项目。在１９９６年我国颁布的电力设备预防性试验规程中【“】，变压器油的色谱分析放在了首要位置，因此下面单独列出一

小节介绍这种方法。

§２．４．１油中溶解气体分析（ＤＧＡ）

油中溶解气体分析是指检测溶解在油中各种气体的含量及其增减变化规律。它的基本原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化，即在某一较高温度下，通常有某一种气体的产气率最大。随着温度的升高，产气率最大的气体依次是甲烷ＣＨ。、乙烷

Ｃ２风、乙烯ｃ２Ⅳ。和乙炔ｃ２吼。因此，，故障温度和油中气体含量之间存在着对应关系。

§２．４．１．１故障特征气体的来源

变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气

体（主要包括氢气Ｈ２、甲烷明。、乙烷Ｃ２吼、乙烯ｃ２Ｈ。、乙炔ｃ２吼、一氧化碳ＣＯ、

＝氧化碳ＣＤ，等多种气体）。当变压器内部发生过热性故障、放电性赦障或者内部绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。对应这些故嫜所增加含量的气体成分见表２—１。

表２－１故障类型及对应增加的气体成分

故障类型

油过热油纸过热油纸中局放

Ｈ２、ＣＨ４、Ｃ２Ｈ２、ＣＯ主要增加的气体成分

次要增加的气体成分

日２、Ｃ２日６

ＣＨ４、Ｃ２乩

ＣＨ４、Ｃ２Ｈ４、ＣＯ、ＣＯ：

Ｈ２、ｃ２Ｈ６

Ｃ２Ｈ６、Ｃ０２

油中火花放电

油中电弧

Ｃ２Ｈ２、Ｈ２日２、Ｃ２Ｈ２

ＣＨ４、Ｃ２凰、Ｃ２日６

第７页

油纸中电弧

符２、Ｃ２Ｉ－１２、ＣＯ、Ｃ０２

ＣＨ４、Ｃ２Ｈ４、Ｃ２Ⅳ６

受潮或油有气泡

日２

§２。４．１．２故障的发现

一般情况下，变压器油中是含有溶解气体的，新油含有的气体最大值约为ＣＯ一

１００肛／Ｌ，Ｃ０２—２００ａｚ／Ｌ，Ｈ２—１５肛／Ｌ，ＣＨ４—２．５肛／Ｌ。运行油中有少量的ＣＯ

和烃类气体。但是当变压器有内部故障时油中溶鳃气体含量就大不相同了。变压器内部故障时油中产生的各种气体成分可以从变压器中取油样经脱气后用气象色谱分析仪分析得出。根据这些气体的含量、特征、成分比值（如三比值法）和产气速率等方法判断变压器内部故障。

但是实际应用中不能仅仅根据油中气体含量简单作为划分设备有无故障的唯一标准，而

应该结合各种可能的因素进行综合判断。为此电力设备预防性试验规程ＤＬ门５９６－１９９６专门列出油中溶解气含量的注意值，如表２－２。

表２－２

规程中对油中溶解气体含量的注意值

气体

圩２

１５０

ＣＨＩ

Ｃ２Ｈ６

３５

Ｃ２片４

６５

Ｃ２日２

５’

总烃

１５０

正常极限，正／工

２５

?（５００ｋＶ变压器为１）。

规程要求，对运行设备的油中氢气与烃类气体含量超过了表２－２中注意值，应该跟踪它

们的发展，以确定是否存在故障。

§２．４．１．３三比值法确定故障类型、性质

所谓三比值法实际上是通过计算ｃ２凰，ｃ２乩、ＣＨ４／Ｈ２、Ｃ２月４／ｃ２Ｈ６，将选用的

五种特征气体构成三对比值，在相同的情况下将这些比值以不同的编码表示，如表２－３所示。根据测试结果计算得出编码，并把三对比值换算成相应的编码组，然后就可以查表找出对应的故障类型和故障性质，如表２．４所示。

表２－３

ＩＥＣ三比值法编码规则和分类

比值范围编码

｝

特征气体的比值

＜Ｏ．１

ｃ２凰／Ｃ２Ｈ４

Ｏ

１

ＣＨ４／Ｈ２

１０２２

Ｃ攀４｜Ｃ２Ｈ６

Ｏ０

１

ｏ．１～１１～３

＞３

１

２

表２－４

ＩＥＣ三比值法故障性质对照表

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序号

０

１２３４５６７８

故障性质

Ｃ２Ｈ

２

７Ｃ２Ｈ４

００ｌ

ＣＨ４／Ｈ２

Ｏ

ｌ

ＣｚＨ４／Ｃ２Ｈ

０

Ｏ

ｂ

无故障

低能量密度的局部放电

高能量密度的局部放电

ｌＯ０

０

低能量放电④高能量放电低温过热（＜１５０℃）②低温过热（１５０～３００＇ｃ）③中温过热（３００～７００＇ｃ）高温过热（＞７００℃）④

ｌ一２

１

Ｉ一２

２ｌ

０

Ｏ０Ｏ

０

２２２

ｏ

ｌ

２

注：

①随着火花放电强度的增长。特征气体的比值有如下增长趋势：Ｃ２Ⅳ２／Ｃ２Ｈ４从Ｏ．１～３增加到３以上Ｃ２Ｈ４／Ｃ２Ｈ６从ｏ．１～３增加到３以上。

②在这一情况下，说明了Ｃ２以：Ｃ２风比值的变化，气味主要来自固体绝缘的分解。

③这种故障情况通常由气体浓度的不断增加来反映。（Ｈ。／Ⅳ，的值通常大约为１，实际值大于或小于１

与很多因素有关ｔ如油保护系统的方式，实际的温度水平和油的质量等。

④Ｃ２Ｈ２含量的增加表面热点温度可能高于１０００＂Ｃ。应用三比值法应当注意的问题：

１）对于油中各种气体含量正常的变压器，其比值没有意义。

２）只有油中气体各成分含量超过了注意值，经过综合分析确定变压器内部存在故障后，才

能迸～步用三比值法分析其故障性质。３）由于每一种故障对应于一组比值，所以对多种故障的变压器，可能找不到相应的比值组

合。

４）实际应用中可能会出现没有列入的三比值组合，这时就要综合分析以确定故障类型。５）三比值法不适用于气体继电器中收集的气体分析判断故障类型。

ＩＥＣ三比值法虽然可以简单、有效的判断变压器的故障，但是，它存在着一些如上述列出的不足：而且，三比值法只能大致判断出故障的性质，无法确定故障发生的部位，因而无法提出具有针对性的维修措施以迅速排除故障。

§２．４．２电力变压器的其他预防性试验

根据文【１４】的规定，电力变压器的预防性试验项目有以下项目，如表２－５所示

表２－５电力变压器预防性试验项目

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１

油中溶解气体色谱分析

绕组直流电阻

绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数

绕组介质损耗因数

电容型套管的介质损耗因数和电容值

１７

局部放电测量

有载调压装置的试验和检查测温装置及其二次同路试验气体继电器及其二次回路试验

压力释放气校验整体密封检查

２３

４５６７８９

１０

１８１９

２０２１２２２３２４２５２６２７

绝缘油试验交流耐压试验

铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、

线圈压环极屏蔽等的绝缘电阻

油中含水量

冷却装置及其二次回路检查试验

套管中的绝缘试验

全电压下空载合闸油中糖醛含量

１１

油中含气量绕组泄漏电流绕组所有分接头的电压比

校核三相变压器的组别和单相变压器极

性

绝缘纸（板）聚合度绝缘纸（板）含水量

阻抗测量

振动

噪声

１２１３

１４】５

２８２９

３０３ｌ

空载电流和空载损耗断路阻抗和负载损耗

１６３２

油箱表面温度测量

其中油中色谱分析前面着重介绍过，故以下介绍其他重要的预防性试验项目Ｉｌ”。

１．绕组直流电阻

绕组直流电阻检测在变压器所有试验项目中是一项较为方便而且有效地考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验，它能够反映绕组匝问短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻的差异和接头接触不良等缺陷故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段。绕组的直流电阻可以简单地用电压表一电流表法测量，更为准确的测量可以采用惠斯登或凯尔文电桥进行测量。当三相的直流电阻不平衡时，则可能是绕组出现了匝间断路或短路故障，或是绕组并联支路的引线头出现了开焊故障。２．绝缘电子和吸收比

绝缘电阻可以用于判断变压器绝缘受潮的严重程度以及绝缘内部是否存在绝缘缺陷等。由于电气设备多层绝缘的“吸收现象”，绝缘电阻的大小会随时间发生变化。对于大多数的

变压器，在６０秒后试验电流基本趋于稳定，因此，６０秒时的绝缘电阻值‰常用来检测变

压器的绝缘整体受潮、污秽或贯穿性缺陷等。

由于绝缘电阻值与试验温度、湿度和绝缘的结构尺寸、材料都有关系．因此单纯以绝缘电阻的绝对值来检测绝缘质量并不十分可靠，通常，应用吸收比Ｋ这一概念来反映绝缘的

情况，Ｋ的定义为

芷：＿Ｒ６０

Ｒ１５

式（２．１）

对于不均匀的绝缘材料，如果绝缘状况良好，则吸收现象将比较明显，Ｋ值便大于１。如果绝缘状况不好，如受潮严重或绝缘内部有集中性的导电通道，Ｋ值便接近于１。所以，利用吸收比Ｋ值的大小，可以有助于判断绝缘状况的好坏。

对于一些比较大型的电气设备，如大型电力变压器和大电机等，由于绝缘的电容值较大，吸收时间延长，因此还采用１０分钟和１分钟时的绝缘电阻之比，即极化指数Ｒ６０。，‰ｏ来判

别绝缘状况，这在一定程度上弥补了吸收比的不足，提高了绝缘电阻测量的有效性。

第１０页

实践证明，用吸收比氏栅ｔｔｓ来检测变压器绝缘质量，其数值分散性比较小，可靠性也比较高。

３．介质损耗因数试验

介质损耗因数测定是变压器的出厂试验之一，是判断变压器绝缘工艺质量较为重要和较

为有效的方法之一。通过测量介质损耗因数，可以反应出绝缘的一系列缺陷：如绝缘受潮，油或浸渍物脏污或老化变质，绝缘中有气隙发生放电等。介质损耗因数是反映绝缘功率损耗大小的特性参数，它与绝缘的体积大小无关。但是如果绝缘内的缺陷是分布性而不是集中性的，那么介质损耗因数的反映有时就不灵敏了。披试绝缘的体积越大，或者集中性缺陷所占的体积越小，则介质损耗因数就越不灵敏。因此，对于电机、电缆一类的电气设备，由于运行中故障多为集中性缺陷发展所致，而且绝缘体积较大，介质损耗因数的效果就较差，而对

于变压器套管一类的电气设备，体积较小，利用介质损耗因数不仅可以反映套管绝缘的全面

情况，而且有时可以检查出其中的集中性故障。

在通过介质损耗因数的值来判断绝缘状况时，必须同样着重于与该设备历年的介质损耗因数值相比较以及和处于同样运行条件下的同类型设备比较。即使介质损耗因数值未超标，但如果和过去眈或与同类设备比明显增大，也必须进行处理，以避免可能存在的故障。

４．泄漏电流试验

泄漏电流在本质上也是测量绝缘电阻，但是测量泄漏电流所用的电压比测量绝缘电阻时

要高，因此可以发现一些尚未贯通的集中性缺陷。良好的绝缘中，泄漏电流随加压时间下降

很快，最后稳定的电流很小，而受潮或有缺陷的绝缘，泄漏电流变化缓慢，最后稳定的电流也很大，所以通过分析泄漏电流与加压时间的关系曲线，可以分析出绝缘状况的好坏。通常为了简化试验，只测量施加电压后１５秒时的电流Ｉｌ５和６０秒时的电流１６０Ｊ用吸收比１６０／１１５来表示绝缘的优劣，吸收比大，说明绝缘良好。

５．铁芯接地电流

变压器铁芯多点接地是一种很常见的故障。测量铁芯的绝缘电阻，是一种很有效的检测铁芯多点接地故障的方法，实践表明，在变压器正常运行情况下，铁芯的绝缘电阻要求与以前测试结果比较无显著变化，而且要求运行中铁芯接地电流不大于０．１Ａ。可以用钳形电流表检测变压器铁芯外接地套管的接地引线上的接地电流，以便判断是否存在铁芯多点接地故

障。

６．局部放电

局部放电是指电气设备绝缘中的一种区域放电现象．它对绝缘结构起一种侵蚀作用，当局部放电发展到一定程度时，会导致整个绝缘结构的击穿。局部放电量是反映绝缘内部缺陷的一项重要指标。试验研究表明，超高压变压器在工作电压下的长期运行寿命与其绝缘中有无局部放电密切相关，即局部放电越弱，则正常运行寿命越长。变压器的局部放电故障可能发生在任何电场集中或绝缘不良的部位，如固体绝缘材料或变压器油中的气泡，高压绕组静电屏出线，高电压引线，相间围屏以及绕组匝间等处。严格来说，变压器内部总存在程度不同的局部放电。这是～种尚未贯通电极的放电，如果涉及固体绝缘，严熏时会在绝缘上留下痕迹，并最终发展为电极间的击穿。局部放电测试包括电气法和超声波法，测试应尽量按照国家标准规定的加压方法，使变压器主、纵绝缘均承受较高的电压，使放电缺陷明显的暴露出来。而超声波法还能帮助确定放电的位置。

§２．４．３在线检测技术

电气设备预防性试验一般都是定期进行的，对设备的实际工作状况没有作具体的考虑。因此可能出现在设备工作状况良好的情况下不必要的停机，又有可能出现在设各出现故障时

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