变压器在线监测设计研究

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1、 摘 要随着国民经济和电力系统的发展，对电力系统安全可靠运行的要求不断提高，电力系统在线状态监测已经成为重要的科学研究和工程应用方向。电力设备在线状态监测可以实时监测电力设备在实际运行状况下的健康状况，为系统的安全稳定运行提供保证；它作为综合自动化的补充和发展，能够使变电站实现真正意义上的无人值守；同时它还可为电力设备的状态检修提供依据，是实现状态检修的前提和重要组成部分。本文主要研究变压器在线监测的相关方法，并在文中给出分析。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，通过变压器在线的研究，以便根据实际情况选择相应的方法。本文根据变压器的各种机械和电气

2、特性，对变压器局部放电的在线监测、变压器油的在线监测、变压器铁芯多点接地的在线监测、变压器过电压的在线监测、变压器油中微量水分的在线监测、变压器绝缘老化程度的在线监测技术进行介绍。 关键词：变压器；在线监测；油中溶解气体；过电压绝缘老化；铁心；多点接地；局部放电AbstractWith the development of the national economy and power system, safe and reliable operation of the power system requirements continue to increase, the power line

3、condition monitoring system has bee an important direction of scientific research and engineering applications. Power Equipment Online condition monitoring real-time monitoring of power equipment in the health status under actual operating conditions, provide a guarantee for the safe and stable oper

4、ation of the system; it is as integrated automation supplement and development, enabling unattended substation in the true sense; at the same time it may also be a condition-based maintenance of electrical equipment provide the basis for achieving the status of maintenance of premises and an importa

5、nt part. This paper studies the correlation method of transformer on-line monitoring and analysis are given in the text. Grid transformer is relatively expensive and important electrical equipment, the safe operation of the power grid to ensure safe and reliable operation of great significance, thro

6、ugh transformer online research in order to select the appropriate method based on the actual situation.According to a variety of mechanical and electrical characteristics of the transformer on-line monitoring of transformer partial discharge of transformer oil on-line monitoring, transformer core m

7、ulti-point grounding line monitoring, over-voltage transformer on-line monitoring of transformer oil on-line monitoring of trace water insulation transformer aging line monitoring techniques are introduced.Key Words：Transformer；on-line monitoring；oil dissolved gases；overvoltage insulation aging；core

8、； multi-point grounding；partial discharge目 录摘 要IAbstractII目 录III第1章 概述11.1研究背景11.2 研究方法1第2章 局部放电的在线监测22.1 局部放电对变压器绝缘的危害22.2 变压器局部放电的测量方法2第3章 变压器油中溶解气体的在线监测43.1 变压器油在线监测的原理43.2 变压器油在线监测的气体检测方法43.3 变压器油中溶解气体在线监测装置的基本功能5第4章 变压器铁芯多点接地的在线监测64.1 铁芯多点接地故障的危害64.1.1 铁芯接地故障原因64.2 处理方法74.3 铁芯多点接地故障判断及处理74.3.1丰

9、镇电厂74.3.2 油色谱跟踪试验分析74.3.3 主变吊芯检查84.3.4 消除故障方法84.4 防X措施94.5 结论9第5章 变压器过电压的在线监测11第6章 变压器油中微量水分的在线监测136.1 变压器油中微水的状态及危害136.2 变压器绝缘油中微水的测试方法14第7章 变压器绝缘老化程度的在线监测167.1 介电响应分析法简介187.1.1 回复电压法(RVM)197.1.2 极化去极化电流法(PDC)207.1.3 介电频域谱法(FDS)207.1.4 介电响应现场试验结果及分析21第8章 结 论26致谢27参考文献2823 / 26第1章 概述1.1研究背景电力变压器是电力系

10、统中最关键的设备之一，常被视为电网的“心脏”，它的正常运行是对电力系统安全、可靠、优质、经济运行的重要保证。电力变压器正常运行时，铁芯必须有一点可靠接地，否则铁芯对地会产生悬浮电压或铁芯多点接地而产生发热故障，严重威胁变压器及电网的安全。在大型高压电气设备电力变压器中，由于铁芯接地故障及其它异常情况，绝缘油中会产生多种气体。电力部门惯用的检测手段是检测溶解在绝缘油中的故障气体，以及对设备的绝缘油采样后进行气体色谱分析和用钳形电流表测变压器铁芯外引接地套管的接地下引线的电流，以便尽快地发现潜伏性故障，是保证大型电力变压器安全运行和正常维护的主要手段。由此可见变压器的在线监测显得尤为重要。1.2

11、研究方法目前国内外使用或研究中的变压器绝缘在线监测方法有如下几种：一、变压器局部放电的在线监测二、变压器油的在线监测三、变压器铁芯多点接地的在线监测四、变压器过电压的在线监测五、变压器油中微量水分的在线监测六、变压器绝缘老化程度的在线监测 目前国内外都认为，对油浸电力变压器比较有效的在线监测方法，主要为油的在线监测和局部放电的在线监测。第2章 局部放电的在线监测在固体绝缘中常常存在着局部损伤或气隙，在液体绝缘中常常存在着气泡。这些缺陷中，有些是在各种运行因素（电场温度变化、机械应力、受潮等）长期作用下，绝缘结构老化、分解、破坏、裂缝过程中产生的，有些是制造过程中未去净的，这些缺陷是引起变压器局

12、部放电的主要原因。因为在有缺陷的部位电场分布比其它地方集中，当外施加电压升高到一定程度时，这些部位的场强达到足够大，超过了该处物质的游离场强时，该处物质就产生游离放电，称为局部放电。2.1 局部放电对变压器绝缘的危害 局部放电给变压器绝缘带来极大的危害。造成破坏作用的因数有：热力作用、带电微粒的轰击、局部放电时产生的化学活性物的作用以及冲击波和辐射线的作用等。变压器发生局部放电时，放电处会产生高温，高温易使固体绝缘老化，对有机物和合成绝缘材料的寿命影响很大，高温还会使绝缘油劣化。放电处还会发生化学反应，产生臭氧和氧化氮等气体，这些气体对绝缘材料起腐蚀作用，破坏绝缘的分子结构，使绝缘遭受损伤。因

13、此局部放电试验已被列为大型变压器的出厂试验项目，在线监测变压器内部局部放电信号能及时反映其绝缘状况和发展趋势。2.2 变压器局部放电的测量方法测量变压器的局部放电是根据生产的需要进行的。对很多运行中被击穿的变压器进行解剖分析，发现有不少原因与局部放电有关，因此对高压变压器出厂前及运行中安全检查时都需要进行局部放电测量。变压器局部放电的测量方法可归纳为两大类，一是非电测法，二是电测法。非电测法是利用局部放电产生的各种非电信息来测定局部放电的方法，主要有；（1）超声波法；（2）测光法；（3）测分解或生成物法。电测法是根据局部放电产生的各种信息来测量的方法，主要有：（1）脉冲电流法；（2）无线电干扰

14、法；（3）放电能量法。在上述方法中，能用于在线监测的局部放电的测量方法有两种，脉冲电流法和超声波法。脉冲电流法能测量小至几个微微库的局部放电量。灵敏度很高。但抗干扰能力差。超声波法是通过安装在变压器油箱上的超声波传声器检测局部放电造成的超声压力波，其抗电磁干扰性能好。采用几个超声波传感器后还能对放电定位。但由于超声波在设备内部的绝缘中的吸收和散射，灵敏度不如脉冲电流法高。并且机构振动（如风砂、雨滴敲击设备处壳）、铁芯电磁振动等也会造成干扰。下面着重讨论脉冲电流法,它是将被试品两端的电压突变转化为检测回路的脉冲电流。根据脉冲电流，即可推算出视在放电量。所谓视在放电量，是指局部放电时，试品两端的电

15、压变化量为V时，如果在试品Cx的两端注入一定的电荷量，使之与试品产生的局部放电有相同的变化量，这时注入的电荷量，即为局部放电的视在放。电量qa,则qa=CxV0视在放电量表征局部放电的强度。第3章 变压器油中溶解气体的在线监测 几十年来，检测油中气体成分和含量的气相色谱法一直是判断变压器等充油设备潜伏性故障的重要手段。但是其作业程序复杂，人工操作不可靠，且不易及早发现两次试验之间的故障或缺陷。色谱分析相对于在线局部放电测量而言，外界电磁干扰对测量的影响要小得多。因此近年来，国内外在变压器的油中气体在线分析和诊断方面进行了大量的研究工作。3.1 变压器油在线监测的原理由于变压器的潜伏性故障分为热

16、性故障和电性故障两大类。热性故障指铁芯多点接触、局部短路、接点焊接不良等形成的局部过热；电性故障指电弧放电、局部放电等故障形式。无论是热性故障还是电性故障，以及绝缘介质老化，最终都将导致绝缘介质劣解并产生各种特征气体。油气相色谱分析方法可用来对这些劣解出来的分子气体进行分类定量检测，其目的见，因而可在一定程度上反应出变压器绝缘介质的故障或老化程度。3.2 变压器油在线监测的气体检测方法 当气体从油中分离出来以后，在现场对其进行定量检测的方法有两大类:一类仍用色谱柱将不同气体分离开再用气体传感器进行检测，应用此原理的在线监测装置可检测的气体为:H2,CO,CH4,C2H2,C2H4,C2H6。这

17、类系统的监测原理比较复杂，对气体分离柱需定期更换，维护工作量大。由于存在气体分离柱本身吸附气体的作用，会影响整个系统的检测灵敏度，对气体传感器的要求较高，特别是检测C2H2的传感器。另一类不用色谱柱，直接用对某种气体敏感的传感器(一般为半导体气敏元件)进行检测，根据使用气体传感器的情况，应用此原理的在线监测装置可分别检测的气体为:H2,CO,CH4,C2H2,C2H4,C2H6。此类装置尽管提高了对传感器的要求，但系统结构相对简单，维护工作量不大(仅需定期对装置进行部分调校)。例如目前已应用较成熟的检测氢气的在线监测装置(加拿大的HY-DARN201型)和可检测六种油中溶解气体的在线监测装置(

18、我国的SPJC一IV型)。总之，国内外近年来都在研究对运行中的油浸电力设备进行气体色谱分析的自动检测及诊断的仪器，其中有些产品已开始应用，有的还在继续研究之中。关键问题是在现场如何简便地实现从油中脱出气体，以及测量出各气体数量的合适方法。3.3 变压器油中溶解气体在线监测装置的基本功能 现在的在线监测装置都离不开计算机技术和通讯传输技术，所以在线监测装置都具有很好的数据处理、灵活的报警设置以及数据远传功能。变压器油中溶解气体在线监测装置一般具有被检测气体浓度值的连续显示和存储功能，被检测气体的变化趋势显示功能，气体浓度超标报警值设置功能，具备向专业管理部门进行数据远传功能，以及结合模糊诊断程序

19、(或专家系统)使其具备诊定故障类型的功能。油中溶解气体在线分析和局部放电的在线监测和定位是监测变压器工况的两种最有效的方法。对于油中气体分析，有人认为只需对H2进行监测，一旦发现异常，再取油样进行色谱分析；也有人主X应对油中各种气体成分进行连续检测。当然，两者的费用和产生的效益需要大量的比较统计才能得出结论。 目前油中多种气体成分的在线分析仪在性能上有很大的提高。主要的目标是在现场如何更方便地从油中脱出气体和如何更准确地检测其含量。与变压器绝缘的其它在线监测方法相比，局部放电在线监测反应缺陷的实时性好、灵敏度高，而且可进行故障定位。随着传感器技术、神经网络理论、数字信号处理技术等相关领域的迅速

20、发展和应用，对变压器局部放电在线监测难题的解决会有很大的促进作用，局部放电在线监测会发挥越来越大的作用。第4章 变压器铁芯多点接地的在线监测变压器铁芯多点接地，是变压器较常见故障之一，据内蒙电力公司2001年统计，铁芯接地故障占变压器故障42%的比例，这类故障轻者造成铁芯局部过热，重者造成铁芯局部烧损。由于发生多点接地时故障点的位置不同，对查找和处理都有一定的难度。4.1 铁芯多点接地故障的危害变压器正常运行时，是不允许铁芯多点接地的。因为变压器正常运行中，绕组周围存在着交变的磁场，由于电磁感应的作用，高压绕组与低压绕组之间，低压绕组与铁芯之间，铁芯与外壳之间都存在着寄生电容，带电绕组将通过寄

21、生电容的耦合作用，使铁芯对地产生悬浮点位。由于铁芯及其他金属构件与绕组的距离不相等，使各构件之间存在着电位差，当两点之间的电位差达到能够击穿其间的绝缘时，便产生火花放电。这种放电是断续的，长期下去对变压器油和固体绝缘都有不良影响，为了消除这种现象，把铁芯与外壳可靠地连接起来，使它与外壳等电位，但当铁芯或其他金属构件有两点或多点接地时，接地点就会形成闭合回路，造成环流，引起局部过热，导致油分解，绝缘性能下降，严重时，会使铁芯硅钢片烧坏，造成主变重大事故。4.1.1 铁芯接地故障原因（1）安装时疏忽使铁芯碰壳，碰夹件。（2）穿芯螺栓钢座套过长与硅钢片短接。（3）铁芯绝缘受潮或损坏，导致铁芯高阻多点

22、接地。（4）潜油泵轴承磨损，产生金属粉末，形成桥路，造成箱底与铁轭多点接地。（5）接地片因加工工艺和设计不良造成短路。（6）由于附件引起的多点接地。（7） 由遗落在主变内的金属异物和铁芯工艺不良产生的毛刺、铁锈与焊渣等因素引起接地。4.2 处理方法1、对于铁芯有外引接地线时，可在铁芯接地回路上串接电阻，以限制铁芯接地电流，此方法只能作为应急措施采用。2、对于金属异物造成的铁芯接地故障，进行吊罩检查，可以发现问题。3、对于由铁芯毛刺、金属粉末堆积引起的接地故障，用以下方法处理效果较明显：（1）电容放电冲击法。（2）交流电弧法。（3）大电流冲击法，即采用电焊机。4.3 铁芯多点接地故障判断及处理现

23、以丰镇电厂#1主变为例介绍如何分析、判断和处理铁芯多点接地故障。4.3.1丰镇电厂#1主变压器是XX变压器厂生产，型号为SFP-240000/220，在1993年1月底投入使用，4月发现主变铁芯多点接地。当时实测的环流为7.5A，万用表实测铁芯对地绝缘5k，色谱分析未发现总烃超标。根据数据分析1主变铁芯接地故障不很严重，决定采取临时措施，在铁芯工作接地串接一电阻将环流限制在100mA以下，同时定期对环流和串联电阻电压进行测量，加强绝缘油的色谱分析。变压器工作接地串联一300电阻后，实际测量环流为37.5mA，铁芯对地电压12V，色谱分析正常，之后一直跟踪监视故障点的产气率。4.3.2 油色谱跟

24、踪试验分析油色谱跟踪的数据如表所示（单位：ppm ）测量日期氢一氧化碳二氧化碳甲烷乙烷乙炔乙烯总烃1993.5.1135.61141.25412.1546.7816.9060.19123.871993.5.1744.51140.58405.3047.0115.52057.93120.461993.6.744.51191.4462.0655.9315.45058.28129.661993.6.2143.5271.67724.0658.5119.06074.03151.61993.7.539.79228.04700.2755.5217.58073.42146.521993.7.2145.83276

25、.25824.6252.9816.35073.19142.521993.8.2258.38454.831109.7947.5219.23059.1125.851993.9.1346.25412.93981.1342.513.62051.19107.311993.10.945.69446.881183.3946.78200.4666.09133.331993.11.332.31481.51959.5346.1216.15059.79122.061994.2.2820.42395.681156.3637.4326.45055.89119.771995.6.1315.2494.7924.824.92

26、0.70.5147.893.91从1993年5月到1995年5月，总烃含量(100150ppm)数据偏高说明变压器内部有过热点，但从总烃量上看，过热点还不能说十分严重。从多次测量铁芯电压来看，铁芯电压维持几伏，未有大的变动，说明铁芯多点接地是稳定的。4.3.3 主变吊芯检查96年6月8日由XX变压器厂、内蒙电科院、丰镇发电厂共同对主变进行吊芯检查，在吊起C相线圈后（线圈绑带存在问题），用2500V摇表测量铁芯绝缘电阻时，发现B相低压侧下夹件磁屏蔽处有放电声，即为铁芯接地点，如拆B相下夹件磁屏蔽必须吊出B相线圈，但是根据磁屏蔽的安装结构特点，认为是金属发丝类物体造成铁芯多点接地故障。4.3.4

27、消除故障方法通过以上综合分析，造成铁芯多点接地，可能是由于铁芯毛刺、焊渣或悬浮物引起的接地故障。如果利用电焊进行大电流冲击法，现场操作不方便，点焊时间不好掌握，易造成铁芯绝缘受损。通过比较决定用电容放电法进行处理，电容器瞬间放电产生的巨大电流将熔化或烧断残留杂物，或者电容器瞬间大冲击电流产生的电动力使残留杂物移开原来位置。图1 电容放电冲击法原理图UC -电容电压C-电容50fK-开关利用开关K合到1侧给电容充电，先充500V，充好后将开关迅速切换到2侧放电，这样多次观察铁芯放电或发热点，未发现问题再充1000V电压放电，最高允许充到3000V电压，几次放电后，铁芯接地现象消除了，测铁芯对地绝

28、缘为2500M，满足大于200M的要求，测量线圈绝缘电阻、介损及漏泄电流与预试时基本相同。经过几年的铁芯接地电流监测和预试，均无异常，说明这种处理方法取得了预期效果。由此可见，即使不吊罩也可以采用电容放电冲击法将悬浮物烧掉，有时也会将不稳定金属冲掉，这种方法简单快捷。当然有吊罩机会，结合滤油，采用电容放电冲击法查找并处理铁芯多点接地是非常理想的。4.4 防X措施一般在制造时认真清理内部遗留的杂质，油质干净，新变压器安装时，现场应吊罩检查铁芯夹件，同时认真清理油箱，积极开展运行变压器的定期工作，发现铁芯多点接地要及时消除。4.5 结论（1）发现铁芯多点接地故障时，可采用气相色谱法和监视接地电流来

29、跟踪监测。（2）可以通过直流法和交流法来判断铁芯故障点。（3）由铁芯毛刺或浮物引起的接地故障可采用电容放电的方法，但要注意电压大小，此方法不需要对变压器进行吊罩，可减少停电时间，提高供电可靠性。（4）在变压器安装和大修时，要注意对变压器内部的清理工作，特别对铁芯槽和各间隙处要用油或氮气来冲吹清理。第5章 变压器过电压的在线监测过电压监测系统是国自电气为电力系统各种类型过电压的监测、记录、分析而设计的专用测试系统，系统中包括了GOZ-CR系列雷电脉冲电容分压器、衰减器(缓冲器)、多通道高速动态信号测试分析仪、过电压信号调理器和GOZ-SPT暂态过电压监测分析系统专用软件、铠装阻燃特制电缆，可运行

30、于35KV、110KV、220KV、330500KV等电力系统，能够完成各种类型过电压的监测、记录、分析、报告输出等全套工作。系统采用了服务器客户机模式，可以基于网络运行，用户不需要身临现场，通过在客户端运行客户机程序，即可完成对服务器的所有控制，实时获取电网过电压监测状态，判别过电压类型，适合各类电网过电压监测要求。 电力系统变电设备随时都会受到雷击过电压及操作过电压的侵袭，当变电站处于雷雨区或出线较多时，雷击过电压会随线路入侵，当系统进行切空载线路和变压器等操作时会产生内部过电压，系统出现接地故障时会产生弧光过电压。这些过电压幅值都非常高（系统电压的25倍）。当变电站保护系统配置不当或避雷

31、器有缺陷时，雷电入侵或操作过电压暂态波形幅值会相当高，就会对一次变电设备造成危害，并且变电设备（如PT、CT变压器等）在长期运行中，由于绝缘油变质，纸绝缘受潮老化等，绝缘水平会大大降低，在较大过电压作用下，这些设备会进一步劣化，造成设备缺陷，在较高的过电压作用下会形成绝缘击穿，在工频作用下甚至可能会出现爆炸事故。因此，这些暂态过电压对电力设备危害很大。 由于雷击及操作过电压产生的波形是一种速度很快的过电压波，持续时间在40s2000s之间，频率从几十Hz到几百KHz，目前电力系统安装的常规保护记录装置（如故障录波器等）是从电压互感器（PT）获取过电压信号，只能记录工频的过电压信息，测量精度和频

32、率响应差，对很多高频过电压不能监测。当设备受到暂态过电压损害后，系统没有相关的记录数据，缺少对设备损害的准确判断依据。为了实现正确的绝缘配置，防止雷击过电压及操作过电压等暂态波形对电力运行设备的损害，或把损害程度减到最小，建立暂态过电压响应监测系统是很必要的，使工程师能够对系统过电压损害状况、避雷器保护水平及残压是否有效等情况有清晰的数据资料。第6章 变压器油中微量水分的在线监测 变压器油中微水的状态，变压器在运输、贮存、使用过程中都可能由外界进入或油自身氧化产生水，产生的水分会以下列状态存在：一是游离水。二是极度细微的颗粒溶于水。三是促使绝缘纤维老化,绝缘纤维的分子是葡萄糖(C6H12O6)

33、分子，水分进入纤维分子后降低其引力，促使其水解成低分子的物质，降低纤维机械强度和聚合度。 目前电力变压器不仅属于电力系统最重要的和最昂贵的设备之列，而且也是导致电力系统事故最多的设备之一。变压器在发生突发性故障之前，绝缘的劣化及潜伏性故障在运行电压的作用下将产生光、电、声、热、化学变化等一系列效应及信息。因此，国内外不仅要定期做以预防性试验为基础的预防性维护，而且相继都在研究以在线监测为基础的预知性维护策略，以便实时或定时在线监测与诊断潜伏性故障或缺陷1-4。变压器绝缘油中微水的含量也是确定变压器绝缘质量的参数。变压器在线智能诊断设备能够自动采集、分析油中微水的含量并得出故障原因，提供解决方案

34、，使用户及时解决变压器中存在的隐患，防止事故发生。 6.1 变压器油中微水的状态及危害变压器在运输、贮存、使用过程中都可能由外界进入或油自身氧化产生水,产生的水分会以下列状态存在：一是游离水。多为外界入侵的水分，如不搅动不易与水结合。不影响油的击穿电压,但也不允许，表明油中可能有溶解水，立即处理。二是极度细微的颗粒溶于水。通常由空气中进入油中，急剧降低油的击穿电压。介质损耗加大,真空滤油。三是乳化水。油品精炼不良,或长期运行造成油质老化，或油被乳化物污染，都会降低油水之间的界面X力，如油水混合在一起,便形成乳化状态。加破乳化剂，其危害：一是降低油品的击穿电压。100200 mg/kg击穿电压大

35、幅度降至1.0 kV，油中纤维杂质极易吸收水分，在电场作用下，在电极间形成导电的“小桥”，因而容易击穿。二是使介质损耗因数升高。悬浮的乳化水影响最大，不均匀。三是促使绝缘纤维老化，绝缘纤维的分子是葡萄糖(C6H12O6)分子，水分进入纤维分子后降低其引力，促使其水解成低分子的物质，降低纤维机械强度和聚合度。实验证明,120 ，绝缘纤维中的水分每增加1倍，纤维的机械强度下降1/2，当温度升高,油中的水增加，纤维的水降低，温度降低，则相反。因此，应监视油中的微水，进而监视绝缘纤维的老化。四是水分助长了有机酸的腐蚀能力，加速了对金属部件的腐蚀。综上所述,油中含水量愈多，油质本身的老化、设备绝缘老化及

36、金属部件的腐蚀速度愈快,监测油中水分的含量，尤其是溶解水的含量十分必要。6.2 变压器绝缘油中微水的测试方法评估绝缘材料中的湿度，是确保变压器可靠性和使用寿命的一个重要因素。绝缘油中的湿度在不断地变化，因而可能对质量造成不利影响。另外，大部分湿度分布在绝缘纸中。湿度会影响固体和液体绝缘材料的介电击穿强度，并影响纤维素绝缘材料的老化速度以及过载期间的气泡形成倾向。环境温度、负载、老化、泄漏以及其他因素会引起湿度的不断变化。因此，随着变压器温度的循环变化，需连续监视和诊断，这对过载或峰值负载的变压器更有必要。变压器绝缘系统中的总湿度由纤维素和液体中的水分含量决定。绝缘纸和绝缘油中的湿度关系仅取决于

37、温度。当温度增加时，水在绝缘油中的溶解性(溶液含水能力)增加，水分会从绝缘纸转移到绝缘油中。当温度降低时,这一过程则会反向进行，但水分从液体介质流动到固体绝缘材料的速度相当缓慢。因此，绝缘油冷却期间的含水量高于加热期间。因此，要准确掌握变压器中的湿度分布，必须知道设备在其热循环中所处的位置。要通过监视液体介质中的水分含量了解绝缘纸的真实湿度，变压器必须处于相对稳定的温度状态。 绝缘油中水分的相对饱和度需要标准化，因绝缘油中的湿度与温度变化紧密相关，并且在变压器主箱中存在一定的温度梯度(通常箱的顶部温度要高于底部)。要完成标准化，专家系统分析需推断底部的相对饱和度百分数。可通过采用传感器报告的温

38、度和其采样位置获得。该分析假定变压器顶部温度比底部温度高出10 。如采用顶部或底部之外的位置作取样点，则必须指定温度偏差。通过湿度的相对饱和度以及具体测量温度，专家系统将以一定相对饱和度百分数作绝缘纸湿度的计算结果。必须注意，该计算只基于单次测量的结果信息，可能未反映出绝缘纸真正的湿度浓度，特别是在变压器刚经历剧烈的温度变化后。如果专家系统确定变压器处于平衡状态(绝缘纸既不释放也不吸收湿度)，则计算第2个相对饱和度百分数，该饱和度为变压器处于平衡状态时的最近30次相对饱和度百分数测量结果的平均值。前面记录的温度和变化决定了是否存在平衡的判断标准。有4种可用警报，湿度警报显示时以“P”作首个字符

39、；第2个字符为03的数字。P0警报表示传感器故障；P1警报表示未执行分析；P1、P2和P3警报均依赖于相对饱和度百分比。警报的条件：1为绝缘油湿度的相对饱和度百分比50，但75；2为绝缘油湿度的相对饱和度百分比75。第7章 变压器绝缘老化程度的在线监测国内外对于油浸式变压器绝缘老化诊断研究工作已经开展多年,对变压器的老化与寿命而言，实质上就是固体绝缘材料的老化与寿命。目前普遍采用的方法有如下几种：1)高效液相色谱方法对变压器绝缘油中糠醛含量的分析，测定绝缘油中糠醛的含量，是基于绝缘纸的纤维素受高温、水分、氧气的作用而发生裂解，形成多种小分子化合物，即糠醛、呋喃、丙酮等特征物质。这已经在DL/T

40、596-1996电力设备预防性试验规程中明确给出，具体不同运行年限下糠醛含量的参考判断指标的数值见下表1。表1 不同运行年限下糠醛含量的参考判断指标 一般来讲，如果油中糠醛含量达到0.5mg/L时，变压器整体绝缘处于寿命中期；糠醛达到1mg/L2mg/L时，绝缘劣化严重;糠醛达到4mg/L时，变压器寿命终止。但是，值得注意的是，用此方法实验仅仅测出的是绝缘油中糠醛的质量浓度，热虹吸器或静油器中的硅胶等吸附剂对油中糠醛的吸附作用使所测油中的糠醛减少了许多，还有就是停运检修时进行滤油、换油等，使得油中糠醛浓度已无法准确反映出固体绝缘的真实老化程度。2) 气相色谱对特征气体CO和CO2的分析，变压器

41、老化程度受绝缘纸机械特性的下降所影响，绝缘纸纤维的分解必然导致平均聚合度的下降。在纤维分解时，会产生CO和CO2特征气体，根据这两种气体的发生量可以验证绝缘纸是否发生了老化分解。但值得注意的是油中CO和CO2含量既同变压器运行年限有关，也与设备结构、运行负荷和油温等诸多因素有关。仅仅依靠CO与CO2含量、产气速率和CO2/CO的比值来判断变压器绝缘老化状况，将带来很大的不确定性，在老化分析中偏差较大。如将它们作为判据则存在不灵敏、不确切和不可靠等问题，因此，CO和CO2可以作为与固体绝缘材料有关的特征气体，但作为固体绝缘老化的判断依据，就不一定确切和可靠，而只能作为参考。3) 绝缘纸的聚合度测

42、试, 变压器绝缘纸(板)的聚合度是绝缘老化程度最准确、可靠、有效的判据之一。一般新的变压器中油浸纸的聚合度约为1000，但当运行以后受到温度、水分、氧的作用后，纤维素发生降解，即D-葡萄糖的个数减少。此时，绝缘纸的聚合度就大大降低，研究表明当聚合度达到250左右时，纸绝缘的机械强度可下降50%以上，此时如遇到机械震动或其他冲击力，就可能造成变压器损坏的严重后果。目前制造厂家把绝缘纸的拉伸强度下降到初始值的60%左右(平均聚合度为400-500，平均聚合度残率40%-50%)作为变压器的寿命标准，一般认为，如聚合度达到250后，从各方面考虑，这种绝缘已严重老化的变压器应尽早退出运行。但是，绝缘纸

43、的聚合度具有一定的分散性，对一台变压器而言，取纸样部位不同，其聚合度的数值也不同。一般要求在变压器上、下部多个点分别取样，以获得平均聚合度，或者每次在代表性部位取样，取样数要统一，以具有可比性，同比性。另外对运行中的变压器，如果要测定纸样聚合度就必须对变压器进行停运吊芯，取样部位绝缘的恢复处理，工作量大，存在诸多不便。4) 介质损耗因数的分析，变压器在线检测介质损耗因数是一种使用较多、对判断绝缘状况较为有效的方法。目前国内采用的是在工作电压下测绝缘的介质损耗因数值。介质损耗因数的试验灵敏度很高，通过测量介质损耗因数值，可以反映出绝缘的一系列缺陷，并可以识别绝缘的状况。但必须强调判断时应与变压器

44、历年的介质损耗因数值相比较，并与处于相同运行条件下同类型变压器相比较。在离线状态下检测介质损耗因数与电压关系，同样可以反映绝缘情况，当绝缘老化时，tan=f(u)曲线呈明显的转折，从tan增加的陡度可看出其老化的程度。总之，随着电网的不断扩大，运行时间的不断延长，目前运行的变压器有不少已经绝缘老化，因此，开展变压器绝缘老化诊断研究不仅非常重要，而且是非常必要的。上述几种目前国内外采用的变压器绝缘老化诊断方法，都是能一定程度的反映变压器绝缘老化情况的，但都有一定的局限性，靠单一方法是不能做出绝缘老化情况的准确判断的，各个指标需要结合以及考虑变压器的历史运行情况进行综合分析，才能得出相对可靠的绝缘

45、老化程度的判断。但从整体上来说，目前国内外基于寿命评估的变压器试验方法和技术还很不够完善，大型电力变压器的寿命评估是目前国内和国际上共同面对的难题。针对这一难题，引入新型的试验方法、综合分析多个检测参量，将是可供选择的方案。7.1介电响应分析法简介目前，对变压器绝缘老化诊断的介电响应分析法主要有如下3种：1) 恢复电压法(RVM)2) 极化与去极化电流法(PDC)3) 介电频域谱法(FDS)其中变压器极化与去极化电流测量法(PDC)与恢复电压法(RVM)是相同的电介质响应在时域内的测量技术。其测试原理是：绝缘介质在电场的作用下将产生两种基本现象电导和极化，这两种都和介质的老化、劣化及受潮有着十

46、分密切的联系，介质的电导可以通过绝缘电阻加以反映，但是介质的极化现象却要复杂得多。介质的极化一般有以下几类：(1)电子式极化；(2)离子式极化；(3)偶极子极化；(4)夹层极化；(5)空间电荷激化。绝缘介质的极化过程可认为由一系列的基本极化过程组合而成。当绝缘因老化等原因引起绝缘介质内带电粒子的变化和夹层特性的改变时，介质的极化特性也随之发生变化。虽然极化特性只是介质特性中的一种，但通过它可以对绝缘整体状况作出判断。图1给出了一典型的反映极化特性的曲线，横轴是极化时间，纵轴是d/dt,为极化系数。图1 油浸绝缘纸的极化特性曲线图1中极化时间t10-1s的属于夹层极化和空间电荷极化，它们对介质的

47、老化受潮的反应非常敏感，从图1中可以清楚地看出这一点。由于绝缘材料的极化特性随绝缘状况而变化，这样可根据极化特性实现无创伤监测绝缘状况。极化/去极化流法抗干扰性能好，便于现场测试，而恢复电压法则对测试条件要求较高。目前，我们正在开展这方面的应用研究工作。7.1.1 回复电压法(RVM)在试验开始前，应注意现场测试应该在稳定的状态下进行。所谓“稳定状态”包括以下几个方面：被试变压器处于离线状态，没有强迫油循环;绝缘介质温度应在测试过程中保持相对稳定;消除变压器的残余电荷，如测试前刚进行过直流电阻测试等都有可能产生残余电荷，为了消除这些电荷可以通过回复电压测试仪器进行较长时间的放电；稳定测量回路，

48、试验测量回路采用的屏蔽导线可以提高抗干扰能力，同时也要保证可靠的接地；因变压器试品的等值电容较大，现场杂散干扰较多时，宜适当提高充电电压，以减少现场干扰因素的影响。另外在保证安全措施的情况下，RVM5462完全可以实现无人值守的测试。进行现场试验时必须将被试品退出运行，将各绕组三相分别短路，红夹接到被试侧绕组的短接点;其它非被试侧绕组(包括未接地的中性点)连同变压器外壳一点接地，将黑夹接到该接地公共点，如图2所示。在通常情况下，建议将高压绕组短路接地，而将低压绕组作为加压端；但如果低压侧测试结果较差，还必须对高压侧绝缘进行测试。这是因为高压绕组的匝数比低压绕组多，容易引入各种干扰。但这也有例外

49、的情况，比如低压侧同发电机或出线电缆连在一起，很难拆开，或其它情况低压侧更可能引入干扰，则将低压侧连同变压器外壳短路接地，而对高压侧施加电压。图2RVM现场试验接线图7.1.2 极化去极化电流法(PDC)PDC现场试验的注意事项和试验步骤和RVM基本相同，但一般情况下PDC测试仪的低压端(黑夹子)不接地。图3PDC现场试验接线图7.1.3 介电频域谱法(FDS)FDS现场试验准备工作与RVM相同，在测量时略有区别。根据待测绝缘是否接地，可分为UST(UngroundedSpecimenTest)和GST(GroundedSpecimenTest)两种接线方式。典型的双绕组变压器高压绕组对低压绕

50、组绝缘测量接线如图4所示。图中CHL为高压绕组与低压绕组间的电容，CH为高压绕组对地电容，CL为低压绕组对地电容。图4FDS现场试验接线图(测量CHL)7.1.4 介电响应现场试验结果及分析1、回复电压法(RVM)一台SCB10-800/10，800kVA变压器，RVM极化谱如图5所示。运行8年后测得的曲线1在200s有一峰值，次年测得的曲线2，除在200s有一峰值外，还在0.5s多出一个峰值，据此断定绕组可能局部受潮。后查明，在测量曲线2的前三天，由于油泵检修放油曾使绕组上部暴露于大气24h，从而使绕组局部受潮。图5 油泵检修造成变压器绕组局部受潮的RVM极化谱通过对十四台变压器的极化谱进行

51、测试，并结合其含水量，得到了主时间常数和含水量之间的关系曲线，如图6所示。可以看出，随着含水量的增加其对应的主时间常数不断减小，一般认为当含水量高于2.5%时，该变压器的固体绝缘状况表现较差，应进行其他相关试验进行验证或进行处理。应用数学的方法对曲线进行拟合。可以近似得到：(4-1)式中：cd极化谱主时间常数(s);M含水量(%)。图6RVM主时间常数和含水量的对应曲线变压器内残余电荷的存在对RVM测量的影响变压器内(铁芯和油)残余静电荷的存在，会严重影响RVM极化谱的测量结果。因此，在变压器进行RVM测量前必须通过短路接地充分地释放电荷。一台110/33kV，50000kVA单相变压器低压绕

52、组进行RVM测量时，测量前使绕组接地释放电荷充分和不充分对测量结果的影响，如图7所示。可以看出，曲线2和曲线3有良好的重现性，而曲线1则由于受残余静电荷的干扰使得重现性很差。还应指出，对于电容式电压互感器来说，即使有足够长的预先接地时间，测量结果的重现性也很差。空气相对湿度对户外变压器RVM测量的影响当空气相对湿度大于75%时，对户外变压器的RVM测量有不利影响。图8为一台33/11kV，5000kVA三相变压器高压绕组测量RVM曲线，可以看出其回复电压值在tc=5000s和tc=10000s之间发生异常跌落。分析原因是由于受清晨结露的影响，仪器接线的高压套管表面发生水分凝结，引起局部导电通路

53、，使RVM曲线发生陡降。图7 变压器RVM测量前绕组接地释放电荷充分和不充分对测量结果的影响图8 空气相对湿度对户外变压器RVM测量的影响RVM测量结果与绝缘纸聚合度(DP)的关系分析聚合度测量是评定变压器绕组纸绝缘老化程度的直接和最有效的方法之一。随着变压器运行年限的延长和绝缘的老化，纸的聚合度降低。聚合度与RVM极化谱的关系如图9所示。可以看出，聚合度愈小，主时间常数cd愈小，即纸绝缘有更深度的老化。根据10台变压器的测量数据，得到以下经验公式DPt=(cd+Ka)/Kb (4-2)式中：DPt运行年限为t的变压器绕组出口的纸聚合度;Ka=627;Kb=2.665。图9 聚合度对RVM极化

54、谱的影响2、极化去极化电流法(PDC)一台型号为OSFPS7-240000/330，2001年9月出厂的变压器，其大修前后的PDC曲线如图10、11所示：图10 大修前PDC曲线图11 大修后PDC曲线采用PDC仪器自带分析软件对该测试结果进行分析，结果如下：大修前纸板含水量为2.5%，油电导率为0.01pS/m，大修后纸板含水量为2.0%，油电导率为0.006pS/m。对比大修前后分析结果可以看出：大修前后纸板含水量变化不大，而油的电导率则有较大变化。由于纸板具有亲水性，变压器绝缘系统大部分水分都集中在纸板中，若在大修后没有对纸板进行干燥处理而只是对油进行处理，则处理油的过程中并不能同时带走

55、纸板中的水分，因此大修前后油电导率有了很大的改善，但纸板含水量却改变不大。第8章 结 论尽管变压器在线监测技术已经发展了几十年，但从成熟产品的角度来考查，国内外的在线监测系统都存在一些共同的题目：首先缺少同一的技术标准，这是它最大的缺陷。尽大多数在线监测系统丈量原理基本上都是依据离线试验时的IEC、IEEE标准或者国家标准，但其产品制造、检验、校正、数据分析判定等都没有在线监测技术标准，这使用户很难识别其产品性能是否达到实际监测要求，也给设备的推广及技术革新等带来了困难。其次是抗干扰等技术题目。这是20世纪困扰在线监测技术推广应用的一大困难。但是随着为数众多科研职员数十年的实验研究，特别是计算

56、机、传感器、光纤、数据采集等技术的飞速发展，很多参量的在线丈量可以将干扰抑制在可以接受的水平上，从而大大进步了丈量数据的可信度。然后是设备在现场的可靠运行、维护题目。现在国内很多变压器安装了在线监测装置，但据调查实际正常运行的只占30%左右。这里有两方面的原因：一个是监测装置本身稳定性较差；另一方面操纵职员水平的高低直接决定了设备的使用情况，需加强对运行职员的在线监测技术培训。最后是应用在线监测技术的经济效益题目。在线监测能否大面积推广应用，还需进行投资和效益的综合比较。一般在线监测设备价格不应超过变压器的2%，目前很多监测设备特别是国外设备往往价格很贵，超过5%，寿命较低（比如一些油中气体检

57、测装置），而且运行后还需要加上维护的本钱。所以应在分析被监测设备故障的统计概率基础上有选择的安装在线监测设备。参考文献1 变压器在线状态监测系统研究.李岩.华中科技大学.20052 电力系统设备状态监测的概念及现状.陈维荣等.电网技术.2000，Vol.24(11)3 关于变压器油中溶解气体在线监测的综述.贾瑞君.电网技术.1998，Vol.22(5)4 在线监测变压器局部放电.邱建军.农村电气化.2007(4)5 电力变压器绝缘技术.路长柏.XX：XX工业大学.19976 变压器油中溶解气体含量在线监测技术综述.X皓阳等.东北电力技术.2006(8)7 变压器在线监测技术的应用.王彦桐.变压

58、器.1998，Vol.36(6):39-418 变压器油中溶解气体在线监测技术发展与展望.许坤等.高电压技术.2005(8)9 电气设备绝缘监测与诊断.成永红.：中国电力.200110 大型变压器油中溶解气体在线监测技术进展.程鹏.电力自动化设备.2004，Vol.22(5):49-5511 浅谈电力变压器故障的在线监测.徐杰.技术与市场.2006(6)12 变压器油中溶解气体在线监测技术的研究.阴昌华等.科技情报开发与经济.2007(1)13 变压器局部放电在线监测技术分析.X海萍等.中国农村水利水电.2007(3)14 变压器在线监测技术的应用. 梁俊.XX电力.2006(5)15 电力变压器状态在线监测技术.秦申蓓.电力需求侧管理.2000(2)16 电气设备的在线监测与状态维修.关根志.中国电力.2000，33(3):46-50