电力变压器温度的在线监测与诊断_毕业论文(编辑修改稿)

电力变压器温度的在线监测与诊断_毕业论文(编辑修改稿)内容摘要：

( 2) 变压器油温异常 变压器正常工作时，上层油温应控制在 85 e 以下。 油温过高的原因主要有：冷却装置运行不正常、内部紧固螺丝接头松动、内部短路放电 以及变压器过负荷运行等。 排除故障时， 首先要检查冷却装置运行是否正常， 变压器是否过负荷。 若变压器处于超负荷运行状态，就要立刻减轻变压器负荷；如果负荷减轻后变压器的温度依然没有明显下降，就要立刻切断电源，查找故障原因。 ( 3) 变压器油质异常 新投入运行的变压器， 其油质应为浅黄色，运行一段时间后， 逐渐变成浅红色。 如果变压器油色发黑，说明油质变坏。 主要原因可能是由于变压器在使用过程中，油温经常过热、使用时间过长、运行时侵入潮气或漏进雨水等。 为防止绕组与外壳间或线圈绕组间发生击穿，应立即取样进行化验 分析，检验合格方可继续运行。 正常老化过程中产生的气体主要是 CO 和 CO2， 如果油质异常，在电或热的作用下会产生各种气体。 对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢气、一氧化碳、二氧化碳，气体不同，引起故障的原因不同。 ( 4) 变压器油位异常 正常运行时，变压器油位应在油位计的 1/ 3~1/ 4 处。 油位下降或上升主要取决于油温的下降或上升。 因此，在装油时，一定要结合当地气温选择注油的合适高度。 如果变压器油位低于变压器的上盖则可能导致瓦斯保护误动作， 严重时， 会导致变压器线圈或引线油面露出，引发 绝缘击穿事故。 引起油位过低的原因主要有：环境温度过低、壳体渗油、变压器放油后没有及时补油等。 如果油位过高，则易引起溢油。 如果油温发生变化时，起油标的油位没有跟随变化，说明油位是假的， 其原因可能是由于油标管堵塞、防爆管通气孔堵塞、呼吸管堵塞等。 这就要求经常检查油位计，保证变压器安全稳定运行。 变压器短路故障、原因及处理 变压器短路故障主要有 : 变压器出口短路， 变压器内部引线或绕组间对地短路、相间短路等。 最常见的是单相线圈的线匝之间、层间的短路，当短路电流很大时，线圈就会产生严重变形，使故障 进一步扩大 .主要原因有：制作绕组时， 导线的表面有毛刺或尖棱、绝缘扭伤、接头焊接不良；变压器未经干燥处理，在运行中受潮等。 变压器带电部分对地短路的主要原因是变压器长期过负荷运行， 绝缘老化， 变压器油变质、内部绝缘有缺陷而使局部放电逐步加大， 热稳定失衡或局部电击穿等。 由于大气过电压或操作过电压，使绕组匝间或相间绝缘被击穿而发生短路； 如果线圈绕得不紧， 线匝间绝缘在负载激烈变化时， 绝缘纸摩擦破损反复重合闸， 也会造成匝间短路； 变压器油面过低或散热受限， 致使绕组温度过高而损坏绝缘造成整体短路等， 都会使变压器发生短路故障。 如果发生匝间短路， 就会使各相直流电阻表现不平衡，导致电源侧电流略有增大， 变压器过热， 油温增高，甚至会有冒泡声 . 匝间短路较轻时，可引起瓦斯保护动作；严重时，可能造成电源侧过流保护或者差动保护动作。 防止这种现象发生就要做到规范设计，重视线圈制造的轴向压紧工艺； 对变压器进行短路试验；加强运行维护，使用可靠的短路保护系统，如采用差动保护和变压器本身的重瓦斯动作来保护。 变压器自动跳闸故障及处理 当变压器各侧断路器自动跳闸后， 应先将跳闸断路器的控制开关操作至跳闸后的位 置， 并迅速投入备用变压器， 调整运行方式和负荷分配， 维持运行系统及其设备处于正常状态，然后进行外部检查，查明引起跳闸的原因。 如果是由于工作人员失误或者操作器误动作或外部故障， 而非内部故障， 则可越过内部检查步骤，直接投入送电；如果属于差动保护、重瓦斯保护或电流速断保护等主保护动作，且发生故障时有冲击现象，就需对变压器及其系统进行详细检查，并且停电进行绝缘测量。 在没有查清原因之前， 严禁将变压器投入运行。 必须指出，不管系统有没有备用的电源，绝对不允许将变压器强制送电。 异常响声 (1) 音响 较大而嘈杂时，可能是变压器铁芯的问题。 例如，夹件或压紧铁芯的螺钉松动时，仪表的指示一般正常，绝缘油的颜色、温度与油位也无大变化，这时应停止变压器的运行，进行检查。 (2) 音响中夹有水的沸腾声，发出 咕噜咕噜 的气泡逸出声，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严重发热使油气化。 分接开关的接触不良而局部点有严重过热或变压器匝间短路，都会发出这种声音。 此时，应立即停止变压器运行，进行检修。 (3) 音响中夹有爆炸声，既大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。 这时，应将变压器停止运行，进行检修。 (4) 音响中夹有放电的 吱吱 声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。 如果是套管的问题，在气候恶劣或夜间时，还可见到电晕辉光或蓝色、紫色的小火花，此时，应清理套管表面的脏污，再涂上硅油或硅脂等涂料。 此时，要停下变压器，检查铁芯接地与各带电部位对地的距离是否符合要求。 (5) 音响中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器某些部件因铁芯振动而造成机械接触，或者是因为静电放电引起的异常响声，而各种测量表计指示和温度均无反应，这类响声虽然异常，但对运行无大危害，不必立即停止运行，可在计划检修时予以排除。 温度异常 变压器在负荷和散热条件、环境温度都不变的情况下，较原来同条件时的温度高，并有不断升高的趋势，也是变压器温度异常升高，与超极限温度升高同样是变压器故障象征。 引起温度异常升高的原因有： ①变压器匝间、层间、股间短路； ②变压器铁芯局部短路； ③因漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热； ④长期过负荷运行，事故过负荷； ⑤散热条件恶化等。 运行时发现变压器温度异常，应先查明原因后，再采取相应的措施予以排除，把温度降下来，如果是变压器内部故障引起的，应停止运行，进行检修。 喷油爆炸 喷油爆炸的原 因是变压器内部的故障短路电流和高温电弧使变压器油迅速老化，而继电保护装置又未能及时切断电源，使故障较长时间持续存在，使箱体内部压力持续增长，高压的油气从防爆管或箱体其它强度薄弱之处喷出形成事故。 (1) 绝缘损坏：匝间短路等局部过热使绝缘损坏；变压器进水使绝缘受潮损坏；雷击等过电压使绝缘损坏等导致内部短路的基本因素。 (2) 断线产生电弧：线组导线焊接不良、引线连接松动等因素在大电流冲击下可能造成断线，断点处产生高温电弧使油气化促使内部压力增高。 (3) 调压分接开关故障：配电变压器高压绕组的调压段线圈是经 分接开关连接在一起的，分接开关触头串接在高压绕组回路中，和绕组一起通过负荷电流和短路电流，如分接开关动静触头发热，跳火起弧，使调压段线圈短路。 套管闪络 变压器套管积垢，在大雾或小雨时造成污闪，使变压器高压侧单相接地或相间短路。 变压器套管因外力冲撞或机械应力、热应力而破损也是引起闪络的因素。 变压器箱盖上落异物，如大风将树枝吹落在箱盖时引起套管放电或相间短路。 以上对变压器的声音、温度、油位、外观及其他现象对配电变压器故障的判断，只能作为现场直观的初步判断。 因为，变压器的内部故障不仅是单一方面的直观反映， 它涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。 必要时必须进行变压器特性试验及综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较完备的合理的处理方法。 第三章 电力变压器的故障检测方法和监测系统总体功能 电力变压器故障从发展过程上可分为两大类：即突发性故障和潜伏性故障。 突发性故障发展过程很快，瞬间就会造成严重后果。 如雷击、误操作、负荷突变等。 突发性故障具有偶然性， 且没有一个供运行人员进行监测分析和维护的过程，只能通过避雷器、继电保护、高频保护等手段， 使突发性故障被限制在最小的范围之内。 电力变压器 的潜伏性故障一般有三种：即变压器内部的局部放电、局部过热和变压器绝缘的老化。 变压器内部局部放电的检测方法 超声检测法 用固定在变压器油箱壁上的超声传感器接收变压器内部局放产生的超声波来检测局放的大小和位置。 通常采用的超声传感器为压电传感器，为避开铁心的磁噪声和变压器的机械振动噪声，选用的频率范围为 70～ 150 kHz。 超声检测法主要用于定性判断是否有局放信号，结合电脉冲信号或直接利用超声信号对局放源进行物理定位。 光测法 光测法是利用局放产生的光辐射进行检测。 在变压器油中，各种放电发出的光波长不同，光电转换后，通过检测光电流的特征可以实现局放的识别。 虽然在实验室中利用光测法来分析局放特征及绝缘劣化机理等方面取得了很大进展，但由于光测法设备复杂、昂贵、灵敏度低， 在实际中并未直接使用。 尽管如此， 光纤技术作为超声技术的辅助手段应用于局放检测，将光纤伸入到变压器油中， 当变压器内部发生局放时， 超声波在油中传播，这种机械力波挤压光纤，引起光纤变形，导致光纤折射率和光纤长度发生变化，从而光波被调制，通过适当的解调器即可测量出超声波，实现放电定位。 电脉冲法 电脉冲法又称脉冲电流法，通过检测阻 抗、变压器套管末屏接地线、外壳接地线、铁心接地线及绕组中由于局放引起的脉冲电流， 获得视在放电量。 电脉冲法技术的关键是如何有效地识别和抑制干扰，将真正的局放信号提取。 射频检测法 利用罗哥夫斯基线圈从电气设备的中性点处测取信号，测量的信号频率可达30 MHz，提高了局放的测量频率。 该测试系统安装方便，检测设备不改变电力系统运行方式。 但对于三相变压器而言，该测试系统得到的信号是三相局放量的总和，无法进行分辨，信号容易受外界干扰。 随着数字滤波技术的发展，该方法在局放在线监测中已有较广泛的应用，尤其是在发电 机在线监测领域。 超高频检测法 超高频局放检测通过检测变压器内部局放产生的超高频 (300～ 3 000 MHz) 电信号，实现局部放电的检测和定位， UHF 法和脉冲电流法不同，脉冲电流法的频率测量范围一般不超过 1 MHz， UHF 法的频率范围为 300～ 3 000 MHz[3]。 脉冲电流法中将试品看作一个集中参数的对地电容，发生一次局放时， 试品电容两端产生一个瞬时的电压变化，通过耦合电容在检测阻抗中产生一个脉冲电流；而 UHF 法中传感器并非起电容耦合的作用， 而是接收超高频信号的天线。 甚高频法 甚高 频法与 UHF 法类似，它检测信号的频率范围在 30～ 300 MHz。 虽然这个频率范围可避开一些电晕干扰，但并不能完全排除。 由于甚高频法会受到一些电晕干扰的影响，所以，现场应用时不使用外置传感器，而只采用内置传感器来获取 PD 信号。 同时，用甚高频法也可以对 PD 进行定位。 甚高频法的主要优点是对放电量的校准比较可靠。 超声波监测法 局部放电所伴随的爆裂状的声发射，会产生超声波并以球面波的形式快速向四面八方传播。 因此，一旦能设法截取到这种超声波，就可以判断是否有局部放电的发生，进而可以对局部放电位置进行定位。 这种局部 放电的监测方法就称之为超声波检测法。 超声波监测 PD，首先要在变压器箱壁上的不同位置安放多个超声波传感器。 由于它们相对于局放源的位置不同，接收到的超声波信号之间存在时间差，通过计算就能相对准确地定位出局放源的位置。 超声波监测法有灵敏度高，能对局放源定位等优点。 但由于超声波传输的多路径问题（这是由于超声波在不同介质间传播速度的差异引起的），注定了这种定位是粗糙的，难以进行定量。 另外，因为超声波传感器通常频带为 30～ 200 kHz。 所以该方法存在受环境噪声、电磁干扰等问题和本身衰减等因素影响，所以运用该方法 的精度往往不够，时有误测漏测。 变压器内部局部过热的检测 局部过热故障包括接点接触不良、磁路故障、导体故障等。 变压器油和固体绝缘材料在电或热的作用下分解产生一些特征气体。 在不同的运行状态下，外界对变压器油的理化作用不同，产生的气体的成分和含量也不相同。 正常运行中，变压器内部绝缘油与固体绝缘材料会产生一些非气态的劣化产物外，还产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物等。 其中碳的氧化物 ( CO、 CO2) 成分最多，其次是氢和烃类气体。 当发生过热性故障时，热点只影响到绝缘油的分解而不涉及固体绝缘的裸金属过热 性故障。 油中溶解气体以 CH4 和 C2H4 为特征气体，二者之和常占总烃的 80%以上。 故障点温度较低时， 甲烷占的比例大。 随着热点温度的升高 ( 500e 以上 ) ，乙烯、氢组分急剧增加，比例增大。 当严重过热 ( 800e ) 时，也会产生少量乙炔， 但其含量不超过乙烯量的 10%。 涉及固体绝缘的过热性故障时， 除产生上述的低分子烃类气体外，还产生较多的 CO、CO2。 随着温度的升高， CO、 CO2 比值逐渐增大。 因此，根据《电力系统预防性试验规程》及导则，通过分析油中溶解气体的成分、特征气体含量、变化趋势、IEC 三比值法 来判断变压器是否存在内部潜伏性故障及故障的性质。 磁回路过热性故障判据 在四比值法中，当 CH4/ H2= 1~3， C2H6/ CH4 1， C2H4/ C2H6 3， C2H2/ CH4 0. 5 时，变压器存在磁回路过热性故障。 将三比值法与磁回路过热判据结合使用来判断磁回路与导电回路的过热性故障。 超声一光纤监测法 光纤传感器利用光线本身或外部敏感元件将声信号转变成光强信号的变化，再转变成电信号。 利用光纤传输光波的特性和外加光源以及光敏元件可以构成两种类型的光纤传感器，即功能型光纤传感器 和非功能型光纤传感器。 功能型光纤传感器一般采用单模光纤，光纤同时起传输和传感作用，即光纤本身即是敏感元件。 该类传感器利用光纤本身的传输特性（光强、波长、相位和频率等）受被测量物的作用而发生变化，即被调制，在输出端通过合适的解调而测量被测量物，能测量作用于光纤的微弱信号。 非功能型光纤传感器一般采用多模光纤，光纤不再是敏感元件，而是在光纤端面或者接合处放置机械式或者光学式的敏感元件来感受被测量物的变化，从而光纤本身只起传输作用。 这类光纤传感器易实现，但是测量精度和灵敏度较低。 绝缘老化及其检测 大 多变压器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。 电力变压器的绝缘基本上可以分为二种：液体绝缘和固体绝缘。 由于长时间的运行受温度、局部放电、杂质等多种因素的影响， 绝缘介质会发生老化， 使绝缘性能下降，影响到变压器运行的可靠性。 绝缘介质老化往往反映在绝缘介质在交变电场的使用下，其极化过程发生了改变，非弹性极化增强 ,使极化过程中的有功损耗增加，使绝缘介质的介质损耗率增大。 可以采用测量电力变压器绝缘套管电压与套管末屏接地电流间相位差的方法，对绝缘套管介质损耗进行监测。 变压器油色谱在线监测 在变压器运行中， 绝缘油和有机绝。