電力變壓器監(jiān)測與診斷課件

第四章電力變壓器的監(jiān)測與診斷第四章電力變壓器的監(jiān)測與診斷1電力變壓器為重要的供電設備電力變壓器的運行條件：電壓限額、溫度限額等變壓器的組成部分：鐵芯、帶有絕緣的繞組、變壓器油、油箱、絕緣套管變壓器絕緣材料：變壓器油和固體絕緣（絕緣紙帶、紙板等）電力變壓器為重要的供電設備2內部故障為變壓器油箱內發(fā)生的各種故障，其主要類型有：各相繞組之間發(fā)生的相間短路、繞組的線匝之間發(fā)生的匝間短路、繞組或引出線通過外殼發(fā)生的接地故障等外部故障為變壓器油箱外部絕緣套管及其引出線上發(fā)生的各種故障內部故障為變壓器油箱內發(fā)生的各種故障，其主要類型有：各相繞組34.1變壓器的故障一、變壓器故障原因1、制造工藝質量的控制不嚴材料、設計、裝配的缺陷2、絕緣材料年久老化是影響變壓器壽命的最大的問題，可通過溫度、油中氣體分析，局部放電和濕度分析來監(jiān)測4.1變壓器的故障一、變壓器故障原因4二、變壓器常見故障1、局部放電導致的故障絕緣體中有汽泡產生局部放電、加速絕緣體老化，導致該汽泡處絕緣電擊穿導體尖端放電，導致絕緣油的碳化、汽化、降低油絕緣過壓時在絕緣薄弱處引起局部放電，造成局部絕緣惡化導致?lián)舸?、絕緣油受潮，導致變壓器放電擊穿水分導致油耐電強度大為降低二、變壓器常見故障53、長期過載，變壓器高溫運行加速絕緣物老化高溫下絕緣油汽化4、外部短路或大感性負載的開閘引起感應過壓、擊穿變壓器內部5、變壓器內部螺栓連接松動，引起局部過熱、損壞絕緣并使絕緣油汽化、碳化、降低油絕緣能力、導致內部電擊穿6、冷卻系統(tǒng)故障變壓器的風水冷卻系統(tǒng)發(fā)生故障時，變壓器內熱量不能及時散發(fā)，造成熱的積累而升溫，產生和3一樣的結果3、長期過載，變壓器高溫運行6大多數(shù)變壓器故障是由于各種類型的絕緣故障造成的絕緣劣化的主要原因：1、局部放電2、水分:變壓器受潮，放電起始電壓降低，放電易于發(fā)展3、熱：導致油、紙等絕緣物絕緣強度下降4、機械應力：導致繞組變形或導體絕緣松散或脫落大多數(shù)變壓器故障是由于各種類型的絕緣故障造成的7變壓器的主要監(jiān)測和診斷內容1、變壓器油包括油中氣體分析和油樣的電氣監(jiān)測2、變壓器的局部放電、溫度監(jiān)測變壓器的主要監(jiān)測和診斷內容84.2局部放電的監(jiān)測一、測量局部放電方法電測法非電測法局部放電過程中產生了各種非電信息，如聲波、發(fā)熱、發(fā)光及出現(xiàn)新的生成物可通過測量以上非電量來監(jiān)測局部放電，有不受電氣的干擾的優(yōu)點聲測法、光測法、紅外法和氣體分析法4.2局部放電的監(jiān)測一、測量局部放電方法聲測法、光測法、91、脈沖電流法和電機局部放電監(jiān)測類似，不過電流互感器監(jiān)測的是變壓器外殼對繞組的電容上流過的脈沖電流條件：外殼要一點接地，干擾信號要少電流傳感器可裝在外殼、套管和鐵心接地線上1、脈沖電流法電流傳感器可裝在外殼、套管和鐵心接地線上101、高頻電流互感器美國西屋公司的F.TEmery等人在20世紀70年代提出的任何部位的電弧放電都會在中性點接地線內產生相應的射頻電流，因此局部放電的監(jiān)測點通常都選擇中性點接地線上高頻電流互感器裝設在中性點和接地阻抗之間電力變壓器監(jiān)測與診斷課件11電力變壓器監(jiān)測與診斷課件12當局部放電發(fā)生時，其放電電流信號通過中性點接地線流向接地點，通過高頻電流互感器耦合到監(jiān)測回路，射頻監(jiān)測器就可以監(jiān)測到放電電流的強弱，以此來探測局部放電的強弱當局部放電發(fā)生時，其放電電流信號通過中性點接地線流向接地點，132、聲測法（1）聲波的頻譜不同的放電狀態(tài)、傳播媒質監(jiān)測到的聲波頻譜不一樣。如在油紙絕緣中，不同電極和絕緣部位的放電，產生的聲波頻譜是不同的鐵心內的磁噪聲、變壓器的機械振動、風扇和油泵的振動頻率大量的統(tǒng)計研究表明聲波的頻帶大約為70KHz～180KHz之間（2）聲波的類型不同媒質中，聲波的形式不同?？v波和橫波電力變壓器監(jiān)測與診斷課件14高壓引線放電絕緣筒表面放電線圈放電高壓引線放電絕緣筒表面放電線圈放電15（3）聲波的傳播波的擴散、波的反射和熱傳導會造成聲波在傳播中的衰減聲波衰減大小與頻率有關，頻率越高衰減越快；與材料也有關，軟的材料中衰減更快導致靈敏度低（3）聲波的傳播導致靈敏度低16（4）采取提高靈敏度的措施選擇合適頻帶，還可以避開噪聲、一些電磁干擾頻帶氣體中選取20kHz～40kHz，液體和固體選取60～300kHz用光纖傳輸信號選擇高靈敏度的聲-電傳感器和光電元件，高增益、低噪聲的電子器件（4）采取提高靈敏度的措施17二、放電源的定位電氣定位法：確定電氣位置聲波定位法：聲波定位法的原理是通過測量聲波傳播的時延來確定局部放電源的位置，可分為電-聲定位和聲-聲定位二、放電源的定位18利用測得電、聲信號的時差和聲傳播速度求解放電源位置利用測得電、聲信號的時差和聲傳播速度求解放電源位置19聲-聲定位法基于聲-聲觸發(fā)的定位原理，即選用一路聲信號觸發(fā)其余聲信號，定位時選擇某傳感器為參考傳感器，以此為基準，測量同一局部放電超聲信號傳播到其他傳感器時對應于它的相對時差。通常采用雙曲面法進行定位。放電模式識別：閾值判斷，指紋判斷法，人工神經網絡識別放電指紋法聲-聲定位法基于聲-聲觸發(fā)的定位原理，即選用一路聲信號觸20三、干擾類型及措施如英國Black提出的脈沖極性鑒別系統(tǒng)基于脈沖放電的極性效應原理若是局部放電，輸出極性相反的脈沖電流，與非門有輸出外部干擾，輸出極性相同的電流，與非門無輸出三、干擾類型及措施21電力變壓器監(jiān)測與診斷課件22RC檢測阻抗RLC檢測阻抗RC檢測阻抗RLC檢測阻抗23四、表征局部放電參數(shù)之一視在電荷量的標定視在電荷作為評定局部放電性能指標之一，以診斷其故障程度目前許多產品的局部放電的試驗標準中，幾乎都是以放電量的大小作為評定局部放電性能的標準，各類產品根據運行經驗和制造的技術水平，都相應地規(guī)定了允許的放電量水平放電量的不同對絕緣造成的損傷程度不同低壓脈沖校準器四、表征局部放電參數(shù)之一視在電荷量的標定24五、局部放電在線監(jiān)測系統(tǒng)一般包括以下部分：監(jiān)測放電脈沖電流信號和變壓器的超聲信號采用一定的抗干擾技術監(jiān)測電信號波形，采用FFT分析放電特征和干擾特征進行統(tǒng)計分析，利用人工神經網絡進行故障識別放電信號的閾值報警變壓器放電點的定位五、局部放電在線監(jiān)測系統(tǒng)25五、特高頻監(jiān)測（天線）局部放電超高頻檢測方法通過測量變壓器內部局部放電所產生的超高頻（300～3000MHz）電信號，可以用電容傳感器或超高頻天線加以接收，實現(xiàn)局部放電的檢測、定位，其抗干擾性能好。三種典型裝置：1、BGF-1便攜式局部放電監(jiān)測器2、BJ-1型變壓器局部放電監(jiān)測儀3、變壓器內置天線式特高頻局部放電監(jiān)測裝置五、特高頻監(jiān)測（天線）262、放電模式識別（1）根據時域上放電的相位和波形可以判斷放電的類型或模式，如判斷是內部放電還是槽放電或者端部表面放電（3）根據幅頻特性判斷放電類型（2）根據放電的和譜圖識別放電類型2、放電模式識別27內部放電正放電脈沖與負放電脈沖，它們的幅值、次數(shù)大致相同．相位對稱內部放電正放電脈沖與負放電脈沖，它們的幅值、次28內部放電表面放電內部放電表面放電29內部放電正、負脈沖的q-n曲線幾乎重合，正、負脈沖具有大致相同的放電幅值和放電重復率表面放電正、負脈沖的q-n曲線相交內部放電正、負脈沖的q-n曲線幾乎重合，正、負脈沖具有大30垂直坐標為放電重復率，放電峰值高表示放電重復率高垂直坐標為放電重復率，放電峰值高表示放電重復率高31電力變壓器監(jiān)測與診斷課件32電力變壓器監(jiān)測與診斷課件333.3振動的監(jiān)測對于各種類型和規(guī)格的電機來說，它們穩(wěn)定運行時，振動都有一種典型特性和一個允許限值當電機內部出現(xiàn)故障、零部件產生缺陷、裝配和安裝情況發(fā)生變化時，其振動的振幅值、振動形式及頻譜成分均會發(fā)生變化，而且不同的缺陷和故障，其引起的振動方式也不同。3.3振動的監(jiān)測對于各種類型和規(guī)格的電機來說，它們穩(wěn)定運行344.3變壓器油的氣相色譜分析變壓器的主要絕緣材料是油和絕緣紙類。變壓器油主要是由碳氫化合物組成。受熱、放電等時會分解出氣體溶解于油中，不同的故障釋放出的氣體種類不同、氣體濃度不同。絕緣紙的主要成分是纖維素，有很大的彈性和強度。通過分析紙的聚合度可對設備進行壽命預測。4.3變壓器油的氣相色譜分析變壓器的主要絕緣材料是油和絕緣35如局部放電中，當放電量低于1500pC時，產生氣體成分主要是甲烷和氫氣，當放電量為5000pC時，開始出現(xiàn)乙炔。如300℃～800℃時，熱分解產生的氣體主要是低分子烷烴和低分子的烯烴絕緣紙在120℃～150℃，會產生CO和CO2，在200℃～800℃時除了CO和CO2，還會產生氫烴類氣體等特征如局部放電中，當放電量低于1500pC時，產生氣體成分主要是36對氣體的監(jiān)測和分析是充油電氣設備絕緣診斷的重要手段。油中氣體分析不受各種電磁干擾的影響，數(shù)據較為可靠，有關技術相對比較成熟，從定性到定量分析都積累了相當?shù)慕涷?。對氣體的監(jiān)測和分析是充油電氣設備絕緣診斷的重要手段。37一、氣體在油中的溶解氣體不僅能溶解在油中，也能以氣體形式釋放到油面上奧斯特瓦爾德系數(shù)表示油中氣體溶解度，與溫度有關。二、氣體在油中的損失固體材料會吸附氣體，導致油中某些氣體濃度降低。分析氣體濃度時應考慮該部分變壓器一天內含氣量會變化。一、氣體在油中的溶解38三、不同狀態(tài)下油中氣體的含量1、正常運行狀態(tài)下變壓器油中溶解的氣體主要是氧氣和氮氣變壓器氣體濃度統(tǒng)計分析、氣體含量注意值2、變壓器內部故障類型與油中氣體含量對應關系三、不同狀態(tài)下油中氣體的含量39內部各種故障時對應的油中氣體含量內部各種故障時對應的油中氣體含量40四、氣相色譜分析檢測變壓器油中溶解氣體的方法一般為:變壓器油經冷卻裝置取樣后進入氣體萃取與分離單元，按不同的方法分離為要求的氣體成分后再進入氣體檢測單元，由不同的檢測器變換為與氣體含量成比例的電信號，經A/D轉換后將信息存儲在終端計算機的存儲單元內，以備調用或上傳四、氣相色譜分析41可見油中溶解氣體在線監(jiān)測系統(tǒng)的重點在于解決氣體的提取、氣體組分的分離和檢測可見油中溶解氣體在線監(jiān)測系統(tǒng)的重點在于解決氣體的提取、氣體組421、氣體的萃取歷來傳統(tǒng)的方法：取樣油，用真空抽取法，將人工作業(yè)自動化，裝置復雜；對此改進的方法有直接注入法和鼓泡脫氣法半透膜法：將半透膜與本體油接觸，僅使氣體分子透過而不讓油分子透過的方法，構造簡單半透膜的選擇很重要1、氣體的萃取半透膜的選擇很重要432、氣體濃度測量單元氣體色譜分析法（將人做的分析工作自動化），構造復雜，可分析多種氣體利用半導體傳感器的方法，構造簡單，但不能分析多種氣體半導體傳感器有消耗抽出氣體而測量濃度的傳感器和不消耗抽出氣體就能測量濃度的傳感器2、氣體濃度測量單元443、故障狀態(tài)判斷方法（1）特征氣體組分法

變壓器不同故障的特征氣體組分不同，可由表判故障類型（2）成分超標分析法單項H2超標，多為油紙絕緣受潮單項C2H2超標，且增長速率較快，可能是變壓器內存在高能量放電故障CO、CO2明顯增長時，不一定是油老化故障，應結合其他組分判斷3、故障狀態(tài)判斷方法45（3）比值判斷法根據特征氣體體積分數(shù)的比的不同比值按下規(guī)則編碼，再由表中規(guī)定判斷變壓器故障類型和大體部位。（3）比值判斷法46電力變壓器監(jiān)測與診斷課件474.4變壓器油中含水量的監(jiān)測一、水分對絕緣劣化的影響油或絕緣紙吸水之后絕緣強度下降，使放電的起始電壓降低，更易于出現(xiàn)放電現(xiàn)象水三種狀態(tài)：溶解水，懸浮水和沉積水二、監(jiān)測方法離線下：取油試樣在線下：使用濕敏傳感器4.4變壓器油中含水量的監(jiān)測一、水分對絕緣劣化的影響484.5變壓器壽命的預測電力設備的壽命通常主要是指絕緣壽命，而變壓器壽命主要取決于絕緣紙板的壽命目前的技術：通過測定紙板的平均聚合度來推測其剩余壽命。建立平均聚合度與一些參數(shù)的關系模型電力科學研究院：建立了油中糠醛含量與絕緣紙聚合度的關系公式4.5變壓器壽命的預測電力設備的壽命通常主要是指絕緣壽命，49電力變壓器監(jiān)測與診斷課件50診斷實例一某發(fā)電廠一臺SFP7-370000/500型變壓器，2001年4月19日出廠，2001年6月22日投入運行。診斷實例一某發(fā)電廠一臺SFP7-370000/500型變壓器511.故障發(fā)生前后的情況2001年6月28日油樣色譜分析，發(fā)現(xiàn)乙炔含量為0.9*10-6,決定每8h取一次油樣進行分析，跟蹤監(jiān)視運行；2001年6月29日，變壓器油中乙炔含量超標，且發(fā)展趨勢迅速，決定立即停機處理；2001年6月29日17時30分，變壓器停運，進行高電壓下的絕緣特性試驗，未發(fā)現(xiàn)異常停運后檢查與處理情況：發(fā)現(xiàn)A相高壓套管均壓球至高壓線圈引出線的屏蔽引線對高壓套管的銅管放電（據了解此屏蔽引線未連接），此屏蔽小引線外包的絕緣紙有放電擊穿痕跡。B相高壓套管存在類似的問題，經廠家處理后進行了全項試驗，試驗結果正常。1.故障發(fā)生前后的情況2001年6月28日油樣色譜分析，發(fā)522、故障的發(fā)生和損壞情況1.故障的發(fā)生情況2001年7月13日9時投入運行，7月15日2時8分電氣保護動作跳閘，變壓器噴油，高壓套管A相、B相損壞嚴重。發(fā)電機－變壓器差動、主變差動、重瓦斯、復合電壓過流等保護動作，發(fā)-變組故障錄波器啟動，變壓器運行了29h。2、故障的發(fā)生和損壞情況1.故障的發(fā)生情況53設備的損壞情況1）高壓套管A相下部外瓷套碎裂約為1200mm和1/3長，露出絕緣紙。B相下部套約1.5m范圍內沿四周碎裂，從上部掉小的碎瓷殘留約4-5裙，露出銅管芯棒和絕緣，C相套管未明顯碎裂。套管的三相法蘭全部變形漏油。2）變壓器鐘罩從側面看中部出線法蘭處向外鼓出約100mm，三相法蘭全部漏油。B相上部升高座小油管拉斷，升高座固定拉筋從焊口處拉斷約100mm。A、B相上部箱殼主筋處撕開約500mm；低壓側方油箱上部7道主筋全部撕裂10-15mm；中部散熱器支架處從側面看，向外鼓出50-70mm,致使散熱器下部伸縮節(jié)向外位移約150mm傾斜；中性點出線套管向低壓側方向位移約20mm，但為斷裂。設備的損壞情況1）高壓套管A相下部外瓷套碎裂約為1200m54器身內部的情況A、C相完好，三相引出線基本完好，無放電痕跡；B相高壓側的鋼夾件、肢板、拉板及散開的線圈導線均有被電弧燒傷的痕跡。地屏（靜電隔屏）的引線斷開；圍屏紙板未見放電痕跡，b相低壓線圈中部有兩個線段變形，墊塊凸出；B相壓板下部兩側沿圓周方向近1/3圓周的斷面燒毀，相對應的高壓線圈及絕緣燒成黑碳色，其上部兩個線段變形扭曲斷開且成散開狀并有放電痕跡。相對應的低壓線圈上部絕緣燒毀。B相高低壓繞組之間的絕緣紙筒外部4層及瓦楞紙全部在中間部分斷開，且在高壓出頭處及B、C相間中部有貫穿燒焦及碳化痕跡，地屏（靜電屏蔽）無明顯放電痕跡。低壓繞組a、b相左側約有1/3圓周方向向外凸出近30mm，右側b、c相間約有1/3圓周方向向內凹進約30mm，且有扭曲變形現(xiàn)象，有一根導線已燒斷，高、低壓間相對應部位有兩處放電痕跡，部分導線燒斷。器身內部的情況A、C相完好，三相引出線基本完好，無放電痕跡；55變壓器故障原因分析根據故障錄波器的數(shù)據：發(fā)電機側的B相電壓為零，主變壓器中性點產生零序電流，現(xiàn)場判斷為變壓器B相金屬性接地！綜合分析：變壓器故障原因是B相高壓繞組首端對低壓繞組中部換位處主絕緣擊穿，強大的電弧導致了變壓器各元部件的損壞和油箱的開裂、損壞。直接原因：變壓器在制造過程中，絕緣損傷或絕緣材料本身存在質量隱患，在運行中放電致使絕緣材料進一步損壞，最終導致變壓器損壞。變壓器故障原因分析根據故障錄波器的數(shù)據：發(fā)電機側的B相電壓為56實例二：某變電所裝設的日本東芝生產的3*250MVA/500單相變壓器，1997年12月出廠，2000年3月投入運行。實例二：某變電所裝設的日本東芝生產的3*250MVA/500571、故障發(fā)生的情況2001年1月17日在對該組變壓器進行油的色譜分析時發(fā)現(xiàn)，其B相變壓器的C2H2含量達10.5ppm，超過了訂貨合同及我國國標所規(guī)定的“注意值”，在此后兩天進行的油色譜跟蹤監(jiān)測中，其油中的C2H2及總烴含量均呈增長趨勢。經初步判斷認為B相變壓器內部存在放電性故障，1月23日該變壓器退出運行，整個投運時間不滿1年。1、故障發(fā)生的情況2001年1月17日在對該組變壓器進行油的58油中溶解氣體含量試驗日期油中溶解氣體組分含量(ppm)分析結論H2COCO2CH4C2H4C2H6C2H2C1+C22000.9429.3031.7正常2000.136.016.110.549.9乙炔超過“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油中溶解氣體含量試驗油中溶解氣體組分含量(ppm)分析結論H592、故障的查找2001年1月31日，日方和運行主管在運行現(xiàn)場召集會議，對以下三個問題取得共識：1）B相變壓器油中色譜分析異常，且C2H2含量呈增長趨勢，說明該變壓器內部確實存在放電性故障，需要進行徹底檢查和處理；2）在進入變壓器內部檢查之前，需首先進行高電壓的局部放電試驗，試驗電壓從零開始升壓，當?shù)蛪簜龋?5KV）電壓升至36.3KV(250Hz)時，發(fā)電機的過流保護動作跳閘，同時聽到變壓器內部有一聲異常音響。經現(xiàn)場各方人員分析認為在試驗中變壓器內部產生異常聲響及電源回路跳閘是由變壓器內部放電造成。3）2月4日日方人員進入變壓器中，即發(fā)現(xiàn)500KV均壓球及其鄰近的部位有一處縱向擊穿痕跡和一處局部放電痕跡。2、故障的查找2001年1月31日，日方60故障發(fā)生的過程和原因根據檢查，廠家認為變壓器運行中產生的烴類氣體可能是局部放電引起，而引起局部放電的原因是絕緣屏蔽的邊緣接觸套管均壓球；至于在現(xiàn)場進行局部放電試驗中的擊穿，則是發(fā)生在從500KV套管尾端均壓球起，沿均壓球與絕緣屏障間的絕緣撐條向上經絕緣屏障、油隙及升高座內壁的絕緣屏蔽紙筒，至升高座內壁之間放電。故障發(fā)生的過程和原因根據檢查，廠家認為變壓器運行中產生的烴類61變壓器油中乙炔氣體的產生和局放擊穿的原因1）變壓器安裝過程中，廠家人員因不慎導致高壓套管尾部均壓球與其絕緣圍屏相接觸（絕緣圍屏的邊緣接觸了套管的均壓球，而本來絕緣圍屏與套管均壓球之間是夾著撐條形成油道的）。2）在變壓器安裝過程中，廠家人員不慎將金屬微粒帶入變壓器內部，掉落于套管尾部均壓球與絕緣圍屏接觸的部位變壓器油中乙炔氣體的產生和局放擊穿的原因1）變壓器安裝過程中62變壓器的修復2001年2月14日，廠家人員對在該變壓器上所查到故障進行了修復，更換了高壓套管尾部的均壓球和絕緣圍屏以及升高座內壁的絕緣筒，修復工作結束后，對變壓器進行的電氣試驗（包括局部放電試驗），試驗結果合格。2002年2月22日22時，變壓器投入運行變壓器的修復2001年2月14日，廠家人員對在該變壓器上所查63變壓器故障診斷實例分析三某變電所1號主變壓器組B相是日本三菱生產的殼式變壓器，型號為SUB-MRT-250000/500，出廠為1986年，投運日期為1987年10月10日。變壓器故障診斷實例分析三某變電所1號主變壓器組B相是日本三菱64故障經過故障前變電所運行方式：1、2號主變壓器并聯(lián)運行，電容器組及電抗器組SVC設備起?？刂苹芈返闹醒胩幚韱卧l(fā)生故障，1號主變壓器的15.75KV側SVC設備停運變壓器低壓側斷路器和隔離開關在分閘位置。2001年6月25日9時53分，在對更換后的插件送上直流工作電流時，隨即SVC設備的斷路器和隔離開關自動誤合閘，造成隔離開關帶負載合閘，三相弧光短路。1號主變壓器組低壓側過流保護動作，持續(xù)時間240ms，故障造成主變壓器組低壓側隔離開關鋤頭電弧，燒傷，1號主變壓器B相壓力釋放閥冒油造成約150ml左右。故障經過故障前變電所運行方式：1、2號主變壓器并聯(lián)運行，電容65故障后的試驗情況B相故障相中出現(xiàn)C2H2含量為0.4ppm，絕緣電阻和直流電阻測試結果正常，變形測試結果，三相相關系數(shù)為0.8~0.9，表明低壓繞組有輕度變形。綜合試驗結果認為：故障原因是新更換的SVC設備中央處理單元誤發(fā)指令所致。變壓器可以投運。但必須在投運后的24h取油樣試驗，以跟蹤變壓器是否存在故障。6月27日重投1號主變壓器，24h后取油樣進行試驗，試驗結果入表1故障后的試驗情況B相故障相中出現(xiàn)C2H2含量為0.4ppm，66油中溶解氣體含量測試試驗日期 油中氣體含量（ppm）CO2COH2CH4C2H2C2H4C2H6A相2001.6.282747127844.801.9130.3B相2001.4.093854162745.701.7129.82001.6.253082125948.60.42.1135.12001.6.28288013716177.423.025.3123.4C相2001.6.283155118742.742.71.8130從結果看，B相變壓器在6月28日的氣體含量中H2和C2H2大量出現(xiàn)，顯示出該變壓器內部已出現(xiàn)能量較高的電弧性放電，變壓器應退出運行。油中溶解氣體含量測試 油中氣體含量（ppm）CO2COH2C676月29日廠家人員到達工地，進行了絕緣電阻、直流電阻、短路阻抗以及低電壓空載等測試，試驗結果見下表。6月29日廠家人員到達工地，進行了絕緣電阻、直流電阻、短路阻68低電壓空載測試低壓側施加電壓空載電流低壓側施加電壓A相B相C相A相B相C相50V116121112150V236244236100V184194174200V28026270結論：試驗結果正常低電壓空載測試低壓側施加電壓空載電流低壓側施加電壓A相B相C69用2500V兆歐表測試絕緣電阻相別GYDY－TYE（兆歐）GYDY－TY（兆歐）TY-GYDYE（兆歐）油溫A相23003000230029B相28004400380029C相23002700280029注：GY高壓繞組DY低壓繞組TY調壓繞組結論：試驗結果良好。用2500V兆歐表測試絕緣電阻相別GYDY－TYEGY70繞組直流電阻測試相別繞組分接測量值制造廠家值（75度值）實測（歐）油溫（0C）折到75度A相DY10.1406320.16320.1632DY90.1318320.15300.1530DY150.1384320.16070.1609DY170.1405320.16310.1634TY0.006155320.0071460.007309B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從測試結果看，A、B相調壓繞組比廠家值低2%。繞組直流電阻測試相別繞組分接測量值制造廠家值實測（歐）油溫（71短路阻抗測試結果正常根據試驗結果，廠家認為變壓器繞組沒有變形，但內部存在金屬件過熱，如夾件、鐵心或選擇開關等部位。短路阻抗測試結果正常722.故障的檢查情況）變壓器排油檢查發(fā)現(xiàn)油色污濁，油中有燒損絕緣紙的漂浮物，變壓器油通過濾紙時留下有黑色碳粉。2）進入變壓器內部檢查，發(fā)現(xiàn)變壓器整體繞組沒有產生變形，在調壓繞組的G4組線圈25、26號線餅上部絕緣紙板有黑色痕跡，一直延伸到線餅下部；在24、25號線餅兩側部分紙板有裂紋，其他未見異常。2.故障的檢查情況）變壓器排油檢查733）安排吊檢A故障點在G4繞組的25號與26號線餅連接的部位，匝絕緣紙燒黑脫落，銅線露出，23和24號線餅的連接點也有一個燒黑，銅線露出，燒損物落入油箱底部。BG4組繞組絕緣紙板有多處彎曲斷裂，從故障點向紙板上有碳粉痕跡，判斷為碳粉順油道附著在紙板上。C鐵心與箱殼間的木板有炭黑痕跡，判斷為該木板緊緊賽在鐵心與箱殼之間，油冷卻不到，長期對鐵心接觸過熱碳化所致。3）安排吊檢74故障原因分析

變壓器的高低壓側容量比為5倍，電壓比約為20倍，比值過大，盡管該變壓器為高阻抗型，但這次低壓側隔離開關構成的短路，仍使短路電流高達55.5KA，相當于額定電流的17.4倍。巨大的電動力作用下，使調壓繞組G4線餅的25、26、23、24號連接處的線匝發(fā)生振動、摩擦、扭轉，破壞了包扎的紙絕緣，并由于絕緣距離不足發(fā)生局部放電。故障原因分析

變壓器的高低壓側容量比為5倍，電壓比約為20倍75故障原因分析由于剛開始并未發(fā)生完全的匝間短路，間歇性火花放電熄滅后，僅在油中檢測到C2H2為0.4ppm.在變壓器重投后，較大的間歇性能量促使油中溶解烴類氣體含量急劇增加，由于匝間仍未發(fā)生完全性的金屬性短路，故在前后兩次進行的電氣試驗中都沒有發(fā)現(xiàn)異常。而變壓器繞組有輕度變形，與吊檢結果相比，判斷正確。綜上所述，變壓器的損壞是由于低壓側的短路電流較大，兩個相鄰的線餅之間存在連接頭的交叉部位繞組的絕緣包扎難以達到實際要求，從而抗短路能量不足并損壞了導向絕緣，變壓器繞組雖未發(fā)生較大變形，但由于局部的匝間短路卻造成了重大故障。故障原因分析由于剛開始并未發(fā)生完全的匝間短路，間歇性火花放電76第四章電力變壓器的監(jiān)測與診斷第四章電力變壓器的監(jiān)測與診斷77電力變壓器為重要的供電設備電力變壓器的運行條件：電壓限額、溫度限額等變壓器的組成部分：鐵芯、帶有絕緣的繞組、變壓器油、油箱、絕緣套管變壓器絕緣材料：變壓器油和固體絕緣（絕緣紙帶、紙板等）電力變壓器為重要的供電設備78內部故障為變壓器油箱內發(fā)生的各種故障，其主要類型有：各相繞組之間發(fā)生的相間短路、繞組的線匝之間發(fā)生的匝間短路、繞組或引出線通過外殼發(fā)生的接地故障等外部故障為變壓器油箱外部絕緣套管及其引出線上發(fā)生的各種故障內部故障為變壓器油箱內發(fā)生的各種故障，其主要類型有：各相繞組794.1變壓器的故障一、變壓器故障原因1、制造工藝質量的控制不嚴材料、設計、裝配的缺陷2、絕緣材料年久老化是影響變壓器壽命的最大的問題，可通過溫度、油中氣體分析，局部放電和濕度分析來監(jiān)測4.1變壓器的故障一、變壓器故障原因80二、變壓器常見故障1、局部放電導致的故障絕緣體中有汽泡產生局部放電、加速絕緣體老化，導致該汽泡處絕緣電擊穿導體尖端放電，導致絕緣油的碳化、汽化、降低油絕緣過壓時在絕緣薄弱處引起局部放電，造成局部絕緣惡化導致?lián)舸?、絕緣油受潮，導致變壓器放電擊穿水分導致油耐電強度大為降低二、變壓器常見故障813、長期過載，變壓器高溫運行加速絕緣物老化高溫下絕緣油汽化4、外部短路或大感性負載的開閘引起感應過壓、擊穿變壓器內部5、變壓器內部螺栓連接松動，引起局部過熱、損壞絕緣并使絕緣油汽化、碳化、降低油絕緣能力、導致內部電擊穿6、冷卻系統(tǒng)故障變壓器的風水冷卻系統(tǒng)發(fā)生故障時，變壓器內熱量不能及時散發(fā)，造成熱的積累而升溫，產生和3一樣的結果3、長期過載，變壓器高溫運行82大多數(shù)變壓器故障是由于各種類型的絕緣故障造成的絕緣劣化的主要原因：1、局部放電2、水分:變壓器受潮，放電起始電壓降低，放電易于發(fā)展3、熱：導致油、紙等絕緣物絕緣強度下降4、機械應力：導致繞組變形或導體絕緣松散或脫落大多數(shù)變壓器故障是由于各種類型的絕緣故障造成的83變壓器的主要監(jiān)測和診斷內容1、變壓器油包括油中氣體分析和油樣的電氣監(jiān)測2、變壓器的局部放電、溫度監(jiān)測變壓器的主要監(jiān)測和診斷內容844.2局部放電的監(jiān)測一、測量局部放電方法電測法非電測法局部放電過程中產生了各種非電信息，如聲波、發(fā)熱、發(fā)光及出現(xiàn)新的生成物可通過測量以上非電量來監(jiān)測局部放電，有不受電氣的干擾的優(yōu)點聲測法、光測法、紅外法和氣體分析法4.2局部放電的監(jiān)測一、測量局部放電方法聲測法、光測法、851、脈沖電流法和電機局部放電監(jiān)測類似，不過電流互感器監(jiān)測的是變壓器外殼對繞組的電容上流過的脈沖電流條件：外殼要一點接地，干擾信號要少電流傳感器可裝在外殼、套管和鐵心接地線上1、脈沖電流法電流傳感器可裝在外殼、套管和鐵心接地線上861、高頻電流互感器美國西屋公司的F.TEmery等人在20世紀70年代提出的任何部位的電弧放電都會在中性點接地線內產生相應的射頻電流，因此局部放電的監(jiān)測點通常都選擇中性點接地線上高頻電流互感器裝設在中性點和接地阻抗之間電力變壓器監(jiān)測與診斷課件87電力變壓器監(jiān)測與診斷課件88當局部放電發(fā)生時，其放電電流信號通過中性點接地線流向接地點，通過高頻電流互感器耦合到監(jiān)測回路，射頻監(jiān)測器就可以監(jiān)測到放電電流的強弱，以此來探測局部放電的強弱當局部放電發(fā)生時，其放電電流信號通過中性點接地線流向接地點，892、聲測法（1）聲波的頻譜不同的放電狀態(tài)、傳播媒質監(jiān)測到的聲波頻譜不一樣。如在油紙絕緣中，不同電極和絕緣部位的放電，產生的聲波頻譜是不同的鐵心內的磁噪聲、變壓器的機械振動、風扇和油泵的振動頻率大量的統(tǒng)計研究表明聲波的頻帶大約為70KHz～180KHz之間（2）聲波的類型不同媒質中，聲波的形式不同?？v波和橫波電力變壓器監(jiān)測與診斷課件90高壓引線放電絕緣筒表面放電線圈放電高壓引線放電絕緣筒表面放電線圈放電91（3）聲波的傳播波的擴散、波的反射和熱傳導會造成聲波在傳播中的衰減聲波衰減大小與頻率有關，頻率越高衰減越快；與材料也有關，軟的材料中衰減更快導致靈敏度低（3）聲波的傳播導致靈敏度低92（4）采取提高靈敏度的措施選擇合適頻帶，還可以避開噪聲、一些電磁干擾頻帶氣體中選取20kHz～40kHz，液體和固體選取60～300kHz用光纖傳輸信號選擇高靈敏度的聲-電傳感器和光電元件，高增益、低噪聲的電子器件（4）采取提高靈敏度的措施93二、放電源的定位電氣定位法：確定電氣位置聲波定位法：聲波定位法的原理是通過測量聲波傳播的時延來確定局部放電源的位置，可分為電-聲定位和聲-聲定位二、放電源的定位94利用測得電、聲信號的時差和聲傳播速度求解放電源位置利用測得電、聲信號的時差和聲傳播速度求解放電源位置95聲-聲定位法基于聲-聲觸發(fā)的定位原理，即選用一路聲信號觸發(fā)其余聲信號，定位時選擇某傳感器為參考傳感器，以此為基準，測量同一局部放電超聲信號傳播到其他傳感器時對應于它的相對時差。通常采用雙曲面法進行定位。放電模式識別：閾值判斷，指紋判斷法，人工神經網絡識別放電指紋法聲-聲定位法基于聲-聲觸發(fā)的定位原理，即選用一路聲信號觸96三、干擾類型及措施如英國Black提出的脈沖極性鑒別系統(tǒng)基于脈沖放電的極性效應原理若是局部放電，輸出極性相反的脈沖電流，與非門有輸出外部干擾，輸出極性相同的電流，與非門無輸出三、干擾類型及措施97電力變壓器監(jiān)測與診斷課件98RC檢測阻抗RLC檢測阻抗RC檢測阻抗RLC檢測阻抗99四、表征局部放電參數(shù)之一視在電荷量的標定視在電荷作為評定局部放電性能指標之一，以診斷其故障程度目前許多產品的局部放電的試驗標準中，幾乎都是以放電量的大小作為評定局部放電性能的標準，各類產品根據運行經驗和制造的技術水平，都相應地規(guī)定了允許的放電量水平放電量的不同對絕緣造成的損傷程度不同低壓脈沖校準器四、表征局部放電參數(shù)之一視在電荷量的標定100五、局部放電在線監(jiān)測系統(tǒng)一般包括以下部分：監(jiān)測放電脈沖電流信號和變壓器的超聲信號采用一定的抗干擾技術監(jiān)測電信號波形，采用FFT分析放電特征和干擾特征進行統(tǒng)計分析，利用人工神經網絡進行故障識別放電信號的閾值報警變壓器放電點的定位五、局部放電在線監(jiān)測系統(tǒng)101五、特高頻監(jiān)測（天線）局部放電超高頻檢測方法通過測量變壓器內部局部放電所產生的超高頻（300～3000MHz）電信號，可以用電容傳感器或超高頻天線加以接收，實現(xiàn)局部放電的檢測、定位，其抗干擾性能好。三種典型裝置：1、BGF-1便攜式局部放電監(jiān)測器2、BJ-1型變壓器局部放電監(jiān)測儀3、變壓器內置天線式特高頻局部放電監(jiān)測裝置五、特高頻監(jiān)測（天線）1022、放電模式識別（1）根據時域上放電的相位和波形可以判斷放電的類型或模式，如判斷是內部放電還是槽放電或者端部表面放電（3）根據幅頻特性判斷放電類型（2）根據放電的和譜圖識別放電類型2、放電模式識別103內部放電正放電脈沖與負放電脈沖，它們的幅值、次數(shù)大致相同．相位對稱內部放電正放電脈沖與負放電脈沖，它們的幅值、次104內部放電表面放電內部放電表面放電105內部放電正、負脈沖的q-n曲線幾乎重合，正、負脈沖具有大致相同的放電幅值和放電重復率表面放電正、負脈沖的q-n曲線相交內部放電正、負脈沖的q-n曲線幾乎重合，正、負脈沖具有大106垂直坐標為放電重復率，放電峰值高表示放電重復率高垂直坐標為放電重復率，放電峰值高表示放電重復率高107電力變壓器監(jiān)測與診斷課件108電力變壓器監(jiān)測與診斷課件1093.3振動的監(jiān)測對于各種類型和規(guī)格的電機來說，它們穩(wěn)定運行時，振動都有一種典型特性和一個允許限值當電機內部出現(xiàn)故障、零部件產生缺陷、裝配和安裝情況發(fā)生變化時，其振動的振幅值、振動形式及頻譜成分均會發(fā)生變化，而且不同的缺陷和故障，其引起的振動方式也不同。3.3振動的監(jiān)測對于各種類型和規(guī)格的電機來說，它們穩(wěn)定運行1104.3變壓器油的氣相色譜分析變壓器的主要絕緣材料是油和絕緣紙類。變壓器油主要是由碳氫化合物組成。受熱、放電等時會分解出氣體溶解于油中，不同的故障釋放出的氣體種類不同、氣體濃度不同。絕緣紙的主要成分是纖維素，有很大的彈性和強度。通過分析紙的聚合度可對設備進行壽命預測。4.3變壓器油的氣相色譜分析變壓器的主要絕緣材料是油和絕緣111如局部放電中，當放電量低于1500pC時，產生氣體成分主要是甲烷和氫氣，當放電量為5000pC時，開始出現(xiàn)乙炔。如300℃～800℃時，熱分解產生的氣體主要是低分子烷烴和低分子的烯烴絕緣紙在120℃～150℃，會產生CO和CO2，在200℃～800℃時除了CO和CO2，還會產生氫烴類氣體等特征如局部放電中，當放電量低于1500pC時，產生氣體成分主要是112對氣體的監(jiān)測和分析是充油電氣設備絕緣診斷的重要手段。油中氣體分析不受各種電磁干擾的影響，數(shù)據較為可靠，有關技術相對比較成熟，從定性到定量分析都積累了相當?shù)慕涷灐怏w的監(jiān)測和分析是充油電氣設備絕緣診斷的重要手段。113一、氣體在油中的溶解氣體不僅能溶解在油中，也能以氣體形式釋放到油面上奧斯特瓦爾德系數(shù)表示油中氣體溶解度，與溫度有關。二、氣體在油中的損失固體材料會吸附氣體，導致油中某些氣體濃度降低。分析氣體濃度時應考慮該部分變壓器一天內含氣量會變化。一、氣體在油中的溶解114三、不同狀態(tài)下油中氣體的含量1、正常運行狀態(tài)下變壓器油中溶解的氣體主要是氧氣和氮氣變壓器氣體濃度統(tǒng)計分析、氣體含量注意值2、變壓器內部故障類型與油中氣體含量對應關系三、不同狀態(tài)下油中氣體的含量115內部各種故障時對應的油中氣體含量內部各種故障時對應的油中氣體含量116四、氣相色譜分析檢測變壓器油中溶解氣體的方法一般為:變壓器油經冷卻裝置取樣后進入氣體萃取與分離單元，按不同的方法分離為要求的氣體成分后再進入氣體檢測單元，由不同的檢測器變換為與氣體含量成比例的電信號，經A/D轉換后將信息存儲在終端計算機的存儲單元內，以備調用或上傳四、氣相色譜分析117可見油中溶解氣體在線監(jiān)測系統(tǒng)的重點在于解決氣體的提取、氣體組分的分離和檢測可見油中溶解氣體在線監(jiān)測系統(tǒng)的重點在于解決氣體的提取、氣體組1181、氣體的萃取歷來傳統(tǒng)的方法：取樣油，用真空抽取法，將人工作業(yè)自動化，裝置復雜；對此改進的方法有直接注入法和鼓泡脫氣法半透膜法：將半透膜與本體油接觸，僅使氣體分子透過而不讓油分子透過的方法，構造簡單半透膜的選擇很重要1、氣體的萃取半透膜的選擇很重要1192、氣體濃度測量單元氣體色譜分析法（將人做的分析工作自動化），構造復雜，可分析多種氣體利用半導體傳感器的方法，構造簡單，但不能分析多種氣體半導體傳感器有消耗抽出氣體而測量濃度的傳感器和不消耗抽出氣體就能測量濃度的傳感器2、氣體濃度測量單元1203、故障狀態(tài)判斷方法（1）特征氣體組分法

變壓器不同故障的特征氣體組分不同，可由表判故障類型（2）成分超標分析法單項H2超標，多為油紙絕緣受潮單項C2H2超標，且增長速率較快，可能是變壓器內存在高能量放電故障CO、CO2明顯增長時，不一定是油老化故障，應結合其他組分判斷3、故障狀態(tài)判斷方法121（3）比值判斷法根據特征氣體體積分數(shù)的比的不同比值按下規(guī)則編碼，再由表中規(guī)定判斷變壓器故障類型和大體部位。（3）比值判斷法122電力變壓器監(jiān)測與診斷課件1234.4變壓器油中含水量的監(jiān)測一、水分對絕緣劣化的影響油或絕緣紙吸水之后絕緣強度下降，使放電的起始電壓降低，更易于出現(xiàn)放電現(xiàn)象水三種狀態(tài)：溶解水，懸浮水和沉積水二、監(jiān)測方法離線下：取油試樣在線下：使用濕敏傳感器4.4變壓器油中含水量的監(jiān)測一、水分對絕緣劣化的影響1244.5變壓器壽命的預測電力設備的壽命通常主要是指絕緣壽命，而變壓器壽命主要取決于絕緣紙板的壽命目前的技術：通過測定紙板的平均聚合度來推測其剩余壽命。建立平均聚合度與一些參數(shù)的關系模型電力科學研究院：建立了油中糠醛含量與絕緣紙聚合度的關系公式4.5變壓器壽命的預測電力設備的壽命通常主要是指絕緣壽命，125電力變壓器監(jiān)測與診斷課件126診斷實例一某發(fā)電廠一臺SFP7-370000/500型變壓器，2001年4月19日出廠，2001年6月22日投入運行。診斷實例一某發(fā)電廠一臺SFP7-370000/500型變壓器1271.故障發(fā)生前后的情況2001年6月28日油樣色譜分析，發(fā)現(xiàn)乙炔含量為0.9*10-6,決定每8h取一次油樣進行分析，跟蹤監(jiān)視運行；2001年6月29日，變壓器油中乙炔含量超標，且發(fā)展趨勢迅速，決定立即停機處理；2001年6月29日17時30分，變壓器停運，進行高電壓下的絕緣特性試驗，未發(fā)現(xiàn)異常停運后檢查與處理情況：發(fā)現(xiàn)A相高壓套管均壓球至高壓線圈引出線的屏蔽引線對高壓套管的銅管放電（據了解此屏蔽引線未連接），此屏蔽小引線外包的絕緣紙有放電擊穿痕跡。B相高壓套管存在類似的問題，經廠家處理后進行了全項試驗，試驗結果正常。1.故障發(fā)生前后的情況2001年6月28日油樣色譜分析，發(fā)1282、故障的發(fā)生和損壞情況1.故障的發(fā)生情況2001年7月13日9時投入運行，7月15日2時8分電氣保護動作跳閘，變壓器噴油，高壓套管A相、B相損壞嚴重。發(fā)電機－變壓器差動、主變差動、重瓦斯、復合電壓過流等保護動作，發(fā)-變組故障錄波器啟動，變壓器運行了29h。2、故障的發(fā)生和損壞情況1.故障的發(fā)生情況129設備的損壞情況1）高壓套管A相下部外瓷套碎裂約為1200mm和1/3長，露出絕緣紙。B相下部套約1.5m范圍內沿四周碎裂，從上部掉小的碎瓷殘留約4-5裙，露出銅管芯棒和絕緣，C相套管未明顯碎裂。套管的三相法蘭全部變形漏油。2）變壓器鐘罩從側面看中部出線法蘭處向外鼓出約100mm，三相法蘭全部漏油。B相上部升高座小油管拉斷，升高座固定拉筋從焊口處拉斷約100mm。A、B相上部箱殼主筋處撕開約500mm；低壓側方油箱上部7道主筋全部撕裂10-15mm；中部散熱器支架處從側面看，向外鼓出50-70mm,致使散熱器下部伸縮節(jié)向外位移約150mm傾斜；中性點出線套管向低壓側方向位移約20mm，但為斷裂。設備的損壞情況1）高壓套管A相下部外瓷套碎裂約為1200m130器身內部的情況A、C相完好，三相引出線基本完好，無放電痕跡；B相高壓側的鋼夾件、肢板、拉板及散開的線圈導線均有被電弧燒傷的痕跡。地屏（靜電隔屏）的引線斷開；圍屏紙板未見放電痕跡，b相低壓線圈中部有兩個線段變形，墊塊凸出；B相壓板下部兩側沿圓周方向近1/3圓周的斷面燒毀，相對應的高壓線圈及絕緣燒成黑碳色，其上部兩個線段變形扭曲斷開且成散開狀并有放電痕跡。相對應的低壓線圈上部絕緣燒毀。B相高低壓繞組之間的絕緣紙筒外部4層及瓦楞紙全部在中間部分斷開，且在高壓出頭處及B、C相間中部有貫穿燒焦及碳化痕跡，地屏（靜電屏蔽）無明顯放電痕跡。低壓繞組a、b相左側約有1/3圓周方向向外凸出近30mm，右側b、c相間約有1/3圓周方向向內凹進約30mm，且有扭曲變形現(xiàn)象，有一根導線已燒斷，高、低壓間相對應部位有兩處放電痕跡，部分導線燒斷。器身內部的情況A、C相完好，三相引出線基本完好，無放電痕跡；131變壓器故障原因分析根據故障錄波器的數(shù)據：發(fā)電機側的B相電壓為零，主變壓器中性點產生零序電流，現(xiàn)場判斷為變壓器B相金屬性接地！綜合分析：變壓器故障原因是B相高壓繞組首端對低壓繞組中部換位處主絕緣擊穿，強大的電弧導致了變壓器各元部件的損壞和油箱的開裂、損壞。直接原因：變壓器在制造過程中，絕緣損傷或絕緣材料本身存在質量隱患，在運行中放電致使絕緣材料進一步損壞，最終導致變壓器損壞。變壓器故障原因分析根據故障錄波器的數(shù)據：發(fā)電機側的B相電壓為132實例二：某變電所裝設的日本東芝生產的3*250MVA/500單相變壓器，1997年12月出廠，2000年3月投入運行。實例二：某變電所裝設的日本東芝生產的3*250MVA/5001331、故障發(fā)生的情況2001年1月17日在對該組變壓器進行油的色譜分析時發(fā)現(xiàn)，其B相變壓器的C2H2含量達10.5ppm，超過了訂貨合同及我國國標所規(guī)定的“注意值”，在此后兩天進行的油色譜跟蹤監(jiān)測中，其油中的C2H2及總烴含量均呈增長趨勢。經初步判斷認為B相變壓器內部存在放電性故障，1月23日該變壓器退出運行，整個投運時間不滿1年。1、故障發(fā)生的情況2001年1月17日在對該組變壓器進行油的134油中溶解氣體含量試驗日期油中溶解氣體組分含量(ppm)分析結論H2COCO2CH4C2H4C2H6C2H2C1+C22000.9429.3031.7正常2000.136.016.110.549.9乙炔超過“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油中溶解氣體含量試驗油中溶解氣體組分含量(ppm)分析結論H1352、故障的查找2001年1月31日，日方和運行主管在運行現(xiàn)場召集會議，對以下三個問題取得共識：1）B相變壓器油中色譜分析異常，且C2H2含量呈增長趨勢，說明該變壓器內部確實存在放電性故障，需要進行徹底檢查和處理；2）在進入變壓器內部檢查之前，需首先進行高電壓的局部放電試驗，試驗電壓從零開始升壓，當?shù)蛪簜龋?5KV）電壓升至36.3KV(250Hz)時，發(fā)電機的過流保護動作跳閘，同時聽到變壓器內部有一聲異常音響。經現(xiàn)場各方人員分析認為在試驗中變壓器內部產生異常聲響及電源回路跳閘是由變壓器內部放電造成。3）2月4日日方人員進入變壓器中，即發(fā)現(xiàn)500KV均壓球及其鄰近的部位有一處縱向擊穿痕跡和一處局部放電痕跡。2、故障的查找2001年1月31日，日方136故障發(fā)生的過程和原因根據檢查，廠家認為變壓器運行中產生的烴類氣體可能是局部放電引起，而引起局部放電的原因是絕緣屏蔽的邊緣接觸套管均壓球；至于在現(xiàn)場進行局部放電試驗中的擊穿，則是發(fā)生在從500KV套管尾端均壓球起，沿均壓球與絕緣屏障間的絕緣撐條向上經絕緣屏障、油隙及升高座內壁的絕緣屏蔽紙筒，至升高座內壁之間放電。故障發(fā)生的過程和原因根據檢查，廠家認為變壓器運行中產生的烴類137變壓器油中乙炔氣體的產生和局放擊穿的原因1）變壓器安裝過程中，廠家人員因不慎導致高壓套管尾部均壓球與其絕緣圍屏相接觸（絕緣圍屏的邊緣接觸了套管的均壓球，而本來絕緣圍屏與套管均壓球之間是夾著撐條形成油道的）。2）在變壓器安裝過程中，廠家人員不慎將金屬微粒帶入變壓器內部，掉落于套管尾部均壓球與絕緣圍屏接觸的部位變壓器油中乙炔氣體的產生和局放擊穿的原因1）變壓器安裝過程中138變壓器的修復2001年2月14日，廠家人員對在該變壓器上所查到故障進行了修復，更換了高壓套管尾部的均壓球和絕緣圍屏以及升高座內壁的絕緣筒，修復工作結束后，對變壓器進行的電氣試驗（包括局部放電試驗），試驗結果合格。2002年2月22日22時，變壓器投入運行變壓器的修復2001年2月14日，廠家人員對在該變壓器上所查139變壓器故障診斷實例分析三某變電所1號主變壓器組B相是日本三菱生產的殼式變壓器，型號為SUB-MRT-250000/500，出廠為1986年，投運日期為1987年10月10日。變壓器故障診斷實例分析三某變電所1號主變壓器組B相是日本三菱140故障經過故障前變電所運行方式：1、2號主變壓器并聯(lián)運行，電容器組及電抗器組SVC設備起?？刂苹芈返闹醒胩幚韱卧l(fā)生故障，1號主變壓器的15.75KV側SVC設備停運變壓器低壓側斷路器和隔離開關在分閘位置。2001年6月25日9時53分，在對更換后的插件送上直流工作電流時，隨即SVC設備的斷路器和隔離開關自動誤合閘，造成隔離開關帶負載合閘，三相弧光短路。1號主變壓器組低壓側過流保護動作，持續(xù)時間240ms，故障造成主變壓器組低壓側隔離開關鋤頭電弧，燒傷，1號主變壓器B相壓力釋放閥冒油造成約150ml左右。故障經過故障前變電所運行方式：1、2號主變壓器并聯(lián)運行，電容141故障后的試驗情況B相故障相中出現(xiàn)C2H2含量為0.4ppm，絕緣電阻和直流電阻測試結果正常，變形測試結果，三相相關系數(shù)為0.8~0.9，表明低壓繞組有輕度變形。綜合試驗結果認為：故障原因是新更換的SVC設備中央處理單元誤發(fā)指令所致。變壓器可以投運。但必須在投運后的24h取油樣試驗，以跟蹤變壓器是否存在故障。6月27日重投1號主變壓器，24h后取油樣進行試驗，試驗結果入表1故障后的試驗情況B相故障相中出現(xiàn)C2H2含量為0.4ppm，142油中溶解氣體含量測試試驗日期 油中氣體含量（ppm）CO2COH2CH4C2H2C2H4C2H6A相2001.6.282747