在線監(jiān)測實驗報告

電力設備在線監(jiān)測與故障診斷綜合試驗報告一．前言驗、局部放電在線監(jiān)測、利用紅外照相機觀測變電站發(fā)熱狀況。tgδ只能完成絕緣預防性試驗的局部內容。中局放試驗為演示試驗。主要為了了解觀測方法，試驗的設計思路和大致原理。絕緣預防性試驗主要依據(jù)規(guī)程為“電力設備預防性試驗規(guī)程”DL/T596—1996，以下簡稱規(guī)程。二．套管、變壓器離線狀態(tài)絕緣預防性試驗本次絕緣預防性試驗主要測量了套管和變壓器離線狀態(tài)下的絕緣電阻和吸取比質損失角tgδ。絕緣特別。測量介質損失角tgδ可有效的覺察絕緣受潮、穿透性導電通道、絕緣內含氣泡的游離、絕緣分層和脫殼以及絕緣有贓物或劣化等缺陷。套管的絕緣預防性試驗tgδ、電容值CI對于變壓器高壓端出線的套管，規(guī)程規(guī)定的前兩項即為絕緣電阻的測量和tgδ的測量。由于試驗設備的限制，選擇這兩項進展測量。本試驗承受的套管為126kV，油紙絕緣套管。序號項目主絕緣及電容型套管末屏對地絕緣電阻

周期1)1～3年大修(包括主設備大修后必要時

要求主絕緣的絕緣電阻值不應低于10000MΩ末屏對地的絕緣電阻不應低于1000MΩ

說明承受2500V兆歐表主絕緣及

1)1～3年

20℃時的tgδ(%)值應不大于下表中數(shù)值：1)油紙電容型套管的tgδ電容型套2)大修(包括電壓等級20～66～220～管對地末主設備大修〕kV35110500tgδ與出廠值或上一次屏tgδ與電后大 充油型3.01.5—測試值比較有明顯增長容量3)必要時修 油紙電容型1.01.00.8后 充膠型3.02.0—合分析tgδ膠紙電容型2.01.51.0的關系。當tgδ隨溫膠紙型2.52.0—度增加明顯增大或試驗運充油型3.51.5—電壓由10kV升到/3mU行油紙電容型1.01.00.8時，tgδ增量超過±中充膠型3.52.0—0.3%，不應連續(xù)運行膠紙電容型3.01.51.02)20kV以下純瓷套管及膠紙型3.52.0—與變壓器油連通的油壓當電容型套管末屏對地絕緣電阻小于1000MΩ時，應測量末屏對地tgδ，其值不大于2%電容型套管的電容值與出廠值或上一次試驗值的差異超出±5%時，應查明緣由套管的絕緣電阻測定依據(jù)規(guī)程規(guī)定，如下圖連線。

式套管不測tgδ3)測量變壓器套管tgδ繞組端子連在一起加壓，其余繞組端子均接地，末屏接電橋，正接線測量1測套管主絕緣對地絕緣電阻接線圖測定其絕緣電阻，覺察其絕緣電阻為5000MΩ小于規(guī)程規(guī)定值?？紤]到測量方法，由于流的方法。加裝屏蔽線后，絕緣電阻大于10000MΩ，由于兆歐表量程精度有限，故無法在準確讀取，并且無法計算出吸取比。但主絕緣對地絕緣電阻符合規(guī)程規(guī)定。屏蔽線的條件下，測得末屏對地絕緣電阻大于10000MΩ，符合規(guī)程規(guī)定。從絕緣電阻的數(shù)據(jù)可以得出無法測得準確的吸取比。1000MΩ對地tgδ，故只測量主絕緣tgδ。連線如以下圖所示圖2測套管tgδ接線圖利用M8000型變頻介質測試儀進展測量，施加10.0kV電壓，可測得：tgδ=2.648C=208.93pF依據(jù)規(guī)程規(guī)定，運行中110kV，20oC油紙絕緣型套管tgδ1.0，但試驗測得數(shù)2.648，明顯不符合規(guī)程規(guī)定。套管絕緣狀況分析所測得絕緣電阻符合規(guī)程規(guī)定，未測吸取比，tgδ值不符合規(guī)程規(guī)定，內部絕緣可能存在缺陷，但未進展局放試驗，無法推斷絕緣狀況是否符合規(guī)定。單向變壓器絕緣預防性試驗緣和主絕緣?？v絕緣指同一繞組的不同匝間、層間、段間、引線間、分接開關各局部間的絕緣，主絕緣材料是包在導線上的紙帶，或匝間、段間的墊塊或油道等-屏障的構造，由作為掩蓋層纏在導線上的絕緣紙帶、油道、放在導體和接地體間油道中的絕緣紙板所構成?？梢娮儔浩髦械闹饕^緣材料是油和紙。在長期運行中分、溫度和機械力的作用會漸漸劣化，最終引起故障而導致變壓器壽命的終結。tgδ的限制，選擇這兩項進展測量。這樣能測出的是繞組主絕緣。鎖定后測量t1t2換算R 鎖定后測量t1t2換算R R1.5 2 1度tt 時的絕緣12電阻值5)吸取比和極化指數(shù)不進展溫度換算序項目周期要求說明號2繞組直1)1～3年或1)1.6MVA以上變壓器，各相繞組電1)如電阻相間差在出廠時超過規(guī)定，流電阻自行規(guī)定阻相互間的差異不應大于三相平均值2)無勵磁調壓的2%，無中性點引出的繞組，線間差要求中3)項執(zhí)行變壓器變換分別不應大于三相平均值的1%2)不同溫度下的電阻值按下式換算接位置后2)1.6MVA及以下的變壓器，相間差3)有載調壓變壓器的分接開別一般不大于三相平均值的4%，線間差異一般不大于三相平均值的2%R RTt 22 1Tt關檢修后(在全局部接側)3)不應大于2%式中R1R2分別為在溫度tt 時的1 2電阻值；T為計算用常數(shù)，銅導線取4)大修后4)電抗器參照執(zhí)行235，鋁導線取2255)必要時3)無勵磁調壓變壓器應在使用的分接3 繞組絕1)1～3年或自1)1)承受2500V或5000V兆歐表緣阻、行規(guī)定次測試結果相比應無明顯變化2)測量前被試繞組應充分放電吸取比2)大修后2)吸取比(10～30℃范圍)不低于1.3或3)測量溫度以頂層油溫為準，盡量使或(和)3)必要時極化指數(shù)不低于1.5每次測量溫度相近極化4)盡量在油溫低于50℃時測量，不同指數(shù)溫度下的絕緣電阻值一般可按下式4 繞組的1)1～3年或自1)20℃時tgδ不大于以下數(shù)值：1)非被試繞組應接地或屏tgδ行規(guī)定330～500kV0.6%蔽2)大修后66～220kV0.8%2)同一變壓器各繞組tgδ的要求值3)必要時35kV及以下1.5%一樣2)tgδ值與歷年的數(shù)值比較不應3)測量溫度以頂層油溫為準，盡量使有顯著變化(一般不大于30%)每次測量的溫度相近3)試驗電壓如下：4)盡量在油溫低于50℃時測量，不同繞組電壓10kV及以上10kV溫度下的tgδ值一般可按下式換算繞組電壓10kVUn繞組電壓10kV及以上 10kV~tgδ2=tgδ1ⅹ1.3t、t1 2式中~tgδ1tgδ2分別為溫度tt 時1 2繞組電壓10kV以下 Un的tgδ值4)用4)用M型試驗器時試驗電壓自行規(guī)定依據(jù)規(guī)程規(guī)定方法測量，測量結果為：AX147.50ΩAx間0.28ΩN1N20.26Ω測出的繞組直流電阻RAX:Rax=526.8,將其與變壓器變比131.8：1進展比較，變壓器絕緣電阻測定變壓器AXaxAX50kVAX，axAXax間絕緣電阻以及AX測得結果為：AXax1000MΩAX1000MΩ由于兆歐表的精度有限故無法準確測得吸取比。依據(jù)規(guī)程要求絕緣電阻換算至同一溫度下，與前一次測試結果相比應無明顯變化即合格，但沒有之前絕緣電阻及其測量溫度的記錄，故不好推斷絕緣狀況。tgδ測定a、x、N1、N2利用銅線短路接地，將AXAX與地之間的tgδ，測量結果：tgδ=1.505%C=700.76pFU=10.0kV依據(jù)規(guī)程規(guī)定，35kV以下變壓器其繞組tgδ1.5值。變壓器絕緣狀況分析定其絕緣狀況。三．避雷器絕緣預防性試驗避雷器絕緣預防性試驗介紹當于一個絕緣體，而在過電壓作用下，電阻片的電阻很小，殘壓很低。但正常工作電壓下，引起避雷器的爆炸事故。14.26〔1〕〔2〕直流U 及0.75U 下的泄漏電流〔3〕運行電壓下的溝通泄漏電流〔4〕工頻參考電流下1mA 1mA的工頻參考電壓〔5〕底座絕緣電阻〔6〕檢查放電計數(shù)器動作狀況。依據(jù)試驗室條件，可測出前四項。序號項目周期要求說明1絕緣電阻1)發(fā)電廠、變電1)35kV以上，不低于2500MΩ承受2500V及以上兆歐表所避雷器每年雷雨季節(jié)前2)必要時

2)35kV及以下，不低于1000MΩ2直流1mA1)發(fā)電廠、變電1)不得低于GB11032規(guī)定值1)要記錄試驗時的環(huán)境溫度電壓(U1mA)及0.75U1mA所避雷器每年雷雨季前2)U1mA實測值與初始值或制造廠規(guī)定值比較，變化不應大于5%和相對濕度2)測量電流的導線應使用屏下的泄漏電2)必要時3)0.75U1mA下的泄漏電流應大蔽線流于50μA3)初始值系指交接試驗或投產試驗時的測量值3運行電壓下1)投運的的溝通泄漏110kV及以上者流或功率損耗，測量值與初值比電投運3個月后測流量1次；以阻性電流增加1相間干擾的影響后每半年1次；運行1年后，每年雷雨季節(jié)前1次2)必要時4工頻參考電必要時應符合GB11032或制造廠規(guī)定1)測量環(huán)境溫度20±15℃流下的工頻2)測量應每節(jié)單獨進展，整參考電壓換該節(jié)避雷器(或整相更換)，使該相避雷器為合格5底座絕緣電1)發(fā)電廠、變電自行規(guī)定承受2500V及以上兆歐表阻所避雷器每年雷雨季前2)必要時絕緣電阻的測定本組所用的氧化鋅避雷器為型號HY5W5-10/30型氧化鋅避雷器，參數(shù)如下表所示：1mA參考電壓標稱放電電流下殘壓15.6kV<30kV額定電壓額定電壓運行電壓泄漏電流局放10kV8kV7μA1.0pC2500V10000MΩ。滿足規(guī)程要求。U

1mA

0.75U及1mA及

下的泄漏電流測定為了檢查氧化鋅閥片是否受潮或者是否劣化，確定其動作性能是否符合產品性能要求，可測其直流1mA電壓U ,及0.75U 下的泄漏電流測量1mA 1mA將避雷器瓷套外表擦拭干凈。測量過程為：如以下圖接線：3避雷器試驗接線圖C=0.05μF15kV〔選用的試驗設備額定電壓應高于被試避雷器的直流1mA電壓200μA時，此時電壓上升一點，電流將會急劇增大，所以應放慢升壓速度，在電流到達1mA時，讀取電壓值U后，降壓至零。1mA0．75U

值。升壓至0.75U ，測量泄漏電流大小。降壓至零，斷開試驗電1mA 1mA流。待電壓表指示根本為零時，用放電桿對避雷器放電，掛接地線，拆試驗接線。測量結果：環(huán)境溫度干溫度17.6 相對濕度76%測量值U

=16.1kV1mA計算值0.75U =12.1kV1mA0.75U 下泄漏電流I=5.9μA1mA依據(jù)規(guī)程規(guī)定，查閱GB11032“典型電站和配電用避雷器參數(shù)表”可得到U 不應小1mA15.0kV15.6kV的±5%〔1mA電壓的數(shù)值不應當?shù)陀贕B11032中的規(guī)定數(shù)值且U 實測值與初始值或制造廠規(guī)定值比較1mA5%〕泄漏電流5.9μA小于5μ，且與初始值μA相差不大，故符合規(guī)程規(guī)定〔依據(jù)規(guī)程規(guī)定0.75U 下的泄漏電流不得大于50μA，且與初始值相比較不應有明顯變化。如1mA數(shù)據(jù)無誤的狀況下加強監(jiān)視，如增加帶電測試的次數(shù)等〕可得出結論避雷器閥片無受潮或劣化。工頻參考電流下的工頻參考電壓測定〔施加工頻電壓的時間應嚴格掌握在10s以內。降壓，斷開電源，掛接地線、撤除試驗接線。5試驗接線圖避雷器工頻參考電流下的工頻參考電壓必需大于避雷器的額定電壓。利用示波器觀看避雷器上電壓與電流波形為R=1.863kΩ的電阻利用示波器觀測電阻上的電壓波形即流經避雷器的電流波形〔電壓12通道，下同〕1mA16.1kV1mA則溝通參考電壓峰值約為16.1k11.4k〔不清楚直流電流和工頻電流對避雷器的影響是否一樣，即不清楚直流參考電流和工頻參考電流一樣時，工頻參考電壓和直流參考電壓值是否接近，還是有差異〕以下圖示為U=10.8kV的避雷器電壓與電流波形。510.8kV時電壓電流波形圖〔電壓為利用鐵板分壓器測得〕10.8kV0.043mA，主要為容性電流，故電流很小，但電流超前電壓不到90o，說明電流中已存在阻性重量，即已存在阻性泄漏電流。電流波形已開頭畸變。以下圖為U=13.1kV時電壓和電流波形613.1kV時電壓電流波形圖由圖可看出，電壓已超過額定電壓，電流最大值為1.28mA，已超過工頻參考電流，此時根本為阻性電流，波形畸變已很嚴峻說明閥片已表現(xiàn)出明顯的非線性，1mA10.813.1kV之間，但沒有做出更具體的數(shù)據(jù)故無法得出準確值。氧化鋅避雷器絕緣狀況分析從絕緣電阻和直流泄漏電流值可看出絕緣狀況根本良好準確的工頻參考電壓。四．局部放電在線監(jiān)測本試驗主要對試驗室在線監(jiān)測電力電容器中的金屬微粒造成的局部放電，承受三種方法，分別是脈沖電流法、特高頻法和超聲波法。并且介紹了GIS的特高頻法和超聲波法測局放的方法。另外，還對測量的局放信號進展了模式識別。脈沖電流法在線監(jiān)測局放電荷量值，并將各端子上的校正電荷值依次做比值。認為放電點在相應的校正端子鄰近部位上。超聲波法在線監(jiān)測局放局部放電會產生聲波。在GIS通過SF6傳播的聲波只有縱波。聲波在GIS中傳播速度很慢，僅為140m/s?？v波在鋼中傳播速度較快，為6000m/s；橫波的傳播速度較慢，約為縱波的一半，而且衰減也小，縱波和橫波的衰減隨著頻率增高而增大，但比在SF6中的衰減要小。與變壓器油相比，由于聲阻抗不匹配造成的界面衰減，從SF6傳到鋼板比從油中傳到鋼板造成的衰減大得多。因此從GIS外殼上測得的聲波，往往是延金屬材料最近的方向傳到金屬體后，以橫波形式傳播到傳感器的。10Hz-107Hz放電狀態(tài)、傳播媒質以及環(huán)境條件而不同。在GIS中，由于高頻重量在傳播過程中都衰減掉了，能監(jiān)測到的聲波含低頻重量比較豐富。在GIS中，除局放產生的聲波外，還有導電10kHz以下。綜上所述，監(jiān)測頻率一般選為1kHz-20kHz。由于測量頻率較低，傳感器選用加速度傳感器，也可用超聲傳感器。聲測法的優(yōu)點是無電磁干擾。由于信號在GIS中有相當高的衰減，用一個傳感器有可能測出放電源的大致位置，而用兩個傳感器的時間差可能找到在1cm以內的準確定位，依據(jù)的永久性裝置，由于這樣需要的傳感器太多，另一缺點是難以對放電量進展標定。GIS局放數(shù)GHz，通過傳感局部放電所輻射的電磁波信號，可進展局部放電檢測。這種電磁波信號傳感需解決兩大關鍵問題：抗電磁干擾和傳感器安裝。由于電暈放電等緣由存在大量的電磁干擾信號，對局放在線監(jiān)測傳感構成嚴峻的干擾。承受特高頻電磁波傳感可有效地抗電磁干擾頻段，從數(shù)百MHz至數(shù)GHz。由于特高頻信號傳播時衰減速度快，故GIS以外的特高頻段的電磁干擾信號不僅頻帶比GIS中局放電信號的帶寬要窄，而且其強度隨頻率增加而快速下降，故一般不能到達GIS。由于GIS的金屬同軸構造類似一個波導，其內部局放所產生的特高頻信號可有效地沿GIST故特高頻信號沿GIS傳播還是要發(fā)生衰減的。因此，檢測到的局部放電信號的振幅〔即放電量〕受檢測點和放電源之間的距離及間隔數(shù)的影響很大，也使校準很困難。放電模式識別目前，局部放電的故障診斷還是以閾值診斷為主，即當消滅最小危急放電量時，發(fā)出方面，即放電模式識別。主要是以下幾個過程：學習過程首先從變壓器提取有典型意義的幾種放電模型，通過試驗，獲得局部放電數(shù)據(jù)。從這些所得的數(shù)據(jù)中提取特征，包括時域特征或者統(tǒng)計特征。識別過程對于未知的放電類型，在獵取數(shù)據(jù)和提取特征后，依據(jù)同樣的規(guī)章和已存在的特征庫，在限定條件下進展匹配，從而推斷放電的類型。