【正文】 所以應(yīng)在分析被監(jiān)測(cè)設(shè)備故障的統(tǒng)計(jì)概率基礎(chǔ)上有選擇的安裝在線監(jiān)測(cè)設(shè)備。在線監(jiān)測(cè)能否大面積推廣應(yīng)用，還需進(jìn)行投資和效益的綜合比較。這里有兩方面的原因：一個(gè)是監(jiān)測(cè)裝置本身穩(wěn)定性較差；另一方面操縱職員水平的高低直接決定了設(shè)備的使用情況，需加強(qiáng)對(duì)運(yùn)行職員的在線監(jiān)測(cè)技術(shù)培訓(xùn)。然后是設(shè)備在現(xiàn)場(chǎng)的可靠運(yùn)行、維護(hù)題目。這是20世紀(jì)困擾在線監(jiān)測(cè)技術(shù)推廣應(yīng)用的一大困難。盡大多數(shù)在線監(jiān)測(cè)系統(tǒng)丈量原理基本上都是依據(jù)離線試驗(yàn)時(shí)的IEC、IEEE標(biāo)準(zhǔn)或者國家標(biāo)準(zhǔn)，但其產(chǎn)品制造、檢驗(yàn)、校正、數(shù)據(jù)分析判定等都沒有在線監(jiān)測(cè)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，這使用戶很難識(shí)別其產(chǎn)品性能是否達(dá)到實(shí)際監(jiān)測(cè)要求，也給設(shè)備的推廣及技術(shù)革新等帶來了困難。第8章 結(jié) 論對(duì)比大修前后分析結(jié)果可以看出：大修前后紙板含水量變化不大，而油的電導(dǎo)率則有較大變化?！　? Kb=。 (42)　　式中：DPt——運(yùn)行年限為t的變壓器繞組出口的紙聚合度?？梢钥闯?，聚合度愈小，主時(shí)間常數(shù)τcd愈小，即紙絕緣有更深度的老化。隨著變壓器運(yùn)行年限的延長(zhǎng)和絕緣的老化，紙的聚合度降低。分析原因是由于受清晨結(jié)露的影響，儀器接線的高壓套管表面發(fā)生水分凝結(jié)，引起局部導(dǎo)電通路，使RVM曲線發(fā)生陡降?！　、芸諝庀鄬?duì)濕度對(duì)戶外變壓器RVM測(cè)量的影響當(dāng)空氣相對(duì)濕度大于75%時(shí)，對(duì)戶外變壓器的RVM測(cè)量有不利影響。可以看出，曲線2和曲線3有良好的重現(xiàn)性，而曲線1則由于受殘余靜電荷的干擾使得重現(xiàn)性很差。因此，在變壓器進(jìn)行RVM測(cè)量前必須通過短路接地充分地釋放電荷。 M——含水量(%)。應(yīng)用數(shù)學(xué)的方法對(duì)曲線進(jìn)行擬合。圖5 油泵檢修造成變壓器繞組局部受潮的RVM極化譜　?、谕ㄟ^對(duì)十四臺(tái)變壓器的極化譜進(jìn)行測(cè)試，并結(jié)合其含水量，得到了主時(shí)間常數(shù)和含水量之間的關(guān)系曲線，如圖6所示。運(yùn)行8年后測(cè)得的曲線1在200s有一峰值，次年測(cè)得的曲線2，除在200s有一峰值外，據(jù)此斷定繞組可能局部受潮。圖中CHL為高壓繞組與低壓繞組間的電容，CH為高壓繞組對(duì)地電容，CL為低壓繞組對(duì)地電容。根據(jù)待測(cè)絕緣是否接地，可分為UST(Ungrounded Specimen Test)和GST(Grounded Specimen Test)兩種接線方式?！D2 RVM現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)接線圖 極化去極化電流法(PDC)　　PDC現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的注意事項(xiàng)和試驗(yàn)步驟和RVM基本相同，但一般情況下PDC測(cè)試儀的低壓端(黑夾子)不接地。這是因?yàn)楦邏豪@組的匝數(shù)比低壓繞組多，容易引入各種干擾。其它非被試側(cè)繞組(包括未接地的中性點(diǎn))連同變壓器外殼一點(diǎn)接地，將黑夾接到該接地公共點(diǎn)，如圖2所示。另外在保證安全措施的情況下，RVM5462完全可以實(shí)現(xiàn)無人值守的測(cè)試。絕緣介質(zhì)溫度應(yīng)在測(cè)試過程中保持相對(duì)穩(wěn)定。 回復(fù)電壓法(RVM) 在試驗(yàn)開始前，應(yīng)注意現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試應(yīng)該在穩(wěn)定的狀態(tài)下進(jìn)行。極化/去極化流法抗干擾性能好，便于現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，而恢復(fù)電壓法則對(duì)測(cè)試條件要求較高。極化時(shí)間t101s的屬于夾層極化和空間電荷極化，它們對(duì)介質(zhì)的老化受潮的反應(yīng)非常敏感，從圖1中可以清楚地看出這一點(diǎn)。圖1 油浸絕緣紙的極化特性曲線 圖1中極化時(shí)間t1010s的多屬于電子式極化或離子式極化，這些極化是無損耗的，他們與介質(zhì)的老化和劣化幾乎沒有關(guān)系。雖然極化特性只是介質(zhì)特性中的一種，但通過它可以對(duì)絕緣整體狀況作出判斷。絕緣介質(zhì)的極化過程可認(rèn)為由一系列的基本極化過程組合而成。其測(cè)試原理是：絕緣介質(zhì)在電場(chǎng)的作用下將產(chǎn)生兩種基本現(xiàn)象電導(dǎo)和極化，這兩種都和介質(zhì)的老化、劣化及受潮有著十分密切的聯(lián)系，介質(zhì)的電導(dǎo)可以通過絕緣電阻加以反映，但是介質(zhì)的極化現(xiàn)象卻要復(fù)雜得多。針對(duì)這一難題，引入新型的試驗(yàn)方法、綜合分析多個(gè)檢測(cè)參量，將是可供選擇的方案。上述幾種目前國內(nèi)外采用的變壓器絕緣老化診斷方法，都是能一定程度的反映變壓器絕緣老化情況的，但都有一定的局限性，靠單一方法是不能做出絕緣老化情況的準(zhǔn)確判斷的，各個(gè)指標(biāo)需要結(jié)合以及考慮變壓器的歷史運(yùn)行情況進(jìn)行綜合分析，才能得出相對(duì)可靠的絕緣老化程度的判斷?！　≡陔x線狀態(tài)下檢測(cè)介質(zhì)損耗因數(shù)與電壓關(guān)系，同樣可以反映絕緣情況，當(dāng)絕緣老化時(shí)，tanδ=f(u)曲線呈明顯的轉(zhuǎn)折，從tanδ增加的陡度可看出其老化的程度。介質(zhì)損耗因數(shù)的試驗(yàn)靈敏度很高，通過測(cè)量介質(zhì)損耗因數(shù)值，可以反映出絕緣的一系列缺陷，并可以識(shí)別絕緣的狀況。　　4) 介質(zhì)損耗因數(shù)的分析，變壓器在線檢測(cè)介質(zhì)損耗因數(shù)是一種使用較多、對(duì)判斷絕緣狀況較為有效的方法。一般要求在變壓器上、下部多個(gè)點(diǎn)分別取樣，以獲得平均聚合度，或者每次在代表性部位取樣，取樣數(shù)要統(tǒng)一，以具有可比性，同比性。目前制造廠家把絕緣紙的拉伸強(qiáng)度下降到初始值的60%左右(平均聚合度為400500，平均聚合度殘率40%50%)作為變壓器的壽命標(biāo)準(zhǔn)，一般認(rèn)為，如聚合度達(dá)到250后，從各方面考慮，這種絕緣已嚴(yán)重老化的變壓器應(yīng)盡早退出運(yùn)行。一般新的變壓器中油浸紙的聚合度約為1000，但當(dāng)運(yùn)行以后受到溫度、水分、氧的作用后，纖維素發(fā)生降解，即D葡萄糖的個(gè)數(shù)減少。如將它們作為判據(jù)則存在不靈敏、不確切和不可靠等問題，因此，CO和CO2可以作為與固體絕緣材料有關(guān)的特征氣體，但作為固體絕緣老化的判斷依據(jù)，就不一定確切和可靠，而只能作為參考。但值得注意的是油中CO和CO2含量既同變壓器運(yùn)行年限有關(guān)，也與設(shè)備結(jié)構(gòu)、運(yùn)行負(fù)荷和油溫等諸多因素有關(guān)。 2) 氣相色譜對(duì)特征氣體CO和CO2的分析，變壓器老化程度受絕緣紙機(jī)械特性的下降所影響，絕緣紙纖維的分解必然導(dǎo)致平均聚合度的下降。糠醛達(dá)到4mg/L時(shí)，變壓器壽命終止。這已經(jīng)在DL/T 5961996《電力設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》中明確給出，具體不同運(yùn)行年限下糠醛含量的參考判斷指標(biāo)的數(shù)值見下表1。第7章 變壓器絕緣老化程度的在線監(jiān)測(cè) 國內(nèi)外對(duì)于油浸式變壓器絕緣老化診斷研究工作已經(jīng)開展多年,對(duì)變壓器的老化與壽命而言，實(shí)質(zhì)上就是固體絕緣材料的老化與壽命。P0警報(bào)表示傳感器故障；P1警報(bào)表示未執(zhí)行分析；PP2和P3警報(bào)均依賴于相對(duì)飽和度百分比。前面記錄的溫度和變化決定了是否存在平衡的判斷標(biāo)準(zhǔn)。必須注意，該計(jì)算只基于單次測(cè)量的結(jié)果信息，可能未反映出絕緣紙真正的濕度濃度，特別是在變壓器剛經(jīng)歷劇烈的溫度變化后。如采用頂部或底部之外的位置作取樣點(diǎn)，則必須指定溫度偏差。可通過采用傳感器報(bào)告的溫度和其采樣位置獲得。 絕緣油中水分的相對(duì)飽和度需要標(biāo)準(zhǔn)化，因絕緣油中的濕度與溫度變化緊密相關(guān)，并且在變壓器主箱中存在一定的溫度梯度(通常箱的頂部溫度要高于底部)。要通過監(jiān)視液體介質(zhì)中的水分含量了解絕緣紙的真實(shí)濕度，變壓器必須處于相對(duì)穩(wěn)定的溫度狀態(tài)。因此，絕緣油冷卻期間的含水量高于加熱期間。當(dāng)溫度增加時(shí)，水在絕緣油中的溶解性(溶液含水能力)增加，水分會(huì)從絕緣紙轉(zhuǎn)移到絕緣油中。變壓器絕緣系統(tǒng)中的總濕度由纖維素和液體中的水分含量決定。環(huán)境溫度、負(fù)載、老化、泄漏以及其他因素會(huì)引起濕度的不斷變化。另外，大部分濕度分布在絕緣紙中。 變壓器絕緣油中微水的測(cè)試方法 評(píng)估絕緣材料中的濕度，是確保變壓器可靠性和使用壽命的一個(gè)重要因素。綜上所述,油中含水量愈多，油質(zhì)本身的老化、設(shè)備絕緣老化及金屬部件的腐蝕速度愈快,監(jiān)測(cè)油中水分的含量，尤其是溶解水的含量十分必要。因此，應(yīng)監(jiān)視油中的微水，進(jìn)而監(jiān)視絕緣纖維的老化。三是促使絕緣纖維老化，絕緣纖維的分子是葡萄糖(C6H12O6)分子，水分進(jìn)入纖維分子后降低其引力，促使其水解成低分子的物質(zhì)，降低纖維機(jī)械強(qiáng)度和聚合度。二是使介質(zhì)損耗因數(shù)升高。加破乳化劑，其危害：一是降低油品的擊穿電壓。三是乳化水。通常由空氣中進(jìn)入油中，急劇降低油的擊穿電壓。不影響油的擊穿電壓,但也不允許，表明油中可能有溶解水，立即處理。 變壓器油中微水的狀態(tài)及危害 變壓器在運(yùn)輸、貯存、使用過程中都可能由外界進(jìn)入或油自身氧化產(chǎn)生水,產(chǎn)生的水分會(huì)以下列狀態(tài)存在：一是游離水。變壓器絕緣油中微水的含量也是確定變壓器絕緣質(zhì)量的參數(shù)。變壓器在發(fā)生突發(fā)性故障之前，絕緣的劣化及潛伏性故障在運(yùn)行電壓的作用下將產(chǎn)生光、電、聲、熱、化學(xué)變化等一系列效應(yīng)及信息。三是促使絕緣纖維老化,絕緣纖維的分子是葡萄糖(C6H12O6)分子，水分進(jìn)入纖維分子后降低其引力，促使其水解成低分子的物質(zhì)，降低纖