【正文】 行中狀態(tài)不一致，影響判斷的準確性。實踐證明，電力設(shè)備的大多數(shù)部件的故障模式有一個發(fā)展的過程，即在設(shè)備或部件功能喪失之前，有跡象表明或征兆出現(xiàn)，可以根據(jù)這些跡象或征兆所表現(xiàn)出的物理、化學(xué)狀態(tài)特征或工作參數(shù)的變化來判斷：設(shè)備故障功能是否即將發(fā)生?；谶@一認識，為滿足電力設(shè)備的運行要求，出現(xiàn)了一種新的檢修策略 — 電力設(shè)備狀態(tài) 檢修。 隨著電子技術(shù)、計算機技術(shù)、光電技術(shù)、信號處理技術(shù)和各種傳感技術(shù)的發(fā)展，可以對電力設(shè)備進行在線或離線的檢測和監(jiān)測，及時地取得各種信息即使是很微弱的，對這些信息進行處理和綜合分析后，根據(jù)其數(shù)值的大小或發(fā)展的趨勢，可對設(shè)備的可靠性隨時作出判斷和對設(shè)備的的剩余壽命作出預(yù)測，從而及時地發(fā)現(xiàn)潛在故障，必要時可提供預(yù)警和規(guī)定的操作。 第 2 頁 共 37 頁 國內(nèi)外發(fā)展動態(tài)及 現(xiàn)狀 狀態(tài)檢修（ CBM， condition based maintenance）或預(yù)知性維修（ PDM， predictive diagnostic maintenance），這種維修方式以設(shè)備當(dāng)前的實際狀況為依據(jù)，通過高科技的檢測手段，識別故障的早期征兆，對故障部位、故障嚴重程度及發(fā)展趨勢作出判斷，從而確定最佳的維修時機。到上世紀 80年代，隨著傳感器、計算機、光纖等高新技術(shù)的發(fā)展與應(yīng)用，在線診斷技術(shù)才真正的得到迅速發(fā)展。I）在美國費城成立，研究發(fā)電廠變電站的在線和定期監(jiān)測診斷技術(shù)，與艾迪斯通電廠開展狀態(tài)維修工作，振動分析、聲像分析、化學(xué)分析、熱成像技術(shù)及應(yīng)力應(yīng)變測量等的應(yīng)用，取得較好成績。大電網(wǎng)會議發(fā)表了關(guān)于電氣設(shè)備絕緣診斷技術(shù)的綜合性論文，對截止上世 紀 80年代末在這一領(lǐng)域的研究成果作了系統(tǒng)的總結(jié)。 由原電力部主持，先后三次（分別在安徽、湖北、廣東三省）召開了“全國電力設(shè)備絕緣帶電測試、診斷技術(shù)交流會”， 之后 國家電力公司安運部在上海又召開了電力設(shè)備實施狀態(tài)維修研討會，對如何實施狀態(tài)維修，實施狀態(tài)維修的目標，指出現(xiàn)行我國電力設(shè)備的預(yù)防性計劃檢修所存在的檢修周期短、檢修工期長、檢修費用高等問題，提出電力 設(shè)備實施狀態(tài)維修的必要性和如何積極穩(wěn)妥地實施檢修體制改革的必要性。電力變壓器的在線監(jiān)測具有明顯的經(jīng)濟效益，可將傳統(tǒng)的定期維護轉(zhuǎn)為狀態(tài)維護，從而提高電網(wǎng)的安全運行。 第 3 頁 共 37 頁 本課題研究的內(nèi)容 論文共分五章，第一章為緒論部分，闡述了本課題研究的意義、背景以及電力變壓器在線監(jiān)測和故障的診斷；第二 章對電力變壓器的常見故障及特征、故障原因以及目前常用的電力變壓器故障的檢測與診斷方法進行分析；第三章主要介紹油性能指標在線監(jiān)測及故障診斷方法；第四章針對目前電力變壓器實際出現(xiàn)的故障多為突發(fā)性故障而常規(guī)診斷方法無法正確解決的情況，提出了在線監(jiān)測技術(shù)；第五章是總結(jié)和展望部分，對本文的成果和不足分別進行介紹。變壓器本體的主要部件包括以下幾個部分：變壓器器身（線圈、鐵心及 其夾緊裝置等構(gòu)成），用于容納變壓器油的油箱，變壓器附件（是指變壓器套管、變壓器油枕、有載分接開關(guān)、變壓器冷卻系統(tǒng)、變壓器本體保護裝置及其測示儀表等）。一般按照變壓器的用途進行 分類，也有按照結(jié)構(gòu)特征、相數(shù)多少、冷卻方式進行分類的。按繞組分，變壓器分為雙繞組、三繞組和多繞組變壓器；按相數(shù)的多少，分為單相變壓器和三相變壓器等。 （ 1）變壓器的故障率隨著額定電壓的增高而增加。 （ 2）變壓器的故障率隨著變壓器的容量的增大而增加 。 第 5 頁 共 37 頁 變壓器的故障類型 及產(chǎn)生的原因 （ 1）變壓器 的過熱故障是最常見的故障之一。在正常運行負載下，其發(fā)生過熱故障主要原因有： A、繞組過熱。繞組的冷卻油路堵塞，使繞組絕緣老化嚴重，繞組內(nèi)部溫升較高，局部出現(xiàn)過熱等。由于頻繁調(diào)壓，負載電流增大調(diào)壓開關(guān)的觸頭之間機械磨損、觸頭污染，因電腐蝕及電流熱效應(yīng)使彈簧的彈性變?nèi)跫皺z修工藝不良等，使開頭的觸頭壓力減少，接觸電阻增大，局部發(fā)熱，從而加劇觸頭電腐蝕 及機械變形等，如此惡性循環(huán)，使變壓器氧化、接觸電阻增大，造成變壓器過熱故障。主要有引線分流故障，因裝配、檢修等不良使引線導(dǎo)線絕緣破損，造成裸銅線與套管的銅管內(nèi)壁相碰，產(chǎn)生分流放電而過熱 。還有引線的斷股、焊接工藝不良等造成引線過熱故障。在大型變壓器、互感器中由于雜散損耗很大，在其鐵芯的夾件拉桿等個別部位產(chǎn)生局部過熱。冷卻裝置的風(fēng)路、油路堵塞引起過熱現(xiàn)象時有發(fā)生，其原因有冷卻裝置的電源故障或 油泵異常使油流速度和流量減少、或散熱器風(fēng)道縫隙被雜物堵塞（散熱器長期未清掃易發(fā)生此情況）嚴重影響變壓器正常散熱，使變壓器油溫明顯上升，而負載并沒有多大變化，此外還有冷卻風(fēng)扇故障、反轉(zhuǎn)或自起動裝置失靈、定值錯誤等都會使變壓器油溫上升。正常運行時鐵心必須是一點接地，以消除鐵心上形成懸浮電位的可能，但鐵心發(fā)生兩點及以上接地時，由于處于高電磁場強之中，鐵芯間不同地點受電磁場強不一樣，因而會有不均勻的電位，使接地點形成環(huán)流，造成發(fā)熱故障，引起局部溫升。該異常運行是在其運行中常有的。 變壓器突發(fā)短路可能引起絕緣熱故障，因短路電流值將高達額定電流 17 倍以上，使繞組線圈產(chǎn)生很大熱量，線圈等絕緣材料嚴重受損使其形成繞組擊穿損壞事故。這是因為一方面放電質(zhì)點直接轟擊絕緣，使局部絕緣受到破壞并擴大至絕緣擊穿，另一方面放電產(chǎn)生 的熱、臭氧、氧化氫等活性氣體的化學(xué)作用，使局部絕緣受到腐蝕，介損增大導(dǎo)致絕緣熱擊穿。其介電常數(shù)小，容易引起放電，制造工藝不良，有尖角、毛刺、漆瘤等放電以及金屬導(dǎo)體接觸不良引起的放電。 B、閃絡(luò) 放電故障，因運輸過程或運行中造成某金屬構(gòu)件接觸不良而放電，因調(diào)壓開關(guān)調(diào)壓繞組、套管端 部、鐵心屏蔽件、夾件等在變壓器內(nèi)部強磁場中形成懸浮電位而引起閃絡(luò) 放電。閃絡(luò) 放電一般不會很快引起絕緣擊穿，而可以通過油的色譜分析，局部放電量檢測或輕瓦斯動作等監(jiān)視、發(fā)現(xiàn)它。其大多數(shù)是由于制造過程中形成的缺陷或者由于材質(zhì)不良而引起的，此外因安裝、檢修時質(zhì)量問題及環(huán)境、負載等因素影響， 也 會造成變壓器的滲漏問題。 B、密封材料質(zhì)量低劣、老化是變壓器連接部位滲漏的主要原因。而材質(zhì)低劣，安裝檢修工藝不良（如密封圈接觸不平整，擠壓不均勻等）是變壓器早期出現(xiàn)油滲的主要原因。 （５）變壓器進水受潮 的故障。進水原因有：套管頂部連接帽密封不良，水分沿引線進入繞組絕緣內(nèi)，引起擊穿事故 。此外還有檢修過程中，器 第 7 頁 共 37 頁 身暴露空氣中時間過長，空氣中溫度過大造成絕緣受潮。變壓器的壽命主要取決于變壓器使用的絕緣材料的壽命，實踐證明大多數(shù)變壓器的損壞和故障大都是因絕緣系統(tǒng)損壞而造成的，據(jù)統(tǒng)計變壓器絕緣故障形成事故約占全部 變壓器事故的 85%以上。絕緣性能劣化包括纖維脆裂，即受熱過度，使水分從纖維材料中脫離，或長期受熱，纖維中的水分被進一步排出，其結(jié)果使纖維材料脆化，纖維材料的機械強度下降。變壓器的性能下降主要有污染和劣化兩個方面。其原因主 要有安裝、檢修過程中，一些雜質(zhì)混入油中；另一方面運行中密封不良，（如通過油枕、呼吸進入潮氣，使油中含水量過高）。而后期劣化則主要是酸浸蝕銅鐵、絕緣漆等。在強電場作用下，油泥的反應(yīng)生成速度加快，粘附于絕緣材料或變壓器箱殼邊緣，影響變壓器的散熱，又加速了絕緣材料老化。首先是溫度的影響：國際電工委 員會（ IEC）認為 A 級絕緣的變壓器在80～ 140℃的溫度范圍內(nèi)，溫度每增加 6℃ ,變壓器絕緣有效壽命的降低速度就會增加一倍。放電電壓降低，介質(zhì)損耗因素增大，進一步加速油的老化和劣化，水分是影響油的絕緣特性的重要因素之一。呼吸器、油枕中油與空氣的隔離方式及其隔離的完好性都會影響空氣中氧與絕緣油的接觸和溶解。然后是過電壓的影響：雷擊過電壓，由于波頭陡度會引起繞組的縱絕緣上電壓分布不均，可能引起放電，使固定絕緣材料受到破壞。最后是短路電動力的影響：出口短路產(chǎn)生很大的電動力，使變壓器的繞組變形、引線移位，從而使絕緣嚴重損壞，加速絕緣的老化，嚴重者繞組發(fā)熱、絕緣損壞、拉弧、產(chǎn)生短路而燒壞繞組。造成鐵芯故障原因有制造安裝和檢修過程中疏忽。 （８）變壓器分接開關(guān)故障。無載分接開關(guān)的常反映在開關(guān)彈簧壓力不足，滾輪壓力不足，壓力不均，接觸不良，接觸面過小，接觸電阻增大，燒傷，引線連接不良，此外分接開關(guān)相互絕緣距離不夠等等。當(dāng)變壓器內(nèi)部發(fā)生熱故障、放電性故障或者油、紙老化 時，會產(chǎn)生多種氣體。所以對油中溶解氣體的監(jiān)測和分析是變壓器絕緣診斷的重要內(nèi)容。根據(jù)研究分析，變壓器發(fā)生故障時分解出的氣體主要有： （ 1） 300℃～ 800℃時，熱分解產(chǎn)生的氣體主要是低分子烷烴（如甲烷、乙烷）和低分子烯烴（如乙烯和丙烯），也含有氫氣。 （ 3）發(fā)生局部放電時，絕緣油分解的氣體主要是氫氣、烷和乙炔，發(fā)生火花放電時，則有較多的乙炔。在開放式變壓器中，油中氣體總含量約為油體積的 10%，其中氧氣為 20%～ 30%，氮氣為 70%～ 80%。新變壓器在投運前和 72 小時試運行期間，進行油中氣體分析是很重要的。變壓器運行半年內(nèi)，烴類氣體無明顯增長，但氫氣和碳的氧化物增長較快。如變壓器油中氣體濃度超過表 3－ 1中（ 2）項規(guī)定的值，就被確認為內(nèi)部有故障。運行時間較長的正常變壓器隨運行時間的增加，油中可檢測出一定量的 CO、 CO H CH C2H C2H6 和 第 10 頁 共 37 頁 C3H8 ,但通常油中是不含 C2H2的。 ②對于新投入的變壓器，油中一般不應(yīng)含有乙炔，其他組分含量也應(yīng)該很低。 過熱性故障 過熱性故障是由于熱應(yīng)力所造成的絕緣加速劣化，具有中等水平的能量密度。當(dāng)熱應(yīng)力只引起熱源處絕緣油分解時，所產(chǎn)生的特征氣體主要是 CH C2H4，它們的部和占總烴的 80%，且 CH4所占比例隨著故障點溫度的升高而增加。當(dāng)涉及固體材料時，則還會產(chǎn)生大量 CO、 CO2。 （ 1）電弧放電 以線圈的匝、層間擊穿為多見，其次是引線斷裂或?qū)Φ亻W絡(luò)，或分接開關(guān)飛弧等故障模式。尤其是線圈的匝、層間絕緣故障，因無先兆現(xiàn)象，一般難以預(yù)測，最終以突發(fā)性事故暴露。火花放電的特征氣體也以 C2H H2為主，因故障能量小，一般總烴含量不高。一般總烴不高，主要 成分是 H2，其次是 CH4。 第 12 頁 共 37 頁 受潮 當(dāng)變壓器內(nèi)部進水受潮時，油中水分和含濕氣的雜質(zhì)容易形成“小橋”，導(dǎo)致局部放電而產(chǎn)生 H2。故受潮設(shè)備中， H2在氫烴總量中占比例更高。在熱和電故障情況下，也會產(chǎn)生這些氣體。因此在判斷設(shè)備是否存在故障及其故障的嚴重程度時，要根據(jù)設(shè)備運行的歷史狀況和設(shè)備的結(jié)構(gòu)特點及外部環(huán)境等因素進行綜合判斷。此外，還應(yīng)注意油冷卻系統(tǒng)附屬設(shè)備（如潛油泵 )的故障產(chǎn)生的氣體也會進人到變壓器本體的油中。編碼規(guī)則和故障類型判斷方法見表 33 和表 3— 4。對氣體含量正常 ,且無增長趨勢的設(shè)備 ,比值沒有意義。在進行比較時，要注意在相同的負荷和溫度等情況下和在相同的位置取樣。 第 14 頁 共 37 頁 表 34 故障類型判斷方法 編碼組合 故障類型判斷 C2H2 /C2H4 CH4 /H2 C2H4 /C2H6 0 0 1 低溫過熱（低于 150℃） 2 0 低溫過熱（ 150℃～ 300℃） 2 1 中溫過熱（ 300℃～ 700℃） 0， 1， 2 2 高溫過熱（高于 700℃） 1 0 局部放電 1 0， 1 0， 1， 2 低能放電 2 0， 1， 2 過熱兼低能