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摘要
随着电力系统输变电电压等级的不断提高,系统容量的不断增大,作为电力系统主设备之一的变压器的健康状况也越来越为人们所重视。
为了保证变压器的健康、安全、稳定地运行,加强电力变压器在运行过程中的监测和维护,进行电力变压器的故障诊断与分析就显得尤为重要。
本文首先对电力变压器的故障种类、成因进行了分析和总结,对电力变压器运行中的状态判据进行了研究;
其次,对实际运行过程中出现的几个故障问题,根据其故障时的特征量和故障性质中的信息量进行了深入的分析和研究,并采用诊断的方法提出了解决这些问题的方法以及途径;
再次,分析了电力变压器故障检测的现状,提出了基于现有的在线监测、检测手段,结合变压器的生产运行记录、大修后首次试验值、历次检修记录、在线监测记录等资料,对变压器运行过程中的油气量和电气量等参量进行综合分析的电力变压器状态监测和故障诊断的方法,同时,针对变压器状态监测方面存在的不足提出了自己的见解。
关键词:
电力变压器,故障诊断与分析,在线监测
Abstract
Withthepowersystemvoltagepowertransmissionandcontinuousimprovement,increasingsystemcapacity,aspowersystems,oneofthemainequipmentoftheordertoensurethe,tostrengthenthepowertransformertorunatintheprocessofmonitoringandmaintenance,powertransformerfaultdiagnosisandanalysisisparticularlyimportant.
Thisarticlefirstpowertransformerfaulttypes,thecausesareanalyzedandsummedupthepowertransformerintheoperationofthestatuscriteriastudied;
Secondly,theactualprocessofrunningsomefaultproblem,accordingtothecharacteristicsofitsfailurecapacityandfaultinformationofthenatureofanin-depthanalysisandresearch,andadoptanintegratedapproachtothediagnosisofasolutiontotheseproblemsaswellastheway;
onceagain,ananalysisofpowertransformerfaultdetectionofthestatusquo,basedononlinemonitoring,detectionmeans,throughthefactorytests,acceptanceofthetransfer,productionrecords,overhaulthevalueofthefirsttest,allmaintenancerecords,monitoringrecordsandotherinformationonline,transformersrunningintheprocessofthevolumeofoilandgasandelectricalparameters,suchasacomprehensiveanalysisofpowertransformerconditionmonitoringandfaultdiagnosismethod.Atthesametime,fortransformerconditionmonitoringgapsputforwardtheirviews.
KeyWords:
PowerTransformer,faultdiagnosisandanalysis,on-linemonitoring
Abstract
1.2国内外发展动态及现状2
1.3本课题研究的内容3
4变压器在线监测17
4.1.1变压器油色谱在线监测技术17
4.1.2变压器局部放电在线监测技术19
4.1.4变压器套管在线监测技术23
5总结与展望25
5.1总结25
5.2展望25
致谢27
参考文献28
1绪论
1.1选题背景及其意义
工业革命的出现和发展,表现在各种工业设备的大量应用,设备的使用必然伴随着维修活动。
早期的设备维修是设备操作与使用中的一种技艺,随着科学技术的发展和生产自动化程度的提高,维修活动愈显得重要和不可或缺。
电力设备的维修一直是电力企业不可缺少的一项重要活动,并较早的把维修活动从设备运行、操作中分开,形成专门的维修人员和组织。
然而,随着电力系统容量的增大和电力网规模的扩大,电力设备故障给人们的生产和现代生活所带来的影响越来越大,电力用户对系统的安全运行和可靠供电也提出了越来越高的要求。
早期电力设备采用的是故障后维修的方式,即使用设备直到它发生故障后进行维修,因此,对于大型设备,发生突发性事故将造成巨大损失。
其后,发展为对电力设备进行定期检验和维修,即预防性维修。
但存在很多不足之处:
(1)需停电进行维修,但有不少设备受生产制约,轻易不能停止运行。
(2)停电后设备状态和运行中状态不一致,影响判断的准确性。
(3)采用这种检修模式容易造成设备的过修或欠修。
实践证明,电力设备的大多数部件的故障模式有一个发展的过程,即在设备或部件功能丧失之前,有迹象表明或征兆出现,可以根据这些迹象或征兆所表现出的物理、化学状态特征或工作参数的变化来判断:
设备故障功能是否即将发生。
特别是设备部件的磨损、疲劳、电气绝缘的受潮、老化,接触导体发热、烧蚀,部件失调等等,这些故障模式大都存在由潜在故障扩大、发展到功能故障。
基于这一认识,为满足电力设备的运行要求,出现了一种新的检修策略—电力设备状态检修。
所谓状态检修就是指根据设备的运行状态和健康状况而执行检修的预知性作业。
随着电子技术、计算机技术、光电技术、信号处理技术和各种传感技术的发展,可以对电力设备进行在线或离线的检测和监测,及时地取得各种信息即使是很微弱的,对这些信息进行处理和综合分析后,根据其数值的大小或发展的趋势,可对设备的可靠性随时作出判断和对设备的的剩余寿命作出预测,从而及时地发现潜在故障,必要时可提供预警和规定的操作。
本课题的意义在于通过对变压器的监测与故障诊断进行概括分析,为实现状态检修提供理论依据。
1.2国内外发展动态及现状
状态检修(CBM,conditionbasedmaintenance)或预知性维修(PDM,predictivediagnosticmaintenance),这种维修方式以设备当前的实际状况为依据,通过高科技的检测手段,识别故障的早期征兆,对故障部位、故障严重程度及发展趋势作出判断,从而确定最佳的维修时机。
状态维修始于1970年,由美国杜邦公司I.D.Quinn首先倡议。
到上世纪80年代,随着传感器、计算机、光纤等高新技术的发展与应用,在线诊断技术才真正的得到迅速发展。
1986年美国EPRI所属的监测与诊断中心(M&
I)在美国费城成立,研究发电厂变电站的在线和定期监测诊断技术,与艾迪斯通电厂开展状态维修工作,振动分析、声像分析、化学分析、热成像技术及应力应变测量等的应用,取得较好成绩。
根据这些监测所获得的数据,结合设备的运行维护数据、设计参数等信息,进行综合分析,从中得到有关设备的状态信息,并对该厂设备状况进行评估和论证,以分析、判断设备目前的状态是否超过警戒线,对发展趋势、维修成本进行综合分析,提出建议和报告,推动开展状态维修。
大电网会议发表了关于电气设备绝缘诊断技术的综合性论文,对截止上世纪80年代末在这一领域的研究成果作了系统的总结。
我国电力企业与上世纪80年代末开始试行,之后有少数电力企业开始应用,特别是绝缘在线监测技术的探讨,同时一些在线监测装置仪器在实践中获得应用,积累了一定的经验。
由原电力部主持,先后三次(分别在安徽、湖北、广东三省)召开了“全国电力设备绝缘带电测试、诊断技术交流会”,之后国家电力公司安运部在上海又召开了电力设备实施状态维修研讨会,对如何实施状态维修,实施状态维修的目标,指出现行我国电力设备的预防性计划检修所存在的检修周期短、检修工期长、检修费用高等问题,提出电力设备实施状态维修的必要性和如何积极稳妥地实施检修体制改革的必要性。
电力变压器是电力系统不可或缺的重要设备,其运行状态的好坏直接影响到电网的安全运行,因此对电力变压器进行在线监测,及时掌握设备的运行状态,一直是电力工作者的梦想和追求。
电力变压器的在线监测具有明显的经济效益,可将传统的定期维护转为状态维护,从而提高电网的安全运行。
目前,变压器的状态监测是国际上研究最多的对象之一。
1.3本课题研究的内容
论文共分五章,第一章为绪论部分,阐述了本课题研究的意义、背景以及电力变压器在线监测和故障的诊断;
第二章对电力变压器的常见故障及特征、故障原因以及目前常用的电力变压器故障的检测与诊断方法进行分析;
第三章主要介绍油性能指标在线监测及故障诊断方法;
第四章针对目前电力变压器实际出现的故障多为突发性故障而常规诊断方法无法正确解决的情况,提出了在线监测技术;
第五章是总结和展望部分,对本文的成果和不足分别进行介绍。
2电力变压器的常见故障及特征
2.1电力变压器简介
电力变压器的结构由变压器本体和变压器附件这两大部分构成。
变压器本体的主要部件包括以下几个部分:
变压器器身(线圈、铁心及其夹紧装置等构成),用于容纳变压器油的油箱,变压器附件(是指变压器套管、变压器油枕、有载分接开关、变压器冷却系统、变压器本体保护装置及其测示仪表等)。
变压器在国民经济各部门应用推广,为适应不同的使用目的和工作条件,变压器的类型很多,且各种类型的变压器在结构上、性能上的差异很大。
一般按照变压器的用途进行分类,也有按照结构特征、相数多少、冷却方式进行分类的。
按用途分:
变压器分为电力变压器(升压变压器、降压变压器、配电变压器),特种变压器(电炉变压器、整流变压器);
按照电力变压器冷却和绝缘介质的不同,可归纳为三大类:
油浸变压器等、仪用变压器(电流互感器和电压互感器)、实验用的高压变压器等。
按绕组分,变压器分为双绕组、三绕组和多绕组变压器;
按相数的多少,分为单相变压器和三相变压器等。
2.2变压器故障的类型及产生的原因
2.2.1变压器故障特点
电力变压器是重要的供电设备,尽管制造过程有严格质量标准与控制,制造工艺和经验都已较成熟,但仍存在一定的年故障率,且故障率大小与变压器容量和结构有关系。
(1)变压器的故障率随着额定电压的增高而增加。
无论从全国,还是区域电网的统计数据可以看到,220KV及以上变压器其故障率达到百台年几次,而配电变压器则在千分之几的数量级,35~110KV变压器的故障率则在这两者之间,其原因是变压器故障主要是绝缘问题,而电压等级愈高,相应的绝缘材料、绝缘工艺等要求也愈多,其过电压的欲度较小,因而总的来说,绝缘引起的故障明显增加。
(2)变压器的故障率随着变压器的容量的增大而增加。
容量显著增大后,其结构变得较复杂,变压器的散热问题,过载问题也变得突出,变压器的组件、部件相应增加许多,如冷却器系统等,这些原因均使变压器故障的机率增加。
2.2.2变压器的故障类型及产生的原因
(1)变压器的过热故障是最常见的故障之一。
因为其在运行中缺乏监视,巡视检查不到位使其过载的情况得不到及时掌握和控制。
在正常运行负载下,其发生过热故障主要原因有:
A、绕组过热。
因绕组的制作工艺,如端部或换位等绝缘处理不良造成局部放电、短路;
绕组的冷却油路堵塞,使绕组绝缘老化严重,绕组内部温升较高,局部出现过热等。
B、分接开关接触不良。
由于频繁调压,负载电流增大调压开关的触头之间机械磨损、触头污染,因电腐蚀及电流热效应使弹簧的弹性变弱及检修工艺不良等,使开头的触头压力减少,接触电阻增大,局部发热,从而加剧触头电腐蚀及机械变形等,如此恶性循环,使变压器氧化、接触电阻增大,造成变压器过热故障。
C、引线故障。
主要有引线分流故障,因装配、检修等不良使引线导线绝缘破损,造成裸铜线与套管的铜管内壁相碰,产生分流放电而过热;
引线的接头过热或因套管将军帽接触不良造成引线过热故障;
还有引线的断股、焊接工艺不良等造成引线过热故障。
D、漏磁导致的故障。
在大型变压器、互感器中由于杂散损耗很大,在其铁芯的夹件拉杆等个别部位产生局部过热。
E、变压器冷却装置故障。
冷却装置的风路、油路堵塞引起过热现象时有发生,其原因有冷却装置的电源故障或油泵异常使油流速度和流量减少、或散热器风道缝隙被杂物堵塞(散热器长期未清扫易发生此情况)严重影响变压器正常散热,使变压器油温明显上升,而负载并没有多大变化,此外还有冷却风扇故障、反转或自起动装置失灵、定值错误等都会使变压器油温上升。
F、变压器铁心多点接地。
正常运行时铁心必须是一点接地,以消除铁心上形成悬浮电位的可能,但铁心发生两点及以上接地时,由于处于高电磁场强之中,铁芯间不同地点受电磁场强不一样,因而会有不均匀的电位,使接地点形成环流,造成发热故障,引起局部温升。
(2)变压器短路故障,指其出口或近区发生短路引起的故障。
该异常运行是在其运行中常有的。
据有关资料统计,近年来一些地区110KV及以上变压器遭受短路电流冲击直接导致变压器的损坏约占全部事故的50%以上,且与前几年比较呈大幅度上升的趋势,应引起人们的足够重视。
变压器突发短路可能引起绝缘热故障,因短路电流值将高达额定电流17倍以上,使绕组线圈产生很大热量,线圈等绝缘材料严重受损使其形成绕组击穿损坏事故。
(3)变压器放电故障主要是其内部放电对绝缘造成破坏。
这是因为一方面放电质点直接轰击绝缘,使局部绝缘受到破坏并扩大至绝缘击穿,另一方面放电产生的热、臭氧、氧化氢等活性气体的化学作用,使局部绝缘受到腐蚀,介损增大导致绝缘热击穿。
放电故障有两种类型:
A、局部放电故障,主要原因是:
油中存在气泡或固定绝缘材料中存在空穴或空腔。
其介电常数小,容易引起放电,制造工艺不良,有尖角、毛刺、漆瘤等放电以及金属导体接触不良引起的放电。
局部放电虽然能量密度不大,但其恶性循环会最终导致设备击穿损坏。
B、闪络放电故障,因运输过程或运行中造成某金属构件接触不良而放电,因调压开关调压绕组、套管端部、铁心屏蔽件、夹件等在变压器内部强磁场中形成悬浮电位而引起闪络放电。
此外由于变压器油中杂质影响,杂质在强电场中被极化形成“小桥”,改变了介质电场分布,绝缘油因受游离、氧化、气隙泡增大,如果逐渐发展下去,会在气隙通道中发生闪络放电。
闪络放电一般不会很快引起绝缘击穿,而可以通过油的色谱分析,局部放电量检测或轻瓦斯动作等监视、发现它。
(4)变压器渗漏油故障,这种现象是变压器最常见的异常现象之一。
其大多数是由于制造过程中形成的缺陷或者由于材质不良而引起的,此外因安装、检修时质量问题及环境、负载等因素影响,也会造成变压器的渗漏问题。
A、变压器的焊点多、焊道长,焊接的工艺、技术及材料直接影响焊接质量。
B、密封材料质量低劣、老化是变压器连接部位渗漏的主要原因。
变压器油箱本体以及套管、冷却系统等连接处均采用橡胶密封件连接,这些橡胶密封件长期处于高温(大于环境温度)、挤压、油浸和局部暴露的条件下,容易老化、变质、龟裂、塑性变形,以至失效,这也是造成密封处渗漏的主要原因。
而材质低劣,安装检修工艺不良(如密封圈接触不平整,挤压不均匀等)是变压器早期出现油渗的主要原因。
C、变压器的导电铜杆、导电铜板及安装座的铜焊处时常会发生渗漏,因铜焊的脆性较大,在安装或运行中可能发生裂缝而渗漏。
(5)变压器进水受潮的故障。
变压器由于进水受潮而引发绝缘事故占绝缘事故的10%~20%。
进水原因有:
套管顶部连接帽密封不良,水分沿引线进入绕组绝缘内,引起击穿事故;
呼吸器的干燥剂失效;
污爆管密封不严或潜水泵渗漏;
油枕隔膜或胶串破损等情况,外界的潮气会通过这些途径进入变压器,使绝缘受潮。
此外还有检修过程中,器身暴露空气中时间过长,空气中温度过大造成绝缘受潮。
(6)变压器绝缘故障。
变压器的寿命主要取决于变压器使用的绝缘材料的寿命,实践证明大多数变压器的损坏和故障大都是因绝缘系统损坏而造成的,据统计变压器绝缘故障形成事故约占全部变压器事故的85%以上。
一般变压器的预期寿命20~40年,但由于实际运行的负载较额定值为低,温升的累积较设计值低,因而变压器的实际寿命的预期的要长许多,现场运行经验表明,维护得好的变压器实际寿命可达50~70年。
绝缘性能劣化包括纤维脆裂,即受热过度,使水分从纤维材料中脱离,或长期受热,纤维中的水分被进一步排出,其结果使纤维材料脆化,纤维材料的机械强度下降。
纤维材料在脆化后收缩,使绝缘垫块失去夹紧作用。
变压器的性能下降主要有污染和劣化两个方面。
油污染是变压器油混入水分和杂质,使其绝缘性能大为降低。
其原因主要有安装、检修过程中,一些杂质混入油中;
另一方面运行中密封不良,(如通过油枕、呼吸进入潮气,使油中含水量过高)。
油的劣化则是油的氧化过程的结果,早期劣化主要是油中生成的氧化物与绝缘纤维材料反应生成氧化纤维素,使绝缘强度变差。
而后期劣化则主要是酸浸蚀铜铁、绝缘漆等。
反应油泥,它是一种聚合性导电物质,能适度溶解于油中。
在强电场作用下,油泥的反应生成速度加快,粘附于绝缘材料或变压器箱壳边缘,影响变压器的散热,又加速了绝缘材料老化。
影响变压器绝缘的主要因素还有温度、湿度、过电压、氧化等。
首先是温度的影响:
国际电工委员会(IEC)认为A级绝缘的变压器在80~140℃的温度范围内,温度每增加6℃,变压器绝缘有效寿命的降低速度就会增加一倍。
其次是湿度的影响:
水分将加速纸纤维素老化,降低强度,而油中微量水分会导致绝缘油产生火花放电。
放电电压降低,介质损耗因素增大,进一步加速油的老化和劣化,水分是影响油的绝缘特性的重要因素之一。
再次是绝缘油的氧化影响:
空气中氧的渗入作用会加速绝缘油的分解反应。
呼吸器、油枕中油与空气的隔离方式及其隔离的完好性都会影响空气中氧与绝缘油的接触和溶解。
密封(隔离)性能破坏了,会增加油中溶解的氧,油的劣化就是油的氧化过程的结果,导致了油泥形成和绝缘纤维的脆化收缩。
然后是过电压的影响:
雷击过电压,由于波头陡度会引起绕组的纵绝缘上电压分布不均,可能引起放电,使固定绝缘材料受到破坏。
暂态过电压、操作过电压也都可能造成相间主绝缘的损伤。
最后是短路电动力的影响:
出口短路产生很大的电动力,使变压器的绕组变形、引线移位,从而使绝缘严重损坏,加速绝缘的老化,严重者绕组发热、绝缘损坏、拉弧、产生短路而烧坏绕组。
(7)变压器铁芯故障。
造成铁芯故障原因有制造安装和检修过程中疏忽。
将异物、杂物掉入油箱;
铁心夹件、尺寸不对;
铁心绝缘脱落;
运输中定位钉未翻动或拆除;
绝缘油泥污垢堵塞铁心散热通道;
下夹件与铁轭的木垫及绝缘损坏受潮等等。
(8)变压器分接开关故障。
变压器的分接开关故障占有一定比例,约占全部故障的5%~10%,故障停运时间占整个非计划停运时间不到5%。
无载分接开关的常反映在开关弹簧压力不足,滚轮压力不足,压力不均,接触不良,接触面过小,接触电阻增大,烧伤,引线连接不良,此外分接开关相互绝缘距离不够等等。
3变压器油中溶解气体的检测与诊断
3.1变压器油中气体产生的原因
通常变压器选用油纸或油和纸板组成的绝缘结构。
当变压器内部发生热故障、放电性故障或者油、纸老化时,会产生多种气体。
这些气体会溶解于油中,不同类型的气体及其比值可以反映不同类型的故障。
所以对油中溶解气体的监测和分析是变压器绝缘诊断的重要内容。
3.2变压器油中气体组分
变压器油主要由碳氢化合物组成,包括烷烃、环烷烃、芳香烃、烯烃等。
根据研究分析,变压器发生故障时分解出的气体主要有:
(1)300℃~800℃时,热分解产生的气体主要是低分子烷烃(如甲烷、乙烷)和低分子烯烃(如乙烯和丙烯),也含有氢气。
(2)当绝缘油暴露于电弧中时,分解气体大部分是氢气和乙炔,并有一定量的甲烷和乙烯。
(3)发生局部放电时,绝缘油分解的气体主要是氢气、烷和乙炔,发生火花放电时,则有较多的乙炔。
3.3变压器不同状态下油中气体的含量
正常运行的变压器油中,溶解气体主要是氧气和氮气。
在开放式变压器中,油中气体总含量约为油体积的10%,其中氧气为20%~30%,氮气为70%~80%。
由于某些非故障原因,例如制造和试验过程中产生的少量气体溶于油中或为材料吸附后在运行中释放出来,正常的劣化产生少量的气体等,也能使投运前和正常运行的变压器油中含有一定量的故障特征气体。
新变压器在投运前和72小时试运行期间,进行油中气体分析是很重要的。
要求气体浓度不超过表3-1中
(1)项规定的值。
变压器运行半年内,烃类气体无明显增长,但氢气和碳的氧化物增长较快。
这是由于制造过程中残留气体的影响。
如变压器油中气体浓度超过表3-1中
(2)项
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