目錄了解變壓器介損在線監(jiān)測變壓器的介損在線監(jiān)測原理變壓器套管與繞組的介損實驗一、了解變壓器介損在線監(jiān)測變壓器主要結構如圖所示，有：1）器身：包括鐵芯、繞組、絕緣部件及引線。2）調(diào)壓裝置：即分接開關，分為無勵磁調(diào)壓和有載調(diào)壓3）冷卻裝置:包括油枕、箱體及散熱管等。4）保護裝置：包括安全氣道、吸濕器、氣體繼電器、凈油器和測溫裝置等5）絕緣套管：包括高壓絕緣套管、低壓絕緣套管在線監(jiān)測高壓電器設備絕緣測量，從測量方法上也可以分為離線監(jiān)測和在線測試。從技術角度看，離線監(jiān)測的數(shù)據(jù)不能完全反映絕緣狀態(tài)，因為試驗條件和運行條件有較大的差異。因此我們通常使用的是在線監(jiān)測。為什么要監(jiān)測？供電系統(tǒng)的安全運行決定于供電設備的可靠性，開展電氣設備的在線監(jiān)測及其故障診斷能夠發(fā)現(xiàn)運行設備中的隱患，防止突發(fā)性故障。將顯著提高其運行可靠性，避免事故造成的直接和間接經(jīng)濟損失，從來帶來巨大的經(jīng)濟和社會效益。變壓器絕緣在線監(jiān)測內(nèi)容1.絕緣油中溶解氣體在線監(jiān)測2.變壓器局部放電在線監(jiān)測3.變壓器鐵芯接地電流監(jiān)測4.變壓器油中含水量在線監(jiān)測5.變壓器絕緣套管介質(zhì)損耗角正切在線監(jiān)測6.變壓器內(nèi)部溫升在線監(jiān)測變壓器絕緣在線監(jiān)測系統(tǒng)與監(jiān)測模塊介質(zhì)損耗在線檢測模塊局部放電在線檢測模塊油色譜在線監(jiān)測模塊鐵芯接地電流檢測模塊遠程維護中心用戶MIS系統(tǒng)監(jiān)測管理系統(tǒng)服務器避雷器在線監(jiān)測模塊監(jiān)測點1監(jiān)測點1監(jiān)測點n監(jiān)測點1監(jiān)測點1監(jiān)測點n監(jiān)測點n監(jiān)測點n監(jiān)測點n監(jiān)測點1變壓器在線監(jiān)測實物圖介損（tgnδ）tgnδ值稱為介質(zhì)損耗因素，以介質(zhì)損失角的正切值tgnδ表示的。介損試驗是絕緣介質(zhì)在交流電場作用下的能量損失，在一定電壓和頻率下，反映絕緣介質(zhì)內(nèi)單位體積中能量損耗的大小，它與介質(zhì)體積尺寸大小無關，數(shù)值上為電介質(zhì)中的電流有功分量與無功分量的比值，是一個無量綱的數(shù)。電介質(zhì)的并聯(lián)等值電路與相量圖當絕緣物上加交流電壓時，可以把介質(zhì)看成一個電阻和電容并聯(lián)組成的等值電路電介質(zhì)電導引起的損耗①電導損耗：由電介質(zhì)中的泄漏電流引起，氣體、液體和固體的存在②極化損耗：由偶極子和夾層極化引起，與電源頻率有關，頻路增大，損耗增大。直流下無極化損耗。③游離損耗：氣體在電場作用下游離產(chǎn)生的損耗。電壓較高時各種含氣泡的介質(zhì)都產(chǎn)生。介質(zhì)損失角正切主要能發(fā)現(xiàn)哪些缺陷？

介質(zhì)損耗角正切tanδ反映了介質(zhì)損失的大小。介質(zhì)損失角正切值意義在于研究介質(zhì)的優(yōu)劣狀況。

主要用于檢查電氣設備整體是否受潮、絕緣老化、油質(zhì)劣化、絕緣上附著油泥及嚴重局部缺陷等；以及小體積設備絕緣的某些局部缺陷。

在一般情況下，介質(zhì)損耗tgnδ試驗主要反映設備絕緣的整體缺陷，而對局部缺陷反映不靈敏。測量介質(zhì)損耗因數(shù)，通常不能發(fā)現(xiàn)的設備絕緣缺陷是大體積試品的局部缺陷。變壓器的介損在線監(jiān)測原理基本原理在電力設備正常運行的情況下，通過測量常規(guī)絕緣特征參數(shù)（如果設備絕緣的電流、電容量、介質(zhì)損耗因素tgnδ），從而反映設備運行的狀態(tài)合和是否存在問題。而影響高壓電氣設備的主要參數(shù)是介質(zhì)損耗因素tgnδ，tgnδ能及時反映設備運行存在的缺陷。tgnδ在線監(jiān)測的原理主要有兩種：一種是通過硬件直接測量相位角，有過零點相位比較法，電壓比較法等。另一種是通過軟件對檢測信號A/D變換后，軟件對測量信號進行數(shù)字化處理得到tgnδ值，主要有諧波分析法。介損測量是絕緣試驗中很基本的方法，可以有效地發(fā)現(xiàn)電器設備絕緣的整體受潮劣化變質(zhì)，以及局部缺陷等。在電工制造、電氣設備安裝、交接和預防性試驗中都廣泛應用。變壓器、互感器、電抗器、電容器以及套管、避雷器等介損的測量是衡量其絕緣性能的最基本方法。測量介損用到的儀器為介損測量儀。變壓器套管與繞組的介損實驗正接線及反接線正接法：接線時被測品處于完全絕緣的狀態(tài)。反接法：接線時被測品處于一端接地的狀態(tài)，使用的是設備內(nèi)部產(chǎn)生的高壓。Cx接線，HV端輸出高壓。實驗方法反接線、內(nèi)標準電容、內(nèi)高壓（常規(guī)反接線）正接線、內(nèi)標準電容、內(nèi)高壓（常規(guī)正接線）：常見設備介損值測量的接線方法。（1）電壓互感器。①一次側對二次側（正接法）②一次側對二次側及地（反接法）③二次側對一次側及地（反接法）④末端屏蔽法（正接法）（2）電流互感器①一次側對二次側（正接法）②一次側對末屏（反接法）③一次側對二次側及地（反接法）（3）高壓穿墻套管①芯棒對末屏（正接法）注意解開末屏接地②芯棒對末屏及地（反接法）（4）電力變壓器①一次繞組對二次繞組（正接法）②一次繞組對二次繞組及地（反接法）③二次繞組對一次繞組及地（反接法）正接線測試反接線測試影響變壓器介損測量的一些因素影響介質(zhì)損耗的因素有下面幾種1.溫度的影響：tgnδ值受溫度影響而變化，為了比較試驗結果，對同一設備在不同溫度下的變化，必須將結果歸算到一個鞏固的基準溫度，一般歸算到20℃。2.濕度的影響：在不同的濕度下測量得的值也是有差別的，應在空氣相對濕度小于80%下進行實驗。3.絕緣的清潔度和表面泄漏電流的影響：這可以用清潔和干燥表面來將損失減到最小也可采用涂硅油等方法來消除這種影響。tgnδ測量中的抗干擾措施1加設屏蔽：當飾品體積不大時，可用金屬屏蔽罩或網(wǎng)將試品與干擾源隔開，可以減少測量誤差。2采用移相電源：由于干擾源的相位一般是無法改變的，因此可以通過改變電源的相位，使得電源的相位和干擾的相位同相或反相，來達到消除或減少同頻率干擾的目的。3倒相法：測量時當電源正接和倒相各測量一次，測得兩組結果進行折算。①采用異瓶電源。由于干擾的頻率一般為工頻或工頻的諧波，因此可將輸入電源整流成直流后，通過開關逆變電路逆變?yōu)楫愑诠ゎl的正弦波，避開剛好的頻率范圍，這樣可大大提高測量精度。②補償法。通過計算機數(shù)據(jù)處理將測量數(shù)據(jù)進行補償，使得測量波形為不畸變的正弦波后，計算得到tgnδ和C。如何避免-tgnδ情況：出現(xiàn)-tgnδ產(chǎn)生的主要原因。1.被試品的自身電容量相對小。2.周圍的雜散電容太大。3.在潮濕大氣條件下瓷套表面凝結水膜。4.套管內(nèi)部油質(zhì)劣化。5.可能是標準電容器tgnδ變得大于變壓器繞組連同套管的tgnδ（標準電容器有損耗）。6.電場干擾。7.磁場干擾。當試品出現(xiàn)-tgnδ時，是沒有物理意義的。因此當出現(xiàn)(-tgnδ)時，必須查明原因。

a.現(xiàn)場測試中可以分別采取改變高壓引線與試品的夾角。

b.將被試品表面擦拭干凈，除去水分和污穢。

c.選擇晴朗天氣和盡量清除被試品周圍的接地體(包括人)的相應措施。

d.注意套管的接地。

e.消除表面泄漏：一般在現(xiàn)場試驗時，用軟裸金屬線或金屬片緊貼試品表面繞成屏蔽環(huán)并與電橋的屏蔽相接，使表面泄漏電流不經(jīng)橋臂而直接引回電源，屏蔽環(huán)的裝設應盡量靠近接線端Cx，以減少小對原電場分布的改變。①tgnδ值與歷年數(shù)值比較，不應有顯著變化，應按照tgnδ值絕對值的增長趨勢來判斷更為可信。并和處于同樣運行條件下的同類設備相比較，即使值未超過標準，但和過去值比較及和同類設備比較，應按照tgnδ值絕對值的增長趨勢來判斷更為可信。若tgnδ值突然明顯增大時，就必須引起注意，查清原因。②變壓器繞組tgnδ與原始值比較變大或變小都可能是缺陷的反映。③變壓器套管缺油后電容量減小。01知識點1：變壓器色譜分析變壓器內(nèi)部故障，主要是局部過熱和局部放電。這些故障都會使故障點周圍的絕緣油和固體絕緣材料氧化分解而產(chǎn)生氣體，這些氣體大部分溶解于絕緣油中或懸浮在絕緣材料的氣隙中。油的色譜分析法就是對運行中油樣進行溶解氣體的成分及含量的分析，根據(jù)其氣體成份及含量判斷變壓器的潛伏性故障及其性質(zhì)，從而采取有效措施，將各種隱患消滅在萌芽狀態(tài)之中，從而預防重大事故的發(fā)生。

簡述

分析對象

絕緣油的分解

固體絕緣材料的分解

被分析的氣體組分析目的推薦檢測氣體了解脫氣程度和密封（或漏氣）情況，嚴重過熱時也回極度消耗明顯減少必測氣體與甲烷之比可判斷并了解過熱故障點溫度，或了解是否有局部放電情況和受潮情況了解過熱故障點溫度了解有無放電現(xiàn)象或存在極高的過熱故障點溫度CO了解固體絕緣的老化情況或內(nèi)部平均溫度是否過高與CO結合，有時可了解固體絕緣有無熱分解設備名稱監(jiān)測周期變壓器500KV主變、容量240MVA及以上主變、所有發(fā)電廠升壓變壓器三個月一次220KV主變、容量120MVA及以上主變六個月一次35/110KV主變一年一次1）出廠設備的檢驗660KV及以上變壓器、電抗器、互感器和套管在出廠試驗全部完成后應做一次色譜分析。2）投運行的檢驗新設備及大修后的設備投運行前應至少做一次檢驗如果在現(xiàn)場進行感應耐壓或局放試驗，則應在實驗后停放一段時間再做一次試驗。

變壓器色譜分析周期變壓器油中色譜分析在線監(jiān)測實物圖變壓器在線監(jiān)測專家故障系統(tǒng)變壓器氣體在線監(jiān)測數(shù)據(jù)六種故障氣體與總烴的監(jiān)測數(shù)據(jù)趨勢圖變壓器色譜在線監(jiān)測分析三比值法

三比值法（五種氣體的三對比值）作為判斷充油電氣設備故障類型的主要方法。改良三比值法是用三對比值以不同的編碼表示氣體比值范圍比值范圍的編碼<0.1010≥0.1~<1100≥1~<3121≥3222在相同的情況下把這些比值以不同的編碼表示，根據(jù)測試結果把三對比值換算成對應的編碼組，然后查表對應得出故障類型和故障的大體部位的方法。編碼組合故障類型判斷故障實例（參考）001低溫過熱（低于150℃）20低溫過熱（150-300℃）分接開關接觸不良，引線夾件螺絲松動或接頭焊接不良，渦流引起銅過熱，貼心漏磁，大型電力變壓器低壓繞組中并聯(lián)導線間短路，局部放電，層間絕緣不良，鐵芯多點接地等21中溫過熱（300-700℃）0,1,22高溫過熱（高于700℃）10局部放電高濕度，高含氣量引起油中低能量密度的局部放電20,10,1,2低能放電引線對點位未固定的部件之間連續(xù)火花放電，分接抽頭引線和油間隙閃絡，不同電位之間的油中火花放電或磁懸浮電位之間的火花放電20,1,2低能放電兼過熱10,10,1,2電弧放電線圈匝間、層間短路、相間短路、引起對箱殼放電、線圈熔斷、引線對其他接地體放電等02知識點2：變壓器色譜分析案例主變壓器（型號SFP10-240000/220-W2，額定容量240MVA），在13日的油樣色譜分析結果中，發(fā)現(xiàn)乙炔含量為6.51ppm，超過注意值5.0ppm，引起注意，及時匯報加強監(jiān)督，為了進一步判斷分析，在17日，又取油樣送檢，分析結果仍然是油樣不合格，且乙炔含量增長較快，由6.51ppm增長到7.26ppm，在18日，再次送檢油樣，分析結果仍然是油樣不合格，且乙炔含量增長較快，增長到11.76ppm，根據(jù)三比值計算編碼為102，判斷設備內(nèi)部存在裸金屬放電故障。故障案例某供電局330kV金昌變＃2主變型號為OSFPSZ7-240000/330，額定容量為240000kVA，額定電壓為330/121/11kV，1990年5月出廠，西安變壓器廠生產(chǎn)，投運至98年，定期電氣試驗正常，油色譜分析試驗數(shù)據(jù)呈緩慢上升趨勢，但增量不大。98年取樣分析時,發(fā)現(xiàn)金變2#主變總烴增長較快，為110.8ppm；98年12月30日分析時，總烴已增至230.4ppm，2000年6月16日分析總烴含量已上升為559.6ppm。2002年4月30日分析時,發(fā)現(xiàn)金變2#主變總烴增長較快，為1748.2ppm，在2002年4月30日之前，金變2#主變總烴相對穩(wěn)定，為1300ppm左右，故對其加強了跟蹤分析。根據(jù)5月1日至5月8日的分析數(shù)據(jù)，總烴已增至2069.4ppm，鐵芯對地電流為0.3mA,比較穩(wěn)定。因此，縮短跟蹤分析周期，經(jīng)過幾天的跟蹤分析，發(fā)現(xiàn)總烴含量隨主變負荷的增大而增長。故障案例

故障案例

故障案例表1是該變壓器自1999年1月8日以來的變壓器油氣相色譜演變過程。時間CH4C2H6C2H4C2H2總烴H2COCO21月8日292.7118.2483.1089431.9612.25344.63月19日425.7177.5779.101381.847.5668.77152.33月23日440179.5