電力變壓器狀態監測分析

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摘要：電力設備運行狀態的監測是實施狀態檢修的關鍵一環，對在線監測項目數據進行了分析，提高設備運行的可靠性。

關鍵詞：狀態監測；檢修；數據分析；

1.變壓器狀態監測設計

首先，要找到停電例行試驗項目與在線監測項目之間的關系，即以規程中停電例行試驗項目為標準，找到由在線監測可以替代的項目，再輔以其他的帶電監測手段，然后將運行狀態監測數據與絕緣狀態監測數據相互輔助，來判斷變壓器存在的故障區域和實際狀態。

將停電例行試驗所測試的故障類型與在線監測的故障類型經分析后一一對應，不能在測試缺陷類型或試驗項目上留有漏洞。因而停電例行試驗的全部項目可由在線監測的不同試驗項目或不同試驗方法予以替代。即在線監測項目如果替代停電試驗項目，則帶電試驗項目的每一項與停電試驗項目意義相近，并且要全部具備。

設計思路：針對對《南方電網輸變電設備狀態檢修試驗規程》中例行試驗——停電試驗的項目意義進行分類，可以總結出例行試驗項目測試的缺陷類型主要是絕緣性缺陷、過熱性缺陷和放電性缺陷，同時參考《南方電網輸變電設備狀態檢修試驗規程》中例行試驗——帶電試驗的試驗項目，對照出在線監測項目試驗意義與停電例行試驗項目的對應性，即可以在線監測項目替代停電試驗項目。

2.測試數據的分析

絕緣狀態的在線監測數據的分析方法仍可使用現行的狀態檢修規程中的“綜合分析和判斷”方法，即測試數據與規程相比、測試數據與歷次數據相比、測試數據與同類設備數據相比，并依據絕緣變化的規律或趨勢進行分析判斷。

運行狀態監測數據與絕緣狀態監測數據相互輔助，判斷變壓器存在的故障區域和實際狀態，如當油中溶解氣體在線監測裝置發現數據異常后，可以對比鐵心接地電流測試數據和對比分析油中溶解氣體數據與負荷電流之間的關系，進而可以只通過遠傳數據就可以判斷故障是發生在導電回路還是在導磁回路，可以提前進行相應的檢修策略的制定。

當在線監測主項目全部實施后，即可全面替代停電例行試驗，即在絕緣在線監測和運行狀態監測都沒有發現問題的情況下，不再停電進行試驗；至少可在兩個方面的監測全部實施，按周期對變壓器進行紅外測溫后，將停電例行試驗周期延長至規定的最長年限。

3.電力變壓器及電抗器試驗項目的具體分析

3.1 油中溶解氣體色譜分析和套管接頭部位紅外測溫測試

油色譜分析中，各組分氣體的含量有增加趨勢或總烴、特征氣體已超過注意值，就應觀察產氣速率，根據三比值法或特征氣體分析法初步判斷可能存在過熱或放電故障及位置。紅外測溫測試外部接頭連接不良的電流致熱具有很高的靈敏度。

可 能造成過熱性故障的原因有：在油內導電回路中，分接開關接觸不良、引線接頭接觸或焊接不良、漏磁造成的渦流、繞組股間短路等，這些故障均可由油色譜發現；在油外導電回路中，外部接頭連接不良等可由紅外測溫發現。

這些過熱故障原因涵蓋了應用繞組直流電阻測量檢查的故障范圍，即可由油中溶解氣體色譜分析和套管接頭部位紅外測溫測試替代例行試驗中的繞組電阻的試驗項目。

在實際檢修中，由油色譜發現內部過熱故障或由紅外測試發現外部過熱故障后進行繞組電阻測量發現導電回路接觸不良的實例很多，在過熱故障和繞組匝間放電故障，油色譜與繞組電阻測量兩者之間亦有較好的對應關系。

可能造成過熱性故障的原因有還有磁路回路故障，在判斷故障發生在導電回路或是導磁回路，可以應用總烴一伏安法等方法進行判斷。

3.2油中水分測試

在例行試驗中，絕緣電阻和繞組絕緣介質損耗因數主要的測試目的是判斷變壓器的絕緣狀態，即是否受潮。絕緣電阻可以發現局部受潮，介質損耗因數發現普遍性受潮。例行試驗主要發現水分滲入性質的普遍性受潮。

Dl/T596—1996《電力設備預防性試驗規程》修訂說明中，“用油中含水量的多少來肯定或否定變壓器的受潮是很不全面的。特別是在環境溫度很低，而變壓器又在停運狀態下測出的油中很低的含水量，不能作為絕緣干燥的唯一判據。相反，在變壓器的運行溫度較高時（不是短暫的升高），所測油的含水量很低，是可以作為絕緣狀態良好的依據之一，因此《規程》規定設備在較高的運行溫度下（如60℃時）取樣測含水量?！?/p>

在較高溫度下的油中含水量可以作為判斷變壓器絕緣狀態的依據，已有電力行業標準定論。變壓器的結構決定了變壓器如果有外部水分滲入使繞組受潮，是通過油中含水量的增加再與紙中含水量平衡的過程中受潮，因此，通過油中水分測試項目，可以判斷變壓器絕緣狀態是否良好。如果有問題后再輔助以油擊穿電壓，影響油擊穿電壓的主要因素是油中水分和雜質，其對油耐壓水平的降低十分顯著。

3.3鐵心或夾件（有引出）接地電流測試

以鐵心或夾件（有引出）接地電流測試替代停電時的鐵心或夾件（有引出）絕緣電阻測試例行試驗項目，但鐵心接地電流測試不能發現變壓器內部鐵心多點接地故障，可以用下面的方法補充。

當變壓器油色譜發現內部存在較嚴重的過熱故障后，一般是要停電進行驗證試驗的，當停電前測試的鐵心接地電流很小，而停電后又發現鐵心絕緣很低，即可基本判斷是鐵心內部多點接地，此時一般需要實行A類檢修予以處理。

3.4 油tanδ測試（90℃）

變壓器油tanδ是反映油質受到污染或老化的重要電氣指標，它對油中可溶性極性物質、老化產物或中性膠質以及油中微量的金屬化合物極為靈敏。當變壓器油受到污染或劣化變質，會引起變壓器繞組絕緣介質損耗因數的上升，因此在《南方電網輸變電設備狀態檢修試驗規程》中規定了進行繞組連同套管的tanδ及電容量測量的例行試驗項目，在不考慮變壓器絕緣存在普遍性老化的前提下，一方面監視絕緣狀態，另一方面監視變壓器油質。當變壓器油質逐漸劣化后，通常其運行溫度比較高，如果與同類設備對比，在相近的負荷下，某臺變壓器運行溫度一直偏高，而冷卻系統又完好的情況下，需要進行油tanδ測試或找出原因所在。

3.5超高頻局部放電測量

《電力設備帶電檢測技術規范》超高頻局部放電檢測無例行試驗項目對應，也沒有具體的警示值或注意值的要求，如果油色譜發現放電性故障，需要精確測量和定位時，如果具備測試條件，可以作為為輔助項目進行輔助性測試。

4.高壓電容型套管

4.1 tanδ及電容量測量

變壓器高壓電容型套管介質損耗因數偏大時，會引起套管的整體溫度上升，在DL/T 664—2008《帶電設備紅外診斷應用規范》附錄B“電壓致熱型設備缺陷診斷判斷”中，明確應用紅外診斷高壓套管介質損耗偏大的熱像特征是“呈現套管整體發熱熱像”；診斷局部放電故障的熱像特征是“對應部位呈現局部發熱區故障”。因此以紅外測溫對應套管的tanδ測試有著現行的行業標準依據。

這兩類故障在專業分析資料中都有圖譜實例，如在一個分析資料中提供了套管tanδ=2.6%對應的整體發熱熱像圖和由于套管芯子在真空處理時殘存氣泡較多而引起局部放電故障對應的相應部位呈現局部發熱的熱像圖。

高壓套管介質損耗因數增大引起的發熱屬于電壓致熱型，與負荷關系較小，因此比較時可以與同類設備進行比較。一套管運行時的溫度受變壓器本體運行溫度影響較大，而且套管的下半部在變壓器外殼內運行，因此以紅外測溫對應套管的tanδ測試效果并不顯著，《帶電設備紅外診斷應用規范》也沒有提供相應的圖譜實例，可能會發生套管介損已達到相當高的值時才會被紅外測溫測試發現，從實例看介損值已達到了較高的數值，除測試時需要精確測量外，實際運行中有一定的不確定性。但從事故統計分析看，套管事故多由局部放電引起，由介損引發套管事故的實例極少。

4.2紅外測溫檢測

一些狀態檢修試驗規程中紅外診斷判斷依據有些不好掌握，根據實際有效的測試判斷經驗，并為方便現場對測試數據的判斷，推薦以下判斷標準，同一設備不同部位溫升：35kV一110kV小于4K，220kV小于4.5K；相間比較溫差：35kV一110kV不超過1.2K，220kV不超過1.4K。被試品與其他同類設備相比，在同一位置上溫度相差1.4℃應引起重視，相差2℃以上，應立即停電檢查試驗。

5.結束語

電力設備運行狀態的監測是實施狀態檢修的關鍵一環，設備運行狀態一般包括設備運行參數監測和設備絕緣狀態檢測，而變電設備運行時的狀態檢測主要以在線監測來實現。以分析例行試驗項目測試的缺陷類型為紐帶，總結出在線測試項目試驗意義與停電例行試驗項目的對應性，研究狀態監測項目替代停電試驗項目的可能性。