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1、 电力变压器故障检测诊断技术 变压器故障的检测技术是准确诊断故障的主要手段，传统检测手段主要包括油中可燃性气体的色谱分析、直流电阻检测、绝缘电阻及吸收比、极化指数检测、绝缘介质损失角正切检测、油质检测、局部放电检测及绝缘耐压试验（包括感应耐压）等；随着技术的进步，又许多新的技术得到了发展应用，如红外测温、绕组变形或低电压下短路阻抗测量、糠醛分析或绝缘纸聚合度的测量、内窥镜直接检测变压器内部状况等。 各种基本检测项目的相应特点和功能如表1所示。 表1变压器故障基本检测项目及特点 序号 检测项目 可能发现的故障类型 整体故障 由电极间桥路构成的贯穿性故障 局部故障 磨损与污闪故障 电气强度降低 1
2、 油色谱分析 受潮、过热、老化故障 高温、火花放电 较严重局部放电 沿面放电 放电故障 2 直流电阻 线径、材质不一 分接开关不良 接头焊接不良 分接开关触头不良 不能发现 3 绝缘电阻及泄漏电流 受潮等贯穿性缺陷 随试验电压升高而电流的变化能发现 不能发现 能发现 配合其他试验判断 吸收比 发现受潮程度灵敏 灵敏度不高 灵敏度不高 灵敏度不高 不能发现 极化指数 发现受潮程度灵敏 能发现 灵敏度不高 灵敏度不高 不能发现 6 介质损耗 能发现受潮及离子性缺陷 大体积试品不灵敏 大体积试品不灵敏 能发现 配合其他试验判断 7 局部放电 能发现游离变化 不能发现 能发现电晕或火花放电 能发现沿面
3、放电 能发现 8 油耐压 能发现 不能发现 不能发现 能发现 能发现 9 耐压试验 能发现 有一定有效性 有效性不高 有效性不高 能发现 10 红外测温 套管接线、漏磁形成的涡流造成箱体局部过热、套管及油枕的油位 11 绕组变形或低电压下短路阻抗测量 绕组受电动力的冲击或外力冲击发生局部变形或整体位移 12 糠醛分析或绝缘纸聚合度的测量 内部过热涉及到纸绝缘、纸绝缘寿命终点的判断 13 内窥镜直接检测变压器内部状况 对变压器内部状况的直观检测、异物的查找 在变压器故障诊断中应综合各种有效的检测手段和方法，对得到的各种检测结果要进行综合分析和评判。不可能具有一种包罗万象的检测方法，也不可能存在一
4、种面面俱到的检测仪器直接就能对故障做出有效诊断，只有通过各种有效的途径和利用各种有效的技术手段，同时结合变压器的运行状况、检修状况、外部环境等因素，进行相互补充、验证和综合分析判断，才能取得较好的诊断效果。 1电力变压器故障油中气体色谱检测技术 目前，在变压器故障诊断中，单靠电气试验方法往往很难发现某些局部故障和发热缺陷，而通过变压器油中气体的色谱分析这种化学检测的方法，对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效，这已为大量故障诊断的实践所证明。 油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值；随
5、着温度升高，产气率最大的气体依次为甲烷、乙烷、乙烯、乙炔。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。 变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，分解出极少量的气体（主要包括氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等多种气体）。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。 故障类型： 油过热：主要增大的CH4、C2H4 次要增大的H2、C2H6 油纸过热:主要增大的CH4、C2H4、CO、CO2 次要增大的H2、C2H6 油纸中局放:主要增大的H2、CH4、
6、C2H2、CO 次要增大的C2H6、CO2 油中火花放电：主要增大的C2H2、H2 油中电弧：主要增大的H2、C2H2 次要增大的CH4、C2H4、C2H6 油纸中电弧:主要增大的H2、C2H2、CO、CO2 次要增大的CH4、C2H4、C2H6、 受潮或油有气泡：主要增大的H2 油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。因此在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义和现实的成效。 电力变压器的内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。过热性故障：分接开关接触不良占、铁芯多点接地和局部短路或漏
7、磁环流、导线过热和接头不良或紧固件松动引起过热、其余、为其他故障，如局部油道堵塞，致使局部散热不良而造成的过热性故障。电弧放电以绕组匝、层间绝缘击穿为主，其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障。火花放电常见于套管引线对电位未固定的套管导电管、均压圈等的放电；引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良而引起的放电；分接开关拨叉或金属螺丝电位悬浮而引起的放电等。 根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时，应包括：（1）分析气体产生的原因及变化。（2）判定有无故障及故障的类型。如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。（3）判断故障的状况。如热点温度（322lgC2H4/C2H6+525）、故障回路严
8、重程度以及发展趋势等。（4）提出相应的处理措施。如能否继续运行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段，或是否需要停电检修等。若需加强监视，则应缩短周期。11特征气体变化与变压器内部故障的关系（一）根据气体含量变化分析判断（1）氢气变化。变压器在高、中温过热时，氢气一般占氢烃总量的27以下，而且随温度升高，H2的绝对含量有所增长，但其所占比例却相对下降。变压器无论是热故障还是电故障，最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。由于碳氢键之间的键能低，生成热小，在绝缘的分解过程中，一般总是先生成H2，因此H2是各种故障特征气体的主要组成成分之一。 变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性故障，其特征气体H
9、2含量很高。客观上如果色谱分析发现H2含量超标，而其他成分并没有增加时，可大致先判断为设备含有水分，为进一步判别，可做油中微水含量分析。导致水分分解出H2有两种可能：一是水分和铁产生化学反应；二是在高电场作用下水本身分子分解。设备受潮时固体绝缘材料含水量比油中含水量要大100多倍，而H2含量高，大多是由于油、纸绝缘内含有气体和水分，所以在现场处理设备受潮时，仅靠采用真空滤油法不能持久地降低设备中的含水量，原因在于真空滤油对于设备整体的水分影响不大。 另外，还有一种误判断的情况，是气相色谱仪发生异常，因分离柱长期使用，特别是用振荡脱气法脱气吸附了油，当吸附达到一定程度，便在一定条件下释放出来，使
10、分析发生误差。（2）乙炔变化 乙炔的产生与放电性故障有关，当变压器内部发生电弧放电时，C2H2一般占总烃的20-70%，H2占氢烃总量的3090，并且在绝大多数情况下，C2H4含量高于CH4。当C2H2含量占主要成分且超标时，则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。如果其他成分没超标，而C2H2超标且增长速率较快，则可能是设备内部存在高能量放电故障。（3）甲烷和乙烯变化。在过热性故障中，当只有热源处的绝缘油分解时，特征气体甲烷和乙烯两者之和一般可占总烃的80以上，且随着故障点温度的升高，C2H4所占比例也增加。另外，丁腈橡胶材料在变压器油中将可能产生大量的CH4，丁腈在变压器油中
11、产生甲烷的本质是橡胶将本身所含的CH4释放到油中，而不是将油催化裂介为CH4。硫化丁腈橡胶在油中释放CH4的主要成分是硫化剂，其次是增塑剂、硬脂酸等含甲基的物质，而释放量取决于硫化条件。（4）一氧化碳和二氧化碳变化。无论何种放电形式，除了产生氢烃类气体外，与过热故障一样，只要有固体绝缘介入，都会产生CO和CO2。但从总体上来说，过热性故障的产气速率比放电性故障慢。 变压器油中溶解气体分析和判断导则中也只对CO含量正常值提出了参考意见：开放式变压器CO含量的正常值一般应在300ppm以下，若总烃含量超过150ppm，CO含量超过300ppm,则设备有可能存在固体绝缘过热性故障；若CO含量虽超过3
12、00ppm，但总烃含量在正常范围，可认为正常。密封式变压器，溶于油中的CO含量一般均高于开放式变压器，其正常值约800ppm，但在突发性绝缘击穿故障中，CO、CO2含量不一定高，因此其含量变化常被人们忽视。由于CO、CO2气体含量的变化反映了设备内部绝缘材料老化或故障，而固体绝缘材料决定了充油设备的寿命。因此必须重视绝缘油中CO、CO2含量的变化。 1）绝缘老化时产生的CO、CO2。正常运行中的设备内部绝缘油和固体绝缘材料由于受到电场、热度、湿度及氧的作用，随运行时间而发生速度缓慢的老化现象，除产生一些非气态的劣化产物外，还会产生少量的氧、低分子烃类气体和碳的氧化物等，其中碳的氧化物CO、CO
13、2含量最高。油中CO、CO2含量与设备运行年限有关，例如CO的产气速率，国外有人提出与运行年限关系的经验公式。CO2含量变化的规律性不强，除与运行年限有关外，还与变压器结构、绝缘材料性质、运行负荷以及油保护方式等有密切关系。 变压器正常运行下产生的CO、CO2含量随设备的运行年限的增加而上升，这种变化趋势较缓慢，说明变压器内固体绝缘材料逐渐老化，随着老化程度的加剧，一方面绝缘材料强度不断降低，有被击穿的可能；另一方面绝缘材料老化产生沉积物，降低绝缘油的性能，易造成局部过热或其它故障。这说明设备内部绝缘材料老化发展到一定程度有可能产生剧烈变化，容易形成设备故障或损坏事故。因此在进行色谱分析判断设
14、备状况时，CO、CO2作为固体绝缘材料有关的特征气体，当其含量上升到一定程度或其含量变化幅度较大时，都应引起警惕，尽早将绝缘老化严重的设备退出运行，以防发生击穿短路事故。 2）故障过热时产生的CO、CO2。固体绝缘材料在高能量电弧放电时产生较多的CO、CO2由于电弧放电的能量密度高，在电应力作用下会产生高速电子流，固体绝缘材料遭受这些电子轰击后，将受到严重破坏，同时，产生的大量气体一方面会进一步降低绝缘，另一方面还含有较多的可燃气体，因此若不及时处理，严重时有可能造成设备的重大损坏或爆炸事故。当设备内部发生各种过热性故障时，由于局部温度较高，可导致热点附近的绝缘物发生热分解而析出气体，变压器内
15、油浸绝缘纸开始热解时产生的主要气体是CO2，随温度的升高，产生的CO含量也增多，使CO与CO2比值升高，至800度时，比值可高达2.5。局部过热危害不如放电故障那样严重，但从发展的后果分析，热点可加速绝缘物的老化、分解，产生各种气体，低温热点发展成为高温热点，附近的绝缘物被破坏，导致故障扩大。充油设备中固体绝缘受热分解时，变压器油中所溶解的CO、CO2浓度就会偏高。CO、CO2的产生与设备内部固体绝缘材料的老化或故障有明显的关系，反映了设备的绝缘状况。在色谱分析中，应关注CO、CO2的含量变化情况，同时结合烃类气体和H2含量变化进行全面分析。 （5）气体成分变化。由于在实际情况下，往往是多种故障类型并存，多种气体成分同时变化，且各种特征气体所占的比例难以确定。如当变压器内部发生火花放电，有时总烃含量并不高；但C2H4在总烃中所占的比例可达25-90%，C2H2含量约占总烃的20%以下，H2占氢烃总量的30%以上。当发生局部放电时，一般总烃不高，其主要成分是H2,其次是CH4，与总烃之比大于90%。当放电能量密度增高时也出现C2H2，但它在总烃中所占的比例一般不超过2%。当C2H2含量较大时，往往表现为绝缘介质内部存在严重的局部放电故障，同时常伴有电弧烧伤与过热，因此会出现C
