基于油中溶解气体的电力变压器故障分析装置的设计.doc

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1、目 次摘 要IAbstractII1 引言11.1 电力变压器故障分析装置研究的目的及意义11.2 变压器状态在线监测的发展及其现状11.3 本文研究的主要内容与组织结构31.4 本章小结42 电力变压器内部故障与油中溶解气体的关系52.1 电力变压器的结构特点52.3 电力变压器内部故障的主要类型62.4 电力变压器油中溶解气体产生的机理72.5 电力变压器内部故障与油中溶解气体的关系112.6 三比值法的基本原理及其方法142.7 本章小结183 总体方案设计193.1 总体方案的实现方式193.2 传感器模块设计193.3 硬件模块设计193.4 软件模块设计203.5 本章小结214

2、硬件设计224.1 油中溶解气体在线监测装置硬件组成224.2 气体传感器选择原则与确定224.3 信号传输通道选择原则与确定254.4 本章小结285 软件设计295.1 LabVIEW应用程序及其运行机制295.2 气体浓度比较模块设计295.3 软件界面设计315.4 软件程序设计335.5 本章小结356 运行结果及其分析36结 论39致 谢40参 考 文 献41 I1 引言1.1 电力变压器故障分析装置研究的目的及意义变压器属于静止电机，它可以将一种电压、电流的交流电能转换为同频率的另一种电压、电流的交流电能.从电力的生产、输送、分配到各个用电用户，使用着各种各样的变压器.对电力系统

3、而言，变压器是一种主要设备，如果传输功率一定的话，只有将线路中的电压升高才能减小传输的电流，从而有效的减小传输线路上的损耗，并减小线路压降，从而使得远距离输电变为可能.电力变压器是电力系统最重要和最贵重的设备，它们的安全运行直接关系到电网的供电可靠性.电力变压器故障诊断技术的研究是电力变压器状态维修的基础工作.由于变压器是一个老化和故障机理复杂，具有不确定性的复杂系统，因此，电力变压器故障诊断技术是一项复杂而艰巨的任务.变压器运行工况、历史运行记录不同，同类变压器的状态就可能不相同;相同工况下不同类型变压器的状态也可能不同.因此研究变压器状态与运行工况、历史运行记录的关系及其规律，准确评估变压

4、器状态，对实施变压器状态维修、降低变压器维修费用和提高变压器可靠性具有重要的理论意义和实际应用价值.1.2 变压器状态在线监测的发展及其现状变压器在线监测技术就是在工作电压下对变压器中相关特征量进行实时、连续监测，将实测数据与大量积累的实验数据进行比较，及时、全面地分析判断变压器绝缘状况，发现和捕捉变压器内部早期故障缺陷，确保变压器的安全稳定运行.1.2.1 国外的发展现状国外的设备状态检修技术发展较早.七十年代末，美国电力科学研究院(EPR)就对电力设备的状态检修进行研究和应用，目前已向以可靠性为中心的状态检修(RCM)发展.口本是从八十年代开始对电力设备实施以状态分析和在线检测为基础的状态

5、检修.欧洲大多数国家也正在进行检修体制的改革，方向也是状态检修.基于计算机网络技术的设备管理、事故分析和预警系统在美国、加拿大等国家已普遍应用，目在实践应用中不断改进和完善，形成多种系统.美国GE能源公司研制出了HYDRAN 201系列油中溶解气体在线监测装置.它包括HYDRAN传感器和电子微处理器，通过选择性气体渗透膜对可燃性气体(H2, CO, C2H2, C2H4)进行监测.HYDRAN 201 Ti智能传送器的功能有现场显示气体浓度以及气体浓度的变化率:故障报警;历史纪录;周期性传感器测试、校准、设置和自检;远程软件升级等.HYDRAN 201 Ci通讯控制器提供了HYDRAN201

6、Ti智能传送器的网络通讯能力，采用RS485总线将现场监测获得的数据传输到本地监测诊断中心，也可通过可选的MODEM与远程计算机通讯.仪器对变压器的状态变化作早期报警.提示何时需要进行诊断或维护，防止出现设备损坏和非正常停机.可以连续监测变压器油中气体的动态变化过程，能及时反映运行设备的工作状况.当变压器油中气体的含量达到检测设备预设的值时，检测设备会及时发出报警信号.HYDRAN 103B是便携式全自动电池供电的装置.图1.1 HYDRAN 2018 Model Ti变压器故障气体在线监测装置(左)图1.2 HYDRAN 103B便携式变压器故障气体监测器(右)1.2.2 国内的发展现状我国

7、从上世纪70年代采用变压器在线测试，80年代开始实现数字化测量，从90年代开始采用多功能微机在线监测.我国于1987年颁布的全民所有制工业交通企业设备管理条例中明确规定企业应当积极采用先进的设备管理方法和维修技术，采用以设备状态监测为基础的设备维修方法，不断提高设备管理和维修技术现代化，原电力部颁布的发电厂检修规程中也指出“应用诊断技术进行预知维修是设备检修的发展方向，各主管局可先在部分管理较好且维修技术资料完整的电厂进行试点积累经验，逐步推广”.可见，开展状态检修技术研究是一项势在必行的工作，是检修技术发展的方向.国家电力公司为了推动我国电力行业状态检修技术的研究，批准华北电力科学研究院和西

8、安热工研究院联合开展了“火力发电机组的状态检修技术研究”;国内其它一些电网公司和省公司对状态检修也都十分重视，所属的研究院所也都不同程度地开展了一些状态检修的试验研究工作，国内的多家电力研究部门和高校已经研制出了各种在线监测装置，陆续投入到大中型发电厂和变电站进行使用.尽管现在的在线监测装置还存在有很多的问题，不过却为我国的电力自动化行业积累了很多的实践经验.上海交通大学和南方电力平果有限公司合作开发的大型油浸电力设备色谱在线监测系统获得了2002年度中国电力科学技术二等奖.油中溶解气体分析(DGA)方法源于Halstead的试验发现，通过试验发现任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度变化，在

9、特定的温度下有某一种气体的产气率会出现最大值.随着温度升高，产气率最大的气体依次为CH4, C2H4, C2H4及C2H4.西安交大和清华大学也分别研制出了比较实用的故障诊断系统.这些系统主要有两种形式:集中式和分散式.集中式可对所有被测设备定时或巡回自动监测，分散式是利用专门的测试仪器测量信号.目前集中式的在线监测尚存在不足之处，如，测量结果重复性较差，传感器信号失真，监测系统管理和综合判断能力不够等.1.3 本文研究的主要内容与组织结构1.3.1研究的主要内容本文主要通过对油中溶解气体的电力变压器故障检测原理的研究，采用虚拟仪器技术，研制一种电力变压器故障诊断装置.1.3.2 论文组织结构

10、根据本文的研究内容，本文共分六章，各章的内容安排如下：第一章，引言.论述了电力变压器的重要作用，选题的背景以及研究电力变压器故障诊断的意义.第二章，介绍电力变压器内部故障与油中溶解气体的理论背景.主要论述本设计的相关背景知识与判定原理.第三章，基于油中溶解气体的电力变压器故障判断装置总体设计.主要叙述了课题的设计要求，以及设计的总体方案.对各模块作了简单的介绍.第四章，硬件设计.包括传感器的选择、数据采集电路的选择、控制计算机的设置等.第五章，软件设计.包括虚拟仪器技术、LabVIEW软件设计等.第六章，运行结果.主要是系统仿真的运行结果及其对实际应用的指导意义.1.4本章小结本章阐述了电力变

11、压器故障诊断技术研究的重要意义，从状态评估、故障诊断和故障预测三方面详细介绍了国内外智能信息处理在该领域的研究现状，指出了目前电力变压器故障诊断技术中存在尚待解决的问题，确立了本文的研究路线和主要研究内容.2 电力变压器内部故障与油中溶解气体的关系对于大型电力变压器，目前几乎都是用油来绝缘和散热，电力变压器油与油中的固体有机绝缘材料在运行电压下因电、热、氧化和局部电弧等多种因素作用会逐渐老化、裂解，产生少量的CH4, C2H6, C2H4和C2H2等低分子烃类，以及CO, C02和H2等气体，并多数溶解在油中.当电力变压器内部存在潜伏性的局部过热或局部放电时，就会加快产气的速率.随着故障的进一

12、步发展，裂解出来的气体形成气泡在油中经过对流和扩散作用，就会不断地溶解，并不断地增加.一般来说，对于不同性质的故障，绝缘物分解产生的气体组分不同而对于同一性质的故障，由于程度不同，所产生的气体数量也不同.油中溶解气体的组分和含量在一定程度上反映出电力变压器绝缘老化或故障的程度，可以作为反映电力设备异常的特征量.通过对运行中的电力变压器定期分析溶解于油中的气体组分、含量和产气速率，就能够及早发现电力变压器内部存在的潜伏性故障，判断是否会危及其安全运行.2.1 电力变压器的结构特点充油电力变压器由绕组(一次和二次)、铁芯、油箱、高低压套管、引线、散热器、净油器、储油柜、气体继电器、分接开关等组件或

13、附件组成.变压器在运行中常见的绝缘事故大多与绕组、铁芯、分接开关和高低压套管及引线有关. (1)绕组：绕组是电力变压器的最重要和最复杂的部件，它基本上决定了电力变压器的容量、电压、电流和使用条件.变压器的绕组由一次、二次及绕组间的绝缘、对地绝缘和由燕尾垫块、撑条构成的油道及其高低压引线构成.根据充油电力变压器的容量及电压等级，常采用的绕组有层式绕组和饼式绕组两大类.大型电力变压器的高压绕组在里层，低压绕组在外层. (2)铁芯：铁芯是电力变压器中最重要的部件之一，它将一次电路的电能转化为磁能，再把该磁能转化为二次电路的电能，是能量传递的媒介.现代大型充油电力变压器的铁芯都是用冷轧硅钢片，在铁芯柱

14、和铁扼的硅钢片间部分交错搭接，使接缝交错遮盖，同时采用铁芯柱无孔帮扎及铁扼无孔拉带结构. (3)引线：引线将外部电能传入到变压器中，又将其电能从变压器中输出，因此它既要满足负载电流和电场要求，又要保证变压器的结构稳定.由于引线的曲率半径小，表面电荷密度大，电场强度高，易产生局部放电，因此高压引线都采用直径不宜过小的圆导线. (4)分接开关：分接开关用来连接和切断变压器绕组的分接头，实现对变压器的调压，使电网供给用户稳定的电压并控制潮流或调节负荷电流.变压器的分接开关分为无励磁或无载分接开关和有载分接开关.(5)高压套管：高压套管包括带电荷绝缘两部分，它与绕组和电网连接，承担着不同电压等级之间的

15、电能传输.套管的绝缘结构决定于绕组的电压等级，通常可以分为外绝缘和内绝缘.外绝缘一般为瓷套，内绝缘由绝缘油、附加绝缘和电容型绝缘等组成.2.3电力变压器内部故障的主要类型1绕组故障绕组故障包括各个部分绝缘的老化，绕组的受潮，绕组层间、匝间短路，高低压绕组间发生接地、断路、击穿或烧毁，系统短路和冲击电流造成绕组机械损伤或绕组内部组件变形.绕组故障主要包括:匝间短路故障，相间短路故障，绕组股间短路故障.2铁芯故障 大量事故分析可以知道导致铁芯故障的主要原因有:铁芯组件中铁质夹件松动或损伤而碰接铁芯，压铁松动引起铁芯振动和噪声，铁芯接地不良或夹件烧化，铁芯片间绝缘老化，铁芯安装不正或不齐造成空洞声，

16、铁芯片叠装不良造成铁损增大而使铁芯发热等.主要故障包括:铁芯多点接地故障，铁芯过热故障.3放电故障 通常放电故障按照放电能量密度分为局部放电、火花放电和电弧放电三类.在正常运行电压作用下，变压器绝缘结构内部发生非贯穿性局部放电现象，放电的部位通常在固体绝缘内的空穴、电极尖端或油中沿固体绝缘的表面等处.局部放电能量密度不大，一旦发生将会形成高能量放电，并导致绝缘击穿或损坏.当变压器内部某一金属部件接触不良并处于高、低压电极之间的部位时，因阻抗分压而在该金属部件上产生对地的悬浮电位.调压绕组在分接开关变换极性时的短暂间，套管均压球和无载分接开关拔插的高电位处，铁芯叠片屏蔽及紧固螺栓与地接连松动脱落

17、等低电位处，以及高压套管端部接触不良等均会形成悬浮电位而引起火花放电；同时变压器油中的水分、受潮的纤维等将形成杂质“小桥”而引起火花放电.电弧放电故障具有突发性，往往造成变压器或部件烧损，甚至发生爆炸事故.4油和油纸故障 在充油变压器中，内部绝缘的主要绝缘材料是变压器油和绝缘纸、纸版、木板等主要成分为纤维素的固体绝缘材料.这些材料受环境的影响将发生分解而老化，甚至丧失绝缘强度，造成绝缘故障.5分接开关故障 充油变压器无载分接开关常见的故障有：当上分接头的相间绝缘距离不足且绝缘材料上堆积油泥时，若油泥受潮，在过电压下将发生相间短路故障；若触头接触不良或因锈使电阻增大，绝缘支架上的紧固金属螺栓接地

18、断裂造成悬浮放电等故障.有载开关的故障有：因密封不严使雨水侵入而导致绝缘性能降低；过渡电抗或电阻在切换过程中被击穿或烧断，导致触头间的电弧引发故障；因滚轮卡死使分接开关停在过渡位置而造成相间短路；切换开关油室密封不严而造成变压器本体渗漏；选择开关分接引线与静触头的固定绝缘杆变形等.无载和有载分接开关的故障将引发变压器内部绝缘故障，产生故障气体，使油中溶解气体的组分含量变化. 除了上述的故障之外，还有像油箱密封不良、冷却装置故障等外部故障，这些故障通常会在变压器内部诱发相应的故障，可以被检测试验所发现.2.4电力变压器油中溶解气体产生的机理2.4.1气体产生的原理 电力变压器内部产生的气体可分为

19、正常气体和故障气体.正常气体是变压器在正常运行时因绝缘系统正常老化而产生的气体;故障气体则为变压器发生故障时引起绝缘物的热分解或放电分解而产生的气体.电力变压器的绝缘材料主要有两种：一种是液体绝缘材料变压器油；另一种是固体绝缘材料各种油浸纸、电缆线、绝缘纸板、白纱带和黄蜡等. 电力变压器在正常运行时，因油泵的空穴作用和管路密封不严等原因会使空气混入，变压器和油在未投入运行之前，虽然经过干燥和脱气，但仍不彻底，有残留气体存在；开放或密封不严的变压器，在运行中会有空气溶入油中.当运行条件发生变化时，这些气体可能析出.大量的运行经验和实验研究还证明，运行着的油浸变压器，变压器油和有机绝缘材料在热和电

20、的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的低分子烃类以及CO和CO2等气体.上述这些气体首先溶入油中，达到饱和后便从油中析出. 变压器在正常状态下产生的热量不足以破坏变压器油烃分子内部的化学键，但是当变压器内部存在局部过热或电弧高温等故障时，故障点就会释放出热能，这些能量有很大一部分用于油和固体绝缘材料的裂解，使烃类化合物的键断裂而产生CH4, C2H6, C2H4和C2H2等低分子烃类，以及CO, CO2和H2等气体. 变压器油的烃分子约在300400开始断链，并逐步生成低分子的饱和气态烃，随着热分解温度升高，油中产生低分子烃的不饱和度不断增加，亦有烯烃和炔烃生成，各种烃和H2的含量也逐步增加.

21、根据实验表明，随着热解温度的升高，热解气体各组分出现的顺序为:烷烃烯烃炔烃.受热时间愈长，气体的相对含量愈大.根据模拟试验和大量的现场试验表明，绝缘油在300800时，热分解产生的气体主要是CH4、 C2H6等低分子烷烃和C2H4， C2H6等低分子烯烃，也含有H2；绝缘油暴露于电流较大的电弧放电之中时，分解气体大部分是H2和C2H2，并有一定量的C场和C2场；绝缘油暴露于电流较小的局部放电之中时，主要分解出H2和少量的CH4；在120150长期加热时，绝缘纸和某些绝缘材料分解出CO和CO2；在200800下热分解时，除了产生碳的氧化物之外，还含有烃类气体，CO2/CO比值越高，说明热点温度越

22、高.表2.1列出了各种故障下产生的主要气体成分(表中“”表示主要成分，“”表示次要成分)表2.1各种故障下油和绝缘材料产生的气体成分气体成分强烈过热电弧放电局部放电油绝缘材料油绝缘材料油绝缘材料H2C2H4C2H6C2H4C2H2C3H8C3H6COCO2 因此，不管是热性故障还是电性故障，其特征气体一般有CH4, C2H6, C2H4, C2H2；以及CO, CO2和H2，国内外均选择其中的数种气体作为故障诊断的特征气体. 变压器油中溶解气体的来源主要包括以下几种:(1)绝缘油的分解 绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有烷基, 烯基,炔基等化学基团，并由C-C键结

23、合在一起.电或热故障可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成H2, CH4、C2H6, C2H4和C2H2等气体，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物.故障初期，所形成的气体溶解于油中;当故障能量较大时，也可能聚集成游离气体.碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备的内部. 局部放电等低能量故障通过离子反应促使最弱的C-H键断裂，主要重新化合成H2而积累.对C-C键的断裂需要较高的温度或较多的能量，然后迅速以C-C键、C-C二键和C-C三键的形式重新化合成烃类气体，它们依次需要越来越高的温度和越来越

24、多的能量. C2H4虽然在较低的温度时也有少量生成，但主要是在高于CH4和C2H6的温度下生成的，大约为500.C2H2一般在800-1200的温度下生成，而且当温度降低时，反应迅速被抑制，作为重新化合的稳定产物而积累.因此，大量C2H2是在电弧的弧道中产生的，当然，在低于800的较低的温度下，也会有少量C2H2生成. 油起氧化反应时，伴随生成少量的CO和CO2，并且能长期积累，成为数量显著的特征气体.另外，油在500800的温度下碳化生成碳粒. 固体绝缘材料的放电能量对变压器油分解时产生的气体组分有一定的影响.一般情况下，放电能量较低时，产生的气体中H2含量较高，其次为CH4和C2H4等低分

25、子气态烃.随着放电能量的增大，有C2H2产生，并且其含量将不断随之增大. (2)固体绝缘材料的分解 当变压器内部存在放电或过热等故障时，故障区附近的纸、层压板或木块等固体绝缘材料的分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键，它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱，能在较低的温度下裂解并重新化合，形成碳的化合物，聚合物裂解的有效温度高于完全裂解和碳化300，在生成水的同时，生成大量的CO, CO2和少量烃类气体，同时油被氧化.CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加.变压器内油浸绝缘纸在空气中加热分解时，产生的主要气体是CO和CO2，其次是H2和气态烃.随着温度的升高，产生的

26、CO和CO2逐渐增多，CO2/CO比值也随之升高，800左右时比值可高达2.5.其他固体绝缘材料的热解气体主要是CO和CO2，这些固体绝缘材料比绝缘纸和油容易产生C2H2.若油中存在固体绝缘物，放电时还会产生较多的CO和CO2，其含量随固体绝缘物的不同而异. (3)气体的其他来源 在某些情况下，有些气体可能不是设备故障造成的，例如油中含有水，可以与铁作用生成氢；过热的铁芯层间油膜裂解也可生成氢；新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放到油中;特别是在温度较高，油中有溶解氧时，设备中某些油漆在某些不锈钢的催化下甚至可能生成大量的氢;某些改型的聚酞酞亚胺型的绝缘材料也可生成某些气体

27、而溶解于油中;油在阳光照射下也可以生成某些气体；设备检修时，暴露在空气中的油可吸收空气中的CO2等，如果不真空滤油，则油中CO2的含量在300ppm (uL/L)左右. 另外，某些操作也可生成故障气体，例如：有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏，或选择开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱带油补焊；原注入的油就含有某些气体等.这些气体的存在一般不影响设备的正常运行，但当利用气体分析结果确定设备内部是否存在故障及其严重程度时，要注意加以区分. 分解出的气体形成气泡，在油里经对流和扩散，不断地溶解在

28、油中.这些故障气体的组成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系.因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视故障的发展状况. 在电力变压器中，当产气速率大于溶解速率时，就会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中.对气体继电器内出现的气体进行分析，同样有助于对设备的状况做出判断. 建立在热力学基础上的普通规律是:形成气体的化学不饱和度与故障的能量密切相关.虽然在大多数故障情况下，得到的都是包括CH4和 C2H6等各种气体的混合物，但其相对比例却相互关联.通过对运行变压器中常常遇到的各类故障的经验观测和实验室模拟，就可把各类故障区分开. 因此，CH4, C2H6,

29、 C2H4、C2H2和H2等气体就成为检测变压器潜伏性故障的主要特征参数，检测油中CO, CO2和糠醛的含量，可以判断出故障是否涉及到固体绝缘材料.2.4.2气体在油中的溶解 油、纸等绝缘材料所产生的气体有的溶解在油中，有的释放到油面上，每种气体在一定的温度和压力下将达到溶解和释放的动态平衡，最终达到溶解饱和或接近饱和状态. 当电力变压器内部存在潜伏性故障时，若产气速率很慢，则热分解产生的气体仍以气体分子形态扩散并溶解在油中，只要油中气体尚未达到饱和，就不会有自由气体释放出来;若故障存在时间较长，油中气体己达到饱和，就会释放出自由气体，进入气体继电器中.若产气速率很高，热分解的气体除了一部分溶

30、解在油中，还会有一部分成为气泡，气泡上浮过程中把溶于油中的氢和氧置换出来. 置换过程和气泡上升的速度有关，故障早期阶段，产气量少，气泡小，上升速度慢，与油接触时间长，置换充分，特别对于尚未被气体溶解饱和的油，气泡可能完全溶解在油中，进入气体继电器内的就几乎只有空气成分和溶解度低的气体，而溶解度高的气体则在油中含量较高.反之，若是突发性故障，则产气量大，气泡大，上升快，与油接触时间短，溶解和置换过程来不及充分进行，热分解的气体就以气泡形态进入气体继电器中，使气体继电器中积存的故障特征气体比油中含量高得多，这也是油中溶解气体分析对发现突发性故障不灵敏的原因.2.4.3正常运行时油中溶解气体含量 正

31、常运行的变压器，油中气体含量很少，主要是O2和N2，尤其CH4、C2H6,CZH4, C2H2, H2和CO等可燃性气体含量更低，占总量的0.01 -0.1%之间，新油的气体含量更低.正常变压器含氧量稍比空气大些，为20-30，但含氮量来增长很少，则危险程度就小得多.因而现实中要同时考虑气体浓度的绝对值和发展趋势.2.5电力变压器内部故障与油中溶解气体的关系电力变压器内部故障模式主要有机械、热和电三种类型，而又以热和电故障为主，并且机械性故障常以热故障或电故障的形式表现出来.从对国内多台故障电力变压器的故障类型进行统计的结果可以看出，运行中电力变压器的故障主要有过热性故障和高能放电性故障.根据

32、模拟试验和大量的现场试验，电弧放电的电流较大，变压器油主要分解出C2H2, H2及较少的CH4;局部放电的电流较小，电力变压器油主要分解出H2和CH4;电力变压器油过热时分解出H2, CH4和C2H4等气体，而纸和某些绝缘材料过热时还分解出CO和CO2等气体.我国现行的GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则将不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体归纳为表2.2. 表2.2电力变压器不同故障类型产生的气体故障类型主要气体成分次要气体成分油过热CH4, C2H4H2, C2H6油和纸过热CH4, C2H4,CO, CO2H2, C2H6油纸绝缘中局部放电H2, CH4,C

33、OC2H2, C2H6, CO2油中电火花放电H2, C2H2油中电弧H2, C2H2CH4, C2H4, C2H6油和纸电弧H2, C2H2,CO, CO2CH4, C2H4, C2H6通过对电力变压器在运行中发生的大量事故的诊断和吊芯检查，在表2.3中列出了电力变压器典型的故障类型.表2.3 电力变压器的典型故障故障类型举例局部放电由不完全浸渍、高湿度的纸和油的过饱和，或空腔造成的充气空腔中的局部放电，并导致形成X蜡.低能量放电不良连接形成不同电位或悬浮电位造成的火花放电或电弧，可发生在屏蔽环、绕组中相邻的线饼间或导体间，以及连线开焊处或铁芯的闭合回路中；夹件间、套管与箱壁、线圈内的高压和

34、地端的放电；木质绝缘体、绝缘构件胶合处，以及绕组垫块的沿面放电；油击穿、选择开关的切断电流.高能量放电局部高能量或由短路造成的闪路，沿面放电或电弧；低压对地、接头之间、线圈之间、套管与箱体之间、铜排与箱体之间、绕组与铁芯之间的短路；环绕主磁通的两个邻近导体之间的放电；铁芯的绝缘螺丝、固定铁芯的金属环之间的放电.过热t300在救急状态下，电力变压器超铭牌运行；绕组中油流被阻塞；在铁扼夹中的杂散磁通.过热 300t700螺栓连接处(特别是铝排)、滑动接触面、选择开关内的接触面，以及套管引线和电缆的连接接触不良；铁扼处夹件和螺栓之间、夹件和铁芯叠片之间的环流，接地线中的环流，以及磁屏蔽上的不良焊点和

35、夹件的环流；绕组中平行的相邻导体之间的绝缘磨损.过热 t700油箱和铁芯上大的环流；油箱壁未补偿的磁场过高，形成一定的电流；铁芯叠片之间的短路.（1)热性故障 热性故障是由于热应力所造成的绝缘加速劣化，通常具有中等水平的能量密度.实验研究及实践都表明，当故障点温度较低时，油中溶解气体的组成主要是CH4，随着温度升高，产气率最大的气体依次是CH4, C2H6, C2H4和C2H2 .由于C2H6不稳定，在一定的温度下极易分解成C2H4和H2，因此，通常油中C2H6的含量小于CH4，并且C2H4和H2是相伴而生.根据现有的统计结果，导致电力变压器过热故障的各种原因所占的比例为:分接开关接触不良占5

36、0%，铁芯多点接地和局部短路或漏磁环流占33%，导线过热和接头不良或紧固件松动占14.4%，因局部油道堵塞造成局部散热不良约占2.6%.当电力变压器发生低温过热时，有一部分电力变压器油中H2占氢烃(H2+C1+C2)总量之比高于27%而中高温过热故障时，H2占氢烃总量的27%以下;当高温过热(700)时，特征气体主要是C2H4，其次是CH4，两者之和一般占总烃的80%以上，除此之外，还有C2H6和H2;严重过热时，也会产生微量的C2H4，其最大含量不超过总烃的6%;当过热涉及固体材料时还会产生大量的CO和CO2 . 当发生裸金属过热，使周围的油受热分解时，产生的气体主要是H2, CH4和C2H

37、2，电力变压器内部发生这类故障的原因，主要包括分接开关接触不良、引线和分接开关连接处焊接不良、导线和套管连接处导电不良、铁芯多点接地和局部短路过热等因素. 纸、纸板、布带和木材等固体绝缘材料受热分解时，其特征是烃类气体含量不高，所产生的气体主要是CO和CO2.产生这一内部故障的原因主要包括电力变压器长期过负荷运行使固体绝缘大面积过热，或者是由于裸金属过热引起邻近固体绝缘局部过热. (2)放电性故障 放电性故障是在高压电场作用下造成绝缘劣化所引起的电力变压器内部的主要故障，通常按能量密度将放电性故障分为电弧放电(高能放电)、火花放电(低能放电)和局部放电三种故障类型. 电弧放电多数是线圈匝和层间

38、击穿，其次是引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障模式.其特点是产气急剧，而且量大，尤其是匝、层间绝缘故障，因无先兆现象，一般难以预测.产生的特征气体主要是C2H4和H2，但也有相当数量的CH4和C2H4.一般C2H2占总烃20-70% ，H2占氢烃总量的30-90%，绝大多数情况下C2H2的含量高于CH4 . 火花放电 引线或套管储油柜对电位未固定的套管导电管放电;引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良而引起放电;分接开关拨叉电位悬浮而引起放电.产生的特征气体以C2H2和H2为主.因故障能量小，一般总烃含量不高，但油中溶解的C2H2在总烃中所占比例可达25-90%，C2H4含量小于20%，H2

39、占氢烃总量的30%以上. 局部放电油中的气体含量随着放电能量密度的不同而不同，一般总烃含量不高，特征气体主要是H2，其次是CH4，通常H2占氢烃总量的90%以上，CH4占总烃的90%以上.放电能量密度增大时也可出现C2H2，但在总烃中所占比例一般小于2%，这是区别于上述两种放电现象的主要标志.(3)受潮当电力变压器内部进水受潮时，能引起局部放电而产生H2，水分在电场作用下电解，以及水与铁发生化学反应，也可产生大量H2.故障受潮设备中H2在氢烃总量中占的比例更高，有时局放放电和受潮同时存在，其特征气体同局部放电所反映的特征气体极为相似，因此，单靠油中气体分析结果尚难加以区分，必要时要根据外部检查

40、和其他实验结果加以综合判断.2.6 三比值法的基本原理及其方法大量的实践证明，采用特征气体法结合可燃气体含量法，可做出对故障性质的判断，但必须找出故障产气体组分含量的相对比值与故障点温度或电场力的依赖关系及其变化规律.为此，人们在用特征气体法等进行充油电气设备故障诊断过程中，经过不断的总结和改良，国际电工委员会(IEC)在热力动力学原理和实践的基础上，相继推出了三比值法及改良三比值法.我国现行的DL/T722-2000推荐的也是改良的三比值法.2.6.1 三比值法的原理通过大量的研究证明，充油电气设备的故障诊断也不能只依赖于油中溶解气体的组分含量，还取决与气体的相对含量；通过绝缘油的热力学研究

41、结果表明，随着故障点温度升高，变压器油裂解产生烃类气体按CH4C2H2C2H4C2H2的顺序推移，并且H2是低温时由局部放电的离子碰撞游离所产生.基于上述观点，产生了以CH4/ H2, C2H6/ CH4, C2H4/ C2H6, C2H2/ C2H4的四比值法.由于在四比值法中C2H6/CH4的比值只能有限的反映热分解的温度范围，于是IEC将其删去而推荐采用三比值法.随后，在人们大量应用三比值法的基础上，IEC对与编码相应的比值范围、编码组合及故障类别进行了改良，得到了目前推荐的改良的三比值法（以下简称三比值法）.由此可见，三比值法的原理是：根据充油电气设备内油，绝缘在故障下裂解产生气体组分

42、含量的相对浓度与温度的相互依赖关系，从5种特征气体中选出两种溶解度和扩散系数相近的气体组分组成三对比值，以不同的编码表示；根据表中的编码规则个故障类型判断方法座位诊断故障性质的依据.这种方法消除了油的体积效应影响，是判断充油电气设备故障类型的主要方法，并可以得出故障状态较为可靠的诊断.我国DL/T722-2000导则推荐使用改良型三比值法（类似IEC推荐的三比值法）的编码规则和故障判断方法.三比值法的编码规则与故障类型判断方法如表2.4和2.5所示.表2.4 三比值法的编码规则气体比值范围比值范围的编码C2H2/ C2H4CH4/ H2C2H4/ C2H60.10100.1-11001-312

43、13222表2.5故障类型判断方法编码组合故障类型判断故障实例（参考）C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6001低温过热(低于150) 绝缘导线过热，注意CO和CO2的含量以及CO2/CO值20低温过热(150-300)分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁芯多点接地等21中温过热(300-700)0,1,22高温过热(高于700)10局部放电高湿度、高含气量引起油中低能量密集的局部放电20，10，1，2低能放电引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位间的油中火花放电或悬浮电位间的电花放

44、电20，1，2低能放电兼过热10，10，1，2电弧放电线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引起对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等20，1，2电弧放电兼过热2.6.2三比值法的应用规则三比值法的应用原则是：（1）只有根据气体各组分含量的注意值或气体增长率的注意值有理由判断设备可能存在故障时，气体比值才是有效的，并应给予计算.对气体含量正常，且无增长趋势的设备，比值没有意义.（2）假如气体的比值与以前的不同，可能有新的故障重叠在老故障或正常老化上.为了仅仅得到相应于新故障的气体比值，要从最后一次的分析结果中减去上一次的分析数据，并且重新计

45、算比值（尤其是要在CO和CO2含量较大的情况下）.在进行比较时，要注意在相同的负荷和温度等情况下在相同的位置取样.（3）由于溶解气体分析本身存在实验误差，导致气体比值也存在某些不确定性.利用DL/T722-2000导则所述的方法，分析油中溶解气体结果的重复性和再现性.对气体浓度大于10Ul/L的气体，两次测试误差不应大于平均值的10%，而计算气体比值时，误差提高的20%.当气体浓度低于10uL/L时，误差会更大，使比值精度迅速降低.因此在使用比值法判断设备故障性质时，应注意各种有可能降低精度的因素.2.6.3改良型三比值法 大量实例及分析表明，三比值法存在以下不足： 三比值法推荐的编码组合由典

46、型事故统计分析获得，由于电力变压器内部故障非常复杂，在实际应用中常常出现不包括在表3.1范围内编码组合所对应的故障类型，使判断无法进行. 只有油中气体各组分含量足够高或超过注意值，并且经综合分析确定电力变压器内部存在故障后，才能用三比值法判断其故障性质.而对油中各气体组分含量正常的电力变压器，其比值没有意义.如果不论电力变压器是否存在故障，一律使用三比值法，就有可能对正常的电力变压器造成错误的判断. 在实际应用中，当有多种故障联合作用时，可能在表中找不到相应的比值编码;同时，在三比值编码边界模糊的比值区间内的故障，往往容易误判. 三比值法不适用于气体继电器里收集到的气体分析诊断故障类型. 当故障涉及固体绝缘的正常老化过程与劣化分解时，将引起CO和CO2含量地明显增长，表中无此编码组合.此时要利用CO2/CO比值配合诊断. 由于故障分类存在模糊性，一种故障状态可能引起多种故障特征，而一种故障特征也可在不同程度上反映多种故障状态，因此三比值法不能全面反映故障状况.总之，虽然目前三比值法应用较为广泛，但是由于故障分类