变压器绝缘技术（共9篇）
变压器绝缘技术 篇1
变压器在电网中处于关键位置, 一旦发生故障将造成极大损失。变压器安全运行寿命主要由其绝缘老化程度所决定, 随着电网容量的增大和电压等级的提高, 需要及时准确地判断变压器运行状况和绝缘状况, 对变压器寿命进行有效评估, 以确保变压器安全运行并提高经济效益。
油浸式电力变压器高低压绕组之间的绝缘由一系列纸筒与油道串联组成, 纸筒之间通常安装撑条以加强其机械强度。整个绝缘系统主要由绝缘油、纸板、撑条以及垫块组成, 在化学、电气、机械和热等作用下不断老化, 所有这些老化过程的主要产物都是水分。固体绝缘材料中的水分又不断加速老化进程, 导致构成绝缘纸板的纤维素分子链以更快速度断裂, 使纸板聚合度降低。随着油纸绝缘老化程度的加深, 进而使绝缘系统的机械强度降低, 在经受诸如近区和出口短路故障时要面临更大的危险。除此以外, 油中微水含量的增加也导致局部放电起始电压和油击穿电压降低, 造成变压器运行可靠性下降, 因此, 确定油浸式变压器绝缘系统含水量是对变压器进行诊断的一个重要方法。极化/去极化电流测量法 (PDC) 是一种基于介质反应理论的诊断油浸式电力变压器绝缘老化的方法。由于绝缘材料的极化特性随绝缘状况而变化, 可根据极化特性确定固体绝缘水分含量, 所以与传统的聚合度等分析方法相比, 它不需要内部取样, 实现无损检测和诊断。且其抗干扰性能好, 便于在线测试, 因而得到越来越多的重视。
1 极化电流理论
根据介质响应理论均匀线性绝缘材料两端电压为E (t) 时, 材料内部电流密度为传导电流和位移电流之和:
式中δ为直流电导, 电子位移D (t) =ε0εrE (t) +ΔP (t) ;ε0和εr分别为真空和绝缘材料的介电常数;ΔP (t) =ε0∫0∞f (t-τ) E (τ) d (τ) 为极化的缓慢变化部分, 其中绝缘响应函数f (t) 与绝缘材料的性质有关, 它反映了绝缘材料的记忆特性, f (τ) 的傅里叶变换就是电极化率。
在确定的时间内, 对高压与低压线圈之间施加大约1000V的直流电压, 在施加电压的瞬间变压器的绝缘体中就产生了一个脉冲电流, 即极化电流, 它在极化的整个过程中慢慢减少直到达到一个稳定值, 这个值取决于绝缘体的直流电导率。极化过程结束后, 通过开关切换位置, 绝缘体经过电流表被短接, 放电电流跳变成负值, 并逐渐变为零, 这就是极化过程, 如图1所示。
设C0为绝缘体电容, U0为所加方波电压幅值, tp为极化时间, 则极化电流为:
去极化电流为:
如果tP时间足够长, f (t+tP) ≈0, 则iP与f (t) 成正比, 可以测量出固体绝缘 (例如纸与纸板) 中的水分含量。
2 影响极化电流的因素
对于不同的老化程度、温度、时间、施加电压以及不同绝缘等级的绝缘介质要综合考虑以获得最佳的结果, 因此有必要对极化、去极化电流的影响因素进行研究。
由于变压器油为极性电介质, 它可以在短时间内达到极化饱和, 当电压施加的一瞬间, 油中大部分离子、电子迅速极化, 表现在电流上为瞬间衰变电流。当油极化作用开始的同时, 纸板中的离子也开始慢慢极化, 但由于纸板为高分子链纤维化合物极性较弱, 极化时间较长, 因此油对极化电流的影响应该在曲线的前段。对于不同的油样, 其去极化电流曲线中部都有相交的部分, 且在相交部分前面。对于老化程度依次增加的油样, 其去极化电流初始值也依次增加, 即油的电导率越高, 其电流值就越大, 从而可以反映出油样老化程度不同对于去极化电流的影响。
充电电压大小对于极化、去极化电流的影响仅仅表现在幅值上, 高的充电电压对应高的电流幅值。不同电压等级的极化电流均具有较好的线性特性, 充电电压的高低不会对诊断结果有大的影响。
变压器油纸绝缘系统在加压后其极化过程不是单一介质的极化, 还包括多层介质间的界面极化, 由极化理论可知, 这个过程是非常缓慢的。充电时间越长, 介质极化越充分, 越有利于最终的分析。充分的极化过程可以使去极化电流的衰减变慢, 即极化时间越长, 去极化电流曲线越接近极化电流曲线。随着极化时间的增加, 采集到的绝缘内部信息也更多, 理想情况是无穷长的充电时间, 此时极化和去极化电流曲线能基本上完全重合。
由于纸与油相比其极化特性不是很明显, 在施加直流电压后的相当长的时间内才能完成极化作用, 因此可以通过判断其在长时间内的极化电流波形来对纸的状态进行判断。由于纸板老化后会产生水分, 而水是强极性分子, 在直流电压下容易发生极化, 因此对于固体绝缘来说水分往往对于其极化电流波形有着重要的影响, 含水量高的绝缘材料所需极化时间较短, 也就是说可以在相对较短的时间内使电流达到一个相对比较“稳定”的值。然而试验结果与上述分析不尽相同。不同老化程度的纸板的去极化电流相差不大, 而极化电流尾部有较大偏差, 但也不是非常明显。造成极化电流差别不明显的原因可能是对纸板的加速热老化过程与变压器内的实际老化过程不同, 因为加速热老化时, 将纸板直接放入烘箱内加热, 由于高温的作用, 纸板老化后产生的水分就直接被蒸发到空气中了, 而变压器实际老化过程中, 纸板老化的水分不会被蒸发出来, 这就产生了差异。
3 极化电流法用于变压器检测
变压器的绝缘结构属于油纸绝缘系统。为了分析方便将物理模型进行简化, 即将所有纸板、油道撑条和垫块分别集成, 其对应的部分如图2所示, 这样原来复杂的物理模型转换为简单的集总模型。集总模型采用一系列RC支路来模拟介质在直流阶跃电压作用下的相应特性, 实验证明该模型能够很好的模拟变压器油、纸绝缘系统的特性, 同时该模型也有利于进一步的分析研究。
采用OMICRON测试仪进行实测, 仪器连接如图3。黄色同轴电缆连接到仪器output (黄色) 端口, 红色同轴电缆到CH1端口, 蓝色同轴电缆到CH2端口 (采用双通道时使用) , 黄色同轴电缆插入测量夹钳, 测量夹钳夹到高压侧ABC中任一相套管接头, 从此高压侧测量夹钳另引一测量线接至变压器外壳作为防护 (采用连接夹钳夹到变压器外壳) , 将高压侧A、B、C三相短接;红色同轴电缆插入测量夹钳, 测量夹钳夹到低压侧ABC中任一相套管接头, 从此低压侧测量夹钳另引一测量线接至变压器外壳作为防护 (采用连接夹钳夹到变压器外壳) , 将低压侧A、B、C三相短接。
表1为除了给出介损值以外还有电容值和油的电导率, 便于对变压器老化情况进行综合评估。
4 结束语
极化电流法作为一种检测变压器绝缘老化的手段, 其优点在于可无损伤的对被试变压器进行油老化及水分含量进行检测, 并且可在现场环境中测试, 值得进一步推广应用。
电力变压器绝缘故障的分析与诊断 篇2
【关键词】电力变压器；绝缘故障；故障诊断
0.引言
经济的不断发展，各行各业对于电能的需求量越来越大，对于电力系统设备安全性能和稳定性能是重大的考验。电力变压器是电力系统的核心设备，是电力系统运行的重要保证，在电能输出量增大的同时，必须保证变压器的电压等级和容量随之有一定程度的增大，才能保证变压器设备正常运行。绝缘故障是电力变压器运行中常见的故障之一，变压器由于长时间高速运转，没有定期维护，很容易出现设备内部零件老化，降低设备的绝缘性能，导致故障的出现。
1.电力变压器工作原理
电力变压器作为一种静态电力设备，主要是利用一次侧和二次侧电磁感应，将某一数值交流电压转化成频率相同、数值不同的交流电压。其主要功能是进行电能传输。额定容量是其主要特征值。电力变压器不仅能够提升电压、输送电能，而且还能够降低电压，使得电压能够满足用户实际要求。
2.变压器故障诊断概述
电能需求量的不断增大，输电电压逐渐增大，电力变压器的电压等级和容量有了一定程度的提高，因此，电压器设备运行过程的安全性和稳定性成了热议的话题。实现电力变压器运行过程的稳定，必须加强对设备故障的分析和研究，提高对事故的分析能力和解决、预防能力。变压器的绝缘故障发生较为频繁，很多重大的电力事故也是由于变压器的绝缘物质性能降低，达不到运行标准，而造成严重的经济损失，影响了电力系统的正常运行。
3.电力变压器故障诊断的意义
我国的电力系统电能的输出量日益增大，所承担的任务越来越重，必须加紧实现电网的自动化和智能化控制，提高对故障诊断和预防的能力，降低电力系统的运行风险。经济技术的不断发展，为电力行业提供了良好的技术支持和资金保障，近些年，各种新型的电力设备相继投入使用，提高了电力系统的运行安全，但同时，设备发生故障的频率和次数也较多，必须重视对设备的实时监测，尤其是设备绝缘性能的诊断。
众所周知，电力变压器是电力系统重要的设备之一，如果电力变压器出现故障，很容易造成电力系统的瘫痪，影响电力系统的正常供电，对各行各业造成严重的经济影响，并且，也增加了电力系统的维修成本和负担。另外，我国很多电网中的变压器已经超过了使用年限，零件老化，绝缘性能已经不能满足高速运转的电力设备，为电力系统的运行埋下了安全隐患。因此，及时对电力变压器的绝缘性能进行分析和诊断，对国民经济的发展具有重要的意义。
4.电力变压器绝缘故障产生的原因
研究表明，电力变压器绝缘故障产生的原因主要包括以下几个方面：①设备设计不科学，忽略了变压器绝缘性能的重要性，绝缘纸较薄，油道设计过窄，绝缘油的流动受到阻碍，在实际运行中，难以适应高负荷的电网速度，从而降低了零件的使用寿命，提高了发生故障的机率；②缺乏对电力变压器日常的维护工作，电力系统运行过程对于电力变压器内部设备环境的清洁度要求较高，如果设备内部存在细微的金属杂质，都会引起设备的运行安全，造成设备瘫痪，甚至是影响整个线路的安全。③电力变压器的各相之间需要具有足够的绝缘裕度， 否则很容易造成相间短路，此时，如果将绝缘隔板加入到各相间，短路故障将引起相间电场强度的改变，最终导致隔板产生树状放电；④在变压器内部绝缘部件的制造过程中，缺乏对导电质的隔离，如果变压器零配件发生导电质污染情况，很容易使设备内部产生放电现象，从而降低绝缘效果，影响电网运行；⑤油道设置不科学，如果设备内部的油道设置过宽会导致绝缘油流速过快，导致绝缘油带电现象，如果油道设置过窄，会阻碍绝缘油的流动性，降低绝缘性能；同时，如果绝缘油出现污染严重的现象，也会降低其绝缘性能，影响电力变压器的正常运行；⑥油箱密封不牢固，很容易导致变压器内部进水，严重影响各个零件的正常运行，降低变压器的绝缘性能，严重还会引起设备损毁，影响线路运行；⑦电力变压器的运行负荷较大，绝缘油在长期运行过程中，温度过高，如果忽略定期对绝缘油的更换工作，很容易导致绝缘油老化，降低绝缘性能。
5.电力变压器绝缘故障诊断技术
5.1绝缘油硫腐蚀的故障诊断
绝缘油硫腐蚀是引起变压器故障的重要原因之一，由于变压器长期处于高速运行的状态，产生的温度较高，尤其是大容量、电压等级较高的变压器，线圈密封部位和铜线与绝缘纸相交的部位最容易受到硫腐蚀的侵害，降低设备的绝缘性能，引起设备故障。通过分析研究得出，绝缘油硫腐蚀故障的产生与变压器运行时的温度分布情况有直接的联系，被硫腐蚀过的部分会产生硫化亚铜，这种物质具有较强的导电性，并且在高温条件下较为稳定，很大程度上降低了变压器的绝缘性能，造成安全隐患。
5.2绝缘油中溶解气体诊断
在电网运行中，电力变压器很容易受到外界环境的影响，尤其是氧气和水分，这些因素都会在很大程度上影响变压器的绝缘性能，大大降低了变压器设备的安全性和稳定性。并且，经过长时间的运行，变压器的绝缘油和绝缘纸会出现严重的老化现象，并且在故障发生时，会产生大量的一氧化碳和二氧化碳等气体，与绝缘油相互作用，影响绝缘质量和绝缘效果。因此，必须加强对绝缘油的性能分析，提高绝缘油的绝缘质量，降低故障发生的机率，保证电力系统稳定安全的运行。
5.3人工智能在线变压器故障诊断
通过对电力变压器油中溶解气体的分析，对电力变压器内部故障的类型和问题进行分析和诊断，能够较大程度上降低变压器故障的出现。但是对于绝缘油中的溶解气体很难进行实时监控，并且变压器内绝缘故障产生的因素较多，较为复杂，必须有丰富经验的电力工作人员通过研究和诊断才能够排除故障。但是，这样既浪费了大量的人力物力，同时又降低了工作效率，影响电力系统的正常运行，对国民经济的发展也及其不利，因此，国内外的学者开发研究出了技术先进的人工智能诊断技术，实现了实时在线监测。人工智能技术，顾名思义，它能够模仿人类的思维方式，能够从电力变压器绝缘油中溶解的气体数据分析规律，找出故障，并解决各种故障之间的复杂关系，并且，人工智能诊断技术能够通过外界环境的不断变化进行判断并作出适当的调整，降低了电力系统人员的工作量，提高了工作效率，通过近几年的发展和实践应用，神经网络诊断、专家诊断、模糊数学诊断等方法已经较为完善，并且广泛应用在电力行业，为电力行业的健康发展和安全运行提供了良好的技术支持和安全保障。
6.总结
人们的日常生活和各个生产领域对于电能的需求量日益增大，对其依赖程度也越来越高，必须保证电力系统的安全运行，为国民经济的发展提供能源支持。电力变压器是电力系统中重要的设备，必须加强对电力变压器故障的诊断，利用人工智能技术提高变压器故障诊断的科学性，并且重视日常的维护和巡检工作，保证变压器内部绝缘性能达到设备运行标准，提高电力系统的运行质量。 [科]
【参考文献】
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变压器绝缘技术 篇3
现代电力系统中电网规模巨大, 电力设备结构多样, 以往通过停电对设备进行预防性试验的方式不仅影响电力系统正常运行, 而且代价高昂[1], 因此以实时状态监测为主要方式的电力设备检测技术备受关注[2]。
作为牵引供电系统中的重要组成设备, 牵引变压器运行是否稳定、状态是否正常直接影响系统供电的可靠性, 而判断牵引变压器是否正常运行的关键性因素是掌握其绝缘状态。此前, 对牵引变压器绝缘状态的判断主要通过定期的预防性试验。 该方式下, 由于试验电压低于运行电压, 因此试验结果难以准确反映被试设备真实的绝缘状况, 同时, 单纯定期检测会产生 “过剩维护”, 造成设备利用率下降及人力、物力的浪费[3]。为此, 通过在线监测技术对牵引变压器的绝缘状态进行实时监测, 并及时对故障作出判断是非常必要的手段。目前, 对牵引变压器绝缘状态进行监测的技术包括脉冲电流法、红外检测法、光测法等, 但在工程实践中并不是所有方法都适用。本文就介绍一种牵引变压器绝缘在线监测系统。
1 系统设计
1.1 总体设计
牵引变压器绝缘在线监测系统具有高灵敏性, 能区分多种气体的组分和含量。整套系统共有四大功能:一是进行油气分离;二是对充油设备色谱进行检测;三是采集数据和自动控制;四是后台机数据管理系统。图1为牵引变压器绝缘在线监测系统的内部结构图。
油气分离模块采用高分子膜法[4]。 高分子膜能够阻挡绝缘油渗透, 膜两侧气体有压力差, 绝缘油里的气体能够通过高分子膜脱离出来, 即把油中的溶解气体 (包括CH4、C2H4、C2H6、C2H2、H2、CO、CO2等) 从变压器油中分离出来。高分子膜通过接口装置安装于变压器油循环回路中。
色谱检测模块把从绝缘油中分离出的混合气体按照黏滞性不同进行区分, 然后把气体含量数据转换为电信号, 供测量回路测量。该模块通过复合色谱柱、热导检测器来实现这个功能。
数据采集及自动控制模块主要实现电信号采集、系统工作温度控制、数据上传等功能, 集信号预处理、A/D转换、通信接口、CPLD和控制电路等为一体的测控装置构成此模块。
数据管理软件的主要作用包括两大部分:一是从数据采集板获取绝缘油中气体的色谱数据, 并建立数据库;二是对色谱数据结果进行分析, 通过判断得出结论。
1.2 工作流程
根据绝缘在线监测系统的内部结构图, 设计了绝缘油色谱数据采集工作流程, 如图2所示。
具体工作流程如下:
(1) 主计算机发出检测工作开始的指令, 启动系统开始工作。
(2) 控制载气通断的电磁阀2, 通入载气。载气先进入气路以排除外界空气, 因为外界空气滞留热导和气路系统会造成系统中热导元件的氧化或烧断。
(3) 加热元件开始工作, 色谱仪工作元件温度升至要求温度。
(4) 数据采集模块获取热导检测器信号, 判断基线平稳状态。
(5) 基线平稳后通入混合气体。 混合气体样品穿过色谱柱, 色谱柱固定相将混合样品进行逐一分离。一段时间后, 色谱柱分离过程完成, 停止采样, 同时数据采集板开始采集、上传数据。
(6) 上传数据完成后, 首先关闭热导检测器, 待其降至常温, 关闭载气。
(7) 一次采集过程结束。
2 现场应用基本步骤
2.1 数据采集
首先使用牵引变压器绝缘在线监测装置按照上述流程对正在运行的牵引变压器进行数据采集。现场采集装置实物如图3所示。
2.2 数据分析
得到油中气体组分和含量数据后, 分析数据, 以评估变压器绝缘状态。目前公认的油中气体分析方法主要有特征气体法、产气速率法和三比值法。
2.2.1 特征气体法
根据牵引变压器长期运行经验, 变压器绝缘油中含有不同类型的气体, 气体组成不同, 则变压器内部故障类型也不相同, 见表1[5]。
特征气体法先将绝缘油中所含的各种气体浓度与表2中给出的注意值相比较, 根据比较结果判断变压器内部是否发生故障, 再根据绝缘油中各类气体组成的结构及含量判断故障类型。其中, 总烃指绝缘油中4种烃类气体的总含量。该方法一般用于初步判断故障类型。
2.2.2 产气速率法
产气速率法主要计算每月或每两月绝缘油中某种气体含量增加数值的百分数, 即相对产气率, 其计算式为:
式中, γr为相对产气率, %/月;Ci1为第一次取样气体含量;Ci2为第二次取样气体含量;Δt为两次取样间隔时间, 月。
如果变压器绝缘油中总烃的相对产气率大于10%/月, 那么可判定存在故障。
2.2.3 三比值法
三比值法是评估油浸变压器故障特性的主要方法[6], 目前普遍采用的三比值法是改良三比值法, 即改良电协研法。该方法推测绝缘的故障类型及严重程度的依据是油中溶解的气体组分浓度的相对比值 (5种气体的三对比值) , 表3、表4对应为改良电协研法的编码规则和故障类型判别方法。
同时, 应用三比值法需要注意以下问题:当变压器正常运行无故障时, 气体含量的比值是没有意义的;只有当气体含量超过注意值, 经鉴定确认变压器发生内部故障时, 用三比值法对故障性质进行判断才是有用的。
在实际应用中, 由于牵引变压器的故障类型是多种多样的, 造成故障的因素也是不同的, 因此在分析判断故障时, 需要利用多种方法, 以求得具有更高准确率的诊断结果[7]。
3 实例分析
变压器绝缘在线监测系统通过采集绝缘油中气体数据, 利用三比值法、特征气体法、产气速率法等对变压器内部绝缘故障进行综合判断分析。下面以大秦线某牵引变电所为例进行介绍。
相关数据采自大秦铁路线上某变电所的80MVA110kV牵引变压器 (SFPL-80000/110) , 该变压器在2014年6月11日C2H2含量已达5.27μL/L, 之后逐渐递增, 到2014年8月28日已达7.3μL/L。在此期间, 总烃含量则由95.74μL/L上升为182.17μL/L。这两项指标都超过了试验规程 (DL/T 596—1996) 中的绝缘油中气体含量注意值 (220kV以下变压器中, H2注意值为150μL/L、C2H2注意值为5μL/L、总烃注意值为150μL/L) , 油色谱分析数据如图4所示。
由图4可知, 2014年6~8月内, 绝缘油中H2含量没有明显变化;C2H2含量增长但未发生突变, 增长呈规律性;总烃含量在7月28日前是合格的, 但CO含量剧烈增长;依据特征气体法, 固体绝缘局部过热会造成此类异常, 据此可判定变压器内部故障类型。
实践证明, 故障点的温度与各种气体间的比例关系密切, 因此还可以利用三比值法评估故障的性质, 见表5。
由表5可推断此变压器的故障性质为在某些部件上主磁通及漏磁通形成涡流发热或引线接头的不良焊接及铁心多点接地造成的环流效应。最后, 利用故障点功率与产气量的相关性[8], 采用式 (1) 分别计算出2014年6月11日~2014年7月7日、2014年7月28日~2014年8月28日的总相对产气率, 分别是18.7%/月、21.2%/月。这个结果已大幅超过规程 (DL/T 596—1996) 中相对产气速率每个月10%的规定值, 因此可以判定这台变压器内部存在明显故障, 而且有可能继续劣化。
根据上述判断结果, 对该故障变压器进行检查。通过吊芯发现在中性点绝缘的包扎部分有严重的过热痕迹, 同时主变高压侧C相引出线绝缘处也有类似问题。进一步打开内部绝缘包层, 发现铝线焊接点存在焊接不良问题, 导致局部固体绝缘过热, 同时发现铁心穿芯螺丝接地。经吊芯试验的验证后, 有针对性地对该牵引变压器进行了维修 (重新焊接故障点及绝缘包扎) , 维修后投用的变压器油色谱跟踪检测数据均满足要求。
4 结束语
牵引变压器绝缘在线监测系统依据高分子膜油气分离技术及机电转换原理研制开发, 具有高灵敏度, 能采集和区分多种气体组分和含量, 本文对其总体设计、关键技术和工作流程进行了阐释。该系统已应用于大秦和北同蒲铁路线部分牵引变电所, 对大秦线某牵引变电所主变绝缘状态的实时监测验证了该系统的可靠性, 为其广泛应用提供了工程依据。
摘要：为了实时掌握牵引变压器的绝缘状态, 从而对其运行状态进行有效地评估, 有必要对具有高灵敏度、能采集和区分多种气体组分和含量的油色谱在线监测系统进行研究。将其运用于大秦铁路线上正在运行的牵引变压器的故障诊断, 经吊罩试验验证了该系统的可靠性, 为油色谱在线监测技术的广泛应用提供了工程依据。
关键词：牵引变压器,绝缘状态,油色谱,在线监测,故障诊断
参考文献
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变压器绝缘技术 篇4
前言
伴随着科学技术的日益进步，目前超高压间接式出线结构出现了一种新的绝缘设计结构，即电缆型出线结构。此种结构在高压绕组引出线与高压套管中部分和各柱高压绕组高压端引出线的连接部均可使用，并且对原有的出线绝缘结构进行简化，极大地节省了经济成本与制造材料，为确保超高压变压器出线装置的可靠性做出了突出贡献。
一、直接式中部出线结构
直接式中部出线结构不仅结构简单，方便实用，而且还可以节省经济成本，但是这种结构受运输条件的限制，如果各种条件允许的话，中部出线的超高压和特高压产品尽可能采用直接式出线结构。在直接式中部出线结构中，高压套管的尾部首先要与高压引出线连接，其尾部可以直接进入到油箱当中，再通过出线装置实现与高压引出线之间的连接。其次，在变压器运输的同时，要对出线装置进行加固，最后出线装置随本体一同运输。直接式中部出线结构，如图1所示。
图1 直接式中部出线结构 图2 间接式中部出线结构
二、间接式中部出线结构
与直接式中部出线结构相比，间接式中部出线结构克服了直接式中部出线结构受运输条件限制的弊端，可以在很大程度上满足变压器运输的要求[2]。间接式中部出线结构的出线装置通常设置在油箱外部的升高座中，而高压套管的尾部插入升高座的出线装置中。最常见的间接式中部出线结构，如图2所示。
三、多柱高压绕组间的连线结构
多柱绕组间的连线结构的应用的变压器的性能与直接式端部出线结构恰好相反，多柱绕组间的连线结构适用于特大容量的变压器，弥补了直接式端部出线结构的不足，采用多柱串、并联的结构设计方式。多柱高压绕组间的连线结构同样可以精简设计结构与降低制造难度，克服运输困难的问题，不仅如此，多柱高压绕组间的串、并联结构设计的主要目的是为了通过降低每柱容量而延长产品的使用寿命，可以提高变压器的可靠性。如图3所示，多柱高压绕组间的连线结构。
四、直接式端部出线结构
直線式端部出线结构的高压引出线的所处环境比较复杂，比如绕组、油箱、铁心夹持结构件等部件都与其距离较近，如果在设计的时候出现错误，就会影响到这些部件的性能，使整个变压器的性能降低，因此其绝缘结构设计对技术及精细程度要求较高。直接式端部出线结构，如图4所示。
五、电缆型出线结构
电缆型出线结构相对比较简洁，增加了对高压出线装置生产的可控性，比如控制生产成本、缩短生产周期等，这种结构使出线装置的结构简化，省略了绝缘成型件的设计。在实际电缆型出线结构设计中，由于对绝缘成型件设计的省略，需要在引线穿过油箱壁的开孔处增加一段引线绝缘保护，首先，设计人员要对高压引线做进一步的绝缘加强措施，主要是加在高压引线的外包绝缘覆盖层上。其次，设计人员要对高压引线的绝缘层表面进行包裹分割油隙，从而达到提高高压引线耐电强度的目的。
（1—高压套管；2—均压球；3—均压球绝缘保护；4—高压引线；5—固定支架；6—高压线圈；7—油箱绝缘保护；8—引线绝缘保护；9—高压升高座）
结束语
综上所述，直接式中部出线结构、间接式出线结构、多柱高压绕组间的连接结构、直接式端部出线结构和电缆型出线结构是超高压与特高压交流变压器出线绝缘结构的主要设计方式，对于维持变压器正常运行发挥着不可替代的作用。在实际的超高压与特高压交流变压器绝缘结构设计的过程中，只有结合变压器的具体情况对绝缘结构进行设计，并根据变压器的结构型式对出线结构做适当的调整才能设计出最佳的绝缘结构，充分保证出线绝缘结构设计达到理想目标。
（作者单位：中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司）
作者简介
陈漾，男，1973年11月，汉族，籍贯：湖南省长沙市，本科，工程师，主要研究方向：输变电设计，单位：中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司.
变压器绝缘技术 篇5
关键词：电力系统,树脂绝缘干式电力变压器,技术要点,安全事故
电力在我国经济社会的发展和人们的生产、生活中发挥着重要作用, 电力设备作为电力系统中重要的组成部分之一, 其作用非常重要。树脂绝缘干式电力变压器在保证电力系统运行的安全性方面发挥着重要作用, 由于在性能、价格和安装方面具有很大优势, 它已经在电力系统中得到了广泛的推广和应用。为了适应新时期电力发展的要求, 我们需要不断提高树脂绝缘干式电力变压器的安装水平。下面结合具体的工作经验, 介绍树脂绝缘干式电力变压器安装中的相关问题, 希望能为今后变压器的安装提供一些参考和建议。
1 树脂绝缘干式电力变压器的优点
树脂绝缘干式电力变压器具有很多优点, 具体表现在以下三方面: (1) 具有噪声低、体积小、质量轻、占用空间小和安装方便等特点。 (2) 该变压器可直接深入负荷中心, 具有阻燃、防爆、防火、环保和节能等特点。 (3) 该变压器具有绝缘水平高、机械强度高、承受短路的能力强、运行安全性高和使用寿命长的特点。
2 树脂绝缘干式电力变压器的使用范围
树脂绝缘干式电力变压器是工厂企业、铁道等的电网中常用的变压器之一, 主要适用于35 k V的电压, 在提高电力系统安全性方面发挥着重要作用。在使用条件方面, 树脂绝缘干式电力变压器一般安装在室内, 环境温度应低于40℃, 相对湿度控制在100%, 海拔高度在1 000 m以下。只有在符合上述条件的情况下安装, 才能减少安全事故的发生, 使树脂绝缘干式电力变压器发挥其应有的功效。
3 树脂绝缘干式电力变压器的运输
因树脂绝缘干式电力变压器具有特殊性, 所以它对运输的要求也比较高。在运输过程中, 应注意以下三点: (1) 运输前, 应做好准备工作, 比如树脂绝缘干式电力变压器的吊动。 (2) 在运输过程中, 变压器停放的地点要尽量选择在干燥、通风的地方, 且尽量缩短停放的时间。此外, 还要做好防雨等防范措施。 (3) 在验收树脂绝缘干式电力变压器时, 不仅要检查变压器的部件是否齐全, 还要参照相关技术标准检查变压器的规格、电压和接线方式等。
4 树脂绝缘干式电力变压器的安装
4.1 安装前应做好检查工作
在树脂绝缘干式电力变压器安装前, 做好检查工作是非常重要的。检查工作主要包括以下四方面: (1) 打开包装后, 先检查树脂绝缘干式电力变压器外观, 尤其要细致检查变压器的铁心、线圈等部位, 查看铁心和线圈的连接处是否压紧。 (2) 紧固树脂绝缘干式电力变压器中铁心和线圈中的紧固件, 确保所有部位都保持牢固。 (3) 对于树脂绝缘干式电力变压器中的一些元器件, 应按照说明书或其他标准文件安装。 (4) 安装完毕后, 需要用抹布等工具清理变压器, 以确保树脂绝缘干式电力变压器中没有灰尘或其他杂物。
4.2 检查试验
在树脂绝缘干式电力变压器安装之前, 检查试验是必不可少的环节之一。变压器的检查试验主要包括以下三方面: (1) 对变压器高、低压中的直流电阻进行测量试验。 (2) 对变压器铁心的接地情况进行检查试验。 (3) 对变压器的接地情况、保护系统和安装位置进行检查试验。总之, 通过对树脂绝缘干式电力变压器进行检查试验, 可为变压器的安装做好准备。
5 树脂绝缘干式电力变压器的投网运行
在树脂绝缘干式电力变压器投网运行时, 我们应注意以下三方面: (1) 当变压器附带的监视系统和保护装置调试结束后, 我们就可以使树脂绝缘干式电力变压器在空载的状态下试运作, 经过3次冲击合闸后, 再检查和调整变压器的保护系统和装置。 (2) 在树脂绝缘干式电力变压器投网运行的过程中, 需要在切断电源的情况下调整变压器的电压, 以确保变压器的电压处于稳定状态。 (3) 在树脂绝缘干式电力变压器运行时, 应依据用户需求, 加强对测温元件等的管理, 以保证变压器正常运作。
6 树脂绝缘干式电力变压器的维护工作
为了确保树脂绝缘干式电力变压器正常运作, 我们需要做好维护工作。在树脂绝缘干式电力变压器的运行过程中, 要定期检查和清扫, 这样不仅可提高变压器的工作效率和延长变压器的使用寿命, 还可以在很大程度上降低变压器安全事故发生的概率。
7 结束语
综上所述, 为了提高电力系统的工作效率, 我们对电力系统的设备提出了新的要求, 以更好地满足社会对电力的需求。其中, 树脂绝缘干式电力变压器对确保电力系统的安全运行具有重要意义。因此, 今后我们要加强对树脂绝缘干式电力变压器的研究和应用, 不断提高该变压器的安装技术水平, 使其在电力系统中更好地发挥作用, 以促进我国电力健康、稳定地发展。
参考文献
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变压器绝缘技术 篇6
1 试验的意义
变压器在出厂时, 其绕组绝缘和铁芯绝缘的状态经过检验应良好, 在经历运输、验收保管、器身内检、附件安装、真空注油等工序过程中一旦发生冲撞、受潮等问题, 将引起绝缘状况的下降甚至绝缘损坏或铁芯多点接地, 所以每隔1～3年或规定时间及大修后均要求进行变压器绝缘电阻的测量, 是检查变压器绝缘状态最简便的方法。通过变压器绝缘电阻及吸收比的测量可以灵敏地发现变压器绝缘整体或局部受潮或严重老化现象;检查变压器高低压绕组之间及高低压绕组与地 (外壳、铁芯) 之间是否存在由贯穿性绝缘损伤所造成的短路、接地现象;检查变压器的瓷件是否破裂、部件表面是否脏污等问题。通过对该项目的测试结果分析, 确定变压器的绝缘性能是否存在严重缺陷, 能否进行后续的高压试验。
2 试验的方法
目前测量变压器绝缘电阻及吸收比的仪表有2种:测量电压及量程满足试验要求的指针式兆欧表和自动化、智能化的绝缘电阻测量仪。由于造价的原因, 采用指针式兆欧表进行测量的方式更为广泛。绝缘电阻测量仪价格较高, 但具有测量范围广、量程大、操作安全、简便、读数直观等特点, 成为电气试验专业人员用常用试验设备。当采用兆欧表进行测量时, 要正确选择兆欧表的型号才能保证测量结果的准确性和测量中的设备安全问题。当测量额定电压在1kV以上的变压器时, 应选用2500V的兆欧表, 其量程一般不低于10000MΩ;测量额定电压在1kV以下的变压器时, 选用1000V的兆欧表, 量程不低于2000MΩ;对于220kV及以上的变压器, 使用2500V或5000V、输出电流不小于3m A的兆欧表;测量变压器铁芯及金属附件的绝缘电阻时一般采用2500V兆欧表 (对运行年久的变压器可用1000V兆欧表) 。测量前应检查兆欧表是否正常。指针式兆欧表在检测时, 应先将兆欧表放置平稳, 断开兆欧表的L线路端子和E接地端子并快速摇动兆欧表手柄, 看指针是否能够指向无穷大;再将2端子短接, 慢慢摇动兆欧表, 看指针是否能够指向零位, 即检测兆欧表能够在0值与无穷大值之间进行检测读数。
变压器绝缘电阻及吸收比的测量应在变压器无电状态下进行, 因此在试验前应先对所测变压器进行停电、验电, 并将其绕组逐个接地充分放电, 放电时间不少于1min, 对于电容量较大的变压器, 放电时间一般不少于2min。放电时应使用绝缘棒、绝缘手套、绝缘钳等绝缘安全工具, 不得用手直接接触放电导线。
在进行测量接线之前, 为保证测量数据不受变压器套管表面污垢所引起的泄漏电流的影响, 放电后要用清洁柔软干燥的布对变压器的套管表面进行清洁处理, 必要时要先用汽油或其他适当的去垢剂洗净套管表面的积污。当测量时的环境相对湿度较高时, 可从兆欧表的屏蔽端子引出屏蔽线, 并用软裸线缠绕在套管表面与之连接, 将套管表面的泄漏电流屏蔽, 使测量结果不受外部条件的影响。同时断开变压器的所有外部连线, 使测量数值仅反映变压器本体的绝缘情况。
测量变压器绕组的绝缘电阻时, 采用空闲绕组接地的方法, 即将变压器被测试侧各相绕组的套管引出线短接 (否则通过绕组的电流将影响绝缘电阻的数值;当该侧有中性点引出线时应一并短接, 以同时测量绕组中性点处的绝缘状况) 后做连接到兆欧表的“L”端的准备, 其他侧各相绕组短接后与油箱外壳相连并可靠接地, 然后一同与“E”端子相连接。此法的优点是可以同时测出被测部分与接地部位以及与不同电压部位间的绝缘状态, 且能避免各绕组中剩余电荷造成的测量误差。
变压器各绕组绝缘电阻的测量顺序通常由易出现问题的低压绕组开始, 具体测量顺序和次数见表1。
注:试验时铁芯接地套管与油箱连接在一起并接地。
考虑到试验数据需要与以往的试验数据进行对比的缘故, 测量顺序应尽量与以往的测量顺序保持一致。
试验要求有2人以上进行操作。待试验接线完毕确认无误后, 由一人负责转动兆欧表手柄和读数, 另一人持兆欧表“L”端对准被测试部位, 并听从转动兆欧表手柄操作者所发出的“搭接”、“拉开”、“放电”口令。
在采用手摇式兆欧表测绝缘时, 应将兆欧表放置平稳, 用一手的虎口于靠近摇柄处卡稳兆欧表, 另一只手匀速摇动兆欧表并保持额定转速, 一般为120转/分, 即2转/秒。待转速达到额定转速时再搭接测试部位, 并开始计时, 在整个测量过程中, 兆欧表转速应尽可能保持恒定。由于绝缘电阻是指测量1分钟 (或待指针稳定) 后的读数, 因此测试时间应持续1分钟。当变压器的电压等级为35kV, 容量在4000kVA及以上或63kV电压等级以上时, 还应测量吸收比 (吸收比是测试开始后60s的绝缘电阻与15s时的绝缘阻值之比, 即R60/R15) 。变压器的电压等级为220kV及以上, 容量在120MVA及以上时, 宜测量其极化指数 (即R10min/R15min) 。
待相应的绝缘测试值读取完毕, 应在手柄转动不停止的情况下发出“拉开”口令后使用绝缘工具断开L端的连接线, 然后才能停止摇转, 以防止由于试品电容积聚的电荷对兆欧表反馈放电而损坏表计。每测完1个测试部位后, 应采用接地线对被测绕组充分放电后才能拆线、接线, 进行下一步的操作。
3 试验注意事项
为了确保试验的安全性、准确性及试验数据的可比性, 应注意以下事宜:
(1) 禁止在雷电时或附近有高压导体的变压器上测量绝缘。
(2) 一般应在干燥的晴天, 环境温度不低于5℃、空气相对湿度一般不高于85%时进行。阴雨潮湿的气候及环境湿度太大时, 不宜进行测量。测量时应同时记录试验环境的温度与湿度, 作为试验数据分析判断的基础。
(3) 高压测试端“L”的连接线应尽量保持架空, 确要使用支撑时, 要保证支撑材料的绝缘状态和绝缘距离, 以确保测量结果的可信度。
(4) 测量时手不得靠近或接触被测电路及接线桩。
(5) 对于新安装或大修后的油浸变压器应在注油后静放一段时间, 待油中气泡消除后方可开始试验。一般110kV及以上的变压器应静置20h以上;3～10kV的变压器静置5h以上。
(6) 对于刚退出运行的变压器, 应等待30min, 待绕组温度接近油温时再进行测量, 并以变压器的上层油温作为绕组温度, 尽量在油温低于50℃时进行测量。
(7) 在较潮湿的环境中, 套管表面所增加的屏蔽线不要靠近表计的E端子。
4 试验数据的分析与判断
变压器的绝缘电阻及吸收比的测量结果会受到测试电压的作用时间、测试电压的高低、变压器剩余电荷的大小、湿度及温度等诸多因素的影响, 故其数值没有固定的判断标准, 通常采用比较分析法进行判断。将试验数据与同类型的变压器进行相互比较;与该变压器的历次测量结果进行比较;将大修前后的测量数据进行比较;与出厂值进行比较。要求交接试验的测试值不低于出厂值的70% (换算到同一温度下) , 大修后的测试值不低于上次数值的70%, 预防性试验时的测量值不低于安装或大修后投入运行前的测量值的50% (换算到同一温度下) 。
由于绝缘电阻的数值受温度的影响很大, 所以测量时应尽量使每次测量温度相近, 或将绝缘电阻换算至同一温度下 (以顶层油温为变压器测试时的温度) 。不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算
式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值, 一般可将温度统一换算到20℃时进行比较。
如果比较数据不足时, 绝缘电阻 (MΩ) 可以按表2的数值作为下限进行参考判断。
一般情况下, 同一变压器所测的绝缘电阻值, 其高压绕组的测量值应大于中压绕组的测量值, 中压绕组的测量值应大于低压绕组的测量值。
大型变压器需测的吸收比与出厂值比较应无明显差别, 常温下不应小于1.3, 当R60s大于3000MΩ时, 吸收比可不做考核要求;极化指数与出厂值比较应无明显差别, 数值不低于1.5 (吸收比和极化指数不需要进行温度换算) 。当R60s大于10000MΩ时, 极化指数可不做考核要求。若数值明显低于以上参考数据, 说明绝缘受潮或油质严重老化。
为了防止变压器铁芯与金属件之间的直接接触产生感应电势, 从而产生非常大的涡流损耗, 同时也为了检查铁芯是否单点可靠接地, 防止产生悬浮电位, 还应在大修时使用1000V兆欧表进行测试。先检查铁芯接地是否良好。检测铁芯对夹件和外壳、铁芯对夹件、夹件对铁芯和外壳之间的绝缘电阻。在测量穿芯螺栓、铁轭夹件及绑扎钢带对铁轭、铁芯、油箱及绕组均压环的绝缘电阻时, 应能够在采用兆欧表持续测量一分钟的过程中无闪络及击穿现象 (在进行该项目的测量时应注意:当轭铁梁及穿芯螺栓一端与铁芯相连时, 应将连接片断开后进行试验;铁芯必须为一点接地;变压器上有专用的铁芯接地线引出套管时, 应在注油前测量其对外壳的绝缘电阻) 。测量的绝缘电阻不低于初试值的50%。
5 试验现象及案例分析
测量变压器绝缘电阻及吸收比所得的数值可能会出现以下几种情况:
(1) 绝缘电阻高, 吸收比较低。这种情况一般反映变压器的绝缘状态良好, 吸收比较低是由于变压器夹层绝缘介质的绝缘性能改善使得吸收过程延长所致。如要进一步对其绝缘状态进行判断, 可对变压器进行加温测试, 在变压器温度升高的过程中, 对绝缘电阻及吸收比进行监测。由于绝缘电阻具有负的温度变化系数, 将出现绝缘电阻的大小随温度的升高而减小的现象, 而由于温度升高后, 变压器吸收现象变得更加明显, 使得吸收比随温度的升高而增大。
例如某变压器在油温16℃时测得的绝缘电阻为7080MΩ、吸收比为1.16, 吸收比的数值偏低。为进一步分析变压器状态, 对变压器进行加温测试, 在34℃时测得的绝缘电阻为3650MΩ、吸收比为1.33, 符合吸收比数值的基本要求。经其他绝缘特性试验后, 综合分析确认该变压器的绝缘合格。
(2) 绝缘电阻低, 吸收比较高。这种情况一般是由于变压器油的绝缘电阻偏低或介质损耗因数偏高所致。
(3) 变压器绕组绝缘电阻测试值过低时, 可对每个绕组进行单独的绝缘电阻测试, 以确定变压器绝缘劣化的具体部位, 有必要时应进行解体试验。接线方法是先将需测试的绕组首尾端短接, 然后再将其他非被测绕组的首尾端短接并利用屏蔽端子将其屏蔽, 从而测出被测绕组与其他部位的绝缘电阻值以便找出绝缘电阻最低的部位。
例如某三绕组变压器在测量变压器三侧的绝缘电阻值时发现高压绕组对中压、低压及地的绝缘电阻明显低于其他两侧绕组的绝缘电阻值, 为了明确造成绝缘电阻低的具体部位, 将高压绕组短接后接“L”端, 低压及中压绕组短接后接屏蔽端子“G”, “E”端接变压器外壳 (及地电位) 测量高压绕组与外壳间的绝缘电阻, 所得数值明显偏低。再采用同样类似的方法将低压及外壳屏蔽 (接“G”端) 测量高压绕组 (“L”端) 与中压绕组 (“E”端) 的绝缘电阻。同理再测量高压绕组 (“L”端) 与低压绕组 (“E”端) 的绝缘电阻。所得数值均明显大于高压绕组的对地绝缘电阻, 从而判断变压器高压绕组的对地绝缘不良。经检查发现高压绕组的中性点套管法兰处存在绝缘缺陷, 经检修处理后再测高压绕组的绝缘电阻值恢复到正常水平。
6 结束语
变压器固体绝缘水分含量检测方法 篇7
变压器是电力系统输变电的关键设备[1], 变压器的安全稳定运行对保障电力系统的可靠性十分重要。目前我国110 k V及以上电压等级的变压器几乎均为油浸式、变压器的安全稳定性能基本是由变压器的绝缘决定的, 变压器的绝缘主要有液体绝缘、固体绝缘两类[2], 因为变压器的绝缘纸没法更换, 所以变压器的绝缘寿命主要由其固体绝缘纸所决定。变压器中的水分对变压器的固体绝缘来说不仅起到了恶性催化的作用, 而且还是老化的生成物[3,4]。水分在变压器中会产生三种危险后果:降低绝缘强度、加速纤维老化 (去聚合) 在高温和电场下释放出气体、发生气隙放电。通过对变压器绝缘纸含水量的测试与监测, 控制和降低绝缘纸的含水量, 确定是否需要采取进一步的补救措施, 可以有效延长变压器的使用寿命。所以有必要精确检测出变压器中的含水量[5,6,7]。
1 水分危害及含量测试方法比较
目前, 测试变压器中的水分含量方法具有:
卡尔—菲休库仑滴定法[8]。
卡尔—菲休库仑滴定法需要取油样、纸样, 取样要求比较严格。并且老化过程油中水与纸中水没有函数关系, 变压器油-纸系统的水平衡需要一个长期的稳定温度。
1) 检测绝缘油中的糠醛含量等[9]:该测试精确性高, 但是需要取油样, 取样要求比较严格。而且糠醛含量经过换油后会发生变化, 不能如实的反应变压器的实际情况。
2) 测绝缘纸板的聚合度 (DP) 、拉伸强度等[8]:该测试精确, 但是需要取变压器的纸样, 取样及其复杂, 需要变压器停运, 吊芯, 并且取样过程中对变压器有污染, 会损坏绝缘强度。
3) 极化去极化电流 (PDC) [10]:该方法为无损检测, 精度高, 但是测试精度在1 Hz以上的测试精度会有所降低, PDC测试需要4.5 h来记录数据 (1s到10 000s) , 相当于频域测试范围从1Hz到0.1 MHz, 而这只是完成一个通道的测试, 比如高压线圈对中压线圈。测试H-L, H-G, L-G三通道测试时间需要12小时以上。
4) 回复电压法 (RVM) :为无损检测、测试原理正确, 但是模型曲线不准确导致测试结果不精确, 不能反映变压器的几何模型。
5) 频域介电谱法 (FDS) :为无损检测、精度高, 但是是对温度的要求较高, 测试前需要等待温度稳定, 只适合在高频段测试, 在低频段的测试花费时间太长, 特别是在1 Hz以下的频段的测试时间特别长, 如1 Hz到0.1 m Hz的频段的测试时间就大于11小时。取油样/纸样不仅取样复杂, 但是很容易混入新的杂质, 加重对设备造成损坏。因此, 取样检测不仅麻烦并且风险较大。无损的检测方法就成为了主要的首选, 但是, 回复电压法因为没有考虑了油特性、油的电导率、绝缘结构、材料特性等信息, 虽然测试原理准确, 但是测试结果不准确, 已经不提倡使用。极化去极化电流法 (PDC) 和频域介电谱法 (FDS) 测试精度高, 但是, 测试时间较长, 对于在变电站上使用具有一定的局限性, 如何保证测试精度, 并且还能提高测试速度是目前使用的一大难题。
为了解决这一难题, 结合了时域极化去极化电流法 (PDC) 和频域的频谱分析法 (FDS) 两种方法的优点, 在高频率段 (0.1 Hz~5 k Hz) 采用FDS方法, 而在低频段 (0.1 m Hz~0.1 Hz) 采用PDC方法, 这样不仅保证了测试精度, 而且还提高了测试速度。
采用以上时域PDC测试和频域FDS测试的组合, 时域PDC的介损曲线测试限制在低频 (最高到0.1 Hz) , 这样便可以大幅减少PDC的测试时间, 而对于高于0.1 Hz部分的介损曲线, 则采用频域FDS方式进行测试, 由于避免了<0.1 Hz的低频测试, FDS的测试时间也被大幅缩减了。对于全频段的介损曲线测试 (1?k Hz降到0.1m Hz) , 测试时间将降到3 h以内。
2 测试实例
采用FDS与PDC相结合的监测技术, 监测了220 k V景洪变、110 k V大渡岗变等上使用了具有该种测试原理的仪器, 测试前变压器从电网中退出运行, 高、中、低三侧的连接导线和电网分离。高压侧、中压侧、低压侧分别短接、中压侧接信号输出侧, 高压侧、低压侧分别接输入侧。每次测试的频段都为0.1 m Hz~5 000 Hz, 测试时间都在2个小时40分钟左右, 通过对比其他监测技术获得的监测结果发现本文提出的方法达到了实际工程应用的精度要求。测试结果也和采用单一PDC或FDS方法测试的结果一致。解决了上述遇到的难题。
对于水分含量越高的变压器测试时间越短。对在景洪变对220 k V 1号主变进行了测量, 测试得到变压器高-中压绕组水分含量为0.9%, 变压器中-低压绕组水分含量为1.0%, 完成0.1m Hz~5 000 Hz频段的测试, 用时2小时51分钟。测试图谱如图2所示。
对1号主变进行了测量, 高-中压绕组间介质水含量为0.9%, 中-低压绕组间介质水含量为1.0%完成0.1 m Hz~5000 Hz频段的测试, 用时2小时30分钟。测试图谱如图3所示。
缩短测试频率范围同样可以减少测试时间, 如FDS法缩减到5 000 Hz~2 m Hz时测试时间可以缩短到14分钟, 如测试频率为5 000 Hz~1m Hz, 则测试时间为22分钟。但是缩短测试频率, 只有对水分含量特别高的变压器测试才有意义, 才能在被缩短的频率范围内有所反应。对于水分含量低的变压器, 在缩短的频率范围内不会有所反应, 因为绝缘纸板的水含量只有在低频下才能真正准确显现出来。缩短测试频率范围虽然可以提高测试时间, 但是牺牲了测试精度, 不能准确得出变压器的固体绝缘水分含量。
在110 k V大渡岗变电站1号主变上分别采用了单独的PDC方法和FDS方法进行测试, 测试频段都选择了5 000 Hz~0.1 m Hz频段。PDC法仅测试了高-中绕组的水分含量, 共计用时4.4个小时, 测试得出水分含量为1.0%。采用FDS法测试时我们共计用时12个小时, 水分含量为1.1%。我们还采用了FDS的5 000 Hz~2 m Hz频段测试1号主变的水分含量, 用时14分钟, 得到的水分含量为0.8%, 和5 000 Hz~0.1 m Hz频道测试得到的水分含量相比较, 差别较大。
因此, 频率降低到0.1 m Hz是绝缘纸板湿度评估所必备的, 通过缩减测试频率范围来减少测试时间是不科学的, 得到的测试结果是很难正确真实反映绝缘纸板湿度的, 更是无法能够让专业的用户信服的。所以我们在现场测试时还是采用了5 000 Hz~0.1 m Hz全频段的测试。采用单一的PDC法或FDS法测试时间太长, 不利于变电站现场的使用。PDC法和FDS法是经过卡尔—菲休库仑滴定法验证过的准确有效的方法, 我们没有再重复验证。采用PDC和FDS结合的方法, 在保证精度的同时, 测试时间还都控制在3小时内, 完全满足了变电站测试的需要。
3 结束语
采用PDC和FDS法相结合的方法, 能够保留两种方法优点:
1) 在满足精度要求的情况下监测速度得到了极大的提高, 这在一定程度上减少了检修停电小时数;
2) 监测技术采用无损监测, 不会对变压器造成损坏;
满足了供电部门测试人员的需求, 可以减少停电时间。通过研究发现:对于水分含量越高的变压器测试时间越短, 且能够根据精确的测试结果对变压器进行老化分析, 是一种值得推广的新技术。
摘要：比较了各种变压器固体绝缘水分检测方法, 提出了基于时域极化去极化电流法 (PDC法) 和频域的频谱分析法 (FDS法) 相结合的变压器固体绝缘水分检测技术, 介绍了此方法的实际应用情况。
关键词：变压器,水分,固体绝缘,PDC法,FDS法
参考文献
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变压器绝缘油中气体的监测 篇8
1 变压器绝缘油中气体的监测
对于大型电力变压器, 目前几乎都是用油来绝缘和散热, 变压器油与油中的固体有机绝缘材料 (纸和纸板等) 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变质, 裂解成低分子气体;变压器内部存在的潜伏性过热或放电故障又会加快产气的速率。随着故障的缓慢发展, 裂解出来的气体形成气泡, 在油中经过对流、扩散作用, 就会不断地溶解在油中。同一类性质的故障, 其产生的气体组分和含量, 在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度, 可以作为反映电气设备异常的特征量。定时在线检测运行中的变压器油中气体的浓度, 并根据浓度值进行数值分析, 按专家系统软件进行故障判断, 克服了常规的离线的变压器油色谱分析方法操作复杂、检测周期长、检测人为误差大的缺点, 能长期跟踪变压器的运行情况, 可及时、准确地反映电力变压器存在的潜伏性故障, 以利于运行部门对变压器的维护、保养作出正确判断, 提高变压器的运行可靠性, 对电力变压器的保护具有重要的现实意义。
2 变压器绝缘油中气体的产生
充油的电力设备 (如变压器、电抗器、电流互感器、充油套管和充油电缆等) 的绝缘主要是由矿物绝缘油和浸在油中的有机绝缘材料 (如电缆纸、绝缘纸板等) 所组成, 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 (主要有氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等) , 当电力设备内部发生过热性故障、放电性故障或受潮情况时, 这些气体的产量会迅速增加[2]。因此, 在设备运行过程中, 定期测量溶解于油中的气体组成成分和含量, 对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障具有非常重要的意义。变压器内部故障方式主要是机械性、热性和电性3种类型, 而又以后2种为主, 且机械性故障常以热性或电性故障形式表现出来。
2.1 热性故障
热性故障是由于热应力所造成的绝缘加速劣化, 具有中等水平的能量密度。若热应力只引起热源处绝缘油分解时, 所产生的特征气体主要是CH4、C2H4。二者的含量占总烃的80%, 且随着故障点温度的不断升高, C2H4所占比例将逐渐增加。
2.2 电性故障
在高的电应力作用下造成的绝缘劣化, 按能量密度不同分为不同故障类型: (1) 电弧放电。以线圈匝、层间击穿为主, 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、产气量大, 尤其是匝、层间绝缘故障, 因无先兆现象, 一般难以预测, 最终以突发性事故暴露出来[3]。故障特征气体主要是C2H2、H2, 其次是大量C2H4、CH4。 (2) 火花放电。常发生在以下情况: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。特征气体以C2H2、H2为主, 因故障能量小, 一般总烃含量不高。 (3) 局部放电。随放电能量密度不同而异, 一般总烃含量不高, 主要成分是H2, 其次是CH4, 通常H2占氢烃的90%以上, CH4占总烃的90%以上。放电能量密度增高时也可出现C2H2, 但在总烃中所占比例一般小于2%, 这是和上述2种放电现象区别的主要标志。无论哪种放电类型, 只要有固体绝缘介入时, 就都会产生CO、CO2。
3 气体在线监测装置工作原理
变压器油中溶解气体的在线监测是油色谱分析技术的补充和发展, 其采用的气体传感器为加拿大的Hydran Ti201 (专门测量可燃性气体) , 其工作原理如下: (1) 取气方法:采用高分子膜 (聚四氟乙烯膜) 取气。高分子膜的渗透机理是按溶解—扩散过程进行的。当装有到分子膜的气室安装在一个盛有变压器油的密封容器上, 则油中的待测气体分子就会自动渗透到膜的另一侧气室中, 同时已渗透过去的自由气体也会向油中扩散。由于膜两侧的气体浓度不同。在一定的温度下, 经过一定时间后, 正、反2个方向的扩散速度达到相等, 即达到动态平衡, 气室中的气体浓度就保持不变, 由于气体渗透平衡需要一段时间, 故传感器的相应速度越快越好, Hydran Ti201的响应时间为10 min。 (2) 采用的检测器:采用燃料电池型, 一种将贮存在燃料和氧化剂中的化学能直接转化为电能的发电装置。在测试油中溶解H2上的应用是基于作为燃料的氢与氧发生氧化还原反应的同时, 燃料电池输出正比于H2浓度的电流, 通过电流—电压转换成2~10 V的电压信号。测试精度为10%[4]。
IDD每小时记录1次气体在线监测器所报告的气体浓度。由于监测器仅测量绝缘油中的气体浓度, 因而需要IDD分析在确定变化率之前, 将可能从绝缘流体中逃逸的气体部分补充到测量结果内。计算气体生成总量的算法取决于油浸式系统。在气体总量确定之后, IDD Hydrogen将分别计算4个周期的变化率, 即1 d (短周期) 、3 d (中周期) 和2个较长周期30、300 d。4个周期的变化率将同各种阈值进行比较。阈值的确定基于变压器中的气体水平、变化率的计算周期以及数据的不确定性[5]。当变化率超出这些限值时, 将发出警报。
摘要：阐述了变压器绝缘油中气体的监测, 介绍了变压器不同内部故障所产生的特征气体和气体在线监测装置工作原理, 以为用户及时解决变压器内的潜伏性故障提供参考。
关键词：变压器,绝缘油,气体在线监测
参考文献
[1]朱德恒, 谭克雄.电绝缘诊断技术[M].北京:中国电力出版社, 1999.
[2]陈伟根.以油中多种气体为特征量的变压器绝缘在线监测及故障诊断技术研究[D].重庆:重庆大学, 2003.
[3]孙才新, 陈伟根, 李俭, 等.电气设备油中溶解气体在线监测与故障诊断技术[M].北京:科学出版社, 2003.
[4]肖燕彩, 朱衡君, 张霄元, 等.基于溶解气体分析的电力变压器在线监测与诊断技术[J].电力自动化设备, 2006, 26 (6) :93-96.
变压器绝缘技术 篇9
变压器用油浸电容套管易受高介电及热应力影响,套管绝缘故障是引起变压器故障的主要因素之一,研究表明套管绝缘故障占到变压器故障的40%,有些故障甚至会引起火灾,导致严重事故。而套管故障的产生都是一个渐进过程,对套管绝缘进行监测可以有效预防和尽早发现套管故障[1]。
利用传统的离线测试来探测套管绝缘变化需要较长的测试周期,而且需要断网停电。变压器套管绝缘在线监测装置能够实时在线监测套管绝缘状况,有效避免或减少套管绝缘故障引起的变压器停运,具有巨大的经济效益。
1 套管绝缘状况的主要参数
电介质在电场作用下,由于电导和极化现象的存在而产生能量损耗,统称为介质损耗。在外加电压、频率一定时,介质损耗与介质的等值电容和介质损失角正切值tanδ成正比,而tanδ值仅与绝缘材料性质有关,与绝缘材料的尺寸大小和形状无关,它是一定状态下电介质的固定值,因此可以通过在线测量电介质的电容量C和介质损耗因数tanδ,来判断其绝缘状况。
2 电容量和介质损耗因数的检测原理与方法
套管绝缘在线监测装置通过电压互感器(PT)提取标准电压信号,通过电流传感器引取套管末屏电流信号,然后用傅里叶变换滤掉干扰成分,分离出信号基波,再对电压检测信号和电流检测信号进行矢量运算,计算出套管绝缘的介损值和电容量[2]。
以PT电压信号U为参考轴,将套管的末屏电流信号I分解成水平分量Ir和垂直分量Ic,如图1、2所示。
式中,P为被测试品的有效功率;Q为被测试品的无功功率。
式中,C为三相电容(F);f=50 Hz;U为PT电压。
3 套管绝缘在线监测装置的特点
(1)实时获取监测数据,并能够剔除虚假数据;
(2)能够根据检测数据有效判断套管的状况,并对潜伏性故障进行预警;
(3)在线监测装置与一次设备的连接安全可靠,并可在不停电的情况下对监测装置进行检修和维护;
(4)应具有较强的抗干扰能力和良好的电磁兼容性能;
(5)装置中配有雷电保护装置。
4 影响套管绝缘监测结果的主要因素以及结论判断
影响套管绝缘在线监测装置检测结果的主要因素包括3个方面:传感器自身的误差、环境因素和偶然因素。
4.1 传感器的影响
传感器是整个在线检测装置的信号输入端,担负着信号提取的任务,信号的质量严重影响在线检测的数据。传感器通常安装在变压器本体上,处于强电磁环境中,容易受到电磁干扰;同时传感器为户外安装,容易受到各种环境因素的影响。为了能够准确获得检测信号,传感器应该满足以下要求:
(1)应具有较强的抗干扰能力和良好的电磁兼容性能。
(2)具有较高的灵敏度和良好的线性度。由表1可以看出,采集到的末屏电流信号比较微弱(毫安级),数值变化也非常小,因此需要传感器能够灵敏检测出末屏电流的微小变化。Q/GDW540.3—2010中明确规定,电容性设备绝缘在线监测装置的电流测量误差应满足±(标准读数×1%+0.1 mA)的要求。
(3)检测信号和输出信号之间的角差变化较小。在传感器线性工作区间和温度变化的极限范围内,其角差的最大变化值应小于±0.5'。
(4)传感器的接入必须保证套管末屏的可靠接地。在套管运行时,要求末屏可靠接地,若套管末屏的接地出现故障,存在烧毁套管的危险。安装在线监测装置后,末屏通过传感器进行接地,因此传感器的接入必须保证末屏的可靠接地。此外,传感器上还应配有雷电冲击保护元件。
(5)传感器应为有源传感器。无源传感器输出的信号通常只有几十毫伏,易受外界的干扰而失真。有源传感器能够对信号进行就地放大,有效增强输出信号,从而降低外界干扰的影响。
4.2 环境因素的影响
变压器套管周围环境温度、湿度每天都有周期性变化。绝缘材料的介质损耗因数与其本身温度有关,环境湿度则会影响套管表面的电场分布,从而影响介质损耗因数的测量值[3]。一般情况下,套管绝缘在线监测装置对同一套管检测的介损值一天内会有规律地变化。
由图3可以看出,三相套管介损值变化较小。由图4可以看出,9月3日的数据比其他几天的介损数据都要大,而9月3日为降雨天气,湿气较大,符合湿度越高介损值越大的规律。由图5可以看出,同一套管测得的介损值在一天内有规律地变化。
由此可见,温度和湿度能够影响在线监测的数据,但影响数据的变化范围不是很大并且有规律可循。当环境因素有显著变化时,不能单凭检测的套管绝缘参数的增大就认定套管存在故障,应正确看待现场因素给在线监测装置检测的数据带来的影响。
套管绝缘在线监测装置可以配有环境温度和环境湿度监测通道,将温度、湿度数据与介损数据一同存储,并根据温度和湿度的变化规律来判定套管绝缘状况,方法如下:
(1)因三相套管同时故障的几率很低,当三相套管的介损值同时变化且变化规律相近时,可以认为介损值的变化由环境因素变化而引起,套管存在故障的概率较小。
(2)由图4和图5可以清楚地看出,每天介损数据的变化是有规律的,且相近2天的变化规律和同一时间点的数据也比较接近,因此可以通过对比前一天的数据来判断套管的绝缘状况。当温度和湿度与前一天都比较接近时,若介损值显著变化,说明套管存在故障。
(3)通常一个地区每年的温度变化规律基本一致,可以比较不同年份相同日期的介损值来发现介损值的变化趋势。若某日温度与前一年的温度相差5℃或湿度相差20%,应该寻找前一年同月份温度和湿度相近的一天的介损数据进行比较。
4.3 偶然因素的影响
在线监测介损值时,在线监测的数据常常会因某些偶然因素的干扰而出现虚假点[4]。这些虚假点对数据的分析有很大影响,所以在绝缘诊断前必须对在线测得的数据进行预处理。
由图6可以看出,图中数据有一个突变的数据点,而该点之后的数据都为正常数据且符合介损数据的变化规律,由此可以判断该数据点为虚假点。
因此,在线监测装置需要根据正常状态下实际测量值来确定数据变化规律,若不符合变化规律就认为是虚假点。
一般情况下,套管绝缘在线监测装置每隔3 min就需要对套管检测1次并进行记录。时间越接近,温度和湿度就越接近,在相应的时间段内环境因素对在线监测数据的影响也就越接近。因此,可以选取前5组数据的平均值作为虚假点的替代值。
5 结语
虽然用电压互感器(PT)提取标准电压信号的检测方法在一定程度上受环境因素影响,但有规律可循,可以通过对比温度和湿度的变化规律来判定套管的绝缘状况。
摘要：介绍了套管绝缘状况的主要参数、电容量和介质损耗因数的检测原理与方法,概述了套管绝缘在线监测装置的特点,最后分析了传感器自身的误差、环境因素、偶然因素对在线监测数据的影响,以便排除干扰,避免发生误报警。
关键词：变压器,套管绝缘,在线监测
参考文献
[1]陈化钢.电气设备预防性实验方法[M].北京:水利电力出版社,1994
[2]钟洪壁.电力变压器检修与实验手册[M].北京:中国电力出版社,2000
[3]龙锋,王富荣,李大进,等.基于DSP的容性设备介质损耗因数在线监测方法[J].电力系统自动化,2004,29(19)