绝缘故障诊断（共11篇）
绝缘故障诊断 篇1
随着我国铁路运输线路的不断发展, 铁路事业得到前所未有的发展进度。无绝缘轨道电路作为我国铁路交通运输安全性中的重要一个环节, 在我国铁路列控系统中占据着支配地位。其中影响铁路列控系统车载装置安全性能的一个重要因素是轨道电路信号。而开展针对无绝缘轨道电路故障综合诊断活动是确保轨道交通运输安全的一个重要保障措施。就目前我国铁路列控系统而言, 由于在实际运行中数据参数较多, 出现恶化以及部分设备出现故障的发生率也就相对的增加, 严重威胁到轨道电路信号的传输。无绝缘轨道电路对于保障轨道交通安全起到基础性的作用。在我国目前的铁路列控系统中占有非常突出的地位。而针对无绝缘轨道电路故障综合诊断则尤为突出。本文探究了遗传算法作为一类综合诊断无绝缘轨道电路安全性方面的方法, 其具有的可行性、有效性等内容, 对增加无绝缘轨道电路故障综合诊断策略具有非常突出的意义。
一、无绝缘轨道电路故障综合诊断现状分析
目前, 在针对无绝缘轨道电路方面的铁路现场故障诊断检测方法主要是利用铁道管理部门或各铁路分部的电务检测车进行区域巡视检测。电务检测车进行无绝缘轨道电路故障检测具有自身的优势, 例如其检测精度高, 不宜出现误检或者漏检现象的发生。但不得不说的是电务检测车虽然检测精度高, 但其在工作进程中需要进行软件和硬件设施的配套辅助, 才能够实现精确的检测和故障诊断。这一结果就会造成采用电务检测车诊断无绝缘轨道电路故障的成本升高, 检测缺乏时效性等特点。因此为进一步完善无绝缘轨道电路故障综合诊断方法, 本文将介绍分析基于遗传算法的故障综合诊断策略。
所谓的遗传算法是指通过模拟自然界的进化过程, 进行全局性的搜索和最优化处理, 需找所需的可行解, 并对可行解集结成的群体进行进一步的模拟演化, 并有针对性的对群体中的个体进行筛选、交叉以及变异等操作, 最终筛选出所需的最优个体解。遗传算法有其自身的优势, 例如隐性并行性、强鲁棒性以及高效性, 其在铁路交通运输方面的应用也得到了前所未有的推广, 已经应用到轨道养护决策、列车运行模拟以及牵引供电系统可靠性建模等诸多方面。
二、基于遗传算法的故障综合诊断策略
2.1基于遗传算法的故障综合诊断策略的工作原理
遗传算法应用于无绝缘轨道电路故障综合诊断策略方面首先要考虑的问题是如何解决和应对传统故障综合诊断方法所具有的弊端, 并有效对轨道中出现的各种故障, 如电容不足以及道咋电阻偏低等的解决应对。所以, 遗传算法在应对以上问题时, 是建立在传输线理论的基础之上, 通过构建仿真模型用以解决机车信号感应电压幅值包络。结合GA的优势特长, 有效的应对无绝缘轨道电路故障的综合诊断。
2.2基于GA的故障综合诊断策略的基本原理
基于GA的无绝缘轨道电路综合诊断策略包括初始化算法、机车信号感应幅值包络的仿真计算、遗传进化操作以及故障评价等在内的工作环节。其中对算法的策略设计、参数染色体编码以及种群的初始化是组成遗传算法初始化的三个重要环节, 而基于遗传算法初始化之上, 进行电压幅值包络的仿真设计, 并进一步开展变异、交叉、选择的算子计算, 以此寻找到最佳的染色体, 为进行故障的评价提供参考依据。所谓的故障评定是指通过对比分析当前轨道电路条件下所需要的补偿电容和道咋电阻的最低限值与所得到最优个体值, 从而提出合理科学的故障评价结果。
三、结论
实践证明, 遗传算法在无绝缘电路故障综合诊断策略的应用具有极强的灵活性和适应度, 且能够提供精确的故障评价结果。此外, 基于遗传算法的无绝缘轨道电路故障综合诊断方法中采用补偿单元作为分段单位, 等效条件下的参数均匀分布的传输线模型, 更加贴近于无绝缘轨道电路的实际运行情况。综合而言, 无绝缘轨道电路故障综合诊断策略随着技术的不断进步也得到发展, 其中基于遗传算法的故障诊断方法更加适用于轨道电路故障的检测, 为无绝缘轨道电路故障的检测提供了一种有效的方法。
参考文献
[1]张玮.铁路电务检测车的开发及应用[J].铁路计算机应用.2009 (03)
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[3]张永贤, 余江松, 甘方成.ZPW-2000无绝缘轨道电路分路电流仿真研究[J].华东交通大学学报.2007 (05)
绝缘故障诊断 篇2
直埋电力电缆绝缘电阻降低导致电缆线路故障的现象经常发生，也是电缆用户与电缆制造厂发生质量事故纠纷最多的项目。需要从电缆材料、电缆制造和电缆施工的角度，对电缆绝缘电阻下降的原因进行全面的解释，包括电缆材料、电缆制造、使用环境、自然条以及敷设施工等方面。主要有以下几点：
一、电缆绝缘受潮
1、电缆原材料受潮
电缆绝缘和护层所用的原材料，主要是塑料类和橡胶类材料，并由此改性衍生出许多种具有特殊功能的材料。材料制造厂在制造材料时，经过配合剂混合、混炼、造粒、冷却和烘干等过程，以及在材料运输、储存期间，往往会发生程度不等的受潮，使材料含有程度不等的潮气。因此，电缆制造厂在把材料挤包在电缆导体上之前，都要把材料进行烘干处理，挤出机组上都配有材料烘干装置，使挤出的绝缘层和护层内不会发生气泡和砂眼、表面不会起泡等缺陷。这是电缆制造厂的硬性工艺规定，否则电缆成品通不过出厂耐电压试验。
2、电缆制造过程受潮
在绝缘挤包过程中，绝缘层被刮伤，造成绝缘层破洞或脱胶，绝缘线芯在冷却水槽中进水，导致绝缘电阻下降。或者在挤包护层时，发生护层被损伤而进水，使绝缘层受潮，绝缘电阻下降。当制造多芯电缆时，即使绝缘层挤包完好无损，但在绝缘线芯绞合成缆时，以及在挤包护层时也可能发生损坏而进水受潮，于是成品电缆通不过出厂耐电压试验。
3、电缆施工过程受潮
在直埋电缆施工过程中，如果电缆沟开挖、电缆埋设作业、电缆中间接头和终端接头制作不规范等，都很有可能损伤电缆护层和绝缘层。如果土壤潮湿或者电缆沟积水，一定会发生电缆进水。绝缘受潮后，使电缆绝缘表面电阻降低而表面泄漏电流增加，绝缘电阻下降，还会引起导体与绝缘层之间的电场畸变。绝缘内电场分布不均匀，会引发绝缘内部游离放电，甚至引起电缆击穿。售后服务实践证明，有95%以上的直埋电缆绝缘电阻下降事故是由施工不当引起的。
二、电缆使用环境
1、环境温度
根据介质物理学理论和工程实践，绝缘材料的电阻随温度升高而呈指数式下降，而电导则随温度降低而按指数式增大。温度升高导致绝缘电阻下降。这是由于绝缘温度升高时，材料内的分子热运动增强，使导电离子的产生和迁移数量都随之增大。电缆通电运行后，在电压的作用下，由导电离子运动所形成的传导电流增大，绝缘层温度升高，势必造成绝缘电阻下降。
实验证明，电缆绝缘材料在70℃时的绝缘电阻值只有20℃时的10％。也就是说，电缆在导体工作温度70℃时的绝缘电阻，只有在导体工作温度20℃时绝缘电阻测量值的10%。如果
供电线路发生过负荷，电缆导体温度超过70℃，绝缘电阻下降会更严重。
电缆的敷设环境温度对绝缘电阻也有很大影响。在不同气候带地区（热带、亚热带、温带和寒带）测量的直埋电力电缆的绝缘电阻是不同的。在中国，虽然电缆产品标准中都规定了导体允许的长期工作温度，以确保电缆的绝缘水平，但在南方亚热带和热带地区，直埋敷设电力电缆的绝缘电阻下降数值，比在北方温带和寒带地区下降数值大得多。这就是地区气候条件不同对电工产品性能要求的重要差异。
2、环境湿度
众所周知，电缆在制造和敷设运行过程中进水受潮，是危及电缆电气性能和使用寿命的主要因素。不论电缆制造厂还是用户，都对此非常重视。
实践经验证明，造成电缆进水受潮的主要原因如下。
1）材料纯度
如果电缆绝缘料中混入杂质，特别是金属杂质，甚至所使用的不同颜色的颜料，都会直接影响绝缘的电气性能，使绝缘电阻下降。其原因，一是绝缘层内非金属杂质在电缆受潮时，会吸收水分，形成众多的导电点；二是绝缘层内的金属杂质直接就是导电点。在导体运行温度和外部环境温度联合作用下，这些导电点在绝缘层内形成导电通道，导致绝缘电阻减小和泄露电流增大，进而导致绝缘被击穿。
2）材料受潮
如果电缆绝缘材料已受潮，在挤包在导体上之前又没有烘干，将会出现绝缘层内有大量气孔、挤出表面不光滑以及机械强度降低、甚至开裂等质量缺陷。因此，电缆厂家在挤出电缆绝缘层时，都要进行材料烘干。挤出低烟无卤料时，更要注意烘干。这些已是电缆厂家的基本工艺常识。
3、线路过负荷
实验证明，在供电线路不发生过负荷，电绝缘介质处于工作电场强度比较低的情况下，介质材料内的导电离子迁移率与电场强度大小成正比，即介质内的导电离子迁移率随电场强度的增强而增大。当电场强度比较高时，介质内的导电离子迁移率随电场强度的增强而增大的趋势，逐渐由线性关系变为指数关系。介质内的导电离子迁移率增大到一定程度时，绝缘电阻突然大幅度降低，进而发�“离子雪崩”，使绝缘层发生瞬间击穿。当电缆长期超负荷运行时，通常会发生这种故障。电缆制造厂在产品出厂前，都要按产品标准进行成品耐电压试验。电缆用户应根据线路额定电压，正确选择电缆型号，尽量避免电缆线路长期超负荷运行。
三、自然条件
1、白蚁损伤
白蚁是地下电力电缆的大敌，特别是东南亚和我国南方湿热地区，经常发生白蚁侵蚀电缆塑料护层的事故。白蚁遇到电缆时，除了啃咬之外，还会分泌出蚁酸，严重腐蚀电缆绝缘和护层，导致电缆绝缘性能下降甚至短路。因此，在电缆使用部门制定的敷设规程中，都有关于电缆线路防蚁措施的明文规定。
电缆的防蚁性能试验方法有三种，即国家标准GB2951.38和机械行业标准JB/T10696.9-2011规定的击倒法、群体发和蚁巢法防蚁试验。以往多年来，采用最多的是群体法。但经过多年来电缆蚁害防治经验教训，击倒法和群体法试验，并不能真实地反映电缆在不同环境中的防蚁性能。于是，广东电网公司从2009年起的电力电缆招标中，规定防蚁电缆必须通过蚁巢法试验，电缆试样的被蛀蚀状况必须要达到I级水平。
2、鼠类损伤
鼠类对地下电缆的损害主要是啃咬造成的机械损伤，当电缆护层材料的硬度低于老鼠门齿的硬度时，电缆就很有可能被老鼠啃咬。世界上还没有统一的电缆防鼠试验标准，但各国都有自己制定的试验方法。我国JB/T10696.10-2011规定了大鼠啃咬试验方法。另外，由山东华能线缆有限公司牵头制定的国家标准《防鼠和防蚁电线电缆通则》，已于2016年3月19日召开了编制工作启动会，不久我国即可拥有正式的防鼠防蚁电缆产品标准。
3、霉菌损伤
早在上个世纪50年代末，有些国家就已经规定湿热带地区使用的电器产品应具有防霉性能。我国针对出口到这些地区的电线电缆，制定了相关的湿热带用电线电缆防霉性标准。在我国南方部分地区，由于各年份中气候的湿热程度、延续时间不同、地域以及电线电缆使用环境的差异，直埋电缆霉害程度也不等。
根据有关微生物霉菌繁殖研究报告，霉菌生长的主要条件是温度和湿度。适合霉菌生长的一般温度是15℃～35℃，而最适宜的温度是25℃～30℃，当温度低于0℃或高于40℃时，霉菌实际上停止生长。适合霉菌生长的相对湿度为80%～90%，而当相对湿度超过95%时，是霉菌生长最为旺盛的条件。因此环境温度为30℃±2℃和相对湿度大于95%时，最适合于霉菌大量繁殖。海南岛的湿热气候正好适合于霉菌大量繁殖生长。
如果电缆表面大量生长霉菌，对电缆的性能有较大影响，会引起：电缆表面变色、起麻点、腐烂；绝缘电阻、体积电阻率、介电强度下降，引起漏电，甚至绝缘击穿；绝缘和护套材料分子发生化学降解，材料机械性能明显降低，丧失其保护作用；潮气水分进入电缆内部，引起严重的电气性能故障等。
4、雷电影响
在雷暴发生时，如果线路上使用的避雷器等品质不良或接地保护不妥，落雷会击中避雷器，使线路负荷突然增大产生过电压，导致电缆中产生过电压冲击浪涌，造成电缆绝缘击穿。在我国南方包括海南岛雷雨频繁的地区，电缆线路遭受雷击事故屡见不鲜。
四、化学腐蚀
1、敷设环境化学腐蚀
如果电缆沟内的积水或直埋土壤中含有腐蚀性成分，例如硫酸或硝酸等，电缆表面长期与这些腐蚀性物质接触，会发生严重的化学腐蚀。如果电缆护层被损坏，水分进入电缆后会左右纵向扩散。在某些地区的地下水质和土壤严重受化学污染的情况下，如果电缆路径选择不当，电缆沟构筑不良，回填物腐蚀性太大，都会使电缆绝缘和护套有机材料的分子发生化学降解而导致电缆被腐蚀现象，使电缆绝缘电阻下降，甚至丧失绝缘电阻。
2、酸雨化学腐蚀
对电缆危害严重的化学腐蚀因素，除了敷设环境的水质和土壤状况以外，还有现代酸雨的严重影响。
所谓酸雨，是由于大量燃烧化石燃料（煤炭、石油、天然气）或生物物质燃料，将酸性化合物(如二氧化硫,、二氧化碳和二氧化氮，主要是二氧化硫)排放至空气中，造成降雨中含硫酸、硝酸等酸性物质的现象。酸雨的主要成分是二氧化硫。一般认为，如果雨水的PH值小于5.6，可被认为是酸雨。形成酸雨的主要原因是工厂二氧化硫排放过量造成的。现在，世界上正在实施的“节能减碳”和“节能减排”，其目的主要是减少硫化物和碳化物的排放量，以保护清洁的大气环境。
我国已有20多个省市发生酸雨灾害，主要分布在长江以南地区。酸雨不但对农作物、森林、草原、鱼类等造成非常严重的灭绝性危害，而且对金属物品的腐蚀也相当严重，对电线电缆、铁路轨道、船舶车辆、输电线路、桥梁、房屋、机电设备等均会造成严重损害。
四川大学学报曾发表一份研究报告《酸雨作用下酸性土壤酸化过程中铜的腐蚀行为》。实验证明，酸雨会增大铜的腐蚀速率。铜的受腐蚀表面主要是氧化亚铜（Cu2O）和氧化铜（CuO）。
酸雨对直埋电缆的危害途径是：空气中的二氧化硫与雨水反应生成亚硫酸，亚硫酸被氧化成硫酸：
SO2+H2O=H2SO3
2H2SO3+O2=2H2SO4
含有硫酸的雨水，在高气温环境中，从电缆护层破损点或电缆接头处进入电缆，对绝缘层、护层和铜导体都会发生腐蚀作用。硫酸腐蚀电缆护层和绝缘层，使其分子结构发生降解而损坏，使绝缘电阻严重下降，甚至失去绝缘和保护作用。硫酸与铜反应生成蓝色的硫酸铜（CUSO4）结晶体，遇水成为蓝色硫酸铜溶液。
CU+2H2SO4=CUSO4+SO2↑+2H2O
前几年，土壤腐蚀性大、酸雨重灾区的重庆市某供电部门，就在电缆端部发现了蓝色液体和绝缘层损坏的现象。如果电缆外皮损坏严重，特别是在高温、高湿、强日光的季节，如果发生酸雨，或者土壤中的硫酸含量较大，电缆进水很多，这种蓝色硫酸铜溶液会迅速沿着电缆长度上扩散，直到从电缆破损处和电缆端部溢出。硫酸铜溶液可以导电，渗入绝缘层内后，更曾强了绝缘层的导电性，进而使绝缘层的电阻急剧下降，失去绝缘作用，发生电缆短路事故。
五、机械损伤
多年来的电缆产品售后服务经验证明，在用户投诉的电缆机械事故案例中，有95%以上是由电缆安装敷设不当或线路维护不善引起的。某供电部门曾经总结出以下几个方面。
1)安装损伤：安装时违反操作规程；施工人员技术不熟练；制作电缆中间接头和终端接头时不遵守施工工艺；电缆沟不符合要求；任意野蛮牵拉；电缆弯曲半径太小等等。这些都会导致发生电缆机械损伤。
2)外力损伤：在电缆敷设路径上或附近，有其他工程施工作业，而造成电缆损伤，此现象屡见不鲜。
3)车辆损伤：若电缆埋设深度不够，敷设后电缆沟覆盖保护不良，在车辆频繁行驶振动情况下，电缆频繁遭受很大压力和振动，导致电缆结构变形和损伤。
4)自然损伤：由气候过于湿热、气温过高、湿度过大、台风、地震等自然现象引起的电缆损伤，即所谓的不可抗拒力损伤。
发生机械损伤对电缆的使用寿命影响很大，尤其是在热带亚热带地区。在这些地区“高温、高湿、强光”的季节里，直埋电缆在非常苛刻的环境中工作，每时每刻都处于湿热环境中，就像在经受“湿热老化试验”。如果直埋电缆护层破损，水分潮气进入电缆，会引起绝缘电阻急剧下降。即使损伤不很严重，敷设后通电检验正常，但时间久了，也会有水分潮气进入电缆，使绝缘电阻下降。这一过程，根据敷设环境、自然条件和破坏程度不同，一般为2～12个月，就很可能发生运行故障。
绝缘故障诊断 篇3
架空绝缘导线不断出现遭受雷击而产生断线事故的情况，使得配电线路的安全运行受到威胁，这种情况已经受到国内外相关学者及专业技术人员极大的关注，对架空绝缘导线遭受雷击发生断线事故的原因进行详细的分析和研究，了解掌握绝缘导线防止遭受雷击出现断线的故障，及时将雷电流导致出现的工频续流及时切断，进而能够从根本上避免导线遭雷击。另外，通过深入探究防止出现雷击断线故障的技术措施，常见措施主要包括应用防护金具、安装架空避雷线、钳位绝缘子以及避雷器等工具，另外也可采取提高导线绝缘水平、延长闪络路径、限流消弧角以及采用过电压保护器等这些技术措施，从而加深对防雷击技术的认识和掌握程度，以便选用合理有效的技术措施来增强配电线路的安全性和稳定性。
一、分析绝缘导线雷击断线的原因
架空绝缘导线自身具备的雷击耐受性与架空裸导线具备的物理特性存在较大不同，感应雷或者直击雷经过电压能够在裸导线上发挥出作用，进而会使绝缘子出现闪络，在该种情况下，电磁力会给连续性工频电流电弧产生作用，使其沿着与电源、裸导线相反方向持续、快速的移动，但电弧根被固定至裸导线表面进行运动，跟随者弧根，弧腹朝前運动;与此同时，热应力也会对弧腹产生作用，使其朝上空方向漂浮。通过对电弧温度的分布特点进行分析，和其他部位相比，电弧弧根温度较高，会给导线带来严重损伤;相对来说，弧腹温度较低，通常情况下不会出现导线烧损的情况。直击雷或者是感应雷经由电压在绝缘导线上发生作用时，当雷电幅值达到最大状态，那么在电压下，能够在同一时刻，使绝缘导线的绝缘层、绝缘子被击穿，并出现闪络，所被击穿的绝缘层主要为针孔状。另外，电弧周围存在的绝缘层能够给续连工频续流电弧产生阻滞，使其不能快速、连续移动，且弧根固定至针孔位置会出现燃烧，在较短时间内快速、整齐的烧断绝缘导线。一般情况下，被烧断的绝缘导线，主要处于绝缘子附近，范围约10～40cm;也可能出现在耐张和支出搭头位置，该范围内的导线绝缘性能较差。
二、解决绝缘导线雷击断线故障的技术措施探讨
以上部分对绝缘导线受到雷击后出现断线的原因进行探讨，了解到通过应用及时切断雷电流导致出现的工频续流措施，就能够有效防止绝缘导线遭受雷击出现断线故障的情况，且可将该措施作为从根本上避免导线遭雷击的有效方法。通过对国内外防止导线遭雷击的处理措施进行探讨，常用技术措施主要为疏导、堵塞，以下对两种技术措施进行详细探讨：
2.1疏导。疏导指的是对绝缘子周围绝缘导线局部位置实施裸线化处理后，将其固定至某种特制金具上燃烧或者对工频电弧弧根进行转移，这样能够极大防止导线被烧伤。如芬兰国家采用闪络保护型的线夹，剥离绝缘子和导线交接处的绝缘层将其安装于此处;美国、瑞典等国家剥离位于绝缘子两侧的部分绝缘导线并在此处增设防弧线夹。
2.2堵塞。堵塞指的是通过限制雷击经电压产生的幅值，且经雷击闪络后，给工频续流起弧情况带来限制，从根本上排除引起导线烧损因素。目前，国内、外所应用的防止导线遭受雷击出现断线故障措施主要包括安装防护金具、架空避雷线、安装避雷器以及提升导线的绝缘水平，限流消弧角以及采用过电压保护器等，这些技术措施的应用都能够防止雷击造成断线问题，具有不同的优势和局限性。
（1）安装防护工具。辐射型的线路，应将从绝缘子的轴线开始到其负荷侧100至150毫米的绝缘层剥离，于剥离部分负荷侧端部放置厚重的铝合金线夹，当绝缘子因雷击发生闪络之后，电动力作用于工频续流电弧并使其顺着被剥离导线方向，快速朝防弧线夹位置移动，且还能够有效固定电弧弧根，使其在防护线夹位置进行燃烧。如为环网线路，则剥离100～150mm长度的绝缘子两侧导线绝缘层，在剥离部分两侧端部增加防弧线夹，一旦绝缘子受到雷击出现闪络，电动力作用于工频续流电弧并使其顺着被剥离导线段朝防弧线夹位置快速移动，并在防弧线夹位置有效固定电弧弧根位置燃烧。这种方式具有操作简便、投入成本少，防止导线因雷击而发生断线等的优点，但是该方式需要破坏导线绝缘层的完整性，且在导线经过雷击之后须将烧伤破损的防护金具更换掉。
（2）架空避雷线。架空避雷线作用的原理为将幅值够高的雷电过电压后将其成功转化为电流，然后再经过杆塔低的接地电阻，使其顺利排泄出去，进而能够大大降低雷电过电压，进而有效保障导线避免遭雷击断线。该种措施主要应用至高绝缘水平的110kv或者110kv以上电压等级的送电线路中。由于10kv配电网绝缘水平较差，架空雷击地线之后很容易发生反击闪络的情况，因而仍会出现工频续流将导线烧损的现象，且其安装需要投入较大的成本。
（3）安装避雷器。在架空绝缘线路上安装防护雷击过电压避雷器的方法应用较为广泛。主要将避雷器应用到给输配电线路产生限制所传出的雷电过电压中，也可将其应用到由于操作导致线路内部过电压的电气设备中，本质上，避雷器属于一种放电器，运用中主要和被保护设备相联合，应用于被保护设备周围线路。如电路电压较避雷器电压高，那么避雷器能够立刻将电流释放出来，从而使过电压得到限制，使其他有关联的电气设备避免遭受烧伤，它的主要作用是通过对雷电放出的电能量进行吸收，使过电压得到限制，最终起到较好地保护导线作用。有研究指出，安装避雷器时，其安装密度与雷电感应的过电压限制水平两者呈正比的关系，避雷器密度越高其限制水平也就越高，因此若要更好地使配电线路免于雷击断线故障，应在每个杆塔的每个方向安装避雷器，这样极大地减少了雷击事故的发生，然而这会增加施工的复杂程度以及增大投入成本，按照实际情况最恰当的是在配电线路每隔200至300米处安装一组避雷器，一般常选用复合外套的避雷器。
（4）提高绝缘水平。适当提升绝缘水平，能够降低线路的雷击闪络次数，从而减少雷击断线故障的发生。常用方法为使用绝缘横担或者增加配网绝缘子片数法，充分应用绝缘导线绝缘子冲击耐雷绝缘水平和自身具备的绝缘水平，能够大大降低感应过电压导致出现的雷击闪络情况，并降低线路雷击跳闸率。
三、结束语
电力变压器绝缘故障的分析与诊断 篇4
关键词：电力变压器,绝缘故障,故障诊断
一、电力变压器故障诊断的意义
近年来, 我国的电力系统电压等级不断升高, 实现大电网和电网自动化是现阶段的主要任务, 每年经过改造或者是新建的变电站多达一千多座, 电力工业的迅猛发展致使越来越多的电气设备投入使用, 为了保证电力系统的安全稳定, 需要加强各项状态的监测, 对电气设备绝缘的诊断也不容忽视。发电机单机容量的不断增大, 电力变压器在电压等级上也相应的不断增大, 这给其可靠性提出了更严格的要求, 众所周知, 电力变压器在各种电气设备中是重要的组成部分, 实践表明, 电力变压器出现事故也最多, 严重影响了系统安全, 一旦电力变压器不正常运行, 就会造成电网的停电, 同时, 在修复上较其它电力设备更加困难。另外, 在当下, 我国很多变电站的电力变压器已经运行到了报废年限, 考虑到经济的因素, 它们依然被投入运行, 承担着输变电压的任务, 这些濒临报废的电力变压器在绝缘性能上大不如从前, 承受各种故障的能力也明显下降。由此可知, 对这些电力变压器进行必要的故障诊断具有十分重要的意义。
二、电力变压器绝缘故障产生的原因
将多年的运行经验进行总结, 发现电力变压器绝缘故障产生的原因主要有以下方面:1) 有一些电力变压器在设计时, 采用的是薄绝缘, 油道较小, 它们的工作寿命很短, 将其投入电力系统运行的时间不宜过长, 很快就会出现故障;
2) 电力变压器要求其内部具有较高的清洁度, 运行中发现, 即使是在里面参杂有极少量的金属杂质, 都会影响到爬电距离, 在运行的过程中形成局部放电, 造成不良后果;
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) 绝缘成型件在制造的过程中, 如果其表面或者是内部受到了导电质的污染, 在投入运行时, 其内部会发生局部放电现象, 从而造成绝缘件的表面放电, 使得绝缘作用失去效果;
5) 在设计电力变压器的过程中, 油道的设计是十分关键的, 如果设计不合理导致绝缘油的流速太快, 会引起流油带电的现象;
6) 投入运行的变压器在运行中经常会引起绝缘油的污染, 大大降低了其绝缘强度, 从而降低了整体的绝缘性能;
7) 变压器的邮箱通常设计为局部密封, 一旦这种密封失效, 导致水分进入到变压器的内部, 将严重影响变压器的绝缘强度, 甚至会引起铁芯构件的击穿;
8) 长时间的投入运行, 绝缘油会出现老化现象, 绝缘油的温度长时间处于过高状态, 会加速油泥的形成。
三、电力变压器绝缘故障诊断技术
(一) 绝缘油硫腐蚀的故障诊断
近年来, 有很多记载案件表明, 变压器的故障是由于油硫腐蚀引起的, 在长时间投入运行后, 变压器的线圈材料会受到硫腐蚀的作用, 这一问题也逐渐引起了相关研究人员的注意, 该故障表现出的特征有:在高压、大容量的变压器上出现的较为频繁, 同时, 它常出现在高压绕组上, 在裸铜线与绝缘纸接触的部位表现得最为明显, 据此, 可以分析得到, 这一腐蚀现象与变压器运行时温度的分布有密切关系;受到腐蚀的高压绕组上会出现浅灰色或蓝紫色的物质, 经过化学验证, 该物质为硫化亚铜, 导电, 大大降低了绝缘强度。
(二) 绝缘油中溶解气体诊断
电力变压器在运行过程中, 会受到空气中氧气和水分渗入的影响, 这些因素会引起绝缘材料的性能下降。在老化作用下, 变压器中的绝缘油和绝缘纸在物理和化学性能上都会发生很大变化, 故障时, 变压器内部的烃类物质通过键断裂的形式产生大量的一氧化碳、二氧化碳等物质, 随着故障的持续, 这些气体会形成大量气泡, 不断溶解于油中, 因此, 对油质进行分析, 能够判断出变压器绝缘老化以及故障的程度。相关研究表明, 通过对变压器中绝缘油溶解气体的气相色谱分析, 可以分析出变压器存在的潜在故障。
(三) 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, 可以判断出故障类型, 从而准确诊断出变压器的故障是目前行之有效的方法, 但这些溶解气体的形成过程复杂, 加上产生故障的因素往往不是单一的, 而是多种因素相互耦合而存在, 这就需要工作人员具有丰富的工作经验, 需要花费大量的时间和精力, 为了解决这一瓶颈, 国内外开始研发各种在线监测系统, 由此出现了各种人工智能诊断技术。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, 同时, 它能够随着环境的变化自动调整判断依据, 大大减少了工作人员的工作量。人工智能诊断技术一经出现, 就得到了人们的广泛关注, 目前形成的方法主要有:神经网络、模糊数学、专家诊断等, 其中, 神经网络模型在电力变压器绝缘故障诊断中的应用被认为是最有前景的一种方法。
四、结语
本文首先指出了电力变压器故障诊断的重要意义, 针对其绝缘老化的各种现状, 提出了相应的诊断技术, 我们应该意识到, 在实际运行中, 电力变压器的内部故障往往不是由某单一因素引起的, 而是一个复杂的过程, 因此, 试图用单一的数学模型来对电力变压器的老化过程进行描述是不合理的, 有必要进行多特征参数的分析, 在横向和纵向上开展研究。同时, 应该结合运用多种手段, 提高故障的识别效率和正确率。总之, 电力变压器的绝缘故障诊断依然是值得人们研究的课题, 需要人们投入更多的精力, 不断研究出新的诊断方法, 为电力系统的稳定运行提供保证。
参考文献
[1]冯运.电力变压器油纸绝缘老化特性及机理研究.重庆大学硕士学位论文.重庆:电气工程学院, 2007.
[2]贾辉, 李大伟, 杨明洙.油浸电力变压器受潮故障分析与处理.中国电力.
绝缘故障诊断 篇5
[摘要]主变压器绝缘受潮是威胁其安全稳定运行的重大设备隐患，文章就一起220kV主变压器绝缘受潮故障进行了分析判断，介绍了现场采用真空热油喷淋干燥处理的方法、工艺要求及注意事项。
[关键词]主变压器绝缘受潮现场干燥
1概述
主变压器设备大多运行在露天环境中，鉴于变压器的运行特点和环境因素的影响，变压器比较易于受潮，特别是运行质量差的主变压器更易于受潮。变压器的绝缘材料都具有一定的亲水性，受潮的绝缘材料介质损耗会显著增加，促使绝缘材料加速发热老化以至损坏，从而丧失绝缘性能而击穿。因此对受潮的变压器必须采取切实可行的措施迅速恢复其绝缘水平，才能保证变压器的安全稳定运行。本文结合一台220kV变压器受潮故障分析处理实例，就如何根据试验数据判断变压器的受潮情况，选择适宜、有效的现场干燥处理方法，进行了介绍，供类似情况参考。
2故障情况
某变电站主变压器型号为OSFPS7-120000／220，1994年4月出厂，1995年1月投运，2002年8月3日运行中绕组故障烧毁，返厂修复，更换A相4只线圈和B、C相的35kV 2只线圈，更换全部绝缘件、碟阀、密封件和变压器油，8月31日重新投入运行，2003年10月预试发现主变本体介损超标(规程规定220kV主变压器20度时的tg 6值不大于0.6％)，跟踪发现变压器本体介损值逐年呈升高趋势，试验数据。
绝缘油介损达到2.8％(规程规定220kV主变压器绝缘油运行中tg 6值90度时不大于2％)，其他绝缘试验数据正常，色谱试验数据合格。该变压器在蝶阀、油流继电器等处存在多处渗漏油缺陷。
3故障分析与判断
通过测量tg 6可以有效地发现设备普遍受潮、绝缘油或固体有机绝缘材料的普遍老化等绝缘缺陷。绝缘介质在电压作用下都有能量损耗，绝缘介质在交流电压作用下的介质损耗有两种：一是由电导引起的电导损耗，二是由极化引起的极化损耗。介质中如无损耗，则流过的电流是纯无功电容电流，并超前电压向量90度。如介质中有损耗则电流存在有功分量，其大小可代表介质损耗的大小。这时，总电流与电容电流之间有－6角，该角正切值等于有功电流与无功电流的比，tg 6越大，有功电流越大，说明介质损耗越大。如果损耗较大，会使介质温度不断上升，促使材料发热老化以至损坏，从而丧失绝缘性能而击穿。因此电气设备必须合理控制其介质损失角正切值tg 6。对于现场运行的变压器受潮故障，选择适宜、有效的干燥处理方法，对恢复变压器的绝缘水平，保证变压器的安全可靠运行，有着重要的经济和社会意义。
通常变压器绕组绝缘介损基本上反映纸的绝缘状况，油浸纸的介损与其含水量有固定的关系，在不同温度下，反映的介损值不同见表2。
对于运行中的220kV变压器，纸的含水量应控制在3％～3.5％以下，与此对应的绕组绝缘介损应在0.2％～0.3％左右(20～40℃下)。现行规程并没有将绕组绝缘的介质损耗因数tg 6值规定的如此小，是考虑到现场测试的各种误差。
对介质损失角试验结果的判断方法，除应与有关标准和规程中的规定值比较外，还应与历次试验结果进行分析比较，结合其他绝缘试验结果，进行全面的综合分析，以判断设备的绝缘状况。在排除了测试仪器失准和套管外表面脏污的情况下，通过测试发现套管试验数据正常，绝缘吸收比和极化指数也符合规程要求。从介损试验数据的变化趋势可以判定该变压器运行中受潮。
导致变压器绝缘受潮的主要原因是水渗漏入变压器，排除油箱顶部和套管将军帽密封不严等因素，可能是制造时干燥不彻底或安装暴露空气时间过长等原因。从该变压器的运行情况看，除了在蝶阀、油流继电器等处存在渗漏油缺陷外，油箱顶部和套管将军帽均密封良好，因此可以排除这些部位进水受潮。
考虑到该变压器由于绕组烧毁故障抢修工期较紧，不能排除制造时存在干燥不彻底或安装时暴露空气时间过长等原因。经过进一步的检查发现，变压器油枕胶囊破裂，导致油和空气直接接触，分析认为这应是变压器受潮的主要原因。尽管从介损数据看，该变压器受潮情况并不是太严重，但由于受潮过程比较长，考虑到变压器本体绝缘材料的亲水性，因此决定必须尽快对该变压器进行干燥处理。
4现场干燥处理方案的确定
由于该站为单台主变压器运行，且变压器受潮情况并不是太严重，因此决定采用现场干燥处理的方法。变压器现场干燥处理的方法很多，如热油循环干燥法、热风干燥法、箱壳涡流加热干燥法、零序电流加热干燥法、真空热油喷淋干燥法等。由于现场对变压器恢复运行要求迫切，为提高干燥效果和效率，决定采用热油循环和真空热油喷淋相结合的方法干燥，即采用加热功率足够大的真空滤油机，先进行变压器体内循环处理变压器油，待油处理合格后，使用少量(约3t)合格的变压器油，在变压器本体上部抽真空，借用变压器本体上部连通管向本体喷油，从本体放油阀出油，通过真空滤油机实现热油循环。这样既可以净化处理变压器油，又可以干燥变压器本体。
5现场干燥处理的过程和工艺要求
(1)热油循环即常规的热油循环方法。(这里不再赘述)，使油的含水量、色谱、含气量、击穿电压和高温介损满足规程要求即可。
(2)对变压器本体进行干燥时，首先启动真空泵，使真空度均匀地提高到104Pa，然后启动循环油泵。变压器油开始循环后，再启动加热器(防止油不循环而烧坏加热器)，使热油在变压器本体内循环。真空泵持续运行，使变压器本体内部保持全真空。其主要目的是在加热过程中，降低水的沸点，加快水分子的运动速度，使本体内的潮气易于膨胀，便于蒸发并随时通过真空泵排出，防止绝缘件中置换出的水分二次侵入和表面凝露。
(3)在干燥过程中，要随时监视变压器油的温度，使其保持在100℃左右，但不得超过105℃，防止温度过高，引起变压器油的裂化和内部绝缘材料的加速老化，影响变压器的使用寿命；温度也不可过低，否则沉积在绝缘件中的水分子运动速度会降低，使其不易汽化蒸发而影响干燥效果。温度的控制通过投切分组加热器来实现。
(4)真空热油干燥不但效率高、效果好，而且不会因绝缘件收缩而引起各部紧固件松动，因而不需吊罩检查，可直接进行变压器真空注油。该过程总共用了96h。
(5)该变压器真空注油后，静N48h，进行例行试验，全部合格。油介质损耗下降到0.3％，变压器整体介质损下降到0.51％(20度)。
(6)此方法虽然简便易行，干燥效率高、效果好，但要求箱体要能承受较高的真空度。
(7)防止油温过高是此方法要重点注意的事项。在处理过程中，一定要加强值班，严格监视油温；要注意保证油泵可靠运转，一旦停运，要立即断开加热器电源；油泵运转后才允许投入加热器，反之，切除加热器后，才可以停止油泵运转。
(8)用于干燥的变压器油不一定裂化，但由于在100℃高温时间较长，会有一定程度的老化，性能势必下降，因此不宜将其继续用于高电压、大容量的设备上。
6结束语
绝缘故障诊断 篇6
1 分析油中溶解气体的原理
油侵电力变压器当中的绝缘油, 一般都是按照油纸相互组成的形式组成了绝缘体。在电力设备实际的运行过程当中, 因为各种不能控制的因素会出现一些电弧放电或火花放电以及高温等现象, 当这些故障出现后, 便会给油纸绝缘组实际的工作性能造成最直接的影响, 在电力设备当中绝缘油本身的化学成分非常的复杂, 基本上都是由碳氢分子构成了它的整体。在碳氢分子当中本身就存有大量碳氢元素, 由C-C与C-H这两种化学物质共同构成了碳氢集团。在绝缘油实际的使用过程当中, 在电力设备内部运行的过程中, 一旦出现放电或者是过热的情况, 化学物质C-C与C-H受热以后, 极有可能会发生断裂的现象, 出现断裂以后氢原子与碳氢化合物会产生相互间的自由组合, 会有大量各种类型的烃类气体产生, 这也是缘缘油的内部溶解气体之所以形成的主要因素。
在电力设备的内部绝缘油的分子分解的程度与设备本身所形成的过热的温度的高低有着最直接的关联。由于电力设备内部高温现象的影响, 烷烃、炔烃、烯烃等类型的化合物质是绝缘油分解出的主要溶解气体。造成这些化学物质形成最主要的原因, 就是设备的运行当中出现的非常极端的一些故障现象, 所以, 只有对这些不同类型的化学气体有了全面的了解, 并对这些气体形成的速率以及其具体的出现点进行具体的观察和分析, 并建立健全数据分析库, 才可以更加切实而有效的对电力设备的相关故障进行准确的判断分析, 并以最快的速度将故障解决, 确保电力设备能够稳定并安全的运行。
按照绝缘油中各种气体以及不同的指标能力, 对绝缘油中溶解气进行故障判断比较有价值的气体主要有以下七种即:乙烷C2H6) 、乙炔 (C2H2) 、氢气 (H2) 、乙烯 (C2H4) 、甲烷 (CH4) 、一氧化碳 (CO) 以及二氧化碳 (CO2) , 以上这些气体通常被叫作特征气体。这其中的甲烷、乙烷、乙炔和乙烯的总和被称为总烃。按照我国当前的执行标准, 电力设备内部油中总烃类的化合物含量以及总烃产生的速率一旦比相关数值要高, 必须马上采取相关措施对设备进行检查。
2 对油中溶解气体进行分析对故障进行诊断
2.1 通过对油中溶解气体的分析来判断是否发生
当前, 通过对油中溶解气体的成分对变压器故障进行诊断, 并决定其是否发生的方法有两种:第一, 按照气体的尝试去判断变压器内部的故障是否发生;第二, 按照气体产生的速率去判断变压器内部的故障是否发生。
2.1.1 判断气体浓度的方法
侵油电力变压器在运行的过程当中其状态在完全正常时, 绝缘油中存有的气体含量非常低, 在变压器因某些因素发生故障时, 绝缘油则会大量的进行分解, 同时绝缘油当中气体的浓度会持续的增多。在对绝缘油当中的溶解气体进行了比较面的分析以后, 就可以快速的判断变压器本身是否发生了比较严重的故障, 并根据分析采取相对应的措施进行快速修复。
2.1.2 判断气体速率的方法
很多变压器发生的故障都有较大的潜伏性, 应用对气体的浓度进行判断的方法在故障的最初阶段很难判断, 但应用判断产气速率的方法则可以及时的进行检测。
2.2 运用绝缘油中的气体组成对故障的种类进行判断
2.2.1 特征气体判断法
经过上述分析可以看出, 在电力设备出现故障时对故障判断的过程当中, 可按照绝缘油中气体不同的组合与变化来判断电力设备内部出现的变化。因此, 特征气体判断法的基本思路就是对绝缘油进行气体浓度的检测以后就可以快速的对有关的故障类型进行分类, 这一方法的针对性较强, 操作比较简便, 结果也非常直观。但是, 由于是检测气体的浓度, 无法对特征气体进行量化分析。
2.2.2 三比值判断法
这一方法的原理与特征气体判断法的区分并不大, 同样都是通过绝缘油当中气体的浓度和温度的变化间的关系来分析。这两种方法的主要区别就是三比值判断法应用了更为精准的数据处理与分析的方法, 即从特征气体中五种碳氢气体当中选取两种气体进行分组, 大概可分为甲烷氢气、乙炔乙烯和乙烯乙烷。这三组气体当中每组当中的两种气体无论是在溶解度还是在扩散的系数上都极为相近, 因此也构成了三组比值数据, 较特征气体判断法更为准确, 但三比值判断法仍有一定的局限性。
2.2.3 油中微水测试法
应用油中微水测试是检测变压器是否受潮和进水的主要方法。在变压器内水会和铁产生反应, 通过高压分解还会释放氧气与氢气, 这一特点和油中局部放电的现象非常相似, 尤其是在某些特定的条件下, 由于水的存在也会产生局部放电现象。一旦发生这种情况, 应用前两种方法将难以区分。因此, 通过上述两种检测方法对变压器的故障判断为局部放电时, 还须测定绝缘油当中微水的含量, 判断故障是不是因为变压器内部进行或受潮而发生的放电现象, 测试的最终结果可以作为维修的根据。
总之, 由绝缘油本身的质量与性能是否良好, 可以对电力设备运行当中的安全性产生直接的影响。电力设备在运行的过程当中, 一旦电力设备本身运行的状态发生异常, 与之相关的一些症状会直接在绝缘油当中反应出来, 因此, 一定要明确绝缘油中溶解气体与电力设备故障间存有问题的关系, 让电力设备的故障可以尽快的找出, 并及时给予修复, 让电力设备的运行具有稳定性与安全性的保障。
参考文献
[1]李明, 潭亚娟, 张帅.变压器内部潜伏性故障的分析和判断实例[J].变压器.2011 (02) .
[2]薛晋东.电力设备状态检测技术研究[D].华北电力大学2013.
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绝缘故障诊断 篇7
因为较大型号电力变压器, 电抗器以及其余设备各个方面都会出现相应的设备性故障, 这些设备故障会对电网的安全运行造成极大的影响。想要保障变压器等各个设备安全操作, 国内外有着诸多不同的检测方式, 本文分析了变压器绝缘油中溶解气体含量以及相关故障诊断, 并对相关分析方式提出有效的建议。
1 变压器绝缘油溶解气体及内部潜在故障的关系
油浸式变压器绝缘最关键的是变压器的绝缘油以及固体型绝缘材料。利用绝缘油对变压器浸渍、保护并填充绝缘气泡, 便于预防外部空气以及湿气的影响, 确保相关绝缘的可靠性。对应的矿物绝缘油是经过石油提炼出的液体型绝缘物质, 其是各类化学物质组合形成的混合物质, 并且这些成分的各项性能稳定。相关的变压器固体绝缘物质在不断的运行过程中, 会直接受到温度以及水分和氧气、油老化所生成的酸性物质, 以促使对应的纤维性材料出现水解、热解以及氧化性降解等现象, 以造成对应的物理化学性能出现劣化。
2 气体含量检测方式
2.1 气相色谱法
所谓的气相色谱法是指利用较为平衡的气体作为相应的载体, 通过气体固定性以及流动性之间配比参数所存在的差别, 并在两者之间展开相对运动, 被测试的气体会在两者之间开始出现多次分配的情况, 以便于致使被测试的气体构成获得一定程度的分离。现阶段, 相应的溶解性气体的绝缘油色谱分析已被广泛的应用于电气设备绝缘事故的检测中, 最终的色谱分析结果可以很好的判定对应变压器及充油设备内部绝缘状态。
2.2 色谱分析故障分类
(1) 热性故障。在同一个导电回路中, 若是相关的攻丝出现了开关接触不良的现象, 对应的引线焊接或者是接触不良, 低压绕组库存的漏磁焊接接头存在的平衡所导致的电势差以及涡电流或者是串路与短路;在同一个磁路中, 若是相关的短路铁心出现了多出接地的状况, 漏磁或者是主磁通在相关部分所造成涡电流的加热。
(2) 放电型故障。处在对应的电场最集中的位置出现局部放电, 些许应该接地却并未接地的金属元件上端所悬浮的电位出现放电的现象, 相关的变压器受潮等因素所造成的围屏或者是撑条上部正处于发展的树枝状发生放电, 还有相关的油流静电所产生的放电现象;潜油泵故障和有载分接的开关出现小油箱漏油的状况, 这也会导致对应的色谱数值出现异常, 却被误以为是内部发生了放电型故障。
2.3 色谱数据异常应进行试验
该方面的试验, 并不是一蹴而就的, 要依据相关的要求与需求进行跟踪式的分析, 并选择一类特定项目, 能够确定或者是排除掉故障的可能, 以便于呈现最大化精确的找出所存在的故障诱因以及所处的位置。现阶段所实行的比例法还是在发展及积累的时期, 并没有包含所有形式反映的变压器内部问题, 可能某次的放电故障以及热故障的特性出现重叠并互相的冲突。所以, 并没有确切的对这两项的故障进行区分。不管是那类故障, 所涉及的固体型绝缘层是可以在一氧化碳及二氧化碳中反映出的, 不确定性却较高。
3 色谱数据综合性分析
3.1 气体浓度
相应的导则所规定的气体浓度值为C1+C2<150ppm;C2H2
3.2 气体速率
无论是哪一类的气体浓度所超出的数据值, 并还要重视气体增长, 这就是产气速率。一种为绝对产气的速率, 另一种为相对产气速率, 这是两种类型的产气速率, 相对产气速率的气体浓度较小时极易出现错误的判定。
3.3 乙炔含量分析
乙炔是最主要的放电故障特征性气体, 相关变压器的正常运作, 油则不会生成乙炔, 所以通常在其被发现时, 乙炔仪器并没有检测到, 要引起相关人员的极度关注, 应对其进行跟踪式检测, 并究其诱因。乙炔故障的出现或者是不反应时, 色谱检测也不会存在有效的作用。
应仔细的重视乙炔生产的速率, 若是对其放电或是过热故障进行重视, 那么确定起来的难度就比较高, 虽说对应的总烃产气率也包含着乙炔, 这是普通故障的发展时期, 不管是放电还是过热性故障, 乙炔量对总烃数值的影响是十分明显, 但是对应的价数值还是达不到总烃的产气率, 因此观测产气率最关键的就是过热故障。乙炔的产气率检测难处就是不确定性较高, 或许其有时十分小, 并未出现明显的是上升, 不过突然性的故障或是在上升进程中的乙炔, 能够很好的观测到某些故障, 产气率可以说是较大的, 由于其放电部位以及性质不会引起对应变压器的故障, 通过几次的检测及处理, 乙炔的上升也消除了。所以, 判定故障严重性以及处理的急迫性, 并不是大小来决定的, 尤其是对于相关的高电压以及较大容量的变压器, 要重视乙炔的第一迹象。对于乙炔气体产生率的计算, 大概是放电的能力大小及变换, 想要很好的控制其进展的速度及分析故障产生的放电位置。
4 便携式气相色谱法
4.1 便携式气相色谱法检测绝缘油中溶解气体原理
经过气相来制造真空度, 促使溶解于绝缘油中的气体分离至上部的气相, 并在规定的温度及气温、真空度下, 整体分离气体的时间之内, 正常压力下的液相中气体各个成分含量vli和分离气体所得到气相各个成分含量vgi呈正比例关系, 把该比例关系中的常数定为溶解比例的系数F, 也就是:vli=F×vgi
4.2 试验程序
利用局部的真空分离气体针筒吸取40毫升样本原油, 并拉动最底端的活塞以便于呈现为20毫升真空, 进行剧烈的震荡之后油气出现分离, 并把所得到的气体注进便携式气象色谱仪器中进行仔细的分析。
4.3 样本原油前处理
真空分离气体程序:局部的真空分离气体装置模型简图。 (见图)
利用相关的脱气针筒P1收集到40毫升的样本原油, 并将三通阀V2处关闭;把相关的密封胶套C1放置在三通阀V3位置;进行活塞抽拉P1以促使液面之上可以呈现为20毫升的真空状态, 最后将其紧锁;开始进行剧烈的震荡S1, 以呈现尽多的气泡;把S1进行竖直置放, 等到对应的溶液澄清之后便让活塞杆处于原位;如图所示的链接, 将计量针筒S2链接起来, 并将V3、V1导通;利用色谱进样针将密封胶垫C1抽出, 对应的三通阀以及计量针筒S2的残留空气;将V2、V1导通, 分离出相关的气体并转移至计量针筒S2中, 测量体积;将V2、V1导通以利用色谱进样针抽1毫升的气体用来做色谱分析;将V2、V3关闭并将V1、V4导通。
5 结语
总而言之, 绝缘油整体质量以及性能良好与否, 对电力设备的安全运行有着极其重要的意义, 会直接影响到其安全稳定的生产。电力设备运行中自身状态若是出现了异常, 那之后的一系列现象就会直接的反应在绝缘油中, 所以务必要明确绝缘油中所存在的溶解性气体及对应电力设备故障之间的关联, 使相关维修人员能够在最短的时间内找出故障原因, 及时的对设备进行维修, 以确保电力设备运行的安全稳定性。
摘要：电力变压器是电网主要的设备之一, 其安全的运行和整体电力体系的安全性有着密切的关系。现阶段, 各类充油设备绝缘油中溶解性气体分析方法, 可以快速的分析并诊断出该设备所存在的故障。本文对绝缘油中所存在的溶解性气体以及对应故障诊断展开了全面的讨论。
关键词：绝缘油,溶解气体,含量分析,故障诊断
参考文献
[1]孙丽娟.绝缘油溶解气体含量试验中存在的问题与讨论[J].黑龙江科技信息, 2012 (35) .
[2]王维霞, 卢国华.顶空气相色谱分析变压器油中溶解气体含量[J].广州化工, 2013 (14) .
绝缘故障诊断 篇8
1 影响变压器绝缘故障的主要因素
1.1 突发短路
短路是变压器出现绝缘故障比较常见的一种原因,当变压器的外部出口处发生短路现象时,电动力出现在铁心、绕组、引线、套管上的压力要比正常情况下大很多,如果变压器的承受力不够充分,就会出现变压器绕组的变形现象,或者引线移位的现象,在这种情况下,本身的绝缘距离也会出现相应的变化,绝缘的发热现象也会出现,同时,会加快变压器的老化速度,放电、拉弧以及短路故障的出现是必然的。
1.2 温度的影响
油纸绝缘是电力变压器中的主要结构,而在变压器中,纸是主要的绝缘材质。如果温度不同,含水量在油和纸中都存在着不同的关系。通常情况下,温度不断升高,纸中本身含有的水分会逐渐在油的作用下被析出,因此,在高温度的情况下,变压器的含水量在油中较多,相反则没有足够的含水量[1]。
变压器在运行的过程中,最容易出现老化的现象。例如,当油浸变压器规定一定负载的时候,绕组的平均温度会达到65℃,当温度达到极点的时候,会有78℃的高温出现,如果环境温度平均达到20℃,温度的最高值将达到98℃;在这样的温度前提下,变压器运行20~30 a是完全有可能的,如果变压器的运行一直都处于超载的状态,其温度必然会升高,那么寿命一定不会很长。
国际电工委员会对A级绝缘变压器的温度规定,不应超过80℃~1 400℃的范围,每当温度增加6℃,变压器绝缘的寿命就会出现一定的降低,6℃法则就是通过这样的验证得到的,这样一来,热的限制范围要比之前的8℃法则更加严格。
1.3 湿度的影响
纤维素会在水分的影响下出现降解的现象。因此,CO和CO2的产生也在很大程度上取决于纤维材料的含水量。当湿度达到一定程度,含水量就会越高,这样的话,CO2就会获得更多地分解。相反的话,含水量不是很高,CO就会获得更多地分解。
绝缘油中如果没有很多的水分,绝缘介质的电气特性和理化性也有可能受到严重影响和损害,因为绝缘油会因为一定水分的存在,使火花放电电压逐渐降低,随之增加的却是介质损耗因数,在这种情况下,绝缘油的老化速度就会加快,绝缘性能也会受到严重的影响。但是设备一旦出现湿潮的现象,不仅电力设备在运行过程中得不到任何保障,对于设备和人身的损害也会尤为严重的。从而导致电力设备运行的可靠性和寿命降低,以及设备损坏甚至危及人身的安全。
1.4 过电压的影响
暂时性过电压、雷电过电压、操作过电压和快速瞬变过电压都属于变压器承受的过电压类型,这些过电压所产生的作用已经远远超出它自身可以承受的强度,这时绝缘击穿的现象就会出现。当变压器出现暂时过电压的时候,主要体现在铁心的绕组会出现局部发热现象,匝间绝缘就会受到损伤或者严重的危害。波头陡是雷电过电压的主要体现,因此,纵绝缘上的电压分布就会出现不均匀的现象,放电的痕迹很有可能出现在绝缘上,这时会对固体绝缘造成严重的危害。而针对操作过电压的波头相对前者来讲稳定性较强,因此,电压的分布以线形为主,操作过电压波由一个绕组向另一个绕组进行转移的时候,所得出的匝数大概与这两个绕组间的匝数成正比,在这种情况下,会对主绝缘造成严重的损伤和危害[2]。
2 故障的分解诊断及处理
为了可以使故障的查找更为准确,工作人员针对绕组介质损耗的程度进行了深入地分析和测试,最终得出的绕组介质损耗测试结果,见表1。
从表1得知,高压、中亚和低压绕组介质损耗值与电容量具有一定的稳定性,最终表现出的水平也在正常范围内,所以,主变压器高压、中压和低压绕组整体还没有受到潮气的危害。然后在针对1min直流泄露电流测试结果相比较2006年相关数据,对比结果见表2。
根据此表可以发现,高-中低地泄露电流从2006年到2010年呈增长趋势,相比较之前的数据,所显示出来的变化较为明显,在这种情况下,与《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》中所规定的细则相对照,就会发现高压绕组应该存在一定的故障,而中-高低地和低-高中地泄露电流相比较2006年相关的数据结果基本无任何变化。
为了可以把其中所出现的故障和问题的类型确定下来,这就需要针对不同电压等级的高-中低地的泄露电流情况进行分析和对照,最终得出的数据见表3。
图1所体现出来的是在电压等级不同的情况下,高-中低地泄露电流曲线的显示,这个曲线在0~20 V的电压中,可以拟合成一条直线,y=4.668x-4.346,但是伴随着不断上升的电压,泄露电流也在不断增长,当电压处于30 k V~40 k V的范围内,泄露电流分别达到了145μA和235μA,在同样的电压条件下,拟合直线的泄露电流会达到135μA和182μA,在这种情况下,我们可以从图中发现在拟合直线的上方都是泄露电流值最终达到的范围[3]。
为了可以使最终得出的结果更为准确,将存在于其中缺陷的具体位置准确地找出来,这就需要分解高压绕组,对其各个部分进行诊断,即分解法所体现出来的诊断方式,例如110 k V主变压器高压绕组上所连接的部件有很多,在这种情况下,需要将变压器分解,针对每个部分进行检验,YN是高压侧绕组的连接方式,电气连接原理见图2。从图2中可以发现,三相主绕组首端都是由A,B,C三相套管运用引线进行连接的,在主绕组末端和分接开关的极性选择器相互连接,当极性选择器连接分接绕组之后,将切换开关连接,在输出端子处将其汇集,最终通过引线连接零相套管。通过对图3的分析和研究可以发现,高压侧绕组通过分接开关进行了相应的分解,大致分为A相套管以及A主绕组、B相套管以及B相主绕组、C相套管以及C相主绕组、零相套管以及引线、分接开关5个部分。假设其中的哪一个部分出现绝缘集中缺陷,高压绕组对地绝缘电阻都会呈下降趋势,运用分解法,首先诊断高压侧A,B,C以及O相套管,最终所得出的数据见表4。在3中,将2006年和2010年两次试验数据进行的对比可以发现,A,B,C以及O相套管的主介损、电容量基本都比较稳定,没有太大的变化,0.7%是介损值的平均值,而电容量和之前的测量值相比较,仍保持基本不变,±5%是其初值之间所产生的差数值,见表4。
3 结束语
绝缘电阻试验和直流泄露电流试验在绝缘故障判断中发挥着尤为重要的作用,而通过系列电流曲线也可以将出现在变压器中的绝缘故障类型及时确定下来。在变压器故障诊断中,分解法的应用可以发挥最有效的效果,对于出现于其中的故障和故障类型都能给予准确地分析和判断,检修效率在这种情况下就会得到很大地提升。根据文中变压器绝缘故障从出现到发现,最终到找到故障的具体发生部位,都需要运用分解法对其进行分解之后,对各个部分进行检查和诊断,准确地判断出故障的类型和发生点,在电力设备故障诊断中,发挥着极其重要的作用。油务人员在对高压进行试验以前,就将分接开关的油进行更换,这样的做法在诊断故障的过程中会带来严重的影响,而当真正出现故障后,油样分析就不会得出有效的结果,这是在变压器绝缘故障诊断工作中应该引起重视的。
参考文献
[1]付汉江,周涛,刘欢.用气相色谱分析法诊断电抗器故障[J].电力设备,2005(6):44.
[2]杜文霞,句希源,吕锋.基于模糊聚类算法的变压器故障诊断研究[J].变压器,2009(8):23.
绝缘故障诊断 篇9
1 定子绕组受潮
以2台6 k V(功率2 700 k W)一次风机电机绕组的受潮进行分析,电机到货后先库存。2008年3月9日一次风机电机安装完成,经常规电气试验采用2 500 MΩ兆欧表测得定子绕组的绝缘电阻值数据如表1所示(其中R15〞表示绕组在15 s时的绝缘电阻值、R60〞表示绕组在60 s时的绝缘电阻值,吸收比为R60〞/R15〞的比值)。
从表1可以看出,电机每相绕组间绝缘电阻值相差很大,而一次风机U电机C相绕组绝缘电阻值偏低,一次风机W电机B相绕组绝缘电阻吸收比1.143(规范标准比值1.2)不符合要求[6,7]。而后立即投入电机自身的1.2 k W加热器装置对绕组加热至12日,测得一次风机M电机C相绕组RC15〞=6 MΩ、RC60〞=10 MΩ,一次风机W电机B相绕组RB15〞=500 MΩ、RB60〞=700 MΩ。17日采用1 k W碘钨灯对一次风机U电机绕组空间加热24 h,测得C相绕组绝缘电阻RC15〞=5 MΩ、RC60〞=6 MΩ。
通过电机自身加热器及外施碘钨灯对绕组的加热处理未能改变受潮状态,20日起对一次风机U电机绕组采用铜耗加热法处理至25日,电机绝缘电阻值与膛内温度变化试验数据如表2所示(其中“-”表示数据未测量)。
从表2可以看出,电机绕组绝缘电阻随温度变化明显,随电机膛内冷却温度的下降绕组绝缘电阻返回到铜耗加热法处理前值。而后进一步采用铜耗加热法再对一次风机U电机绕组连续加温,电机膛内温度控制在100℃以内、持续时间36 h,当电机膛内温度下降到50℃后测得绕组绝缘数据:RA15〞=2200 MΩ、RA60〞=3700 MΩ;RB15〞=2200 MΩ、RB60〞=4400 MΩ;RC15〞=1200 MΩ、RC60〞=1500 MΩ;并用BGG型直流高压发生器对一次风机U电机绕组进行直流耐压试验数据如表3所示。
一次风机W电机也采用铜耗加热法对绕组加热处理,测得电机绕组绝缘数据:RA15〞=1500MΩ、RA60〞=4000 MΩ;RB15〞=1200 MΩ、RB60〞=3000 MΩ;RC15〞=1200MΩ、RC60〞=3500MΩ。随后也用BGG型直流高压发生器对一次风机W电机绕组直流耐压试验,A相绕组泄漏电流I3 k V=2.0μA、I6k V=4.2μA、I9k V=6.8μA,当试验电压加至9k V时BGG型直流高压发生器过电流保护动作;再对电机绕组绝缘测试:RA=5MΩ;RB15〞=1300 MΩ、RB60〞=3500 MΩ;RC15〞=1300 MΩ、RC60〞=3500MΩ,判断W电机的A相绕组击穿。
根据上述电机绕组绝缘电阻及直流耐压试验的数据,充分表明电机绕组受潮严重。电机采用电加热器或碘钨灯加热处理绝缘电阻是下降,主要是它加的热量是通过绝缘材料由外向内传递,可使得绝缘材料内水份受热膨胀连续的交联在一起;同时电机膛内原始水份受热后的部分蒸发会使膛内湿度略增,所以绝缘电阻会下降。当采用铜耗加热法处理时由通入定子的电流使其绕组产生空间旋转磁场对处于堵转状态的转子作切割运动,在转子的铁芯中感应出的涡流经过磁阻在铁芯中产生热量;同时定子绕组的电阻也将产生铜耗并在持续升高的温度下迫使绝缘材料内纤维状线条水份能有效汽化,并排出绝缘材料内层空间,所以绝缘电阻值会明显上升。至于严重受潮的电机,当电机停止铜耗加热处理后在导体温度下降过程中,绝缘材料内剩余的汽化水份或未被蒸发的原水份再次重新形成极细的纤维状线条,使得绕组绝缘电阻值有下降现象。
绝缘电阻可以判断内部绝缘材料是否受潮,或外绝缘表面是否有缺陷,是反映电机绕组绝缘的基本条件;耐压试验能有效判断绝缘材料的缺陷。从一次风机U电机耐压试验看,电机三相绕组的耐压试验数据与其在安装后的绝缘电阻值相对应;在直流耐压试验时随着试验电压值上升且在电压持续作用下,泄漏电流表指针晃动的次数增多,说明受潮区域介质有击穿但未造成绕组绝缘材料整体性的击穿。而一次风机W电机在安装后三相绕组的绝缘电阻值整体较低,且绝缘电阻的吸收比也小于一次风机U电机,绝缘材料发生击穿的概率要大于一次风机U电机;也说明严重受潮的电机在耐压试验过程中会随时发生对绕组绝缘材料整体的击穿。
由于电机已严重受潮,工程现场没有条件对电机进行再处理,经返厂解体检查:2台电机定子绕组对地绝缘电阻分别为RU=1 MΩ、RW=5 MΩ;并对电机定子退出机座、绕组进烘除潮后,绕组对地绝缘电阻分别为RU=50 MΩ、RW=200 MΩ,并重新按浸漆工艺守则浸VIP(真空压力)对2台电机定子绕组的绝缘处理后,再次测得绕组对地绝缘电阻RU=1.32 GΩ、RW=2.41 GΩ。
根据上述受潮电机处理过程分析,一般先对电机绕组加热器加热除潮,此方法对于已受潮严重的电机在加热后膛内潮气很难排出膛外;而后采用碘钨灯烘烤,潮气可以通过碘钨灯放置开口处排出膛外;最后采用铜耗加热法或热风干燥法除潮,其对电机绕组加热可以有效的将大部分潮气排出膛外。电气试验数据符合要求后立即接入额定电压工作电源投运电机,电机运行时再产生足够热量继续将绕组加热使内部潮气充分散发,通过电机自身风扇有效将电机膛内潮气排出膛外;在电机停机断电后则应立即投入电加热器以保持电机膛内干燥并避免被外界潮气侵入,确保绕组绝缘电阻值稳定。同时应定期测量电机电加热器电阻值,检查是否有烧坏的现象。需指出的是,对于严重受潮的高压电机,为争取工程建设的进度应直接返厂对电机进行修复。
2 定子绕组高压引出线绝缘层老化
以6k V(功率250k W)开式水泵电机为例进行分析,绕组绝缘等级为F级按B级温升考核,电机6k V电源柜在试运中出现AC两相高压熔丝熔断后保护动作跳闸。在检查电机上部空气冷却器时发现紧贴着定子机座棱角处一相绕组高压引线的绝缘层开裂,距绕组线圈侧约20cm且绝缘层变黑,在与机座棱角区域有明显放电痕迹;其他绕组高压引线绝缘层也均有不同深度的裂纹,且在与定子机座相接触部位的高压引线绝缘层表面红色防晕漆已变成黑色;判断电机绕组高压引线的绝缘层开裂使定子绕组对地短路,造成电机接地故障而跳6k V电源馈线柜。
通过对开式水泵及其他同型号电机绕组的高压引线部分检查,发现高压引线在安装工艺、绝缘材料等方面有问题。从安装工艺方面,电机绕组高压引线在定子膛内没有固定的电气隔离或防振摩擦措施;高压引线断裂部位正处在定子机座棱角部,在电机转子振动的作用下与机座棱角发生摩擦,加剧引线绝缘层材料的损坏。再从电机高压引线绝缘材料方面,在定子机座本体为接地的情况下,与机座棱角相碰处高压引线的绝缘最为薄弱,从而此处的电力线分布集中;同时持续在潮湿环境下运行加快绕组高压引线绝缘材料的老化,最终使电机绕组发生接地短路。
根据施工现场条件,对电机绕组的高压引线段先采用绝缘胶带包扎二层、再用粉云母带包扎三层、最后用玻璃丝带包扎三层增加其绝缘强度,特别在棱角相碰处需增加绝缘胶带包扎层数,杜绝电机绕组高压引线段在膛内直接固定在定子金属筋上;而后用普通胶木线夹固定在电机定子金属筋上,使定子绕组高压引线通过普通胶木线夹与定子机座间有效的空间隔离。对于同类型电机的高压引线部分,也采用相同方法加以处理而及时消除了隐患,使电机安全的运行。
所以对于高压小功率电机在膛内的绕组高压引线段,在现存条件下可通过增加绝缘材料(如环氧树脂板、绝缘胶带)来实现空间的电气隔离,特别是在潮湿环境下工作的高压电机更应具备;以提高电机高压引线段的绝缘强度,并减缓电机在潮湿环境工作时对绕组绝缘层材料产生的老化作用。
3 结语
综合上述分析,对到货的成品电机,应严格按厂家提供的电机资料说明书等要求存放,并定期对电机进行检查和保养;在电机的安装过程中,应依据厂家、设计资料及安装、调试规程等编制的作业指导书认真安装,发现问题立即分析处理。在工程建设现场发生的高压电机绝缘故障,通过对建设进度的调整、有效地协调处理及组织对修复电机的运输等工作,确保了机组的按时并网发电。
摘要：针对某新建电厂6kV卧式电动机定子绕组受潮、高压引线绝缘层老化导致电机接地等问题,对处理过程进行了分析,得出电机定子绕组受潮后反映绝缘指标的数值变化与现场的处理方法,以及高压引出线在定子膛内的加固措施,为高压电机出现类似绝缘故障的处理提供了参考。
关键词：高压电机,绕组受潮,绝缘层老化
参考文献
[1]阎治安,崔新艺,苏少平.电机学[M].2版.西安:西安交通大学出版社,2006.
[2]电力工业部西北电力设计院.电力工程电气设备手册:电气一次部分[K].北京:中国电力出版社,1998.
[3]周浩,余虹云,余宇红,陈剑萍.高电压技术[M].杭州:浙江大学出版社,2007.
[4]李建明,朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:中国电力出版社,2001.
[5]历文健.看图学电动机常见故障检修[M].北京:机械工业出版社,2003.
[6]DL/T596—1996电力设备预防性试验规程[S].
绝缘故障诊断 篇10
关键词无绝缘轨道电路;参数测试;调试;故障处理
中图分类号 U28文献标识码A文章编号1673-9671-(2009)111-0072-02
ZPW-2000A型无绝缘轨道电路系统,与UM71无绝缘轨道气绝缘节长度改进为29m,电气绝缘节由空芯线圈、29m长钢轨和调谐单元构成。调谐区对于本区段频率呈现极阻抗,利于本区段可靠地短路相邻区段信号,防止了越区传输,实现了相邻区段信号的电气绝缘。同时为了解决全程断轨检查,在调谐区内增加了小轨道电路,缩短了调谐区分路死区长度,由UM71(WG-21A)的20m缩短为不大于5m。实现轨道电路的全程断轨检查,提高系统的安全性。轨道电路工作稳定性用SPT型国产铁路信号内屏蔽数字电缆取代法国ZCO3电缆,减小铜芯线径,减少备用芯组,加大传输距离,提高系统技术性能价格比,降低工程造价。利于维修。满足我国长站间隔和低道碴电阻道床轨道电路的需要。系统中发送器采用“N+1”冗余,接收器采用成对双机并联运用,以提高系统可靠性。
ZPW-2000A无绝缘轨道电路设备构成原理图
设备的测试、故障处理
1 设备故障三级报警指示
一级:车站值班人员--通过总报警继电器落下,表示发送、接收故障,接通控制台声、光报警电路。
二级:车站工区维护人员--通过每个轨道电路衰耗盘面板上的“发送工作”灯、“接收工作”灯,了解设备的故障情况。
三级:检修所维修人员--通过发送、接收器内部故障定位指示灯闪动次数提示故障范围。
2 衰耗盘面板表示灯说明
发送工作灯--绿色,亮灯表示工作正常,灭灯表示故障。
接收工作灯--绿色,亮灯表示工作正常,灭灯表示故障。
轨道占用灯--正常反映轨道电路空闲时绿灯,列车占用时亮红灯。
3 总移频报警灯
设在控制台,通过移频总报警继电器YBJ落下,实现声光报警。 YBJ控制电路设在移频柜第一位置。
4 移频设备主要参数测试说明
测试位置--在衰耗盘面板上。
“发送电源”塞孔--发送器24V工作电源,23.5V-24.5V;
“接收电源”塞孔--接收器24V工作电源,23.5V-24.5V;
“发送功出”塞孔--发送器输出电平测试;
“轨入”塞孔--接收器输入电压(轨道U-V1V2),大于240 mV ;
“轨出1”塞孔--来自主轨道,主轨道经过电平级调整后的输出电平,大于240 mV;
“轨出2”塞孔--来自小轨道,经过衰耗电阻分压后的输出电平,应在110 mV左右 ;
“GJ(Z)”塞孔—主机轨道继电器电压,大于20V;
“GJ(B)”塞孔—并机轨道继电器电压,大于20V;
“GJ”塞孔—轨道继电器电压,大于20V。
XGJ(Z) —主机小轨道继电器(或执行条件)电压,大于20V;
XGJ(B) —并机小轨道继电器(或执行条件)电压,大于20V;
XGJ —小轨道继电器(或执行条件)电压,30V左右;开路大于50V。
5 电缆模拟网络主要参数测试说明
测试位置--在电缆模拟网络盘面板上。
“设备”塞孔—送端与发送功出电压相同,受端与接收轨入电压同.
“防雷”塞孔--防雷变压器二次侧电压;
“电缆”塞孔--与电缆连接侧电压相同,即与室内分线盘电压相同;
6 开通前准备工作
检查送至机柜的24V电源的极性是否正确。按照机柜布置图将发送、接收安装在对应位置,并用钥匙锁紧。
导通室内各架(柜)间的配线
对照线路图编制各个闭塞分区情况汇总表。
轨道电路需要调整的内容 :
发送电平(按照轨道电路调整表在发送器后进行调整)
接收电平(按照轨道电路调整表在衰耗盘进行调整)
模拟电缆补偿(按照电缆补偿长度调整表在电缆模拟网络盘后部进行调整)
小轨道电路的调整(在开通要点后根据轨入的小轨道信号的大小按照小轨道调整表在衰耗盘后部进行调整)
7 开通时的调整与测试
在开通前要将各轨道电路的发送电平、主轨道接收电平、模拟电缆长度按实际情况调整完毕,并通过室内外模拟试验保证设备工作正常,开通给点后,室外要迅速进行新旧设备的倒装,并安装补偿电容,等所有设备安装完毕后,室内需进行小轨道电路的调整及测试。
小轨道电路的调整
小轨道电路的调整只有在开通给点,设备安装就绪后进行。举例:用CD96-3仪表在衰耗盘的“轨入”测出小轨道的输入信号,假如显示的中心频率为120mv,则按小轨道电路调整表的第79项。连接端子为a11-a12,a13-a14, a15-a17,a19-a23在衰耗盘后用短路线将其短接即可。调整完后,从轨出2塞孔上测出的电压范围应在110mv左右。这时XGJ可测出有30V左右的电压 。
设备的测试
设备开通正常工作后,从衰耗盘的测试塞孔可测出各设备电压范围如下:
“发送电源”塞孔--发送器24V工作电源,23.5V-24.5V;
“接收电源”塞孔--接收器24V工作电源,23.5V-24.5V;
“发送功出”塞孔--发送器输出电平测试,与调整表范围一致;
“轨入”塞孔--接收器输入电压(主轨道与相邻小轨道叠加),主轨道大于240mV、小轨道大于33mV;
“轨出1” 塞孔--主轨道信号经过调整后的输出电压,与调整表范围一致;
“轨出2” 塞孔--小轨道信号经过衰耗电阻调整后的输出电压,应在110mV左右;
“GJ(Z)”塞孔—主机轨道继电器电压,大于20V;
“GJ(B)”塞孔—并机轨道继电器电压,大于20V;
“GJ” 塞孔—轨道继电器电压在30V左右。
XGJ(Z) —主机小轨道继电器(或执行条件)电压,大于20V;
XGJ(B) —并机小轨道继电器(或执行条件)电压,大于20V;
XGJ —小轨道继电器(或执行条件)电压,大于30V;空载大于50V。
轨道电路的测试
整状态的测试:对应轨道电路调整表,测试发送功出、送端轨面、受端轨面、接收轨出1等各点电压应符合调整表范围。
分路状态测试:用0.15Ω分路线在轨道电路各点分路,在轨出1测出的分路残压≤140mV。
设备故障判断顺序:
发送输出→组合架→接口柜→分线盘→室外轨道电路→分线盘→接口柜→组合架→衰耗盒→接受输入
发送器正常工作应具备的条件:
24V电源,保证极性正确;
有且只有一路低频编码条件;
有且只有一路载频条件;
有且只有一个“-1”“-2”选择条件;
并且功出负载不能短路。
故障判断
当衰耗盘的发送工作指示灯点亮时表明发送器工作正常,当发送工作指示灯灭灯时表明发送器故障或工作条件不具备。当判断出上述5个工作条件都具备时而发送器仍不工作,则说明发送器故障,用直流电压表在发送器背后将负表笔放在024V上,正表笔在18个低频、4个载频及“-1”“-2”上测量,应该有且只有一个+24V。以此来判断条件是否具备。尤其是在“+1”发送不工作时可用此方法查找原因。另外,可用最简单的方法即与正常工作的发送器调换位置来判定发送器是否故障。
接收器
接收器正常工作应具备的条件
(1) 24V电源保持极性正确;
(2)有且只有一路载频“-1”“-2”及X(1),X(2)选择条件(主机并机都应具备)。
具备上述条件后接收器的工作指示灯应点亮,接收器工作正常。
接收器轨道继电器的吸起应具备的条件:
(1)从轨出1测出主轨道的信号达到可靠工作值≥240mv
(2)前方相邻接收送来的小轨道执行条件+24V电源。
具备上述两条件后轨道继电器吸起。
以上是作者对ZPW-2000A 无绝缘移频轨道电路测试与故障处理方面的初步研究,由于水平有限,难免有许多不足之处,希望能得到大家的指教为盼。
参考文献:
[1] ZPW-2000型无绝缘移频自动闭塞培训教材.北京铁路信号工厂科技开发中心.
绝缘故障诊断 篇11
关键词：医疗隔离电源系统,绝缘监视,绝缘故障定位系统,通信报警
1 医疗2类场所电源系统概述
随着医疗电子电器技术的突飞猛进, 医院病房内的病人和医生已经身陷电子仪器和设备的包围之中。在医院的特殊环境里, 电流对病人构成潜在的危险。病人常常和各种电气电子设备连在一起, 皮肤的电阻可能被击穿, 而病人却常因痛觉丧失失去或降低了防卫功能。尤其是在手术中或麻醉状态下, 各种电极、传感器或管道直接插入病人体内, 这时如果有10μA的漏电流直接流过病人心脏, 就会导致病人触电身亡, 这在医学上被称为微电击。
同时, 医院手术室或ICU、CCU病房是对电力可靠性要求很高的场所, 不管出现何种情况, 都应最大程度保证其电力供应的连续性, 否则, 将会因维持生命的设备断电导致病人有生命危险。
如何保护医院病人不受漏电事故的伤害变得越来越重要, 现在医院主要采用带绝缘监视装置的医疗IT (隔离电源) 系统, 即不接地电源系统给ICU、CCU、手术室等2类场所供电。
医疗2类场所是医疗建筑物内对电气安装要求比较特殊的地方, 根据GB16895.24—2005和IEC60364-7-710—2002标准, 必须使用医疗IT系统, 系统负载总容量最大不得超过10 k VA。为此, 在医疗2类场所通常设立医疗隔离变压器和与之配套的绝缘监视仪, 以确保2类场所医疗设备电源的可靠性和安全性。
医疗IT系统由隔离变压器、绝缘监视仪和外接报警、显示设备等装置组成, 其示意图如图1所示。
2 医疗隔离电源系统应用实例
江苏省苏北人民医院ICU病房设在2层, ICU负荷为一级负荷, 采用双电源供电, 一用一备自动切换, 共采用18套6.3 k VA的隔离电源系统。其某子项系统如图2所示。
医疗隔离电源系统主要包括以下5个部件:
(1) MED427P-2型绝缘监视仪;
(2) ES710型隔离变压器;
(3) MK2430-12型外接报警显示和测试仪;
(4) AN450型专用电源;
(5) STW2型电流互感器。
3 绝缘监视仪
绝缘监视仪是隔离电源系统内的核心部件, 我院采用了本德尔公司MED427P-2型绝缘监视仪。绝缘监视仪在被监视IT系统和保护接地端之间叠加一个脉冲测量信号, 该脉冲信号的幅度、宽度和频率由CPU控制, 可对被监视系统内主回路的工作电流和系统分布电容进行自调整, 并成功消除各类医疗诊断监视设备的高频干扰和直流干扰。IT系统内的绝缘监视仪安装在IT系统和大地之间, 监视相线对地的绝缘阻值, 一旦相线对地出现故障, 绝缘监视仪立即报警, 提醒操作人员系统中已经出现第一个对地故障, 需其在适当的时间找出并排除该故障, 但系统仍能带故障运行。如果IT系统内未安装绝缘监视仪, 当出现第一个故障时, 操作人员得不到任何报警信息, 如果再出现第二、第三个故障, 则逐步增加的故障电流最终将导致系统内的小型断路器或熔断器动作, 使整个IT系统失电。如果2个故障发生在不同相上, 还会对地构成相间短路, 给病人带来生命危险。
根据GB16895.24—2005标准, 每个IT系统必须配备声光报警系统, 并设在适当的地方以便医务人员可以一直监视声光信号。在ICU病房内, 通常每床或每2床配备一套IT系统, 因此在ICU内部将出现多个相同的声光报警装置。江苏省苏北人民医院ICU病房采用德国本德尔MK2430-12型报警系统, 因绝缘监视仪本身就配备了RS485接口, MK2430-12型外接报警显示和测试仪可以利用绝缘监视仪自带RS485接口, 非常方便地与多个绝缘监视仪通信, 使多个绝缘监视仪公用一台外接报警装置。外接报警装置可以设置在护士站, 这样既节省了投资, 也方便了用户的使用和操作。
4 绝缘故障定位系统
在ICU病房内, 由于一个IT系统常常是多张床位的许多监护设备的电源, 每个系统的回路数量比手术室多, 因此当IT系统的绝缘监视仪报警以后, 如何判断发生对地故障的回路往往比较困难。而这些回路都长时间连接维持病人生命的设备, 不能像手术室内的IT系统一样在手术结束后采用逐个分断回路供电的方法来查找故障点, 这时采用绝缘故障定位系统就能很好地解决该问题。
江苏省苏北人民医院ICU病房采用了EDS151绝缘故障定位系统, 主要由以下部件组成:
(1) MED427P-2型绝缘监视仪;
(2) EDS151型绝缘故障评估仪;
(3) MK2430-12型外接报警显示和测试仪;
(4) AN450型专用电源;
(5) STW2型电流互感器。
EDS151绝缘故障定位系统的工作原理如图3所示。当IT系统对地存在绝缘故障时绝缘监视仪就会报警。然后, 绝缘监视仪中的PGH绝缘故障测试装置利用绝缘故障本身的对地漏电流震荡产生极低频率的测试电流, 并通过安装在各被监视回路上的电流互感器和与之连接的EDS151绝缘故障评估仪来检测每个回路内是否存在该测试电流, 从而定位故障回路。因为测试电流只存在于对地回路, 对于系统回路的工作电流而言, 该电流为剩余电流, 故其可以通过回路上的电流互感器检测出来。
采用绝缘故障定位系统能方便快捷地找出对地故障回路, 大大减少了日后的维修工作量。
5 结语
综上所述, 采用带绝缘监视装置的医疗IT系统具有以下优越性:
(1) 可以降低触电电压, 减小电网对地漏电流, 使人身触电危险降低到最小程度。
(2) 采用隔离变压器后可以防止接地系统内的漏电流窜入某些与病人连接的医疗电气设备的对地回路。
(3) 供电系统内部出现第一个对地漏电故障时不会导致断路器或熔断器动作, 因而保证了电源供电的可靠性。
(4) 减少对地漏电流可以提高防火安全性。
目前, 全国各地医院建设如火如荼, 医疗2类场所漏电保护的重要性也随着GB16895.24规范的普及越来越受到医院领导和医院建设者的重视。带绝缘监视装置的医疗IT系统因具有上述优越性而被广泛应用, 成为ICU、手术室等医疗2类场所的标准电源。
参考文献
[1]GB16895.24—2005建筑物电气装置