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电力变压器的状态诊断与检测(部分)电力变压器的状态诊断与检测（部分）邬伟民 江朝模 崔威1 引言状态诊断是设备开展状态维修的关键环节。只有通过诊断，才能较为清晰，较为准确地掌握设备的健康状况及其演变态势，才能进而合理的、适时的、有针对性的安排恰当的维护和修理。状态诊断。诊是采集信息，采集设备状态的相关信息，进行初步分析；断则是对信息综合分析之后下结论。信息从何来？四条渠道：巡视检查、带电检测、在线监测、离线测试。这四条信息渠道是状态诊断的四大技术支撑。缺一不可。就现场实际情况而言，电力设备的缺陷常常不少于一半是运行人员所发现的，尽管巡视检查发现的缺陷多数是表观的，但其中确实也不乏重大隐患的预兆；某些带电检测和在线监测业已崭露头角；而电力设备预防性试验规程（以下简称预规）所规定的变压器的各项测试（含带电检测和离线测试），依然由于其有效性久经验证而稳居主裁地位。状态诊断的这四支撑可以统称为状态检测。目前都须提高技术水平，为状态诊断提供优质信息。面临这多渠道多专业的丰富信息，需要去伪存真，由表及里，核对印证，比较分析，评估判断，而且判断设备有无内部缺陷及其严重程度和判定设备的安全可靠性还需要结合运行经验。很显然，状态诊断是一个技术含量最为聚集的环节，是开展状态维修必须重视和加强的环节。甚至可以说：状态维修开展得好坏，在很大程度取决于状态诊断的水平。更上一层讲，设备状态诊断乃是设备管理的枢纽。这是因为设备状态诊断还应有评估设备寿命的功能，进而为合理使用其寿命提供依据，以求取得最大经济效益。本文仅拟阐述与状态维修相关的电力变压器的状态诊断诸事宜。电力变压器状态诊断主要应就被诊断变压器回答以下四个问题：1不需要安排停电检修？2若需要，宜在什么时间内安排？3若需要，需要检修的内容？4需要采取什么样的维护？2有关变压器状态诊断的若干概念21 状态维修状态维修是以对设备状态的诊断为基础，对设备进行维护和检修的管理模式和制度。 状态维修是现代化管理理念的体现，是预防性修试的高级阶段。电力系统开展状态维修的直接目的是降低电力设备的不可用率，提高供电可靠率；终极目的是提高企业经济效益和社会效益。开展状态维修的基础（或前提条件）是设备具有较高的健康水平。这主要取决于产品的技术质量。开展状态维修的另一前提条件是应有较高的运行管理水平，这包括：合理选用设备、精心周详的维护，适用有效的检测、专业水准的分析诊断，畅通的决策指挥，训练有素的实施队伍。 开展状态维修的关键是领导层的决断。目前，电力设备实施状态维修的必要性越来越迫切，具备试行状态维修可能性的供电单位也逐渐多起来。22 在线监测在不影响设备正常运行的前提下，对设备工作时的状况连续或定时进行的监测，通常这些监测可以自动进行。在线监测的主要特征是检测装置（至少是采样装置）与被监测设备同在生产线上运行。按照上述（援引自预规）定义，变压器的运行电压、电流、温度等对状态诊断极为重要的信息提供都属于在线监测。由于这些监测结果的可信性久经考验，当它们越过某一规定界限时不仅仅自动记录和发出信号，还常常被用于启动继电保护。目前，还有多项在线监测，如：油中含气、局部放电、铁心接地电流、套管介损等等也已在部分变压器上试用。在线监测按构成可分二种：集中式和分布式。前者通过线缆将信号传输至中央控制站；后者是仅在就地显示，也可以就地打印；有的仅在设备的采样部位装传感器，有待人员执指示仪表去测取信息数据，这也可以称之为分布式半在线。23 带电检测对在运行电压下的设备，使用专用仪器，由人员参与进行的测量。据此定义（亦援引自预规），该预规中，电力变压器的第一项预防性试验（油中溶解气体的色谱分析）就是带电检测。红外热象分析也是带电检测。所有已经或可能实现在线监测的项目都可以进行带电检测。带电检测还包括至今无法实现在线监测的项目，如：油化验等。24 离线测试将设备撤出运行，由人员使用专用仪器和试验电源（有的仪器内附试验电源）进行的测量。离线测试的特征很明显：被试设备退出了生产线，测试设备本不在生产线上。预防试验中被试设备必须停运的项目都属于离线测试。25 巡视检查巡视检查历来是电气运行人员一项重要的工作内容。用眼看、耳听、鼻嗅、手摸来获得设备状态的信息。带电检测、在线监测是运行人员巡检延展和深入，使用高科技手段，可获得更准、更细、更确定的信息。但既使是电脑、机器人也只是人脑和自然人的模拟和近似。不如人意之处多！比如，操作时的手感，特殊气象和工况下的杂音、异味，某些外表的颜色变化，莫明其妙的连锁反应。因此，巡视检查这一传统的状态信息渠道，不仅不能废弃，还必须通过培训，提高察颜观色、见微知著的能力。应当强调：既使实现了无人值守的变电站，定期和特殊的巡视检查都是不可取消的。26 运行分析传统的运行分析，各地各供电单位在分析的广度（涵盖内容）和深度方面相去甚远，参差不齐。开展状态维修的单位的主管业务部门应把运行分析提升到设备状态诊断的层面。即：综合四大技术支撑提供的信息分析，就本文引言中的四问作出明确的回答。状态诊断应是无异常情况下的定期进行和不正常情况时的及时进行相结合。3变压器各检测项目有效性和成熟性评估31 油中气体的检测油中含气过多对变压器安全运行是有害的，变压器里有可燃性气体是内部有故障的特征。这两句话，人们早已知道。顶盖上的气体继电器里面有没有气？多不多？可不可燃？是最早的气体在线监测。油中溶解气体的检测实际上是两种方法：带电检测和在线监测。前者已习惯性地被叫作色谱分析。色谱分析仪在国内地区及以上供电单位早已配置齐全。后者将检测装置装在变压器箱壳外的油路上，国内110kV及以上的变压器估计有10%左右已实现了油中溶解气体的在线监测。311 油中溶解气体的色谱分析上世纪七十年代初，中科院兰州化物所、东北电力技改局等单位用物理方法把溶解在变压器中的气体脱出，分离成单组份，然后识别、定量，并找出了各组份与变压器内部故障的定性联系，确定了量的界限，为变压器的状态检测开创了一条新路。三十多年来，这一检测技术的功效在行业内早已众所周知，无庸赘言。312 变压器油中含气的在线监测我国110kV及以上电压等级的电力变压器一万余台，装上了油中含气在线测装置的变压器超过1千台。其中80%以上是加拿大SYPRTEC公司生产的H201R和H201型变压器早期故障监测装置。据报道：运行稳定，可靠性较高，业绩不错。它借渗透膜原理将气从油中析出，用燃料电池原理检定气体，燃料就是被检定的气体。所以检定器无须外源。整体结构相对简单。就地显示，报警，并可远传。所检定的气体是一个四组份混合量，以H2和CO为主，还有C2H2和C2H4，检测灵敏度不同，检出总量可用100%H2+18%CO+8%C2H2+1.5%C2H4表示。从七十年代中期，色谱分析用于诊断变压器内部故障在大见成效之后，将这一检测技术在线化的念头就萌生了。80年代初至今，一代又一代的变压器油中含气在线监测装置相继出现过，大多以技术和材质的原因来去匆忽。现在在线运行的国产装置，大多是在引进技术的基础上，加以部分改良，其中有些技术正在研发，如红外光谱法检定。现在少数已在线运行或正在研发的油中含气在线监测装置标称或试图象色谱分析一样对油中含气各组份（一般包括以下组份：H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6、CO2）作100%的全分析。还能与色谱分析一样，分析故障的性质。在此，强调注意以下三点： 1） 据报道，全世界有近二万台变压器、国内有一千多台变压器装有油中含气在线监测装置。至今未见一例（不排除笔者孤陋寡闻）变压器内部有突发故障时，在线监测直接启动断路器分闸，将变压器撤运的报道。无论是全组分检定，还是少组分混合气体的在线监测。都只起报警作用，都需再取油样，经色谱分析终裁后，决定变压器停不停，并分析故障性质。因此，气体在线监测的第一优点-及时性就因权威性不够而不得不大打折扣。 2） 能检出变压器内部故障的油中含气无一不含H2。充油变压器内部无论是过热、电晕、局部放电、电弧，变压器油都会裂解产生H2。而H2在油中的溶解度是上述诸气体中最低的，只有其它气体1.4-65分之一。由于气体在线监测没有色谱分析必有的采油样、油样保管、运输、转移等可能逸散H2的环节。这使得气体在线监测成倍提高了发现所有故障的特征气体H2，进而发现故障苗头的灵敏度。这一优点以H2为主的在线监测最为突出。 3） 开展状态维修的终极目的是提高经济效益。气体全组份检定（即各组分全检定）与少组分混合检定（以H2为主）的在线监测装置相比，价格却高2-3倍。313 变压器油的其它测试运行中变压器油的检测项目有十多项，多数是理化分析。对变压器来讲，都属于带电检测。对变压器油而言是离线测试。各项测试都相对简便易行、成本也不高。1）油中含水分析油中含水与固体绝缘中的含水量是个与温度相关的动态平衡，绕组的温度又直接与负载有关。可以通过大量采样（油温、负载电流、油中含水量）、记录，结合停电测得的绝缘参数（如：tg、绝缘电阻、吸收比、极化指数、泄漏电流等）分析、诊断和掌握变压器绝缘演变的趋势。油中含水也已可以在线监测，更利于诊断变压器绝缘状况。2）油耐压试验这个项目直接反映油的绝缘强度，使用频度最高，现场使用注意必须严格执行规程、规范地操作，提高准确性。3） 醣醛含量测量这个项目预规尚未列入，但对于诊断变压器固体绝缘的老化程度行之有效，测试的频度也不高，建议列入规程，并坚持进行。新变压器投运前作，留个原始记录，三年五年之后作第二次，第三次，老变压器1-2年作一次。32 热检测运行中的变压器发热不少：铁心励磁（铁损）发热，绕圈载流（铜损）发热，接头接触发热，绝缘材料（介损）发热，夹件和箱壳因漏磁造成的涡流发热。传统的温度测量就是宏观监视这些发热是否正常。321 温度（升）监测最粗略的温度在线监测就是在各受关注的部位贴示温腊片。量化的温度在线监测使用温度计，常用的有酒精温度计和电阻温度计。多数是测变压器上层油温。重要的是：应作好附有运行电压，输入电流和环境温度和各测温点温度变化的曲线，并注明气象要素：风、雨、雪.和冷却装置的运行方式。这对提高分析和诊断的质和量极有裨益。通过分析，现场发现油循环回路不正常的事例屡屡不断。美国联合爱迪生公司在250多台大型变压器上用磁性体将温度传感器分别吸附在变压器箱和有载开关的油箱上，监测两油箱之温差有无异常，据称颇有收益。322 红外热像检测红外热像检测是一项新兴的带电检测。国内地区及以上供电单位多数配置有红外热成像仪。红外热成像仪检出电力设备内外部热故障的功能异常强大，而且远未发挥尽致，但对变压器目前还只限于以下功能： 1） 套管上各引线接头的接触是否良好。通过三相互比，完全可以在远小于标准上限之前检出接触相对不佳的接头。 2） 油枕和套管的油位。特别是检出假油位。 3） 散热器冷却管有无淤塞。 4） 检出轴承磨损或擦膛的潜油泵。这是大型变压器的多发病，有时对变压器构成特大威胁。发生上述缺陷，其温度可能比正常潜油泵高出十几度乃至几十度，热像仪一般都能分辩0.2以上的温差。这类缺陷即使使用价格更低的红外点温仪也能轻而易举地检出。 5） 由于漏磁造成的箱壳局部发热此外，利用红外热像仪精细的温度分辩率（最高可达0.02）和空间分辩率，通过分析热象图，检出变压器套管受潮和分接开关接触不良的缺陷的努力也取得了一些实绩。如：某110kV变压器，箱壳中部壁上有一团状热区，中心较边缘高2-3K，分析不象是漏磁所致，后来温差又有变大，遂怀疑是B相无励磁分接开关接触不良，停电吊检证实果然如此。33 局部放电测量变压器大多数绝缘事故都有局部放电作先兆。作为考核变压器绝缘状况和工艺质量的重要技术手段-局部放电测量在工厂，试验站早已成熟，其精度可到1PC。在带电状态下，用超声法确定局部放电的故障点，成功率也很高。在运行条件下，带电检测或在线监测局部放电的努力，至少有30多年的历史，进展不大。局部放电量的最小可检出值还在1000PC左右，数倍于试验电压（1.3-1.5倍运行电压）下的局放允许值的上限。因此，在现场用带电检测或在线监测发现小于国家标准的局部放电至今尚无指望。主要困难还是现场的背景干扰太大，带电设备外部的电晕放电造成的干扰一般不小于几百PC，但这个检测起始值（1000PC左右）并不是毫无意义的。它可以作为油中含气检测发现或怀疑有放电故障之后的跟踪监测手段。存在这种可能性的根本原因是大多数变压器，尤其是老旧变压器，局放达到1000PC时，离发生绝缘击穿还有一段时日。34 四项常规预试预规中规定的变压器的定期离线测试项目有四项：介质损失角正切值（tg）、绝缘电阻、泄漏电流、绕组电阻。现行的tg测试，对变压器本体的检缺功效多遭置疑，对电容式套管的检缺功能则一直是肯定的，由于测介损的同时可以测得电容量C，这对于检出高压电容套管的受潮、局放造成的电容层短路，小套管引线松脱等常见故障都很灵敏。现在试运行中的变压器绝缘在线监测的主要内容和投入是测套管的tg和等值电容C。在线测tg还需要电压信号以比较相位角，比仅需电流信号的（在运行电压的变化范围内给出电流允许范围）的测C繁琐些。绕组电阻的测试只能停电进行，尽管对变压器导电回路完好性的检缺能力并不是无所不能的，如：分接开关（一般都在高、中压绕组上）接触不良，各股并绕导线股间短接缺陷等主要还靠油中含气分析察觉。但绕组电阻测试对于导电回路完好性的主裁地位仍然是无庸置疑的。预规要求上述四项每1-3年定期作。开展状态维修，这四项的停电周期要调整，开始阶段可在