7 运行维护.doc

7、运行维护 一般来说，变压器没有运动部件便不会有磨损，因此不需维护。的确，许多小变压器，特别是在配电系统安装的那些配电变压器，一旦投入运行后，许多年很少需要维护，这就是文献上所说的“安装忽略”理沦。然而，如果采取一定的维护措施，大多数变压器将会更可靠地运行，变压器容量越大，维护的作用也越重要，因此需要常规和经常关注的必要性越大。 以下内容将分析通过常规维护方案得到的好处，并论述提高变压器可靠性的常规维护程序，在此仅仅论述充油变压器。对于于式变压器来说，除了保持清洁和干燥外，仅需要很少的维护。 设备维护的内容是： 获得最大的切合实际的运行有效性； 得到最佳的运行寿命； 将早期和术预料到的失效危险降到最低限度。 对电力变压器来说，维护人员在保证运行效率方面的侧重点是保证冷却装置功能正确。因此，要获得最佳的运行寿命和最小的预期失效危险，是变压器维护的主要目标。尽管在某种意义上说，变压器维护是一项单独的工作，但它们与变压器的状态有某些内在联系。维护人员必须根据监测的现状密切掌握变压器变化，主要是根据密切监测得到变压器油的状态，这样，本章的大多内容则均与油的采样和试验有关。通过采样和试验可获得变压器的状态信息，参考资料有BS5730“英国维护绝缘油的实用标准准则”。这一标准根据IEC 422，适用于世界范围许多国家。应强调指出，可将本章内容作为运行维护的一个起点，任何建议都无法替代由厂家或用户提出的实际维护方面的要求。本章的目的是提请对于影响变压器寿命及运芍可靠性的各种因素加以注意。 7.1、采样程序 通过采取油样对变压器油进行监测，是运行维护的一项基本要求可以在设备停电最短的条件下进行取样，如果需要，甚至可以在设备负载的情况下进行。对电气维护人员来说，油的采样是一项很普通的工作，因此过多论述这个问题没有必要，显然，教科书不是提供这种实际取样说明的最好方式。油样是关于变压器状态的重要信息来源，为了保证获得的信息可靠，最重要的是取样时必须极其认真。值得强调的最重要方面是采样过程，应参考BS5263关于“采取液体电介质的方法”，这一标准根据IEC475，标题相同。 在英国，采样程序是抽油，为了取油样，最好配置单独的阀，让油流进采样器。在某些国家，特别是欧洲某些国家，是将油吸进特制的大注射器中。在英国，还习惯在距油箱底部 lm处安装一个采样阀，这样可抽出大批量变压器油。图120示出了英国中央供电局(CEGB)规定的采油阀。 图l20、典型的采样装置 为了冲洗阀并保证阀四周没有污染，一开始要先打开采样阀，放几升油，以便放进干净的采样器。通常的做法是用一根短的软管接到阀，以便油能较容易进入采样器。一旦建立了这种稳定的流动冲洗，则不应干扰阀，直到完成取样，这样可避免对阀四周残渣的扰动，并使采样时能使残渣进入采样器。取样器应处于半倾斜状态，在取样前，凡是用过的取样器不能再次使用。应使油顺着取样器玻璃管流进容器底部，以免进入空气，将采样容器充满油直到溢出为止，这样可以消除气泡。先倒掉少量样品，使容器留有一定膨胀空间，然后再将容器底部紧紧封住。 直接进行取样时，应将采样容器倒过来，这样有助于直观检查油样。采样时可能出现气泡。任何气泡均是游离水所致，几乎没有规定对含游离水的油样进行电气试验，因此应将油样废弃，重新取样，无论水是偶然进入样品还是油样代表实际变压器油。虽然能够在变压器运行时采取油样，但最好在停止运行之后尽快采取油样，这样可使油样能代表变压器的基本状态，并可避免外来物质和水进入油中沉淀在油箱底部，致使在取样时取不到。另外，取样时记录变压器油温是很重要的，最终样品应清楚的标注变压器的详细数据和采样日期。 7.1.1、变压器油的存贮 严格地说，虽然油的存贮不属于变压器的维护程序，但是制定一些关于油在存贮方面的维护要求还是有必要的。油可以被存贮在大的贮油罐中，但通常更多的是存贮在由炼油厂运送来的油桶中。大贮油罐通常要安装一个硅胶吸湿器，经常检查干燥剂，并使其保持在于燥状态是很重要的。存贮在油桶中的油可以通过桶盖塞子吸收湿气。为了保证桶盖上不聚集水 (油被冷却时不吸入水)，应将油桶放在水平位置，并且桶盖塞子应处于时钟9点和3点的位置。油桶最好存贮在温度变化最小的室内，如果必须将油桶放在室外，则至少要保证其不会受到温差的影响，还要避免直接日晒。油的存贮周期应当最短，存贮系统必须保证最先存贮的油能最先使用。即使已经加以注意，油桶中的油仍然要比大贮油罐中的油水分含量高，这就是为什么BS 148中允许桶装新油要比大贮油罐新油的水分含量高的原因。 可以对存贮油的水分含量进行估算。实际上，对开关装置用油来说，这一点要比变压器用油更为重要。变压器绝缘有很强的吸水能力，如果中等尺寸的大型变压器绝缘中含有 1%2%的水分，那么绝缘能够吸收的总水量将达到几升。如果变压器需要添加油，从含水量为40(桶装运输油的含水量最大允许值)的油桶中抽50L油，那么加入变压器的总水分含量应当为： 与变压器绝缘中已经存在的含水量相比，油中所含有的水分含量则微不足道，即使油桶中的油含有两倍允许值的含水量，也不会有太大的影响。当然并不是说可以疏忽油的存贮程序，因为对它的疏忽将有可能会导致油质的很快严重劣化，最终导致变压器出现事故。 图12l、对油桶取样采用的“采样器”卡尔莱斯炼油和销售有限公司提供 如果要求从大贮油罐中采取油样，处理程序则同变压器取样程序相同。若从油桶中提取油样，需要采用玻璃吸管或采样器。采样器的长度应能达到油桶底部。图121示出了从油桶采取油样的方法。在放进油桶之前，采样器必须经过认真清洁，特别是采样器外部，因为如果外部不干净，就会对油带来污染，不能代表贮油进行检验。为了保证不发生污染，可采用聚丙烯或类似材料的不起毛布擦净取样器。普通的碎布或纸巾含有纤维，因此不能用来擦采样器。一开始将采样器放在能取一半容量油的位置，因为要用这一半容量的油漂洗采样器内壁。然后将油倒掉，重新采取足够油样并且漂洗采样器。完成漂洗之后，开始严格的采样。一旦采样器外侧变成“油污”状，则需要极其细心，以免采样器受到空中灰尘的污染。采样时应用拇指按住采样器顶端，直到它达到油桶底部，然后放开拇指，这样便于发现桶底含有游离水或污染的油样。之后，用与变压器采样相同的程序将采样器充满油。 7.1.2、采样时间 英国标准5730根据变压器的重要性规定出不同的采样周期，对于大多数变压器来说，要求在注油或重新注油之后一年的时间才进行取样并进行电气强度和含水量试验。做这些试验后，应对重要的变压器每隔两年采取油样进行试验，对于不太重要的变压器则需每隔4年或6年做一次取样试验。 应当以非常简便的方式进行检查，显然，注油或重新注油后采样最为合适。除此之外，每年采样并且将试验结果制成表格或者绘成曲线，直到可以进行趋势分析。根据样品分析结论做出的维护决定常常是较为正确的。英国中央供电局对发电机变压器的采样时间定为3个月一次。据说，在印度尼西亚边远地区的镍冶炼厂，对于较为重要的电炉变压器则需要每月采一次油样。显然，对那些较小型的配电变压器，一旦安装以后，将要与其他维护一同进行，也许要5年或者6年的时间才采一次油样。 7.1.3、被试样品 无论何时，采样时都应当首先检查样品的气味、外观和颜色。如果在重新注油后取样，应进行电气强度试验。如果怀疑样品含水量高，即如果存在游离水或油样没有通过电气强度试验，最好采用卡尔费什试验来确定油的实际含水量。BS 6725(IEC 814)论述了卡尔费什滴定自动库仑计确定绝缘液体中含水量的方法。 可接受的含水量将决定变压器的寿命、电压等级和它的战略重要性。尽管保持尽可能低的含水量始终是理想的，但132kV变压器在运行若干年后，在80温度时的含水量上限大约在4050。若高于这一数值则意味着已经没有必要进行油的处理。正如先前解释的那样，绝缘纸中吸收的水分含量是相当大的，利用干燥油消除绝缘纸中的水分将是一个缓慢的过程，主要应当考虑找出含水量为什么会这样的原因：是否应当立即更换新的吸湿器?是否安错了阀，使变压器暴露于空气并且吸湿器已经旁路?对水冷变压器来说，水能漏到油中吗?显然，经常采样可以保证补偿措施成功地用于解决这些实际问题。 根据油的气味或颜色可以推测油是否遭受明显的氧化，按此推测可进行酸度测试。BS 5730建议，除了对最重要的变压器外，如果油的酸度值水平低于0.3mg(KOH)/g并且不存在其他不好的特征，则认为油处于较好的状态。假定酸度值在0.3mg和0.5mg(KOH)/g之间，则应经常对样品进行试验，以保证酸度值不超过0.5mg(KOH)/g。若超过这一水平，BS标准建议应当换新油。 在换油过程中，变压器中的剩油对新油的污染也会形成较严重的威胁，并且旧油酸度值越高，就越容易引起危害。在替换酸度值很高的油时，最重要的是让铁心和绕组都静置几个小时，这样可以将用过的油排净，然后在重新注入新油之前，要尽可能用净油彻底冲刷变压器。 到目前为止，对所有重要变压器的最有价值试验是油中溶气分析，应记录碳氢气体的含量，并与变压器先前的碳氢气体含量进行对比，应调查并解释含量不明原因的突然增高。 可能会出现这种情况，对一台较老的变压器来说，较高的负载已经消耗掉它的大部分寿命，但与先前的记录相比，如果存在低温气体，例如，氢气和某些乙烷呈现出稳定性增长的趋势，则可能预示着存在中温过热。如果确定是这种情况，气体含量的基本趋势则不会有突然变化，油的所有其他特性也可以令人满意，因此不需要采取措施。 7.2、油中溶气分析 7.2.1、引言 油中溶气分析 (d.g.a)是维护人员进行变压器状态和寿命预期最有价值和最重要的有效方式。有些作者对它的功效提出了过高的期望，但这种方法也有它的局限性。在英国，这种方法的使用于20世纪70年代早期，由英国中央供电局与一家大型变压器制造厂共同合作，在那段时间里，这种方法通过避免事故和发电损失而节省了很大一笔资金。但是这种方法却无法预测发电机变压器的失效，值得深入研究的是分析过程和哪些气体是故障指示气体，哪些气体是探测不到的气体。 由于油中产生气体从而导致设备出现故障。火花和电弧故障及严重过热现象会使油浸设备发生化学反应。严重过热和破坏性放电状态的影响程度由故障的严重性和存在的其他材料所决定，例如同体绝缘的被破坏程度。固体和液体绝缘材料也产生气体，而且是最主要和应关注的产气源。分析和解释技术可以区分由于空气污染、氧化作用和局部放电产生的气体，以及由于较严重的过热和电气故障所产生的气体。这些故障可以毁坏绝缘并且导致对设备造成高代价的严重破坏。 7.2.2、背景值 识别电气设备中气体的意义首先是用来区别变压器中产生的可燃和难燃气体。早在 20世纪20年代便已经可以做到这一点。具体做法是将光施加到油样品或从Buchholz继电器通气口收集的气体上。 最初的程序其目的是探测氢气，如果存在氢气，则意味着变压器存在故障。在其后的30多年里，这种方法发展为不仅能够探测氢气、乙炔和一氧化碳，还可以推导出故障的某些性能指标。特别是，存在乙炔则意味着存在高温，一氧化碳的存在则意味着固体绝缘也存在着高温过热现象。 在1955年1965年10年时间里，随着光谱技术、质谱技术和红外分析技术的发展，导致可以采用Buchholz继电器来分析气体，从而最终实现通过油中溶气分析并利用Buchholz继电器来搜集气体的目的，在油达到饱和之前便可探测并解释存在的气体。 这种分析技术的进展伴随着电力系统的扩大以及一些国家 (包括英国在内)，电网电压等级的升高，但变压器的故障率也在上升。气体分析与设备的故障检测，促使人们深入研究失效设备中气体的形成过程，并且对不同故障温度的某些气体比值做出正确的评价。 7.2.3、气体形成理论 故障所产生的气体成分是由许多因素所决定的。此外，通过取样分析油中溶气，可以发现另外一些间接影响因素。它们是，变压器的运行历史、负载方式、变压器绝缘的数量和干燥程度以及故障的确切位置。尽管如此，故障气体的生成模式仍与故障的温度有关。据此，认真分析所有相关因素，便可以得到故障性质和严重程度方面的认识。 图122、矿物油受热后产生的自由基 故障能量对碳氢化合物分子的分解有着直接的影响，使其产生如图 l22所示的自由基。分子的重新结合会产生低分子重量的碳氢气体。分子的重新结合过程主要由温度来确定，但也要受到其他条件的影响。 这种结果是会使油中产生的气体具有如图 123所示的形式。对于最低温度的故障来说，会产生甲烷和氢气，但前者是主要的故障气体。随着故障温度的增加，开始生成乙烷，甲烷含量则降低，因此，乙烷甲烷比值占据优势。在较高的温度下，乙烷生成的速率降低，乙烯开始生成并且立即超过乙烷的比例。最后，在很高的温度下会出现乙炔。随着温度升高，乙炔仍将成为最主要的故障气体。已经看到图123中的轴向坐标没有温度范围，但此图却分出了各种故障的类型。在图中示出有：正常运行温度到达140，热点运行时的温度可以达到250，而过热运行时的高温可以达到1000。乙烯生成的峰值大约在700左右。 图123、以温度为背景的矿物油碳氢气体生成 在论文中经常出现的曲线类似于图 124所示的溶气分析曲线。从图中曲线可以看出，对数坐标上的碳氢气体部分压力随着温度增加而增加，这一点最初发表在1973的“石油研究所期刊”上，作者是豪斯蒂德。论文较科学准确地论述了气体组成及随温度的变化过程，因此可以说明温度与气体施加的部分压力成正比。图123示出了一种更易于理解的气体生成过程。 图l24、系统C(固体)的平衡压力 的总系统压力是。 从图 123可以看出，气体变化比值在温度范围内会随温度而变化。前面所述的气体比值如下： 这些比值由英国中央供电局的戴维斯和P波顿先生在1972年提出。对于每一对气体比值来说，如果比值低于1，其编码则为零，如果比值大于1，编码则为1。然后列出表格，如表6-12所示，在温度范围的某一天，每对编码都可能相关。 表12、1972年由英国中央供电局的波顿和戴维斯先生提出的气体比值诊断 在1974年，经过详细的研究溶气分析数据和相关的变压器故障之后，英国中央供电局的罗杰斯先生提出了根据气体比值大小来判断故障。表13和表14分别列出了故障的区分结果。这些被称为罗杰斯比值法，目前仍广泛应用在油中溶气分析判定故障环境的方法中。 表13、罗杰斯在1974年提出的气体比值编码 表14、对表13的罗杰斯编码的诊断 还有人采用其他比值法。例如，英国标准5800的编者在“解释运行变压器和其他充油电气设备的油中溶气分析导则”(与IEC 599相同)中认为，仅仅采用三对比值，即省去乙烯与甲烷之比值，可以简化油中溶气分析的诊断程序。这一标准主要是要表明故障所能达到的温度，而不是对故障进行区分判定。标准中指出了引起温升的典型故障。判定结果见表15。 表15、根据BS 5800(IEC 559)改造的故障诊断表 在前面的论述中，没有提到关于CO和的含量。现在有一种根据CO和含量得出判定结果的观点曾经一度认为，仅仅是绝缘纤维过热才产生CO气体。但现在人们已经认识到，和 C0还来源于油的正常氧化，即在不同的变压器中，CO和的比例大不相同。因此，除非长期建立的模式发生非常明显的变化，否则，这些气体一般则较容易被忽略。进一步争论是，如果只有在金属表面严重过热的情况下才出现严重的绝缘劣化，那么，通过分析油中存在的其他气体能否发现这种绝缘劣化。 除上述研究以外，最近在探测纤维劣化的产物方面已经获得了新的成功，因此可以据此调查这方面的低温过热。以下对这一方法做详细论述。 7.3、实际诊断 有些人和某些机构认为油中溶气分析是解决变压器所有运行问题的方法，但实际情况并非如此，在利用油中溶气分析方法判定故障时还会遇到一些其他情况。 首先应当注意，要避免根据单一采样得出结论。单一采样意味着在某个特定位置的特定时间采样，因为采样者必须做的第一件事是对于推测故障的分析，要进行二次采样并做重复分析。假定重复采样能够证实最初的诊断，接下来则应当回顾变压器先前的运行状况：何时采取最后一个样品，测试结果如何？气体从何时发生变化，其变化达到何种程度？ 如果变压器已经投入运行很长一段时间，其负载方式并没有发生明显变化，且在相当一段时间里的抽样显示油中气体含量变化不大，在这种情况下，则需重视突然的突变性变化。即使如此，仍需要对气体含量的变化密切关注：气体可以从有载分接开关的分压开关室扩散出来吗？近来是否有人往变压器中注入了污染的变压器油？ 只有提出并适当解决这些问题，才能有针对性地解决存在的故障。在得到肯定的回答后，应当考虑提高采样的频率。如果一提出怀疑就进行重复采样并进行分析，那么，便可以马上通过气体生成速率得知已经存在的故障。因为两次采样之间可能至少有一天或两天的时间间隔。要根据故障气体形成的速率和故障类型来增加采样频率。如果故障类型属于中温过热，快速获得气体指标的响应则不像高温过热故障那样重要，也许存在的乙炔便可指示故障的存在。 当故障被证实后，它的发展可能已经被监测了几个星期，因此需要立即做出如何解决问题的决定。可以抽出变压器油并且进入油箱直观检查，此时，也许油中溶气水平已经接近饱和。危险的自由气体生成物便可使油接近饱和。在这种情况下，通过油处理或在线监测方式，或者令变压器停止运行都是一种可供选择的方式。 其他重要方面是大多数电力变压器油中都存在碳氢气体。那些已经运行多年并且在接近额定负载下运行很长时间的变压器，其油中的某些气体可以达到百万分之几十甚至百万分之一百。但是大部分气体含量仍是正常的。因此，由于许多其他因素，例如前面所言，单纯利用油中溶气分析方法不可能得到特定变压器的状态标志或预期寿命，最可靠的指标是油中溶气分析的历史记录，而油中溶气含量的突然变化是在确定的运行模式中突然观测到的。典型的情况是一台 4O0kV大型发电机变压器，其已经安全运行了10年左右，通过常规的每3个月抽取油样进行分析发现，油中溶气含量突然增高，甲烷、乙烯及乙炔均由原来的1或2增加到10。经过重复取样后，已经证实了油中溶气分析结果。在这种情况下，将变压器停止运行，并抽出变压器油以便进入油箱实施检查。经过内部检查发现，400kV主连线松动。由于连线在辐向上包缠着15mm厚绝缘纸，所以从外观上看不出问题。经过重新修复软连线，对引线重新绝缘，当变压器重新投入运行后再没有出现问题。 显然，在这一阶段应当认真研究变压器的运行历史。 首先是英国中央供电局所取得的早期成功中的一个实例。在大型发电机现场投入试运行几个星期后，发现 22kV/440kV发电机变压器的油中溶气含量大大超过了新变压器应当具有的溶气含量水平，从图125中可以看出这一点。表16已经列出了实际的油中溶气分析值。从表中还可看到当时计算出来的气体比值，以便与罗杰斯1974年提出的计算比值进行对比。从表中可以看出，初始比值在1010和0010之间变化，前者最为普遍。利用表12进行解释可以诊断此变压器故障是“循环电流或接缝过热”或可能是“一般性导线过热”。罗杰斯比值以1020为主，偶然情况下是0020。根据表14可以解释故障为“铁心和油箱存在循环电流”。罗杰斯并没有设计0020模式。 图125、1号发电机变压器初始投入运行时的油中溶气含量水平 表16、1号发电机变压器油样中的碳氢溶气含量。采样时间和当时计算出来的气体比值与罗杰斯比值的对比 现场利用涡轮机房的起吊装置将变压器吊出油箱后，通过直观检查立即发现，问题出在铁心框架和铁心框架与油箱绝缘部位。由于变压器绝缘在运输期间遭受到破坏，因此在铁心框架之间发生电弧，框架与油箱之间还出现了循环电流通过框架和油箱。有一段时期，这个问题在大型变压器上经常出现，因此对铁心的绝缘需要做非常谨慎的试验。如果已经达到规定的较高试验要求，则可以不做这种试验。在发生电弧放电的部位增加绝缘后将铁心和线圈放进油箱，使变压器重新投人运行。图126示出了返修后的变压器油中溶气分析数据，从这些数据可以看出，油中溶气含量的变化为零，从而证实了变压器维修是成功的。 图126、实例研究1号发电机变压器修复后的油中溶气含量 研究的第二个实例不太成功，它没有指出故障和需要维护的正确位置，一部分原因是由于有许多相关的小故障连续发生，此外，是由于操作和维护人员对油进行了大量的脱气。当变压器油中溶气含量增加时，维护人员有时会陷入到一种进退两难的境地，因为脱气会使释放出来的自由气体含量达到能使 Buchholz继电器动作的程度。为了避免出现这种情况，其策略是对油进行处理，以便降低油中溶气含量。然而，令人遗憾的是，油中溶气分析方法在诊断故障时，会使人产生极大的迷惑。因为虽然油中气体含量得到降低，但绝缘材料中的气体含量却仍然处于很高的水平。当很高的气体含量扩散到油中，一直达到平衡时，会增加油中的气体含量，而这种气体的生成速率却与故障无关。因此，对故障气体进行诊断时，最好采用没有脱气处理的油。 此实例变压器是一台 l9.5kV/300kV发电机变压器，油中溶气含量首先表明了变压器运行前6年的状况以及延续运行l4年后，直到最后因碎屑造成Buchholz继电器动作，不得不将变压器从系统撤离的油中溶气数据。表17是此台变压器14年运行期间的油中溶气含量以及每次油样的采样时间。表中还包括罗杰斯比值。在最后3年运行期间，由于机械原因，将发电机电压限制到 18.7kV。在此需要说明的是，在这段时间，油中溶气含量较为稳定。在整个运行周期里，发电机自动电压调整 (AVR) 存在一个控制问题，导致电压常常超过 l9.5kV。研究认为，变压器的一些问题是由于过电压阶段产生的过励磁所致，这或许可以通过降低运行电压而达到降低气体含量的目的。可以看出，罗杰斯比值并没有明确的模式。由于变压器的气体生成历史背景较复杂，并且已经积累了大量的监测数据，所以，在决定完全报废变压器之前，拆除变压器并进行详细检查是必要的。通过实际检查表明，变压器存在严重的故障，某些故障很可能形成较早，并且属于过励磁所致。已经判定的故障如下： 绕组夹紧调节螺栓的电弧放电。 与绕组应力屏蔽相连接处电弧放电。 在铁心钢板边缘，被持续通过的严重循环电流灼烧。 铁心框架和临近铁心框架的绝缘过热。 认为后两项故障属于过励磁所致。 表17、研究实例2发电机变压器在l969 年1983 年之间的油中溶气含量和罗杰斯比值。阴影部分表示数据来自油脱气后立即取样进行分析得到的结果 后一种情况证明，有时要完全的依赖油中溶气分析结果得出有价值的结论非常困难。油中溶气分析方法只不过是能够为运行维护人员提供可能存在故障的一种提示。有许多额外问题，例如，变压器能否从电网中撤除，能否进入油箱进行检查，以便确定故障位置等。即使已经做出这种决定，如果绕组内部存在故障，仍难以发现，因此利用外观检查查不出来。其次的问题是是否需要进一步采取措施，并使变压器从系统中撤离，大多数的维护人员都将回避这个问题。 74、气体监测器 在偶然的情况下，利用油中溶气分析也会检测出有一定严重程度的故障。除了故障的严重性以外，变压器在运行时会存在压力，这种压力会一直持续到变压器接近停止运行或也许直到从另外地点安装一台备用变压器为止。在这些情况下，则需要经常进行取样分析，安装气体在线监测器是一种可行且比较经济的做法。可以将在线监测装置连接到油路中，并且可以现场采样分析，即每隔 1h 便可进行取样分析。应当建立故障气体或总气体含量的报警值，以便监测超过规定限值的油中溶气含量。 这种气体在线监测装置由英国中央供电局与英国萨里郡的西格尔仪器公司共同研制。若干年前，西格尔仪器公司的仪器便连续投放市场，但是造价相当昂贵。因此，除了特殊情况以外，一般情况下不宜采用。由于存在很大的市场局限性，所以从 20 世纪 90 年代早期便已停止生产这种装置。然而，最近研制的可编程逻辑控制器，可使仪器成本得到极大降低，相信在不久的将来，这种装置会以同样的形式重新出现在市场上。 较经济的在线监测装置是氢气在线监测仪，它也是上述公司与英国中央供电局联合研制的。这种氢气在线监测的工作原理是，无论任何时候，变压器故障都会产生氢气(见图 6-123)，因此，只要连续监测并建立氢气报警值便可发现异常。 但是这种装置有一个缺点，即只要存在故障气体便报警。从以上论述可以看出，并不是只要有大量的某种气体或某些气体存在就能做为故障的标志，故障仅仅是以气体含量在现有基础上发生突然变化为标志。实际上，应当掌握最现代的判断氢气的方式，即仅仅考虑氢气含量出现突然变化的情况。 当然某些情况下，采用在线监测装置是非常有用的，这是做为在线监测装置能够对那些发展非常快速的故障发出报警。任何时候，人工采样都存在着采样频率方面的限制。按照每两三个月进行一次常规取样往往是不切合实际的，因为在这一时间段里，变压器可能会发生许多故障。应当明白，为什么英国国家电力公司规定，现在所有投入到 400kV和 275kV电力系统的新变压器都要安装油中溶气在线监测装置。 提出的另一项有价值的建议是，所有新投入运行的超高压变压器，在运行前3个月都应进行在线监测，要求变压器容易与在线监测装置连接在一起。 7.4.1、纤维劣化 虽然在20世纪70年代后期，英国中央供电局采用油中溶气分析方法在预测故障方面取得了显著的进步和许多成功，但在此期间，曾出现过一或两次没有预测出的灾难性失败。这暴露了油中溶气分析方法的不足。其中一个问题是，在很低的过热温度下，碳氢气体生成缓慢，因此很难精确的测出它们在油中的含量，虽然是低温过热，但仍然会导致缩短变压器预期寿命。在这种情况下，需要一种较精确并且敏感的测定绝缘纸劣化的方法。在这种背景下，开始了以下研究工作。资料来源于 1984年(8月9月)召开的国际大电网会议论文，作者是英国中央供电局的PJ波顿，J格雷厄姆，AC郝尔，JA拉沃尔和AJ欧来沃尔。以上几位作者所研究的方法均基于对110低温下绝缘纸受热劣化后油中化合物的分析结果。此种分析方法的意义在于配合油中溶气分析，但并非可做为一种单独的方法，要依靠油中溶气分析提出可能存在的故障报警。这一新技术将被用来获得关于故障性质和故障程度方面的更多信息。 采取油样之后，要与甲醇相混合。混合的目的是使油中一定量的化合物溶解在甲醇中，化合物的浓度由油的平衡来确定(与前面论述的油/水/纸平衡相类似)。将甲醇和它的溶解物放进高性能液体光谱分析仪中，以便进行单独化合物的分离和测量。图6-127示出了典型的色谱分析图。 采用甲醇提取的主要原因是避免油的成分聚集，造成光谱难于探测和区分化合物。 图6-l27 还列出了纸劣化的产物。在这些化合物中，2糠醛是从运行变压器中检测出来的常见化合物。 利用这种研究方法，对运行变压器采集了许多样品进行糠醛含量分析。已注意到一台22kV/400kV发电机变压器在16个星期内，乙烷和甲烷含量出现十分快速的增加，从而表明变压器存在150200的过热。在同样的时间段，糠醛含量则从0.7mg/L增加到1.7mg/L，推测纸和油都存在过热。变压器最终出现失效。 调查表明，变压器A相和B相绕组疏松，可能由于输电系统的故障和变压器低压绕组B相的匝间故障使变压器跳闸所致。绝缘纸出现的过热证实了糠醛含量高的原因。 利用这种方法探测纸劣化的可信度已得到证实。但这种方法也存在着与油中溶气分析相类似的司题，并没有规定正常变压器存在的糠醛含量标准，因此，不可能像有人希望的那样对全部变压器进行糠醛含量测量，以确定出绝缘过早老化的变压器。尚没有一种可以有效区分轻微劣化和局部严重劣化的方法。还有一种情况，即如果短期过载引起过热和严重老化，会产生一定量的糠醛，但随后进入正常的负载周期，并没有过热现象，糠醛被吸进大量的绝缘纸中，在这种情况下，油中的糠醛将与正常情况的稍有区别。正像油中溶气分析那样，经过一段时期后，又会测出糠醛含量，可将测到的阶跃变化看成是故障状态的一种标志。 7.4.2、在工厂试验期间进行油中溶气分析 当然应当指出，油中溶气分析不仅可作为变压器运行期间的一种判定故障的依据，同时还可做为工厂试验期间的一种非常有用的诊断方法。 电力部门正在逐步认识到，要检验大型变压器能否适应30年或30年以上的安全运行，仅凭几个小时的工厂试验是非常有限的。此外，技术规定将允许较高的运行温度，显然理论上仍允许高于热点试验所测到的平均值，但用户却不敢保证不出现超过允许限值的热点。还有一种趋势是，变压器厂家缩短温升试验时间，这样可以减少初始相位试验期间需要的强风冷却，但却减少了发现故障的概率。与此相反，许多用户规定温升试验或确切地说，热运行试验应当持续24h。在这一时间范围，从热运行试验前、后采取的油样中，可得到重要的油中溶气数值。 一般来说，虽然不能建立油中溶气含量的验收标准，但通过分析油样不仅可清楚地表明存在的严重故障，而且还能够揭示影响变压器预期寿命的绝缘过热故障。 当然，短路温升试验的一条标准是铁心磁通密度必须很低，能导致变压器出现过热的漏磁通也必须有很大的降低。英国中央供电局为此规定，延长过电压运行试验的时间，即相当于对变压器进行8h、83过励磁。认为在这样长的过励磁状态下，足以使油中产生能探测到的气体含量，并且可以反映出由漏磁通导致的明显过热。 当然许多厂家已经认识到在工厂试验期间(并非等到问题严重时)才发现变压器初始故障的好处。因此，提倡采用油中溶气分析作为工厂试验的一种性能分析方法。IEEE电机工程学会1981年7月在西屋电器协会召开的会议论文中，曾论述了两个研究实例。这两个实例均是壳式变压器。 第一台壳式变压器是三相带有载分接开关的壳式变压器。表618 示出了工厂温升试验后的油中溶气分析结果。推测温升试验前已经做过油样分析，但没有列出数据。假定一台刚注油并且已经过油处理的新变压器初始气体含量很低。即使在没有采用比值做判定的情况下，根据乙烯的含量便可清楚的看出变压器已经存在严重的过热。此外，新变压器中存在的乙炔应做为变压器存在故障的标志。论文指出，调查发现的过热是漏磁通所致。采取措施后，重复温升试验表明过热问题已经得到解决。 表6-18/在工厂试验期间采用的油中溶气分析： 例l. 根据 IEEE 电机工程学会 1981 年的论文,诊断结果：杂散磁通使变压器钢结构件受热。 报导的第二个实例是电炉变压器。此变压器具有很大的低压额定电流，低压引线和连线均采用带螺栓连接的铜排。表6-19示出了温升试验后的油中溶气分析结果，实际上油中碳氢气体含量相当正常。变压器溶气分析结果的非正常现象是所有样品均无氢气含量。分析经过最新处理的变压器油样并没有发现任何气体含量超标。当然，必须认真关注甲烷和乙烷含量。乙烯含量很低，表明变压器没有非常的过热现象。论文指出，尽管检查了所有螺栓，并没有发现松动现象，但证实螺栓拧得不到位，仅达1/4或1/2。进一步检查后没有发现其他故障。通过重复进行温升试验也没有发现任何碳氢气体。 表6-19、在工厂试验期间的油中溶气分析： 例2根据IEEE1981 年秋季会议论文, 诊断结果：低压引线嫘栓接点过热。 7.4.3、确定油中溶气的限值 由于上述原因，很难确定变压器的故障气体“限值”。因此，大多人在采用油中溶气分析碳氢气体和绝缘纸的纤维劣化物时，均侧重于分析它与原来的气体含量值的变化趋势。因为根据气体的变化趋势可以判断出是否存在故障。但许多变压器用户则感到应当有个限值标准，也有一些人已经致力于这方面的工作。国际电气电子工程师学会 (IEEE) 的油中溶气分析解释编码带有参考限值。 在英国，工程师协会(EA)的技术博士MK顿恩已经研究并搜集了大约500台变压器的油样分析数据。数据主要来自132kV变压器。多年来的分析工作结果已经发表在国际电气公司 (IEC) 委员会1992年9月的“介电材料、测量和应用会议的论文中，对于经历了漫长负载周期的变压器来说，这些溶气含量值是属于“正常”状态的“最佳值”。表6-20列出了这些数值。 表6-20、M.K.顿恩规定的系统变压器油中溶气限值 顿恩强调各单台变压器间的油中溶气值存在很大的变化 ,例如，根据以上规律选择50，那么至少有50的样品符合这些参数值。英国中央供电局对大型发电机变压器的经验是，可以在很高负载下运行很长时间。这一点与顿恩研究的系统变压器不同，这些发电机变压器的碳氢含量明显高于表6-20 中的限值，但仍然可以正常运行。 7.5、其他监测系统 可将变压器故障分成三种基本的故障模式： 变压器绝缘受到破坏，导致内部出现电气击穿。 由于变压器存在严重的内部过热，导致出现故障。 由于不能耐受强烈的外部故障的影响，导致变压器遭受机械方面的失效。 在以上三条中，头两条是实际的“故障”，在故障达到灾难性程度之前，可以借助溶气分析方法提供初始击穿标志。但对于第三条故障来说，它代表“寿命终结”式失效。当变压器绝缘在经受长期劣化失去机械强度时，纸或油却仍然保留一定的绝缘强度。因此，对于那些绝缘已经老化，并且处于使用寿命边缘的变压器来说，虽然变压器不会立即失效，并且变压器尚能维持正常运行，直到由于某些外部原因，例如，变压器端子附近的系统故障造成变压器承受一种“冲击”性的机械负载。用户最好在出现这种故障之前，将变压器从电网中撤掉。如果提前几年撤掉这种变压器，由于变压器没有实现全部的利用价值，也许会造成一种经济上的损失，但如果直到变压器出现失效才进行撤换，那么，用户则可能由于变压器的不定期断电而付出经济上的损失，当需要迫切撤换变压器时，可能要承担某些后来涉及到的一系列损失。 对这一问题研究人员已经研究了若干年，目的是寻求一种能够判断绝缘是否已经达到真正的寿命极限，即不再具有足够的可满足机械要求的强度。希望在形成糠醛的早期阶段，能结合绝缘纸劣化的程度确定出糠醛含量。这样便可提供有效的判定绝缘劣化的依据。但问题是，测定糠醛的绝对指标与测定碳氢气体的指标十分一致。因此，变压器绝缘材料的体积、含油量、绝缘材料含水量和酸度等性能指标以及变压器负载形式的显著变化，都是影响绝缘中糠醛含量发生变化的因素。此外，在变压器热点的周围区域，所出现的绝缘材料局部劣化正像端子劣化那样，其劣化程度远远大于经过大面积维修但没有出现明显热点的区域。然而，由于在变压器的热点区域糠醛含量很低，所以很难探测出来。绝缘纸的性质取决于组成纤维分子的长链。绝缘纸机械性能的劣化是由于这些长链分子的分解所致，早期研究者采用张力强度作为判定剩余寿命的一种标志。目前测量绝缘纸聚合度(DP)的做法是测量长链纤维分子的“链数”。对于新绝缘材料来说，分子链数大约在11001200。变压器绝缘纸在干燥和处理阶段，其分子链数会迅速下降到850900，可将此数值做为新变压器分子链的典型起点数。当绝缘纸聚合度下降到250时，绝缘纸的寿命便已达到极限，此时，绝缘纸会突然失去它的剩余强度，大约达到起始绝缘强度的一半。 建议在进入变压器并取绝缘纸样测量聚合度时，应估计绝缘的剩余寿命。当然，问题是采取的绝缘样品能否完全代表热点附近较关键的绝缘状况。解决这一问题的办法是当变压器投入运行时，在最高油温处，放一个绝缘纸样，利用放在绕组出线端的电流互感器加热线圈进一步加热样品，其加热方式与热显像绕组温度计 完全相同。这种做法的困难是不能够非常准确的确定出变压器热点温度。由于没有更准确的测定方法，只能根据推测来确定变压器寿命的终结时间。 另一项研究是根据许多研究者的设想来估计绕组范围内施加低压脉冲后产生的位移。由于绝缘老化会导致收缩，因此，尽管变压器制造过程的夹紧力能使绕组处于最初的轴向挤压状态，但是随着寿命终结期的来临，这种收缩作用将会产生一种疏松度。疏松度本身便是对绝缘机械强度已呈下降趋势的变压器的一种破坏。疏松度能够使绕组位移。如果绕组已经出现位移，在很高的贯通电流下，绕组的轴向力便会进一步增加。通常的做法是要求变压器完全与系统断开，以免受外部电路影响，增加检测绕组变化的难度。现在有人已经尝试利用声音传感器来探测绕组对冲击电压振动的响应。另一项技术则根据绕组电感和电容值的轻微变化会导致自然谐振频率变化的原理。所有研究方法的障碍均与反映变压器状态的测量参数和有效性有关。选择参数的准确测量本身相当困难，它往往会使最终结果相差许多倍，因此不能用这类方法在可预见的未来时间段里取得较有意义的结果，所以必须继续采用推测的方法。 7.6、变压器故障和起因 因为变压器设计和制造技术发展迅速，在发展和变革进程中，人们获得了大量的经验，即，哪些方面符合要求，哪些方面不符合要求。令人欣慰的是，在本书第一版发表70多年后，变压器制造经验已趋于成熟，从而使变压器故障率得到明显降低。仅仅从过去20年变压器出现的故障一览表中，很可能看不到什么变化。对目前制造的变压器来说，尽管变压器外观相同，但其结构特点却与20年前制造的变压器有许多不同。例如，在本书的早期版本中，将铁心螺栓绝缘故障看成是一种常见故障。根据这一经验，目前用户规定了铁心螺栓绝缘的质量，甚至不采用铁心螺栓，即使大型变压器铁心现在也不采用螺栓。 并非说变压器故障不再发生。在20世纪70年代早期，英国中央供电局已经注意到大型发电机变压器存在着很高的干扰性故障率。大型发电机变压器故障率高的原因很多，但其中最明显的原因是随着英国发电机额定容量从120MW迅速增大到500MW和600MW，从而使变压器尺寸出现突变性增大所致。在20世纪80年代，通过对变压器制造过程中的质量保证和各种性能试验，将变压器制成单相，然后组装成三相变压器，以便利于运输，并且减少了叠加在基本材料上的负载，在变压器设计时，采用经过运行检验的设计结构等，凡此种种都使变压器的故障率得到大大降低。 有人对于不采用经常变革的设计结构持有争议，因为限制创新则意味着不让制造厂家利用自己的技术