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变压器的故障诊断检修毕业论文 目录摘 要5第一章 变压器的故障诊断检修61.1 变压器故障类型61.2 变压器故障原因71.2.1磁路中的故障原因71.2.2绕组中的故障原因71.2.3绝缘中的故障原因81.2.4结构件中发生的故障原因81.2.5冷却油及冷却介质故障原因81.2.6制造工艺欠妥及修理方法不当引起的故障原因91.3变压器的故障诊断方法91.3.1利用人的感官诊断变压器故障91.3.2利用变压器保护装置判断故障91.3.3利用仪表仪器检测诊断故障111.4变压器诊断实例151.4.1变压器绝缘电阻试验案例151.4.2绝缘直阻测试案例151.4.3变压器油中溶解气体色谱分析案例161.5 变压器在线监测技术171.5.1变压器油在线监测171.5.2局部放电在线监测181.5.3变压器绕组变形的在线监测和热点温度的在线监测19第二章 断路器的故障检测诊断202.1断路器的故障类型及原因202.1.1油断路器的故障类型202.1.2技术原因造成的故障202.1.3工作原因造成的故障212.2 SF6断路器的故障类型及原因212.3真空断路的故障类型及原因222.3.1真空断路的故障类型222.4 隔离开关的故障类型及原因222.4.1 隔离开关的故障类型222.4.2 隔离开关故障原因222.5 断路器的故障诊断实例232.5.1 断路器三相不同步引起的故障232.5.2 真空断路器过电压抑制器故障23第三章 接地装置253.1接地装置腐蚀原因简析253.1.1土壤环境腐蚀253.1.2大气腐蚀263.2接地装置的防腐蚀措施273.2.1采用电化学保护273.2.2采用降阻防腐剂保护283.2.3采用导电防腐涂料BDO1和锌牺牲电极联合保护283.2.4 采用无腐蚀或腐蚀性小293.2.5 采用圆截面的接地体293.2.6 选用新型的防腐接地装置293.2.7接地引下线防腐294.1 变电站的直击雷防护304.1.1 选址时应尽量躲开雷电易击区304.1.2 安装避雷针应避免反击314.2 变电站的雷电波侵入防护324.2.1 避雷器的防护距离334.2.2 变电站的雷电侵入波防护接线344.2.3 变电站进线段雷电防护34第五章 变电站自动化系统的基本功能与结构365.1变电站自动化系统的基本功能365 .1.1 监控子系统365.1.2 微机保护子系统375.1.3 电能量计算子系统385.1.4 变电站综合自动化系统的通信功能405.2 变电站自动化系统的结构415.2.1 概述415.2.2 自动化系统的硬件结构模式42总结46参考文献47第一章 变压器的故障诊断检修1.1 变压器故障类型变压器的故障类形是多种多样的，它包括附件（如温度、油位计）的质量问题，变压器内绕组的绝缘问题等等。常见的故障类型见下表1变压器故障类型故障部位 故障类型 故障部位 故障类型绕组故障（1） 匝间故障（2） 冲击（3） 受潮（4） 外部故障（5） 过热（6） 绕组短路（7） 油管堵塞（8） 相关故障（9） 接地（10）机械故障（11）劣化套管故障（1） 老化（2） 裂纹（3） 冲击闪络（4） 受潮（5） 油位低（6） 法兰接地 油故障（1） 受潮（2） 杂质（3） 氧化（4） 漏油（5） 劣化分接开关故障（1） 机械性故障（2） 电气故障（3） 引线故障（4） 过热（5） 油泄漏（6） 外部故障铁芯故障（1） 铁芯绝缘故障（2） 接地带断裂（3） 铁芯叠片短路（4） 夹件、螺栓、契块等部件松动（5） 铁芯接地端子排故障（1） 连接松动（2） 引线断开（3） 短路（4） 受潮其他故障（1） 电流互感器故障（2） 油中有金属颗粒 （3） 外部故障（4） 附属设备故障（5） 过电压（6） 过负荷（7） 油箱焊接不良1.2 变压器故障原因 变压器故障主要是因为绝缘材料（绝缘油、绝缘纸及压制板等）的劣化。其原因是由于正常及过负荷下的热劣化，另外是水分和氧化对热劣化的促进作用：由于冲击等过电压产生电场劣化造成绝缘材料的损坏，其征兆为局部放电和特征气体产生；有外部短路的电磁机械力及震动引起的机械劣化，使线圈及夹持件造成物理损伤和几何位移等。现将故障原因分类如下。1.2.1 磁路中的故障原因在变压器铁芯的紧固结构中，铁芯、铁轭及夹件中出现故障是由以下几种原因造成的：（1）夹紧铁芯柱和铁轭叠片的穿心螺杆的绝缘击穿，引起铁芯叠片局部短路，从而产生很大的局部涡流。（2）铁芯夹件及连续铁芯结构的螺栓由于电磁力的作用引起震动，将削弱铁芯绝缘和铁芯叠片之间的绝缘。（3）铁芯及铁轭叠片边缘的毛刺，夹杂金属物质或铁芯叠片产生微小的弯折，可使铁芯叠片产生局部短路。（4）磁路上高饱和磁密将产生相当大的高次谐波电压和电流。（5）铁心叠片的材料和硅钢片表面涂料的绝缘损坏增加，使得变压器的温度升高从而损坏铁心叠片。1.2.2绕组中的故障原因出现在绕组、纵绝缘（绕组匝间、层间和段间的绝缘性能）端子中的故障是由以下几个原因造成的： （！）绕组的纸包扁铝线的棱曲半径较小。（2）矩形导线上绕包的绝缘纸达不到所要求的紧度，产生隆起，使导线形状发生变形，引起匝间短路。（3）由于空气带入水分或者油中带有水分而使绕组绝缘受潮。（4）当负荷发生迅速波动，绕组遭受电或磁的冲击，绕组导线的膨胀和收缩将使匝间绝缘上所受的机械力交替地增大和减小，使绝缘产生损坏。（5）多根并联连续式绕组的幅向尺寸的比值过大，如果油道过窄，在绕组的内侧将发生过热点，使导线绝缘产生脆化，引起匝间短路。（6）绕组内部导线的焊接质量不佳，接触电阻较大，使绕组产生过热，导致绝缘油的局部炭化。（7）雷电及网络的冲击波侵入变压器，正常的开合闸、雷电冲击或对地弧光放电产生冲击波，切除线路中的感应绕组产生感应高压，都可能造成绕组间短路及绕组对地短路。（8）严重的持续过载会引起整台变压器高温，油道窄小加剧变压器的过热，造成绝缘变脆，同时可能产生导线绝缘脱落因而导致匝间短路。（9）用螺栓夹紧的载流接头，如未采取有效的防松措施，则在变压器运行期间，将因振动而发生松动，接头将因此迅速发热，甚至使变压器不得不暂时退出运行。1.2.3绝缘中的故障原因出现在绝缘油和主绝缘中的故障是由以下几种原因造成的：（1）由于变压器没有全密封，或者隔膜、胶囊漏气，使潮湿空气进入绝缘油，降低了绝缘油的绝缘强度，引起绕组或引线对油箱或铁芯构件造成击穿。（2）串联使用的绝缘材料的厚度搭配不合理，因电晕放电或过热可导至绝缘材料的损坏。（3）绝缘油中悬浮物里的粒子在有电位差的裸导体之间形成“小桥”，引起暂时的电气击穿。（4）变压器长时间过载可引起绝缘油的老化，油温过高会加速油泥、水分及酸的形成。（5）在变压器绕组表面及器身上可能会遗留金属材料，对爬电距离产生极大的影响。（6）绝缘成型件因其表面被污染而导致表面放电，使绝缘材料失效。1.2.4结构件中发生的故障原因结构件中发生的故障是由各种结构欠缺及其他原因造成的。（1）变压器绕组上的压紧力应随着变压器运行过程绝缘收缩的情况进行调整，但必须采取适当措施防止绕组压紧装置的任何部分或部件形成短路匝。（2）由于焊接质量不佳、装配不细、运输过程中粗心地吊放变压器，会造成变压器油箱漏油，如不及时维护，则变压器将产生过热击穿。（3）气体继电器内未按规定充油和检验时，继电器可能产生误动作。另外当变压器油箱内部发生故障时，由于缺乏正确保护，会造成严重击穿。（4）变压器不满足运行条件要求。1.2.5冷却油及冷却介质故障原因油浸变压器受潮、氧化，会造成电气绝缘性能下降；油泥沉积、阻塞，会使散热器性能变坏；油绝缘下降会造成闪络放电等故障。对于特种冷却介质的变压器，如密封不严漏油，使气压下降，冷却效果差，绝缘性能下降也会导致故障发生。1.2.6制造工艺欠妥及修理方法不当引起的故障原因 选用的导电材料、磁性材料、绝缘材料不良，设计和工艺质量不好。在变压器修造、组装过程中，由于不严格执行工艺标准，操作不当，绕组绕制不规范，浸烘不透不干，组装顺序不统一，附件不标准、不合格，致使修造后变压器存在隐患。1.3变压器的故障诊断方法1.3.1利用人的感官诊断变压器故障通过人们对声音、振动、变色、温度等的感觉来判断电气设备的运行状态，根据所发现的各种现象的变化来分析故障发生的部位和程度。变压器发生“翁翁”声的原因有：硅钢片的磁滞伸缩引起的振动；铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用引起的振动；绕组的导线之间或线圈之间的电磁力引起振动；强迫冷却式的变压器，其风扇和冷却汞产生的噪音等。油浸变压器通过外观检查的主要项目有：（1）漏油。变压器外面粘者黑色的液体或者闪闪发光的时候，首先应该怀疑是漏油。大中型变压器装有油位计，可以通过油面水平线的降低来发现漏油。（2）变压器油温度。（3）呼吸器。呼吸器内的吸湿剂严重变色，可能是由于过度吸潮、垫圈损坏、呼吸器破损、进入油杯的油太多等原因造成。通常用的吸湿剂是活性氧化铝（矾士）、硅胶等，并着色成蓝色。当吸湿量达到吸湿剂重量的20%-25%以上时，吸湿剂就从蓝色变为粉红色，此时，就应进行再生处理。吸湿剂再生处理应加热至100度-140度直至恢复到蓝色。呼吸器如果管理不善，就会加速油的老化。1.3.2利用变压器保护装置判断故障变压器的内部故障可以用各种保护继电器和检测装置来检测。机械的检测装置有气体继电器、油流量继电器。电气类的有差动继电器、过电流继电器等。现将各种检测装置的动作原因（即故障的内容）及用途汇总列成表如下图: 表2 变压器的保护继电器检测及功用名称类型动作原因（事故内容）功能差动继电器电气因绕组部分产生短路而引起的短路电流跳闸气体继电器机械除上述情况外，由于变压器外部短路而引起的短路电流及过负荷电流跳闸气体继电器机械由于异常过热和油中电弧使电压、油流量增大或油面降低轻瓦斯报警，重瓦斯跳闸冲击压力继电器机械由于异常过热，油中电弧使油压、气压剧烈上升跳闸油位继电器机械漏油使油位降低报警防爆装置机械异常过热和油中电弧引起内部压力升高而喷油报警温度继电器热油温异常升高报警1.机械类检测装置（1）气体（瓦斯）继电器。这种继电器广泛用于带油枕的变压器。第1对触点供轻微故障报警用，当变压器内部的绝缘材料或结构中的有机材料烧毁时，油热分解产生的气体进入气体继电器的气室，当气体聚集到一定量时，气体继电器轻瓦斯触点（ 第1对触点）动作。第2对触点用于重故障，变压器内部因绝缘击穿、断线等引起游5闪络放电，变压器内部压力剧增，油急速流向油枕时继电器重瓦斯触点（第2对触点）动作。（2）防爆装置。防爆装置是当变压器箱体内部压力升高到一定的数值时发生动作，使油箱内部压力向外释放的装置，用于保护油箱和散热器。2.电气类检测装置（1）差动继电器、过电流继电器等都是用电气的原理来检测故障的。差动继电器。差动继电器的动作原理是：在变压器的一次侧和二次侧分别安装了按变压器匝数比选定的电流互感器，利用变压器产生匝间短路之类事故时所引起的电流差值，使差动继电器动作。因此，变压器运行中如果差动继电器发生动作，一般都是匝间短路之类内部故障。（2）过电流继电器。在电力设备或线路发生短路事故，或者过负荷时进行保护的继电器。过电流继电器保护动作后，如果设备外部线路没有相间短路，也没有过负荷，就应考虑是变压器内部短路。检测变压器内部故障的其他方法还有分析溶于油中的气体的方法，看温度计的指示有否异常或根据内部有否异常声音而进行检查的方法等。 1.3.3利用仪表仪器检测诊断故障 保护继电器动作时或通过观察发现变压器内部有异常时，首先应检查当时喷油的程度、响声大小与部位、保护继电器的动作状态、负荷情况和电力系统现状等情况作为参考。同时通过变压器的电气实验，油中的含气分析，变压器总的绝缘性能实验绝缘油试验等进行综合分析，以便对故障的部位和损坏程度作出一定的检测。这都需要用专用的仪器仪表进行检测诊断。1 绝缘电阻试验变压器个绕组、铁芯、夹件及外客相互之间的绝缘电阻是否正常，为最常用的简易检查方法。但应注意的是，由于测试手段不同，当实际的绝缘电阻更高时，测得的往往不是绕组绝缘电阻的真实值。由于受到外部条件并联的影响，这些影响包括：绝缘电阻对地绝缘电阻，绝缘电阻表无专用高压测试线，相相之间用熔丝缠绕，变压器瓷套表面脏污，套管将军帽上的尖端对空气放电，环境天气潮湿。这些影响都增加了对地泄露电流，使测得的绝缘电阻比绕组内部绝缘电阻低的多，特别是发生短路事故后，这些情况可能误导实验人员的判断。1 绕组直阻测量绕组直流电阻的实验检查，可非常直观地发现分接开关接触是否良好、绕组是否断股，匝间有无短路或开路等缺陷。可配合其他试验项目共同确定缺陷性质、部位，被电气设备交接试验标准、电气设备预防性试验规程确定为变压器最重要的试验项目。由于电网短路容量越来越大，短路事故在直阻方面反应很明显。此处特别提到对测试结果正确判断问题，不可只看测试数据是否超标，还需对数据进行纵、横比较，其变化不应大于2%，此为历次之间比较，“变化”可以解释为相对变化，如上次RARB为18%，此次RBRA也是18%，则相对变化为36%，这说明B相电阻相对增大36%或A相相对减少36%，此由C相电阻测试情况决定，如果C相电阻初始时接近A相，现仍接近A相，即B相有异常，反之同理。2 有载调压开关测试有载调压开关是变压器最重要的部位了，也是最易发生故障的部位，对它的准确检测和判断显得尤为重要，特别是发生短路故障后，应把其作为重要的试验项目，检查调压装置的过渡电阻值有无变化，测试各个切换阶段中三相是否同期（即切换时间），波形有无过零点，通过波形中毛刺多少和高低了解动静触头的烧损情况及有无开路现象。3 绕组变形试验电力变压器运行过程中不可避免要遭受各种突发短路故障电流冲击，在短路电流作用下，变压器绕组将承受巨大轴向和径向电动力，绕组会发生局部扭曲、鼓包、铁心发生移位等永久变形现象，变压器即使没有损坏，也可能留下严重故障隐患：绝缘距离发生改变、固体绝缘受到损伤、产生局部放电、绕组机械性能下降。当遇到过电压或再次遭受故障短路电流冲击时，变压器可能损坏。因此，开展变压器绕组变形测试，能及时发现故障隐患，并有计划地进行验证和检修，这不但可以减少大量人力、物力，而且对防止变压器故障发生也有极其重要作用，目前国网公司已将该试验放在了重要位置。国网公司于2000年9月28日发布的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求第1525条中明确规定，“对110kv及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以上保留原始记录”。4 变压器油中气体色谱检测目前，在变压器故障诊断中，单靠电气试验方法很难发现某些局部故障和发热缺陷，而通过变压器油中气体的色谱分析、这种化学检测的方法，对发现变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的早期诊断非常灵敏而有效，这已为大量故障诊断的实践所证明。 在一般情况下，变压器油中是含有溶解气体的，新油含有的气体最大值约CO-100uL/L，CO2-35uL/L，H2-15UL/L， CH4-2.5uL/L。运行油中有少量的的CO的烃类气体。 但是，当变压器有内部故障时油中溶解气体的含量将发生变化。油中各种气体成分可以从变压器中取油样经脱气后用气相色谱分析仪分析得出。根据这些气体的含量、特征、成分比值和产气速率等方法可以判断变压器内部故障。 但实际应用中不仅能根据油中气体含量简单作为划分设备有无故障的唯一标准，而应结合各种可能的因素进行综合诊断，因此，DL/T5961996专门列出油中的容气含量的注意值，这些注意值是根据对国内19个省市6000多台变压器的统计而制定，如下表所示：表3 规程中对油中溶解气体的注意值及统计依据设备气体成分注意值（UL/L）6000多台次中超过注意值的比例变压器和电抗器总烃乙炔氢气150 5150 5.6% 5.7% 3.6% 在特定的温度下，某一种气体的产气速率将会出现最大值；随温度升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。而局部过热、电晕和电弧是导致油纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。 变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体，主要包括氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多种气体。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。对应这些故障所增加的气体成分如下表4所示。表4 不同绝缘故障气体成分变化故障类型主要增大的气体成分次要增大的气体成分故障类型主要增大的气体成分次要增大的气体成分油过热CH4、C2H2H2、C2H6油中电弧H2、C2H2CH4、C2H2、C2H6油纸过热CH4、C2H4、CO、CO2H2、C2H6油纸中电弧H2、C2H2、CO、CO2CH4、C2H2、C2H6油纸中局放H2、CH4、C2H2、COC2H6、CO2受潮或油中气泡H2油中火花放电C2H2、H2这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油表面，并进入气体继电器。经验证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障性质及程度直接有关。因此在设备运行中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对于早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义。在DL/T5961996中，已将变压器油的气体色谱分析放到了首要的位置，并通过近些年的普遍推广应用和经验积累取得了显著的成效。 根据色谱分析数据进行变压器内部诊断时，应包：（1）分析气体产生的原因及变化。（2）判断有无故障及故障类型，如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。（3）判断故障的状况，如热点温度、故障严重程度以及发展趋势等。（4）提出相应的处理措施，如能否继续运行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段或是否需要吊心检修等。若需要加强监视，则应缩短下次实验周期。6局部放电故障诊断停电后进行变压器局部放电的检测常采用感应加压方式，试验电压一般要高于变电压的额定电压，为防止铁心过饱和，电源频率常采用150250HZ.单相和三相变压器检测回路。 局部放电信号多从高压套管末屏引起，若高压套管没有末屏，可用以藕合电容器CK引出信号。在测试阻抗上接以测试仪器，就可在测试仪器上与校正的放电量相比，即可得知局部放电的放电量。(1). 局部放电试验电源的频率、电压及持续时间和判断 在对变压器进行局部放电试验时，被试验绕组的中性点应接地，并按图下图所示的程序施加高压端电压。施加电压程序中包括5s内电压升高到最高的试验电压。采用工频试验电源无法使绕组感应出这样高的电压。因为铁心磁通密度饱和，励磁电流及电磁损耗会急剧增加，因此提高电源频率是唯一的办法。同时，在测量电力设备的局部放电时，试验标准中还包括可一个短时间比规定的试验电压值高的预加电压过程，这是考虑到在实际运行过程中局部放电往往是由于过电压激发的，预加电压的目的就是人为的造成一个过电压的条件来模拟实际运行情况以观察绝缘在规定条件下局部放电水平。例如在模拟的过电压下发生局部放电后，在以后的30min加压时间中局部放电熄灭的情况。判断变压器局部放电的水平，就是在规定施加电压持续施加电压及持续时间30min内，对220kv及以上电压等级的绕组线端放电量，一般应不超过相应规定的放电量标准，并要观察其起始和熄灭电压下随所施加电压的发展趋势。 5s U1 5min 30min U2 (2). 变压器局部放电故障的判断 变压器的局部放电故障，可能发生在任何电场集中或绝缘不良的部位，如固体绝缘材料或变压器油中的气泡，高压绕组静电屏蔽出线，高电压引线，相间围屏以及绕组匝间等处。严格地说，变压器内部总存在不同程度的局部放电。这种一时尚未贯通电极的放电，如果涉及固体绝缘，严重时会在绝缘上留下痕迹，并最终发展为电极间的击穿，而对于严重的局部放电故障，由于有些发展为击穿的时间较短，并且油色谱分析的特征往往不明显，这些都会给及时判断带来困难。 局部放电测试包括电气法和超声波法，测试应尽量按国家标准规定的加压方法，使变压器主、纵绝缘均承受较高电压，使放电缺陷明显暴露出来。超声波法可以帮助确定放电的位置，是很有发展前途的试验手段，只是目前测试仪的性能尚不满意。且难以确定放电量，这也是限制其单独使用的范围。1.4变压器诊断实例1.4.1变压器绝缘电阻试验案例110kv某变电站101开关柜发生突然短路，故障电流冲击1#主变，随后钳形表测得铁心对地电流为11A（以往测得电流为3-5mA），变压器停电试验时发现铁心对地电阻为0-10兆欧，判断此变压器有多点接地故障。吊罩检查后，从铁心外观上没有发现明显的接地点，决定采用直流法：即在铁轭两侧 硅钢片上加6V直流电压，然后用万用表的两个笔依次测量硅钢片间的电压，测得从右起第一片到第五片硅钢片的电压是0V，至此判断出接地点部位。后发现在一穿心螺栓凹槽处有一22mm螺母，将铁心与穿芯螺栓短接。通过综合技术分析，此螺母是厂家遗留在变压器穿心螺栓凹槽内，变压器由于受到突发短路引起振动或油循环作用，使螺母卡在铁心与穿心螺栓中间，而导致铁心多点接地。1.4.2绝缘直阻测试案例 某变电站110kv的1#主变，投运后的几年中运行均正常。在一次预防性试验时，中压侧直流电阻A相007470欧、B相007458欧、C相007480，三相差值029%；此前预试时中压测直阻A相007479欧，B相007488欧，C相007589欧，三相差值146%；而后预试时中压侧A相007471欧，B相007461欧，C相007736欧，三相差值364%。变压器C相直阻有明显增大，查找原因是发现近两年35kv出线线路上，由于曾发生两次接地短路。后吊罩发现，C相无载调压开关触头与线圈引线连接处脱焊松动，这是由于突发短路电流在变压器内部产生电动力造成。1.4.3变压器油中溶解气体色谱分析案例 某公司220kv某变电站1#主变在运输中曾发生过严重倾斜，2000年4月投运前进行了吊罩检查，发现铁心整体纵向有明显位移、上铁轭扭曲变形，包括色谱分析在内的所有测试数据均正常。次年检查时发现总烃明显增加，如表1所示。 表1时间CH4C2H4C2H6C2H2H2COCO2总烃2000-04-011601901241025001900220005762000-04-0419226712415119872828325397332000-04-0718524108014012082575215556452000-04-1223432609018236473492298148322000-05-099573411891716407580079561816582002年1月发现C2H2明显增长，随后加强监视，如表2所示。 表2时间CH4C2H4C2H6C2H2H2COCO2总烃02-01-051596488315489502695155221906288802-01-29144747431332733805963178719256102-02-041300452294308427586662207796105402-03-281046270170191400083300189600167802-06-2724088875229079083132820425912472402-07-022332858493886520290540276953456902-07-0621267854447856580126399378345414002-07-1022718354878436907128411398719443602-07-19178184846415949369132860572281468602-07-23298616076823064993912296394566833902-07-2528721616656324810848113909353613839102-07-2632821947644036132921262183880521002302-07-2733181937553956136811302003960949959 自6月27日C2H2超过注意值5，随后加速增长，三比值法判断主变为102，即单纯低能量放电故障。由C2H2变化可知其为间歇性或偶发性放电故障。C2H2变化阶段性地稳定下降（下降）增长（放电）稳定（下降）的特点，当满足放电条件时会产生放电使C2H2增加，放电后又进入了相对稳定时期（放电条件消失），即下次放电的积累期，但交替变化时间越来越短，即放电频率加快了。之后对其做全面常规试验和局部放电试验，从数据上看没有任何异常，所以可排除电气故障的可能变压器停运放油后，从手工盖处钻入变压器本体内，发现一手电筒（安装吊罩检查时遗留）一端放在绝缘夹件上。由于电场作用，对手电筒充电、手电筒对绝缘件放电，这样有周期性的反复循环，造成了C2H2和总烃的不断增加。1.5 变压器在线监测技术近年来随着电网向高电压、大容量方向发展以及客户对电能供应可靠性要求越来越高，传统的电力设备按周期停电进行预防性试验的做法越来越不能适应形势发展，传统的以时间周期为期限的检修方式，正面临着被更经济、更科学的状态检测方式所取代的局面。状态检测是利用监测设备和诊断技术，收集和累积设备的状态信息，然后根据设备状态的发展趋势，系统地分析和科学判断设备有无异常或预知故障以便科学的安排检修计划和检修内容，使设备在故障发生前得到处理的检修方法。设备状态监测是状态检修的基础，对监测信息的收集和科学有效的管理与应用是实现状态检修的保证。变压器在线监测的基本原理是电气设备处于运行状态中，利用其工作电压等监测变压器的各种特征参数。因此，可以有效地反映变压器运行的实际工况，从而对安全运行状态作出比较准确的判断。1.5.1变压器油在线监测绝缘油在热和电的作用下，会分解出H2、CO、CO2以及多种低分子烃类气体。当充油电气设备存在内部故障时，产生的气体种类、各种气体的含量和产气速率均不相同，及不同的故障类型有着不同的特征气体。利用这一关系，监视设备的运行，判断设备潜伏性故障已成为保障充油电气设备安全运行不可缺少的手段 测量油中溶解气体的传统仪器有固定色谱仪、简易型色谱仪及固定型现场用油气体分析装置等。这些测量手段主要是离线使用，即将变压器油取样后再送仪器分析。这是传统变压器预防性试验的方法，也是保障变压器安全运行的常规手段之一，但从分析过程看，存在分析环节多，操作频繁，试验周期长等弊病，试验误差也大。随着油在线监测的成熟，安装油气在线监视装置，对反映变压器内部油及固体绝缘故障的特征气体H2和CO等进行在线监测，可弥补传统方法不足。 图1为变压器油中气体在线监测分析原理图，其工作流程为：运用油气分离装置将变压器油中的气体分离出来，并保存在存储装置中，然后使用气体分解装置将不同的气体分离开，在利用气敏传感器将气体信号转化为电信号，将交流电信号转换为直流信号，再送给智能单元进行数据计算和分析，最终得出变压器绝缘状况，供有关人员参考或作为诊断系统输入信号，当绝缘状况危及安全运行时，可发出报警信号。变压器油气体分离装置储气装置气体分离装置传感器A/D转换装置计算机数据处理变压器绝缘状况诊断结果图1 变压器油气体在线监测分析原理图1.5.2局部放电在线监测 局部放电是造成高电压电器设备最终发生绝缘击穿的主要原因，变压器内部的局部放电产生、发展直至击穿需要一定的时间，因此局部放电监测应以破坏性放电监测为主，采用阀值报警和视在放电量历史数据的变化趋势分析，联合判断变压器内部的绝缘状态。在报警中分别设置预报警值和报警值，根据现场实际情况和变压器性质而定。当某次检测中发现某台变压器放电量超过预警值，即将变压器置为加强状态，增加其检测次数，重点监视，达到报警值时，以响铃和灯光闪烁提示运行人员注意。局部放电的检测常用电气法、超声波法及电气超声波联合法等。现场检测局部放电时，应因地制宜，采用相应的方法来抑制干扰，或设法从干扰中将局部放电信号识别出来。变压器局部放电在线监测流程如图所示。变压器传感器超声、电流隔离系统变压器局部放电诊断结果计算机数据处理A/D转换器滤波装置数据采集系统图2 变压器局部放电在线检测流程图电流传感器和超声传感器采集由变压器局部放电引线的信号变化，采用隔离单元减少不同信号通道间的相互干扰，将信号统一输入数据采集系统，用滤波装置滤除干扰成分，再将信号进行A/D转换后送给智能单元，通过智能单元的数学模型和程序进行计算和分析，得出变压器局部放电状况。 随着电力设备电压等级的提高和各种有机绝缘材料的广泛应用，电力设备的局部放电问题越来越突出。局部放电既是设备绝缘劣化的重要原因，因此对局部放电进行有效的离线或在线检测对于电力设备的安全稳定运行具有重要意义。 在实际测量中，局部放电信号表现出不同的特征，干扰信号更是多种多样。了解局部放电信号和干扰的特征、来源和传播途径，才能有针对性的选取合适的处理方法，有效的抑制干扰，减小信号的失真。有效的削弱和抑制是提高局部放电检测装置检测效果的重要保证，在此方面已有很多方法，有的已应用于检测系统，但仍有不少测量设备干扰措施还远未达到实用化，难以确保系统的可靠性，其检测灵敏度也有待提高。1.5.3变压器绕组变形的在线监测和热点温度的在线监测 在电力系统各种设备中，变压器昂贵而重要，其绕组是发生故障较多的部件之一。由于变压器设计结构不能达到国家标准规定的承受短路能力，电力系统短路容量加大，使变压器在承受短路冲击后绕组发生机械变形，而累积效应会使变形进一步发展，即使未出现系统短路事故，也会导致变压器非正常退出运行。以往的检测方法均属离线检测，而实时正确的变形检测能保证变压器故障元件得到及时替换，延长变压器的实际使用寿命。变压器绕组变形的检测有短路阻抗法、低压脉冲法或频率响应法。基于变压器短路阻抗法几阻抗中的电感分量与绕组几何尺寸及相对位置有关，通过在线检测变压器短路电抗变化来分析绕组状况的技术逐渐得到重视在线变压器短路电抗来检测变压器绕组变形情况，具有实时、判断明确等特点。在实际运行中能为绕组状况提供实时准确的指示，必要时使变压器退出运行，为保障变压器在电力系统中的安全运行及电网的正常供电提供方便快捷的监测方法。对980C以上，1400C以下的低温过热，油中不能分解出可燃气体和糠醛，因此无法用气相和液相色谱法来分析，而这种温度又会影响变压器的寿命，因此测量绕组的热点温度是十分必要的。绕组热点温度的测量方法大致可分为直接测量法、热模拟测量法和间接计算法3种。 间接计算法需要实测一个是负载电流，另一个是自然冷却变压器的上层油温或强油循环冷却变压器的底部油温。这样，对运行变压器不需要停电就可安装绕组热点在线监测装置，这是该装置的重要优点之一。在测得两个相关数据后，经智能处理单元分析计算后便可得到绕组的热点温度。 目前，绕组直接埋设光纤传感器直接测量法技术复杂，价格昂贵，有些设备还可能影响变压器的安全运行。热点模拟式测温仪往往提供不准确的数据。基于负载导热计算公式的间接计算法具有足够的精确性。这种方法对已投入运行的变压器来说，是一种既经济又简便，具有实用性和生命力的绕组热点测温装置。第二章 断路器的故障检测诊断2.1断路器的故障类型及原因 2.1.1油断路器的故障类型断路器的故障往往是过热，随着通断次数的增加，触头部分磨损使触头压力不够而接触不良导致过热；随着多次开断电流，灭弧室和触头受到电磨损，产生裂纹，损伤面达到了寿命限度，特别是分段较大的短路电流时发热更甚。套管故障往往是破损，裂纹所致.其他的故障如漏油、油变色、套管电晕放电、绝缘降低及闪络等故障。归纳起来主要类型有： （1）操作失灵。（2）绝缘故障。 （3）开断、合关性能不良。 （4）导电性能不良。 （5）渗漏油。2.1.2技术原因造成的故障（1）操作失灵。操作失灵表现为断路器拒动或误动。由于高压断路器最基本、最重要的功能是正确动作并迅速切除电网故障，若断路器发生拒动或误动，将对电网构成严重威胁、扩大事故影响范围，影响系统运行的稳定性，加重被控制设备的损坏程度，造成非全相运行。（2）灭弧室事故。高压断路器在开断短路电流时，电弧不能熄灭，会引起灭弧室烧毁、爆炸、严重喷油、触头和触指烧坏等事故。造成这些后果的原因有：断路器的通断容量不足，灭弧室有缺陷，工作行程没调好，以及合闸时触头与触头没接触时而长时间燃弧，真空灭弧室漏进空气，灭弧介质不合格等。（3）操作（控制）电源缺陷。断路器的操作电源缺陷，也是造成操作失灵的三大根源之一。在操作电源缺陷中，操作电压不足是最常见的缺陷。其原因多半是由于电站采用交流电源经硅整流后作操作电源，在系统发生故障时，电源电压大幅度降低，或虽有蓄电池组，但操作电源至断路器处连线压降太大，使实际操作电压低于规定的下限。例如，某变电所因一条配电线路发生故障，断路器字重合时爆炸；另一变电所线路相位接错，合闸并网时断路器爆炸。这些都是由于硅整流器电源由本变电所供给，当线路故障时，母线电压降低所致。（4）油断路器的动作不灵活，动静触头超行程太大或三相合闸不一致。 动作不灵活可拆下绝缘拉杆，用手转动底盘上的拐臂使其灵活。 超行程太大，可调节拉杆的长度与油缓冲器塞杆的高度来达到要求。 三相合闸不一致，可调节绝缘拉杆长度来满足同期性，合闸时三相动、静触头不一致程度不得超过3。（5）油断路器的导电部分接地。 多多油断路器油断路器引出、引入导电杆绝缘不良或少油断路器支持绝缘子污秽及拉式绝缘子绝缘不良,均能造成导电部分接地. 多油断路器拉杆螺钉松脱,导电触点碰到油箱,或软连片折断触及箱壁都会造成导电部分接地. 检修后接地线忘记拆除,造成送电线接地. 油断路器中的油如果变质或含有水分,就会失去绝缘性能而造成导电部分接地. 环境恶劣、空气温度大、粉尘多，有腐蚀性介质存在。（6）开断、关合性能事故。开断、关合任务是对断路器最严酷的考验。一般断路器开断、关合性事故的比例不大。绝大多数开断、关合事故的主要原因是有由于断路器有明显的机构缺陷，其次是缺油或油质不符合要求。也有的是由于断路器断流能力不足。2.1.3工作原因造成的故障运行维护不当及误操作，常见的有以下几个方面：（1）油断路器缺油。现场统计表明，在导致关合、开断性能事故的机构缺陷中，大约有一半是因缺油或油质不符合要求。（2）绝缘不良。因绝缘不良、维护处理不及时造成的事故也相当多。（3）机械维护不良。机构性能维护不良也是造成事故根源之一。2.2 SF6断路器的故障类型及原因（1）SF6断路器气体中的含水量超标。SF6断路器中的SF6气体水含量过高，不仅会使SF6气体放电或产生热分离，而且有可能与SF6气体中低氟化物反应产生氢氟酸，影响设备的绝缘和灭弧能力。同时在气温降到0C左右时, SF6气体中的水蒸气分压超过此温度的饱和蒸汽压,则会变成凝结水,附在绝缘物表面,使绝缘物表面绝缘能力下降,从而导致内部沿面闪洛造成事故. （2）SF6断路器气体泄漏。原因主要有产品质量不良，密封不严，焊缝渗漏，压力表渗漏，瓷套管破损等。 （3）绝缘不良，发生闪洛。 （4）断路器本体内部卡死，某相完全不能动作。（5）并联电阻故障。（6）断路器触头烧毁。（）操动机构拒合、拒分和误动。2.3真空断路的故障类型及原因2.3.1真空断路的故障类型1真空断路器运行中的故障除真空灭弧室漏气外，还有接触电阻增大，操动机构卡滞，分、合闸线圈烧毁等故障。2真空断路器的故障原因 （1）真空灭弧室漏气。 （2）真空灭弧室内部金属触头非真空状态下开断。2.4 隔离开关的故障类型及原因2.4.1 隔离开关的故障类型（1）瓷绝缘出现裂纹和放电。（2）操动机构开焊、变形、锈蚀、松动、脱落。（3）闭锁装置销子锁牢，辅助触点位置变动接触不良，结构外壳接地不良。（4）带有接地刀闸的隔离开关在接地时，三相接地刀闸接触不良。（5）隔离开关合闸后，两触头不能完全进入刀嘴内，触头之间接触不良，在额定电流下，温度超过。（6）隔离开关通过短路电流后，隔离开关的绝缘子有破损和放电痕迹，以及动静触头及接头有熔化现象等。2.4.2 隔离开关故障原因（1）触头发热烧损.如触指弹簧性能不好,触指定位端子与触指座接触不良,触头与导电管的连接欠妥,运行中接触部分过热,触电表面产生一些黑色附着物等.（2）瓷柱电气和结构性能不良.如外绝缘闪洛,瓷柱断裂等.（3）锈蚀现象.各转动部位与传动部位锈蚀.（4）传动系统故障.如不能合闸,单边接触,操作费力,转动不平稳,部件损坏,机械连锁失灵等.（5）电动操动机构故障.如操作失灵,电动机烧毁,辅助开关失灵,操动机构箱漏水等.2.5 断路器的故障诊断实例2.5.1 断路器三相不同步引起的故障某电灌站有高压电动机台,容量,电压。每台电动机的启动均由台开关柜直接启动，断路器型号为：,采用型过电流继电器保护.只继电器分别接在、两相的型电流互感器二次侧。电动机投入运行以来，启动正常。到夏季运行中电动机启动一瞬间就跳闸。启动多次均不能成功。经检查，发现相过电流继电器掉牌。开始认为是过电流继电器整定值变小而启动电流大引起跳闸。经校整，过流，速断定值都没有变化，把速断定值加大，电动机还是启动不了。后检查电流互感器变比、电动机引线电缆都完好。最后怀疑问题出在断路器上。测试断路器触头直流电阻，三相基本符合要求：校验三相同期性，则发现、两相接触早而相接触迟。调整三相同期性后，电动机能正常启动。开关柜内装的断路器是三相分开安装的，通过联杆的传动而动作。新安装的断路器投入运行前都要做三相同期的调整，触头直流电阻测试全部合格后方可投入运行。由于断路器振动，使各处固定螺丝出现松动现象，引起触头位移，就会造成断路器三相不同期现象。一旦三相触头动作不同期就会发生上述故障。鉴于以上事故，要求定期进行三相同期性的检查，测试其直流接触电阻，以保护电动机正常启动运行。2.5.2 真空断路器过电压抑制器故障某厂高压室一台车手柜形式的真空开关相，其下部过电压抑制器故障，导致单相电弧过电压，过电压抑制器烧毁。现场发现：、两相均有明显的对地放电痕迹，对过电压抑制器下部本体与固定螺栓之间明显断裂。事故原因分析如下：开关在开断小电流时，当电源从峰值下降尚未到达自然零点时电弧熄灭，电流突然中断，形成截流现象。由于电流被突然中断，电感负荷上剩余的电磁能量就会产生晕电压，称截流过电压。由于这种过电压的存在，真空开关一般装有过电压保护，而真空断路器多数采用过电压抑制器。这种电压抑制器的特点是：电容器可以减缓过电压的上升陡度，降低负载的波阻抗，因而降低截流过电压；电阻器的作用是当发生截流时，它在负载电路的高频震荡中使能量消耗，有效地抑制过电压，并可减少重燃次数。根据计算及试验确定，电容器取值.,电阻。由于该过电压抑制器内部的电容器有质量问题，内部介质在电、热、化学等因素的长期作用下，介质损耗逐渐增大，电老化加快，造成击穿，此时强大的击穿电流很快便通过