电气设备绝缘故障诊断技术

1、电气设备绝缘故障诊断技术高电压与绝缘技术研究生课程第1章 绪论绝缘诊断技术的含义绝缘诊断技术的意义绝缘诊断技术的发展概况参考书1.1 绝缘诊断技术的含义电气设备绝缘诊断 在设备运行中和停机时，通过对电气绝缘试验和各种特性的测量，掌握设备绝缘参数，根据参数判定设备绝缘状态或故障的部位、原因和严重程度，预测设备绝缘的可靠性和寿命，并提出治理对策。诊断对象（按绝缘类型划分） 电机、油浸绝缘设备、CV电缆（XLPE电缆）、气体绝缘设备。诊断过程 信号采集、特征提取（信号及数据处理）、状态识别、预报决策1.2 绝缘诊断技术意义绝缘事故比例高大型电气设备的重要性定期预防性维修体制的不足状态监测的科学性1.

2、3 绝缘诊断的发展现状故障诊断技术最早出现在军工和机械行业。技术背景：传感、计算机和通讯技术的发展。电力行业对提高供电可靠性以及行业科学化管理的要求。技术发展迅猛，但依旧困难重重。1.4 参考书朱德恒，谈克雄主编，电绝缘诊断，中国电力出版社。1999 雷铭主编，电力设备诊断手册，中国电力出版社，2001第2章 绝缘材料及老化绝缘材料 电机、油浸绝缘、交联聚乙烯电缆、气体绝缘设备 绝缘材料的老化 电老化、热老化、机械老化、环境老化2.1 绝缘材料本课程涉及电机（发电机、电动机）、变压器、电容器等电气设备以及充油电缆、充气管道中输电线和交联聚乙烯电缆等。电气设备绝缘材料：固体绝缘、液体绝缘和气体绝

3、缘。对于大型电气设备，主要以组合绝缘方式为主。一、电机高压线圈主绝缘材料：云母绝缘性、耐热性和解理性良好。线圈是在纸、玻璃布丝、聚酯薄膜等材料中加入多层云母片，再在线槽中填充环氧树脂等热固性材料而构成。 云母：54；树脂36。二、油浸绝缘用于变压器、充油电缆和电容器等设备中。绝缘构成是以纤维纸、塑料薄膜和层压板等绝缘绕制并浸渍低粘度绝缘油构成。两类：浸泡在绝缘油中、油浸复合绝缘。三、交联聚乙烯电缆绝缘层用塑料挤出的完整绝缘体。主绝缘：交联聚乙烯；外护层：PVC护套。无油、使用方便、介损小。结构：主绝缘层、半导体层、屏蔽层及护套。四、气体绝缘设备SF6气体绝缘。金属微粒危害重大。气压（Torr）

4、交流耐受电压（kV）无金属微粒有金属微粒2.2 绝缘材料的老化受到多种因素的影响，共同作用，相互影响。一种复杂的物理、化学变化，具有不可逆性。渐进的、长期的过程。老化特征量：直接和间接特征量。一、电老化 在长期电场作用下绝缘中发生的老化称为电老化。固体绝缘本征击穿场强非常高。电器设备中绝缘材料击穿场强比本征击穿场强低。原因：厚度效应、杂质及气孔。绝缘击穿机理：电击穿、热击穿、电机械击穿。油浸绝缘 很少的水分及纤维杂质的混入，将是击穿电压下降。1、电压寿命特性关系1：关系2：k为常数，n 为寿命指数，U0为局部放电起始放电电压。lgtlgUlgtlgUlgU02、局部放电老化巴申定律：固体绝缘中

5、气泡或气隙发生局部放电遵循巴申定律。油浸绝缘与交联聚乙烯相比，后者内部发生局部放电时危害更大。局部放电使高分子材料老化的机理：1）带电质点的轰击；2）热效应；3）活性生成物 ；4）辐射效应；5）机械力作用。 （1）电树枝气隙表面材料受局部放电的腐蚀 2、局部放电老化树枝状放电的发展 2、局部放电老化2、局部放电老化树枝状放电的发展 2、局部放电老化（2）水树枝2、局部放电老化（2）水树枝2、局部放电老化（3）油浸绝缘的老化采用油纸绝缘结构的电气设备，在制造过程中可能混入气泡；在运行中因湿度的影响、热胀冷缩及电动力和机械力作用的结果使纸层间存在气隙或油隙。 油纸绝缘结构中局部放电的发展2、局部放

6、电老化二、热老化有机绝缘材料若老化的主要过程是热降解。热降解是一系列复杂的化学反应，特别是指氧化反应。绝缘的热老化遵循Arrhenius方程：聚乙烯类材料若老化特征：材料的伸长率、拉伸强度等机械性能下降；电气性能下降。油浸纸材料1）固体绝缘材料老化特征：反应纤维机械强度的性能指标下降，如反应抗拉强度的指标聚合度；生成CO、CO2、H2O以及丙酮和糠醛等产物。2）绝缘油老化过程中产生气体（低分子烃类气体、 CO、CO2 等）、有机酸和X-腊等。二、热老化第3章 常用的绝缘诊断方法旋转电机变压器电缆3.1 旋转电机旋转电机的绝缘老化过程是典型的在机械力、热和电效应下的多种因素作用下的老化过程。电机

7、转动系统的不平衡会造成机械系统的异常噪声，是造成绝缘材料机械负荷加剧的主要原因。测量电机的振动情况，并根据振动传感器的信号频谱分析是判断异常噪声的重要手段。绝缘系统的运行温度也是影响绝缘老化的重要因素。3.1 旋转电机1、绝缘电阻试验目的：确认绝缘层 表面或内部受潮、污损程度。测量参数：定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数，转子绕组的绝缘电阻。1min10minIRI1I10R1R102、泄漏电流试验目的：绝缘内部老化判断。测量参数：泄漏电流。判断方法：1）泄漏电流不随时间增长而增大；2）相间泄漏电流比较及差值与历史数据比较；3）电流增加率；4) 电流增加倾向倍数 m2=tg2/tg03.1

8、旋转电机3.1 旋转电机结果分析：1)整相绕组(或分支)Pi2在额定电压Un以内明显出现者(电流增加倾向倍数m21.6)，属于有老化特征。绝缘良好者，Pi2不出现或在Un以上不明显出现2)单根线棒实测或由Pi2预测的平均击穿电压，不小于(2.53)Un3)整相绕组电流增加率不大于下列值： 6kV：8.5；10kV：12 3.1 旋转电机3、介损试验目的：绝缘的受潮和老化判定。测量参数：定子整相绕组(或分支)及单根线棒的tg增量(tg)。 tg电压U0Un3.1 旋转电机结果分析1）6kV及10kV电压等级， tg值：6.5 %。 tg指额定电压下和起始游离电压下tg(%)之差值。起始游离电压分

9、别取3kV和4kV 。2) 电压为6kV和10kV的单根线棒在两个不同电压下的tg(%)值不大于下列值： 1.5Un和0.5Un ：11；相邻0.2Un电压间隔 ：2.5；0.8Un和0.2Un ：3.5。3.1 旋转电机4、局部放电量（整相绕组或分支）定子电压等级： 6kV 10kV最高试验电压： 6kV 10kV试验电压： 4kV 6kV局部放电量Qm：15000pC 15000pC5、整相绕组(或分支)交、直流耐压试验 考验绝缘整体电气性能。3.1节 旋转电机6、绝缘剩余寿命推定IEC：剩余击穿电压下降至初始值的50时为寿命终点。各项试验数据与绝缘寿命具有一定关系。各项试验参数联合推定绝

10、缘剩余寿命。多因素绝缘老化下的绝缘剩余寿命推定。特别注意局部放电量与剩余击穿电压具有良好的相关性。3.2 变压器一、判断故障的主要试验项目1、油中溶解气体分析当气体继电器报警 、变压器出口短路以及判断绝缘老化时。三比值法、改良电协研法等判断方法。运行设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数)超过下列任何一项值时应引起注意：1）总烃含量大于15010-6；2）H2含量大于15010-63）C2H2含量大于510-6 (500kV变压器为110-6)烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常 3.2 变压器二、当油中气

11、体分析判断有异常时可选择的绝缘试验项目绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tg、泄漏电流)绝缘油的击穿电压、tg绝缘油含水量绝缘油含气量(500kV)局部放电(可在变压器停运或运行中测量)绝缘油中糠醛含量耐压试验3.2 变压器三、判断绝缘受潮可进行试验项目绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tg、泄漏电流)绝缘油的击穿电压、tg、含水量、含气量(500kV)绝缘纸的含水量四、判断绝缘老化可进行试验项目油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化)绝缘油酸值油中糠醛含量油中含水量绝缘纸或纸板的聚合度 3.2 变压器五、绝缘纸聚合度：当聚合度小于250时，应引起注意。油中糠醛含量（mg/L）

12、1）油中气体总烃超标或CO、CO2过高时注意。2)超过以下值时，认为绝缘非正常老化： 15年、510年、1015年、1520年分别为0.1、0.2、0.4、0.75。3）跟踪检测时，注意增长率。4）测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重。3.3 电缆一、充油电缆1、充油电缆的监测普遍认为：（1）不存在长期老化引起的故障；（2）事故大多因为漏油引起。 因此，对充油电缆的油压和油量的监测和报警非常重要。漏油原因：接头铅包和法兰盘结合处； 振动和热伸缩引起外壳金属开裂； 外力引起外壳损伤。3.3 电缆2、充油电缆绝缘老化参数和诊断标准参数允许值tg (100C)53/66127/220kV: 0.03190/330kV: 0.01 油中溶解气体分析（106）可燃气体总量 1500 H2 500C2H2 痕量 CO 100CO2 1000CH4 200C2H6 200C2H4 2003.3 电缆二、XLPE电缆的绝缘诊断水树枝是引起绝缘事故