在线监测实验报告

电力设备在线监测与故障诊断综合试验报告一．前言验、局部放电在线监测、利用红外照相机观测变电站发热状况。tgδ只能完成绝缘预防性试验的局部内容。中局放试验为演示试验。主要为了了解观测方法，试验的设计思路和大致原理。绝缘预防性试验主要依据规程为“电力设备预防性试验规程”DL/T596—1996，以下简称规程。二．套管、变压器离线状态绝缘预防性试验本次绝缘预防性试验主要测量了套管和变压器离线状态下的绝缘电阻和吸取比质损失角tgδ。绝缘特别。测量介质损失角tgδ可有效的觉察绝缘受潮、穿透性导电通道、绝缘内含气泡的游离、绝缘分层和脱壳以及绝缘有赃物或劣化等缺陷。套管的绝缘预防性试验tgδ、电容值CI对于变压器高压端出线的套管，规程规定的前两项即为绝缘电阻的测量和tgδ的测量。由于试验设备的限制，选择这两项进展测量。本试验承受的套管为126kV，油纸绝缘套管。序号项目主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻

周期1)1～3年大修(包括主设备大修后必要时

要求主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ

说明承受2500V兆欧表主绝缘及

1)1～3年

20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值：1)油纸电容型套管的tgδ电容型套2)大修(包括电压等级20～66～220～管对地末主设备大修〕kV35110500tgδ与出厂值或上一次屏tgδ与电后大 充油型3.01.5—测试值比较有明显增长容量3)必要时修 油纸电容型1.01.00.8后 充胶型3.02.0—合分析tgδ胶纸电容型2.01.51.0的关系。当tgδ随温胶纸型2.52.0—度增加明显增大或试验运充油型3.51.5—电压由10kV升到/3mU行油纸电容型1.01.00.8时，tgδ增量超过±中充胶型3.52.0—0.3%，不应连续运行胶纸电容型3.01.51.02)20kV以下纯瓷套管及胶纸型3.52.0—与变压器油连通的油压当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差异超出±5%时，应查明缘由套管的绝缘电阻测定依据规程规定，如下图连线。

式套管不测tgδ3)测量变压器套管tgδ绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量1测套管主绝缘对地绝缘电阻接线图测定其绝缘电阻，觉察其绝缘电阻为5000MΩ小于规程规定值。考虑到测量方法，由于流的方法。加装屏蔽线后，绝缘电阻大于10000MΩ，由于兆欧表量程精度有限，故无法在准确读取，并且无法计算出吸取比。但主绝缘对地绝缘电阻符合规程规定。屏蔽线的条件下，测得末屏对地绝缘电阻大于10000MΩ，符合规程规定。从绝缘电阻的数据可以得出无法测得准确的吸取比。1000MΩ对地tgδ，故只测量主绝缘tgδ。连线如以下图所示图2测套管tgδ接线图利用M8000型变频介质测试仪进展测量，施加10.0kV电压，可测得：tgδ=2.648C=208.93pF依据规程规定，运行中110kV，20ºC油纸绝缘型套管tgδ1.0，但试验测得数2.648，明显不符合规程规定。套管绝缘状况分析所测得绝缘电阻符合规程规定，未测吸取比，tgδ值不符合规程规定，内部绝缘可能存在缺陷，但未进展局放试验，无法推断绝缘状况是否符合规定。单向变压器绝缘预防性试验缘和主绝缘。纵绝缘指同一绕组的不同匝间、层间、段间、引线间、分接开关各局部间的绝缘，主绝缘材料是包在导线上的纸带，或匝间、段间的垫块或油道等-屏障的构造，由作为掩盖层缠在导线上的绝缘纸带、油道、放在导体和接地体间油道中的绝缘纸板所构成。可见变压器中的主要绝缘材料是油和纸。在长期运行中分、温度和机械力的作用会渐渐劣化，最终引起故障而导致变压器寿命的终结。tgδ的限制，选择这两项进展测量。这样能测出的是绕组主绝缘。锁定后测量t1t2换算R 锁定后测量t1t2换算R R1.5 2 1度tt 时的绝缘12电阻值5)吸取比和极化指数不进展温度换算序项目周期要求说明号2绕组直1)1～3年或1)1.6MVA以上变压器，各相绕组电1)如电阻相间差在出厂时超过规定，流电阻自行规定阻相互间的差异不应大于三相平均值2)无励磁调压的2%，无中性点引出的绕组，线间差要求中3)项执行变压器变换分别不应大于三相平均值的1%2)不同温度下的电阻值按下式换算接位置后2)1.6MVA及以下的变压器，相间差3)有载调压变压器的分接开别一般不大于三相平均值的4%，线间差异一般不大于三相平均值的2%R RTt 22 1Tt关检修后(在全局部接侧)3)不应大于2%式中R1R2分别为在温度tt 时的1 2电阻值；T为计算用常数，铜导线取4)大修后4)电抗器参照执行235，铝导线取2255)必要时3)无励磁调压变压器应在使用的分接3 绕组绝1)1～3年或自1)1)承受2500V或5000V兆欧表缘阻、行规定次测试结果相比应无明显变化2)测量前被试绕组应充分放电吸取比2)大修后2)吸取比(10～30℃范围)不低于1.3或3)测量温度以顶层油温为准，尽量使或(和)3)必要时极化指数不低于1.5每次测量温度相近极化4)尽量在油温低于50℃时测量，不同指数温度下的绝缘电阻值一般可按下式4 绕组的1)1～3年或自1)20℃时tgδ不大于以下数值：1)非被试绕组应接地或屏tgδ行规定330～500kV0.6%蔽2)大修后66～220kV0.8%2)同一变压器各绕组tgδ的要求值3)必要时35kV及以下1.5%一样2)tgδ值与历年的数值比较不应3)测量温度以顶层油温为准，尽量使有显著变化(一般不大于30%)每次测量的温度相近3)试验电压如下：4)尽量在油温低于50℃时测量，不同绕组电压10kV及以上10kV温度下的tgδ值一般可按下式换算绕组电压10kVUn绕组电压10kV及以上 10kV~tgδ2=tgδ1ⅹ1.3t、t1 2式中~tgδ1tgδ2分别为温度tt 时1 2绕组电压10kV以下 Un的tgδ值4)用4)用M型试验器时试验电压自行规定依据规程规定方法测量，测量结果为：AX147.50ΩAx间0.28ΩN1N20.26Ω测出的绕组直流电阻RAX:Rax=526.8,将其与变压器变比131.8：1进展比较，变压器绝缘电阻测定变压器AXaxAX50kVAX，axAXax间绝缘电阻以及AX测得结果为：AXax1000MΩAX1000MΩ由于兆欧表的精度有限故无法准确测得吸取比。依据规程要求绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化即合格，但没有之前绝缘电阻及其测量温度的记录，故不好推断绝缘状况。tgδ测定a、x、N1、N2利用铜线短路接地，将AXAX与地之间的tgδ，测量结果：tgδ=1.505%C=700.76pFU=10.0kV依据规程规定，35kV以下变压器其绕组tgδ1.5值。变压器绝缘状况分析定其绝缘状况。三．避雷器绝缘预防性试验避雷器绝缘预防性试验介绍当于一个绝缘体，而在过电压作用下，电阻片的电阻很小，残压很低。但正常工作电压下，引起避雷器的爆炸事故。14.26〔1〕〔2〕直流U 及0.75U 下的泄漏电流〔3〕运行电压下的沟通泄漏电流〔4〕工频参考电流下1mA 1mA的工频参考电压〔5〕底座绝缘电阻〔6〕检查放电计数器动作状况。依据试验室条件，可测出前四项。序号项目周期要求说明1绝缘电阻1)发电厂、变电1)35kV以上，不低于2500MΩ承受2500V及以上兆欧表所避雷器每年雷雨季节前2)必要时

2)35kV及以下，不低于1000MΩ2直流1mA1)发电厂、变电1)不得低于GB11032规定值1)要记录试验时的环境温度电压(U1mA)及0.75U1mA所避雷器每年雷雨季前2)U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于5%和相对湿度2)测量电流的导线应使用屏下的泄漏电2)必要时3)0.75U1mA下的泄漏电流应大蔽线流于50μA3)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值3运行电压下1)投运的的沟通泄漏110kV及以上者流或功率损耗，测量值与初值比电投运3个月后测流量1次；以阻性电流增加1相间干扰的影响后每半年1次；运行1年后，每年雷雨季节前1次2)必要时4工频参考电必要时应符合GB11032或制造厂规定1)测量环境温度20±15℃流下的工频2)测量应每节单独进展，整参考电压换该节避雷器(或整相更换)，使该相避雷器为合格5底座绝缘电1)发电厂、变电自行规定承受2500V及以上兆欧表阻所避雷器每年雷雨季前2)必要时绝缘电阻的测定本组所用的氧化锌避雷器为型号HY5W5-10/30型氧化锌避雷器，参数如下表所示：1mA参考电压标称放电电流下残压15.6kV<30kV额定电压额定电压运行电压泄漏电流局放10kV8kV7μA1.0pC2500V10000MΩ。满足规程要求。U

1mA

0.75U及1mA及

下的泄漏电流测定为了检查氧化锌阀片是否受潮或者是否劣化，确定其动作性能是否符合产品性能要求，可测其直流1mA电压U ,及0.75U 下的泄漏电流测量1mA 1mA将避雷器瓷套外表擦拭干净。测量过程为：如以下图接线：3避雷器试验接线图C=0.05μF15kV〔选用的试验设备额定电压应高于被试避雷器的直流1mA电压200μA时，此时电压上升一点，电流将会急剧增大，所以应放慢升压速度，在电流到达1mA时，读取电压值U后，降压至零。1mA0．75U

值。升压至0.75U ，测量泄漏电流大小。降压至零，断开试验电1mA 1mA流。待电压表指示根本为零时，用放电杆对避雷器放电，挂接地线，拆试验接线。测量结果：环境温度干温度17.6 相对湿度76%测量值U

=16.1kV1mA计算值0.75U =12.1kV1mA0.75U 下泄漏电流I=5.9μA1mA依据规程规定，查阅GB11032“典型电站和配电用避雷器参数表”可得到U 不应小1mA15.0kV15.6kV的±5%〔1mA电压的数值不应当低于GB11032中的规定数值且U 实测值与初始值或制造厂规定值比较1mA5%〕泄漏电流5.9μA小于5μ，且与初始值μA相差不大，故符合规程规定〔依据规程规定0.75U 下的泄漏电流不得大于50μA，且与初始值相比较不应有明显变化。如1mA数据无误的状况下加强监视，如增加带电测试的次数等〕可得出结论避雷器阀片无受潮或劣化。工频参考电流下的工频参考电压测定〔施加工频电压的时间应严格掌握在10s以内。降压，断开电源，挂接地线、撤除试验接线。5试验接线图避雷器工频参考电流下的工频参考电压必需大于避雷器的额定电压。利用示波器观看避雷器上电压与电流波形为R=1.863kΩ的电阻利用示波器观测电阻上的电压波形即流经避雷器的电流波形〔电压12通道，下同〕1mA16.1kV1mA则沟通参考电压峰值约为16.1k11.4k〔不清楚直流电流和工频电流对避雷器的影响是否一样，即不清楚直流参考电流和工频参考电流一样时，工频参考电压和直流参考电压值是否接近，还是有差异〕以下图示为U=10.8kV的避雷器电压与电流波形。510.8kV时电压电流波形图〔电压为利用铁板分压器测得〕10.8kV0.043mA，主要为容性电流，故电流很小，但电流超前电压不到90º，说明电流中已存在阻性重量，即已存在阻性泄漏电流。电流波形已开头畸变。以下图为U=13.1kV时电压和电流波形613.1kV时电压电流波形图由图可看出，电压已超过额定电压，电流最大值为1.28mA，已超过工频参考电流，此时根本为阻性电流，波形畸变已很严峻说明阀片已表现出明显的非线性，1mA10.813.1kV之间，但没有做出更具体的数据故无法得出准确值。氧化锌避雷器绝缘状况分析从绝缘电阻和直流泄漏电流值可看出绝缘状况根本良好准确的工频参考电压。四．局部放电在线监测本试验主要对试验室在线监测电力电容器中的金属微粒造成的局部放电，承受三种方法，分别是脉冲电流法、特高频法和超声波法。并且介绍了GIS的特高频法和超声波法测局放的方法。另外，还对测量的局放信号进展了模式识别。脉冲电流法在线监测局放电荷量值，并将各端子上的校正电荷值依次做比值。认为放电点在相应的校正端子邻近部位上。超声波法在线监测局放局部放电会产生声波。在GIS通过SF6传播的声波只有纵波。声波在GIS中传播速度很慢，仅为140m/s。纵波在钢中传播速度较快，为6000m/s；横波的传播速度较慢，约为纵波的一半，而且衰减也小，纵波和横波的衰减随着频率增高而增大，但比在SF6中的衰减要小。与变压器油相比，由于声阻抗不匹配造成的界面衰减，从SF6传到钢板比从油中传到钢板造成的衰减大得多。因此从GIS外壳上测得的声波，往往是延金属材料最近的方向传到金属体后，以横波形式传播到传感器的。10Hz-107Hz放电状态、传播媒质以及环境条件而不同。在GIS中，由于高频重量在传播过程中都衰减掉了，能监测到的声波含低频重量比较丰富。在GIS中，除局放产生的声波外，还有导电10kHz以下。综上所述，监测频率一般选为1kHz-20kHz。由于测量频率较低，传感器选用加速度传感器，也可用超声传感器。声测法的优点是无电磁干扰。由于信号在GIS中有相当高的衰减，用一个传感器有可能测出放电源的大致位置，而用两个传感器的时间差可能找到在1cm以内的准确定位，依据的永久性装置，由于这样需要的传感器太多，另一缺点是难以对放电量进展标定。GIS局放数GHz，通过传感局部放电所辐射的电磁波信号，可进展局部放电检测。这种电磁波信号传感需解决两大关键问题：抗电磁干扰和传感器安装。由于电晕放电等缘由存在大量的电磁干扰信号，对局放在线监测传感构成严峻的干扰。承受特高频电磁波传感可有效地抗电磁干扰频段，从数百MHz至数GHz。由于特高频信号传播时衰减速度快，故GIS以外的特高频段的电磁干扰信号不仅频带比GIS中局放电信号的带宽要窄，而且其强度随频率增加而快速下降，故一般不能到达GIS。由于GIS的金属同轴构造类似一个波导，其内部局放所产生的特高频信号可有效地沿GIST故特高频信号沿GIS传播还是要发生衰减的。因此，检测到的局部放电信号的振幅〔即放电量〕受检测点和放电源之间的距离及间隔数的影响很大，也使校准很困难。放电模式识别目前，局部放电的故障诊断还是以阈值诊断为主，即当消灭最小危急放电量时，发出方面，即放电模式识别。主要是以下几个过程：学习过程首先从变压器提取有典型意义的几种放电模型，通过试验，获得局部放电数据。从这些所得的数据中提取特征，包括时域特征或者统计特征。识别过程对于未知的放电类型，在猎取数据和提取特征后，依据同样的规章和已存在的特征库，在限定条件下进展匹配，从而推断放电的类型。