电气设备的故障诊断.ppt

1、1/96,电气设备的故障诊断,2/96,设备试验的重要意义,预防性试验是电力设备运行与维护工作的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。电力设备绝缘预防性试验是指对已经投运的设备按照规定的试验条件、试验项目和试验周期所进行的检查、试验和监测。它是判断设备能否继续投入运行，预防发生事故或设备损坏以及保证设备安全运行的重要措施。因此，我国规定，凡电力系统的设备，应根据电力设备预防性试验规程的要求进行预防性试验，防患于未然。,3/96,产生缺陷的原因,电气设备在制造、运输和检修过程中，有可能因发生意外事故而残留有潜伏性缺陷；在长期运行过程中，又受到电场的作用、导体发热的作用、机械力损伤与

2、化学腐蚀作用以及大气条件的影响等，在这些外界因素的影响下，可能逐渐产生缺陷，使其绝缘性能变坏，这就是通常所说的劣化。劣化的绝缘有的是可逆的，有的是不可逆的。可逆：绝缘受潮，烘干后可以恢复其绝缘性能。绝缘在各种因素的长期作用下发生一系列的物理、化学变化，导致绝缘性能和机械性能等不断下降，我们称这种劣化为老化。,4/96,预防性试验的分类,按对被试设备绝缘的危险性进行分类： 1、非破坏性试验 2、破坏性试验 按照停电与否进行分类： 1、常规停电预防性试验 2、在线监测 按测量的信息分类： 1、电气法 2、非电气法,5/96,破坏性试验： 交流耐压试验，直流耐压试验 非破坏性试验： 测量绝缘电阻、测

3、量泄露电流、测量介质损耗因数、测量电压分布等,6/96,绝缘电阻、吸收比试验,一、绝缘电阻试验使用范围 绝缘电阻试验是电气设备绝缘试验中一种最简单、最常用的试验方法。当电气设备绝缘受潮，表面变脏，留有表面放电或击穿痕迹时，其绝缘电阻会显著下降。绝缘电阻测量和吸收比测量可以发现绝缘的贯通的集中性缺陷，绝缘整体受潮或有贯通性的局部受潮。根据绝缘等级的不同，测试要求的区别，常采用的兆欧表输出电压有100v、250V、500V、1000V、2500V、5000V、10000V等。 二、绝缘电阻试验的主要参数及技术指标 电气设备的绝缘，不能等值为单纯的电阻，其等值电路往往是电阻电容的混合电路。很多电气设

4、备的绝缘都是多层的，如图1-1为双层电介质的一个简化等值电路。,7/96,当合上开关K将直流电压U加到绝缘上后，等值电路中电流i的变化如图1-2中曲线所示，开始电流很大，以后逐渐减小，最后趋近于一个常数Ig； 图1-2中曲线i和稳态电流Ig之间的面积为绝缘在充电过程中从电源“吸收”的电荷Qa。这种逐渐“吸收”电荷的现象就叫做“吸收现象”。 在实际试验中，规程规定，只需测量60s时的绝缘电阻值，即R60S的值，当电容量特别大时，吸收现象特别明显，如大型发电机，可以采用10min时的绝缘电阻值。,图1-1 双层电介质简化等值电路,图1-2吸收曲线及绝缘电阻变化曲线,8/96,工程上用“吸收比”来反

5、映绝缘状态是否良好，吸收比一般用K表示，其定义为： K R60s / R15s （11） 式中 R60S为t=60s测得绝缘电阻值，R15S为t=15s时测得的绝缘电阻值，如果绝缘严重受潮，则吸收比K将约等于1。 对于电容量较大的绝缘试品，K可采用下式表示： K R10min / R1min （12） 式中 R10min为t=10min时测得的绝缘电阻值，R1min为t=1min时测得的绝缘电阻值，K在工程上称为极化指数。 当绝缘状况良好时，K值较大，其值远大于1，当绝缘受潮时，K值将变小，一般认为如K1.3时，就可判断绝缘可能受潮。 三、试验设备 工程上进行绝缘电阻试验所采用的设备为兆欧表，

6、输出电压是脉动的直流电压。兆欧表有三个接线端子：线路端子（L），接地端子（E），屏蔽（或保护）端子（G），被试品接在L和E之间，G用以消除绝缘试品表面泄漏电流的影响，其试验原理接线如图13所示。,9/96,在绝缘试验中，如不接屏蔽端子，测得的绝缘电阻是表面电阻和体积电阻的并联值，因为这时沿绝缘表面的泄漏电流同样流过兆欧表的测量回路。如果在表面上缠上几匝裸铜线，并接到端子G上，则绝缘表面泄漏电流不流过兆欧表的测量回路，这时测得的结果便是消除了表面泄漏电流影响的真实的体积电阻 四、绝缘电阻试验结果判断的基本方法 在绝缘电阻试验中，绝缘电阻的大小与绝缘材料的结构、体积有关，与所用的兆欧表的电压高低有

7、关，还与大气条件有关，因此，不能简单的用绝缘电阻的大小或吸收比来判断绝缘的好坏。在排除了大气条件的影响后，所测绝缘电阻值和吸收比应与其出厂时的值比较，与历史数据相比较，与同批设备相比较，其变化不能超过规程允许的范围。同时，应结合绝缘电阻值与吸收比的变化结合起来综合考虑。,1电缆金属铠装；2电缆绝缘；3导电芯 图13 绝缘电阻试验原理接线示意图,10/96,五、测量绝缘电阻的规定 （一）测试规定（1）试验前应拆除被试设备电源及一切外连线，并将被试物短接后接地放电1min，电容量较大的应至少放电2min，以免触电。（2）校验兆欧表是否指零和无穷大。（3）用干燥清洁的柔软布擦去被试物的表面污垢，必要

8、时可先用汽油洗净套管的表面积垢，以消除表面的影响。（4）接好线，如用手摇式兆欧表时，应用恒定转速（120r/min）转动摇柄，兆欧表指针逐渐上升，待1min后读取其他绝缘电阻值。（5）在测量吸收比时，为了在开始计算时就能在被试物上加上全部试验电压，应在兆欧表达到额定转速时再将表笔接于被试物，同时计算时间，分别读取15s和60s的读数。（6）试验完毕或重复进行试验时，必须将被试物短接后对地充分放电。这样除可保证安全外，还可提高测试的准确性。（7）记录被试设备的铭牌、规范、所在位置及气象条件等。,11/96,（二）测试时注意事项 （1）对于同杆双回架空线或双母线，当一路带电时，不得测量另一回路的绝

9、缘电阻，以防感应高压损坏仪表和危及人身安全。对于平行线路，也同样要注意感应电压，一般不应测其绝缘电阻。在必须测量时，要采取必要措施才能进行，如用绝缘棒接线等。（2）测量大容量电机和长电缆的绝缘电阻时，充电电流很大，因而兆欧表开始指示数很小，但这并不表示被试设备绝缘不良，必须经过较长时间，才能得到正确的结果。使用手摇式兆欧表测量大容量设备的绝缘电阻时，试验结束时手不能停，耍先断开L线与被测设备之间的联接，再停止转动摇表，并立即对被测设备放电和接地，防止被试设备对兆欧表反充电损坏兆欧表和被测设备所带高电压电人。（3）如所测绝缘电阻过低，应进行分解试验，找出绝缘电阻最低的部分。（4）一般应在干燥、晴

10、天、环境温度不低于50C时进行测量。在阴雨潮湿的天气及环境湿度太大时，不应进行测量。（5）测量绝缘的吸收比时，应避免记录时间带来的误差。由上述可知，变压器、发电机等设备绝缘的吸收比，是用兆欧表在加压15s和60s时记录其绝缘电阻值后计算求得的。,12/96,（6）屏蔽环装设位置。为了避免表面泄漏电流的影响，测量时应在绝缘表面加等电位屏蔽环，且应靠近E端子装设。（7）兆欧表的L和E端子接线不能对调。用兆欧表测量电气设备绝缘电阻时，其正确接线方法是L端子接被试品与大地绝缘的导电部分，E端子接被试品的接地端。（8）兆欧表与被试品间的连线不能铰接或拖地，否则会产生测量误差。（9）采取兆欧表测量时，应设

11、法消除外界电磁场干扰引起的误差。在现场有时在强磁场附近或在未停电的设备附近使用兆欧表测量绝缘电阻，由于电磁场干扰也会引起很大的测量误差。 引起误差的原因是：1）磁耦合；2）电容耦合。 （10）为便于比较，对同一设备进行测量时，应采用同样的兆欧表、同样的接线。当采用不同型式的兆欧表测绝缘电阻，特别是测量具有非线性电阻的阀型避雷器时，往往会出现很大的差别。 当用同一只兆欧表测量同一设备的绝缘电阻时，应采用相同的接线，否则将测量结果放在一起比较是没有意义的。,13/96,六、影响测试绝缘电阻的主要因素 （一）湿度随着周围环境的变化，电气设备绝缘的吸湿程度也随着发生变化。 （二）电气设备的绝缘电阻随温

12、度变化而变化的，其变化的程度随绝缘的种类而异。富于吸湿性的材料，受温度影响最大。 （三）表面脏污和受潮由于被试物的表面脏污或受潮会使其表面电阻率大大降低，绝缘电阻将明显下降。必须设法消除表面泄漏电流的影响，以获得正确的测量结果。（四）被试设备剩余电荷对有剩余电荷的被试设备进行试验时，会出现虚假现象，由于剩余电荷的存在会使测量数据虚假地增大或减小，要求在试验前先充分放电10min。 （五）兆欧表容量实测表明，兆欧表的容量对绝缘电阻、吸收比和极化指数的测量结果都有一定的影响。兆欧表容量愈大愈好。,14/96,七、测量结果 各种电力设备的绝缘电阻允许值，见规程规定。 将所测得的结果与有关数据比较，这

13、是对实验结果进行分析判断的重要方法。通常用来作为比较的数据包括：同一设备的各相间的数据、出厂试验数据、耐压前后数据等。如发现异常，应立即查明原因或辅以其他测试结果进行综合分析、判断。 对于大容量设备，如大型变压器、发电加、电缆等，有时用R60/R15吸收比值不足以反映绝缘介质的电流吸收全过程，为更好地判断绝缘是否受潮，可采用较长时间的绝缘电阻比值进行衡量，称为绝缘的极化指数。极化指数测量加压时间较长，用手摇兆欧表很难控制转速稳定，一般采用电动兆欧表测量。,15/96,第二节 泄漏电流和直流耐压试验,一、泄漏电流 测量泄漏电流所用的设备要比兆欧表复杂，一般用高压整流设备进行测试。由于试验电压高，

14、所以就容易暴露绝缘本身的弱点，用微安表直测泄漏电流，这可以做到随时进行监视，灵敏度高。并且可以用电压和电流、电流和时间的关系曲线来判断绝缘的缺陷。因此，它属于非破坏性试验。 1、泄漏电流的特点 （1）试验电压高，并且可随意调节。 （2）泄漏电流可由微安表随时监视，灵敏度高，测量重复性也较好。 （3）根据泄漏电流测量值可以换算出绝缘电阻值，而用兆欧表测出的绝缘电阻值则不可换算出泄漏电流值。 （4）可以用电压和电流、电流和时间的关系曲线及测量吸收比来判断绝缘缺陷。 （5）测量原理 当直流电压加于被试设备时，其充电电流（几何电流和吸收电流）随时间的增加而逐渐衰减至零，而泄漏电流保持不变。故微安表在加

15、压一定时间后其指示数值趋于恒定，此时读取的数值则等于或近似等于漏导电流即泄漏电流。,16/96,2、影响测量结果的主要因素 （一）高压连接导线 由于接往被测设备的高压导线是暴露在空气中的，当其表面场 强高于约20kV/cm时（决定于导线直径、形状等），沿导线表面的 空气发生电离，对地有一定的泄漏电流，这一部分电流会结果回来 而流过微安表，因而影响测量结果的准确度。 一般都把微安表固定在升压变压器的上端，这时就必须用屏蔽 线作为引线，也要用金属外壳把微安表屏蔽起来。 （二）表面泄漏电流 泄漏电流可分为体积泄漏电流和表面泄漏电流两种。表面泄漏 电流的大小，只要决定于被试设备的表面情况，如表面受潮、

16、脏污 等。为真实反映绝缘内部情况，在泄漏电流测量中，所要测量的只 是体积电流。但是在实际测量中，表面泄露电流往往大于体积泄漏 电流，这给分析、判断被试设备的绝缘状态带来了困难，因而必须 消除表面泄漏电流对真实测量结果的影响。 消除影响的办法实施被试设备表面干燥、清洁、且高压端导线 与接地端要保持足够的距离；另一种是采用屏蔽环将表面泄漏电流 直接短接，使之不流过微安表。,17/96,（三）温度 与绝缘电阻测量相似，温度对泄漏电流测量结果有显著影响。 所不同的是温度升高，泄漏电流增大。 （四）电源电压的非正弦波形 在进行泄漏电流测量时，供给整流设备的交流高压应该是正弦 波形。如果供给整流设备的交流

17、低压不是正弦波，则对测量结果是 有影响的。影响电压波形的主要是三次谐波。 （五）加压速度 对被试设备的泄漏电流本身而言，它与加压速度无关，但是用 微安表所读取的数值并不一定是真实的泄漏电流值，而可能是保护 吸收电流在内的合成电流。 (六)微安表接在不同位置时 在测量接线中，微安表接的位置不同，测得的泄漏电流的数值 也不同，因而对测量结果有很大影响 （七）试验电压极性 （1）电渗透现象使不同极性试验电压下油纸绝缘电气设备的泄 漏电流测量值不同。电渗透现象是指在外加电场作用下，液体通过 多孔固体的运动现象，它是胶体中常见的电动现象之一。,18/96,（2）试验电压极性对引线电晕电流的影响 在不均匀

18、、不对称电场中，外加电压极性不同，其放电过程及 放电电压不同的现象，称为极性效应。 3、测量时的操作规定 （1）按接线图接好线，并由专人认真检查接线和仪器设备，当 确认无误后，方可通电及升压。 （2）在升压过程中，应密切监视被试设备、实验回路及有关表 记。微安表的读数应在升压过程中，按规定分阶段进行，且需要有 一定的停留时间，以避开吸收电流。 （3）在测量过程中，若有击穿、闪络等异常现象发生，应马上 降压，以断开电源，并查明原因，详细记录，待妥善处理后，再继 续测量。 （4）实验完毕、降压、断开电源后，均应对被试设备进行充分 放电。 （5）若是三相设备，同理应进行其它两项测量。 （6）按照规定

19、的要求进行详细记录。,19/96,4、测量中的问题 在电力系统交接和预防性实验中，测量泄漏电流时，常遇到的 主要异常情况如下。 （一）从微安表中反映出来的情况 （1）指针来回摆动。这可能是由于电源波动、整流后直流电压的脉动系数比较大以及试验回路和被试设备有充放电过程所致。若摆动不大，又不十分影响读数，则可取其平均值；若摆动很大，影响读数，则可增大主回路和保护回路中的滤波电容的电容量。必要时可改变滤波方式。 （2）指针周期性摆动。这可能是由于回路存在的反充电所致，或者是被试设备绝缘不良产生周期性放电造成的。 （3）指针突然冲击。若向小冲击，可能是电源回路引起的；若向大冲击，可能是试验回路或被试设

20、备出现闪络或产生间歇性放电引起的。 （4）指针指示数值随测量时间而发生变化。若逐渐下降，则可能是由于充电电流减小或被试设备表面绝缘电阻上升所致；若逐渐上升，往往是被试设备绝缘老化引起的。 （5）测压用微安表不规则摆动。这可能是由于测压电阻断线或接触不良所致。 （6）指针反指。这可能是由于被试设备经测压电阻放电所致。 （7）接好线后，未加压时，微安表有指示。这可能是外界干扰太强或地电位抬高引起的。,20/96,（二）从泄漏电流数值上反映出来的情况 （1）泄漏电流过大。这可能是由于测量回路中各设备的绝缘状况不佳或屏蔽不好所致，遇到这种情况时，应首先对实验设备和屏蔽进行认真检查，例如电缆电流偏大应先

21、检查屏蔽。若确认无上述问题，则说明被试设备绝缘不良。 （2）泄漏电流过小。这可能是由于线路接错，微安表保护部分分流或有断脱现象所致。 （3）当采用微安表在低压侧读数，且用差值法消除误差时，可能会出现负值。这可能是由于高压线过长、空载时电晕电流大所致。因此高压引线应当尽量粗、短、无毛刺。 （三）硅堆的异常情况 在泄漏电流测量中，有时发生硅堆击穿现象，这是由于硅堆选择不当、均压不良或质量不佳所致。 5、测量结论 对泄漏电流测量结果进行分析、判断可从下述几方面着手。 （一）与规定值比较 泄漏电流的规定值就是其允许的标准，它是在生产实践中根据积累多年的经验制订出来的，一般能说明绝缘状况。对于一定的设备

22、，具有一定的规定标准。这是最简便的判断方法。,21/96,（二）比较对称系数法 在分析泄漏电流测量结果时，还常采用不对称系数（即三相之 中的最大值和最小值的比）进行分析、判断。一般说来不对称系数 不大于2。 （三）查看关系曲线法 （四）空载电流对试验结果的影响 二、直流耐压试验 直流耐压试验与交流耐压相比有以下几个特点： （1）设备较轻便。 （2）绝缘无介质极化损失。 （3）可制作伏安特性。 （4）在进行直流耐压试验时，一般都兼做泄漏电流测量，由于直流 耐压试验时所加电压较高，故容易发现缺陷。 （5）易于发现某些设备的局部缺陷。 综上所述，直流耐压试验能够发现某些交流耐压所不能发现的 缺陷。但

23、这两试验不能互相代替，必须同时应用于预防性试验中， 特别是电机、电缆等更应当作直流试验。,22/96,（一）试验电压的确定 进行直流耐压试验时，外施电压的数值通常应参考该绝缘的交 流耐压试验电压和交、直流下击穿电压之比，但主要是根据运行经 验来确定。 （二）实验电压的极性 电力设备的绝缘分为内绝缘和外绝缘，外绝缘对地电场可以近 似用棒板电极构成的不对称、极不均匀电场中，气体间隙相同时 ，由于极性效应，负棒正极的火花放电电压是正棒负极的火花 放电电压的2倍多。 应指出，直流耐压试验的时间可比交流耐压试验的时间（1min ）长些。直流耐压试验结果的分析判断，可参阅交流耐压试验分析 判断的有关原则。

24、 测量绝缘电阻及直流泄漏电流通常不能发 现的设备整体老化及局部缺陷。,23/96,第三节 电气设备的介质损失角正切值试验,电介质就是绝缘材料。当研究绝缘物质在电场作用下所发生的 物理现象时，把绝缘物质称为电介质； 当绝缘物上加交流电压时，可以把介质看成为一个电阻和电容 并联组成的等值电路，如图1-4（a）所示。根据等值电路可以作出 电流和电压的相量图，如图1-4（b）所示。由相量图可知，介质损 耗由电导产生，阻性电流和容性电流间数值比较大时，电流间的夹 角就越大，故称为介质损失角， 其正切值为 ： 介质损耗为：,24/96,测量 的灵敏度较高，可以发现绝缘的整体受潮、劣化、 变质及小体积设备的

25、局部缺陷。 一、介质损失角正切值的测量原理 对套管、电力变压器、互感器、电容器等一般做此项试验。 图1-5 （a）正接线 （b）反接线 （c）对角线接线 西林电桥的两个高压桥臂，分别由试品ZN及无损耗（ ）的标准电容器CN组成；两个低压桥臂，分别由无感电阻R3及无感电阻R4与电容C4并联组成，如上图所示。 其中，有,25/96,(二) 角差测量法测量tg 非平衡法测量tg接线示意图 上图所示为角差法典型的测量原理接线图，其工作原理如下： 测量tg实际上就是测量流过试品容性电流与全电流的相角差 ，在试验时同时测量流过标准电容器电流（其相角与流过试品的容 性电流的相角一致）和流过试品的电流（全电流

26、），这样可测得到 二者之间的相角差，从而可以计算tg的数值。 二、测量中的抗干扰措施 为了消除或减少由电场干扰引起的误差，采用平衡法测量时可 以采用如下措施： （1）加设屏蔽,26/96,（2）采用移相电源 （3）倒相法 采用非平衡法测量时，可采用如下措施： （1）采用异频电源。（2）补偿法。通过计算机数据处理，将测量 数据进行补偿，使得测量波形为不畸变的正弦波形后，计算得到tg 和C。 三、影响测试的主要因素及分析判断 （一）影响因素 （1）温度的影响。介损值受温度影响而变化，为了比较试验结果， 对同一设备在不同温度下的介损值必须将结果归算到一个巩固的基 准温度，一般归算到20度。 （2）湿

27、度的影响。在不同的湿度下测得的值也是有差别的，应在空 气相对湿度小于80%下进行试验。 （3)绝缘的清洁度和表面泄漏电流的影响。这可以用清洁和干燥表 面来将损失减到最小，也可采用涂硅油等办法来消除这种影响。 （二）分析 （1）和电力设备预防性试验规程的要求值作比较。 （2）对逐年的试验结果应进行比较，在两个试验间隔之间的试验测 量值不应该有显著的增加或降低。,27/96,（3）当值未超过规定值时，可以补充电容量来分析，电容量不应该 有明显的变化。 （4）应充分考虑温度等的影响，并进行修正。 （三）综合判断 根据现场试验经验，现将电气设备绝缘预防性试验结果的综合 分析判断概括为比较法。它包括下列

28、内容： （1）与设备历年（次）试验结果相互比较，因为一般的电气设备都 应定期地进行预防性试验，如果设备绝缘在运行过程中没有什么变 化，则历次的试验结果都应当比较接近。如果有明显的差异，则说 明绝缘可能有缺陷。 （2）与同类型设备试验结果相互比较。因为对同一类型的设备而言 ，其绝缘结构相同，在相同的运行和气候条件下，其测试结果应大 致相同。若悬殊很大，则说明绝缘可能有缺陷。,28/96,（3）同一设备相间的试验结果相互比较。因为同一设备，各相的绝 缘情况应当基本一样，如果三相试验结果相互比较差异明显，则说 明有异常的绝缘可能有缺陷。 （4）与电力设备预防性试验规程规定的“允许值”相互比较。对 有

29、些试验项目，电力设备预防性试验规程规定了“允许值”，若测 量值超过“允许值”，应认真分析，查找原因，或在结合其他试验项目 来查找缺陷。,29/96,第四节 绝缘油试验,本节讲述绝缘油的电气性能试验以及油中溶解气体的气相色谱 分析将在下一章详细说明。 一、电气强度试验 试验方法： 电气强度试验，即测量绝缘油的瞬时击穿电压值。试验接线与 交流耐压试验相同，即在绝缘油中放上一定形状的标准试验电极， 电极间加上工频电压，并以一定的速率逐渐升压，直至电极间的油 隙击穿为止。该电压即绝缘油的击穿电压（KV），或换算为击穿强 度（KV/cm）。 试验步骤及注意事项 清洗油杯：试验前电极和油杯应先用汽油、苯或

30、四氯化碳洗净 烘干，洗涤时用洁净的丝绢，不可用布和棉纱。电极表面有烧伤痕 迹的不可再用。调整好电极间距离，使其保持2.5毫米。油杯上要加 玻璃盖或玻璃罩。试验在室温1535，湿度不高于75%的条件下进 行。 油样处理：试油样送到试验室后，必须在不破坏原有储藏密封 的状态下放置,30/96,相当时间，直至油样接近室温。在油倒出前，应将储油容器颠倒 数次，使油均匀混合，并尽可能不产生气泡。然后用被试油杯和电极 冲洗两、三次。再将变压器油沿着被试油杯壁徐徐注入油杯。盖上玻 璃盖或玻璃罩，静置10分钟。 加压试验 调节调压器使电压从零升起，升压速度约3千伏/秒，直至油隙击 穿，并记录击穿电压值。这样重

31、复试验5次，取平均值。为了减少油 在击穿后产生的碳粒，应将击穿时的电流限制在5毫安左右。在每次 击穿后要对电极间的油进行充分搅拌，并静置5分钟后再重复试验。 二、tg值的测量 试验方法 试验接线和使用仪器 试验时应按所用电桥说明书要求进行接线。目前我国使用较多的 有关仪器有以下几种。 （）油杯 有单圆筒式、双圆筒式及三接线柱电极式的。采用最多的是单圆筒式，又叫圆柱形电极。包括外电极（高压电极）、内电极（测量电极）和屏蔽电极三部分。 （）交流平衡电桥 常用的国产电桥有QS3型或其它可测量tg值小于0.01%灵敏度较高的电桥。,31/96,2、试验步骤 （）清洗油杯 ：试验前先用有机溶剂将测量油杯

32、仔细清洗并烘干，（以防附着于电极上的任何污舞杂质及水分潮气等影响试验结果。 （）适当的试验电压和温度 试验电压由测量油杯电极间隙大小而定，一般应保证间隙上的电场强度为1千伏/毫米。在注油试验前，还必须对空杯进行1. 5倍工作电压的耐压试验。由于绝缘油的tg值随温度的升高而按指数规律剧增，因此除了在常温下测量油的tg值外，还必须将被试验油样升温（变压器油要升温至70，电缆油要升温至100），测量高温下tg值。 按有关标准规定，对于变压器油、新油和再生油升温至70 时的tg值应不大于0.5%，运行中的油70时的tg值应不大于2% ，电缆油100时的tg值应不大于0.5%。,32/96,绝缘油的气相

33、色谱试验与分析,33/96,第一节 充油电气设备内部主要绝缘材料的性能,充油电气设备内部的主要绝缘材料有变压器油、纸和纸板等A级绝缘材料，当运行年限为20年左右时，最高允许温度为105。 一、变压器油的性能 变压器油的耐电强度、传热性及热量都比空气要好得多，因此目前国内外的电气设备，特别是大中型电力变压器和电抗器、电流互感器、电压互感器等基本上都采用油浸式结构，并且变压器油起着绝缘和散热的双重作用。,34/96,运行中的变压器油质量标准如表21 运行中变压器油质量标准,35/96,运行中的变压器油质量标准如表21 运行中变压器油质量标准,36/96,运行中变压器油的质量随着老化程度与所含杂质等

34、条件不同而变化很大，除能判断变压器故障的项目（如油中溶解气体色谱分析等）外，通常不能单凭任何一种试验项目作为评价油质状态的依据，应根据几种主要特性指标进行综合分析，并随变压器电压等级和容量不同而有所区别。表22为运行中变压器油常规检验周期及检验项目。,37/96,表22 运行中变压器油常规检验周期及检验项目,38/96,由于充油电气设备容量和运行条件的不同，油质老化的速度也不一样。当变压器用油的PH值接近4.4或颜色骤然变深，其他某项指标接近允许值或不合格时，应缩短检验周期，增加检验项目，必要时采取有效处理措施。 二、固体绝缘材料的性能 充油电气设备的内绝缘常采用油纸绝缘结构，所用的植物纤维纸

35、及其制品包含电缆纸、电话纸、皱纹纸、金属皱纹纸、点胶绝缘纸、绝缘纸板等。 变压器油与绝缘纸相结合构成的油纸绝缘式结构具有很高的耐电强度，比两者分开单独的（油和纸）任何一种材料都高得多。由于油的绝缘强度和介电系数低于纤维质，油承受较大的电场强度，因此，用纸把油分成一定数量的小油隙，既可以消除油中纤维杂质的积累而不易形成“小桥”，又可以使电场均匀，提高绝缘的电气强度。,39/96,油纸绝缘的缺点是油和纸两者均易被污染，只要含百分之几的杂质，影响就相当严重。因此，在工艺过程中要尽可能地获得较纯净的油和纸，并根据此选择合适的工作场强，才能保证变压器绝缘结构的可靠性。 2绝缘纸板 它由木质纤维或掺有适量

36、棉纤维的混合纸浆经抄纸、压光而制成。目前有木质纤维和棉纤维各占一半的50/50型和不掺棉纤维的100/100型两种纸板。 从表23中的纤维程度可以看出，棉纤维中含99%以上纯纤维素，而木纤维中的纤维素只占80%左右，并还含一定的纤维素和木质。易吸收水分的纤维素和木质混合在一起将增加吸湿能力，同时也增强纤维的结构作用。,40/96,表23 棉布纤维物理性能比较,在变压器绝缘中，绝缘纸板被广泛用作主绝缘的隔板（纸筒）、线圈间支撑条、垫块、线圈的支撑绝缘和铁轭绝缘。在110kV级以上变压器中用作隔板、角环等的绝缘纸板，通常采用型号为100/100，其厚度有0.5，1.0，1.5，2.5和3mm，目前

37、已开始采用48mm的厚纸板。,41/96,第二节 变压器油中气体的产生机理 油和纸是充油电气设备的主要绝缘材料，油中气体的产生机理与材料的性能和各种因素有关。 一、变压器油劣化及产气 变压器油是由天然石油经过蒸馏、精炼而获得的一种矿物油。它是由各种碳氢化合物所组成的混合物，其中，碳、氢两元素占其全部重量95%99%，其他为硫、氮、氧及极少量金属元素等。石油基碳氢化合物有环烷烃（CnH2n）、烷烃（CnH2n + 2）、芳香烃（CnH2n - m）以及其他一些成分。 一般新变压器油的分子量在270310之间，每个分子的碳原子数在1923之间，其化学组成包含50%以上的烷烃、10%40%的环烷烃和

38、5%15%的芳香烃。表24列出了部分国产变压器油的成分分析结果。,42/96,表24部分国产变压器油的成分分析依据,43/96,变压器油在运行中因受温度、电场、氧气及水分和铜、铁等材料的催化作用，发生氧化、裂解与碳化等反应，生成某些氧化产物及其缩合物（油泥），产生氢及低分子烃类气体和固体X腊等。 当变压器油受高电场能量的作用时，即使温度较低，也会分解产气。在场强为130kV/cm作用下，变压器油在2530时的产气成分如表25所示。,44/96,表25在场强为130kV/cm作用下变压器油的产气组分（体积%）,变压器油中溶解的气体在电场作用下将发生电离，释放出的高能电子与油分子发生碰撞，把其中的

39、H原子或CH3原子团游离出来而形成游离基，促使产生二次气泡。,45/96,当电场能量足够时即可发生上述反应。上述反应的产气速率取决于化学键强度，键强度越高，产气速率越低；同时产气速率还与电场强弱、液相表面气体的压力有关。,总之，在热、电、氧的作用下，变压器油的劣化过程以游离基链式反应进行，反应速率随着温度的上升而增加。氧和水分的存在及其含量高低对反应影响很大，铜和铁等金属也起触媒作用使反应加速，老化后所生成的酸和H2O及油泥等危及油的绝缘特性。经过精炼的变压器油中不含低分子烃类气体，但变压器油在运行中受到高温作用将分解产生二氧化碳、低分子烃类气体和氢气等。,46/96,综上所述，变压器油是由许

40、多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，由于电或热故障的原因，生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X腊）。在故障初期，所形成的气体溶解于油中；当故障能量较大时，也可能聚集成游离气体。油碳化生成碳粒的温度在500-800，碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备的内部。低能量放电性故障，如局部放电通过离子反应而形成重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。 乙烯虽然在较低的温度时也有少量生成，但主要是在高于甲烷和乙烷的温度即大约

41、为500下生成。乙炔一般在800-1200的温度下生成，而且当温度降低时，反应迅速被抑制，作为重新化合物的稳定产物而积累。因此，虽然在较低的温度下（低于800）也会有少量乙炔生成，但大量乙炔是在电弧的弧道中产生。此外，油在起氧化反应时，伴随生成少量CO和CO2，并且CO和CO2能长期积累，成为数量显著的特征气体。,47/96,二、固体绝缘材料的分解及气体 油纸绝缘包括绝缘纸、绝缘纸板等，它们的主要成分是纤维素。长期互相之间氢键的引力和摩擦力，纤维素有很大的强度和弹性，因此机械性能良好。聚合物裂解的有效温度高于105，完全裂解和碳化高于300，在生成水的同时，生成大量的CO和CO2及少量烃类气体

42、和呋喃化合物，同时油被氧化。CO和CO2的生成不仅随温度升高而加快，而且随油中氧的含量和纸的湿度增大而增加。由表26的试验结果可知，纤维素热分解的气体组分主要是CO和CO2。,48/96,表26 温度470时纤维素热分解产物,49/96,第三节 电气设备内部故障与油中特征气体的关系 充油电气设备内部故障模式主要是机械、热和电三种类型，而又以后两种为主，并且机械性故障常以热的或电的故障形式表现出来。从表27国内对359台故障变压器的故障类型进行统计的结果可以看出，运行中充油电气设备的故障主要有过热性故障和高能放电性故障。根据模拟试验和大量的现场试验，电弧放电的电弧电流大，变压器主要分解出乙炔、氢

43、及较少的甲烷；局部放电的电流较小，变压器油主要分解出氢和甲烷；变压器油过热时分解出氢和甲烷、乙烯、丙烯等，而纸和某些绝缘材料过热时还分解出一氧化碳和二氧化碳等气体。我国现行的变压器油中溶解气体分析和判断导则（DL/T22-2000），将不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体归纳为表28。同时，通过对充油变压器在运行中发生的大量事故的诊断和吊心检验，在表29和表210中列出了电力变压器及其高压引线套管内的典型故障与故障类型的关系。,50/96,表27充油电气设备故障类型的统计,51/96,表28 充油电力变压器不同故障类型产生的气体,注：进水受潮或油中气泡可使氢含量升高,52/96,表29

44、 充油电力变压器的典型故障,53/96,表210 充油变压器套管的典型障故,54/96,第四节 三比值法的基本原理及方法,大量的实践证明，采用特征气体法结合可燃气体含量法，可做出对故障性质的判断，但还必须找出故障产气组分含量的相对比值与故障点温度或电场力的依赖关系及其变化规律。为此，人们在用特征气体法等进行充油电气设备故障诊断的过程中，经不断的总结和改良，国际电工委员会（IEC）在热力动力学原理和实践的基础上，相继推荐了三比值法和改良的三比值法。我国现行的DL/T722-2000导则推荐的也是改良的三比值法。 一、三比值法的原理 通过大量的研究证明，充油电气设备的故障诊断也不能只依赖于油中溶解

45、气体的组分含量，还应取决于气体的相对含量；通过绝缘油的热力学研究结果表明，随着故障点温度的升高，变压器油裂解产生烃类气体按CH4C2H6C2H4C2H2的顺序推移，并且H2是低温时由局部放电的离子碰撞游离所产生。基于上述观点，产生以CH4/H2，C2H6/CH4，C2H4/C2H6，C2H2/C2H4的四比值法。由于在四比值法中C2H6/CH4的比值只能有限地反映热分解的温度范围，于是IEC降其删去而推荐采用三比值法。,55/96,随后，在人们大量应用三比值法的基础上，IEC对与编码相应的比值范围、编码组合及故障类别做了改良，得到目前推荐的改良三比值法（以下简称三比值法）。 由此可见，三比值法

46、的原理是：根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系，从5种特征气体中选取两种溶解度和扩散系数相近的气体组成三对比值，以不同的编码表示；根据表211的编码规则和表212的故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应的影响，使判断充油电气设备故障类型的主要方法，并可以得出对故障状态较可靠的诊断。表211和表212是我国DL/T722-2000导则推荐的改良的三比值法（类似于IEC推荐的改良的三比值法）的编码规则和故障类型的判断方法。,56/96,表211 编码规则,57/96,表212 故障类型判断方法,58/96,同时，DL/T7

47、22-2000导则还提示利用三对比值的另一种判断故障类型的方法，即溶解气体分析解释表(表213)和解释简表(表214)。 表213是将所有故障类型分为6种情况，这6种情况适合于所有类型的充油电气设备，气体比值的极限依赖于设备的具体类型，可稍有不同；表213显示D1和D2两种故障类型之间既有重叠又有区别，这说明放电的能量有所不同，必须对设备采取不同的措施。表214给出了粗略的解释，对于局部放电，低能量或高能量放电以及热故障可有一个简便粗略的区别。,表213 溶解气体分析解释表,59/96,注：1上述比值在不同地区可稍有不同； 2以上比值在至少上述气体之一超过正常值并超过正常值增长速率时才增长有效

48、； 3在互感器中CH4/H20.2时为局部放电。在套管中CH4/H20.7为局部放电； 4气体比值落在极限范围之外，而不对应于本表中的某个故障特征时，可认为是混合故障或一种新的故障。这个新的故障包含了高含量的背景气体水平。在这种情况下，本表不能提供诊断。但可以使用图示法给出直观的、在本表中最接近的故障特征。 NS表示无论什么数值均无意义； C2H2的总量增加，表明热点温度增加，高于1000。,表214 溶解气体分析解释简表,60/96,二、三比值法的应用原则 三比值法的应用原则是： （1）只有根据气体各组分含量的注意值或气体增长率的注意值有理由判断设备可能存在故障时，气体比值才是最有效的，并应

49、予以计算。对气体含量正常，且无增长趋势的设备，比值没有意义。 （2）假如气体的比值与以前的不同，可能有新的故障重叠或正常老化上。为了得到仅仅相对于新故障的气体比值，要从最后一次分析结果中减去上一次的分析数据，并重新计算比值（尤其在CO和CO2含量较大的情况下）。在进行比较时，要注意在相同的负荷和温度等情况下在相同的位置取样。 （3）由于溶解气体分析本身存在的试验误差，导致气体比值也存在某些不确定性。利用DL/T722-2000导则所述的方法，分析油中溶解气体结果的重复性和再现性。对气体浓度大于10 L/L的气体，两次的测试误差不应大于平均值的10%，而在计算气体比值时，误差提高到20%。当气体

50、浓度低于10 L/L时，误差会更大，使比值的精确度迅速降低。因此在使用比值法判断设备故障性质时，应注意各种可能降低精确度的因素。尤其是对正常值较低的电压互感器、电流互感器和套管，更要注意这种情况。,61/96,第五节 无编码比值法的基本原理及方法,尽管我国现行的DL/T722-2000导则中采用了改良的三比值法，提高了诊断故障的可靠性，但三比值法故障编码不多，实际工作中有许多变压器的故障因查不到编码而无法判断，而且判断方法也较复杂。因此，寻求更简单、更精确的诊断技术已成为各国研究的主要课题。我国电力研究者通过10多年收集的全国部分省市变压器故障实例和对国外模拟故障色谱数据的分析研究，提出了用“

51、无编码比值法”分析和诊断变压器故障性质的方法，可以从一个层面解决三比值法故障编码少，有的故障用三比值法难于诊断的问题。 一、故障类型诊断的原理 如前所述，变压器油和固体绝缘材料在不同的温度、不同的放电形式下产生的气体也不相同。日本等国通过大量的模拟试验，得到过热、放电分解的不同气体。从试验结果可以看出以下规律：,62/96,（1）在油中发生600以下过热时，产生的主要气体是甲烷，其次是乙烯、乙烷和少量氢气。 （2）在电弧放电时，油产生的气体以氢气和乙炔为主，有少量的甲烷、乙烯；在纸和油中电弧放电时产生的CO是纯油中的10倍多。 （3）在局部放电时，无乙炔，而且甲烷较多。 （4）火化放电产生的气

52、体近似于电弧放电。 利用上述试验得到的规律，我们可以利用某些特征气体的组分含量和它们之间的相互比值来判断变压器中存在的不同故障类型。如用过热时甲烷过氢气少、放电时氢气多而甲烷少的特点，用甲烷与氢气比率就可区分放电与过热故障。为此，共计算出9种不同组合形式的气体比率值，并按变压器实际故障分类统计，从中找出故障性质相关的量。于是，我们就可以用表215与故障性质相关的气体比率来确定故障性质。,63/96,表215 气体比值与实际故障性质分类统计表,64/96,65/96,该方法不需要对比值编码，而是直接由两个比值确定一个故障性质，减去了传统的“三比值法”先变法然后由编码查找故障性质的过程，使分析判断

53、方法简化而可操作性又较强。,二、诊断故障性质的方法 （1）以计算比值诊断 根据计算的比值，按表216进行诊断，步骤如下：,表216无编码比值故障性质分析诊断方法,66/96,（1）以计算的乙炔比乙烯值诊断过热或放电性故障。当计算的比值小于0.1时为过热性故障，大于0.1时为放电性故障。 （2）计算乙烯比乙烷的值并以过热温度诊断故障程度。当乙烯比乙烷的计算比值小于1时为低温过热（小于300）；大于1小于3为中温过热（300700）；大于3时为高温过热（大于700）。 （3）以计算的甲烷比氢气值诊断是否放电或过热性故障并存。当甲烷比氢气的计算比值大于1时，为放电兼过热性故障，反之为纯放电性故障。

54、（2）以故障分区图诊断 根据计算的比值，按图2-1的故障分区图进行诊断，其步骤如下：,图2-1变压器故障性质分区图,67/96,以计算的乙炔比乙烯的值判断故障区域 。当计算比值小于0.1时为过热性故障，大于0.1时为放电性故障。 以计算的乙烯比乙烷值过热故障区域。以左纵坐标为准，查出过热温度，诊断过热故障类型。 以计算的甲烷比氢气值判断故障程度。以图21的右纵坐标为准，查处该值所对应的故障。 求出两对比值后，即可在故障分区图21中查到故障性质，因此该图示法具有直观、明了、简单、准确等优点；对于过热故障，还可以看出它的温度变化情况，可用于运行中变压器的色谱追踪分析。 三、无编码比值法的特点 与三

55、比值法相比，无编码比值法具有以下一些特点： 1可诊断放电兼过热故障 对收集到的102台次变压器故障的色谱分析数据进行分析诊断比较如下： （1）按三比值法编码规则编码的台次是：“120”码16台次、“121”码14台次、“122”码65台次、“222”码2台次。,68/96,（2）吊芯检查确认的实际故障是：放电和过热两种故障同时存在的变压器24台次，如引线焊接不良又有引线对均压环放电，铁芯两点接地又有分解开关故障，围屏放电又有铁芯多点接地等；一种故障显示两种特征的变压器有54台次，如匝间过热后导致击穿放电、引线脱焊等，铁芯接地铜片或穿心螺丝与铁芯多点接触、分接开关接触不良等。纯属放电的变压器13

56、台次，原因不明的12台次。 （3）用无编码比值法进行诊断，并将诊断结果与的实际故障进行比较，其准确判断率为87.3%，而用三比值法诊断的结果与的实际故障不符合。 上述实践证明，无编码比值法运行中确实存在将故障性质划分为放电兼过热故障的这类故障，这对分析变压器故障部位更为有利。 提高过热性故障诊断的准确率 按三比值法，“000”组合编码应诊断为设备绝缘正常老化而无故障，而实际上属“000”组合编码的往往仍有故障。为此，用无编码比值法对收集到的属“000”组合编码的变压器进行了诊断，其结果列于表217。从表中可知，无编码比值法诊断为过热性故障，从而提高了热故障诊断的准确率。,69/96,表217“

57、000”码故障实例统计表,70/96,第六节 油中气体分析的多种判据对故障进行综合诊断,如前所述，充油变压器在长期运行中，由于变压器的容量、电压等级、结构、运行环境、油质状况、运行参数等的差异，以及每种诊断方法都涉及特定的参数或大量模拟及事故数据分析统计而得出的经验公式或判据，因此在对运行中故障变压器进行故障诊断及故障发展趋势预测时，若仅采用一种判据很难得出正确的诊断结论，甚至会造成误判，造成更大的经济损失。同时，即使是用前述的油中溶解特征气体组分含量和比值法已诊断出变压器的故障类型及性质，但为了进一步预测变压器的故障状况，往往还应考察故障源的温度、功率、绝缘材料的损伤程度、故障危害性，以及故

58、障的发展导致油中溶解气体达到饱和并使瓦斯保护动作等诸因素。 一、综合诊断的辅助方法 1故障源温度的估算,71/96,变压器油裂解后的产物与温度有关，温度不同产生的特征气体也不同；反之，如已知故障情况下油中产生的有关各种气体的浓度，可以估算出故障源的温度。比如对于变压器油过热，且当热点温度高于400时，可根据月冈淑郎等人推荐的经验公式来估算，即,（2-9）,国际电工委员会（IEC）标准指出，若CO2/CO的比值低于3或高于11，则认为可能存在纤维分解故障，即固体绝缘的劣化。当涉及估计绝缘裂解时，绝缘低热点的温度经验公式如下：,300以下时：,（2-10）,300以上时：,（2-11）,72/96

59、,2故障源功率估算 变压器油裂解需要的平均活化能约为210kJ/mol，即油热解产生1mol体积（标准状态下为22.4L）的气体需要吸收热能为210kJ，则每升热裂解气所需能量的理论值为： Qi=210/22.4=9.38(kW/L),但油裂解时实际消耗的热量要大于理论值。若热解时需要吸收的理论热量为,，实际需要吸收的热量为, 则热解效率系数为,（2-12）,如果已知单位故障时间内的产气量，即可导出故障源功率估算公式为,（2-13）,73/96,表218 SFPS3-150000/220主变压器油中溶解气体含量（L/L）,（2）以油中溶解气体绝对产气率和相对产气率判断故障的严重程度 （3）以三比值法诊断故障类型 （4）估算热点温度 （5）估算故障源功率,74/96,（6）估算油中溶解气体达到饱和态所需时间 （7）根据故障在导电回路和磁回路时气体比值特征和C2H