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运行中变压器状态监测技术的探讨 |
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| 运行中变压器状态监测技术的探讨 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-26 14:26:47  |
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摘要： 在上篇《变压器在正常工作电压下的绝缘事故原因分析及防御措施》一文中讨论了变压器绝缘事故原因分析及防御措施，本篇主要对变压器各种状态参量的实质含义、监测原理、判断方法及应注意的技术要点作了具体的探讨。
关键词： 变压器状态；油气色谱分析；局部放电测量；油中含水测量；油击穿电压；形变检测
0 引言
变压器的状态是依靠试验数据来反映的。变压器试验按生产、安装、投运进行程序可分为出厂试验、交接试验和预防性试验；按其功用又可分为适用性检验、经济性检验和安全可靠性检验。通常出厂试验针对功用三方面进行了全面检验，现场试验包括停电试验和在线检测，主要是检验安全可靠性，目的是对变压器在运行中的状态变化进行监控。
变压器在运行中要经受电（电场）、热和力3种破坏势力。这3种破坏势力对变压器状态的影响分别称为电致变态、热致变态和力致变态。当破坏势力得逞，引起状态质变，就会分别形成绝缘事故、过热事故和形变事故。为了预防事故，保证安全运行，针对这3种致变因素分别设置了许多试验项目。
运行中变压器状态试验评估的奋斗目标，一是报告预警危险状态出现，二是促进维护检修低投入。这个目标的实现离不开先进的状态测试技术。状态测试技术包括二个部分：一是试验方法的实施，另一是试验结果的运用。试验方法的墨守成规，状态评定的单一标志(限值)，是不可能对运行中变压器的状态评估有实质性警示作用的。这里讨论发表一些不成熟的看法，与同仁交流。
1 油中溶解气体色谱分析
1.1 DGA追踪分析特征气体含量
油中溶解气体色谱分析（简称DGA）是利用气相色谱分析的方法测定油中溶解的气体。选择其中的甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙稀（C2H4）、乙炔（C2H2）和氢气（H2）为特征气体，把其中4种烃类气体的总和称为总烃（以C1+C2表示），再辅以一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2），用来反映变压器内任一部位发生异常变化的信息。
DGA是通过油传递、透析信息。油无孔不入，因此分析油中特征气体含量的试验可以比其他试验方法获得更多信息。DGA可以在线进行，比停电试验方便和快捷，所以是公认可信的变压器状态监测技术。但如何更好地运用产气量、产气速率和组分比例关系来识别故障，仍需探讨。
GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（以下简称《导则》）对出厂和投运前的变压器规定了油中气体含量的限值，要求明确，也能实现。但对运行中变压器只规定了注意值。该注意值除个别数据以外，均是根据20年前某些地区的变压器运行中的产气量凭经验人为划定的。然而实践证明，大多数变压器的产气量超过注意值后仍可以继续运行，等待有停电机会时再行处理；少数变压器的产气量在远小于注意值时却必须尽快停下来排除故障。因此，运行中不应在达到注意值时才追踪分析，而是当发现气体浓度高于出厂和投运前的限值时就应重视并查明原因。
1.2 以动态概念对待产气速率
《导则》介绍了产气速率的计算公式，并规定了注意值。但由于运行中变压器的产气不是等速或等加速的，而且分析又不是连续进行的，因此产气速率一般不可能准确定量。但利用产气速率的概念可识别产气动态。产气动态可以划分为6类：①原发性产气。变压器一投运就产气。②激发性产气。运行方式发生变化引起的产气。③连续性产气。发生产气后，产气量连续增加。④间歇性产气。产气不连续，停歇的时间或长或短。⑤一次性产气。偶然产生一定量的气体，以后不再产气。⑥事故性产气。变压器损坏时产生大量气体。掌握产气动态，对分析产气原因、确定气源的部位（以下简称定位）是很重要的。
1.3 正确利用特征气体组分判断故障
利用特征气体组分比例来判断故障类型，三比值法是比较好的方法。其中首位数为0的编码组合是过热性故障；首位数为1或2的编码组合为放电性故障。这对分析产气故障起了定大方向的作用。但按编码组合来判断故障类型仍不能解决实际问题。如过热性故障产气，其中最频繁出现的编码组合为022，故障类型区分为高于700
℃的高温过热，这在变压器内许多部位都可能产生，但不同部位的危害不同。又如放电性故障产气，最多的编码组合是212，此时变压器已损坏。至于采用人工神经网络等现代新技术，由于作为特征气体的4种烃气是同出一原、性质近似，因此再怎么处理也不能准确定位。处理实际问题时，定位是关键。而定位不能只在气体组分中做文章，还应重视变压器的结构特点。
1.4 局部过热定位
局部过热故障是由于局部的电能损耗超过该处既有的散热能力，局部放电故障是由于局部绝缘的位移电流发生异常变化，都与电流有关。因此根据电流定位既方便又实用。电流包括正常工作电流、漏磁场感应产生的环流或涡流，以及位移电流3部分。其中非自恢复绝缘上的位移电流突变危害性最大，工作电流回路的接触不良导致恶性循环，环流或涡流不可能引起事故。通过定位来掌握形势才能取得处理产生故障的主动权。
1.5 几点建议
基于以上的认识，为了更好地发挥DGA的作用，提出以下建议：①重视分析的准确性。这包括二个方面，一是提高分析数据本身的准确性；二是要排除可能引起误判断的外来气源。②变压器在运行中发现产气后应考虑各种可能原因，运用多种方法，确定气源所在电流回路。③根据产气源部位，参照表1所示的变压器发生产气故障后的停运参考限值决定停运检查或进行检修。至于是按上限值、中限值或下限值来决定停电检修，应综合考虑设备的重要性和停电的可能性，并充分考虑制造厂的建议。
表1 变压器发生产气故障后的停运参考限值
工作电流回路
漏磁感应
位移电流回路
自恢复绝
缘（油）
非自恢复
绝缘（纸）
总烃
50～150
500～5 000
50～150
30～100
乙炔
5～15
10～50
25～50
1～5
氢
50～150
150～2 000
50～150
30～100
2 局部放电测量
局部放电测量试验（以下简称局放试验）在GB 1094-3—2003中称为长时感应电压试验(ACLD)。该试验是在加电压的全过程中测量视在电荷量，单位为pC。
局放试验的本质是耐受电压测试，具有破坏性试验特有的发现绝缘缺陷的能力。但应在全程监控局部放电量的条件下进行，以保证在绝缘上不残留损伤，即避免了积累效应。所以局放试验是可以避免破坏的“破坏性”试验。重复进行局放试验，一般不必要降低试验电压。降低试验电压会影响试验效果。
运行中变压器进行局放试验有二个目的：一是检验绝缘的原有状态是否有所下降，主要是检查绝缘是否受潮或污染；二是判断存在问题的变压器是否能继续运行。判断变压器能否运行的决定性因素是真实放电量是否使绝缘产生不可恢复的缺陷，而视在放电量不等于真实放电量，因此单凭一个视在放电量是不可靠的，应结合其他试验进行综合分析。
近年新出厂的220 kV及以上电压等级变压器的视在放电量≤100 pC，这是制造技术的进步。实践证明，只要做好安装和维护工作，状态没有发生大的变化，局部放电量就不会发生变化。所以如果怀疑存在局部放电，不必轻易停电进行局放试验，可以通过铁心或中性线接收电信号，或通过油箱接收超声信号进行在线检测。
对于突发性绝缘事故，理论上也是由局部放电起始，但这样急促的局部放电对于运行中的变压器来说无法及时觉察，所以即使在线连续进行局部放电测量，也不可能对预防这类绝缘事故起到预期的作用。
为了使运行中的变压器保持良好状态，考虑到局部放电的全面特性，建议将局放水平分为5级，见表2。
表2 变压器绕组局部放电水平等级
级别
视在电
荷量/pC
局部放电（100 pC）
起始电压
放电信号动态
1
＜100
＞1.5
稳定或被背景水平掩盖
2
100～300
＞1.3
稳定
3
301～500
＞1.0
由短时不稳定转向长时间稳定
4
501～1 000
＞1.0
间歇出现高幅值局部放电脉冲
5
＞1 000
＞1.0
有不断增长趋势
3 绕组介质损耗系数tgδ的测量
3.1 测量tgδ的意义
测量绕组的tg δ是在绕组绝缘上施加50 Hz工频电压，利用西林电桥或介质损耗测试仪测量绕组绝缘的电能损耗。由于该损耗很小，不是以瓦（W）为单位计量，而近似地用tg
δ表示。
实际绕组绝缘施加交流电压后，电能损耗是由电导电流和分子极化引起的。而且绕组绝缘的介质损耗主要取决于分子极化引起的损耗。水是极性分子，极化作用明显。所以绕组绝缘的tg
δ值能有效地反映绕组绝缘的总体含水量。如果器身真空干燥和真空注油做得好，绕组绝缘的tg δ就低，这说明测量绕组tg δ是有意义的。但也要看到绕组tg
δ对反映绕组绝缘的含水量并不灵敏。如果对于出厂试验tg δ为0.2%的绕组，在现场试验中tg δ达到0.8%仍认为合格，那么测量绕组tg δ就没意义。对这种情况应当重视，分析其他因素。
根据统计，在绕组绝缘没有发生质的变化，测量过程中没有受到意外干扰或发生人为差错的条件下，绕组绝缘tg δ在15℃～35 ℃温度范围的多次测量结果，其分散性大致处于表3所列范围。
表3 绕组绝缘tg δ实测值的分散性
tg δ值/%
温度变化范围/℃
多次测量结果分散性
＜0.20
15～45
≤±10%
0.21～0.30
15～35
≤±20%
0.31～0.40
15～35
≤±30%
＞0.40
15～35
＞±30％
从表3可以看出，绕组绝缘的tg δ不是温度的简单函数。
温度对绕组tg δ的影响是由水分的分布所致。绕组tg δ的波动性大是绝缘状态不佳的表现，也是一种信息。应在稳定的温度下进行测量，不必强调温度相同或接近。
3.2 确保测量有效性
基于以上的分析，为了提高绕组绝缘tg δ测量值的有效性，提出以下建议：① 测量绕组tg δ的仪器应有准入制度。只有经具有校验资质的部门校验合格后才能使用。②
对每次测量结果的准确性应进行评估。如果认为受到外界条件的影响，就应注意收集并提供证据。如果认为空气相对湿度大或套管瓷套表面被污染，就应测量部分瓷裙的绝缘电阻和tg
δ。如果认为受到温度的影响，则应至少提供2次不同温度下的实测结果。③ 对绕组绝缘的tg δ，不按电压等级规定限值，而以出厂试验或大修后的交接试验为基准，根据相对偏差进行分级：1级 ±10%；2级 ±20%；3级 ＞30%；4级 ＞40%；5级 ＞50%。
4 绕组绝缘电阻测量
4.1 绕组绝缘电阻含义及影响因素
绕组绝缘电阻（RI）测量是指在绕组的导体上施加直流电压（2 500 V或5 000 V）条件下测量绕组导体对地的绝缘电阻。测量使用绝缘电阻表，单位为MΩ或GΩ。绕组泄漏电流测量是在更高的直流电压（10、20、40、60
kV）下测量绝缘电阻。
绕组绝缘施加直流电压后，输入试品的电流I包括二个分量，一是吸收电流Ia，另一是传导电流Ic。由于Ia是衰减的，所以RI对应于不同的施加电压时间有不同的读数。如R15、R60和R600分别表示接通直流电压后15
s、1 min和10 min时的绝缘电阻值。Ia的衰减时间因绕组绝缘的结构不同而不同，但一般在10 min以后已衰减到接近于0，此时的RI主要取决于Ic，因此把R600近似地认为是稳态绝缘电阻，以RI表示。
4.2 合格性判断
正常变压器（绝缘没有老化变质或严重污染）的RI实际上只与绝缘中的水分有关。水分对RI的影响有二个方面：一是水分的含量，另一是水分的分布。其中水分的分布形态对RI的作用更大。温度对RI的影响主要是由温度影响水分分布所致，RI与温度之间不存在简单的函数关系。大量实测数据证明，R2=R1×1.5(t1-t2)/10的公式（式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻）对于RI是不成立的。
RI既与测量时间有关，也与绕组的结构有关。一度认为R60不能作为绝缘性能的通用判据，前人想到利用相对值。20世纪90年代前使用吸收比（R60/R15），并基于绝缘含水量，认为大于1.3为合格。但由于变压器制造技术的进步，从80年代开始在我国也发现绕组绝缘的含水量越少，R60越高，吸收比却越小，小于1.3的屡见不鲜。于是开始引用极化指数（R600/R60）。美国《变压器维护指南》中表5.2所列的数据见表4。DL/T
596—1996《电力设备预防性试验规程》中要求吸收比（在10～30 ℃范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5。满足其中之一都作为符合标准。其中，1.3是原苏联50年前的经验，而美国资料并没有1.5这个界限。因此产生了把1.3或1.5作为合格与否的判据是否合理的疑问。
表4 利用极化指数判断变压器的状态
状 态
极化指数
危 险
＜1.0
不 良
1.0～1.1
可 疑
1.1～1.25
较 好
1.25～2.0
良 好
＞2.0
在探讨上述问题时，以下4点值得注意：①吸收比或极化指数对反映绕组绝缘的局部受潮不如RI灵敏。②测量RI时，彻底消除介质的极化很难实现。去极化不充分时R15和R60的测量误差比R600的大，而R15或R60的测量误差直接影响吸收比或极化指数正确性。③只有RI（以前的R60，现在的R600）大了，吸收比或极化指数也才可能大。最终关心的还是RI。④从绕组绝缘的击穿机理来看，RI的降低是很不利的因素。基于以上的分析，有下列看法：
(1) 绕组绝缘电阻的测量应注重于测准RI，并将RI作为考核指标。
(2) 将RI按表5中的数值进行分级。
表5 稳态绝缘电阻分级
级别/级
RI/GΩ
级别/级
RI/GΩ
1
50
4
5
2
20
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