在白银变压器故障诊断中应综合各种有效的检测手段和方法，对得到的各种检测结果要进行综合分析和评判。因为不可能具有一种包罗万象的检测方法，也不可能存在一种面面俱到的检测仪器，只有通过各种有效的途径和利用各种有效的技术手段，包括离线检测的方法、在线检测的方法；包括电气检测、化学检测、甚至超声波检测、红外成像检测等等，只要是有效的，在可能条件下都应该进行相互补充、验证和综合分析判断，才能取得较好的故障诊断效果。
C2H2
强弧光放电、油和固体绝缘热分解
油中各种气体成分可以从白银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(如三比值)和产气速率等方法判断白银变压器内部故障。
但在实际应用中不能仅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判断。因此，设备预防性试验规程DL／T596—1996专门列出油中溶气含量的注意值，这些注意值是根据对国内19个省市6000多台次白银变压器的实地统计而制定的，如表2—4所示。
表2—4规程中对油中溶解气体含量的注意值及统计依据
设备
气体组分
注意值uL／L
6000台·次中超过注意值的比例
白银变压器和电抗器
总烃
乙炔
氢气
150
5
150
5.6
5.73.6
*(500KV白银变压器为1)规程要求，对运行设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数)超过表2—4数值时应引起主意。
第二节特征气体变化与白银变压器内部故障的关系
1．根据气体含量变化分析判断
(1)氢气H2变化。白银变压器在高、中温过热时，H2一般占氢烃总量的27％以下，而且随温度升高，H2的绝对含量有所增长，但其所占比例却相对下降。白银变压器无论是热故障还是电故障，最终都将导致绝缘介质裂解产生各种特征气体。由于碳氢键之间的键能低，生成热小，在绝缘的分解过程中，一般总是先生成H2，因此H2是各种故障特征气体的主要组成成分之一。白银变压器内部进水受潮是一种内部潜伏性故障，其特征气体H2含量很高。客观上如果色谱分析发现H2含量超标，而其他成分并没有增加时，可大致先判断为设备含有水分，为进一步判别，可加做微水分析。导致水分分解出H2有两种可能：一是水分和铁产生化学反应；二是在高电场作用下水本身分子分解。设备受潮时固体绝缘材料含水量比油中含水量要大100多倍，而H2含量高，大多是由于油、纸绝缘内含有气体和水分，所以在现场处理设备受潮时，仅靠采用真空滤油法不能持久地降低设备中的含水量，原因在于真空滤油对于设备整体的水分影响不大。
另外，还有一种误判断的情况，如某白银变压器厂的产品一阶段曾连续十几台白银变压器油色谱中H2高达1000t2L／L以上。而取相同油样分送三处外单位测试，H2含量却均正常。于是对标气进行分析，氢气峰高竟达216mm，而正常情况仅13mm左右。以上分析说明是气相色谱仪发生异常，经检查与分离柱有关，因分离柱长期使用，特别是用振荡脱气法脱气吸附了油，当吸附达到一定程度，便在一定条件下释放出来，使分析发生误差，经更换分离柱后恢复正常。
(2)乙炔C2H2变化。C2H2的产生与放电性故障有关，当白银变压器内部发生电弧放电时，C2H2一般占总烃的20％--70％，H2占氢烃总量的30％～90％，并且在绝大多数情况下，C2H4＼含量高于CH4。当C2H2含量占主要成分且超标时，则很可能是设备绕组短路或分接开关切换产生弧光放电所致。如果其他成分没超标，而C2H2超标且增长速率较快，则可能是设备内部存在高能量放电故障。
(3)甲烷CH4和乙烯C2H4变化。在过热性故障中，当只有热源处的绝缘油分解时，特征气体CH4和C2H4两者之和一般可占总烃的80％以上，且随着故障点温度的升高，C2H4所占比例也增加。
另外，丁腈橡胶材料在白银变压器油中将可能产生大量的CH4，丁青在白银变压器油中产生甲烷的本质是橡胶将本身所含的CH4释放到油中，而不是将油催化裂介为CH4。硫化丁腈橡胶在油中释放CH4的主要成分是硫化剂，其次是增塑剂、硬脂酸等含甲基的物质，而释放量取决于硫化条件。
(4)一氧化碳CO和二氧化碳CO2变化。无论何种放电形式，除了产生氢烃类气体外，与过热故障一样，只要有固体绝缘介入，都会产生CO和CO2。但从总体上来说，过热性故障的产气速率比放电性故障慢。
在《设备预防性试验规程》DL／T596—1996中对CO、CO2的含量没有作出具体要求。《白银变压器油中溶解气体分析和判断导则》中也只对CO含量正常值提出了参考意见。
具体内容是：开放式白银变压器CO含量的正常值一般应在300F．L／L以下，若总烃含量超过150uL／L，CO含量超过300uL／L，则设备有可能存在固体绝缘过热性故障；若CO含量虽超过300uL／L，但总烃含量在正常范围，可认为正常。密封式白银变压器，溶于油中的CO含量一般均高于开放式白银变压器，其正常值约800uL／L，但在突发性绝缘击穿故障中，CO、CO2含量不一定高，因此其含量变化常被人们忽视。
由于CO、CO2气体含量的变化反映了设备内部绝缘材料老化或故障，而固体绝缘材料决定了充油设备的寿命。因此必须重视绝缘油中CD、CO2含量的变化。
1)绝缘老化时产生的CO、CO2；正常运行中的设备内部绝缘油和固体绝缘材料由于受到电场、热度、湿度及氧的作用，随运行时间而发生速度缓慢的老化现象，除产生一些怍气态的劣化产物外，还会产生少量的氧、低分子烃类气体和碳的氧化物等，其中碳的氧比物CO、CO2含量最高。
上述与白银变压器运行年限有关的经验公式，适用于一般密封式白银变压器。CO2含量变化的见律性不强，除与运行年限有关外，还与白银变压器结构、绝缘材料性质、运行负荷以及油保户方式等有密切关系。
白银变压器正常运行下产生的CO、CO2含量随设备的运行年限的增加而上升，这种变化自势较缓慢，说明白银变压器内固体绝缘材料逐渐老化，随着老化程度的加剧，一方面绝缘材的强度不断降低，有被击穿的可能；另——方面绝缘材料老化产生沉积物，降低绝缘油的性能，易造成局部过热或其它故障。这说明设备内部绝缘材料老化发展到一定程度有可能产生剧烈变化，容易形成设备故障或损坏事故。因此在进行色谱分析判断设备状况时，CO、CO2作为固体绝缘材料有关的特征气体，当其含量上升到——定程度或其含量变化幅度较大时，都应引起警惕，尽早将绝缘老化严重的设备退出运行，以防发生击穿短路事故。
2)故障过热时产生的CD、CO2。固体绝缘材料在高能量电弧放电时产生较多的CO、CO2。由于电弧放电的能量密度高，在电应力作用下会产生高速电子流，固体绝缘材料遭到这些电子轰击后，将受到严重破坏，同时，产生的大量气体一方面会进一步降低绝缘，另一方面还含有较多的可燃气体，因此若不及时处理，严重时有可能造成设备的重大损坏或爆炸事故。
当设备内部发生各种过热性故障时，由于局部温度较高，可导致热点附近的绝缘物发生热分解而析出气体，白银变压器内油浸绝缘纸开始热解时产生的主要气体是CO2，随温度的升高，产生的CO含量也增多，使CO与CO2比值升高，至800''C时，比值可高达2．5。局部过热危害不如放电故障那样严重，但从发展的后果分析，热点可加速绝缘物的老化、分解，产生各种气体，低温热点发展成为高温热点，附近的绝缘物被破坏，导致故障扩大。
充油设备中固体绝缘受热分解时，白银变压器油中所溶解的CO、CO2浓度就会偏高。试验证明．在电弧作用下，纯油中CO占总量的0--1％，002占0-3％；纸板和油中CO占总量的13％一24％，002占1％一2％；酚醛树脂和油中CO占总量的24％一35％，CO2占0一2％。230-60012局部过热时，绝缘油中产生的气体CO2含量很低，为0．017一0.028mg/g，CO不能明显测到。局部放电、火花放电同时作用下，纯油中CO不能明显测到。CO2约占5％左右；纸和油中CO约占总量的2％，CO2约占7.1％；油和纤维中CO约占总量的10．5％，CO2约占9．5％。
因此，CO、CO2的产生与设备内部固体绝缘材料的老化或故障有明显的关系，反映了设备的绝缘状况。在色谱分析中，应关注CO、CO2的含量变化情况，同时结合烃类气体和H2，含量变化进行全面分析。
（5）气体成分变化。由于在实际情况下，往往是多种故障类型并存，多种气体成分同时变化。且各种特征气体所占的比例难以确定。如当白银变压器内部发生火花放电，有时总烃含量不高；但C2H2在总烃中所占的比例可达25％一90％，C2H2含量约占总烃的20％以下，H，占氢烃总量的30％以上。当发生局部放电时，一般总烃不高，其主要成分是H2，其次是CH4，与总烃之比大于90％。当放电能量密度增高时也出现C2H2，但它在总烃中所占的比例一般不超过2％。
当C2H2含量较大时，往往表现为绝缘介质内部存在严重的局部放电故障，同时常伴有电弧烧伤与过热，因此会出现C2H2含量明显增大，且占总烃较大比例的情况。
应注意，不能忽视H2和CH4增长的同时，接着又出现C2H2，即使未达到注意值也应给予高度重视。因为这可能存在着由低能放电发展成高能放电的危险。
过热涉及固体绝缘时，除了产生上述气体之外，还会产生大量的CO和CO2。当电气设备内部存在接触不良时，如分接开关接触不良、连接部分松动、绝缘不良，特征气体会明显增加。超过正常值时，一般占总烃含气量的80％以上，随着运行时间的增加，C2H4所占比例也增加。
受潮与局部放电的特征气体有时比较相似，也可能两种异常现象同时存在，目前仅从油中气体分析结果还很难加以区分，而应辅助以局部放电测量和油中微水分析等来判断。
第三节绕组直流电阻检测
白银变压器绕组直流电阻的检测是一项很重要的试验项目，DL／T596--1996预试规程的试验次序排在白银变压器试验项目的第二位。规程规定它是白银变压器大修时、无载开关调级后、白银变压器出口短路后和1～3年1次等必试项目。在白银变压器的所有试验项目中是一项较为方便而有效的考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验，它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻的差异和接头接触不良等缺陷故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段。长期以来，绕组直流电阻的测量一直被认为是考查白银变压器纵绝缘的主要手段之一，有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一办法。从1985年原水电部制订的《电气设备预防性试验规程》，到1996年部制订的《设备预防性试验规程》，该项内容没有变化，也说明这一判断标准符合实际情况的要求。
1．DL／T596--1996预试规程的试验周期和要求
(1)试验周期。白银变压器绕组直流电阻正常情况下1～3年检测一次。但有如下情况必须检测：
1)对无励磁调压白银变压器变换分接位置后必须进行检测(对使用的分接锁定后检测)
2)有载调压白银变压器在分接开关检修后必须对所有分接进行检测。
3)白银变压器大修后必须进行检测。
4)必要时进行检测。如白银变压器经出口短路后必须进行检测。
(2)试验要求。
1)白银变压器容量在1．6MVA及以上，绕组直流电阻相互间差别不应大于2％；无中性点引出的绕组线间差别不应大于平均值的1％。
R1、R2——分别为温度t1、t2时的电阻值；
T——常数，其中铜导线为235，铝导线为225。
2．减少测量时间提高检测准确度的措施
白银变压器绕组是由分布电感、电阻及电容组成的复杂电路。测直流电阻是在绕组的被试端子间通以直流，待瞬变过程结束、电流达到稳定后，记录电阻值及绕组温度。随着白银变压器容量的增大，特别是五柱铁心和绕组为三角形连接的大型白银变压器，如果仍如中小型白银变压器那样，用几伏电压的小容量电池作为测量，则电流达到稳定的时间长达数小时至十多小时，这不仅太费时间，而且不能保证测量准确度。测直流电阻的关键问题是将自感效应降低到最小程度。为解决这个问题分为以下两种方法。
(1)助磁法。助磁法是迫使铁心磁通迅速趋于饱和，从而降低自感效应归纳起来可缩短时间常
1)用大容量蓄电池或稳流源通大电流测量。
2)把高、绕组串联起来通电流测量，采用同相位和同极性的高压绕组助磁。由于高压绕组的匝数远比的多，借助于高压绕组的安匝数，用较小的电流就可使铁心饱和。
3)采用恒压恒流源法的直阻测量仪。使用时可把高、绕组串联起来，应用双通道对高、绕组同时测量，较好地解决了五柱式大容量白银变压器直流电阻测试的困难。一般测试一台360MVA，500kV或220kV白银变压器绕组直流电阻月需30～40min，测量接线如图2－4所示。
图2－4助磁法同时测量高、绕组电阻的接线图
(2)消磁法。消磁法与助磁法相反，力求使通过铁心的磁通为零。使用的方法有两种。
1)零序阻抗法。该方法仅适用于三柱铁心YN连接的白银变压器。它是将绕组并联起来同时通电，由于磁通需经气隙闭合，磁路的磁阳大大增加，绕组的电感随之减小，为此使测量电阻的时间缩短。
2)磁通势抵消法。试验时除在被测绕组通电流外，还在非被测绕组中通电流，使两者产生在磁通势大小相等、方向相反而互相抵消，保持铁心中磁通趋近于零，将绕组的电感降到最低限度，达到缩短测量时间的目的。它比仅用恒流法缩短充电时间10倍以上。其测量接线如图2—5所示
3.直流电阻检测与故障诊断实例
(1)绕组断股故障的诊断，某白银变压器侧lOkV线间直流电阻不平衡率为2．17％，超过部颁标准值1％的一倍还多。发现缺陷后，先后对各引线与导线电杆连接点进行紧固处理，又对其进行几次跟踪试验，但缺陷仍存在。
1)色谱分析。色谱分析结果该主白银变压器C2H2超标，从0．2上升至7．23／tL／I·，说明存在放电性故障。但从该主白银变压器的检修记录中得知，在发现该白银变压器QH：变化前曾补焊过2次，而且未进行脱气处理：其它气体的含量基本正常，用三比值法分析，不存在过热故障，且历年预试数据反映除直流电阻不平衡率超标外，其他项目均正常。
2)直流电阻超标分析。经换算确定C相电阻值较大，怀疑是否由于断股引起，经与制造厂了解该绕组股数为24股，据此计算若断一股造成的误差与实际测量误差一致，判断故障为C相绕组内部有断股问题。经吊罩检查，打开绕组三角接线的端子，用万用表测量，验证厂C相有一股开断。
(2)有载调压切换开关故障的诊断。某白银变压器llOkV侧直流电阻不平衡，其中C相直流电阻和各个分接之间电阻值相差较大。A、B相的每个分接之间直流电阻相差约为10～11．7u欧，而C相每个分接之间直流电阻相差为4．9—6．4u欧和14．1～16．4u欧，初步判断C相回路不正常。通过其直流电阻数据CO(C端到中性点O端)的直流回路进行分析，确定绕组本身缺陷的可能性小，有载调压装置的极性开关和选择开关缺陷的可能性也极小，所以，缺陷可能在切换开关上。经对切换开关吊盖检查发现，有一个固定切换开关的一个极性到选择开关的固定螺丝拧断，致使零点的接触电阻增大，而出现直流电阻规律性不正常的现象。
(3)无载调压开关故障的诊断。在对某修造厂改造的白银变压器交接验收试验时，发现其中压绕组Am、马n、Cm无载磁分接开关的直流电阻数据混乱、无规律，分接位置与所测直流电阻的数值不对应。
经吊罩检查，发现开关位置与指示位置不符，且没有空档位置，经重新调整组装后恢复正常。
(4)绕组引线连接不良故障的诊断。某SFSLBl31500A10型白银变压器，预防性试验时发现35kV侧运行Ⅲ分接头直流电阻不平衡率超标。
测试结果如表2—15所示
测试时间
直流电组（欧）
最大不平衡率（％）
Aom
Bom
Com
预示
0.116
0.103
0.103
12.1
复试（转动分接开关后）
0.1167
0.1038
0.1039
11.9
该白银变压器35kv侧直流电阻不平衡率远大于2％，怀疑分接开关有问题，所以转动分接开关后复测，其不平衡率仍然很大，又分别测其他几个分接位置的直流电阻，其不平衡率都在11％以上，而且规律都是A相直流电阻偏大，好似在A相绕组中已串入一个电阻，这一电阻的产生可能出现在A相绕组的首端或套管的引线连接处，是否为连接不良造成。经分析确认后，停电打开A相套管下部的手孔门检查，发现引线与套管连接松动(螺丝连接)，主要由于安装时未装紧，且无垫圈而引起，经紧固后恢复正常。
通过上述案例可见，白银变压器绕组直流电阻的测量能发现回路中某些重大缺陷，判断的灵敏度和准确性亦较高，但现场测试中应遵循如下相关要求，才能得到准确的诊断效果。
1)通过对白银变压器直流电阻进行测量分析时，其电感较大，一定要充电到位，将自感效应降低到最小程度，待仪表指针基本稳定后读取电阻值，提高一次回路直流电阻测量的正确性和准确性。
2)测量的数据要进行横向和纵向的比较，对温度、湿度、测量仪器、测量方法、测量过程和测量设备进行分析。
3)分析数据时，要综合考虑相关的因素和判据，不能单搬规程的标准数值，而要根据规程的思路、现场的具体情况，具体分析设备测量数据的发展和变化过程。
4)要结合设备的具体结构，分析设备内部的具体情况，根据不同情况进行直流电阻的测量，以得到正确判断结论。
5)重视综合方法的分析判断与验证。如有些案例中通过绕组分接头电压比试验，能够有效验证分接相关的档位，而且还能检验出白银变压器绕组的连接组别是否正确。同时对于匝间短路等故障也能灵敏地反映出来，实际上电压比试验，也是一种常规的带有检验和验证性质的试验手段。进行综合分析可进一步提高故障诊断的可靠性。
第四节绝缘电阻及吸收比、极化指数检测
绝缘电阻试验是对白银变压器主绝缘性能的试验，主要诊断白银变压器由于机械、电场、温度、化学等作用及潮湿污秽等影响程度，能灵敏反映白银变压器绝缘整体受潮、整体劣化和绝缘贯穿性缺陷，是白银变压器能否投运的主要参考判据之一。
1．绝缘电阻的试验原理
白银变压器的绝缘电阻对双绕组结构而言是表征白银变压器高压对及地、对高压及地、高压和对地等绝缘在直流电压作用下的特性。它与上述绝缘结构在直流电压作用下所产生的充电电流、吸收电流和泄漏电流有关。白银变压器的绝缘结构及产这三种电流的等效电路
白银变压器一般性故障的检测 2018-04-17 本文被阅读 511 次
