1. 电力变压器状态监测 Power Transformer On line Monitoring

2. 电力变压器结构 1. 主绝缘 2. 箱体 3. 绕组 4. 绝缘座 5. 支座 6. 套管 7. 散热器 8. 围屏 9. 分接开关

3. 电力变压器内部结构 变压器绕组截面 电力变压器铁心

4. 电力变压器外观

5. 为了使设备的外形尺寸保持在可以接受的水平，现代变压器相对于以往的设计采用了更为紧凑的绝缘方式 . 因此在运行中其内部各组件间的绝缘所需承受的热和电应力水平显著提高。 同时由于电网规模的增大，变压器故障所带来的影响也越来越大。

6. 电力变压器事故现场 (1)

7. 电力变压器事故现场 (2)

9. 电力变压器“吊芯”检修

13. 绕组变形 变压器主要故障类型

14. 绕组接头不良

15. 围屏树枝状放电

16. 分接开关烧蚀

17. 过热

19. 目前 110kV 及以上等级的大型电力变压器仍主要采用油纸绝缘结构。 绝缘油同时承担着绝缘介质和冷却媒质两方面的作用。 同人类的血液，除自身的设计功能外，还能够通过其性能的变化，和内涵物的改变反映设备内部绝缘的状况。 变压器油及其对故障分析的作用

20. 铜屑 齿轮碎片 电弧熔粒 绝缘纤维 变压器油中的颗粒

22. 在热和电的作用下，绝缘油会逐渐老化、分解而产生各种低分子烃、氢气以及有机酸和石蜡等； 而以纤维素为基础的固体绝缘材料（纸和纸板）发生劣化分解时，除释放出水、醛类、酮类和有机酸外，还会产生相当数量的一氧化碳和二氧化碳。 绝缘的分解与劣化

23. 油浸变压器绝缘材料热分解产生的可燃性和非可燃性气体包括 O2 、 N2 、 H2 、 CH4 、 C2H6 、 C2H4 、 C2H2 、 CO 、 CO2 、 C3H6 、 C3H8 和 i- C4H10 等多达 20 余种。目前国内外各种分析方法所选用的特征气体的种类很不统一，通常认为选用的种类过多是不经济的。 IEC 和我国《导则》均推荐以 H2 、 CH4 、 C2H6 、 C2H4 、 C2H2 、 CO 、 CO2 等 7 种气体作为基本分析对象。

24. 所有运行中的变压器，包括一直运行良好的轻负载设备，都会产生一定数量的 H2 和 CH4 等，但数量通常较少。 在正常老化过程及故障初期，油纸绝缘劣化所形成的气体绝大部分溶解于油中，仅在某些特殊情况下，才会出现较多的游离气体。 变压器油中溶解的各种气体成分的相对数量和形成速度主要取决于故障点能量的释放形式以及故障的严重程度，所以根据色谱分析结果可以进一步判断设备内部是否存在异常，推断故障类型及故障能量等。

25. 1973 年 Halstead 对油中分解的碳氢气态化合物的产生过程进行了热动力学理论分析，认为对应于不同温度下的平衡压力，一种碳氢气体相对于另一种碳氢气体的比例取决于热点的温度。不同裂解能量作用下，油中烃类裂解产物出现的顺序为：烷烃─烯烃─炔烃─焦炭。 这一结论被后来进行的大量模拟试验所证实。 Halstead 假说是应用油中溶解气体比值法诊断设备故障类型并估计热点温度的理论基础。根据这一假设，随温度的变化，故障点产生的各气体组分间的相对比例是不同的。

27. Rogers 由此引伸出选择 5 种特征气体的 4 个相对比例进行故障诊断的方法。它们分别是 CH4/H2 、 C2H6/CH4 、 C2H4/C2H6 和 C2H2/C2H4 。研究表明，乙烷与甲烷的比值只能反映油纸分解的极有限的温度范围，对进一步的故障识别帮助不大，所以在后来的 IEC 标准中已将此比值删去，而改用的三比值法被认为是最为简明的解释，这些比值将已知故障按从早期故障到重大故障的顺序作了合理的排列。 IEC 三比值法一直是利用 DGA 结果对充油电力设备进行故障诊断的最基本的方法。

28. 油中溶解气体含量的“注意值” 总烃含量 >150 ppm ( 体积分数 ) H2 含量 >150 ppm C2H2 含量 >5 ppm (500 kV 等级变压器为 1 ppm) 运行设备的油中 H2 与总烃含量超过下列任何一项值时应引起注意： [ 注 ] 总烃包括： CH4 、 C2H6 、 C2H4 和 C2H2 四种气体。

29. 油中溶解气体含量增量的“注意值” 总烃产气速率大于 0.25ml/h ( 开放式 ) 0.5ml/h ( 密封式 ), 相对产气速率大于 10%/ 月。 溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析。当产气速率超过下列任何一项值时， 则认为设备存在异常：

30. DGA 可反映的故障类型 局部放电 高温分解 电弧

31. 判断变压器故障类型的 IEC 三比值法 2 2 2 > 3 1 2 1 1 ～ 3 0 0 1 0.1 ～ 1 如 =1 ～ 3 时，编码为 1 0 1 0 < 0.1 编 码 说 明 比 值 范 围 编 码 特 征 气 体 的 比 值 三比值法的编码规则

32. 故障类型判断 2 2 0 > 700℃ 高温过热故障 8 1 2 0 300~700℃ 中温过热故障 7 磁环流引起的铁芯局部过热；漏磁集中；涡流引起的铜过热；接头或接触不良；铁芯多点接地。 0 2 0 150~300℃ 低温过热故障 6 一般为过负荷或油道堵塞造成的绕组或铁芯过热。 1 0 0 < 150℃ 低温过热故障 5 存在工频续流，相间、匝间或绕组对地电弧击穿，有载分接开关切断电流等。 2 0 1 高能放电 4 不良接点间或悬浮电位体的连续火花放电，固体材料间的油击穿。 1~2 0 1~2 低能放电 3 原因同上，但程度已导致固体绝缘产生放电痕迹或穿孔。 0 1 1 高能量密度局部放电 2 绝缘材料气隙未完全浸渍，存在气泡，含气空腔或高湿度作用。 0 1 0 低能量密度局部放电 1 正常老化 0 0 0 无故障 0 典 型 例 子 编 码 故障性质 序号

33. 变压器 DGA 离线检测仪

34. 变压器 DGA 早期在线监测系统

35. 油中溶解气体的现场脱气方法 对 DGA 进行在线监测的关键问题是在现场如何简便有效地实现从油中脱出气体。 1. 薄膜法 利用薄膜材料的透气性，使油中所溶解的气体由油室经薄膜透析到气室中。 当渗透时间足够长时，渗透到气室的气体浓度 C 将达到稳定，并与油中溶解气体的浓度  成正比。

36. 2. 鼓泡法 利用气泵向油中鼓气，以将油中的溶解气体置换出来。

37. 油中溶解气体的现场检测方法 1. 色谱柱法 色谱柱将不同特征气体按析出的时间分离后，经传感器检出各气体组分的含量。

38. 绝缘油色谱分析结果

39. 2. 气敏传感器法 目前最常用的为半导体气敏传感器，当传感器晶体表面吸附气体时，将导致气敏材料电阻率的改变，不同种类的传感器对不同特征气体的反应也不同。其体积小、灵敏度高。 100 目双层网 铂电极 镍管脚 磁感元件

40. 3. 红外检测法 利用不同气体的红外吸收光谱，来检测个组分气体的含量。目前仍无法对绝缘油直接进行分析，只能对脱气后的气体进行分析。

41. 冷却单元 气体提取单元 注入口 色谱柱 载气 分析气体 分析系统 Modem 数据传输 传感器 变压器 DGA 在线监测系统

43. 变压器 DGA 在线监测系统 用户现场管理 用户资产管理 特征提取和分析 数据收集和管理

45. 变压器故障诊断的专家系统 模糊罗杰斯 4 比值法 人工神经网络 产气速率 不同方法对设备故障状态 的综合判断 给出可能性最大故障原因

47. 组合诊断系统结构图

48. Thank you