电气设备故障诊断技术课程论文

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? 变压器绝缘设计 ? 变压器预防性试验 ? 变压器在线监测 ? 变压器在线监测相关研究 ? 变压器在线监测的前沿与展望

变压器绝缘设计

摘要：变压器是电力系统中的主要电气设备，变压器绝缘是电力变压器，特别是超高压电力变压器的重要组成部分。电力变压器的绝缘结构及所用绝缘材料的可靠性，直接影响到电力变压器运行性能的可靠性。绝缘结构设计是电力变压器结构设计的一项重要且复杂的技术问题。本文将以其他变压器绝缘结构设计文献为基础，总结变压器的绝缘设计。 关键词：变压器；绝缘设计；主绝缘；纵绝缘

0 引言

变压器自其诞生以来，绝缘问题就是它不可避免的技术问题。。变压器作为电力系统的关键设备，其质量高低直接影响着这个电力系统的可靠性。电力变压器的绝缘结构及所用绝缘材料的可靠性，直接影响到电力变压器运行性能的可靠性。电力变压器向高电压、大容量方向发展的同。各种产品都向高可靠性、节能型、环保型、紧凑型、个性化方向发展。各变压器生产厂商，在研发高电压、大容量产品的同时．也在对现有产品性能进行提高。如何设计、制造出高质量的产品。已经成为广大电力系统的客户和各大制造厂家共同关注的问题。

1 变压器绝缘的分类

变压器的绝缘分为内部绝缘与外部绝缘。外部绝缘指套管本身的外部绝缘和套管间及套管对地的绝缘。内部绝缘包括主绝缘和纵绝缘。主绝缘是指绕组（或引线）对地对另一相或对同一相的其他绕组（或引线）之间的绝缘，而纵绝缘是指同一绕组上各点之间或其相应引线之间的绝缘[1]。

2 主绝缘的设计

2.1 变压器主绝缘结构的选择原则

绕组之间、绕组对油箱、绕组对铁心柱和异相绕组之间的绝缘结构基本上属于比较均匀的电场，因此，采用把大油距分割成小油距的油隔板结构。分割有两种类型：一种类型是大油道厚纸筒结构，它的特点是在工频和冲击试验电压下，允许油道有放电现象，全部电压由厚纸筒所承受，且不被击穿。但这种配合不能保证在试验电压下固体绝缘不受损伤。因此，在较高电压等级的变压器上已不再采用。由于其制造上比较简单，所以在电压等级不高或者距离很大的状况下选择使用。另一种类型是薄纸筒小油道结构，它的基本特点是根据油体积减小时，油的耐电压强度提高。因此，一般在电压等级比较高的变压器上采用。因不同材料具有不同的介电常数s，故需要进行合理的配置。其设计的原则是使油间隙在局部放电试验

电压下，其电场强度不超过油间隙起始局部放电电场强度。

2.2 变压器主绝缘设计基本问题 2.2.1.绕组间绝缘结构设计

厚纸筒大油隙结构型式，在此种结构型式中纸筒厚度为6毫米，汕隙宽度大于20毫米。这种结构设计的出发点，是使在所有油隙全部击穿的情况下，纸筒也能承受全部试验电压的作用。此种结构的工频、冲击电压下，其最小击穿电压与绝缘距离的关系可用特定公式计算，而这一特定公式适用于中部出线，电场比较均匀的结构。当线圈端部出线时，则距离须放大30％以上；绝缘必须进行真空处理和真空注油；作为油一隔板的纸筒总厚度占整个油隙的l/4，即总油隙距离与纸筒总厚度之比为3:1,线圈与相邻纸筒间的油隙不大于25毫米，纸筒之间油隙一般为20毫米左右。

薄纸筒小油隙结构型式,在此种结构型式中纸筒厚度小于4毫米，油道宽度小于12毫米。对于这种结构一般认为主绝缘的击穿主要是油隙的击穿，而油隙一旦击穿，纸筒也就丧失绝缘能力，因此要求纸筒能耐受住试验电压是没有必要的。此外，在电场比较均匀的情况下，根据变压器油的距离效应，油隙耐电强度随油隙的减小而增大，因此，在同一主绝缘距离、同一纸筒的百分数的情况下，油隙分隔越小则耐电强度越高。由于纸筒只起分隔油隙作用，所以不宜过厚。同时认为线圈的覆盖，对油隙的绝缘强度有很大影响。设置线圈间隔板时还应该注意：将出现最低击穿场强的油隙放在中间，即使靠近线圈的油隙尺寸小，而绝缘筒之间的油隙尺寸稍大。这是由于考虑到线圈制造中出现的不可避免的缺陷，使靠近线圈的油隙中电场均匀程度较差的缘故。目前，上述两种结构形式均被应用。大油隙结构一般被采用于60千伏以下的电压等级中，因为它在高压大容量变压器中，巳暴露出许多缺点。在110千伏及以上的油浸式电力变压器中，目前均采用薄纸筒小油隙结构。 2.2.1绕组间的电场强度

由于绝缘结构的击穿电压不仅与绝缘间隙的结构及其尺寸有关，而且还与其中电

场分布，即与带电及接地部分的形状及其相互之间位置和距离有关，因此，为了正确地选用绝缘结构，了解其中出现最大场强部位，并求得这些部位的电场强度值是非常重要的。采用分析法计算线圈间电场强度时，由于电极形状及其间隙中油和固体介质组合的多样性，势必以电场为已知的具有简单几何形状的电极来代替形状复杂的电极并引入一修正系数。

必须指出，实际计算的线圈表面并非是连续的圆柱体，而是具有轴向的段间或匝间油隙，这种不连续性对电场分布有影响，即段间油隙引起电场呈波纹状的畸变，特别是线饼圆角附近处。可利用波纹系数表示此种附加电场集中。所谓波纹系数，即距线圈表面某点处的电场强度与相同结构尺寸的同轴圆筒形电极(即无轴向油隙）该处电场强度之比。在设计线圈间主绝缘时，还应注意到线圈轴向场强对主绝缘的影响。线圈在工频电压作用下，电压分布是均匀的，故轴向电场的合成电场与辐向电场相差不大，一般不超过10％。在冲击电压作用下，线圈进线端的轴向电场强度较高，故对线圈主绝缘的合成电场具有影响，而且辐向场强和轴向场强是不同的两个时间函数，从而造成了线圈间电场计算的复杂性。在设计线圈间主绝缘时，若不考虑轴向电场的影响，势必影响设计的可靠性。

2.2.3线圈端部绝缘设计。

高压变压器端部绝缘设计是主绝缘设计的重要组成部分。由于该处的电场极不均匀，而且由于铁轭是辐向不对称的，所以电场也是不对称的。因此，过去对于线圈端部的电场计算是很困难的，甚至是不可能的。自从电子计算机在变压器设计中得到广泛应用以来，目前巳能对线圈端部电场进行计算，并得到了较为满意的结果。由于短路机械强度的要求，线圈必须支撑于铁轭(压板)上，对35千伏及以下的变压器采用垫块，对60千伏及以上的变压器采用垫块与隔板(角环)分隔油隙。由于该处电场不均匀，电力线经过两种介质(变压器油和绝缘纸板)，并且斜入固体介质，即存在着沿固体绝缘表面的电场切线分量，因而属于滑闪型结构，如

果线圈端部出现局部放电，在电场作用下就可能导致沿面放电。近年来，从大量模型试验中发现，变压器线圈端部由油一隔板组成的绝缘结构的破坏，主要是由于电极附近的最大场强达到了油间隙起始放电场，开始出现局部放电，并由此而引起电场畸变，进而形成沿面放电所致。试验表明：端部绝缘放电主要决定于端部最大场强值，而与沿面放电距离没有直接关系，加长放电距离只能使贯穿性击穿更加困难[2]。

3 纵绝缘结构设计

变压器运行过程中会遇到各种过电压，过电压分内部过电压与外部过电压。内部过电压

发生在电力系统本身，是当变压器或线路在分、合闸时由于系统中能量发生剧烈变化而产生

的一种具有周期性波的操作过电压;而当系统发生不对称短路和间歇电弧时将产生故障过电

压。外部过电压也称大气过电压，是由于雷电直接落在输电线上或者由于带电荷的云层彼此

间发生放电或对地放电而对输电线产生电磁感应或者由于带电云层移过输电线上空时产生静电感应所引起的非周期性过电压波。

变压器在过电压作用下，起始阶段在绕组的线端引起了很大的电压梯度，随后将在绕组

其他部位引起电压振荡，并使绕组的对地电压大大增高，这对绕组绝缘非常不利。变压器的

过电压保护，一方面是采取各种措施降低进入变压器的过电压波的幅值:例如在输电线上部

设架空地线;采用合理的绝缘配合 (在接近变电所的输电线路上装设避雷器)。另一方面是

加强变压器本身的电气强度，使起始电压分布和整个过渡过程的电压分布可得以改善。 变压器的纵绝缘[3]，包括绕组的匝间、层间、线段间的绝缘结构与尺寸，由冲击试

验电压(全波和截波)与绕组的起始分布电压 (电压梯度)确定。下面列出了不同电压等级的油浸式电力变压器的纵绝缘结构尺寸。 (1)35KV及其以下变压器的纵绝缘

① 圆筒式绕组 圆筒式绕组匝间绝缘按导线规格选择。纸包圆线的两边绝缘厚为0.3垃垃，纸包扁线的两边绝缘厚为0.45(0.5)垃垃，括号内数值为计算值。

层间绝缘:一般用0.12垃垃电缆纸，其张数由绕组两层间最大工作电压选取。油浸电缆纸的电场强度取3000～4000V/垃垃，层间绝缘电缆纸最少为2张。在层间电压较高而要求电缆纸张数很多 (一般超过4张)时，可采用图3-1所示的分级绝缘结构，以减小绕组的辐向尺寸。

图3-1 层间分级绝缘

层间油道:为使变压器运行时绕组温升不超过规定值，有时在层间设置油道以增加绕组

的散热面积。油道的宽度应随绕组的高度增加而增加，否则收不到应有的冷却效果。一般取

油道尺寸为绕组高度的1/100，但不小于4mm。油道个数对35KV级容量在100KV.A及其以上时取一个，油道设在总层数的1/3~2/5处 (从内层算起)，而当绕组内外两侧都散热时，油道应设在总层数的一半处。层间油道是由10～15垃垃宽的层压纸板撑条构成的，两撑条之间的周向间距为120～150mm (弧长)。油道也可用瓦楞纸板构成。 ② 连续式绕组 连续式绕组的匝间绝缘及段间绝缘见表3-1。段间纸圈伸出绕组外

径每

边至少8mm。三相容量为2500KV.A及其以下、电压为35KV时，绕组首末端各4段的匝 数应为正常段匝数的70%左右。此时，匝间应均匀垫以绝缘纸条，使线段外径与正常段的 一致。

表3-1 连续式绕组的匝间绝缘及段间绝缘

(2)110KV变压器的纵绝缘 对于中性点直接接地、高压绕组接法为YN、调压范围≤10%、三相容量为10000KV.A及其以下时，采用端部出线结构，见图3-2(a);12500～20000KV.A时，采用端部出线结构，见图3-2(b)；20000KV.A以上时，采用中部出线结构，见图3-2(c)。图9-14中绕组均为纠结-连续式，标号A、B、C各线段为纠结式，其余线段为连续式，匝间绝缘均为1.35垃垃。调压线段H也可采用两段纠结式。

图3-2 110KV变压器绕组的绝缘结构

4 套管的绝缘结构设计

套管是一种典型的电场具有强垂直分量的绝缘结构[4]。它表面的电压分布很不均匀，在中间法兰边缘处电场十分集中，很容易从此处开始电晕及滑闪放电。同时．法兰和导杆间的电场也很强，绝缘介质易被击穿。为适应工作电压的提高，必须改善法兰及导杆附近的电场。高压套管在电气性能方面通常应满足下述要求；①长期工作电压下不发生有害的局部放电；②—分钟工频耐压试验(约为工频测试电压的90％)时，不发生滑闪放电；?冲加试验电压下不击穿。 瓷套管由瓷件、安装法兰及导体装配而成、纯资套管以电瓷(或还有空气)绝

缘，结构简单，维护方便。套管具有以下特点：

(1)它是电气绝缘结构中惟一的既有外绝缘又有内绝缘问题的装置。在外部严酷的环境下同时承受很高的电、热和机械应力，其运行条件比其他绝缘子苛刻。 (2)电场复杂。如前所述，套管是一种典型的插入式结构，其电场垂直分虽

大，沿表面电压分布极不均匀。在中间法兰边缘处电场十分集中，很容易从此处开 始电晕及滑闪放电。同时，法兰和导杆问的电场也很强，绝缘介质易被击穿。 (3)作为电气设备主要组件的套管，要求其结构紧凑和尺寸小。套管又是有机、无机、气体、液体和固体材料的组合绝缘结构。在强电场作用下，各种介质特性复杂，局部放电问题突出。

(4)另外还有导体发热、介质损耗、热击穿和密封等问题。

5 结语

变压器绝缘设计是变压器结构设计的重要环节，其设计的优越性将直接影响到变压器性能的好坏。不仅如此，绝缘设计的好坏还会影响到变压器运行的稳定性与可靠性，同时也决定了变压器寿命的长短。本文对变压器的绝缘设计进行了总结，变压器的绝缘分为内部绝缘与外部绝缘。外部绝缘指套管本身的外部绝缘和套管间及套管对地的绝缘。内部绝缘包括主绝缘和纵绝缘。主绝缘是指绕组（或引线）对地对另一相或对同一相的其他绕组（或引线）之间的绝缘，而纵绝缘是指同一绕组上各点之间或其相应引线之间的绝缘。

参考文献：

[1] 尹克宁.变压器设计原理. 北京：中国电力出版社.2003

[2]张植保 变压器原理与应用.北京：化学工业出版社.2007

[3]路长柏.电力变压器绝缘技术.哈尔滨：哈尔滨工业大学出版社.1997

[4]关志成.绝缘子及输变电设备外绝缘.北京：清华大学出版社.2006

变压器预防性试验

摘要：变压器投入运行后，能否稳定、可靠地工作取决于变压器出厂时的预防性试验的全面性与准确性。根据过去长期的运行经验及试验研究，已逐步确立了很多变压器预防性试验项目。本文将就其中比较重要的预防性试验项目，以及其做法进行综述性的总结。

关键词：变压器；预防性试验；变压比试验；绝缘电阻试验；吸收比试验；泄露电流试验；tanδ试验；交流耐压试验；直流电组试验；油中溶解气体色谱分析；局部放电试验

0 引言

多年来，在我国电力系统和电力设备制造部门，对高压电气设备已形成了一系列的检验、试验制度和规范：电气设备在出厂前要按照有关标准进行严格而又合理的型式试验及例行试验；在投放前要进行交接试验；在运行中要定期进行预防性试验。上述试验的进行较好的保证了设备的安全运行[1]

。其中，关于预防性试验已积累了一套比较成熟的试验项目和内容。例如，变压比试验、绝缘电阻试验、吸收比试验、泄露电流试验、tanδ试验、交流耐压试验、直流电组试验、油中溶解气体色谱分析、局部放电试验等。

1 变压器变压比试验

1.1双电表法测量变压器变压比

1、直接双电压表法

在变压器的一侧施加电压，并用电压表在一次、二次绕组两侧测量电压(线电压或用

相电压换算成线电压)．两侧线电压之比即为所测变压比。

测量变压比时要求电源电压稳定，必要时需加稳压装置，二次侧电压表引线应尽量短，且接触良好，以免引起误差。测量用电压表准确度应不低于0.5级，一次、二次侧电压必须同时读数。

2、经电压互感器的双电压表法

在被试变压器的额定电压下测量电压比时，一般没有较准确的高压交流电压表，

必须经电压互感器来测量。所使用的电压表准确度不低于0.5级，电压互感器准确度应为0.2级，其试验接线如图1—1所示。其中．图1—1(b)为用两台单相电压互感器组成的V形接线，此时，互感器必须极性相同。

（a）单相变压器测量 （b）三相变压器测量

图1-1 经电压互感器测量变压比 当大型电力变压器瞬时全压励磁时，可能在变压器中产生涌流，因而在二次侧产生过电压，所以测量用的电压表在充电的瞬间必须是断开状态。为了避免涌流可能产生的过电

压，可以用发电机调压，这在发电厂容易实现，而变电所则只有利用变压器新投入运行或大修后的冲击合闸试验时一并进行。 对于l10／10kv的高压变压器，如在低压侧用380V励磁，高压侧需用电压互感器测量电压。电压互感器的推确度应比电压表高一级，电压表为0．5级，电压互感器应为0.2级。

1.2变比电桥法测变压器变压比

利用变比电桥能很方便的测出被试变压器的电压比。变比电桥的工作示意图如图

1—2所示，测量原理如图1—2所示。由图1—3可见，只需在被试变压器的一次侧加电压U1，则在变压器的二次侧感应出电压U2，调整电阻R1，使检流计指零，然后通过简单的计算求出电压比K。

图1-2 变比电桥工作示意图

图1-3 变比电桥测量原理图

图1-4 测量变比误差原理图

U1—被测变压器一次侧电压 RMC—M点至C点电阻

U2—被测变压器二次侧电压 RCN —C点至N点电阻

P—检流计

R1—变比调节电阻 R2—标准电阻

测量电压比K的计算公式为

K?U1R1U??R2?1?R1 (1-1) 2R2R2为了在测量电压比的同时读出电压比误差，在R1和及R2之间串人一个滑盘式电阻R3，如图1—4所示。滑盘式电阻R3(400)的接触点为C。 假定R

MC= RCN=

12R3,如果被试品电压比完全符合标准电压比K，调整R2使检流计指零，则电压比按下式计算

K?R1?R2?R3?1?R1?R3/2R1112?2R3R2?2R3R2?2R3（1-2）

如果被试变压器的电压比不是标准电压比尺，而是带有一定误差的K’，这时，不必

去改变电阻R1，只需改变滑杆C点的位置即可。如果被试变压器的电压比误差在一定范

围内，则在R3上一定可以找到使检流计指零的一点，这时被试变压器的实测电压比K’

可用下式计算

K?K'?KK'?K?100?(K?1)??100?RR12?2R3??R

因为

1

R2?2R3???R 所以

?K??100?R （1-3） 1R2?R32为了方便，取只R2+1/2R3=1000欧姆，若最大百分误差K=?2%，则

1-?K（R2?R3）（?2）2?-1000??R???20?

100100（1-4）

即误差在?2%范围内变动时，滑杆C点需在离R3中点?20欧姆范围内变动。

当滑杆C点在R3上滑动时，C点的电位也将相应变化，在一定的范围可和U2达到 平衡。

我国[2]生产的QJ35型变比电桥，测量电压比范围为1.02—111.12，准确度为?0.2%

完全可以满足我国电力系统测量电压比的要求，用起来方便、准确。

2变压器接线组别和单线引出线的极性试验

2.1变压器接线组别试验方法及原理 变压器接线组别试验方法有很多，包括直流法、双电表法等，本部分主要就直流法对变压器进行接线组别试验 如图2—1所示，用一低压直流电源(通常用两节1.5v干电池串联)轮流加入变压器的高压侧AB、BC、AC端子，并相应记录接在低压端子ab、bc、ac上仪表指针的指示方向及最大数值。测量时应注意电池和仪表的极性，例如AB端子接电池，A接正，B接负。表针是一样，a接正，b接负。图2—1是对接线组别为Y，y0的变压器进行的9次测量的情况。图中正负符号表示的是：高压侧电源开关合上瞬间的低压表计指示的数值和方向的正负；如是分闸瞬间，符号均应相反。

现将变压器各连接组的测量情况列成表2—1，将实测结果与表对照，便可确定变压器

的接线组别。

图2-1 直流法对Y，y0连接组的9次测量

表2-1 用直流法判断变压器接线组别 从表2—1中可以看到，在单数组中，仪表读数有的为零。这是由于二次绕组感应电动势平衡所造成的，如图2—2所示情况.但在实际测量时．由于磁路、电路不能绝对相等，因而该值不会为零，常有较小起数。为此，工作中应十分仔细地分析对比，避免差错。

从表2—l中还可看出，如在高压侧AB端通电，则低压侧ab、bc、ac的表计指示，对12个组别都互不重复。因此，每一组别只用一行读数，即3次测量就可确定，其余6次测量是为了验证前3次测量的正确性而进行的。为使直流法测量可靠，应注意以下两点：

(1)在测量变压比大的变压器时，应加较高的电压(如6V)并用小量程表计，以便

仪表有明显的指示(一般占表盘刻度1/3为宜)，最好能采用中间指零的仪表。 (2)操作时要先接通测量回路，然后再接通电源回路。读完数后，要先断开电源回 路，然后再断开测量回路表计。

图2-2 电压表指零的原理举例 (a)B相通电；(b)C相通电

2.2变压器单线引出线的极性试验方法及原理

1、直流法

如图2—3所示，将1.5—3v直流电池经开关S接在变压器的高压端子A、X上，在变压器二次绕组端子上连接一个直流毫伏表(或微安表、万用表)。注意，要将电池和表计的同极性端接往绕组的同名端。例如电池正极接绕组A端子，表计正端要相应地接到二次a端子上。测量时要细心观察表计指针偏转方向，当合上开关瞬间指针向右偏(正方向)，而拉开开关瞬间指针向左偏时，则变压器是负极性。若偏转方向与上述方向相反，则变压器就是正极性。

试验时应反复操作几次，以免误判断。在开、关的瞬间，不可触及绕组端头，以防触电。

图2-3 直流法检测极性 （a）负极性 （b）正极性

2、交流法

如图2—4所示，将变压器一次的A端子与二次的a端子用导线连接。在高压侧加交流电压，测量加入的电压UAX、低压侧电压Uax和未连接的一对同名端子间的电压UXx。若UXx=UAX-Uax，则变压器为负极性；若UXx=UAX+Uax，则变压器为正极性。

图2-4 交流法检测极性

3变压器绕组绝缘电阻和吸收比试验

3.1变压器绕组绝缘电阻和吸收比试验方法

(1)测量绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比时使用仪表：应用2500V及以上兆欧表进行测量。其量程不得小于10000M?。 (2)测量绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比的方法为：断开被试变压器备侧的电源并拆除其一切对外连线，被侧绕组应短路，其余各非被测各绕组都应短路接地，依次测量各绕组对其他绕组及对地间的绝缘电阻值。测量时，为避免绕组上残余电荷导致偏大的测量误差，在测量前应将被试绕组与油箱短路接地，其放电时间应不少于2min。 (3)测量绕组连同套管一起的绝缘电阻及吸收比测量顺序、部位。 1)双绕组变压器。

(a)被测绕组：高压绕组；接地部分：低压绕组及外壳。

(b)被测绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组及外壳。

2)三绕组变压器。

(a)被测绕组：高压绕组；接地部分：中压

绕组、低压绕组及外壳。

(b)被测绕组：中压绕组；接地部分：高压绕组、低压绕组及外壳。

(c)被测绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组、中压绕组及外壳。

(4)测量变压器绕组绝缘电阻和吸收比时，应记录R15s和R60s时的绝缘电阻值，若吸收比

R60s/R15s小于1.3时，应测量极化指数

R10min/R1min。

3.2变压器绕组绝缘电阻和吸收比试验标准 (1)绝缘电阻位应换算至同一温度下，与前一次或历次测试结果相比无明显变化。绝缘电阻换算公式为 R2?R1?1.5(t1?t2)/100 （3-1）

式中 Rl、R2——t1、t2时刻的绝缘电阻值。

(2)吸收比(10—30?C)不低于1.3，极化指数不低于1.5。吸收比和极化指数都不进行温度换算．当吸收比大于或等于1.3时，可不进行极化指数测量。

3.3变压器绕组绝缘电阻和吸收比试验综合判断

绝缘电阻在一定程度上能反映绕组的绝缘情况，但它受绝缘结构、运行方式、环境、设备温度、绝缘油以及测量误差等因素的影响很大。各种不同电压等级的变压器的测试数据分散性很大。因此很难规定一个统—的判断标准。因而，应强调综合判断和相互比较。为了便于综合判断和互相比较，参考有关资料提出下列数据供参考。 (1) 变压器新安装时，绝缘电阻值R60s不应低于出厂试验时绝缘电阻值的70％。

(2) 变压器在预防性试验时，绝缘电阻值

R60s不应低于安装或大修后或投运前

的测量值的

50％：对于500kV变压器，在相同温度下其绝缘电阻值不应低于出厂的70％。

20?C时最低绝缘电阻值不得小于2000 M?。

(3)吸收比及极化指数：随着电力变压器电压的提高和容量的增大，在吸收比的测量中，遇到了许多矛盾，如绝缘电阻高、吸收比反而不合格；运行中吸收比低于1.3但一直能安全运行：造成这些现象的原固有以下几方面：

1)高电压、大容量的变压器的吸收比有随着变压器绕组的绝缘电阻值升高而减小的趋势。

2)变压器绝缘正常情况下，吸收比随温度升高而增大。

3)变压器绝缘局部有问题时，吸收比全随温度升高而呈下降趋势。

4)变压器纸绝缘含水量越大，其绝缘状况越差，绝缘电阻的温度系数越大，此时吸收比数值较低，而且随温度上升而下降。 基于以上原因，多数研究者认为，由于干燥工艺的提高、油纸绝缘材料质量的改善以及变压器的大型化，使吸收明显变长，出现了绝缘电阻提高，吸收比小于1.3而绝非受潮的现象，故当绝缘电阻高到一定值时，可以适当放松对吸收比的要求。根据经验利积累的资料，当温度为10?C时，110、220kV变压器的绝缘电阻R60s大于3000 M?时，可以认为绝缘没有受潮，吸收比可以不作为考核要求。另外受潮的变压器绝缘电阻R60s、R15s之差一般只有十兆欧，最大小会超过200 M?。因此，若仍然按吸收比来判断超高压变压器的绝缘状况，已不能有效、正确地判断．而应采用极化指数来判断大型变压器的绝缘状况。故在吸收比小于1.3时，应进行极化指数测量。而且极化指数R10min/R1min不应小于1.5。

4变压器绕组连同套管泄露电流试验

4.1变压器绕组连同套管泄露电流试验方

法

1、变压器绕组连同套管的泄漏电流测量方法

变压器绕组泄漏电流的测量与绝缘电阻的测量方法和接线方式一样，测量各绕组对其他绕组及地的泄漏电流被测绕组各引线端应短路，其余行非被测绕组应短路接地，并依次测量各绕组对其他绕组及对地间的泄漏电流值。为了使测量数据准确，应将电流表放在高电位处。2、变压器绕组连同套管的泄漏电流测量部位

(1)双绕组变压器泄漏电流的测量。

1)加压绕组：高压绕组；接地部分：低压绕组及外壳。

2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组及外壳。

(2)三绕组变压器泄漏电流的测量。

1)加压绕组：高压绕组；接地部分：中压绕组、低压绕组及外壳。

2)加压绕组：中压绕组；接地部分：高压绕组、低压绕组及外壳。

2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组、中压绕组及外壳。

4.2变压器绕组连同套管泄露电流试验标准 (1)测量变压器绕组连同套管的泄漏电流时外加直流试验电压的标难。

1)绕组额定电压：6-10kV；绕组外加直流试验电压为10kV。

2)绕组额定电压：20-35kV；绕组外加直流试验电压为20kV。

3)绕组额定电压：66-330kV；绕组外加直流试验电压为10kV。

4)绕组额定电压为500kV，绕组外加直流试验电压为60kV。

对于末注油的变压器，测量其泄漏电流时，对测量部位所施加的直流电压为以上电压的50％。

(2)被试绕组加至试验电压后，应停1min后再读取泄漏电流值，测试结果与前一次测试结果相比加大明显变化。

(3)根据1997年9月西北电力集团公司《电力设备预防性试验规程补充规定》，油浸变压器绕阻泄漏电流参考值为：绕组额定电压为10kV时，施加直流电压为10kV，测得的

泄漏电流值在20?C时不应大于33μA。绕

组额定电压为35—330kV时，施加以上所规定的直流电压下，测得的泄漏电流值20?C时不应大于50μA。

4.3变压器绕组连同套管泄露电流试验综合判断

因为泄漏电流与变压器的绝缘结构、温度等因素有关，所以在规程中对测量结果不作规定，而强调比较和综合判断。

（1）对测量值应进行综合判断，测试位和前一次测试值及历次测试值比较应天明显变化，一般情况下，当年测试值不应大于前一年及历年测试值的150％。

（2）与同一温度下，对同类型变压器的泄漏电流进行比较、分析，以保证正确进行综合判断。

5变压器绕组连同套管的tanδ试验

5.1变压器绕组连同套管的tanδ试验方法 1、变压器绕组连同套管的tanδ测量方法 由于变压器在运行中外壳均量接接地．所以测量时一般采用反接线法进行测量；测量时被试绕组连同套管应短路．非被试绕组连同套管应短路接地，并依次测量各绕组对其他绕组及对地间的介质损失角正切值tanδ。所采用的仪器一般为西林电桥，如图5-1。

图5-1 西林电桥原理图

2、变压器绕组连同套管的tanδ测量部位 (1)双绕组变压器。

1)加压绕组：高压绕组；接地部分：低压绕组、铁芯、外壳。

2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压

绕组、铁芯、外壳。 (2)三绕组变压器。

1)加压绕组：高压绕组；接地部分：中压绕组、低压绕组、铁芯、外壳。

2)加压绕组：中压绕组；接地部分：高压绕组、低压绕组、铁芯、外壳。

2)加压绕组：低压绕组；接地部分：高压绕组、中压绕组、铁芯、外壳。

5.2变压器绕组连同套管的tanδ试验标准 （1）20?C时，tanδ（%）不应大于表5-1中所列的数值。

表5-1 变压器绕组连同套管的tanδ

由以上数据可以看出，该变压器受潮后，其tanδ值明显减小，而Cx值却增加，

这种现象是由于变压器进水受潮后。其绝缘

的等值相对电容率εr增加，从而使电容量增加，由于电容量增加，又使无功功率同时使绝缘的电导增大，Q??CxU2增加，

从而使泄漏电流IL增大，这就导致有功功率P?ILRj增加。因为tanδ(％)=P／Q，所

2

同一变压器各绕组的tanδ值要求相向。

(2) tanδ (％)值与历年数值比较不应有显著变化(一般不大于30％)。 (3)试验电压：

1)绕组额定电压10kV及以上：试验电压为10kV

2)绕组额定电压10kV以下；试验电压为U n(即绕组的额定电压)。

(4)测量温度以变压器顶层油温为准，尽量在

以tanδ值有可能增加，也有可能减小，还有

可能不变。在这种情况下，只有借助电容量油温低于50?C时测量，不同温度下的tanδ

值应换算到同一温度下。 —般可按下式换的变化和其他试验项目进一步进行综合分算 祈。另外若绝缘中存在的局部放电缺陷，发

展到在试验电压下完全击穿，并形成低电阻（t?t）/10 tg?2?tg?11.321 （5-1）

短路时，也会使tanδ(％)值明显下降。因此，

式中 tanδ1、tanδ2——温度t1、t2时的值。 现场用tanδ(％)值进行电气设备绝缘分析5.3变压器绕组连同套管的tanδ试验综合时，要求tanδ值不应有明显增加或降低，而判断 且Cx值与历次试验值也不应有明显变化。 (1) tanδ测量数据应与《规程》规定的标准、(2)测得变压器绕组连同套管介质损失角正历年测试数据进行比较，不应有明显的变切值，一般应小于规程中规定的数值。单靠化。绝缘有缺陷时有的使tanδ(％)值增加，测量的tanδ(％)的数值来判断是不够的，应有的却使tanδ(％)值下降，如某台自耦变压将所测的tanδ(％)、Cx数值与同一台变压器器在安装中发现进水受潮，但测得的tanδ(％)历年测试数据换算至同一温度下进行比较，值却下降，测试数据如表5—2所示。 以便正确判断运行中的变压器绝缘的好坏 表5—2 某自耦变压器测试结果 以及能否继续运行。

6交流耐压试验

6.1 10kV及以下全绝缘变压器交流耐压试

验

6.1.1 试验方法与试验接线

(1)全绝缘变压器交流耐压试验方法。应对被试变压器各绕组对其他绕组接地，施加1min工频交流耐压，以考核变压器主绝缘。被试绕组应短路，非被试绕组应短路接地。 (2)试验接线如图6-1所示。由图6-1中可知，交流耐压试验接线分为交流高压电源；高、低压电压测量；调压；控制；保护几部分。当电源开关K1闭合，绿灯亮表示已有电，然后操作A1合闸按钮，磁力启动器带电，使常开触点J1、J2、J3、J4闭合，常闭触点J5打开，这时绿灯火，红灯亮，调压器已有电，可以升压；当被试品电流过大或击穿时，过流继电器DL动作，其常闭触点L1打开，于是控制回路被切断，磁力启功器断电，其触点J1、J2、J3、J4打开。切断调压器上的电源。如在升压过程中发生意外情况需要立即切断交压器电源时，只需按下A2跳闸按钮即可断开变压器电源。图中P1、P2是试验变压器的低压测量线圈；TV为标牌电压互感器，它和电容分压器都用于测量加在被试品上的高压电压；Q为保护球隙；R1、R2为限流保护电阻，R1的作用是防止被试品击穿后，由于击穿电流过大使被试品故障扩大或使试验变压器烧毁，R2的作用是防止球隙及球隙和试品间的电压振荡．并限制球隙的放电电流，使球隙表面不至于烧伤。R1应根据变压器高压侧额定电流值选择，加高压侧电流为100~300mA时，可取0.5~1?/V，如高压侧电流为1A时．可取0.1~1?/V (当试品容量较大时应取下限)，R2可按球径及被测电压进行选择。

图6-1 交流耐压试验接线 在交流耐压试验中，如有额定电压较高的试验变压器，即可满足交流耐压试验的需要。如当一台试验变压器的电压满足不了所需要的试验电压时，为了达到更高的试验电压，一般采用两台试验变压器进行串级来获得更高的试验电压。串级交流耐压试验接线如图6-2所示。

图6-2 串级交流耐压试验接线 交流耐压试验时，应根据被试变压器所需的试验电压和被试变压器的电容量来选择试验变压器。如一台试验变压器的容量不够，可采用两台来补偿容量，即采用串级其接线如图6-3所示。

图6-3 交流耐压补偿接线

6.2 35kV全绝缘变压器交流耐压试验 应对被试变压器各绕组对其他绕组及地间施加1mm工频交流耐压，以考核变压器主绝缘。被试绕组应短路，非被试绕组应短路接地。用试验变压器对被试变压器进行交流耐压试验时，因35kV全绝缘变压器的交流耐压试验电压较高（72kV），而一般试验变压器的额定电压为50kV，一台试验变压器的电压满足不了试验电压，为了达到更高的试验电压，一般采用2台试验变压器进行串级来获得更高的试验电压，其接线因如图6-2所示。两台变压器容量关系为：T1容量应是T2的两倍，而两台试验变压器串极后输出的视在功率为2UNIS两台试验变压器串级后总容量为3UNIS，而实际输出功率的利用率为输出的视在功率与装置容量之比约为67％。同理，若3台试验变压器串极，它们的容量分别为3P、2P、1P，而实际输出功利用率为3P／（3P+2P+P)=50％。可见，串级越多利用率就越低。若不但试验电压不够，而且容量也不够，可采用4台试验变压器串级及补偿，其补偿接线图如图6-3所示。

7变压器绕组直流电组试验

7.1变压器绕组直流电阻试验方法 1、变压器绕组直流电组测量方法

(1)对有载调压的变压器，在预试时必须对各个分节头都进行测量：对有中性点引出的

绕组，测量相间绕组的直流电阻；对无中性点引出的绕组，应测量线间绕组的直流电阻。

(2)对无励磁调压的变压器，在预防性试验时只对运行头进行测量。测量时应在使用的分节头锁定后再进行测量；对有中性点引出的绕组，应测相间绕组的直流电阻；对无中性点引出的绕组，应测线间绕组的直流电阻。

2、测量变压器绕组直流电阻使用仪器

测量变压器绕组的直流电阻一般使用3381型变压器直流电阻测量仪。

7.2变压器绕组直流电阻试验标准及要求 (1)1. 6MVA以上的变压器，有中性点引出的绕组，各相间绕组直流电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2％；无中性点引出的绕组，各线问差别不应大于三相平均值的1％。

(2)1．6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4％，线间差别一般不大于三相平均值的2％。

(3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2％。

(4)如直流电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，应按上面的第(3)项执行。

(5)不同温度下的绕组直流电阻值应按下式换算

R2?R1[(T?t1)/(T?t2)] （5-2） 式中，R1、R2—在温度t1、t2时的电阻值

T—计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。

(6)三相变压器的直流电阻测量出现问题时，为了进一步判断，得出正确的结论，可将直流电电阻利用下式将线电阻换算至相电阻；公式如下： 1）Y型接线时

RA?(RAB?RAC?RBC)/2RB?(RAB?RBC?RAC)/2 RC?(RBC?RAC?RAB)/2当三相平衡时

Rph?R1/2

2）▲型接线时

RA?(RAC?km)?(RABRBC)/(RAC?km)RB?(RAB?km)?(RACRBC)/(RAB?km) RC?(RBC?km)?(RABRAC)/(RBC?km)当三相平衡时

Rph?1.5R1

式中，km?(RAB?RBC?RAC)/2

R1—线电阻

Rph—相电阻

8变压器油中溶解气体色谱分析及绝缘油试验

8.1变压器油中溶解气体色谱分析 8.1.1变压器内部故障产生的气体 在新绝缘油的溶解气体中，通常除了含有约70％的N2和30％的O2以及0.3％左右的CO2气体外，并不含有C1、C2之类的低分子烃。但是在经过油处理后，由于一些油处理设

备的加热系统存在的死角，有时可能出现微量的乙烯甚至极微量的乙炔。 对于正常运行的变压器油，由于油和绝缘材料的缓慢分解和氧化，会产生少量CO2、CO和微量的低分子烃，但其数量与故障产生的气体量相比要少得多。也就是说，对于正常运行的变压器，油中有关组分的本底值较低，为识别故障下待征气体的明显增长提供了有利条件。

当变压器内部出现故障时，主要原因是绝缘油和固体绝缘材料中的热性股故障(电流效

应)和电性故障(电压效应)，油中的CO2、CO、H2和低分子烃类的气体就会显著地增加。不过，在故障初期时，这些气体的增长还不足以引起气体继电器动作。这时，通过分析油中溶解的这些气体，经过正确判断就

能及早确定变压器的内部故障。

油中溶解气体的检测种类，在国外可多达12种(包含了C3和部分C4的组分，即丙烷、丙烯和异丁烷)，在我国则只规定了9种气体，即CO2、CO、H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、O2和N2，除了O2和N2是推荐检测的气体外，其余7种都是故障情况下可能增长的气体，所以是必测组分。 8.1.2油中溶解气体的特定意义

在故障情况下不是所有的上述7种气体都同时增长，而是取决于故障的性质和类型，有的气体并不增加，或不明显地增加，而与故障性质密切相关的气体则显著地增加。油中各种熔解气体的特定意义见表8—1.

表8-1 油中各种熔解气体的特定意义

当油中某些必测气体的含量达到一定

浓度时，根据相关气体的比值情况，就可判断变压器内部是否存在故障和故障的性质及类型。在油中溶解气体的色谱分析中，常把与故障性质密切相关的那些气体组分称为特征气体。如乙炔、乙烯、甲烷和一氧化碳等气体。

8.1.3油中溶解气体色谱分析

早在40年代就有人发现了石油分馏塔的气体中总是含有相对固定的甲烷和乙烯。在气体色谱分析方法用于油中气体的分析之后，为了研究油中气体与变压器内部故障的关系，在热动力学和实践的基础上，人们已认识到故障气体的形成与故障的能量有关，一定种类的气体只能在一定能级下产生，达不到所需的能量是不会产生那种气体

的。但是在高能级时却能够同时产生那些在低能量下就可以生成的气体，并具有一定的比例。这就说明用相关气体的比值及其组合来判断变压器的内部故障是有理论依据的，是科学的。五种气体的三比值法GB7252—87《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定的主要判断方法，也是最近十几年来全球范围员通用的判断方法。据报道其判断的准确串在95％以上。

五种气体的三比值法是用三对比值以不同的编码表示，编码规则和故障类型的判别方

法见表8-3和表8-4。 表8-3 编码规则

表8-4 故障类型的判别方法

有烧

伤痕迹的不能再用。使用前应检查电极间的距离，使其恰为2.5mm的间距(块规应精确到0.1mm)。油杯上要加玻璃盖或玻璃罩，试验应在15—25℃、湿度不高于75％的条件下进行。 2、油样处理

试油送到试验室后．应在不损坏原有密封的状态下放置一定时间，使油样接近环境温 度。在倒油前应将油样容器缓慢地颠倒数次使油混匀并尽可能不使油产生气泡，然后用试

油将油杯和电极冲洗2—3次。再将试油沿杯壁徐徐注人油杯，盖上玻璃盖或玻璃罩，静置 10min。

3、加压试验

试验接线如图6—1所示，调节混压器TA使电压从零升起．升压速度约3kV／s(另一些方法规定为2kV/s)，直至油隙击穿，并 记录击穿电压值。这样重复5次(另一些方法规定重复6次)取平均值为测定值。 4、击穿时的电流限制

为了减少油击穿后产生碳粒，应将击穿时的电流限制在5rnA左右电极间的油进行充分搅拌，并静置5min后再重复试验。

9 变压器局部放电试验

9.1变压器局部放电试验方法 1．外接耦合电容接线方式

8.2变压器绝缘油耐压试验 1、清洗油杯

长期末用的或受污染的电极和油杯必须先用汽油、苯或四氯化碳洗净后烘干，洗涤时宜

使用洁净的丝绢而不得用布和棉纱c经常使用的电极和油杯，只要在不使用时以清洁干燥

的油充满，并放于干燥防尘的干燥器中，使用前再用试油冲洗两次以上即可。电极表面

图9-1外接耦合电容测量方式

对于高压端子引出套管没有尾端抽压端或末屏的变压器可按图9—1所示回路连接。

110kv以上的电力变压器一般均为半绝

缘结构，且试验电压较高，进行局部放电测量时，高压端子的耦合电容都用套管代替，测量时将套管尾端的末屏接地打开，然后串人检测阻抗后接地。测量接线回路见图9—2或图9—3。 图9—2中性点接地方式接线 图9—3中性点支撑方式接线 图9—2用于实际现场测量时，通常采

用逐相试验法，试验电源一般采用100—

150Hz倍频电源发电机组。当现场不具备倍频电源时，也可用工频逐相文撑加压的方式进行试验，中性点支撑方式接线见图9—3。因为大型变压器绝缘结构比较复杂，用逐相加压的方式还有助于判别故障位置。 加压方法可采用低压侧加压，在高压侧感应获得试验电压c用倍频电源加压时则可达到对主绝缘和纵绝缘同时进行考核。但若采用工频电源进行试验，由于过励磁的限制，试验电压只能加到额定电压的1.1—1.2倍。 9.2变压器局部放电试验标准 国家标准GBl094—85《电力变压器》中规定的变压器局部放电的试验的加压时

间及步骤，如图9—4所示。其试验步骤为：首先试验电压升到U2进行测量，保持5min；然后试电压升到U1，保持5s;最后电压降到U2再进行测量，保持30min,U1、U2的电压规定值及允许的放电量为

U1?3Um/3?Um （9-1）

U1?1.5Um/3时，允许放电量Q<500pC

试验前，记录所有测量电路上的背景噪声水平，其值应低于规定的视在放电量的50％。 测量应在所有分级绝缘绕组的线端进

行。对于自锅连接的一对较高电压、较低电

压绕组的线端，也应同时测量，并分别用校准方波进行校准。

在电压升至U1及由U2再下降的过程中，应记下起始、熄灭放电电压。在整个试验时间内应连续观察放电波形，并按一定时间间隔记录放电量Q。放电量的读取，以相对稳定的最高重复脉冲为准，偶尔发生的较高的脉冲可忽略，但幅值特别大的应查明是外部干扰还是内部不稳定放电，并作好记录

备查[3]。 10 结语 电气设备预防性试验时保证设备安全运行的重要措施。通过预防性试验，掌握电气设备的绝缘情况，及早发现其缺陷，以进行相应的维护和检修。电气设备预防性试验队防止电气设备在工作电压或过电压作用下击穿造成的停电及严重损坏设备的事故，起着预防作用。 参考文献： [1]张建文.电气设备故障诊断技术.北京：中国水利水电出版社.2006. [2]李建明,朱康. 高压电气设备试验方法. 北京：中国电力出版社.2001.

[3]陕西省电力公司组.电气设备试验. 北京：中国电力出版社.2003.

变压器在线监测

摘要：由于预防性试验不能反映变压器在运行过程中的故障，变压器在线监测就成为了检 测变压器故障情况的重要手段。变压器在线检测的方法有很多，本文将选取一些较为实用与常见的在线监测方法，从其方法、原理及难点等方面进行综述性的总结。

关键字：变压器；在线监测；局部放电；膜分离；绝缘油中溶解气体；光纤技术；内部温度监测；振动信号在线监测

0 引言

变压器在长期运行中必然存在电的、热的、化学的及异常工况条件下形成的绝缘劣化。导致电气绝缘强度降低，甚至发生故障。长期以来，运用绝缘预防性试验来诊断变压器设备的绝缘状况起到了很好的效果，但由于预防性试验周期的时间间隔可能较长，以及预防性试验施加的电压有的较低，试验条件与运行状态相差较大，因此就不易诊断出被测设备在运行情况下的绝缘状况，也难以发现在两次预防性试验时间间隔之间发展的缺陷，这些都容易造成绝缘不良事故。因此，就需要在线监测系统对变压器的运行情况进行实时检测。 状态监测在美国、加拿大等西欧国家发展较快，可能有两方面的原因：其一是欧洲的设备制造厂家生产的产品质量一致性较好，材质好，设备出现故障的概率很小；第二是西欧国家劳动力价格高，如投入大量的试验人员进行预试，使试验费用等开支很大，相对来讲，投入设备的经费相对要低，因此发展在线测量就具有更大意义。

随着计算机技术及电子技术的飞速发展．实现电气设备运行的自动监控及绝缘状况在线监测，并对电气设备实施状态监测和检修已成为可能。

实施状态检修应具备三个方面的基本内容，第一是运行高压电气设备应具有较高的质量水平，也就是设备本身的故障率应很低；第二是应具有对监测运行设备状况的特征量的在线监测手段；第三是具有较高水平的技术监督倍理和相应的智能综合分析系统软件。其中在线监测绝缘参数是状态监测的基本必备条件。

1 基于超声定位的变压器局部放电在线监测

1.1局部放电在线监测原理

变压器局部放电是反映高压电气设备状态的一个重要标志。因为很多故障均产生局部放电。一般情况下，如果变压器油中发现了特征气体。则表明其内部已经存在比较严重的局部放电。例如，铁心绝缘不良可以导致产生放电，在故障较严重时还会导致铁心两点接地。甚至出现工频短路电流。因此，局部放电最能有效反映变压器内部的绝缘状况，对500kV超高压系统及特高压系统的大型电力变压器可靠性监测来说，局部放电在线监测非常有效。

局部放电[1]在线监测技术借助先进的传感技术和电子技术，根据超声波原理将高频声学传感器放在油箱外部以便测取局部放电或电弧放电所产生的暂念声音信号—局部放电在线监测要采用高性能传感器。例如，坡莫合金或铁氧体磁心的电流／电压转换型传感器，因为这种传感器可将传感倍号与一次侧有效隔离。

局部放电在线监测的方法有超声监测、化学监测和电性能监测。二种方法中电测法灵敏度最高。电测法以监测破坏性放电为主，用视在放电量作为监测物理量。

局部放电的宽带监测系统主要由传感器、现场处理器、高速数据采集器、光电转换及信号传输器、数据处理器几大部分组成。局部放电在线监测流程如图所示1-1。

根据国内外运行经验，变压器若出现几千pC的局部放电量、仍然可以继续运行。但如果局部放电量达到10000pC以上时，则表明变压器绝缘的缺陷已经十分严重。但从变压器内部出现局部放电到绝缘击穿仍有一定时间的演变过程。根据这种演变，通过局部放电监测的阐值报警和视在放电量的历史数据的发展趋势，可以判断交压器内部的绝缘状况。闻值报警就是当局频信号的幅债利每局期脉冲个数达到设定的闷值，以及脉冲波形达到脉冲宽度和额度时，由局部放电监测装置自动发出的阂值报警信号。 1.2局部放电在线监测的超声定位方法 由于超声波可以向所有方向传递和辐射，声音会通过大多数绝缘材料进行传递．所以声能的衰减程度将与频率呈近似指数的关系。可将绝缘材料看成是声能的低级滤波器，声波的初始频率和幅度主要取决于放电源的性质。因此，声频率和声能幅度必然随着放电源的距离增大而降低。局部放电声波定位便是基于这一原理。

局部放电监测的故障定位分超声定位和放电点定位。对大型超高压变压器来说，主要采用超声定位。在超声定位方法中，可采用区域顺序定位法。它依据来自一个固定放电位置产生的超声波传播到各个传感器的先后顺序来判定局部放电的具体位置。 由武汉高压试验研究所研制的“变压器局部放电电气定位装置”的原理是：根据变压器绕组在特定额率范围内等值电路的持点，通过绕组内部局部放电时首末端电压(或电流)的比值与放电位置的对应关系来确定故障发生的位置。

1.3局部放电在线监测的难点

消除相抑制局部放电干扰信号是局部放电在线监测的难点。局部放电脉冲的频谱

一般在10 MHz以上，因此，要检测出局部

放电脉冲的原有形状，首先要采用宽频。 局部放电的干扰信号主要分脉冲型干扰和周期性干扰。在严重的情况下，周期性干扰信号的幅度要大于局部放电的信号。日前，消除周期性干扰信号的方式是采用数宁滤波。

在局部放电在线监测中，当局部放电信号沿着绕组迁移时，套管电容器将与脉冲信号沼合。通过屏蔽电缆传输的信号必须由高频放大器放大才能消除由电缆电容性负载引起的畸变。通过在变压器绕组的套管未屏、中性点及铁心等接地线上安装传感器。获取的信号组成“平衡对”的方式也可以消除干扰；因为局部放电时，两传感器测点处的脉冲电流极性相反，外部干扰可反映在两传感器脉冲电流极性相同的情况下。

2 基于膜分离的绝缘油中溶解气体在线监测

2.1绝缘油中溶解气体在线监测原理

为更好的实现对变压器运行状态的实时监测，研究者提出了油中溶解气体在线分析的概念，其技术蓝本是通过在变压器本体上安装瓦斯继电器，对变压器运行过程中产生的瓦斯气体进行探测，但其灵敏度与离线实验室气相色谱相差较大，并不能作为油中溶解气体在线分析的有效手段。之后研究工作者将多项技术应用于变压器油中溶解气体分析领域，使其发展经历了从离线分析(off-line)到现场分析(at-line)，最后发展到定位实时在线分析(on-line)的发展历程。本部分所讲的在线分析方法为基于膜分离的绝缘油中溶解气体在线分析[2]。

在变压器运行过程当中，其绝缘油、纸等绝缘材料所产生的故障气体在溶解于绝缘油中的同时也会扩散到绝缘油表面，在一定的温度及压力下达到溶解和扩散的动态平衡，平衡后的气相中气体的体积分数与油中溶解气体的体积分数有一定的换算关系，因此通过测定油面上方的气体体积分数，即可得到油中溶解气体的体积分数。同理，油气分离膜对故障气体进行油气分离的过程

还包括了气体在油气分离膜中的溶解与扩散的过程，在一定的温度与压力下，膜的油气分离过程达到动态平衡后，油气分离膜气相一侧中气体体积分数与油中溶解气体体积分数同样具有换算关系，因此通过测量油气分离膜气相一侧中气体体积分数可计算得到油中溶解故障气体的体积分数。

膜对故障气体的油气分离过程实质上是对油中溶解气体的传递与油的截留过程，其分离过程的推动力是气体在膜两侧的分压差。用于油气分离的膜材料多数为高分子聚合物，根据其横截面的形态结构的差异可分为无孔膜和多孔膜。

2.2变压器绝缘油中溶解气体定量分析方法 2.2.1分布式气体传感器

即传感器阵列法，这种方法利用对不同种类气体敏感程度不同的气体传感器组成传感器阵列，采用多传感器信息融合技术对混合气体中的气体组分进行定量分析。由于气体传感器多数具有交叉敏感的特性，因此需要对数据进行二次处理，或者结合模式识别技术如 BP 神经网络等理论计算得到气体各组分的体积分数。因此采用这种方法实现对变压器油中溶解气体在线定量分析时，需要解决气体体积分数测量灵敏度、准确性和精度等问题[3]。

2.2.2傅里叶红外气体分析 傅里叶变换红外光谱法（FTIR）是基于光的干涉原理来对气体进行定量分析的方法，其具体方法如图2-1所示。待测气体充入气体池后，将其置于迈克尔逊干涉光路中。测量开始后首先移动动镜，使得待测气体产生强度不断变化的干涉波，利用探测器得到干涉波的强度，经过傅里叶变换后得到待测气体的光谱图。通过分析待测气体光谱图即可以对其进行定性和定量的分析，进而得到气体的体积分数。

图2-1 傅里叶变换红外光谱法原理图

傅里叶红外是一种不分光红外分析方法，对气体定量分析的灵敏度较高，对故障气体中 CH4、C2H2、C2H4、C2H6、CO 及 CO2气体的定量分析都可达到μL/L 的分辨力。但是傅里叶红外方法所需的气体池大小通常在 100mL，因而对故障气体的油气分离技术要求较高[4]。

2.3 绝缘油中溶解气体在线监测难点

变压器故障气体一经产生后溶解于绝缘油中，在对其进行定量分析前需将其从变压器绝缘油中脱出，因此油中溶解气体在线分析中的关键技术以及难点包括油气分离技术和气体定量分析技术。不同的油气分离方法与气体定量分析方法的应用机制不同，研究侧重点也有所不同。早期的故障气体油气分离技术主要有多普勒脱气法和部分脱气法，近年来，利用各种高分子膜对变压器故障气体进行油气分离成为国内外学者关注的热点[5]。

3 基于光纤技术的变压器内部温度在线监测

3.1变压器内部温度在线监测原理

油浸式变压器内部温度,特别是主要部件(绕组、铁芯和绝缘油等)温度是表征变压器内部热特性的主要参数,也是热故障发生时最主要的体现因素。研究变压器内部发热机理和热传递过程,建立内部温度场模型和热故障阀值条件,并以此设计变压器内部温

度在线检测系统具有十分重要的意义。自60年代以来,国内外学者已对变压器内部热场开展了一些研究,主要采用温度间接计算法和温度直接测量法测得了变压器内部部分温度参数值,并制定了一些相应的标准和准则(如:油浸式变压器负载导则等),规定内部主要部件安全工作温度以及温升限值。由于文章篇幅限制，本文只介绍温度直接测量法。

变压器温度直接测量法就是在变压器内部主要部件(绕组、铁芯和绝缘油等)等待测点附近安装温度传感器,或利用手持红外温度测量仪直接测量待测点附近的温度。变压器温度直接测量中采用的温度传感器可分为传统式温度传感器和非传统式温度传感器,传统式温度传感器包括铀热(铜)电阻、红外温度、声频温度传感器等;非传统式主要为光纤温度、半导体温度传感器等。 油浸式变压器内部环境恶劣,电磁干扰强,传统测量方式往往具有抗电磁干扰能力和抗腐烛能力差、不易组网等特点影响其在变压器内部的测温性能和寿命,而上世纪末兴起的光纤温度传感技术具有测量精确度高、响应时间快、易于组网、抗腐烛和抗电磁干扰能力强等特点,其在变压器温度监测领域已得到了一定的应用。目前变压器中应用的光纤温度传感系统根据传感原理主要分为光纤光栅测温和光纤半导体测温系统[6]。

3.2 基于光纤技术的变压器内部温度监测方法

基于光纤技术的变压器内部温度监测主要采用光纤半导体温度传感系统。光纤半导体温度传感系统结构如图3-1所示,系统主要由宽带光源、多模光纤、新型反射式结构传感探头、基于CCD衍射技术的波长解调系统、信号处理系统、计算机系统等五个部分组成。

光源发出的光经过隔离器、3dB稱合器通过多模光纤进入半导体传感探头。光线从同一侧进出,使入射和出射光共用一根光纤。入射光纤的光穿透过GaAs片的透射膜面后透过GaAs片在涂有反射膜的端面发生反射,反射光又经过透射膜后经光纤返回。返回的

光经过稱合器的另一端多模光纤进入基于

CCD的透射式衍射波长解调系统,把波长的变化信息转化为电信号,最后通过计算机系统进行运算和显示,从而实现半导体温度的实时在线测量。

图3-1 光纤半导体温度传感系统 3.3 变压器内部温度在线监测难点

GaAs探头是整个传感系统的敏感元件,其结构设计是温度传感系统的设计难点和关键,直接影响系统响应时间、测温范围以及精确度等性能指标。同时光纤与半导体材料(GaAs薄片)的耦合设计又是传感探头制作的难点与关键关键,耦合效率越高,损耗的光强越小,接收到的有效光信号就越强,同时也能有效减小随机耦合进的其它干扰。

4 变压器振动信号在线监测

4.1 变压器振动信号在线监测原理

电力变压器在运输和安装过程中很难避免机械碰撞,同时由于雷电冲击等高强度的重载或短路电流会使线圈、引线、分接开关等部件会受到巨大的电磁力冲击,在这些因素的影响下,电力变压器的绕组和铁芯可能发生松动。同时,剖析电力变压器短路事故发生的原因可以知道,因一次短路引起的铁芯和绕组夹紧力的减小现象,会不断累积导致电力变压器抗短路能力显著降低,绝缘老化速度加快,最终诱发严重的事故。因此,预测绕组和铁芯的压紧状况对于是否对大型电力变压器进行吊罩维修有指导意义。

变压器在正常运行时,硅钢片的磁致伸缩会引起铁芯振动,同时绕组在负载电流的电磁力作用下产生振动。耦合之后的振动通过器身和冷却系统传递到变压器的油箱,引

起油箱的振动。变压器油箱表面的振动与变压器绕组及铁芯的压紧状况、位移和绕组的变形程度有十分密切的关系。

运行中的变压器绕组线圈可以看作一个受到外界激励的质量一刚度一阻尼机械振动结构,由于受到强大的电磁力(特别是超载或短路大电流引起的巨大电磁力)冲击,作着复杂的机械振动,整个绕组带动着铁芯、绝缘垫块和夹件等结构发生振动,通过器身和油介质传递到变压器箱体表面,同时以声波的形式向外扩散。而传统的电测量方法对于此类故障的监测之所以始终只能起到定性参考的作用,正是由于运行中的绕组和铁芯的机械类故障,如构件的松动、变形最直接的表现形式是机械振动和声波,而互感、电感、电容、阻抗等电参量的变化都是这些故障的间接表现。

因此,通过振动分析法,即通过分析变压器箱体表面的振动信号来监测绕组的变形程度和铁芯的状况是切实可行的[85-94],是对电力变压器在线监测与故障诊断体系的一个有力补充和完善。与现有的变压器绕组变形测试技术相比,振动分析法与整个电力系统没有电气连接,对整个电力系统的正常运行无任何影响,可以安全、可靠地达到在线监测的目的,不仅可以检测出短路引起的绕组变形故障,还可以检测出铁芯、分接开关等结构件的松动故障。

4.2 变压器振动信号在线监测方法

电力变压器油箱一般严格接地,但周围又难以避免地受电磁场干扰,因此油箱表面的振动信号属于电气机械振动信号,其振动频率范围大致在10一2000Hz,振幅在0.5一50μm之间[138]。结合油箱表面振动信号的特点,选择压电加速度传感器ICP601AOI,如图4—1所示,其主要电气及机械参数列于表4—1。

图4—1 ICP601A01振动加速度传感器

表4一1压电加速度传感器ICP60IA01

的参数列表

在振动测试初始,为了寻找合适的测试位置,即最能反映箱体振动特征,能最大限度避免绕组和铁芯振动衰减,需要选择多个振动传感器,如中国科学技术大学吴书有共选择了8个振动传感器,分别固定在变压器油箱侧面和上下端部,其中油箱侧面布置6个振动传感器,油箱上下端部各布置1个振动传感器,位于上下端面的正中间。

测试过程中,要求传感器被固定后的安装谐振频率远大于待测振动信号频率范围的上限,并且在各个方向上需要保证传感器与箱体表面不存在相对滑动,接触要良好[7]。 4.3 变压器振动信号在线监测的难点 从振动分析方法的国内外研究现状来看,研究过多集中在对变压器绕组和铁芯振动的理论方面,其理论基础已经相对比较完善,但是对变压器箱体表面的振动信号的预处理和特征提取方法缺少足够的重视,忽视了除能量分布以外的其他信息:同时目前基于模型的振动预测均采用有限元建模的方式,而由于变压器结构复杂,使对模型边界处理、变压器油以及支撑单元的处理很难把握,

5 结语

绝缘性预防实验在变压器故障诊断中，

虽然发挥了及其重要的作用。但近年来愈来

愈多的电力工作者从实践中意识到，过去的

试验方法已不能满足现在的技术需要。预防

性试验存在着许多缺陷，如进行试验时需停

电，直流试验不能等效替代交流运行电压的

作用等，而变压器在线监测技术有效的弥补

了这些缺陷。因此。变压器在线监测技术也

成为了目前变压器故障研究的热点。

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文.2009.

难于处理。

变压器在线监测相关研究

摘要：变压器在线监测是保证变压器正常运行，提高电力系统运行性能可靠性的重要手段，变压器在线监测已成为电力系统中电力设备安全运行的最重要信息来源，而变压器监测也面临着监测信息提取与处理这一技术难点，随着变压器相关研究的深入以及各种信息处理与信号提取技术的发展，为变压器在线监测信号处理的准确性提供了可能，本文将就变压器在线监测相关研究中，信号的去噪、特征向量提取与模式识别等技术，做一些综述性的总结。 关键词：变压器；在线监测；去噪；特征向量提取；模式识别

0 引言

电力系统在人类的生产和生活中起着至关重要的作用，确保电力设备的正常安全运行十分必要，而在线监测是保障电力系统正常运转与电力设备正常工作的的一个必要环节，它可为设备故障发出实时的预警信号。因此提高在线监测数据的稳定性、可靠性及实时性对于故障在线监测系统效用的发挥具有重要意义。目前，一些比较先进的信息处理与信号提取方法已经在变压器在线监测中取得应用。例如小波去噪、关联规则的特征向量提取以及模式识别的应用对于提高变压器在线监测系统的稳定性、可靠性及实时性有及其重要的影响。

f(t)为原始信号；b为平移因子；a为伸缩

因子；?a,b为小波基函数。b与信号变化的时间有关，a与信号变化的幅度有关；通过两者的结合，能有效实现信号在特定时间．段的放大，从而观察特定时刻的信号特征，或确定故障发生的准确时刻。 对于给定信号f(t)的离散小波变换可表示为

??（W?f）(a,b)??f,?a,b??|a0|?m/2???f(t)?(a0t?nb0)dt?m1 变压器在线监测的信息的去噪处理

对于变压器在线监测所获得的信息必

须经过去噪环节才能为计算机控制系统提供可靠、准确、能够直接处理的信息。抑制干扰、消除噪声的方法有很多，这里仅就小波去噪在变压器在线监测系统中的应用做一些简单介绍。

1.1小波去噪基本原理 1.1.1 小波变换

时域信号的小波变换[1]可表示为

??（W?f）(a,b)??f,?a,b??|a|?1/2???f(t)?(t?b)dt a（1-1）

式中，

（W?f）(a,b) （1-2）

从理论上可以证明将小波变换离散成离散小波变换，信号的基本信息不会丢失。相反，由于小波函数的正交性，使得小波空间中两点之间因冗余度造成的关联得以消除；同时因为正交性，使得计算的误差更小，变换结果时-频函数更能反映信号本身的性质。

小波包就是函数族。在正交小波变换对尺度空间进行分解的基础上，对小波空间进行进一步分解，使正交小波在变换中，频谱窗口随歹的增大而变宽，且变得更细，从而找到最适于信号分析的时频窗口，即最优基。

1.1.2小波去噪的阈值选择和阈值决定原则

小波去噪的方法主要通过设置阈值，经过信号的离散小波变换，计算所有小波系

为小波变换后的信号；

数，剔除被认为与噪声有关的小波系数，然

后通过小波变换的逆变换来得到信号[2]

。

阈值法[3]

去噪算法的理论依据是：1）若被测信号含有独立同分布的噪声时，经小波变换后，其噪声部分的小波系数也是独立同分布的。如果小波函数是正交小波，则经小波变换后，白噪依然为相同幅值的白噪，而且噪声在各个尺度上是不相关的。2)N个具有独立同分布的标准高斯变量中的最大值小于2ln(N)的概率随着N的增大而增大，最终趋于1。因此，在假定噪声具有独立同分布特性的情况下，可以通过设置一个阈值来去除噪声。此方法的关键思想在于小波变换将大部分有用信号的信息压缩并将噪声的信息分散。

小波去噪中的小波去噪阈值法原则主要有硬阈值法和软阈值法两种，式1-3和式1-4分别是软阈值\\法和硬阈值法原则。

????,????,?)?? （1-3） s(??0,????????,??????,????(?,?)??? （1-4） s??0,???

式中ω为小波系数,λ为阈值。在局部放电去噪研究中，对低尺度分解信号采用硬阈值处理方法能够最大程度去除低尺度信号分量中的噪声；由于局部放电脉冲信号能量主要集中在高尺度分解信号中，因此，对高尺度分解信号采用软阈值处理方法以减小局部放电信号的幅值衰减程度。

1.2 小波去噪在变压器在线监测的应用 变压器在线监测系统主要由两部分组成，第一部分为传感器的信息监测，第二部分是信号的变换、去噪与分析。小波去噪就是应用在第二部分的信号处理，系统通过传感器实时监测变压器的运行情况，并将状态信息反馈给处理系统，处理系统经过信号的

去噪提取有用的信息进行分析。这就是变压器在线监测系统的大致工作过程，信息的去噪的好坏，将直接影响系统对变压器运行状况与故障的判断。

2 变压器在线监测特征向量的提取

变压器在线监测得到的信息向量有很多，而如何提取出能够反映变压器状态特征向量是变压器在线监测信息处理的一大关键。

2．1 变压器故障类型与特征量的选取 本部分以重庆大学郑元兵等的变压器故障实验为例，对变压器在线监测特征向量的提取进行介绍。实验中选取了l1个与变压器故障相关的特征量，除了7种油中溶解气体外，还有微水含量、吸收比、铁芯接地电

流和油中糠醛含量，对应的变量为X1～X11 ，如表2-1。根据关联规则定义，它们都是表征变压器绝缘性能的重要参数，相互之间都

有一定的关联。

表2-2所示为变压器故障按过热和放电

故障类型划分的 y1～ y9。共9种故障以及

按故障部位划分共7种故障[4]

。

表2-1 变压器故障特征向量

yi?wT??(xi)?b??1??i,?i?0,i?1,2,?l。这样，标准的支持向量机转化为最小二乘支持向量机(LS-SVM)。求解式(5)，引入

Lagrange函数，并根据KKT优化条件[7]

得到a和b，即得到分类决策函数式(3)。根据分类决策函数式的正负来判别样本所属的类别，选择不同的核函数即可构成不同的SVM。 2.2基于支持向量机回归模型的变压器油中气体浓度在线监测方法

基于支持向量机回归模型的预测属于一个数据泛化拟合的问题。该模型预测过程就是将历史数据样本作为支持向量机的训练样本，通过调整模型和核函数参数训练并构造最理想预测机器，再用测试样本检测是否满足一定的精度要求，然后再进行数据预测[8]。

对于基于支持向量机回归模型，选择一个合适的核函数及相应的参数是很重要的。通过对不同类型核函数的比较发现径向基核函数不仅在处理非线性输入方面比线形核函数性能优越，而且结构非常简单，因为其参数只有一个，参数数量少于多项式及其他核函数。另外径向基核函数具有训练时间短，学习过程简单等优点，因而目前得到了广泛的研究和应用。在基于径向基核函数的支持向量回归机中，我们使用如下形式的核函数：

K(x,xii)?exp(?x?x2?2) (6)

其中σ 为核宽度。 根据上述原理，基于支持向量机的预测模型的实现步骤如下：

（1）获取一定数量且已有明确结论的样本数据作为学习样本集以及测试样本集； （2）对样本集数据进行预处理；

（3）选择径向基核函数的参数，确定精度误差ε及对误差进行惩罚的惩罚因子C ； （4）依据支持向量机回归模型，求解该二次优化问题，获得ai ， ai*及b的值，然后得到回归函数方程；

（5）训练模型样本并测试是否达到精度要求，若不达到，则返回到（3）重新选择核

函数参数值；

3基于光纤气体传感器的变压器油中气体在线监测方法

3.1光纤传感器基本原理

任何介质对各种波长的电磁波能量会或多或少地吸收。完全没有吸收的绝对透明介质中是不存在的。光通过介质时，其强度随介质的厚度增加而减少。该介质的分子、原子或离子与光子作用，光子的能量会发生转移，而物质中的这些粒子就会发生能级跃迁。玻尔理论告诉我们，原子在跃迁时要吸收或辐射能量，表现为吸收或辐射光子。而吸收或辐射光子的能量由跃迁能级差所决定。也就是原子从一种定态（E初）跃迁到另一种定态（E终）时，它辐射（或吸收）一定频率的光子，光子的能量由这两种定态的能量差决定，即hv=E初-E终。这说明原子发光的光谱是由一些不连续的亮线组成的明线光谱，并且原子吸收光子是有选择性的。只有光子的能量与被照射物质粒子的基态和激发态能量之差(ΔE)相等时，才被吸收，多余的能量并不吸收。若光子被吸收之后，分子跃迁到激发态，在激发态停留非常短暂的时间后，又通过自发发射，释放出这个光子，回到基态。但此时发射的这个光子，不一定还射向原方向(分子也不在原位置)，而是在4p立体角中任意发射的，这就相当于原方向上的光子被散射掉了(瑞利散射)，那么原方向上的光强度产生衰减，通过测量其光强度的衰减信息就可以分析获得被测气体的浓度。对于不同的气体分子，由于其不同的结构特征决定了其具有不同的吸收光谱。通过检测某种特定波长(或频率)的光波吸收情况，就可以进行气体的浓度测量[9][10]

。

3.2基于光纤气体传感器的变压器油中气体在线监测 如图3-1，基于光纤气体传感器的变压器油中气体在线监测系统主要包括油气分离单元、光纤气体传感器、数据采集单元、串口通讯单元以及数据处理和故障诊断系统。油气分离单元采用透气而不透油的聚四氟

乙烯膜即Teflon PTFE膜，来完成油气分离，末端连接到一个

测。而对于不同的单项预测方法，由于各自的适用条件不尽相同，导致产生了不同的预测效果如各种方法的预测精度和可靠性往往互不一致。但是这些单项预测方法在数据处理及不同准则的标准方面均有各自的特点和意义，并都能从不同的角度对预测进行

不过由于预测系统的复杂性以及预测 描述。

图3-1 变压器油中气体在线监测系统图 集气室，薄膜两边的气体在经过一段时间后达到动态平衡。这种膜具有透气率高、机械强度好、耐污染能力强和耐老化等性能。油气平衡时间第一次大约24小时，以后再次达到平衡时间为10个小时左右。油气分离单元通过一个阀门与变压器冷却器的回油管连接，使变压器油与传感器的渗透膜接触。溶解在变压器油中的气体连续扩散穿过透气膜，然后进入光纤传感器的测量气室。当光通过测量气室，被气体吸收，光强减弱。然后经光纤入射到光电检测器。由光电检测器将光信号转换为电信号，并经锁相放大，

最后由单片机采集处理，按照比尔-朗伯特

定律和光纤差分吸收检测原理如式(7)，

1I(?2 C?)[??1???2]lnI(?1) (7) 计算出气体浓度。当气体浓度计算出来之后，可由串口将之传送到主计算机去进行数据分析和故障诊断，以实现变压器油的绝缘状态在线监测。整个系统采用全自动在线连续监测方式，与传统离线监测相比具有效率高、测量数据连续性强，能随时监测出设备工作状态等特点，还可以反映短时间内的气体增长的趋势。 4基于组合预测模型的变压器在线监测方法

自 1969 年 Bates 和 Grange 在运筹学季刊上发表论文“组合预测”以来，组合预测的思想很快被国内外预测学界广泛的接受，并且得到了大量的研究和应用[11][12]。传统的定量预测方法主要采用单项方法预

模型的不确定性，单纯的利用一种预测方法进行预测往往带有一定的片面性和不稳定性[13][14]。组合预测就是按照一定的规则，把不同的单项预测结果综合起来,取长补短，从而能达到提高预测精度和增加预可靠性的目的[15][16]。例如。可采用 BP 神经网络、灰色理论、线性回归预测算法和基于支持向量机回归模型这四种预测算法作为独立的单项预测模块。对于各种单项预测模块，先计算各自的最优权值，形成组合预测模型，然后加权综合求出最终的预测结果。对于最优的标准，按照测量误差平方和最小为原则。

5 变压器在线监测技术展望 展望未来随着网络和新材料新工艺的发展，变压器在线监测技术的发展趋势第一就

应该是基于灵活的组网进行信息传输解决点多面广难以低成本组网进行数据传输的

问题，其次综合国内外先进的产品前端设备最重要的一个趋势是综合的使用多种判别手段进行互指正判别故障，加之随着传感器的发展未来的变压器在线监测系统将是一种综合多种技术手段的精确判别系统。以变压器油中溶解气体在线监测为例，未来变压

器在线监测技术的发展建有以下几个[16]

特点：

（1） 在线监测的参量种类将更全面 除目前大多数产品监测的6 ～7 种气体外 还可增加油中微水、油温等参量 另外 最新IEC60599 中增加了O2/N2的新判断比值 可见进一步监测O2和N2是国际上的发展方向。

（2）变压器在线监测系统监控对象综合化，除可监测变压器油中气体外，还可监测变压器套管及内部局部放电，并可扩展到变压器油温、过流、过压机械变形等方面的监测。一套综合的变压器

在线监测系统可对变压器安全实现较全面的监

护。 （3）随着先进的气体检测原理和技术的不断出现和发展，变压器油中气体在线监测技术朝着无载气化，无色谱柱等无易耗品方向发展，产品本身维护工作量将减小，可靠性将提高。 （4）各种气体检测器中，传统检测器如FID 因现场要点火而需H2 、O2 、N2等多种载气，不太

适于在线监测产品。半导体传感器须解决元件的测量准确度、稳定性、使用寿命、漂移等问题才能用于在线监测产品。通用性好、灵敏度高的专 用气体检测器如氦离子检测器等将更适于变压器色谱在线监测。 （5）变压器在线监测技术可与其他变电站自动化技术实现信息融合 如瓦斯保护与油中气体在线监测一体化技术在国外已有研究。在线监测设备还可成为未来发展的数字化一次设备与自动化二次设备实现信息采集、传递和共享的中间桥梁和通道。 参考文献：

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/65ag.html