毕业论文-力电变压器温度的在线监测与诊断.doc

电力变压器温度的在线监测与诊断
摘要
伴随着我国经济的快速发展，我国的电网运行水平也在不断提高，电力变压器是电力系统中最重要的、最昂贵的设备之一，它的可靠性直接关系到电网是否安全、高效、经济的运行。大部分变压器寿命的终结是因为其丧失了应有的绝缘能力，而影响绝缘能力的最主要因素是变压器运行时的绕组温度。如果变压器运行时的绕组最热点温度过低，则变压器的能力就没有得到充分利用，减低了经济效益，而热点温度过高，不仅会影响变压器使用寿命，还将对变压器安全运行造成威胁。电力变压器内部属于高电压、强电磁场环境，对于变压器绕组温度的监测，光纤光栅传感技术与传统的电信号传感技术相比具有无法比拟的优势，尤其是适于电力变压器内部的复杂电磁环境。
本论文研究分布式光纤传感器的应用系统，主要包括两方面。首先，深入细致地分析研究了分布式光纤温度传感器系统的原理；分析目前世界上光纤测温的先进技术以及科研成果，采用基于拉曼散射的反斯托克斯和斯托克斯光的光强比较技术，从空间和温度分辨率入手，结合实际情况制定本系统的可行方法。其次对系统的每一部分都以物理公式的推导为基础，以变使系统各部分的构建达到最优化；最终将复杂的系统分解为较为简单的、有利于我们用软硬件实现的部分。其次，在系统原理明确的基础上实现了该系统的光纤采样及后面的软件运算等部分，依据设计方案完成了试验装置，进行了试验研究。

关键词：绕组热点温度；光纤光栅；在线监测；分布式光纤传感器；单片机

Power transformer on-line monitoring and diagnosis

Abstract
Along with the rapid development of economy in our country, the level of power grid operation in our country are also constantly improve, power system of power transformer is one of the most important and most expensive equipment, its reliability is directly related to the power grid is safe, efficient and economic operation. Most of the end of the transformer life because it lost its insulating ability, is the most important factors which affect the ability of the insulation transformer winding temperature at runtime. If transformer winding at runtime the hot spot temperature is too low, the ability of the transformer is underutilized, reduced economic efficiency, and the hot spot temperature is too high, will not only affect the service life of the transformer, will also pose a threat to the safe operation of the transformer. Power transformer internal belong to high voltage and strong electromagnetic environment, for the transformer winding temperature monitoring, fiber Bragg grating sensing technology compared with the traditional electrical sensor technology has incomparable advantages, particularly suitable for power transformer internal complex electromagnetic environment.
Application of distributed fiber optic sensor system are studied in this paper, mainly including two aspects. First of all, analyzed deeply and in detail the principle of distributed optical fiber temperature sensor system; Analysis of the current optical fiber temperature measurement in the world advanced technology and scientific research, based on the anti stokes Raman scattering and stokes light intensity is more technology, from the perspective of the space resolution and temperature, combined with the actual situation make the feasible method of this system. Secondly the system each part based on the physical formula is derived, with variable to optimize the system each part of the building; Will eventually be a complex system is decomposed into relatively simple, is advantageous to the we use part of the hardware and software implementation. Second, clear the principles of system implemented on the basis of the system of optical fiber part such as sampling and the software behind the operation, according to the design completed test rig, is researched.

Keyword: Winding hot spot temperature; Fiber Bragg grating; On-line monitoring;Distributed optical fiber sensor; Single chip microcomputer

目录
摘要 Ⅰ
Abstract Ⅱ
第一章 绪 论 1
1.1 本论文的背景和意义 1
1.2 本论文的主要方法和研究进展 1
1.3 本论文的主要内容 1
1.4 本论文的结构安排 1
第二章 各章题序及标题小2号黑体 2
2.1 各节点一级题序及标题小3号黑体 2
2.1.1 各节的二级题序及标题4号黑体 2
2.2 页眉、页脚说明 2
2.3 段落、字体说明 2
2.4 公式、插图和插表说明 2
结论 136
参考文献（References） 138
致谢 150
附 录 1 标题 8
附 录 2 标题 9

第一章 绪论
1.1变压器在线监测的意义
伴随着我国经济的快速发展，我国的电网运行水平也在不断提高，各级
调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况，提高变电站的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制、操作、反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以减少人为误操作的可能性，提高运行的可靠性。同时在简化系统，信息共享，减少电缆，减少占地面积，降低造价等方面变电站已改变了运行的面貌，变电站自动化己转向了实用化阶段。国家电网公司先后出台了《国家电网公司“十一五”科技发展规划》、《关于开展电网运行管理控制技术研究和推广应用的实施意见》，将变电站综合自动化技术、高压输变电主设备安全运行技术作为重点技术领域，以便为建设坚强电网提供必要的技术支持和保障。截至 2005年底，全国发电装机容量已超过5 亿千瓦，预计到 2020 年我国人均装机容量将达到 0.8千瓦，总装机容量也将超过10 亿千瓦。在电网规模如此大，电压等级如此高的情况下，一旦发生大面积的停电事故，将给国家造成巨大损失，给人民带来巨大不便，电力系统的可靠性问题就显得尤为重要。电力变压器是电力系统中最重要的、最昂贵的设备之一，它的可靠性直接关系到电网是否安全、高效、经济的运行。电力变压器是电网中能量转换、传输的核心，是国民经济各行各业和千家万户能量来源的必经之路。如果一台大型电力变压器在系统中运行时发生事故，则可能导致大面积停电，其检修期一般要半年以上，造成巨大的经济损失。以一套三相500 kV ，360 MVA的大型变压器为例，若发生绝缘故障，其维修费用当在数百万元，停电一天的直接电量损失（按 1 kWh 电0.4元计）达280万元，若计入间接损失和社会损失，那么它给整个社会造成的损失将更大。同时随着特高压项目的起动建设，对变压器工作可靠性的要求更高。因为一旦特高压电网的枢纽电力变压器出现故障，其带来的损失将是500 kV等超高压变压器的 3~4 倍甚至更高。变压器本身也是电力系统中最昂贵设备之一，单以其本身价格计算，进口的250 MVA/500 kV变压器平均约133 万美元/台，国产同规格的也可达到1000 万元/台。
电力变压器是电力系统中输变电能的高压电气设备，担负着电压、电流的转换及功率传输的任务，其性能的好坏直接影响着电力系统的安全稳定运行。由于变压器采用封闭式结构，散热效果差，热积累大，并长期处于高电压、大电流和满负荷运行状态，直接导致热量集结加剧、温度升高，威胁电气绝缘性能。变压器过热故障是常见的多发性故障，它对变压器的安全运行和使用寿命具有严重威胁。长期研究表明，大型电力变压器的运行可靠性在很大程度取决于其绝缘状态。大部分变压器的寿命终结是因为其丧失了应有的绝缘能力，而影响绝缘能力的最主要因素是变压器运行时的绕组温度。变压器绕组最热点的绝缘会因为过热而老化。若绕组最热点的温度过低，则变压器的能力就没有得到充分利用，减低了经济效益。热点温度如超过允许限值，不仅会影响变压器使用寿命，还将对变压器安全运行造成威胁。因此有必要对电力变压器的绕组温度进行在线监测，防止变压器过热以保证变压器安全运行和延长其设备寿命。

变压器运行时，有一部分电磁能量将转变为热量。也就是说，在变压器运行时，在铁心、绕组和钢结构件中均要产生损耗，这些损耗将转变为热量发散到周围介质中去，从而引起变压器发热和温度升高。随着绕组及铁心温度的升高，它们与周围的变压器油通过散热器将热量传递给外部冷却介质。经过一段时间后，绕组、铁心和油的温度上升达到稳定。一般来讲，由于产生的损耗不同，变压器内部各部分的温度也不同，绕组最高，其次为铁心和变压器油。从变压器绝缘运行寿命看，一般认为应遵循六度法则：变压器绕组年平均温度为98摄氏度，每上升或降低6摄氏度，则变压器寿命降低一半或延长一倍。所以，变压器温度在线监测对保证安全和延长设备寿命都有重要意义。
1.2 背景和国内外研究现状
目前，国内外油浸式变压器在线监测的范围很广，主要包括：
( 1) 利用光纤传感器监测变压器的过热故障, 并通过计算实时显示变压器各热点的运行温度；
( 2) 监测油中可燃气体总量；
( 3) 在线监测局部放电, 包括电气局部放电、声音局部放电、超高频局部放电、静态局部放电；
( 4) 在线监测套管的功率因数和电容；
( 5) 在线监测油中湿度、温度、酸度；
( 6) 在线监测负载电流；
( 7) 在线监测绕组顶部和底部油温；
( 8) 在线监测铁心接地故障和绕组缺陷；
( 9) 在线监测储油柜的油位, 通过安装传感器提供油渗漏信息；
( 10) 在线监测冷却装置的功能及运行情况。
在线监测变压器油温和绕组热点温度对早期诊断变压器故障十分重要， 但是因变压器结构复杂， 影响其安全运行的因素较多， 使得在线监测的难度很大。过去一般采用间接的模拟测量方法，准确性差，而且不及时。因此，准确测量油温(尤其是其热点温度)就显得十分重要。由于在线实时监测系统确定绕组热点具有很高的准确性， 本研究介绍的变压器在线温度监测系统通过传感器采集不同点的油温，经上位机智能系统的分析，实时监测变压器油的热点温度。
光纤传感技术种类很多，根据被外界信号调制的光波的物理特征参量的变化情况，可以将光波的调制分为光强度调制、光频率调制、光波长调制、光相位调制和偏振调制等五种类型。这些类型的光纤传感技术各有优缺点，传感器的形式也种类繁多，就目前来看用于电力变压器内部温度测量的光纤传感系统还不是太多。
国外对电气设备状态监测的研究，始于60年代，但直到 70~80 年代，随着传感器、计算机、光纤等高新技术的发展与应用，设备在线诊断技术才真正得到迅速发展。
利用半导体材料的光吸收与温度的关系，可以制成半导体透射式和反射式光纤温度传感器。半导体材料的吸收波长随着温度的增加而向长波长位移，选择适当的半导体光源，使其光谱范围正好在吸收区域，这样透过半导体材料的光强随温度的增加而减少，而从半导体材料反射回来的光强随温度的增加而增加，利用光探测器检测出光强的大小进而检测出温度。
国外已尝试利用半导体吸收式光纤温度传感器实现对大型电力设备的温度状况进行检测，而且取得了较好的效果。国内有学者用砷化镓半导体晶片做敏感元件，用发光二极管做光源，光电二极管作为光电转换元件，构成了半导体吸收式光纤温度传感器并对其进行了研究。这种传感器结构比较简单，成本低廉且便于制作，其主要缺点是这种技术对光强度的改变比较敏感，测量前需要对光强与温度的对应关系进行标定。因为光强度不仅与检测的温度有关，其还与光源强度的起伏、光纤微弯效应引起的随机起伏、耦合损耗、光探测器性能等因素有关，所以其受干扰的情况也比较严重。
荧光光纤测温技术也是近年来光纤测温领域的一个研究热点。在绕组靠近导线部分埋设光纤传感器来测温，温度传感器采用的是一种稳定的耐高温的荧光材料，LED光源发出的光脉冲通过光纤送到与绕组接触的温度传感器，该脉冲激励传感器的荧光材料，使其产生波长较长的荧光，根据返回荧光的衰减时间测出该传感器的温度（需进行温度矫正）。这种温度传感器对变压器绕组温度监测在上世纪八十年代就有应用，典型产品是美国Luxtron公司研制的 WTS-11型变压器绕组温度光纤荧光型监测系统，能在 0~200 ℃范围内，达到1 ℃的测温分辨率，最快能每10 s测量一次，光纤长度带探头光纤最长可达到10 m，能广泛应用在电力变压器，负载的抽头转换开关，高压开关柜母线温度和母线开关的监测场合。这种方法一般在制造或绕组改造过程中埋设测点才可能实施，如能多埋设几点可能碰上真正的最热点，测量结果比较准确，但维护技术复杂，绝缘处理比较困难，其价格也非常昂贵，四探头的典型价格为二十多万人民币。
上述两种测温系统原理简单，对微弱信号的检测比较容易实现，均为单点式测量，但是由于其原理上的限制，不能进行光路复用，如果要测量多个不同位置，则每个位置都需要引出光纤。对于变压器内部温度的分布测量需要采用多个传感头，引出多条光纤通道，因此其应用会受到一定限制。
要获得一定跨度范围的整个温度信息，使用单点移动式或由多个单点组成的准分布式传感方式既浪费资源又在布线上造成很大的困难，这时若使用分布式光纤温度传感器显然是最有效的方法。分布式光纤温度传感器通常是将光纤沿温度场分布，借助于光在传输时光时域后向散射技术，根据散射光所携带的温度信息来进行测量温度。目前研究最多，最有影响力的基于散射机理的分布式光纤温度传感器系统有基于光纤瑞利散射的光时域反射测量系统，基于光纤喇曼散射的光时域反射测量系统和基于光纤布里渊散射的光时域反射测量系统。以目前的研究成果来看，分布式光纤测温系统的测温误差一般为几个摄氏度，定位误差为一米左右，在电力系统中主要应用于电缆的分布温度监测中。对于变压器内部温度的监测其定位误差显然较大，若提高其定位的精度就又会降低其对温度的分辨率，所以这种温度监测系统在变压器内部温度的监测应用还需要进一步研究。
近年来迅速发展的光纤光栅(Fiber Bragg Grating, FBG) 传感器由于其特殊的结构为市场提供了一种新的温度监测系统。光纤光栅是 20世纪90年代
发展起来的一种新型全光纤无源器件。当外界的被测量温度、应力等改变时都会导致反射光的中心波长发生变化。由于光纤光栅对被感测信息用波长编码，而波长是一种绝对参量，它不会受到光源功率波动以及光纤弯曲等因素引起的系统损耗的影响，因而光纤光栅传感器具有非常好的可靠性和稳定性。由于光纤光栅与光纤之间存在固有的兼容性，容易实现波分复用和准分布式传感。
光纤光栅在高压设备温度检测中的应用也在研究中，如德国西门子公司正在将光纤光栅传感器用于气冷涡轮发电机定子的温度监测中，光纤光栅经过特殊的封装，以保证在真空和 4×105Pa 压强下没有形变，并且对 160 ℃温度下环氧树脂中的化学和物理变化不敏感，其目标是连续测量范围从 20~ 160 ℃，测量精度小于1 ℃。而在国内光纤光栅在高压设备中的温度检测的应用仍处于研发阶段，缺乏国家权威标准, 制造工艺及质量控制等方面都难以满足市场及安装要求，尚有许多关键技术和工艺问题需要进一步研究和完善。
分布式光纤光栅测温系统测温精度高，空间定位准确。每个传感器的长度为几厘米，直径为几毫米，传感器之间采用自然连接，耦合器连接或者熔接均可，并且传感器间距可以从一厘米到几百米，易于安装维护与系统拓展，但是它的不足之处主要是对波长移位的检测需要较复杂的技术和较昂贵的仪器。
1.3 论文的主要内容和结构安排
根据行业标准与原有电力变压器在线监测与诊断系统运行经验，并结合自己的体会。本课题主要研究以下内容：
1．总结电力变压器的常见故障类型
2．总结电力变压器的故障检测方法
3.分析变压器在线监测系统的总体功能
4. 阐述了运用光纤光栅传感器技术的优势；
5.分析了光纤光栅的传感理论，主要利用耦合模理论分析了均匀周期光纤布喇格光栅的传输特性，并研究了光纤布拉格光栅的温度特性和应变特性；
6.光纤传感器对变压器温度监测与诊断的工作原理
7. 分析了常用的分布式光纤光栅解调技术，并最终选用对强度波分复用解调法进行改进的技术来实现对温度的在线监测，设计了一种双通道分布式光纤光栅温度在线监测系统。
8.电力变压器温度在线监测系统的硬件电路设计和软件设计。
第二章 电力变压器的常见故障类型及诊断
2.1 变压器油故障原因及处理
( 1) 变压器渗油
变压器质量问题造成渗油变压器在制造过程中因铸造、焊接质量不合格，造成砂眼、气孔、虚焊、脱焊等现象而使变压器渗、漏油. 这就需要加强出厂验收，防止制造缺陷。对于因铸造产生的砂眼、气孔和焊缝、焊点处出现的虚焊、脱焊、裂纹造成的平面接缝处渗油，如果渗漏点较小，可以直接对其进行焊接； 漏点较大时，应先填充石棉绳或金属填料， 在四周堆焊，再采用小焊条大电流快速引弧补焊。对于拐角及加强筋连接处的渗油或者补焊后仍渗漏的， 则需要使用铁板在两面连接处将铁板裁成纺锤状再补焊。密封不严造成渗油变压器渗漏多发生在密封胶垫处，主要是由于密封垫耐油性能差，在高温下老化速度快造成的。因此， 在购买或检修更换密封胶垫时，应选择耐油性、耐高温、抗老化能力强的密封垫， 如丁腈橡胶、氟橡胶等。如果密封垫压紧面上有异物， 接触面糙、偏斜都会出现渗漏。检修时如发现异物， 应先取出异物再压紧。 对于粗糙处，应打磨平整或用速效堵漏密封胶将凹处填平；或采用有密封槽或有限位圆钢( 方钢)结构的合适的、合格的密封垫。
( 2) 变压器油温异常
变压器正常工作时，上层油温应控制在85 e以下。油温过高的原因主要有：冷却装置运行不正常、内部紧固螺丝接头松动、内部短路放电以及变压器过负荷运行等。 排除故障时， 首先要检查冷却装置运行是否正常， 变压器是否过负荷。若变压器处于超负荷运行状态，就要立刻减轻变压器负荷；如果负荷减轻后变压器的温度依然没有明显下降，就要立刻切断电源，查找故障原因。
( 3) 变压器油质异常
新投入运行的变压器， 其油质应为浅黄色，运行一段时间后， 逐渐变成浅红色。 如果变压器油色发黑，说明油质变坏。 主要原因可能是由于变压器在使用过程中，油温经常过热、使用时间过长、运行时侵入潮气或漏进雨水等。为防止绕组与外壳间或线圈绕组间发生击穿，应立即取样进行化验分析，检验合格方可继续运行。正常老化过程中产生的气体主要是CO和CO2， 如果油质异常，在电或热的作用下会产生各种气体。对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢气、一氧化碳、二氧化碳，气体不同，引起故障的原因不同。
( 4) 变压器油位异常
正常运行时，变压器油位应在油位计的1/ 3~1/ 4处。油位下降或上升主要取决于油温的下降或上升。 因此，在装油时，一定要结合当地气温选择注油的合适高度。 如果变压器油位低于变压器的上盖则可能导致瓦斯保护误动作， 严重时， 会导致变压器线圈或引线油面露出，引发绝缘击穿事故。 引起油位过低的原因主要有：环境温度过低、壳体渗油、变压器放油后没有及时补油等。如果油位过高，则易引起溢油。
如果油温发生变化时，起油标的油位没有跟随变化，说明油位是假的， 其原因可能是由于油标管堵塞、防爆管通气孔堵塞、呼吸管堵塞等。这就要求经常检查油位计，保证变压器安全稳定运行。
2.2 变压器短路故障、原因及处理
变压器短路故障主要有: 变压器出口短路， 变压器内部引线或绕组间对地短路、相间短路等。 最常见的是单相线圈的线匝之间、层间的短路，当短路电流很大时，线圈就会产生严重变形，使故障进一步扩大.主要原因有：制作绕组时， 导线的表面有毛刺或尖棱、绝缘扭伤、接头焊接不良；变压器未经干燥处理，在运行中受潮等。
变压器带电部分对地短路的主要原因是变压器长期过负荷运行， 绝缘老化， 变压器油变质、内部绝缘有缺陷而使局部放电逐步加大， 热稳定失衡或局部电击穿等。
由于大气过电压或操作过电压，使绕组匝间或相间绝缘被击穿而发生短路； 如果线圈绕得不紧， 线匝间绝缘在负载激烈变化时， 绝缘纸摩擦破损反复重合闸， 也会造成匝间短路； 变压器油面过低或散热受限， 致使绕组温度过高而损坏绝缘造成整体短路等， 都会使变压器发生短路故障。如果发生匝间短路， 就会使各相直流电阻表现不平衡，导致电源侧电流略有增大， 变压器过热， 油温增高，甚至会有冒泡声. 匝间短路较轻时，可引起瓦斯保护动作；严重时，可能造成电源侧过流保护或者差动保护动作。
防止这种现象发生就要做到规范设计，重视线圈制造的轴向压紧工艺； 对变压器进行短路试验；加强运行维护，使用可靠的短路保护系统，如采用差动保护和变压器本身的重瓦斯动作来保护。
2.3 变压器自动跳闸故障及处理
当变压器各侧断路器自动跳闸后， 应先将跳闸断路器的控制开关操作至跳闸后的位置， 并迅速投入备用变压器， 调整运行方式和负荷分配， 维持运行系统及其设备处于正常状态，然后进行外部检查，查明引起跳闸的原因。 如果是由于工作人员失误或者操作器误动作或外部故障， 而非内部故障， 则可越过内部检查步骤，直接投入送电；如果属于差动保护、重瓦斯保护或电流速断保护等主保护动作，且发生故障时有冲击现象，就需对变压器及其系统进行详细检查，并且停电进行绝缘测量。在没有查清原因之前， 严禁将变压器投入运行。 必须指出，不管系统有没有备用的电源，绝对不允许将变压器强制送电。
2.4 异常响声
(1) 音响较大而嘈杂时，可能是变压器铁芯的问题。例如，夹件或压紧铁芯的螺钉松动时，仪表的指示一般正常，绝缘油的颜色、温度与油位也无大变化，这时应停止变压器的运行，进行检查。
(2) 音响中夹有水的沸腾声，发出"咕噜咕噜"的气泡逸出声，可能是绕组有较严重的故障，使其附近的零件严重发热使油气化。分接开关的接触不良而局部点有严重过热或变压器匝间短路，都会发出这种声音。此时，应立即停止变压器运行，进行检修。
(3) 音响中夹有爆炸声，既大又不均匀时，可能是变压器的器身绝缘有击穿现象。这时，应将变压器停止运行，进行检修。
(4) 音响中夹有放电的"吱吱"声时，可能是变压器器身或套管发生表面局部放电。如果是套管的问题，在气候恶劣或夜间时，还可见到电晕辉光或蓝色、紫色的小火花，此时，应清理套管表面的脏污，再涂上硅油或硅脂等涂料。此时，要停下变压器，检查铁芯接地与各带电部位对地的距离是否符合要求。
(5) 音响中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器某些部件因铁芯振动而造成机械接触，或者是因为静电放电引起的异常响声，而各种测量表计指示和温度均无反应，这类响声虽然异常，但对运行无大危害，不必立即停止运行，可在计划检修时予以排除。
2.5温度异常
变压器在负荷和散热条件、环境温度都不变的情况下，较原来同条件时的温度高，并有不断升高的趋势，也是变压器温度异常升高，与超极限温度升高同样是变压器故障象征。
引起温度异常升高的原因有：
①变压器匝间、层间、股间短路；
②变压器铁芯局部短路；
③因漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热；
④长期过负荷运行，事故过负荷；
⑤散热条件恶化等。
运行时发现变压器温度异常，应先查明原因后，再采取相应的措施予以排除，把温度降下来，如果是变压器内部故障引起的，应停止运行，进行检修。
2.6喷油爆炸
喷油爆炸的原因是变压器内部的故障短路电流和高温电弧使变压器油迅速老化，而继电保护装置又未能及时切断电源，使故障较长时间持续存在，使箱体内部压力持续增长，高压的油气从防爆管或箱体其它强度薄弱之处喷出形成事故。
(1) 绝缘损坏：匝间短路等局部过热使绝缘损坏；变压器进水使绝缘受潮损坏；雷击等过电压使绝缘损坏等导致内部短路的基本因素。
(2) 断线产生电弧：线组导线焊接不良、引线连接松动等因素在大电流冲击下可能造成断线，断点处产生高温电弧使油气化促使内部压力增高。
(3) 调压分接开关故障：配电变压器高压绕组的调压段线圈是经分接开关连接在一起的，分接开关触头串接在高压绕组回路中，和绕组一起通过负荷电流和短路电流，如分接开关动静触头发热，跳火起弧，使调压段线圈短路。
2.7套管闪络
变压器套管积垢，在大雾或小雨时造成污闪，使变压器高压侧单相接地或相间短路。变压器套管因外力冲撞或机械应力、热应力而破损也是引起闪络的因素。变压器箱盖上落异物，如大风将树枝吹落在箱盖时引起套管放电或相间短路。以上对变压器的声音、温度、油位、外观及其他现象对配电变压器故障的判断，只能作为现场直观的初步判断。因为，变压器的内部故障不仅是单一方面的直观反映，它涉及诸多因素，有时甚至会出现假象。必要时必须进行变压器特性试验及综合分析，才能准确可靠地找出故障原因，判明事故性质，提出较完备的合理的处理方法。

第三章 电力变压器的故障检测方法和监测系统总体功能
电力变压器故障从发展过程上可分为两大类：即突发性故障和潜伏性故障。突发性故障发展过程很快，瞬间就会造成严重后果。如雷击、误操作、负荷突变等。突发性故障具有偶然性， 且没有一个供运行人员进行监测分析和维护的过程，只能通过避雷器、继电保护、高频保护等手段， 使突发性故障被限制在最小的范围之内。电力变压器的潜伏性故障一般有三种：即变压器内部的局部放电、局部过热和变压器绝缘的老化。
3.1变压器内部局部放电的检测方法
1、超声检测法
用固定在变压器油箱壁上的超声传感器接收变压器内部局放产生的超声波来检测局放的大小和位置。通常采用的超声传感器为压电传感器，为避开铁心的磁噪声和变压器的机械振动噪声，选用的频率范围为70～150 kHz 。
超声检测法主要用于定性判断是否有局放信号，结合电脉冲信号或直接利用超声信号对局放源进行物理定位。
2、光测法
光测法是利用局放产生的光辐射进行检测。在变压器油中，各种放电发出的光波长不同，光电转换后，通过检测光电流的特征可以实现局放的识别。虽然在实验室中利用光测法来分析局放特征及绝缘劣化机理等方面取得了很大进展，但由于光测法设备复杂、昂贵、灵敏度低， 在实际中并未直接使用。尽管如此， 光纤技术作为超声技术的辅助手段应用于局放检测，将光纤伸入到变压器油中， 当变压器内部发生局放时， 超声波在油中传播，这种机械力波挤压光纤，引起光纤变形，导致光纤折射率和光纤长度发生变化，从而光波被调制，通过适当的解调器即可测量出超声波，实现放电定位。
3、电脉冲法
电脉冲法又称脉冲电流法，通过检测阻抗、变压器套管末屏接地线、外壳接地线、铁心接地线及绕组中由于局放引起的脉冲电流， 获得视在放电量。
电脉冲法技术的关键是如何有效地识别和抑制干扰，将真正的局放信号提取。
4、射频检测法
利用罗哥夫斯基线圈从电气设备的中性点处测取信号，测量的信号频率可达30 MHz，提高了局放的测量频率。该测试系统安装方便，检测设备不改变电力系统运行方式。但对于三相变压器而言，该测试系统得到的信号是三相局放量的总和，无法进行分辨，信号容易受外界干扰。随着数字滤波技术的发展，该方法在局放在线监测中已有较广泛的应用，尤其是在发电机在线监测领域。
5、超高频检测法
超高频局放检测通过检测变压器内部局放产生的超高频(300～3 000 MHz) 电信号，实现局部放电的检测和定位，UHF 法和脉冲电流法不同，脉冲电流法的频率测量范围一般不超过1 MHz，UHF 法的频率范围为300～3 000 MHz[3]。脉冲电流法中将试品看作一个集中参数的对地电容，发生一次局放时， 试品电容两端产生一个瞬时的电压变化，通过耦合电容在检测阻抗中产生一个脉冲电流；而UHF 法中传感器并非起电容耦合的作用， 而是接收超高频信号的天线。
6、甚高频法
甚高频法与UHF法类似，它检测信号的频率范围在30～300 MHz。虽然这个频率范围可避开一些电晕干扰，但并不能完全排除。由于甚高频法会受到一些电晕干扰的影响，所以，现场应用时不使用外置传感器，而只采用内置传感器来获取PD信号。同时，用甚高频法也可以对PD进行定位。甚高频法的主要优点是对放电量的校准比较可靠。
7、超声波监测法
局部放电所伴随的爆裂状的声发射，会产生超声波并以球面波的形式快速向四面八方传播。因此，一旦能设法截取到这种超声波，就可以判断是否有局部放电的发生，进而可以对局部放电位置进行定位。这种局部放电的监测方法就称之为超声波检测法。
超声波监测PD，首先要在变压器箱壁上的不同位置安放多个超声波传感器。由于它们相对于局放源的位置不同，接收到的超声波信号之间存在时间差，通过计算就能相对准确地定位出局放源的位置。
超声波监测法有灵敏度高，能对局放源定位等优点。但由于超声波传输的多路径问题（这是由于超声波在不同介质间传播速度的差异引起的），注定了这种定位是粗糙的，难以进行定量。
另外，因为超声波传感器通常频带为30～200 kHz。所以该方法存在受环境噪声、电磁干扰等问题和本身衰减等因素影响，所以运用该方法的精度往往不够，时有误测漏测。
3.2变压器内部局部过热的检测
局部过热故障包括接点接触不良、磁路故障、导体故障等。变压器油和固体绝缘材料在电或热的作用下分解产生一些特征气体。在不同的运行状态下，外界对变压器油的理化作用不同，产生的气体的成分和含量也不相同。正常运行中，变压器内部绝缘油与固体绝缘材料会产生一些非气态的劣化产物外，还产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物等。其中碳的氧化物( CO、CO2) 成分最多，其次是氢和烃类气体。当发生过热性故障时，热点只影响到绝缘油的分解而不涉及固体绝缘的裸金属过热性故障。油中溶解气体以CH4 和C2H4为特征气体，二者之和常占总烃的80%以上。故障点温度较低时， 甲烷占的比例大。随着热点温度的升高( 500e 以上) ，乙烯、氢组分急剧增加，比例增大。当严重过热( 800e ) 时，也会产生少量乙炔， 但其含量不超过乙烯量的10%。涉及固体绝缘的过热性故障时， 除产生上述的低分子烃类气体外，还产生较多的CO、CO2。随着温度的升高，CO、CO2比值逐渐增大。因此，根据《电力系统预防性试验规程》及导则，通过分析油中溶解气体的成分、特征气体含量、变化趋势、IEC三比值法来判断变压器是否存在内部潜伏性故障及故障的性质。
1、磁回路过热性故障判据
在四比值法中，当CH4/ H2= 1~3， C2H6/ CH4< 1，C2H4/ C2H6> 3，C2H2/ CH4< 0. 5时，变压器存在磁回路过热性故障。
2、将三比值法与磁回路过热判据结合使用来判断磁回路与导电回路的过热性故障。
3、超声一光纤监测法
光纤传感器利用光线本身或外部敏感元件将声信号转变成光强信号的变化，再转变成电信号。
利用光纤传输光波的特性和外加光源以及光敏元件可以构成两种类型的光纤传感器，即功能型光纤传感器和非功能型光纤传感器。功能型光纤传感器一般采用单模光纤，光纤同时起传输和传感作用，即光纤本身即是敏感元件。该类传感器利用光纤本身的传输特性（光强、波长、相位和频率等）受被测量物的作用而发生变化，即被调制，在输出端通过合适的解调而测量被测量物，能测量作用于光纤的微弱信号。非功能型光纤传感器一般采用多模光纤，光纤不再是敏感元件，而是在光纤端面或者接合处放置机械式或者光学式的敏感元件来感受被测量物的变化，从而光纤本身只起传输作用。这类光纤传感器易实现，但是测量精度和灵敏度较低。
3.3绝缘老化及其检测
大多变压器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。电力变压器的绝缘基本上可以分为二种：液体绝缘和固体绝缘。由于长时间的运行受温度、局部放电、杂质等多种因素的影响， 绝缘介质会发生老化， 使绝缘性能下降，影响到变压器运行的可靠性。
绝缘介质老化往往反映在绝缘介质在交变电场的使用下，其极化过程发生了改变，非弹性极化增强,使极化过程中的有功损耗增加，使绝缘介质的介质损耗率增大。可以采用测量电力变压器绝缘套管电压与套管末屏接地电流间相位差的方法，对绝缘套管介质损耗进行监测。
1、变压器油色谱在线监测
在变压器运行中，绝缘油和有机绝缘材料在放电和过热作用下，会逐渐老化和分解，产生少量低分子烃类气体如氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烯（C2H4）、乙烷（C2H6）、乙炔（C2H2）及二氧化碳（CO2）和一氧化碳（CO）等特征气体，并大量溶解在油中。这些故障气体的组成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现变压器内部存在的潜伏性故障，并可随时监视故障的发展状况。
变压器油色谱在线监测系统由油气分离、混合气体分离、气体监测、数据处理和故障诊断等环节组成。油色谱在线监测