放电点定位范文

放电点定位范文（精选6篇）

放电点定位 第1篇

气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)是由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线、连接件和出线终端等元件组成的,是电力系统的重要设备[1]。

由于目前GIS交接试验耐压过程中会经常出现局部放电甚至闪络击穿的情况,一般采用人耳去听的办法来确定是哪一个间隔发生击穿,有时GIS设备母线非常长,且出线间隔较多,所以难以准确确定放电点位置。为在GIS发生闪络击穿故障时能迅速快捷地找到故障点,减少不必要的耐压次数,避免多次加压对GIS设备绝缘的破坏,有效降低故障查找的成本,必须进行GIS放电击穿点定位方法和技术的研究。

2 GIS放电点快速定位方法分析

2.1 GIS交流耐压试验放电点的定位方法

GIS交流耐压试验为破坏性试验,应尽量减少加压次数,避免对GIS设备进行重复加压。对于母线气室长度较长,且设备间隔较多的GIS,现场进行耐压试验时,一旦发生击穿放电,击穿点发出的声音会在母线管状气室内快速传播并多次反射,使现场技术人员很难判断故障点的位置,极易对放电点位置产生误判。同时SF6气体击穿时,电压变化的幅值很大,GIS外壳的电位会上升到几千伏以上,从而使得GIS外壳通过相对薄弱的接地点对地放电并产生火花,放电火花的位置可能与放电位置没有直接关联[2],更加会危及附近工作人员的安全。

针对GIS设备气室内部放电故障点不易定位的难题,文中通过某330 k V变电站内110 k V GIS交流耐压为例,通过分母线加压、分段加压等排除法尽可能确认放电区域,然后通过压电薄膜传感器定位法对放电点进行精确定位。

2.2 压电薄膜传感器定位分析

GIS的每一个间隔,用不通气的盆式绝缘子(气隔绝缘子)划分为若干个独立的SF6气室,即气隔单元。各独立气室在电路上彼此相通,而在气路上则相互隔离。气隔单元一般是由金属导电杆、铝合金圆柱桶、环氧绝缘子及SF6气体构成。

当GIS内部发生放电时,声波与结构双向耦合,声压信号作为激励源垂直作用在GIS壳体、盆式绝缘子的内表面及导电金属杆的外表面引起结构的振动,同时振动又会对内声场产生反作用,其相互作用的效果引起铝合金金属圆柱桶在气体中的振动[3,4]。因此,采用压电薄膜传感器可以通过测量铝合金金属圆柱体的振动大小,从而检测到GIS内部发生的放电。

采用压电薄膜制作多个独立传感器布置在GIS不同的气室,通过比较各个传感器在击穿时接收信号的大小,就能快速准确地找到放电位置,具有体积小、功耗低、便于使用和信号显示灵敏的特点。但由于传感器数量有限,对于间隔太多的设备,传感器安装布置存在较大困难,所以必须通过分段排除法尽可能确定故障区域,当故障范围大致确定后再结合压电薄膜传感器实现放电点精确定位。

3 GIS设备放电点的实例定位分析

3.1 试验现场及试验设备概况

2015年10月,在对某新建330 k V变电站110 k V GIS进行现场交流耐压试验时发生了绝缘击穿,由于GIS设备间隔较多、母线较长,难以精确定位放电点。现场试验人员通过分段加压和压电薄膜传感器定位相结合的方法,最终确定了放电点在Ⅲ、Ⅳ母线母联间隔中的电流互感器侧的连接气室内。11月底,耐压试验人员、施工单位和设备制造商在现场对母联间隔进行了解体检查,发现Ⅲ、Ⅳ母线母联间隔的电流互感器侧的连接气室有明显的放电痕迹,与试验结果判断完全一致。

该330 k V变电站110 k V GIS设备采用双母线分段接线方式,两条母线和所有出线间隔均采用三相共筒式结构,主变间隔2回,出线间隔17回,母联间隔2回,分段间隔2回,共23个间隔,母线总长达50 m,如图1所示。

根据国家电网生【2011】1223号文件的规定,110 k V GIS现场交接试验耐压值为出厂值的100%,现场110 k V GIS设备出厂耐压试验电压为230 k V,故现场耐压值为230 k V,老练试验为72.7 k V(5 min)、126 k V(3 min)和230 k V(1 min)[5]。

3.2 故障点定位分析

耐压试验过程:现场选用沙坪一间隔作为加压部位对GIS设备进行整体耐压,进行A相对B、C相及地耐压和C相对A、B相及地耐压时顺利通过,试验结果合格,而进行B相对A、C相及地交流耐压试验时,GIS内部发生放电击穿,为寻找故障点,进行了多次试验,具体试验情况见表1。

前三次发生击穿时,放电电压不断提高,根据声音不能判断是否为同一位置(有可能为毛刺放电)。进行第四次耐压时,击穿电压降低,初步判断GIS内部固体绝缘件发生击穿放电。为找出放电位置,采用分段加压法对缺陷进行排除,工作人员根据声音判断,放电点可能发生在Ⅲ、Ⅳ母线及其进出线间隔上,故而先进行Ⅰ、Ⅱ母线及其所有进出线间隔、母联间隔和分段断路器进行耐压。交流耐压试验通过,排除了Ⅰ、Ⅱ母线及其所有进出线间隔存在放电故障的可能性,第一次分段加压如图2所示。

排除了Ⅰ、Ⅱ母线及其所有进出线间隔后进行Ⅲ、Ⅳ母线及其进出线间隔耐压,现场选用伏龙二间隔作为加压部位进行耐压,第二次分段加压如图3所示。

第六次耐压时击穿,确定放电点在Ⅲ、Ⅳ母线及其所有进出线、母联间隔,根据现场工作人员判断,放电点在开关二间隔、母联间隔、备用三间隔、备用四间隔及其附近母线处,为进一步排除故障位置,第七次只对Ⅲ、Ⅳ母线加压,断开全部进出线间隔,试验通过,排除了Ⅲ、Ⅳ母线存在放电点的可能。

第八次加压的同时使用压电薄膜传感器固定于各个怀疑间隔,即开关二间隔、母联间隔、备用三间隔、备用四间隔,断开其它间隔,当电压击穿时,发现母联间隔上的压电薄膜传感器数据较大,其他传感器没有明显变化,从而大致确定放电位置在母联间隔。

第九次加压再次发生击穿,确定了放电点位于母联间隔,并且通过压电薄膜传感器精确确定了放电点位于电流互感器侧的连接气室中。

现场将设备解体后,发现了放电点就在现场所定位的电流互感器侧的连接气室,具体位置为B相导杆和外壳间的绝缘件表面发生了沿面闪络,通过对发生闪络的绝缘子进行认真观察发现,绝缘子放电处有磕碰痕迹,表面不光滑,导致磕碰处场强过大,最终在绝缘子表面发生了沿面闪络放电。

后续处理情况:现场进行解体后,维修人员将有磕碰痕迹的绝缘子和有放电击穿痕迹的导杆进行了现场更换,并且将该气室内与故障相关部件进行了认真的处理,处理后的设备完成现场安装后,于2015年12月底再次进行了现场交流耐压试验,并且顺利通过。

4 结语

1)交流耐压试验可以将GIS放电故障点锁定在一定区域范围,如果故障点在某主变间隔、出线间隔、母联间隔上,则可以通过多次耐压而进行更加精确的定位;如果故障点在母线上,则很难查找准确放电位置,所以要通过其他方法进行辅助定位。

2)压电薄膜传感器可以对放电点进行精确定位,但对间隔太多的GIS设备进行定位时,每次耐压试验之前需将定位器的探头安装到每一个相关气室,需要大量传感器故难以实现,而对于比较小的区域,通过比较各个传感器在击穿或闪络时检测的信号大小,可以准确地找到放电位置,大大减少检修时间。

3)通过现场试验结果可以看出,现场查找GIS设备内部放电故障时,应使用交流耐压和人耳监听相结合的方式尽可能缩小故障点范围,待故障范围足够小时,通过压电薄膜传感器检测放电信号,最终实现故障点精确定位。

参考文献

[1]王思华.全封闭组合电器结构分析及其存在的问题[J].电气开关,2009,47(3):3-5.

[2]韩波,徐江,李香华.550 k V GIS现场交流耐压试验放电故障点排查方法探析[C]//第五届“智能电网”暨“电机能效提升”发展论坛论文集,2013.

[3]乐群.GIS常见运行故障及现场安装工艺分析[J].上海电力,2006(5):538-541.

[4]汤铭华.GIS组合电器典型故障分析及改进[D].广州:华南理工大学,2013.

放电点定位 第2篇

本文通过理论仿真和实验室模型试验研究了变压器铁芯、绕组和油纸复合绝缘对局部放电辐射的超宽带电磁波信号传播的影响,研究发现铁芯等大尺寸障碍物对局部放电射频电磁波信号造成严重的衰减和畸变,使得难以直接依据费玛最短光程原理进行放电源的定位;而线圈的多油隙结构则有由于电磁波以近直线路径传播,油纸绝缘主要是对电磁波传播速度产生一定影响,而对电磁波本身引起的衰减和畸变却很小。本文在此基础上提出了基于超宽带RF传感器阵列定位方法,并建立了模拟真实110 kV变压器尺寸和结构的简单模型,通过模型试验验证了采用该方法进行变压器定位的可行性。但是变压器结构十分复杂,存在绕组、铁芯、复合绝缘以及各种夹件、引线等障碍物,这些因素都大大增加了变压器局部放电定位问题的复杂度和不确定性。因此,我们无法简单地进行变压器局部放电的定位,而必须充分结合变压器结构的特点以及局部放电产生的电磁波在变压器内的传播特性对该问题展开深入研究。在此基础上对解体后的变压器开展局部放电定位试验研究工作,完善射频定位技术,开发一套实用可靠的定位系统。

1 试验与检测系统

1.1 试验接线方法

试验装置主要包括:无晕试验变压器、局部放电模型、脉冲电流法局部放电检测系统与耦合电容、RF检测系统以及110 kV变压器油箱模型等。

1.2 RF传感器的布局方式

本项目中以箱壳的高压侧A相下端顶点为原点O,以变压器长方向为X轴,以短方向为Y轴,以高度方向为Z轴建立了直角坐标系,变压器铁芯照片如图1所示。

根据研究工作需要,在低压侧安装了一组传感器阵列,包含4支传感器。安装位置如图2所示,各传感器的坐标如表1所示。在高压侧安装了8支传感器,如图3所示,各传感器坐标如表2所示。形成1个大阵列和3个小阵列:SH1-SH2-SH3-SH4大阵列、SH5-SH6-SH2-SH3小阵列、SH1-SH5-SH3-SH7小阵列、SH1-SH7-SH4-SH8小阵列。

1.3 定位检测装置的硬件

RF定位技术是根据RF信号到达各传感器的时延(也叫时间差)来计算故障位置的。局部放电RF信号的检测是定位技术的基础,其工作原理如图4所示。定位检测装置由4支RF传感器、4支信号调理器(包含滤波器和放大器)、高速4通道数字采集示波器等部件组成,如图5所示。

1.4 RF信号时延读取方法

采用了2种时延读取方式:直接读取时域信号的首波起始时刻和读取能量转换谱图的首波起始时刻。

直接波形查看读取方式是通过观察局部放电检测信号波形,分别确定4路同步信号各自的首波起始点时刻,选取参考传感器后由4路信号起始时刻生成相对于参考传感器的3个时延。如图6所示。

能量谱图读取方式是采用数学方法对检测得到的时域信号进行能量累积,即将所有采样点幅值逐一进行累加形成累积能量谱图。由于局放信号发生时刻整体信号能量会有显著的增大变化,因此可以通过选取累积能量谱图的能量值突变点作为信号起始时刻。如图7所示。

1.5 定位算法

在项目开展过程中,发现时间差算法对时延误差和波速误差要求苛刻,在一定的时延误差下定位结果容易发散,导致定位失败。因此,本项目开发了空间网格搜索算法。

该算法以电磁波传播的最短光程原理为基础,以3个相对时延值及波速作为参量。首先建立三维定位空间(X,Y,Z三个维度),以一定边长的小型正方体为基准划分定位空间,即通过将X,Y,Z三个坐标轴分别离散成一定长度的线段,实现对整体空间的网格剖分,剖分网格的大小可灵活掌握,一般为5cmX5cm5 cm或2cmX2cmX2cm边长。在已知传感器位置坐标的基础上,假定空间中每个网格作为信号发射源,根据最短光程原理求取各网格对应的理论相对时延值并和实测时延值进行比较,其中与实测时延值最为接近的理论时延值对应的网格即为真实的信号辐射源所在位置。

假定将定位空间划分为[N1,N2,N3,,Nn]共计n个立体网格,根据最短光程原理分别求取其对应的理论时延值,分别为[t1L12,t1L13,t1L14],[t2L12,t2L13,t3L14][tnL12,tnL13,tnL14],设实测时延值为ts12,t313,ts1,将每个网格对应的理论时延值与实测时延值进行比较,求取[(|t1L12-tS12|+|t1L13-tS13|+|t1L14-ts14|),(|t2L12-tS12|+|t2L13-tS13|+|t2L14-tS14|),|tnL12-tS12|+|tnL13-tS13|+|tnL14-tS14|]区间中的最小值,假设求取的最小值为(|tiL12-tS12)|+|tiL13-tS13|+|tiL14-tS14|,则说明实际放电源距离第i个立体网格最为接近,可将第i个网格近似看作放电源的所在位置,求取第i个网格对应的(x,y,z)坐标作为定位结果输出。算法原理如图8所示。

2 定位软件的开发

利用Labview8.5软件平台开发了在电力变压器局部放电超宽带射频定位系统专业分析软件(Transformer Partial Discharge Location,以下简称TPDL软件)。以定位算法为核心,有效、便捷的数据读取、存储为支据读取、存储为支撑,项目数据库的集中管理为线索,力求提高软件整体的使用便捷性、合理性,以满足理论研究及工程应用的需要。

TPDL定位分析软件的使用:TPDL变压器局部放电定位计算软件的工作流程如图9所示。

2.1 软件登录

打开软件后,进入欢迎界面。在此过程中,软件自动验证授权信息。

2.2 建立测试项目

在此环节,用户需要建立测试项目,输入测试信息、传感器阵列坐标,导入RF信号数据。

2.3 时延测量与保存

依次读取RF信号,确定每组波形的首波起始时刻。软件计算时延后,将其存入指定位置。

2.4 定位计算

进入定位计算界面后,输入检测系统时延误差,选择网格尺寸和波速等参数,点击“开始计算”,软件自动计算出故障坐标。

2.5 报表生成

定位计算结束后,点击“生成报表”,选择报表格式后,软件自动生成测试报告,其中包括测试信息和定位结果。

3 结语

此系统采用时域法和能量谱法2种首波起始时刻的读取方法,降低了人为读取时延误差;开发了网格搜索定位算法,解决了定位计算发散的问题;形成了一套专业化的定位计算软件。

摘要：采用超宽带射频定位检测技术,并结合变压器结构的特点以及局部放电产生的超宽带电磁波信号在变压器内的传播特性对变压器局部放电进行定位研究。

关键词：局部放电,射频定位,超宽带,电磁波,RF

参考文献

[1]廖瑞金,王谦,骆思佳,等.基于模糊综合评判的电力变压器运行状态评估模型[J].电力系统自动化,2008,32(3):70-74

[2]Tang W H,Spurgeon K,Wu Q H,et al.An evidential reasoning approach to transformer condition assessments[J].IEEE Transactions on Power Delivery,2004,19(4):1 696-1 703

放电点定位 第3篇

目前,10kV、35kV金属封闭开关成套设备已广泛用于电力系统。开关柜内各种电气设备在长期运行中形成的绝缘劣化,必然导致电气绝缘强度降低,严重时将造成开关柜爆炸。而测试电气设备的局部放电特性是目前预防电气设备故障的一种好方法。由于预防性试验周期较长,难以发现在两次预防性试验间发展的绝缘缺陷,因此对运行的高压开关成套设备进行不停电检测具有重大意义。

不停电检测主要有光测法、脉冲电流法、超高频法。其中,常用的是脉冲电流法,超高频法因目前的传感器工艺问题而没有得到广泛应用。为此,本文介绍了通过在线测量电气设备因局部放电而在金属箱体上产生的瞬时对地电压(TEV)大小来判断运行设备绝缘状况的局部放电检测设备,以确保现场操作的安全可靠性。

1 基于TEV的局部放电检测设备

1.1 便携式局部放电检测仪(UltraTEV Plus+)

便携式局部放电检测仪采用TEV和超声波两种局部放电检测方法来检测金属开关柜内的局部放电现象。该设备体积小、重量轻,便于携带,使用可充电的锂电池,现场检测时不需外加电源,能在设备不停电状态下对金属密闭开关柜内部的局部放电特性进行检测,并且显示局部放电量的大小、幅值及放电烈度。

1.2 局部放电检测定位仪(PDL1)

局部放电检测定位仪具备2个可以同时运行的TEV检测通道,有自动和手动两种检测模式,分辨率高达2ns,可对开关柜内的局部放电位置进行初步定位,定位精度达到600mm。该设备在现场检测时不需外加电源,就可对变电站内运行的开关柜进行局部放电检测及定位。

2 设备工作原理

2.1 检测原理

高压电气设备的对地绝缘部分发生局部放电活动时,导电系统与接地金属壳之间就有少量电容性放电电量,且放电持续时间一般只有几纳秒。被测设备可视为传输线,其电气特性由其分布电容和电感决定。经研究,单芯10kV电缆阻抗约为10Ω,35kV金属外壳的母线室约为70Ω,因此,10000pC的放电量可产生1～7V,持续10ns的对地电压。电压脉冲在金属壳的内表面传播,从开口、接头、盖板等的缝隙处传出,然后沿着金属壳外表传到大地,通过电容耦合式传感器就可检测到该放电信号。

2.2 定位原理

局部放电检测设备是通过比较放电所产生的电磁波信号分别到达每个传感器所需要的时间来实现定位的。通过移动传感器来改变电磁波信号到达每个传感器所需要的时间,当电磁波信号到达每个传感器所用的时间相同时,说明放电点与每个传感器之间的距离一致。由于电磁波是以光速进行传播的,因此设备的最低分辨率为2ns。定位原理图如图1所示。

3 数据的采集及采集点的选择

在检测开关柜局部放电前,必须测量背景值。开关柜外部的电磁信号可在开关柜上产生暂态对地电压(TEV),也可在变电站内的金属物品上产生暂态对地电压。金属面板上的背景值不应在开关设备上检测,而应在金属门、金属栅等金属制品上检测。在开关室不同位置检测3个点的值,并取中间值作为背景信号的参考值。

检测开关柜局部放电时应先确定电力设备所处位置,主要检测母排(连接处、穿墙套管、支撑绝缘件)、开关刀闸、TA、TV、电缆接头等设备的局部放电情况。由于这些设备多位于开关柜前面板中、下部,后面板上、中、下部,侧面板的上、中、下部,因此应在开关柜上述位置进行局部放电检测,如有条件,还应对开关室内母线桥架进行检测。检测过程中应确保传感器与开关柜金属面板紧密接触,传感器应尽量靠近观察窗、通风百叶等局部放电信号易泄漏部位的金属面板。

4 应用实例

利用TEV局部放电检测设备对某变电站进行日常巡检测试工作时,发现该站进门处空气背景检测值已达30dB以上,接地金属门的检测值达到了40dB以上;越往里走,检测数据越高。当走到35kV开关柜时,空气背景检测值已达50dB,周围的10kV开关柜的检测值也达到了50dB以上;远离35kV开关柜时,随着距离的加大,检测值呈现下降趋势,变电站另一侧的空气背景检测值甚至下降到了30dB左右。因此,初步判断放电点位于35kV开关柜。于是,利用局部放电检测定位仪的双探头定位模式确定该站35kV开关柜(型号为ABB ZS3.2)中存在严重的局部放电现象,并且放电点位于断路器柜和避雷器柜的接缝偏下部,而这个位置正好是断路器柜和避雷器柜的C相连接套管处。断电前后的空气背景、金属背景及开关柜的测试数据见表1。

注:环境读数空气,断电前为30-50dB断电后为0;金属,断电前为38dB断电后为3dB

确定放电点后,通过逐级停电和现场预防性试验方法来查找故障点,并且验证基于TEV法的局部放电检测设备的可行性。

(1)首先依次断开与该35kV开关柜连接的10kV开关柜,然后使用局部放电检测定位仪对该35kV开关柜进行检测,发现检测值下降不明显,依然为60～63dB,从而说明放电和10kV线路无关。

(2)将35kV开关柜的高压断路器断开并拉出后,发现检测值有所下降,大约在50～60dB。这说明局部放电现象仍然存在,同时确定避雷器柜和开关柜内的高压断路器是完好的,不存在放电现象。

(3)将连接开关柜的一次线路停电后,发现此时的检测值处于3dB以下,从而可判断放电点位于一次线路中。检查进线电缆接头处的绝缘,未发现明显的放电痕迹。通过分析,认为放电点应位于一次线路的母线上。

(4)拆除一次进线电缆,对35kV主变断路器柜和35kV避雷器柜内的母线进行预防性交流耐压试验。因为C相套管的可能性最大,所以首先对其进行试验。试验过程中,随着试验电压的逐步升高,可以听到很明显的放电声。使用局部放电检测定位仪对该开关柜进行局放检测,在试验电压尚未达到电试规程要求的电压值时,检测值已经达到量程上限(63dB),同时试验电压无法达到规定量值。为了进一步确认放电点,对A、B相套管做了同样的耐压试验,在试验过程中也使用局部放电检测定位仪对其进行局放的全程检测,当试验电压稳定在规定电压值时,发现最大检测值为38dB。因此最后确定放电位于C相套管。经查找,在35kV主变断路器柜和35kV避雷器柜连接的C相套管内发现了因放电而产生的燃烧物灰烬。拆下C相套管以及母线后,发现C相套管内的均压环已经烧断。

(5)为了确认该变电站不存在其它放电点,在排除故障并将35kV开关柜重新投运后,再次使用便携式局部放电检测仪和局部放电检测定位仪对该变电站进行局部放电测试,结果显示空气背景检测值为0,接地金属门检测值为1dB,站内所有开关柜上的局放检测值都小于3dB。

5 完善措施

该局部放电检测设备应用效果良好,但存在功能不完善的缺点,为此提出如下完善措施。

(1)数据记录。目前,该设备主要采用人工记录数据的方式。局部放电的短暂性将导致同一时间、同一地方的检测值波动大(一般在2～3dB),且耗费人力,降低测试效率。为此,建议在该设备内设置闪存插槽,增加数据自动记录功能,对同一点的多次(3次或5次以上)测试数据取平均值,并将数据保存到闪存中,以便读取。

(2)数据软件分析功能。针对该设备设计开发一种专门的软件,把保存的数据转存到该软件的目录下,然后自动生成横行及纵向的图表等,以便对测试数据进行分析和处理,最后可以生成存档的报表文件。

(3)建立数据库。对于开关的状态检测,监测及检修是一个长期的数据积累过程,只有积累了大量的经验数据才能更加准确地判别被测开关柜的绝缘状况及故障原因。为此,建议对该设备所检测的所有开关柜设立必要的数据库。

6 结束语

放电点定位 第4篇

开关柜局部放电是指发生在两个电极局部的放电,虽然放电相对微弱,并未贯穿电极,但这种累积的微弱放电不容小视,持续的局部放电将导致绝缘劣化,引起缺陷扩大,最终使绝 缘击穿。因此,有必要做 好开关柜 局部放电 带电检测 及定位工作。

1开关柜局部放电带电检测原理

目前,对开关柜局部放电的带电检测主要是利用局部放电情况发生时的各种物理和化学现象来辨识,常用的开关柜局部放电带电检测方法有TEV检测和超声波信号检测两种。

1.1TEV 检测原理

TEV(TransientEarthVoltages)是指局部放电的暂态对地电压,每当出现局部放电时,电磁波传播产生一个暂态电压,利用这个暂态电压能够对开关柜的放电情况进行检测和定位,对被检测设备的接地外壳进行探测,根据局部放电引起的短暂电压脉冲,检测出局部放电的幅值。

如果使用两个电容耦合传感器,则可采用时间差的方法来确定具体的放电位置。如图1所示,系统比较电磁脉冲到达每个探测器所需的时间,并根据电磁波瞬间脉冲的时间差,来确定具体的放电位置。

1.2超声波信号检测原理

当开关柜等电气设备出现局部放电时,相应区域内的分子间会剧烈撞击,引起一系列的脉冲压力波,超声波就是其 中一种。超声波信号的频率在20kHz以上,通过安装声电转换器,对设备超声波信号进行提取,能够判断开关柜的放电情况。超声波检测具有电气干扰小、能够进行远距离无线测量的优 点,尤其适用于大容量电器的局部放电检测。开关柜局部放电 检测系统主要包括压电传感器、前置仪表放大、滤波电路、主放大电路、数字存储示波器等部分,据调查,一次局部放电所产生的超声波信号主要频率分量接近40kHz。

2开关柜局部放电带电检测及定位技术要点

2.1测点选取

测点选取正确是进行开关柜局部放电带电检测的前提,在选择测点时,应尽量挑容易发生局部放电的部位,如母排(连接处、穿墙套管、支撑绝缘件)、开关刀闸、电缆接头等位置。

2.2干扰排除

干扰是影响局部放电带电检测的重要因素,要做好带电检测,必须尽可能地排除干扰。目前,无线电广 播发射、电子 管、荧光灯等都是潜在的干扰源。排除干扰的方法有很多种,可以直接关闭一些可控干扰源,如室内的荧光灯、排风扇等;也可以避开无线电和其他 电子设备 的使用时 间,以排除可 能存在的干扰。

2.3数据分析

对局部放电带电检测数据的分析方法包括纵向分析法、横向分析法、数据判断法等,目前常见的是首先进行开关柜的 横向分析定位,对同一个 开关室内 的同类设 备进行测 试结果比较;再对开关柜进行纵向分析定位,分析同一设备在不同时 间的测试结果;最后结合 数据分析 结果寻找 局部放电 的具体位置。

3开关柜局部放电带电检测及定位技术应用

对某供电公司的110kV变电站内运行的10kV开关柜进行局部放电检测,共涉及该 变电站的1个开关室,计30面开关柜。

3.1检测方法

以TEV检测结合超声波信号检测的方法,使用UltraTEVLocator多功能局部放电定位仪和PDMonitor便携式局部放电监测仪进行带电检测。在开关柜的相应位置布置探针,结合各通道的局部放电脉冲趋势图、幅值趋势图等,进行检测数据 统计分析。相关判断标准如下:

3.1.1存在局部放电的判据

(1)传感器的短期局部放电剧烈程度值>0;(2)每测量循环周期内的脉冲数>0.05。

3.1.2局部放电严重性进一步判断

(1)短期严重度>75;(2)长期严重度>6;(3)每5min脉冲数>10000;(4)最大电平>35dB。

3.2初检结果

3.2.1该变电站10kV 开关室 TEV 检测结果

背景TEV幅值非常大(最大为32dB),说明现场存在强烈的干扰。所检测 开关柜TEV幅值均比 较大,其中132、131、122、121、125、128开关柜TEV幅值明显高于其他开关柜,最大为60dB。所有开关柜后部TEV值均大于前部。

3.2.2该变电站10kV 开关室超声波检测结果

132开关柜后面顶部超声波幅值最大为12dB,能听到明显的放电声,但在次日凌晨5点检测时未检测到超声波信 号,说明存在间歇性放电,与负荷、运行环境、电压变化 有关;其余开关柜超声波幅值均在正常范围内,且无放电声,未发现明 显的局放现象。

由于该开关室外界干扰较大,所有开关柜上TEV幅值也明显超标,因此无法确认信号的来源。使用监测设备屏蔽外界干扰后,确定信号的来源,从而正确评估开关柜的实际运 行状态,重点关注132、131、122、121、125、128开关柜。1023开关柜在2014年8月份被检测出存在内部放电,遂对该柜进行复测,以进一步确认局放信号。132开关柜后面顶部超声超标,存在表面放电现象,局放源位于该柜后面顶部母线套管或支柱绝缘子处。

3.3综合监测评估结果

采用PDM-03局部放电监测仪对该110kV变电站10kV开关室内多个开关柜进行非介入式的长时间监测,展开综合评估监测。结果显示,132后面下部存在信号;根据带电和停电后的2次监测结果来看,122、125、128后面下部也存在信号,而并非外界干扰;1023后面中下 部存在信 号。根据巡检 数据,132后面顶部超声波数值超标,并能听到放电声,说明该柜后 面顶部存在表面放电。

3.4综合监测结果处理

根据综合监测评估结果,132后面顶部的局放源位于后面顶部母线套管或 支柱绝缘 子处,建议加强 关注并适 时处理;132、122、125、128后面下部的主要元件有避雷器、支柱绝缘子、流变、电缆、零序CT等,根据检测经验,多面开关柜同一部位出现局放的可能性较小,建议先对电缆、零序CT进行试验,排除干扰的可能性。如果信号依然存在,建议对其他一次器件分别进行更换,然后再进行试验,以便确认具体来源;1023信号源可能位于柜体中下部的穿柜套管处,建议加强关注,如恶化比 较严重,应尽快处理。

4结语

放电点定位 第5篇

电力系统一次设备中的金属封闭开关设备的局部放电类型基本分为三种[1]:内部放电、表面放电和电晕放电。设备发生局部放电后会逐渐腐蚀、损坏绝缘材料, 进而使放电区域不断扩大, 最终可能导致整个绝缘击穿, 造成设备、人身事故[2,3]。

由于放电量的大小、放电类型不同, 局部放电的查找极其困难[4,5]。为了更好的对开关柜局放进行定位分析, 在局放的监测中使用了多套局放检测及定位系统, 并对监测结果中数据异常原因进行了查找, 将引起数据异常的设备范围进行了最小化, 系统的对高压开关柜局部放电定位及原因分析的方法和步骤进行研究。

二、故障设备概述

2014年3月, 在对XX站10k V#2高压室开关柜进行例行局放检测普查时, 发现#2高压室开关柜 (型号为XGNB-12-28) 地电波测试数值异常, 且F20、F21背面用超声局放测试仪听到“滋滋滋”的放电声。

根据测试结果可知, #2高压室开关柜可能存在局部放电。测试发现, F20至F24号开关柜的前面测得的数据最大。图1为2010年至2013年地电波测试数据, 比较发现, 本次地电波幅值与前几次结果相比, 有明显增长趋势。

三、信号源初步判断

为查明局放的来源, 应用多种检测手段对数据异常的高压室进行了检测分析。

3.1测试仪器。由于该仪器能够用许多探测器进行各自独立的信号测量, 因此, 通过对局部放电源附近的信号峰值的不同进行测量就能确定局部放电发生的位置。同时, 该装置还采用天线门控抗干扰技术, 可以有效去除外部各种干扰, 如架空线路由于电晕而产生的射频脉冲干扰。在测量过程中, 探测器用磁性夹钳固定在与开关装置的接地的金属体上, 抗干扰天线则分布于变电站的角落, 这样, 外部干扰信号在到达探测之前就能够被天线接收并判断出来, 能够起到判断局放信号来源及初步定位的作用。

3.2测试探头布置及连续监测结果。4月21日至4月28日, 利用PDL03局放定位检测仪对测试开关柜进行了为期一周的监测。根据之前测得的TEV数据分析, 结合仪器及现场实际情况对PDL03探头进行了布置, 布置图和测试结果见图2、3。

3.3数据分析。图3的数据表明通道3、5、6、7、8和9有最大值大于零的最大短期局部放电烈度值 (Short Term Severity) 以及最大值大于0.05的每循环周期脉冲数量值 (Nos of Pulses per cycle) 。因此, 可以认为这些通道检测到了局部放电活动。

为判断局部放电是否发生在开关装置内部, 须根据天线所测得的脉冲数量来决定。在本次测试中, 天线1、2和11测得脉冲数量很少, 表明信号源自开关装置内部。为判断局部放电源是否为一个或多个, 需要比较各通道测得的脉冲数量和总的脉冲数量。从图3的数据表中可以看到, 总的脉冲数量为1.56亿个, 而各通道测得的脉冲数量总和为2.194亿个, 总的脉冲数量之和小于各通道测得的脉冲数量总和;同时, 数据表中通道5和6所测的脉冲数量比较接近, 通道7和8所测的脉冲数量比较接近, 且通道5、6、7、8的脉冲数量总和大于总的脉冲数量。初步推测有两种情况, 第一种情况是有一个局放点, 在靠近7号探测点的位置;第二种情况是有两个局放点, 一个在7号探测点和8号探测点之间, 更靠近7号即24号柜位置, 另一个在5号探测点和6号探测点之间, 更靠近5号即21号柜位置。再根据四个通道所测得的通道7的脉冲数量最大, 其次是通道8, 再其次是通道5, 最后是通道6。假如是第一种情况, 其脉冲数量的大小排序应该是通道7大于通道6, 通道6大于通道5, 显然与实际情况不符, 则排除第一种情况。

通过图4与图5图谱比较, F21与F24脉冲数量随时间变化特征有明显区别, 可判断为不同放电类型。根据图6可判断F24号柜局放信号最为强烈, 均可证实上述描述。

3.4信号源位置。从PDL03数据分析可初步得出以下结论:通过抗干扰, 发现引起数据异常的信号源主要来源于开关柜内部。并且, 初步检测发现放电位置可能为两个, 一个位置在F24号开关柜附近, 另外一个位置在靠近F21号柜位置。

四、信号源定位

根据PDL03测试结果, 较强放电位置处于F24附近。为了对局放部位进行准确定位, 采用双传感器的时差分析法进行位置排查。测试时, 分别将超高频探头至于F23、F24及F23、52BC位置, 观察脉冲信号达到相对时差。

图7测量的是F23柜和F24柜的中部同一位置处放电脉冲, CH1为F24柜, CH2为F23柜。根据图谱可看出CH1超前于CH2, 即局放信号先到达F24号柜探头。根据计算得出时间差为4ns (1.2m) , 对于F23柜和F24柜来说, 可判断局放点为靠近F24柜的位置。

图8测量的是F24、52BC柜的中部同一位置处放电脉冲, CH1为F24柜, CH2为52BC柜。从图谱看出CH1超前于CH2, 即局放信号先到达F24号柜探头, 根据计算得出时间差为4.2ns (1.26m) , 对于F23柜和52BC柜来说, 可判断局放点为靠近F24柜的位置。

图9测量的是F24柜不同位置处放电脉冲, CH1为上部, CH2为下部。从图谱可看出CH1超前于CH2, 即局放信号先到达F24号柜上部探头, 时间差为2.6ns (0.78m) , 可判断局放点为靠近F24柜偏上的位置。

根据时差定位的结果, 可得出以下结论:F24号开关柜放电点位于柜前偏上部的位置 (注:F21号柜信号以超声波为主, 超高频及地电波不明显) 。综合超声测试结果可判断F21号柜放电点位于柜后上部母线位置。

五、信号源类型判断

为了对局放信号类型进行判断, 试验人员用DMS局放检测仪对目标开关柜进行了检测, 部分图谱如下:

由DMS测试数据可初步分析得出:#2高压室开关柜存在两种放电类型, 一种是位于F21处的空穴污秽放电, 另一种则为浮动电极放电, 其可能存在的位置为F22至F24号柜。结合PDL03及示波器定位数据分析结果, 可判断浮动电极放电位置为F24号柜中上方部位。

六、放电原因及位置分析

浮动电极放电发生的原因可能为金属连接部位螺栓松动, 从图13XGN型开关柜结构图可知, F24号开关柜中上部分发生浮动电极放电其可能的原因为:

(1) 真空断路器与上隔离刀连接的导杆与断路器/隔离刀固定位置螺栓松动;

(2) 真空断路器与电流互感器连接导杆与断路器/电流互感器固定位置螺栓松动;

(3) 分支母线与主母线/套管连接位置螺栓松动;

(4) 仪表盘内元器件之间连接位置松动。

空穴污秽放电发生的可能原因为金属导体表面脏污或金属导体表面不光滑, F21号开关柜背面中上部发生空穴污秽放电其可能原因为母线/上隔离刀金属导体表面脏污或金属导体表面不光滑。

七、故障检修结果

根据局放检测结果, 对设备进行了停电检修。

检查发现F24开关柜有局部放电发生, 且放电产生了大量灰烬, 见图14。进一步检查发现柜内穿柜套管中的等电位联接均压环弹簧变型, 见图15、16。由于均压环弹簧变形导致接触不良, 从而引发了悬浮放电, 更换均压环弹簧后测试正常。

针对F21开关柜采取了清洁清扫措施, 清扫完毕后放电信号即大幅下降。

八、结论

本文通过对高压开关柜局放连续跟踪测量和双传感器的时差分析, 准确地对局部放电信号源进行了初步定位。在此基础之上, 结合放电类型和开关柜结构分析, 准确地定位了高压开关柜内部局放的具体位置。这种快速、准确地查找、定位、分析局放源的方法缩短了检修排查故障时间和停电时间, 为进一步检修提供准确依据, 也为高压开关柜局部放电定位及原因分析提供系统的分析方法和步骤。

摘要：高压开关柜的安全可靠运行直接影响整个变电站的供电可靠性, 而其故障前期往往表现为局部放电, 因此对高压开关柜进行局放检测显得尤为重要。本文主要利用PDL03局放定位检测仪对高压开关柜局部放电进行连续跟踪检测, 在分析出初步局放放电源位置后, 利用时差分析法对局放放电信号源进行了精确定位, 最后对局部放电类型进行了分析。通过对高压开关柜局放分析定位, 为高压开关柜局部放电定位及原因分析提供了系统的分析方法和步骤, 为开关柜故障查找和修复提供依据。

关键词：高压开关柜,局部放电,TEV检测,超声波检测,时差分析

参考文献

[1]陈刚.声电波检测仪在10k V开关柜局放检测中的应用[J].电工技术, 2010 (7) :67-68.

[2]刘云鹏, 王会斌, 王娟.高压开关柜局部放电UHF在线检测系统的研究[J].高压电器, 2009, 45 (1) :15-17.

[3]乔进朝, 王进锁.开关柜非嵌入式局部放电在线检测定位研究[J].山西电力, 2008 (5) :24-2.

[4]庞骁刚.开关柜局部放电原因分析与处理[J].云南电力技术, 2011 (4) :56-57.

放电点定位 第6篇

油浸式电力变压器是电力系统中极为重要的变电设备，其运行状况的优劣直接关系到电网的安全、可靠运行与否。一旦变压器因故障退出运行，造成的经济损失难以估量[1]。由于油浸式变压器内部绝缘结构复杂、电磁环境恶劣，使得放电性故障信号的有效提取受到严重的制约，加之故障信号的幅值、相位与频率的时变性，导致有限次数的取样无法反映故障的真实特性[2,3]。如何有效地利用放电性故障信息对变压器故障进行诊断与定位一直是高压电气设备绝缘监测领域的难题[4]。

近年来很多学者依托人工智能算法，在油浸式变压器放电性故障定位方面取得了显著成果，如文献[5]将遗传算法与特高频检测技术相结合，实现了对单一局放源的定位。文献[6]将粗糙集理论与支持向量机相结合，实现了在不完备故障信息条件下对变压器故障的初步定位。但从整体上看，这些方法均属于应用人工智能算法对放电性故障信号进行处理与挖掘，因而存在对其他故障信息利用不完全、所需训练样本数量较大以及能检测的放电性故障源数量受限等不足。

本文从油浸式变压器绕组的制造工艺入手，对变压器绕组进行了创新性的电镀设计，将潜在的故障信息，变被动挖掘为主动预置，在定义“特征物质”、“MIA”及“示位金属”等概念的基础上，提出了基于MIA的油浸式电力变压器故障定位方法，并同原有的在线故障监测方法进行了整合，以充分发挥绝缘油“信息载体[7]”的作用。通过示例分析，证明了该方法对放电性故障有较高的诊断、定位精度，可对发生故障的构件进行确定，同时还可提高油浸式变压器的维修效率。

1 定义引入及油中金属来源分析

1.1 特征物质、MIA定义的引入

若我们不从“利用电磁感应原理实现能量传递”的角度来理解变压器，而将它看为一座伴随着能量传递过程的“化学反应容器”，那么，我们可以将由油浸式变压器内部故障诱发的“化学反应”的生成物定义为“特征物质(Characteristic Materials)”，即：“对判断充油电气设备内部故障有价值的物质，如特征气体[8]、糠醛、金属微粒/离子、微水等”，继而由特征物质中的金属微粒/离子来定义“油中金属分析(Metal In-Oil Analysis,MIA)”如下：“通过对绝缘油中悬浮的金属微粒或溶解的金属离子进行分析，来判断充油电气设备内部潜伏性故障的故障诊断与定位方法”。

1.2 特征物质中金属微粒/离子的来源分析

作为传统的监测对象，对于绝缘油中溶解的特征气体、糠醛、微水的来源已获得详尽的分析[9,10,11]，对应的监测系统亦日趋成熟(如图1所示的油浸式变压器油中溶解气体在线监测系统，DGA)。在此，仅对绝缘油中金属微粒/离子的生成机理进行分析。

1.2.1 非放电性故障情况

新的绝缘油酸值很低，除非受到污染。在绝缘油注入变压器箱体前，运输过程中混入的金属微粒/离子(多为铜、铁微粒/离子)和变压器箱体内残存的金属微粒就成为了绝缘油最初的污染源。

在变压器运行过程中，上述的铜、铁微粒/离子与绝缘油发生以下循环过程：铜、铁微粒/离子催化绝缘油的氧化→产生有机酸→有机酸腐蚀裸露金属→使油中金属离子含量增加。与此同时，若潜油泵发生故障导致扫膛或磨损，产生的铜、铁微粒/离子也会加入上述循环过程。

在变压器的维护中，若使用活性白土对绝缘油进行净化[12]，则难免会有蒙脱石晶层中的少量铝、镁离子溶于绝缘油中。

1.2.2 放电性故障情况

若变压器发生低能放电、高能放电等放电性故障，放电部位发生的烧熔或腐蚀会导致该部位材质(主要是铜、铁)对应的金属离子、微粒溶解、悬浮于绝缘油中。

此外，由于变压器内部绕组引线焊接时采用铜基钎料，参照其化学成分[13]，若放电性故障发生在焊点，可能会有微量铜、锌、锡、镉离子溶于绝缘油中。

由上述分析可知，在初次完成绝缘油中金属微粒/离子种类、含量的测定并将其定为基值后，绝缘油中金属微粒/离子种类、含量的变化与变压器内部故障的类别、严重程度有直接的联系。因此，对绝缘油中金属微粒/离子的持续监测可为获知变压器内部故障提供一个便捷的渠道。

2 基本原理及与已有监测系统的整合

2.1 基本原理

参照对国家电网公司110 kV及以上等级变压器故障部位的分析[14]，可知变压器绕组、主绝缘及引线是变压器的主要故障部位，对应损坏台次占到总损坏台次的81.8%，且在变压器绕组所采用的部分纸包扁铜线的制作流程中，亦有镀锡防腐环节。因此，在本方法中，结合各种可用于表面处理的金属的熔点、延展性、导电性、耐腐蚀性等特性，对于不同相别的高、低压绕组，采用不同的表面处理材质。如表1所示。

这样，在保证三相绕组电阻、电抗满足对应标准的前提下，对油浸式变压器导电回路的对应构件进行电镀、喷涂或物理气相沉积(PVD)等相应的表面处理。当上述变压器高故障风险部位发生低能放电、高能放电或热电综合故障时，对应的表面处理材料以金属微粒或离子的形式进入绝缘油中，通过对绝缘油中金属的定性检测，可对该放电性故障所在相别及绕组进行判定；同时，对表面处理用金属及铜、铁的定量检测，对比测得的绝缘油中金属含量的基值及前次进行MIA分析所得数值，则可判断该放电性故障的严重程度及发展趋势。

我们将上述为指示放电性故障的部位而特意引入的镀层金属定义为示位金属(Metal for Position Indication,MPI)。由参考文献[15]可知，油浸式变压器在超铭牌额定值负载时，顶层油温限值为105℃，绕组热点温度和纤维绝缘材料接触的金属温度限值为120℃。即使在此温度下，上述示位金属镀层亦具有较好的耐腐蚀性，且绕组经表面处理后，亦会包覆绝缘纸，所以在此忽略示位金属同油纸绝缘间的微弱反应。

2.2 绝缘油中金属的定量及参考限值

受制于现有的便携式金属检测仪器要求样品溶剂为无机物，现有的应用于环境保护、食品药品安全领域的便携式金属检测仪无法直接应用于绝缘油中金属微粒/离子的定量检测[16]。因此，对绝缘油中金属的检测目前需经在线取样后，在实验室中利用电感耦合等离子质谱(ICP-MS)或石墨炉原子分光光度计来定量检测[17,18]。将来，基于膜分离技术[19]与传感器技术[20]的变压器绝缘油中金属在线监测装置进一步成熟后，绝缘油中金属的定量环节亦可在线完成。

目前对绝缘油中金属含量的限定既无国家标准，又无行业或企业标准。在查阅与分析大量文献后，仅可给出部分国产新绝缘油中，金属铜、铁的质量分数约为20～70μg/kg，对锡、锌、铝等金属的质量分数暂未给出参考值。

2.3 MIA与已有监测系统的整合

2.3.1 硬件整合

目前MIA尚无法在线实现，但针对油浸式变压器油中溶解气体、油中微水、顶层油温等特征量而研发的油浸式变压器在线监测系统已相对成熟，所以，经在线取样、离线分析后所得的MIA结果，可通过通信协议传至状态监测站内数据平台，共同参与变压器故障的诊断与定位过程，如图2所示。

待在线MIA系统成熟并投运后，则可考虑实施其检测周期与在线DGA系统的检测周期进行穿插等技术措施，以进一步提高潜伏性故障的发现概率。

2.3.2 故障诊断、定位流程的整合

综合考虑已有在线监测设备的成熟度及已有标准[21]，可设计出以在线DGA系统为先导、以局部放电在线监测系统为辅助、以MIA为核心的故障监测与定位系统的诊断流程如图3所示。

图3中“MIA检测”环节之前的流程为传统的借助在线DGA、局部放电系统进行故障诊断的环节。在此环节中，结合工程实际，考虑到H2难溶于绝缘油且具有较高的扩散率，采用不涉及H2的Duval三角形法[22]进行初步的故障诊断。

图3中“MIA检测”环节之后的流程为以MIA分析结果为核心的故障诊断流程。在该部分流程中，借助对绝缘油中示位金属及铜、铁含量的分析，可以对发生放电性故障的构件(如铁心、绕组)及故障类型(如环流、沿面放电等)进行清晰的判定。

在上述由DGA进行故障定性、MIA进行故障定位环节完成后，对历次MIA所得数据进行进一步挖掘，则可以对故障的严重程度进行判定。如，若某次MIA数据显示某种示位金属及铜的含量较基值均有所上升，且后续MIA数据显示铜的含量进一步上升，则可以判定此处的放电性故障在持续中且已经触及示位金属所包覆的构件本体，因而需要尽快执行停运、消缺操作。若经MIA分析，发现示位金属、铜、铁含量均未上升，但检测到PD信号，则依据图3，可判定出放电性故障发生在木质垫块等非金属材料部位。由图3亦可观察出，对局部放电在线监测系统的要求仅为判定出“有无PD信号”而不要求故障定位，所以在引入MIA后，对局部放电监测系统的检测精度有所放宽，考虑到变电站复杂的电磁环境对局部放电监测系统造成的干扰，这一点具有积极的工程意义。

3 灵敏度分析

我们结合一台SF9-31500/110油浸式双绕组变压器的具体参数，对实验室中两种检测设备可以检测出的最小烧蚀区域的半径进行测算。统筹考虑表面处理的工艺难度及原材料成本，将表面处理层的厚度统一设定为0.02 mm。

由于在放电过程中，放电电弧产生的高温使放电部位表面处理材质液化熔融，电弧的作用力作用于熔融部位表面使其受到损坏；多次放电后，烧蚀范围扩大，从中心向四周扩散[23]，所以，设定放电性故障处烧蚀形成区域为高度为表面处理层厚度的圆柱，考虑到镀层密度与变压器净油器对绝缘油中金属含量的影响，我们将绝缘油中某种离子的浓度设定为10μg/L，结合箱体内绝缘油载油量为16 500L，选用石墨炉原子分光光度计为油中金属的定量检测设备，以密度最低的钛为例，计算可检测出的该区域最小烧蚀半径为

其中：为表面处理材质密度；h为表面处理层的厚度。

若选用定量精度高一个数量级的电感耦合等离子质谱(ICP-MS)作为实验室中的检测设备，则计算出的可检测出的最小烧蚀半径为7.63 mm。

若放电性故障发生处的绕组采用的镀层材料为密度较大的银，则在实验室中分别选用石墨炉原子分光光度计、电感耦合等离子质谱(ICP-MS)作为检测设备，那么可测得的最小烧蚀半径分别为15.81mm、5.00 mm，如表2所示。

因此，对于上述6种用于变压器构件表面处理的金属材料，若发生放电性故障，则以石墨炉原子分光光度计为实验室用检测设备，可检测出的最小烧蚀半径(mm)区间为[15.81,24.14]；以电感耦合等离子质谱为实验室用检测设备，最小烧蚀半径(mm)区间为[5.00,7.63]。

4 示例分析

某电厂2号升压变油色谱数据如表3所示，试对其进行分析。

分析处理流程：油色谱分析结果为严重过热和火花放电综合性故障，高压侧直流电阻测试结果，AO、BO、CO三相基本平衡，即绕组尚无断线。经吊芯检查，C相高压线圈上部有较多铜末，绕组损坏。

以“工作日”为单位，原处理方式的处理流程如图4所示。

若我们引入MIA分析，依据图3中的故障诊断与定位流程，分析过程如下：

1)DGA分析使用Duval三角形法，如下：

a.计算CH4、C2H4、C2H2总量：

106(10)134(10)80(28)320 ppm。

b.分别计算三者的含量百分比：

CH4的含量百分比为

C2H4含量百分比为

C2H2含量百分比为

c.故障诊断程序分析，标注结果如图5所示。

由于坐标点落于三角形中“Discharges and Thermal Faults热电综合故障”区域，所以可初步判定为热电综合故障。因而进入MIA分析环节。

2)MIA分析

a.在线采样：

由在线采样系统采集绝缘油20 ml。

b.绝缘油样品消解处理：

从预处理后的绝缘油样品中，准确称量0.2 g于高压密闭消解罐中，采用0.5 ml二氯甲烷溶剂溶解分散后，加入6 ml浓硝酸-2 ml过氧化氢消解试剂，在密闭微波消解系统内消解。冷却后，用超纯水定容至30 g，供ICP-MS测定。

c.ICP-MS按照表4进行工作参数设定后进行分析。

由测试结果，发现C相高压绕组对应的示位金属含量上升，且绝缘油中铜的含量已经升至200ppm以上，因而可以判断出C相高压绕组发生放电性故障。

3)退出运行，制定检修计划，进行消缺处理

所以，若我们仍以“工作日”为单位，引入MIA分析后的处理流程如图6所示。

综合以上分析可知：

1)通过DGA分析的结果同MIA分析的结果进行对比，可以对绝缘油中出现的金属离子/微粒来源于非放电性故障或放电性故障进行判定；

2)由MIA对示位金属的分析，可省去吊芯环节，即可对故障位置进行定位；

3)由MIA分析的结果同基值的对比，可对故障的严重程度及发展趋势进行判断，从而为状态检修的实现提供有力的支撑；

4)在吊离、运输过程中，通过时间上统筹，可同时制订检修计划，结合检修过程中以相别、构件为单位逐步进行拆解与消缺，所以该方法可提高检修、消缺工作效率。

5 结论

1)本文的方法充分利用变压器中绝缘油除冷却、绝缘、保护三大功能外的信息载体的功能，即将示位金属作为未激活的故障信息源，经电镀等表面处理工艺置于绕组和绕组引线上，上述部位发生放电性故障或热电综合性故障时，溶解或悬浮于绝缘油中的示位金属的离子或微粒即相当于被激活而释放至绝缘油中的故障信息，经MIA分析，被运行人员所获知。

2)对变压器进行定期的MIA分析，使运行维护人员对变压器的运行状况有更为全面的掌握并及时把握潜伏性故障信息，示位金属的引入亦可使工作人员更有针对性地对设备进行维护与保养，为状态检修的实现提供了新的数据支持。

3)通过基于不同原理的电力变压器监测方法的结合，在降低对某种特定监测方法的依赖程度的同时，不同的方法所获得的数据亦可以相互佐证，进而提高故障诊断的精度，即达到1+1>2的效果。

摘要：为解决油浸式电力变压器中低能放电、高能放电等放电性故障的定位问题,提出了基于油中金属分析(Metal In-Oil Analysis,MIA)的放电性故障定位方法。通过对变压器内部高故障概率构件进行表面处理,将潜在的故障信息源预置于构件表面,并应用示位金属(Metal for Position Indication,MPI)进行发生故障构件的确定。在此基础上,结合已有的局部放电、油中溶解气体分析等在线监测系统进行软、硬件的整合,可以实现较为完善的变压器放电性故障的诊断与定位。研究结果表明,该方法在提高放电性故障定位精度的同时,还可以降低对原有某种特定故障定位方法在精度方面的要求,并通过连续监测使运行维护人员对变压器的潜伏性故障信息有更为全面的掌握,为变压器状态检修的实现提供了新的技术支撑。