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