避雷器在线监测与故障诊断技术综述

2024-05-04

避雷器在线监测与故障诊断技术综述（精选6篇）

篇1：避雷器在线监测与故障诊断技术综述

避雷器的在线监测与故障诊断技术

前言：电力系统设备的状态监测和故障诊断是近

10年来发展较快的新技术，具有良好的发展和应用前景。但是，目前状态监测与故障诊断的应用还不普遍，还存在种种问题，包括一些认识上的误区。在实际应用中，有故障预报、故障诊断和状态监测等几个在内容上相近但存在差别的概念。一般来说，他们在内容上没有严格的界限，采用的方法很多都是一样的，都要进行在线检测盒数据分析，而且最终目标也是一致的，即防范于未然。本文主要讲述避雷器的在线监测和故障诊断技术。根据国家电网公司的规划，我国交、直流特高压输电工程的建设步伐将逐步加快。随着电压等级和杆塔高度的提高以及电网规模进一步扩大，电网结构更加复杂，加之近年来我国气候环境变化异常、雷电活动日益频繁，防电问题必将更加突出。

1、避雷器在线监测与故障诊断原理

金属氧化物避雷器在线监测和故障诊断的方法主要有全电流法，阻性电流分量法，功率损耗和元件温度，在参考文献中主要用到全电流法，监测避雷器的泄露电流，在一定程度上判断阻性电流的变化。这种方法简单方便，但在正常情况下，总泄露电流的阻性分量只占容性分量的10%左右，这使得监测到的总泄露电流的有效值或平均值主要取决于容性电流分量。

泄露电流是评估10kV配电网MOA运行状态的有效特征量，可通过监测正在运行的MOA泄露电流有没有发生畸变来评估MOA的运行状态。当10kV配电网的MOA正常运行时，其全泄露电流较小，只有微安级，且为工频正弦波；老化后的MOA的泄露电流幅值增大，且波形发生严重畸变，不再是标准的工频正弦波。10kV配电网中氧化锌的泄露电流及其微弱，很容易被噪声淹没，单纯从没有处理过的原始波形上无法区别正常避雷器和老化避雷器。消噪后的泄露电流可以为氧化锌避雷器运行状态的在线评估提供幅值和波形两个有效数据。

2、在线监测与故障诊断基本方法

通过改进阈值的小波消噪算法对10kV配电网避雷器的泄露电流信号进行消噪处理，并验证了本文所提出的算法在消噪效果上的优势，为配电网避雷器在线监测的工程实际应用提供了指导。改进阈值的平移不变量小波消噪算法原理，阈值的选取是利用小波阈值去噪的关键步骤，通常采用硬阈值法和软阈值法。近年来，有人提出采用软硬阈值法相结合的思路，本文中姑且称为软硬折中阈值法，其计算式见文献。另外，在一些特殊的情况下，10kV配电网氧化锌避雷器的泄露电流信号的不连续邻域中，采用阈值方法时其信号会再某一目标水平内上下浮动，这种现象称为伪吉布斯现象。此外，由于传统的阈值法缺乏平移不变性，因此极易在去噪后产生振铃效应。利用平移不变量小波去噪的方法能够很好的抑制伪吉布斯现象，其具体算法为：先把包含噪声的待处理信号循环平移n次，采用阈值法进行去噪处理，再对去噪结果取平均值，即“平移-去噪-平均”。改进后的阈值函数，采用硬阈值法得到的小波系数会出现不连续点，产生伪吉布斯现象，重构后的信号震荡较大，采用软阈值法得到的函数连续性好，但小波系数始终存在一定的偏差，导致重构信号的误差较大，软硬折中阈值法虽然可以结合二者的优点，但其阈值函数仍存在不连续点。阈值的选择既不能过大，也不能过小。若阈值过大，则会过滤掉原来不该被消除的有用信号，使信号严重失真；若阈值过小，则不能达到消噪的根本目的。在小波变换中，原始信号与污染噪声的传播特性有本质区别，每层小波系数所对应的阈值与污染噪声的小波系数传播特性应该是一致的。

由于我国6-10kV系统为中性点不接地系统，地电位升无法通过变压器中性点耦合到母线上，电网GPR过高可能会反击到低压避雷器上。而避雷器额定电压选取的原则是参考系统的最大工频过电压，通常不会考虑到地电位升高的问题。这样，当地网GPR过高导致反击到避雷器两端的电压超过其工频耐受电压时，就可能导致其被击穿而放电，发生避雷器爆炸事故。对于位于高电阻率地区的发变电站，如果放宽对接地电阻的要求时，需要按照站内低压避雷器所能承受的反击过电压来决定。但目前国内外尚未有文献对低压避雷器所能承受的最大地网反击过电压做系统的研究工作，通常只是根据避雷器的工频耐受特性，简单的套用解析公式进行估算。

3、案例分析

以发、变电站10kV系统额定电压为17kV的电站型避雷器为例，其1s工频耐受电压约为额定电压的1.25倍，即21.25kV，由于10kV系统的相电压为5.8kV，则通过公式可以计算出其最大允许的稳态地电位升为8.58kV。然而，一般入地短路电流直流分量衰减的时间常数为0.05s左右，在4个周期即0.2s以后就基本衰减为0，如果避雷器1s的工频耐压仍然采用暂态的最大值来校验显然是不合适的。而且从继电保护的角度来看即使考虑后备保护，故障也一般可以在0.5s以内切除，耐受时间取为1s也稍偏严格。另外在避雷器被击穿后，地网通过击穿的避雷器向线路对地电容充电，导致母线电压迅速上升，作用在避雷器两端的电压将急剧下降。

以氧化锌避雷器为研究对象，对地网电位升高时吸收能量进行系统的研究，并通过与避雷器的允许通流容量进行对比，从而得到避雷器对地电位升的反击耐受能力。通过建立仿真模型，对仿真结果进行分析，可以得出从短路时刻直至5s故障切除过程中通过A相避雷器的电流在初始阶段由于地网GPR的直流分量较大，避雷器中的放电电流也相对较大，最大值为61.94A，持续时间大约为4ms。随着直流分量的衰减，其后放电电流减小至<1A。在整个故障过程中B相和C相避雷器中的放电电流均只有mA数量级，远小于A相避雷器的放电电流，这主要是因为短路时刻地网GPR与A相母线电压相位相反，作用在A相避雷器上的电压远大于B相和C相避雷器上的电压。即使在进入了稳态阶段，避雷器中的放电电流和两端电压的正负半周方向产生了一定程度的偏移。从仿真图中可以看出，随着地网GPR的升高，避雷器产生的吸收能量先缓慢增加。当地网GPR上升到一定的区域后，吸收能量将急剧增加，这是因为此时虽然线路电容充电减小了稳态时避雷器两端的电压，但其值仍然大于避雷器的放电电压。也就是说，此时避雷器不仅在初始阶段会产生放电脉冲，而且在地网的GPR直流分量衰减后的稳态过程中仍然有强大的放电电流，从而导致整个故障期间积累的吸收能量急剧增加。

总结：国内外超特高压输电线路的进行统计表明，雷击事故在线路故障中占有很大的比例，也是特高压输电线路跳闸事故的主要原因。日本50%以上的超高压电力系统事故是由雷击引起的，统计到的54次特高压线路跳闸中，雷击引起的跳闸共53次；美国、俄罗斯等12个国家的275-500kV输电线路连续3a的运行资料表明，雷害事故占总事故的60%。国家电网公司的统计表明，由于雷击造成的线路跳闸数占总线路跳闸数的40.5%。可见避雷器发生故障的几率很大。金属氧化物避雷器的电阻阀片的主要成分为氧化锌，该物质有着非常优越的非线性特性，并具有响应快、通流容量大、性能稳定等特点，因此在发输配电网中得到了广泛应用。10kV配电网中的避雷器被击穿时会造成一点接地故障，当出现2个不同相的避雷器同时发生接地故障时，会引起开关保护发生动作进而造成大面积停电。特殊情况下，受损的避雷器发生爆炸，极易导致周围其他设备发生损坏。国内对避雷器的故障检测通常是每2a拆下避雷器进行预防性试验。但由于配电网避雷器数量太多，每次检测都要消耗大量的人力、财力并断电，且配电网避雷器常常采用复合绝缘材料外套，很难从外观上发现避雷器短路接地，因此传统的避雷器检测技术很难在第一时间检测到故障点所在位置，不利于配电网的安全运行。随着在线监测技术的迅猛发展，研究人员发现通过监测一些参数可以知道避雷器的运行状况，而通过泄露电流来反应避雷器运行情况的方法经过无数次的实践后被认为

是一个简便而又可靠的方法。准确获得完整清晰的泄露电流波形对判断避雷器运行状态起着决定性作用。因此避雷器的在线监测和故障诊断技术在当今智能变电站的重要的组成部分，同时也是智能电网建设的决定性因素。

参考文献：

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（2）张博宇，苏宁，吕雪斌，张翠霞，殷禹，陈立栋，带串联间隙1 000 kV特高压交流输电线路避雷器关键技术参数分析，高电压技术第39卷第3期2013年3月31日

（3）董莉娜，胡可，王微波，夏云峰，胡琴，胡建林，小波消噪在10 kV金属氧化物避雷器在线检测中的应用，高电压技术第40卷第3期2014年3月31日

（4）Daiana Antonio da Silva, Eduardo Coelho Marques da Costa, Jorge Luiz De Franco, Marcel Antonionni, Rodolfo Cardoso de Jesus, Sanderson Rocha Abreu, Kari Lahti, Lucia Helena Innocentini Mei, Jose Pissolat, Reliability of directly-molded polymer surge arresters: Degradation by immersion test versus electrical performance, Electrical Power and Energy Systems 53(2013)488-498(5)George R.S.Lira, Edson G.Costa, Tarso V.Ferreira, Metal-oxide surge arrester monitoring and diagnosis by self-organizing maps, Electric Power Systems Research, 2014, Vol.108(6)Maximilian Nikolaus Tuczek and Volker Hinrichsen, Recent Experimental Findings on the Single and Multi-Impulse Energy Handling Capability of Metal-Oxide Varistors for Use in

High-Voltage Surge Arresters, IEEE TRANSCATIONS ON POWER DELIVERY, VOL.23, NO.1, JANUARY 2013.

篇2：避雷器在线监测与故障诊断技术综述

单纯按规定的时间间隔对设备进行相当程度解体的维修方法，不可避免地会产生“过剩维修”，不但造成设备有效利用时间的损失和人力、物力、财力的浪费，存在“小病大治，无病也治”的盲目现象，甚至会引发维修故障。缺乏针对性，具有盲目性。

状态维修的特点：以设备健康状况为基础的状态维修应运而生，被引入电力行业，状态维修是当前技术最先进的维修制度，它为设备安全、稳定、长周期、全性能、优质运行提供了可靠的技术和管理保障。真正做到适时而修，最大限度地提高发电设备的利用率，降低维修人、财、物的浪费和检修磨损，提高企业经济效益。

发展趋势：但依当前的整体技术和经济条件，要想把全部设备改为状态维修，对国内大部分的电力企业来说，还有很多困难。因此在大部分电力企业目前仍沿用预防性维修为主体，辅以事后维修、状态维修的检修模式。

2电容型设备绝缘特性参数：介质损耗角正切值

3对电力设备进行局部放电监测，采用高频和特高频监测频段

5、在线监测电力变压器油中溶解气体组分的方法：

气相色谱法的优点是能够对油中溶解的各种气体含量进行定量分析。它的缺点是环节多，操作复杂，技术要求高，试验周期长等。因此这种方法通常用于主要设备的定期检查(例如半年一次)，由熟练的专业人员在试验室里操作。而在两次定期分析的间隔期内，变压器内部状况的变化就不能被检测到。

篇3：避雷器在线监测与故障诊断技术综述

近年来, 随着对用电需求量的不断增加, 电网经常在超负荷情况下运行, 严重缩短了电网的使用寿命, 导致大面积停电事故发生。有的供电系统发生故障时自身不能进行停电处理, 需要定期对其进行检修, 需要大量的人力、物力和财力支持。传统的电网监测技术已经不能很好地满足电网诊断需求, 先进的在线监测和故障诊断技术应运而生, 它能更好地满足对输电线路诊断的需求, 提升电网的使用寿命。

1 变电设备在线监测与故障诊断技术的作用

电网供应出现故障会造成较大区域的停电现象, 为生活和工作带来诸多困扰。导致电网出现供应问题的原因有许多种, 如地质灾害、天气变化等自然因素, 但最多的还是电气设备自身问题。电气设备诊断与电气设备状态在线监测技术成为了保证电网正常供应的第一道防线, 其功能是检测电气设备剩余的使用寿命以及电网当前的供应状态, 在发现电气设备出现问题时, 及时指出故障问题所在, 为设备维修给予理论依据, 并可大大降低电气设备的维修费用。

电气设备诊断技术主要是根据电网当前的运行情况, 采用科学的理论对发生故障的电气设备进行分析, 分别从设备故障的原因、损坏程度、故障位置以及电气设备的剩余使用寿命这几个方面进行判断, 制定相应的管理制度并对电气设备进行维护。电气设备诊断技术分为在线诊断、间接诊断、实时诊断、直接诊断以及定时诊断等, 将这几种诊断技术有机结合起来, 就能对电气设备进行全方位的诊断。

电气设备状态在线监测是在设备在线状态下进行监测, 根据所得的数据来分析电气设备故障的位置、原因以及损坏程度等, 制定一个有效的维修方案并判别设备还剩余多久的使用寿命。

2 基本原理

2.1 信息的检测和传输

在线监测和故障诊断技术依据具体的任务、对象和目的, 选择与之相应的检测和传输技术, 实现数据的及时、准确传输;还可以将运行状态的相关数据进行收集, 并将其转换成数字或模拟电信号。对于具备远程诊断和检测功能的在线监测体系, 需要借助专门的信号光纤和电缆将收集的数据传输到相应的数据处理单元。

2.2 数据的处理过程

从上个环节传输来的数据需要通过前台机进行相关的预处理, 随后经过后台机对数据进行相应的分析和综合处理。这个环节主要涉及维数压缩和抑制电磁干扰等技术, 为后期的诊断和维修提供准确的数据。

2.3 对相关状态进行识别

将处理之后的准确数据和国家的规范、先前的历史数据、专家的经验分析等进行比较, 并对可能发生的故障进行分类, 确定发生故障的部位, 并按照标准对故障的严重程度进行准确的判别。

2.4 预报最终的决策

对于检测和诊断出来的故障, 依据提前设定的阀值, 由相关的决策支持体系给予报警。另外, 还可以通过相应的预测分析软件对设备的绝缘性能和故障后期的发展趋势等进行有效的推测和评估, 为故障的维修提供依据。

3 适用设备

3.1 变压器

可以完成在线检测功能的变压器主要是充油绝缘的电力变压器、环氧树脂和气体绝缘的变压器等。国内外一般采用的检测特征量有:局部放电、油中溶解气体分析、高压套管的介损、绕组变形、油中微水含量和铁心接地电流等。

3.2 断路器

国际上普遍采纳的断路器包括SF6断路器、油断路器和真空断路器等, 其一般可以进行检测的特征量包括操作机构的行径路线、机械振动的频率和速度, 以及动态回路过程中的电阻以及合、分闸线圈电流等。

3.3 电容器设备

国内外普遍采用的电容器设备有电流互感器、电缆等。可以进行检测的特征量包括:电容器、介损和三相失衡电流、油中溶解气体以及局部放电等。

另外, 该技术还可以检测电网的谐波线路、内外过电压以及绝缘部位的泄漏电流等。

4 存在的问题

(1) 在线监测和故障诊断技术的标准缺乏系统化。

如今, 我国的变电设备在线监测和故障诊断技术还处于刚刚起步阶段, 相关的标准还没有系统化, 一些软件、设备和技术与国外相比还比较落后。与此同时, 相关技术之间还缺乏有效的沟通, 要想在短期内完成在线监测和诊断技术的标准化几乎是不可能的。

变电设备诊断系统的在线监测数据与实验数据之间存在较大的误差, 实验数据只能作为理论上的参考数据, 几乎不能作为在线监测数据的标准。如今的技术条件有限, 只有采用同一设备不同时期数据的纵比、同型设备之间数据的横比以及对在线和离线监测诊断的数据进行综合分析等方法。

(2) 技术缺乏一定的稳定性。

电磁干扰问题直接影响电气设备故障诊断和电气设备状态在线监测技术的发展。电气设备状态在线监测是采用硬件与软件相结合的方法, 软件占主导作用, 而强电磁场对软件的干扰作用较大。电气设备监测元器件在发生故障后和恶劣环境下容易老化、损坏。例如, 温度变化范围过大或者连续高温都会影响电气设备元器件的使用寿命;后台控机出现质量问题时, 受到负荷冲击作用, 主板会损坏而造成死机。变电设备要经常在恶劣的环境条件下工作, 将导致其设备老化现象加快, 严重影响其灵敏度, 使获得的数据存在一定的误差。因此, 要对变电设备定期进行维护, 才能提高其使用寿命和稳定性。

(3) 对变电设备的使用寿命很难进行准确的预测。

对变电设备进行研究的主要目的是确保变电设备的正常运行, 对其使用寿命进行预测是需要研究的主要课题。经过大量的实验研究发现, 引起变电设备出现故障的主要原因包括:人为安装和管理不当引起的故障、长时间的高负荷工作、恶劣的工作环境等。其中, 人为安装和管理不当引起的故障最普遍。根据现场试验和长期经验积累, 变电设备的稳定期一般是从使用开始的5~10年, 这一期间只需要工作人员对变电设备进行定期巡检, 对可能出现故障的地方进行及时处理。变电设备的劣化期一般为10~20年, 是变电设备容易发生故障的时期, 因此, 工作人员要增加巡检的次数, 并根据平常的巡检数据, 大致判断其未来的使用寿命。20年之后变电设备开始进入了危险期, 要加大人力、物力和财力, 对变电设备进行仔细巡检, 发现故障及时解决, 并对那些故障发生频率较高的设备予以更换, 以确保设备的正常运行。

5 结语

为了更好地保障输电线路的稳定运行, 给用户提供高质量的用电服务, 应不断完善在线监测和故障诊断技术, 对潜在的问题进行分析并提出措施予以解决, 有效地提高变电设备的使用寿命。

参考文献

[1]周科峰.变电设备在线监测与故障诊断技术的应用[J].电气技术, 2009, 5 (12) :89-90

[2]周科峰.变电设备在线监测与故障诊断技术[J].江西电力, 2009, 1 (8) :19-20

[3]陈碧波.浅谈变电设备装置在线监测与故障诊断方法[J].中华民居, 2011, 7 (13) :215-216

篇4：避雷器在线监测与故障诊断技术综述

摘要：在电力系统的各种电气设备中，变压器是其重要的组成部分。采用油中溶解气体分析（DGA）技术对变压器故障进行早期故障诊断，可减少变压器不必要的事故停用，对保证电力系统安全可靠运行有较大的作用。文章针对变压器离线监测的不足，提出了变压器在线监测的方法，并介绍了变压器气相色谱分析法原理，通过实例阐明了如何根据监测到的数据来诊断设备故障。

关键词：变压器油；在线监测；故障诊断；色谱分析

0引言

设备维修的概念起源于20世纪50年代，当时电网电压等级较低，容量也不大，电气设备出现问题时造成的影响和损失也较小，事故后再维修成为当时电力设备的普遍选择，但由于传统的离线监测与定期停运实验等方式属于间断性评估，难以将故障遏制在初期阶段，增加了设备运行的风险。近年来，随着传感器和光纤等相关技术的发展和应用，出现了一种能够动态监测被测设备相关数据的在线监测方法，反映变压器当前的运行状态，结合以往的运行经验与相关标准进行全面分析，明显提高了成功发现变压器缺陷的效率与准确性，并能够及时地进行报警，让运行及班组人员采取相应措施，缩短故障存在的时间，限制故障的进一步发展，以确保电网的安全稳定运行。

运行中的变压器，发生外部故障时，我们可以观察到，但其内部发生故障、病变，就很难监控，但变压器内部的油，是可以采集到的。绝缘油老化、变质会分解出一氧化碳CO、二氧化碳CO2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、氢气H2等，通过对变压器的绝缘油进行定期取样、分析，并与历年的分析数据进行对比，在变压器正常供电的情况下，判别变压器的运行状况，有助于及早发现和消除存在的安全隐患，确保变压器的安全运行。

1变压器油色谱分析的原理

在新绝缘油的溶解气体中，除了含有氮气（约70%）和氧气（约30%）以及二氧化碳（0.3%左右）氣体外，并不含有C1 C2之类的低分子烃，在经过油的处理之后，由于一些油的加热处理设备存在死角，可能出现微量的乙烯甚至极微量的乙炔。正常运行状况下，由于变压器绝缘油油和绝缘材料的缓慢分解和氧化，会产生少量的二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）和微量的低分子烃气体。当变压器的内部出现放电和过热故障时，变压器绝缘油和内部固体绝缘材料中放电效应和受热性效应作用，油中的二氧化碳（CO2）、一氧化碳（CO）、氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）等烃类气体产生速度和数量就会显著地增加。而在故障的初期，这些气体的增加并不足以引起瓦斯继电器的动作，此时，根据油中溶解气体含量及其增长速度，能够及早发现变压器内部故障，消除隐患，确保变压器的安全运行。

2变压器内部的常见故障及原因

变压器内部故障一般分为三类：即放电短路故障和过热故障及设备进入外部空气和水分的潜伏性故障。

2.1 变压器放电故障产生的原因

变压器放电分为火花放电、弧光放电及局部放电。（1）火花放电，放电能量较低，多由接触不良所造成的，如电流互感器内部引线对外壳放电和铁芯接地片接触不良造成的悬浮电位放电。（2）弧光放电，又称为高能量放电，原因通常是线卷匝、层间绝缘击穿，过电压引起的内部闪络。（3）局部放电，在变压器引线、端部绝缘结构及突出的金属电极表面，如油箱内壁的焊缝及附在其上的焊渣；造成了绝缘结构中电场分布不均匀，极易产生局放。

2.2 变压器过热故障产生的原因

变压器过热故障可以分为高温过热、中温过热、低温过热。主要原因是：（1）铁心两点或多点接地；（2）引线连接不良；（3）分接开关接触不良；（4）铁芯间短路或被异物短路；（5）部分绕组短路或不同电压比并列运行，引起的循环电流发热。

3气相色谱数据的综合判断

三比值法是目前我国主要采用的方法，经过经验总结，该方法采用五种特征气体相比构成五个比值，然后依据经验确定了比值的范围与大小对应的意义，从而对其进行编码，实现不同类型故障的诊断。该方法已被国际电工委员会（IEC）组织推荐使用，得到广泛认可。

3.1 气体产气速率的注意值

气体产气速率是除气体容量和种类之外分析变压器内部故障的又一参考指标，产气速率分为相对产气速率和绝对产气速率两种，而相对产气速率有一个参考基准，当基准本身浓度较小时，误差较大，故相对产气速率可靠性不太高，使用较少。绝对产气速率使用较多，多在气体浓度接近设定标准值或者超过时，进行密切关注。

3.2 对二氧化碳及一氧化碳的判断

正常情况下，对于开放式变压器而言，由于变压器油与空气接触，油中会溶解一定量的空气，但其饱和度不超过10%，所以设备内CO2含量不超过300μL/L，但当变压器固体和绝缘老化或者油长期氧化时，可能会造成CO2及CO含量的明显增长。当检测计算发现（CO2/CO）>7时，要关注固体绝缘材料是否老化。当（CO2/CO）<3，则可能是故障高于200℃涉及到固体绝缘材料时，更精确的做法是，应将最后两次检测的数据相减，计算差值，然后计算差值比值重新计算（CO2变/CO变）<3，来判断故障是否与固体绝缘有关。

3.3 乙炔含量分析及注意值

乙炔是我们日常监控中最重要的一个指标，变压器无故障时，油内不会出现乙炔，乙炔是变压器内部出现放电的特征气体，当总烃内乙炔含量较小时，通常意味着故障还在形成阶段，但乙炔出现明显增长时，则很有可能是因为发生了击穿事故，而乙炔含量的多少与故障缺陷的严重程度与紧迫程度没有必然的联系，反而与产气的速度有较大的关系，方便用来判断故障位置。

4实例分析

4.1故障变压器参数及运行情况

某变电站主变，型号为SFPSZ-150000/220，油重41.5吨。该主变自2000年7月投运以来一直运行状况良好，其运行负荷均在允许范围内，未直接受到过短路冲击，历史试验数据均正常。

4.2故障发生过程

2010年12月19日，该主变色谱在线检测系统数据显示氢气、总烃含量有明显增长。12月20日，该主变总烃含量达已达到192.95μL/L，超过一级报警值，在线色谱出现总烃报警信号。12月21日取样分析各组分含量，分析结果为272.21μL/L，数据较之前均有明显增长，其中总烃含量由3月份的10.06μL/L增长到272.21μL/L，超过注意值（150μL/L）。22日跟踪分析，氢气、总烃都有上升趋势。28日对该设备进行了取样验证分析，发现总烃含量增至402.19μL/L。

4.3故障情况分析判断

利用三比值法对12月28日油色谱数据进行了分析，判断其编码为022，对应故障应为：高于700℃高温过热故障；

按日本月冈、大江等人推算的经验公式估算，12月28日该主变的热点温度见式（1）：

T=322lg（C2H4/C2H6）+525（1）

即T=322lg（223.28/35.11）+525℃=783.70℃≈784℃

估算温度与IEC三比值法判断温度相符，可以判断变压器内部存在高温过热故障。

根据12月21日至28日油色谱分析数据，得出该时段内该主变总烃绝对产气速率见式（2）。

ra=（Ci2-Ci1）/Δt ×（m/ρ）（2）

篇5：避雷器在线监测与故障诊断技术综述

在线监测应用于设备管理提高故障诊断水平

提要：介绍在线监测系统的构成、主要功能及其在电厂设备管理中的应用情况和取得的成效，提出在线监测应用于设备管理对提高故障诊断水平、促进维修制度改革具有一定的现实意义。

在线监测系统在设备管理中的应用

徐兴科孔令先赵以万田保忠任华玉

胜利石油管理局胜利发电厂技监中心

摘要：介绍在线监测系统的构成、主要功能及其在电厂设备管理中的应用情况和取得的成效，提出在线监测应用于设备管理对提高故障诊断水平、促进维修制度改革具有一定的现实意义。

关键词：设备管理在线监测旋转机械

一、前言

旋转机械是在工业中应用最广泛的机械，也是电厂设备的重要组成部分，一旦故障停机，不但影响电厂的安全生产，而且会造成巨大的经济损失和社会影响。旋转机械在运行中与其状态有关的特征有振动、温度、噪声、润滑油中的磨粒和形态、转矩等，每个量都从不同的角度反映运行的状态。但由于现场条件和测试手段的限制，有些特征的提取和分析不易实现，有些特征反映的情况不敏感。而旋转机械的振动信号中含有设备运行工况的丰富信息，这些信息在振动的相位和谱图中有所体现，从而可以推断出振动的原因和故障类型。

对旋转机械进行在线监测，及时取得振动信息进行处理和综合分析，根据其数值及变化趋势，可对设备可靠性随时作出判断，发现故障隐患，提供预警，还可预测设备剩余寿命。在线监测诊断的特点是可以对运行中的设备进行连续或随时的判断，使预防性维修向预知性维修即状态维修过渡。

二、系统选择

典型的状态监测方式包括：离线定期监测方式、在线监测离线分析的监测方式、自动在线监测方式。

国内的振动状态监测系统主要有：哈尔滨工业大学等单位联合研制的3MD-I、3MD-II、3MD-Ⅲ系统；西安交通大学机械监测与诊断研究室的RMMDS系统；西安交通大学润滑理论及轴承研究室的RB20-1系统；郑州工学院的RMMDS系统；重庆太笛公司的CDMS系统；浙江大学的CMD-Ⅰ型及Ⅱ型系统；西北工业大学的MD3905系统；北京机械工业学院的BJD-ZⅠ、BJ D-ZⅡ , BJD-ZⅢ系统。这些系统的主要功能有轴振动监测，包括轴心轨迹分析、轴向串动、轴振动位移峰一峰值计算；壳体振动监测；频谱分析，包括频率细化、阶比潜分析、阶跟踪谱、三维功率谱分析；自动预、报警；故障特征提取及诊断。

国外的振动状态监测系统主要有丹麦B&K公司的2520型振动监测系统、美国BENTLY公司的3300系列振动监测系统、美国亚特兰大公司的M6000系统、美国IRD公司的IQ2000系统、美国恩泰克（Entek）公司的预测维修系统（Preventive Maintenance System）等其中，美国恩泰克公司的预测维修系统最具有代表性，其主要功能有：幅值趋势图显示；时域波形显示，频谱显示；两频谱幅值比显示，两频谱幅值差显示；三维谱图显示；用旋转机械故障诊断专家系统进行离线故障诊断；支持铁谱分析；支持局域网。该预测系统能对频谱进

行自动比较，能识别由于旋转机械转速变化所引起的频率漂移，并提供报警信号。胜利石油管理局胜利发电厂综合考虑供货渠道、价格、业绩、技术服务等因素，选择了美国恩泰克公司集振动监测与预测维修于一体的在线监测系统其中振动传感器为9200型加速度计，共购置40只，分别安装在2＃机组的2台送风机、2台吸风机、2台排粉机、2台给水泵、2台凝结水泵的主要支承轴承处，共计40个测点。

三、系统构成1．硬件系统

(1)加速度传感器

加速度传感器是把被测设备的机械振动量（加速度）准确无误地接受下来，并将此机械量转换成电信号（电压）输出，实现机械能到电能的转换。

(2)Enwatch数据采集模块

Enwatch数据采集模块是16通道网络化在线采集模块，每个采集模块均配有标准的RJ-45以太网接口，它是分布在设备现场的采集模块，其采集信息可通过以太网络传输到奥德赛系统数据库中，可直接安装在被监测设备附近，用于人员无法接近或危险区域的设备监测。

(3）端子排

端子排箱安装在现场

(4)信号线

①传感器到端子排的信号线：9200传感器输出端接有附带的4m长传感器电缆，各个传感器电缆联入端子排并由端子排输出多芯总屏电缆。若4m长传感器电缆长度不够，可采用双芯屏蔽电缆加以延长。

②端子排到Enwatch的信号线：由端子排输出的多芯总屏电缆直接接入Enwatch数据采集模块的相应通道，为了防信号衰减，该段电缆长度不足

300m，电缆走线时，尽量避免与强电电路平行，否则需距其1m以上或另加金属套管加强屏蔽。

2．软件系统

EMONITOR Odyssey软件是在线监测系统的核心，是一个全功能的窗门版预测维修软件，不仅能系统地管理预测维修和性能监测活动的数据，而且还提供一套完整的方法，将这些数据转换为设备的状态信息具体功能如下。

(1)系统管理

Odyssey软件的管理功能包括两个方面：文件管理和用户管理。文件管理是由备份检测数据和程序文件组成。随着时间的推移，数据库存储的设备信息会越来越庞大，这不仅影响软件运行的速度，而且在计算机出现故障时会丢失信息，使监测人员的工作付之东流，最基本、最有效的办法就是定期将数据和程序设置文件备份到另一台计算机或移动硬盘上，这正是Odyssey软件文件管理职责所在。除计算机出现故障而丢失信息外，操作人员在使用过程中的不当操作、非操作人员的非法操作也会造成数据丢失，Odyssey软件的用户管理职能解决了这个问题，Odyssey软件可以设定安全等级，将操作人员分为三种权限：一般操作人员可以建序列、将序列装入数采器、回放数据、修改数采器设置、修改自己的口令、打印报表和显示检测数据的图形；高级操作人员除了具有一般操作人员的权限外，还可以修改数据库、替换和删除操作、修改存储和删除视图、删除序列、建立和删除报表描述、生成报警统计；管理员除了具有高级操作人员的权限

外还可以增加删除和修改用户名和口令、设定进入软件必须登陆、设定不须登录用户的默认权限。

(2)数据的图形分析

在线监测系统除了对设备的检测（报警）之外，再就是分析诊断以确定故障的原因所在。借助于图形进行分析是一个主要方面。Odyssey软件提供的图形有：

①幅值趋势图(Trend)，观测设备振动的历史变化趋势。

②频谱图（Spectrum)，观测设备某测点振动的频率成分。

③时域波形（Time waveform)，观测设备某测点振动的时域波形。④谱阵图（Waterfall)，观测设备某测点振动频谱的变化趋势。

⑤频段趋势图（Frequency Band)，观测设备某测点振动各频段成分的变化趋势。

⑥自动显示图（Auto View)，观测设备某测点所有测量定义的相关图形，了解该测点的全面信息。

⑦振动分析图（Vib Analysis)，综合观测设备某测点的幅值趋势、相关频谱、谱阵图。

⑧HVA图，同时显示设备某测点水平（H)、垂直（V)、轴向(A)三个方向的频谱图。

⑨频谱差值图（Baseline diffe)，显示当前时间频谱和Baseline频谱相间的结果。

为了方便分析诊断，这些图形可以单独显示，也可以根据需要进行组合，显示在同一个窗口。

图形操作具有改变图形坐标轴、颜色、光标形式及显示、字形、图中的数字格式、图形点和线的类型，显示设备状态注释及注释码、显示和隐藏频段幅值、在图中输入及编辑注视、拷贝图形和打印图形等功能。

(3)报表操作

报告报表是状态监测人员与设备科和检修人员的非常重要的沟通工具，Odyssey软件提供了42种标准报表格式，这些报表均可以打印、显示和拷贝，可以作为文件进行传送，报表中可以包含数据表、图形，或两者的组合，任何一个报表都可以制成ASCII文本文件，并可以送到如WORD、EXCEL等其他应用软件中。如果这42种格式都不能满足报表的要求，监测人员可以根据领导的要求和自己的需要，在Odyssey环境下建立自定义报表，而且可以作为标准的报告格式存储起来，以备调用。

(4)报警设置

报警方式和报警值的设定在预测维修工作中是非常重要的，一个有效的预测维修系统要处理成百上千个测点的测试数据，怎样从大量的数据提取出值得分析的反映设备状态变化的数据，怎样区分出有问题的设备和没问题的设备，什么样的设备还可以坚持运行，什么样的设备必须停机，这都依赖于软件的报警功能。Odyssey软件不但可以设置幅值、频谱、频段和时域波形报警，而且可以建立统计报警，统计值包括当前序列中所有测量定义及设备分类中的最小值、最大值、平均值和标准方差，这将有助于设备管理人员建立和探索设备检修的企业标准，在安全运行的条件下，使设备发挥最大的效能。

(5)辅助诊断

0dyssey软件具有辅助诊断功能，即在频谱图中或报告中自动识别特定故障

类型产生的频率。使用辅助诊断功能，诊断人员可以在采集得到的振动频谱中标注故障特征频率，迅速简便地识别故障类型。例如滚动轴承、电机等的故障。

四、系统使用效果

1．准确判断设备故障

在没有安装在线监测系统时，从频谱上一旦发现轴承的故障频率，就对其进行跟踪监测，如果故障频率的幅值增大，就认为轴承故障在恶化。安装在线监测系统后，由于振动信号的连续性，认识到过去的这一观点是错误的，在频谱图上发现轴承故障频率，只能说明轴承产生了早期故障，随着时间的推移，轴承故障频率的幅值有时增大、有时减小，经过一段时间的运行，轴承故障频率甚至在频谱图中消失。

振动的测试参数有位移、速度、加速度，因此判断振动故障的标准有三个，即振动位移标准、振动速度标准和振动加速度标准，人们一般习惯使用位移标准。使用在线监测系统后，发现在很多情况下使用速度和加速度标准更好一些。位移标准一般用于判定轴系问题，比如不平衡、不对中等故障；速度标准用于判定机器的整体状态；加速度标准用于判定轴承、齿轮的故障。

2004年1月9日，2＃机组乙送风机电机驱动端轴承位移、速度的振动趋势平稳，但振动尖峰能量值陡然增大。经检查发现该轴承缺油，造成润滑不良，加油后，振动尖峰能量值下降，趋势平缓。如果此时仅以振动位移或速度为依据，则不能发现轴承润滑不良的故障。

2．避免突发故障

3＃机组2A送风机驱动端轴承保持架突然断裂，由于该设备未安装在线监测系统，实行离线监测，监测周期为7天，比较监测数据，无论观察各参数的振动趋势图，还是观察各参数的频谱图，都没有发现异常现象，其原因就是该故障从产生、发展到损坏的整个过程极其短暂。如果该设备安装在线监测系统，由于振动监测的连续性（1小时测1次或1天测1次），这种发展迅速的故障就无法逃脱监视，在其萌芽状态被消除，使设备按计划进行修理，保证生产有序进行。

3．及时发现和处理常见故障

在线监测使用一年来，据不完全统计共发现常见故障13次。其中风机叶轮由于质量分布不均造成的不平衡振动8次，均在设备备用和计划停机期间实施了现场动平衡，将振动控制在标准范围内；基础或地脚螺栓松动故障3次，联轴器不对中故障2次，均在适当的时机进行了处理。

4．延长轴承的使用寿命

滚动轴承是旋转机械的重要支承部件，且价格昂贵，诊断人员利用在线监测的连续性，使已存在故障隐患的轴承安全运行至其极限，发挥滚动轴承的最大效能，对降低维修费用、节约成本具有重要的现实意义。

2004年2月初发现了轴承的异常频率，频率的幅值时大时小，进入10月份轴承故障明显恶化，但诊断人员充分发挥在线监测系统的特点和优势，跟踪轴承故障的发展变化，认为可以坚持运行，直至11月23日诊断人员才下达设备异常通知单，建议检查。经检修人员解体检查，发现轴承外圈滚道约有

60mm×170mm的剥落坑、多个滚子有麻点、轴承游隙严重超标，与故障诊断完全吻合。自发现轴承故障至停机检修，轴承的使用寿命延长了7032h，避免了直接经济损失2.3万元。

篇6：变压器在线监测与故障诊断新技术

1 变压器出现故障时的特点

电压器在运行的过程中出现故障时, 不仅仅是油中的气体成分和电气参数发生改变, 其外表的颜色、气味、声音、温度、油位等等都会发生改变。我们要结合这些变压器发生的变化, 来深入分析和诊断变压器哪一部位发生了故障, 是否严重等一系列的问题。

1.1 外表变化

在运行的过程中变压器发生故障时, 外表会发生各种各样的变化, 我们从外表就可以直观的看见一些问题。

1) 防爆筒薄膜损坏。油枕呼吸器已经堵塞了的时候, 导致变压器不能正常的进行工作, 这样就会使油枕上面的空气压力发生一定的变化, 导致防爆筒膜的损坏, 由于防爆筒薄膜的损坏, 导致防爆管完全没有用, 水和一些潮气就会进入变压器, 导致绝缘体变潮[1]。

2) 套管漏电。套管漏电会引起变压器发热、老化, 会导致短路的发生, 严重的还会引起爆炸[2]。

3) 漏油。漏油是变压器最常见的问题之一, 漏油的主要部位是放油门、散热器间阀接口还有气体继电器和套管的基座等等地方。引起的原因很多都是由于胶垫的老化, 破裂导致的, 螺丝松动和油门没有拧紧也是重要原因。但是如果在生产的时候出现焊接不牢固导致的质量差, 也会造成漏油的现象[3]。

1.2 颜色和气味的改变

变压器的故障很多都出现过热的现象, 局部过热导致其他部位的颜色和气味都发生改变, 会产生特殊的焦臭味和异于平常的颜色。

1) 线卡处过热。套管和线卡部位螺丝没有拧紧, 接触面的严重氧化都会导致接头过热, 颜色变暗等现象。

2) 套管太脏或者有损伤。套管特别脏或是有一些损伤都会导致漏电并且产生焦臭味。

3) 呼吸器硅胶的颜色变化。呼吸器的硅胶是可以变色的, 为了在发生故障的时候便于工作人员快速发现。呼吸器的硅胶是为了吸走进入变压器中的潮气防止变压器受潮。正常运转的呼吸器硅胶应该是浅蓝色的, 如果变成了粉红色那么说明其已经完全失效。

4) 继电器中有气体。一般变压器在正常的运行下, 继电器内应该充满变压器油, 如果继电器内有瓦斯气体, 严重就会造成瓦斯跳间这一事故[4]]。。

1.3 声音改变

变压器发生故障时, 其声音的变化和正常运行时的声音变化是不同的, 变压器一直都是静态运行的, 正常运行由于交流电磁场的作用会发出轻微且连续的嗡嗡声, 这就是我们日常说的交流电磁的声音, 其声音连续而且均匀。如果声音不连续而且不均匀, 那么由此可以推断出变压器出现了故障。

1) 出现杂音。如果运行时变压器声音比正常运行时大很多且有非常明显的杂音, 但是电流和电压却没有异常的时候, 一般是内部的夹件和压紧的铁心的螺丝松动导致硅胶钢片的振动频率增大, 声音出现异常。

2) 不断的放电声。变压器如果某个部位出现了放电或者电晕放电、火花放电, 声音中会有放电声, 发生这种情况如果在晚上或者下雨天气, 就能看见变压器套管周围有蓝色的电晕或者火花, 这种现象说明某些部件很脏或者一些设备的线夹接触不良。如果变压器内部放电的话那么可能是没有接地的金属部件放电, 又可能是开关接触不良所导致的放电, 这就要立即停止变压器运行, 停电仔细检查。

3) 爆裂声。如果变压器在运行的过程中有爆裂声, 那么可能是变压器的内部或者表面的绝缘体被东西穿过, 应立即停止变压器运行仔细检查。

1.4 温度的变化

1) 变压器内部问题导致温度变化。内部的故障比如绕组匝间或者相间的短路以及铁心金属的过热等等, 都会引起变压器温度的改变, 往往这种情况还伴有对瓦斯的保护, 出现的故障十分严重的时候, 也可能会造成爆筒薄膜破裂往外面喷油, 要立即停止变压器运行进行仔细检查。

2) 散热器导致的温度变化。新安装的或者新整修的变压器会经常出现阀门没有打开的情况, 所以不能正常的散热, 也会引起温度的不断增高。

3) 呼吸器堵塞和漏油导致的温度变化。变压器呼吸器如果堵塞或者出现了严重的漏油情况, 也会影响变压器散热的功能, 从而导致温度的变化。

2 变压器的在线监测和故障诊断措施

近年来, 由绕组变形导致的变压器的事故层出不穷, 到目前也没有更好的解决办法, 所以变压器绕组变形导致的事故这一课题也一直在研究。变压器的绕组变形导致的事故的根本原因就是设计者不够认真, 对于材料的选择和结构的设计不够准确。检测变压器绕组是否变形的方法有很多, 可以通过吊罩检查, 低压脉冲法, 观测变压器是否短路, 比较短路电抗法等方法。这些方法都需要停止变压器运行, 都属于离线检测的方法, 不能在变压器运行过程中检测。

2.1 局部放电法

检测变压器的局部放电一般是用非常好的电子和传感技术, 利用超声波原理来将传感器放在油箱外面来监测放电时所产生的信号。局部放电的测量方法有三种:超声监测、化学监测还有电性能监测。这三种措施中用电性能监测的措施是最好的, 监测出来的结果最准确。图1为变压器局部放电在线监测流程图。

2.2 电协研法

除了局部检测法之外, 还可以用日本非常流行的电协研法进行诊断, 电协研法把故障分类而且进行了简化, 其准确率较之前的IEC法高出很多, 准确率能够达到81%, 见表1, 表2。

2.3 气体色谱分析法

气体色谱分析法是一种监测变压器内部故障的常用的监测方法, 是保障设备安全运行的重要措施。

变压器用油来绝缘和散热, 变压器当中的油会与其固体的有机材料发生变质, 变成低分子气体, 其中由于含有的化学键的结构不同, 所以稳定性也不同。我们知道, 油中的气体的含量和组成部分可以看出变压器是否老化和故障。可以作为检查电气设备是否异常的标准, 一般来讲, 故障与气体的关系如下所述。

由于金属过热导致周围的油分解, 产生了氢气和类似的甲烷气体, 这个时候如果固体绝缘材料进入了热分解, 那么就会产生大量的一氧化碳和二氧化碳。发生此类故障的原因是开关处接触不良或者一些部位短路等等。

固体绝缘材料受热就会分解, 这个时候其特征就是气体含量低, 产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳, 原因是变压器超载运行, 绝缘体过热, 或者由于裸金属导致的绝缘体的局部过热。

因为变压器内部放电所以绝缘产生了新的气体, 按放电量和放电级别的不同, 分为高能量放电和低能量放电这两种。

变压体受潮会产生氢气, 发生的特点与局部放电很像, 要做实验才能区分开来。

固体绝缘部分严重损坏, 这都会引起一氧化碳和二氧化碳的大幅度增加。