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[摘要]随着现代科学技术的快速发展，电力系统中的变压器数量日益增加，传统的周期检修模式已经满足不了当前新的要求，因此，为了保障电力设备的稳定、安全、可靠等性能，从而提出了状态检修的模式。笔者针对变压器状态检修技术谈谈了个人的认识与见解。
[关键词]电力系统;变压器;状态检修;技术分析
一、状态检修的概念
相比较于传统的定期检修，状态检修不需要关停设备、不需要限定时间，而是随时根据运行人员的巡查和监测记录，结合设备运行状况和技术人员的分析来科学评价变压器运行状态的一种检修方式。
二、变压器状态检修技术分析
1、油中溶解气体分析
随着变压器运行时间的延长，变压器可能产生初期故障，油中某些可燃性气体则是内部故障的先兆，这些可燃气体可降低变压器油的闪点，从而引起早期故障。变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，通过监测确定特征气体，油中溶解气体分析已被证明对于发现油浸变压器内部潜伏性故障相当有效和可靠。
（1）变压器油中的气体类别气相色谱法正是对变压器油中可燃性气体进行分析的最切实可行的方法，该方法包括从油中脱气和测量两个过程。矿物油是由大约2871种液态碳氢化合物组成的，通常只鉴别绝缘油中的氢气（H2）、氧气（O2）、氮气（N2）、甲烷（CH2）、一氧化碳（CO）、乙烷（CH2）、二氧化碳（CO2）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）9 种气体，将这些气体从油中脱出并经分析，证明它们的存在及含量，即可反映出产生这些气体的故障类型和严重程度。油在正常老化过程产生的气体主要是一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2），油绝缘中存在局部放电时（如油中气泡击穿），油裂解产生的气体主要是氢气（H2）和甲烷（CH4）。在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷（CH4），随故障温度的升高，乙烯（CH2）和乙烷（C2H6）逐渐成为主要物征气体;当温度高于1000℃时（如在电弧弧道温度300℃以上），油裂解產生的气体中含有较多的乙炔（C2H2），如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2）。
基于实验室的油中溶解气体分析主要是依据变压器的类型或运行时间周期性地进行。有些发展期短的故障在两次定期取样期间可能检测不到。安装油中特征气体传感器连续监测，可能检测到早期的潜伏性故障征兆，从而有助于用户尽可能采取正确的检修措施。已有的油中溶解气体分析技术能够确定气体的类型、浓度、趋势及气体的产生速率。油中溶解气体的变化速率在决定故障发展严重性方面很有价值。
目前国内安装较多的油中气体在线监测装置是加拿大Syprotec的HY-DRANg0Ii智能型变压器早期故障在线监测系统。美国MM公司的TRUEGA严全组分DGOA在世界各地已有多年的运行经验，但目前在国内尚无运行实例，而且价格较高。国内有的将实验室油中溶解气体分析装置经简化后用于现场在线监测，但相当笨重，也不可能每台主变都安装一套，而且不能实现远程诊断。还有类似于TM8的产品在运行，但由于时间较短，其分子膜的耐中毒性及气体之间的相互干扰程度都有待运行考验。
2、红外测温技术
当变压器内部出现接触不良、虚焊、负荷过高及铁心多点触地等情况时，都会引起回路和铁心过热现象，对过红外技术可直观地将变压器内部的热量分布情况通过监视器显示出来，进而有效评价变压器的状态。
3、局部放电检测
局部放电检测技术是电力变压器绝缘监测的重要内容。传统局部放电检测信号频率通常<1MHz，近年来虽因数字信号处理和计算机辅助系统等新技术的应用得到了较快地发展，但仍以传统的检测理论为基础而受其技术的限制。油中放电上升沿很陡，脉冲宽度多为NS级，能激励起>1GHz的超高频电磁信号。超高频范围（300～3000MHz）提取的局部放电信号基本上无外界干扰，可极大地提高局部放电检测（特别是在线检测）的可靠性和灵敏度。超高频局部放电检测技术近年在一些电力设备（GIS、电机及电缆）的检测中得到应用。由于变压器绝缘结构的复杂性，目前对电力变压器局部放电超高频检测技术的研究仍处于起步阶段。变压器故障的原因之一是介质击穿，其原因主要是局部放电（PD）。PD水平及其增长速率的明显增加，能够指示变压器内部正在发生的变化。由于局部放电能导致绝缘恶化乃至击穿，故值得进行在线监测PD参数。最常遇到的PD源正反映了绝缘中由于某些缺陷状态而产生的固体绝缘的空洞、金属粒子和气泡。解释检测到的PD行为不够直接。
变压器的剩余寿命与PD行为之间的相关不存在一般的规则。作为常规的工厂验收试验的一部分，大多数变压器试验时都要求PD值水平低于规定值。从监测和诊断的角度，高于规定值的PD检测只能作为警示作用而一般不能作为设备失效的依据。这些现实情况只说明了所遇到的PD诊断的许多困难之一，国内许多单位从事高压电气设备的PD 研究已有时日，但多为带电检测设备。基于模式识别方法的局放数字化检测装置及其三维谱图显示很有特色，在国内已有应用，但要用于在线连续监测，由于现场干扰源的相异性及复杂性，目前还相当困难。目前现场采用的“直线插入定位法”加数字滤波定位，采用干扰平衡装置在变压器各绕组的套管末屏、中性点及铁心等接地线获取信号，并排列组合成数对“平衡对”来消除外部干扰，获得PD量。但所测数据的稳定性和重复性都较差。
4、绕组温度提示
工作人员可以将光纤插入变压器的绕组，通过光纤来反映绕组的技术温度信息，进而达到对变压器状态检修工作的预测。
5、频率影响分析
当变压器的绕组发生机械性位移时，会产生非常轻微的电容值改变，工作人员利用频率影响分析技术可以有效的感知到这一改变，据此监测其绕组的实时状态。
三、小结
经权威部门研究实践证明，在电力系统实施适当的状态检修可以提高变压器可用率2%～10%，节约检修费用25%～30%，延长变压器寿命10%～15%。因此，状态检修将为电力企业带来巨大的经济效益和社会效益。
参考文献
[1]石斌.变压器状态检修技术的要点分析[J].科技传播，2014，（08）
[2]李建辉.变压器状态检修问题探讨[J].科技资讯，2011，（25）
[3]饶同泽.浅析10kV变压器状态检修与故障[J].通讯世界，2014（14）
[关键词]电力系统;变压器;状态检修;技术分析
一、状态检修的概念
相比较于传统的定期检修，状态检修不需要关停设备、不需要限定时间，而是随时根据运行人员的巡查和监测记录，结合设备运行状况和技术人员的分析来科学评价变压器运行状态的一种检修方式。
二、变压器状态检修技术分析
1、油中溶解气体分析
随着变压器运行时间的延长，变压器可能产生初期故障，油中某些可燃性气体则是内部故障的先兆，这些可燃气体可降低变压器油的闪点，从而引起早期故障。变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，通过监测确定特征气体，油中溶解气体分析已被证明对于发现油浸变压器内部潜伏性故障相当有效和可靠。
（1）变压器油中的气体类别气相色谱法正是对变压器油中可燃性气体进行分析的最切实可行的方法，该方法包括从油中脱气和测量两个过程。矿物油是由大约2871种液态碳氢化合物组成的，通常只鉴别绝缘油中的氢气（H2）、氧气（O2）、氮气（N2）、甲烷（CH2）、一氧化碳（CO）、乙烷（CH2）、二氧化碳（CO2）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）9 种气体，将这些气体从油中脱出并经分析，证明它们的存在及含量，即可反映出产生这些气体的故障类型和严重程度。油在正常老化过程产生的气体主要是一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2），油绝缘中存在局部放电时（如油中气泡击穿），油裂解产生的气体主要是氢气（H2）和甲烷（CH4）。在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷（CH4），随故障温度的升高，乙烯（CH2）和乙烷（C2H6）逐渐成为主要物征气体;当温度高于1000℃时（如在电弧弧道温度300℃以上），油裂解產生的气体中含有较多的乙炔（C2H2），如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2）。
基于实验室的油中溶解气体分析主要是依据变压器的类型或运行时间周期性地进行。有些发展期短的故障在两次定期取样期间可能检测不到。安装油中特征气体传感器连续监测，可能检测到早期的潜伏性故障征兆，从而有助于用户尽可能采取正确的检修措施。已有的油中溶解气体分析技术能够确定气体的类型、浓度、趋势及气体的产生速率。油中溶解气体的变化速率在决定故障发展严重性方面很有价值。
目前国内安装较多的油中气体在线监测装置是加拿大Syprotec的HY-DRANg0Ii智能型变压器早期故障在线监测系统。美国MM公司的TRUEGA严全组分DGOA在世界各地已有多年的运行经验，但目前在国内尚无运行实例，而且价格较高。国内有的将实验室油中溶解气体分析装置经简化后用于现场在线监测，但相当笨重，也不可能每台主变都安装一套，而且不能实现远程诊断。还有类似于TM8的产品在运行，但由于时间较短，其分子膜的耐中毒性及气体之间的相互干扰程度都有待运行考验。
2、红外测温技术
当变压器内部出现接触不良、虚焊、负荷过高及铁心多点触地等情况时，都会引起回路和铁心过热现象，对过红外技术可直观地将变压器内部的热量分布情况通过监视器显示出来，进而有效评价变压器的状态。
3、局部放电检测
局部放电检测技术是电力变压器绝缘监测的重要内容。传统局部放电检测信号频率通常<1MHz，近年来虽因数字信号处理和计算机辅助系统等新技术的应用得到了较快地发展，但仍以传统的检测理论为基础而受其技术的限制。油中放电上升沿很陡，脉冲宽度多为NS级，能激励起>1GHz的超高频电磁信号。超高频范围（300～3000MHz）提取的局部放电信号基本上无外界干扰，可极大地提高局部放电检测（特别是在线检测）的可靠性和灵敏度。超高频局部放电检测技术近年在一些电力设备（GIS、电机及电缆）的检测中得到应用。由于变压器绝缘结构的复杂性，目前对电力变压器局部放电超高频检测技术的研究仍处于起步阶段。变压器故障的原因之一是介质击穿，其原因主要是局部放电（PD）。PD水平及其增长速率的明显增加，能够指示变压器内部正在发生的变化。由于局部放电能导致绝缘恶化乃至击穿，故值得进行在线监测PD参数。最常遇到的PD源正反映了绝缘中由于某些缺陷状态而产生的固体绝缘的空洞、金属粒子和气泡。解释检测到的PD行为不够直接。
变压器的剩余寿命与PD行为之间的相关不存在一般的规则。作为常规的工厂验收试验的一部分，大多数变压器试验时都要求PD值水平低于规定值。从监测和诊断的角度，高于规定值的PD检测只能作为警示作用而一般不能作为设备失效的依据。这些现实情况只说明了所遇到的PD诊断的许多困难之一，国内许多单位从事高压电气设备的PD 研究已有时日，但多为带电检测设备。基于模式识别方法的局放数字化检测装置及其三维谱图显示很有特色，在国内已有应用，但要用于在线连续监测，由于现场干扰源的相异性及复杂性，目前还相当困难。目前现场采用的“直线插入定位法”加数字滤波定位，采用干扰平衡装置在变压器各绕组的套管末屏、中性点及铁心等接地线获取信号，并排列组合成数对“平衡对”来消除外部干扰，获得PD量。但所测数据的稳定性和重复性都较差。
4、绕组温度提示
工作人员可以将光纤插入变压器的绕组，通过光纤来反映绕组的技术温度信息，进而达到对变压器状态检修工作的预测。
5、频率影响分析
当变压器的绕组发生机械性位移时，会产生非常轻微的电容值改变，工作人员利用频率影响分析技术可以有效的感知到这一改变，据此监测其绕组的实时状态。
三、小结
经权威部门研究实践证明，在电力系统实施适当的状态检修可以提高变压器可用率2%～10%，节约检修费用25%～30%，延长变压器寿命10%～15%。因此，状态检修将为电力企业带来巨大的经济效益和社会效益。
参考文献
[1]石斌.变压器状态检修技术的要点分析[J].科技传播，2014，（08）
[2]李建辉.变压器状态检修问题探讨[J].科技资讯，2011，（25）
[3]饶同泽.浅析10kV变压器状态检修与故障[J].通讯世界，2014（14）