局部放电信号特征分析

  lovs ·  5 个月前  ·  12169 次点击
一、局部放电严重程度判别
有关局部放电的标准和规程中对局部放电的描述参数是局部放电量q(视在放电量)、放电相位和每个周波的放电次数n。人们习惯于根据这些参数来判断局部放电的严重程度,尤其是局部放电量。在GIS局部放电特高频在线检测技术中,人们也期望得到有关放电量的数据。然而,就特高频传感而言,检测信号的大小不仅与局部放电的真实放电量有关,还与放电源的类型和形状、特高频信号的传播路径等因素有关,因此,简单的对监测信号的大小进行防电量#标定#是无意义的。
目前,对特高频传感下GIS局部放电的#标定#及严重程度的判断仍没有成熟的方法和规程,有待于进一步研究。以下是可能的途径:(1)建立基于放#电信号#幅值测量、放电定位和放电类型判别的综合判断方法;(2)根据局部放电发展的历史数据和趋势进行判断。为了实现这些目标,需要积累大量的#实验室#试验数据和现场数据。这方面有待于进一步的工作。
二、故障信号特征
以发电机为例,当采用端部(#便携式#)#电容##传感器#进行局放测量时,对于正常的发电机,#测试#数据一般为10~20mV;而有故障的发电机为50~500mV。通常6kV以上的发电机其局部放电量超过100pC,甚至可以达到1000000pC;内部放电#脉冲#的持续时间很短,只有几个纳秒(ns);故障放电#脉冲#频谱从几kHz到1GHz;通常出现在外施电压的0°~90°,180°~270°,#脉冲#幅值中心分别为45°和225°。如果放电发生在两相绕组或线圈之间,则可能产生30°的相移。内部放电正负放电#脉冲#次数和幅值基本相同,正负半周对称性好;槽放电正放电#脉冲#比负放电#脉冲#次数多幅值大,均为负放电#脉冲#的2倍以上;端部放电正负放电#脉冲#极不对称,正放电#脉冲#幅值大、数量少,负放电#脉冲#幅值小、数量多; 断股电弧放电幅值高(放电强烈),但电弧放电不存在固定的间隙,无固定的放电相位(外施电压为交流电压),重复性差,且受负荷的影响。电弧放电与前三类故障放电相比有较大差异,一般采用频域识别。通过对大型发电机(600MW~850MW)绕组传输特性的分析,得出了监测电弧信号的谐振#频率#为1MHz数量级,在线监测的数据统计分析表明,RFCT(Radio Frequency Current Transformer)监测断股电弧放电读数受#负载#变化的影响,但对无断股电弧发电机(600MVA~850MVA)#电压表#读数在300μV以下;如果#电压表#读数上升到500μV~1000μV表示电机中有低水平断股电弧放电;若读数在3000μV以上表示发生多股线断股放电故障。故障放电的特征也可以用φ-q-n三维谱图表示。三维谱图可以更形象、直观地表示放电特征(放电幅值、相位、重复率三者之间的关系) 。
三、局放#超声波#信号的频谱分析
#变压器#的局放#超声#信号的频谱分布很广,且各#频率##超声#信号所占的分量也各不相同;#超声波#在线检测中的#噪声#主要有励磁#噪声#、散热器风扇和油循环油泵#噪声#、磁滞#噪声#等。这些#噪声#的强度超过局放#超声#信号。因此,要有效的检测局部放电#超声#信号,就应对局放#超声波#信号进行频谱分析,以了解#噪声##超声波#信号的特征。
1.#噪声#频谱分析
根据某500kV开关站#变压器##噪声#频谱分析结果,#变压器#两侧面的最强#噪声##频率#为1.5kHz,强度较次的#噪声##频率#为4.68kHz;散热器侧的#噪声#强度高与非散热器侧,两侧面的#噪声##频率#均低于15kHz范围内,属于#低频#可听#噪声##变压器#铁芯磁#噪声##频率#分布在10--65 kHz范围内。用截止#频率#为70 kHz的高通滤波器对这种#低频##噪声#进行滤波,滤波后的#噪声#强度已相当弱。经滤波后的#噪声##频率#分布范围很宽,且各种#频率##噪声#的频谱幅值基本相当,类似于白#噪声#频谱。对其他电压等级#变压器##噪声#频谱分布于上述500 kV#变压器#大致相同,即分布在低于65kHz#频率#范围内。
2.#变压器#局部放电#超声波#信号频谱分析
由于局部放电以及其产生的#超声波#信号都具有一定程度的随机性,使得每次局部放电#超声波#信号的频谱都有所不同,主要表现为频谱峰值#频率#的变化;但整个局部放电#超声波#信号的#频率#分布范围却变化不大。局放产生的#超声波#,从声学角度上分析有两类。其一是气泡或气隙放电,由于气泡的尺度为几个微米至几百个微米,其击穿时声发射#频率#可从几kHz至几百kHz。另一类是介质在高场强下游离击穿,其声发射的频谱将更宽、声谱将更高。第二类放电特征是间断、大#脉冲#,如针对板放电。通过模拟局放的针、板放电试验,可以发现#超声波#频谱有一定的随机统计规律。频谱能量大都集中在50 kHz--300 kHz频段。
综上所述,#变压器##噪声##频率#分布在低于65 kHz的范围内,局放#超声#信号的#频率#分布于扰动#噪声##频率#分布有明显差别。
实验和理论分析表明,传播媒质对#超声#吸收系数随#频率#的平方增长,即#频率#越高,吸收系数越大,声波在传播途中的衰减越厉害。因此系统必须利用#低频#段的#超声#信号,以保证系统具有较高的检测#灵敏度#,但又要尽量避开#变压器#铁芯自身振动、#噪声##干扰#(小于60 kHz)和其他电磁#噪声##干扰#。故#超声#定位系统通带取70 kHz-180 kHz频段较为合理。
3.声压幅度与放电量的关系
当放电量较大时,声压幅度正比与放电量,可认为是#线性#规律。因此,根据检测到的#超声#信号幅值变化,可估计局放的大小和#绝缘#劣化进程。
电力#变压器##绝缘#结构十分复杂,但经由浸泡后的#绝缘#介质与#变压器#有的声阻抗十分相近,它们构成许多间隙声信道。当#变压器#油中或较外围的电力#变压器#局部放电故障时,其声信号总能较强的传输到油箱外壳耦合良好的#传感器#上。这使得绝大多数局放#超声#信号能被检测到,只有发生在绕组内部的较小的局放(数百PC),因绕组的衰减而难以检测到。
#变压器#、发电机等运行时出现内部故障的原因往往不是单一的,一般存在局部放电的同时还有热点,还可用油色谱分析来进行检测,而且故障是在不断发展和转化的,因此在判断原因是应注意综合分析。在判断设备是否有无故障极其严重程度时,要根据设备运行的历史状况和设备特点及外部环境等因素进行综合判断,如负荷、温度、油中含水量、油的保护系统和循环系统,油中#绝缘#纸类别等,以及与取样和#测试#的许多可变因素有关。对#变压器#故障部位的准确判断,有赖于对其内部结构和运行状态的全面掌握,并结合历年数据和其他试验(如#直流#电阻、#绝缘#、变比、泄漏、空载)等进行比较,局部放电的判别技术应借鉴新方法和技术,将有很大#帮助#
四、局部放电检测分析
在对电力设备的局部放电检测中,按设备是否含有#绝缘#油分为充油设备和干式设备。对充油设备进行试验检测时,首先要对充油设备进行油中溶解气体的色谱分析,色谱分析法是检测#绝缘材料# (主要是固体#绝缘材料#、液体#绝缘材料#)在局部放电作用下发生分解产生的各种生成物,可以通过测定这些生成物的组成与浓度,来表征局部放电的程度。着重检测乙炔气体的含量,因为在温度高于1000'C时,例如在电弧弧道温度(3000℃以上)的作用下,油裂解产生的气体中含有较多的乙炔。当乙炔气体含量超过5ppm(每升油中含有乙炔气体的5微升)时,应引起注意,并结合产气速率来判断有无内部故障。产气速率是与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况直接有关的。当乙炔含量超过应注意值时,并烃类气体总的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)或相对产气速率大于10%/月可判断为设备内部存在异常(总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断)。
当判断#变压器#内部可能存在潜伏性故障时,#变压器#等设备涉及产气的内部故障一般可分为过热和放电。过热按温度高低分为低温、中温和高温过热3种,此类故障的特征气体主要是CH4与C2H4,一般二者之和常占总烃的80%以上,并随着故障点温度的升高,CH4、C2H4和H2的比例依次增大;放电又可分为局部放电、火花放电和高能量放电3种类型,此类故障的特征气体主要是C2H2和H2,其次是C2H4和CH4;另外,#变压器#内部进水受潮也是一种内部潜伏性故障,它的特征是H2含量单纯较高。对于局部放电,低能量或高能量放电以及热故障可以简单的用表3-1来解释。
油中溶解气体色谱分析法对#变压器#内部早期故障的诊断是灵敏的,能尽早发现充油#电气设备#内部存在的潜伏性故障。但它在故障的诊断上也有不足之处,例如对故障的准确部位无法确定;对涉及具有同一气体特征的不同故障类型(如局部放电与进水受潮)的故障易于误判。因此,在判断故障时,必须结合电气试验、油质分析以及设备运行、#检修#等情况进行综合分析,采用放电波形、油中溶解气体分析(包括与瓦斯#继电器#集气气体相比较的平衡判断)、介质中的#功率#损耗tgδ、在线监测法(包括总烃的产生速率)、多端子测量局部放电及其图形#比较法##超声波#探测和定位法进行综合的判断。

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