CN110631762A - 一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，包括确定影响互感器内部压强变化因数和相间压强差变化因数，计算互感器内部压强和相间压强差，由此确定互感器内部压强的极值和相间压强差的极值，互感器内部压强或相间压强差达到或超过极值时，对互感器的运行故障及时预警。本发明的有益效果：通过对处于微正压状态的互感器在运行过程中的影响内部压强的各变化因数的确定，计算得到互感器内部压强的极值和相间压强差极值，以此为判据，将实时对互感器内的油压进行监测的数据与此判据进行比较，达到该判据极值时，及时发出预警，避免电流互感器发生异常造成电力系统故障。
Description
技术领域
本发明涉及互感器故障检测领域，尤其涉及一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法。
背景技术
油浸倒立式电流互感器体积小，重量轻，外形美观，并具有耐动热稳定能力强的特点，具有广阔的市场前景。油浸倒立式电流互感器为油纸绝缘电流互感器，二次线圈通过金属屏蔽罩包裹，置于产品的上部，二次线圈通过一铝管引入低压侧出线盒，屏蔽罩和铝管都包有电容型绝缘，能有效改善沿绝缘套管表面整个高度方向上的电场分布。
由于处于微正压状态的互感器在运行过程中，由于操作过电压、雷击、谐波等原因造成绝缘内部产生局部放电、过热，导致内部变压器油会裂解产生氢气、甲烷等故障气体，产生的气体体积增大，使得互感器内部压力升高或由于漏油导致内部油压降低等状况，所以需要实时对互感器内的油压进行监测，及时发出预警，避免电流互感器发生异常造成电力系统故障，因此急需研究出一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，以解决上述问题。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于，针对互感器在运行中，因内部温度或故障导致压强发生变化，所以需要实时对互感器内的油压进行监测，及时发出预警，避免电流互感器发生异常造成电力系统故障。
如何对互感器内部压强进行监测，本发明提供了一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，包括确定影响互感器内部压强变化因数和相间压强差变化因数，计算互感器内部压强和相间压强差，由此确定互感器内部压强的极值和相间压强差的极值，互感器内部压强低于或超过互感器内部压强的极值时，或相间压强差超过相间压强差的极值时，对互感器的运行故障及时预警。
进一步地，所述内部压强变化因数包括互感器使用现场大气压强，互感器内部变压器油自身重力，互感器工作温度以及互感器内部故障。
进一步地，所述相间压强差变化因数包括互感器注油时的油位差，互感器工作温度以及互感器内部故障。
进一步地，所述互感器内部故障包括互感器内局部放电和互感器内部变压器油泄露。
进一步地，所述互感器内部压强的极值和相间压强差的极值还包括由互感器互感器内局部放电引起的压强参考值。
进一步地，通过所述互感器工作温度以及互感器内部故障直接引起互感器内膨胀器体积变化，计算膨胀器体积变化引起的互感器内部压强的变化。
进一步地，所述互感器注油时的油位差导致膨胀器的体积变化，计算膨胀器体积变化引起的互感器内部压强的变化。
进一步地，所述互感器内部压强的测量点设置在互感器底部。
本发明的有益效果：通过对处于微正压状态的互感器在运行过程中的影响内部压强的各变化因数的确定，包括互感器使用现场大气压强，互感器内部变压器油自身重力，互感器工作温度、互感器内部故障以及互感器注油时的油位差等因数，计算得到互感器内部压强的极值和相间压强差极值，以此为判据，将实时对互感器内的油压进行监测的数据与此判据进行比较，达到该判据极值时，及时发出预警，避免电流互感器发生异常造成电力系统故障。
附图说明
图1为通过金属突出物模拟不同故障程度下压强随时间变化曲线图；
图2为短时间不同放电量下的压强变化曲线图；
图3为互感器相间压强在线监测数据曲线图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明结合实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
选用油浸倒立式电流互感器；
型号LVB-110W3，；
产品称重油重为42kg；
互感器工作环境温度为-40℃～45℃；
膨胀器型号8S015384。
一、确定互感器内部压强极值及参考值，
S1：确定互感器内部压强变化因数：包括
互感器使用现场大气压强；
互感器内部变压器油自身重力；
互感器工作温度。
S2：计算互感器内部压强变化因数产生的压强极值：
互感器内部压强计算公式如下：
Pc＝Po+ρgh+Pt
其中：
Po为大气压强，随海拔变化而变化；
ρ为变压器油密度，在20℃时的密度为0.895g/ml；
g为重力加速度，9.8N/kg；
h为产品变压器油位高；
Pt为膨胀器体积变化引起的压强；
1.根据变电站现场的实测大气压，标准大气压为1.013×105Pa，我国大气压一天内大气压变化为100～250Pa。
2.变压器油因重力产生的压强
以互感器油位高度按2m,对应压强：
Pyy＝ρgh＝0.895×1000×9.8×2＝0.018MPa
3.互感器实地环境温度引起压强变化
根据膨胀器V-P曲线及温升引起的膨胀器体积变化，计算出不同温度下对应膨胀器的压强。
根据8S015384型号膨胀器选择微正压结构(高于大气压力200～400Pa)，
45℃时，温升30K最高压强：0.01MPa，
-40℃时，最低压强：0.0002MPa，
V-P拟合曲线：y＝333.08x+13.835-----x代表P，y代表V。
注油时膨胀器处于自由状态，即此时膨胀器内部压力为0(后面根据低温最大温差时的负压以及参考V-P曲线来调整来调整使产品处于低温最大温差时膨胀器内部压力为0即低温无负压)，
高温：+45℃
最低温：-40℃时，
车间注油温度：20-25℃
互感器温升：30℃
高温与低温最大温差△Tmax＝30+45-(-40)＝115℃
油最大体积变化△Vmax＝V20℃*γ*△Tmax
＝(m20℃/ρ20℃)*γ*△Tmax
△Vmax＝(42/895)*0.07％*55＝3.778L
代入压力-体积关系式：△V＝333△P
△P max＝△Vmax/333＝0.01MPa
当高温达到极限时产品内部压强为正压0.01MPa。
要保证膨胀器处于微正压工作状态，需要在互感器出厂时向其内注入变压器油使其内部产生正压以平衡低温所导致的负压，也即：
45℃时，温升30℃，最高压强：0.01MPa，
-40℃时，最低压强微正压取：0.0002MPa。
互感器内部压强的极值计算：
最高压强极值为P1＝Po+Pyy+Pt45＝101.325+18+10＝129.325kPa；
最低压强极值为P2＝Po+Pyy＝101.325+18+0.2＝119.525kPa；
S3，计算由互感器内局部放电引起的压强参考值，
参阅图1，金属突出物缺陷：
模拟方法：增加金属突出物的个数模拟更为严重的缺陷；实验时恒定加压，试品内部初始放电量为1000pC，测量单个金属突出物绝缘缺陷和三个金属突出物绝缘缺陷下的压力变化特性。70个小时内，压力上升1.9507kPa。
当一台产品出现以上严重局放故障时，会在几个小时内，压强增加1kPa以上，因此压强高于最高值1kPa时定为故障参考值P3＝129.325kPa+1kPa＝130.325kPa，
当一台产品出现漏油时，低于最低油位时，故障参考值为P2。
结论：当互感器运行时的实测压强值如下时：
P2<内部实测压强值<P1时，互感器运行正常，
内部实测压强值<P2时，互感器漏油故障，需要人为检测互感器油量，
P1<内部实测压强值≤P3时，互感器内部发生局部放电故障，需要对互感器运行预警。
二、确定互感器相间压强差极值及参考值
S1.确定相间压强差变化因数：包括
互感器注油时的油位差；
互感器工作温度；
互感器内膨胀器因注油时的油位差导致的体积变化。
S2.计算相间压强差极值
1.注油时产品间产生油位差，油位相差10mm,产生压强为：87.71Pa；
2.温度变化量引起压强的变化
油重42kg，温度变化2℃产生的体积变化：
计算油体积变化量公式：
式中：
α指物体的体积膨胀系数，变压器油为7×10-4 1/℃；
ρ指绝缘油的密度(20℃)，0.895×103kg/m3；
m为产品油重，42kg；
将数值代入计算得，△V＝0.066L；
根据V-P曲线拟合公式：y＝333.0x+13.83；
其中y为膨胀器内油的体积L；x为压强MPa；
温度变化2℃产生的压强变化：
△X＝△V/333＝0.000198MPa＝198Pa；
也即1℃产生的压强变化为99Pa。
按产品间的温度差异为2℃，差异为198Pa；
3.互感器内膨胀器因注油时产品间会产生油位差，导致膨胀器的体积变化，而产生压强，油位相差10mm，产生的压强为2kPa；
相间压强差极值为P4＝87.71Pa+198Pa+2000Pa＝2285.71Pa。
S3.计算由互感器内局部放电引起的压强参考值，
参阅图2，短时局放绝缘缺陷和压强之间的关系；
测量了500pC、1000pC和2000pC放电量下，恒定加压3个小时内的压强变化曲线，
3个小时内压强增量分别为0.30273kPa、0.4279kPa、0.57733kPa，相间压强参考值P5＝P4+0.30273kPa＝2588.44Pa；
结论：当互感器运行时相间的实测压强差值如下时：
实测压强差值≤P 4时，互感器运行正常，
P4<实测压强差值≤P5时，发生局部放电故障，需要人为检测互感器，
P5<实测压强差值时，互感器内部发生局部放电故障，需要对互感器预警。
参考图3和下表，互感器相间油压强及差值在线监测部分数据：
以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本发明的保护范围。
Claims (8)
1.一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，其特征在于，包括确定影响互感器内部压强变化因数和相间压强差变化因数，计算互感器内部压强和相间压强差，由此确定互感器内部压强的极值和相间压强差的极值，互感器内部压强低于或超过互感器内部压强的极值时，或相间压强差超过相间压强差的极值时，对互感器的运行故障及时预警。
2.根据权利要求1所述的一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，其特征在于，所述内部压强变化因数包括互感器使用现场大气压强，互感器内部变压器油自身重力，互感器工作温度以及互感器内部故障。
3.根据权利要求1所述的一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，其特征在于，所述相间压强差变化因数包括互感器注油时的油位差，互感器工作温度以及互感器内部故障。
4.根据权利要求2或3所述的一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，其特征在于，所述互感器内部故障包括互感器内局部放电和互感器内部变压器油泄露。
5.根据权利要求4所述的一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，其特征在于，所述互感器内部压强的极值和相间压强差的极值还包括由互感器互感器内局部放电引起的压强参考值。
6.根据权利要求5所述的一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，其特征在于，通过所述互感器工作温度以及互感器内部故障直接引起互感器内膨胀器体积变化，计算膨胀器体积变化引起的互感器内部压强的变化。
7.根据权利要求3所述的一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，其特征在于，所述互感器注油时的油位差导致膨胀器的体积变化，计算膨胀器体积变化引起的互感器内部压强的变化。
8.根据权利要求1、2、3、5、6或7所述的一种对互感器故障预警的内部压强判据的确定方法，其特征在于，所述互感器内部压强的测量点设置在互感器底部。
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