典型变压器故障分析与在线监测毕业论文

典型变压器故障分析与在线监测毕业论文 毕业论文 典型变压器故障分析与在线监测 专业: [请 输 入 专 业] 学生姓名: 指导教师: [请输 入指导教师] 完成时间: 2015 年4月9日 毕业论文(设计)原创性声明 本人所呈交的毕业论文,设计,是我在导师的指导下进行的研究工作及取得的研究成果。据我所知～除文中已经注明引用的 内容 财务内部控制制度的内容财务内部控制制度的内容人员招聘与配置的内容项目成本控制的内容消防安全演练内容 外～本论文,设计,不包含其他个人已经发表或撰写过的研究成果。对本论文,设计,的研究做出重要贡献的个人和集体～均已在文中作了明确说明并表示谢意。 作者签名: 日期: 毕业论文(设计)授权使用说明 本论文,设计,作者完全了解**学院有关保留、使用毕业论文,设计,的规定～学校有权保留论文,设计,并向相关部门送交论文,设计,的电子版和纸质版。有权将论文,设计,用于非赢利目的的少量复制并允许论文,设计,进入学校图书馆被查阅。学校可以公布论文,设计,的全部或部分内容。保密的论文,设计,在解密后适用本规定。 作者签名: 指导教师签名: 日期: 日期: 注 意 事 项 1.设计(论文)的内容包括: 1)封面(按教务处制定的 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 封面格式制作) 2)原创性声明 3)中文摘要(300字左右)、关键词 4)外文摘要、关键词 5)目次页(附件不统一编入) 6)论文主体部分:引言(或绪论)、正文、结论 7)参考文献 8)致谢 9)附录(对论文支持必要时) 2.论文字数要求:理工类设计(论文)正文字数不少于1万字(不包括图纸、程序清单等)，文科类论文正文字数不少于1.2万字。 3.附件包括:任务书、开题报告、外文译文、译文原文(复印件)。 4.文字、图表要求: 1)文字通顺，语言流畅，书写字迹工整，打印字体及大小符合要求，无错别字，不 准请他人代写 2)工程设计类题目的图纸，要求部分用尺规绘制，部分用计算机绘制，所有图纸应 符合国家技术标准规范。图表整洁，布局合理，文字注释必须使用工程字书写，不 准用徒手画 3)毕业论文须用A4单面打印，论文50页以上的双面打印 4)图表应绘制于无格子的页面上 5)软件工程类课题应有程序清单，并提供电子文档 5.装订顺序 1)设计(论文) 2)附件:按照任务书、开题报告、外文译文、译文原文(复印件)次序装订 3)其它 摘要 随着电力系统输变电电压等级的不断提高,系统容量的不断增大,作为电力系统主设备之一的变压器的健康状况也越来越为人们所重视。为了保证变压器的健康、安全、稳定地运行,加强电力变压器在运行过程中的监测和维护,进行电力变压器的故障诊断与分析就显得尤为重要。 本文首先对电力变压器的故障种类、成因进行了分析和总结,对电力变压器运行中的状态判据进行了研究;其次,对实际运行过程中出现的几个故障问题,根据其故障时的特征量和故障性质中的信息量进行了深入的分析和研究,并采用诊断的方法提出了解决这些问题的方法以及途径;再次,分析了电力变压器故障检测的现状,提出了基于现有的在线监测、检测手段,结合变压器的生产运行记录、大修后首次试验值、历次检修记录、在线监测记录等资料,对变压器运行过程中的油气量和电气量等参量进行综合分析的电力变压器状态监测和故障诊断的方法,同时,针对变压器状态监测方面存在的不足提出了自己的见解。 关键词:电力变压器，故障诊断与分析，在线监测 Abstract With the power system voltage power transmission and continuous improvement,increasing system capacity, as power systems, one of the main equipment of the health status of the transformer is also more and more importance for the people. Transformer in order to ensure the health, safety and stable operation, to strengthen the power transformer to run at in the process of monitoring and maintenance, power transformer fault diagnosis and analysis is particularly important. This article first power transformer fault types, the causes are analyzed and summed up the power transformer in the operation of the status criteria have been studied; Secondly, the actual process of running some fault problem, according to the characteristics of its failure capacity and fault information of the nature of an in-depth analysis and research, and adopt an integrated approach to the diagnosis of a solution to these problems as well as the way; once again, an analysis of power transformer fault detection of the status quo, based on online monitoring, detection means, through the factory tests, acceptance of the transfer, production records, overhaul the value of the first test, all maintenance records, monitoring records and other information online, transformers running in the process of the volume of oil and gas and electrical parameters, such as a comprehensive analysis of power transformer condition monitoring and fault diagnosis method. At the same time, for transformer condition monitoring gaps put forward their views. Key Words: Power Transformer ，fault diagnosis and analysis ，on-line monitoring 目录 摘要 Abstract 1绪 论 .................................................................... 1 1.1选题背景及其意义 ..................................................... 1 1.2国内外发展动态及现状 ................................................. 2 1.3本课题研究的内容 ..................................................... 3 2电力变压器的常见故障及特征 ............................................... 4 2.1电力变压器简介 ....................................................... 4 4 2.2变压器故障的类型及产生的原因 .........................................2.2.1变压器故障特点 ..................................................... 4 2.2.2变压器的故障类型及产生的原因 ....................................... 5 3变压器油中溶解气体的检测与诊断 ........................................... 9 3.1变压器油中气体产生的原因 ............................................. 9 3.2变压器油中气体组分 ................................................... 9 3.3变压器不同状态下油中气体的含量 ....................................... 9 3.4变压器内部故障类型与油中气体含量关系 ................................ 11 3.4.1过热性故障 ........................................................ 11 3.4.2电性故障 .......................................................... 11 3.4.3受潮 .............................................................. 12 3(5油气分析与故障诊断 ................................................. 12 3.5.1故障类型的判断 .................................................... 12 4变压器在线监测 .......................................................... 17 4.1变压器在线监测技术 .................................................. 17 4.1.1变压器油色谱在线监测技术 .......................................... 17 4.1.2变压器局部放电在线监测技术 ........................................ 19 4.1.3变压器铁心接地电流在线监测技术 .................... 错误～未定义书签。 4.1.4变压器套管在线监测技术 ............................................ 23 4.2提高在线监测技术应用水平的几点建议 .................................. 23 5总结与展望 .............................................................. 25 5.1总结 ................................................................ 25 5.2展望 ................................................................ 25 致谢 ..................................................................... 27 参考文献 ................................................................. 28 1 绪论 1.1 选题背景及其意义 工业革命的出现和发展，表现在各种工业设备的大量应用，设备的使用必然伴随着维修活动。早期的设备维修是设备操作与使用中的一种技艺，随着科学技术的发展和生产自动化程度的提高，维修活动愈显得重要和不可或缺。电力设备的维修一直是电力企业不可缺少的一项重要活动，并较早的把维修活动从设备运行、操作中分开，形成专门的维修人员和组织。然而，随着电力系统容量的增大和电力网规模的扩大，电力设备故障给人们的生产和现代生活所带来的影响越来越大，电力用户对系统的安全运行和可靠供电也提出了越来越高的要求。 早期电力设备采用的是故障后维修的方式，即使用设备直到它发生故障后进行维修，因此，对于大型设备，发生突发性事故将造成巨大损失。其后，发展为对电力设备进行定期检验和维修，即预防性维修。但存在很多不足之处:(1)需停电进行维修，但有不少设备受生产制约，轻易不能停止运行。(2)停电后设备状态和运行中状态不一致，影响判断的准确性。(3)采用这种检修模式容易造成设备的过修或欠修。实践证明，电力设备的大多数部件的故障模式有一个发展的过程，即在设备或部件功能丧失之前，有迹象表明或征兆出现，可以根据这些迹象或征兆所表现出的物理、化学状态特征或工作参数的变化来判断:设备故障功能是否即将发生。特别是设备部件的磨损、疲劳、电气绝缘的受潮、老化，接触导体发热、烧蚀，部件失调等等，这些故障模式大都存在由潜在故障扩大、发展到功能故障。基于这一认识，为满足电力设备的运行要求，出现了一种新的检修策略—电力设备状态检修。所谓状态检修就是指根据设备的运行状态和健康状况而执行检修的预知性作业。 随着电子技术、计算机技术、光电技术、信号处理技术和各种传感技术的发展，可以对电力设备进行在线或离线的检测和监测，及时地取得各种信息即使是很微弱的，对这些信息进行处理和综合分析后，根据其数值的大小或发展的趋势，可对设备的可靠性随时作出判断和对设备的的剩余寿命作出预测，从而及时地发现潜在故障，必要时可提供预警和规定的操作。本课题的意义在于通过对变压器的监测与故障诊断进行概括分析，为实现状态检修提供理论依据。 第 1 页 共 37 页 1.2 国内外发展动态及现状 状态检修(CBM，condition based maintenance)或预知性维修(PDM，predictive diagnostic maintenance)，这种维修方式以设备当前的实际状况为依据，通过高科技的检测手段，识别故障的早期征兆，对故障部位、故障严重程度及发展趋势作出判断，从而确定最佳的维修时机。状态维修始于1970年，由美国杜邦公司I.D.Quinn首先倡议。到上世纪80年代，随着传感器、计算机、光纤等高新技术的发展与应用，在线诊断技术才真正的得到迅速发展。1986年美国EPRI所属的监测与诊断中心(M&I)在美国费城成立，研究发电厂变电站的在线和定期监测诊断技术，与艾迪斯通电厂开展状态维修工作，振动分析、声像分析、化学分析、热成像技术及应力应变测量等的应用，取得较好成绩。根据这些监测所获得的数据，结合设备的运行维护数据、设计参数等信息，进行综合分析，从中得到有关设备的状态信息，并对该厂设备状况进行评估和论证，以分析、判断设备目前的状态是否超过警戒线，对发展趋势、维修成本进行综合分析，提出建议和报告，推动开展状态维修。大电网会议发表了关于电气设备绝缘诊断技术的综合性论文，对截止上世纪80年代末在这一领域的研究成果作了系统的总结。 我国电力企业与上世纪80年代末开始试行，之后有少数电力企业开始应用，特别是绝缘在线监测技术的探讨，同时一些在线监测装置仪器在实践中获得应用，积累了一定的经验。由原电力部主持，先后三次(分别在安徽、湖北、广东三省)召开了“全国电力设备绝缘带电测试、诊断技术交流会”，之后国家电力公司安运部在上海又召开了电力设备实施状态维修研讨会，对如何实施状态维修，实施状态维修的目标，指出现行我国电力设备的预防性 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 检修所存在的检修周期短、检修工期长、检修费用高等问题，提出电力设备实施状态维修的必要性和如何积极稳妥地实施检修体制改革的必要性。电力变压器是电力系统不可或缺的重要设备，其运行状态的好坏直接影响到电网的安全运行，因此对电力变压器进行在线监测，及时掌握设备的运行状态，一直是电力工作者的梦想和追求。电力变压器的在线监测具有明显的经济效益，可将传统的定期维护转为状态维护，从而提高电网的安全运行。目前，变压器的状态监测是国际上研究最多的对象之一。 第 2 页 共 37 页 1.3 本课题研究的内容 论文共分五章，第一章为绪论部分，阐述了本课题研究的意义、背景以及电力变压器在线监测和故障的诊断;第二章对电力变压器的常见故障及特征、故障原因以及目前常用的电力变压器故障的检测与诊断方法进行分析;第三章主要介绍油性能指标在线监测及故障诊断方法;第四章针对目前电力变压器实际出现的故障多为突发性故障而常规诊断方法无法正确解决的情况，提出了在线监测技术;第五章是总结和展望部分，对本文的成果和不足分别进行介绍。 第 3 页 共 37 页 2 电力变压器的常见故障及特征 2.1 电力变压器简介 电力变压器的结构由变压器本体和变压器附件这两大部分构成。变压器本体的主要部件包括以下几个部分:变压器器身(线圈、铁心及其夹紧装置等构成)，用于容纳变压器油的油箱，变压器附件(是指变压器套管、变压器油枕、有载分接开关、变压器冷却系统、变压器本体保护装置及其测示仪表等)。变压器在国民经济各部门应用推广，为适应不同的使用目的和工作条件，变压器的类型很多，且各种类型的变压器在结构上、性能上的差异很大。一般按照变压器的用途进行分类，也有按照结构特征、相数多少、冷却方式进行分类的。按用途分:变压器分为电力变压器(升压变压器、降压变压器、配电变压器)，特种变压器(电炉变压器、整流变压器);按照电力变压器冷却和绝缘介质的不同，可归纳为三大类:油浸变压器等、仪用变压器(电流互感器和电压互感器)、实验用的高压变压器等。按绕组分，变压器分为双绕组、三绕组和多绕组变压器;按相数的多少，分为单相变压器和三相变压器等。 2.2 变压器故障的类型及产生的原因 2.2.1 变压器故障特点 电力变压器是重要的供电设备，尽管制造过程有严格质量标准与控制，制造工艺和经验都已较成熟，但仍存在一定的年故障率，且故障率大小与变压器容量和结构有关系。 (1)变压器的故障率随着额定电压的增高而增加。无论从全国，还是区域电网的统计数据可以看到，220KV及以上变压器其故障率达到百台年几次，而配电变压器则在千分之几的数量级，35,110KV变压器的故障率则在这两者之间，其原因是变压器故障主要是绝缘问题，而电压等级愈高，相应的绝缘材料、绝缘工艺等要求也愈多，其过电压的欲度较小，因而总的来说，绝缘引起的故障明显增加。 (2)变压器的故障率随着变压器的容量的增大而增加。容量显著增大后，其结构变得较复杂，变压器的散热问题，过载问题也变得突出，变压器的组件、部件相应增加许多，如冷却器系统等，这些原因均使变压器故障的机率增加。 第 4 页 共 37 页 2.2.2 变压器的故障类型及产生的原因 (1)变压器的过热故障是最常见的故障之一。因为其在运行中缺乏监视，巡视检查不到位使其过载的情况得不到及时掌握和控制。在正常运行负载下，其发生过热故障主要原因有: A、绕组过热。因绕组的制作工艺，如端部或换位等绝缘处理不良造成局部放电、短路;绕组的冷却油路堵塞，使绕组绝缘老化严重，绕组内部温升较高，局部出现过热等。 B、分接开关接触不良。由于频繁调压，负载电流增大调压开关的触头之间机械磨损、触头污染，因电腐蚀及电流热效应使弹簧的弹性变弱及检修工艺不良等，使开头的触头压力减少，接触电阻增大，局部发热，从而加剧触头电腐蚀及机械变形等，如此恶性循环，使变压器氧化、接触电阻增大，造成变压器过热故障。 C、引线故障。主要有引线分流故障，因装配、检修等不良使引线导线绝缘破损，造成裸铜线与套管的铜管内壁相碰，产生分流放电而过热;引线的接头过热或因套管将军帽 还有引线的断股、焊接工艺不良等造成引线过热故障。 接触不良造成引线过热故障; D、漏磁导致的故障。在大型变压器、互感器中由于杂散损耗很大，在其铁芯的夹件拉杆等个别部位产生局部过热。 E、变压器冷却装置故障。冷却装置的风路、油路堵塞引起过热现象时有发生，其原因有冷却装置的电源故障或油泵异常使油流速度和流量减少、或散热器风道缝隙被杂物堵塞(散热器长期未清扫易发生此情况)严重影响变压器正常散热，使变压器油温明显上升，而负载并没有多大变化，此外还有冷却风扇故障、反转或自起动装置失灵、定值错误等都会使变压器油温上升。 F、变压器铁心多点接地。正常运行时铁心必须是一点接地，以消除铁心上形成悬浮电位的可能，但铁心发生两点及以上接地时，由于处于高电磁场强之中，铁芯间不同地点受电磁场强不一样，因而会有不均匀的电位，使接地点形成环流，造成发热故障，引起局部温升。 (,)变压器短路故障，指其出口或近区发生短路引起的故障。该异常运行是在其运行中常有的。据有关资料统计，近年来一些地区110KV及以上变压器遭受短路电流冲击直接导致变压器的损坏约占全部事故的50%以上，且与前几年比较呈大幅度上升的趋 第 5 页 共 37 页 势，应引起人们的足够重视。 变压器突发短路可能引起绝缘热故障，因短路电流值将高达额定电流17倍以上，使绕组线圈产生很大热量，线圈等绝缘材料严重受损使其形成绕组击穿损坏事故。 (,)变压器放电故障主要是其内部放电对绝缘造成破坏。这是因为一方面放电质点直接轰击绝缘，使局部绝缘受到破坏并扩大至绝缘击穿，另一方面放电产生的热、臭氧、氧化氢等活性气体的化学作用，使局部绝缘受到腐蚀，介损增大导致绝缘热击穿。 放电故障有两种类型:A、局部放电故障，主要原因是:油中存在气泡或固定绝缘材料中存在空穴或空腔。其介电常数小，容易引起放电，制造工艺不良，有尖角、毛刺、漆瘤等放电以及金属导体接触不良引起的放电。局部放电虽然能量密度不大，但其恶性循环会最终导致设备击穿损坏。B、闪络放电故障，因运输过程或运行中造成某金属构件接触不良而放电，因调压开关调压绕组、套管端部、铁心屏蔽件、夹件等在变压器内部强磁场中形成悬浮电位而引起闪络放电。此外由于变压器油中杂质影响，杂质在强电场中被极化形成“小桥”，改变了介质电场分布，绝缘油因受游离、氧化、气隙泡增大，如果逐渐发展下去，会在气隙通道中发生闪络放电。闪络放电一般不会很快引起绝缘击穿，而可以通过油的色谱分析，局部放电量检测或轻瓦斯动作等监视、发现它。 (,)变压器渗漏油故障，这种现象是变压器最常见的异常现象之一。其大多数是由于制造过程中形成的缺陷或者由于材质不良而引起的，此外因安装、检修时质量问题及环境、负载等因素影响，也会造成变压器的渗漏问题。A、变压器的焊点多、焊道长，焊接的工艺、技术及材料直接影响焊接质量。B、密封材料质量低劣、老化是变压器连接部位渗漏的主要原因。变压器油箱本体以及套管、冷却系统等连接处均采用橡胶密封件连接，这些橡胶密封件长期处于高温(大于环境温度)、挤压、油浸和局部暴露的条件下，容易老化、变质、龟裂、塑性变形，以至失效，这也是造成密封处渗漏的主要原因。而材质低劣，安装检修工艺不良(如密封圈接触不平整，挤压不均匀等)是变压器早期出现油渗的主要原因。C、变压器的导电铜杆、导电铜板及安装座的铜焊处时常会发生渗漏，因铜焊的脆性较大，在安装或运行中可能发生裂缝而渗漏。 (,)变压器进水受潮的故障。变压器由于进水受潮而引发绝缘事故占绝缘事故的10%,20%。进水原因有:套管顶部连接帽密封不良，水分沿引线进入绕组绝缘内，引起击穿事故;呼吸器的干燥剂失效;污爆管密封不严或潜水泵渗漏;油枕隔膜或胶串破损等情况，外界的潮气会通过这些途径进入变压器，使绝缘受潮。此外还有检修过程中，器 第 6 页 共 37 页 身暴露空气中时间过长，空气中温度过大造成绝缘受潮。 (,)变压器绝缘故障。变压器的寿命主要取决于变压器使用的绝缘材料的寿命，实践证明大多数变压器的损坏和故障大都是因绝缘系统损坏而造成的，据统计变压器绝缘故障形成事故约占全部变压器事故的85%以上。一般变压器的预期寿命20,40年，但由于实际运行的负载较额定值为低，温升的累积较设计值低，因而变压器的实际寿命的预期的要长许多，现场运行经验表明，维护得好的变压器实际寿命可达50,70年。绝缘性能劣化包括纤维脆裂，即受热过度，使水分从纤维材料中脱离，或长期受热，纤维中的水分被进一步排出，其结果使纤维材料脆化，纤维材料的机械强度下降。纤维材料在脆化后收缩，使绝缘垫块失去夹紧作用。变压器的性能下降主要有污染和劣化两个方面。 油污染是变压器油混入水分和杂质，使其绝缘性能大为降低。其原因主要有安装、检修过程中，一些杂质混入油中;另一方面运行中密封不良，(如通过油枕、呼吸进入潮气，使油中含水量过高)。油的劣化则是油的氧化过程的结果，早期劣化主要是油中生成的氧化物与绝缘纤维材料反应生成氧化纤维素，使绝缘强度变差。而后期劣化则主要是酸浸蚀铜铁、绝缘漆等。反应油泥，它是一种聚合性导电物质，能适度溶解于油中。在强电场作用下，油泥的反应生成速度加快，粘附于绝缘材料或变压器箱壳边缘，影响变压器的散热，又加速了绝缘材料老化。影响变压器绝缘的主要因素还有温度、湿度、过电压、氧化等。首先是温度的影响:国际电工委员会(IEC)认为A级绝缘的变压器在80,140?的温度范围内，温度每增加6?,变压器绝缘有效寿命的降低速度就会增加一倍。其次是湿度的影响:水分将加速纸纤维素老化，降低强度，而油中微量水分会导致绝缘油产生火花放电。放电电压降低，介质损耗因素增大，进一步加速油的老化和劣化，水分是影响油的绝缘特性的重要因素之一。再次是绝缘油的氧化影响:空气中氧的渗入作用会加速绝缘油的分解反应。呼吸器、油枕中油与空气的隔离方式及其隔离的完好性都会影响空气中氧与绝缘油的接触和溶解。密封(隔离)性能破坏了，会增加油中溶解的氧，油的劣化就是油的氧化过程的结果，导致了油泥形成和绝缘纤维的脆化收缩。然后是过电压的影响:雷击过电压，由于波头陡度会引起绕组的纵绝缘上电压分布不均，可能引起放电，使固定绝缘材料受到破坏。暂态过电压、操作过电压也都可能造成相间主绝缘的损伤。最后是短路电动力的影响:出口短路产生很大的电动力，使变压器的绕组变形、引线移位，从而使绝缘严重损坏，加速绝缘的老化，严重者绕组发热、绝缘损坏、拉弧、产生短路而烧坏绕组。 第 7 页 共 37 页 (,)变压器铁芯故障。造成铁芯故障原因有制造安装和检修过程中疏忽。将异物、杂物掉入油箱;铁心夹件、尺寸不对;铁心绝缘脱落;运输中定位钉未翻动或拆除;绝缘油泥污垢堵塞铁心散热通道;下夹件与铁轭的木垫及绝缘损坏受潮等等。 (,)变压器分接开关故障。变压器的分接开关故障占有一定比例，约占全部故障的5%,10%，故障停运时间占整个非计划停运时间不到5%。无载分接开关的常反映在开关弹簧压力不足，滚轮压力不足，压力不均，接触不良，接触面过小，接触电阻增大，烧伤，引线连接不良，此外分接开关相互绝缘距离不够等等。 第 8 页 共 37 页 3 变压器油中溶解气体的检测与诊断 3.1 变压器油中气体产生的原因 通常变压器选用油纸或油和纸板组成的绝缘结构。当变压器内部发生热故障、放电性故障或者油、纸老化时，会产生多种气体。这些气体会溶解于油中，不同类型的气体及其比值可以反映不同类型的故障。所以对油中溶解气体的监测和分析是变压器绝缘诊断的重要内容。 3.2 变压器油中气体组分 变压器油主要由碳氢化合物组成，包括烷烃、环烷烃、芳香烃、烯烃等。根据研究分析，变压器发生故障时分解出的气体主要有: (1)300?,800?时，热分解产生的气体主要是低分子烷烃(如甲烷、乙烷)和低分子烯烃(如乙烯和丙烯)，也含有氢气。 (2)当绝缘油暴露于电弧中时，分解气体大部分是氢气和乙炔，并有一定量的甲烷和乙烯。 (3)发生局部放电时，绝缘油分解的气体主要是氢气、烷和乙炔，发生火花放电时，则有较多的乙炔。 3.3 变压器不同状态下油中气体的含量 正常运行的变压器油中，溶解气体主要是氧气和氮气。在开放式变压器中，油中气体总含量约为油体积的10%，其中氧气为20%,30%，氮气为70%,80%。由于某些非故障原因，例如制造和试验过程中产生的少量气体溶于油中或为材料吸附后在运行中释放出来，正常的劣化产生少量的气体等，也能使投运前和正常运行的变压器油中含有一定量的故障特征气体。新变压器在投运前和72小时试运行期间，进行油中气体分析是很重要的。要求气体浓度不超过表3,1中(1)项规定的值。变压器运行半年内，烃类气体无明显增长，但氢气和碳的氧化物增长较快。这是由于制造过程中残留气体的影响。如变压器油中气体浓度超过表3,1中(2)项规定的值，就被确认为内部有故障。运行一年的正常变压器油中，烃类气体仍几乎无明显增长，但CO增长较明显。运行时间较长的2 正常变压器随运行时间的增加，油中可检测出一定量的CO、CO、H、CH、CH、CH和2242426 第 9 页 共 37 页 CH,但通常油中是不含CH的。38 22 表3-1新变压器投运前后油中气体的极限浓度() ,L/L 投放时间 HC1 C2 C1+CO CO2 2 C2 总烃 CHCHCHCH 4 26 24 22 (1)投放前或72小50 10 5 10 <0.5 20 200 1500 时试运行期内 (2) 运行半年内 100 15 5 10 <0.5 25 (3)运行较长时间 150 60 40 70 10 150 表3-2变压器、套管油中溶解气体含量的注意值() ,L/L设备 气体组分 含量 330kv及以上 220kv及以下 变压器 总烃 150 150 乙炔 1 5 氢 150 150 套管 甲烷 100 100 乙炔 1 2 氢 500 500 注: ?表3-2是国家标准GB7252-2001规定的变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值，注意值不是划分设备有无故障的唯一标准，当气体达到注意值时，应进行追踪分析并查明原因。 ?对于新投入的变压器，油中一般不应含有乙炔，其他组分含量也应该很低。 第 10 页 共 37 页 3.4 变压器内部故障类型与油中气体含量关系 变压器内部故障模式如前所述，可归为机械故障、热故障和电故障三种类型，主要以后两种为主，并且机械故障常以热故障和电故障的形式表现出来。 3.4.1 过热性故障 过热性故障是由于热应力所造成的绝缘加速劣化，具有中等水平的能量密度。统计表明，过热性故障的原因中，由于分接开关接触不良而引起的占50%，铁心多点接地和局部短路或漏磁环流引起的占33%，导线过热和接头不良或紧固件松动引起的占14.4%，局部油道堵塞造成局部散热不良引起的约占2.6%。当热应力只引起热源处绝缘油分解时，所产生的特征气体主要是CH、CH，它们的部和占总烃的80%，且CH所占比例随着4244故障点温度的升高而增加。过热故障一般不产生CH，只在严重过热时才产生微量CH2222其最大含量也不超过总烃的6%。当涉及固体材料时，则还会产生大量CO、CO。 2 3.4.2 电气部分故障 电气部分故障是由于高电应力作用而造成绝缘劣化，按能量密度不同可分为电弧放电、闪络放电、局部放电几种故障类型。 (1)电弧放电 以线圈的匝、层间击穿为多见，其次是引线断裂或对地闪络，或分接开关飞弧等故障模式。其特点是产气急剧、量大。尤其是线圈的匝、层间绝缘故障，因无先兆现象，一般难以预测，最终以突发性事故暴露。 (2)闪络放电 通常发生在以下情况:引线或套管储油柜对电位未固定的套和导电管放电，引线局部接触不良或铁心接地片接触不良而引起放电，分接开关拨叉电位悬浮而引起放电等。火花放电的特征气体也以CH、H为主，因故障能量小，一般总烃含量不高。 222 (3)局部放电 随放电能量密度不同而不同。一般总烃不高，主要成分是H，其次是CH。无论哪种24放电，只要有固体绝缘介入时，就都会产生CO和CO 。 2 第 11 页 共 37 页 3.4.3受潮 当变压器内部进水受潮时，油中水分和含湿气的杂质容易形成“小桥”，导致局部放电而产生H。水分在电场作用下的电解以及水与铁的化学反应均可产生大量H。故受潮22设备中，H在氢烃总量中占比例更高。 2 3(5 油气分析与故障诊断 正常运行时，充油电气设备内部的绝缘油和有机绝缘材料,在热和电的作用下，逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类气体及一氧化碳、二氧化碳等气体。在热和电故障情况下，也会产生这些气体。这两种来源的气体在技术上不能分离，在数值上也没有严格的界限，而且与负荷、温度、油中的含水量、油的保护系统和循环系统，以及取样和测试的许多可变因素有关。因此在判断设备是否存在故障及其故障的严重程度时，要根据设备运行的历史状况和设备的结构特点及外部环境等因素进行综合判断。有时设备内并不存在故障，而由于其它原因,在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。此外，还应注意油冷却系统附属设备(如潜油泵)的故障产生的气体也会进人到变压器本体的油中。 3.5.1故障类型的判断 (1)三比值法 在热动力学和实践的基础上，推荐改良的三比值法(五种气体的三对比值)作为判断充油电气设备故障类型的主要方法，改良三比值法是用不同的编码表示三对比值。编码规则和故障类型判断方法见表3-3和表3—4。 第 12 页 共 37 页 表3-3 改进的三比值法编码规则 比值范围 比值编码 CHCH CHH CH CH 22 /244 / 224 /26 ,0.1 0 1 0 0.1,1 1 0 0 1,3 1 2 1 ?3 2 2 2 注: ? 0:过热 1:高能放电 2:低能放电 (2)三比值法的应用原则: (a)只有根据气体各组分含量的注意值或气体增长率的注意值有理由判断设各可能存在故障时,气体比值才是有效的,并应予计算。对气体含量正常,且无增长趋势的设备,比值没有意义。 (b)假如气体的比值与以前的不同,可能有新的故障重叠在老故障中正常老化上,为了得到仅仅相应于新故障的气体比值,要从最后一次的分析结果中减去上一次的分析数据,并重新计算比值(尤其是在含CO和CO的情况下)。在进行比较时，要注意在相同的负荷2 和温度等情况下和在相同的位置取样。 (c)由于溶解气体本身存在的试验误差，导致气体比值也存在某些不确定性。 第 13 页 共 37 页 表3-4故障类型判断方法 编码组合 故障类型判断 CHCH CHH CHCH 22 /244 /224 /26 0 1 低温过热(低于150?) 2 0 低温过热(150?,300?) 2 1 中温过热(300?,700?) 0 0，1，2 2 高温过热(高于700?) 1 0 局部放电 1 0，1 0，1，2 低能放电 2 0，1，2 过热兼低能放电 2 0，1 0，1，2 电弧放电 2 0，1，2 过热兼电弧放电 (3)对CO和CO的判断 2 当故障涉及到固体绝缘时，会引起C0和CO含量的明显增长。根据现有的统计资料，2 固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣分分解，表现在油中CO和CO的含量上，一2般没有严格的界限，规律也不明显。这主要是由于从空气中吸收的CO、固体绝缘老化及2油的长期氧化形成CO和CO的基值过高造成的。开放式变压器溶解空气的饱和量为10%，2 设备里可以含有来自空气中的CO。在密封设备里，空气也可能经泄漏而进入变压器油中，2 这样，油中的CO浓度将以空气的比率存在。经验证明，当怀疑变压器固体绝缘材料老2 化时，一般CO?CO>7。当怀疑故障涉及到固体绝缘材料时(高于200?)，可能CO?CO<3,22必要时，应从最后一次的测试结果中减去上一次的测试数据，当怀疑纸或纸板过度老化时，应适当地测试油中糠醛含量或在可能的情况下测试纸样的聚合度。 (4)变压器中气体增长率注意值 故障通常以低能量的潜伏性故障开始，若不采取相应的措施，可能会发展成较严重的的高能量故障。因此，必须考虑故障的发展趋势，也就是故障点的产气速率。产气速 第 14 页 共 37 页 率与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况有直接关系。 产气速率的表示方式(未考虑气体损失) A)绝对产气速率，即每运行日产生某种气体的平均值，按下式计算: ,CCmi,2i,1,,,n,,t 式中: C,i,1n表示绝对产气速率 表示第一次取样测得油中某气体浓度 Ci,2,t表示第二次取样测得油中某气体浓度 表示二次取样时间间隔中的实际运行时间 ,m表示设备总油量 油的密度 变压器绝对产气速率的注意值如表3—5所示。 表3—5变压器绝对产气速率注意值 气体组分 开放式 隔膜式 总烃 6 12 乙炔 0.1 0.2 氢 5 10 一氧化碳 50 100 二氧化碳 100 200 注:当产气速率达到注意值时，应缩短检测周期，进行追踪分析 B)相对产气速率，即每运行月(或折算到月)某种气体含量增加原有值的百分数的平均值，按下式计算: C,C1i,2i,1,，，100%,rC,ti,1 式中: C,i,2r表示相对产气速率 表示第二次取样测得油中某气体浓度 第 15 页 共 37 页 Ci,1,t表示第一次取样测得油中某气体浓度 表示二次取样时间间隔中的实际运行时间 总烃的相对产气速率大于10%，应引起注意。对总烃起始含量很低的情况，不宜采取此判据。产气速率很大程度上依赖于变压器类型、负荷情况、故障类型和所用绝缘材料的体积及其老化程度，应结合这些情况进行综合分析。判断设备情况时，还应考虑到呼吸系统对气体的逸散作用。对怀疑气体含量有缓慢增长趋势的设备，使用在线监测仪随时监视设备的气体增长情况是有益的，以便监视故障发展趋势。 第 16 页 共 37 页 4 变压器在线监测 4.1变压器在线监测技术 变压器是电力网中最重要的设备之一，其常见的故障有局部放电、局部过热、绝缘老化、铁心多点接地、调压开关失灵和套管故障、冷却装置故障等，尽管电网对主变压器配置了许多继电保护装置，但保护动作在变压器故障后用于切除故障，是避免事故扩大的有效措施，不足以可靠地监视变压器运行。因此，对运行变压器存在隐患和故障的预知、预测则显得尤为重要。目前电网中投入使用的变压器在线监测装置主要有油色谱在线监测、局部放电在线监测、铁心接地电流在线监测、套管绝缘在线监测等。 4.1.1变压器油色谱在线监测技术 1、变压器油色谱在线监测技术在国内已经有许多成功的应用经验,技术方面也相对较成熟,油色谱在线监测通过监测油中溶解的微量气体的变化,能够及时反映变压器内部如过热、放电等危害变压器安全运行的缺陷。 根据油气分离和检测的原理不同可分为:气相色谱法、燃料电池法、光声光谱法等。 根据监测气体种类的多少可分为:多组分监测装置(6种以上气体成分)、单组分监测装置(混和气体成分)。气相色谱法与光声光谱法的监测装置都属于多组分监测装置。 气相色谱法 气相色谱法监测CH、CH、CH、CH、H、CO、CO等,利用惰性气体作为载气(一般426242222 为氮气),在色谱柱实现气体成分的分离，检测器(如热导池检测器)检测气体含量,该类型装置需要消耗载气，要定期补充,另外色谱柱也要定期检修更换，避免效能下降。 光声光谱法 光声光谱法监测装置利用物质的光声效应,气体光声效应是由气体分子吸收电磁辐射(如红外辐射等)所致。气体分子按其特征吸收频率吸收一定量电磁辐射后导致气体温度上升,部分能量随即以释放热能方式退激,并导致气体及周围介质产生压力波动,可采用高灵敏微音传感器和压电陶瓷传声器检测到该周期性压力波动。该类型装置不需要载气,维护工作简单。 第 17 页 共 37 页 燃料电池法 燃料电池法油中气体在线监测装置借渗透膜原理将气从油中析出，用燃料电池原理检定气体,燃料就是被检定的气体，所以检定器无须外源。整体结构相对简单。以监测氢气和少量其它气体为主，因为变压器内部的所有放电、过热故障都会有氢气产生，该方法需要离线抽取油样化验进行全面的判断，但成本较低，能够起到预警的作用。 2、变压器油色谱在线监测系统的应用实例 杭州220kV天湖变电所1号主变油中总烃含量超过注意值，为了实时监测数据的变化，于2008年10月安装了宁波理工所生产的MGA2000-6H变压器油色谱在线监测系统，可以检测H，CH，CH，CH，CH，CO等6种气体。242624，22 表4-1 220kV天湖变离线、在线油色谱数据记录()试验方法 ,L/L 实H CO CH CH CH CH 总烃(C1+C2) 实验日期 24242226 验 方 法 离7.22 1319.71 79.64 49.33 0 26.72 155.69 2009-11-27 线 在7.88 1267.82 74.05 105.03 0 40.27 219.35 2009-11-27 线 离6.53 1240.19 80.62 46.63 0 25.22 152.47 2009-12-21 线 在9.04 1195.87 77.70 101.57 0 36.64 215.91 2009-12-21 线 表4-1是离线和在线油色谱数据的记录。从油色谱数据的对比来看，在线油色谱数据与离线油色谱数据的变化趋势基本一致，但从数据的绝对值来看，二者的差异比较明显。此外，在线色谱数据的连续性和稳定性较好，可以准确反映变压器的健康状况。 在线监测系统除了具有监控油色谱数据实时变化的功能外，还具有数据分析及故障诊断功能，提供了较常用的故障诊断方法来判断变压器的故障类型。通过改良三比值法这种故障诊断方法对天湖变1号主变的油色谱在线监测数据进行分析诊断。这种诊断方法得出主变存在中温过热故障(300?,700?)，为了验证判断的准确性，将该日离线油色谱数 第 18 页 共 37 页 据用改良三比值法计算，具体三比值法的编码规则见第3章中表3-3 其中: CH/CH=0/46.63=0 2224 CH/H =80.62/6.53=12.34>3=2 42 CH/CH=101.57/36.64=2.77<3=1 2426 得出的编码结果为0，2，1，诊断结果为中温过热故障(300?,700?)，与在线油色谱数据的诊断结果一致，由此可以看出油色谱在线监测故障诊断功能的准确性是可以保证的。 4.1.2变压器局部放电在线监测技术 1、变压器局部放电的原因: 由于绝缘材料在制造过程中电介质的不均匀性或绝缘体内存在一些气泡和杂质，或变压器在注油、补充油未按照规范进行，或初次投运或变压器大修后油静置时间不够，这些气泡介电常数总是小于绝缘材料的介电常数，在交变电场作用下这些气泡中电场强度高于周围介质场强，气泡就会首先放电。气泡的形成还由于导体有绝缘材料热膨胀系数不同，而出现气隙或裂缝，或绝缘材料中高分子有机材料老化，分解产生气泡或高电场下介质气化等等均能产生气泡。绝缘材料中存在的杂质其周围电场分布较集中，也会出现局部放电，此外导体表面毛刺，则针尖附近的电场集中而产生局部放电。 2、变压器局部放电在线监测,能够比油色谱监测更能及时准确地反映变压器内部的放电情况,而油色谱监测需要等待气体扩散平衡后才能有所反应。国内陆续开展了变压器局部放电监测诊断技术的研究，目前在用的有:超声法、超高频法、脉冲电流法。 (1)超声法:抗干扰能力强,装置简单可靠,信号较弱。近年采用光纤传感器(埋在内部)可提高灵敏度。适用于定位及电容量大的试品。 (2)超高频法:抗干扰能力强,受信号传播过程的影响大,已成功地应用于GIS和发电机的PD监测,在变压器上使用得相对较少。 (3)脉冲电流法:应用最广,是IEC、GB推荐的方法。可定量,灵敏度高,获得的PD信息多,但干扰大,在线监测首先要解决抗干扰问题。 3、变压器局部放电的在线监测系统 变压器局部放电在线监测系统的检测原理采用上述的电-声检测原理对局部放电进 第 19 页 共 37 页 行检测和定位。利用电流传感器测量变压器局部放电产生的电流脉冲信号来确定局部放电的大小，应用超声波传感器检测局部放电产生的声信号来确定局部放电的位置，从而实现局部放电的检测与定位。通过传感器采集信号,经过前置放大后,由中央处理器处理后，最后数据输出,其原理图如下图所示。 图4-1 局部放电在线监测系统原理图 在上图中，超声波传感器吸附在变压器本体上，收集变压器内部局部放电产生的超声波信号。高频电流传感器卡在中性线接地线上，收集变压器内部的局部放电电脉冲信号。中央处理器负责处理所有收集的信号。与检测系统相匹配的“局部放电智能分析软件系统”可以实时显示局部放电的大小和数量，以图表方式输出结果，并根据局部放电的情况对变压器的健康状态进行智能评估，得出结果，数据处理原理图如下图所示。 图4-2 变压器局部放电在线监测系统数据处理原理图 第 20 页 共 37 页 4、变压器局部放电在线监测系统的应用实例 在昭通供电局的220kV昭通变电站采用了PDOMS-831变压器局部放电在线监测系统，监测系统具有多通道(16或32)。其操作原理为将多个传感器放置在被检测的变压器各个测试点上，然后与PDOMS-831的通道连接。如果某个传感器发现了局部放电信号，经处理后系统智能分析软件将根据局部放电的强弱程度，如达到告警级别，监测系统将会发出报警通知用户，以达到实时监测实时告警的功能，更好地掌握设备的局部放电活动情况，有足够的时间采取相应的措施，避免更大的事故发生。在220kV昭通变电站安装了PDOMS-831变压器局部放电在线监测系统，下面以220kV昭通变电站1号主变为例,说明变压器局部放电在线监测系统的应用。在220kV昭通变电站1号主变的油箱壁上安装了三个超声波传感器，其通道为1、2、3，三个高频电流传感器分别安装在1号主变外壳的接地引下线、铁心接地引下线、中性点接地引下线上，其通道设置为6、7、8。由于变压器局部放电现场干扰源的复杂性，所以电流传感器安装的选位点应尽量选择靠近变压器内部容易出现局部放电的位置。应用超声波传感器和高频电流传感器取得PD信号后，经过信号处理，A/D转换后，由局部放电专家系统对放电情况进行判断，得到最终结果，用图、表的方式显示放电情况，并有报警信息，对变压器的状态进行监督，系统对变压器的监测时间段可以随意设置。由于监测结果的数据信息量大，文章篇幅有限。下面仅以2009年2月13日对1号主变的监测情况的部分主要图例，说明系统对1号主变的状态监督结果，如下图所示，图中CH1、CH2、CH3为超声波传感器通道，CH6、CH7、CH8为高频电流传感器通道。 1号主变局部放电在线监测系统屏幕显示的截图 图例4-3 220kV 1号主变局部放电统计图 第 21 页 共 37 页 图例4-4 220kV 1号主变局部放电趋势图 图例4-5 220kV 1号主变状态图 注: ? 图例4—3、图例4-4、图例4-4中的数据是经过了信号处理，A/D转化之后由局 得到最终数据。不具有实际的分析意义，但部放电监测系统对放电情况进行综合判断后 可以通过系统智能分析软件得出设备的状态。 从上述图表可以看出，经过系统2月13日全天实时监测，系统软件智能自动分析并得出设备状态，220kV昭通变电站1号主变设备状态良好。 4.1.3变压器铁心接地电流在线监测技术 铁心接地电流在线监测,能够及时发现铁心及夹件多点接地,防止局部过热。该技术 第 22 页 共 37 页 相对比较成熟,不存在技术障碍。 4.1.4变压器套管在线监测技术 能够反映电容屏击穿、绝缘劣化等通过对电容型套管的电容量、介损进行在线监测, 缺陷。套管的在线检测与一般电容型设备的在线检测相同,测试套管的电容量和介损。测试原理主要为三相平衡式和标准电容器式两种。三相平衡式,将三相套管的试品电流引入一平衡检测回路,如果平衡被破坏,则判断某相套管出现异常。该方法比较简便易行,缺点是不能直接显示异常相。标准电容器式,取同相电压互感器的二次电压作为标准电压,再配一低压标准电容器,对套管进行介损和电容量的检测。它可以直接反映异常相套管,缺点是需要取用电压互感器二次电压。 4.2提高在线监测技术应用水平的几点建议 (1)完善在线监测标准体系 制订在线监测设备技术标准,是规范在线监测设备必须具备的基本条件,验证其基本条件满足性所必须进行的试验及试验程序或方法,对在线监测设备运行条件、测量精度、绝缘性能、温度和耐湿热性能、抗干扰性能和安全性,以及出厂和型式试验等提出具体要求。应制定电网公司统一的在线监测装置技术标准、入网检测标准、安装验收规范和运行管理规范,制定在线监测装置数据规范,统一监测平台技术标准等。 (2)依据标准开展在线监测/带电检测设备的入网检测和校验工作 依据标准规范开展设备的入网检测和校验工作,有利于提高设备运行可靠性。应建立在线/带电检测装置性能评价系统和入网许可机制,建立检测中心,开展入网检测工作,提高进入现场运行装置的可靠性。 (3)建设在线监测设备综合平台 目前运行的部分在线监测设备没有数据远传功能,不利于相关人员了解设备的运行状态,不能充分发挥在线监测设备的作用;同时,具有远传功能的在线监测设备自成系统,对上传的数据缺乏统一的管理,不利于把不同系统的数据关联起来进行综合分析,没有最大限度的发挥监测作用。再者,在线监测是为了监测电气设备的状态,但反映电气设备状态的信息远不局限于在线监测的数据,巡视、预试、缺陷、运行(如近区短路、开断大电流、雷击、过负荷等)等数据也是反映设备状态的重要信息。所以必须建设在线监测设备 第 23 页 共 37 页 综合平台。 (4)加强带电检测装备标准化建设和使用管理 制订检测设备技术标准和使用规范,严格设备进网选型和检测把关,建立完善使用 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 ,明确溯源检定周期、标准及使用操作方法,确保检测数据准确可信。加强检测技术和设备应用 培训 焊锡培训资料ppt免费下载焊接培训教程 ppt 下载特设培训下载班长管理培训下载培训时间表下载 ,不断提高检测人员设备状态检测、缺陷故障诊断分析能力。 第 24 页 共 37 页 5 总结与展望 5.1总结 随着电力工业的发展及设备制造质量的提高,当前电力系统的检修模式正在逐渐发生变化,由定期检修向状态检修转化。而状态检修的实施需要定期检查设备的状态,除了正常通过巡视、检查等手段检查设备状况之外,最有效的手段就是通过在线监测技术获取一定数量的状态量来检查设备的实际状况。变压器作为变电站的重要设备,其安全性与可靠性将直接影响变电站的安全稳定运行,因此对变压器实施在线监测技术是电力系统安全生产的必然需要。 本文在总结分析变压器故障机理的基础上，参考相关成果，对变压器故障在线诊断作了详细论述。归结起来作了如下几个方面的工作: 1(课题研究的意义、背景以及电力变压器故障诊断的国内外现状; 2(介绍油性能指标故障诊断方法与油中气体含量的关系并提出了油色谱在线监测技术; 3(对变压器的常见故障及特征、故障原因以及目前常用的电力变压器在线监测的方法进行分析; 4(对在线监测技术应用水平提出了几点建议 5.2展望 由于论文写作时间短，本课题研究比较浅薄，论文还有待于从以下几个方面进行深入和完善: 1.结合目前国内外实例对目前的在线监测技术与带电检测技术做具体的论述，争取做到有据可依。 2.变压器油中气体气组分含量和故障的关系现在只是一些定性的研究结论，而且由于变压器的制造工艺、制造材料和电压等级的不同，油中气体组分含量和故障关系的差别比较大，其具体的差异以及变化趋势的定性分析还有待研究。 3.由于故障产气和自然产生的气体在技术上不能分离，在数值上也没有严格的界限。虽然有人认为，无故障的变压器在运行一年后，油中气体浓度就已经稳定，但由于各厂所用的材料、工艺、密封结构等的差异，无故障的充油电力电压器可允许的含气量仍需要大量的调查分析。单纯使用色谱诊断技术有其局限性，它不能很好的判断故障的具体 第 25 页 共 37 页 故障属性和故障定位，在实际应用需同其他监测参量共同分析才能确定其故障属性。 以上为论文完成之余的一点想法。由于电力变压器是输配电网络的重要设备之一，其能否安全稳定运行，直接关系到电力系统的稳定性，希望本文的研究对电力变压器在线监测及故障诊断的发展起到一定的积极推动作用。 第 26 页 共 37 页 致谢 几个月的时间来完成这篇论文,其间的辛苦随着完成后的喜悦而消失了,在这个收获的时期,我有许许多多感谢的话要说: 首先要感谢的是我的指导老师黄静老师,她治学严谨,对我们要求严格、认真。特别是在做论文的过程中,给我以明确的方向和指导,让我感受到了师长的循循善诱和谆谆教诲。同时在论文的3稿期间特别感谢李曙光老师以他丰富的实践经验给我的指导。在他的指导下这篇论文最终完成定稿。 其次感谢我的家人和同学们给与的支持和帮助!感谢我的母校荆楚理工学院电子信息工程学院各位老师为我们付出的辛勤劳动和对我们的关心与爱护! 最后,感谢各位老师在百忙之中抽空审阅我的论文。 第 27 页 共 37 页 参考文献 [1]顾绳谷.电机及拖动基础(第四版)[M]. 北京:机械工业出版社，2003.7 [2]王晓莺.变压器故障与监测[M]. 北京:机械工业出版社，2009. 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