故障电缆检测仪的应用论文

故障电缆检测仪的应用论文

电缆故障仪用途是查找故障点。

电缆故障测试仪的结构介绍以及特点

电缆故障测试仪由系统主机、故障定位仪和电缆路径仪三部分组成。用于电力电缆各类故障的测试，电缆路径、电缆埋设深度的寻测。以及铁路机场信号控制电缆和路灯电缆故障的精确测试。

特点：

1、功能齐全，、迅速、准确。仪器采用低压脉冲法和高压闪络法进行探测，如配备声点仪，可准确测定故障点的位置

2、仪器采用高速数据采样技术，读取分辨率1m。智能化程度高。判断故障直观。并配有菜单显示操作功能，无需对操作人员作专门的训练。

3、具有波开及参数存储、调出功能。采用非易失性器件，关机后波形、数据不易失。

4、具有双踪显示功能。有利于对故障的进一步判断。

5、具有波形扩展比例功能。改变波形比例。

6、控制测量光标，可自动沿线搜索，并在故障波形的拐点处自动停下。

7、可任意改变双光标的位置。

8、具有打印功能。

电缆故障查找仪的用途

电缆故障测试仪是一个很全面的电缆故障测试他能通过一些检测方法来检测电缆故障。 能解决频闪和电路短路的问题，并能解决电缆线路的问题。 同时，还可以测试相关的电缆路径，电缆埋在地下的深度，并进行无线电波测量速度，然后检查电缆长度等。 还可以建立记录的电缆档案，方便以后机器的正常维护和管理。

这个仪器探测故障的方法有很多，它采用了很多的探测形式，同时还运用了我国现在的gao端前沿的电子信息科技企业技术创新成果。电缆故障测试仪它将我们自己现在社会发展很前沿的计算机管理科学教育技术与科学家通过研究工作多年的微电子技术教学相结合起来，这样结合组装发展空间设计的机器学习能够更加具有一种非常高的智能化，它可以不需要人工的操作，只需要人工后台控制就可以进行一些相关的很多操作。

它的各种功能都很齐全，可以为用户进行quan方位的故障检测，对于一个故障测试你说它的使用范围应该很大，可以适用于所有情况会更方便。对普通人的有线电视设备进行故障排除。像这样的故障测试仪有这样的特点。它可以进行故障排除在广泛的应用，具有准确的测试结果，并由于其简单的操作，所以非常方便使用人员操作，简单方便。

电缆故障查找仪配合使用可以快速准确地找到各种电缆的故障点，适用于广大厂矿企业、冶金、石化系统、电厂、机场、铁路和供电等部门。RT-213X电缆故障定位装置广泛应用于35KV以下各种不同截面的铝芯、铜芯电力电缆、高频同轴电缆及市话电缆的低阻、短路、开路及各种高阻故障的探测，是保障安全供电的必备设备和电缆生产、维护工作者的得力助手。电力电缆故障查找仪由电力电缆故障测试仪主机、电缆故障定位仪、电缆路径仪三个主要 部分组成。电缆故障测试仪主机用于测量电缆故障故障性质，全长及电缆故障点距测试端的大致位置。电缆故障定点仪是在电缆故障测试仪主机确定电缆故障点的大 致位置的基础上来确定电缆故障点的精确位置。对于未知走向的埋地电缆，需使用路径仪来确定电缆的地下走向。电力电缆故障进行测试的基本方法是通过对故障电 力电缆施加高压脉冲，在电缆故障点处产生击穿，电缆故障击穿点放电的同时对外产生电磁波并同时发出声音。弧反射法(二次脉冲法)在电缆故障定位中的应用的工作原理：首先使用一定电压等级、一定能量的高压脉冲在电缆的测试端施加给故障电缆，让电缆的高阻故 障点发生击穿燃弧。同时，在测试端加入测量用的低压脉冲，测量脉冲到达电缆的高阻故障点时，遇到电弧，在电弧的表面发生反射。由于燃弧时，高阻故障变成了 瞬间的短路故障，低压测量脉冲将发生明显的阻抗特征变化，使得闪络测量的波形变为低压脉冲短路波形，使得波形判别特别简单清晰。这就是我们称之为的“二次 脉冲法”。接收到的低压脉冲反射波形相当于一个线芯对地完全短路的波形。将释放高压脉冲时与未释放高压脉冲时所得到的低压脉冲波形进行叠加，2个波形会有 一个发散点，这发散点就是故障点的反射波形点。这种方法把低压脉冲法和高压闪络技术结合在一起，使测试人员更容易判断出故障点的位置。与传统的测试方法相 比，二次脉冲法的先进之处，是将冲击高压闪络法中的复杂波形简化为最简单的低压脉冲短路故障波形，所以判读极为简单，可准确标定故障距离。三次脉冲法采用双冲击方法延长燃弧时间并稳弧，能够轻易地定位高阻故障和闪络性故障。三次脉冲法技术先进，操作简单，波形清晰，定位快速准确，目前已 经成为高阻故障和闪络性故障的主流定位方法。三次脉冲法是二次脉冲法的升级，其方法是首先在不击穿被测电缆故障点的情况下，测得低压脉冲的反射波形，紧接 着用高压脉冲击穿电缆的故障点产生电弧，在电弧电压降到一定值时触发中压脉冲来稳定和延长电弧时间，之后再发出低压脉冲，从而得到故障点的反射波形，两条 波形叠加后同样可以发现发散点就是故障点对应的位置。由于采用了中压脉冲来稳定和延长电弧时间，它比二次脉冲法更容易得到故障点波形。相对于二次脉冲法由 于三次脉冲法不用选择燃弧的同步时长，操作起来也跟加简便。

电缆故障检测仪毕业论文

电缆故障测试仪的结构介绍以及特点

电缆故障测试仪由系统主机、故障定位仪和电缆路径仪三部分组成。用于电力电缆各类故障的测试，电缆路径、电缆埋设深度的寻测。以及铁路机场信号控制电缆和路灯电缆故障的精确测试。

特点：

1、功能齐全，、迅速、准确。仪器采用低压脉冲法和高压闪络法进行探测，如配备声点仪，可准确测定故障点的位置

2、仪器采用高速数据采样技术，读取分辨率1m。智能化程度高。判断故障直观。并配有菜单显示操作功能，无需对操作人员作专门的训练。

3、具有波开及参数存储、调出功能。采用非易失性器件，关机后波形、数据不易失。

4、具有双踪显示功能。有利于对故障的进一步判断。

5、具有波形扩展比例功能。改变波形比例。

6、控制测量光标，可自动沿线搜索，并在故障波形的拐点处自动停下。

7、可任意改变双光标的位置。

8、具有打印功能。

电缆故障测试仪（又称地下电缆故障检测仪）可以有效解决了地埋电缆故障点查找难的问题，因此，在城市、工厂、矿区等大型企业单位得到了广泛的应用。大家都知道电缆故障测试仪是由电缆故障测距仪、电缆故障定点仪等主要设备组成，满足现代电缆检测中的各种故障检测需求。目前，大多数电缆故障测试仪的工作原理，都是采用域反射法（TDR）,指脉冲反射仪在不通过高压冲击器的情况下,独立测量电缆的低阻与断路故障，通过向故障电缆发射脉冲信号，在脉冲信号传输中，并把电缆数据实时传输到检测主机，形成电缆波形数据图，通过波形数据分析，来确定电缆故障点到测试端的距离。在确定电缆故障点的距离后，明确电缆路径的情况下，就可以直接使用电缆故障定点仪来确定电缆故障点的位置，如果电缆路径情况不明，那就需要使用电缆路径仪设备来查找电缆路径后，在进行电缆故障精准定点；目前，市场上电缆故障定点仪常用的定点技术是声磁同步、电压跨步法居多。以上就是电缆故障测试仪设备的配套设备及工作原理介绍，不过以上这些设备只能检测电缆的低阻故障。如果查找电缆的高阻故障，还要配套高压设备，才能进行电缆故障查找。回复者：华天电力

为了防止公用设施遭受罢工，使用电缆故障定位仪（也叫电缆故障测试仪）来检测埋设的公用设施的存在和邻近。本文将帮助解释电缆故障定位仪的工作原理和检测地下设施的方法。供电电流和市电频率当交流电（AC）沿电缆传播时，会产生电磁场，交流电不仅会产生磁场，而且电流在正负之间的振荡也会产生一个称为赫兹（Hz）的频率。地下公用设施探测的原理交流电流产生的电磁场可以通过电缆故障定位仪进行检测。有两个主要的检测原理：无源位置，用于定位公用设施上已经存在的电磁场。主动位置，包括使用信号发送器将特定信号添加到定位器所定位的公用程序上。使用被动位置进行检测，通过从电源线辐射的信号或从无线电发射器重新感应到公用设施上的无线电信号，某些信号可能已经存在于埋藏的公用设施上。功耗模式背后的原理当交流电流沿公用事业行进时，它会产生电磁信号。使用电缆故障定位仪，测量员可以通过搜索磁场来检测埋入电缆的位置。但是，仅靠电缆故障定位仪来定位电缆将仅允许操作员在夜间使用带电电流来检测公用设施，例如路灯电缆。被动位置无线电模式原理从无线电天线杆发射的低频长波无线电信号可以进入地面，从而将信号感应到金属设施上。实用程序会重新发射这些信号，并且可以使用无线电定位中的电缆故障定位仪来定位和跟踪这些信号。自动模式背后的原理电缆故障定位仪具有自动模式，结合了在电源和无线电模式下同时检测的优点。自动模式有助于在首次访问站点时确认是否存在任何服务。使用活动位置进行检测仅在被动模式下进行检测时，多达60％的地下公用设施可能会丢失，仅仅因为没有在简单的扫描中发现它们，并不意味着它们不存在并且可以安全地进行挖掘。要检测所有服务，必须使用定位器来操作信号发射器。这个小型便携式装置将信号感应到电缆或管道，可以由电缆故障定位仪跟踪。这称为主动定位。施加有源信号通过使用定位器自行搜索无源信号，可能无法检测到大多数掩埋的公用设施。这些隐藏的公用程序可能不会承载带电电流或辐射无线电信号，需要将信号直接感应到公用程序上才能对其进行定位。为了检测这些额外的公用设施，需要将电流（信号）施加到埋入式金属公用设施上，这使该公用设施能够被定位器追踪和识别。主动跟踪是当信号发送器用于将信号应用于公用程序以使其能够被跟踪时经常使用的术语。即使存在无源信号，为定位而故意施加的有源信号也将大大改善对公用事业的检测。有效位置信号发送器的操作相对简单，并且可以通过多种方式进行操作，以将活动信号应用于公用事业公司。感应模式感应是一种将信号施加到公用程序的快速而简单的方法，而无需进行任何物理连接，内部天线会向下方的地面产生磁场。任何靠近信号发射器的埋入式金属设施都会被特定的信号感应，从而允许使用电缆故障定位仪对设施进行定位和追踪。连接方式这是将信号施加到公用程序的最有效方法，应尽可能使用它（特别是在读取深度时）。信号发送器的输出可以直接连接到电缆或管道。通过与地桩或接地点的连接来完成电路。直接向公用事业公司施加信号可以使操作员积极地识别和追踪。附件提供一系列附件，可以安全连接到信号钳之类的电气设备。信号钳用电磁线圈围绕公用线，并感应出由变送器供电的以赫兹为单位的可检测信号。这是在定位和映射掩埋公用事业的路径时应用跟踪频率的首选方法。信号钳可以在不中断电源的情况下将信号施加到带电的电缆，并且信号不太可能耦合到其他公用设施。这为目标线提供了定义的跟踪信号，以提高识别度。但是信号可能不会传播到所连接的信号。确定方向实用程序指导可帮助您确定实用程序的指导。当定位器位于公用设施上方并且标识了最高读数时，可以通过旋转定位器直到信号强度降至最小值并且声音下降来标识公用设施的方向。向后旋转，信号将增加。回复者：华天电力

通讯电缆故障测试仪，不同厂家的不同产品性价比差异很大的，具体优点或者特性要视具体的产品才清楚。

低压电缆故障检测系统论文

低压电缆在实际使用过程中还有以下特点: ⒈敷设的随意性比较大，路径不是很明白。 ⒉敷设时不像高压电缆那样填沙加砖后深埋，相反埋深较浅，易受外 力损伤而出现故障。 ⒊电缆一般较短，几十米到几百米不等，不像高压电缆往往在几百米到几公里。 ⒋绝缘强度要求低，处理故障做接头时，工艺较简单。 ⒌绝大多数电缆在故障点处都有十分明显的烧焦损坏现象。故障点在电缆外皮没有留下痕迹的情况，十分罕见。 ⒍所带负载变化较大，而且往往相间不平衡，容易发热，由此引发的故障多为常见。 低压电缆绝缘要求较低，同时运行过程中电流较大，出现故障后有明显的特征，具体归类如下：第一类故障：整条电缆被烧断或某一相被烧断，此类故障造成配电柜上的电流继电器动作，电缆在故障处损坏相当严重。第二类故障：电缆各相都短路，同样，此类故障造成配电柜上的电流继电器和电压继电器都动作，电缆在故障点损坏也很严重（可能是受外力引起的）。第三类故障：电缆只有一相断路，电流继电器动作，故障点损伤较轻但表露较明显。可能是该相电流太大或者是由电缆质量造成。第四类故障：电缆内部短路，外表看不出痕迹，此类故障一般是由于电缆质量造成的，比较少见。DW型低压电缆故障定位系统中的测距仪和定位仪结合使用能非常方便地完成测试。同时针对不同故障特征及电缆长度也可独立完成测试。具体如下：第一类故障和第二类故障如果电缆较短时（小于500米）可直接使用故障定位仪进行故障定位，无须测距仪配合。只需手持接收机沿路径（路径可边走边测）走上一遍，即可确定故障点。第三类故障：由于电缆在故障点处损坏较轻，发射机发出的信号在此泄漏较少，用定位仪故障定位时，指示范围较窄，这时可先用测距仪测出故障点大概距离，再用定位仪定位也很方便。第四类故障：此类故障是目前所有电缆故障中最难测的一种故障，此时可用测距仪分别在电缆两头对电缆进行测试，再拿测试结果和实际长度相比较，就可将故障点确定在一个很小的范围内（1-3米），此时将电缆挖开后再找出可疑点，或干脆将这一段电缆锯掉（因为低压电缆很便宜，绝缘要求低，接头好做），或用定位仪，在这一段范围采用音频定位，也可确定故障点。

低压电缆线路与低压架空线路、低压架空绝缘线路相比较尽管造价较高，敷设维护比较困难，但鉴于它具备运行稳定、不立电杆、不占地面、不碍观瞻、受外界的影响较小等特性，而在低压配电系统中获得广泛运用。 低压电缆在实际应用过程中的特性： 1、敷设的随意性较大，路径不清晰。 2、敷设埋深较浅，易受外力受损出现故障。 3、电缆一般较短，几十米到几百米不等 4、绝缘强度要求低，处理故障做接头时，工艺较简单。 5、绝大部分电缆在故障点处常有非常明显的烧焦损坏现象。 6、所带负载变化比较大，并且通常相间不平衡，容易发热，从而引起的故障较为常见 德国赛巴适用于带电220V/380V低压电缆绝缘状态和缺陷在线检测，特别是间歇型疑难缺陷，无需等到电缆停电事故发生后。LV采用脉冲反射与行波技术，手机短信息传输提醒信号与故障波形，单相、两相、三相低压电缆均可在线检测，LV特别适合低压电缆供电要求非常高的调度中心、医院手术室大楼、联合参谋部等高等级电力用户。 通过德国赛巴低压电缆故障测试： 1：两个配电箱处各安装一台德国赛巴LV：LV02和LV04 2：将德国赛巴LV标准配置里包括的电流夹钳夹住有缺陷相，跟踪间歇型疑难缺陷的故障电流 3：在这2个配电箱处及各条低压电缆终端上安装PQ-Box200电能质量分析仪，测试各处的电能质量，特别是电压骤升骤降，电流突变等不正常事件 4：根据德国赛巴LV检测并触发的波形，确定有缺陷的低压电缆编号、确定故障发生范围

电线接头故障分析论文

想要写一篇关于电线接头故障分析的论文吗？那么论文的内容应该怎么写呢？下面是我分享给大家的电线接头故障分析论文，希望对大家有帮助。

摘要: 针对高压电缆接头故障进行综析，并就各类原因提出改进措施和防范对策。

关键词: 电缆接头；分析；意见

一、前言

在铁路供电网路中交联电缆接头状况，对供电安全是非常重要的。经实际运行证明，在大多数情况下是可以随电缆长期等效使用的。交联电缆由于载流能力强，电流密度大，对导体连接质量要求就更为严格。对接头所要求机械的电气的条件越来越高，特别是输配电电缆，各种接头将经受很大的热应力和较长持续时间的短路电流的影响。

所以，交联电缆附件也不是附属的，更不是次要的部件，它与电缆是同等重要，是必不可少的部件，也是与安全运行密切相关的关键产品。

二、交联电缆接头故障原因综析

交联电缆接头故障原因，由于电缆附件种类、形式、规格、质量以及施工人员技术水平高低等因素的影响，表现出不同的现象。另外，电缆接头运行方式和条件各异，致使交联电缆接头发生故障的原因各不相同。交联电缆允许在较高温度下运行，对电缆接头的要求较高，使接头发热问题就显得更为突出。接触电阻过大，温升加快，发热大于散热促使接头的氧化膜加厚，氧化膜加厚又使接触电阻更大，温升更快。如此恶性循环，使接头的绝缘层破坏，形成相间短路，引起爆炸烧毁。由此可见，接触电阻增大、接头发热是造成电缆故障的主要原因。造成接触电阻增大的原因有以下几点：

1、工艺不良。主要是指电缆接头施工人员在导体连接前后的施工工艺。

2、连接金具接触面处理不好。无论是接线端子或连接管，由于生产或保管的条件影响，管体内壁常有杂质、毛刺和氧化层存在，这些不为人们重视的缺陷，对导体连接质量有着重要影响。特别是铝表面极易生成一层坚硬而又绝缘的氧化铝薄膜，使铝导体的连接要比铜导体的连接增加不少难度，工艺技术的要求也要高得多。不严格按工艺要求操作，就会造成连接处达不到规定的电气和机械强度。实际运行证明，当压接金具与导线的接触表面愈清洁，在接头温度升高时，所产生的氧化膜就愈薄，接触电阻Rt就愈小。

3、导体损伤。交联绝缘层强度较大剥切困难，环切时施工人员用电工刀环剥，有时用钢锯环切深痕，因掌握不好而使导线损伤。在线芯弯曲和压接蠕动时，会造成受伤处导体损伤加剧或断裂，压接完毕不易发现，因截面减小而引起发热严重。

4、导体连接时线芯不到位。导体连接时绝缘剥切长度要求压接金具孔深加5mm，但因零件孔深不标准，易造成剥切长度不够，或因压接时串位使导线端部形成空隙，仅靠金具壁厚导通，致使接触电阻Rt增大，发热量增加。

5、压力不够。现今有关资料在制作接头工艺及标准图中只提到电缆连接时每端的压坑数量，而没有详述压接面积和压接深度。施工人员按要求压够压坑数量，效果如何无法确定。不论是哪种形式的压力连接，接头电阻主要是接触电阻，而接触电阻的大小与接触力的大小和实际接触面积的多少有关，还与使用压接工具的出力吨位有关。

6、压接机具压力不足。压接机具生产厂家较多，管理混乱，没有统一的标准，有些机械压钳，压坑不仅窄小，而且压接到位后上下压模不能吻合；还有一些厂家购买或生产国外类型压钳，由于执行的是国外标准，与国产导线标称截面不适应，压接质量难以保证。

7、连接金具空隙大。现在，多数单位交联电缆接头使用的连接金具，还是油纸电缆按扇型导线生产的端子和压接管。从理论上讲圆型和扇型线芯的有效截面是一样的，但从运行实际比较，二者的压接效果相差甚远。由于交联电缆导体是紧绞的圆型线芯，与常用的金具内径有较大的空隙，压接后达不到足够的压缩力。接触电阻Tt与施加压力成反比，因此将导致Rt增大。

8、产品质量差。假冒伪劣金具不仅材质不纯，外观粗糙，压后易出现裂纹，而且规格不标准，有效截面与正品相差很大，根本达不到压接质量要求；在正常情况下运行发热严重，负荷稍有波动必然发生故障。

9、截面不足。以ZQ－3×240油纸铜芯电缆和YJV22－3×150交联铜芯电缆为例，在环境温度为25℃时，将交联电缆与油纸电缆的允许载流量进行比较得出的结论是：ZQ2一3×240油纸铜芯电缆可用YJV22－3×150交联铜芯电缆替代。因为YJV22－3×150交联电缆的允许载流量为476A；而ZQ2－3×240油纸电缆的允许载流量为420A还超出47A。如果用允许载流量计算，150平方毫米交联电缆与240平方毫米油纸电缆基本相同，或者说150平方毫米交联电缆应用240平方毫米的金具连接才能正常运行。由此可见连接金具截面不足将是交联电缆接头发热严重的一个重要原因。

10、散热不好。绕包式接头和各种浇铸式接头，不仅绕包绝缘较电缆交联绝缘层为厚，而且外壳内还注有混合物，就是最小型式的热缩接头，其绝缘和保护层还比电缆本体增加一倍多，这样无论何种型式的接头均存在散热难度。现行各种接头的绝缘材料耐热性能较差，J-20橡胶自粘带正常工作温度不超过75℃；J-30也才达90℃；热缩材料的使用条件为-50～100℃。当电缆在正常负荷运行时，接头内部的温度可达100℃；当电缆满负荷时，电缆芯线温度达到90℃，接头温度会达140℃左右，当温度再升高时，接头处的氧化膜加厚，接触电阻Tt随之加大，在一定通电时间的作用下，接头的绝缘材料碳化为非绝缘物，导致故障发生。

三、技术改进措施

综上所述增加连接金具接点的压力、降低运行温度、清洁连接金属材料的`表面、改进连接金具的结构尺寸、选用优质标准的附件、严格施工工艺是降低接触电阻Rt的几个关键周素。提高交联电缆接头质量的对策由于交联电缆接头所处的环境和运行方式不同，所连接的电气设备及位置不同，电缆附件在材质、结构及安装工艺方面有很大的选择余地，但各类附件所具备的基本性能是一致的。所以，应从以下几方面来提高接头质量：

1、选用技术先进、工艺成熟、质量可靠、能适应所使用的环境和条件的电缆附件。对假冒伪劣产品必须坚决抵制，对新技术、新工艺、新产品应重点试验，不断总结提高，逐年逐步推广应用。

2、采用材质优良、规格、截面符合要求，能安全可靠运行的连接金具。对于接线端子，应尽可能选用堵油型，因为这种端子一般截面较大，能减小发热，而且还能有效的解决防潮密封。连接管应采用紫铜棒或1＃铝车制加工，规格尺寸应同交联电缆线芯直径配合为好。

3、选用压接吨位大、模具吻合好、压坑面积足、压接效果能满足技术要求的压接机具。做好压接前的截面处理，并涂敷导电膏。

4、培训技术有素、工艺熟练、工作认真负责，能胜任电缆施工安装和运行维护的电缆技工。提高施工人员对交联电缆的认识，增强对交联电缆附件特性的了解。研究技术，改进工艺，制定施工规范，加强质量控制，保证安全运行。

四、结束语

由于交联电缆推广应用时间较短，电缆附件品种杂乱，施工人员技术水平高低不一等原因，加之接头的接触力和实际接触面积是随着接头在运行中所处的各种不同的运行条件而在变化。

所以交联电缆各种接头发生故障的原因也就各不相同，除发热问题外，对于密封问题、应力问题、联接问题、接地问题等引起的接头故障也应予以重视。如果能从以上几个方面来改进，就会使接头发热问题得到有效的控制。

变压器故障检测技术的应用论文

三比值法气体分析在变压器故障判断中的应用论文

摘要： 变压器故障条件下在绝缘油中产生大量气体，三比值法气体分析能根据各组分的含量、比值、产气速率判断变压器的故障原因及性质，在解决各类变压器故障中发挥了十分重要的作用。本文对三比值法气体分析在变压器故障判断中的应用做了介绍，供广大电力人员作参考。

关键词： 三比值法 气体分析变压器故障判断应用

电力变压器内部故障主要有过热性故障、放电性故障及绝缘受潮等多种类型。据有关资料介绍，对359台故障变压器统计表明：过热性故障占63％；高能量放电故障占％；过热兼高能量放电故障占10％；火花放电故障占7％；受潮或局部放电故障占％。电气测量不能发现以上很多隐性故障，如何找到一种能早期发现这些隐性故障的检测手段和方法以快速判断变压器故障的原因、性质和发展趋势是十分必要的。而三比值法气体分析就是在变压器故障分析中被大量采用的有效的化学测量方法。

一、绝缘油产气原理

1、 产品老化及故障条件下温度上升与放电导致绝缘油分解并产生气体

绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3、CH2和CH化学基团并由C-C键键合在一起。由于电或热故障的结果可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基如：CH3*、CH2*CH*，或C*（其中包括许多更复杂的形式），这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X-蜡）。

故障初期，所形成的气体溶解于油中；当故障能量较大时，也可能聚集成自由气体。碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备的内部。 低能量故障，如局部放电，通过离子反应促使最弱的键C-H键（338 kJ／mol）断裂，大部分氢离子将重新化合成氢气而积累。对C-C键的断裂需要较高的温度（较多的能量），然后迅速以C-C键（607 kJ／mol）、C＝C键（720 kJ／mol）和C 三C（960 kJ／mol）键的.形式重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。 乙烯是在大约为500℃（高于甲烷和乙烷的生成温度）下生成的。乙炔的生成一般在800℃～1200℃的温度。因此，大量乙炔是在电弧的弧道中产生的（低于800℃也会有少量的乙炔生成）。油起氧化反应时伴随生成少量的CO和CO2。油碳化生成碳粒的温度在500℃～800℃。

2、 固体绝缘材料分解产生气体

纸、层压纸板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖甙键，它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱，并能在较低的温度下重新化合。聚合物裂解的有效温度高于105℃，完全裂解和碳化高于300℃，在生成水的同时生成大量的CO和CO2以及少量烃类气体和呋喃化合物，同时油被氧化。CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。

二、产气与故障关系

故障气体的组成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系。在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中。当变压器气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的状况做出判断。

不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表1。

变压器内部是否正常或存在故障，常用气相色谱分析结果的三项主要指标（总烃、已炔、氢）来判断。油中气体含量正常值和注意值见表2。

仅根据表3所列气体含量的绝对值很难对故障的严重程度作出正确判断，还必须考察故障的发展趋势，这与故障的产气速率密切相关。产气速率分为绝对产气速率和相对产气速率两种。规范规定对于密封式（隔膜式）变压器，总烃产气速率的注意值为；总烃的相对产气速率大于10%时应引起注意。

三、判断故障性质的三比值法

三比值法是利用气相色谱分析结果中五种特征气体含量的三个比值（C2H2 /C2H4、CH4/ H2 、C2H4 /C2H6）来判断变压器内部故障性质。实践表明，这一方法判断故障性质的准确率相当高。由于当采用不完全脱气方法脱气时，各组分的脱气速率可能相差很大；但三比值法中，每一对比值之两种气体脱气速率之比都接近于1。所以采用三比值法克服了因脱气速率的差异所带来的不利影响。

三比值法按照比值范围，把三个比值以不同的编码来表示，编码规则如表4。

四、故障判断的步骤

1、气相色谱分析结果的三项指标（总烃、乙炔、氢）与规程的注意值进行比较，并分析CO、CO2的含量。

2、当主要指标达到或超过注意值时，应进行追踪分析、查明原因，结合产气速率估计是否存在故障或故障严重程度及发展趋势。有一项或几项主要指标超过注意值时，说明设备存异常情况，要引起注意。但规程推荐注意值是指导性，它不是划分设备是否异常唯一判据，不应当作强制性标准执行；而应进行跟踪分析，加强监视，注意观察其产生速率变化。有设备特征气体低于注意值，但增长速度很高，也应追踪分析，查明原因；有设备因某种原因使气体含量超过注意值，能立即判定有故障，而应查阅原始资料，若无资料，则应考虑一定时间内进行追踪分析；当增长率低于产气速率注意值，仍可认为是正常。判断设备是否存故障时，不能只一次结果来判定，而应多次分析以后，将分析结果绝对值与导则注意值作比较，将产气速率与产气速率参考值作比较，当两者都超过时，才判定为故障。当确定设备存潜伏性故障时，就要对故障严重性作出正确判断。判断设备故障严重程度，除分析结果绝对值外，必须用产气速率来考虑故障发展趋势，计算故障产气速率可确定设备内部有无故障，又可估计故障严重程度。当有意识用产气速率考察设备故障程度时，必须考察期间变压器不要停运而尽量保持负荷稳定性，考察时间以1～3个月为宜。考察期间，对油进行脱气处理或较短运行期间及油中含气量很低时进行产气速率考察，会带来较大误差。

3、可能发生故障时，用特征气体法或三比值法对故障类型作初步判断，一般用三比值法更准确。但用三比值法应注意有关问题有：

(1)采用三比值法来判断故障性质时必须符合条件：

1)色谱分析气体成分浓度应不少于分析方法灵敏度极根值10倍。

2)应排除非故障原因引入数值干扰。

3)一定时间间隔内(1～3个月)产气速率超过10％／月。

(2)注意三比值表以外比值应用，如122、121、222等组合形式表中找不到相应比值组合，对这类情况要进行对应分析和分解处理。如有认为122组合可以分解为102+020，即说明故障是高能放电兼过热。另外，追踪监视中，要认真分析含气成分变化规律，找出故障类型变化、发展过程，例如三比值组合方式由102—122，则可判断故障是先过热，后发展为电弧放电兼过热。当然，分析比值组合方式时，还要结合设备历史状况、运行检修和电气试验等资料，最后作出正确结论。

(3)注意对低温过热涉及固体绝缘老化正确判断。绝缘纸150˙C以下热裂解时，主要产生CO2外，还会产生一定量CO、乙烯和甲烷，此时，成分三比值会出现001、002、021、022等组合，这样就可能造成误判断。这种情况下，必须首先考虑各气体成分产气速率，CO2始终占主要成分，产气速率一直比其他气体高，则对001--002及021--022等组合，应认为是固体绝缘老化或低温过热。

(4)注意设备结构与运行情况。三比值法引用色谱数据是针对典型故障设备，而不涉及故障设备各种具体情况，如设备保护方式、运行情况等。如开放式变压器，应考虑到气体逸散损失，特别是甲烷和氢气损失率，引用三比值时，应对甲烷、H2比值作些修正。另外，引用三比值是各成分气体超过注意值，特别是产气速率，有理由判断可能存故障时才应用三比值进一步判断其故障性质，用三比值监视设备故障性质应故障不断产气过程中进行。设备停运，故障产气停止，油中各成分能会逐渐散失，成分比值也会发生变化，，不宜应用三比值法。

(5)目前对尚没有列入三比值法某些组合判断正研究之中。例如121或122对应于某些过热与放电同时存情况，202或212装有载调压开关变压器应考虑开关油箱油可能渗漏到本体油中情况。

4、气体继电器内出现气体时，应将其中气体分析结果与油中气体分析结果作比较。比较时应将气、液两相气体进行换算。若故障气体含量均很少，说明设备是正常的。若溶解气体略高于气体继电器，说明设备存在产气较慢的潜伏性故障；若气体继电器明显超过油内气体含量，则说明设备存在产气较快的故障。

5、结合其他检查性试验（直流电阻、空载试验、绝缘试验、局部放电试验和测量微量水分、外部检查等）及设备结构、运行、检修等情况作综合性分析，可相应采取红外检测、超声波检测和其它带电检测等技术手段加以综合诊断判断故障的性质和部位，采取相应措施如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查或立即停运检查等。综合分析诊断应注意问题：

1)变压器内部故障形式和发展是比较复杂，往往与多种因素有关，这就特别需要进行全面分析。首先要历史情况和设备特点以及环境等因素，确定所分析气体究竟是来自外部还是内部。所谓外部原因，包括冷却系统潜油泵故障、油箱带油补焊、油流继电器接点火花，注入油本身未脱净气等。排除外部可能，分析内部故障时，也要进行综合分析。例如，绝缘预防性试验结果和检修历史档案、设备当时运行情况，包括温升、过负荷、过励磁、过电压等，及设备结构特点，制造厂同类产品有无故障先例、设计和工艺有无缺陷等。

2)油中气体分析结果，对设备进行诊断时，还应从安全和经济两方面考虑。某些过热故障，一般不应盲目建议吊罩、吊心，进行内部检查修理，而应首先考虑这种故障是否可以采取其他措施，如改善冷却条件、限制负荷等来予以缓和或控制其发展，有些过热性故障吊罩、吊心也难以找到故障源。这一类设备，应采用临时对策来限制故障发展，油中溶解气体未达到饱和，不吊罩、吊心修理，仍有可能安全运行一段时间，观察其发展情况，再考虑进一步处理方案。这样处理方法，既能避免热性损坏，又能避免人力、物力浪费。

3)油脱气处理必要性，要分几种情况区别对待：当油中溶解气体接近饱和时，应进行油脱气处理，避免气体继电器动作或油中析出气泡发生局部放电；当油中含气量较高而不便于监视产气速率时，也可考虑脱气处理后，从起始值进行监测。但需要明确是，油脱气并非处理故障必须手段，少量可燃性气体油中并不危及安全运行，监视故障过程中，过分频繁脱气处理是不必要。

4)分析故障同时，应广泛采用新测试技术，例如电气或超声波法局部放电测量和定位、红外成像技术检测、油及固体绝缘材料中微量水分测定，以及油中金属微粒测定等，以利于寻找故障线索，分析故障原因，并进行准确诊断。

五、按国家规定的气体分析检测周期对变压器加强检测，保障变压器的正常稳定运行，减少故障的发生。

1、 出厂设备的检测

220KV变压器在出厂试验全部完成后要做一次色谱分析。制造过程中的色谱分析由用户和制造厂协商决定。

2、 投运前的检测

定期检测的新设备及大修后的设备，投运前应至少做一次检测。如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后停放一段时间再做一次检测。

3、投运时的检测

新的或大修后的变压器至少应在投运后4天、10天、30天各做一次检测，若无异常，可转为定期检测。

4、运行中的定期检测

220 kV及以上定期检测 6个月一次。

5、特殊情况下的检测

当设备出现异常情况时（如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等），或对测试结果有怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。

结语： 变压器油气体色谱分析是预防性试验和故障分析判断的重要方法，已得到广泛应用。在用气体特征值和注意值及产气速率估计已存在故障的条件下，三比值法分析能较准确地做出故障分析、判断故障类型、性质和严重程度，采用三比值法时要注意结合其他检测试验和新式先进在线监测工具及设备结构、运行、检修情况，经综合分析和判断后对故障准确定位并采取相应措施。变压器故障原因可能十分复杂，往往同时有多种故障存在，并在发展中。加强预防性试验和定期分析检测对保障变压器的正常运行十分必要。三比值法也在实践中被人们不断探索中，必将在电力应用中发挥更大作用。

1主题内容与适用范围 本导则适用于电压等级在35~220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并(串)联电抗器等。 对国并进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。 本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。 变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。 有载分接开关检修，按部颁DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》执行。 各网、省局可根据本导则要求，结合本地区具体情况作补充规定。 2引用标准 电力变压器 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB7251-87变压器油中溶解气体分析和判断导则 GBJ148-90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 GB7665-87变压器油 DL/T572-95电力变压器运行规程 DL/T574-95有载分接开关运行维修导则 3检修周期及检修项目 检修周期 大修周期 一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。 箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。 在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。 运行中的变压器，当发现异常状碚或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。中华人民共和国电力工业部1995-06-29发布1995-11-01实施 小修周期 一般每年1次； 安装在2~3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。 附属装置的检修周期 保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。 变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：2级泵1~2年进行一次，4级泵2~3年进行一次。 变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，1~2年进行一次。 净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失 程度随时更换。 自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。 水冷却器的检修，1~2年进行一次。 套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。 检修项目 大修项目 吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修； 绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修； 铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修； 油箱及附件的检修，季括套管、吸湿器等； 冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检朔； 安全保护装置的检修； 油保护装置的检修； 测温装置的校验； 操作控制箱的检修和试验； 无盛磁分接开关和有载分接开关的检修； 全部密封胶垫的更和组件试漏； 必要时对器身绝缘进行干燥处理； 变压器油的处理或换油； 清扫油箱并进行喷涂油漆； 大修的试验和试运行。 小修项目 处理已发现的缺陷； 放出储油柜积污器中的污油； 检修油位计，调整油位； 检朔冷却装置：季括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束； 检修安全保持记装置：包括储油柜、压力释放阀(安全气道)、气体继电器、速动油压继电器等； 检修油保护装置； 检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等； 检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试； 检查接地系统； 检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油； 清扫油箱和附件，必要时进行补漆； 清扫并绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)； 按有关规程规定进行测量和试验。 临时检修项目 可视具体情况确定。 对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进 油箱机械强度的加强； 器身内部接地装置改为引并接地； 安全气道改为压力释放阀； 高速油泵改为低速油泵； 油位计的改进； 储油柜加装密封装置； 气体继电器加装波纹管接头。 4检修前的准备工作 查阅档案了解变压器的运行状况 运行中所发现的缺陷和异常(事故)情况，出口短路的次数和情况； 负载、温度和附属装置的运行情况； 查阅上次大修总结报告和技术档案； 查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况； 检查渗漏油部位并作出标记； 进行大修前的试验，确定附加检修项目。 编制大修工程技术、组织措施计划 其主要内容如下： 人员组织及分工； 施工项目及进度表； 特殊项目的施工方案； 确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施； 主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表； 绘制必要的施工图。 施工场地要求 变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行； 施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容量、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。 5变压器的解体检修与组装 解体检修 办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。 部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀(或安全气道)、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。 排出全部油并进行处理。 拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见《有载分接开关运行维修导则》；拆卸中腰法兰或大盖宫接螺栓后吊钟罩(或器身)。 检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。 更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。 组装 装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。 适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。 安装冷却器等附属装置。 整体密封试验。 注油至规定定的油位线。 大修后进行电气和油的试验。 解体检修和组装时的注意事项。 拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。 拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。 冷却器、压力释放阀(或安全气道)、净油器及储油柜等中件拆下后，应用盖板密封、对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油(或采取其它防潮密封施)。 套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。 组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。 对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。 拆卸无盛磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置(或按制造厂的规定执行)。 组装后的变压器各零部件应完整无损。 认真做好现场记录工作。 检修中的起重和搬运 起重工作及注意事项 起重 荼应分工明确，专人指挥，并有统一信号； 根据变压器钟罩(或器身)的重要选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等； 起重前应先拆除影响起重工作的各种连接； 如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓； 起吊变压器整体或钟罩(器身)时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊； 起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套； 起吊或落回钟罩(或器身)时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳； 起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜； 起吊或落回钟罩(或器身)时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身； 当钟罩(或器身)因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施； 吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件； 采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。 搬运工作及注意事项 了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。 了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。 变压器在厂(所)内搬运或较长距离搬运时，均应绑轧固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15°，在短轴方向上不大于10°；如用专用托板(木排)牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h(或按制造厂说明书的规定)。 利用千斤顶升(或降)变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。 在使用千斤顶升(或降)变压器时，应随升(或降)随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升(或降)，应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。 变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚框；运搬大型变压器时，专用托板的下中应加设钢带保护，以增强其坚固性。 采用专用托板、滚框搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚框调整角度，防止滚杠弹出伤人。 为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。 采用滑全国纪录组牵引变压器时，工作人员和需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。 变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。 充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持，露点应在-35℃以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于。 (2005-06-25)整体组装 整体组装前的准备工作和要求 组装前应彻底清理冷却器(散热器)，储油柜，压力释放阀(安全气道)，油管，升高座，套管及所有组、部件。用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。 所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。 油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。 安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。 有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管或高座及压力释放阀(或安全气道)升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。 准备好全套密封胶垫和密封胶。 准备好合格的变压器油。 将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管内的脱模剂。 组装 装回钟罩(或器身)； 安装组件时，应按制造厂的“发装使用说明书”规定进行； 油箱顶部若有定位件，应按并形尺寸图及技术要求进行定位和密封； 制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度； 变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲； 对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲； 在装套管前必须检查无盛磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上； 各温度计座内应注以变压器油； 按照变压器外形尺寸图(装配图)组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀(安全气道)可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。 排油和注油 排油和注油的一般规定 检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。 排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。 储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油全部放出。 有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。 强油水冷变压器，在注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的塞子关闭。 可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀让安装抽空管，有载分接开关与本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。 向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机(220kV变压器宜用真空滤油机)。 图1真空注油连接示意图 1-油罐；2，4，9，10-阀门；3-压力滤油机或真空滤油机；5-变压器；6-真空计；7-逆止阀；8-真空泵 真空注油 220kV变压器必须进行真空注油，其它奕坟器有条件时也应采用直空注油，真空注油应遵守制造厂规定，或按下述方法进行，其连接图见图1。 通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。 操作方法： 以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱内注油(一般抽空时间=1/3~1/2暴露空气时间)，注油温度宜略高于器身温度； 以3~5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽夫空保持4h以上； 变压器补油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁以下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。 胶囊式储油柜的补油 进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注油管将油注满储油柜，直至排气孔出油，再关闭注油管和排气孔； 从变压器下部油门排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。 隔膜式储油柜的补油 注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除再关闭放气塞； 由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，经反复调整达到指定油位； 发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应用排气阀进行排气； 正常油位低时的补油，利用集气盒下部的注油管接至滤油机，向储油柜内注油，注油过中发现集气盒中有空气时应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直至储油柜油位达到要求为止。 油位计带有小胶带时储油柜的注油 变压器大修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶带，以便将囊中空气全部排出； 打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量(看到油有内油位即可)，然后关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。 整体密封试验 变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下： 静油柱压力法：220kV变压器油柱高度3m，加压时间24h；35~110kV变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。 充油加压法：加油压时间12h，应无渗漏和损伤。 变压器油处理 一般要求 大修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合GB7665-87规定； 注油后，应从变压器底部放油阀(塞)采取油样进行化验与色谱分析； 根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油； 注入套管内的变压器油亦应符合GB7665-87规定； 补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。 压力滤油 采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质；为提高滤油速度和质量，可将油加温至50~60℃。 滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机及滤网是否清洁，极板内是否装有经干燥的滤油纸，转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确。 启动员滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。 滤油机压力一般为，最大不超过

你好，学汽修哪个专业好? 汽车维修技术专业比较多，下面推荐两个热门专业给您，希望能对同学们有所帮助。1、汽车检测与维修汽车检测与维修主要研究汽车整车、机械系统、传动系统、制动系统、电气系统等的构造、故障诊断、检测维修等方面的基本知识和技能，进行汽车的检测、维修、评估等。例如：汽车整车的装配，汽车故障的诊断与维修，汽车零配件的更换与保养，二手车价值的评估等。2、新能源汽车技术工程师新能源汽车技术主要研究新能源汽车组成构造、电池设计、故障诊断、维修养护等方面的基本知识和技能，进行新能源汽车的生产制造、装配调试、检测维修等。常见的新能源汽车有：纯电动汽车、增程式电动汽车、插电式混合动力汽车、燃料电池电动汽车等。现在中国的汽车越来越多，而汽修人才并没有倍数增，汽修人才定是紧缺，拿高薪也就成为必然。但以后汽修行业的竞争也会很激烈，那就要看你汽修技术是否过硬。这个专业都很好找工作的，只要你好好干，工资肯定会让你满意的。以上回答仅供参考！

探气象站仪器故障的检测论文

在学习、工作、生活中，大家都不可避免地要接触到作文吧，作文是人们以书面形式表情达意的言语活动。那么你有了解过作文吗？下面是我为大家整理的气象站的作文，仅供参考，大家一起来看看吧。

一走进气象台，一位大姐姐就微笑着向我们走来。

＂小朋友们好！＂

＂大姐姐好！＂

＂来，咱们看一下上方在转的东西，它是由三个＂风杯＂做成的。风杯也就和水杯杯子差不多，形成一个弧形，用来测风速？＂

接着，她给我们介绍了太阳能板、全自动测水量、空气温度、紫外线……杆子、两种测水量的。我最喜欢的东西有三个一一量水器、百叶箱、和测地温计。

量水器

这个量水器和其它的水量器不一样。其他的只有一个功效一一测水量。可这个却有两个功效：测水量和测下雨的时间。

方法：打开盖子，中间是漏斗状的。雨从中间漏下去，漏到一个圆柱形的铁盒里。铁盒上有一只笔，笔前有一个可以转动的折线统计图。笔根据水有多少，会向上画。由于＂图＂也在转，所以笔其实是在向左上画。雨流进铁盒里不会流下来，当雨装满后，会一次性落下来。落在一个可以拿动的瓶子里。折线统计图竖轴是雨量，横轴是时间。

百叶箱

用来测量空气湿度和温度。

方法：因为百叶箱有可以流通空气的地方，所以测的时候可以不用把＂门＂打开。里面有四根又粗又长的温度计，两根竖着放，两根横着放。竖着放的两根温度计用来测湿度。左边一根的＂头部＂球上，什么也没有，叫做干球。右边一根的＂头部＂球上用纱布裹着，下面用一个很小的瓶子装着水，叫湿球。它们两个温度计叫＂干湿球＂。

横着的两根，一根中间有一条蓝色小短横，是测空气质量最低温度的。又一根是测最高温度的。最低温度温度计的最低度数是零下三十五度。最高温度温度计的最低度数是十五度。

测地温计

可以测地面温度和测地里不同深度的温度。

方法：在一个＂小草园＂里，平放着三根温度计：一个是在百叶箱里的最低温度计，一个是在百叶箱里的最高温度计，一个是普通温度计。每个温度计必须是放在平坦的土地上，温度计＂头部＂插进土里。这是测地面温度的。

有4根普通温度计，都是竖着插在土里的。温度计尾部是在一个水平线的，可温度计的长度却不一样，所以它们插进去的深度也不一样。分别是：五米、十米、十五米和二十米，分别测地里不同深度的温度。

“气象站是什么样子的呢？”“气象站里有卫星吗？”“气象站是怎样预报天气气象的呢？”带着这些疑问，我们幸运星小记者穿过高大雄伟的烈士纪念碑，来到了天门国家基本气象站。

这是一个由铁栅栏围起来的长方形气象观测场，大约有600多平方米，里面有许多各种各样，奇形怪状的气象观测仪器。

首先最吸引我眼球的是GPS/MET大气水汽监测站，它利用GPS理论来遥感地球大气，来测定大气温度及水汽含量，监测气候变化等。它的外形就像一个火箭一样，上面还有一个像球一样的物体，叫做气象接收器。气象接收器是通过天上的气象卫星传递到手机，称为“微波信号”。

往前走，我们看到了一块倾斜的板子。气象站的工程师帅叔叔告诉我们，这个仪器叫自动土壤水分观测仪，这块板子叫太阳能电池板，里面的电池是一块一块地拼接在一起的。我们很好奇地问：“帅叔叔，为什么这个太阳能电池板要倾斜45度，而不是直立着呢？”“因为只有把太阳能电池板倾斜45度，才能让它更好地吸收太阳光啊！”“原来是这样啊！”我们这才恍然大悟。

为了让我们更仔细地观察它，帅叔叔打开了它后面的一个箱子，箱子里放着电路板和蓄电池，箱子下面还有一个防雷接地线。这个箱子的作用是收集土壤水分气象数据后，通过数据采器传递到数据中心。

再往里走，我们看到了高达10米的风向风速传感器。最中间的那根钢管叫风杆，它的上面是白色，下面是橘色的。旁边还有几组倾斜的拉杆，是用来固定风杆的。风杆的最上面有一个像风车一样的东西，帅叔叔告诉我们说，那叫风杯，没有风时风杯就会停下来；有风时风杯就会转，风越大它就转得越快，是用来测风速的。风杯的旁边还有一个像拍子的东西，帅叔叔又说，那是风向标，是用来检测风的方向的。

接下来，我们被一个奇怪的箱子吸引住了，它的四周就像百叶窗帘一样，帅叔叔告诉我们它就是百叶箱。打开百叶箱，里面有两组探头，每一组都可以用来测量温度和湿度。

咦，那是什么？原来是人工雨量器，它就像一个大号的'不锈钢开水瓶，打开上面的盖子，里面是一个玻璃杯，原来就是用这个在测量雨量！

时间一分一秒地过去了，很快采访结束了额，我们依依不舍地离开了气象站。这次采访，让我大开眼界，学到了许多课本上没有的气象知识，这真是一次有意义的采访。

今年的春天，真是难以琢磨，时热时冷，时晴时阴，偏偏赶上去气象站的这天下起了毛毛雨，天公不作美，但社员们一个个抑制不住激动的心情，一个个如脱缰的野马，对这次的气象站之旅充满了期待。

大巴车在城区行驶了十几分钟，最后停在了二中的老校区，我忍不住诧异，怎么？难道气象站一直潜伏在学校？在我的想象，气象站这个，听起来很高大上的地方，应该建在人烟稀少的，事实证明，我还是太年轻了，过了马路，一所有年代气息的气象站就赫然出现在眼前。

进入院内，一片空旷的绿地，正是观测点的所在。右手边的一排房是工作室。我们兵分两路，编辑部和实践部在站长的带领下，直奔观测场，宣传部和后勤部则先去了工作室。

乍一瞧，这只不过是一片空旷的草地，半青半黄的杂草在夹雨的寒风中显得格外凄凉。然而，就像武侠小说里所写的那样，真人不露相。进院里，左手边就是风塔，当时有微风，风摆一上一下地来回的转动。据站长说，那是用来测风速的，通过电线传到下方的机器里。再向前就是一排罐头似的小铁桶，旁边是一个长筒，用于测量降水量的。为了便于我们观察，站长细心的打开两个盖子，拎出来两个玻璃瓶子，让大家亲身体验。

第一种仪器名为“称重式降水传感器”，我国气象站对固态降水以人工观测为主，存在时效差等诸多弊端，不可全面连续的反映降雪的变化情况。而称重式降水传感器可以很好的解决这个问题。它基于载荷测量技术原理设计通过对盛水筒内质量变化来测量降水量。目前，称重式降水传感器所采用的测量技术主要分两种，一基于电阻应变测量技术，二是振弦测量技术。运用先进的科学技术，实现了固态、液态和混合性降水的自动观测，提高观测的准确性和时效性，为公众提供更多有价值的信息。

第二种仪器是“翻斗式雨量传感器”，是用来测量自然界降雨量。降水时雨水通过盛水器，再通过过滤斗流入翻斗里。当翻斗流入一定量的雨水后便会翻转，倒空斗里的水。翻斗的每次翻转通过干簧管转成脉冲信号传输到采集系统来进行测量降水量。由于摩擦力小，翻斗部件翻转灵敏，承雨口光洁度高，滞水产生的误差小，为我国广泛使用。

气象站还有很多有趣的设备，就不一一介绍了。

在室内观察的时候我注意到里面有一个工作日志本，里面是每天的气象记录，详细周密而认真。我心一下暖起来，每天就是这些人，在这个地方记录下这个城市的风雨冰霜，默默地奉献着。这样想来外面的冷风细雨都染上了人情味。

浅谈自动站与人工观测数据差异论文

摘 要：自动站与人工观测是收集气象要素的两大主要依据。由于仪器原理差异、观测时空差异、采样方式和样本数差异、观测时次差异等因素，这两种观测技术所获取的气象数据存在许多差异。本文着力从两种观测方式的区别入手，对南雄站观测的数据进行整理与对比分析，以寻求提高观测数据准确性与科学性的有效途径。

关键词：自动站 人工站  观测数据  差异  南雄国家基准气候站

地面大气探测站在自动观测站运行前，要进行两年的气象要素对比观测。南雄国家基准气候站直至目前，仍保留两套大气探测仪器设备，即自动站观测仪器设备和人工观测仪器设备。每日24小时人工站与自动站都需要定时观测气象要素值，并进行人工与自动站观测数据对比，一般认为差异在合理范围内属正常，反之即为疑误记录。

一、自动站与人工观测的差异因素

1、仪器原理差异

自动气象站中使用的气象传感器与人工观测用的仪器在原理上是不同的。这些传感器有较小的时间常数，可以观测到大气中比较小的有意义的波动，使得所得到的极值更具有代表性，如温度极值、湿度极值、风速极值等等。这些传感器有较高的分辨率，人工观测的风向只有16个方位，而自动测站观测的风向为36个方位；这些传感器有较高的测量准确度，如温度传感器（尤其是地温传感器）、风传感器、低温下的湿度传感器等等。

自动气象站可以避免人工观测中的主观误差与人工误差，在人工观测中，观测员往往有习惯误差，读数时可能偶然出现大的读数错误，测温时人体对温度的影响。2分钟风的平均值受人的主观判断影响，深层地温人工观测时，从地中取出读数，由于受环境改变造成的误差等，而这些问题在自动观测中都是不存在的。这些都是自动优于人工观测，而两者存在着本质差异。

但是，自动气象观测也存在不足之处，尤其是在特殊天气状况下，如高温、高湿的下的测湿，大雨以上降雨量的测量，被雪覆盖下的地温极值等都与人工观测和真值有较大偏差。

2、时空差异

地面气象观测是在近地层中进行的，而在近地层中各气象要素存在较大的时间和空间的波动，也就是说存在较大的梯度变化。

正点报《地面气象观测规范》要求，人工观测在45-60分观测云、能见度、空气温度和湿度、降水、风、气压、地温等；而蒸发可安排在40分至正点后10分钟之间观测。由于人工观测是靠观测员逐项进行的，时间跨度较大。

在一般情况下，人工观测距正点的时间约是：温度和湿度相差约8分钟，风向、风速相差5分钟；气压相差2分钟；地温至少相差10分钟。在上述相差时段内，气象要素值会有不同程度的变化。从观测中发现：夏季在气温上升时，观测时间相差8分钟，可造成℃的差值,观测地面0cm温度时，在人工观测时测站天顶无云，而在观测后至正点前又有云移至天顶，遮挡太阳光，此时观测数据有可能存在几度之差。在人工站观测降水时，人工观测会有雨量损失等等。自动气象观测是在正点按气温、湿度、降水、风向、风速、气压、地温、日照、蒸发的顺序几乎是在瞬间完成的。

由此可见，由于两种观测体制在观测时间上不同步，因此观测结果必然会出现差异。

从空间上说，虽然自动气象的各传感器的安装要求基本上与人工观测相同，但其安装地点和位置也略有差别。对于像地温这种与安装位置密切相关的要素来说，地点的差别可能造成测量值的不小差异。

3、样本差异

人工观测是点读数，就是说观测员在观测时只读一次仪器的示值。而自动站观测则不同，它的每一个观测值都是多个样本值的平均值.，样本数目不同，测量结果必然会有差异。

4、时次差异

自动气象观测数据每小时存储观测记录一次，一天共24次，而一般的气象站每天3次人工观测，02时用自记记录补充，全天共4次观测，因而自动站观测资料密度大于人工站。

二、差值分析

1、气压

从表2中看出人工与自动站观测数据差值只相差，两者相当接近。我们知道气压的大小与海拔高度、大气温度、大气密度有关，一般随着高度升高，气压减小。因此在相同气候环境下，安装在室外的自动站的测值与人工站的稍微的偏差也是在所难免的，只要在省局规定的≤当中，固可作为正确值。

2、气温

在大气中，气温的波动相对较大，太阳辐射造成的辐射误差也不能忽略，从表1看虽然两者观测数据比较接近，但不能简单地、随意地将单个对比数据进行比较，而要看一个较完整的资料系列的对比结果才好， 因此，在资料对比时，最好分月予以比较。

3、相对湿度

在自动气象观测中，用湿敏电容全程测湿，其测量原理与人工观测数据差别较大。

湿敏电容在相对湿度80%以下，线性度较好，测湿性能较好，从表2中可以看出对比差值较小；从表2中看到在高温、高湿相对湿度达80%以上时对比差值达。省局有关规定没有给出具体差值范围，在日常工作中我们必须分段考虑。

4、风向风速

人工观测所用的电接风向风速计与自动气象站中使用的风传感器，无论从原理、分辨率、准确度等各方面差别都较大，加上大气中风速的不确定性，观测时间不同步。年风向风速资料表明，人工观测和自动站观测以静风(C)和ENE、E、W风出现频率最高。一般风速较小时，自动站风速与人工观测比较误差大，其原因在于自动站采用低惯性轻金属的风传感器，其启动风速仅为 m/s，具有惯性小、启动快、感应灵敏的特点。而人工站风感应器启动风速为 m/s

5、降雨量

在人工观测中，普遍认为雨量器测出的结果是可靠的，其实不然，正当下雨时，人工观测过程中就有雨量损失，这是分析自动观测测雨误差时需注意的一个问题，再加上观测时间上的差异，致使产生较大的对比误差。

从表3中看到，4%的对比差值在省局规定给出的差值范围内。但是从表3中我们可以看到，12月份降水量差值达6%，远远超出省局规定给定的'差值范围（3%）。在一次过程最大差值和相关文献中，如果遇到强降水过程中的差值甚至可达到10%。所以在降水量对比差值较大时我们不能机械地判为该值为疑误记录，应视降水量大小情况来定。这里必须指出的是在两者相比较时，最好选择一次降水过程。

6、地温

地温测量的复杂性太阳辐射加热下垫面后，使土壤温度迅速上升。由于土壤各处的物理化学性能不同，即比热不同，同样的热量，温度升值却不同。据有关机构试验证明，在面积不大的观测场内，土壤中水平温场分布不均匀，垂直温度梯度很大，特别是在夏日晴天时更为明显。加之，在土壤中，辐射传热作用较弱；对流传热几乎不存在；土壤不是热的良导体，热传导进行较慢。这样就使土壤中温度水平不均匀性和垂直梯度不容易达到应有的平衡。加之地表测温受强烈太阳辐射影响，凡此种种，使得地温测量中，难以获得代表性的测量值，也难以判断哪一种仪器的测量较为可靠。

从表5中看出0~20cm对比差值逐步递减，均在省局规定给出的允许值范围内。

7、蒸发量

人工和自动测量蒸发量是安装在同一个大型蒸发装置中进行的，由表2可知，自动站蒸发量比人工站大得多，蒸发量存在明显的差异。自动站蒸发量偏大主要受降水、湿度、风、日照、温度、仪器精度等方面影响。

随机抽取自动站2006年7月15和16日有降水天气的部分记录时段来分析，其中15、16日的24次平均温度分别都为 ℃，日照时数为 h，把这2 d的时降水量、时蒸发量、时湿度、时风速数据列于表3。

三、结论

基于理论分析，人工与自动站观测的气象要素数据之间必然会产生差异。利用南雄市国家基准站人工与自动站观测数据资料的对比，省局有关规定给出的差值区间在一般天气情况下可以适用，但在特殊天气状况下明显比实际情况偏小，在今后工作中应当引起注意。