几种在线监测技术在冀北电网500kV变电站中的应用

张 伟 刁彦平 王建伟 魏海军 田 霖

（国网冀北电力检修分公司，北京 102488）

随着电网规模不断增大、互联程度逐步提升，电力系统对设备安全可靠性的要求日益增强。为提高设备检修工作的针对性和有效性，避免设备失修或过度检修，合理降低生产成本，国内外电网公司积极推进状态检修工作。统计数据表明，电力系统实施状态检修可以提高设备利用率 2%～10%，节约检修费用25%～30%，延长设备使用寿命 10%～15%，为电力企业带来巨大的经济和社会效益[1]。

通过持续规范的设备跟踪管理，对各种离线、在线监测数据进行准确有效的设备状态评价，是开展状态检修工作的基础[2]。相对于传统的停电检修模式，电力设备在线监测技术为输变电设备在运行条件下的状态诊断、缺陷部位的定位、缺陷程度的定量分析提供了有力依据，对避免设备事故具有重要价值[3]。

1 电力设备在线监测技术介绍

近年来随着电子技术的进步和信息化技术的发展，国内外已形成相对成熟输变电设备在线监测技术，如油中溶解气体在线监测、局部放电在线监测、接地电流在线监测、容性设备介质损耗及电容量带电检测、避雷器泄漏电流在线监测等，现场应用中积累了大量数据和分析经验，为保障电网的安全稳定运行发挥着巨大的作用。

电力设备状态量的及时、准确获取是输变电设备状态检修工作有序开展的前提。除各类设备停电例行试验、带电检测工作外，冀北电网500kV变电站配置了在线监测系统并逐步完善装置覆盖率、系统接入率，对油色谱、局部放电、接地电流、介损及电容量等状态参量进行实时监测。在线监测系统由信号采集装置、信号接收装置、后台服务器构成，框架结构如图1所示。

图1 在线监测系统框架

1.1 油中溶解气体在线监测

油中溶解气体分析是诊断充油设备过热性、电弧性、绝缘破坏等内部潜伏性故障的有效方法。作为试验室DGA分析的补充和发展，油中溶解气体在线监测技术具有分析周期短、连续在线监测的优点，已在冀北电网广泛应用。在变压器等设备中安装油中特性气体传感器，连续监测油中气相色谱数据，对特征气体含量和增长率实时分析，可及时发现电力变压器运行过程中的潜在故障，实现变压器故障的监测和预警。

器油中溶解气体在线监测技术主要分为油中溶解单组分、多组分气体在线监测技术两大类别。前者监测油中H2、C2H2、微水等某一特征气体组分含量或以之为主的混合气体浓度，直接测量字体体积分数而不进行气体组分分离；后者先对油中溶解气体进行油气分离，再对利于诊断和判别变压器故障的多种气体组分（H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2）进行分离、测量[4]。目前，冀北电网 500kV变电站中应用的油中气相色谱在线监测装置主要为上海思源、宁波理工、河南中分、武汉南瑞等厂家等厂商的全组分监测产品，采集装置对油中气体进行色谱分离，利用传感器将气体组分的浓度变为电信号，上传至主站服务器进行分析和计算，实现变压器故障的在线监测。监测界面如图2所示。

1.2 局部放电在线监测

电气设备制造安装过程产生的局部缺陷、运行过程中油质劣化、材料局部老化分解等原因会导致局部放电的发生，使绝缘进一步劣化甚至击穿，造成设备故障。局部放电在线监测通过检测局部放电水平，考察设备内部绝缘发生的变化，是发现潜在绝缘故障的有效方法[5]。

图2 油中溶解气体在线监测界面

现有局部放电在线监测方法主要分电测法、非电测法两类。其中，电测法以局部放电时的电磁信号作为输入，包括脉冲电流法、超高频检测法、超宽频检测法等[6-7]；非电测法以局部放电过程产生的声、光、热等非电气信号作为输入，包括超声波法、光测法等[8-9]。超高频/超声波结合法因具有较强的抗干扰能力、定位能力和经济性，在电气设备局部放电监测中得到广泛应用[10]。

1.3 铁心接地电流在线监测

变压器、高抗等设备运行过程中，铁心、夹件等金属构件处于交变电场中。如铁心未可靠接地，则会产生放电现象，破坏绝缘；如铁心出现多点接地，则会在接地点间形成闭合回路，造成过热性故障。铁心接地电流大小是铁心接地故障的重要指标。根据设备结构的不同，正常状态下铁心接地电流在几毫安至几十毫安的范围内，规程要求，接地电流大于100mA时应予注意[11-12]。目前，基于穿心电流传感器取样测量的在线监测装置已开始应用于冀北电网500kV变电站中，为设备铁心接地故障的及时发现以及故障、缺陷跟踪监测提供了重要依据。监测界面如图3所示。

图3 铁心接地电流在线监测界面

1.4 电容型设备介损及电容量在线监测

电力系统中含有大量的容性设备，如电容器、电容式电压互感器、电流互感器、电容式套管等。通过介质损耗、电容量测量可以发现设备绝缘整体受潮、劣化变质等缺陷。目前，容性设备在线监测方法大致分为绝对法、相对法两种。绝对法以容性设备末屏电流信号为输入，利用电压互感器二次端子电压信号作为参考，测量介损和电容量的绝对值。由于电压互感器二次端子的角差远大于现有测试仪分辨率，绝对法数据准确性较差[13]。相对法利用同相、同种设备末屏电流信号作为参考，计算相对介损和电容量，通过其变化趋势判断设备的劣化情况，是介损及电容量在线监测的成熟方法。公司现采用的电容型设备在线监测装置通过安装在现场的无线同步电流电压传感器、无线同步控制器完成各种在线监测信号的传感、采集、预处理，无线数据采集装置将信息送给数据服务器，运维检修人员通过TCP/IP网络实施监控查询。监测界面如图4所示。

图4 介损及电容量在线监测界面

1.5 避雷器泄漏电流在线监测

金属氧化物避雷器是电力系统中限制雷击过电压和操作过电压的主要设备。运行过程中，包含阻性电流分量和容性电流分量的泄漏电流在避雷器阀片中持续流过。当金属氧化物阀片受潮、老化时，阻性电流分量显著增长。因此，监测全电流及阻性电流分量可以及时发现运行中的避雷器可能存在的绝缘问题。监测界面如图5所示。

图5 避雷器泄漏电流在线监测界面

2 应用实例

2.1 某站主变低压侧磁屏蔽绝缘破损问题分析

2008年1月9日，某500kV变电站2号主变在试验中发现，A 相油中出现乙炔（0.3μL/L）。通过局部放电在线监测装置获得的变压器本体局放超声数据显示，1月11日至3月28日期间，高压侧、低压侧传感器多次收到间断性信号，且幅值变化较大；每次低压侧出现大的超声信号后，油中乙炔含量均经过一段延时后上升，且脉冲持续时间越长乙炔增量越大。后续跟踪测试表明，油中乙炔缓慢、非连续性上升；低压侧出现间断性大脉冲超声信号，最强达到基线值的900多倍。超声局放、油中溶解气体跟踪测试结果如图 6、图 7所示。由于铁心接地线上未监测到局放脉冲信号，该故障与重要部位放电规律有别。分析认为，变压器内部可能存在某种特殊的间歇性放电。

图6 超声波在线局放监测数据

图7 油中C2H2含量变化

2008年11月21日，该主变退运，专业人员对其行了解体检查。检查发现，低压侧油箱磁屏蔽层出现破损，在第4块油箱磁屏蔽绝缘纸板断裂处有放电痕迹，如图8所示。综合各项在线、离线测试数据及设备解体情况，分析认为：低压侧油箱磁屏蔽在漏磁场作用下形成闭环，导致缘破损处产生不断拉开、接触的放电，最终导致变压器油分解、特征气体产生。

图8 低压侧油箱磁屏蔽破损

2.2 某站电容式电压互感器缺陷分析

2012年12月6日，某站500kV线路电容式电压互感器C相在线取样装置测得末屏电流为0，数据出现异常。末屏带电测试仪测试显示，末屏部位无放电现象，电容末端未出现悬浮电位的情况，设备内部可能存在其他缺陷。

经过带电检查发现，二次端子箱内电容末端绝缘支柱的穿心螺栓断裂，且断开后恰与保护间隙另一端搭接，使电容末端经由保护间隙不可靠接地，如图9所示。设备运维部门对该电容式电压互感器进行了停电检修处理，消除断裂部分偏移造成高悬浮电位进而烧毁设备的可能，防止了事故的发生。

图9 电容末端支柱螺栓断裂

3 在线监测工作相关经验

在线监测实际工作中发现，现阶段部分在线监测技术已趋于成熟，为设备异常分析、缺陷处理提供了更加丰富的数据参考，逐步推进着检修模式的转变[14]。冀北电网500kV变电站中在线监测工作开展过程中归纳总结了一定的经验，并展现出了部分亮点，可为状态检修工作的深化提供参考依据。

1）状态监测模式多样化

目前，公司部署的在线监测装置提供了多种状态监测模式。监测位置方面，可在站端、远端客户端或浏览器监视实时数据；监测方式方面，可通过在线监测分析软件、数字化电网系统、状态检修辅助决策系统实现数据的查阅、分析、导入与导出等功能。

2）在线与带电检测协同作业

在线监测系统信号采集装置采用通用接口设计，为特殊时期带电巡检、异常跟踪、在线监测与带电检测数据对比提供了便利条件。以电容型设备相对介损及电容量测试为例，运维检修人员可在大负荷期间、特殊保电、设备异常时期使用在线装置通用接口进行带电检测，及时发现绝缘老化、受潮、破损等缺陷。

3）状态检修辅助决策系统深度融合

在线监测装置为状态检修辅助决策系统提供了多种设备状态参量。综合投运前信息、带电检测数据、设备缺陷记录、故障跳闸情况、不良工况记录、家族性缺陷等，状态检修辅助决策系统实现了设备类型全覆盖、设备状态评价信息全覆盖，为运维检修工作提供故障诊断、状态预警、状态评价、检修决策等方面的建议，有效降低了传统检修过程的人财物资源消费。

4 结论

现阶段在线监测工作正在良性发展并取得了一定成果，但相关装置的应用、管理、可靠性等仍需进一步完善，在线监测工作将从以下三个方面深入推进。

1）加强在线监测装置入网管理

在线监测技术正处于快速发展期，相关装置类型众多。需要制定标准对设备可靠性、有效性进行筛选与验证，确保在线装置满足测量误差、绝缘性能、电磁兼容性、环境适应性、机械性能等相关要求，防止质量低劣的产品挂网使用后对电网稳定性造成不良影响。

2）提高监测系统运行可靠性

在线监测装置灵敏度、内部元件性能、抗干扰性等指标影响着其可靠性的提升。设备运维管理部门应及时分析对比在线、离线监测数据，将相关问题反馈给厂商，不断优化设备性能；强化装置校验工作，防止在线监测装置运行过程中老化、精度下降等影响监测数据、状态评价、检修决策结果准确性。

3）完善数据分析决策模块功能

结合数字化电网系统，对各种设备状态数据进行整合、梳理，深入挖掘数据仓库，加强数据集成、统计分析功能，形成信息化的辅助决策系统，为输变电设备状态检修提供有效参考。

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