特高压主变压器在线监测技术探讨

特高压主变压器在线监测技术探讨

田　庆

(南方电网超高压输电公司检修试验中心　广州　510663)

　　【摘　要】交流特高压变电站在电气一次设备的运行维护方面将面临比超高压变电站更加严峻的问题，主变压器的安全和可靠性成为系统运行关注的焦点。通过配置合理、可靠的在线监测系统，同时结合主变压器的现场运行情况综合分析，可以预知其健康状况，为主变压器的寿命评价及系统的安全稳定运行奠定基础。现就特高压变电站主变压器的在线监测技术进行探讨，并从安全可靠实用的角度出发提出特高压变电站主变压器的在线监测配置和结构体系的建议。

　　【关键词】特高压　主变压器　在线监测

　　1　引言

　　在线监测技术经过数十年的研究和实践，已经呈现出快速发展的趋势，部分的成熟产品正逐渐向电网设备推广和应用，并涵盖了主要的电气设备。其监测状态量以绝缘状态量为重点，并发展到机械量、化学量等，有助于设备状态全面监测的状态量。建立合理、可靠的特高压主变压器在线检测系统，有利于运行人员实时了解主变压器的运行状态，同时为状态检修提供依据，及时发现变压器故障，可大大加强变压器运行的可靠性,提高特高压电网的安全运行水平。

　　2　特高压交流工程主变压器的结构特点

　　1000kV晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程主变压器选用单相、自耦变压器，冷却方式为OFAF。晋东南、荆门变主变主要参数如下：额定容量：1000/1000/334MVA，额定电压：1050//525±4x1.25%//110kV，连接组别标号：YNa0，d11，接地方式：高压侧中性点直接接地。

　　特高压主变压器电压等级高、调压线圈的容量大，采用中性点调压方式，但是中性点调压导致低压绕组电压波动大，而且调压方向与低压绕组运行极性相反，需在低压绕组增设补偿变。故障发生概率增大，通过可靠的在线监测装置来初步判断主变的运行状况显得尤为重要。

　　3　特高压变压器的在线监测系统的分析及配置建议

　　3.1　油中溶解气体的在线监测

　　(1)油中溶解气体分析

　　主变压器早期故障监测装置监测的油中主要故障特征气体是氢气和一氧化碳。随着运行时间的增加，电力变压器内的绝缘油和有机绝缘材料在热和电的长期作用下会逐渐老化和分解，并产生少量的氢气、烃类气体以及一氧化碳、二氧化碳。这些气体大部分溶解在变压器油中。当变压器内部发生潜伏性过热或放电故障时，这些气体的产气速率就会增加。如图1所示，氢气在变压器油温比较低时已产生并随着温度的升高呈线性增长。一氧化碳随着固体绝缘物的温度升高，也同样呈线性增长。因此，将氢气、一氧化碳作为变压器早期故障的特征气体。

图1　固体绝缘物质热击穿时产生气体与温度的关系

　　油中溶解气体的监测根据测试对象分类如下：

　　1)测单组分氢气

　　从绝缘油的分子结构上可以看出，当设备内部出现故障时，油分子遭到破坏，无论是电的还是热的故障，均会在油分子破坏的过程中产生大量氢气，因此氢气的增加是绝缘劣化的征兆，适于故障的初期监测。

　　2)测可燃气总量(TGG)

　　在每台变压器里都会或多或少地含有一定量的可燃气体，即使是新投入运行的变压器也不例外。但当可燃气总量出现异常增长时，则表明有产气源即故障存在。总可燃气含量增加和单一组分氢气增加一样，不能明确故障的性质，但选择适当的检测器作为故障的初期警报，也是简便易行的。

　　3)测各组分的单独含量

　　有的仪器测量甲烷、乙烷、乙烯、乙炔四个组分的含量;有的仪器测量氢气、甲烷和一氧化碳三个组分的含量。有的仪器测量包括氢气、一氧化碳及四个烃类的六个组分含量，甚至包括二氧化碳在内的七个组分的含量，因此称为多组分监测。

　　另外，变压器油的水分含量(简称微水)是影响变压器的可靠性的一个非常重要的指标。在线微水监测以电容为敏感元件，利用变压器油中油和水的介电常数不同，不同含水率对应着不同的介电常数，通过检测电容的变化量，可以推算出水的含量。

　　(2)油中气体在线监测实现方案

　　采用故障特征气体在线监测手段可以克服传统离线油中在线气体方法试验周期长，从取样、运送到测量等环节多、操作繁琐的缺点，能在线持续监测油中溶解气体组分，提供完整的趋势信息，对及时发现潜在故障，进行寿命预测，实现状态检修具有显著的作用。

　　特高压交流试验示范工程在主变本体附近加装氢气传感器和多组油中气体分析两套装置，来实现对油中气体进行实时监测。

图2　油中气体的在线监测方案 

图3　油中气体的在线监测模块

　　3.2　铁芯接地电流在线监测

　　变压器铁芯担负着电-磁-电转换的重要环节,是变压器最重要的部件之一。变压器在运行中，铁芯叠装工艺欠佳、振动摩擦、导电杂质等原因，可造成铁芯级间短路，而导致放电过热和多点接地故障。如果铁芯或夹件有两点以上接地时，则接地点间会形成闭合回路，链接部分磁通，形成环流，产生局部过热，甚至烧坏铁芯。在极端的情况下，会破坏绕组绝缘，造成变压器损坏。

　　由于变压器铁芯接地电流的大小随铁芯接地点多少和故障严重的程度而变化，因此，预防性维修中，国内外都把铁芯接地电流作为诊断大型变压器铁芯短路故障的特征量。

　　铁芯或夹件接地电流数量级在几十毫安到几安培甚至更大，检测量程比较宽，主要是电阻性电流，因此测量技术的实现相对比较容易，一般都作为变压器状态监测的常选项。对铁芯接地电流的测量，被测的电流信号在变压器铁芯接地引线利用穿芯电流传感器取样测量。

　　3.3　局部放电在线监测

　　变压器局部放电是指变压器绝缘内部存在的气泡、裂纹或杂质等在外施电压下发生的局部、重复的击穿和熄灭现象。变压器如果带着一处或多处局部放电故障长期运行，这些微弱的放电及其引起的一些不良反映，将会导致变压器绝缘的迅速老化，日积月累就有可能导致整个绝缘被击穿。局部放电的过程，除伴随着电荷的转移和电能的损耗之外，还会产生声波、发光、发热以及出现新的生成物等，局部放电特性是衡量电力变压器绝缘系统质量的重要指标，高压变压器在安装后的交接试验中，也需要通过现场局部放电试验的考核;在运行中发现油中含气量等超标时，一般也要做局部放电试验进行检查。

图4 UHF传感器的设置和输出信号

　　3.4　套管的在线监测

　　交流电压作用下流过套管的电流I由电容电流分量IC和有功电流分量IR组成。介质损耗角正切值(tanδ)即介质损耗因数，是反映绝缘介质损耗程度的特征量。tanδ仅取决于材料的特性而与材料尺寸、形状无关，所以tanδ作为反映设备绝缘状况的参数是非常合适的。此外，流过介质的电流I及介质电容量C也是反映设备绝缘状况的重要特征参数，因此综合监测tanδ、I和C可以全面地了解设备的绝缘状况。

　　监测特高压主变压器套管的绝缘状况，必须提取设备的末屏电流信号，可采用穿心式结构的电流传感器来测量。

图5　套管在线监测装置设置示例

　　3.5　油温、绕组温度的在线监测

　　通过在特高压主变压器本体内装设油温、油位传感器，在线圈里预埋温度探测器，可实现油温、绕组温度的在线监测。通过监视油位实测值和平均油温,可使漏油在初期阶段发现。

　　(1)油温监视

　　以平均油温(=(上部油温+下部油温)/2)为依据判定

　　(2)油位监视

　　以油位值及油位差为依据判定

　　计算油位=a×平均油温+b

　　油位差=实测油位-计算油位

　　4　特高压主变压器在线监测系统的实现

　　4.1　在线监测系统结构体系

　　根据特高压主变压器监测对象数量大、设备分散等特点，在线监测系统一般采用总线式的分层分布式结构，这种结构有良好的抗干扰性、可扩展性和整体性能。主要由在线监测终端、通讯控制单元和主站单元组成，实现在线监测状态数据的采集、预处理、通讯、后处理及存储管理功能。

图6　在线监测结构体系

　　(1)在线监测终端

　　在线监测终端主要实现被监测参数的采集、信号调理、模数转换和数据的预处理功能，被安装在被监测主变压器的本体上或附近，在线监测终端的精度及稳定性是保证整个监测系统有效性的关键环节。

　　(2)通讯和控制单元

　　通讯和控制单元主要实现监测数据的传输，光纤传输不受电磁干扰的影响，同时可实现有效的电气隔离，因此是较优的传输介质。通信方式的核心部分是通信协议，对于监测系统的过程数据的传输，宜采用满足监测数据传输所需要的、标准的、可靠的、兼容性好的、适用于工业现场的通信协议，便于在变电站内形成统一的监测数据的管理平台。这样在选用不同状态监测参数、不同状态监测厂家的监测终端时，仍可保持状态监测系统运行的连续性。另外，适应于状态监测数据量相对比较大，以及传输的实时要求，对通信速率也有较高的要求。因此，对于在线监测系统，建议采用通用的61850协议通过以太网实现与各终端的通讯，并完成终端数据的处理功能。

　　(3)主站单元

　　主站的核心部分在于其软件系统，它负责整个系统的运行控制，接收监测数据，并对数据进行处理、计算、分析、存储、打印和显示，以实现对监测到的设备状态数据的综合诊断分析和处理。主站还可实现对监测设备类型进行权重分类，对不同监测参量进行权重分类。由此进行综合的状态信息打分判断，最终发出状态信息提示(如正常、报警等)。

　　4.2　诊断系统

　　系统不仅在线监测油中气体、微水，同时也监测电流电压、油温、分接开关状态、套管、线圈过热点和局放等，对变压器进行全方位的监测和进行故障诊断，同时与其他系统进行数据交换。诊断系统用已有的数学模型，主要针对变压器和高压电抗器建立绕组温度、微水和气泡模型、绝缘老化模型、冷却系统控制模型、分接开关温度模型等用于判断设备绝缘的老化和劣化状况，以判断变压器的故障类型并确定是否报警。

　　5　长治站数据及案例分析

　　特高压交流变压器进行ACLD试验预调试及正式试验时，申请了站内500kV系统停电，正式试验时还停止全站用电施工工作，全力消除外界环境干扰对试验的不利影响。在局部放电试验后24 小时后进行色谱分析发现本体变上部油样有1.36μl/l 的乙炔含量增长、中部油样有2.29μl/l 的乙炔含量增长、下部油样未发现乙炔。对于1000kV充油设备，绝缘油中乙炔含量的注意值为1ppm。当设备油中乙炔含量超过1ppm时，并不说明设备内部一定出现故障，设备不需要立刻退出运行，在系统调试和试运行期间投入在线监测设备进行状态监测，随时掌握设备状况，并作为确定下一步决策的依据。

　　特高压交流试验示范工程自2008年12月30日22时通电试运行，2009年1月1日至2009年2月24日的在线监测数据如图7、8所示。

图7　主变A相主体变H2、CO变化趋势图

图8　主变A相主体变烃变类气体化趋势图

　　从图7、8可以看出，随着系统调试和试运行的进行，乙炔含量稳中有降，确保了系统调试和试运行的正常进行，目前该相变压器已正常运行1年7个月，没有在发生乙炔含量超标的现象。

　　2009年1月22日，南荆I线A相高抗的油在线监测装置出现故障报警，两装置“service”灯常亮，A相高抗油在线监测装置机构箱内积存大量绝缘油，原因为油脱气模块Manifold存在严重漏油，并且绝缘油已渗入气路并在气路中冷凝，致使气路完全堵塞。将Manifold模块整体更换后，装置运行正常。

　　2009年2月4日下午，运行人员发现监控后台的变压器油在线监测系统中A、B两相遥测数值不能自动刷新，当时油在线监测就地装置至保护小室高抗油在线监测屏内主机通讯正常。原因为站用电切换中，在线监测装置断电后与后台通讯会中断，后台再次与在线监测装置建立连接但装置没有及时回复报文。解决办法为将配置询问的时间与次数增加，使连接建立;同时为彻底解决掉电重启问题，将在线监测装置电源改为不间断电源。

　　2009年6月24日2点，变压器B相在线监测乙炔数据为2，6点恢复为0，为了进一步确认，当天上午取油化验。数据显示，变压器B相乙炔稳定在0.1ppm左右，没有大的跃变，在线监测数据异常增大原因可能为抗干扰能力不强。

　　6 结论

　　本文从安全可靠实用的角度出发对特高压主变压器的在线监测系统进行了探讨，并提出特高压变电站主变压器在线监测系统的配置及其结构体系的建议，在线监测系统的建立，将对主变压器的状态进行综合的全面的分析，将为特高压主变压器的状态评价提供坚实的基础。

　　参考文献：

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