2008-12-11 11:55:00 网络转载 供稿
摘要：介绍了HVM2000变电站高压设备状态监测系统的结构、工作原理和主要特点，在对大量在线监测数据进行较深入研究的基础上，分析了一些影响高压设备在线监测的因素，最后指出依靠状态监测技术实现状态维修是可行的。
关键词：绝缘；在线监测；介质损耗因数；阻性电流 为确保电力设备安全、稳定地运行，追求更高的供电可靠性和综合效益，电力企业已开始应用在线监测技术，逐步推行以设备状态为基准的状态维修。
对电力设备运行状态进行实时的在线监测，能及时发现运行设备正在发展的缺陷，防止突发性事故发生，提高设备运行水平和可靠性。为探索、积累状态维修的经验，广东省广电集团有限公司佛山三水供电分公司在110kV芦苞变电站安装了1套由广州智光电气有限公司开发的HVM2000变电站高压设备状态监测系统，主要监测各种高压设备绝缘参数、断路器机械状态等。
1 变电站高压设备状态监测系统
110kV芦苞变电站是半户内式变电站，除主变压器户外布置外，其它设备均户内布置。110kV配电装置采用单母线分段的接线方式。平常运行方式为两段母线并列运行，两组电压互感器（TV）均运行，一台主变压器运行，另一台主变压器备用。1.1监测对象及参数
对于HVM2000变电站高压设备状态监测系统的监测内容，在某些常规预防性试验项目在线化的基础上还引进了一些新的更能真实反映设备状态的特征量。对于变压器本体，监测油中溶解气体的体积分数、铁心和夹件的接地电流；对于油纸电容型变压器套管和电流互感器，测量主绝缘介质损耗因数、电容和末屏泄漏电流；对于金属氧化物避雷器，测量泄漏电流及其容性和阻性分量；对于SF 6断路器，监测开断电流、行程－时间特性、分合闸电磁铁线圈电流、气体压力报警接点、电动机启动时间间隔和运转时间等；状态监测系统还可对现场温度、湿度和瓷套表面污秽泄漏电流等环境参量进行监测和记录，并作为设备运行工作状况的辅助评估。
1.2变电站高压设备状态监测系统简介
如图1所示，HVM2000变电站高压设备状态监测系统由远程诊断系统、变电站通信管理系统（CMU） 和就地智能化监测单元组成。各监测单元布置于现场设备处，就地完成设备状态数据的在线测量。站内通信管理机通过RS 485工业现场总线联系、控制各监测单元，令各监测单元同步测量和上传实时数据，在通信管理机上还可以多种形式显示实时、历史数据曲线，直观地对比各参数曲线。通信管理机可根据变电站内网络及通信的具体情况选择通过内部局域网或调制解调器 （modem） 向远程诊断系统传送数据。诊断软件安装于供电部门高压专责工程师处，通过Web远程下载各变电站实时、历史数据，并可接入供电部门MIS系统，协助高压专责工程师及有关领导对设备进行管理和健康水平的评估。远程诊断系统使工程师无论何时何地都可通过网络实时取得变电站运行中高压设备的绝缘参数。
1.3监测单元设计原理及特点
监测单元就地采集所监测设备的电压、末屏电流等信号，并进行数据处理，求得其振幅、相位等参数值，进而在上位机（即CMU）计算介质损耗角等电气参数。
如图2所示，监测单元由高精度电流互感器、程控放大器、低通滤波器、A/D转换器、数字信号处理器、通信接口等组成。
监测单元的主要特点：
a）采用数字信号处理技术作为硬件平台；
b）传感器采用高磁导率铁心，可准确地测得小信号的振幅和相位，同时采取完备的屏蔽措施，使得干扰造成的影响大为降低；
c）前向放大部分采用零点漂移孝精度高的运算放大器以及精密的电阻，保证模拟放大通道的稳定性好；
d）RS-485接口为光隔离全浮空485接口，安全可靠；
e）A/D转换器为14位，精度高，运算速度快，满足傅立叶运算的要求。
1.4监测系统的选型
在选择、实施状态监测系统时主要基于以下几点考虑：
a）监测设备的安装不能对变电站设备的运行方式（特别是设备部件的接地方式）产生影响；
b）选用分层分布式系统，要求电气参数就地采集，避免因远距离传输微安、毫安级小电流模拟信号而引入大量电磁干扰，淹没原始信号；
c）施工安装简便，可维护性好；
d）对状态数据的就地测量要求准确、稳定。
HVM2000变电站高压设备状态监测系统采用一匝穿心式传感器，与高压设备没有直接的电气连接，可确保对主设备的运行不产生任何影响。该系统仅需敷设1根RS-485通信总线和电源线，电缆敷设量小，各就地单元，可靠性高。
2在线监测的准确性、稳定性分析
从HVM2000变电站高压设备状态监测系统在芦苞变电站的长期运行情况看，在线监测的数据准确、稳定，能客观反映高压设备的健康水平。
2.1油纸电容绝缘型设备的电容监测
图3为芦苞变电站2号主变压器套管三相电容在5天内的实时数据，以U相套管为例，此期间最大值为296.0pF,最小值为294.9pF，平均值为295.1pF，电容波动范围±0.2%，与预防性试验值293.9pF相差0.4%。在线数据表明油纸电容绝缘型设备的电容测量数据准确、稳定。
2.2介质损耗因数的监测
如图4所示，以芦苞变电站1号主变压器套管的介质损耗因数为例，U相最大值为0.658%，最小值为0.597%，平均值为0.633%；V相最大值为0.354%，最小值为0.253%，平均值为0.282%；W相最大值为0.154%，最小值为0.100%，平均值为0.121%。数据表明在线测量介质损耗因数数据稳定。
2.3避雷器泄漏电流的监测
避雷器的泄漏电流及其阻性和容性分量均应随电压波动，从图5可见，HVM2000变电站高压设备状态监测系统实际所测波形符合这一规律。在线数据还表明各相避雷器阻性电流和容性电流之比非常稳定，对于该比值，相对湿度为65%～72%时，1号避雷器U相为11.2%，V相为9.4%，W相为8.7%；2号避雷器U相为11.6%，V相为9.8%，W相为10.2%。
2.4断路器行程－时间特性的监测
断路器合闸线圈电流波形蕴涵着多种时间信息，而行程传感器的数据则可直接反映断路器行程－时间特性，进而可计算得到刚分、刚合速度等机械行程参数。
如图6所示，从各开关多次分、合操作数据来看，各时间量比较稳定。
2.5瓷套表面污秽泄漏电流的监测
现场监测瓷套表面污秽泄漏电流为22.00～30.60μA，图7清楚地反映了湿度对瓷套表面污秽泄漏电流的影响。
另外，用HVM2000变电站高压设备状态监测系统现场监测变压器铁心和夹件的接地电流，均稳定在毫安级，没有多点接地现象。用该系统监测变压器油中溶解的氢气、一氧化碳、乙炔和乙烯4种气体的综合数值，监测结果表明其体积分数一直较稳定，其中1号变压器为7.0×10-5～8.2×10-5，2号变压器为5.6×10-5～6.0×10-5，说明芦苞变电站的变压器绝缘水平较好。
从HVM2000变电站高压设备状态监测系统长期的监测数据情况看，芦苞变电站被监测设备绝缘水平良好，状态稳定，与预防性试验和带电测试所得数据、结论一致
3在线监测的影响因素
3 1TV角差对介质损耗因数在线监测值的影响
因芦苞变电站两段110kV母线并列运行，两组TV均挂网运行，故测量TV的一次电压都是同一电压。变电站高压设备状态监测系统正常工作时，以1号主变压器套管末屏泄漏电流与1号TV二次电压的相位差来计算1号主变压器套管介质损耗因数，以2号主变压器套管末屏泄漏电流与2号TV二次电压的相位差来计算2号主变压器套管介质损耗因数。如改为以1号主变压器套管末屏泄漏电流与2号TV二次电压的相位差来计算1号主变压器套管介质损耗因数，则如图8所示，1号主变压器套管的三相介质损耗因数均有不同程度的下降；如改为以2号主变压器套管末屏泄漏电流与1号TV二次电压的相位差来计算2号主变压器套管介质损耗因数，则2号主变压器套管的三相介质损耗因数均有不同程度的上升（数据见表1）。
对此现象的分析如图9所示，得
δ1=δ+ΔφTV1，
δ2=δ+ΔφTV2.
实验表明1号TV二次电压同2号TV二次电压之间存在着不同的角差，1号TV的绝对角差与2号TV的绝对角差相比，U相大3′，V相大2 4′，W相大4′。可见TV绝对角差对介质损耗因数的绝对值会产生较大影响。
HVM2000变电站高压设备状态监测系统是以相对分析法（接于同一TV的同相设备间介质损耗因数的相对量的变化分析）和趋势分析法（一段时间内监测数据在整体上呈现出的持续的趋势分析）来进行绝缘诊断的，这样可以消除TV角差对绝缘状态分析的影响。
从HVM2000变电站高压设备状态监测系统长期监测芦苞变电站介质损耗因数的数据来看，介质损耗因数一直很稳定，TV的角差变化不大，对绝缘诊断不会造成影响。
3.2环境湿度对阻性电流监测结果的影响
虽然金属氧化物避雷器阻性电流会随系统电压变化，但从测量结果可明显看出环境湿度变化对阻性电流有较大影响。环境湿度对监测数据的影响，主要是通过瓷套表面的泄漏电流产生的。由于避雷器的泄漏电流包含了瓷套外表面的泄漏电流，当瓷套表面污秽且环境潮湿时，瓷套表面流过的阻性电流增加，导致阻性电流监测结果明显偏大。芦苞变电站瓷套表面较清洁，在湿度由53%变为80%时，瓷套泄漏电流由22.00μA增加到30.60μA，此电流变化反映到避雷器阻性和容性电流之比变化为2%左右，与现场实测数据所计算出的结果相符。
4结论
从长期运行积累的数据来看，HVM2000变电站高压设备状态监测系统在线测量的数据准确、稳定、可靠，系统抗干扰性能力也通过了现场的考验。应用这套系统可以实时掌握变电站高压设备的绝缘状态和健康水平，分析设备状态发展趋势，这对提高设备的运行维护水平，及时发现事故隐患，减少停电事故有着积极的意义。随着在线监测技术的大量应用和状态检修经验的不断积累，以在线监测为依据的状态维修将逐步取代以预防性试验为依据的定期维修。
参考文献
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［2］史保壮，杨莉，冯德开，等.智能技术在绝缘在线诊断系统中的应用［J］.高压电器，2001，37（1）：32—34.
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