0 引言

随着电力设备的大容量化，电网对安全可靠性的要求也越来越高，而设备性能的传统监测、诊断手段已难以适应新的发展需求。对于电力变压器、互感器等高压设备，导致其故障的主要原因为绝缘性能失效。统计数据表明，我国110 kV及以上电压等级的电力变压器，因绝缘劣化引起的事故分别占总事故台次、总事故容量的68%和74%^[1]。由于缺乏先进的故障预测手段，近年来我国高压断路器的故障率也比较高。因此，对传统试验和诊断方法进行改进，开展变电站高压设备在线监测系统的应用研究工作，对保障电力系统健康、快速发展具有十分重要的意义。

乌海电业局以220 kV黄河变电站为试点变电站，开展了变电站高压设备在线监测系统的应用研究，对传统试验和诊断方法进行了数字化改造。通过安装全数字一体化智能监测单元，实施变电站高压设备在线监测系统的建设，实现了对变电站高压设备关键状态参数的实时监测。

1 存在的问题

目前变电站高压设备预防性试验主要存在以下问题：

（1） 试验的等效性较差，检出缺陷的灵敏度低。高压设备的运行电压远高于试验电压，使某些设备的局部绝缘缺陷在试验电压下难以被测出；

（2） 试验需要停电后才能进行，对于很多超高压枢纽变电站，由于电力需求紧张，停电非常困难；

（3） 两次试验周期之间出现的故障不易发现。绝大多数高压设备故障是在历年的预防性试验数据都合格的情况下发生的；

（4） 试验工作量大，消耗人力、物力多；

（5） 试验结果易受人为因素和环境因素的影响；

（6） 停电后试验无法检测出潜伏性缺陷的发展情况。

（7） 现有的定期停电预防性试验未考虑设备本身特点，针对性差。

2 在线监测系统设计原则及技术特点 2.1 设计原则

（1） 先进性原则：基于目前先进的监测技术、信息技术、网络技术、诊断技术，开展系统架构和功能的设计，确保系统建成后在长时间内不被淘汰。实现投资效益最大化。

（2） 集中化原则：针对目前在线监测系统应用中存在的信息共享难、维护工作量大等问题，构建统一的数据信息平台。系统内部实现数据统一、集中管理，与其它系统可实现数据共享、信息互访。

（3） 实用性原则：系统功能必须满足生产实际需要，分析诊断结果具有可参考性，能有效指导运行维护工作。

（4） 可扩展性原则：充分考虑目前市场上在线检测装置的多样性，系统应满足不同装置的接入要求。

2.2 系统结构

黄河变电站高压设备在线监测系统结构示意图如图 1所示，分为以下2个功能层：

（1） 就地监测层；通过安装于变电站现场的各种状态监测终端，在线完成电力设备状态的数据采集。

（2） 站内数据平台；通过部署于变电站内的服务器、嵌入式操作系统及应用软件，实现监测设备数据采集，站内数据暂存和分析、站内通信协议统一、信息交换和挖掘^[3]。

2.3 技术特点

（1） 采用一体化微处理技术的就地智能监测单元（FMU），实现强电磁干扰下微小信号的运算处理，实现了对变电站现场数百微安培至数十毫安培信号源的稳定采集^[5]；

（2） 采用分层分布式系统结构，就地智能监测单元（FMU）按照现场高压设备的分布就地安装、就地数字化测量，通过现场工业总线与站端中心管理单元（UMU）进行通信，系统易扩展。

（3） 系统具有数据分析和诊断功能，在向用户提供设备状态信息的同时，能够对可能发生的故障进行预警。

（4） 采用数据挖掘、信息融合等智能化技术，提高了设备运行状态评估及诊断的可靠性。

3 在线监测系统主要构成部分及功能

黄河变电站高压设备在线监测系统的监测对象为220 kV侧以及110 kV侧高压设备，包括1号、2号、3号变压器、避雷器、电流互感器、母线电压互感器、断路器，主要由以下分系统构成。

3.1 主变压器在线监测系统

1号、2 号、3 号主变压器各配置1 套在线监测设备，主要包含油中气体监测单元、铁心接地电流监测单元、局部放电监测单元、套管监测单元、风冷系统监测单元等。

3.1.1 主变压器铁心监测单元

现场共配置3 套主变压器铁心监测单元，主要监测变压器铁心接地电流。

3.1.2 主变压器油色谱

在线监测单元该单元基于气相色谱技术对变压器油中溶解的多组分气体进行在线监测，可以按照设定周期在线检测变压器油中溶解的H₂、CO、CO₂、CH₄、C₂H₂、C₂H₄、C₂H₆等全组分气体含量，并通过专家系统判断设备是否存在潜伏性故障；能够区分故障性质（过热性故障或放电性故障），且按设定的报警值进行声光报警。

系统可提供直观的历史数据报表、历史数据趋势图，显示变压器油中各组分气体含量的变化趋势并对数据进行分析；针对各组分气体的浓度、相对产气率、绝对产气率，采取两级报警机制，报警阀值可根据用户需要设定。

3.1.3 主变压器局部放电超高频在线监测单元

变压器内局部放电产生的电磁波经超高频传感器接收后，将放电信号转换为电压信号，然后经过同轴通讯电缆传送至控制室信号调理单元；放电信号经过调理后送入工业控制计算机内的数据采集卡进行信号的采集存储等处理，通过并行接口实现对信号调理单元的控制（如图 2所示）。

局部放电信号包含了丰富的绝缘状态信息，对局部放电进行检测不仅能反映变压器绝缘材料的老化特征，检测出制造或安装缺陷，而且还可能检测出绝缘故障及严重程度，在事故早期阶段提出报警，以便及时安排维修，避免造成巨大损失。

在线监测模式下系统连续运行，可在2 s内对放电信号进行连续刷新、纪录，绘制成局部放电相位分布情况图。

3.1.4 主变压器套管监测单元

该单元主要监测末屏电流、等值电容、介质损耗。

3.1.5 主变压器风冷系统监测单元

现场只为1 号变压器配置了1 套风冷监测单元，主要监测风冷系统电源故障、冷却器故障、风冷系统全停故障等。

3.2 容性设备在线监测系统

主要监测电流互感器、电压互感器的介质损耗、泄漏电流、电容量和避雷器的泄漏电流、阻性电流等状态特征参量。

在正常运行情况下，避雷器的主要电流为容性电流，阻性电流只占很小部分。当阀片老化、避雷器受潮、内部绝缘部件受损或表面严重污秽时，容性电流变化不大，而阻性电流却大大增加，故通过监测交流全电流及其有功分量，可以充分判断避雷器的绝缘状态。

3.3 断路器在线监测系统

主要监测高压断路器的三相电流、电寿命状态、机械特性等。

采用触头累计磨损量模型，对断路器的机械特性和电寿命状态进行监测。断路器的机械特性主要包括传动机构和储能电机的状态；储能电机的监测包括日储能次数、单次储能时间；传动机构的监测项目为分合闸磁铁线圈的电流波形。通过监测断路器传动机构、储能机构、分合闸磁铁线圈电流波形，对发现断路器机械故障隐患具有明显的帮助作用。

3.4 环境监测系统

现场总共设置了2套环境监测系统，主要监测量为污秽电流、环境温度、环境湿度等。

3.5 红外成像在线监测系统

红外成像是以设备的热状态分布为依据对设备运行状态进行监测和诊断，通过分析设备热像图的温度变化或分布规律，诊断设备状态及存在的隐患。红外测温仪安装于110 kV设备区，可以360°旋转，完成对设备各位置的监测，红外图谱上传间隔为2 h。

4 改造效果

乌海电业局对黄河变电站高压设备实施智能数字化改造之后，高压断路器的故障率显著降低，设备缺陷检出的灵敏度和有效性显著提高，设备运行的安全稳定性明显提高。同时，系统实现了对变电站几乎全部高压设备的状态监测，分层分布式集成系统避免了以往独立系统存在的重复建设、资金浪费，互相难以通信、难以集成，以及日常运行维护工作量大、设备安装困难等问题，实用价值非常高。

另外，项目实施后显著减少了停电时间和试验操作内容，节约了大量检修维护资金，提高了电力系统的供电经济性。经测算，每安装1套一体化智能分析诊断系统可节约检修维护资金100万元/a，每安装1套状态监测装置可节约检修维护资金10万元/a，本次改造时黄河变电站安装了1套一体化智能分析诊断系统和38套状态监测装置，共可节约资金480万元/a，经济效益显著。

5 结语

对黄河变电站高压设备进行智能数字化技术改造后，实现了设备健康状态分析、评价功能，同时建立了高压设备运行与检修管理数据中心，可在统一的综合数据平台下，无缝提取设备的有效信息，实现对高压设备状态的远程实时在线监测和诊断，便于制定设备维护和状态检修策略。项目的成功实施既提升了监测效率与有效性，又实现了良好的经济效益。