智能变压器状态在线监测技术方案

1、智能变压器状态监测系统技术方案一、智能变压器状态监测系统智能变压器作为智能变电站的核心组成部分，其建设获得了越来越多的关注。根据现行的标准，智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能，实现与相邻变电站互动的变电站。智能变压器在线监测系统是保证变压器正常工作并预估设备的损耗以建立合理的检修计划，智能变压器在线监测系统是实现智能变电站的基础设备之一。变压器是电力系统中重要的也是昂贵的关键设备

2、，它承担着电压变换，电能分配和转移的重任，变压器的正常运行是电力系统安全、可靠地经济运行和供用电的重要保证，因此，必须最大限度地防止和减少变压嚣故障或事故的发生。但由于变压器在长期运行中，故障和事故是不可能完全避免的。引发变压器故障和事故的原因繁多，如外部的破坏和影响，不可抗拒的自然灾害，安装、检修、维护中存在的问题和制造过程中留下的设备缺陷等事故隐患，特别是电力变压器长期运行后造成的绝缘老化、材质劣化等等，已成为故障发生的主要因素。同时，客观上存在的部分工作人员素质不高、技术水平不够或违章作业等，也会造成变压器损坏而造成事故或导致事故的扩大，从而危及电力系统的安全运行。正因为变压器故障的不可

3、完全避免，对故障的正确诊断和及早预测，就具有更迫切的实用性和重要性。但是，变压器的故障诊断是个非常复杂的问题，许多因素如变压器容量、电压等级、绝缘性能、工作环境、运行历史甚至不同厂家的产品等等均会对诊断结果产生影响。智能变压器状态监测系统构架如图1-1所示：图1-1 智能变压器监测系统架构二、智能变压器状态监测系统配置1、变压器油中溶解气体检测技术变压器油中溶解气体在线监测技术是实施主变压器状态监测的重要手段，其技术关键是根据气相色谱技术分析油中特征气体成分的变化，根据监测结果来分析判断电力变压器内部的异常和故障发展趋势，以保证电力变压器的安全可靠运行。其分析判断的方法常包括：(1)根据气体含

4、量的变化判断；(2)根据气体含量比值的变化判断；(3)根据总烃与产气速率的变化判断；(4)根据T(过热)D(放电)图列故障发展趋势的判断；(5)根据气体变化对故障热点温度的判断；(6)根据气体变化的总烃安伏法对故障回路的判断等等。其中，根据电力变压器油中特征气体的变化来判断变压器的内部故障是气相色谱分析的一项基本方法和重要内容。变压器油中溶解气体监测系统利用油循环回路，从变压器油箱中抽取油样、脱气后再将油样重新送回变压器，因而油循环的取油、回油位置对于准确分析油中气体含量至关重要。为保证所选取的油样是变压器的典型且比较干净的油样，一般建议从变压器中部取油，底部回油。图2-1为常用变压器取油阀和

5、回油阀示意图。图2-1 主变油色谱安装位置示意图图2-2、2-3为油阀的两种标准接口，油阀球阀和油阀蝶阀： 图2-2注油球阀尺寸 图2-3注油蝶阀变压器油中溶解气体监测系统安装时，打开变压器上取样口的油阀，放适量油以便挤走油管中的空气和杂物，以主设备一端出柱状油样为宜，然后将此油管接到主设备的进油接口处，注意对接后的密封性能，防止有漏油现象。注：单根油管长度在10米内为宜。图2-4为脱气装置端的安装示意图： 图2-4脱气装置端的安装示意图图2-5为油中溶解气体的安装示意图：图2-5油色谱安装示意图2、铁芯接地电流引发变压器故障有多方面的原因，并且变压器的故障类型也有多种类型。有关资料统计表明，

6、因铁心问题造成的故障比例占变压器各类故障的第三位。因此，必须最大限度地预防变压器铁心故障的发生，做到及时发现、及时处理、以确保整个电力系统的安全可靠运行。电力变压器正常运行时，铁心必须有一点可靠接地。若没有接地，则铁心对地的悬浮电位会造成对地断续性击穿放电，铁心一点接地后就消除了形成铁心悬浮电位的可能。但当铁心出现两点及以上接地时，铁心间的不均匀电位就会在接地点之间形成环流，于是反映在接地线上便出现了电流突然增大的现象。根据故障接地点与铁心固定接地点之间阻抗大小的不同，接地线上的电流大小也不同。如图2-6利用零磁通CT测量变压器铁芯接地线上的电流状况，当发现电流超标，结合油中溶解气体进行故障诊

7、断，向值班人员发出设备运行状态，提出其维修方案。图2-6铁芯电流监测原理图变压器铁芯电流监测的安装1) 传感器外形尺寸及安装方法图2-7 铁芯电流传感器尺寸 图2-8铁芯电流传感器安装方式在主变铁芯接地铜排处焊接安装支架，用于固定传感器，传感器的固定底板的开孔尺寸如图2-9，然后将接地排穿过传感器内径。图2-9传感器底座固定尺寸3) 安装示意图图2-10 铁芯电流传感器安装示意图3、变压器局放监测随着电力系统的发展和电压等级的提高，局部放电已经成为电力变压器绝缘劣化的重要原因，因而局部放电的监测和评价也就成为绝缘状况监测的重要手段。局部放电的监测都是以局放所产生的各种现象为依据，通过能表述该现

8、象的物理量来表征局放的状态。(1) 局部放电监测方法目前，关于变压器局放状态监测流行的方法主要有UHF法和脉冲电流法两种方法。UHF法监测局放是指：当电力变压器内部发生局部放电时，将会向外辐射出特高频（Ultra High Frequency，下文简写为UHF）电磁波因此，通过检测电力变压器内部是否存在UHF信号，可以判断电力变压器内部是否发生局部放电。脉冲电流法监测局放是指：在电力变压器局放过程中会产生电脉冲、电磁辐射、超声波、光以及生成一些新的生成物，利用套管导电杆对末屏电容的耦合作用获取脉冲电流信号，从高压套管和套管末屏接地线采集到脉冲电流信号以后，采用时域差分法和脉冲极性鉴别法等方法来

9、抵抗外部干扰，提高信噪比。由于利用脉冲电流法进行局部放电监测需要从主变套管末屏引线出来，存在一定的安全隐患，考虑到主变安全问题国网现在提倡利用UHF方法进行检测。变压器局部放电监测传感器主要有两种，一种是内置式的UHF传感器，一种是油阀式的UHF传感器。内置式传感器是指镶嵌在变压器人孔或者手孔盖板内的传感器，油阀式传感器是指安装在变压器抽油阀处的传感器。其安装尺寸如图2-11、图2-12所示。 图2-11内置式传感器人孔安装尺寸 图2-12油阀式传感器 图2-13内置式传感器安装示意图 图2-14油阀式传感器安装示意图4、变压器套管在线监测介质损耗因数(即介质损耗角的正切值 tan )与电容值

10、作为变压器套管绝缘状况的必要指标之一，是预防性试验及绝缘在线监测的重要内容。近年来，随着计算机技术、传感器技术以及数字信号处理技术的发展，谐振法、伏安法、电桥法等传统模拟测量方法逐步被数字测量方法替代，介损的精确测量与快速数字测量受到了国内外研究与工程领域的广泛关注。利用离散傅里叶变换(discrete Fourier transform，DFT)对试品的电压和电流信号进行谐波分析，得到两者的基波，再求出介质损耗角。该方法硬件电路简单、测量精度高、抗干扰能力强，克服了高次谐波的影响。谐波分析法把对波形的处理放在后期的软件程序中进行，简化了硬件线路和结构，提高了系统可靠性。由于电网频率不稳，加之

11、同步采样环节的误差，造成对采样信号做DFT时产生较大的误差，所以在对信号DFT计算时应采取相应的措施尽量消除频谱泄漏和栅栏效应带来的误差。变压器套管监测是指通过监测套管末屏电流来监测套管的绝缘状况以及电容值。套管监测单元利用采集到的末屏泄露电流进行计算，套管监测单元安装在变压器的箱壁上或者固定在变压器附近的立柱上。图2-15本地采集单元安装示意图套管监测单元外形如图2-16所示。图2-16套管监测本地电流采集单元变压器套管监测单元支架加工示意图：A图2-17套管监测单元工字架加工尺寸注：343×328 mm尺寸为套管监测单元安装孔尺寸，A尺寸是根据实际确认但不小于机箱尺寸（机箱尺寸：

12、400×300×210mm），套管监测单元箱外形尺寸图如图2-18所示：图2-18套管监测单元尺寸5、变压器绕组温度监测变压器油温关系到变压器的绝缘材料的寿命，当变压器内有机绝缘材料老化时，其机械强度降低，无法承受正常工作的外力。最终导致变压器发生电气故障，无法工作。对于按照GB1094设计的变压器，在热点温度98下相对热老化率为1。此热点温度与“在环境温度为20和热点温升为78K下运行”相对应。相对老化率定义为：此函数表示相对老化率随热点温度变化规律，从公式中可以看出温度每增加6度，相对老化率增加一倍。图2-19变压器油温监测示意图6、变压器冷却系统监测变压器风冷却器通常

13、是用潜油泵强迫油循环使油与冷却介质空气进行热交换的冷却器，它由冷却器本体、潜油泵、风扇电动机、导风筒、流速继电器、冷却器支架(或拉杆)、联管、活门及塞子、分控箱等组成。风冷却器本体为一组带有螺旋肋片的金属管，两端各有一个集油室，金属管的端部在集油室的多孔板上。由于冷却器是多回路的，在集油室内焊有隔板，用以形成多回路的油循环路径。潜油泵装在本体的下方，导风筒在本体的外侧，风扇电动机装在风筒内，流速继电器装在潜油泵出油端的联管上，如果油的流速低于规定速度，流速继电器可自动发出报警信号。每台变压器有一个总控制箱，每组冷却器装一个分控制箱，可以控制油泵和风扇的自动投入或切除。智能冷却控制系统以变压器顶

14、层温度和负荷大小为判据，按一定的控制逻辑对风扇和油泵回路进行控制， 实现对冷却器组自动投切，以保证变压器安全运行， 并对冷却器风机、油泵、油流继电器、供电电源、变频器、自动化检测元件等进行实时监测并故障报警。在测控系统平台上，通过串行通讯接口与智能组件通信，利用智能组件程序实现变压器冷却器组远程自动投切。手动操作仅在必要时使用，一般用来方便检修人员在投运前检查每组冷却器组的运行状况及变压器运行时的检修，手动控制方式完全独立于自动控制部分，不受智能组件冷却控制器影响。7、变压器有载调压变压器存在阻抗，在功率传输中，将产生电压降，并随着用户侧负荷的变化而变化。系统电压的波动加上用户侧负荷的变化将引

15、起电压较大的变动。在实现无功功率就地平衡的前提下，当电压变动超过定值时，有载调压变压器在一定的延时后会动作，对电压进行调整，并保持电压的稳定。 变压器运行过程中需要根据运行情况调整电压，其基本原理是从变压器某一侧的线圈中引出若干分接头，通过有载分接开关，在不切断负荷电流的情况下，由一分接头切换到另一分接头，以变换有效匝数，达到调节电压的目的。我国目前普遍采用的机械式调压分接开关。变压器的有载分接开关和消弧线圈有载分接开关控制原理基本一致，其控制分为“升”、“降”、“停”、“公共端”，控制模式分为远方和就地。图2-20有载分接开关控制示意图8、变压器非电量保护系统由于变压器发生故障时造

16、成的影响很大，为提高电力系统安全运行水平，电力变压器保护的配置必须非常完善。电量的保护固然重要，非电量保护亦不可忽视。故除应配置相过流保护、零序过流保护、阻抗保护、间隙过流和间隙过压保护、过负荷保护等电量保护外，反应变压器本体内部故障的非电量保护也必须引起足够重视，如：变压器瓦斯保护、压力释放、变压器油温、油位等，作为变压器故障或异常报警的非电量保护亦非常重要。非电量保护，顾名思义就是指由非电气量反映的故障动作或发信的保护，一般是指保护的判据不是电量（电流、电压、频率、阻抗等），而是非电量，如瓦斯保护（通过油速整定）、温度保护（通过温度高低）、防暴保护（压力）、油位保护等。主变压器非电量保护由

17、保护装置、电气回路及安装在变压器上的非电量保护元件组成。保护元件包括气体继电器、压力释放阀、油压突变继电器、油位指示器、油温度控制器、绕组温度控制器等。9、变压器寿命预测目前应用的电力变压器主要是油浸式变压器。其组成大体可分为外壳，绝缘油，固体绝缘材料，铁芯，线圈和夹件等。其中，油和绝缘材料比较容易老化。但变压器油可以定期过滤，更换。因此，变压器的正常使用寿命主要由固体绝缘材料决定。我们计算绝缘材料的寿命就是变压器寿命。当变压器内有机绝缘材料老化时，其机械强度降低，无法承受正常工作的外力。最终导致变压器发生电气故障，无法工作。对于按照GB1094设计的变压器，在热点温度98下相对热老化率为1。

18、此热点温度与“在环境温度为20和热点温升为78K下运行”相对应。相对老化率定义为：此函数表示相对老化率随热点温度变化规律，从公式中可以看出温度每增加6度，相对老化率增加一倍。10、变压器负载分析变压器的绝缘寿命通常为2030年，在此期间变压器可承受电力系统中的各种过电压、过电流和长时间运行电压。变压器绝缘的老化与负荷和冷却介质温度有密切的关系，变压器负荷高或冷却介质温度高，导致绝缘的温度高、绝缘老化加速、绝缘寿命缩短。变压器在运行中，负荷和冷却介质温度随着时间和季节的变化而波动，特别是负荷曲线上的高峰时段，有可能出现过负荷运行。过负荷运行时间一般较短。所谓正常过负荷，就是在一个时间周期(通常是24h)内，过负荷时绝缘寿命的过度损失可由其他负荷较轻时间来补偿，在这种情况下可认为是与正常环境温度下施加额定负载时是等效的，变压器可长期安全运行。电力系统中发生事故时，由于系统中的负荷重新分配，将有可能出现部分变压器的负荷严重超过额定值或过负荷持续较长时间的情况。这时，为了向电力用户输送不间断的电力，变压器的绝缘寿命可能会有一个不长时间的加速损耗，但只要不导致变压器的故障，这种“加速损耗”是值得的。变压器的事故过负荷会牺牲绝缘的部分“正常寿命”不能作为变压器的正常过负荷能力。三、智能变压器组件柜1、智能组件柜配置变压器智能组件柜内的装置主要包