电力变压器状态监测参量及监测方法综述

2011-07-23朱文兵陈玉峰

山东电力高等专科学校学报 2011年6期

朱文兵陈玉峰

山东电力研究院山东济南 250002

0 引言

随着电网规模的发展以及输变电设备质量的迅速提升，原先的设备定期检修模式越来越不适应电网及设备的管理要求。目前，国家电网公司变电设备检修正逐步从传统的定期检修模式向状态检修转变。状态检修的基础是设备的状态评价，而在线监测就是获取设备状态量进而对设备状态进行评价的重要手段之一。

2009年，国家电网公司提出了到2020年建成统一的“坚强智能电网”目标。智能电网的一个重要特征是“一次设备智能化”，即通过为电气设备配置在线监测及带电检测设备对设备状态进行监测。目前，一次设备的智能化主要通过“一次设备本体+传感器+智能组件”的形式实现。

不管是实行状态检修还是建设智能电网，我们都需要研究如何根据设备的具体情况配置适当的在线监测装置，以更好地掌握设备状态。作为变电设备中最重要的设备之一，如何为变压器选取合适的状态监测量及监测方法的就成为一个急需解决的问题。

目前市场上的变压器在线监测设备种类繁多，这些设备不仅监测参量不同，监测原理也不尽相同，令人难以选择。2010年，国网公司发布了《Q/GDW Z 410-2010高压设备智能化技术导则》，2011年，又发布了《Q/GDW 534-2010变电设备在线监测系统技术导则》等一系列标准。这些标准对变电设备在线监测的配置原则、监测范围及参量等进行了详细规定。根据此规定，主变压器需要配置的状态监测参量包括油中溶解气体（多组分）、铁芯接地电流、油中含水量、局部放电。本文对于目前比较成熟的状态参量监测技术进行综合比较分析。下面分别一一介绍。

1 油中溶解气体在线监测

油中溶解气体分析法（DGA）因不受外界电场和磁场的影响，且能够在无需停电的情况下进行，已成为诊断油浸电力变压器早期故障及预防灾难性事故的最有效的方法之一。DGA能够灵敏地反映变压器的过热、放电等缺陷，传统的DGA都是采用离线方法，即定期从变压器运行现场采集油样后，在实验室中使用气相色谱仪检测出油中溶解气体，进而诊断变压器的故障类型，但这种方式需要定期从变压器取油样进行分析，且检测程序较复杂，存在较大人为误差。而油中溶解气体在线监测，能够实时地获取变压器的状态信息，为设备的维修决策提供准确判据。因此正越来越受到重视。

变压器油中溶解气体在线监测可以分为两大类：单组份监测系统和多组份监测系统，其中单组分系统仅对油中溶解的某一种气体成分或几种气体的综合值定量检测；多组份系统即对变压器中几种典型特征气体均进行监测。单组份系统因为反映的信息量太少而逐渐被淘汰，现在市场上的设备一般均为多组份系统。

油中溶解气体在线监测的一般流程为：变压器本体油经循环管路循环进入脱气装置，油气分离后，根据气体检测单元的需要进行气体分离，处理后的气体由检测器检测并转换为与气体含量成正比的电信号，经模数转换后将气体的组分与浓度信息存储在终端计算机的存储单元内，供就地分析或远程调用。由此可以看出，油中溶解气体在线监测的关键技术在于油气分离和气体检测。

目前的油气分离技术包括半透膜渗透法、真空泵脱气法、动态顶空法等。半透膜渗透法基于气体的扩散原理，使用只渗透气体分子而不能渗透油的高分子膜，利用膜两侧(变压器油和气室)气体压力的不平衡性，使气体自动从油中向气室扩散而实现油气分离。这种方式存在脱气效率低，半透膜容易老化等缺点。真空泵脱气法利用离线色谱分析中的抽真空脱气原理，用真空泵抽空气来抽取油中溶解气体，由于受现场条件的限制，目前利用该方法只能做到检测四种气体，而且真空泵的磨损使抽气效率降低，导致测试结果偏低。动态顶空法在脱气的过程中，采样瓶内的磁力搅拌子不停的旋转，搅动油样脱气，析出的气体经过检测装置后返回采样瓶的油样中。在这个过程中，测量模块间隔测量气样的浓度，当前后测量的值一致时，认为脱气完毕。这种方法脱气效率较高。

目前比较成熟的气体检测技术有两类：

第一是将油气分离后的混合气体首先用色谱柱分离，然后使用单一的广谱型传感器依次检测被分离出的气体。色谱进样的特性不仅延长了检测时间，而且温度对色谱柱分离效果的影响以及色谱柱使用一段时间后需要清洗等固有特性也在一定程度上限制了色谱柱技术在现场在线监测中的应用。目前市场上大部分产品都是采用色谱法。

第二为光声光谱法。密闭于光声池中的气体分子吸收特定波长的电磁辐射后，引起气体分子的无辐射弛豫过程，由于光声池的体积一定，如果对光源进行周期性调制，那么将导致池中压力的周期性变化（即引起声波）。气体的光声光谱检测就是利用光吸收和声激发之间的对应，通过对声信号的检测来了解气体对光的吸收过程。由于声波的频率与光源的调制频率相同，而其强度则与吸收气体的浓度有关，因此，建立气体浓度与声波强度的定量关系，就可以准确计量光声池中各气体成分的浓度。目前，市场上采用光声光谱法的产品为GE公司的Tranfix色谱在线监测系统。该系统同时还能够测量油中微水含量。

经过实验室对比试验，光声光谱法具有较高的准确度，同时该方法不需要更换载气及色谱柱，大大减轻了维护工作量。因此，光声光谱法代表了发展的趋势。但是相对于色谱法产品，光声光谱产品的造价较高。

2 变压器局部放电在线监测技术

测量局部放电能有效地发现变压器内部绝缘的固有缺陷和因长期运行使绝缘老化而产生的局部隐患。测试局部放电是及时发现变压器潜伏故障的重要手段。目前，交接及预试标准要求变压器出厂及大修后必须进行局部放电试验。离线局部放电试验采用的是脉冲电流法，即通过接在套管末屏处检测阻抗检测变压器绝缘中由于局部放电而产生的脉冲电流。但如果将这种方法用于局部放电的在线监测，就会因为测量频率低、频带窄（几十至几百kHz）而造成获得的信息量少，因此抗干扰性能很差。

目前比较成熟的变压器局部放电在线监测技术为超声法和超高频法。当变压器内部发生局部放电时，不仅产生电脉冲信号，同时还产生超声波信号，因此可通过同时产生的超声波信号和电信号判断变压器内部的绝缘状况。超声传感器的频带约为70~300kHz，以避开铁心的铁磁噪声和变压器的机械振动噪声（一般在45kHz以下）。超声波法常用的传感器为AE传感器。近年来开始出现利用光纤传感器检测超声波信号的技术。传感器需要安放在设备外壳上，声波从放电源传到测量点。由于超声波信号定向型强，当入射角超过26°时信号将发生全反射，传感器不能接受到信号，因此安装传感器时要注意角度，让可接受范围覆盖当前监测的对象。

超高频检测法是通过检测变压器局部放电产生的超高频电磁波信号来获得局部放电信息。在变压器局部放电测量时，现场干扰信号的频谱一般小于 300MHz，超高频检测法是在 300MHz~1500 MHz宽频带内接收局部放电所产生的超高频电磁脉冲信号。由于超高频信号在空间传播时衰减很快，故变压器箱体外部的超高频电磁干扰信号（如空气中的电晕放电），不仅频带比油中局部放电信号的窄，其强度也会随频率增加而迅速下降，进入变压器金属油箱内部的超高频分量相对较少，因而可以避开绝大多数的空气放电脉冲干扰。但该方法一般需要对变压器进油管阀门进行改造以安装传感器。

综合比较这两种方法，这两种方法都属于非电量测量，不影响设备正常运行。超高频法的精度更高，抗干扰能力更强，但是造价更高，同时需要对变压器油管阀门进行改造。超声波法发展时间相对较长，技术比较成熟，安装比较方便，同时可以使用声-电联合法可以发挥各自的优点，保证局放检测的可靠性。目前在现场应用情况较好的是英国PowerPD型超声检测系统。

3 变压器铁芯接地电流在线监测

变压器在正常运行时必须单点接地，一旦出现铁芯两点接地或多点接地，在铁芯内部会产生环流，引起局部过热，严重时会造成铁芯局部烧损，甚至使接地片熔断，导致铁芯电位悬浮，产生放电性故障，严重威胁变压器安全运行。正常情况下，铁芯接地电流一般为几mA或几十mA，一旦出现多点接地，铁芯接地电流将急剧增大。铁芯接地电流在线监测就是通过在铁芯接地引线处安装电流测量装置，然后将电流数值传送到主机进行处理。现在很多铁芯接地电流在线监测装置还可以根据电流数值大小串入大小不同的电阻，以限制铁芯接地电流。

铁芯接地电流在线监测装置原理简单，技术成熟，目前市场上的产品也比较多。

4 变压器振动在线监测技术

变压器的振动主要是由变压器本体（主要是铁心和绕组）和冷却装置的振动引起的。振动的来源主要包括：①硅钢片的磁致伸缩引起铁心的振动。②硅钢片接缝处和叠片之间存在着因漏磁而产生的电磁吸引力，从而引起铁心的振动。③电流通过绕组时，在绕组间、线饼间、线匝间产生动态电磁力，引起绕组的振动。④漏磁引起油箱壁（包括磁屏蔽等）的振动。随着变压器制造工艺及铁心叠加方式的改进，硅钢片接缝处和叠片之间的电磁吸引力引起的铁心振动，比硅钢片磁致伸缩的铁心振动要小的多。因此，变压器的振动主要是由于由磁致伸缩引起的铁心振动和绕组振动构成。

在空载条件下，变压器负载电流为零，因此绕组的振动可忽略不计，器身振动主要是励磁电流作用下铁心的振动引起的。因此，测量空载条件下运行的变压器器身振动信号即可得到变压器铁心的振动特性。在负载条件下，绕组中有负载电流流过，因此除了铁心的振动之外，变压器器身振动还包括负载电流作用下的绕组的振动。从负载的振动信号中分离出空载时的振动信号显然可以得到绕组的振动信号。

由于变压器的铁心的振动与硅钢片的磁致伸缩有密切关系，所以硅钢片的压紧力减小或者发生扭曲变形都会使硅钢片之间的电磁力增大，进而导致铁心的振动增加，此外，当发生短路或者发生铁心多点接地时，导致硅钢片的磁致伸缩加大，铁心温度升高，振动也会加大。对于绕组来说，当变压器的负载电流变大时，绕组匝与匝或层与层之间的电场力变大，绕组的振动会增大。绕组发生松动或扭曲变形时，也会导致绕组的振动增加。所以，通过测量变压器的振动信号可以分析出铁心状态及绕组状态。

振动在线监测所用的传感器一般采用压电式加速度传感器，传感器将振动加速度信号转换成正比的电压信号，经过放大后进行测量处理。现在也出现了一种光纤振动传感器，其原理是将振动转化成光纤光栅的应变，进而使光栅中心反射波长发生变化，通过波长解调系统可将波长变化转化成电压的变化，即可实现振动信号的传感。振动在线监测目前还没有比较成熟的产品，而且现在也缺少相关的判断标准。

振动除用于在线监测外，还可用于离线检测。上海交通大学等单位目前正在研究利用振动频响分析法检测变压器绕组状态的方法。利用该方法能够有效检测大型电力变压器绕组垫块脱落和局部径向变形故障，比短路阻抗法的灵敏度更高且较为有效。

5 绕组温度在线监测

变压器在运行时，铁心中的磁通会在铁心中产生损耗，绕组中的电流会在绕组上产生损耗。除此之外，还有诸如漏磁通以及冷却装置等产生的附加损耗。各种损耗都转化为热。绝缘材料在热的作用下会逐渐分解老化，直至丧失其机械强度和绝缘性能。变压器的绝缘属于A级绝缘，其绕组平均工作温度应不超过105℃。

变压器的绝缘是按照热点温度98℃为基准的，温度每升高6℃，绝缘寿命降低1倍。反之，温度降低6℃，寿命提高1倍。因此，变压器的运行温度直接影响变压器的绝缘寿命。变压器运行时一般都需要监测顶层油温和绕组温度。油温一般是采用压力式温度计直接测量，而测量绕组温度时，都是采用“油温+铜油温差”的方法间接测量，而不是直接测量绕组热点温度得出的，因此这种方法具有很大的误差。而且其指示的温度是基于整个变压器的油箱内平均油温的变化，所以很难反映出绕组或饼间油道温度的快速变化。

随着光纤技术的发展，采用光纤直接测量绕组热点温度的技术已经比较成熟。光纤温度传感器可分为两类：半导体吸收式传感器和光纤光栅传感器。

半导体吸收式光纤温度传感器测温的基本原理为：在光源的光谱辐射强度不变的前提下，半导体材料GaAs（砷化镓）总透射率就随其温度发生变化，温度越高，透射率越低，温度越低，透射率越高。通过测量透过GaAs光的强弱就可达到测温的目的。

光纤光栅传感器测温的工作原理如图1所示：宽带光源输入，经过光纤光栅后，在布拉格波长的窄带光谱被反射到光纤的输入端；其余的波长透射通过。当把光纤光栅封装在绝缘外壳内部时，外界环境温度，经过壳体传导到光纤光栅，使其波长发生变化。通过精确地测量反射信号的波长，可以实现对温度的检测。

图1 光纤光栅的工作原理示意图

目前采用这两种传感器的光纤测温系统都已经比较成熟。采用半导体传感器的加拿大neoptix公司的T/guard光纤测温系统产品已经获得了广泛的应用，山东科学院激光所研制的基于光纤光栅传感器的测温系统技术也比较成熟，但现在还没有市场化的产品。

与传统的测温方式相比较，光纤测温测量系统具有很多的技术优势：包括可以实时测量、抗干扰性能强、可以直接测量绕组热点温度因此测量更加准确。变压器绕组温度的最高点通常位于绕组中上部，但在这个位置进行测量很不方便，因此一般采用绕组的上表面温度作为变压器绕组温度的最高点。在变压器的绕组的上表面，局部有较大的测量平面，将光纤光栅温度传感器可以比较方便地粘贴于绕组表面。