电力变压器状态仿真系统设计及应用

2012-09-12王文浩何文林胡文堂刘浩军

浙江电力 2012年12期

王文浩，何文林，胡文堂，刘浩军，刘黎

（浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014）

随着国家电网公司状态检修项目的深入以及浙江省电力公司成为输变电设备状态监测建设的首批试点单位，越来越多的在线监测装置将在我省挂网运行。据《浙江省电力公司变电设备状态监测系统建设》介绍：预计到2015年，设备状态监测将全面覆盖全省110kV及以上变电站。

在线监测设备的大量投入对发现变压器的潜伏性故障有很大帮助[1-2]，但是在线监测设备测量结果的可靠性却有待检验。本文介绍利用变压器仿真技术，模拟变压器运行过程中油色谱、局部放电、铁芯接地电流信号，以检测在线监测设备测量结果的可靠性。

有关变压器状态仿真的文献相对较少，文献[3-4]利用油中溶解气体技术判断变压器的工作状态，但却没有验证油中气体测试技术的正确性，一旦在线监测装置的结果与实际值产生偏差，其监测结果的可信度也大大减低。文献[5]介绍了1种局部放电模型，通过该模型可以比较在线监测装置监测结果的可靠性。但是该模型过于简单，采用直接将加热棒伸到油箱内部加热的形式，必然导致绝缘油的裂解，且在模型中也缺少油中溶解气体和铁芯信号的模型。

本文所介绍的变压器状态仿真模型可为判断各类变压器在线监测装置的可靠性提供依据。

1 模型总体结构

模型总体结构如图1所示，包括局部放电油箱、油色谱油箱、循环加热模块和交流电源。

局部放电油箱采用SUS304不锈钢，外表面喷塑，大小为1000 mm×800 mm×1000 mm。

图1 模型总体结构示意

油中溶解气体油箱采用SUS304不锈钢，外表面喷塑，大小为Φ800 mm×1000 mm。

油箱管道采用不锈钢管，电磁阀T1，T2，T3，T4，T5采用日本SMC公司产品。通过合理设置电磁阀的工作状态就可以实现各个油箱的单独循环和2个油箱绝缘油的交互循环。

2 油中溶解气体仿真模型

油色谱仿真模型如图2所示，能够实现气体配置、加热循环、在线监测装置安装和离线油样采集以及油中溶解气体的清洗。

图2 油中溶解气体仿真模型

仿真时关闭图1中阀门T1，T3和T4，利用阀门T5和T2实现油中溶解气体油箱内绝缘油的单独循环。

2.1 气体配置

气体配置过程如下：打开阀门T5，T7，T8和T9，关闭T6和T2，将配置好的气体从标准气入口输入，启动油泵，实现绝缘油的循环，等气体完全溶解于绝缘油中后再关闭T8和T9，打开T2。定量管的大小决定绝缘油中的溶解气体量。

2.2 加热循环模块

油箱循环模块采用有载调压分接开关绝缘油在线过滤系统，内部自带油泵循环，能够实现绝缘油的循环并滤除杂质。

常用的加热方式有绝缘油直接加热和管道加热，文献[5]采用直接加热方式。图3是直径为40 cm、内径为15 cm的直接加热棒的温度场分布图，其中油箱中间深入加热棒，加热棒温度为180℃，油箱外表面温度为25℃。从图3所示的温度场分布可以看出，加热棒附近温度达到180℃，而靠近油箱表面的绝缘油附件温度仅为25℃。因此高温处绝缘油已经发生裂解，而靠近油箱表面的绝缘油温却相对较低，可见不能采取油箱直接加热模式。本仿真模型采用油箱管道加热模式，绝缘油在循环过程中被加热，既可以避免油裂解，又能加速油加热的过程。

图3 加热棒的温度场分布

2.3 在线监测装置安装和离线油样采集

阀门T11和T12用于固定油色谱在线监测装置，阀门T10用于离线油样采集。

2.4 清洗模块

绝缘油中气体清洗过程：打开阀门T6，T9和T5，关闭其它阀门。将标准氮气从标准气入口输入，启动油泵，实现绝缘油的循环，排出绝缘油中的溶解气体。

3 局部放电仿真模型

局部放电仿真模型如图4所示，局部放电油箱顶部伸出2个绝缘套管，套管外部连接局部放电升压系统，内部采用针对板结构，针板间距可根据需要调整。其中1个套管连局放离线测量系统，用于检测产生的局部放电量大小。局部放电油箱右下角带有微水添加功能，可以比较微水含量对局部放电信号的影响。局部放电油箱左下角带有在线监测传感器的安装口，油箱内部另配有绝缘隔板，可用于比较不同传输路径下在线监测数据与离线测量数据的对应关系。