电力一次设备在线监测与状态检修技术分析

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电力一次设备在线监测与状态检修技术的应用，有助于提升电力一次设备检测质量与效率，并能够及时发现与消除故障问题，为供电系统的平稳运转奠定基础。因此，要积极探索有效的在线监测手段，并合理应用状态检修技术，确保供电系统处于安全稳定状态。

1 电力一次设备在线监测技术

1.1 一次设备在线监测概况

在科学技术的不断推动下，计算机技术得到了快速发展，并且得到了广泛应用，借助计算机技术进行在线监测，可以为电力一次设备的检修维护提供有力支持。在线监测借助接收传感器获取一次设备运行状态方面的信息，并通过计算机进行信息整理与分析，对一次设备的运行状态做出准确判断，进而实现对一次设备的在线监测。目前，在电力系统中涉及的一次设备无论是在种类还是在数量方面都有所提升，并且一次设备的结构更加复杂，科技含量也越来越高，这些都会给一次设备的监测与检修带来更大的挑战，而以往的定期监测方式已经难以满足一次设备运行需求，因此需要对一次设备进行实时在线监测。通过对电力一次设备的改造，将其集成到在线监测系统之中，进而对其进行在线监测。在线监测是电力管理的创新和优化，不仅提升了一次设备监测效率，而且也能节省大量的人力，更好地保障电力企业的经济效益[1]。

1.2 一次设备在线监测的特点

在线监测是指借助设置在设备上的相关监测仪表，实时获取设备运行状态下的相关信息，并将数据信息上传至终端接收端。借助实时检测可以连续不断获取设备运行状况信息，掌握设备运行情况，及时发现设备运行异常。在线监测具有智能化的特点，不仅可以实现自动监测，而且在设备异常或者故障发生时，还可以准确定位故障位置，并发出警报，甚至可以自动切断设备电源，将故障造成的危害与损失降到最低。借助在线监测技术，可以提升电力一次设备故障检修效率，将一次设备故障对电力系统的影响降到最低，同时也有助于延长电力一次设备的服役年限，帮助电力企业节约成本，增强经济效益[2]。

1.3 电力一次设备在线监测技术形式

在线监测技术主要借助传感器技术来实现，在传感器技术的支持下，可以获取一次设备运行状态相关信息，并通过信息处理与分析准确判断设备运行状况。电力一次设备在线监测主要包括变压器故障监测、油中气体在线监测、局部放电在线监测以及绕组热点在线监测等。以油中气体故障监测为例，在电力变压器应用过程中，变压器油箱中的绝缘物体会因放电以及高温而使其加速老化，进而发生裂解。而在这些绝缘物体裂解的过程中，则会同时产生一氧化碳、氢气以及一氧化碳等气体，具体产生的气体类型以及产生的气体量与变压器故障类型密切相关，即不同的故障类型所产生的气体也不相同。通过对变压器油箱产生的气体的监测与分析，便可以准确掌握变压器故障类型，并判断出变压器故障的危害大小等。

简单来讲，这种在线监测技术便是借助气体监测的方式掌握故障模式特征。再以局部放电在线监测为例，局部放电在线监测方法种类多样，包括脉冲电流法、超高频法以及超声法等。其中，脉冲电流法的应用最为广泛。脉冲电流法的测量灵敏度较高，可以保证监测的实时性，但是该方法在应用过程中容易受到外界噪声干扰，影响在线监测的效果。超高频法是指对变压器局部放电所产生的电磁波超高频信号进行检测，利用电容传感器对超高频成分进行检测分析，掌握变压器局部放电情况。该方法的抗干扰性能强，但是该方法的灵敏度不高。

2 电力一次设备状态检修技术

2.1 基于SF6气体的状态检修技术

2.1.1 SF6气体湿度检测

在电力一次设备运行过程中，SF6气体的湿度会对其运行安全产生重要影响，如果湿度过大，则会影响到气体的稳定性。不仅会影响到绝缘材料表面的耐压能力，而且在SF6气体分解过程中还会产生一定的酸性气体，受酸性气体的影响，会加速设备的腐蚀，而且还会对运行人员以及检修人员的身体健康带来一定的威胁。因此在电力以此设备状态检修过程中，要注重SF6气体的湿度检测。露点法、电解法以及阻容法等均是SF6气体湿度检测的主要方法。

2.1.2 SF6气体成分分析

在一次设备运行过程中，如果发生故障，SF6气体以及固体绝缘材料发生化学反应便会产生相应的气体，通过对SF6气体成分分析，可以准确判断故障类型，同时也能对故障程度做出准确判断。气体检测管法、电化学传感器法以及气相色谱法等均是应用比较广泛的SF6气体成分分析方法，以化学传感器法为例，该方法的应用，需要借助电化学传感器，让SF6气体穿透电化学传感器的气体过滤膜，其他在传感器内会发生相应的化学反应，受此影响会形成相应的电信号，这种电信号与气体的浓度成正比例关系，可通过信号处理来掌握被测气体的浓度情况。

2.1.3 基于SF6气体状态检修技术应用案例分析

针对某变电站GIS气室SF6气体进行分解产物、湿度带电检测，根据检测结果分析，发现气室湿度超标，分析原因，主要在于未在气室中设置吸附剂。在检测过程中，借助SF6气体综合测试仪，检测湿度为800μL/L，而按照相关规定标准要求，GIS气室运行中的湿度标准应为500μL/L，因此实际的湿度已经超过标准要求。为了避免检测仪器性能不稳定而导致检测结果失准，在检测过程中，检测人员应用另一台仪器进行再次检测，检测结果的湿度为776μL/L，与第一次检测结果的湿度数据基本相同，因此说明检测结果可靠。

结合检测结果进行分析，首先在该气室交接试验报告中显示SF6气体的湿度数据是89μL/L，因此实际检测结果与试验报告不符。另外，该气室的SF6密度继电器压力值并未出现异常情况。结合这些情况，可以判断相关一次设备的气密性以及绝缘性比较稳定，而之所以出现SF6气体湿度超标的情况，主要原因应为气室中未添加相应的吸附剂，或者所添加的吸附剂已经饱和，并未及时进行更换。通过对该气室的解体检修，未发现密封圈出现裂纹、变形等问题，并且发现未在该气室添加吸附剂，因此判断故障原因为未添加吸附剂。

再比如，针对某变电站GIS各气室SF6气体进行分解检测，在检测过程中发现出现了气室中一氧化碳以及二氧化硫气体超标，结合这一现象进行分析，可以初步判断可能存在气室放电现象。在此基础上，检测人员又对该气室以及相邻气室进行SF6气体分解物检测，检测结果见表1。

表1 开关气室SF6气体分解物检测结果表

通过表1可以看出，除了22A3之外的其他气室中的SF6气体的解体产物均未发现异常情况，而在该气室中，分解产物中包含着二氧化硫以及一氧化碳。对22A断路器中B相解体检查，发现由白色的分解产物出现在GIS筒壁上，同时在传动绝缘子的表面也有才一定的白色分解产物。在检测过程中还发现等电位弹簧出现了烧毁的现象，另外拔叉也存在电腐蚀的现象。综合以上情况，最终判断炫富电位放电的原因主要在于弹簧的弹性失效，或者是弹簧的长度不足导致的[3]。

表2 油中溶解气体试验结果

2.2 油中溶解气体状态检修技术

2.2.1 油中产生溶解气体的原因

导致油中产生溶解气体，其原因主要包括绝缘油的分解，在电热作用下，会导致相关的烃类气体产生。另外，在固体绝缘材料发生分解的情况下也会产生溶解气体，在含氧量以及温度同时增加的情况下，会产生更多的二氧化碳以及一氧化碳气体，固体绝缘材料分解所产生的气体分量与故障的类型和故障的程度等有着较强的关联性，因此可以结合固体绝缘材料分解产生的气体对故障做出准确判断。除此之外，有的气体本身便存在于油中，在相关化学反应的影响下会产生新的气体。例如，油中含有氧化氢，在发生化学反应的情况下，则会产生氢气和铁。除此之外，如果油长时间受阳光的照射，也会产生相应的气体。

2.2.2 油中溶解气体状态检修技术应用案例

某变电站35kV II段母线TV柜内部绝缘击穿，进而导致母线三相短路故障。针对这种情况，检修人员通过油中溶解气体试验的方式进行故障诊断，初步判断故障原因为变压器近区短路。该变压器在以往的检测过程中并未发现异常，其运行状态比较稳定。在变压器油中溶解气体试验过程中，主要针对瓦斯气体组分以及变压器主体气体组分进行分析，分析结果见表2。

通过表2可以看出，变压器本体油中的总烃以及氢气超标，并且在变压器本体油中的二氧化碳以及一氧化碳的含量也相对较高。油中气体的来源一方面为固体绝缘分解产生的气体，另一方面为发热产生的气体，并且发热产生的气体主要部分。本体瓦斯气体中的一氧化碳以及氢气等含量较大。总体来讲，变压器主体气体以及瓦斯气体均存在不平衡的现象。根据检测结果，对变压器进行返厂检修，通过解体检修发现在低压引线端口以及C相中均存在一定的积碳现象，同时在压板下方绕组端还存在一定的烧伤现象。

另外，在故障点附近的扁铜线也出现了一定的烧损现象，而且也受到了一定的挤压。综合考虑以上现象，分析故障原因，主要包括以下几点：首先绕组撑条的数量不足；其次变压器线圈强度不足；最后，横向电动力压力过大。这些都是有可能导致故障的原因，借助油中溶解气体状态检修技术可以对变压器故障原因做出初步判断，如果在不能确定故障原因的情况下，则需要将变压器进行返厂解体检测，并综合分析解体检测中发现的相关现象，准确判断故障原因[4]。

3 结语

作为电能生产和使用的重要基础，电力一次设备是电力系统的重要组成部分，其自身运行的稳定性与安全性是电力系统稳定运行的重要基础。为保证电力以此设备的稳定运行，应加强在线监测，通过在线监测实时掌握一次设备的运行状况。同时还要合理应用状态检修技术，提升电力一次设备状态检修工作的质量和效率，保障及时排除电力一次设备故障，为电力系统的稳定运行奠定基础。