一起500 kV主变套管在线监测异常分析研究

邹璟，段永生，王朝宇，杨超，白锦军，陈欣

（云南电网有限责任公司昆明供电局，云南 昆明 650012）

0 前言

在一次常规带电测试中，发现某500 kV 主变套管介损数据异常，经多次复测数据基本一致，后查看在线监测系统后台数据，显示数据也是异常，据此情况，连续开展了相关带电复测项目、在线监测数据分析及系统检查、停电预试检查等工后发现：末屏适配器引出线对在线监测数据以及停电介损试验数据造成了影响，并通过分段分类试验对比，确定影响根本源为末屏适配器内的二次保护电路板。

1 带电监测对比分析

1.1 在线监测信息及其原理

500 kV 某变电站1 号主变500 kV 套管在线监测装置，是由宁波XX 生产的IMM2000 型变压器套管绝缘在线监测装置，于2018 年8 月15日正式安装并调试投入运行。装置实现套管介损及电容量的在线监测和带电测试，结构上分为就地取样单元（在线监测IED）和套管末屏适配器及引流线两个主要部分，其中套管末屏适配器及引流线部分为在线监测和带电测试共用部分。在线监测工作原理如图1 所示，通过末屏适配器及引流线接取末屏电流信号至就地取样单元的穿芯CT 传感器，再通过电缆从保护小室中1 号主变500kV 侧二次电压端子处接取实时电压信号至就地取样单元的电压采集单元处，再通过IED 内主板将两个信号处理算出相应的介损和电容值，最后通过交换传输至状态监测评价中心。

图1 容性设备在线监测系统原理图（虚线框内为带电测试部分）

1.2 在线监测数据分析

套管绝缘在线监测系统每2 min 采集一次数据并上传至综合处理单元，综合处理单元根据监测的数据幅值，每2 h 上传一次至设备状态监测评价中心。

针对介损相差较大的两个区间内，例如2019-3-18 11:08:06 介损值为0.18%，2019-3-18 13:03:29 介损值0.61%，在综合处理单元上查看其每2 min 采集一次的数据集合，并寻找其变化时刻及变化形式。发现在2019-3-18 12:48:40介损值为0.18，2019-3-18 12:49:29 介损值变为0.52，随后在2019-3-18 12:54:29 介损值变为0.61。

通过查看、分析各时段在线监测介损值变化，发现一天之内介损值突然变大、突然变小情况皆有，介损值与时间、主变负荷、油温都没有显著规律，其变化形式均为跃变型。

图2 500 kV 1号主变高压套管在线监测介损值变化折线图

1.3 就地取样单元检查

1）首先对在线监测装置接线、电路主板和穿芯电流、穿芯电压传感器进行各个部件的测试和检查，均未发现异常。

2）然后用万用表测量参考电压信号，变压前的参考信号为30 V，变压后为60 V，无异常。

3）结合在线监测全电流稳定，说明在线监测装置从末屏-单元盒-接地整个过程接线牢靠。

方便自学：教师应根据学员的现有水平从互联网上筛选适宜的视频资料帮助学员课后复习消化，如“交流接触器工作原理及内部结构”视频资料。

排除在线监测装置地面部分各功能模块的问题，初步怀疑在末屏电流引下线和套管底部末屏适配器处存在接线异常或故障，从而导致在线监测时和带电测试时的介损值异常。

1.4 容性设备介质损耗带电测试

1.4.1 绝对法测试

以500 kV 1 号主变500 kV 侧PT 电压为参考，开展5 次测试，每次测试间隔2 min，参考电压和全电流数据稳定无明显波动，1 号主变高压侧A 相套管介损值在1.0%附近。B、C 相套管介损值正常。A 相套管介损值明显大于B、C相套管的介损。

另以500 kV 2 号主变500 kV 侧PT 为参考电压进行复测对比，为了保证带电测试数据稳定性，针对数据异常的1 号主变高压侧A 相套管开展5 次测试，每次测试间隔2 min，参考电压和全电流数据稳定无明显波动，介损值和电容量稳定无明显波动。

测试在同一参考电压下比较测试结果，本次复测数据再次以500 kV 2 号主变500 kV 侧PT 电压信号为参考，可以看出复测数据介损值较上次测量增长率为22.94%，电容量增长率为-1.81%，依据我们初拟的测试标准，介损值复测结果增长率未超出自定标准值30%，但是同B、C 相数据比较依然偏差最高达到127.88%，横向对比数据是明显异常的。1 号主变高压侧B、C 相套管与上次数据对比无明显变化，可判断B、C 相套管数据无异常。

1.4.2 相对法测试

为消除干扰因素和保证带电测试数据稳定性，针对数据异常的1 号主变高压侧A 相套管开展5 次相对测试，每次测试间隔2 min，数据特征中参考电压和全电流数据稳定并无明显波动，测试出的相对介损和电容比值从上表数据情况看也并无明显异常变化，波动平稳。

由上述分析可判断1 号主变500kV A 相套管相对介损数据超过标准值。通过不同方法对比验证，基本可排除带电测试方法不当导致测量数据异常的可能，套管在线监测装置原理见图3。

图3 套管在线监测装置原理

2 红外测温诊断

从各个角度对主变套管进行红外测温，分析红外图谱信息：各相套管温度上中下各部位对比无异常温差、各相套管温度在正常范围且三相之间对比无异常温差。查看红外测温时1号主变的油温，其A、B、C 三相之间的细微温差与油温的温差相对应。综合判断：通过红外测温未发现1 号主变A 相高压套管异常。

3 停电试验分析与检查

3.1 套管绝缘油化学检测

1 号主变停电后第一时间，化验专业人员对500kV 1 号主变A 相500kV 侧套管进行绝缘油取样、化验分析。分析结论：根据《Q/CSG1206007-2017 电力设备检修试验规程》：A 相500 kV 侧套管绝缘油微水合格；油中溶解气体组份浓度在合格范围内，与2016 年测试结果对比，无异常增长。

3.2 屏蔽电缆与末屏适配器检查

厂家人员进行末屏适配器检查后发现，屏蔽电缆与末屏适配器外观良好，内部无受潮，无破损，各处接线也连接可靠，提前取下末屏适配器装置中二次电流元件，解开在线监测装置末屏引流线端子，直接从引流线加压，测得绝缘电阻为4.1 GΩ，从数值看绝缘电阻良好，可排除末屏引流线绝缘异常的问题，但此次检查还不能排除末屏适配器的二次保护电路板的异常，因此需要用介质损耗测试仪在停电条件下开展测试检查。

3.3 高压停电试验

试验班人员使用介质损耗测试仪对1 号主变A 相套管进行介质损耗和电容量测试，共在4 种不同的条件下测试出了4 组数据，综合分析，不同测试内容及条件下的数据可知，d 条件下测取的介损值0.367%是在排除所有外部原件情况下测试的1 号主变套管介损的最真实值，且小于预试规程规定的0.8%；

对比a/b 条件下的数据，带保护电路板的情况下测出的介损值0.725%与B、C 相套管的介损值横向对比严重偏大，接近3 月15 日首次测试值0.715%，不带保护电路板的情况下测出的介损值0.371%为正常，由此可推断保护电路板存在异常导致介损值异常。

对比c/d 条件下的数据，直接从末屏端销子接介损仪测量线，带保护电路板的情况下测出的介损值0.308 和不带保护电路板的数据0.367接近，且都符合预试规程，此时的保护电路板对数值存在影响，但相比直接从末屏电流引下线测取的介损值偏差大，还有可能存在末屏适配器接触有问题，出现了分流，导致介损测量值异常。

4 结束语

结合在线监测检查与数据分析、不同条件下的带电测试数据分析、绝缘油化验、停电后连接末屏适配器前后电气试验的测试结果对比分析结论如下：

1）通过在线监测数据分析，500 kV 某变1号主变A 相高压套管介损值变化规律不符合绝缘故障规律。

2）通过红外测温结果分析，500 kV 某变1号主变A 相高压套管无异常。

3）通过现场停电绝缘油取样化验、高压电气试验确认500 kV 某变1 号主变A 相高压套管无异常。

综上，可判断本次在线监测数据异常变化的原因是在线监测装置故障所致，极有可能为末屏适配器存在故障，套管本体绝缘无异常。并要求在线监测装置生产厂家对本次数据异常问题进行分析，需要将末屏适配器拆下深入分析研究，分析在线监测数据异常变化的原因。

1）针对目前分布在各个站点的套管绝缘在线监测系统，督促厂家完成维护、检查、和校验。确保在线监测装置运行的稳定性和可靠性，避免类似情况出现。

2）针对今后新装投运的在线监测装置，在安装时严格做好屏蔽电缆、就地取样单元、末屏适配器等装置的检测检验，严格把控安装工艺，投运前督促厂家在安装完成后进行可靠性校验方可投入运行。

3）针对变压器套管绝缘在线监测系统无报警功能的问题，建议系统中加入介损值、电容量增长率计算程序，针对超过阈值、异常变化等设定报警功能，以便及时掌握设备状态。

4）对于目前带电测试、在线监测装置，领域内缺乏有效的校验手段量化设备测量精确性、检测稳定性，建议关注最新技术动态、同时增强研究容性设备带电测试装置、套管绝缘在线监测系统等自检自校技术，确保验收、检修、维护时能够量化装置的可靠性。

5）鉴于容性设备带电测试项目还没有完善的规范标准，建议进一步梳理和收集容性设备在线监测和带电测试异常的相关案例，积累经验，并修编容性设备带电测试技术标准和在线监测装置的维护管理办法。