摘要：介紹了HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統的結構、工作原理和主要特點，在對大量在線監測數據進行較深入研究的基礎上，分析了一些影響高壓設備在線監測的因素，最后指出依靠狀態監測技術實現狀態維修是可行的。
關鍵詞：絕緣；在線監測；介質損耗因數；阻性電流為確保電力設備安全、穩定地運行，追求更高的供電可靠性和綜合效益，電力企業已開始應用在線監測技術，逐步推行以設備狀態為基準的狀態維修。
對電力設備運行狀態進行實時的在線監測，能及時發現運行設備正在發展的缺陷，防止突發性事故發生，提高設備運行水平和可靠性。為探索、積累狀態維修的經驗，廣東省廣電集團有限公司佛山三水供電分公司在110kV蘆苞變電站安裝了1套由廣州智光電氣有限公司開發的HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統，主要監測各種高壓設備絕緣參數、斷路器機械狀態等。
1 變電站高壓設備狀態監測系統
110kV蘆苞變電站是半戶內式變電站，除主變壓器戶外布置外，其它設備均戶內布置。110kV配電裝置采用單母線分段的接線方式。平常運行方式為兩段母線并列運行，兩組電壓互感器（TV）均運行，一臺主變壓器運行，另一臺主變壓器備用。1.1監測對象及參數
對于HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統的監測內容，在某些常規預防性試驗項目在線化的基礎上還引進了一些新的更能真實反映設備狀態的特征量。對于變壓器本體，監測油中溶解氣體的體積分數、鐵心和夾件的接地電流；對于油紙電容型變壓器套管和電流互感器，測量主絕緣介質損耗因數、電容和末屏泄漏電流；對于金屬氧化物避雷器，測量泄漏電流及其容性和阻性分量；對于SF6斷路器，監測開斷電流、行程－時間特性、分合閘電磁鐵線圈電流、氣體壓力報警接點、電動機啟動時間間隔和運轉時間等；狀態監測系統還可對現場溫度、濕度和瓷套表面污穢泄漏電流等環境參量進行監測和記錄，并作為設備運行工作狀況的輔助評估。
1.2變電站高壓設備狀態監測系統簡介
如圖1所示，HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統由遠程診斷系統、變電站通信管理系統（CMU）和就地智能化監測單元組成。各監測單元布置于現場設備處，就地完成設備狀態數據的在線測量。站內通信管理機通過RS485工業現場總線聯系、控制各監測單元，令各監測單元同步測量和上傳實時數據，在通信管理機上還可以多種形式顯示實時、歷史數據曲線，直觀地對比各參數曲線。通信管理機可根據變電站內網絡及通信的具體情況選擇通過內部局域網或調制解調器（modem）向遠程診斷系統傳送數據。診斷軟件安裝于供電部門高壓專責工程師處，通過Web遠程下載各變電站實時、歷史數據，并可接入供電部門MIS系統，協助高壓專責工程師及有關領導對設備進行管理和健康水平的評估。遠程診斷系統使工程師無論何時何地都可通過網絡實時取得變電站運行中高壓設備的絕緣參數。



1.3監測單元設計原理及特點
監測單元就地采集所監測設備的電壓、末屏電流等信號，并進行數據處理，求得其振幅、相位等參數值，進而在上位機（即CMU）計算介質損耗角等電氣參數。
如圖2所示，監測單元由高精度電流互感器、程控放大器、低通濾波器、A/D轉換器、數字信號處理器、通信接口等組成。


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監測單元的主要特點：
a）采用數字信號處理技術作為硬件平臺；
b）傳感器采用高磁導率鐵心，可準確地測得小信號的振幅和相位，同時采取完備的屏蔽措施，使得干擾造成的影響大為降低；
c）前向放大部分采用零點漂移孝精度高的運算放大器以及精密的電阻，保證模擬放大通道的穩定性好；
d）RS-485接口為光隔離全浮空485接口，安全可靠；
e）A/D轉換器為14位，精度高，運算速度快，滿足傅立葉運算的要求。
1.4監測系統的選型
在選擇、實施狀態監測系統時主要基于以下幾點考慮：
a）監測設備的安裝不能對變電站設備的運行方式（特別是設備部件的接地方式）產生影響；
b）選用分層分布式系統，要求電氣參數就地采集，避免因遠距離傳輸微安、毫安級小電流模擬信號而引入大量電磁干擾，淹沒原始信號；
c）施工安裝簡便，可維護性好；
d）對狀態數據的就地測量要求準確、穩定。
HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統采用一匝穿心式傳感器，與高壓設備沒有直接的電氣連接，可確保對主設備的運行不產生任何影響。該系統僅需敷設1根RS-485通信總線和電源線，電纜敷設量小，各就地單元獨立，可靠性高。
2在線監測的準確性、穩定性分析
從HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統在蘆苞變電站的長期運行情況看，在線監測的數據準確、穩定，能客觀反映高壓設備的健康水平。
2.1油紙電容絕緣型設備的電容監測



圖3為蘆苞變電站2號主變壓器套管三相電容在5天內的實時數據，以U相套管為例，此期間最大值為296.0pF,最小值為294.9pF，平均值為295.1pF，電容波動范圍±0.2%，與預防性試驗值293.9pF相差0.4%。在線數據表明油紙電容絕緣型設備的電容測量數據準確、穩定。
2.2介質損耗因數的監測



如圖4所示，以蘆苞變電站1號主變壓器套管的介質損耗因數為例，U相最大值為0.658%，最小值為0.597%，平均值為0.633%；V相最大值為0.354%，最小值為0.253%，平均值為0.282%；W相最大值為0.154%，最小值為0.100%，平均值為0.121%。數據表明在線測量介質損耗因數數據穩定。
2.3避雷器泄漏電流的監測



避雷器的泄漏電流及其阻性和容性分量均應隨電壓波動，從圖5可見，HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統實際所測波形符合這一規律。在線數據還表明各相避雷器阻性電流和容性電流之比非常穩定，對于該比值，相對濕度為65%～72%時，1號避雷器U相為11.2%，V相為9.4%，W相為8.7%；2號避雷器U相為11.6%，V相為9.8%，W相為10.2%。
2.4斷路器行程－時間特性的監測
斷路器合閘線圈電流波形蘊涵著多種時間信息，而行程傳感器的數據則可直接反映斷路器行程－時間特性，進而可計算得到剛分、剛合速度等機械行程參數。
如圖6所示，從各開關多次分、合操作數據來看，各時間量比較穩定。



2.5瓷套表面污穢泄漏電流的監測
現場監測瓷套表面污穢泄漏電流為22.00～30.60μA，圖7清楚地反映了濕度對瓷套表面污穢泄漏電流的影響。



另外，用HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統現場監測變壓器鐵心和夾件的接地電流，均穩定在毫安級，沒有多點接地現象。用該系統監測變壓器油中溶解的氫氣、一氧化碳、乙炔和乙烯4種氣體的綜合數值，監測結果表明其體積分數一直較穩定，其中1號變壓器為7.0×10-5～8.2×10-5，2號變壓器為5.6×10-5～6.0×10-5，說明蘆苞變電站的變壓器絕緣水平較好。
從HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統長期的監測數據情況看，蘆苞變電站被監測設備絕緣水平良好，狀態穩定，與預防性試驗和帶電測試所得數據、結論一致
3在線監測的影響因素
31TV角差對介質損耗因數在線監測值的影響
因蘆苞變電站兩段110kV母線并列運行，兩組TV均掛網運行，故測量TV的一次電壓都是同一電壓。變電站高壓設備狀態監測系統正常工作時，以1號主變壓器套管末屏泄漏電流與1號TV二次電壓的相位差來計算1號主變壓器套管介質損耗因數，以2號主變壓器套管末屏泄漏電流與2號TV二次電壓的相位差來計算2號主變壓器套管介質損耗因數。如改為以1號主變壓器套管末屏泄漏電流與2號TV二次電壓的相位差來計算1號主變壓器套管介質損耗因數，則如圖8所示，1號主變壓器套管的三相介質損耗因數均有不同程度的下降；如改為以2號主變壓器套管末屏泄漏電流與1號TV二次電壓的相位差來計算2號主變壓器套管介質損耗因數，則2號主變壓器套管的三相介質損耗因數均有不同程度的上升（數據見表1）。






對此現象的分析如圖9所示，得
δ1=δ+ΔφTV1，
δ2=δ+ΔφTV2.
實驗表明1號TV二次電壓同2號TV二次電壓之間存在著不同的角差，1號TV的絕對角差與2號TV的絕對角差相比，U相大3′，V相大24′，W相大4′。可見TV絕對角差對介質損耗因數的絕對值會產生較大影響。



HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統是以相對分析法（接于同一TV的同相設備間介質損耗因數的相對量的變化分析）和趨勢分析法（一段時間內監測數據在整體上呈現出的持續的趨勢分析）來進行絕緣診斷的，這樣可以消除TV角差對絕緣狀態分析的影響。
從HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統長期監測蘆苞變電站介質損耗因數的數據來看，介質損耗因數一直很穩定，TV的角差變化不大，對絕緣診斷不會造成影響。
3.2環境濕度對阻性電流監測結果的影響
雖然金屬氧化物避雷器阻性電流會隨系統電壓變化，但從測量結果可明顯看出環境濕度變化對阻性電流有較大影響。環境濕度對監測數據的影響，主要是通過瓷套表面的泄漏電流產生的。由于避雷器的泄漏電流包含了瓷套外表面的泄漏電流，當瓷套表面污穢且環境潮濕時，瓷套表面流過的阻性電流增加，導致阻性電流監測結果明顯偏大。蘆苞變電站瓷套表面較清潔，在濕度由53%變為80%時，瓷套泄漏電流由22.00μA增加到30.60μA，此電流變化反映到避雷器阻性和容性電流之比變化為2%左右，與現場實測數據所計算出的結果相符。
4結論
從長期運行積累的數據來看，HVM2000變電站高壓設備狀態監測系統在線測量的數據準確、穩定、可靠，系統抗干擾性能力也通過了現場的考驗。應用這套系統可以實時掌握變電站高壓設備的絕緣狀態和健康水平，分析設備狀態發展趨勢，這對提高設備的運行維護水平，及時發現事故隱患，減少停電事故有著積極的意義。隨著在線監測技術的大量應用和狀態檢修經驗的不斷積累，以在線監測為依據的狀態維修將逐步取代以預防性試驗為依據的定期維修。
　　參考文獻
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　?。?］嚴璋.電氣絕緣在線檢測技術［M］.北京：水利電力出版社，1995.