基于分布式光纤传感器的变压器油温度实时监测研究.pdf

第45卷 第08期 2023-08【153】收稿日期：2022-03-31作者简介：张石（1982-），男，辽宁沈阳人，高级工程师，博士，研究方向为新能源输变电技术。基于分布式光纤传感器的变压器油温度实时监测研究Research on real-time monitoring of transformer oil temperature based on distributed optical fiber sensor张 石*，张 博，夏 晖，孙 通，任少义ZHANG Shi*，ZHANG Bo，XIA Hui，SUN Tong，REN Shao-yi（龙源（北京）风电工程技术有限公司，北京 100081）摘 要：及时检测电力变压器的早期故障对于防止潜在故障至关重要。油温包含了变压器的大部分健康诊断信息，是故障诊断的最关键参数，因此，有必要对变压器绝缘油的状况进行实时监测。提出了一种基于光纤传感器测量变压器油分布式温度的新方法，采用分布式光频域反射（Optical Frequency Domain Reflectometry,OFDR）传感技术和光纤光栅（Fiber Bragg Grating,FBG）传感技术，对100kVA变压器油储罐内外的温度进行监测，采用分布式方式对不同负载条件下的绝缘油温度进行监测，并与传统的单点热电偶法和红外热成像法进行比较。测试结果表明，传统方法与提出的分布式光纤温度传感器监测结果具有很好的一致性，证明了应用分布式光纤传感技术对变压器油温度进行实时监测的可行性。关键词：变压器油；温度；OFDR；FBG；实时监测中图分类号：TM411 文献标志码：A 文章编号：1009-0134(2023)08-0153-050 引言分析或监测绝缘油可以提供大多数变压器健康信息1,2，并提供早期故障检测，以防止潜在故障发生35。绝缘油质量监测在确保变压器可靠运行方面起着不可或缺的作用6。电力变压器的寿命和运行可靠性与绝缘油质量直接相关7。由于老化、潮湿、氧气和温度等各种原因，绝缘油的寿命会降低3,8。在这些因素中，当变压器中出现热点时，温度是油分解的最主要因素。测量变压器温度的传统方法通常是在变压器箱顶部安装热电偶9。另一种传统的温度测量方法是基于红外热成像技术，该技术偶尔用于获取设备外表面的热图像，但不适合在线监测中应用10。光纤传感器由于重量轻、易于安装、体积小、灵活、不受EMI影响以及分布式传感特性等优势11,12，可用于测量电力变压器中的局部放电1319、湿度20,21和电流2225等各种参数。Lu等人10在通电变压器铁芯和绕组中采用了一种分布式光纤传感技术来测量电力变压器中的温度。通过光纤获取的额外温度信息也将有助于变压器更好的热管理，并在减少故障机会的情况下延长寿命26。因此，提出采用光纤传感器分布式测量油浸式电力变压器温度的方法，首次将分布式光纤传感技术应用于通电变压器绝缘油油温的测量，通过在不同负载条件下运行的电力变压器箱内安装了约1米长的光纤，来测量油罐内温度，并与传统的电子热电偶方法进行了比较，观察到两种技术测量结果具有良好的一致性。此外，还采用了红外热成像的方法来进一步验证所提出的分布式传感方法。热成像测量储罐外部温度，并与另一种基于FBG2729的准分布式光纤传感技术进行比较，再次观察到传统和光纤传感技术测量结果的一致性。1 传感器测量原理采用两种光纤传感技术来测量电力变压器的温度。第一种是基于OFDR的全分布式光纤传感技术，OFDR是一种基于光纤中瑞利散射的背向反射技，具有优异的空间分辨率和较大的动态范围。OFDR技术使用的是波长在时间上线性扫描的可调谐激光源（Tunable laser source,TLS）。将来自激光源的扫描信号经光耦分成两路，分别为信号光和参考光。信号光进入被测光纤（Fiber under test,FUT）中，在光纤各个位置上不断地产生瑞利散射信号。OCOCPBSTLSPSOFDR变压器油(a)TLSPDDACFBG(b)(c)变压器FBG1810单位：mm33 141FBG8 FBG9 FBG15FBG16 FBG20108(a)OFDR；(b)FBG；(c)0.8米长光纤上20个FBG分布的示意图；TLS-可调谐激光源；OC-光耦；PBS-偏振分束器；PD-光电探测器；DAC-数据采集卡图1 电力变压器上两种光纤传感器工作原理【154】第45卷 第08期 2023-08光纤中的瑞利散射是由使用过程中折射率的随机波动引起的，与温度场和应变场有关。使用OFDR的分布式传感获取光纤瑞利后向散射信号的参考光和信号光轨迹，然后将两路信号的瑞利后向散射进行相干混频30,31，后向散射的变化表现为光谱位移，该位移可转换为温度或施加应变的变化。记录给定标距长度的两路信号相干混频后的光谱偏移，光谱偏移的最大误差决定了温度精度。标距长度的增加会减少光谱偏移的误差，从而提高精度，但会降低传感分辨率10。2 试验方法及步骤使用图1(a)中示意图所示的OFDR检测系统（LUNA OBR 4600）获取变压器绝缘油的分布式温度。变压器箱内安装了一根约1米长的单模光纤，并选择了1厘米的标距长度，将OFDR系统的精度设置为0.1。在1cm的传感分辨率下，在100个空间分辨率点上记录了整个变压器箱的温度变化。FBG检测装置是一个简单且经济高效的系统，该装置如图1(b)所示。该系统由一个可调谐激光源（Tunable laser source,TLS）、一个光学环行器、嵌有FBG的光纤、一个光电探测器（Photodetector,PD）和一个数据采集卡（Data acquisition card,DAC）模块组成。TLS产生的光源通过环行器馈入FBG传感器。TLS从1528nm扫描到1568nm，步长为2nm，每个FBG反射一定的波长。背反射光通过环行器收集，并由PD检测。使用A/D、DSP和FPGA对检测到的信号进行采集，以测量电力变压器的实时温度。传感光纤由20个FBG组成，嵌在约0.8米的光纤中。使用的FBG传感器是由248nm KrF准分子使用相位掩模方法制造的32。在激光加工之前，首先将标准通信光纤（SMF-28e）在室温下浸泡在氢气中7天以增强光敏性。传感器制造完成后，将光纤传感器在100C下退火24小时，以排出残余氢并稳定FBG的反射光谱。在室温下记录每个FBG传感器的中心波长作为参考，在温度变化时记录再记录新的波长，通过两组记录波长数据之间的波长偏移测量温度变化，热系数为13pm/。在将油浸入变压器油箱之前，在变压器油箱内安装光纤。在储罐顶部开一个装配孔，将光纤引入储罐。OFDR光纤通过装配孔到储罐底部。安装传感光纤后，用胶水密封装配孔。为了防止任何污染，光纤被完全浸入变压器油中并用绝缘纸包裹。同时，在油箱顶部还安装了热电偶，以获取参考温度读数，从而验证光纤传感方法。在两种传感器（光学和电气）正确安装后，将变压器油箱灌满绝缘油并封闭。为了测量变压器油箱外部温度，将FBG传感光纤嵌入油箱外部。使用透明胶带将传感光纤正确放置在与表面接触的位置。永久固定时，最好将传感纤维包埋在胶水中。在三脚架上还安装了一台红外热成像摄像机，面向邮箱表面，并连接了FBG传感光纤。通过将两个光纤传感探头放置在离通电变压器几米远的地方，确保测量的安全性。两种传感光纤都使用长贴片光纤连接到相应的系统。3 试验结果与分析3.1 OFDR光纤传感器与热电偶温度测量结果对比与分析安装光纤传感器并用绝缘油浸没变压器油箱后，封锁油箱，以确保试验安全。OFDR光纤的探头通过5米长的光纤配线电缆和35米长的光纤线与光纤传感器连接。图2所示的OFDR轨迹描绘了从041m光纤检测到的瑞利后向散射信号。光纤的最后一米安装在变压器油箱内部，如黑色矩形所示。图2 40米长OFDR检测到的后向散射信号与距离的关系使用OFDR的分布式传感在电力变压器运行后每5min采集一次数据。变压器开始运行时，绝缘油的内部温度开始升高。基于OFDR的传感技术显示沿光纤的温度升高。如图3所示，变压器外部的光纤部分未显示任何温度变化，但浸入油箱内的传感区域显示出明显的温度升高。此外，在装配孔位置可以看到温度峰值。该峰值是由于用于密封装配孔的胶水热膨胀而在该位置施加应变引起的。40米传感光纤的最后1m以分布式方式测量变压器绝缘油温度。选择距装配孔不同距离的五个点，位置如表1所示，测量变压器油箱内的温度变化。图3显示了电力变压器运行后380min和1520min的两次测量结果。由图3可以看出，靠近热源的部分传感区域（变压器绕组）的温度变化略高于底部区域的其他部分。从分布的温度轨迹中可以看出变压器油不同位置的温度变化大约为10，而且随着运行时间增长，温度会略微上升。表1 浸入变压器油1米传感区域内五个点的位置点与传感器的距离/m与装配孔的距离/m140.36840.13240.5484 0.31340.88840.65440.99840.76541.15840.92第45卷 第08期 2023-08【155】图3 运行不同时间下OFDR分布式传感温度读数与距离关系为了将分布式光纤传感结果与传统热电偶方法进行比较，将选定五个点的温度读数与热电偶值进行对比。图4显示了两种传感技术之间类似的温度值和模式变化。然而，通过分布式光纤传感，我们可以测量变压器油箱中绝缘油的温度变化。(a)1600min运行期间不同运行阶段使用热电偶获得的温度值(b)1600min运行期间传感区域内5个不同点记录的温度值图4 安装在变压器箱顶部的点式热电偶与在传感区域选择的五个点之间的温度测量结果比较为了确认光纤传感的鲁棒性，在多个相位的不同负载条件下与热电偶进行了彻底的比较。图4(a)的热电偶图显示了负载条件的不同阶段，如表2所示。变压器连续运行1600min，在运行期间，使用热电偶和分布式光纤传感记录表2 不同阶段的负载条件及损耗阶段负载条件损耗最小负载启动1.09kW（15.47A/194.94V）最小负载运行1.93kW（19.88A/253.23V）关闭0kW正常负载启动0.965kW（13.68A/175.74V）正常负载运行1.96kW（19.24A/248.47V）正常负载运行2.35kW（20.69A/268.99V）关闭0kW 温度变化。电力变压器在第阶段以最小负载启动，图4中可以看到温度的小幅升高。然而，在第阶段可以看到温度的稳定升高，损耗几乎增加了一倍，并继续增加，直到第阶段变压器关闭。在第阶段，变压器箱的温度开始冷却，记录为温度下降。热电偶仅在储罐顶部提供单一位置温度，而光纤温度记录在整个储油罐中的温度。图4(b)中的5点温度显示了温度从顶部到底部的明显变化，这是使用传统技术无法观察到的。在第阶段，电力变压器保持正常负载运行一晚，热电偶记录恒温，而光纤传感记录停止，因为系统未配备自动数据采集，需要操作员干预以采集数据。第二天，电力变压器的损耗在第阶段增加，并且观察到热电偶和光纤传感器的温度升高。在第阶段，变压器的损耗增加到最大值，在热电偶数据中记录为最高温度约80，然而，分布式光纤传感显示最高温度约86，位于热源附近。在第阶段，变压器关闭，随着变压器冷却，两种技术测量的温度都会下降。从图4(b)所示的结果可以看出，分布式光纤传感在每个阶段的温度变化约为10。使用OFDR分布式光纤传感器实现的详细温度分布对于电力变压器健康状况的准确诊断非常有用。此外，OFDR分布式光纤传感器还可以成为电力变压器生产厂家利用变压器油箱内的热变化信息设计更好的热管理策略的有力工具。3.2 FBG光纤传感器温度测量结果对比与分析0-10-20-30-40-50-6015301535 1540 15451550 15551560 1565返回损失（dB）波长（nm）图5 FBG16在1528nm至156nm波长范围内的反射光谱在无法进入储罐内部的情况下，例如在现场已安装的变压器中，也可以通过感测储罐外表面温度来间接测量温度。红外热成像是获取部件外表面温度的常规技术，然而，该技术需要对被测设备表面进行光学访问，不适用于实时监测。通过将FBG光纤传感器嵌入储罐外部，可以连续【156】第45卷 第08期 2023-08实时监测分布式温度，而不会像红外热成像那样出现光学接入问题。为验证光纤传感器用于分布式表面温度监测的可行性，同时使用基于FBG的准分布式传感器和红外热像仪记录变压器油箱外部的温度分布。在变压器箱外部嵌入了20个FBG，20个FBG传感器的反射光谱如图5所示，波长扫描范围为1528nm至1568nm。图6显示了其中一个FBG（FBG 16）700min运行过程中的温度变化；温度变化趋势类似于图4中所示的热电偶和OFDR分布式光纤传感器的变化。在最初的400min左右，变压器在不同的负载条件下工作，温度逐渐升高。使用OFDR在FBG 16的相应位置记录的温度稍高，可见变压器油罐外表面温度略低于内表面。第阶段关闭电力变压器，温度下降，与热电偶和OFDR光纤传感器观察到的温度变化趋势相同。在第阶段，变压器以恒定负载运行了一个晚上，这可以看作是一个恒定的温度，直到跟踪结束。图6 FBG 16在运行700min内的温度记录此外，还对FBG传感器和红外热成像技术测量结果进行了比较。使用红外热成像相机，其光谱带为8m至14m，热精度为2。它的空间分辨率为2.2mrad，视野为2015微测辐射热计由放大率为160120像素的焦平面阵列组成。同时将热像仪记录的图像与FBG传感器记录的相应温度进行比较。FBG传感技术是一种低成本的连续实时光纤传感技术，试验过程中每5min自动采集一次FBG测量数据，并手动采集相应的红外热像图。图7显示了使用红外热像仪和FBG传感器记录的380min和1450min运行时的两组温度数据。图7(a)和图7(b)中分别显示了电力变压器在不同运行时间下的红外热图像和20个FBG采集的温度数据。从红外热像图中，可以看到整个储罐的温度变化。从图7可以看出，运行380min和1450min 时间下FBG测量结果与红外热像仪测量结果都具有良好的一致性，从诶证实了光纤传感器适用于连续实时监测。的类似结果也显示了两种技术之间的密切匹配。(a)红外热图像(b)FBG传感器图7 运行380min和1450min时红外热像仪与FBG传感器测量结果比较4 结语提出了一种基于光纤传感器测量电力变压器油箱绝缘油分布温度的新方法，通过试验获得了分辨率为1cm的整个储油罐的温度分布，并与传统的热电偶方法和红外热像仪方法测量结果进行了比较，结果表明，三种方法的温度测量结果具有良好的一致性。可以得出：采用OFDR分布式光纤传感测量，观察到从储罐顶部到底部温度变化约为10，因此，分布式光纤传感技术测量的热分布可以为电力变压器设计提供参考，帮助完善有效热管理策略。采用FBG的准分布式光纤传感技术测量油罐外部温度，并与红外热成像技术测量结果进行了比较，发现温度测量结果非常相近。因此，FBG光纤技术可用于监测组件表面的实时温度，作为红外热成像的替代方案，而无需对表面进行光学访问。参考文献：1 吴广宁,夏国强,粟茂,等.基于频域介电谱和补偿因子的油纸绝缘水分含量和老化程度评估方法J.高电压技术,2019,45(3):691-700.2 蒋强,王玥,文哲,等.太赫兹时域光谱技术的变压器油低水含量检测J.光谱学与光谱分析,2018,38(4):1049-1052.3 李伯男,李熙,黄磊峰,等.金属颗粒对绝缘油流注发展特性的影响研究J.电力工程技术,2019,38(2):123-128.4 J.Ncho,I.Fofana,Y.Hadjadj and A.Beroual.Review of Physicochemical-Based Diagnostic Techniques for Assessing Insulation Condition in Aged TransformersJ.Energies,2016,9(5):367-367.5 Benaissa M A,Mokraoui A,Moulai H,et al.Microwave-第45卷 第08期 2023-08【157】based sensor for power transformers insulation oil monitoringJ.Science,Measurement&Technology,IET,2019,13(7):1068-1074.6 Frimpong G K,Melzer L.Evaluation of mechanical condition of transformer paper insulation after factory 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