华东电力试验研究院有限公司电网设备的状态监测系统与应用.doc

资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。
电网设备的状态监测系统与应用
李红雷
华东电力试验研究院有限公司 上海邯郸路171号 37
1 前言
电网公司对电力设备沿用多年的停电试验, 已经暴露出一些不足, 比较突出的是: 试验的等效性不佳、 需要停电、 不易发现两次试验周期之间的故障、 工作量很大。状态监测技术能够有效克服传统停电试验的不足, 实时、 准确地反映设备在运行电压下的性能和健康水平。能够说, 状态监测技术在发现被监测主设备的缺陷方面, 发挥了其它手段难以承担的作用, 即及时、 有效的发现设备缺陷, 预防设备的突发性故障, 为主设备的安全运行起到了较好的保障作用。
当前状态监测技术呈现出较快发展的趋势, 部分的成熟产品正逐渐向电网设备推广和应用, 基本涵盖了主要的电气设备, 并取得一定的效果。
2 各类状态监测技术
这里介绍一下电网内主要的几类状态监测技术。
2.1 油中溶解气体监测
对于油浸式电力设备, 特别是变压器, 油中溶解气体分析( 油色谱分析) 技术已被实践证明是一种可靠有效的诊断设备潜伏性故障的试验技术, 该测试项目在变压器的预防性试验规程中已列在首位。
常规的油色谱分析方法存在一系列不足之处; 从取油样到油气分离再到实验室分析, 作业程序复杂, 精度受到操作人员熟练程度的影响; 检测周期从3个月到1年, 不能及时发现潜伏性绝缘缺陷。因此, 油中溶解气体在线检测技术具有非常重要的实际意义。
此类产品的技术成熟程度较高, 已得到较广泛的认可。
2.2 动态远程红外成像监测
当前电力企业广泛应用的红外热成像检测, 检测周期从几周到几个月不等, 均采用手持式红外成像仪在现场巡回检查。这种操作方式的不足之处是: ①对有发热缺陷但不能退出运行的设备, 检测周期过长, 不能连续监测; ②红外图像不能实时远传, 由有经验的专业技术人员对设备进行会诊, 也难以结合运行工况等其它信息量对设备进行综合判断。
已有个别变电站应用了红外视频技术, 但这种方法不能分析图像上某个点的温度变化趋势, 不能满足电力系统的红外诊断要求。
解决以上问题, 可采用数据流方式的红外动态远程状态检测技术, 当前已在变电站实现现场运行。红外成像终端在变电站现场长时间自动运行, 并将设备的红外图像转换成数字信号后实时传送到远方数据平台显示和诊断; 采用数据流四维方式( 位置x y 时间t 温度T) 传输、 记录、 回放电力设备的红外图像; 能够绘制任意点的温度-时间曲线, 分析温度随时间、 工况的变化趋势。
2.3 铁心接地电流监测
变压器在运行中, 因铁心叠装工艺欠佳、 振动摩擦、 导电杂质等原因, 造成铁心内部短路, 而导致放电过热和多点接地故障。如果铁心或夹件有两点以上接地时, 则接地点间会形成闭合回路, 链接部分磁通, 形成环流, 产生局部过热, 甚至烧坏铁心。在极端的情况下, 会破坏绕组绝缘, 造成变压器损坏。
由于变压器铁心接地电流的大小随铁心接地点多少和故障严重的程度而变化, 因此, 预防性维修中, 国内外都把铁心接地电流作为诊断大型变压器铁心短路故障的特征量。铁心或夹件接地电流数量级在几十毫安到几安培甚至更大, 检测量程比较宽, 主要是阻性电流, 因此测量技术的实现相对比较容易, 一般都作为变压器状态监测的常选项之一。
2.4 容性设备介损监测
电容性设备是指绝缘结构采用电容屏的电气设备, 包括变压器电容套管、 电流互感器、 电容式电压互感器、 耦合电容器, 其数量约占变电站电气设备的40~50%。容性设备在运行中因绝缘受潮、 劣化变质、 局部放电、 层间短路等原因导致设备绝缘水平下降, 产生故障, 危及系统安全运行。经过检测设备的tgδ和电容值能够发现这些绝缘缺陷, 但常规停电预试测tgδ的方法有如下缺点:
1、 停电试验电压只有10kV, 远低于运行电压, 试验真实性受到怀疑。在运行中严重放电的设备, 在停电预试中可能认为是正常了。
2、 预试周期太长, 不能及时发现故障。而缩短预试周期, 又会带来停电时间长, 试验操作工作量大的问题。
因此对容性设备进行状态监测, 能更真实、 及时地反映绝缘状况, 有利于提高供电可靠性。
此类产品在国内开展最多、 最早, 应用也较为广泛。
2.5 避雷器阻性电流监测
当前广泛应用的氧化锌避雷器, 运行中一年四季都有电流经过, 出现老化或自身的绝缘损坏, 会引发爆炸而导致 大面积停电, 因此电力系统运行部门需要在线或定期监测避雷器泄漏电流。普遍采用的方法是在接地回路中串入一只无源电流表测量全电流, 利用人工巡视记录电流表读数来监测。
正常运行时避雷器主要电流为容性电流, 当阀片老化、 避雷器受潮、 内部绝缘部件受损或表面严重污秽时, 容性电流变化不多, 阻性电流却大大增加。由于阻性电流仅占总泄漏电流的5%~20%, 阻性电流的较大变化并不能在全电流中反映出来, 因此仅监测全电流的方法不够灵敏。国内已有运行多年的进口500kV因仅测全电流未能及时发现老化而爆炸。因此需要同时检测全电流和阻性电流的状态监测装置。
此类产品的技术成熟程度较高, 已得到一定程度的认可。
2.6 开关监测
高压开关性能的可靠与否关系到系统的安全、 稳定运行。实现开关的状态监测, 可对设备的可靠性随时做出判断和对设备的剩余寿命做出预测, 从而能早期发现潜在的故障, 而且还能分析各种重要参数的变化趋势, 判断有无故障的先兆, 为设备的状态维修提供依据, 从而增大设备的维修保养的周期, 节约维护费用, 对于开关的智能化与电力系统的自动化具有重要意义。
高压开关的监测项目主要包括绝缘性能、 开断能力、 机械特性。其中触头磨损和剩余寿命评估是经过测量I2×t的累积量来实现的, 电流取自电流互感器的二次侧, 时间则由开关的辅助接点的动作时间确定, 开关的I2×t判据数据则由生产厂家提供; 断路器的机械特性和真空泡真空度的监测当前还都没有很好的实现方法。
开关监测这项技术的特点是, 信号采集并不困难, 所用传感器基本上为常规产品, 难度在于如何处理信号和分析数据。受这项技术整体发展水平的限制, 当前各厂家在功能分析方面、 特别是机械特性的诊断方面还不完善, 在实际使用中, 应辅以人工判断。
2.7 局部放电监测
对于很多绝缘材料, 特别是有机绝缘材料, 局部放电是衡量绝缘性能劣化的重要指标, 局部放电水平的突然增长是某些突发绝缘故障的先兆, 因此对局部放电实现状态监测非常必要。局放剧增会加速绝缘老化, 但局部放电强度与绝缘的剩余寿命间明确的对应关系还难以确定; 在内绝缘设计中, 一般考虑在运行电压下应无有害的局部放电。
局部放电特性是衡量电力变压器绝缘系统质量的重要指标, 110kV以上的电力变压器, 在出厂试验中每台都要做局部放电试验; 220kV以上的电力变压器在安装后的交接试验中, 也需要经过现场局部放电试验的考核; 在运行中发现油中含气量等超标时, 一般也要做局部放电试验进行检查。变压器局部放电状态监测就是在设备运行时进行局部放电的连续监测, 局部放电的状态监测的技术难点是现场情况下如何抑止或辨别干扰从而有效提取信号, 仍在积累经验。
局部放电特性也是衡量GIS绝缘系统质量的重要指标, 研究表明, GIS中的局部放电会在GIS内部空腔及外壳对地之间产生超高频电磁波, 使接地线上有放电脉冲电流流过。局部放电还会使通道气体压力骤增, 在GIS气体中产生声波, 并传递到金属外壳上, 在外壳上出现各种纵波、 横波和表面波等。当前,现场已有经过测量超高频或超声局部放电信号来寻找放电部位, 并在实践中中进一步积累应用经验。
3 状态监测技术的应用原则
( 1) 监测层安全原则
作为一项有待成熟的技术, 监测系统的接入原则上不应改变被监测主设备的关键结构设计和联接方式, 不影响主设备、 系统的安全和可靠运行。
例如, 电容型设备的末屏、 金属氧化物避雷器的接地引下线、 变压器的铁心接地引下线一般不宜断开, 再如, 对变压器油中溶解气体状态监测装置取样方式的要求, 是不影响变压器油的循环, 不会污染变压器油, 不会引起油的渗漏。
( 2) 状态分析需要原则
状态分析应根据设备运行管理的实际需要进行设计, 选取针对输变电设备主要故障原因的监测装置, 如: 变压器设备的绝缘缺陷→色谱与局放, 电流互感器的绝缘缺陷→电容与介损等; 另一方面根据实时状态分析需要, 以期更全面的反映设备运行状态, 满足状态分析的需要。
( 3) 数据实时性原则
状态监测技术的重要优势是能够及时发现设备的早期缺陷, 因此应努力缩短从缺陷产生到收到反映缺陷的状态信号之间的时间, 保证状态监测系统的数据实时性; 同时还应该注意, 不同类型缺陷的发展过程差异很大, 不同状态量对实时性的要求也各不相同。盲目提高监测数据的实时性, 会产生大量的垃圾信息, 增加系统的数据处理工作量, 还可能缩短监测装置的使用寿命, 增加监测装置的维护量。
应从采样周期、 采样方式等几个方面入手, 保证状态监测数据的实时性。例如, 当变压器内部发生过热、 放电等缺陷时, 产生的故障特征气体经过自然扩散, 一般要经过半天到一天的时间才能到达油取样口, 因此变压器油中溶解气体状态监测装置, 应采用双取样口循环方式采集样品, 以保证所取油样的代表性。变压器油中溶解气体状态监测装置的采样周期, 在变压器未发现异常、 未经历不良工况时, 可将采样周期设为24h, 当出现异常情况时, 可将采样周期缩短为几个小时, 对变压器内部状态进行密集采样监视。
再如, 容性设备的介损值、 避雷器阻性电流值的状态监测, 对设备绝缘缺陷比较灵敏, 同时这两个参量易受外界环境干扰, 数据常会发生较大的波动。因此容性设备和避雷器的状态监测, 应剔除由于外界干扰产生的”野点”, 求出代表性数据, 这样得到的数据更真实地反映了设备最近状态, 而且避免发生误报警等问题。
( 4) 装置可靠运行原则
根据对近年来国网范围内状态监测系统的调研结果, 在线装置不为广泛接受的原因之一为装置不能长期稳定工作, 出现死机、 漏报、 误报等缺陷。因此, 监测装置的选用必须满足生产实际需要, 能够长期可靠运行。应针对监测装置的软硬件及现场安装、 环境适应性能、 电磁兼容性能、 机械性能、 外壳防护性能、 通信规约、 数据平台、 诊断软件等各方面问题, 提出技术规范, 加强管理和约束。
4 状态监测技术的发展趋势
电力设备状态监测技术经过近30年的发展, 当前呈现出前所未有的发展前景, 而这项技术的发展动力, 主要来自两方面: 一是状态检修在电网公司得到普遍推广, 二是智能电网、 智能变电站的建设, 而这两方面的推动力, 也对状态监测技术提出了新的要求:
( 1) 各厂家状态监测产品应建立统一、 透明的通信规约, 有利于数据资源共享。
( 2) 状态监测系统应进行数据集成, 形成集中的、 多级的、 远程的数据平台。
( 3) 状态监测应和设备的在线状态诊断、 在线状态评价更能相结合, 同时应利用多个参量进行综合诊断, 例如对变压器, 应利用油中溶解气体、 铁心接地电流、 局放等多个状态监测量进行综合诊断。
( 4) 应适应数字化变电站、 智能变电站的发展。DL/860( IEC61850) 标准作为数字化变电站的主要特征之一, 公认是迄今为止最为完善的变电站自动化的通信标准。显然, IEC61850有助于形成统一的状态监测系统通信规范, 因此状态监测系统应能实现对DL/860的兼容, 这也有利于和电网内其它系统实现资源交互。