摘要：介紹了HVM2000變電站高壓設備狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)的結構、工作原理和主要特點，在對大量在線監(jiān)測數(shù)據(jù)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(jiān)測的因素，最后指出依靠狀態(tài)監(jiān)測技術實現(xiàn)狀態(tài)維修是可行的。 關鍵詞：絕緣；在線監(jiān)測；介質損耗因數(shù)；阻性電流為確保電力設備安全、穩(wěn)定地運行，追求更高的供電可靠性和綜合效益，電力企業(yè)已開始應用在線監(jiān)測技術，逐步推行以設備狀態(tài)為基準的狀態(tài)維修。 對電力設備運行狀態(tài)進行實時的在線監(jiān)測，能及時發(fā)現(xiàn)運行設備正在發(fā)展的缺陷，防止突發(fā)性事故發(fā)生，提高設備運行水平和可靠性。為探索、積累狀態(tài)維修的經(jīng)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(fā)的HVM2000變電站高壓設備狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)，主要監(jiān)測各種高壓設備絕緣參數(shù)、斷路器機械狀態(tài)等。 1 變電站高壓設備狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng) 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(jiān)測對象及參數(shù) 對于HVM2000變電站高壓設備狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)的監(jiān)測內容，在某些常規(guī)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(tài)的特征量。對于變壓器本體，監(jiān)測油中溶解氣體的體積分數(shù)、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(shù)、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(jiān)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(tài)監(jiān)測系統(tǒng)還可對現(xiàn)場溫度、濕度和瓷套表面污穢泄漏電流等環(huán)境參量進行監(jiān)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(tài)監(jiān)測系統(tǒng)簡介 如圖1所示，HVM2000變電站高壓設備狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)由遠程診斷系統(tǒng)、變電站通信管理系統(tǒng)（CMU）和就地智能化監(jiān)測單元組成。各監(jiān)測單元布置于現(xiàn)場設備處，就地完成設備狀態(tài)數(shù)據(jù)的在線測量。站內通信管理機通過RS485工業(yè)現(xiàn)場總線聯(lián)系、控制各監(jiān)測單元，令各監(jiān)測單元同步測量和上傳實時數(shù)據(jù)，在通信管理機上還可以多種形式顯示實時、歷史數(shù)據(jù)曲線，直觀地對比各參數(shù)曲線。通信管理機可根據(jù)變電站內網(wǎng)絡及通信的具體情況選擇通過內部局域網(wǎng)或調制解調器（modem）向遠程診斷系統(tǒng)傳送數(shù)據(jù)。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(shù)據(jù)，并可接入供電部門MIS系統(tǒng)，協(xié)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(tǒng)使工程師無論何時何地都可通過網(wǎng)絡實時取得變電站運行中高壓設備的絕緣參數(shù)。 1.3監(jiān)測單元設計原理及特點 監(jiān)測單元就地采集所監(jiān)測設備的電壓、末屏電流等信號，并進行數(shù)據(jù)處理，求得其振幅、相位等參數(shù)值，進而在上位機（即CMU）計算介質損耗角等電氣參數(shù)。 如圖2所示，監(jiān)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(shù)字信號處理器、通信接口等組成。  監(jiān)測單元的主要特點： a）采用數(shù)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(wěn)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(jiān)測系統(tǒng)的選型 在選擇、實施狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)時主要基于以下幾點考慮： a）監(jiān)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(chǎn)生影響； b）選用分層分布式系統(tǒng)，要求電氣參數(shù)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(tài)數(shù)據(jù)的就地測量要求準確、穩(wěn)定。 HVM2000變電站高壓設備狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)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(chǎn)生任何影響。該系統(tǒng)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(jiān)測的準確性、穩(wěn)定性分析 從HVM2000變電站高壓設備狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)在蘆苞變電站的長期運行情況看，在線監(jiān)測的數(shù)據(jù)準確、穩(wěn)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(jiān)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(shù)據(jù)，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(shù)據(jù)表明油紙電容絕緣型設備的電容測量數(shù)據(jù)準確、穩(wěn)定。 2.2介質損耗因數(shù)的監(jiān)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(shù)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(shù)據(jù)表明在線測量介質損耗因數(shù)數(shù)據(jù)穩(wěn)定。 2.3避雷器泄漏電流的監(jiān)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(tài)監(jiān)測系統(tǒng)實際所測波形符合這一規(guī)律。在線數(shù)據(jù)還表明各相避雷器阻性電流和容性電流之比非常穩(wěn)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(jiān)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(shù)據(jù)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(shù)。 如圖6所示，從各開關多次分、合操作數(shù)據(jù)來看，各時間量比較穩(wěn)定。 2.5瓷套表面污穢泄漏電流的監(jiān)測 現(xiàn)場監(jiān)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(tài)監(jiān)測系統(tǒng)現(xiàn)場監(jiān)測變壓器鐵心和夾件的接地電流，均穩(wěn)定在毫安級，沒有多點接地現(xiàn)象。用該系統(tǒng)監(jiān)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(shù)值，監(jiān)測結果表明其體積分數(shù)一直較穩(wěn)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(tài)監(jiān)測系統(tǒng)長期的監(jiān)測數(shù)據(jù)情況看，蘆苞變電站被監(jiān)測設備絕緣水平良好，狀態(tài)穩(wěn)定，與預防性試驗和帶電測試所得數(shù)據(jù)、結論一致 3在線監(jiān)測的影響因素 31TV角差對介質損耗因數(shù)在線監(jiān)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(wǎng)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(tài)監(jiān)測系統(tǒng)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(shù)，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(shù)。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(shù)，則如圖8所示，1號主變壓器套管的三相介質損耗因數(shù)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(shù)，則2號主變壓器套管的三相介質損耗因數(shù)均有不同程度的上升（數(shù)據(jù)見表1）。 對此現(xiàn)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′?？梢奣V絕對角差對介質損耗因數(shù)的絕對值會產(chǎn)生較大影響。 HVM2000變電站高壓設備狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)是以相對分析法（接于同一TV的同相設備間介質損耗因數(shù)的相對量的變化分析）和趨勢分析法（一段時間內監(jiān)測數(shù)據(jù)在整體上呈現(xiàn)出的持續(xù)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(tài)分析的影響。 從HVM2000變電站高壓設備狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)長期監(jiān)測蘆苞變電站介質損耗因數(shù)的數(shù)據(jù)來看，介質損耗因數(shù)一直很穩(wěn)定，TV的角差變化不大，對絕緣診斷不會造成影響。 3.2環(huán)境濕度對阻性電流監(jiān)測結果的影響 雖然金屬氧化物避雷器阻性電流會隨系統(tǒng)電壓變化，但從測量結果可明顯看出環(huán)境濕度變化對阻性電流有較大影響。環(huán)境濕度對監(jiān)測數(shù)據(jù)的影響，主要是通過瓷套表面的泄漏電流產(chǎn)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(huán)境潮濕時，瓷套表面流過的阻性電流增加，導致阻性電流監(jiān)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?yōu)?0%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(xiàn)場實測數(shù)據(jù)所計算出的結果相符。 4結論 從長期運行積累的數(shù)據(jù)來看，HVM2000變電站高壓設備狀態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)在線測量的數(shù)據(jù)準確、穩(wěn)定、可靠，系統(tǒng)抗干擾性能力也通過了現(xiàn)場的考驗。應用這套系統(tǒng)可以實時掌握變電站高壓設備的絕緣狀態(tài)和健康水平，分析設備狀態(tài)發(fā)展趨勢，這對提高設備的運行維護水平，及時發(fā)現(xiàn)事故隱患，減少停電事故有著積極的意義。隨著在線監(jiān)測技術的大量應用和狀態(tài)檢修經(jīng)驗的不斷積累，以在線監(jiān)測為依據(jù)的狀態(tài)維修將逐步取代以預防性試驗為依據(jù)的定期維修。 　　參考文獻 　?。?］DL/T596—1996，電力設備預防性試驗規(guī)程［S］. 　　［2］史保壯，楊莉，馮德開，等.智能技術在絕緣在線診斷系統(tǒng)中的應用［J］.高壓電器，2001，37（1）：32—34. 　?。?］嚴璋.電氣絕緣在線檢測技術［M］.北京：水利電力出版社，1995.