壓力特高的變壓器如何實現在線監控？
在線監測技術經過數十年的研究和實踐，已經呈現出快速發展的趨勢，部分的成熟產品正逐漸向電網設備推廣和應用，并涵蓋了主要的電氣設備。其監測狀態量以絕緣狀態量為重點，并發展到機械量、化學量等，有助于設備狀態全面監測的狀態量。建立合理、可靠的特高壓主變壓器在線檢測系統，有利于運行人員實時了解主變壓器的運行狀態，同時為狀態檢修提供依據，及時發現變壓器故障，可大大加強變壓器運行的可靠性，提高特高壓電網的安全運行水平。
2 特高壓交流工程主變壓器的結構特點
1000kV晉東南-南陽-荊門特高壓交流試驗示范工程主變壓器選用單相、自耦變壓器，冷卻方式為OFAF。晉東南、荊門變主變主要參數如下：額定容量：1000/1000/334MVA，額定電壓：1050//525±4x1.25%//110kV，連接組別標號：YNa0，d11，接地方式：高壓側中性點直接接地。
特高壓主變壓器電壓等級高、調壓線圈的容量大，采用中性點調壓方式，但是中性點調壓導致低壓繞組電壓波動大，而且調壓方向與低壓繞組運行極性相反，需在低壓繞組增設補償變。故障發生概率增大，通過可靠的在線監測裝置來初步判斷主變的運行狀況顯得尤為重要。
3 特高壓變壓器的在線監測系統的分析及配置建議
3.1 油中溶解氣體的在線監測
（1）油中溶解氣體分析
主變壓器早期故障監測裝置監測的油中主要故障特征氣體是氫氣和一氧化碳。隨著運行時間的增加，電力變壓器內的絕緣油和有機絕緣材料在熱和電的長期作用下會逐漸老化和分解，并產生少量的氫氣、烴類氣體以及一氧化碳、二氧化碳。這些氣體大部分溶解在變壓器油中。當變壓器內部發生潛伏性過熱或放電故障時，這些氣體的產氣速率就會增加。如圖1所示，氫氣在變壓器油溫比較低時已產生并隨著溫度的升高呈線性增長。一氧化碳隨著固體絕緣物的溫度升高，也同樣呈線性增長。因此，將氫氣、一氧化碳作為變壓器早期故障的特征氣體。
圖1 固體絕緣物質熱擊穿時產生氣體與溫度的關系
油中溶解氣體的監測根據測試對象分類如下：
1）測單組分氫氣
從絕緣油的分子結構上可以看出，當設備內部出現故障時，油分子遭到破壞，無論是電的還是熱的故障，均會在油分子破壞的過程中產生大量氫氣，因此氫氣的增加是絕緣劣化的征兆，適于故障的初期監測。
2）測可燃氣總量（TGG）
在每臺變壓器里都會或多或少地含有一定量的可燃氣體，即使是新投入運行的變壓器也不例外。但當可燃氣總量出現異常增長時，則表明有產氣源即故障存在?？偪扇細夂吭黾雍蛦我唤M分氫氣增加一樣，不能明確故障的性質，但選擇適當的檢測器作為故障的初期警報，也是簡便易行的。
3）測各組分的單獨含量
有的儀器測量甲烷、乙烷、乙烯、乙炔四個組分的含量;有的儀器測量氫氣、甲烷和一氧化碳三個組分的含量。有的儀器測量包括氫氣、一氧化碳及四個烴類的六個組分含量，甚至包括二氧化碳在內的七個組分的含量，因此稱為多組分監測。
另外，變壓器油的水分含量（簡稱微水）是影響變壓器的可靠性的一個非常重要的指標。在線微水監測以電容為敏感元件，利用變壓器油中油和水的介電常數不同，不同含水率對應著不同的介電常數，通過檢測電容的變化量，可以推算出水的含量。
（2）油中氣體在線監測實現方案
采用故障特征氣體在線監測手段可以克服傳統離線油中在線氣體方法試驗周期長，從取樣、運送到測量等環節多、操作繁瑣的缺點，能在線持續監測油中溶解氣體組分，提供完整的趨勢信息，對及時發現潛在故障，進行壽命預測，實現狀態檢修具有顯著的作用。
特高壓交流試驗示范工程在主變本體附近加裝氫氣傳感器和多組油中氣體分析兩套裝置，來實現對油中氣體進行實時監測。
圖2 油中氣體的在線監測方案
圖3 油中氣體的在線監測模塊
3.2 鐵芯接地電流在線監測
變壓器鐵芯擔負著電-磁-電轉換的重要環節，是變壓器最重要的部件之一。變壓器在運行中，鐵芯疊裝工藝欠佳、振動摩擦、導電雜質等原因，可造成鐵芯級間短路，而導致放電過熱和多點接地故障。如果鐵芯或夾件有兩點以上接地時，則接地點間會形成閉合回路，鏈接部分磁通，形成環流，產生局部過熱，甚至燒壞鐵芯。在極端的情況下，會破壞繞組絕緣，造成變壓器損壞。
由于變壓器鐵芯接地電流的大小隨鐵芯接地點多少和故障嚴重的程度而變化，因此，預防性維修中，國內外都把鐵芯接地電流作為診斷大型變壓器鐵芯短路故障的特征量。
鐵芯或夾件接地電流數量級在幾十毫安到幾安培甚至更大，檢測量程比較寬，主要是電阻性電流，因此測量技術的實現相對比較容易，一般都作為變壓器狀態監測的常選項。對鐵芯接地電流的測量，被測的電流信號在變壓器鐵芯接地引線利用穿芯電流傳感器取樣測量。
3.3 局部放電在線監測
變壓器局部放電是指變壓器絕緣內部存在的氣泡、裂紋或雜質等在外施電壓下發生的局部、重復的擊穿和熄滅現象。變壓器如果帶著一處或多處局部放電故障長期運行，這些微弱的放電及其引起的一些不良反映，將會導致變壓器絕緣的迅速老化，日積月累就有可能導致整個絕緣被擊穿。局部放電的過程，除伴隨著電荷的轉移和電能的損耗之外，還會產生聲波、發光、發熱以及出現新的生成物等，局部放電特性是衡量電力變壓器絕緣系統質量的重要指標，高壓變壓器在安裝后的交接試驗中，也需要通過現場局部放電試驗的考核;在運行中發現油中含氣量等超標時，一般也要做局部放電試驗進行檢查。
變壓器局部放電在線監測就是在設備運行時進行局部放電的連續監測，建議特高壓主變壓器局部放電采用UHF特高頻法。UHF特高頻法是近年來發展起來的測量技術，它采用測量內絕緣隱患在運行電壓下輻射的電磁波來判斷內部是否發生局部放電，UHF特高頻法的最大優點是可有效地制背景噪聲，如電暈等產生的電磁干擾。UHF信號頻率高，具有很強的穿透性，在經過絕緣子時，可以通過接縫到達外部，因此可在變壓器外部測量內部的UHF信號。
圖4 UHF傳感器的設置和輸出信號
3.4 套管的在線監測
交流電壓作用下流過套管的電流I由電容電流分量IC和有功電流分量IR組成。介質損耗角正切值（tanδ）即介質損耗因數，是反映絕緣介質損耗程度的特征量。tanδ僅取決于材料的特性而與材料尺寸、形狀無關，所以tanδ作為反映設備絕緣狀況的參數是非常合適的。此外，流過介質的電流I及介質電容量C也是反映設備絕緣狀況的重要特征參數，因此綜合監測tanδ、I和C可以全面地了解設備的絕緣狀況。
監測特高壓主變壓器套管的絕緣狀況，必須提取設備的末屏電流信號，可采用穿心式結構的電流傳感器來測量。
圖5 套管在線監測裝置設置示例
3.5 油溫、繞組溫度的在線監測
通過在特高壓主變壓器本體內裝設油溫、油位傳感器，在線圈里預埋溫度探測器，可實現油溫、繞組溫度的在線監測。通過監視油位實測值和平均油溫，可使漏油在初期階段發現。
?。?）油溫監視
以平均油溫（=（上部油溫+下部油溫）/2）為依據判定
?。?）油位監視
以油位值及油位差為依據判定
計算油位=a×平均油溫+b
油位差=實測油位-計算油位
4 特高壓主變壓器在線監測系統的實現
4.1 在線監測系統結構體系
根據特高壓主變壓器監測對象數量大、設備分散等特點，在線監測系統一般采用總線式的分層分布式結構，這種結構有良好的抗干擾性、可擴展性和整體性能。主要由在線監測終端、通訊控制單元和主站單元組成，實現在線監測狀態數據的采集、預處理、通訊、后處理及存儲管理功能。
圖6 在線監測結構體系
（1）在線監測終端
在線監測終端主要實現被監測參數的采集、信號調理、模數轉換和數據的預處理功能，被安裝在被監測主變壓器的本體上或附近，在線監測終端的精度及穩定性是保證整個監測系統有效性的關鍵環節。
（2）通訊和控制單元
通訊和控制單元主要實現監測數據的傳輸，光纖傳輸不受電磁干擾的影響，同時可實現有效的電氣隔離，因此是較優的傳輸介質。通信方式的核心部分是通信協議，對于監測系統的過程數據的傳輸，宜采用滿足監測數據傳輸所需要的、標準的、可靠的、兼容性好的、適用于工業現場的通信協議，便于在變電站內形成統一的監測數據的管理平臺。這樣在選用不同狀態監測參數、不同狀態監測廠家的監測終端時，仍可保持狀態監測系統運行的連續性。另外，適應于狀態監測數據量相對比較大，以及傳輸的實時要求，對通信速率也有較高的要求。因此，對于在線監測系統，建議采用通用的61850協議通過以太網實現與各終端的通訊，并完成終端數據的處理功能。
（3）主站單元
主站單元一般位于變電站主控室，通過通訊和控制單元及工業控制總線完成對現場監測數據的采集和傳輸，并具備本站的監測數據庫。主站單元硬件上一般包括一臺或多臺工業控制計算機及外圍設備，與通訊和控制單元的接口，以及與其它數據網絡的接口。主站系統是全系統的核心，它的安全性和可靠性直接影響全系統穩定運行，因此，電源應采用UPS獨立供電，通訊模板應采用良好隔離措施，以防止由于異常干擾電壓損壞主機。還應有防止主機死機的良好措施。
主站的核心部分在于其軟件系統，它負責整個系統的運行控制，接收監測數據，并對數據進行處理、計算、分析、存儲、打印和顯示，以實現對監測到的設備狀態數據的綜合診斷分析和處理。主站還可實現對監測設備類型進行權重分類，對不同監測參量進行權重分類。由此進行綜合的狀態信息打分判斷，最終發出狀態信息提示（如正常、報警等）。
4.2 診斷系統
系統不僅在線監測油中氣體、微水，同時也監測電流電壓、油溫、分接開關狀態、套管、線圈過熱點和局放等，對變壓器進行全方位的監測和進行故障診斷，同時與其他系統進行數據交換。診斷系統用已有的數學模型，主要針對變壓器和高壓電抗器建立繞組溫度、微水和氣泡模型、絕緣老化模型、冷卻系統控制模型、分接開關溫度模型等用于判斷設備絕緣的老化和劣化狀況，以判斷變壓器的故障類型并確定是否報警。
5 長治站數據及案例分析
特高壓交流變壓器進行ACLD試驗預調試及正式試驗時，申請了站內500kV系統停電，正式試驗時還停止全站用電施工工作，全力消除外界環境干擾對試驗的不利影響。在局部放電試驗后24 小時后進行色譜分析發現本體變上部油樣有1.36μl/l 的乙炔含量增長、中部油樣有2.29μl/l 的乙炔含量增長、下部油樣未發現乙炔。對于1000kV充油設備，絕緣油中乙炔含量的注意值為1ppm。當設備油中乙炔含量超過1ppm時，并不說明設備內部一定出現故障，設備不需要立刻退出運行，在系統調試和試運行期間投入在線監測設備進行狀態監測，隨時掌握設備狀況，并作為確定下一步決策的依據。
特高壓交流試驗示范工程自2008年12月30日22時通電試運行，2009年1月1日至2009年2月24日的在線監測數據如圖7、8所示。
圖7 主變A相主體變H2、CO變化趨勢圖
圖8 主變A相主體變烴變類氣體化趨勢圖
從圖7、8可以看出，隨著系統調試和試運行的進行，乙炔含量穩中有降，確保了系統調試和試運行的正常進行，目前該相變壓器已正常運行1年7個月，沒有在發生乙炔含量超標的現象。
2009年1月22日，南荊I線A相高抗的油在線監測裝置出現故障報警，兩裝置“service”燈常亮，A相高抗油在線監測裝置機構箱內積存大量絕緣油，原因為油脫氣模塊Manifold存在嚴重漏油，并且絕緣油已滲入氣路并在氣路中冷凝，致使氣路完全堵塞。將Manifold模塊整體更換后，裝置運行正常。
2009年2月4日下午，運行人員發現監控后臺的變壓器油在線監測系統中A、B兩相遙測數值不能自動刷新，當時油在線監測就地裝置至保護小室高抗油在線監測屏內主機通訊正常。原因為站用電切換中，在線監測裝置斷電后與后臺通訊會中斷，后臺再次與在線監測裝置建立連接但裝置沒有及時回復報文。解決辦法為將配置詢問的時間與次數增加，使連接建立;同時為徹底解決掉電重啟問題，將在線監測裝置電源改為不間斷電源。
2009年6月24日2點，變壓器B相在線監測乙炔數據為2，6點恢復為0，為了進一步確認，當天上午取油化驗。數據顯示，變壓器B相乙炔穩定在0.1ppm左右，沒有大的躍變，在線監測數據異常增大原因可能為抗干擾能力不強。
6 結論
本文從安全可靠實用的角度出發對特高壓主變壓器的在線監測系統進行了探討，并提出特高壓變電站主變壓器在線監測系統的配置及其結構體系的建議，在線監測系統的建立，將對主變壓器的狀態進行綜合的全面的分析，將為特高壓主變壓器的狀態評價提供堅實的基礎。
變壓器的壽命預估該如何進行？
變壓器壽命評估是以變壓器在各種負荷及周邊環境下多個生命體征為基礎量，進行其壽命損耗或壽命損耗預期的計算與分析，為供電企業制定科學的運行、檢修策略提供依據。從而統籌處理好安全、壽命和周期成本三者的關系，實現變壓器資產的全過程、精益化管理［1-4］。將變壓器壽命評估納入狀態評價，結合其他狀態量，能夠對該變壓器實際的生命體征做出更加準確的判斷，以此為基礎的狀態檢修策略能更有效提高變電設備的安全運行可靠性。針對老舊變壓器，不同運行工況及不同運行環境將更大程度的影響其生命損失，這種情況下充分考慮變壓器的壽命評估，將更有利于直接掌握老舊變壓器的生命體征，從而制定出符合不同運行壽命的變壓器的檢修策略，更好地解決電網內老舊變壓器的運行問題。
本文基于PTLoad軟件開展了變壓器壽命評估的研究，并進行了實例分析。
1 變壓器壽命評估
對電力變壓器進行壽命評估采用多種計算模式。首先是在得到某天24小時的環境溫度和負荷數據基礎上，計算電力變壓器對應的油溫、熱點溫度以及是否產生氣泡;其次，在一段時間的數據，包括環境溫度，負荷情況等的基礎上，展開壽命損耗計算，計算結果是這臺變壓器剩余的使用壽命，這可為延長變壓器使用壽命提供非常重要的依據。此外在線路或變壓器出現緊急故障負荷急劇增加時也可以通過計算來獲得重要結論，如變壓器出現的最高溫度以及氣泡是否形成，以上幾種模式所得到的分析計算結果納入壽命損失等級進行考慮。
2 實例分析
110kV荔枝巷變電站是位于成都市中心區域的重要變電站，主要向春熙路的商業核心區供電，1、2號主變均為進口主變，1987年投運，運行時間較長，從2007年開始主變本體油逐漸出現劣化，油酸值增加、pH值大幅降低，油介質損耗因數不合格，油色由淡黃變至棕紅色，后經中試所對油中抗氧化劑T501含量及油中糠醛含量進行了測定，測定結果為零。荔枝巷兩臺變壓器的制造廠質量保證期為20年，由于出現本體油及絕緣密封件在運行超過20年后出現的情況。利用PTload變壓器分析軟件，對荔枝巷兩臺主變的運行狀況及運行控制要求進行分析計算，可以有效地防止及控制變壓器運行超過常規絕緣壽命周期風險。
表1 110kV荔枝巷站主變參數
由于110kV荔枝巷變電站負荷比較典型的特征，單日負荷率僅為60%左右，且負荷高低取決于外部環境溫度。因此本次計算采用了3個較為典型的負荷日，分別是冬季典型負荷，春季典型負荷，夏季最高負荷。
2.1 冬季典型負荷計算情況
最高頂層油溫限制85度，熱點溫度限制110度，24小時累積壽命損失小于0.01%情況下計算變壓器的負荷能力：
經過PTLoad計算后可知，變壓器最大負荷可以達到39.57MVA。此時變壓器最高熱點溫度為110度，頂層油溫最高為80.19，24小時累積壽命損失為0.00335%。變壓器24小時內頂層油溫和熱點溫度曲線如下：
圖1 油溫和熱點溫度曲線（冬季負荷）
變壓器24小時內累積壽命損失曲線如下：
圖2 24小時內累積壽命損失（冬季負荷）
2.2 春季典型負荷計算情況
最高頂層油溫限制85℃，熱點溫度限制110℃，24小時累積壽命損失小于0.01%情況下計算變壓器的負荷能力：
經過PTLoad計算后可知，變壓器最大負荷可以達到37.84MVA。此時變壓器最高熱點溫度為110℃，頂層油溫最高為78.59℃，24小時累積壽命損失為0.00447%。
變壓器24小時內頂層油溫和熱點溫度曲線如下：
圖3 油溫和熱點溫度曲線（春季負荷）
變壓器24小時內累積壽命損失曲線如下：
圖4 24小時內累積壽命損失（春季負荷）
2.3 夏季典型負荷計算情況
最高頂層油溫限制85℃，熱點溫度限制110℃，24小時累積壽命損失小于0.01%情況下計算變壓器的負荷能力。
經過PTLoad計算后可知，變壓器最大負荷可以達到31.81MVA。此時變壓器最高熱點溫度為107.7℃，頂層油溫最高為85℃，24小時累積壽命損失為0.00293%。
變壓器24小時內頂層油溫和熱點溫度曲線如下：
圖5 油溫和熱點溫度曲線（夏季負荷）
變壓器24小時內累積壽命損失曲線如下：
圖6 24小時內累積壽命損失（夏季負荷）
2.4 計算結果分析
通過上述計算，可以看出荔枝巷主變在正常運行的情況下，如在春冬季溫度正常溫度負荷情況，即使是在急救性負載下，主變的壽命折損較低，累積壽命損失很小。但是在夏季高溫高負荷的情況下，如果出現超載的情況，變壓器的壽命損失將大大增加，極大地影響變壓器的壽命，而控制主變上層油溫不超過85℃，變壓器壽命損失基本是按照正常的折損計算。但如果在這種極端情況下，再出現主變承受急救性負載的情況，即使短短的10分鐘，也會使得主變壽命損失超過正常損失的近百倍，增加主變壓器運行超過常規絕緣壽命周期風險。
通過計算可以看出，荔枝巷1、2號主變雖已經運行達到23年，但由于其負荷的特殊性，除在夏季會出現制冷負荷激增的情況，其他情況下變壓器的熱點溫度及壽命損失都不大，完全可以在嚴格控制超負荷的情況下繼續運行。當然在實際生產過程中，由于變壓器運行時間長，必須要加強設備的技術監督工作，開展各種有效的診斷，嚴格控制不良工況的發生，防止設備發生突發性故障。
3 存在的問題及改進方向
3.1 存在的問題
由于基于壽命評估的變壓器狀態檢修策略的應用是新興課題，尚沒有可借鑒和操作的具體標準和規程。四川省電力公司通過與美國電力科學研究院（EPRI）長期的深入合作和研究，在四川電網內多個電業局開展了試點的分析工作，但總體控制體系與標準尚待進一步完善。同時，實現變壓器設備全壽命周期管理還有很多的基礎工作有待深入繼續開展。
3.2 改進的方向
為使基于壽命評估的變壓器狀態檢修成為分工明確、制度完整、標準統一的體系，應對電力變壓器的檢修和運行情況做進一步總結完善和推廣應用，嚴格按照變壓器設備全壽命周期管理的要求進行基礎建設。同時充分征求變壓器狀態檢修執行體系中各個單位、部門的意見和建議，使基于壽命評估的變壓器狀態檢修策略成為今后變電檢修的基礎，提高在運變壓器尤其是老舊變壓器的穩定運行能力，降低變壓器運行檢修成本，延長變壓器使用壽命，積極有序地推動變壓器設備全壽命周期管理工作的開展。在狀態檢修工作中，還可進一步量化變壓器的實際運行情況，可以有針對性的對變壓器開展檢修，避免出現過度維修的情況，真正做到“應修必修、修必修好”。
4 結論
PTLoad能夠較準確的記錄變壓器在給定負荷曲線和環境溫度條件下的熱點溫度、油溫以及壽命損失情況。由于主變的負荷每年在一定程度上具有周期性特點，因此，在每年高峰負荷來臨之前，可以比較有效的預測變壓器的頂層油溫情況以及壽命損失情況，有利于變壓器的安全運行和負荷調度。PTLoad軟件還能夠較準確的計算出變壓器在限定最高油溫和熱點溫度情況下的最大過負荷能力。對于在電網發生故障時，進行短時急救負載具有一定的指導意義。