王 新

（臺州發(fā)電廠，浙江省 臺州市，31800）

0 引言

臺州發(fā)電廠已運行20多年，部分主要電氣設(shè)備絕緣狀況有所下降，存在著一定的安全隱患。在加強技術(shù)改造的同時，為了彌補定期預防性試驗的不足，投入運行了HVM2000智能型變電站絕緣狀態(tài)監(jiān)測及診斷系統(tǒng)（以下簡稱“HVM2000系統(tǒng)”），使在線監(jiān)測和預防性試驗相結(jié)合，保證設(shè)備安全可靠運行。由于主要電氣設(shè)備數(shù)量眾多，HVM2000系統(tǒng)主要針對運行時間較長的設(shè)備進行在線監(jiān)測，包括：6臺220 kV主變、8組220 kV油紙電容型電流互感器（current transformer，CT）、11組110 kV和220 kV氧化鋅避雷器（metal oxide arrester，MOA）、4組110 kV和220 kV電壓互感器（potential transformer，PT）等。

HVM2000系統(tǒng)采用分層分布式結(jié)構(gòu)，利用數(shù)字信號處理器（digital signal processor，DSP）技術(shù)，實現(xiàn)絕緣參數(shù)就地數(shù)字化采集，并引入?yún)⒖枷鄿y量方法，使系統(tǒng)的抗干擾性能力、測量的準確性和穩(wěn)定性得到了保證。HVM2000系統(tǒng)包含遠方管理層、控制層和就地智能監(jiān)測單元。

1 電容型設(shè)備的絕緣狀況監(jiān)測

對于體積較小、內(nèi)部結(jié)構(gòu)相對簡單的電容器、套管等電容型設(shè)備，其介損和電容量能夠反映出其內(nèi)部潛在缺陷。對于在線介損數(shù)據(jù)分析應(yīng)采用相對比較法和趨勢分析法相結(jié)合的方法[1]。相對比較法就是要與同電壓基準、同相、同類型設(shè)備比較分析，盡量排除現(xiàn)場干擾因素；趨勢分析法既要看介損絕對值波動，更要研究介損發(fā)展趨勢，全面、準確地評價設(shè)備絕緣狀況。圖1為4組電容器同期的A相介損在線監(jiān)測值，其中：曲線1為220 kV聯(lián)絡(luò)一線的A相介損曲線；曲線2為龍臺2353線的A相介損曲線；曲線3為州澤2357線的A相介損曲線；曲線4為3號主變220 kV的A相介損曲線。數(shù)據(jù)曲線反映出這4組設(shè)備的A相介損在相同的PT、電壓基準、環(huán)境條件的變化趨勢十分近似。正常工況下電容型設(shè)備的介損變化具有同步性和穩(wěn)定性，在相對長期的變化趨勢上能正確反映設(shè)備的絕緣狀況。

2 MOA絕緣狀況在線監(jiān)測

2.1 系統(tǒng)電壓對MOA阻性電流的影響

阻性電流是判斷MOA內(nèi)部絕緣狀況的重要參數(shù)，也是在線監(jiān)測的重點項目。正常條件下，阻性電流異常增大可能是因MOA內(nèi)部受潮或閥片老化引起。圖2為天氣狀況變化相對較小時，系統(tǒng)電壓起伏對MOA阻性電流產(chǎn)生的影響。當系統(tǒng)電壓波動明顯時，會引起阻性電流相應(yīng)變化，但電壓并不是引起阻性電流變化的唯一原因。

圖3所示曲線分別為110 kV正母避雷器阻性電流Ir1、220 kV正母一段避雷器的阻性電流Ir2、污穢電流I和環(huán)境濕度。由圖3可知：環(huán)境濕度和瓷套表面的污穢電流對MOA阻性電流的影響最大，但濕度在雨天通常會有鈍化現(xiàn)象，污穢電流與阻性電流間最具有同步性。

運行中偶然出現(xiàn)的阻性電流和泄漏電流明顯偏小現(xiàn)象，經(jīng)現(xiàn)場檢查均為并接在避雷器接地回路的端子接觸不良，導致分流引起，經(jīng)處理即恢復正常。

2.2 屏蔽環(huán)對阻性電流的影響

在110 kV副母避雷器A相底部瓷裙上加裝了表面電流屏蔽環(huán)，用于污穢電流監(jiān)測，可用它進行MOA的阻性電流分析。通過比較發(fā)現(xiàn)，未加屏蔽環(huán)的其他間隔MOA三相間的阻性電流差值穩(wěn)定且波動一致。而110 kV副母避雷器A相的阻性電流波動幅度比B、C相明顯小得多，屏蔽環(huán)對MOA表面污穢電流引起的阻性分量增加有明顯抑制作用。圖4為110 kV副母避雷器的阻性電流變化趨勢，由于A相加裝了屏蔽環(huán)，其阻性電流數(shù)值及波動幅度均相對較小。圖中2處尖峰是受臺風泰利和臺風卡努登陸影響，證明屏蔽環(huán)在潮濕環(huán)境下消除表面電流干擾的作用明顯。

3 影響在線監(jiān)測結(jié)果的因素

影響在線監(jiān)測數(shù)據(jù)的因素較多，如電壓基準、相間和相鄰設(shè)備干擾、操作方式、運行電壓及環(huán)境溫濕度等[3]。在線監(jiān)測的電壓基準取自母線PT二次側(cè)，因此PT固有角差和二次負載變化對相關(guān)聯(lián)設(shè)備數(shù)據(jù)測量的影響相同。同組設(shè)備相間存在彼此雜散電容干擾，但因空間位置固定而影響相對穩(wěn)定。相鄰間隔設(shè)備若相距較遠、電壓等級較低，則相互干擾較小。查看在線數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，多數(shù)間隔無論運行或停電，對其相鄰設(shè)備的介損、阻性電流等數(shù)據(jù)均無明顯影響。而短時間的系統(tǒng)操作，或運行方式、系統(tǒng)電壓基準改變，均會導致相關(guān)聯(lián)設(shè)備在線數(shù)據(jù)波動，但不會影響其長期趨勢。因220 kV母線檢修需要，6號主變220 kV CT切換母線運行，引起CT三相介損短時間內(nèi)發(fā)生明顯變化，如圖5所示。但原運行方式恢復后，介損數(shù)據(jù)逐步趨于正常。

從現(xiàn)場情況看，影響電容型設(shè)備介損、MOA泄漏電流和阻性電流等在線數(shù)據(jù)的最顯著因素是環(huán)境濕度和污穢電流，而環(huán)境溫度的直接影響較小。如果排除陰雨天氣干擾，天氣晴好時升壓站內(nèi)瓷套表面的污穢電流、溫度、濕度的對應(yīng)關(guān)系見圖6。圖中顯示，環(huán)境濕度與污穢電流變化趨勢相一致，環(huán)境溫度與污穢電流趨勢相反。環(huán)境監(jiān)測記錄顯示，每天環(huán)境濕度變化有其周期性，最大值出現(xiàn)在05∶00～09∶00，最小值通常出現(xiàn)在14∶00～17∶00。這些規(guī)律有助于分析在線數(shù)據(jù)變化的原因。

4 HVM2000系統(tǒng)運行異常情況的排除

4.1 通信速度緩慢應(yīng)答超時故障的排除

臺州發(fā)電廠HVM2000系統(tǒng)有2條RS485總線，分別通往110 kV、220 kV升壓站及站外主變、MOA等設(shè)備，實現(xiàn)控制層與各就地監(jiān)測單元信息交換。由于需接入機組設(shè)備數(shù)量較多，無法做到一次性停電接入系統(tǒng)，因此結(jié)合設(shè)備停電機會陸續(xù)加入其中。這期間每次新進設(shè)備后系統(tǒng)通信都正常，但當所有就地監(jiān)測單元均投入運行后，220 kV通道開始出現(xiàn)通信異常：應(yīng)答超時，無法獲取監(jiān)測數(shù)據(jù)?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)，雖然220 kV通道上只有23臺就地監(jiān)測單元，低于為保證長期穩(wěn)定運行的設(shè)計值25臺，但由于220 kV設(shè)備監(jiān)測點較為分散，現(xiàn)場布線又盡量利用原有的電纜溝及橋架，因此總線電纜施放量超出設(shè)計較多，造成傳輸距離過長。當把通道末端3臺就地監(jiān)測單元從系統(tǒng)中脫開后發(fā)現(xiàn)通信恢復正常。因此，通信故障的原因是通信線路過長導致壓降過大。在通道的首尾端分別加裝100 Ω的配匹電阻，用來提高通信線路電壓，從而解決了這個問題。

4.2 防止就地監(jiān)測單元地址更改措施

就地監(jiān)測單元是通過RS485總線接受指令并向后臺傳輸數(shù)據(jù)。為了控制層區(qū)分設(shè)備，每一就地監(jiān)測單元都有唯一的地址來表明其身份，該地址原來是通過軟件寫在看門狗里面。在系統(tǒng)運行過程中，曾出現(xiàn)部分裝置受現(xiàn)場干擾發(fā)生地址被更改現(xiàn)象，導致地址重復，數(shù)據(jù)無法交換。為此廠家對主板進行改進，地址采用8421撥碼的方式來設(shè)置，此后更改地址問題未再出現(xiàn)。

5 結(jié)論

HVM2000系統(tǒng)投入運行后，經(jīng)受了廠站電磁干擾、高溫、臺風及潮濕等不利條件考驗，系統(tǒng)工作正常。運行實踐表明，其提供的在線數(shù)據(jù)的穩(wěn)定性、準確性較好。對于現(xiàn)場一些難以排除的干擾因素，運用對比法和趨勢分析法來降低其影響，使在線監(jiān)測數(shù)據(jù)能夠比較客觀地反映出被監(jiān)測設(shè)備的健康水平，HVM2000系統(tǒng)的應(yīng)用達到了預期目的。

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