付海濤，余維坤，張松濤

（中國長江電力股份有限公司檢修廠，湖北 宜昌 443002）

1 引言

電氣設(shè)備的壽命主要取決于其絕緣性能，而局部放電是出現(xiàn)絕緣故障的先兆之一[1]。對(duì)發(fā)電機(jī)定子繞組絕緣的局部放電在線監(jiān)測(cè)，已成為繼溫度監(jiān)測(cè)之后最廣泛最有效的絕緣狀態(tài)監(jiān)測(cè)手段[2]。PDA監(jiān)測(cè)法在發(fā)電機(jī)的每相高壓母線上安裝2只同規(guī)格的云母電容耦合器，根據(jù)內(nèi)部放電和外來干擾到達(dá)兩只耦合器的不同時(shí)延差來實(shí)現(xiàn)干擾鑒別，取得了較好的抗干擾效果，逐漸成為世界上最普遍的水輪發(fā)電機(jī)局部放電監(jiān)測(cè)方法[3]。

根據(jù)多年局部放電測(cè)試經(jīng)驗(yàn)，從水輪發(fā)電機(jī)的結(jié)構(gòu)和現(xiàn)場干擾實(shí)際情況出發(fā)，借鑒加拿大Greg Stone等人提出的PDA監(jiān)測(cè)法，將甚高頻技術(shù)和改進(jìn)后的時(shí)延鑒別技術(shù)引入到水輪發(fā)電機(jī)局部放電在線監(jiān)測(cè)中，BYG-Ⅱ型局部放電在線監(jiān)測(cè)裝置在葛洲壩水電站 19號(hào)發(fā)電機(jī)成功應(yīng)用，并取得了較大的經(jīng)濟(jì)效益。

2 系統(tǒng)的總體結(jié)構(gòu)

BYG-Ⅱ型局部放電監(jiān)測(cè)裝置可測(cè)量到幅值為50mV～5V 的信號(hào)，脈沖分辨率為 10μs；頻帶10MHz～100MHz，相位分辨率0.18°。其硬件包括傳感器、信號(hào)調(diào)理單元、下位機(jī)、上位機(jī)等四部分，系統(tǒng)總體結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 系統(tǒng)總體結(jié)構(gòu)框圖

（1）傳感器

傳感器為阻容式，高壓陶瓷耦合電容大小為300pF，能夠隔離工頻高壓、保護(hù)采樣電阻和后續(xù)電路；采樣電阻為100? ，用于獲取甚高頻局部放電信號(hào)。阻容式傳感器每相安裝兩只，近端傳感器安裝在發(fā)電機(jī)風(fēng)洞出線端，遠(yuǎn)端傳感器安裝在離近端傳感器相距7m的母線排上。電容器高壓端連接發(fā)電機(jī)出口母線，低壓端經(jīng)采樣電阻接地。

（2）信號(hào)調(diào)理單元

根據(jù)甚高頻測(cè)量的要求，系統(tǒng)采用的調(diào)理電路在A、B、C三相和放大、衰減、直通三種調(diào)理功能中分別選擇一項(xiàng)，又名“雙三選一”。“雙三選一”信號(hào)調(diào)理電路包括高頻轉(zhuǎn)換開關(guān)、濾波電路、放大電路、衰減電路等模塊，主要實(shí)現(xiàn)對(duì)來自傳感器的電壓信號(hào)的處理，選擇不同的相序，選擇不同的處理方式及濾波處理。

高頻轉(zhuǎn)換開關(guān)分別由三組（或兩組）二選一高頻繼電器組成。高通濾波器下限截止頻率為8MHz，可以濾除大部分低頻干擾。

（3）采集單元

采用美國國家儀器公司生產(chǎn)的NI 5112高速數(shù)據(jù)采集卡（采樣率100MS/s）和NI 6601數(shù)字I/O卡，插入工控機(jī)的PCI插槽組成數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)。主要功能為：傳感器耦合到的六路信號(hào)進(jìn)入信號(hào)調(diào)理單元時(shí)，由數(shù)字I/O卡控制多路選擇開關(guān)，選通其中一相對(duì)應(yīng)的兩路信號(hào)進(jìn)行放大（衰減或直通）處理，然后送入采集卡；由數(shù)據(jù)采集卡采集模擬信號(hào)，并且進(jìn)行A/D轉(zhuǎn)換。

（4）分析處理單元

系統(tǒng)軟件及工控機(jī)共同組成分析處理單元。主要實(shí)現(xiàn)從采集單元接收數(shù)字信號(hào)，并對(duì)信號(hào)進(jìn)行抗干擾處理，保留放電數(shù)據(jù)；計(jì)算統(tǒng)計(jì)參數(shù)并存入數(shù)據(jù)庫，將處理完畢的數(shù)據(jù)傳送至上位機(jī)，供操作員實(shí)施監(jiān)控和趨勢(shì)分析。

3 主要的抗干擾技術(shù)

影響現(xiàn)場局放測(cè)量的干擾信號(hào)很多，按時(shí)域特征可大致分為 4類[4]：1)背景噪聲，其幅值較小且在一定范圍內(nèi)變化，分布密集，可設(shè)閾值去除。2)窄帶干擾（如工頻及其諧波、電力載波和高頻振蕩干擾等），是低頻系統(tǒng)中的主要干擾，甚高頻測(cè)試系統(tǒng)中此類干擾不多，主要利用數(shù)字濾波器設(shè)定某些頻率段為阻帶以濾除。3)周期性脈沖型干擾，它出現(xiàn)在固定的相位區(qū)間如可控硅、周期性火花放電干擾等，可用相域開窗技術(shù)剔除。4)隨機(jī)性脈沖型干擾，它與局放信號(hào)很相似，故最難濾除，可用極性或時(shí)延鑒別等法剔除，但需在有效的脈沖識(shí)別基礎(chǔ)上才有效。

3.1 甚高頻檢測(cè)技術(shù)

與傳統(tǒng)的脈沖電流法相比.該方法抑制在線干擾手段更多：

（1）濾除低頻分量：避開干擾頻段可有效地抗干擾。很多文獻(xiàn)表明[5]，現(xiàn)場主要干擾頻帶＜5 MHz，選取測(cè)量頻率下限＞5MHz即可濾除上述干擾。

（2）波反射特性：在較高頻段下測(cè)量，可利用脈沖在不同波阻抗介質(zhì)中傳播時(shí)的衰減特性提高信噪比。發(fā)電機(jī)定子繞組波阻抗約為30?，而母線環(huán)波阻抗約為100?，當(dāng)高頻脈沖從低阻抗傳輸?shù)礁咦杩箙^(qū)域時(shí)，幅度約增加一倍；反之則減為1／2。

（3）衰減特性：因信號(hào)中高頻分量衰減很快，而傳感器靠近發(fā)電機(jī)高壓端，故對(duì)定子高壓端的局放信號(hào)的高頻分量衰減小；外部電力系統(tǒng)的干擾經(jīng)很長路徑才到傳感器，衰減很大。

（4）脈沖寬度?。簻y(cè)量頻率高，脈沖上下沿陡，寬度小，可區(qū)分時(shí)延很短(幾十 ns)的兩個(gè)脈沖，為定向耦合時(shí)延鑒別抗干擾方法提供了條件。

3.2 脈沖時(shí)延鑒別法

脈沖時(shí)延鑒別法原理[6]：在發(fā)電機(jī)高壓出線每相安裝兩個(gè)同樣的傳感器，調(diào)整兩者間距離及傳感器到測(cè)量系統(tǒng)間電纜的距離使干擾和放電信號(hào)到達(dá)數(shù)據(jù)采集卡時(shí)具有不同的時(shí)延，進(jìn)而用軟件識(shí)別其差別以確定放電信號(hào)，排除干擾?，F(xiàn)場安裝線路見圖2。

圖2 時(shí)延鑒別法安裝線路示意圖

調(diào)整L、L1和L2，使外部干擾信號(hào)經(jīng)兩個(gè)傳感器到達(dá)數(shù)據(jù)采集卡的時(shí)延＜10ns，而電機(jī)內(nèi)部放電脈沖經(jīng)兩個(gè)傳感器到達(dá)數(shù)據(jù)采集卡的時(shí)延約為70ns。為此，需滿足：

其中：L1、L2分別為近、遠(yuǎn)端傳感器到數(shù)據(jù)采集卡的同軸電纜長度，L為C1、C2間母線長度，ν為脈沖信號(hào)在母線上的傳輸速度，ν1=ν2= 0.67c（c為光速）為脈沖信號(hào)在同軸電纜中的傳輸速度；時(shí)延△t=50ns。實(shí)測(cè)結(jié)果表明[3]，高頻脈沖信號(hào)在母線上的傳播速度與其在同軸屏蔽電纜中的傳播速度相當(dāng)。取L=7 m，調(diào)整L1和L2使L1=18m，L2=25m。分別從近端和遠(yuǎn)端傳感器外側(cè)注入方波，對(duì)應(yīng)模擬內(nèi)部放電信號(hào)和外部干擾信號(hào)，時(shí)延鑒別的效果如圖3所示。

測(cè)試結(jié)果說明，測(cè)量系統(tǒng)對(duì)于外部來的電力系統(tǒng)的脈沖型干擾，可以有效剔除；對(duì)于模擬發(fā)電機(jī)內(nèi)部局部放電脈沖，可以有效捕獲。

3.3 極性鑒別和幅值鑒別

采用單一的時(shí)延鑒別法，只能抑制干擾源在遠(yuǎn)端傳感器附近的干擾信號(hào)，對(duì)來自母線排以及較遠(yuǎn)處的干擾信號(hào)則無法濾除，程序的誤判率很高[7]。為進(jìn)一步提高抗干擾能力，在實(shí)際程序判據(jù)中加入脈沖的極性判據(jù)與幅值判據(jù)，其基本程序流程如圖4所示。

該方法與以北美 EPRI為技術(shù)出處的監(jiān)測(cè)系統(tǒng)相比較，最大的不同是不再以差動(dòng)放大電路來區(qū)分放電與干擾。對(duì)于固定的差動(dòng)放大電路，兩路信號(hào)在波形和時(shí)間延遲上不可能如理想狀態(tài)一樣，完全一致。利用軟件識(shí)別，則可以充分避免波形畸變和有限時(shí)間延遲上的兩路信號(hào)給干擾判別增加的難度，因此可以避免不同類型的放電或干擾信號(hào)在頻域特性上的復(fù)雜和多樣性帶來的誤判。

圖3 對(duì)于不同類型信號(hào)的時(shí)延鑒別效果圖

圖4 干擾判別程序流程圖

4 現(xiàn)場實(shí)際應(yīng)用情況

系統(tǒng)下位機(jī)原設(shè)置在母線室內(nèi)，受環(huán)境溫度影響大，后改裝在母線室外發(fā)電機(jī)層，并加裝了現(xiàn)場監(jiān)控屏幕，軟件也做了一定的改進(jìn)。局部放電在線監(jiān)測(cè)系統(tǒng)經(jīng)過整改升級(jí)后，于 2006-03-29日投入運(yùn)行，至2006-04-06日監(jiān)測(cè)的最大放電幅值Qm為20mV左右，標(biāo)稱放電量NQN為50mV左右；2006-04-06日以后監(jiān)測(cè)的數(shù)據(jù)明顯增大，放電幅值Qm為30mV，三相NQN的增量均遠(yuǎn)大于國際上推薦的“1.5～2.0倍”標(biāo)準(zhǔn)[8]，其中B相放電量NQN最高達(dá)2500mV。監(jiān)測(cè)到的局部放電趨勢(shì)和典型譜圖如圖5所示，圖中黃、綠、紅分別表示A、B、C三相。

2006年4月18日機(jī)組停機(jī)進(jìn)行檢修。對(duì)定子線棒進(jìn)行檢查時(shí)發(fā)現(xiàn)，670＃、671＃槽兩根下層線棒上端部之間有一段直徑為10mm的鐵質(zhì)軟管，線棒絕緣已有磨損，現(xiàn)場照片如圖6所示。其中，671＃線棒（B相3分支，運(yùn)行電位5432.4V）上端有直徑10mm的半圓磨痕，670＃線棒（A相 3分支，運(yùn)行電位6654.69V）上端的棱角處有兩個(gè)缺口，二者磨痕深度都在 2～3mm 左右。磨痕周圍呈黑色，表明 670＃和671＃下層線棒絕緣已放電受損。對(duì)其進(jìn)行修復(fù)處理后，發(fā)電機(jī)的局部放電水平恢復(fù)正常。

圖5 2006年4月監(jiān)測(cè)到的數(shù)據(jù)

圖6 端部絕緣受損的線棒

分析認(rèn)為，在發(fā)電機(jī)正常運(yùn)行期間，鐵質(zhì)軟管受振動(dòng)力作用逐漸將670＃和671＃下層線棒絕緣磨損，最后導(dǎo)致線棒的高阻區(qū)部分形成放電，造成這兩根線棒絕緣及上層第二根端箍絕緣局部損壞。從放電趨勢(shì)圖看，BYG-Ⅱ型局部放電監(jiān)測(cè)裝置較為及時(shí)、準(zhǔn)確地捕捉到了這次絕緣缺陷信息，但從典型譜圖及正負(fù)放電差異情況看，尚不能確定故障放電的類型。

5 結(jié)論

（1）基于PDA技術(shù)的水輪發(fā)電機(jī)局部放電在線監(jiān)測(cè)，已成功應(yīng)用于葛洲壩水電站19號(hào)發(fā)電機(jī)，并有效地發(fā)現(xiàn)了一起定子絕緣隱患，取得了較大的經(jīng)濟(jì)效益。

（2）甚高頻檢測(cè)技術(shù)、脈沖時(shí)延鑒別法、極性鑒別和幅值鑒別等多種抗干擾方法的聯(lián)合應(yīng)用，使得BYG-Ⅱ型局部放電在線監(jiān)測(cè)裝置能夠有效抑制干擾和提取到真實(shí)的、源于發(fā)電機(jī)內(nèi)部的局部放電信號(hào)，為評(píng)估發(fā)電機(jī)絕緣狀況提供可靠的依據(jù)。

（3）標(biāo)稱放電量NQN指標(biāo)反應(yīng)絕緣劣化狀況較為全面、準(zhǔn)確，對(duì)其進(jìn)行趨勢(shì)分析值得推薦；典型譜圖及脈沖相位分析方法尚不能確定故障放電的類型，需進(jìn)一步積累經(jīng)驗(yàn)。

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