翟文杰，寧 飛，王振國，郝帥禹，宋 通，邊勝利

（1.烏海供電公司，內(nèi)蒙古 烏海 016000；2.烏海超高壓供電公司 內(nèi)蒙古 烏海 016000；3.保定天威新域科技發(fā)展有限公司，河北 保定 071000）

0 引言

目前，對變壓器內(nèi)部缺陷的分析主要以停電診斷試驗和油色譜數(shù)據(jù)分析為主，其他特征參量應(yīng)用較少，導致內(nèi)部缺陷分析結(jié)果和診斷結(jié)論偏差較大，無法為檢修工作提供準確、有效的支撐［1］。現(xiàn)有監(jiān)測手段存在的主要問題是針對內(nèi)部缺陷多對單一參量進行分析，各特征參量之間數(shù)據(jù)不能有效融合，不利于精準分析設(shè)備故障、查找故障原因和制定有針對性的運維策略［2］。為此，本文提出了基于多源參量的融合監(jiān)測技術(shù)，可以對多種類型的采集數(shù)據(jù)進行綜合分析，從而判斷內(nèi)部缺陷的位置和性質(zhì)。通過一起油浸式變壓器典型缺陷案例，驗證了該技術(shù)的準確性和可靠性。

1 在線監(jiān)測項目及原理

變壓器內(nèi)部發(fā)生缺陷時，直接或間接會產(chǎn)生多源參量信息，例如變壓器內(nèi)部存在絕緣缺陷會引起局部電場強度偏高，從而發(fā)生局部放電，放電部位直接產(chǎn)生高頻放電脈沖信號、超聲波信號和特高頻信號。放電能量在釋放過程中間接導致變壓器油在高溫狀態(tài)下發(fā)生裂解，釋放烴類特征氣體。持續(xù)的主絕緣放電會導致變壓器對地絕緣性能下降，造成對地泄漏電流偏高［3］。

1.1 在線監(jiān)測項目

基于變壓器內(nèi)部缺陷發(fā)生的原理，多源參量監(jiān)測系統(tǒng)監(jiān)測項目主要包括溫度監(jiān)測、局部放電監(jiān)測、振動監(jiān)測、油色譜監(jiān)測、鐵芯電流監(jiān)測，如圖1所示。

1.2 在線監(jiān)測項目原理

1.2.1 溫度監(jiān)測

當變壓器內(nèi)部發(fā)生故障時，部分缺陷將引起變壓器熱狀態(tài)發(fā)生變化，導致溫度異常升高。當繞組溫度超過絕緣耐受溫度時，絕緣將會損壞。因此測量變壓器油溫和繞組溫度是必不可少的一個監(jiān)測項目［4］。

1.2.2 振動監(jiān)測

振動監(jiān)測是一種相對簡便易行的外部監(jiān)測手段。在設(shè)備表面安裝振動傳感器，獲取設(shè)備運行過程中的振動信號，應(yīng)用信號處理技術(shù)，提取其時域或頻域特征信息，構(gòu)成表征設(shè)備運行狀態(tài)的信息，進而采用一定的故障診斷方法評估設(shè)備的工作狀態(tài)［5］。

研究振動的目的主要是開發(fā)具有實用價值的變壓器振動信號監(jiān)測分析程序，克服傳統(tǒng)方法的不足，解決現(xiàn)有振動研究方法中存在的問題，通過分析振動信號的特征，對變壓器繞組和鐵芯的運行狀況進行有效在線評估。

1.2.3 局部放電監(jiān)測

根據(jù)變壓器局部放電過程中產(chǎn)生的聲、光、電、熱等現(xiàn)象，目前的局部放電監(jiān)測手段主要有高頻脈沖電流法、超聲波法、特高頻法。

1）高頻脈沖電流法。該方法通過測量阻抗或高頻脈沖電流來判斷局部放電情況。通過測量變壓器的套管末端、外殼、中性點和鐵芯等部位接地線的脈沖電流來判斷變壓器是否發(fā)生局部放電。在線監(jiān)測時一般利用高頻脈沖電流分析局部放電信號［6］。

2）超聲波法。變壓器內(nèi)部放電時，不僅產(chǎn)生電脈沖信號，同時還產(chǎn)生超聲波信號，通過安裝在油箱壁上的超聲波傳感器采集變壓器內(nèi)的超聲波信號，從而判斷局部放電量的大小以及故障位置［7］。

3）特高頻法。設(shè)備發(fā)生局部放電時電流脈沖能形成頻率高達數(shù)千兆赫茲的電磁波。特高頻法利用這種電磁波信號來判斷局部放電情況［8］。特高頻法能有效避免現(xiàn)場300 MHz以下的電暈干擾，具有較高的靈敏度和抗干擾能力，但對全金屬封閉的電力設(shè)備不適用。

1.2.4 油色譜監(jiān)測

油浸式電力變壓器內(nèi)部主要絕緣材料有變壓器絕緣油、紙、紙板等A 級絕緣材料。變壓器在長期運行、放電和過熱的過程中，絕緣油和紙會裂解，產(chǎn)生H2、CO、CH4、C2H4、C2H2等氣體，并溶解到絕緣油中。這些氣體在一定程度上反映了變壓器的運行狀態(tài)，通過對這些氣體進行分析可以實現(xiàn)變壓器的故障診斷和壽命預(yù)測，因此變壓器油色譜分析對變壓器故障分析具有重要意義［9］。

1.2.5 鐵芯電流監(jiān)測

鐵芯電流監(jiān)測利用電流采集器采集鐵芯的接地電流。變壓器正常運行時，其鐵芯應(yīng)有且僅有一點可靠接地。當變壓器發(fā)生鐵芯兩點或兩點以上接地時，鐵芯與大地之間將形成電流回路，從而產(chǎn)生渦流，鐵芯接地電流將增大到幾安培甚至幾十安培。規(guī)程規(guī)定，運行中的變壓器鐵芯接地電流不能大于100 mA。根據(jù)采集的鐵芯電流，運行人員可判斷變壓器的運行狀況［10］。

根據(jù)傳感器采集到的7 種多源參量數(shù)據(jù)，利用本文提出的數(shù)據(jù)融合技術(shù)，可以判斷變壓器缺陷的性質(zhì)及發(fā)生位置。

2 數(shù)據(jù)融合技術(shù)

根據(jù)大量試驗數(shù)據(jù)和運行經(jīng)驗，本文把變壓器故障類型分成7 類，故障樹如圖2 所示。這7 類故障中還包含各個元件的子故障，根據(jù)故障間的因果關(guān)系，形成一系列故障子樹。

圖2 大型變壓器故障樹

按照上述故障分類，本文采用3 種故障診斷方法對運行中的變壓器進行故障診斷，表1為3種故障診斷方法及其用途。

表1 故障診斷方法及其用途

3 案例分析

2023年1月27日對某臺油浸式變壓器安裝了多源參量監(jiān)測系統(tǒng)，安裝油色譜在線監(jiān)測裝置1 套，高頻電流傳感器2個，超聲波傳感器6個，振動傳感器4個，夾件及鐵芯接地電流傳感器2 個。其中電流傳感器和超聲波傳感器安裝位置如圖3所示。

圖3 電流傳感器和超聲波傳感器安裝位置

高頻電流傳感器和超聲波傳感器具體安裝位置如表2所示。

表2 高頻電流傳感器和超聲波傳感器

2023 年3 月9 日該系統(tǒng)監(jiān)測到油色譜、高頻電流、超聲波存在異常信號，且系統(tǒng)診斷為金屬性局部放電缺陷。為驗證診斷結(jié)果的準確性，對監(jiān)測到的數(shù)據(jù)進行分析，并現(xiàn)場吊罩以查找故障點。

3.1 試驗數(shù)據(jù)分析

3.1.1 油色譜數(shù)據(jù)分析

調(diào)取各關(guān)鍵點油色譜監(jiān)測數(shù)據(jù)，如表3 所示。由表3 可見，3 月9 日和3 月12 日油色譜數(shù)據(jù)中C2H2含量發(fā)生明顯躍變：3 月8 日為1.48 μL/L，3 月9 日升高至2.33 μL/L，3月10日為2.13 μL/L，3月12日升高至2.54 μL/L。

表3 油色譜監(jiān)測數(shù)據(jù) 單位：μL/L

基于3月9日油色譜監(jiān)測數(shù)據(jù)，依據(jù)特征氣體三比值法編碼規(guī)則，計算特征氣體編碼。通過計算，C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6編碼組合分別為1、2、0。經(jīng)與三比值故障表對比可知，故障類型為局部放電兼過熱缺陷。另外，從產(chǎn)生的特征氣體看，油中含有C2H2氣體，可判斷故障類型為局部放電的概率較大，而且油中的CO和CO2氣體含量與之前相比變化不大，所以可以判斷為金屬性局部放電，不涉及固體絕緣放電。

基于3 月12 日油色譜監(jiān)測數(shù)據(jù)，根據(jù)氣體三比值法編碼規(guī)則計算特征氣體編碼，C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6編碼組合仍分別為1、2、0，且產(chǎn)生的特征氣體與3月9日一樣，所以同樣可判斷為金屬性局部放電，不涉及固體絕緣放電。

綜上，通過兩次油色譜數(shù)據(jù)分析，可以判斷故障類型為金屬性局部放電。

3.1.2 局部放電監(jiān)測數(shù)據(jù)分析

1）高頻電流異常信號分析。鐵芯接地線和夾件接地線高頻電流信號在3 月8 日22 時31 分至3 月9日20 時33 分（第一階段）、3 月11 日0 時19 分至3 月11 日12 時（第二階段）兩個階段出現(xiàn)異常，且兩個階段的高頻電流異常信號幅值從0.9 mV 最高升至93.3 mV，高頻電流信號幅值較大。高頻電流脈沖序列相位分布（phase resolved pulse sequence，PRPS）圖譜如圖4 所示。由圖4 可知，放電信號對稱出現(xiàn)，幅值較大且相對穩(wěn)定，符合懸浮放電特征。

圖4 高頻電流PRPS圖譜

2）超聲波異常信號分析。在兩個階段中，超聲波也存在異常信號。對6個通道的超聲波信號和2個通道的高頻電流信號進行相關(guān)性分析。通道6的超聲波異常信號與高頻電流異常信號同時出現(xiàn)，存在明顯波形相關(guān)性，通道7的超聲波異常信號也與高頻電流異常信號存在相關(guān)性，其幅值小于通道6的超聲波信號。

3.1.3 故障定位分析

基于高頻電流異常信號和超聲波異常信號的相關(guān)性，進行故障點定位分析。

通道1 和通道6 的時域波形分析圖如圖5 所示。根據(jù)接收到的異常信號時延，通道6的超聲波異常信號與通道1的高頻電流異常信號的波頭相位差為：

圖5 通道1和通道6的時域波形分析圖

按照工頻周期為20 ms換算成時間為：

超聲波在絕緣油中的速度約為1400 m/s，則設(shè)備內(nèi)部高頻電流異常信號距離通道6 的超聲波傳感器約2.3 m。

通道1 和通道7 的時域波形分析圖如圖6 所示。根據(jù)接收到的異常信號時延，通道7的超聲波異常信號與通道1 的高頻電流異常信號波頭相位差約為40°，按照工頻周期為20 ms 換算成時間為2.22 ms。根據(jù)超聲波在絕緣油中速度約為1400 m/s，計算出設(shè)備內(nèi)部高頻電流異常信號距離通道7 的超聲波傳感器約3.1 m。

圖6 通道1和通道7的時域波形分析圖

綜上，局部放電點距離通道6 的超聲波傳感器更近，且在通道6傳感器上方的可能性較大。

3.2 現(xiàn)場吊罩檢查情況

將該變壓器吊罩后對器身進行全面檢查，發(fā)現(xiàn)中性點引出線有3處明顯的黑色痕跡，如圖7所示。

圖7 現(xiàn)場檢查情況

現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)，1 號位置處的白布帶已磨破，有明顯黑色斑跡，絕緣紙上也有明顯黑色斑跡；2 號位置處的白布帶已磨破，并有明顯黑色斑跡，絕緣紙、銅線上均有明顯黑色斑跡；3 號位置已經(jīng)破損露銅，銅線上有明顯黑色斑跡。

現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)放電點在中性點引線上，為金屬性局部放電，且距離通道6 的超聲波傳感器最近，與理論定位距離基本一致。通過分析，發(fā)生局部放電的原因可能是中性點引線在安裝時受到碰撞導致受損或絕緣包裹時金屬導線上有異物。

4 結(jié)語

本文對不同類型的特征參量數(shù)據(jù)提出了數(shù)據(jù)融合分析方法，開發(fā)了多源參量監(jiān)測系統(tǒng)，并將該系統(tǒng)進行了實際應(yīng)用，驗證了理論數(shù)據(jù)分析和系統(tǒng)診斷的準確性，證實了該數(shù)據(jù)融合分析方法的現(xiàn)場實用性，為今后電力設(shè)備在線監(jiān)測技術(shù)研究提供參考。