压力特高的变压器如何实现在线监控？
在线监测技术经过数十年的研究和实践，已经呈现出快速发展的趋势，部分的成熟产品正逐渐向电网设备推广和应用，并涵盖了主要的电气设备。其监测状态量以绝缘状态量为重点，并发展到机械量、化学量等，有助于设备状态全面监测的状态量。建立合理、可靠的特高压主变压器在线检测系统，有利于运行人员实时了解主变压器的运行状态，同时为状态检修提供依据，及时发现变压器故障，可大大加强变压器运行的可靠性，提高特高压电网的安全运行水平。
2 特高压交流工程主变压器的结构特点
1000kV晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程主变压器选用单相、自耦变压器，冷却方式为OFAF。晋东南、荆门变主变主要参数如下：额定容量：1000/1000/334MVA，额定电压：1050/
/525±4x1.25%/
/110kV，连接组别标号：YNa0，d11，接地方式：高压侧中性点直接接地。
特高压主变压器电压等级高、调压线圈的容量大，采用中性点调压方式，但是中性点调压导致低压绕组电压波动大，而且调压方向与低压绕组运行极性相反，需在低压绕组增设补偿变。故障发生概率增大，通过可靠的在线监测装置来初步判断主变的运行状况显得尤为重要。
3 特高压变压器的在线监测系统的分析及配置建议
3.1 油中溶解气体的在线监测
（1）油中溶解气体分析
主变压器早期故障监测装置监测的油中主要故障特征气体是氢气和一氧化碳。随着运行时间的增加，电力变压器内的绝缘油和有机绝缘材料在热和电的长期作用下会逐渐老化和分解，并产生少量的氢气、烃类气体以及一氧化碳、二氧化碳。这些气体大部分溶解在变压器油中。当变压器内部发生潜伏性过热或放电故障时，这些气体的产气速率就会增加。如图1所示，氢气在变压器油温比较低时已产生并随着温度的升高呈线性增长。一氧化碳随着固体绝缘物的温度升高，也同样呈线性增长。因此，将氢气、一氧化碳作为变压器早期故障的特征气体。
图1 固体绝缘物质热击穿时产生气体与温度的关系
油中溶解气体的监测根据测试对象分类如下：
1）测单组分氢气
从绝缘油的分子结构上可以看出，当设备内部出现故障时，油分子遭到破坏，无论是电的还是热的故障，均会在油分子破坏的过程中产生大量氢气，因此氢气的增加是绝缘劣化的征兆，适于故障的初期监测。
2）测可燃气总量（TGG）
在每台变压器里都会或多或少地含有一定量的可燃气体，即使是新投入运行的变压器也不例外。但当可燃气总量出现异常增长时，则表明有产气源即故障存在。总可燃气含量增加和单一组分氢气增加一样，不能明确故障的性质，但选择适当的检测器作为故障的初期警报，也是简便易行的。
3）测各组分的单独含量
有的仪器测量甲烷、乙烷、乙烯、乙炔四个组分的含量;有的仪器测量氢气、甲烷和一氧化碳三个组分的含量。有的仪器测量包括氢气、一氧化碳及四个烃类的六个组分含量，甚至包括二氧化碳在内的七个组分的含量，因此称为多组分监测。
另外，变压器油的水分含量（简称微水）是影响变压器的可靠性的一个非常重要的指标。在线微水监测以电容为敏感元件，利用变压器油中油和水的介电常数不同，不同含水率对应着不同的介电常数，通过检测电容的变化量，可以推算出水的含量。
（2）油中气体在线监测实现方案
采用故障特征气体在线监测手段可以克服传统离线油中在线气体方法试验周期长，从取样、运送到测量等环节多、操作繁琐的缺点，能在线持续监测油中溶解气体组分，提供完整的趋势信息，对及时发现潜在故障，进行寿命预测，实现状态检修具有显著的作用。
特高压交流试验示范工程在主变本体附近加装氢气传感器和多组油中气体分析两套装置，来实现对油中气体进行实时监测。
图2 油中气体的在线监测方案
图3 油中气体的在线监测模块
3.2 铁芯接地电流在线监测
变压器铁芯担负着电-磁-电转换的重要环节，是变压器最重要的部件之一。变压器在运行中，铁芯叠装工艺欠佳、振动摩擦、导电杂质等原因，可造成铁芯级间短路，而导致放电过热和多点接地故障。如果铁芯或夹件有两点以上接地时，则接地点间会形成闭合回路，链接部分磁通，形成环流，产生局部过热，甚至烧坏铁芯。在极端的情况下，会破坏绕组绝缘，造成变压器损坏。
由于变压器铁芯接地电流的大小随铁芯接地点多少和故障严重的程度而变化，因此，预防性维修中，国内外都把铁芯接地电流作为诊断大型变压器铁芯短路故障的特征量。
铁芯或夹件接地电流数量级在几十毫安到几安培甚至更大，检测量程比较宽，主要是电阻性电流，因此测量技术的实现相对比较容易，一般都作为变压器状态监测的常选项。对铁芯接地电流的测量，被测的电流信号在变压器铁芯接地引线利用穿芯电流传感器取样测量。
3.3 局部放电在线监测
变压器局部放电是指变压器绝缘内部存在的气泡、裂纹或杂质等在外施电压下发生的局部、重复的击穿和熄灭现象。变压器如果带着一处或多处局部放电故障长期运行，这些微弱的放电及其引起的一些不良反映，将会导致变压器绝缘的迅速老化，日积月累就有可能导致整个绝缘被击穿。局部放电的过程，除伴随着电荷的转移和电能的损耗之外，还会产生声波、发光、发热以及出现新的生成物等，局部放电特性是衡量电力变压器绝缘系统质量的重要指标，高压变压器在安装后的交接试验中，也需要通过现场局部放电试验的考核;在运行中发现油中含气量等超标时，一般也要做局部放电试验进行检查。
变压器局部放电在线监测就是在设备运行时进行局部放电的连续监测，建议特高压主变压器局部放电采用UHF特高频法。UHF特高频法是近年来发展起来的测量技术，它采用测量内绝缘隐患在运行电压下辐射的电磁波来判断内部是否发生局部放电，UHF特高频法的最大优点是可有效地制背景噪声，如电晕等产生的电磁干扰。UHF信号频率高，具有很强的穿透性，在经过绝缘子时，可以通过接缝到达外部，因此可在变压器外部测量内部的UHF信号。
图4 UHF传感器的设置和输出信号
3.4 套管的在线监测
交流电压作用下流过套管的电流I由电容电流分量IC和有功电流分量IR组成。介质损耗角正切值（tanδ）即介质损耗因数，是反映绝缘介质损耗程度的特征量。tanδ仅取决于材料的特性而与材料尺寸、形状无关，所以tanδ作为反映设备绝缘状况的参数是非常合适的。此外，流过介质的电流I及介质电容量C也是反映设备绝缘状况的重要特征参数，因此综合监测tanδ、I和C可以全面地了解设备的绝缘状况。
监测特高压主变压器套管的绝缘状况，必须提取设备的末屏电流信号，可采用穿心式结构的电流传感器来测量。
图5 套管在线监测装置设置示例
3.5 油温、绕组温度的在线监测
通过在特高压主变压器本体内装设油温、油位传感器，在线圈里预埋温度探测器，可实现油温、绕组温度的在线监测。通过监视油位实测值和平均油温，可使漏油在初期阶段发现。
（1）油温监视
以平均油温（=（上部油温+下部油温）/2）为依据判定
（2）油位监视
以油位值及油位差为依据判定
计算油位=a&TImes;平均油温+b
油位差=实测油位-计算油位
4 特高压主变压器在线监测系统的实现
4.1 在线监测系统结构体系
根据特高压主变压器监测对象数量大、设备分散等特点，在线监测系统一般采用总线式的分层分布式结构，这种结构有良好的抗干扰性、可扩展性和整体性能。主要由在线监测终端、通讯控制单元和主站单元组成，实现在线监测状态数据的采集、预处理、通讯、后处理及存储管理功能。
图6 在线监测结构体系
（1）在线监测终端
在线监测终端主要实现被监测参数的采集、信号调理、模数转换和数据的预处理功能，被安装在被监测主变压器的本体上或附近，在线监测终端的精度及稳定性是保证整个监测系统有效性的关键环节。
（2）通讯和控制单元
通讯和控制单元主要实现监测数据的传输，光纤传输不受电磁干扰的影响，同时可实现有效的电气隔离，因此是较优的传输介质。通信方式的核心部分是通信协议，对于监测系统的过程数据的传输，宜采用满足监测数据传输所需要的、标准的、可靠的、兼容性好的、适用于工业现场的通信协议，便于在变电站内形成统一的监测数据的管理平台。这样在选用不同状态监测参数、不同状态监测厂家的监测终端时，仍可保持状态监测系统运行的连续性。另外，适应于状态监测数据量相对比较大，以及传输的实时要求，对通信速率也有较高的要求。因此，对于在线监测系统，建议采用通用的61850协议通过以太网实现与各终端的通讯，并完成终端数据的处理功能。
（3）主站单元
主站单元一般位于变电站主控室，通过通讯和控制单元及工业控制总线完成对现场监测数据的采集和传输，并具备本站的监测数据库。主站单元硬件上一般包括一台或多台工业控制计算机及外围设备，与通讯和控制单元的接口，以及与其它数据网络的接口。主站系统是全系统的核心，它的安全性和可靠性直接影响全系统稳定运行，因此，电源应采用UPS独立供电，通讯模板应采用良好隔离措施，以防止由于异常干扰电压损坏主机。还应有防止主机死机的良好措施。
主站的核心部分在于其软件系统，它负责整个系统的运行控制，接收监测数据，并对数据进行处理、计算、分析、存储、打印和显示，以实现对监测到的设备状态数据的综合诊断分析和处理。主站还可实现对监测设备类型进行权重分类，对不同监测参量进行权重分类。由此进行综合的状态信息打分判断，最终发出状态信息提示（如正常、报警等）。
4.2 诊断系统
系统不仅在线监测油中气体、微水，同时也监测电流电压、油温、分接开关状态、套管、线圈过热点和局放等，对变压器进行全方位的监测和进行故障诊断，同时与其他系统进行数据交换。诊断系统用已有的数学模型，主要针对变压器和高压电抗器建立绕组温度、微水和气泡模型、绝缘老化模型、冷却系统控制模型、分接开关温度模型等用于判断设备绝缘的老化和劣化状况，以判断变压器的故障类型并确定是否报警。
5 长治站数据及案例分析
特高压交流变压器进行ACLD试验预调试及正式试验时，申请了站内500kV系统停电，正式试验时还停止全站用电施工工作，全力消除外界环境干扰对试验的不利影响。在局部放电试验后24 小时后进行色谱分析发现本体变上部油样有1.36μl/l 的乙炔含量增长、中部油样有2.29μl/l 的乙炔含量增长、下部油样未发现乙炔。对于1000kV充油设备，绝缘油中乙炔含量的注意值为1ppm。当设备油中乙炔含量超过1ppm时，并不说明设备内部一定出现故障，设备不需要立刻退出运行，在系统调试和试运行期间投入在线监测设备进行状态监测，随时掌握设备状况，并作为确定下一步决策的依据。
特高压交流试验示范工程自2008年12月30日22时通电试运行，2009年1月1日至2009年2月24日的在线监测数据如图7、8所示。
图7 主变A相主体变H2、CO变化趋势图
图8 主变A相主体变烃变类气体化趋势图
从图7、8可以看出，随着系统调试和试运行的进行，乙炔含量稳中有降，确保了系统调试和试运行的正常进行，目前该相变压器已正常运行1年7个月，没有在发生乙炔含量超标的现象。
2009年1月22日，南荆I线A相高抗的油在线监测装置出现故障报警，两装置“service”灯常亮，A相高抗油在线监测装置机构箱内积存大量绝缘油，原因为油脱气模块Manifold存在严重漏油，并且绝缘油已渗入气路并在气路中冷凝，致使气路完全堵塞。将Manifold模块整体更换后，装置运行正常。
2009年2月4日下午，运行人员发现监控后台的变压器油在线监测系统中A、B两相遥测数值不能自动刷新，当时油在线监测就地装置至保护小室高抗油在线监测屏内主机通讯正常。原因为站用电切换中，在线监测装置断电后与后台通讯会中断，后台再次与在线监测装置建立连接但装置没有及时回复报文。解决办法为将配置询问的时间与次数增加，使连接建立;同时为彻底解决掉电重启问题，将在线监测装置电源改为不间断电源。
2009年6月24日2点，变压器B相在线监测乙炔数据为2，6点恢复为0，为了进一步确认，当天上午取油化验。数据显示，变压器B相乙炔稳定在0.1ppm左右，没有大的跃变，在线监测数据异常增大原因可能为抗干扰能力不强。
6 结论
本文从安全可靠实用的角度出发对特高压主变压器的在线监测系统进行了探讨，并提出特高压变电站主变压器在线监测系统的配置及其结构体系的建议，在线监测系统的建立，将对主变压器的状态进行综合的全面的分析，将为特高压主变压器的状态评价提供坚实的基础。
变压器的寿命预估该如何进行？
变压器寿命评估是以变压器在各种负荷及周边环境下多个生命体征为基础量，进行其寿命损耗或寿命损耗预期的计算与分析，为供电企业制定科学的运行、检修策略提供依据。从而统筹处理好安全、寿命和周期成本三者的关系，实现变压器资产的全过程、精益化管理［1-4］。将变压器寿命评估纳入状态评价，结合其他状态量，能够对该变压器实际的生命体征做出更加准确的判断，以此为基础的状态检修策略能更有效提高变电设备的安全运行可靠性。针对老旧变压器，不同运行工况及不同运行环境将更大程度的影响其生命损失，这种情况下充分考虑变压器的寿命评估，将更有利于直接掌握老旧变压器的生命体征，从而制定出符合不同运行寿命的变压器的检修策略，更好地解决电网内老旧变压器的运行问题。
本文基于PTLoad软件开展了变压器寿命评估的研究，并进行了实例分析。
1 变压器寿命评估
对电力变压器进行寿命评估采用多种计算模式。首先是在得到某天24小时的环境温度和负荷数据基础上，计算电力变压器对应的油温、热点温度以及是否产生气泡;其次，在一段时间的数据，包括环境温度，负荷情况等的基础上，展开寿命损耗计算，计算结果是这台变压器剩余的使用寿命，这可为延长变压器使用寿命提供非常重要的依据。此外在线路或变压器出现紧急故障负荷急剧增加时也可以通过计算来获得重要结论，如变压器出现的最高温度以及气泡是否形成，以上几种模式所得到的分析计算结果纳入寿命损失等级进行考虑。
2 实例分析
110kV荔枝巷变电站是位于成都市中心区域的重要变电站，主要向春熙路的商业核心区供电，1、2号主变均为进口主变，1987年投运，运行时间较长，从2007年开始主变本体油逐渐出现劣化，油酸值增加、pH值大幅降低，油介质损耗因数不合格，油色由淡黄变至棕红色，后经中试所对油中抗氧化剂T501含量及油中糠醛含量进行了测定，测定结果为零。荔枝巷两台变压器的制造厂质量保证期为20年，由于出现本体油及绝缘密封件在运行超过20年后出现的情况。利用PTload变压器分析软件，对荔枝巷两台主变的运行状况及运行控制要求进行分析计算，可以有效地防止及控制变压器运行超过常规绝缘寿命周期风险。
表1 110kV荔枝巷站主变参数
由于110kV荔枝巷变电站负荷比较典型的特征，单日负荷率仅为60%左右，且负荷高低取决于外部环境温度。因此本次计算采用了3个较为典型的负荷日，分别是冬季典型负荷，春季典型负荷，夏季最高负荷。
2.1 冬季典型负荷计算情况
最高顶层油温限制85度，热点温度限制110度，24小时累积寿命损失小于0.01%情况下计算变压器的负荷能力：
经过PTLoad计算后可知，变压器最大负荷可以达到39.57MVA。此时变压器最高热点温度为110度，顶层油温最高为80.19，24小时累积寿命损失为0.00335%。变压器24小时内顶层油温和热点温度曲线如下：
图1 油温和热点温度曲线（冬季负荷）
变压器24小时内累积寿命损失曲线如下：
图2 24小时内累积寿命损失（冬季负荷）
2.2 春季典型负荷计算情况
最高顶层油温限制85℃，热点温度限制110℃，24小时累积寿命损失小于0.01%情况下计算变压器的负荷能力：
经过PTLoad计算后可知，变压器最大负荷可以达到37.84MVA。此时变压器最高热点温度为110℃，顶层油温最高为78.59℃，24小时累积寿命损失为0.00447%。
变压器24小时内顶层油温和热点温度曲线如下：
图3 油温和热点温度曲线（春季负荷）
变压器24小时内累积寿命损失曲线如下：
图4 24小时内累积寿命损失（春季负荷）
2.3 夏季典型负荷计算情况
最高顶层油温限制85℃，热点温度限制110℃，24小时累积寿命损失小于0.01%情况下计算变压器的负荷能力。
经过PTLoad计算后可知，变压器最大负荷可以达到31.81MVA。此时变压器最高热点温度为107.7℃，顶层油温最高为85℃，24小时累积寿命损失为0.00293%。
变压器24小时内顶层油温和热点温度曲线如下：
图5 油温和热点温度曲线（夏季负荷）
变压器24小时内累积寿命损失曲线如下：
图6 24小时内累积寿命损失（夏季负荷）
2.4 计算结果分析
通过上述计算，可以看出荔枝巷主变在正常运行的情况下，如在春冬季温度正常温度负荷情况，即使是在急救性负载下，主变的寿命折损较低，累积寿命损失很小。但是在夏季高温高负荷的情况下，如果出现超载的情况，变压器的寿命损失将大大增加，极大地影响变压器的寿命，而控制主变上层油温不超过85℃，变压器寿命损失基本是按照正常的折损计算。但如果在这种极端情况下，再出现主变承受急救性负载的情况，即使短短的10分钟，也会使得主变寿命损失超过正常损失的近百倍，增加主变压器运行超过常规绝缘寿命周期风险。
通过计算可以看出，荔枝巷1、2号主变虽已经运行达到23年，但由于其负荷的特殊性，除在夏季会出现制冷负荷激增的情况，其他情况下变压器的热点温度及寿命损失都不大，完全可以在严格控制超负荷的情况下继续运行。当然在实际生产过程中，由于变压器运行时间长，必须要加强设备的技术监督工作，开展各种有效的诊断，严格控制不良工况的发生，防止设备发生突发性故障。
3 存在的问题及改进方向
3.1 存在的问题
由于基于寿命评估的变压器状态检修策略的应用是新兴课题，尚没有可借鉴和操作的具体标准和规程。四川省电力公司通过与美国电力科学研究院（EPRI）长期的深入合作和研究，在四川电网内多个电业局开展了试点的分析工作，但总体控制体系与标准尚待进一步完善。同时，实现变压器设备全寿命周期管理还有很多的基础工作有待深入继续开展。
3.2 改进的方向
为使基于寿命评估的变压器状态检修成为分工明确、制度完整、标准统一的体系，应对电力变压器的检修和运行情况做进一步总结完善和推广应用，严格按照变压器设备全寿命周期管理的要求进行基础建设。同时充分征求变压器状态检修执行体系中各个单位、部门的意见和建议，使基于寿命评估的变压器状态检修策略成为今后变电检修的基础，提高在运变压器尤其是老旧变压器的稳定运行能力，降低变压器运行检修成本，延长变压器使用寿命，积极有序地推动变压器设备全寿命周期管理工作的开展。在状态检修工作中，还可进一步量化变压器的实际运行情况，可以有针对性的对变压器开展检修，避免出现过度维修的情况，真正做到“应修必修、修必修好”。
4 结论
PTLoad能够较准确的记录变压器在给定负荷曲线和环境温度条件下的热点温度、油温以及寿命损失情况。由于主变的负荷每年在一定程度上具有周期性特点，因此，在每年高峰负荷来临之前，可以比较有效的预测变压器的顶层油温情况以及寿命损失情况，有利于变压器的安全运行和负荷调度。PTLoad软件还能够较准确的计算出变压器在限定最高油温和热点温度情况下的最大过负荷能力。对于在电网发生故障时，进行短时急救负载具有一定的指导意义。
