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智能变电站高压设备智能化研究



论文作者签名:

』丝塑翁

指导教师签名:三蕃<至刍隆
论文评阅人1:
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评阅人5:

答辩委员会主席: 委员l: 委员2:
委员3:

委员4: 委员5: 委员6:

答辩日期:~2011.12.08

洲Ii l l I II I IIIl l I I I
Y204746 8

浙江大学研究生学位论文独创性声明

本人声明所呈交的学位论文是本人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究 成果。除了文中特别加以标注和致谢的地方外,论文中不包含其他人已经发表或撰

写过的研究成果,也不包含为获得逝姿盘堂或其他教育机构的学位或证书而使用
过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中作了明确的 说明并表示谢意。

学位论文作者签名:/别虱

签字日期:

尸,,年,≯月。?日

学位论文版权使用授权书
逝鎏盘堂 有权保留并向国家有关部门或机构送 交本论文的复印件和磁盘,允许论文被查阅和借阅。本人授权逝姿盘堂可以将学
本学位论文作者完全了解 位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索和传播,可以采用影印、缩印或 扫描等复制手段保存、汇编学位论文。 (保密的学位论文在解密后适用本授权书)

学位论文作者签名:

/别Q

撇名:妄石b仔
签字日期:矿,,年,p月谚日

签字日期:尸,,年,≯月o J日

浙江大学工程硕士学位论文

致谢





本文的工作是在导方鸽飞副教授的精心指导和帮助下完成的,在论文的选题和 修订完善阶段,无不倾注了导师的大量心血。在课题研究中导师给我提出了很多宝 贵意见,使我少走很多弯路。方教授渊博的学识、塌实的治学风范、平易近人的工 作作风,给我留下了深刻的印象,为我将来的工作的和学习树立了良好的榜样,并 将使我终生受益。值此论文完成之际,谨向方教授致以深深的感谢和崇高的敬意。 在本人进行论文准备期间,还得到了吴国忠教授的大力帮助,得到了浙江省电 力试验研究院何文林高级工程师的大力帮助和指导,论文准备过程中也得到了参与

500kV兰溪变智能化改造工程的浙江省电力试验研究院刘黎、刘岩的大力帮助,在
此向表示诚挚的谢意。对我的家人在我攻读学业及准备论文期间所付出的大力的支 持,深深地感激。 最后,也对参加我的论文评审的各位老师和专家,表示衷心的感谢。

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摘要





随着全球经济社会的发展,世界各国的电网规模不断扩大,影响电力系统安全 运行的不确定因素和潜在风险随之增加,而用户对电力供应的安全可靠性和质量要 求越来越高。21世纪初,智能电网(SmartGrid)在欧美的发展,为全世界电力工业 在安全可靠、优质高效、绿色环保等方面开辟了新的发展空间。国家电网公司正式 公布了智能电网规划报告,包含发电、输电、变电、配电、用电和调度六个环节。 智能变电站是国家电网智能电网规划的重要组成部分,智能变电站将成为未来 变电站的主流,将迎来爆发式增长。高压设备是变电站的基本单元,高压设备智能 化(简称智能设备)是智能变电站的重要组成部分,也是区别传统变电站的主要标 志之一。目前国内外关于智能设备尚没有统一的定义和标准。 在智能变电站建设的不同阶段,对智能设备的需求也不相同,一般采用“高压 设备+智能组件”的模式。 通过状态感知元件(传感器)对高压设备状态参量进行就地自动实时检测是高 压设备智能化的基础,也是智能变电站试点建设阶段,高压设备智能化主要采用的 手段,即采用常规高压设备与在线监测技术相结合的方案,实现高压设备智能化。 通过500kV兰溪变智能化改造工程,阐述了高压设备智能化改造的技术路线和 方案,详细论述了实现过程和技术特点,分析了高压设备智能化改造后的成效。 通过实践证明,在智能电网试点阶段,常规高压设备与在线监测技术相结合的 方案,是实现高压设备智能化的主要手段。随着设备厂家技术的发展,在线检测设 备融入一次设备,松散的智能设备趋于紧凑化,最终形成智能组件已高压设备的进 一步融合,最终形成真正意义上的紧凑型一体化智能设备 关键词:智能电网智能变电站智能设备在线检测



浙江大学工程硕士学位论文

Abstract

With the rapid development

of the world’S economical society,the size of power grid

in the world is expanding too.The risk of latency developing.The quality and reliability in

and

uncertainty of power safety is

power

supply is becoming higher and

higher for

users.By the beginning of 2 1 century,with the development of Smart Grid in the the

Occident,the

power

industry in the world is becoming

hi曲reliability,high quality and power produce,power

green.State grid issued the

report

of Smart Odd layout,including

transmit,power transformation,power distribution,power consume and power dispatch.
Smart station is the become the nlalns佃earll

important and

part of Smart Grid

layout.The

Smart station will voltage of smart

will become more


development.The high

equipment is the basic unit in

power

station,the smart high

equipment(as

equipment)is
definition

main part of criterion
on

power

station.It is different from traditional
not

station.The

and

smart equipment is

unified.

The requirement on smart station is different in different phase.The requirement on smart equipment is different too.The mode of‘'high voltage equipment+smart unit'’is
the mainstream. The automatic real
sensor

time meas珊ement

of state

and

parameter

of the

high

voltage

equipment by

is the base of smart high voltage equipment.,and is the main method

of smart high voltage

equipment

in the

beginning

of smart

station.The

method of high

voltage equipment and smart unit will
By the

become

intelligentize in high voltage equipment.
station intelligentizing,the method and

project

of 500kV Lanxi
curse

power

scheme is

established.The
analyzed

and characteristic of technology is

dissertated.The

achievement is

after the

project. equipment and
smart unit is proved by the practice.

The
Witll

method of

hilgh

voltage

the development of equipment factory,and the use of device of online

me娜emem

device the smart smart Key

equipment
be

is

becoming
soon

more

compact.The

real compact integrative

equipment will

produced

after the confusion of high voltage device model.

words:Smart嘶d;Smart power station;Smart equipment;Measurement on line

11I

浙江大学工程硕士学位论文

目次





致谢…………………………………………………………I 摘要………………………………………………………..II
ABSTRACT.............................................................III

目次……….。……………………………………..、………IV 1绪论………………………………………………………..1 2智能变电站高压设备智能化需求…………………………:……….3 2.1智能变电站结构体系………………………………………….3 2.2智能改造变电站结构体系………………………………………4 2.3智能变电站智能设备需求………………………………………6 2.4高压设备智能化技术原则………………………………………8 2.5小结………………….’………………………………….10 3在线监测技术………………………………………………..11 3.1变压器在线监测技术…………………………………………1l 3.2断路器在线监测技术………………………………………..14 3.3避雷器在线监测技术………………………………………..16 3.4容性设备在线监测技术………………………………………16 3.5小结…………………………………………………….16


500KV兰溪变智能化改造试点工程………………………………18

4.1试点工程背景和概况………………………………………..18 4.2智能断路器……………………………………………….19 4.3变压器智能组件……………………………………………2l 4.4断路器智能组件……………………………………………34 4.5避雷器智能组件……………………………………………38 4.6效果分析……………………….………………………..41 4.7小结…………………………………………………….42


结论和展望………………………………………………..43

参考文献……………………………………………………..44 作者简历……………………………………………………..46

IV

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绪论

1绪论
随着全球经济社会的发展,世界各国的电网规模不断扩大,影响电力系统安全 运行的不确定因素和潜在风险随之增加,而用户对电力供应的安全可靠性和质量要 求越来越高。电力发展所面临的资源和环境压力越来越大,市场竞争迫使电力经营 者不断提高企业运营效率。21世纪初,智能电网(Smart Grid)在欧美的发展,为全 世界电力工业在安全可靠、优质高效、绿色环保等方面开辟了新的发展空间,国内 外电力企业、研究机构和学者逐步形成“智能电网”的未来电网发展理念,并着手 开展一系列研究与实践工作。智能电网以安全可靠、经济高效、节能环保为运行目 标,有自愈、兼容、坚强、优化、开放、支持电力市场等特征,能够有效地解决当 前电力工业发展遇到的问题,是电力系统发展的必然趋势,也是电力系统发展的理 想形式。在欧美国家,建设智能电网已经成为增加国内需求,推动经济发展的主要 手段之一。 世界各国建设智能电网的背景不同,根源于对电力系统的要求与电网建设现状 的差异。因此,智能电网的建设与发展,具有地域性的特点,各国对智能电网的愿 景规划、建设内容、发展模式、实施步骤等方面有不同的理解和侧重。在对我国能

源资源格局、负荷分布特点以及未来发展趋势等开展了大量研究分析的基础上,结
合世界电网发展新趋势以及我国电网发展改革的实际,立足于服务发电企业、服务 用户、服务社会的基本理念,2009年5月,国家电网公司正式公布了智能电网规划 报告,报告中提出了“规划建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚 强电网为基础,利用先进的通信、信息和控制技术,构建以信息化、自动化、互动 化为特征的国际领先、自主创新、中国特色的坚强智能电网”的战略发展目标。 变电站是电网中输电和配电的集结点,是分布式微网发电系统并入电网的接入 点,是变换电压、接受和分配电能、控制电力流向和调整电压水平的重要电力设施, 是电网能量传递的枢纽,是电网运行信息的最主要来源,是电网操作控制的执行地。

在智能电网的智能发电、输电、变电、配电、用电和调度六个环节之中,变电环节
占据着相当重要的内容,建设智能变电站更是变电站环节中的重中之重。国家电网 公司智能电网规划报告变电环节发展目标中指出:“设备信息和运行维护策略与电力 调度实现全面互动,实现基于状态的全寿命周期综合优化管理。枢纽及中心变电站

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绪论

全面建成或改造成为智能化变电站。实现全网运行数据的统一采集、实时信息共享
以及电网实时控制和智能调节,支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。一 智能变电站(smart substation)是指由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组 合而成,以高速网络通信平台为信息传输基础,自动完成信息采集、测量、控制、 保护、计量和监测等基本功能,并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、 在线分析决策、协同互动等高级应用功能的变电站。智能变电站将成为未来变电站 的主流,将迎来爆发式增长。根据国家电网公司智能电网规划报告,未来10年,变 电领域智能化投资规模达到748亿元,占智能化总投资的19.5%:第一阶段新建智能

变电站46座,变电站智能化改造28座;第二阶段新建智能变电站8000座,变电站
智能化改造50座,特高压交流变电站改造48座;第三阶段新建智能变电站7700座, 变电站智能化改造44座,特高压交流变电站改造60座。由此可见,智能变电站建 设是实现智能电网的核心内容之一,对智能变电站相关技术的应用与研究也是当今 电力系统研究的热点。 高压设备是变电站的基本单元,高压设备智能化(简称智能设备)是智能变电 站的重要组成部分,也是区别传统变电站的主要标志之一。目前国内外关于智能设 备尚没有统一的定义和标准。IBM电力专家提出的智能设备概念是利用传感器对关 键设备的运行状况进行实时监控,然后把获得的数据通过网络系统进行收集、整合, 最后通过对数据的分析、挖掘,达到对整个电力系统运行的优化管理。埃森哲提出 利用传感器、嵌入式处理器、数字化通信和IT技术,使电网设备可观测(能够监测 电网所有元件的状态)、可控制(能够控制电网所有元件的状态)和自动化(可自适 应并实现自愈),从而打造更加清洁,高效、安全、可靠的电力系统。从以上对智能

设备的定义不难看出,利用传感器对关键设备的运行状况进行实时监控、进而实现
电网设备可观测、可控制和自动化是智能设备的核心和目标。到目前为止,上述论 述还只是相关专家的一种设想,并没有给出智能设备的明确定义,更没有论及智能 设备的实现方案,从其描述中可以看到思路仍然停留在在线监测的框架下,而这一 框架是难以实现其描述的目标的。 因此在智能变电站试点建设阶段,通过对高压设备智能化方案的研究,通过对 试点工程的应用效果和经验的总结,提出高压设备智能化和智能设备的解决方案具 有现实的意义。



2智能变电站高压设备智能化需求
2.1

智能变电站结构体系
我国自开始研究智能电网以来,十分重视智能设备的概念和智能设备在未来电

网中的应用,先后与国内主要一次设备制造商、设备状态监控技术供应商和高等院 校进行了交流,借鉴国外有关智能电网描述,在多年从事高压设备检测和诊断技术 的基础上,提出了我国自己的高压设备智能化或智能设备的概念,并给出了框架性 技术要求,对智能设备在智能电网中的作用进行了更加清晰的描述。同时提出了智 能变电站的技术原则和体系结构,提出了设备层、系统层及辅助设施的技术要求。 设备智能化和智能高级应用是智能变电站的重要特征。智能变电站分为设备层 和系统层,其体系结构图见附图2-1。

图2.1智能变电站体系结构示意图

由图3.1可见,智能变电站与基于D坍860的数字化变电站的联系和区别在于以
下几点: a)数字化变电站分为三层:过程层,间隔层和站控层; b)智能变电站的设备层对应于过程层和间隔层,系统层对应于站控层; c)智能变电站在技术上更具备延续性,符合今后变电站技术的发展趋势【11。 智能变电站分层除了形式上有以上对应关系外,在内容上也更为先进合理。设

备层将传统一次,二次设备进行融合,体现了未来变电站设备智能化的发展方向. 系统层强调信息共享、设备状态可视化、智能告警、分析决策等高级应用功能. 实现系统功能的计算机根据变电站的实际规模灵活配置【¨。
2.2

智能改造变电站结构体系
图3.1展示了智能变电站的结构体系,但电网中运行了大量的常规变电站和数字

化变电站,智能电网建设需要在智能变电站建设的同时,改造已经运行的常规变电 站和数字化变电站.
2.2.1

常规变电站智能化改造结构体系 常规变电站通常采用二次电缆连接一次设备与保护、录波、测控、计量等二次

设备.保护动作信号通过电缆传输到测控、录波装置.测控装置直接连接站内局域 网,保护,计量等装置一般通过协议转换装置集中联网,保护、录波器连接到故障 信息子站.远动,子站,电量采集分别通过专用通道与各自管理部门直连.其结构 体系如图2.2121.

——

网路屯缆

图2.2常规变电站体系结构示意图

一通信双绞线政光缆

常规变电站改造后典型结构见图2.3。现有过程层与间隔层之问通过回路电缆或

直连光缆直接采样、直接跳闸、直接测量、直接控制等方式不予改造;增加了一次
设备在线监测,同时间隔层设备采用DL/T860标准直接联网与站控层通信,站控层采 用一体化平台与电力数据网相连【21.

——回赂电缆或直连:兜缆
2.2.2

图2.3常规变电站智能化改造后体系结构示意图 数字变电站智能化改造结构体系

一通信擞绞线或光圣蟹【

数字化变电站通常采用“三层两网”结构,两层网络分别连接一次设备(或智能 单元、合并单元)与间隔层设备(保护、录波、测控,计量),问隔层设备与站控层 设备.间隔层设备采用DL/T860标准直接上网(不经协议转换).远动、子站、电量 采集分别通过专用通道与各自管理部门相连。典型结构见图24【2】。

P.。 .。 .。 . .。 . . 。 . .L

回路电缆或直连光缆——通信舣绞线或光缆
图2.4数字化变电站体系结构示意图

数字化变电站改造后典型结构见图2.5.智能单元增加一次设备状态监测功能。
站控层采用统一服务接口与电力数据网相连【2】.


¨



¨

1L。. ¨.。 . ¨。.,¨.。 .。L


——回路电缆或直连光缆
智能变电站智能设备需求

通信舣绞线或j乜缆

图2.5数字化变电站智能化改造后体系结构示意图
2.3

在新建智能变电站和智能化改造变电站均涉及智能设备或高压设备智能化的概 念。智能设备(intelligentequipment)是一次设备和智能组件的有机结合体,具有测 量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备, 是高压设备智能化的简称.实际上智能设备是附加了智能组件的高压设备,智能组 件通过状态感知和指令执行元件,实现状态的可视化、控制的网络化和自动化,为 智能电网提供最基础的功能支撑。 在智能变电站建设的不同阶段,对智能设备的需求也不相同,一般采用“高压 设备+智能组件”的模式。智能组件是各种保护,测量、控制、计量和检测等装置 的统称,与高压设备相对独立。智能组件的概念是灵活的,可以分散(一个组件一 个功能),也可以集成(一个组件几个功能);安装方式是既可以外置,也可以内嵌。 智能组件的构成,包含了传统问隔层的设备,其灵活的配置方式符合现状与未来的

发展.其发展可以分为三个阶段,即日前阶段(试点阶段),过渡阶段和成熟阶段.



具体如图2-6。

智伪件

智能组件

圈回圆回匾
高压设备

圈圆圆回


毫压设备

目曹设备

过竣状奄

图2-6智能设备演变图 a)目前阶段,即试点工程建设阶段,属于智能组件的保护、测控、在线检测等 装置都是外置独立的,也是传统的二次设备,其与高压设备(传统的一次设备),构 成了一个松散的“智能设备”。而智能组件和高压设备之间的横线刚好划出了相当于 过程层和间隔层的界限,其表现形式适合现阶段的变电站技术。由此可见设备层并 没有排斥过程层、间隔层的概念。 b)在过渡阶段,在线检测设备应融入高压设备中,主要是传感器的嵌入,可以 反映高压设备的诊断信息,其余的组件还是独立于高压设备外部,当然其也可以走 出小室,安装在高压设备附近。松散的“智能设备”体现了紧凑化的趋势。

c)随着技术发展,智能组件和高压设备进一步融合,高压设备可以集成的组件
也越来越多,最终形成真正意义上的紧凑型一体化智能设备,高压设备智能化之后, 除了电力线、智能组件电源线之外,只有连接站域系统的网络线【11。

以变压器为例,变压器智能化如图2.7。与变压器本体相关的状态检测接入智能
组件,智能组件通过网络与系统层连接。



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图2.7变压器智能化示意图
2.4

高压设备智能化技术原则
国家电网公司现阶段正在进行智能电网试点工程建设,其中智能变电站试点工

程正在实施.根据不同试点工程的性质,制定了不同的高压设备智能化技术原则.
2.4.1

智能化改造变电站设备智能化原则

常规站改造对变电站关键一次设备(断路器、变压器)增设相应状态监测功能
单元,数字化站改造在智能单元增加关键一次设备状态监测功能,完成一次设备状 态的综合分析评价,状态监测综合分析结果宜通过基于DL/T860服务上传,与相关 系统实现信息互动. 以变压器为例,除增加油中溶解气体分析(DGA)、局部放电、铁芯接地电流等 在线监测装置外,同时获取油温、绕组温度、电流、冷却装置、有载调压装置等状 态信息,具备冷却器智能化控制、有载分接开关(OLTC)数字化测控、顶层油温数 字化测量及本体非电量保护功能,完成一次设备状态的综合分析评价,状态监测综 合分析结果宜通过基于DL/T860服务上传,与相关系统实现信息互动。一般要求为 例具体应用策略见表2.1【21.



表2-1变压器智能化改造技术要求
高压设备

技术要求
冷却器智能化控制 0LTC数字化测控 油中溶解气体分析(DGA) 顶层油温监测 铁芯电流监测 本体局部放电监测

应用策略 330kV及以上 应用 应用 应用 应用 应用 可用 应用 应用 可用 可用 可用 可用 可用 可用
220kV 110kV

应用 应用 可用 应用 可用 可用 可用 应用 可用 可用 可用 可用 可用 可用

应用 应用 可用 应用 可用 可用 可用 可用 可用 可用 可用 可用 可用 可用

变压器

本体油中含水量监测 气体继电器压力测量 进出线电流测量 侵入波测量 电容器式套管电容量 套管介质损耗因素

变压器震动波普 变压器噪声

智能组件通信采用光纤以太网接口,非电量保护宜通过直跳方式跳闸,宜采用 基于MMS的DL/T860服务实现在线监测信号传输及设置和OLTC远方控制。变压 器智能组件宜就地安装。一次设备的状态监测传感器宜采用外置式,不宜对现有一 次设备解体、钻孔或拆装【2】。
2.4.2

智能化新建变电站设备智能化原则 新建智能化变电站状态监测设备的范围主要包括变压器、高压并联电抗器、GIS、

断路器、避雷器;可根据实际工程需要经过技术经济比较后增加状态监测设备的范 围与监测的参量,其中330kV及以上主变压器局放、220kV及以上GIS局部放电和 750kV局放,应综合考虑安全可靠、经济合理、运行维护方便等要求,通过技术经 济比较后确定。应采用的状态监测如表2.214,51。



表2-2变压器智能化技术要求
高压设备 技术要求 冷却器智能化控制
0LTC数字化测控

应用策略
330kV及以上 应用 应用 应用 可用 应用 应用 应用 可用 应用 应用
220kV 110kV

应用 应用 应用
不用 应用

应用 应用 可用 不用 应用 可用 可用 不用 应用

变压器 (电抗器)

油中溶解气体分析
(DGA) 局部放电监测 顶层油温监测

SF6气体密度测量
GIS

应用 应用
可用 应用 应用

SF6气体水分测量
局部放电监测 泄露电流测量 动作测试测量

避雷器

应用

330kV及以上主变压器局放、220kV及以上GIS局部放电和750kV局放,应综 合考虑安全可靠、经济合理、运行维护方便等要求,通过技术经济比较后确定。 智能化所需各型传感器或/和执行器与一次设备本体可采用集成化设计;一次设 备可采用组合型设备,智能组件宜就地安置在宿主设备旁。

2.5

小结
本章重点介绍了智能变电站的结构体系,介绍了常规变电站智能化改造和数字

化变电站智能化改造在结构体系上的区别。阐述了智能设备的概念和功能以及智能 设备发展的三个阶段,详细说明了智能化改造变电站和智能化新建变电站高压设备 智能化的范围和技术原则。

10

3在线监测技术
通过状态感知元件(传感器)对高压设备状态参量进行就地自动实时检测是高 压设备智能化的基础,也是智能变电站试点建设阶段,高压设备智能化主要采用的 手段,即采用常规高压设备与在线监测技术相结合的方案,实现高压设备智能化。 在线监测就是利用安装在电气设备中的传感器(Sensor),对运行中的电气设备 进行连续监测,获取各种状态量的过程。在线监测实时获取状态数据,经分析处理 后能及时发出报警,提供故障诊断信息,避免缺陷进一步扩大导致事故发生,具有 明显的优势。在线监测与离线试验相辅相成,在线监测中发现的缺陷,可以在离线 状态下进行更为彻底的检查和确诊。 电气设备在线监测技术的研究始于20世纪60年代,随着计算机、传感技术、 光纤等高新技术的发展和应用,在线监测技术得到迅速发展,陆续出现了油色谱、 局部放电、介质损耗因数等在线监测装置,为电气设备运行可靠性和健康水平的提 高发挥巨大的作用。 在线监测系统中的传感器是获取电气设备状态信息的源头,直接影响在线监测 系统的性能。根据电气设备故障产生机理和采用的状态监测技术,选择灵敏度高、 价格适宜、非侵入性、抗干扰能力强的传感器,将电量、物理量、化学量转换成适 合数据采集装置处理的电信号。随着科学技术的发展,新型传感器不断涌现,采用 新工艺、新测量原理的数字式传感器和基于MEMS技术的传感器,具有自校正、白补 偿功能,体积小、稳定性和可靠性高、抗干扰能力强,极大地提升了在线监测系统 整体的运行性能。 变压器、电抗器、断路器、GIS、避雷器、高压套管等变电站设备,或故障率相 对较高,或故障影响较大,是在线监测的重点。另一方面,对于这些设备,可用的 在线监测技术已有一定的研究基础和应用经验,具备进行智能化应用的基本条件。
3.1

变压器在线监测技术
在各级电网中,电力变压器是影响电网安全运行的主要设备之一,变压器也是

价值最昂贵、技术最复杂、事故影响最大的设备。因此,交压器是设备智能化的重 点设备。
3.1.1

油中溶解气体分析(DGA)

当变压器内部发生潜伏性故障时,分解速度会加快,产气速率会增加,并经扩
散、对流不断地溶解在变压器油中。变压器内部故障时气体产生的原因主要有固体 绝缘材料的分解及产气、变压器油裂化及产气和其他如油中成分和金属、油漆等作 用产气等。总之,溶解于油中气体的组成,含量及产气的速率与故障的严重程度有 密切关系。对这些故障气体进行分析,就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障, 并可以随时监视故障的发展状况。 油中溶解气体分析(Dissolved
Gases Analysis,简称DGA)是一种变压器的实用

在线监测技术,是基于油中溶解气体组分与内部故障类型、故障性质、故障程度的 对应关系,根据气体的组分和各种气体的含量判断变压器内部有无异常情况,诊断 其故障类型、部位、严重程度和发展趋势。其特点是能发现用电气试验不易发现的 潜伏性故障,对变压器故障进行早期和实时的诊断识别非常有效,能够反应变压器 的大多数缺陷,同时安装不需要设备停电。此项在线监测技术在国内电力系统中大 量采用,在变压器管理中发挥了巨大的积极作用。DGA检测技术主要有复合膜/燃料 电池、色谱柱/半导体气体检测、光声光谱等多种检测技术。 复合膜/燃料电池是一种结构简单、可靠性较高的DGA检测技术,传感器寿命 大约为10年。复合膜技术具有不需要载气、不需要样油循环(从变压器内泵出再泵 回)、不需要空调设备、传感器寿命明显大于色谱柱等优点,但该技术只能检测关键 气体,不能检测全部特征气体,能判断设备是否出现缺陷,但不能全面分析缺陷的 性质。其技术指标如表2.1。 表2-1 检测参量
H2

DGA(复合膜)技术情况汇总表 量程
0,--20009l/1 0~5009l/l 2%一1 00%(RH)

最小可测量
109l/1 3I_tl/l

误差
圭max(1 0%,209l/1) 士max(1 0%,3 I-tl/1)

C2H2

水分

2%(RH)

士2%(RID

注:技术指标反映总体情况,部分厂家设备高于此指标 色谱柱/半导体气体检测技术是一项传统的油中溶解气体检测技术,采用经典的 色谱分析原理,应用动态顶空脱气或真空脱气技术,通过高灵敏度检测器,实现对

变压器油中CH.、C2FI:、C2H.、c:H。、H:、co、cO:、H:o八种组分及总烃的检测,准确度
较高,有助于分析设备缺陷的性质,主要技术参数如表8所示。但现场需要氮气作为 载气,在高热、低温地区需要空调设备,需要油样循环,色谱柱需要定期活化(约

12

3-5年)等。其技术指标如表2-2。 表2-2 检测参量
H2 CO C02 C也 C2H4 C2H6 C2H2 H20

DGA(色谱柱)技术情况汇总表 量程
0^_2000D1/1 0?-50009l/1 0^_10000pl/l 0^。1000肛1/1 0^-1000DI/1 0^。1000pl/1
0.1~1 00p1/1 2~1 00%(RH)

最小可测量
5Dlll 20¨1/1 20Dl/1 1DI/1 1p1/1 1DI/1 0.5Dl/1
2%(RH)

误差
max(10%,209l/1) max(10%.50¨1/1)
max(1 0%,50¨l/1)

max(10%,lgl/1) max(10%,lpl/1) max(10%,1D1/1) max(10%,lpl/1) 2%(RH)

注:技术指标反映总体情况,部分厂家设备高于此指标 光声光谱气体检测技术是一项新的检测技术,是一种基于光声效应的微量气体 检测技术,它具有高灵敏度、高选择性、大动态检测范围的优点,可以测量全部气体 组份,且硬件结构比较简单,理论上有更高的可靠性,国内应用较少订1。 3.1.2局部放电在线监测 变压器局部放电是变压器重要的状态参量,绝大部分绝缘缺陷都会经历局部放 电阶段,而且就局部绝缘缺陷而言,局部放电检测通常比DGA更敏感,可以更早地 发现设备的局部绝缘缺陷,因此,局部放电始终是绝缘检测的研究重点,也是变压 器状态在线监测重点项目之一。目前局部放电在线监测主要包括内部天线接收技术 和外部高频罗氏线圈耦合技术两种方式。 天线接收技术是将一个带宽约为300MHz一16Hz的小型天线置于变压器油箱内, 通过天线接收局部放电的射频信号,再将射频信号经放大、滤波处理来分析变压器 内部局部放电。天线接收技术的优点在于不会受到变电站空气电晕的干扰,检测灵 敏度较高(最小约可测百pC),可靠性较高。经过经验换算,可反映局部放电量水平, 是现阶段变电站变压器局部放电在线监测的主要方法。 线圈耦合技术是研究最早的局部放电在线检测技术,通常由高频罗氏线圈在变 压器套管法兰处和变压器铁心接地引线上获取放电产生的高频信号,频率一般在
1 0MHz左右。线圈耦合技术基本等同于实验室广泛采用的脉冲电流法,所以很适合定

量测量。但线圈耦合技术容易变电站电晕干扰,抗干扰是该项技术的关键之一。在 变电站变压器局部放电在线监测中应用较少。 .3铁芯在线监测 变压器正常运行时,铁芯一点接地,没有形成回路,地线上电流很小(只有若

干毫安)或等于零。铁芯出现多点接地时,形成环流,环流的大小取决于被包围的 磁通或非正常接地点的性质。铁芯在线监测装置通过检测铁芯接地线电流,判断铁 芯的接地状况。接地电流达到报警限值时发出报警,铁芯接地电流超过限额时,在 铁芯接地线中自动或手动投入限流电阻,限制接地电流。 3.1.4绕组温度在线监测 大型变压器运行时内部温度分布不均匀,作为散热传导介质的绝缘油温度虽未

超允许值,发热源如绕组、铁芯或金属件等的温度可能很高,导致绝缘局部老化、
击穿,损坏变压器。 绕组热点温度监测方法可分为热模拟测量法、直接测量法、间接测量法三种。 热模拟测量法是电流互感器获取正比于负荷电流,绕组温度计置于变压器顶层 油中,温包内的电热元件在负荷二次电流的作用下,产生与负荷同步的温升,模拟 绕组在负荷电流作用下产生的温升,由于绕组的温度特性与电热元件不完全相同, 测量结果的误差较大。 直接测量法在变压器靠近导线部位或导线线饼中预埋温度传感器,直接测量绕 组的热点温度。现在大多数采用光纤多点埋入、穿越流道间隙和线饼间隙流道出口 处等埋入方法。由于直接测量法需在绕组内埋设传感器,对绝缘结构设计要求较高, 容易影响变压器安全运行,运行变压器无法实施。同时绕组热点位置不确定,只能 根据厂家的计算实施,不易测得真正的绕组热点温度。 间接计算法根据变压器简化热特性分布模型,通过实时监测负荷电流、顶或底 部油温,计算变压器绕组热点温度。由于间接计算法基于简化模型,与变压器的实 际情况存在一定差异,影响测量结果的准确性。

3.2断路器在线监测技术
断路器、GIS是属于机电一体化的设备,在各级电网中也是事故台次较多的设备。 也是设备智能化的重点设备。
3.2.1

SF。气体压力在线监测

sF6气体以其良好的绝缘性能和灭弧性能,在高压、超高压及特高压领域,几乎 成为断路器、GIS的唯一绝缘和灭弧介质。若设备发生泄漏引起sF6气体密度降低, 设备的电气性能会大大下降,如开关设备的耐压强度降低,断路器的开断容量下降 等。
14

SF。气体压力在线监测一般选择具有DC4-20mA模拟输出的气体密度继电器,定量 检测SF6气体压力。同时通过温度传感器,根据气体压力、温度与气体密度的变化规 律,经换算间接测得气体密度值。


3.2.2

sF6气体含水量在线监测

对于密封良好的SF。绝缘设备,水分是无法侵入的,但发生sF6泄露或设备内部 干燥不彻底的情况下,SF6气体过高的水分含量会对内部绝缘产生严重不良影响,低 温时,甚至在内部绝缘表面出现凝露,导致沿面闪络事故。sF。含水量测试是断路器、 GIS的常规监测项目,在状态检修推行的现状下,推广断路器、GIS等sF6设备的sF6 气体含水量测试具有重大的意义。 sF6气体含水量在线监测系统一般通过湿度传感器、温度传感器和压力传感器获 取湿度、温度和压力三个特征量,并对这三个特征量信号进行预处理、传送、采集、 计算、判断和显示来完成整个过程。 3.2.3局部放电在线监测 GIS局部放电是GIS最常见的故障模式, GIS设备的局部放电也适宜在运行状

态下检测。目前适合GIS局部放电白检测的技术主要有高频罗氏线圈耦合技术和天 线接收技术。这两种检测方法的其技术原理和优缺点与变压器局部放电在线监测的 原理相同,只是在技术指标上稍有差异。 天线接收技术的带宽一般选择在300MHz-1.5GHz,最小可测放电量约为30pC。 内置式适合在设备生产阶段由制造商直接植入。外置式一般安装在盆式绝缘子处, 通过屏蔽带防止外部干扰进入传感器,同时通过背景噪声传感器接收外部各种干扰 信号(如移动电话信号、电视信号或其他各种随机干扰信号),通过对接收信号进行 频谱分析后在局放信号的检测中用于消除各种噪声干扰对系统的影响。 线圈耦合技术通常将传感器置于GIS外部的接地部位。适合已投运的GIS设备, 但抗干扰能力较弱。耦合线圈的带宽约为100kHz一100MHz,最小可测放电量约为
100pC。

3.2.4操作机构特性在线监测 由于断路器、GIS为机电一体化设备,操动机构故障占了较大比重,也是造成设 备非停的最主要原因。 分合闸速度、分合闸时间是反应操动机构状态的关键参量之一,通常在传动机 构的低压部位安装直线位移传感器或角位移传感器来实现分合闸速度、分合闸时间

测量。一般分合闸速度的测量误差应在±0.2m/s之内,分合闸时间的一般测量误差 应在±2ms之内。 分合闸线圈电流波形可以反映脱扣机构的特性,一般通过穿心CT方式获取分合 闸线圈电流波形,应用指纹判断准则,与正常状态下的波形进行比对分析。要求电 流波形的幅值误差不大于±2%,时间误差不大于±2ms。。 断路器储能电机工作状态是操动机构状态的一个重要方面,通过测量朱能电机 的工作电流,可以反映储能电机和储能系统的缺陷。对于液压机构,除了检测储能

电机工作电流、电压之外,还应统计储能电机的启动次数/日、累计工作时问/日等。
日启动次数增加或日累计工作时间增加极可能是液压系统出现泄漏拍1。

3.3避雷器在线监测技术
金属氧化物避雷器在线监测装置主要监测避雷器的动作次数、泄漏电流的全电 流和阻性电流。 阻性电流峰值可以较为准确地反映阎片的劣化现象,是判断金属氧化物避雷器 是否老化或受潮的重要依据。 常用的阻性电流在线监测方法有参考电压法和谐波电流法。参考电压法通过电 压互感器获取避雷器运行电压相位信息,从泄漏电流中分离出与电压同相的阻性电 流分量,准确性较高,电压信号检测单元涉及电压互感器二次回路,信号传输路径 较长,会带来一定的安全隐患。谐波电流法采用傅立叶分析,得到泄漏电流的基波 和各次谐波分量,各次谐波分量峰值相加可等效为阻性电流峰值,重复性较好,能 灵敏反映阀片老化缺陷,但易受电网谐波影响,误差较大。
。●

3.4容性设备在线监测技术
容性设备是指绝缘可等效成若干电容串联的电气设备,包括常规电流互感器、 套管和耦合电容器等。 容性设备在线监测主要通过高精度微电流互感器采集设备末端流经绝缘的交流 泄漏电流、同时抽取电压信号,通过傅立叶变换得到电压和电流的基波,经相位比 较、计算可得绝缘介质等值电容量c和介质损耗因数tg
6。

其测试结果受系统谐波、电网频率波动、相间干扰,电压互感器的角差影响、 环境温度和湿度的影响较大,特别是在信号电流较小的情况下,测量精度较差。
3.5

小结

16

通过状态感知元件(传感器)对高压设备状态参量进行就地自动实时检测是高 压设备智能化的基础,也是智能变电站试点建设阶段,高压设备智能化主要采用的 手段。本章重点介绍了变压器、电抗器、断路器、GIS、避雷器、高压套管等变电站 设备常用在线监测技术,变压器油中溶解气体分析(DGA)、局部放电、铁芯接地电 流和绕组温度的在线监测,断路器,GIS设备的sF。气体压力、sF6含水量、局部放电、 操作机构在线监测、避雷器和容性设备在线监测的简单技术原理、技术标准和应用 情况。



500kV兰溪变智能化改造试点工程
试点工程背景和概况。
2009年8B 21日,国家电网公司智能电网工作座谈会在北京召开,标志着国家电

4.1

网公司统一坚强智能电网建设第一.阶段工作全面启动。 500kV兰溪变电站是国家电网公司批准的第一批智能化改造试点变电站,该工程 以“统一规划、统一标准、统一建设”为基本原则,本着“安全务实、创新尝试、

分步实施”的思路,根据《国家电网公司智能变电站技术导则》、《国家电网公司变
电站智能化改造技术规范》相关要求,通过对500kV兰溪变的一、二次设备、辅助系 统及高级应用系统等进行智能化升级改造,优化信息采集交换方式,有效整合相关 的信息资源,力图提高该站的资源优化配置和抵御各种事故风险的能力,基本实现 把500kV兰溪变智能化升级改造为具有信息化、自动化、互动化特征的示范站的目的。 500kV兰溪变自动化系统基于数字化变电站唯一公认的IEC61850标准构建,自动 化系统分为站控层、间隔层和过程层(智能终端)三层,主要特点是全站间隔层设 备(继电保护、测控和录波器等)均采用IEC61850标准与站控层设备通信,采用智 能终端并就地安装在开关场地实现间隔内开关闸刀等操作及信号反馈,全站500kV及 220kV继电保护和故障录波器均采用GOOSE技术传输实时保护信号,全站测控装置采 用GOOSE技术间隔联闭锁信号。兰溪变二次系统自动化、数字化和信息化程度较高, 为一次设备智能化和高级应用网络化提供了实施条件。 兰溪变智能化改造工程主要内容包含信息一体化平台建设、高级应用功能研究、 一次设备智能化改造、智能巡视系统研发、辅助系统智能化改造和引入绿色能源。 通过对500kV兰溪变进行智能化升级改造,初步实现设备信息数字化、功能集成化、

结构紧凑化、检修状态化、运维高效化的目标;积极实践《智能变电站技术导则》
中规定的智能化重点内容,实现一次设备数字化示范、信息一体化平台和高级应用

的构建、运行维护智能化、辅助系统智能化改造,充分体现智能变电站信息化、自 动化和互动化的特征,为今后智能化变电站的建设和变电站智能化改造积累经验,
并起到示范作用。

一次设备智能化改造是本次工程的重要组成部分,本着求实创新和分布实施的
原则,将智能设备三个发展阶段的内容在本次改造工程同步实施,力求取得试点的

效应。本工程高压设备智能化主要包含智能断路器、变压器智能组件、断路器智能
组件和避雷器智能组件。
4.2

智能断路器

4.2.1技术路线和方案 紧凑型一体化智能设备,是智能电网发展下高压设备智能化的最终模式。HGIS 开关是介于GIS(全封闭组合电器)和AIS(常规敞开式开关设备)之间的具有两者优点 的组合电器。HGIS开关继承了GIS开关运行可靠性高、环境适应能力强、抗振动能力 强、安装方便、维护工作量小、占地面积小等优点,同时又具有比HGIS开关便宜的 价格优势。但目前的HGIS技术还完全不能满足智能化电网的建设需求,比如HGIS智 能化程度不够,还需要外配保护装置、测控装置、表计等其他二次设备来和开关配 合,且开关不能实现由定期检修向状态检修的转变。 本次改造工程将根据国网公司指导性技术文件《高压设备智能化技术导则》的 要求,研发一台35kV智能断路器,以断路器、隔离开关、接地开关以及电流互感器 等集成于一体HGIS为基础,同时集成保护、测控、智能终端、计量、在线监测等功 能,将开关部分的二次设备和一次设备完全融合在一起,成为满足智能化要求的紧 凑型智能设备。 4.2.2技术实现 HGIS智能断路器,在传统HGIS开关设备上安装智能组件柜和分相组合式电子电 流电压互感器。智能组件柜中包括:智能控制器、开关在线监测装置和数字化电能 表三部分lED单元,集成了保护功能、测控功能、合并单元功能、操作箱功能、开 关在线监测功能、计量功能、组合电子式互感器功能。智能化HGIS开关设备完全采 用户外安装的方式进行,所有IED单元均能满足户外运行的要求,满足紧凑型智能 设备的要求。 智能控制器是HGIS智能化开关的核心lED,采用了高集成度的方法用单装置实 现了传统的保护功能、测控功能、合并单元功能和操作箱功能,其中合并单元模块 采用IEC60044-8接收分相组合式电子电流电压互感器一次侧的电流和电压信号,并 进行各相电流和电压值的数据同步。保护功能模块通过接合并单元功能模块获取一 次侧的电流和电压信号进行保护算法处理;测控功能模块通过合并单元功能模块获 取一次侧的电流和电压信号进行数值运算;操作箱模块通过内部总线从保护和测控
19

模块获取命令然后进行相关断路器和刀闸的控制,并通过开入插件获取断路器和刀 闸的状态信息。 开关在线监测装置是物理独立的开关在线监测装置,安装三合一.(露点、温度、 压力)的sF。传感器、采用了光增量编码原理的位移传感器、采用了穿心式霍尔原理 传感器的电流传感器,实现了对开关行程曲线、跳闸速度、合闸速度、跳闸时间、 合闸时间、sF6微水指标、sF6压力指标、sF。密度指标、sF。温度指标、开关跳圈电流、 开关合圈电流、开关储能电机电流、开关隔刀电机电流、开关地刀电机电流多项指 标监视的传感器,并同智能控制器一起进行开关自我诊断。 物理独立的数字化电能表通过多模光纤和所述智能控制器的合并单元模块连 接,从合并单元模块获取电压电流信号进行计量方面的相关运算;分相组合式电子 电流电压互感器安装于HGIS的开关和出线端绝缘子之间,将一次侧电流电压模拟信 号使用远端模块RTU转换为数字光信号,并使用IEC60044-8协议发送给合并单元模 块进行数据同步。 4.2.3技术特点 HGIS智能化开关采用了高集成度的方法,在原HGIS功能基础上集成了保护功能、 测控功能、合并单元功能、操作箱功能、开关在线监测功能、计量功能、组合电子 式互感器功能,是目前智能化水平最高的HGIS开关。 HGIS智能化开关在线监测部分装备了目前最新技术的传感器,其中SF6传感器采 用了三合一的传感器(露点、温度、压力);位移传感器采用了光增量编码原理的传 感器;电流传感器采用了穿心式霍尔原理传感器。先进传感器的应用保证了开关自 我诊断的准确率。 智能化HGIS断路器对外支持IVY,IS通信,GOOSE通信和IEC61850-9—2通信,完全 满足数字化的要求,如图4-1所示。


图4-1

HGIS智能断路器通信示意图

采用支持IEC61850-9-2的数字化电能表,避免了信号传输过程中的精度损失. 智能化HGIS开关设备完全采用户外安装的方式进行,所有IED单元均能满足户 外运行的要求。
4.3

变压器智能组件

4.3.1技术路线和方案 对500kV兰溪变襻3主交进行智能化改造,配置1套变压器智能组件(三相);该 变压器智能组件由3个智能柜组成,每相配置1个智能柜,包含主IED,冷却装置监 测IED、局放监测IED、控制参量测量lED和油中气体及微水监测IED;智能柜问采 用光纤以太网连接,3相的智能柜内各子IED共用1套主IED,主IED放置在A相智 能柜;由于j;}3主变现场的风冷控制箱和非电量保护装置安装在A相变压器旁,从接 线方便上考虑,撑3主变智能组件的冷却装置监测lED和非电量保护装置放置在A相 智能柜。500kV兰溪变{|5}3主交压器智能组件总体结构如下图4-2所示。

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毫IF,C6。18.5,0 l

站控层通信网络

一曲d喇叠№。?,I
主I即

L L一


青患一体 化平台
rEC61850 I默:61850

环境温湿度 主油箱气体压力 铁心接地电流

嘲ulⅡ叶睾感器

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IB∞1850

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主油箱气体压力 铁心接地电流

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B相唧传感器


图4--2

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控制参量1 测量IED;
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500kV兰溪变变压器智能组件总体结构图

采用主、子IED方式进行设备状态信息的采集和处理。主IED安置在一次设备 附近的智能汇控柜中,其功能相当于前置服务器+通信控制器,是一次设备智能汇控 柜的中枢单元,其主要任务是负责站控层主服务器与各智能监测IED之间控制指令 与数据的转发;同时根据各智能监测组件的监测数据和结果对一次设备进行综合的 故障诊断和状态评估.主IED应具有强大的数据接收和存贮能力(存贮10年以上的 监测数据).子IED(监测子系统)由多个子IED组成,各自负责汇总分项传感单元 上传的监测数据。其问的数据通讯方式,均采用IEC 61850通讯规约。智能组件柜 满足《高压设备智能化技术导则》、《智能变压器技术条件》的技术要求,采用模块 化,标准化、就地化设计原则.智能组件柜以监测对象进行组柜,满足高压设备全 景式监测的要求,为避免传统数据引线受站内电磁环境的影响,各单元之间采用光 纤连接。某一智能组件柜故障不影响其他智能组件柜的运行,同一智能组件柜某一 子IED故障也不影响其他IED的运行,可靠性高、扩展性好. 4.3.2技术实现 4.3.2.1变压器油中气体及徼水监测IED 变压器油中气体及微水监测IED采用色谱法实现油中溶解气体的检测,实现检 测cH.、C:H:、c:H.,c:H‘,H:,c0、CO:、H20等组分。实现了变压器油中溶解气体含量

lI’。‘ 。‘ 。1 卜

的连续监测和记录,具有数据采集、分析处理和故障诊断的功能.变压器油中气体 及微水监测IED连接见图4-7.



图4—3变压器油中气体及微水监测lED连接图

油中气体及徼水监测IED采用RS485接口连接原MGA2000-6C变压器油色谱在线 监测系统,在本地进行数据存储、分析和诊断,并采用IEC61850规约与主IED进行 通信.由于原MGA2000-6C变压器油色谱在线监测系统未安装微水检测单元,所以需 要对原MGA2000-6C设备进行升级改造,增加徼水检测。 变压器油中气体及微水监测IED具有故障自检及自启动功能,支持远程自检; 油中气体及徼水监测IED的最小监测周期为2小时,监测周期可调,可通过现场和 远程按需设定监测周期;油中气体及微水监测IED采用64MB
NAND

FLASH存储器,

能保存一年以上的监测数据(每天采样8次,每组数据为16KB);在必要时,可通过 站控层网路由主lED调用历史监测信息(包括原始数据及结果数据).其主要性能指 标如表4-1. 表4.1油中溶解气体分析指标 序号


监测气体
H2 CO

最小可检量
l It 1 it

测量范围
0—-20001.t L/L 0—5000
ll

测量误差
Max(±lO%,20p1/1)

L/L L/L
lI

2 3
4 5

L/L

Max(4-10%,50al/1)
Max(±10%,litl/1) Max(±1 096,1p1/1) Max(4-10%’lI.tl/1) Max(±10%,1“1/1)
2%RH

CH4

0.1

L/L L/L L/L L/L

0—2000ll L/L 0-?2000It L/L 0—2000p L/L 0——2000It L/L 2%一100%RH

C扎
C:H6 C2地 H20

O.1 lI

0.1 0.1

It




II

2%RH



最小检测周期

≤2小时,可根据用户要求设置

变压器油中气体及微水监测lED根据所测组分浓度分析判断变压器的运行状况,

评估变压器运行状况,如表4-2;故障诊断根据规程采用改良三比值法进行分析判断, 如图4-4;同时通过过程层网络向主IED报告自评估结果。 表4-2油中溶解气体分析报警参数
序号
C2H2<0.8“L/L


数值
H2<100 u L/L

风险度

状态

总烃<100 II L/L

全部满足,0%

正常

微水<12
0.8 Il



L/L
Il

L/L<C2Ha<1

L/L

100IIL/L<H2<150uL/L


100pL/L<总烃<150IIL/L 8%/,8<总烃相对产气速率<10%/,8
12 p

任一项满足,O一50%,取各 分项最大风险值

注意

L/L<微水<15



L/L

1扯L/L<C2H2<2¨L/L 150IlL/L<It2<300uL/L


150¨L/L<总烃<300¨L/L

任一项满足,50%一100%, 取各分项最大风险值

lO%/,8<总烃相对产气速率<20%/


异常

15¨L/L<微水<30
C2H2>2“L/L H2>300uL/L




L/L

总烃>300 p L/L 总烃相对产气速率>20%/,8 微水>30 p L/L

任一项满足,大于100%,取 各分项最大风险值

重大异常

萱■敝:南瀑过热t蠢于碱,
嵌t:此诊断培集幅教良三比丘攘蜩l厅T驾}铷l得胁)爿师来?仅供参考.
●码组合

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伽?,心


蕾麟一僖嚏'
绝缘导艘啦§,注t CO和CO=的含量以及CO./CO幢

白H.,白地


低疆过热册1

50'U)





低疆过热(1 50—300'U)

分攘并关艚坏良.引麒件螺丝栓动赡接头掉接不奠?
渴漉引起调过热?铁芯啊矗?局部短路?屡闻绝缘不良? 铁芯多点接地崎

2 O?1?2 1



中疆Ⅺ热(300—700'U)




耐过热0盱700'U)
局部披电 低麓坡电

奄I曲t、毫合气量引起抽中低蠢量密集豹局部触皂 引垅对电位束固定的部件之问莲续火花披电?分接抽头 引蛀和油限闪铬,不同电位之闫的油中火花放电蛾悬浮
电位之同的宅花放电 墁■臣阍、屡问短路,相问阿珞、分接头引垅问油雕闲 培、引趁对箝亮放电、钱圈熔断、分接开关飞弧、目环

0?1 ' 2

O.1.2 0.1?2

低簟擞电蔓3由融
电蕾放电 龟弧放电董过热

0?' 2 2

O?1?2 O,1.2

龉电iBI蟊电强、引墁对茸世接地体披电芬

图44油中溶解气体分析改良三比值法

逝婆盘堂三垂塑±茎焦迨塞

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4.3.2.2变压器局放监测lED 变压器局放监测IED采用特高频法实现局部放电检测,对各监测点的局部放电 信号进行采样,每次采样长度为5 0个工频周期,最短监测周期为1分钟,监测周期 可调,可通过现场和远程按需设定监测周期(局部放电为持续检测,设置的监测周 期为上报信息周期).变压器局放监测lED有四个同步的高速采样通道,可以配置四 个超高频传感器或配置三个超高频传感器和一个背景噪声传感器.变压器局放监测 lED连接图和传感器现场安装图见4-5和4-6.

图4-5变压器局放监测IED连接图

图4--6变压器局放监测传感器现场安装图 变压器局放监测IED对局部放电特征量进行分析,包含以下基本参量:最大放 量及放电相位,放电次数,平均放电量;局放监测lED中能保存一年以上的特征 患和24小时的实时数据,采用固态硬盘存储技术;在必要时,可通过站控层网路 主lED调用历史监测信息(包括原始数据及结果数据)。主要技术性能指标如表4-3。

表4-3变压器局部放电测量性能指标 序号


参数 传感器工作带宽 放大器工作带宽 灵敏度 放大器增益 动态范围 测量范围 输入通道数 最小检测周期





300MHz一2000MHz



500MHz一1 500MHz




lOpC

≥50dB -90~10dBm





50pC—10000pC(内置传感器) 4通道 ≤1分钟(连续测量),可根据用户要求设置





变压器局放监测IED具备自评估功能,通过设定的一级、二级阐值通过过程层 网络向主IED报告一次自评估结果,评估风险每增大2%增加报文一次.具体阈值设 置参见表4-4、4-5。
表4-4变压器局部放电一级报警阐值

序号

名称

放电阈值(dBm)

月相对产增长率阈值



放电量

-40

5%

表4-5变压器局部放电二级报警阈值

序号

名称

放电阐值(dBm)

月相对产增长率阈值



放电量

——20

10%

4.3.2.3变压器冷却器智能控制IED
冷却装置控制IED(简称冷控IED)通过就地冷却控制器采集顶层油温和负荷电 流,评估绕组的热点温度;通过就地控制器控制冷却装置,并将冷却装置的运行状 态信息返回至冷控IED。冷却器智能控制连接见图4-7.


图4—7冷却器智能控制IED连接图

PLC冷控柜面板设置“就地,远程靠选择开关选择“就地”控制时,系统完全按 照原有功能进行控制。只有选择“远程”控制方式,并且PLC冷控系统处于“自动” 控制情况下才响应远程控制.远程控制时,可在信息一体化平台冷却操作界面手动 投入任意冷却器组或全部冷却器组.但切除时,需经PLC冷控系根据油温、负荷情 况进行综合判断,并经就地PLC冷控系统允许,冷却器组才能被切除。具体参数指 标见表4-6.
表4-6冷却器智能控制技术指标 序号


监测项目 顶部油温

测量范围
-40—150℃ O一6000A

测量误差
士1℃ ±l,‘



负荷电流

冷控IED具备自评估功能,每隔2小时(用户可设置)通过过程层网络向主IED 报告一次自评估结果,评估风险每增大2%增加报文一次。报警参数设置参见表4-7.
表4-7冷却器智能控制报警参数

序号


温度数值 0~75度

风险度


状态 正常 注意 异常 重大异常



75—85度
85~95度 95度一

0—50%



50%一100%



大于100%

4.3.2.4变压器控制参数测量IED 变压器控制参量测量IED主要监测变压器铁心接地电流、主油箱气体压力和环

境温湿度等信息. 变压器控制参量测量IED利用高灵敏度电流传感器,不失真的采集变压器铁心

对地的泄漏电流信号,通过对电流信号的运算和处理,剔除杂波干扰信号,得到实
际接地泄漏电流信息;通过阈值判断、预测铁心绝缘的健康状况。其IED连接见图 和传感器现场安装图见4-8和4-9
铁一b接地电
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压 }器






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图4-8控制参量测量IED连接图

图4-9变压器铁芯接地和压力传感器安装图

变压器控制参量测量IED采用掉电非易失存储技术至少存储一年以上的监测数 据,必要时,可通过站控层网路经由主IED调用历史监测数据。其主要技术性能参 见表4-8。

表4-8变压器控制参数性能指标

序号
l 2

监测项目

测量范围
-40~80℃ O一100%
0—1MPa

测量误差
±1℃ ±5% ±O.5% ±0.1%

环境温度 环境湿度 主油箱气体压力 铁心接地电流 最小检测周期

4 5 6

O一700InA

根据检测要求设置

4.3.2.5变压器主lED 主IED在变压器智能汇控柜中相当于前置服务器+通信控制器的作用,是变压器 智能汇控柜的中枢单元,其主要任务是负责站控层主服务器与各智能监测IED之间 控制指令与数据的转发;同时根据各智能监测组件的监测数据和结果对变压器进行 综合的故障诊断和状态评估.主lED接收各子IED监测数据,能保存lO年以上的监 测数据。 (1)构建了主变性能多参量评估模型 通过对变压器内部结构及多年故障情况的总结,提出了主变性能的评估模型, 如图4-10所示.在变压器众多的性能指标中,选择主变油色谱、铁芯接地电流、局 部放电,顶层油温、主油箱压力等参量作为主要的评估参量。通过安装在变压器本 体上的各类传感器将各类测量量传入子lED,在各子lED中完成设备性能的单项评估. 主lED负责以每个子IED评估的最大风险值为依据进行综合评估,相同风险值以优 先级高低排序,结合设备评价结果提出设备检修决策建议。各子IBD评估量的优先 值如表4-9:
表4-9变压器监测优先级 序号
1 2 3 4

子lED评估量

优先级
I Ⅱ

油中气体及微水(油色谱) 铁芯接地电流
局部放电 顶部油温


IV V



主油箱压力

变压器综合分析模型
传感器
顶懿油置 绕州I电魔 缝州l也‘血


分析导91q

输m结果



一.


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二:
一.

一.绕钿电流

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蛮时疆示.故障报警,趋势分析





吨缘老化,温度.氯化作用、绝缘纸中水仆
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环境攫度

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C57 91?1995/IEC354





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图4-10变压器综合诊断模型

(2)设备多种状态量实时同步监测

变压器智能组件是变压器状态信息的集中采样、信号转换及处理的智能化装置,
主要由嵌入式处理器(主lED)、主变油色谱色谱微水监测智能组件(子lED)、局部 放电监测智能组件(子IED).冷却单元监测智能组件 (子IED)、有载开关监测智能 组件(子IED)、工况信息监测智能组件(子lED)以 及光纤交换机组成,并可根据

需要扩展其他监测智能组件.各智能组件均采用无风扇冷却方式以提高可靠性,采
用上架式19英寸标准机箱安装在汇控柜内,如图4—11所示。

图4-11智能汇控柜现场安装图

(3)具备变压器过载能力评估能力 主IED完成变压器过载能力的估算功能,结合环境温度、负荷、油温和绕组温 度,建立变压器负荷动态智能监测系统。. 系统监测变压器当前负荷、环境温度、顶层油温作为起始状态量,根据 IEC354—1991及GB/T15164—94《油浸式电力变压器负载导则》计算出绕组温度,分 别以顶层油温、绕组温度为控制目标,计算变压器在1.1、1.4、1.6、1.8、2倍过 载情况下的允许运行时间(计算方法和计算曲线由变压器厂提供)。根据变压器过载 能力数据,结合环境温度、负荷、油温和绕组温度,建立变压器负荷动态智能监测 系统。变压器过载能力估算流程如图4—12所示:

图4-12变压器过载能力估算流程图

当变压器处于过载状况且允许运行时间小于1440分钟时,相对应的允许运行时

间开始倒计时。起始状态量每10分钟更新一次,重新计算变压器允许运行时间,更 新倒计起始值。变压器过载能力界面如表4—10所示(以兰溪变#3主变为例):

表4-10变压器过载能力表 起始环境温度(℃)
30

起始负荷(%)
50

起始顶层油温(℃)
40

计算边界条件 过载能 如 (倍)
1.1 1.4 1.6

允许运行时间(分钟) 绕组热点温度
(℃)

变压器油温
(℃)

以油温为控 制目标
1440

以绕组热点温度 为控制目标
1440 477

450 105 150
100

104 59 35

1.8 2

50 30

计时开始时间
2011.1.10

允许运行时间(分钟)
1440

剩余运行时间(分钟)
1440

8:OO:00

(4)具备变压器剩余寿命计算能力 利用顶部油温、负荷、环境温度等进行绝缘老化了与剩余寿命评估。绝缘老化 率取决于绕组热点温度和油中的水份以及负载情况。智能组件通过热点温度的监测, 依据IEC60354的老化率模型计算获得绝缘老化率.技术模型见图4-13.
传惑单元

一■ 一-

分析依据
:。

l输出单元

珊即棚蠢 绕组电流

厂—、、
绕组热点 温度模型

L ,

绕组电流 绕组电流

--◆





老化速率

7~





一 皇

一 一

油中微水含量 环境温湿度

§

湿度模型

-?◆

绝缘老化:温度、 氧化作用、绝缘纸中水分 绕组过热点 自动计算绝缘老化

老化积累

特征量
根据IEEE/IEC标准

一绝缘纸的类型 干爆纸中的参考水分: 氩含量

估算变压器寿命损失

7\、、,一/

图4-13变压器绝缘老化率计算模型

32

4.3.3

技术特点 (i)多参量评估模型构建及设备全过程

通过电学、光学、化学等技术手段对一次设备状态进行在线实时监测,实现了 设备多参量状态信息采集、存储、传输、分析、评估及可视化界面综合展示,完成 了从关键状态量采集、海量设备状态信息存贮、设备风险评估及检修决策。 (2)设备多种状态量实时同步监测 状态监测技术就是在设备运行的状态下,实时地检测变电站设备状态。状态监 测装置可以在变电站运行中及时发现问题,了解运行状况,提高变电站安全性和可 靠性,减少停电时间。开展变电站状态监测可以评估变电站状态,为智能决策提供 依据,为智能电网奠定基础。 状态监测通过传感器、计算机、通信网络等技术,及时获取变电站设备的各种 特征参量,在此基础上结合一定算法的专家系统软件可对设备层功能元件进行分析 处理,对其可靠性作出判断,对设备的剩余寿命作出预测,从而及早发现潜在的故 障,提高供电可靠性。不同类型的状态监测单元可完成交压器、组合电器、容性设 备等一次设备的油色谱、局部放电、介质损耗等参量的在线监测,从而达到及时准 确掌握设备状态、提前预警的目的。 (3)IEC61850在设备状态数据传输中应用 在变电站自动化技术近20年的发展过程中,随着智能电子设备的普及, 形成

许多单项自动化系统,这些系统间相对独立,没有直接的电气联系,通常由电力企 业不同部门来管理、维护。由于种类繁多,提供的接口和功能各不相同, 设备间不

能够共享信息,形成“自动化孤岛"问题,不仅增加成本,也影响系统的可靠性, 增加用户的维护工作量。目前各种各样的集成方案都不能提供高层次的信息共享。 在这样的背景下,国际电工委员会提出了IEC61850标准。其具有面向对象、数据对 象统一建模、面向电力系统设备的配置管理、IEC61850采用与网络独立的抽象通信

服务接口等优异的特点,通过其在智能变电站内的应用,实现了统一标准、统一建
模,进而完成了变电站内外的信息交互和信息共享,大提高设备网络可靠性,使得 数学建模更加简便和快捷。

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4.3断路器智能组件
4.4.1技术路线和方案 高压开关设备是电力系统中重要的控制和保护设备。高压开关设备中断路器的 任务是根据电网运行的要求,把电力设备或线路投入或者退出运行,或者将发生故 障的电力设备或线路从电网中快速切除,以保证电网中无故障部分正常运行。一旦 高压开关设备出现故障,就可能造成电力系统的事故,给用户造成经济损失. 根据全国电力系统配电电压等级开关事故的统计数据表明,开关各种类型故障 所占的比例有多到少依次为:绝缘37.3%、机械33.3%、外力10.6%、开断与关合10.096, 载流8.996,可见绝缘和机械是高压开关设备故障的主要原因. 开关在线监测的目的主要定位于发现机械和绝缘两大原因可能引起的相关故 障,并通过电流监测发现可能存在的电气故障。 开关在线监测装置完成开关在线监测功能。开关在线监测装置主要完成开关跳 圈合圈电流,储能电机电流,刀闸电流的监测,并完成开关动作特性监测和SF。相关 指标的在线监测,通过MMS网络和站控层进行通信,可以上传告警信患、当前测量 值、各种波形数据等。 每台断路器配置l套断路器智能组件,该断路智能组件仅包含一个断路器动作 特性监测IED(iBMS2020),所以可以将主IED功能集成到断路器动作特性监测IED. 500kV兰溪变断路器智能组件总体结构如图4-14所示.

黟潞器本体’一
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孵『j皤器智能组件7一……1 .2幽矗盈龇.j
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屏蔽电缆 屏蔽电缆 断路器监测IED 屏蔽电缆 屏蔽电缆

电流传感器

—二==::誓∑1…一 行程传感器
辅助节点

一‘i


IEC61850





多模光纤

...:;:;::一.一
SF6微水密度传 感器


l信息一体j
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k。J一

压力,温度等参数的监视? 机械特性监测.在高压开关本体安装位移特性传感器,通过RS-422总线和开关
34

在线监测IED进行数据交互,开关在线监测实现对开关的跳闸速度,合闸速度,跳 闸时问,合闸时间等指标的监视。 电气特性监测。安装穿心式电流CT,对断路器的跳圈1电流.,跳圈2电流,合 圈电流,储能电机电流进行监视。 4.4.2技术实现 断路器动作特性监测IED采用同步采样技术,通过电流传感器采集一次回路的 开断电流、分、合闸线圈电流、储能电机电流,通过辅助触点采集开关信号,通过 RS485接口连接sF6微水密度监测传感器采集SF6气体温度、压力、密度和微水数据。 采集的数据通过分析完成对断路器机械特性状态监测和密封性能的监测。 处理器的录波分析包括断路器每小时负荷电流数据、历次储能电机动作信息、 历次分/合闸操作时的开关量波形、动作电流波形和分/合闸线圈波形;断路器状态 评估分为电特性诊断和机械特性诊断模块,电特性诊断模块由历次断路器的动作电 流大小I及动作时间t,通过∑12t计算得出断路器触头的相对电寿命,机械特性诊 断根据历次储能间隔和储能时间长短的变化判断储能机构的运行状态,根据分/合闸 线圈电流波形计算断路器特征动作时间,以此为依据判断断路器操动机构的运行状 态。 断路器动作特性监测IED通过分析采集到的数据,对断路器运行状态进行评估, 建立运行状态历史档案及标准比对曲线;通过对曲线(时间一行程曲线、操作线圈电 流曲线)的全面对比分析,结合出厂标准曲线,判断断路器机械状态的变化以及发 展趋势。其主要技术指标见表4一ll。

表4-1I断路器机械特性在线监测技术指标
序号


监测项目 .分合闸电流波形 CB行程曲线

不确定度
1.5% 1.5%

采用传感器 霍尔电流传感器 位移传感器 辅助开关 交流电流传感器 霍尔电流传感器 数字位移编码器

测量范围
.0-2A

每台配置
3只
1只



0-900



机械寿命 电机电流


零误差
1.5%



0-35A

1只



分合闸时问

1ms

与项1共用 与项2共用 与项1共用 与项3共用 与项5共用 与项5共用

与项1共用 与项2共用 与项1共用 与项3共用 与项5共用 与项5共用



霍尔电流传感器 辅助开关转换时间
5ms



辅助开关 电机日加电压次数 电机每次加电压时间 零误差
Is



交流电流传感器 交流电流传感器



SF6微水密度监测传感器能够长期在线监测断路器的SF6气体密度和微水及其变 化趋势,传感器中的高精度压力和温度传感器经过A/D转换成数字量,再经过徼处 理器进行补偿运算及处理,经过处理后的数据通过RS485总线上传至断路器动作特 性监测IED。其主要技术指标见表4—12. 表4-12断路器微水密度在线监测技术指标

序号


监测项目

测量范围
-50-100℃

测量误差
±O.5% ±1% ±5%

SFB气体温度 SF。气体密度 SF6气体微水 最小检测周 期

2 3

O-50kg/m3
O’-2000ppm



≤1分钟,可根据用户要求设置

SF6气体泄漏故障的诊断采用阐值比较法和相对泄漏率比较法,阐值比较法是监 测SF8气体压力是否小于设定值,小于则认为存在SFe气体泄漏;相对泄漏率检测法

是比较临近两只传感器的压力差的相对变化率,当该变化率大于设定值时,则可能
存在SF6气体泄漏。 断路器动作特性监测IED采用“三对照法靠对断路器状态进行全面趋势综合分

析和评估断路器运行状况,并通过过程层网络向主IED报告一次自评估结果。具体 报警参数设置见表4-13。 表4-13断路器微水密度在线监测报警值
序号 断路器数值 压力警戒值±90%


风险度

状态

微水<200uL/L 分合闸时间、储能电流幅值、时间、 分合闸线圈电流均在规定值±90%内 压力警戒值±90%~警戒值 200¨L/1<微水<300


全部满足0%

正常

L/1 任一项满足:0~50%,



分合闸时间、储能电流幅值、时间、 分合闸线圈电流均在规定值土90% 内~规定值 压力警戒值~报警值

取各分项最大风险值

注意

任一项满足:50%~



300“L/1<微水<600HL/I 超过规定值士5%~10% 压力报警值 微水>600uL/1 超过规定值±10%

100%,取各分项最大
风险值 任一项满足:大于100

异常



%,取各分项最大风险 值

重大异常

4.4.3技术特点 开关在线监测IED通过IEC61850和在线监测后台相连,可以进行MMS和GOOSE 数据报文传输。 开关在线监测IED拥有波形录波功能并就地存储,可以进行跳圈电流,合圈电 流,位移行程曲线的录波,并能将波形数据经过IEC61850上送后台。开关每次动作 后,装置会根据动作的类型将相关的动作数据信息和波形一起保存下来。比如当储 能电机动作时,就会有储能电机动作后的启动电流值、运行电流值、运行时间被保 存下来,以便日后查询调用;当开关合闸后,相关的合闸时间,合闸速度,以及合 圈电流值等信息会被保留下来;其他情况类似。 开关在线监测IED拥有风险度评估功能,装置将位移特性,机械特性,绝缘特 性进行综合评估后得出风险度、风险类型、当前状态后上送后台。 开关在线监测IED拥有LOG日志功能,可以将SF,的压力、密度,温度、和微水 值、风险度等数据按照设定的时间间隔进行就地存储。监测后台可以根据时间段, 条目索引号等索引信息来进行数据查询。

37

逝逛态堂王壅亟±堂焦迨塞

.一一.

§QQ丛兰遗銮篮毖丝兹量达盛王墨

拥有事件报告记录功能,能够记录变位报告、运行报告,自检报告,实现了全 方位的监视功能.

电流传感器采用穿心式传感器。在不破坏原来电流回路的基础上实现的电流监
测功能。 开关在线监测IED采用了能够运行于智能控制柜的液晶屏,装置可以实现就地 查看数据,状态和修改定值等功能.

4.4避雷器智能组件
4.5.1技术路线和方案 500kV兰溪变智能化改造工程对全站21组避雷器(包括500kY、220kV和35kV 部分)实现在线监测.安装避雷器绝缘在线监测设备,实现避雷器泄露电流、阻性 电流及动作次数的监测。采用基于IEC61850标准的避雷器监测智能组件实现全站避 雷器的智能化改造. 全站配置2套避雷器监测智能组件实现21组共63相避雷器的监测,500kV侧避 雷器配置1套避雷器监测智能组件,220kY和35kV侧避雷器配置1套避雷器监测智 能组件。2套避雷器监测智能组件与信息一体化平台的连接采用光纤以太网接入在线 监测删S网络。

避雷器监测智能组件仅包含一个子IED,所以将主IED功能集成到避雷器绝缘监
测子IED。避雷器监测智能组件由避雷器绝缘监测IED和现场监测传感器组成,现场 监测传感器与避雷器绝缘监测IED通信采用2.46Hz ZigBee无线网络,有效传输距 离为500米,在无阻挡的情况下最远传输距离可达2公里;每个避雷器绝缘监测IED 理论上最多可连接65000个现场监测传感器。避雷器监测智能组件组成如图4-15所 示。避雷器监测智能组件采用2.4GHz无线网络组网如图4-16所示.

图4~15避雷器智能组件系统结构图

图4-16避雷器智能组件组网图

4.5.2技术实现 避雷器绝缘监测lED采用基波法测量氧化锌避雷器的泄漏电流和阻性电流来实 现动态监测避雷器的绝缘状况.避雷器现场监测传感器主要完成避雷器泄漏电流和 动作次数的采集;避雷器泄漏电流经前端放大调理之后送到AD,经模数转换后,由 MCU作数据计算处理,得出避雷器泄漏电流和阻性电流。雷击计数通过触发电路送一 个中断信号给MCU,MCU在中断中将雷击次数累计.避雷器的泄漏电流、阻性电流和 动作次数等数据通过2.4GHz无线网络以ZigBee的通信模式发送给避雷器绝缘监测 IED。避雷器绝缘监测传感器采用电池供电,更换一次电池可持续使用1年,具有传 感器电池低电量报警功能. 避雷器绝缘监测lED通过2.4GHz无线网络接收现场监测传感器发送的泄漏电

流、阻性电流和动作次数等数据,并通过横向纵向比较、诊断、预警,从而实现避
雷器绝缘状态的在线监测,经过处理后的数据和设备状态根据IEC61850规约进行数 据封装,通过光纤以太网上传至变电站信息一体化平台.其主要技术指标见表4-14。

表4-14避雷器在线监测技术指标

序号


监测项目 泄露电流

测量范围
O~3mA

测量误差
±l% ±5%



阻性电流 动作次数 最小检测周期

O~3mA



O~999



41分钟,可根据要求设置

避雷器的绝缘性能采用泄漏电流及阻性电流的增长率阐值作为判断依据。避雷 器绝缘监测IED每隔30分钟(正常情况)通过过程层网络向站控层服务区报告一次 自评估结果.其报警值设置见表4-15. 表4-15避雷器在线监测报警值
序号 避雷器在线监测值 风险度 状态



全电流数据稳定,变化小于±20% 阻性电流数据稳定,交化小于士30%
全电流±20%一30%

全部满足O%

正常



任一项满足:0—50%,

阻性电流变化小于±30%一50%

取各分项最大风险值
任一项满足:50%一100

注意



全电流30%一40%

阻性电流变化小于±50%一100 56

%,取各分项最大风险


异常



全电流大于40%

任一项满足:大于100

阻性电流变化大于100%

%,取各分项最大风险


重大异常

4.5.3技术特点 (1)数据采用无线精确传输方式,通讯规约遵循IEC61850 避雷器绝缘监测IED采用基波法测量氧化锌避雷器的泄漏全电流和动作次数, 实现了动态监测避雷器的绝缘状况的目的。避雷器绝缘监测IED通过2.4GHz无线网


络接收现场监测传感器发送的泄漏电流、阻性电流和动作次数等数据,经过处理后的 数据和设备状态根据IEC61850规约进行数据封装,通过光纤以太网上传至变电站信 息一体化平台。 (2)避雷器监测IED具有良好的设备性能和充裕的存贮空间 避雷器绝缘监测IED具有故障自检及自启动功能、支持远程自检;避雷器监测 的最小周期为1分钟,监测周期可调,可通过现场和远程按需设定监测周期;避雷 器绝缘监测IED采用ARM9嵌入式处理器,运行嵌入式LINUX实时操作系统;采用NAND FLASH数据存储器,能保存一年以上的监测数据。避雷器绝缘监测IED具有故障自检 及自启动功能、支持远程自检;避雷器绝缘监测IED的最小监测周期为0.5小时, 监测周期可调,可通过现场和远程按需设定监测周期。 (3)避雷器现场监测传感器采用低功耗电池 避雷器现场监测传感器主要完成避雷器泄漏电流和动作次数的采集;避雷器泄 漏电流经前端放大调理之后送到AD,经模数转换后,由MCU作数据计算处理,得出 避雷器泄漏电流和阻性电流。雷击计数通过触发电路送一个中断信号给MCU,MCU在 中断中将雷击次数累计。避雷器的泄漏电流、阻性电流和动作次数等数据通过2.4GHz 无线网络以ZigBee的通信模式发送给避雷器绝缘监测IED。避雷器绝缘监测传感器 采用电池供电,更换一次电池可持续使用1年,具有传感器电池低电量报警功能。 避雷器现场监测传感器采用低功耗处理器MSP430,以满足低功耗电池供电的要 求。该处理器的功耗很低,系统正常工作时,其功耗在280¨A’-350“A,在休眠模 式时,功耗在3.5¨A一5.5 H A。无线通信采用2.4GHz ZigBee无线传输模块向避雷器 绝缘监测IED传输数据,无线传输模块具有三种功率模式:(1)发送模式,(2)接 收模式,(3)休眠模式,三种模式的功耗分别为<120mA、<41mA、<60“A。数据传输 时,无线传输模块处于高功耗的发送或接收模式,而不需要数据传输时,处于休眠 模式,大大降低了系统功耗。

4.5效果分析
一次设备智能化改造初步采用实现了一次设备状态可视化,能实时跟踪设备状 态,及时发现设备缺陷,可在一定程度上实现状态检修;智能组件的就地化布置、

41

紧凑化设计,能减少二次电缆,减少投资,具有推广价值。通过采用在线监测、信 息建模、人工智能等技术,实现了主要一次设备智能预警。 变压器智能组件主IED根据IEC354-1991及GB/T15164—94《油浸式电力变压器 负载导则》规定的油浸式电力变压器超铭牌额定值负载的限制条件、稳态及暂态下 的绕组热点温度的计算方法,利用导则中推荐的温度计算用的数学模型及估算各种 类型变压器的负载条件与寿命损失所用的负载表及负载图。根据变压器过载能力数 据,结合环境温度、负荷、油温和绕组温度,建立了变压器负荷动态智能监测系统, 为电网运行方式的动态调整和变压器过载能力的动态调整提供了技术条件。 断路器智能组件通过对一次电流的监测,预估断路器剩余电寿命。通过采集一 次侧电流信号,完成开关带电运行时间的统计。同时断路器压力的数字化显示,不 仅对设备的情况有了量化的掌握,同时,为减少人工巡视工作量和变电站无人值班 模式提供了技术条件。 避雷器智能组件通过对设备状态的检测,实现了避雷器全电流、阻性电流和动 作次数的上传和统计,为减少人工巡视工作量和变电站无人值班模式提供了技术条 件。 智能断路器的研发和试点应用,证明随着技术的发展,一次、二次、在线检测 厂家的融合,智能组件和高压设备完全融合可以实现,高压设备可以集成的组件也

越来越多,最终形成真正意义上的紧凑型一体化智能设备。 4.6小结
本章依托500kV兰溪变智能化试点工程,详细阐述了试点工程中的智能断路器、 变压器智能组件、断路器智能组件、避雷器智能组件的技术路线和方案、技术实现 和技术特点,证明了试点阶段高压设备智能化采用常规高压设备与在线监测技术相 结合方法的有效性,也得出了紧凑型一体化智能设备发展的可行性。

42



结论和展望
通过500kV兰溪变智能化试点工程的实践证明。,在智能电网试点阶段,常规高

压设备与在线监测技术相结合的方案,是实现高压设备智能化的主要手段。通过在 线检测技术的应用,实现了高压设备自我参量检测、就地综合评估、实时状态预报 等功能,达到高压设备初步智能化。 随着设备厂家技术的发展,常规一次设备厂家与主要状态检测厂家的合作日趋 紧密,在线检测设备融入一次设备,松散的智能设备将趋于紧凑化.体现在一次设 备状态检测设备的模块化设计,体现在一次设备状态检测传感器与一次设备的工厂 化集成,如断路器机械、绝缘,电气状态检测的工厂化模块设计,变压器非电量、 DGA、OLTC、冷却系统智能化控制等工厂化模块设计,主要传感器采用嵌入式安装, 本间隔的状态检测装置、合并单元、测控装置、计量装置、非电量和电量保护装置 (变压器)统一集成在智能组件内。智能组件内所有IED都接入过程层网络,同时 需要与站控层网络有信息交互需要的lED,同时接入站控层网络,所有通讯遵循 DL/T860(IEC61850)通信协议,实现测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能 一体化和信息互动化的功能。通过智能组件和高压设备的融合,形成真正意义上的 紧凑型一体化智能设备。 随着输变电设备状态检修工作的深入开展,高压设备智能化将为状态检修提供 有利的实时数据支持。随着国网公司输变电设备在线监测统一平台建设的开展,高 压设备智能化将进一步凸显出其重要性。

随着智能电网的发展,智能设备或高压设备智能化必然是变电站设备的主流, 必然达到测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化的特征。

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作者简历
汪卫国,男,1971年2月出生,浙江兰溪人。 1993年毕业于武汉水利电力大学高电压技术和设备专业,大学本科毕业并取得 工学学士学位。2004年12月电力工程专业高级工程师技术资格 1993年进入浙江省电力公司金华电业局工作,1993年8月至2007年7月从事 变电检修和设备管理工作,先后担任班组技术员和生技科任检修专职。

2007年7月10月至今调到金华电业局生产技术处,从事变压器类设备管理工作。
2007年,主要参加《电力电缆外护套故障及低阻接地故障定位系统》课题,获金 华电业局科技成果三等奖。 2008年,主要参加《输变电设备状态检修》课题,获金华电业局科技成果一等奖。 2007年,主要参加《紫外光测试技术在电气设备绝缘诊断中的应用研究》、《变压 器在线监测和故障诊断系统》、《变电站瓷瓶带电清扫》、《输变电设备检修和资产管 理策略的研究》课题,均获金华电业局科技成果三等奖。 2010年,主要参加《500kV智能化变电站运行技术和运维管理研究》课题,获金 华电业局科技成果一等奖。 2010年,主要参加《500kV智能化变电站关键技术应用研究》课题,获浙江省电 力公司科技进步奖一等奖,浙江电力科学技术奖二等奖。


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