SPM-2型电气设备状态在线监测及故障诊断系统在500kV莆变的应用

2023-01-08

鉴于上述原因, 从传统的定期检修制度逐渐过渡到以状态为依据的检修制度是必然的趋势。

1 状态检修概况

在设备状态评价的基础上, 根据设备状态和分析诊断结果安排检修时间和项目, 并主动实施的检修方式, 称为状态检修。状态检修的关键是对状态检修全过程管理, 真正意义上的状态检修其成本消耗最低, 设备运行具有最大可靠性。因此在实施状态检修时, 一方面对一些非主要运行设备可实行状态检修, 另一方面, 由于设备运行的不稳定性和不可控性, 状态检修应在兼顾经济效益的基础上, 定期发现问题, 定期淘汰设备, 加速设备折旧, 以提高设备运行的可靠性。

2 状态检修技术实施机理

开展电气设备状态检修要注意两点, 也是必须去完善的两点, 一是在管理方面思想观念需要更新, 二是技术方面的问题。应用新的技术对设备进行监测和试验, 准确掌握设备的状态。开展状态检修工作, 大量地采用新技术是必要的。

状态检修必须对设备进行状态检测, 设备信息和数据的采集主要通过在线实时数据的采集和对设备的离线检测等, 包括运行数据 (运行实时数据、运行日志、运行巡检记录、运行分析记录等) 、设备状态监测数据 (各种监测设备测得的数据) 、常规检测 (点检数据、金属检测试验数据、性能试验数据、技术监督项目的测试数据等) 、设备历史数据 (设备图纸、说明书、安装记录、故障记录、检修记录、技术改造等) 在开展检测时, 必须确定合理的检测周期, 保证数据的可信度。

3 SPM-2型电气设备状态在线监测及故障诊断系统的概述

500kV莆田变是在福州超高压局所属的7座500k V变电站中第一座安装SPM-2型电气设备状态在线监测及故障诊断系统的变电站。

SPM-2型变电站电气设备在线监测系统是一套实施绝缘状态在线监测及诊断的完整系统, 监测运行中电力变压器、互感器、耦合电容器、避雷器等高压电气设备的运行状况。采用分层分布式结构, 只需在被监测设备上安装智能化的现场监测单元, 即可实现多路信号的同步高速采集和信号就地处理, 并通过现场总线把监测数据传送到站端主机。监测数据采用WEB方式发布。在福州超高压局的内部利用局域网可随时获取监测数据和诊断结果。

4 SPM-2型电气设备状态在线监测及故障诊断系统的关键技术

4.1 分层分布式系统结构原理

各监测单元按照500kV莆田变电站高压设备的分布而就地安装、布置, 各监测单元之间通过CAN/485现场工业总线与站端主机进行通信。该结构采用现场总线技术, 就地测量、数字传输, 可彻底杜绝被测信号 (微安、毫安级模拟小电流信号) 的长距离传输问题以及地电位的冲击问题, 保证数据的准确传输。

4.2 信号取样技术

信号取样及测量是绝缘在线监测系统的关键技术, 它将直接影响到使用的安全性和监测的有效性。为避免信号取样方式对被测电气设备的安全运行造成影响, 通常采用穿心结构的电流传感器。无源电流传感器 (简称小CT) 具有结构简单、工作可靠等优点, 早期曾被广泛应用, 但由于被测电流信号通常为毫安级, 且又必须采用穿心结构, 检测精度难以满足介损测量的要求。采用硬件补偿或软件修正的方式, 虽然可以调整传感器的误差, 但却无法保证这种相对精度的稳定性, 现场应用时将会明显受到环境温度变化的影响。

4.3 介损的测量

要实现电容型设备介质损耗参数的在线监测, 关键技术是如何准确获得并求取两个工频基波电流信号的相位差。SPM-2则采用了全数字化的快速傅里叶变换方法 (DFT) 来求取信号相差, 该方法的最大优点是不需使用复杂的模拟处理电路, 长期工作的稳定性可得到保证, 且能有效抑制谐波干扰的影响。

SPM-2监测系统采用高精度 (16Bit) 并行采样技术, 具备完善的程控增益及相位自校功能, 测量基波信号的相位精度高达±0.002o以上, 完全满足电容型设备介损测量的要求。

4.4 系统安全性

采用在线状态监测系统的首要前提是该系统不能危及到主设备的安全运行, 利用一匝穿芯式的传感器通过磁耦合的方式来采集信号, 整个系统与高压设备是没有直接的电气联接的, 这样可以确保对主设备的运行不会产生任何的影响。同时, 系统的一系列过电压扰动对监测系统的安全运行也不会产生任何不利的影响。

4.5 诊断技术

与传统的绝对值判断法相比, 采用相对值比较判断法能够明显削弱外部因素的影响, 提高绝缘状态诊断结果的可信度, 并且遵循DL/T596-1996〖电力设备预防性试验规程〗中提出的“试验结果应与该设备历次试验结果相比较, 与同类设备试验结果相比较, 参照相关的试验结果, 根据变化规律和趋势, 进行全面分析后做出判断”, 例如:

(1) 对于同母线、同相别、同类型的两个电容型设备, 母线PT的误差对介损及电容量监测数据的影响程度相同, 其介损差值或电容量比值基本与PT角差或比差的变化无关。

(2) 对于结构相同的两个电气设备, 外部环境因素对监测数据的影响程度相似, 其介损差值或电容量比值与环境温湿度的变化基本无关。

5 500kV莆田变现场安装情况

500kV莆田变的就地检测单元范围较广, 除去一台500kV#1联变的油色谱在线检测仪, 还有16个220kV设备间隔, 共安装监测点79点, 其中避雷器48只, 电压互感器24只, 耦合电容器6只。

5.1 SPM系列监测系统安装

SPM系列监测系统是针对电气设备实施绝缘状态在线监测及诊断, 适应于监测运行中电力变压器、互感器、耦合电容器、避雷器等高压电气设备的绝缘状况。该产品采用分布式结构、就地测量、数字传输, 只需在被监测设备上安装智能化的本地测量单元, 即可实现就地测量, 并通过现场总线把监测数据传送到中央监控器 (CU) 。用户 (PC, 用户端的计算机) 利用局域网可随时获取监测数据和诊断结果。绝缘状态监测系统的系统构如图1所示。

5.2 中央监控器CU安装

中央监控器CU采用嵌入式结构, 可直接安装在在监测屏上, 直接到保护小室安装一台。它可通过现场总线控制各个本地测量单元 (LU) 的工作状态, 读取和处理测量数据及异常信息, 并把最终获得的绝缘监测数据按照下述方式存盘, 随时接受远程数据管理系统 (PC) 的访问。

(1) 最近1周内 (168小时) 的监测数据 (用于跟踪和监视缺陷的发展情况) 。

(2) 最近1年内 (365天) 内的监测数据 (用于分析和诊断是否存在缺陷) 。

每台中央监控器CU提供的现场总线上可挂载110个本地测量单元。现场只需提供一个局域网, 中央监控器即可实现远程通讯功能, 随时接受远方数据管理系统的访问。

5.3 油色谱安装

采用了气相色谱检测原理。变压器油在内置一体式油泵作用下进入油气分离装置, 经过毛细管的萃取, 分离出变压器油中的溶解气体, 经过油气分离后的变压器油流回变压器油箱, 萃取出来的气体在内置微型气泵的作用下进入电磁六通阀的定量管中。定量管中的气体在载气作用下进入色谱柱, 然后, 检测器按气体流出色谱柱的顺序分别将六种组分气体 (H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6) 变换成电压信号。色谱数据采集器将采集到的气体浓度电压量通过RS485上传给安装在主控室的数据处理服务器, 数据处理服务器根据仪器的标定数据进行定量分析, 计算出各组分和总烃的含量以及各自的增长率, 再由故障诊断专家系统对变压器进行故障分析, 从而实现变压器故障的在线监测。

5.4 系统电压监测单元

系统电压监测单元共3台, 分别安装在220kVI、II、Ⅲ段母线PT水泥支柱上。系统在监测PT、OY等电容型设备的介质损耗, 或者避雷器的阻性电流时, 均需使用PT二次电压作为相位测量的基准。为保证取样的安全性和取样信号的真实性, SPM系统采用了在PT二次柜内部安装取样保护器, 通过独立的本地测量单元取样并就地测量的方式。

PT取样保护器安装到PT二次柜内部的金属支架上, 用绝缘导线直接并接在PT端子排的计量端子上 (或在计量端子下部加三个端子排, 用短接片将计量端子信号并到增加的端子排上, 因现场端子排上没有空余位置安装端子排, 所以要采用此方案的话要局里配合改造端子箱接线, 才能安装) 将计量信号接到1A的4联空开后连接到PT取样保护器上, 且应保证A、B、C、N (中性点) 对应联接。

通过10KΩ/4W的金属膜电阻 (2个5KΩ/2W电阻串联) 把电压信号转换成电流信号, 电阻的耐压及功率均有足够的裕度 (实际功耗仅为0.4W) , 且基本不会增加PT的二次负载。通过0.1A速断熔丝来保护电流信号, 可进一步防止PT二次信号意外短路。

5.5 避雷器监测单元

直接在避雷器计数器的上端取样, 即通过35mm2电缆, 使避雷器计数器上端的泄漏电流信号, 通过本地测量单元的电流传感器, 然后再返回到避雷器计数器的接入端。避雷器监测单元内装有取样保护器, 正常运行电压下, 取样保护器对工频信号不产生阻尼作用, 避雷器的泄漏电流 (通常小于1m A) 全部通过电流传感器转换后进入测量主板;而当发生雷电或操作冲击时, 取样保护器呈现出高阻阻尼作用, 保护装置不受损坏。

该取样方法将避雷器泄漏电流通过电流传感器后直接接到避雷器计数器上端, 使避雷器监测单元不影响到现场避雷器及计数器的正常不作, 使用35mm2电缆连接能达到安全使用要求。而避雷器监测单元内的取样保护器在发生雷电冲击时, 呈现出高阻阻尼作用也保护了避雷器监测单元。

5.6 变压器铁芯接地电流监测单元

通过穿芯结构的电流传感器 (又称“穿芯CT”) , 在铁芯接地引线上获取被测电流信号。

信号取样采用ZR-KVVRP22-2×6 mm2电缆, 将穿芯传感器的信号引到监测单元, 且其屏蔽层应与测量单元的外壳联接并接地, 实验表明, 套装在铁芯接地引线上的取样传感器 (穿心CT) 本身具备交流3kV、冲击10kV的绝缘能力, 且在实际使用时其二次线圈还将与本地测量单元内部的传感器相连, 故实际所能达到的绝缘强度将会进一步增强。采用套装在引线上的取样穿心传感器不影响铁芯接地正常工作。

5.7 线路耦合电容器 (OY) 或电容型电压互感器 (CVT) 的信号取样方式

通过穿芯结构的电流传感器 (又称“穿芯CT”) , 在线路CVT (或耦合电容器 (OY) 与结合滤波器之间的联接引线上获取被测电流信号。尽管从结合滤波器下方的接地线上取样将会更加安全, 但却因结合滤波器内部接地点的不唯一性 (存在着分流现象) , 介质损耗测量数据将会严重失真。

对于不带结合滤波器的线路CVT或母线CVT, 仍可采用类似于电压取样的信号取样方式, 可不采用穿芯CT取样, 此时仅需在取样点 (CVT的δ端子) 安装接地的取样保护器即可。信号取样采用ZR-KVVRP22-2×6mm2电缆, 将穿芯传感器的信号引到监测单元, 且其屏蔽层应与测量单元的外壳联接并接地。

6 结语

目前在线监测技术尚不完善。随着监测技术的不断进步, 在线监测最终取代预防性试验不是没有可能, 但可谓“路漫漫其修远兮”。因此, 当前凡是有利于掌握设备状态的任何手段都应充分利用, 现阶段SPM-2型电气设备状态在线监测及故障诊断系统也仅仅只是在500kV变电站的探索与摸索阶段, 需要长期的数据积累和根据系统的提示去判断设备状态来证明SPM-2系统的可行性, 当然过去行之有效的设备巡视、定期试验项目等不应该排斥, 而应更好地发挥作用。

摘要：在市场竞争日趋激烈、电力由卖方市场走向买方市场的今天, 对供电可靠性的要求也越来越高。提高供电可靠性、降低用户平均停电时间的途径, 一是减少停电次数, 二是缩短每次的停电时间, 三是缩小每次停电范围 (用户数) 。其中要挖掘减少停电次数和缩短每次停电时间的潜力很大。

关键词：电气设备在线监测,诊断技术,状态维修,定期维修,故障诊断