19在线监测系统运维技术0615要点文档格式.docx
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随着电子技术、传感器技术以及信息处理技术等快速发展，许多在线监测装置已在国内外电力系统中得到广泛应用于变压器（电抗器）、GIS、断路器、避雷器等变电设备，并取得了一定的运行经验。
目前，在我国已应用的变电设备在线监测装置类型主要有变压器油中溶解气体分析、铁芯接地电流、局部放电、套管绝缘性能检查等，GIS局部放电、SF6气体压力、微水及分解产物检测等，避雷器泄露电流、动作次数等。
各变电设备在线监测装置主要分类如表19-1所示。
表19-1变电设备在线监测装置分类
装置分类
监测项目
变压器类设备
油中溶解气体分析、局部放电、铁芯接地电流、绕组变形、过电压监测、套管绝缘性能、油温、绕组温度
氧化锌避雷器
全电流、阻性电流、功耗、动作次数
电容型设备
全电流、电容量、介质损耗因数、三相不平衡电流
断路器
SF6气体压力、微水及密度、动作特性、灭弧室电寿命
GIS
局部放电、微水、气体压力等
三、各类在线监测装置工作原理
（一）变压器（电抗器）油中溶解气体监测
正常运行或发生绝缘故障时，变压器（电抗器）油会分解产生H2、CO和CO2等气体，这些气体部分溶解于油中。
变压器（电抗器）油中溶解气体分析（DGA）技术作为一种非破坏性、廉价、有效的绝缘状况诊断技术在变压器（电抗器）故障监测中得到了广泛的应用。
油中溶解气体在线监测系统采用色谱分析原理，实现对变压器（电抗器）油中溶解气体组份检测，其工作原理如图19-2所示。
图19-2变压器油中气体在线监测原理图
目前，油中溶解气体在线监测系统基本上有两种类型：
一种是单一组分型或简易型（如图19-3所示），主要测量H2或C2H2的含量及增长率，用于对变压器早期故障的报警或预警；
另一种是多气体组分型，可监测H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2等多种气体，以便对变压器（电抗器）的故障进行在线分析。
油中溶解气体在线监测可以实现对变压器（电抗器）运行状态的连续监测，其检测周期可以短到数小时，利于及早发现故障征兆，并及早采取纠正措施，这样既可以减少故障漏报的风险和损失，又可减少人工测量所需的工作量。
此外，将在线监测系统与人工测量相结合，可准确地分析变压器（电抗器）的运行状况。
图19-3变压器油中溶解气体在线监测系统（单组分测量）
（二）变压器（电抗器）的铁芯接地电流监测
正常运行的变压器（电抗器）铁芯必须接地，并且只能一点接地，但在现场应用中变压器（电抗器）铁芯因多点接地而导致铁芯局部过热甚至烧毁的事故仍时有发生。
由于变压器（电抗器）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，可把铁芯接地电流作为诊断变压器（电抗器）铁芯短路故障的特征量。
将工频电流传感器钳接于变压器铁芯接地出线上，传感器输出信号通过屏蔽同轴电缆传送至铁芯接地调理单元处，通过实时监测传感器的输出电压信号即可实时获知铁芯接地线上的电流大小，用以反映变压器（电抗器）接地是否正常，其工作原理如图19-4。
图19-4中，r1和r1分别为工频电流传感器的内径和外径，D1和D2分别为工频电流传感器的内直径和外直径，h为工频电流传感器的厚度，S为工频电流传感器的截面积。
图19-4传感器结构原理图及现场安装图
如发现铁芯的对地绝缘电阻与前次相比数据变化较大但不能判断原因时，可在线检测铁芯接地电流，如果超过100mA，应采取相应措施。
对于铁芯和上夹件分别引出油箱外接地的变压器，可分别测出铁芯和夹件对地的电流，如果二者相等，且数值在数安以上时，往往是铁芯有多点接地；
如果后者远大于前者，且数值在数安以上时，往往是夹件有多点接地。
（三）电容型设备电容量与介质损耗监测
变电站内电容型设备主要有电容型电流互感器、电容式电压互感器、耦合电容器和电容型套管等，其数量约占变电站设备总台数的40%~50%。
电容型设备在线监测技术主要通过检测介质损耗因数、电容量而实现。
介质损耗因数的测量对于整体性的绝缘劣化（如受潮、老化、杂质等）比较敏感，而电容量的测量对于套管、电容式电压互感器和正立式电流互感器内部发生电容屏间的短路缺陷非常有效。
在设备运行电压下进行电容量和介质损耗因数的监测比低电压下的检测结果更加真实准确。
如变压器套管、电流互感器的介质损耗因数一般是通过末屏外接监测单元检测电流，并与就近的电压互感器等所测取的电压量进行比较，从而计算出绝缘介质的等值电容量与介质损耗因数。
但是，由于介质损耗因数的检测因受检测灵敏度的影响而不太稳定，实际投入系统的运行效果不太理想，而电容量的监测技术则相对准确且容易实现。
图19-5套管介质损耗在线监测单元
（四）金属氧化锌避雷器的泄漏电流和动作次数监测
由于目前采用的氧化锌避雷器大多不带任何间隙，其阀片长期直接承受工频电压的作用，运行期间有电流流过，加上冲击电压及内部受潮等因素的作用，会引起避雷器阀片老化、阻性泄漏电流增加，进而导致避雷器阀片温度升高甚至发生热崩溃，从而引发电力系统事故。
氧化锌避雷器泄漏电流在线监测技术通过检测氧化锌避雷器的泄漏全电流和阻性电流，能有效地反应其绝缘状况，如图19-6所示。
该方法在现场可以大量监测，能够及时发现避雷器的显著劣化状况。
在正常运行情况下，流过正常避雷器的全电流中，阻性分量仅占全电流的10%～20%。
当阀片老化、避雷器受潮、内部绝缘部件受损时，容性电流变化较少，而阻性电流则显著增大。
避雷器动作次数监测是通过放电计数器来实现的，如图19-6所示。
正常运行时，流过计数器的漏电流较小，计数器不动作；
当出现雷电、操作或工频过电压时，泄漏电流突然增大，计数器内部电磁线圈放电，使计数器动作来记录放电次数。
图19-6避雷器阻性电流在线监视仪
（五）变压器、GIS的局部放电监测
对于绝缘材料，尤其是有机绝缘材料，局部放电是衡量其绝缘性能劣化的重要指标。
局部放电水平的突然增长是突发绝缘故障的先兆，所以，对局部放电进行在线监测是非常必要的。
局部放电的过程除了伴随着电荷的转移和电能的损耗之外，还会产生电磁辐射、超声波、发光、发热以及出现新的生成物等。
因此，局部放电的检测方法有电气测量法（脉冲电流）和非电测量法（超声、超高频）两大类。
1.变压器局部放电监测
在变压器局部放电在线监测方法中，脉冲电流法和声学监测法比较常用。
同时，为结合电流脉冲法和声学监测法的优点，还有声-电联合监测法。
（1）脉冲电流法
脉冲电流法是最灵敏的，可以定量的测量局部放电的特征参数，但该方法抗干扰能力差，因此较难在设备运行现场应用。
（2）声学监测法
声学检测方法是是利用高频的声学传感器紧贴于变压器外壁来获取局部放电产生的声波信号，该方法对局部放电或电弧放电产生暂态声音信号非常敏感，能检测出放电信号并予以定位，但由于放电源的声波信号在变压器内部沿着不同的介质进行传播，各个位置检测到声波信号的时间不同，故定位精度受限。
（3）声-电联合监测法
图19-7为采用声-电联合监测方法对变压器局部放电的监测系统图。
当变压器内部发生局部放电时，超声传感器和电流互感器CT分别接收超声脉冲和电脉冲信号，由信号电缆CA1、CA2传送至测量系统，经过信号预处理和模数转换后，通过光缆送至主控室上位机，上位机软件完成放电的特征提取和分析判别，进行故障报警和放电定位。
采取声-电联合监测方式来定位放电点，该方法不仅能够连续监测多台变压器的局部放电，而且抗干扰性能很强。
图19-7变压器局部放电在线监测系统
2.GIS局部放电监测
GIS局部放电在线监测主要采用超高频和超声方法。
GIS中的局部放电会在GIS内部空腔及外壳对地之间产生超高频电磁波，使接地线上有放电脉冲电流通过；
局部放电还会使通道内SF6气体压力骤增，在SF6气体中产生声波，并传递到金属外壳上，在外壳上出现各种纵波、横波和表面波等。
通过超高频和超声波传感器，检测局部放电信号，并经后续处理，用于区分自由微粒、尖端放电、气隙放电、悬浮放电等不同类型的放电形式。
目前，现场已有通过测量超高频或超声局部放电信号来寻找放电部位，如图19-8所示。
图19-8GIS局部放电在线监测系统
（六）断路器的灭弧室电寿命、机械动作特性监测
对于断路器，状态检修试验规程规定的导电回路电阻测量、分合闸线圈直流电阻测量等试验目前较难实现在线测量，而行程和速度特性的在线测量由于传感器安装及可靠性问题往往也受到了一定限制。
通过监测累计遮断电流来计算估计断路器触头磨损，有助于判断触头状态和灭弧室绝缘状态，但至今也仅是一种正在积累经验的技术。
此外，通过监测操动机构的一些特性，如分合闸线圈电流、机械行程、振动等，能初步评价断路器的机械寿命。
由于高压断路器内部结构复杂，安装在线监测装置的难度很大，其在线监测技术发展也不成熟，目前系统中应用较少。
（七）SF6气体密度、压力和微水监测
SF6气体密度、压力和微水监测方法简单，主要是按照相应导则的要求，在密度、压力和微水达到报警阈值时进行报警。
SF6气体微水密度监测一般是将露点传感器和密度传感器集中到一个装置中，将装置和SF6气路连通后实现对微水、密度、压力等的测量，其传感器的测量精度一般都能满足分析要求。
SF6监测装置关键是使传感器的气体平衡周期更短和确保不影响一次设备的安全。
因此，其装置结构和安装形式是非常重要的。
四、监测信息分类
在线监测系统监测信息包括被监测设备的状态信息和装置自检信息。
设备状态信息是用以反映被监测设备的运行状况，根据监测状态量的大小或变化趋势，能直观反映输变电设备本体运行状态、气象、通道环境的物理量；
而装置自检信息用表征装置自身的运行状态。
（一）设备状态信息
根据装置所监测输变电设备状态量的幅值大小或变化趋势，将设备状态信息分为正常信息、预警信息和报警信息三类。
1.正常信息
表示输变电设备状态量稳定，设备对应状态正常。
2.预警信息
表示输变电设备状态量变化趋势朝报警值方向发展，但未超过报警值。
设备可能存在隐患，需加强监视。
3.报警信息
表示输变电设备状态量超过相关标准限值，或变化趋势明显。
设备可能存在缺陷，并有可能发展为故障，需采取相应措施。
（二）装置自检信息
装置通过自检，对自身故障如电源不足、传感器损坏、通信中断等给出警示语句和报警信号，提醒处理。
五、主要设备监测信息告警值
为规范输变电设备在线监测信息告警设置，充分发挥在线监测信息对设备运维管理的作用，提高设备运维监控工作水平，依据“国家电网公司运检部关于印发《输变电设备在线监测信息报警规则（试行）》的通知”（运检技术〔2012〕390号）要求，对变压器（电抗器）、断路器、金属氧化物避雷器、电容型设备等主要变电设备的在线监测信息报警值规则进行规定，监测项目包括油中溶解气体、油中微水、变压器（电抗器）局部放电、GIS局部放电、SF6气体压力、水分等，具体告警值如表19-2至表19-9所示。
（一）变压器（电抗器）油中溶解气体报警值
表19-2变压器（电抗器）油中溶解气体报警参数与报警值汇总表
序号
报警参数
电压等级
油枕结构
正常范围
预警值
报警值
1
氢气值（μL/L）
110kV及以上
隔膜式、胶囊式
<
120
>
150
2
氢气绝对产气速率ml/天
3
10
开放式
1.5
5
4
氢气相对产气速率（%/月）
6
乙炔值（μL/L）
330kV及以上
0.8
220kV及以下
7
乙炔绝对产气速率ml/天
0.06
0.2
8
0.03
0.1
9
乙炔相对产气速率（%/月）
总烃值（μL/L）
11
总烃绝对产气速率ml/天
3.6
12
1.8
13
总烃相对产气速率（%/月）
（二）变压器（电抗器）油中微水监测报警值
表19-3变压器（电抗器）油中微水报警参数与报警值汇总表
水分（mg/L）
20
25
15
（三）变压器（电抗器）局部放电监测报警值
表19-4变压器（电抗器）局部放电报警参数与报警值汇总表
端电压
放电相位
放电量
A、B、C相
300pC
500pC
备注
到预警值时应充分考虑，信号为排除干扰之后
（四）变压器（电抗器）铁芯接地电流监测报警值
表19-5变压器（电抗器）铁芯接地电流报警参数与报警值汇总表
全电流
100mA
300mA
特高压换流站换流变铁芯接地电流报警值参照执行。
（五）变压器（电抗器）顶层油温监测报警值
表19-6变压器（电抗器）顶层油温报警参数与报警值汇总表
顶层油温
自冷、风冷：
＜85℃
强油风冷：
＜75℃
85℃
75℃
90℃
1.制造厂有规定的，按制造厂规定。
2.上表中的数据按满载考虑。
（六）电容设备绝缘监测报警值
表19-7电容设备绝缘报警参数与报警值汇总表
设备类型
介质损耗因数
110kV及以下
电流互感器
＜0.007
0.007
0.008
220kV、330kV
＜0.006
0.006
500kV及以上
＜0.005
0.005
所有
串级式、电磁电压互感器
＜0.015
0.015
0.02
非串级式、电磁电压互感器
＜0.004
0.004
电容式电压互感器（油纸绝缘）
耦合电容器（油纸绝缘）
电容式电压互感器（膜纸绝缘）
＜0.002
0.002
0.0025
相对介质损耗因数（初值差）
全部设备
＜10%
10%
30%
电容量相对变化率（初值差）
＜5%
5%
15%
初值：
设备投运、A、B类检修后初始测量值。
初值差=（当前监测值-初值）/初值*100%
（七）断路器（GIS）SF6气体压力及水分监测报警值
表19-8断路器（GIS）SF6气体压力及水分参数与报警值汇总表
安装部位
运行状态
SF6气体压力
无
密度继电器报警值
SF6气体水分
断路器间隔
隔刀间隔
有电弧＜300
（ppm）
240ppm
300ppm
母线、PT、避雷器、出线套管
无电弧＜500
400ppm
500ppm
（八）金属氧化物避雷器泄漏电流监测报警值
表19-9金属氧化物避雷器泄漏电流报警值汇总表
阻性电流
＜1.5倍避雷器安装后初始测量值
1.5倍避雷器安装后初始测量值
＞2.0倍避雷器安装后初始测量值
＜1.3倍避雷器安装后初始测量值
1.3倍避雷器安装后初始测量值
＞1.5倍避雷器安装后初始测量值
1、不同厂家避雷器泄漏电流值差别较大，但一般不应超出上述范围，初始测量值小于厂家宣称值即可。
2、
2、初值：
【思考与练习】
1.什么是在线监测系统？
在线监测系统的框架包括哪几部分？
2.变电设备在线监测系统有哪些类型？
3.在线监测信息分类依据是什么？
分为几个类别？
第二节在线监测系统运行巡视
本节介绍了变电设备在线监测系统例行巡视、全面巡视、特殊巡视的内容及要求，通过本章的学习，使运维人员掌握在线监测系统运行巡视的技能。
一、例行巡视内容及要求
根据国家电网公司Q/GDW538-2010《变电设备在线监测系统运行管理规范》要求，变电设备在线监测装置的例行巡视内容及要求如下。
（一）监测装置巡视
1.外观检查
（1）检查监测装置的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固。
（2）检查电缆（光缆）的连接无松动和断裂。
（3）检查油气管路接口应无渗漏。
（4）检查就地显示装置应显示正常。
（5）检查数据通讯情况应正常。
（6）检查站控监测单元运行应正常。
（二）监测信号巡视
（1）根据采样方式与时间定期查看数据通信、更新是否正常。
（2）根据《输变电设备在线监测信息报警规则（试行）》中表19-2至表19-9，检查监测数据是否在正常范围内，查阅有无历史报警记录，出现异常应及时汇报。
二、全面巡视内容及要求
全面巡视除按照例行巡视内容及要求检查外，还应从接线、主机等方面检查以下内容：
1.接线检查
（1）检查引线接头无过热变色现象，引线无损伤及裂纹，无放电痕迹。
2.主机检查
（1）检查主站计算机运行应正常。
（2）检查主站计算机网络数据通讯情况应正常。
（3）检查站控监测单元运行应正常。
（4）在电源电压超出监测系统规定的范围或进行站用点电源切换时，应及时检查系统工作是否正常。
3.接地检查
（1）接地线完整，无锈蚀情况，接地焊口与箱体连接牢固。
（2）有无接地网外露及折断现象。
（3）接地电阻是否符合规程规定。
三、特殊巡视内容及要求
（一）在特殊情况下，如被监测设备遭受雷击、短路等大扰动后，或监测数据异常，以及在大负荷、异常气候等情况时应加强巡视，巡视内容及要求应按照例行巡视要求进行。
（二）在被监测设备充电、倒闸操作及其它可能影响在线监测系统运行的情况下，应及时检查相关监测装置工作是否正常。
（三）在线监测系统报警时，应进行以下检查：
1.装置及信号检查
（1）报警值的设置是否变化。
（2）外部接线、网络通信是否出现异常中断。
（3）是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作、外部短路故障等。
（4）监测装置及系统是否异常。
（5）进行在线监测数据变化的趋势和横向比较分析。
2.如确认在线监测系统工作正常，报警后应视具体情况对主设备采取进一步的诊断和处理。
3.如确认在线监测系统发生误报警，应及时报警功能，查明原因并处理后再投入运行，当不能完全确认系统发生误报警，不应将装置退出运行。
1.在线监测装置的例行巡视内容及要求是什么？
2.除例行巡视之外，在线监测装置全面巡视还要求进行哪些项目？
3.在什么情况下，在线监测系统需进行特殊巡视？
4.在线监测系统报警时应进行哪些检查？
第三节在线监测系统维护项目及要求
本节介绍了变电设备在线监测系统的维护内容及要求，要求运维人员能够按照规定要求对在线监测系统进行主机和终端设备外观检查、通讯检查和数据信息核对，掌握变电设备在线监测装置运维的基本项目及方法。
一、维护项目及要求
（一）主机和终端设备
在线监测系统维护人员应熟悉相关使用文件，严格按照使用说明书进行相关维护工作。
1.定期对在线监测系统的主机、终端设备、电源进行检查、清扫，确保各部分能够正常工作，并处于持续运行状态。
2.被监测设备检修时，应对在线监测装置进行必要的检查和试验。
3.被监测设备解体或更换时，应
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