04第四章 在线监测装置叶会生.docx
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04第四章在线监测装置叶会生
第四章在线监测系统
【本章描述】本章包含在线监测系统的原理及构成，检测参数的分类和选择以及在线监测装置的日常运行与维护要求。
通过对这些内容的学习，掌握在线监测装置的日常运行与维护，能对在线监测的现象及数据进行简单分析及处理。
第一节基本原理及结构
1、术语与定义
在线监测是指在不停电的情况下，对电力设备状况进行连续或周期性地自动监视检测。
在线监测装置（含传感器）通常安装在被监测设备上或附近，用以自动采集、处理和发送被监测设备状态信息。
监测装置能通过现场总线、以太网、无线等通信方式与综合监测单元或直接与站端监测单元通信。
在线监测系统主要由在线监测装置、综合监测单元和站端监测单元组成，主要实现对电力设备状态参数的连续检测、传输、处理分析，并可实现越限报警，提示设备可能有潜在缺陷。
根据设备状态综合诊断的需要，在线监测系统一般宜采取多个状态量进行综合监测的方式，并可扩展到整个变电站。
2、高电压设备在线监测装置分类
高电压设备是智能电网中最基本、最重要的单元，在线监测技术作为高压设备智能化的关键技术，已成为智能电网的重要组成部分。
上世纪70年代开始，国外电力公司开始着手研究高电压设备在线监测技术。
随着电子技术、传感器技术以及信息处理技术等快速发展，许多成熟的在线监测装置已在电力系统中得到广泛应用，并取得了一定的运行经验。
随着中国智能电网的研究与建设，在线监测技术的应用得到了高度重视。
特别是在线监测技术在智能电网中高电压设备的可视化和自动化，为智能电网提供了最基础的功能支撑。
目前，变压器、GIS、避雷器、断路器、电容型设备等在线监测技术在智能电网中均有应用，已应用的在线监测装置主要有变压器油中溶解气体分析、铁芯接地电流、局部放电、套管绝缘性能等在线监测装置，GIS局部放电、SF6气体等在线监测装置，避雷器泄露电流、动作次数等在线监测装置。
各设备在线监测装置主要分类如表4-1所示。
表4-1高电压设备在线监测装置分类
设备
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气体密度、微水、动作特性、灭弧室电寿命
GIS
局部放电、微水、气体压力等
绝缘子
泄漏电流
3、监测原理
1.变压器（电抗器）的油中溶解气体
正常运行或发生绝缘故障时，变压器（电抗器）油会分解产生如H2、CO、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、有效的变压器（电抗器）绝缘状况的诊断技术得到了广泛的应用。
油中溶解气体在线监测系统即采用色谱分析原理，实现对变压器（电抗器）油中气体组份检测。
目前，系统基本上有两种类型：
一种是单一组分型或简易型（见图4-1），主要测氢气或乙炔的含量及增长率，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，可监测氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等多种气体，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设备状态的连续监测，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。
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）运行状况。
图4-1变压器油中溶解气体在线监测系统（单组分测量原理）
图4-2给出了诊断变压器故障及故障性质的多种气体在线监测装置原理图。
图4-2变压器油中气体在线监测原理图
2.变压器（电抗器）的铁芯接地电流
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。
将一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，即可反映变压器（电抗器）接地是否正常，如图4-3。
图4-3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，应运行中检测铁芯接地电流，如果超过0.1A，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。
3.电容型设备的电容量与介质损耗
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、电容型套管等。
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短路的缺陷非常有效。
在设备运行额定电压下进行电容量与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。
如测变压器套管、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绝缘电流，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容易实现。
图4-4套管介质损耗在线监测单元
4.金属氧化锌避雷器的泄漏电流和动作次数
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，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，导致避雷器阀片温度升高直至发生热崩溃，从而引发电力系统事故。
目前，氧化锌避雷器在线监测技术应用较为成熟的包括泄漏电流和动作次数在线监测。
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。
该法适于现场大量监测，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。
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，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4-5避雷器阻性电流在线监视仪
5.变压器、GIS的局部放电
对于很多绝缘材料，特别是有机绝缘材料，局部放电是衡量绝缘性能劣化的重要指标。
局部放电水平的某些突然增长是某些突发绝缘故障的先兆，因此对局部放电实现在线监测非常必要。
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。
因此与这些现象相对应，局部放电的检测方法可分为电气测量法（电流脉冲）和非电测量法（超声、超高频）两大类。
在变压器局部放电在线监测方法中，电流脉冲方法和声学监测方法比较常用。
电流脉冲法是最灵敏的，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，因此无法有效应用于现场在线监测。
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，故定位精度很难精确。
结合电流脉冲法和声学监测法的优缺点，采用电一声联合监测法，如图4-6所示，该图为采用电一声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，进行故障报警和放电的定位圈。
采取电一声联合监测方式，以测定放电点定位，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4-6变压器局部放电在线监测系统
GIS局放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渡过。
局部放电还会使通道气体压力骤增，在GIS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。
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，并在实践中进一步积累应用经验。
图4-7GIS局部放电在线监测系统
图4-7中，带有红圈标号的位置为超高频传感器的安装位置。
6.断路器的灭弧室电寿命、机械动作特性
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和判据的技术。
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。
7.绝缘子的泄漏电流
绝缘子泄漏电流在线监测系统能够对运行中绝缘子的泄漏电流和环境、湿度等进行在线实时监测，理论上可综合泄漏电流值、局部放电强度及气象条件等参数，得出等值附盐密度、零值电流、污秽发展趋势等的判断。
该在线监测技术目前还没有大量运行经验证明监测系统运用在实际输电线路中的可靠性，但还存在检测数据分散性较大、判据不明确的应用问题，仍在积累经验。
8.SF6气体密度、压力和微水
SF6气体微水密度监测分析方法简单，主要是按照相应导则的要求，在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。
一般来说，传感器的测量精度都能满足分析要求。
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、变电设备在线监测系统基本结构
变电设备在线监测系统一般采用总线式的分层分布式结构，分为过程层、间隔层和站控层。
对于过程层到间隔层未采用DL/T860《变电站通信网络和系统》通信标准的在线监测系统，应在间隔层配置综合监测单元，将在线监测装置通信标准统一转换为DL/T860《变电站通信网络和系统》与站端监测单元通信。
图4-8给出了含有综合监测单元的在线监测系统框架。
1.过程层包括变压器、电抗器、断路器、GIS、电容型设备、金属氧化物避雷器等一次设备的在线监测装置。
实现变电设备状态信息自动采集、测量、就地数字化等功能。
2.间隔层包括变压器/电抗器综合监测单元、断路器/GIS综合监测单元、电容型设备/金属氧化物避雷器综合监测单元。
实现被监测设备相关监测装置的监测数据汇集、数据加工处理、标准化数据通讯代理、阈值比较、监测预警等功能。
如果过程层的监测装置均符合DL/T860《变电站通信网络和系统》通信标准，则可省去综合监测单元，监测装置直接与站端监测单元通信。
3.站控层包括站端监测单元。
实现整个在线监测系统的运行控制，以及站内所有变电设备的在线监测数据的汇集、综合分析、故障诊断、监测预警、数据展示（设在集控站）、存储和标准化数据转发等功能。
图4-8在线监测系统框架
五、监测信息分类分级原则
（一）设备状态信息
根据装置所监测的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，提醒处理。
第二节日常运行与维护要求
一、基本要求
运行单位应根据国家电网公司Q/GDW534-2010《变电设备在线监测系统技术导则》、Q/GDW538-2010《变电设备在线监测系统运行管理规范》、在线装置使用手册等编写在线监测系统现场运行规程，并建立在线监测系统设备台账和运行履历。
应注意监视在线监测系统的运行状况，及时发现并报告其存在的缺陷。
应注意在线监测系统监测数据的采集、存储和备份，数据的变化趋势的初步判断，报警值的管理等。
如果在线监测数据发现异常，应及时报告。
三、日常运行及报警值管理
（一）日常运行巡视
表4-2给出了在线监测系统主要巡视内容与标准。
在特殊情况下，如被监测系统遭受雷击、短路等大扰动后，或被监测异常，以及在大负荷、异常气候等情况时，应加强巡视。
表4-2在线监测系统巡视内容与标准
序号
巡视内容
巡视标准
1
检测单元的外观检查
1.检测单元的外观检查应无锈蚀、密封良好、连接紧固
2.无渗、漏雨、进雪现象；防小动物设施完好、有效
3.通往设备外的孔洞应当堵塞，电缆沟应保持清洁无积水，并符合防火要求
4.无在设施上涂鸦和张贴广告
5.油色谱、容性设备、避雷器、铁芯等在线监测装置端子箱门应关好
6.油色谱在线检查装置进出油口阀门处于常开状态
2
检测单元接线检查
1.检查末屏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.检查电（光）缆的连接无松动和断裂
3.检查油气管路接口应无渗漏
3
在线监测系统主机检查
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.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
4.在线监测屏柜开关正常，无跳闸情况
4
监测数据检查
1.根据采样方式与时间定期查看数据是否正常
2.在被监测主设备充电、变电站母线切换操作及其它可能影响监测系统运行的主设备操作后应及时检查相关监测系统工作是否正常
3.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
5
接地装置
1.接地线完整，无锈蚀情况，接地焊口与箱体连接牢固
2.有无接地网外露折断现象
3.接地电阻是否符合规程规定
6
设备标志
1.安全、警告标志齐全、规范、清晰
2.设备名称和编号清晰
（二）维护注意事项
1.不得随意更改主站系统监测软件的设置，任何改动应在系统管理员认可后方可进行。
2.主站单元宜专机专用，其网络设置不应随意更改，不能安装无关软件。
3.监测软件处于常运行状态，不得随意关闭。
4.被测设备检修时，应对检测单元进行必要的检查和试验，详细情况如下：
（1）检查检测单元与被监测设备本体连接部位良好，无渗漏、锈蚀和受潮等异常现象。
（2）检查电（光）缆连接正常，接地引线、屏蔽牢固。
（3）按制造厂技术要求，对无法承受负压状态的油气分离膜式传感器，在变压器或油处理前，应首先关紧传感器的阀门；在变压器吊罩时，将监测装置拆除，妥善保存。
（4）在套管、电流互感器、耦合电容器、避雷器等设备大修或更换时，应将监测装置拆除，妥善保存，拆、卸和安装应按制造厂技术要求进行。
5.定期对在线监测系统的电源进行检查。
6.终端设备检查如需停电应开工作票。
（三）报警值管理
1.根据相关标准规范或运行经验由运行单位制定各报警值，报警值不应随意修改，国网运检技术〔2012〕390号《关于印发<输变电设备在线监测信息报警规则（试行）>的通知》中的变电监测参数报警值见附录。
2.发生在线监测系统报警时由运行人员及时汇报。
3.发生在线监测系统报警后应安排检查和开展以下工作：
（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）是否有异常天气。
（4）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。
（5）监测装置及系统是否异常。
（6）进行在线监测数据变化的趋势和横向比较分析。
4.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。
5.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。
第三节常见异常及处理
在线监测系统常见异常有检测单元工作异常或数据异常、主站计算机异常或“死机”、通信异常、系统异常、硬件和软件故障等。
当在线监测系统异常时，按照维护手册进行检查：
（1）装置（传感器部分）是否有外观异常如松动、脱落现象；
（2）装置自检是否正常；
（3）站控监测单元和监测装置（综合监测单元）通讯测试是否正常。
经检查并确认在线监测系统无故障时，应根据维护手册进行人工复位。
在线监测系统发生不能恢复的故障时，运行单位应及时组织相关单位和厂家查明原因。
各种常见异常所对应的处理方法见表4-3：
表4-3在线监测系统常见异常及处理方法
异常
处理方法
检测单元工作异常或数据异常
进行人工复位后再采集
主站计算机异常或“死机”
根据维护手册要求重新启动系统
系统后台软件出现通讯异常或者数据刷新
检查是否有电源输入；
检查主机电源开关是否打开；
检查与主站通信线插头是否松动或通信母板是否故障，打开智能柜后门检查监测装置接线端子，检查电源输入插座是否紧固；
系统异常
对该系统操作前，应熟悉使用手册、软件使用指南，出现问题应按照维护指南进行
硬件和软件故障
按维护指南无法解决时，应及时通知厂家派人维护
系统后台软件部分无显示
检查变送器与采集器接线插头是否紧固；
检查变送器上的电源线连接可靠；
油色谱在线监测装置油管严重漏油或油管等处破裂
及时关闭在变压器上两个阀门并切断数据采集器电源，通知检修人员
油色谱在线监测装置气瓶内压力下降
根据厂家说明书规定，如果压力逐渐慢慢下降，及时告知检修人员；如气瓶内压力突然下降的很快则有可能是某处漏气，则立即通知检修人员；如气瓶内压力表指示低于某值（根据厂家说明书规定），请关闭数据采集器电源，并通知检修人员
【思考与练习】
4-1在线监测系统的作用是什么？
4-2在线监测系统一般由哪几个部分组成？
4-3在线监测装置宜采用的检测参数有哪些？
4-4在线监测装置日常巡视点有哪些？
4-5在线监测装置在运行中主要有哪些异常现象，应怎样处理？
附录：
变电设备在线监测信息报警规则
1变压器（电抗器）油中溶解气体报警值
附表4-1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
120
>150
2
氢气绝对产气速率ml/天
110kV及以上
隔膜式、胶囊式
<3
3
>10
3
氢气绝对产气速率ml/天
110kV及以上
开放式
<1.5
1.5
>5
4
氢气相对产气速率（%/月）
110kV及以上
隔膜式、胶囊式
<6
6
>10
5
乙炔值（μL/L）
330kV及以上
隔膜式、胶囊式
<0.8
0.8
>1
6
乙炔值（μL/L）
220kV及以下
隔膜式、胶囊式
<4
4
>5
7
乙炔绝对产气速率ml/天
110kV及以上
隔膜式、胶囊式
<0.06
0.06
>0.2
8
乙炔绝对产气速率ml/天
110kV及以上
开放式
<0.03
0.03
>0.1
9
乙炔相对产气速率（%/月）
110kV及以上
隔膜式、胶囊式
<6
6
>10
10
总烃值（μL/L）
110kV及以上
隔膜式、胶囊式
<120
120
>150
11
总烃绝对产气速率ml/天
110kV及以上
隔膜式、胶囊式
<3.6
3.6
>12
12
总烃绝对产气速率ml/天
110kV及以上
开放式
<1.8
1.8
>6
13
总烃相对产气速率（%/月）
110kV及以上
隔膜式、胶囊式
<6
6
>10
备注
2变压器（电抗器）油中微水监测报警值
附表4-2变压器（电抗器）油中微水报警参数与报警值汇总表
序号
报警参数
电压等级
正常范围
预警值
报警值
1
水分（mg/L）
220kV及以下
<20
20
>25
2
水分（mg/L）
330kV及以上
<12
12
>15
备注
3变压器（电抗器）局部放电监测报警值
附表4-3变压器（电抗器）局部放电报警参数与报警值汇总表
序号
报警参数
端电压
放电相位
正常范围
预警值
报警值
1
放电量
110kV及以上
A、B、C相
<300pC
300pC
500pC
备注
到预警值时应充分考虑，信号为排除干扰之后
4变压器（电抗器）铁芯接地电流监测报警值
附表4-4变压器（电抗器）铁芯接地电流报警参数与报警值汇总表
序号
报警参数
正常范围
预警值
报警值
1
全电流
<100mA
100mA
300mA
备注
特高压换流站换流变铁芯接地电流报警值参照执行。
5变压器（电抗器）顶层油温监测报警值
附表4-5变压器（电抗器）顶层油温报警参数与报警值汇总表
序号
报警参数
正常范围
预警值
报警值
1
顶层油温
自冷、风冷：
＜85℃
强油风冷：
＜75℃
自冷、风冷：
85℃
强油风冷：
75℃
自冷、风冷：
90℃
强油风冷：
85℃
备注
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；
6电容设备绝缘监测报警值
附表4-6电容设备绝缘报警参数与报警值汇总表
序号
报警参数
电压等级
设备类型
正常范围
预警值
报警值
1
介质损耗因数
110kV及以下
电流互感器
＜0.007
0.007
0.008
220、330kV
电流互感器
＜0.006
0.006
0.007
500kV及以上
电流互感器
＜0.005
0.005
0.006
所有
串级式、电磁电压互感器
＜0.015
0.015
0.02
所有
非串级式、电磁电压互感器
＜0.004
0.004
0.005
所有
电容式电压互感器（油纸绝缘）
耦合电容器（油纸绝缘）
＜0.004
0.004
0.005
所有
电容式电压互感器（膜纸绝缘）
耦合电容器（油纸绝缘）
＜0.002
0.002
0.0025
2
相对介质损耗因数（初值差）
所有
全部设备
＜10%
10%
30%
3
电容量相对变化率（初值差
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