基于聲電聯(lián)合及振動的變壓器類設備局部放電現(xiàn)場綜合診斷方法

王 超，許本茂，馮 藩，嚴敏超，李雨哲，張 勁

(1.國網四川省電力公司，四川 成都 610041；2.國網天府新區(qū)供電公司，四川 成都 610041；3.國網綿陽供電公司， 四川 綿陽 621000； 4.國網四川省電力公司電力科學研究院，四川 成都 610041)

0 引 言

作為電力系統(tǒng)的“心臟”，變壓器類設備安全運行對電網可靠性起著舉足輕重的作用。變壓器和高壓電抗器等設備體積大、內部結構復雜，承受著嚴苛的運行條件。大量運行經驗表明，隨著運行年限的增加，變壓器和高壓電抗器等設備因絕緣老化、劣化或鐵芯、夾件松動可能引起局部放電。局部放電持續(xù)發(fā)展會導致絕緣水平進一步下降，甚至發(fā)生設備故障。因此，及時掌握變壓器類設備內部局部放電情況乃至進行診斷定位，有助于及時發(fā)現(xiàn)設備潛伏性缺陷，并指導消缺避免設備故障，對變壓器類設備安全運行有很大意義[1-4]。

變壓器和高壓電抗器的局部放電檢測，一直是科研院所、高校和企業(yè)研究的重點內容。但就目前而言，能夠有效監(jiān)測其內部局部放電情況的變壓器和高壓電抗器，均是在設備制造期間即在其內部安裝了特高頻或超聲波局部放電傳感器。而對于未安裝內置傳感器的設備，只能通過油色譜在線監(jiān)測裝置開展在線監(jiān)測、利用儀器開展帶電檢測。前者靈敏度有所欠缺且無法對內部缺陷進行精確定位；后者目前除高頻法外尚未有成熟、系統(tǒng)的方法和相應的標準、規(guī)范進行指導，而高頻法在實際應用中抗干擾性不足且無法進行缺陷定位，難以滿足現(xiàn)場檢測要求[5-8]。

電力系統(tǒng)中在運行的變壓器和高壓電抗器，絕大多數未安裝內置特高頻和超聲波局部放電傳感器，無法有效實施相應的局部放電在線監(jiān)測[9-12]。為此，基于大量現(xiàn)場檢測經驗，整合現(xiàn)有的多種帶電檢測手段，研究基于聲電聯(lián)合及振動帶電檢測的變壓器類設備局部放電診斷與定位方法，提升變壓器類設備現(xiàn)場帶電檢測水平。

1 變壓器類設備局部放電帶電檢測方法

1.1 特高頻法

變壓器內部存在局部放電，單次放電持續(xù)時間非常短暫，往往不超過100 ns，而放電脈沖上升時間則為納秒級，由此產生寬頻帶電磁波頻率可達數百兆赫茲甚至更高。在實驗室研究中，局部放電產生的電磁波向設備殼體以外傳播，可以被特高頻傳感器檢測到。根據檢測到的信號幅值、相位分布特征有助于分析放電類型及嚴重程度。而利用不同位置的多個特高頻傳感器采集的信號，將其脈沖信號第一個波峰出現(xiàn)時間作為到達時間，可計算出放電源到達各傳感器的時間差，從而經過計算定位放電源。

1.2 超聲波法

變壓器內部存在局部放電，除了伴隨電荷轉移外，還會產生以球面波方式各向傳播的超聲波。在絕緣油中，局部放電產生的超聲波信號頻率通常可達80 kHz以上，將相應檢測頻帶的超聲波傳感器緊貼于設備殼體外表面，即可進行超聲波信號檢測。根據檢測到的信號幅值、相位分布特征有助于分析放電類型及嚴重程度。同樣利用不同位置的多個超聲波傳感器采集的信號，根據脈沖信號第一個波峰出現(xiàn)的到達時間，計算出放電源到達各傳感器的時間差，從而可進行放電源定位。

1.3 振動檢測法

變壓器和高壓電抗器因鐵芯、夾件松動引起的懸浮放電，往往會伴隨異常的振動。利用振動傳感器在設備殼體外表面進行檢測，比對相同運行狀態(tài)下同類設備、同一設備不同相、同一設備不同位置的振動加速度、信號波形畸變比和奇偶諧波能量比等參數，可以發(fā)現(xiàn)變壓器和高壓電抗器異常振動。結合聲電聯(lián)合局部放電帶電檢測手段綜合分析，有助于診斷并定位設備內部局部放電缺陷。

2 變壓器類設備現(xiàn)場檢測方法

立足特高頻法、超聲波法和時頻振動法等成熟帶電檢測手段，結合變壓器和高壓電抗器設備結構特點和運行工況，特別是運行年限較長、負荷較大的設備鐵芯夾件松動、內部存在局部放電和殼體法蘭接縫距離較大等現(xiàn)象較為突出的情況，研究基于聲電聯(lián)合及振動帶電檢測的變壓器類設備診斷方法及其現(xiàn)場應用。下面以500 kV高壓電抗器為例，介紹聲、電、振動等手段結合的現(xiàn)場聯(lián)合檢測及診斷方法。

1)如圖1所示，在500 kV高壓電抗器開展特高頻局部放電檢測，至少配備2個特高頻傳感器，1個作為背景信號測點檢測空氣中背景噪聲信號，1個沿著設備殼體法蘭接縫處進行異常信號檢測。對于檢測到的異常信號，若殼體法蘭接縫處存在50 Hz或100 Hz頻率相關性信號，同時背景噪聲信號無異常，則可判定信號來自設備內部。若僅背景噪聲和殼體法蘭接縫處均存在50 Hz或100 Hz頻率相關性信號，而殼體法蘭接縫處信號無異常，則可判定信號來自外部干擾。若背景噪聲和殼體法蘭接縫處均存在50 Hz或100 Hz頻率相關信號，則通過信號幅值大小和信號到達時間判斷信號是否來自設備內部。以圖1所示500 kV某線路C相高壓電抗器現(xiàn)場實測信號(見圖2)為例，圖2中1通道為殼體法蘭接縫處特高頻檢波信號；2通道為背景噪聲特高頻檢波信號，可見，僅殼體法蘭接縫處存在100 Hz頻率相關性信號，同時背景噪聲無異常，表明異常信號來自高壓電抗器內部。100 Hz頻率相關信異常信號的存在表明設備內部可能存在固體絕緣放電或懸浮電位放電。

圖1 變壓器類設備特高頻檢測傳感器布置

圖2 500 kV某線路C相高壓電抗器雙通道特高頻檢波信號

2)對運行中的500 kV高壓電抗器開展超聲波局部放電檢測，在保證足夠安全距離情況下，圍繞殼體一周布置超聲波局部放電測點，傳感器布置如圖3所示。逐一進行檢測并記錄信號幅值及波形特征，用于分析設備內部放電情況。測得的50 Hz或100 Hz頻率相關性的異常信號，一方面與同一運行工況下同類設備、同一設備不同相進行比對，結合信號特征分析對應的缺陷類型；另一方面通過幅值比較法確定設備殼體表面異常超聲波信號最大的位置。

以圖3所示500 kV某線路C相高壓電抗器現(xiàn)場實測信號為例，根據多點檢測結果，均存在如圖4所示的具有100 Hz頻率相關性的異常超聲波信號。作為比對，對B相高壓電抗器殼體表面進行超聲波局部放電帶電檢測，未測得異常超聲波信號。對圖4所示的C相高壓電抗器殼體表面測得的異常超聲波信號進行分析，該振蕩脈沖持續(xù)時間長，每個脈沖幅值都是先振蕩上升然后振蕩減小，其包絡線近似為正弦波形，具有異常振動的信號特征。在圖3所示的測點2和測點3進行超聲波局部放電帶電檢測，測得如圖5所示的夾雜沖擊脈沖的異常超聲波信號。該沖擊脈沖信號分析為設備內部放電產生的放電信號。

圖3 變壓器類設備超聲波及振動檢測傳感器布置

3)在對500 kV高壓電抗器開展振動檢測時，同樣對運行中的變壓器和高壓電抗器，在保證足夠安全距離情況下，圍繞殼體一周布置振動測點，測點布置方式和超聲波測點布置方式基本一致。逐一進行檢測并記錄信號用于分析設備振動情況。對于變壓器和高壓電抗器異常振動分析而言，除了對振動數據進行分析外，對同一運行工況下同類設備、對同一設備不同相進行比較是非常必要的。

圖4 500 kV某線路C相高壓電抗器異常超聲波信號

圖5 500 kV某線路C相高壓電抗器夾雜沖擊脈沖的異常超聲波信號

以圖3所示500 kV某線路C相高壓電抗器現(xiàn)場實測信號為例，同時在該線路A、B相高壓電抗器相同位置進行振動檢測比對分析。如圖6所示，三相高壓電抗器7個測點的加速度分布在4.5～15 m/s2之間，B相高壓電抗器7個測點的振動加速度相比A相和C相均較小；C相高壓電抗器在測點3和測點6處的振動加速度最大，超過了12 m/s2；此外，A相高壓電抗器在測點6處的振動加速度也較大，超過了12 m/s2。

如圖7所示，三相高壓電抗器振動信號波形畸變比測試數據顯示，在C相高壓電抗器測點3、測點4和測點5的區(qū)域，振動信號波形畸變比最大；其次是A相高壓電抗器，而B相高壓電抗器振動信號波形畸變比最小。進一步分析，發(fā)現(xiàn)B相高壓電抗器振動信號主頻率分布在100 Hz；A相高壓電抗器振動信號主頻率除了100 Hz以外，在200 Hz處也有較大分量；而與A相高壓電抗器相比，C相高壓電抗器在200 Hz處的分量更大。

如圖8所示，從三相高壓電抗器振動信號奇偶諧波能量比測試數據看，C相高壓電抗器7個測點的振動信號奇偶諧波能量比整體大于A相和B相高壓電抗器，其中B相高壓電抗器振動信號奇偶諧波能量比最低。據此側面印證綜合分析，三相高壓電抗器中，B相高壓電抗器的鐵芯運行狀態(tài)最好，無異常振動情況；A相和C相高壓電抗器均存在異常振動情況，其中C相高壓電抗器異常振動情況最為嚴重，根據振動信號主頻率和奇偶諧波能量比等參數分析，存在因夾件松動導致鐵芯異常振動的缺陷。

圖6 500 kV某線路三相高壓電抗器振動加速度

圖7 500 kV某線路三相高壓電抗器振動信號波形畸變比

圖8 500 kV某線路三相高壓電抗器振動信號奇偶諧波能量比

3 基于聲、電、振動檢測的設備缺陷診斷

通過聲電方法實現(xiàn)變壓器或高壓電抗器內部缺陷定位后，根據缺陷所在部位的設備結構，結合振動檢測結果進行綜合診斷。若存在鐵芯、夾件松動引發(fā)的懸浮電位放電，可激發(fā)出幅值較大的特高頻異常信號和超聲波異常信號。通常設備振動信號也會呈現(xiàn)異常，結合缺陷定位結果和油色譜數據，可診斷缺陷類型、缺陷位置及嚴重程度。油紙絕緣存在局部放電，往往超聲波信號和振動信號不會呈現(xiàn)異常，特高頻信號幅值也相對較低甚至無法傳播到殼體表面被檢測到，在此基礎上可結合油色譜數據診斷缺陷類型、缺陷位置及嚴重程度。

對圖1和圖3所示500 kV某線路C相高壓電抗器異常聲、電、振動等異常信號進行綜合診斷。異常特高頻信號間歇性出現(xiàn)、幅值較小且具有100 Hz相關性的懸浮放電特征，僅在如圖1所示的測點能測得該信號，無法進行精確定位，可據此分析缺陷靠近圖1所示測點位置。該高壓電抗器混合振動信號和放電信號的異常超聲波信號幅值最大位置在如圖3所示測點2和測點3部位，據此分析缺陷靠近這兩個測點。該高壓電抗器異常振動信號幅值最大位置在如圖3所示測點3部位，據此分析缺陷靠近該位置。根據運行維護單位提供的油色譜檢測數據，局部放電帶電檢測期間該高壓電抗器C2H2含量為1.17 μL/L，總烴含量為38.48 μL/L。綜合特高頻/超聲波局部放電檢測、振動檢測和油色譜檢測結果，500 kV某線路C相高壓電抗器由于設備振動過大，導致設備內部夾件松動，造成間歇性懸浮放電發(fā)生，放電缺陷位置靠近如圖3所示測點2和測點3位置。

根據設備情況和歷史運行數據，該高壓電抗器自投運以來均存在較大的異常振動情況且運行期間油中長期存在不同程度的C2H2。目前運行維護單位根據檢測及診斷結果得出的建議是，綜合該高壓電抗器長期運行情況對其監(jiān)視運行，2周一次開展離線油色譜監(jiān)測，一旦C2H2含量超過2.0 μL/L，即進行停電處理消除缺陷。

4 結 語

1)上面對基于聲電聯(lián)合及振動帶電檢測的變壓器類設備局部放電現(xiàn)場診斷方法進行了研究，驗證了特高頻法在殼體法蘭接縫處、超聲波法和振動法在殼體外表面能夠測得局部放電信號用于缺陷診斷。

2)通過某500 kV高壓電抗器現(xiàn)場帶電檢測案例，對特高頻法、超聲波法和振動法對應信號特征進行了研究，現(xiàn)場可根據聲電信號時域包絡特征、頻率相關性和振動信號加速度、波形畸變比和奇偶諧波能量比進行缺陷類型判斷。

3)總結了基于聲、電、振動檢測變壓器類設備缺陷診斷方法，通過精確定位結合設備結構，綜合分析各類信號特征和油色譜數據，實現(xiàn)設備缺陷的可靠診斷。