一起500 kV主變套管在線監測異常分析研究

鄒璟，段永生，王朝宇，楊超，白錦軍，陳欣

（云南電網有限責任公司昆明供電局，云南 昆明 650012）

0 前言

在一次常規帶電測試中，發現某500 kV 主變套管介損數據異常，經多次復測數據基本一致，后查看在線監測系統后臺數據，顯示數據也是異常，據此情況，連續開展了相關帶電復測項目、在線監測數據分析及系統檢查、停電預試檢查等工后發現：末屏適配器引出線對在線監測數據以及停電介損試驗數據造成了影響，并通過分段分類試驗對比，確定影響根本源為末屏適配器內的二次保護電路板。

1 帶電監測對比分析

1.1 在線監測信息及其原理

500 kV 某變電站1 號主變500 kV 套管在線監測裝置，是由寧波XX 生產的IMM2000 型變壓器套管絕緣在線監測裝置，于2018 年8 月15日正式安裝并調試投入運行。裝置實現套管介損及電容量的在線監測和帶電測試，結構上分為就地取樣單元（在線監測IED）和套管末屏適配器及引流線兩個主要部分，其中套管末屏適配器及引流線部分為在線監測和帶電測試共用部分。在線監測工作原理如圖1 所示，通過末屏適配器及引流線接取末屏電流信號至就地取樣單元的穿芯CT 傳感器，再通過電纜從保護小室中1 號主變500kV 側二次電壓端子處接取實時電壓信號至就地取樣單元的電壓采集單元處，再通過IED 內主板將兩個信號處理算出相應的介損和電容值，最后通過交換傳輸至狀態監測評價中心。

圖1 容性設備在線監測系統原理圖（虛線框內為帶電測試部分）

1.2 在線監測數據分析

套管絕緣在線監測系統每2 min 采集一次數據并上傳至綜合處理單元，綜合處理單元根據監測的數據幅值，每2 h 上傳一次至設備狀態監測評價中心。

針對介損相差較大的兩個區間內，例如2019-3-18 11:08:06 介損值為0.18%，2019-3-18 13:03:29 介損值0.61%，在綜合處理單元上查看其每2 min 采集一次的數據集合，并尋找其變化時刻及變化形式。發現在2019-3-18 12:48:40介損值為0.18，2019-3-18 12:49:29 介損值變為0.52，隨后在2019-3-18 12:54:29 介損值變為0.61。

通過查看、分析各時段在線監測介損值變化，發現一天之內介損值突然變大、突然變小情況皆有，介損值與時間、主變負荷、油溫都沒有顯著規律，其變化形式均為躍變型。

圖2 500 kV 1號主變高壓套管在線監測介損值變化折線圖

1.3 就地取樣單元檢查

1）首先對在線監測裝置接線、電路主板和穿芯電流、穿芯電壓傳感器進行各個部件的測試和檢查，均未發現異常。

2）然后用萬用表測量參考電壓信號，變壓前的參考信號為30 V，變壓后為60 V，無異常。

3）結合在線監測全電流穩定，說明在線監測裝置從末屏-單元盒-接地整個過程接線牢靠。

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排除在線監測裝置地面部分各功能模塊的問題，初步懷疑在末屏電流引下線和套管底部末屏適配器處存在接線異常或故障，從而導致在線監測時和帶電測試時的介損值異常。

1.4 容性設備介質損耗帶電測試

1.4.1 絕對法測試

以500 kV 1 號主變500 kV 側PT 電壓為參考，開展5 次測試，每次測試間隔2 min，參考電壓和全電流數據穩定無明顯波動，1 號主變高壓側A 相套管介損值在1.0%附近。B、C 相套管介損值正常。A 相套管介損值明顯大于B、C相套管的介損。

另以500 kV 2 號主變500 kV 側PT 為參考電壓進行復測對比，為了保證帶電測試數據穩定性，針對數據異常的1 號主變高壓側A 相套管開展5 次測試，每次測試間隔2 min，參考電壓和全電流數據穩定無明顯波動，介損值和電容量穩定無明顯波動。

測試在同一參考電壓下比較測試結果，本次復測數據再次以500 kV 2 號主變500 kV 側PT 電壓信號為參考，可以看出復測數據介損值較上次測量增長率為22.94%，電容量增長率為-1.81%，依據我們初擬的測試標準，介損值復測結果增長率未超出自定標準值30%，但是同B、C 相數據比較依然偏差最高達到127.88%，橫向對比數據是明顯異常的。1 號主變高壓側B、C 相套管與上次數據對比無明顯變化，可判斷B、C 相套管數據無異常。

1.4.2 相對法測試

為消除干擾因素和保證帶電測試數據穩定性，針對數據異常的1 號主變高壓側A 相套管開展5 次相對測試，每次測試間隔2 min，數據特征中參考電壓和全電流數據穩定并無明顯波動，測試出的相對介損和電容比值從上表數據情況看也并無明顯異常變化，波動平穩。

由上述分析可判斷1 號主變500kV A 相套管相對介損數據超過標準值。通過不同方法對比驗證，基本可排除帶電測試方法不當導致測量數據異常的可能，套管在線監測裝置原理見圖3。

圖3 套管在線監測裝置原理

2 紅外測溫診斷

從各個角度對主變套管進行紅外測溫，分析紅外圖譜信息：各相套管溫度上中下各部位對比無異常溫差、各相套管溫度在正常范圍且三相之間對比無異常溫差。查看紅外測溫時1號主變的油溫，其A、B、C 三相之間的細微溫差與油溫的溫差相對應。綜合判斷：通過紅外測溫未發現1 號主變A 相高壓套管異常。

3 停電試驗分析與檢查

3.1 套管絕緣油化學檢測

1 號主變停電后第一時間，化驗專業人員對500kV 1 號主變A 相500kV 側套管進行絕緣油取樣、化驗分析。分析結論：根據《Q/CSG1206007-2017 電力設備檢修試驗規程》：A 相500 kV 側套管絕緣油微水合格；油中溶解氣體組份濃度在合格范圍內，與2016 年測試結果對比，無異常增長。

3.2 屏蔽電纜與末屏適配器檢查

廠家人員進行末屏適配器檢查后發現，屏蔽電纜與末屏適配器外觀良好，內部無受潮，無破損，各處接線也連接可靠，提前取下末屏適配器裝置中二次電流元件，解開在線監測裝置末屏引流線端子，直接從引流線加壓，測得絕緣電阻為4.1 GΩ，從數值看絕緣電阻良好，可排除末屏引流線絕緣異常的問題，但此次檢查還不能排除末屏適配器的二次保護電路板的異常，因此需要用介質損耗測試儀在停電條件下開展測試檢查。

3.3 高壓停電試驗

試驗班人員使用介質損耗測試儀對1 號主變A 相套管進行介質損耗和電容量測試，共在4 種不同的條件下測試出了4 組數據，綜合分析，不同測試內容及條件下的數據可知，d 條件下測取的介損值0.367%是在排除所有外部原件情況下測試的1 號主變套管介損的最真實值，且小于預試規程規定的0.8%；

對比a/b 條件下的數據，帶保護電路板的情況下測出的介損值0.725%與B、C 相套管的介損值橫向對比嚴重偏大，接近3 月15 日首次測試值0.715%，不帶保護電路板的情況下測出的介損值0.371%為正常，由此可推斷保護電路板存在異常導致介損值異常。

對比c/d 條件下的數據，直接從末屏端銷子接介損儀測量線，帶保護電路板的情況下測出的介損值0.308 和不帶保護電路板的數據0.367接近，且都符合預試規程，此時的保護電路板對數值存在影響，但相比直接從末屏電流引下線測取的介損值偏差大，還有可能存在末屏適配器接觸有問題，出現了分流，導致介損測量值異常。

4 結束語

結合在線監測檢查與數據分析、不同條件下的帶電測試數據分析、絕緣油化驗、停電后連接末屏適配器前后電氣試驗的測試結果對比分析結論如下：

1）通過在線監測數據分析，500 kV 某變1號主變A 相高壓套管介損值變化規律不符合絕緣故障規律。

2）通過紅外測溫結果分析，500 kV 某變1號主變A 相高壓套管無異常。

3）通過現場停電絕緣油取樣化驗、高壓電氣試驗確認500 kV 某變1 號主變A 相高壓套管無異常。

綜上，可判斷本次在線監測數據異常變化的原因是在線監測裝置故障所致，極有可能為末屏適配器存在故障，套管本體絕緣無異常。并要求在線監測裝置生產廠家對本次數據異常問題進行分析，需要將末屏適配器拆下深入分析研究，分析在線監測數據異常變化的原因。

1）針對目前分布在各個站點的套管絕緣在線監測系統，督促廠家完成維護、檢查、和校驗。確保在線監測裝置運行的穩定性和可靠性，避免類似情況出現。

2）針對今后新裝投運的在線監測裝置，在安裝時嚴格做好屏蔽電纜、就地取樣單元、末屏適配器等裝置的檢測檢驗，嚴格把控安裝工藝，投運前督促廠家在安裝完成后進行可靠性校驗方可投入運行。

3）針對變壓器套管絕緣在線監測系統無報警功能的問題，建議系統中加入介損值、電容量增長率計算程序，針對超過閾值、異常變化等設定報警功能，以便及時掌握設備狀態。

4）對于目前帶電測試、在線監測裝置，領域內缺乏有效的校驗手段量化設備測量精確性、檢測穩定性，建議關注最新技術動態、同時增強研究容性設備帶電測試裝置、套管絕緣在線監測系統等自檢自校技術，確保驗收、檢修、維護時能夠量化裝置的可靠性。

5）鑒于容性設備帶電測試項目還沒有完善的規范標準，建議進一步梳理和收集容性設備在線監測和帶電測試異常的相關案例，積累經驗，并修編容性設備帶電測試技術標準和在線監測裝置的維護管理辦法。