基于多源參量融合監測技術的設備缺陷分析

翟文杰，寧 飛，王振國，郝帥禹，宋 通，邊勝利

（1.烏海供電公司，內蒙古 烏海 016000；2.烏海超高壓供電公司 內蒙古 烏海 016000；3.保定天威新域科技發展有限公司，河北 保定 071000）

0 引言

目前，對變壓器內部缺陷的分析主要以停電診斷試驗和油色譜數據分析為主，其他特征參量應用較少，導致內部缺陷分析結果和診斷結論偏差較大，無法為檢修工作提供準確、有效的支撐［1］?，F有監測手段存在的主要問題是針對內部缺陷多對單一參量進行分析，各特征參量之間數據不能有效融合，不利于精準分析設備故障、查找故障原因和制定有針對性的運維策略［2］。為此，本文提出了基于多源參量的融合監測技術，可以對多種類型的采集數據進行綜合分析，從而判斷內部缺陷的位置和性質。通過一起油浸式變壓器典型缺陷案例，驗證了該技術的準確性和可靠性。

1 在線監測項目及原理

變壓器內部發生缺陷時，直接或間接會產生多源參量信息，例如變壓器內部存在絕緣缺陷會引起局部電場強度偏高，從而發生局部放電，放電部位直接產生高頻放電脈沖信號、超聲波信號和特高頻信號。放電能量在釋放過程中間接導致變壓器油在高溫狀態下發生裂解，釋放烴類特征氣體。持續的主絕緣放電會導致變壓器對地絕緣性能下降，造成對地泄漏電流偏高［3］。

1.1 在線監測項目

基于變壓器內部缺陷發生的原理，多源參量監測系統監測項目主要包括溫度監測、局部放電監測、振動監測、油色譜監測、鐵芯電流監測，如圖1所示。

1.2 在線監測項目原理

1.2.1 溫度監測

當變壓器內部發生故障時，部分缺陷將引起變壓器熱狀態發生變化，導致溫度異常升高。當繞組溫度超過絕緣耐受溫度時，絕緣將會損壞。因此測量變壓器油溫和繞組溫度是必不可少的一個監測項目［4］。

1.2.2 振動監測

振動監測是一種相對簡便易行的外部監測手段。在設備表面安裝振動傳感器，獲取設備運行過程中的振動信號，應用信號處理技術，提取其時域或頻域特征信息，構成表征設備運行狀態的信息，進而采用一定的故障診斷方法評估設備的工作狀態［5］。

研究振動的目的主要是開發具有實用價值的變壓器振動信號監測分析程序，克服傳統方法的不足，解決現有振動研究方法中存在的問題，通過分析振動信號的特征，對變壓器繞組和鐵芯的運行狀況進行有效在線評估。

1.2.3 局部放電監測

根據變壓器局部放電過程中產生的聲、光、電、熱等現象，目前的局部放電監測手段主要有高頻脈沖電流法、超聲波法、特高頻法。

1）高頻脈沖電流法。該方法通過測量阻抗或高頻脈沖電流來判斷局部放電情況。通過測量變壓器的套管末端、外殼、中性點和鐵芯等部位接地線的脈沖電流來判斷變壓器是否發生局部放電。在線監測時一般利用高頻脈沖電流分析局部放電信號［6］。

2）超聲波法。變壓器內部放電時，不僅產生電脈沖信號，同時還產生超聲波信號，通過安裝在油箱壁上的超聲波傳感器采集變壓器內的超聲波信號，從而判斷局部放電量的大小以及故障位置［7］。

3）特高頻法。設備發生局部放電時電流脈沖能形成頻率高達數千兆赫茲的電磁波。特高頻法利用這種電磁波信號來判斷局部放電情況［8］。特高頻法能有效避免現場300 MHz以下的電暈干擾，具有較高的靈敏度和抗干擾能力，但對全金屬封閉的電力設備不適用。

1.2.4 油色譜監測

油浸式電力變壓器內部主要絕緣材料有變壓器絕緣油、紙、紙板等A 級絕緣材料。變壓器在長期運行、放電和過熱的過程中，絕緣油和紙會裂解，產生H2、CO、CH4、C2H4、C2H2等氣體，并溶解到絕緣油中。這些氣體在一定程度上反映了變壓器的運行狀態，通過對這些氣體進行分析可以實現變壓器的故障診斷和壽命預測，因此變壓器油色譜分析對變壓器故障分析具有重要意義［9］。

1.2.5 鐵芯電流監測

鐵芯電流監測利用電流采集器采集鐵芯的接地電流。變壓器正常運行時，其鐵芯應有且僅有一點可靠接地。當變壓器發生鐵芯兩點或兩點以上接地時，鐵芯與大地之間將形成電流回路，從而產生渦流，鐵芯接地電流將增大到幾安培甚至幾十安培。規程規定，運行中的變壓器鐵芯接地電流不能大于100 mA。根據采集的鐵芯電流，運行人員可判斷變壓器的運行狀況［10］。

根據傳感器采集到的7 種多源參量數據，利用本文提出的數據融合技術，可以判斷變壓器缺陷的性質及發生位置。

2 數據融合技術

根據大量試驗數據和運行經驗，本文把變壓器故障類型分成7 類，故障樹如圖2 所示。這7 類故障中還包含各個元件的子故障，根據故障間的因果關系，形成一系列故障子樹。

圖2 大型變壓器故障樹

按照上述故障分類，本文采用3 種故障診斷方法對運行中的變壓器進行故障診斷，表1為3種故障診斷方法及其用途。

表1 故障診斷方法及其用途

3 案例分析

2023年1月27日對某臺油浸式變壓器安裝了多源參量監測系統，安裝油色譜在線監測裝置1 套，高頻電流傳感器2個，超聲波傳感器6個，振動傳感器4個，夾件及鐵芯接地電流傳感器2 個。其中電流傳感器和超聲波傳感器安裝位置如圖3所示。

圖3 電流傳感器和超聲波傳感器安裝位置

高頻電流傳感器和超聲波傳感器具體安裝位置如表2所示。

表2 高頻電流傳感器和超聲波傳感器

2023 年3 月9 日該系統監測到油色譜、高頻電流、超聲波存在異常信號，且系統診斷為金屬性局部放電缺陷。為驗證診斷結果的準確性，對監測到的數據進行分析，并現場吊罩以查找故障點。

3.1 試驗數據分析

3.1.1 油色譜數據分析

調取各關鍵點油色譜監測數據，如表3 所示。由表3 可見，3 月9 日和3 月12 日油色譜數據中C2H2含量發生明顯躍變：3 月8 日為1.48 μL/L，3 月9 日升高至2.33 μL/L，3月10日為2.13 μL/L，3月12日升高至2.54 μL/L。

表3 油色譜監測數據 單位：μL/L

基于3月9日油色譜監測數據，依據特征氣體三比值法編碼規則，計算特征氣體編碼。通過計算，C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6編碼組合分別為1、2、0。經與三比值故障表對比可知，故障類型為局部放電兼過熱缺陷。另外，從產生的特征氣體看，油中含有C2H2氣體，可判斷故障類型為局部放電的概率較大，而且油中的CO和CO2氣體含量與之前相比變化不大，所以可以判斷為金屬性局部放電，不涉及固體絕緣放電。

基于3 月12 日油色譜監測數據，根據氣體三比值法編碼規則計算特征氣體編碼，C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6編碼組合仍分別為1、2、0，且產生的特征氣體與3月9日一樣，所以同樣可判斷為金屬性局部放電，不涉及固體絕緣放電。

綜上，通過兩次油色譜數據分析，可以判斷故障類型為金屬性局部放電。

3.1.2 局部放電監測數據分析

1）高頻電流異常信號分析。鐵芯接地線和夾件接地線高頻電流信號在3 月8 日22 時31 分至3 月9日20 時33 分（第一階段）、3 月11 日0 時19 分至3 月11 日12 時（第二階段）兩個階段出現異常，且兩個階段的高頻電流異常信號幅值從0.9 mV 最高升至93.3 mV，高頻電流信號幅值較大。高頻電流脈沖序列相位分布（phase resolved pulse sequence，PRPS）圖譜如圖4 所示。由圖4 可知，放電信號對稱出現，幅值較大且相對穩定，符合懸浮放電特征。

圖4 高頻電流PRPS圖譜

2）超聲波異常信號分析。在兩個階段中，超聲波也存在異常信號。對6個通道的超聲波信號和2個通道的高頻電流信號進行相關性分析。通道6的超聲波異常信號與高頻電流異常信號同時出現，存在明顯波形相關性，通道7的超聲波異常信號也與高頻電流異常信號存在相關性，其幅值小于通道6的超聲波信號。

3.1.3 故障定位分析

基于高頻電流異常信號和超聲波異常信號的相關性，進行故障點定位分析。

通道1 和通道6 的時域波形分析圖如圖5 所示。根據接收到的異常信號時延，通道6的超聲波異常信號與通道1的高頻電流異常信號的波頭相位差為：

圖5 通道1和通道6的時域波形分析圖

按照工頻周期為20 ms換算成時間為：

超聲波在絕緣油中的速度約為1400 m/s，則設備內部高頻電流異常信號距離通道6 的超聲波傳感器約2.3 m。

通道1 和通道7 的時域波形分析圖如圖6 所示。根據接收到的異常信號時延，通道7的超聲波異常信號與通道1 的高頻電流異常信號波頭相位差約為40°，按照工頻周期為20 ms 換算成時間為2.22 ms。根據超聲波在絕緣油中速度約為1400 m/s，計算出設備內部高頻電流異常信號距離通道7 的超聲波傳感器約3.1 m。

圖6 通道1和通道7的時域波形分析圖

綜上，局部放電點距離通道6 的超聲波傳感器更近，且在通道6傳感器上方的可能性較大。

3.2 現場吊罩檢查情況

將該變壓器吊罩后對器身進行全面檢查，發現中性點引出線有3處明顯的黑色痕跡，如圖7所示。

圖7 現場檢查情況

現場檢查發現，1 號位置處的白布帶已磨破，有明顯黑色斑跡，絕緣紙上也有明顯黑色斑跡；2 號位置處的白布帶已磨破，并有明顯黑色斑跡，絕緣紙、銅線上均有明顯黑色斑跡；3 號位置已經破損露銅，銅線上有明顯黑色斑跡。

現場檢查發現放電點在中性點引線上，為金屬性局部放電，且距離通道6 的超聲波傳感器最近，與理論定位距離基本一致。通過分析，發生局部放電的原因可能是中性點引線在安裝時受到碰撞導致受損或絕緣包裹時金屬導線上有異物。

4 結語

本文對不同類型的特征參量數據提出了數據融合分析方法，開發了多源參量監測系統，并將該系統進行了實際應用，驗證了理論數據分析和系統診斷的準確性，證實了該數據融合分析方法的現場實用性，為今后電力設備在線監測技術研究提供參考。