亿博电竞 亿博官网亿博电竞 亿博官网摘要 智能变压器的状态监测技术正日益受到重视，它在电力系统中的应用也越来越广泛。本文依据当前智能变压器状态检修的要求，提出了对变电站中的高压电智能变压器实现状态监测的安全监测系统。首先根据智能变压器常见故障产生的原因以及其产生的影响，确定需要监测的参数，对于不同的参数需要应用不同的传感器来进行监测。不同的参数有不同的检测指标，只有监测的数据在这个范围内，变压器才是安全运行的，而超过这个范围则产生故障。智能变压器安全监测系统主要由数据采集层、通信管理层、站端控制层、远方监控与数据采集管理层等主要部分组成。 数据采集层主要有各种传感器组成，该系统中用到了光纤光栅温度传感器，压力传感器，电流传感器，湿度传感器，振动式加速度传感器，超声波传感器，超高频传感器，气体传感器阵列等用来实现对油中溶解气体在线监测、油中微水在线监测、套管绝缘在线监测(含环境温湿度监测)、局部放电在线监测、温度负荷等单元在线监测。 数据加工中心建立数据库，对每个监测数据进行建模，并对监测数据进行实时的处理和分析，将得到的结果进行判决诊断，对产生的故障进行处理和控制。 关键词：监测参数 传感器 检测指标 数据加工 数据库 智能变压器安全监测系统综述 1.概述 1.1智能变压器安全监测系统的提出 近年来，随着电网运行水平的提高，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况，提高变电站的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制、操作、反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。另一方面，当代计算机技术，通讯技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，在简化系统，信息共享，减少电缆，减少占地面积，降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。基于上述原因，变电站自动化由“热门话题”己转向了实用化阶段。国家电网公司先后出台了《关于开展电网运行管理控制技术研究和推广应用的实施意 见》、《国家电网公司“十一五”科技发展规划》，将变电站综合自动化技术、高压输变电主设备安全运行技术作为重点技术领域，以便为建设坚强电网提供必要的技术支持和保障。数字化变电站也应运而生，国内己有110kV数字化变电站建成的报道。有关专家曾将数字化变电站概括为一次设备智能化、二次设备网络化、运行状态数字化。当前，变压器配套的监测仪表，如温度计、油位计等，大多是模拟式的，输出结果不准确，远传需要转换，且维护工作量大，故越来越多的用户要求更换为数字式、免维护、可远传的在线检测仪表。 因此，适应变电站自动化和数字化变电站建设需要，开发智能变压器安全监测系统，既与国网公司的政策相吻合，又能适应用户需求。 1.2智能变压器安全监测系统国内外研究现状 国外对电气设备状态监测的研究，始于60年代，但直到70-80年代，随着传感器、计算机、光纤等高新技术的发展与应用，设备在线诊断技术才真正得到迅速发展。国外有许多以大型变压器状态监测为研究内容的机构，其中如CIGRE(International Council on Large Electric systems)，IEEE Transformer Committee，国际电工与电子标准化组织变压器委员会等。GIGRE是一个非点利的民间组织，成立于1921年，总部设在法国，有一个负责变压器的专门委员会(SC12-The aim of the Transformer Committee)。 加拿大SYPROTEC公司于1974年推出HYDRAN201R型在线变压器故障监测系统。该系统是国际上最早变压器故障在线监测系统，其原理是油中溶解气体可选择性地经渗透膜进入电化学传感器，与空气中的氧气发生化学反应产生一个与反应速率成反比的电信号，从而测出其浓度，其后该公司又在H201R的基础上开发出智能型的H201i系统。加拿大IREQ公司研制了包括电信号和油中气体组分监测两部分组成的监测系统。 我国60年代就提出了不少带电试验的方法，80年代以来，随着高新技术的发展，电气设备在线诊断技术也得到了迅猛发展。早期的电气设备在线监测系统经现场试用考验，出现长期运行稳定性较差，寿命短，维护工作量大等问题。但这些研究成果为近二十年来持续研究变压器状态在线监测课题，提供了有益的经验。 1.3智能变压器安全监测的意义 电力变压器是输电和配电网络中最重要的设备。电力变压器的工作效率代表电力部门的财政收益。传统抛售变压器状态信息的方法是外观检查、理化、高压电气试验和继电保护。这些传统方法属于常规的试验和检测，仅仅能够提供变压器故障和事故后的滞后信息，即在事故过后才能获得状态信息。与现代化状态维护发展趋势不相适应，虽然检测方法种类很多，却不能满足对变压器进行实时状态监测的需要。继电保护装置的作用也是如此。 随着变压器现代维护技术的发展，产生了状态监测。它打破了以往收集变压器信息的局限性。目前电力系统通过采用对变压器的在线监测，可以即时连续记录各种影响变压器寿命的相关数据，对这些断气的自动化处理可及早发生故障隐患，实现基本的状态维护。 现代科技进步使微电子技术、传感技术和计算机技术广泛应用于电力系统高压设备的状态监测成为现实。国内外应用的各种在线监测装置和方法相继投稿到电网和变电站，从而积累了许多在线监测的经验，促使在线监测技术上不断完善和成熟。开拓了高压装置状态维护的新局面。 变压器在线监测技术的优越之外是以微处理技术为核心，具有标准程序软件，可将传感器、数据收集硬件、通信系统和分析功能组装成一体，弥补了室内常规检测方法和装置的不足。变压器综合在线监测技术通过及时捕捉早期故障的先兆信息，不仅防止了故障向严重程度的发展，还能够将故障造成的严重后果降到最低限度。变压器在线监测服务器与电力部门连接，使各连接部门都可随时获取变压器状态信息，这种方式不仅降低了变压器维护成本，还降低了意外停电率。连接到监测服务器的用户数量不限，通过防火墙可进入成套变电站。因此，变压器在线监测提高了运行可靠性，延缓了维护费用的投稿，延长了检修周期和变压器寿命。 环境要求： 工作温度：-40 ～ +60℃ 存储温度：-50 ～ +80℃ 湿度：90% 不结露 震动：50/100Hz 不大于0.05mm长期运行 抗冲击：10G半正弦。 安全标准： 绝缘强度：2500V AC1分钟对地。 抗冲击性能：IEEE C37.90.1 抗电磁辐射：IEC610000-6-1 抗无线.1-20 3.智能变压器的常见故障 大型变压器的故障涉及面广而复杂多样，特别是在运行中发生的故障很难以某一判据诊断出故障的类型及性质。运行变压器常见故障的划分方法通常有：按变压器本体可分为内部故障和外部故障，即把油箱内发生的各相绕组间的相间短路、绕组的匝间短路、绕组或引线与箱体接地等称为内部故障，而油箱外部发生的套管闪络、引出线间的相间短路等故障称为外部故障；按变压器结构可分为绕组故障、铁芯故障、油质故障、附件故障；按回路可分为电路故障、磁路故障、油路故障；从故障发生的部位可分为绝缘故障、铁芯故障、分接开关故障、套管故障等。实际上，变压器的各种故障都可能危及内绝缘的安全，因此，各种外部和内部原因引发或直接造成的变压器内部故障，按性质又可分为热故障和放电故障。热故障通常为变压器内部局部过热、温度升高。电故障通常指变压器内部在高电场强度的作用下，造成绝缘性能下降或劣化的故障。根据放电的能量密度不同，电故障又分为局部放电、火花放电和高能电弧放电三种故障类型。 表1 变压器故障类型 3.1过热故障 变压器过热故障是常见的多发性故障，他对变压器的安全运行和使用寿命带来严重威胁。变压器运行时有空载损耗和负载损耗产生，这些损耗发自于变压器绕组、铁芯和金属结构件中；损耗转化为热量后，一部分用来提高绕组、铁芯心及结构件本身的温度，另一部分热量向周围介质(如绝缘物，变压器油等)散出，使发热体周围介质的温度逐渐升高，再通过油箱和冷却装置对环境空气散热。过热故障按发生部位可分为内部过热故障和外部过热故障。内部过热故障包括绕组、铁芯，油箱、夹件、拉板、无载分接开关、连接螺栓及引线等部件；外部过热故障包括套管、冷却装置、有载分接开关的驱动控制装置以及其他外部组件。 图3-1 过热故障与变压器寿命的关系图 3.1.1直环流或涡流在导体和金属结构件中引起的过热 1.铁芯过热故障 变压器铁芯局部过热是一种常见故障，通常是由于设计、制造工艺等质量问题和其他外界因素引起的铁芯多点接地或短路而产生。变压器正常运行时，充当电极的各绕组、引线与油箱间将产生不均匀的电场，铁芯和夹件等金属结构件就处于该电场中，由于他们所处的位置不同，因此，所具有的悬浮电位也各不相同，当两点之间的悬浮电位达到能够击穿其间的绝缘时，便产生火花放电。这种放电可使变压器油分解，长此下去，会逐渐损坏变压器固体绝缘，导致事故发生。 2.绕组过热故障 变压器绕组过热故障可分为发热异常型过热故障、散热异常型过热故障和异常运行过热故障。 3.引线分流故障 由于引线安装工艺问题，使高压套管的出线电缆与套管内的铜管相碰，运行或检修过程中，接触部位受力摩擦，会导致引线绝缘层损伤或半迭绕白布带脱落，引起裸铜引线直接与铜管内壁及均压球接触，形成由铜管壁和引线组成的交链磁通的闭合回路，由此产生引线分流和环流，使电缆铜线烧断、烧伤，使铜管熔成凹形坑等。 4．铁芯拉板过热故障 大型变压器铁芯拉板，是为保证器身整体强度而普遍采用的重要部件，通常采用低磁钢材料，由于他处于铁芯与绕组之间的高漏磁场区域中，因此，易于产生涡流损耗过分集中，严重时会造成局部过热，其影响因素涉及铁心拉板材料、几何结构形式与尺寸、漏磁场源等。 5．涡流集中引起的油箱局部过热。 对于大型变压器或高阻抗变压器，由于其漏磁场很强，若绕组平衡安匝设汁不合理或漏磁较大的油箱壁或夹件等结构件不采取屏蔽措施或磁钢板错用成普通钢板，使漏磁场感应的涡流失控，引起油箱或夹件等的局部过热。 3.1.2金属部件之间接触不良引起的过热 1.分接开关动静触头接触不良 （1）无励磁分接开关的动触头片数少用了三分之一，由于接触电流增加，分接开关在运行中烧损。 （2）有载分接开关或无励磁分接开关，由于操作机构的缺陷、固定触头的支架变形或压紧弹簧失效，造成动触头和静触头间的接触不良，甚至接触不上，使其触头表面腐蚀、氧化，或触头之间的接触电阻增大，引起分接开关烧坏。 （3）在有载调压变压器中，特别是跳崖频繁、负荷电流较大的变压器，会造成触头之间的机械磨损、电腐蚀和触头污染，电流的热效应会使弹簧刀弹性变弱，从而使动、静触头之间的接触压力下降。 2.引线）低压绕组引出线与大电流套管的连接螺栓压接接头，由于压紧程度不足，造成接触电阻大，引起接线片及套管导流片烧损； （2）高压绕组引出线的接线头没有与高压套管的导电头(将军帽)拧紧，由于接触电阻大，引起接线头和导电头烧焊在一起，或引线头与引出线的焊剂融化，使引线）在铜铝连接接头间加过渡接头或过渡板，由于过渡元件本身的电阻大，引起过渡元件本身以及被连接的接触面烧损； （4）分接引线与绕组的引线接头焊接质量不良，引起分接引线.处于漏磁场中的金属结构件之间的连接螺栓过热现象 （1）当变压器铁芯拉板和夹件均为低磁钢板(20Mn23A1)时，由低压引线漏磁场在铁芯拉板与夹件腹板之间的导磁钢连接螺栓中，产生的环流或涡流的集肤效应使接触不紧实的螺栓边缘(如螺纹、螺帽与腹板接触面邻近位置)出现局部烧黑、烧焦现象。 （2）变压器漏磁场在上，下节油箱连接螺栓中引起的过热。 3.2放电故障 根据放电的能量密度的大小，变压器的放电故障常分为局部放电、火花放电和高能量放电三种类型。 3.2.1放电故障对变压器绝缘的影响 放电对绝缘有两种破坏作用：一种是由于放电质点直接轰击绝缘，使局部绝缘受到破坏并逐步扩大，使绝缘击穿。另一种是放电产生的热、臭氧、氧化氮等活性气体的化学作用，使局部绝缘受到腐蚀，介质损耗增大，最后导致热击穿。 1.绝缘材料电老化是放电故障的主要形式。 （1）局部放电引起绝缘材料中化学键的分离、裂解和分子结构的破坏。 （2）放电点热效应引起绝缘的热裂解或促进氧化裂解，增大了介质的电导和损耗产生恶性循环，加速老化过程。 （3）放电过程生成的臭氧、氮氧化物遇到水分生成硝酸化学反应腐蚀绝缘体，导致绝缘性能劣化。 （4）放电过程的高能辐射，使绝缘材料变脆。 （5）放电时产生的高压气体引起绝缘体开裂，并形成新的放电点， 2.固体绝缘的电老化。固体绝缘的电老化的形成和发展是树枝状，在电场集中处产生放电，引发树枝状放电痕迹，并逐步发展导致绝缘击穿。 3.液体浸渍绝缘的电老化。如局部放电一般先发生在固体或油内的小气泡中，而放电过程又使油分解产生气体并被油部分吸收，如产气速率高，气泡将扩大、增多，使放电增强，同时放电产生的X—蜡沉积在固体绝缘上使散热困难、放电增强、出现过热，促使固体绝缘损坏。 3.2.2变压器局部放电故障 在电压的作用下，绝缘结构内部的气隙、油膜或导体的边缘发生非贯穿性的放电现称为局部放电。 1.局部放电的原因 （1）当油中存在气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔，由于气体的介电常数小，在交流电压下所承受的场强高，但其耐压强度却低于油和纸绝缘材料，在气隙中容易首先引起放电。 （2）外界环境条件的影响。如油处理不彻底下降使油中析出气泡等，都会引起放电。 （3）制造质量不良。如某些部位有尖角高而出现放电。带进气泡、杂物和水分，或因外界气温漆瘤等，它们承受的电场强度较大。 （4）金属部件或导电体之间接触不良而引起的放电。局部放电的能量密度虽不大，但若进一步发展将会形成放电的恶性循环，最终导致设备的击穿或损坏，而引起严重的事故。 2.放电产生气体的特征。放电产生的气体，由于放电能量不同而有所不同。如放电能量密度在10-9C以下时，一般总烃不高，主要成分是氢气，其次是甲烷，氢气占氢烃总量的日80％一90％；当放电能量密度为10 8～10 7’C时，则氢气相应降低，而出现乙炔，但乙炔这时在总烃中所占的比例常不到2％，这是局部放电区别于其他放电现象的主要标志。 3.2.3变压器火花放电故障 1.悬浮电位引起火花放电。高压电力设备中某金属部件，由于结构上原因，或运输过程和运行中造成接触不良而断开，处于高压与低压电极间并按其阻抗形成分压，而在这一金属部件上产生的对地电位称为悬浮电位。具有悬浮电位的物体附近的场强较集中，往往会逐渐烧坏周围固体介质或使之炭化，也会使绝缘油在悬浮电位作用下分解出大量特征气体，从而使绝缘油色谱分析结果超标。悬浮放电可能发生于变压器内处于高电位的金属部件，如调压绕组，当有载分接开关转换极性时的短暂电位悬浮；套管均压球和无载分接开关拨钗等电位悬浮。处于地电位的部件，如硅钢片磁屏蔽和各种紧固用金属螺栓等，与地的连接松动脱落，导致悬浮电位放电。变压器高压套管端部接触不良，也会形成悬浮电位而引起火花放电。 2.油中杂质引起火花放电。变压器发生火花放电故障的主要原因是油中杂质的影响。杂质由水分、纤维质(主要是受潮的纤维)等构成。水的介电常数e约为变压器油的40倍，在电场中，杂质首先极化，被吸引向电场强度最强的地方，即电极附近，并按电力线方向排列。于是在电极附近形成了杂质“小桥”。如果极间距离大、杂质少，只能形成断续“小桥”。“小桥”的导电率和介电常数都比变压器油大，从电磁场原理得知，由于“小桥”的存在，会畸变油中的电场。 3.2.4变压器电弧放电故障 电弧放电是高能量放电，常以绕组匝层间绝缘击穿为多见，其次为引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障。电弧放电故障由于放电能量密度大，产气急剧，常以电子崩形e冲击电介质，使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化，使金属材料变形或熔化烧毁，严重时会造成I备烧损，甚至发生爆炸事故，这种事故一般事先难以预测，也无明显预兆，常以突发的形式暴露出来。 电弧放电的气体特征。出现电弧放电故障后，气体继电器中的H2和C2H2等组分常高达几千UL/L，变压器油亦炭化而变黑。油中特征气体的主要成分是H2和C2H2，其次C2H6和CH4。当放电故障涉及到固体绝缘时，除了上述气体外，还会产生CO和CO2。 3.3短路故障 ??? 变压器短路故障主要指变压器出口短路，以及内部引线或绕组间对地短路、及相与相之间发生的短路而导致的故障。据有关资料统计，近年来，一些地区110kV及以上电压等级的变压器遭受短路故障电流冲击直接导致损坏的事故，约占全部事故的50％以上，与前几年统计相比呈大幅度上升的趋势。这类故障的案例很多，特别是变压器低压出口短路时形成的故障一般要更换绕组，严重时可能要更换全部绕组，从而造成十分严重的后果和损失。 3.3.1短路电流引起绝缘过热故障 变压器突发短路时，其高、低压绕组可能同时通过为额定值数十倍的短路电流，它将产生很大的热量，使变压器严重发热。当变压器承受短路电流的能力不够，热稳定性差，会使变压器绝缘材料严重受损，而形成变压器击穿及损毁事故。 3.3.2短路电动力引起绕组变形故障 ??变压器受短路冲击时，如果短路电流小，继电保护正确动作，绕组变形将是轻微的；如果短路电流大，继电保护延时动作甚至拒动，变形将会很严重，甚至造成绕组损坏。对于轻微的变形，如果不及时检修，恢复垫块位置，紧固绕组的压钉及铁轭的拉板、拉杆，加强引线的夹紧力，在多次短路冲击后，由于累积效应也会使变压器损坏。 3.4绝缘故障 电力变压器的绝缘即是变压器绝缘材料组成的绝缘系统，它是变压器正常工作和运行的基本条件，变压器的使用寿命是由绝缘材料(即油纸或树脂等)的寿命所决定的。实践证明，大多变压器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。据统计，因各种类型的绝缘故障形成的事故约占全部变压器事故的85％以上。影响变压器绝缘性能的主要因素有：温度、湿度、油保护方式和过电压影响等 3.4.1温度对绝缘故障的影响 电力变压器为油、纸绝缘，在不同温度下油、纸中含水量有着不同的平衡关系曲线。一般情况下，温度升高，纸内水分要向泊中析出；反之，则纸要吸收油中水分。因此，当温度较高时，变压器内绝缘油的微水含量较大；反之，微水含量就小。温度不同时，使纤维素解环、断链并伴随气体产生的程度有所不同。在一定温度下，CO和CO2的产生速度恒定，即油中CO和C02气体含量随时间呈线性关系。在温度不断升高时，CO和CO2的产生速率往往呈指数规律增大。因此，油中CO和CO2的含量与绝缘纸热老化有着直接的关系。 3.4.2湿度对绝缘故障的影响 水分的存在将加速纸纤维素降解。因此，CO和叫的产生与纤维素材料的含水量也有关。当湿度一定时，含水量越高，分解出的CO2越多。反之，含水量越低，分解出的CO就越多。绝缘油中的微量水分是影响绝缘特性的重要因素之一。绝缘油中微量水分的存在，对绝缘介质的电气性能与理化性能都有极大的危害，水分可导致绝缘油的火花放电电压降低，介质损耗因数tg8增大，促进绝缘油老化，绝缘性能劣化。而设备受潮，不仅导致电力设备的运行可靠性和寿命降低，更可能导致设备损坏甚至危及人身安全。 3.4.3油保护方式对绝缘故障的影响 变压器油中氧的作用会加速绝缘分解反应，而含氧量与油保护方式有关。另外，油保护方式不同，使CO和CO2在油中解和扩散状况不同。如CO的溶解小，使开放式变压器CO易扩散至油面空间，因此，开放式变压器一般情况CO的体积分数不大于300x10-6。密封式变压器，由于油面与空气绝缘，使CO和CO2不易挥发，所以其含量较高。 3.4.4过电压对绝缘故障的影响 1.暂态过电压的影响。三相变压器正常运行产生的相、地间电压是相间电压的58％，但发生单相故障时主绝缘的电压对中性点接地系统将增加30％，对中性点不接地系统将增加73％，因而可能损伤绝缘。 2.雷电过电压的影响。雷电过电压由于波头陡，引起纵绝缘(匝间、并间、绝缘)上电压分布很不均匀，可能在绝缘上留下放电痕迹，从而使固体绝缘受到破坏。 3.操作过电压的影响。由于操作过电压的波头相当平缓，所以电压分布近似线性，操作过电压波由一个绕组转移到另一个绕组上时，约与这两个绕组间的匝数成正比，从而容易造成主绝缘或相间绝缘的劣化和损坏。 4.短路电动力的影响。出口短路时的电动力可能会使变压器绕组变形、引线移位，从而改变了原有的绝缘距离，使绝缘发热，加速老化或受到损伤造成放电、拉弧及短路故障。 3.5铁芯故障 1.铁芯硅钢片间绝缘损坏 变压器铁芯硅钢片间绝缘损坏主要是由于硅钢片漆质不好、漆膜脱落等原因造成的。硅钢片短路会增加铁芯中涡流损失。涡流损失与硅钢片厚度成正比。如果硅钢片的片间绝缘损坏，相当于硅钢片的厚度增加1倍，而涡流损失将是原来的4倍。涡流损失加大使铁芯发热，导致邻近的铁芯绝缘更加损坏，同时还会使油温上升，加速油质劣化，严重时气体继电器会动作。 2.铁芯多点接地故障 变压器正常运行时，带电的绕组和油箱之间存在电场，而铁芯和夹件等金属构件处于该电场之中。由于电场不均匀，场强各异，如铁芯不可靠接地，将产生充放电现象，损坏固体绝缘和油质绝缘，因此，铁芯必须有一点可靠接地。这是因为硅钢片间的绝缘总阻值仅有几十欧，其作用是隔离涡流，但对于高压电荷来说则是通路，所以铁芯只需要一点接地。但是有些大容量变压器铁芯直径很大，为了减小涡流损失，用纸和石棉绳将铁芯硅钢片各成几组，每组硅钢片必须用金属片连接起来，然后接地。 目前，制造大中型变压器时，铁芯经一只小套管引至油箱外部接地，有的将铁芯和夹件分别用两只套管引至油箱外部接地。如果变压器在运行中，由于各种原因铁芯出现另一点接地时（即构成两点接地），则正常接地的导线上就会有环流。该环流引起局部过热，严重时将接地线烧断，使铁芯失去接地。另外使原来相互绝缘的硅钢片被短路以至产生很大的涡流，是铁芯过热，严重时可导致铁芯烧损，因此，铁芯不能多点接地。 铁芯多点接地故障的出现有的属于制造原因，如油箱盖上温度计套座过长，与上夹件、铁扼、旁柱相碰；油箱中有金属异物（如焊条头、钢丝等）；铁扼穿芯螺杆衬套过长，与铁扼硅钢片相碰等。有的是安装疏忽，如在安装完工后未将变压器油箱顶盖上运输用的定位钉翻转过来或去掉。有的是运行维护不当，如下夹件与铁扼阶梯间的木垫块受潮或表面附有大量油泥，使绝缘电阻下降为零，穿芯螺栓绝缘损坏等。无论哪种原因，其表现形式都是出现环流引起局部过热，使硅钢片短路，最终导致铁芯损坏。 3.铁芯接地片断裂 变压器在运行中，内部金属部件因感应产生悬浮电位，如果接地不良或接地断开就会产生断续放电。当电压升高时，内部可能发生轻微劈啪声，严重时会使气体继电器动作。 4.监测参数 根据变压器各种故障产生的影响，以及产生故障的原因。确定的监测参数包括:（1）绕组电压电流热点温度变形油油油中气体含量油含水量局放智能变压器在运行过程中各绕组的工作电压需要反映到智能化单元（TIED），这是评估自身运行状态的重要参数之一，变压器承受的电压、电压谐波、过励磁状态、传输容量计算、调压过程监测都需要通过电压分析计算智能变压器在运行过程中各绕组工作电流的稳态或暂态量必须实时反映到智能化单元(TIED)，用于评估自身的运行状态，分析变压器负荷、电流谐波、调压过程监测等3％，其中因绕组超温运行，导致绝缘老化，变压器绕组烧毁、击穿事救占相当大的比例。变压器温度保护这里是指对变压器绕组温度监测、从而控制绝缘绕组绝缘老化，防止绕组烧毁。我们知道绕组温度除了与流经它的电流大小、绕组自身的损耗 直接有关外．还与变压器运行时的环境温度、通风状况、铁芯损耗发热、绕组内部环流大小、匝间短路和变压器产品的设计合理有关。在顶层油温处于正常水平的情况下，绕组的热点温度可能已发生局部过热。绕组过热一方面会造成该处油的分解，另一方面还会造成该处局部绝缘累积性的老化(多次重复过热) ，最终将导致绝缘击穿而损坏变压器。变压器绝缘运行寿命一般认为应遵循六度法则:年平均温度为98 ℃时具有正常寿命，当超过或达不到98 ℃时，每上升或降低6 ℃，则变压器寿命降低一半或延长一倍。因此绕组热点温度是变压器负载的最主要限定因素。 表2 变压器的相对热老化率和温度之间的关系 （4）变形：绕组是发生故障较多的部件，而绕组的变形和松动是造成绕组故障的主要原因之一。电力行业标准DL/T911 - 2004《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》对绕组变形的定义是：电力变压器绕组在机械力或电动力作用下发生的轴向或径向尺寸变化，通常表现为绕组局部扭曲、鼓包或移位等特征。绕组变形或松动后，绝缘强度降低，变压器遭受过电压时容易发生匝间、饼间击穿，造成变压器事故。若仅为不至于影响变压器正常运行的绕组轻微变形，当再次或多次遭受短路事故冲击时，由于变形的累积效应，变压器也可能在后继的不太大的短路电流或过电压作用下，甚至在正常运行条件下发生损坏事故，给电力系统的安全运行造成极大的安全隐患。 4.2 油箱 （1）油,变压器油的热点温度如超过允许限值,不仅会影响变压器使用寿命,还将对变压器安全运行造成威胁。在变压器内部或本体上集成传感器监测油面温度、油箱底部温度和环境温度当变压器在运行过程中由各种原因导致内部发生放电继而引发电弧时变压器油将产生大量气体使油箱内压力突增如不进行及时报警和保护变压器就可能遭到破坏智能变压器油箱内部的油压需要通过传感器以模拟信号或数字信号的形式反映给TIED同时还要保留气体继电器的接点信号（轻瓦斯和重瓦斯），油压如果采用模拟传感器，可在TIED 内直接量化，也可通过A/D 转换层量化油中气体含量DGA）根据CH4、C2H6、C2H4、C2H2、H2、CO、CO2等气体在油中的浓度及其产气速率，能够判断油纸绝缘电器设备的运行状况并进行故障诊断。当变压器内部出现故障时，无论是过热故障还是放电故障，都会使油的分子结构遭受破坏，从而裂解出大量的氢气。因此油中的氢气可作为预测变压器早期故障的指示气体。除氢气之外。还会伴随一定量的可燃气体。如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、CO和CO2等。可燃气体的主要来源是绝缘油和固体绝缘，这些材质都是有机绝缘材料。它们在经受电气、热、氧和水的作用之后，其材料的分子结构很容易发生裂变。例如，变压器油在500℃以上会释放出H2和CH4。而在第化作用下，绕组热点、绝缘导线、绝缘纤维部件等都会产生CO和CO2。在电弧烧伤变压器部件和材料厂的情况下，会产出很高的H2。局部放电也会产生H2和C2H2特征气体。变压器从出厂到投入运行的过程吕，可燃氧气与运行时间存在一定的变化规律有人将这一变化规律称为变压器油中溶气分析的“指纹”。如果发现某台变压器油中溶气含量出现了非正常变化，肯定预示着变压器内部存在着由故障所形成的特征气体产气源。因此，监测变压器气体总量的变化，对指示变压器初期故障十分有效。油中溶气在线监测的特点是可连续观察气体产生的动态发展趋势。它通过及时发现超出极限范围的特征气体，来发现并捕捉故障信息。消除并避免灾难性隐患是状态维护的有利手段。每种故障发生时其特征气体并不相同。在判定电磁故障时，往往借助氢气、甲烷、乙烷、乙炔、乙烯、一氧化碳和二氧化碳的浓度和两种气体的浓度比值。判定机械故障还要借助传感器监测的超声波信号。 表3 特征气体与变压器内部故障的关系 （4）油位：变压器的油位在正常情况下随着油温的变化而变化，因为油温的变化直接影响变压器油的体积，使油标内的油面上升或下降。油含水量局放 (含电容式耦合电流)，变压器正常运行时因无电流回路形成，该电流是很小的，根据变压器结构的不同，铁芯接地电流在几毫安至几十毫安。规程要求，变压器铁芯接地电流应在100 mA以下。变压器正常运行时，带电的绕组与油箱之间存在电场，而铁芯处于该电场中。由于电容分布不均，场强各异，如果铁芯不可靠接地，则将产生充放电现象，破坏固体绝缘和油的绝缘强度，所以铁芯必须有一点可靠接地。如果铁芯有两点或两点以上(多点)接地时，则接地点间就会形成闭合回路，它将交链部分磁通，感生电动势，并形成环流，产生局部过热，甚至烧毁铁芯，这就是变压器铁芯多点接地故障。 （2）放电：变压器局部放电是当变压器被加上高电压后，其绝缘结构由于电场分布不均匀、局部电场过高等，引发的局部范围内的放电。电场分布不均匀的原因可能是由于设备制造过程中间产生的导体尖端，或毛刺；也可能是绝缘体内部或界面存在气泡、裂纹、杂质、或是绝缘系统由多种介质的复合组成。局部放电可能出现在绝缘体内部、绝缘体与导体的界面上，以及绝缘体表面。虽然局部放电一般不会引起绝缘的贯穿性击穿，但可以导致电介质局部损坏，若局部放电长期存在，在一定条件下会导致绝缘劣化甚至击穿，诱发变压器故障产生。局部放电又是造成绝缘故障的重要原因，因此对变压器进行局部放电在线监测具有重要意义。同传统的检测方法相比，特高频检测技术具有检测频率高、抗干扰性强和灵敏度高等优点，更适合局部放电在线监测。它通过接收电力变压器局部放电产生的特高频电磁波，实现局部放电的检测和定位。 （3）内部震动：电力变压器在稳定运行时，硅钢片的磁致伸缩引起了铁芯振动，线圈在负载电流下的电场力引起绕组振动。绕组及铁芯的振动通过变压器器身和油传递到变压器的油箱，引起油箱的振动。变压器箱壁和油压的振荡信号与变压器的内部结构变化有密切的关系。 5.传感器在智能变压器安全监测中的应用 5.1传感器在监测绕组上的应用 5.1.1对绕组电压的监测 在变压器内部或本体上集成电压传感器，具体传感器形式可不限制，电磁式、电容式、光电式等，目前可采用技术成熟的检测方法。传感器获得的低压模拟信号直接接入智能化单元(TIED)，数字化后作为TIED的分析输入参数或打包通过网络向系统传送的信号。传感器无论采用电磁式或电容式，其容量与传统 PT 相比很小。在满足精度和信噪比要求的前提下，仅供A/D 转换用，低压侧

　　1ma 即满足要求。在变压器内部集成电流互感器，具体形式不限制，电磁式、电子式、光纤式等。目前套管ct 技术成熟，而且数字化后ct 的容量很小，目前还应以这种形式为主，在变压器本体安装优于其他形式。从套管ct 获取的模拟电流信号（0-10ma 或 0-5ma）直接送tied 数字化，作为tied的分析输入信号或打包通过网络向系统传送。与电压信号类似，电流信号本地直接数字化，在满足精度和信噪比要求的前提下，容量可以很小。 1.荧光式测温 荧光式测温方法是在光纤末端加入荧光物质，经过一定波长的光激励后，荧光物质受激辐射出荧光能量。由于受激辐射能量按指数方式衰减，衰减时间常数根据温度的不同而不同，通过测量衰减时间，从而得出测量点的温度。由于衰减时间常数的计算是通过荧光物质受激辐射后的光强测量而换算得到的，而光强受光纤弯曲所产生的光损耗、光纤接头处的插入损耗以及外接光缆的光损耗等因素影响，从而导致衰减时间常数计算误差。 2.半导体测温 半导体测温原理是在光纤末端加入砷化钾晶体，当光源发出多重波长的光照射到砷化钾晶体时，该晶体处于不同的温度会吸收部分波长的光，同时将剩余不能吸收的波长的光反射回去。通过检测反射光的频谱，从而换算出测量点的温度。半导体测温由于测量的是光的频谱，不是光强，因此测量不受光功率影响，但是在实际操作过程中，但是，光路的变化(如光缆的重新布置, 传感器的重新焊接)还会严重影响测温的准确性，还须重新定标，确保温度测量的准确性。同荧光式测温技术一样，温度敏感组件都是处于光纤的末端，单根光纤只能接一个传感器。 3.光纤光栅测温 光纤光栅是在光纤上制作的、只反射特定波长的光传感组件。该器件反射的波长与温度具有优异的线性关系，光纤光栅反射波长和温度线%，通过测量光纤光栅反射回的光的波长，即可换算出测量点的温度。在单根光纤上的不同位置可以刻写不同波长的光纤光栅传感器，每个传感以光纤光栅刻写时的光反射波长为其编码，通过波分复用技术，从而在单根光纤上实现最多可达20个光纤光栅传感器的串联。 三种光纤测温技术的比较 表4 三种光纤测温技术的比较 通过以上比较现在一般采用光纤光栅温度传感器来监测绕组热点温度。 5.光纤光栅温度传感器的测量方法和安装工艺 光纤测温是通过预埋在绕组上的多个光纤温度探头实现测温的 5-1 光纤光栅温度传感器测绕组温度的工作原理图 但存在很多问题，有待进一步完善和探讨。）探头预埋在绕组上，目前需要在变压器线圈绕制过程中预埋，工艺难度较大，且线圈绕完后需要经过多道工序处理（整形、干燥、吊装等），进入总装后还有多道工序才能完成整体装配。光纤细而强度低，在此过程中很容易损坏。光纤探头测量的是单点温度，预埋的位置是设计人员根据计算评估确定的，很难与实际热点温度吻合。光纤在变压器绕组内部受振动、温度、油浸等多种因素影响，寿命和精度都很难保证。由于在线圈内部，损坏后根本无法修复或更换。有些在3-5 年后基本都退出运行了。总之用光纤测量绕组热点温度是发展趋势，但需要在测量方法和安装工艺上进行改进，才能进入实用阶段智能变压器需要监测绕组变形情况，目前还没有带电在线监测手段。非带电检测绕组变形也处于评估水平。如：频响法、阻抗法、高压脉冲法等。这些手段也仅限于非带电评估检测。真正的绕组变形检测需要内置传感器，可以考虑采用光纤检测绕组变形。30℃～+200℃，元件的体积小（要将传感器放置在变压器箱体内），传感器能承受住变压器热油环境的侵蚀。一般选择接触式的铂热敏电阻传感器，与其他温度传感器相比，热敏电阻温度系数大、灵敏度高、响应时间迅速。而且体积小、寿命长、价格便宜，由于本身电阻大，因此可以不用考虑引线长度带来的误差，适于远距离的测量和控制。能够耐湿、耐酸碱、耐热冲击、抗振动，可靠性和稳定性都很高，能承受住变压器热油环境的侵蚀，非常适宜用于变压器热油的苛刻环境。 同时要传递变压器内部的温度信号，适应各种苛刻的化学环境，不受变压器高压及电磁干扰的影响，又长期浸泡在绝缘油中，因此要选用聚四氟乙烯与凯弗拉尔制成光纤外套。 5.2.2对油压的监测 智能变压器油箱内部的油压需要通过传感器以模拟信号或数字信号的形式反映给tied。同时还要保留气体继电器的接点信号（轻瓦斯和重瓦斯），油压如果采用模拟传感器，可在tied 内直接量化，也可通过a/d 转换层量化。油压传感器要求，目前气体继电器+模拟压力传感器 图5-3 智能变压器油压监测示意图 5.2.3对油中气体含量的监测 油气分离和气体检测单元是在线监测装置本体的主要部分，它决定着检测数据的准确率和灵敏度；诊断装置的智能化程度是衔量实现诊断故障性质、种类、程度及预测发展趋势的关键。 图5-4 油中气体监测原理图 1.油气分离的方法 一般采用薄膜透气法（某些聚合薄膜，具有仅让气体透过而不让液体通过的性质）将薄膜安装在气室入口处，膜的一侧是变压器油，另一侧是气室。 油中溶解的气体能透过膜自动渗透到另一侧的气室中。同时，已渗透的自由气体也会透过薄膜重新溶解在油中。在一定的温度下，经过一定时间后，达到动态平衡。此时，在气室中给定的某种气体的浓度保持不变，并与溶解在油中的该气体的浓度成正比。 用于油气分离的高分子膜必须具有如下性能： （1）耐油、耐水、耐一定程度的高温； （2）有一定的机械强度，能在长期运行中不变形、不破裂； （3）要求膜的透气率高。 因此，一般选用聚四氟乙烯薄膜。 2．油中气体的监测方法 （1）传统气象色谱法：精度高，能准确分析多种气体含量，但用于在线监测，结构复杂、故障率高、消耗载气，色谱柱寿命短。光声光谱法：精度适中，可分析多种气体，但对环境要求高，稳定性一般，但不需要载气和耗材。燃料电池法：仅能反映综合气体，且以氢气为主，精度一般。气体传感器法：多种传感器，分别检测不同气体成分。(如添加适量的贵重金属pt，pd等)改善其选择性，但仍然会对其它气体有一定的敏感度。气体传感器的交叉敏感特性如图5-5所示。 图5-5 气体传感器的交叉敏感特性 （5）气体传感器阵列法：国内外许多研究工作者都正在研究把气敏元件与智能技术相结合构成阵列式智能气体传感系统。实现阵列式智能气体传感系统的一种途径是采用多个具有不同选择性的气敏传感器组成传感器阵列，通过模式识别技术进行气体组分分析与浓度识别。这样可以解决通常情况下气体传感器由于“交叉敏感”问题而导致的对混合气体的测量结果不准确问题，从而能更有效地实施对变压器油中溶解气体的微机在线 阵列式传感系统混台气体分析原理图 5.2.4对油含水量的监测 变压器油中微量水分的检测属于湿度中的低湿段测量，因而要求传感器在低湿段（0～30%rh）应具有良好的测量精度和灵敏度。高分子电容式湿度传感器是目前环境湿度检测的主流，并且是唯一可以在0～100%rh 相对湿度范围内进行全程检测的传感器。而且变压器中恶劣的热油环境是对湿敏器件的严峻考验。目前湿度传感器中，高分子电容式传感器可以在高温、高压中使用，特别是以聚酰亚胺（pi）湿敏材料制作的传感器。这类传感器的感湿膜的介电常数能随湿度发生变化，从而通过测量电容量的变化就可测量湿度。 图5-7 聚酰亚胺高分子电容式湿度传感器结构 5.3传感器在监测局放上的应用 5.3.1对铁芯接地线电流的监测 如果铁芯有两点或两点以上(多点)接地时，则接地点间就会形成闭合回路，它将交链部分磁通，感生电动势，并形成环流，产生局部过热，甚至烧毁铁芯。这就是变压器铁芯多点接地故障。根据接地点的位置不同，流过铁芯接地线的电流各不相同，可达到几安培至几十安培。目前，大中型变压器普遍采用铁芯和夹件分别引出接地的方式。通过检测铁芯接地线中的电流能有效地发现铁芯多点接地故障。并可根据铁芯接地电流的大小以及油色谱初步判断接地点位置。因此可以通过电流传感器对铁芯接地电流进行监测，一般采用有源零磁通电流传感器。 当变压器出现铁芯硅钢片间绝缘损坏、铁芯多点接地或铁芯接地片断裂等现象时，铁芯会产生大量的热，导致与其接触的绝缘物质损坏，甚至烧毁整个变压器。因此可以利用光纤bragg光栅测量变压器铁芯温度的传感器，通过在变压器铁芯柱上预留的线槽，将套有陶瓷套管的光纤bragg光栅温度传感器安装在变压器铁芯上。当铁芯的温度发生改变时，与其接触的光纤bragg光栅的温度也随之改变，导致光纤bragg光栅中心波长移位，从而实现对变压器铁芯温度的测量。 图5-8 利用光纤bragg光栅测量变压器铁芯温度的传感器 5.3.2对局放的监测 1.局放监测的方法 （1）脉冲电流法：这是标准指定的方法，校验和检测都有标准，通过视在放电量衡量变压器的放电水平。频段在20khz-400khz，此方法是变压器出厂试验和验收试验指定的方法。用于在线监测如何克服现场干扰是关键问题，随着滤波和放电信号识别算法的改进，已进入实用阶段。检测传感器安装在套管末屏或铁心（夹件）接地线上。超高频（或特高频）法：这是为克服现场干扰问题而开发的一种方法。频带在20mhz – 1500mhz 之间，通过高频天线接收某个干扰小的频段信号，检测放电量。这种方法用于变压器局放在线监测还存在很多问题：高频信号尤其是特高频，传播衰减很快，受被测设备结构影响很大，变压器内部主要是金属部件，监测天线无论装在什么位置都会有盲区。定量困难，不但非线性，而且受放电位置影响很大，目前没有标准。在变压器上安装困难，需要开安装孔，对保证高压变压器内部油质有影响，且在单一点检测有盲区。超声法：与超高频法类似，存在定量困难、检测有盲区的缺点。目前主要用于局放定位，由于局放信号声电传输速度差明显，可实现局放定位。受各种电信号干扰小。智能变压器局放检测传感器应采用内外结合放置外置传感器铁心接地线上安装高频电流传感器。实践证明对于变压器本体破坏性放电，铁心接地线上都能检测到。高压套管末屏上安装高频电流传感器，植于套管末屏引出线端，监测变压器本体的同时，监测套管放电。内置传感器必须在保证变压器运行安全可靠的基础上，植入内部传感器，且更换或维护不能停运或吊开变压器。满足上述条件的传感器必须是无源的，并且在变压器内部不能有电子线路。内置传感器采用内外分置安装法。因为脉冲电流传感器内外安装没有区别，仅考虑在外部安装。超声波传感器的分置安装在变压器箱壁上选定 2-6 个位置安装广角超声波导杆，将局放超声信号传导至油箱外部的传感器。波导杆组件与箱壁通过法兰连接，外部安装超声传感器。 图5-9 外置式超声波传感器的安装方法 图5-10 内置式超声波传感器的安装方法 （2）超高频传感器的分置安装，在变压器箱壁上选定 2-4 个重点检测部位，安装平板型高频接收天线，天线组件与箱壁通过法兰连接，外部设传感器安装法兰。 图5-11 内置式超高频传感器 图5-12 变压器油箱表面振动传感器粘贴位置 5.4智能变压器传感器布置图 图5-13 智能变压器传感器布置图 5.5对各种传感器的要求 5.5.1对内置型传感器的要求 （1）采用无源型，或将有源部分外置。 （2）变压器的所有出厂试验应在安装了内置传感器之后进行。 （3）内置传感器与外部检测单元的联络通道应符合一次设备的密封要求。 （4）内置传感器的使用寿命应不小于15年。 5.5.2对外置型传感器的要求 （1）新设备留有外置传感器的安装位置。外观要求整洁、易维护、不降低变压器的外绝缘水平。 （2）应安装在低电位处，除非必须，不推荐安装于高压部位。 （3）与高压设备内部绝缘介质相通的外置传感器，其密封性能、机械杂质含量等应符合或高于变压器的相应要求。 （4）有良好的电磁屏蔽措施。 5.5.3对温度传感器的要求 （1）变压器应配备绕组测量装置和油温测量装置。油温测量应不少于两个监测点。上述温度变量在变压器本体上可观测，将该信号送出。 （2）超声法：在重点探查高中压强场区域3～5个。 （3）特高频：需内置式特高频传感器，定位需要不少于3个。 5.5.5对油中气体及微水传感器的要求 变压器厂家通过预留的法兰接口与变压器油中溶解气体及微水在线监测系统的进出油管路对接，由在线监测系统进行取油分析。 5.5.6对电流互感器的要求 应在变压器的套管尾部安装常规式或电子式电流互感器，用于对变压器本体的测量和保护。如采用电子式电流互感器，采集器安装于套管金属法兰，mu安装在智能组件柜内。 5.5.7对油位、压力传感器的要求 油位的高低报警信号需直接由储油柜带油位表直接输出。 压力的报警或跳闸信号由压力释放装置提供，每台变压器至少安装2个，直接安装在油箱两端； 突发压力继电器安装与油箱侧面的上部，用于监测油箱压力增长速度的监测。 6.各监测参数的技术指标 表5 各监测参数的技术指标 序号 信号 检测范围 1 顶层油温 -40～250℃ 2 底层油温 -40～250℃ 3 环境温度 -40～80℃ 4 电压 1～720v 5 电流 0～5a 6 油位 开关量 7 油压 100pa～1mpa 8 铁芯接地电流 1ma～50a 9 相对湿度 不大于95％ 10 局放 10pc～10nc 11 h2 5～5,000ppm 12 ch4 2～50,000ppm 13 c2h6 2～50,000ppm 14 c2h4 2～50,000ppm 15 c2h2 0.5～50,000ppm 16 co 2～50,000ppm 17 co2 20～50,000ppm 18 o2 100～50,000ppm 19 n2 10～150,000ppm 20 绕组热点温度 不大于60℃ 7.智能变压器安全监测系统的结构 7.1智能变压器安全监测系统整体框图 监测系统主要由数据采集层、通信管理层、站端控制层、远方监控与数据采集管理层等主要部分组成。 1.数据采集层主要包括油中溶解气体在线监测、油中微水在线监测、套管绝缘在线监测(含环境温湿度监测)、局部放电在线监测、温度负荷等单元在线监测，实现对变压器油溶解气体，油中微水，局部放电，变压器铁芯和夹件电流，套管绝缘介损、电容值、泄漏电流值、温度负荷趋势、油温、油位状态等的在线.通信管理层的主要功能是完成主控计算机与各在线监测单元、用户之间进行数据交换，它是各设备之间数据交换的通信枢纽。具有多串口、多网络、多规约的特点。具有很好的可扩充性和可维护性。 3.站端控制层主要是完成变电站内在线监测设备的控制及监测数据的显示与管理。 4.远方监控与数据采集管理层是区域性的管理中心，可以实现下属所有变电站在线监测系统的数据采集与处理、现场监测单元的参数远程配置、远程的故障诊断功能。 图7-1 智能变压器安全监测系统整体框图 7.2数据采集方案的选择 上述选用的传感器有些是模拟量输出，有些是智能型采集单元，有时还需要将完整的系统作为传感器，因此采用多种采集方式并存的形式是比较合适的，如下图: 图7-2 多种数据采集方式图 该系统采用工业控制计算机作为中央处理模块，实现数据采集控制和数据初步处理的功能；加装网卡组建以太网与上位机通信，形成完全开放的数据通信方式；工控机具备数量有限的rs232/485串行通信口(可通过工控机cpu板上的跳线进行设置)用于与标准串口设备进行数据交换，当串口设备较多时，还可使用串口扩展卡进行扩展。 7.3前台单元设计 数据采集程序是变压器在线监测系统软件设计中的一个重要环节，包括采样控制、现场显示和部分的数据计算功能。通常的数据采集程序功能单一，且现场调试比较复杂。在构建采集系统的过程中使用了虚拟仪器技术，将数据采集程序的各种功能集于一身。在具体实现时使用了图形化的编程语言不但提高了编程效率，而且可以方便地进行现场调试。构建的系统能够监测到所设计的全部12项参数，前台系统的显示界面如下图： 现场界面可显示系统采集卡的工作状态、变压器运行参数及实时波形和状态参数等。 图7-3 智能化变压器的前台单元界面 7.4后台专家诊断单元设计 系统的上位机位于变电站的主控室中，其界面如下图： 图7-3 智能变压器后台专家诊断单元 可显示变压器的运行参数、状态参数以及系统运行状态等。系统可采用曲线和报表两种格式显示打印测量到的变压器运行参数和状态参数，并可实现状态评估功能。 将变压器绝缘状态作为研究对象，则该系统就构成了一个多传感器系统，包括局部放电、油中气体、油温、铁心接地电流、套管绝缘特性等多个监测项目，提出了变压器相关的监测、故障诊断、寿命预测等问题与信息融合层次之间的对应关系，如下图： 图7-4 信息融合系统中信息处理的流程 图中的箭线描述了信息融合系统中信息处理的流程，yi(i=1,2......13)为传感器输出的原始数据，si(i=1,2....7)表示局部判决器，ui(i=0,1...8)表示各判决器的输出。每个判决器都是一个局部的融合系统，所以应当选择相关性较强、采样时刻一致的传感器成为一组，例如取同电压等级的三相套管、变压器油的各部分温度等。其中s0、s8是判决结果融合中心，可以采用与其他判决器不同的融合策略。局部判决器的判决结果被传送到后面的局部融合中心或结果融合中心，融合中心也是一种判决器，但是其融合策略更加复杂，考虑的情况更多。一般采用专家系统模型：它把各下级判决器的结果转化成人类可以理解的几个结论，从而得到最终的结果。这个结果还会被量化后返回给底层判决器，用于调节阀值和算法参数，使各判决器的性能稳定下来。图中的传感器分级融合的结构是根据变压器结构、传感器作用范围和相关性划分的，局部放电传感器(y1)可以检测到变压器内部、套管及其他部件的故障，作用范围较广，所以通过判决器s1后，作为融合中心(s0)的参考信息；铁心电流(y3)、油温变化(y4~y6)都可以引起油中气体的变化，而油中水分(y7)对变压器绝缘的危害程度又与油温有关，所以将s2~s7的判决结果先送下局部融合中心s8中，得到局部融合结果后再进入后面的融合中心(s0)；高压套管(y8~y10)和中压套管(y11~y13)检测数据各自独立，所以通过各自的判决器(s6,s7)后直接进入融合中心(s0)。可以看出，多传感器系统的13组原始数据，进入最后一级融合中心时已被减少为4个，这样就把一个复杂的多变量问题分级简化了。 8.智能变压器(lt)安全监测系统软件设计(基于visual c++） 8.1 系统总体设计 对lt系统进行总体设计，介绍系统的总体功能、系统建模、系统关系图、模块划分和工作流程。 8.1.1 系统功能描述 1.绕组监测管理 监测包括：电压工作电流热点温度变形工作电压评估自身运行状态变压器承受的电压、电压谐波、过励磁状态、传输容量计算调压过程监测都需要通过电压分析计算工作电流的稳态或暂态量必须实时反映到智能化单元(tied)，用于评估自身的运行状态，分析变压器负荷、电流谐波、调压过程监测等接受变压器绕组热点温度监测装置数据，评估变压器负荷状态、寿命损耗、过负荷能力、并动态优化冷却方式。 定时接受变压器绕组变形监测数据，根据历史指纹图数据和短路、过载记录，分析变压器绕组变形量，超标时给出警示信息。 油油中气体含量油含水量 （1）能够方便的显示变压器的各种状态参数。 （2）能够进行变压器初值参数设定。 （3）能够显示初步判断故障类型及故障变压器的相关信息。 5.统计和报警功能 （1）对于气体含量或者产气速率超标能够及时报警。 （2）能够详细记录故障变压器各种故障信息。 （3）实现打印功能。 6.其他功能 能够进行就地调试。 8.1.2 系统建模 图8-1 系统建模图 8.1.3 系统关系图 图8-2 系统关系图 8.1.4 功能模块划分 图8-3 lt数据管理系统功能模块示意图 同时，将用户划分为两种类型，即系统管理员用户和普通用户。系统管理员用户为admin，他可以管理其他用户的信息，在其他方面与所有用户的权限相同。 8.1.5 系统流程分析 所谓系统流程就是用户在使用系统时的工作过程。对于多类型用户的管理系统来说，每一类用户的工作流程都是不相同的。多用户系统的工作流程就是从用户登录模块开始，对用户的身份进行认证。身份认证可以分为以下两个过程： （1）确认用户是否是有效的系统用户。 （2）认用户的类型。 第1个过程决定用户能否进入系统。第2个过程根据用户的类型决定用户的操作权限，从而决定用户的工作界面。 图8-4 系统流程分析图 8.2 数据库设计 8.2.1 数据库备份 8.2.2 数据库表设计 1.绕组表 表6 绕组表 图8-5 绕组表关系与属性图 2.油箱表 表7 油箱表 图8-6 油箱表关系与属性图 3.局放表 表8 局放表 图8-7 局放表关系与属性图 8.2.3 数据处理和加工 有表绕组表、油箱表、局放表、放电性质和位置以及绝缘状态表、变形量表、内部工作状态表、故障性质表、绝缘状态和水平表、状态评估和故障分析表、负载状态表、热点温度表、负载电流表。如下图： 图8-8 数据表 1.1对绕组表数据进行加工、处理、更新 图8-9 绕组表 1.2对变形量表数据进行加工、处理、更新 图8-10 绕组变形表 1.3对放电性质、位置和绝缘状态表数据进行加工、处理、更新 图8-11 放电性质、位置和绝缘状态表 1.4对负载电流表数据进行加工、处理、更新 图8-12 负载电流表 1.5对负载状态表数据进行加工、处理、更新 图8-13 负载状态表 1.6对故障性质表数据进行加工、处理、更新 图8-14 故障性质表 1.7对局放表数据进行加工、处理、更新 图8-15 局放表 1.8对绝缘状态和水平表数据进行加工、处理、更新 图8-16 绝缘状态和水平表 1.9对内部工作状态表数据进行加工、处理、更新 图8-17 内部工作状态 1.10对热点温度表数据进行加工、处理、更新 图8-18 热点温度表 1.11对油箱表数据进行加工、处理、更新 图8-19 油箱表 1.12对状态评估和故障分析表数据进行加工、处理、更新 图8-20 状态评估和故障分析表 2.各表之间视图关系 图8-21 关系视图 3.表中数据与健康报告 （1）通过变形量表中所采集、记录的数据，可以说明变压器中变形量无变化。 （2）通过放电性质、位置和绝缘状态表中所采集、记录的数据，可以说明变压器放电性质、位置和绝缘状态。 （3）通过负载电流表中所采集、记录的数据，对比工作电流正常范围值0-5a。当数据出现如下表时：应引起工作人员注意。 图8-22 评估电压、电流采集值 （4）通过负载状态表中所采集、记录的数据，其中对比绕组热点温度正常工作值不超过60℃，在数据出现如下表时：表示绕组热点温度过高，应引起工作人员注意。 图8-23 评估绕组热点温度采集值 （5）通过故障性质表中所采集、记录数据，其中对比油中气体含量标准及局放标准，当出现数据如下表：表示油中气体含量过高，局放环境不好，需要及时维护。 图8-24 评估油中气体、局放采集值 （6）通过局放表中所采集、记录数据，其中对比铁芯接地电流正常范围1ma～50a，当出现数据如下表：表示铁芯接地电流过高，变压器内部存在震动，需要及时维护。 图8-25 评估铁芯接地电流、内部震动采集值 （7）通过绝缘状态和水平表中所采集、记录数据，其中对比油中气体含量标准，当出现数据如下表：表示油中气体含量过高，需要及时维护。 图8-26 评估油中气体、油含水量采集值 （8）通过内部工作状态表中所采集、记录数据，当内部震动数据出现如下表：表示变压器内部存在震动，需要及时维护。 图8-27 评估内部震动采集值 （9）通过绕组表中所采集、记录数据，对比工作电流正常范围值0-5a.当数据出现如下表时：应引起工作人员注意。 图8-28 评估绕组电压、电流采集值 （10）通过热点温度表中所采集、记录数据，当数据出现如下表时：说明变压器负载电流过高，应引起工作人员注意。 图8-29 评估负载电流采集值 （11）通过油箱表中所采集、记录数据，对比油压正常工作范围在100pa～1mpa，当数据出现如下表时：说明变压油压过高了，应引起工作人员注意。 图8-30 评估油压采集值 （12）通过状态评估和故障分析表中所采集、记录数据，对比油压正常工作范围在100pa～1mpa，铁芯接地电流正常范围1ma～50a，当出现数据如下表：说明变压器油压过高了，铁芯接地电流过高，应引起工作人员注意。 图8-31 评估铁芯接地电流采集值 8.3 设计工程框架 包括创建工程、在工程中添加和注册数据库访问控件、添加数据库访问类、为每个表创建对应的类、设计系统主界面、设计登录对线 用户登录模块界面设计 图8-23 修改密码界面设计 图8-24 主界面（admin）设计 9.总结 随着电力工业的发展，电力系统正向超高压大容量的方向发展。电力变压器作为电力系统中最重要的电气设备之一，维护其正常运行是整个系统可靠供电的基本保证。而我国现有的以预防性试验为主的检修制度己经满足不了供电可靠性要求。随着电子技术的发展和传感器、计算机、信息处理等技术在各领域的渗透，电力系统监测技术已从离线的定期监测逐渐转变为在线的连续监测，其目的是实时或定时监视变压器的运行状态，判断其运行是否正常，诊断其内部存在故障的性质、类型，并预测故障的发展趋势。 本文对变压器在线监测的研究现状进行了分析，探讨了变压器故障诊断的方法，分析了半导晶体光纤测温原理和变压器油中气体分析技术原理。运用气体光纤测温技术对变压器内部温度进行监测，利用电压，电流传感器在线监测电压，电流。应用动态顶空脱气法和气体传感器阵列发对变压器油中气体进行在线分析。并利用软件建立监测系统的数据库，对采集的各类数据进行实时的处理和分析，判断是否产生故障，从而进行诊断和控制。 参考文献 [1] 安敏英等．光学传感与测量[m]．北京：电子工业出版社，2001：165-210． [2] 丁镇生．传感器及传感器技术应用[m]．北京：电子工业出版社，1999：205-232． [3] grattan k t v， sun dr t．fiber optic sensor technology：an overview [j]．sensors and actuators a，2000，82(1)：40-62． [4]王国利，郝艳捧，李彦明（wang guoii，hao yanpeng，li yanming）.电力变压器局部放电检测技术的现状和发展（present and future deveiopment of partiai discharge detection in power transformers）［j］. 电工电能新技术（adv.tech. of eiec. eng. & energy），2001，20（2）：52-57. 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