王红英

(西安文理学院 机械与材料工程学院，西安 710065)

电力系统中，维护电力变压器的正常运行是整个系统可靠供电的基本保证.近年来，我国用电需求快速增长，电力系统发展方向为超高压、大容量.因此，变压器的故障率也随之增加.据相关资料统计，110 kV及以上变压器的平均事故率在0.69%以上.尤其是近年来，变压器因过载运行，导致绝缘老化、变压器绕组击穿、烧毁事故率高达75%以上.高压油浸电力变压器的寿命主要取决于固体绝缘(纤维纸)的寿命，温度、水分和氧气是促使其绝缘老化的主要因素.热效应为变压器老化的决定性因素，热点温度的高低决定了变压器的使用寿命.

随着光电子技术的高速发展，光纤传感器的诞生为变压器温度测量[1-3]提供了一种新的技术手段.相对于传统的电信号测量传感器，光纤传感器具有体积小、抗腐抗电磁干扰、耐高温、耐高压等诸多优势，能有效监测电力变压器内部的热点温度.当前最为成熟技术为基于荧光光纤的温度传感器，应用最为广泛的是点式光纤测温产品.该技术最开始从国外进行应用，20世纪80年代，著名的变压器制造厂商如ABB、西门子、东芝的产品上均使用过荧光光纤温度传感器.

变压器的内部温度可以通过以下3种方法获得：热模拟测量法、间接计算法和直接测量法.对于热模拟法，就是通过在变压器中安装热模拟法测温仪表，从而换算出变压器的绕组温度.其优点是经济、冷却系统可以被直接启动.但是，该方法准确性差，测量温度有一定的时差性.在法国电网中，该方法已经被停止使用.间接计算法，就是根据假设的变压器热模型，结合各国的实用经验、国际电工委员会的IEC345-1991标准和我国的GB/T15164-1994《油浸式电力变压器负载导则》[4]标准，推导出热点温升计算公式，具有一定的精度，具有经济、简便、实用性强等特点，但是该方法计算复杂，尤其是由经验得出的计算参数，通用性不强，在变压器现场使用时受到限制.且热模法和间接计算法只能求解热点温度值，不能得到热点的具体位置，实际应用过程中具有一定的局限性.直接测量法是在绕组靠近导线部分埋设传感器，然后通过检测仪表获取传感器附近的温度值，它是一种在线检测设备.直接测量法可以实时、准确测量出绕组热点温度；通过及时启动制冷设备，可以避免因变压器绕组过热引发的事故.该方法最典型的应用代表为荧光光纤温度传感器和半导体光纤温度传感器.

本文采用荧光光纤传感监测系统对变压器中、高压三相绕组温度[5]、顶层油温以及中部油温进行直接测量.同时，采用PT100温度传感器测量电力变压器的顶层油温、底层油温、中部油温以及环境温度.根据PT100温度传感器测量数据间接计算出电力变压器的热点温度，并与荧光光纤测温数据进行比较.

1 荧光光纤测温原理

光致发光现象是荧光测温法的工作机理所在.由普朗克定律可知,当物质受到某种形式的能量的激发会产生电子跃迁,跃迁过程在能级E1与能级E2之间进行,波长为λ的光波会在这一过程中发射.

hc=λΔE=λ(E2-E1)

(1)

式(1)中，h为普朗克常数；c为光速；λ为激发光子波长；E2为高能态电子能量；E1为低能态电子能量.

根据对荧光信号处理方式的不同，荧光光纤温度传感器通常分为：荧光强度型、荧光强度比型和荧光寿命型.

其中，荧光寿命型光纤温度传感器与其他上述两种传感器相比，探测器的退化、光纤弯曲和光源等因素对系统影响甚小，修正传感器探头较为容易，在中低范围内测量精度与灵敏度均较高，适用于变压器内部温度测量的要求.目前，国内外在变压器绕组测温领域使用的荧光光纤传感器均为荧光寿命型光纤温度传感器.

荧光寿命型光纤传感器用短脉冲光激发荧光体,形成的激发态荧光体随时间而衰变,其衰变率为：

(2)

对式(2)进行积分后得：

(3)

(4)

式(4)可以改写为：

(5)

以指数形式衰减的单一荧光体，其发射强度F(t)和激发态群分子数N(t)成正比.即

(6)

研究表明，荧光寿命也会受环境温度影响而发生变化.式(7)表示了荧光寿命与温度的关系：

(7)

其中，Rs、RT、k、ΔE为常数，T为热力学温度.

图1 荧光寿命与温度的关系

由式(7)可见，温度为影响荧光寿命的关键参数.如图1所示.温度升高，荧光寿命减小，通过测量荧光寿命可以得到温度值.因此，荧光寿命的求取成为关键问题.

2 变压器温升实验

实验中采用西安和其光电科技有限公司研制的荧光光纤测温器[5].测试现场如图2所示.

变压器所用参数为：

额定容量：240/240/120 MVA

额定电压：230±8×1.5%/121/38.5 kV

额定电流：602.5/1145.2/1799.5 A

冷却方式：ONAN

图2 测试现场

光纤探头埋置位置为：三相绕组的高、中压绕组分别埋置1个，油顶部1个，油中间1个，共8个点.三相绕组的高、中压绕组温度由荧光光纤传感器直接测得.测试结果如图3所示.

图3中明显看到，在0.5 h以内，三相绕组温升变化迅速由开始的平均14.5 ℃提升到中、高压平均分别为67.7 ℃、72.4 ℃，之后中、高压温升平均分别增加到89.8 ℃、92.6 ℃，两个时间段三相绕组温升基本呈线性变化趋势；2.5 h以后温升基本趋于稳定.其中，A、B、C三相绕组的中压绕组分别平均为84.9 ℃、90.6 ℃、93.9 ℃，高压绕组温升分别平均为89.4 ℃、94.1 ℃、94.3 ℃.

根据GB/T 15164-1994《油浸式电力变压器负载导则》，对于自然油循环冷却方式，变压器在暂态情况下，经过时间t后绕组热点温度为：

θh=θa+[θoi+(θou-θoi)(1-e-t/τ)]+HgrKy

(8)

(9)

式(9)中，θh为任意负载下的热点温度，℃;θa为环境温度，℃;θoi为初始时刻顶层油温升，K;θor为额定电流下的顶层油温升，K;θou为最终顶层油温升，K;τ为油时间常数，h;H为热点系数;gr为绕组平均温度与油平均温度之差,K;K为负载系数;y为绕组系数;R为额定电流下的负载损耗和空载损耗之比;x为油的指数.

由公式(8)、(9)计算可得变压器热点温度[6]随运行时间的变化情况，结果如图4所示.计算结果显示变压器热点温度随时间始终呈非线性变化趋势，且初始温度大于实测的温度，近10 h后温升才趋于稳定，计算结果与实测存在偏差较大，不利于对变压器的维护提供理论依据.

图3 三相绕组的高、中压绕组温升测试

图4 变压器热点温度计算值

图5所示为荧光光纤测温器测得的变压器顶层油温及底层油温.测试结果显示2 h左右，变压器的顶层油温、底层油温由开始的平均为14.6 ℃分别迅速增加到63.8 ℃、38.1 ℃，3 h后，分别稳定在65 ℃、39.8 ℃.

经过时间t后的顶层油温升、中部油温升和底层油温升的理论计算值[6-8]分别可以由式(10)、(11)、(12)求出：

θot=θoi+(θou-θoi)(1-e-t/τ)

(10)

θmt=θmi+(θmu-θmi)(1-e-t/τ)

(11)

θbt=θbi+(θbu-θbi)(1-e-t/τ)

(12)

式(11)、(12)中，θmi为初始时刻的底层油温升，K；θmu为时间t内所加负载的稳态底部油温升，K；θbi为初始时刻的底层油温升，K；θbu为时间t内所加负载的稳态底部油温升，K.

计算结果如图6所示.图中明显看到，变压器顶层油温和中部油温随时间均呈现非线性变化趋势，且稳定时间均为10 h，计算结果不利于对变压器的维护.

图5 顶层油温、底层油温的荧光光纤传感器实时测试值

图6 光纤测量顶层油温与中部油温计算值

实验中还采用了PT100热电偶测试变压器的油温随时间变化情况.测试结果(如图7)显示了顶层油温、中部油温、底层油温随时间的变化，比较图5和图7发现，两种方法测试油温随时间变化趋势基本一致，对于同一位置的温升而言，荧光测温测出的温升值较大.

图8所示的计算结果显示，顶层油温、中部油温、底层油温随时间随时间呈非线性变化，其中，顶层油温在运行10 h后，趋于稳定，中部油温与底层油温在运行5 h后，趋于稳定.

图7 PT100测得的顶层油温、中部油温及底部油温

图8 PT100热电偶测量顶层油温、中部油温及底部油温的计算值

3 结论

本文利用荧光光纤测温器实时测试了变压器三相绕组的中、高压温升、顶层油温以及中部油温随时间变化情况，实验也采用PT100测量了顶层油温和中部油温随时间变化情况.同时，根据GB/T 15164-1994《油浸式电力变压器负载导则》进行了相应的计算.结果表明，荧光光纤测温系统能够真实反映变压器的内部温度变化，PT100仅能测试顶层油温、中部油温以及底层油温，理论计算出的热点温度数据偏差较大，随时间呈非线性变化趋势，且达到稳定温度的时间较长，不利于变压器的维护.相比之下，理论计算出的PT100油温数据与PT100实测油温数据较接近，然而，稳定温度所需时间较长，对变压器的维护产生不利影响.

[1] 贾红元,冀增华,李彬,等.变压器绕组温度的软件计算值与光纤实测值之间的差异对比分析[J].变压器，2014,51(4)：60-63.

[2] SWIFT G，MOLINSKI T S，LEHN W.A fundamental approach to transformer thermal modeling，part I-theory and equivalent circuit[J].IEEE Trans.Power Deliv,2001，16(2)：171-175.

[3] SWIFT G，MOLINSKI T S，BRAY R.A fundamental approach to transformer thermal modeling，partII-field verification[J].IEEE Trans.Power Deliv,2005,20(1)：197-204.

[4] GB/T 15164-1994.油浸式电力变压器负载导则[S].1994.

[5] 张文松，朱香平，樊维涛，等.荧光光纤温度传感器的研制及其应用研究[C].中国光学学会纤维光学与集成光学专业委员会全国第15次光纤通信暨第16届集成光学学术会议,2011.

[6] 江淘莎，李剑，陈伟根，等.油浸式变压器绕组热点温度计算的热路模型[J].高电压技术，2009,35(7)：1635-1640.

[7] 傅晨钊，汲胜昌，王世山，等.变压器绕组温度场的二维数值计算[J].高电压技术，2005,28(5)：10-12.

[8] 陈伟根，苏小平，孙才新，等.基于有限体积法的油浸式变压器绕组温度分布计算[J].电力自动化设备，2011，31(6)：23-27.