摘要：文章通过一起基于在线监测数据异常对电气设备进行故障诊断及处理的案例，介绍了变压器高压套管在线监测系统基本工作原理、在线监测数据异常分析判断方法以及通过一系列停电试验来对设备故障进行确认和诊断。

关键词：变压器；在线监测；数据异常；高压套管；分析诊断；电气设备 文献标识码：A

中图分类号：TM855 文章编号：1009-2374（2016）36-0181-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.36.090

电气设备在线监测技术是一种在运行状态下对电气设备的绝缘参数进行监测的方法，充分利用了传感器、计算机、数字信号处理等技术，连续或周期性地采集设备运行过程中的绝缘参数，能够准确地监测运行设备的绝缘状态，为电气设备的状态检修提供依据，为电力系统的安全可靠运行提供保障。目前，西双版纳供电局在线监测系统主要对变压器高压套管、电流互感器、电容式电压互感器、避雷器等容性设备进行绝缘监测，通过定期对绝缘监测数据进行收集分析来判断设备的运行状况。

1 变压器高压套管在线监测

高压套管作为电力变压器的重要设备，它能使变压器高压导线安全地穿过变压器箱盖，与其他电气设备连接，它的安全稳定运行对变压器来说具有重要意义。当高压套管内部绝缘发生劣化、受潮时都会导致介损值增加，所以根据介损值的变化可以较灵敏地反映出绝缘受潮和其他某些局部缺陷。

高压套管在线监测系统技术原理是通过高精度传感器，测出高压套管末屏电流的幅度和相位，通过系统电压测量单元测得系统电压的幅度和相位。由于损耗等效电阻的存在，流经末屏接地线的漏电流与系统电压间相位差并不是90°，而是存在δ的偏差。介损P与δ关系为：P=UIctanδ=U2ωCtanδ，因此一般用tanδ来表征介损值，并且电容C变化导致的Ic的改变也会在δ中表现出来。

2 故障发现

2014年9月25日，某110kV变电站容性设备在线监测系统进行检查维护，当调取在线监测数据进行查看时，发现110kV 1号主变110kV高压套管C相介损值有明显增加的趋势，而A相及B相套管却未见异常，通过调取2011～2014年同一月份时间节点的在线监测数据进行对比，如表1所示。

调取2014年近5个月在线监测数据进行对比，如表2所示：

分析以上数据及变化趋势，C相套管介损值在2014年较前三年发生明显突变，而且在2014年近5个月内有明显增长的趋势，通过检查C相套管在线监测系统的装置及接线情况，未发现任何异常，且C相在线监测系统与另外A、B两相套管在线监测系统运行于同样的外部环境中，可以排除系统受干扰造成的数据异常情况，初步判断C相套管介损值真实存在明显增长趋势，套管内部可能存在绝缘劣化或受潮情况。

3 停电检查及分析处理

第一，2014年10月13日，针对在线监测数据显示的110kV 1号主变套管C相数据异常情况，试验班人员对110kV 1号主变套管现场停电检查。首先对三相套管的外观进行检查，结果显示A、B、C相套管油位在正常范围，外表清洁，连接可靠，未见闪络渗油及其他异常，接着对变压器高压套管及末屏进行相应试验。将试验结果与2010年试验结果进行比较，情况见表3：

从表中数据可以看出，C相套管tgδ（%）值为7.213%，远大于规程要求的1%，而且与2010年及其他两相套管测试数据相比，介损值发生了剧烈增长。电容量增加了4.05%，接近于规程要求的±5%，另外测量了C相套管末屏绝缘为80MΩ，低于规程要求的末屏绝缘电阻不应低于1000MΩ，介损值为12.3%，远大于规程要求的2%，因此可以初步判定C相套管存在异常导致在线监测数据发生变化。

第二，为进一步确认C相套管内部的故障性质，排除1#主变和A、B相套管也出现故障的可能性，对1#主变本体和A、B、C三相套管的油样进行了色谱试验。取油样过程中发现C相套管绝缘油的颜色呈棕黄色，而A、B相套管及变压器本体的绝缘油则呈现淡黄色，C相套管绝缘油的颜色存在明显差異。

经过色谱分析1#主变的色谱数据并与2014年6月油样定检时的试验数据进行对比，数据无明显变化，且都在规程要求的范围内，排除1#主变本体故障可能性。

第三，从试验结果可以看出，A、B相套管均在规程要求的范围之内，排除A、B相套管存在异常。而C相套管C2H2为7.19μL/L，大于规程要求2.0μL/L的标准，正常的套管几乎不出现C2H2成分，当C2H2含量较大时，说明绝缘油及绝缘材料内部存在放电情况。微水含量73.6mg/L大于35μL/L的标准值，微水含量超标说明绝缘油存在受潮情况，其他特征气体的含量也明显高于A、B相套管的数值。

第四，进一步按照《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（GB/T 7252-2001）中的故障类型判别方法“三比值法”进行判别。对C相套管绝缘油色谱数据进行计算编码，最终判断得出C相套管内部故障类别为低能放电。另外，经过验证表明，当怀疑固体绝缘材料老化时，一般CO2/CO>7，从C相套管绝缘油色谱数据中可以算出，CO2/CO=74>7，所以怀疑C相套管固体绝缘存在老化现象。

第五，110kV及以上的变压器套管通常是油纸电容型，这种套管是依据电容分压原理卷制而成的，电容芯子以电缆纸和油作为主绝缘，其外部是瓷绝缘，电容芯子必须全部浸在优质的变压器油中，110kV及以上电容型套管的法兰上有一只接地小套管，接地小套管与电容芯子的最末屏（接地屏）相连，运行时接地，当套管因密封不良等原因受潮时，水分往往通过外层绝缘逐渐进入电容芯子，在长时间的高电压运行状态下绝缘油及固体绝缘发生劣化，同时伴随着低能放电情况，最终使在线监测系统监测到的介损值有明显增长，停电试验结果也明显超出规程要求。

检修人员对主变C相套管进行更换，并对更换下来的C相套管上端顶盖拆卸后发现顶盖处的密封垫圈腐蚀严重，压紧螺栓有松动的迹象。

4 结语

目前，在线监测数据分析是以设备本身在某一时间轴内连续监测的数据以及与同类型其他相别设备同一时间段内的监测数据进行比较，当设备自身监测数据发生突变或持续变化时，需要与同类型的其他相别设备的监测数据进行对比，对比前必须先排除在线监测系统本身原因或现场各类干扰造成的数据异常，进而判断出设备是否存在潜伏性故障。当发现在线监测数据异常时，应该加强对该设备的跟踪监测，结合着红外测温结果趋势进行分析，并利用其他带电测试手段进一步分析判断，必要时需进行停电试验检查，综合进行分析判断，以免设备故障影响电网的安全稳定运行。

参考文献

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[2] 程国飞.变压器高压套管介损异常数据分析[J].智能 电网，2012，（8）.

[3] 郑云海，方丽妮，吴奇宝，等.电流互感器内部故 障导致在线监测数据异常的分析处理[J].电工技术， 2015，（4）.

作者简介：张清涛（1989-），男（壮族），云南文山人，云南电网有限责任公司西双版纳供电局助理级工程师，研究方向：电气自动化。

（责任编辑：秦逊玉）