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深圳供电局有限公司 518000
摘要：电力设备运行状态的监测是实施状态检修的关键一环，对在线监测项目数据进行了分析，提高设备运行的可靠性。
关键词：状态监测；检修；数据分析；
1.变压器状态监测设计
首先，要找到停电例行试验项目与在线监测项目之间的关系，即以规程中停电例行试验项目为标准，找到由在线监测可以替代的项目，再辅以其他的带电监测手段，然后将运行状态监测数据与绝缘状态监测数据相互辅助，来判断变压器存在的故障区域和实际状态。
将停电例行试验所测试的故障类型与在线监测的故障类型经分析后一一对应，不能在测试缺陷类型或试验项目上留有漏洞。因而停电例行试验的全部项目可由在线监测的不同试验项目或不同试验方法予以替代。即在线监测项目如果替代停电试验项目，则带电试验项目的每一项与停电试验项目意义相近，并且要全部具备。
设计思路：针对对《南方电网输变电设备状态检修试验规程》中例行试验——停电试验的项目意义进行分类，可以总结出例行试验项目测试的缺陷类型主要是绝缘性缺陷、过热性缺陷和放电性缺陷，同时参考《南方电网输变电设备状态检修试验规程》中例行试验——带电试验的试验项目，对照出在线监测项目试验意义与停电例行试验项目的对应性，即可以在线监测项目替代停电试验项目。
2.测试数据的分析
绝缘状态的在线监测数据的分析方法仍可使用现行的状态检修规程中的“综合分析和判断”方法，即测试数据与规程相比、测试数据与历次数据相比、测试数据与同类设备数据相比，并依据绝缘变化的规律或趋势进行分析判断。
运行状态监测数据与绝缘状态监测数据相互辅助，判断变压器存在的故障区域和实际状态，如当油中溶解气体在线监测装置发现数据异常后，可以对比铁心接地电流测试数据和对比分析油中溶解气体数据与负荷电流之间的关系，进而可以只通过远传数据就可以判断故障是发生在导电回路还是在导磁回路，可以提前进行相应的检修策略的制定。
当在线监测主项目全部实施后，即可全面替代停電例行试验，即在绝缘在线监测和运行状态监测都没有发现问题的情况下，不再停电进行试验；至少可在两个方面的监测全部实施，按周期对变压器进行红外测温后，将停电例行试验周期延长至规定的最长年限。
3.电力变压器及电抗器试验项目的具体分析
3.1 油中溶解气体色谱分析和套管接头部位红外测温测试
油色谱分析中，各组分气体的含量有增加趋势或总烃、特征气体已超过注意值，就应观察产气速率，根据三比值法或特征气体分析法初步判断可能存在过热或放电故障及位置。红外测温测试外部接头连接不良的电流致热具有很高的灵敏度。
可 能造成过热性故障的原因有：在油内导电回路中，分接开关接触不良、引线接头接触或焊接不良、漏磁造成的涡流、绕组股间短路等，这些故障均可由油色谱发现；在油外导电回路中，外部接头连接不良等可由红外测温发现。
这些过热故障原因涵盖了应用绕组直流电阻测量检查的故障范围，即可由油中溶解气体色谱分析和套管接头部位红外测温测试替代例行试验中的绕组电阻的试验项目。
在实际检修中，由油色谱发现内部过热故障或由红外测试发现外部过热故障后进行绕组电阻测量发现导电回路接触不良的实例很多，在过热故障和绕组匝间放电故障，油色谱与绕组电阻测量两者之间亦有较好的对应关系。
可能造成过热性故障的原因有还有磁路回路故障，在判断故障发生在导电回路或是导磁回路，可以应用总烃一伏安法等方法进行判断。
3.2油中水分测试
在例行试验中，绝缘电阻和绕组绝缘介质损耗因数主要的测试目的是判断变压器的绝缘状态，即是否受潮。绝缘电阻可以发现局部受潮，介质损耗因数发现普遍性受潮。例行试验主要发现水分渗入性质的普遍性受潮。
Dl/T596—1996《电力设备预防性试验规程》修订说明中，“用油中含水量的多少来肯定或否定变压器的受潮是很不全面的。特别是在环境温度很低，而变压器又在停运状态下测出的油中很低的含水量，不能作为绝缘干燥的唯一判据。相反，在变压器的运行温度较高时（不是短暂的升高），所测油的含水量很低，是可以作为绝缘状态良好的依据之一，因此《规程》规定设备在较高的运行温度下（如60℃时）取样测含水量。”
在较高温度下的油中含水量可以作为判断变压器绝缘状态的依据，已有电力行业标准定论。变压器的结构决定了变压器如果有外部水分渗入使绕组受潮，是通过油中含水量的增加再与纸中含水量平衡的过程中受潮，因此，通过油中水分测试项目，可以判断变压器绝缘状态是否良好。如果有问题后再辅助以油击穿电压，影响油击穿电压的主要因素是油中水分和杂质，其对油耐压水平的降低十分显著。
3.3铁心或夹件（有引出）接地电流测试
以铁心或夹件（有引出）接地电流测试替代停电时的铁心或夹件（有引出）绝缘电阻测试例行试验项目，但铁心接地电流测试不能发现变压器内部铁心多点接地故障，可以用下面的方法补充。
当变压器油色谱发现内部存在较严重的过热故障后，一般是要停电进行验证试验的，当停电前测试的铁心接地电流很小，而停电后又发现铁心绝缘很低，即可基本判断是铁心内部多点接地，此时一般需要实行A类检修予以处理。
3.4 油tanδ测试（90℃）
变压器油tanδ是反映油质受到污染或老化的重要电气指标，它对油中可溶性极性物质、老化产物或中性胶质以及油中微量的金属化合物极为灵敏。当变压器油受到污染或劣化变质，会引起变压器绕组绝缘介质损耗因数的上升，因此在《南方电网输变电设备状态检修试验规程》中规定了进行绕组连同套管的tanδ及电容量测量的例行试验项目，在不考虑变压器绝缘存在普遍性老化的前提下，一方面监视绝缘状态，另一方面监视变压器油质。当变压器油质逐渐劣化后，通常其运行温度比较高，如果与同类设备对比，在相近的负荷下，某台变压器运行温度一直偏高，而冷却系统又完好的情况下，需要进行油tanδ测试或找出原因所在。 3.5超高频局部放电测量
《电力设备带电检测技术规范》超高频局部放电检测无例行试验项目对应，也没有具体的警示值或注意值的要求，如果油色谱发现放电性故障，需要精确测量和定位时，如果具备测试条件，可以作为为辅助项目进行辅助性测试。
4.高压电容型套管
4.1 tanδ及电容量测量
变压器高压电容型套管介质损耗因数偏大时，会引起套管的整体温度上升，在DL/T 664—2008《带电设备红外诊断应用规范》附录B“电压致热型设备缺陷诊断判断”中，明确应用红外诊断高压套管介质损耗偏大的热像特征是“呈现套管整体发热热像”；诊断局部放电故障的热像特征是“对应部位呈现局部发热区故障”。因此以红外测温对应套管的tanδ测试有着现行的行业标准依据。
这两类故障在专业分析资料中都有图谱实例，如在一个分析資料中提供了套管tanδ=2.6%对应的整体发热热像图和由于套管芯子在真空处理时残存气泡较多而引起局部放电故障对应的相应部位呈现局部发热的热像图。
高压套管介质损耗因数增大引起的发热属于电压致热型，与负荷关系较小，因此比较时可以与同类设备进行比较。一套管运行时的温度受变压器本体运行温度影响较大，而且套管的下半部在变压器外壳内运行，因此以红外测温对应套管的tanδ测试效果并不显著，《带电设备红外诊断应用规范》也没有提供相应的图谱实例，可能会发生套管介损已达到相当高的值时才会被红外测温测试发现，从实例看介损值已达到了较高的数值，除测试时需要精确测量外，实际运行中有一定的不确定性。但从事故统计分析看，套管事故多由局部放电引起，由介损引发套管事故的实例极少。
4.2红外测温检测
一些状态检修试验规程中红外诊断判断依据有些不好掌握，根据实际有效的测试判断经验，并为方便现场对测试数据的判断，推荐以下判断标准，同一设备不同部位温升：35kV一110kV小于4K，220kV小于4.5K；相间比较温差：35kV一110kV不超过1.2K，220kV不超过1.4K。被试品与其他同类设备相比，在同一位置上温度相差1.4℃应引起重视，相差2℃以上，应立即停电检查试验。
5.结束语
电力设备运行状态的监测是实施状态检修的关键一环，设备运行状态一般包括设备运行参数监测和设备绝缘状态检测，而变电设备运行时的状态检测主要以在线监测来实现。以分析例行试验项目测试的缺陷类型为纽带，总结出在线测试项目试验意义与停电例行试验项目的对应性，研究状态监测项目替代停电试验项目的可能性。
摘要：电力设备运行状态的监测是实施状态检修的关键一环，对在线监测项目数据进行了分析，提高设备运行的可靠性。
关键词：状态监测；检修；数据分析；
1.变压器状态监测设计
首先，要找到停电例行试验项目与在线监测项目之间的关系，即以规程中停电例行试验项目为标准，找到由在线监测可以替代的项目，再辅以其他的带电监测手段，然后将运行状态监测数据与绝缘状态监测数据相互辅助，来判断变压器存在的故障区域和实际状态。
将停电例行试验所测试的故障类型与在线监测的故障类型经分析后一一对应，不能在测试缺陷类型或试验项目上留有漏洞。因而停电例行试验的全部项目可由在线监测的不同试验项目或不同试验方法予以替代。即在线监测项目如果替代停电试验项目，则带电试验项目的每一项与停电试验项目意义相近，并且要全部具备。
设计思路：针对对《南方电网输变电设备状态检修试验规程》中例行试验——停电试验的项目意义进行分类，可以总结出例行试验项目测试的缺陷类型主要是绝缘性缺陷、过热性缺陷和放电性缺陷，同时参考《南方电网输变电设备状态检修试验规程》中例行试验——带电试验的试验项目，对照出在线监测项目试验意义与停电例行试验项目的对应性，即可以在线监测项目替代停电试验项目。
2.测试数据的分析
绝缘状态的在线监测数据的分析方法仍可使用现行的状态检修规程中的“综合分析和判断”方法，即测试数据与规程相比、测试数据与历次数据相比、测试数据与同类设备数据相比，并依据绝缘变化的规律或趋势进行分析判断。
运行状态监测数据与绝缘状态监测数据相互辅助，判断变压器存在的故障区域和实际状态，如当油中溶解气体在线监测装置发现数据异常后，可以对比铁心接地电流测试数据和对比分析油中溶解气体数据与负荷电流之间的关系，进而可以只通过远传数据就可以判断故障是发生在导电回路还是在导磁回路，可以提前进行相应的检修策略的制定。
当在线监测主项目全部实施后，即可全面替代停電例行试验，即在绝缘在线监测和运行状态监测都没有发现问题的情况下，不再停电进行试验；至少可在两个方面的监测全部实施，按周期对变压器进行红外测温后，将停电例行试验周期延长至规定的最长年限。
3.电力变压器及电抗器试验项目的具体分析
3.1 油中溶解气体色谱分析和套管接头部位红外测温测试
油色谱分析中，各组分气体的含量有增加趋势或总烃、特征气体已超过注意值，就应观察产气速率，根据三比值法或特征气体分析法初步判断可能存在过热或放电故障及位置。红外测温测试外部接头连接不良的电流致热具有很高的灵敏度。
可 能造成过热性故障的原因有：在油内导电回路中，分接开关接触不良、引线接头接触或焊接不良、漏磁造成的涡流、绕组股间短路等，这些故障均可由油色谱发现；在油外导电回路中，外部接头连接不良等可由红外测温发现。
这些过热故障原因涵盖了应用绕组直流电阻测量检查的故障范围，即可由油中溶解气体色谱分析和套管接头部位红外测温测试替代例行试验中的绕组电阻的试验项目。
在实际检修中，由油色谱发现内部过热故障或由红外测试发现外部过热故障后进行绕组电阻测量发现导电回路接触不良的实例很多，在过热故障和绕组匝间放电故障，油色谱与绕组电阻测量两者之间亦有较好的对应关系。
可能造成过热性故障的原因有还有磁路回路故障，在判断故障发生在导电回路或是导磁回路，可以应用总烃一伏安法等方法进行判断。
3.2油中水分测试
在例行试验中，绝缘电阻和绕组绝缘介质损耗因数主要的测试目的是判断变压器的绝缘状态，即是否受潮。绝缘电阻可以发现局部受潮，介质损耗因数发现普遍性受潮。例行试验主要发现水分渗入性质的普遍性受潮。
Dl/T596—1996《电力设备预防性试验规程》修订说明中，“用油中含水量的多少来肯定或否定变压器的受潮是很不全面的。特别是在环境温度很低，而变压器又在停运状态下测出的油中很低的含水量，不能作为绝缘干燥的唯一判据。相反，在变压器的运行温度较高时（不是短暂的升高），所测油的含水量很低，是可以作为绝缘状态良好的依据之一，因此《规程》规定设备在较高的运行温度下（如60℃时）取样测含水量。”
在较高温度下的油中含水量可以作为判断变压器绝缘状态的依据，已有电力行业标准定论。变压器的结构决定了变压器如果有外部水分渗入使绕组受潮，是通过油中含水量的增加再与纸中含水量平衡的过程中受潮，因此，通过油中水分测试项目，可以判断变压器绝缘状态是否良好。如果有问题后再辅助以油击穿电压，影响油击穿电压的主要因素是油中水分和杂质，其对油耐压水平的降低十分显著。
3.3铁心或夹件（有引出）接地电流测试
以铁心或夹件（有引出）接地电流测试替代停电时的铁心或夹件（有引出）绝缘电阻测试例行试验项目，但铁心接地电流测试不能发现变压器内部铁心多点接地故障，可以用下面的方法补充。
当变压器油色谱发现内部存在较严重的过热故障后，一般是要停电进行验证试验的，当停电前测试的铁心接地电流很小，而停电后又发现铁心绝缘很低，即可基本判断是铁心内部多点接地，此时一般需要实行A类检修予以处理。
3.4 油tanδ测试（90℃）
变压器油tanδ是反映油质受到污染或老化的重要电气指标，它对油中可溶性极性物质、老化产物或中性胶质以及油中微量的金属化合物极为灵敏。当变压器油受到污染或劣化变质，会引起变压器绕组绝缘介质损耗因数的上升，因此在《南方电网输变电设备状态检修试验规程》中规定了进行绕组连同套管的tanδ及电容量测量的例行试验项目，在不考虑变压器绝缘存在普遍性老化的前提下，一方面监视绝缘状态，另一方面监视变压器油质。当变压器油质逐渐劣化后，通常其运行温度比较高，如果与同类设备对比，在相近的负荷下，某台变压器运行温度一直偏高，而冷却系统又完好的情况下，需要进行油tanδ测试或找出原因所在。 3.5超高频局部放电测量
《电力设备带电检测技术规范》超高频局部放电检测无例行试验项目对应，也没有具体的警示值或注意值的要求，如果油色谱发现放电性故障，需要精确测量和定位时，如果具备测试条件，可以作为为辅助项目进行辅助性测试。
4.高压电容型套管
4.1 tanδ及电容量测量
变压器高压电容型套管介质损耗因数偏大时，会引起套管的整体温度上升，在DL/T 664—2008《带电设备红外诊断应用规范》附录B“电压致热型设备缺陷诊断判断”中，明确应用红外诊断高压套管介质损耗偏大的热像特征是“呈现套管整体发热热像”；诊断局部放电故障的热像特征是“对应部位呈现局部发热区故障”。因此以红外测温对应套管的tanδ测试有着现行的行业标准依据。
这两类故障在专业分析资料中都有图谱实例，如在一个分析資料中提供了套管tanδ=2.6%对应的整体发热热像图和由于套管芯子在真空处理时残存气泡较多而引起局部放电故障对应的相应部位呈现局部发热的热像图。
高压套管介质损耗因数增大引起的发热属于电压致热型，与负荷关系较小，因此比较时可以与同类设备进行比较。一套管运行时的温度受变压器本体运行温度影响较大，而且套管的下半部在变压器外壳内运行，因此以红外测温对应套管的tanδ测试效果并不显著，《带电设备红外诊断应用规范》也没有提供相应的图谱实例，可能会发生套管介损已达到相当高的值时才会被红外测温测试发现，从实例看介损值已达到了较高的数值，除测试时需要精确测量外，实际运行中有一定的不确定性。但从事故统计分析看，套管事故多由局部放电引起，由介损引发套管事故的实例极少。
4.2红外测温检测
一些状态检修试验规程中红外诊断判断依据有些不好掌握，根据实际有效的测试判断经验，并为方便现场对测试数据的判断，推荐以下判断标准，同一设备不同部位温升：35kV一110kV小于4K，220kV小于4.5K；相间比较温差：35kV一110kV不超过1.2K，220kV不超过1.4K。被试品与其他同类设备相比，在同一位置上温度相差1.4℃应引起重视，相差2℃以上，应立即停电检查试验。
5.结束语
电力设备运行状态的监测是实施状态检修的关键一环，设备运行状态一般包括设备运行参数监测和设备绝缘状态检测，而变电设备运行时的状态检测主要以在线监测来实现。以分析例行试验项目测试的缺陷类型为纽带，总结出在线测试项目试验意义与停电例行试验项目的对应性，研究状态监测项目替代停电试验项目的可能性。