【提要】 介绍了智能在线式变压器早期故障监测装置的原理与性能、安装调试及运行情况。
　　【关键词】变压器 早期故障诊断 在线式监测装置

　　福建水口水电厂装机容量140万kw，是华东地区最大的常规水电站，七台机组以发电机变压器组方式接入220kV母线。现有七台SFP-240 000/220型升压变压器，安装一套由中能电力科技开发公司提供的加拿大SYPROTEC Inc.制造的HYDRAN201i监测系统。新建的500kV升压站，有三台30万kVA的单相变压器也安装同类产品，联网运行。

　　1 系统配置
　　HYDRAN 201i系统的基本配置见表1。

　　1~7号主变各安装1台201Ti传感器；2台201Ci-C控制器装在3号和6号主变的端子箱上，分别连接1~4号和5~7号主变的传感器，组成RS-485网络。由6号主变处的控制器采用调制解调器通过公用电话线路与中央控制室的计算机远程通讯，实现后台报警监测。现场调试时，通过标准RS-232接口与便携机实行串行通讯。
　　HOST软件在多个传感器和计算机之间提供了简单的界面。软件实现主机对多个传感器的状态监测、信息实时记录、历史数据输送显示和设置数据的双向传递以及传感器内置程序的远程升级。软件基于MS Windows，易于安装与设置。
　　传感器的正常工作并非一定要求运行HOST软件，它的所有功能，如气体含量和变率计算、报警点设置、历史数据记录和自检，均由安装在每台传感器中的内置软件来实现。

　　2 原理与性能
　　2.1 检测原理
　　溶解在油中的H2、CO、C2H2和C2H4等可燃性气体经过可选择的渗透膜进入电化学气体检测器，与空气中O2发生化学反应，产生一个与反应速率成比例的电信号，从而测出气体浓度。
　　这种基于燃料电池的传感器，属无源器件，没有转动部分，而所检测的气体只是传感器工作所需的燃料。传感器内部的温度控制器（设置在35℃）提供渗透膜和检测器正常工作所需的温度补偿。
?
　　2.2 组合响应
　　HYDRAN检测器对不同气体组分的响应能力分别为：
　　H2 100%；CO 18%±3%；C2H2 8%±2%；C2H4 1.5%±0.5%。
　　显然，这是一种以H2为主、CO为辅的可燃气体检测器。

　　2.3检测H2和CO的有效性
　　分析油中气体监测变压器内部故障的方法，已得到广泛的应用，从变压器油中气体组分与其内部故障的关系可以知道，H2和CO是很重要的两种特征气体，其产生是变压器绝缘系统开始裂解的标志，而且这两种气体随温度的变化最为明显。对于HYDRAN检测器，考虑到Ｃ２Ｈ２的含量一般均很低，而Ｃ２Ｈ2的响应又很小，８％Ｃ２Ｈ2和１.5％Ｃ２Ｈ4的含量可忽略不计，这样所检测的可燃气体就简化为１００％Ｈ２和１８％ＣＯ两种组分含量之和。因此，Ｈ２和ＣＯ基本可以作为变压器故障的早期信号。实践证明，在线监测Ｈ２和ＣＯ是有效可行的。

　　2.4量程与精度
　　量程：０～２０００×10-6；
　　精度：±10％，Ｈ２±25×１０-6；

　　2.5 Ｈ２０１i系统的主要特殊性性
　　（１）?连续在线监测故障气体；
　　（２）?全程可调报警气体浓度水平；
　　（３）?全程可调报警气体产生速率；
　　（４）?收集和记录数据；
　　（５）?传感器及系统自检；
　　（６）?传感器工作能力的独立性；
　　（７）?多台设置网络化，远程通讯。

　　３安装调试
　　为了获得有效的读数和较短的响应时间，传感器合适的安装位置和安装方法是两个很重要的因素。对于大型三相式变压器，由于冷却器的运行方式一般都要倒换，即可能在运行、辅用或备用状态，因而传感器不便安装在某冷却器上（无论其底部或顶部），只能装在变压器本体的充油阀或放油阀位置。如有联管，则可装在冷却器的出油联管上。为便于观察，故将传感器安装在变压器下部放油阀门上，水平安装。总之，合适的安装位置应该油流畅通、运行温度适宜和操作容易。
　　装置有良好的屏蔽和接地至关重要，电源安装也不容忽视。由于电厂２２０Ｖ电源属于共地系统，而传感器ＣＰＵ工作地与外壳是绝缘的，所以应有隔离措施。本系统采取加装ＵＰＳ（５００ＶＡ）的办法。
　　1996年11月系统全部安装完毕，各传感器读取数据见表2。

表２　传感器读数和相对应的计算值（×10^-6）

变压器编号	显示值	计算值	条件
1	227	188	?
2	224	222	?
3	278	201	?
4	300	271	绝缘油介损偏高
5	274	266	?
6	366	368	主变潜伏性故障
7	70	91	主变刚投运不久

　　注：计算值=100%H2+18%CO+8%C2H2+1.5%C2H4。

　　4?事故分析
　　4.1? 2号主变内部潜伏性过热故障
　　２号主变内部存在潜伏性故障，经综合分析与吊罩检查，判断为钟罩磁屏蔽过热和Ａ相低压线圈股间短路且有断线。
主变低压绕组为三螺旋式，每相绕组线圈５３匝，并联根数为１２２。１９９７年１月主变进行扩大性大修，吊罩后故障解剖，发现Ａ相低压绕组第３５匝层间４０根中烧断了７根，占１７％。若不及时处理，进一步发展为匝间短路将导致主变灾难性事故。
　　主变吊罩前，不同运行工况下的油色谱分析数据与监测系统的显示值比较见表３。
　　主变大修后，油色谱分析数据和检测系统的显示值见表４。可以确认，主变内部潜伏性热故障已经消除。
　　从上述实例可以看出，检测系统显示的数值和气相色谱分析的数据基本一致。显示值与计算值之间的误差，除了色谱仪的准确和传感器的准确度影响之外，主要由于H２和ＣＯ的溶解度较低，取样环节产生的人为误差分散性大；现场分析的油样不是从传感器的放油中抽取，大型变压器不同部位的油样可能存在一定的差异。
?
　　4.2.4号主变突发性短路事故　　

　　４号主变于1997年９月24日10时55分事故跳闸（重瓦斯、释压器动作）。事故发生前，监测装置并未发生报警。
? 　　表3　大修前油色谱分析数据与监测值（×10-6）

　　经吊罩检查发现，三相低压绕组严重变形，Ａ相变压器绕组有三处放电痕迹，烧坏饼间、股间绝缘。事故主要原因是变压器抗短路能力不足。事故后进行处理，更换了三相低压绕组和Ａ相高压绕组。
　　事故后，取出监测装置的历史数据进行分析。自事故前一直到事故后5小时内，监测装置的读数（Ｈ２和ＣＯ的质量分数）几乎没有变化，均在２×１0-4以下；事故发生5小时内，读数开始上升，１３小时后达到8×10-4，以后继续缓慢上升，２１小时后上升到１×１０-3。由于事故发生后主变断电，绝缘油的强迫循环停止，经过５小时的自然扩散，故障气体到达传感器处，装置才得以显示其值。假如油循环继续，这个时间至少能缩短到３０分钟以内。此例说明主变的监测装置是良好的，能正确反映变压器油中气体变化，但对于主变的突发性事故，监测装置是无法预警的。

　　５结束语
　　统计表明，大多数变压器事故的发展有一个渐变的过程，是可以预报的。在变压器上安装在线监测装置，可以及时发现事故隐患避免部分灾难性事故，对实现状态检修、降低维护成本都是大有裨益的。