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摘要：在线监测技术对输变电设备的检测十分重要，能够实时或准实时地提供设备状态的监测数据，避免了带电测试过程中的大量停电，减少了停送电操作手续，保证了电力系统的安全稳定运行。本文主要对输变电设备在线监测的实时测量技术进行了分析，并简要地分析了输电设备在线监测存在的问题。
关键词：输变电设备；在线监测；故障
0引言
电网规模的壮大使得电网的分布区域不断扩大，输变电设备数量的增加；同时，随着我国电力体制改革不断深入，电力企业在改善服务质量，保证用户供电可靠性的同时，降低企业的运营成本也成为其追求的主要目标之一。我国“九五”期间主要电网发生的电网稳定及大面积停电事故虽然较以前有明显下降，但是其中3起事故的直接起因就是电气设备自身故障，占事故总次数的23.1%，而且输变电设备自身故障造成的电网事故有逐年增多的趋势；此外平均每次事故对应的停电负荷增加585.7MW/次，事故恢复时间增长，达到526min[1]。如何保证电气设备安全工作、及时发现存在的隐患、有效减少电力系统事故、提高供电质量与可靠性，成为电力系统工作者急需解决的难题。如何实时在线监测并发现设备的异常，是保证电网安全稳定运行的前提和保障，因此输变电设备的状态监测早已成为电力企业生产运行的重要环节[2]。
1.在线监测技术的发展状况
20世纪60年代，美国最先开发监测和诊断技术，使用可燃性气体总量检测装置来测定变压器储油柜油面上的自有气体，以判断变压器的绝缘状态。20世纪70年代中期，能使油中气体分离的高分子塑料渗透膜的发明和应用，解决了在线连续监测的问题。加拿大于1975年研制成功了油中氣体分析的在线监测装置，应用于变压器的早期故障监测。20世纪80年代，由于压电元件灵敏度的提高和低噪声集成放大器的应用，提高了超声传感器的信噪比和监测灵敏度，使其得以广泛用于局部发电的在线监测，使得局部发电的监测技术有了较大发展。自20世纪80年代以来，我国的监测技术也得到了迅速发展，各单位相继研制了不同类型的监测装置。电力科学研究院、武汉高压研究所和东北电力试验研究院等单位除研究电容性设备的监测外，还研制各种类型的局部发电监测系统。
2.输变电设备故障原因和测量方法
2.1 故障原因
输变电设备在运行过程中会发生故障，同时设备的绝缘也会逐步老化。设备老化的基本原因有：
（1） 热老化；
（2） 电老化；
（3） 电化学老化；
（4） 机械老化；
（5） 复合老化；
（6）物理环境老化
2.2 测量方法
对设备故障或老化原因目前采用的诊断方法主要是监测设备的特征量。另外还可以通过记录开关遮断电流幅值、燃弧时间和遮断次数，避雷器在动作时间的电流大小和动作次数等作为推断设备受损程度的依据。
基于特征方法量的故障诊断方法[3]：
（1）电流分析法——监测负载电流幅值、波形并进行频谱分析，可诊断出电机的转子绕组断条、气隙偏心、定子绕组故障、转子不平衡等缺陷；
（2）振动诊断——对振动信号进行信号处理和分析；
（3）绝缘诊断——利用各种电气试验和特殊诊断方法，对设备的绝缘结构、工作性能和是否存在缺陷做出判断，并对绝缘剩余寿命作出预测；
（4）温度诊断——对设备各部分温度进行检测或红外测试；
（5）振声诊断——对诊断的对象同时采集振动信号和噪声信号。
3.常见输电设备的在线监测
3.1变压器的在线监测
变压器是变电站中最重要和昂贵的设备，因此在线监测中如何监测变压器是重要问题。变压器的绝缘结构较复杂，工作中较高的温升。变压器常见的问题有局部过热、局部放电、绝缘老化和铁芯多点接地等，也有绕组变形、有载调压开关失灵等机械方面产生的问题。
为了了解变压器的运行状态，同时考虑目前的在线监测技术水平，变压器的在线监测主要项目有：局部放电测量和定位、油中溶解气体测量和分析、有载分接开关的触头磨损和电气回路的完整性测量、变压器绕组变形在线监测、温度测量等[4]。
3.1.1局部监测
局部放电信号的监测是以伴随放电产生的电、声、光、温度和气体等各种理化现象为依据，通过能代表局部放电的这些物理量来测定。
测量方法分为电测法和非电测法。
（1）电测法
电测法是利用局部放电所产生的脉冲信号，即测量因放电时负荷变化所引起的脉冲电流，称脉冲电流法。脉冲电流法是离线条件下测量电气设备局放的基本方法，也是目前在线监测局放的主要手段。
（2）非电测法
非电测法有油中气体分析、红外监测、光测法和声测法。其中应用最广的是声测法，它利用变压器发生局部放电时发生的声波进行测量。
优点：基本不受现场电磁干扰的影响，信噪比搞，可以确定放电源的位置。
缺点：灵敏度低，不能确定放电量。
声测法常和脉冲电流法配合使用，是局放的重要监测手段
3.1.2油中溶解气体的监测
作为在线监测变压器油，采用连续测量变压器油中组分的气相色谱分析是有效的监测方法之一。气相色谱分析具有选择性好、分离性能高、分离时间快（几分钟到几十分钟）、灵敏度高和适用范围广等优点。缺点是：色谱分析仪的价格和故障率高，需要经常维护。
为了代替变压器油色谱分析，由于局部放电和局部过热均会伴随着氢气的产生，可以采用变压器油中氢气含量的在线连续监测。
由于变压器油中氢气的测量比较容易，仪器价格低，因此通过变压器油的监测是掌握变压器状态的有效方法。 3.1.3变压器绕组变形在线监测
变压器绕组变形（如轴向、径向尺寸变化、位移、扭曲、鼓包等）是由于绕组经受了轴向、幅向力的作用以及强大的短路力作用。常规的吊罩检查只能看到高压绕组的状况，而在高压绕组内部的中、低压绕组所发生的形变根本无法看到。变压器绕组的变形具有相当大的隐蔽性，而且由变形带来的后果也相当严重，它会直接威胁变压器的安全运行[5]。
过去的检测绕组变形的方法有：
（1）在现场采取吊罩检查的方法；
（2）通过施加低压脉冲并比较响应变化的低压脉冲法；
（3）测量变压器短路电抗并与历史数据比较的短路电抗法；
（4）测量变压器频率响应并比较其变化的频响分析法。
但这些方法均需使变压器退出运行，即均属于离线检测方法，不能随时监测变压器绕组状况以及时发现故障。基于变压器短路阻抗及阻抗中的电感分量与绕组几何尺寸及相对位置有关，近年来，通过在线检测变压器短路电抗变化来分析绕组状况的技术正逐渐得到重视。
变压器绕组在线监测是根据变压器绕组的短路电抗值的变化进行变形与否的监测和判断。因为绕组的短路电抗值与绕组的变形程度、几何尺寸以及位置变化密切相关，即短路电抗直接取决于绕组的几何结构。
通过理论研究和实际测试，实时监测绕组短路电抗的变化对在线监测变压器绕组变形具有很好的实效性。
3.2电力电缆的在线监测
近年来，由于交联聚乙烯（XLPE）塑料电缆的性能优良、工艺简单、安装方便而得到广泛应用，已逐步取代了传统的油纸绝缘电缆。
XLPE电缆绝缘劣化原因：（1）热劣化；（2）电气劣化；（3）水树枝劣化；（4）化学性劣化。
大量研究资料表明， XLPE电缆绝缘击穿主要是由于绝缘层中形成了水树枝，其原因可能是制造过程中残留在绝缘中的微水，或运行中因机械损伤使水分逐渐侵入，或运行中电缆长期受水侵渍等。这些水树枝经长期逐步发展，最终导致绝缘损坏。
因此，在線监测电缆水树枝劣化情况是十分重要的。
对XLPE电缆绝缘的监测可区分为：（1）直流法；（2）工频法；（3）低频法；（4）复合判断法。其中，直流法又可分为：直流成分法、直流叠加法、电桥法。
3.2.1直流成分法
在运行电压下，在由电源线、电缆导芯、电缆绝缘层和护层、电缆接地线、GPT（接地保护用电压互感器）、电源线构成的回路中通过微电流测量装置可以测出此电流。微电流测量装置应并联有低通滤波器及接地保护装置，以哀减交流成分，分检出自流成分。因为自流成分是运行中的电缆的固有特性，所以，该法适用于中、高电压等级的电缆监测。
3.2.2直流叠加法
直流叠加法的基本原理是在变电站变压器的中性接地点处或者是母线处，通过电压互感器将低压自流电源叠加在电缆绝缘己施加的交流相电压上，并通过并联一高压电容来免除交流高压对自流电源的影响。通过测量流过电缆绝缘的自流电流来求出电缆的绝缘电阻，从而实现电缆的在线诊断。
3.2.3复合判断法
由于绝缘状态与其特性参数间的统计分散性，仅用一种方法来诊断绝缘，会有漏判或错判的可能。采用几种方法，互相配合进行复合诊断可提高诊断的正确性。资料表明，采用包含直流叠加法及介质损耗因数法的复合诊断，对不良电缆诊断的准确率高达100%。根据测量装置研制的难易程度、现场测量中的干扰情况等，我国目前宜采用包含直流叠加法和介质损耗因数法的复合判断法来对XLPE电缆进行在线诊断。
3.3断路器的在线监测
断路器的故障有绝缘性故障、灭弧室故障与机械性故障，因此断路器的在线监测分为：断路器绝缘状态监测、灭弧室故障的在线监测、断路器机械故障在线监测。
3.3.1断路器绝缘状态监测方法
1）交流泄露电流在线监测：将少油断路器的绝缘拉杆接地端距上部1-2cm处镶上金属环，在圆环上固定测量电级，用可伸缩的弹性引线在断路器底部用小套管引出，引出线经一桥式整流电路接地，用直流微安表测量。
2）测量介质损耗因数：上述少油断路器用小套管将绝缘拉杆引出后，用改造后的装置采用QS型西林电桥测量其相应绝缘部分的介质损耗因数。
3.3.2灭弧室故障的在线监测
灭弧室故障通常与开断工作电流，特别是故障短路电流的大小和次数相关。因此监测断路器的开断电流的大小和时间，可以衡量灭弧室及触头的损伤程度。
3.3.3断路器机械故障在线监测
据统计资料，高压断路器机械故障占总故障的60%以上，断路器机械性能的变坏主要表现在分合闸的时间合速度不正常[6]。
机械故障的在线监测主要有：
1）分合闸状态检测；
2）分合闸时间及加速曲线监测；
3）振动分析及声学诊断。
4.输变电设备在线监测目前存在的问题
状态检修的客观需要对输变电设备在线监测提出了很高的要求，也促进了在线监测技术的快速发展，但由于在线监测工作开展的时间不长，目前还是存在许多问题：
（1）预防性试验数据与在线监测数据的可比性问题
停电监测与带电测量数据的可比性问题一直是在线监测领域的争论焦点。以往的停电预防性试验施加电压较低，而在线监测是在工作电压下得到的测量数据，两者之间的测量电压相差很大，因此这两者的测量数据的转换和比较存在争议。
（2）规程的限制与在线监测方法之间的矛盾
以往的各种规程没有考虑在线监测的实施问题，所以要把在线监测使用的各种传感器安装在被检测设备时受到了种种约束。如何在保证安全的前提下，放宽这些约束是今后要共同探讨的问题。
（3）在线监测数据的限定值和判定值问题
以往的预防性试验规程中对不同设备和测量项目都有对应的极限控制值，此数值可作为判定设备好坏的依据。在线监测目前还提不出系统的、大家公认的测量限值和判断设备好坏的评定标准。
（4）在线监测数据的校正问题
停电预防性试验可以在干扰较少的环境、良好的天气下进行，对温度和湿度等可以做出明确的修正。在线监测是在工作状态下测量的，而且无论天气好坏均要测量，因此如何补偿和校正数据存在许多困难。
参考文献
[1]屈靖，郭剑波.“九五”期间我国电网事故统计分析.电网技术，2004，28（21）：60-62.
[2]余志红.电气设备在线监测与故障诊断技术的现状与前景[J].江西电力，2008（5）.
[3]王海瑞.电气设备在线监测技术研究[J].科技传播，2013（9）：162-163.
[4]马刚.输变电设备在线状态分析与智能诊断系统的研究[D].华北电力大学，2013（6）.
[5]杨廷方.变压器在线监测与故障诊断新技术的研究[D].华中科技大学，2008.
[6]张斌，张薇藏.机械设备故障诊断技术概述[J]-建筑机械化，2005，8（15）：14-15
关键词：输变电设备；在线监测；故障
0引言
电网规模的壮大使得电网的分布区域不断扩大，输变电设备数量的增加；同时，随着我国电力体制改革不断深入，电力企业在改善服务质量，保证用户供电可靠性的同时，降低企业的运营成本也成为其追求的主要目标之一。我国“九五”期间主要电网发生的电网稳定及大面积停电事故虽然较以前有明显下降，但是其中3起事故的直接起因就是电气设备自身故障，占事故总次数的23.1%，而且输变电设备自身故障造成的电网事故有逐年增多的趋势；此外平均每次事故对应的停电负荷增加585.7MW/次，事故恢复时间增长，达到526min[1]。如何保证电气设备安全工作、及时发现存在的隐患、有效减少电力系统事故、提高供电质量与可靠性，成为电力系统工作者急需解决的难题。如何实时在线监测并发现设备的异常，是保证电网安全稳定运行的前提和保障，因此输变电设备的状态监测早已成为电力企业生产运行的重要环节[2]。
1.在线监测技术的发展状况
20世纪60年代，美国最先开发监测和诊断技术，使用可燃性气体总量检测装置来测定变压器储油柜油面上的自有气体，以判断变压器的绝缘状态。20世纪70年代中期，能使油中气体分离的高分子塑料渗透膜的发明和应用，解决了在线连续监测的问题。加拿大于1975年研制成功了油中氣体分析的在线监测装置，应用于变压器的早期故障监测。20世纪80年代，由于压电元件灵敏度的提高和低噪声集成放大器的应用，提高了超声传感器的信噪比和监测灵敏度，使其得以广泛用于局部发电的在线监测，使得局部发电的监测技术有了较大发展。自20世纪80年代以来，我国的监测技术也得到了迅速发展，各单位相继研制了不同类型的监测装置。电力科学研究院、武汉高压研究所和东北电力试验研究院等单位除研究电容性设备的监测外，还研制各种类型的局部发电监测系统。
2.输变电设备故障原因和测量方法
2.1 故障原因
输变电设备在运行过程中会发生故障，同时设备的绝缘也会逐步老化。设备老化的基本原因有：
（1） 热老化；
（2） 电老化；
（3） 电化学老化；
（4） 机械老化；
（5） 复合老化；
（6）物理环境老化
2.2 测量方法
对设备故障或老化原因目前采用的诊断方法主要是监测设备的特征量。另外还可以通过记录开关遮断电流幅值、燃弧时间和遮断次数，避雷器在动作时间的电流大小和动作次数等作为推断设备受损程度的依据。
基于特征方法量的故障诊断方法[3]：
（1）电流分析法——监测负载电流幅值、波形并进行频谱分析，可诊断出电机的转子绕组断条、气隙偏心、定子绕组故障、转子不平衡等缺陷；
（2）振动诊断——对振动信号进行信号处理和分析；
（3）绝缘诊断——利用各种电气试验和特殊诊断方法，对设备的绝缘结构、工作性能和是否存在缺陷做出判断，并对绝缘剩余寿命作出预测；
（4）温度诊断——对设备各部分温度进行检测或红外测试；
（5）振声诊断——对诊断的对象同时采集振动信号和噪声信号。
3.常见输电设备的在线监测
3.1变压器的在线监测
变压器是变电站中最重要和昂贵的设备，因此在线监测中如何监测变压器是重要问题。变压器的绝缘结构较复杂，工作中较高的温升。变压器常见的问题有局部过热、局部放电、绝缘老化和铁芯多点接地等，也有绕组变形、有载调压开关失灵等机械方面产生的问题。
为了了解变压器的运行状态，同时考虑目前的在线监测技术水平，变压器的在线监测主要项目有：局部放电测量和定位、油中溶解气体测量和分析、有载分接开关的触头磨损和电气回路的完整性测量、变压器绕组变形在线监测、温度测量等[4]。
3.1.1局部监测
局部放电信号的监测是以伴随放电产生的电、声、光、温度和气体等各种理化现象为依据，通过能代表局部放电的这些物理量来测定。
测量方法分为电测法和非电测法。
（1）电测法
电测法是利用局部放电所产生的脉冲信号，即测量因放电时负荷变化所引起的脉冲电流，称脉冲电流法。脉冲电流法是离线条件下测量电气设备局放的基本方法，也是目前在线监测局放的主要手段。
（2）非电测法
非电测法有油中气体分析、红外监测、光测法和声测法。其中应用最广的是声测法，它利用变压器发生局部放电时发生的声波进行测量。
优点：基本不受现场电磁干扰的影响，信噪比搞，可以确定放电源的位置。
缺点：灵敏度低，不能确定放电量。
声测法常和脉冲电流法配合使用，是局放的重要监测手段
3.1.2油中溶解气体的监测
作为在线监测变压器油，采用连续测量变压器油中组分的气相色谱分析是有效的监测方法之一。气相色谱分析具有选择性好、分离性能高、分离时间快（几分钟到几十分钟）、灵敏度高和适用范围广等优点。缺点是：色谱分析仪的价格和故障率高，需要经常维护。
为了代替变压器油色谱分析，由于局部放电和局部过热均会伴随着氢气的产生，可以采用变压器油中氢气含量的在线连续监测。
由于变压器油中氢气的测量比较容易，仪器价格低，因此通过变压器油的监测是掌握变压器状态的有效方法。 3.1.3变压器绕组变形在线监测
变压器绕组变形（如轴向、径向尺寸变化、位移、扭曲、鼓包等）是由于绕组经受了轴向、幅向力的作用以及强大的短路力作用。常规的吊罩检查只能看到高压绕组的状况，而在高压绕组内部的中、低压绕组所发生的形变根本无法看到。变压器绕组的变形具有相当大的隐蔽性，而且由变形带来的后果也相当严重，它会直接威胁变压器的安全运行[5]。
过去的检测绕组变形的方法有：
（1）在现场采取吊罩检查的方法；
（2）通过施加低压脉冲并比较响应变化的低压脉冲法；
（3）测量变压器短路电抗并与历史数据比较的短路电抗法；
（4）测量变压器频率响应并比较其变化的频响分析法。
但这些方法均需使变压器退出运行，即均属于离线检测方法，不能随时监测变压器绕组状况以及时发现故障。基于变压器短路阻抗及阻抗中的电感分量与绕组几何尺寸及相对位置有关，近年来，通过在线检测变压器短路电抗变化来分析绕组状况的技术正逐渐得到重视。
变压器绕组在线监测是根据变压器绕组的短路电抗值的变化进行变形与否的监测和判断。因为绕组的短路电抗值与绕组的变形程度、几何尺寸以及位置变化密切相关，即短路电抗直接取决于绕组的几何结构。
通过理论研究和实际测试，实时监测绕组短路电抗的变化对在线监测变压器绕组变形具有很好的实效性。
3.2电力电缆的在线监测
近年来，由于交联聚乙烯（XLPE）塑料电缆的性能优良、工艺简单、安装方便而得到广泛应用，已逐步取代了传统的油纸绝缘电缆。
XLPE电缆绝缘劣化原因：（1）热劣化；（2）电气劣化；（3）水树枝劣化；（4）化学性劣化。
大量研究资料表明， XLPE电缆绝缘击穿主要是由于绝缘层中形成了水树枝，其原因可能是制造过程中残留在绝缘中的微水，或运行中因机械损伤使水分逐渐侵入，或运行中电缆长期受水侵渍等。这些水树枝经长期逐步发展，最终导致绝缘损坏。
因此，在線监测电缆水树枝劣化情况是十分重要的。
对XLPE电缆绝缘的监测可区分为：（1）直流法；（2）工频法；（3）低频法；（4）复合判断法。其中，直流法又可分为：直流成分法、直流叠加法、电桥法。
3.2.1直流成分法
在运行电压下，在由电源线、电缆导芯、电缆绝缘层和护层、电缆接地线、GPT（接地保护用电压互感器）、电源线构成的回路中通过微电流测量装置可以测出此电流。微电流测量装置应并联有低通滤波器及接地保护装置，以哀减交流成分，分检出自流成分。因为自流成分是运行中的电缆的固有特性，所以，该法适用于中、高电压等级的电缆监测。
3.2.2直流叠加法
直流叠加法的基本原理是在变电站变压器的中性接地点处或者是母线处，通过电压互感器将低压自流电源叠加在电缆绝缘己施加的交流相电压上，并通过并联一高压电容来免除交流高压对自流电源的影响。通过测量流过电缆绝缘的自流电流来求出电缆的绝缘电阻，从而实现电缆的在线诊断。
3.2.3复合判断法
由于绝缘状态与其特性参数间的统计分散性，仅用一种方法来诊断绝缘，会有漏判或错判的可能。采用几种方法，互相配合进行复合诊断可提高诊断的正确性。资料表明，采用包含直流叠加法及介质损耗因数法的复合诊断，对不良电缆诊断的准确率高达100%。根据测量装置研制的难易程度、现场测量中的干扰情况等，我国目前宜采用包含直流叠加法和介质损耗因数法的复合判断法来对XLPE电缆进行在线诊断。
3.3断路器的在线监测
断路器的故障有绝缘性故障、灭弧室故障与机械性故障，因此断路器的在线监测分为：断路器绝缘状态监测、灭弧室故障的在线监测、断路器机械故障在线监测。
3.3.1断路器绝缘状态监测方法
1）交流泄露电流在线监测：将少油断路器的绝缘拉杆接地端距上部1-2cm处镶上金属环，在圆环上固定测量电级，用可伸缩的弹性引线在断路器底部用小套管引出，引出线经一桥式整流电路接地，用直流微安表测量。
2）测量介质损耗因数：上述少油断路器用小套管将绝缘拉杆引出后，用改造后的装置采用QS型西林电桥测量其相应绝缘部分的介质损耗因数。
3.3.2灭弧室故障的在线监测
灭弧室故障通常与开断工作电流，特别是故障短路电流的大小和次数相关。因此监测断路器的开断电流的大小和时间，可以衡量灭弧室及触头的损伤程度。
3.3.3断路器机械故障在线监测
据统计资料，高压断路器机械故障占总故障的60%以上，断路器机械性能的变坏主要表现在分合闸的时间合速度不正常[6]。
机械故障的在线监测主要有：
1）分合闸状态检测；
2）分合闸时间及加速曲线监测；
3）振动分析及声学诊断。
4.输变电设备在线监测目前存在的问题
状态检修的客观需要对输变电设备在线监测提出了很高的要求，也促进了在线监测技术的快速发展，但由于在线监测工作开展的时间不长，目前还是存在许多问题：
（1）预防性试验数据与在线监测数据的可比性问题
停电监测与带电测量数据的可比性问题一直是在线监测领域的争论焦点。以往的停电预防性试验施加电压较低，而在线监测是在工作电压下得到的测量数据，两者之间的测量电压相差很大，因此这两者的测量数据的转换和比较存在争议。
（2）规程的限制与在线监测方法之间的矛盾
以往的各种规程没有考虑在线监测的实施问题，所以要把在线监测使用的各种传感器安装在被检测设备时受到了种种约束。如何在保证安全的前提下，放宽这些约束是今后要共同探讨的问题。
（3）在线监测数据的限定值和判定值问题
以往的预防性试验规程中对不同设备和测量项目都有对应的极限控制值，此数值可作为判定设备好坏的依据。在线监测目前还提不出系统的、大家公认的测量限值和判断设备好坏的评定标准。
（4）在线监测数据的校正问题
停电预防性试验可以在干扰较少的环境、良好的天气下进行，对温度和湿度等可以做出明确的修正。在线监测是在工作状态下测量的，而且无论天气好坏均要测量，因此如何补偿和校正数据存在许多困难。
参考文献
[1]屈靖，郭剑波.“九五”期间我国电网事故统计分析.电网技术，2004，28（21）：60-62.
[2]余志红.电气设备在线监测与故障诊断技术的现状与前景[J].江西电力，2008（5）.
[3]王海瑞.电气设备在线监测技术研究[J].科技传播，2013（9）：162-163.
[4]马刚.输变电设备在线状态分析与智能诊断系统的研究[D].华北电力大学，2013（6）.
[5]杨廷方.变压器在线监测与故障诊断新技术的研究[D].华中科技大学，2008.
[6]张斌，张薇藏.机械设备故障诊断技术概述[J]-建筑机械化，2005，8（15）：14-15