国家电网公司输变电工程设计竞赛依托工程
东北公司长春南500kV变电站工程
第1分册 勘察设计投标文件
技 术 部 分
第二册 专题报告
智能一次设备和在线监测系统设计方案
2009年10月
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勘察设计投标文件 总 目 录
第一册 第二册 第1分册 第2分册 第3分册 第4分册 第5分册 第6分册 技术部分 技术方案说明 专题报告 智能一次设备和在线监测系统设计方案 电子式互感器设计方案 自动化系统设计方案 高级应用工程设计研究 全寿命周期管理设计研究 其他智能化创新 技术部分（图纸） 卷 册 名 称 第 1 页
前 言
根据智能电网的发展目标及智能设备在电网中的作用，并参照国家电网公司《智能变电站技术导则》中有关智能设备的原则要求，对智能设备提出如下总要求：测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化。高压设备是电网的基本单元，高压设备智能化是智能电网的重要组成部分，也是区别传统电网的主要标志之一。
本文立足设计，在广泛调研和工程实践的基础上，提出了智能一次设备（变压器、断路器、HGIS、GIS设备等）工程设计应用方案：按变压器、开关设备配置智能单元，根据智能变压器、智能开关设备的监测要求配置在线监测装置，对油色谱、局部放电、SF6气体、套管绝缘等内容进行在线监测，实现变压器、断路器及相关闸刀的信息采集和控制功能。针对在线监测系统进行方案比选，充分整合，最后总结提出全站采用统一的在线监测后台系统，由统一在线监测后台对站内被监测设备进行数据汇总和诊断分析；在线监测系统后台机将已经分析后的结论采用通讯告知计算机监控系统后台，为实现设备状态检修提供技术支撑。随着技术的发展，积极推进在线监测系统与自动化系统的整合。
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目 录
1 工程概况 ............................................................................................... 1 1.1 概述 .................................................................................................... 1 1.2 规模与主接线 .................................................................................... 1 1.3 主要设备型式 .................................................................................... 3 2 智能一次设备基本要求 ....................................................................... 3 3 智能一次设备现状 ............................................................................... 5 4 智能变压器 ........................................................................................... 6 4.1 概述 .................................................................................................... 6 4.2 技术要求 ............................................................................................ 6 4.3 智能装置 ............................................................................................ 9 4.4 配置原则 ............................................................................................ 15 5 智能变压器在线监测 ........................................................................... 15 5.1 概述 .................................................................................................... 15 5.2 设备供应现状 .................................................................................... 21 5.3 配置原则 ............................................................................................ 25 6 智能开关 ............................................................................................... 27 6.1 概述 .................................................................................................... 27 6.2 智能单元 ............................................................................................ 28 6.3 在线监测技术要求 ............................................................................ 30 6.4 智能开关设备和在线监测现状 ........................................................ 33 6.5 技术要求和配置原则 ........................................................................ 39 7 其他智能一次设备在线监测 ............................................................... 42 7.1 概述 .................................................................................................... 42 7.2 技术要求 ............................................................................................ 43 7.3 配置原则 ............................................................................................ 45 8 智能单元 ............................................................................................... 46
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8.1 智能单元配置 .................................................................................... 46 8.2 智能单元户外汇控柜 ........................................................................ 47 9 在线监测系统整合 ............................................................................... 48 9.1 系统方案 ............................................................................................ 48 9.2 推荐意见 ............................................................................................ 51 10 经济技术分析及全寿命周期管理分析 ............................................. 51 10.1 本工程综合在线监测系统经济技术分析 ...................................... 51 10.2 智能一次设备 全寿命周期管理分析 ............................................ 53 11 结论 ..................................................................................................... 54
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1 工程概况 1.1 概述
智能化变电站以智能一次设备和统一信息平台为基础，通过采用先进的传感器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术，实现变电站设备的远程监控、程序化自动运行控制、设备状态检修、运行状态自适应、智能分析决策、网络故障后的自动重构以及与调度中心信息的灵活交互，实现了一二次设备的智能化，运行管理的自动化。智能设备是附加了智能组件的高压设备，智能组件通过状态感知和指令执行元件，实现状态的可视化、控制的网络化和自动化，为智能电网提供最基础的功能支撑。
对于变压器、电抗器、断路器、高压套管、避雷器、GIS等一次设备，由于故障率相对较高，或故障影响较大，对其进行实时检测需求非常明显，而且目前对这些设备的监测已有研究基础和运行经验，本专题针对变压器智能化选择、智能变压器的在线监测选择、HGIS/GIS/断路器等开关设备智能化选择、HGIS/GIS/断路器等开关设备在线监测选择、其他一次设备和在线监测选择及在线监测系统整合等相关的内容进行详细论证分析，根据各个智能化设备技术原则的对比提出本工程实施有效的方案。 1.2 规模与主接线
长春南500kV变电站站址位于公主岭市，本变电站对四平地区尤其是四平北部地区负荷发展的需要是十分必要的；变电站建成后可以同时为长春西南地区提供电力，满足当地负荷发展需求。长春南500kV输变电工程的建设是东北电网“十一五”主网架结构的重要组成部分，在东北电网中具有十分重要的地位和作用。 1.2.1 工程规模：
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表1.2-1 建设规模一览表
序号 1 名 称 主变压器容量及数量 500kV出线回路数 至合心变电站 2 至梨树变电站 其中： 至公主岭方向 至德惠方向 至风电汇集站 220kV出线回路数 至公主岭方向 至三家子方向 3 其中： 至西郊方向 至净阳方向2回 至双辽方向2回 预留 无功补偿装置 4 其中： 66kV并联电抗器 66kV并联电容器 本期新建 2×1000MVA 4回 2回 2回 10回 2回 2回 2回 2回 2回 2×1×60MVar 远期 4×1000MVA 10回 2回 2回 2回 2回 2回 16回 2回 2回 2回 2回 2回 6回 4×3×60MVar 4×2×60MVar 1.2.2 电气主接线 根据系统规划和变电站的建设规模，电气主接线的设计方案为： 500kV电气主接线采用一个半断路器接线。500kV远期10回出线，4回主变进线。本期4回出线、2回主变进线。
220kV电气主接线采用双母线双分段接线。220kV远期16回出线，本期10回出线。考虑运行方式的灵活性及避免远期扩建时二次回路接线复杂，本变电站220kV电气主接线采用双母线双分段接线，本期母线一次性建成（包括预留主变及线路间隔的母线隔离开关）。
66kV电气主接线采用单母线接线，装设总断路器。远期每组主变压器低压侧装设3组60Mvar电抗器和2组60Mvar电容器。本期在#1
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主变、#4主变低压侧各装设1组60Mvar电抗器及1台站用变压器。 1.3 主要设备型式
（1）主变压器
采用单相、自耦、自然油循环风冷、无载调压变压器 （2）500kV设备
500kV设备采用HGIS，500kV电压互感器采用电子式互感器，主变、线路间隔设置三相电子式电压互感器，母线按单相电子式电压互感器考虑，取消所有的户外敞开式互感器。500kV避雷器采用敞开式氧化锌避雷器。
（3）220kV设备
本工程220kV设备采用GIS，220kV母线、线路、主变间隔用电压互感器均采用封闭式电子式电压互感器，均安装于220kV GIS设备内。220kV避雷器采用敞开式氧化锌避雷器。
（4）66kV设备
66kV断路器推荐采用SF6罐式断路器，采用电子式互感器。66kV并联电抗器推荐采用干式空芯电抗器。 2 智能一次设备基本要求 2.1 智能设备
2.1.1 智能变电站采用智能一次设备。
（1）智能设备可由独立运行的一次设备加上外置的一个或多个智能综合组件组成；
（2） 智能设备可由一次设备加上内嵌的包含状态监测单元的智能综合组件加上外置的一个或多个智能综合组件组成；
（3）智能一次设备可由一次设备加上内嵌的智能综合组件组成。 2.1.2 本工程现阶段采用“一次设备+智能单元”方式实现（即3方案）。
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2.1.3 智能单元配置原则
（1）220kV~500kV智能单元按冗余配置； （2）66kV智能单元按单套配置；
（3）主变高中压侧智能单元按冗余配置，低压侧智能单元按单套配置，主变本体智能单元按单套配置；
（4）每段母线智能单元按单套配置； （5）智能单元分散布置于配电装置场地。 2.1.4 技术要求
（1）智能一次设备
1）一次设备应具有高可靠性，尽可能免维护。应留有与智能综合组件的接口。留有安装智能综合组件的空间；
2）数据采集宜数字化；
3）采集与控制系统就地设置，就地安装时应适应现场恶劣电磁、温度、湿度、沙尘、振动等运行环境要求；
4）具有完备的自诊断、自恢复功能，相关信息能以网络方式输出； 5）有标准化的物理结构及接口；
6）一台设备可对应一个状态监测单元智能组件，不同检测功能模块宜集成到一个统一的硬件平台上。硬件集成方案宜尽量统一设计；
7）对于故障模式、影响分析、风险预报等功能可分期实现； 8）电力功能元件可采用组合型设备。 （2）智能单元
1）支持以GOOSE方式上传一次设备的信息量，同时接收来自二次设备的GOOSE下行控制量，实现对一次设备的控制功能；
2）GOOSE信息处理时延应满足站内各种网络情况下GOOSE最大传输处理时延为4ms的要求；
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3）能接入站内同步对时网络，通过光纤接收站内同步对时信号； 4）具备GOOSE命令记录功能，记录收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令来源及出口动作时刻等内容，并能提供查看方法；
5）有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE断链、装置内部异常等；
6）智能单元安装处宜保留断路器操作回路出口压板；
7）具备在线监测功能，应能接收传感器的输出信号，并转换成GOOSE报文上传自动化系统；
8）主变本体智能单元宜具有主变本体非电量保护、遥控/闭锁有载调压、起动风冷控制、上传本体各种非电量信号等功能；重瓦斯保护跳闸宜通过控制电缆直跳方式实现，其余非电量保护可通过GOOSE方式实现。
3 智能一次设备现状
随着电力系统越来越高的可靠性及自动化发展的要求，同时现代计算机技术、微电子技术和信息技术的快速发展，使电器设备实现自动化和智能化成为可能。因此，开展一次设备智能化应用研究，对变电站的自动化运行将带来深远的影响和变革，为变电站实现一次设备智能化起到及其重要的作用，具有非常重大的技术和经济意义。
近期智能变电站的建设主要是基于IEC 61850的二次设备发展，一次智能设备明显滞后于二次智能设备的发展，一次设备的智能化仅依靠二次设备厂家的附加设备将一次设备智能化后接入数字化变电站二次采集系统，而基于IEC 61850的二次设备取得全面提升。此阶段电子式互感器的应用还处于试用和起步阶段。而数字化变电站的建设和管理正处于积累经验的阶段，开始对基于现阶段技术水平的数字化变电站提出一些运行、管理上的规范。
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中期智能化变电站的电子式互感器的发展已经较成熟，开始全面应用于数字化变电站，由此带动二次智能设备装置性能提升、功能分布更加合理。有革命性变革的智能一次设备开始逐渐应用于变电站中，但技术和应用程度都有待进一步提高。基于IEC 61850的二次系统更加完善，互操作、网络技术等发展已经趋于成熟和稳定。整个智能化变电站管理体系已经逐渐成熟。
远景智能一次设备已经基本发展成熟，在智能化变电站中全面应用，完全意义上的智能化变电站开始出现，基本掌握与之相适应的智能化变电站技术、管理系统。 4 智能变压器 4.1 概述
智能化变电站要求主要一次设备智能化，变压器作为变电所的重要组成部分，实现变压器的智能化对变电站的智能化起到至关重要的作用。目前变压器的智能化基本上基于二次设备就地下放至一次设备场地，智能终端单元实现变压器保护、控制等功能，变压器套管选用电子式互感器（另外专题论证），变压器就地配套二次设备附加设备在线监测等装置可实现变压器的信息监测、数据测量、计量等功能。 4.2 技术要求
根据智能设备测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化的总体要求。智能化变压器实现测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化几方面的要求，下面就针对这几方面对变压器智能化进行论述。
（1）变压器智能化实现数字化测量要求，表4.2-1中这些参量在以往工程中都是由自备非数字化仪表或电缆传送模拟信号至相关装置来测量，智能化变压器则要实现一下参量的数字化测量。
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表4.2-1 电力变压器数字化测量信息
部件 测量参量 顶层油温 本体 气体继电器 油位 冷却器 应用 过热、冷却器异常 内部放电、短路， 上限、下限 技术要求 ±1℃ 实现功能 变压器智能化单元 DC4-20mA 变压器智能化单元 0误差 ±1.5% ±1.5% 0误差 0差错 ±1.0% 变压器智能化单元 变压器智能化单元 变压器智能化单元 变压器智能化单元 变压器智能化单元 变压器智能化单元 风扇电机电流、 分析电源正常、断相、停电、 电压 电源电压 过流和风扇的开启、停运 操动电源状态 机械寿命 状态量 保护、状态感知 OLTC 切换次数 当前分接位置 保护 进出线及 中性点电流 （2）根据控制网络化要求，变压器可控制组件包括冷却系统和有载分接开关。冷却系统控制单元与可控组件之间通过通讯连接，由智能组件进行主控，智能组件与监控后台通讯连接。支持冷却系统控制的信息有顶层油温、底层油温、负载电流（变化率）、环境温度、冷却器状态、绕组温度、铁心电流系统电压等几个测量参量进行控制。 有载分接开关控制单元与智能组件之间也通过通讯连接，由智能组件进行主控，智能组件与后台通讯连接。有载分接开关可以由自备控制单元自动控制，也可以通过智能组件控制，还可以通过网络响应系统指令控制。变压器有载分接开关自动控制信息参量有 有载分接位置、输入电压、输出电压、输入电流、输出电流、设备状态等用于控制的参量。
（3）根据状态可视化要求，由智能组件通过状态感知元件对宿主设备状态参量进行就地自动实时检测是一次设备智能化的基础。
表4.2-2 列出了我国油浸式电力变压器事故的统计分析和对应的诊断技术。根据这一结果，对于油浸式电力变压器，推荐进行自检测的状态参量见表4.2-3。推荐的原则是具有检测价值、技术相对成熟并
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有一定应用经验。随着技术的进步，会逐步扩展自检测项目。
表4.2-2 油浸式电力变压器故障及诊断技术
故障部位 故障比例 A 绕组及绝缘 70% B A B A B A B 检测技术（A：带电检测；B：暂不能带电检测） 局部放电、DGA、绕组温度、油中水分 绕组电阻、短路阻抗、绕组介质损耗、 介质响应、绕组频响、空载损耗、电压比等 声学指纹、机构电机电压和电流波形 各分接位置接触电阻、动作特性 声学指纹、机构电机电压和电流波形 各分接位置接触电阻、动作特性 铁心接地电流、DGA、油温 负载损耗、铁心绝缘 套管 15% OLTC 10% 铁心 5% 表4.2-3 油浸式变压器自检测参量一览表
检测部位 自检测参量 油中溶解气体（DGA） 油含水量 局部放电 光纤绕组温度 本体 顶层油温 底层油温 气体继电器DC4-20mA 油压 干燥剂自动再生系统 套管电容 套管 套管介质损耗 侵入波 OLTC 铁心 系统 声学指纹 电机电流波形 铁心接地电流 电压 电流 应用价值 放电或过热性缺陷 绝缘受潮 放电性缺陷 过热、老化 过热、老化 过热、老化 综合分析参考 综合分析参考 减少人工作业 套管屏间击穿 套管绝缘缺陷 分析绝缘状态 分接开关故障 分接开关故障 综合分析参考 综合分析参考 综合分析参考 （4）根据表4.2-2、表4.2-3反应的各个变压器参量的检测，下面第 8 页
针对智能变压器的油中溶解气体分析、局部放电、有载开关监测、冷却系统监测等内容进行详细分析。 4.3 智能装置
4.3.1 智能变压器成套装置系统介绍
智能变压器是能够在智能系统环境下，通过网络与其他设备或系统进行交互的变压器。其内部嵌入的各类传感器和执行器在智能化单元的管理下，保证变压器在安全、可靠、经济条件下运行。出厂时将该产品的各种特性参数和结构信息植入智能单元，运行过程中利用传感器收集到实时信息，自动分析目前的工作状态，与其他系统实时交互信息，同时接收其他系统的相关数据和指令，调整自身的运行状态。
智能变压器主要组成部件：变压器主体、智能化单元、检测各种状态的传感器和装置、执行器、智能化辅助设备、通讯网络等几个主要部分组成。
图4.3-1 智能变压器网络拓扑结构图
根据保定天威变压器厂提供的智能变压器资料，目前主流产品框图如下：
图4.3-2 智能变压器主流产品框图
各个智能装置与智能化集控单元之间通过TCP/IP协议通信，目前作为过渡阶段各个监测装置与智能化集控单元之间的通信仍沿用各个厂家的私有协议。等到以后IEC 61850在系统中广泛应用后，变压器智能化结构有所调整，详见下图所示。
图4.3-3 智能变压器第二代产品框图
4.3.2 智能变压器成套智能化单元介绍
（1）变压器智能化单元功能描述：
变压器智能化单元，接收各种状态监测传感器、智能化辅助设备、
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合并单元的数据，完成数据管理、综合统计分析、推理判断、状态评估、问题决策、信息交互等全部功能。变压器出厂时将各种技术参数、极限参数、结构数据，推理判据等，通过知识库的数据组织形式植入智能化单元。用标准协议与其他智能系统交换信息。各种传感器、执行器通过各自的数字化或智能化单元接入。一些简单的模拟量、开关量可直接接入变压器智能化单元。
变压器智能化单元能够支持标准通讯协议: IEC 61850 和TCP/IP，能够与智能变压器保护系统协同操作。等到第二代产品的广泛应用，具有互操作性，能够与同一厂家或不同厂家的监测装置互联。内嵌Web维护界面，支持远程维护功能。带有跟踪自诊断功能，确保系统异常后实时报警。壳体要求：满足室外长期运行要求，必须保证能够在恶劣环境或极端环境和变电站强电磁干扰环境下，安全可靠运行。
基本技术要求如下：
1）根据实时获取的电压电流参数，计算、记录、统计传输容量、负载率、负荷电流、电源质量、励磁状态、实际损耗、变压器效率等。超过设定的极限参数，主动发出消息或指令。
2）根据实时获取的油箱顶部温度、底部温度、环境温度、负荷电流评估绕组的热点温度和寿命损耗（IEC 60354，IEC 70076-7）、过载能力、紧急过负载时间。向冷却器控制系统发出操作指令，并评估冷却效率，超过设定参数，主动启停相应设备，超过极限参数，主动发出消息或指令。
3）实时监测过电流和短路电流，统计过电流和短路电流次数，记录过电流的时间和日期。
4）根据设定的调压控制方式，按控制策略自动调压或接受指令调压，向有载调压开关控制单元发出调节指令，从有载分接开关智能控
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制单元获取开关状态信息，开关档位、操作次数、寿命损失等，对开关的异常状态：重瓦斯动作、控制机构故障、操作机构故障、油劣化（参数比较）、切换开关触头发热等，给出分类故障报警，紧急情况下主动发出指令。
5）根据设定的冷却器控制方式（自动、手动），控制并监视冷却器的运行，制定冷却器投切策略、优化冷却器投切。监视冷却器：a、每组冷却器的工作状态（工作、停止、故障）；b、油泵状态（正常、故障）；c、电源状态（正常、断相、停电、故障）；根据冷却效率提示是否清理。给出分类故障报警，紧急情况下主动发出指令。
6）实时将气体继电器状态（轻瓦斯、重瓦斯）；压力释放器状态动作跳闸；压力继电器动作跳闸；有载开关重瓦斯动作信号等以最高优先级，发出消息和指令。
7）将实时监测的油位、油箱内油压、油面温度、铁心接地电流等模拟量转换成数字量，作为状态评估和故障分析的数据，或实时监测数据上传。
8）监测吸湿器的干燥状态，并根据设定的判据，启停动电吸湿器干燥装置。
9）接受火灾报警信号或启动灭火装置指令，向充氮灭火装置发出启动指令，并同时保存所有状态信息。
10）定时从油气监测装置中获取油气分析数据和油中含水量数据，分析变压器绝缘状态，记录其各种成分的变化趋势，评估绝缘水平。关注异常数据，并按IEC 60599或GB/T 7252 或积累的经验推理，给出故障类型评估结果。对于超过预定变化速率的气体，给出紧急故障评估类型报警，同时给出原始数据。
11）实时获取局放监测结果数据和放电特征数据，分析放电性质、
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评估放电位置和变压器的绝缘状态。关注异常数据，在超过预定量值和变化速率的情况下，分别给出：关注、注意、报警、直接发出指令信息。
12）在局放、油气数据异常的情况下，结合负荷数据，评估故障性质。
13）实时接收套管监测数据，分析套管过电压幅值，套管电容、介损、泄露电流、局放、套管油压等参数。关注异常数据，在超过预定量值和变化速率的情况下，分别给出：关注、注意、报警、直接发出指令信息。如果套管监测有局放监测功能，应与变压器本体局放监测数据结合综合分析。
14）接受变压器绕组热点温度监测装置数据，评估变压器负荷状态、寿命损耗、过负荷能力、并动态优化冷却方式。
15）定时接受变压器绕组变形监测数据，根据历史指纹图数据和短路、过载记录，分析变压器绕组变形量，超标时给出警示信息。
16）接受变压器震动监测数据，根据历史指纹图及负荷状态的相关分析结果，评估变压器内部工作状态。如：紧固件松动、绕组变形等。
17）用户根据需要可随时调出变压器本体的各种性能参数和结构特性数据和必要的图形。
根据以上一系列的要求，通过安装智能装置变压器可实现测量数据化、控制网络化、状态可视化等目标。
（2）变压器各个辅助装置智能化功能：
1）冷却器控制箱内置监测单元，接受变压器智能化单元的控制指令，优化投切冷却器，将目前冷却系统的状态实时反馈给变压器智能化单元。监测单元接受的冷却系统投入、切除等相关的开关量指令：
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如冷却系统启动、投入一组冷却器、切除一组冷却器、冷却器全部投入、冷却器全部切除、冷却系统退出运行等。内置监测单元经过处理将冷却器相关的信息返回给变压器智能化单元：如冷却系统启动成功或失败、一组冷却器投入成功、一组冷却器切除成功、油泵状态正常或故障、各组冷却器状态工作\\故障\\停止、冷却器电源状态正常\\故障\\断相\\停电、冷却器效率、冷却器状态自动\\手动。
2）有载分接开关内置监测单元，可接受变压器智能化单元的控制指令，将目前开关的工作状态实时反馈给变压器智能化单元。在紧急情况下，主动向变压器智能化单元发出指令。将有载开关状态监测集成在有载开关控制系统中。由监测单元统一管理。监测单元接受的指令：如有载分接开关启动准备、上调一档、下调一档、紧急停止、开关退出运行。监测单元返回消息：如有载开关当前位置、最高档位、最低档位、机械系统状态正常\\故障、切换开关室与变压器本体油温差、操作电源状态正常\\故障\\断相\\停电、切换开关室油耐压值、重瓦斯动作（紧急信号）、滤油机状态：电机保护动作、压力开关报警、滤油机工作状态。
3）局放监测装置（内置监测单元）反映速度快、灵敏度高、可实现定位。关键技术是如何在变压器本体布置传感器，传感器的类型、标定方法、抗干扰技术等。根据以往变压器局放监测的经验，可按以下原则布置传感器：a. 在变压器内部不放置任何有源传感器和含电子元件的传感器。传感器采用内外分置结构。b. 铁心接地线上安装一个外置高频电流传感器，频带：20kHz-1500kHz ，高压套管校正灵敏度，不低于500pC。c.在变压器油箱两侧敏感位置分别安装1个局放超高频信号接收器。法兰连接。d.在变压器油箱两侧敏感位置分别安装2个局放超声波信号接收器。法兰连接。在智能变压器中内外分置的两种传
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感器，超声优于超高频，因为超声可同时评估放电部位。智能变压器局放监测装置（内置监测单元）将各传感器接收到的信号，分析处理后，通过标准通讯协议送变压器智能化单元。
4）油气和微水监测装置（内置监测单元）：反映变压器运行状态的重要分析数据是油中气体含量，目前油气监测装置从原理上主要有四种：a、 传统气象色谱法。b、光声光谱法。c、 燃料电池法。d、气体传感器法。
智能变压器油气在线监测装置，其内置的监测单元，通过标准协议与变压器智能化单元通讯。数据包格式统一。
5）套管监测装置（内置监测单元）：套管状态监测单元以介损和电容量为主，监测装置支持6支套管的实时监测，根据变压器主体的需要安装3或6个传感器。监测装置内置的监测单元，通过标准协议与变压器智能化单元通讯。数据包格式统一。监测参数：在线电容量和电容量变化、容性电流变化和泄露电流、套管介损、过电压幅值和次数统计。
（3）监测用传感器接入/植入技术要求 传感器植入或接入应符合以下若干要求： 一般性要求：
1）涉及一次设备本体，可内置亦可外置的传感器，推荐外置。 2）涉及一次设备本体，内置传感器尽量采用无源型，可能的话，仅内置无源部分。
3）内置传感器宜由一次设备制造商在制造时植入，已投运设备内置传感器时，须咨询一次设备制造商的意见。
对内置型传感器的要求：
1）采用无源型，或将有源部分外置（可能的话）。
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2）一次设备的所有出厂试验应在安装了内置传感器之后进行。 3）内置传感器与外部自检测单元的联络通道应符合一次设备的密封要求。
4）内置传感器的使用寿命应不小于10年。 对外置型传感器的要求：
1）新设备留有外置传感器的安装位置。外观要求整洁、易维护、不降低一次设备外绝缘水平。
2）一般安装在地电位处，除非必须，不推荐安装于高压部位。 3）与高压设备内部绝缘介质相通的外置传感器，其密封性能、机械杂质含量等应符合或高于一次设备的相应要求。
4）有良好的电磁屏蔽措施。 4.4 配置原则
智能变压器配置一套冷却控制单元、一套有载开关控制单元、一套局放监测控制单元等智能单元，智能化单元在统一信息模型和服务模型的网络环境下实现信息共享和互操作。
表4.4-1 变压器智能化装置配置表
序号 1 2 3 4 5 设备名称 冷却器控制箱智能单元 有载分接开关控制 局放监测装置 油气和微水监测装置 套管监测装置 单位 套 套 套 套 套 每台主变压器配置 1（三相1套） 1 1 1 1 总计 2 6 6 6 6 备注 内置智能单元 内置智能单元 内置智能单元 内置智能单元 内置智能单元 5 智能变压器在线监测 5.1 概述
（1）油中溶解气体分析
油中溶解气体分析（DGA）是一项光谱诊断技术，对绝大部分缺陷都能反映，且不需要设备停电，因此，大约40%的缺陷是通过DGA
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发现的。近年来，国内较大量地应用了DGA在线检测技术，在变压器运行管理中发挥了积极作用。因此，DGA是变压器状态可视化的首选检测项目之一。基于实验室的DGA项目主要是依据变压器的类型或运行时间周期性地进行。有些发展期短的故障在两次定期取样期间可能检测不到，安装油中气体监测传感器连续监测，可能检测到初期故障的起始状态，从而通过实验室的DGA试验确定可疑故障的存在。这种早期警告有助于用户采取必要的判明故障的步骤，并尽可能地采取正确的检修措施。已有的DGA技术能够确定气体的类型、浓度、趋势及气体的产生速率，油中溶解气体的变化速率在决定故障发展严重性方面是很有价值的诊断方法。在线DGA相当程度地减少了错过检测或由于油样在现场搁置较久而使得故障气体量减少的风险。为了得到实时反馈，足够频度的基于实验室的采样和分析方法变得不切实际且代价太大。对于临界状态的变压器，在线油中气体传感器能及时提供连续的信息，在某种意义上，允许进行负荷调整，以防止由于过热性故障产生过量的气体。显而易见，这能在保证安全极限的同时，可以允许变压器正常运行好几个月。DGA检测技术有复合膜/燃料电池、色谱柱/半导体气体检测、光声光谱等多种检测技术。
复合膜/燃料电池是一种结构简单、可靠性较高的DGA检测技术，传感器寿命大于10年，GE等采用类似技术。复合膜技术不需要载气、不需要样油循环（从变压器内泵出再泵回）、不需要空调设备、传感器寿命（10年）明显大于色谱柱（3-5年）等优点，但该技术只能检测关键气体，不能检测全部特征气体，能判断设备是否出现缺陷，但不能全面分析缺陷的性质。事实上，自检测的可靠性非常重要，此技术仍然具有很大的应用价值。此技术的平均无故障时间大约为6年。
色谱柱/半导体气体检测技术是一项传统的DGA检测技术，目前，
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国内大多数实验室用色谱仪采用此项技术。这一技术的优点在于，可检测全部气体，有助于分析设备缺陷的性质。缺点是，现场设备庞杂，需要氮气作为载气，在高热、低温地区需要空调设备，需要油样循环、色谱柱需要定期活化（约3~5年）等，可靠性要低一些，平均无故障时间大约为2.5年。
光声光谱气体检测技术是一项新的检测技术，目前该技术由GE独家拥有，可以测量全部气体组份，且硬件结构比较简单，理论上有更高的可靠性。目前，基于该技术的产品在国内还没有大量应用，某些方面（如油蒸汽对透光玻璃是否会造成污染等）在业内还存在质疑，真正的可靠性尚待进一步考验。
变压器油中溶解气体在线监测技术有气相色谱法、傅里叶红外光谱法、光声光谱法等。其中气相色谱技术发展较为成熟，实用化程度较高，目前国内变压器在线气体检测大多采用气相色谱原理。溶解在变压器油中的故障特征气体经特制的油气分离装置分离后，在内置微型气泵的作用下，进入电磁六通阀的定量管，定量管中的故障特征气体在载气作用下流过色谱柱，然后，气体检测器按气体出峰循序分别将六组分气体（H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6）变换成电压信号。色谱数据采集器将采集到的电压信号通过通讯上传给安装在控制室的数据处理器，数据处理器根据仪器的标定数据进行定量分析，计算出各组分和总烃的含量以及各自的增长率，再由故障诊断专家系统对变压器故障进行诊断，从而实现变压器故障的在线监测。监测系统应能自动定时完成油中特征气体的定量检测。
（2） 变压器油中微水在线监测
变压器油中微水在线监测可连续、在线自动分析变压器油中水分的含量及增长率，可及时发现变压器油因含水量高而引起的故障。
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变压器油中微水在线监测一般由传感器探头，数据采集器、数据处理服务器、应用软件及通信电缆等组成。
（3） 变压器局部放电在线监测
局部放电是变压器重要的状态参量，绝大部分绝缘缺陷都会经历局部放电阶段，而且就局部绝缘缺陷而言，局部放电通常比DGA更敏感，可以更早地发现设备的局部绝缘缺陷，因此，局部放电始终是绝缘检测的研究重点，是变压器状态可视化的首选项目之一。
1）局部放电检测技术
变压器故障的原因之一是介质击穿，而变压器中的介质击穿常常由局部放电引起。局部放电水平和局部放电水平增长速率的明显增加，能够指示变压器内部正在发生的变化。由于局部放电能导致绝缘恶化乃至击穿，故值得进行在线监测局部放电参数。最常遇到的局部放电源反映了绝缘中由于某些缺陷状态而产生的固体绝缘的空洞、金属粒子和气泡。局部放电检测技术包括内部天线接收和外部罗氏线圈等。
天线接收型是将一个带宽约为300MHz~1GHz的小型天线置于变压器油箱内，通过天线接收局部放电的射频信号来检测局部放电。天线接收式的优点在于不会受到变电站空气电晕的干扰，检测灵敏度较高（最小约可测百pC），可靠性较高。有研究表明，不同放电部位检测灵敏度不同的问题并不突出，而且经过经验换算，也能反映局部放电量水平。该项技术在国内外有一定应用，也有成功检出放电性缺陷的个案。目前，该项技术是变压器局部放电检测的核心技术之一。 建议在新建或者已投运的工程中使用。
线圈耦合式是研究最早的局部放电在线检测技术，通常由罗氏线圈在变压器套管法兰处和变压器铁心接地引线上获取放电产生的高频信号，频率一般在10MHz左右。通过比对两个线圈检测高频信号的极
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性关系来识别干扰，也由其他抗干扰措施，如小波滤波。线圈耦合式基本等同于实验室广泛采用的脉冲电流法，所以很适合定量测量。但线圈耦合式容易受变电站电晕干扰，抗干扰是该项技术的关键之一。经过多年的研究与实践，该项技术在国内外有一定应用，也有成功检出放电性缺陷的个案。目前，该项技术也是变压器局部放电检测的核心技术之一。由于线圈耦合是在变压器本体整合，建议在新建变电站中使用，此项技术抗干扰型比较好。
2）局部放电试验检测方法
变压器的剩余寿命与局部放电行为之间的相关性不存在一般的规则。作为常规的工厂验收试验的一部分，大多数变压器试验时都规定局部放电水平应低于规定值。从监测和诊断的角度，高于这个水平的局部放电检测只能作为警示的作用而一般不能作为设备失效的依据。这些现实情况只说明了所遇到的局部放电诊断的许多困难之一。局部放电的检测结果需要结合被研究的设备、DGA的历史等来解释。
目前对变压器局部放电进行检测的方法主要有：脉冲电流检测法、化学检测法、超声检测法和超高频检测法。脉冲电流法它是通过检测阻抗、检测变压器套管末屏接地线、外壳接地线、铁心接地线以及绕组中由于局部放电引起的脉冲电流，获得视在放电量。它是研究最早、应用最广泛的一种检测方法，IEC 对此制定了专门的标准。脉冲电流法具有检测灵敏度高的特点，但其在现场中易受外界干扰噪声的影响，抗干扰能力差，不适用于变压器局部放电的在线监测。该技术在电缆局部放电在线监测设备中应用的比较多。
超声检测法主要用于定性地判断局部放电信号的有无，以及局放源进行物理定位。在电力变压器和GIS的离线检测中，它是主要的辅助测量手段。但由于其灵敏度较低和易受干扰，不适于变压器的局部
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放电在线监测。
化学检测法是一个长期的监测过程，对发现早期潜伏性故障较灵敏，但不能反映突发的故障。 变压器油中溶解气体在线监测系统已作为变压器最有效的绝缘检测手段得到广泛应用。
超高频（UHF）法是近10年才发展起来的一种新的局部放电检测技术。相对于以往的GIS局部放电检测技术，它具有抗干扰能力强，可以对局部放电源进行定位，可以识别不同的绝缘缺陷，灵敏度高，并能对变压器和GIS局部放电进行长期的在线监测，因此它的发展得到了各国电力部门的重视。超高频法因具有抗干扰能力强、灵明度高、实时性好且能进行故障定位、已成为目前局放检测技术中主要方法。变压器油及油/绝缘纸中发生的局部放电，其信号的频谱很宽，放电过程可以激发出数百甚至数千兆赫兹的超高频电磁波信号，此电磁波由安装在变压器箱体开窗处的传感器获取，用于实现局部放电检测。超高频法是目前相对比较成熟的测量局部放电的方法。
变压器局部放电在线监测一般由超高频（UHF） 传感器、背景噪声传感器、现场监测单元、网络交换机及监测工作站组成。
（4） 套管介损及电容量的测量
利用高灵敏度电流传感器，不失真的采集套管末屏对地的电流信号，同时从相应的PT取得电压信号，通过对数字信号的运算和处理，得出介质损耗和电容量等信息。最终利用专家系统分析、判断、预测套管绝缘的健康状况。使用AC 10kV作为试验电压来检测运行电压为220/3kV或500/3kV的设备的绝缘参数，显然是无效和过时的，因此许多电站倾向于在线测量带电套管和TA等的C和tanδ，而且也可以根据设备的状态来选择在线测量的周期。被测设备的C和tanδ可由被测值（如运行电压和泄漏电流）计算得到。
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TA或TV的相差将严重影响被测量tanδ，特别是当被测样品的tanδ非常小时。另外设备间的电气耦合和运行模式的不同也将影响到被测数据，特别是当被测样品的 C非常小时。为了得到一个稳定和正确的结论，国内外都进行了大量的研究，已经在这方面取得了许多进步。
容性设备绝缘在线监测是一种高可靠的绝缘在线监测设备，可连续、实时、在线监测高压套管、高压互感器等电力设备的介质损耗、末屏电流及电容量，可及时掌握设备的绝缘状况，并据同类设备的横向比较、同一设备的纵向比较，以及绝缘特性的发展趋势，及早发现潜伏故障，提出预警，避免事故的发生。容性设备绝缘在线监测一般由电压监测单元、容性设备监测单元、环境监测单元、数据处理服务器、应用软件及通信电缆等组成。
（5）其他监测项目
其他监测项目还包括有载分接开关、油温、绕组温度、负荷电压电流、冷却器系统等，通过这些项目可以对变压器进行全方位的监测，获得有关变压器状态的较为详细的信息，因此突发性事故的可能性可被降低至最小。另外监测系统提高了延长电力变压器运作时间的可能性，降低了代价巨大的事故风险，并且提供了改变检修规程的潜力。容性设备绝缘在线监测系统推荐采用穿芯式电流传感器原理方案。 5.2 设备供应现状
根据调研了解，目前主要的主变在线监测系统厂商及产品情况介绍。
（1）变压器色谱在线监测装置
a）宁波理工监测科技股份有限公司生产MGA2000-6型变压器色谱在线监测系统，采用气相色谱法进行检测，负压恒温动态顶空油气
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分离技术进行循环取油检测。可检测H2、CO、CH4、C2H6、C2H2、C2H4等变压器油中6种气体组分，对乙炔的最低检测线达到0.5μL/L。另外还可以添加在线油中微水变送器测量变压器油中微水含量。MGA2000-6系统在现场电磁干扰环境下具有良好的稳定性、可靠性。采样的数据可通过有线或无线传输介质上送至监控后台。
b） 河南中分仪器有限公司生产中分3000变压器色谱在线监测系统，采用气相色谱分析原理，应用动态顶空法进行油气分离技术进行监测，可实现变压器油中七种组分（H2，CO，CO2，CH4，C2H4，C2H6，C2H2）全分析。
c）许继电气有限公司生产的TS3000 变压器油色谱监测仪，TS3000是许继公司生产的新一代变压器油气分析仪，引进国外先进成熟的检测技术和高精度检测元器件，主要应用于110kV以上的大型变压器、电抗器、电容器等油浸式高压设备。通过分析绝缘油中故障气体组分含量水平来监测设备的状态。连续监测变压器油中 6 种故障气体的含量：H2，CO，CH4，C2H2，C2H4，C2H6。并能计算总烃的含量。采用单一高性能色谱柱、高精度气敏传感器实现气体检测。
d）上海思源生产的TROM-600HW变压器油色谱在线监测系统实现了实验室级变压器的油色谱分析，具有测量准确、分析快速、实时监控等特点，该监测系统主要是用来测量和分析油浸式电力设备绝缘油中所含微量特征气体，能够实时捕捉设备可能存在的潜伏性故障信息，确保设备可靠运行。
（2）变压器局部放电在线监测系统
a）宁波理工监测科技股份有限公司生产的PDMT2000变压器局部放电在线监测系统，通过采用高频天线监测及接收变压器局部放电产生的超高频（UHF）信号，可实现对变压器局部放电故障的在线监测。
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能够在变压器运行条件下，对其内部局部放电进行检测和定位，及时发现绝缘缺陷，避免绝缘故障。
b）PD-MAT400变压器局部放电监测系统，PD-MAT400是美国PSD Tech 公司生产的一种新型固定式四通道变压器、断路器及GIS 局部放电在线监测系统。系统设有四个声学（AE）传感器，使用时可将传感器固定于设备外壳。主要用于监测高压电力设备（变压器、GIS、电缆等）内局放信号的发生及趋势。主要特点：通过分析频率检测局放突发信号、分析测量的局放信号的相位分配、自动的噪音级别检测；4个AE传感器测量局部放电超声波、每相位的脉冲和振幅管理、数据更新存储的时间间隔是1小时、数据通讯： RS-232、RS－485口、内置Modem。
（3）变压器设备绝缘在线监测系统
a）许继电气有限公司生产的CBS2000-B 绝缘状态监测系统 该系统是是许继公司全新合作开发的一套针对110kV 及以上电压等级的容性绝缘设备实施在线监测及诊断的完整解决方案，是一种性能价格比较高的分布式测量结构产品，适应于监测运行中电力变压器、互感器、耦合电容器、避雷器等高压电气设备的绝缘状况。主要特点：采用全分布式现场总线设计思想，就地测量、数字传输，扩展性能极强；安装简单，只需在被测设备下方安装本地测量单元，联接被测信号，并把通讯接口和电源接口挂接到中央监控器提供的现场总线上即可；采用高精度及高稳定性的穿芯式零磁通电流传感器，配合先进的检测技术及数字化通讯技术，有效消除外部环境因素的影响，提高诊断结果的可靠性；本地测量单元具备较为完善的自检功能，可及时反映出测量单元自身的工作状况；测量信号全部采用数字通讯方式传输，提高了介损监测数据的准确度和可信度；数据管理系统采用大型数据
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库，具备较强的分析和诊断功能，能够自动筛选出绝缘参数异常的电气设备，发出报警并自动生成趋势图在内的信息；所有的本地测量单元均采用模块化结构设计，具备高度的通用性和互换性，可在设备带电运行的条件下对包括传感器在内的所有部件进行维修或更换；所有容性设备的末屏电流信号均采用穿芯结构的电流传感器进行取样，不会改变设备原有的电气接线；整套监测系统的所有模块均采用工业化标准生产，全部经过高温老化和电磁兼容试验，并且选用进口机箱，具有较好的密封、防腐性能，满足长期运行的要求。
b）IMM3000 型容性设备绝缘在线监测系统
宁波理工监测科技股份有限公司生产的IMM3000容性设各绝缘在线监测系统可连续、实时、在线监测高压套管、高压互感器等电力设备的介质损耗、末屏电流及电容量，可及时掌握设备的绝缘状况。IMM3000 型容性设备绝缘在线监测系统专门用于容性电力设备介质损耗、末屏电流及等值电容的在线分析与故障诊断，适用于高压套管、电流互感器、电容式电压互感器、耦合电容器以及避雷器等高压容性电力设备。
IMM3000型容性设备绝缘在线监测系统由系统电压监测单元（IMM-U）、容性设备监测单元（IMM-C）、环境监测单元（IMM-E）、数据处理服务器（IMM-Z）、应用软件、通信电缆及其他连接附件等组成。
图5.2-1 IMM3000 型容性设备绝缘在线监测系统组成示意图
图5.2-2 IMM-C 容性设备监测单元 图5.2-3 IMM-U 系统电压监测单元
IMM3000系统由IMM3000型容性设备绝缘在线监测系统通过用户的电力数据通信网实现网络远程功能，借助远程功能，用户可以在远端显示监测界面、数据查询、参数设置等现场具备的全部功能。
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c）BS绝缘在线监测装置:
BS是美国Doubletree公司推出的新一代绝缘在线监测装置，它能够在线连续地监测各种容性设备的绝缘状况，通过三相一组套管的泄漏电流进行矢量平衡调制，由矢量和计算出套管介损及电容值，并计入温度补偿。BS同时产生一个与三相电流矢量和直接相关的矢量，即伽马。它的值反映了套管由于绝缘下降产生的泄漏电流的相对变化，伽马的值同时也能反映出该组电容及介损的变化。
图5.2-4 BS绝缘在线监测传感器示意图
主要特点:应用范围宽广，可广泛的应用在 69kV-500kV 的高压容性设备中；安装使用方便，装置仅需要和传感器、电源、通讯等回路连接；采用硬件抗干扰措施和软件滤波功能，保证了测量数据的精度；使用高精度的套管传感器进行信号采样，并带有 MOV 保护，提供传感器回路的开路变化，确保人身安全；能在线连续地分析容性设备的三相泄漏电流、三相电容值和介损值；大容量存储功能，装置本身可存储 6 年以内的分析数据；串行通讯，一个 RS485 或者选项无光电隔离的RS232；提供中文后台软件，用户可以方便的以表格和曲线的方式在后台浏览数据。
（4） 变压器其他监测项目
其他监测项目还包括有载分接开关、油中水分、油温、绕组温度、负荷电压电流、冷却器系统等，通过这些项目可以对变压器进行全方位的监测，获得有关变压器状态的较为详细的信息，因此突发性事故的可能性可被降低至最小。保定天威变压器厂针对有载分接开关、冷却器系统、油气与油水监测系统等的监测智能单元，可满足相关的在线监测要求，这部分在4.3 章节中描述。 5.3 配置原则
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5.3.1 系统配置
表5.3-1 系统配置表
序号 1 设备名称 变压器在线监测 总控单元 变压器色谱 2 在线监测系统 套管绝缘 3 在线监测系统 变压器局 4 放监测系统 单位 每台变压器配置 总计 1 安装方式 套 1 主变场地总控箱内 从变压器排油阀处监测， 套 1 6 挂在变压器本体上 安装在末屏试验端子，监测主变高套 1 每个变压器配置2 中压侧套管，挂在变压器本体上， 在变压器的上下左右各侧设置传感套 4个传感器，一台本体监控单元 6 器。装置挂在变压器本体上 在铁心接地扁钢上套一组互感器，5 铁心接地电流 套 1 6 用于监测接地电流，装置可挂在变压器本体上 有载开关 6 监测装置 冷却器控制箱 7 监测装置 套 1 6 安装有载开关箱内 套 1 2 安装在风冷控制箱内 采用光纤测温方式，需要变压器厂8 绕组、油温监测 套 1 6 预留光纤接入口，设备可挂在变压器本体上。 5.3.2 变压器在线监测系统整合优化
综上所述，保定天威、许继电气、宁波理工等厂家针对智能化主变压器及主变在线监测装置的研究，本工程可考虑常规一次设备+状态监测单元合并使用模式，变压器中植入无源传感器或者在变压器上预留在线监测接口，用于监测各个状态量，将变压器的色谱分析在线装置、套管绝缘在线装置、变压器局放监测装置、有载开关监测装置、冷却器控制箱监测装置等变压器的智能化监测装置通过功能整合，配
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备一套变压器智能化系统单元，用于接收以上各个智能监控装置的信息，智能化系统单元通过IEC 61850协议或总线协议与后台连接，将变压器各个实时信息状态传送至监控主站，便于运行人员及时有效的对变压器的现状进行分析，可以有效的检测变压器的潜伏性故障。 6 智能开关 6.1 概述
智能开关操作就是“动触头从一个位置到另一个位置的自适应控制的转换”。开关设备的智能操作可根据电网中所发出的不同开断信息，自动调整操动机构和选择灭弧室的工作条件，从而改变现有断路器的单一空载分闸特性。
智能变电站技术的发展对于开关控制回路的智能化提出了必然的要求，根据现有变电所实施的运行情况，将断路器操作箱智能设备下放至开关场地，实现开关设备就地化操作，并与间隔层设备进行通信传输。根据智能化变电所要求，智能操作箱除基本操作功能外，还应有效地实现对于断路器状态的监视：断路器跳合闸回路的完好性、断路器操作次数统计、弹簧储能状态、SF6气体压力等，并可具备监视数据的分析功能，以及机械磨损、电气磨损、气体泄露、趋势图和线圈监视等。但是目前实施工程智能操作箱仅能实现断路器的保护、控制功能，断路器的状态监测功能需要另外装置实现。
智能开关的特点：高性能、高可靠性；免维护；硬件软件化；具备在线监测和自诊断功能；提供网络化远动接口，功能自适应等功能。
智能化开关的特点和功能，一般来说，智能化开关设备除满足常规电气设备的原有功能外，还应具备以下几个特点和功能：1、开关工作状态的在线监测与诊断功能，在线监视功能应能实现对设备的各项电性能、磁性能、温度、开关机械和机构动作情况进行在线监视，以
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满足状态检修、状态监测以及状态评估的需要，并据此提出检修计划，安排实施。
开关设备的智能控制功能：智能开关设备的智能控制功能应能实现在最佳状态进行开断，并实现定相位合闸、定相位分闸，按照指定的程序顺序控制。开关设备的智能操作功能：为实现智能开关的电子操作需要将机械储能变为电容储能；将机械传动变为变频器通过电机直接驱动。实现电气操动后，开关的机械运动部件减少到一个，即开关分合闸动作，这样其机械系统的可靠性提高。
开关设备的数字化通信接口：智能开关设备的数字化接口是为了满足传输开关的位置信息。在线检测数据以及分合闸命令的需要。 6.2 智能单元
智能化开关的操作过程为：智能控制单元不断从系统中采集某些特定信息，据此来判别断路器当前的工作状态，同时处于操作的准备状态。当变电所的主控室因系统故障由继电保护装置发出分闸信号或正常操作向断路器发出操作命令后，控制单元根据一定的算法求得与断路器工作状态对应的操作机构预定的最佳状态，并驱动执行机构操作机构调整该状态，从而实现最优操作。显然，智能控制单元是智能化断路器的灵魂，它是以微处理机为核心部件，综合应用传感技术、光电转换技术、数字控制技术、微电子技术和信息技术等多种现代技术，以完成断路器的智能操作，实现断路器的智能化。 6.2.1 智能单元基本功能
（1）自动识别断路器的工作状态
断路器的工作状态的准确识别是实现智能操作的前提。对于超高压断路器而言，其任务主要有分断短路电流、负载电流、过载电流、小容性电流和小电感性电流等。
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（2）自动调整断路器的操动机构
这是控制单元的核心功能。因此控制单元必须在识别断路器工作状态的基础上确定与之相对应的操动机构的调整量。
（3）记录并显示断路器的工作状态
由于断路器在大多数运行时间内是不动作的，在此期间，本单元的任务是对断路器的工作状态不断地进行监测，同时它还记录断路器每次开断情况，包括开断电流的大小、开断类型及是否发生拒分或拒合等信息。短路时还应记录短路电流的变化过程，以便于进行事故分析及断路器的维护。同时，也可通过断路器累积开断电流的大小来表示断路器触头的烧蚀情况。
（4）具有与监控系统进行通信的功能
控制单元可以根据监控系统的要求将断路器的开断记录及其他数据经信息传输接口上网传送至上拉机，并通过上位机经信息传输网络将操作命令及保护参数、保护及重合闸方式等配置要求传送过来。 6.2.2 对断路器工作状态的监测与诊断
监测与诊断是智能化电器设备的重要环节。它要求具有以下功能： （1）灭弧室电寿命的监测与诊断。 （2）断路器机械故障的监测与诊断。 主要有以下几项:
1）合分线圈电流波形监测，非正常报瞥； 2）合分线圈回路断路监测，断路报誓； 3）监测行程，过限报警； 4）监测合分速度，过限报警； 5）机械振动，非正常报警；
6）液压机构打压次数、打压时间、压力；
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7）弹簧机构弹簧压缩状态，传动机构和锁扣部分的工作状态，电动机工作时间；
8）永磁机构：线圈状况、磁性的稳定状况和弹簧的压缩状态等； 9）关键部分的机械振动信号。
10）合、分闸线圈电流和电压波形的检测。 11）合、合闸机械特性。 12）控制回路通断状态监测。 13）操作机构储能完成状况。 （3）绝缘状态的监测。
气体断路器气体压力，越限报警，闭锁。 监测局部放电，用以预报绝缘事故。 （4）载流导体及接触部位温度的监测； 6.2.3 断路器的智能操作
断路器的智能操作是智能化断路器最典型的应用，它是将智能化技术引入到断路器的电气性能中去，它使断路器能更好地完成开断任务和提高开断的可靠性，提高断路器的综合技术性能，无论是生产运行还是对研究制造都具有十分重要的作用和价值。目前认为，它至少应包括以下两个方面：
一是要求断路器的操作性能可根据电网中发出的不同工况自动选择和调整操动机构或者灭强室合理的预定工作条件。
二是要求断路器在零电压下关合，在零电流下分断，这与断路器的同步分断与选相合闸的工况是完全一致的，同步分断可以大大提高断路器的分析能力:选相合闸可以避免系统的不稳定，克服容性负载的合闸涌流与过电压。 6.3 在线监测技术要求
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（1） SF6气体压力检测
检测SF6气体压力（含温度修正）是GIS设备和SF6断路器基本的自检测项目之一。SF6气室内气体压力与绝缘强度密切相关，同时也是密封状态的重要信息。为了保证设备的安全可靠运行，对SF6气体压力进行检测是十分必要的。目前该项技术较为成熟，选择具有DC4-20mA模拟输出的气体密度继电器，可以定量检测SF6气体压力。推荐选择准确级为0.5级或以上。有更高精度需求时，也可以选择独立的高精度压力和温度传感器，根据气体压力、温度与气体密度的变化规律，经换算间接测得气体密度值。该检测项目属于推荐项目。
（2） 气体水分检测
SF6绝缘设备出厂前，都要经过干燥处理，确保吸附于内部各种固体界面的水分含量达到规定的限值以下。此外，一般空气中水气的分压强大约是SF6绝缘气室中的10倍以上，一旦密封出现缺陷，水分很容易侵入，造成SF6水分含量超标。SF6过高的水分含量会对内部绝缘产生严重不良影响，低温时，甚至在内部绝缘表面出现凝露，导致沿面闪络事故。但对于密封良好的SF6绝缘设备，水分是无法侵入的。基于这一点，检测SF6水分的必要性要弱一点。因此，推荐用于新的GIS设备或SF6断路器。
（3） 局部放电检测
GIS局部放电是GIS最常见的故障模式，国内外电力设备制造企业和专业诊断技术研究机构都十分重视GIS局部放电的检测，GIS设备局部放电也适宜在运行状态下检测。目前适合GIS局部放电自检测的技术主要有罗氏线圈耦合式和天线接收式，其技术原理和优缺点与检测变压器局部放电的相同，只是技术指标稍有差异。如甚高频天线接收的带宽约为300MHz~1.5GHz，最小可测放电量约为20pC。接收
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天线通常置于GIS内部，因此，接收天线适合由GIS制造商植入。
线圈耦合式也用于GIS局部放电在线测量，通常将传感器置于GIS外部的接地线上，这一方法的优点是适宜已有GIS设备，缺点是抗干扰能力较弱。耦合线圈的带宽约为100kHz~100MHz，最小可测放16 / 33 电量约为50pC。
两种局部放电检测方法中，新产品，较适合内置天线接收式。已运行设备可以选择线圈耦合式。
目前对GIS局部放电进行检测的方法主要有：脉冲电流检测法、化学检测法、超声检测法和超高频检测法。
脉冲电流法它是通过检测阻抗、检测变压器套管末屏接地线、外壳接地线、铁心接地线以及绕组中由于局部放电引起的脉冲电流，获得视在放电量。它是研究最早、应用最广泛的一种检测方法，IEC 对此制定了专门的标准。由于GIS设备外壳多点接地不适于采用该检测法进行测量。
超声检测法主要用于定性地判断局部放电信号的有无，以及局放源进行物理定位。在GIS的离线检测中，它是主要的辅助测量手段。但由于其灵敏度较低和易受干扰，不适于GIS的局部放电在线监测。
化学检测法是一个长期的监测过程，对发现早期潜伏性故障较灵敏，但不能反映突发的故障。 SF6分解物检测系统作为GIS离线绝缘监测的辅助测量手段。
超高频（UHF）法是近10年才发展起来的一种新的局部放电检测技术。相对于以往的GIS局部放电检测技术，它具有抗干扰能力强，可以对局部放电源进行定位，可以识别不同的绝缘缺陷，灵敏度高，并能对GIS局部放电进行长期的在线监测，因此它的发展得到了各国电力部门的重视。
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超高频法因具有抗干扰能力强、灵明度高、实时性好且能进行故障定位、已成为目前局放检测技术中主要方法。变压器油及油/绝缘纸中发生的局部放电，其信号的频谱很宽，放电过程可以激发出数百甚至数千兆赫兹的超高频电磁波信号，此电磁波由安装在变压器箱体开窗处的传感器获取，用于实现局部放电检测。超高频法是目前相对比较成熟的测量局部放电的方法。
（4）操动机构状态检测
断路器的故障，操动机构占了较大比重，自检测操动机构的状态具有重要价值。分合闸速度是反应操动机构状态的关键参量之一，通常在传动机构的低压部位安装直线位移传感器或角位移传感器来实现分合闸速度测量。一般分合闸速度的测量误差在±0.2m/s之内。
反应操动机构状态的另一个关键参数是分合闸时间。目前，自检测时的分合闸时间与标准的分合闸时间是有区别的，但仍有检测价值。分合闸时间的一般测量误差在±2ms之内。
分合闸线圈电流波形可以反映脱扣机构的特性，有文献报道曾在线检测出765kV断路器故障。取样宜采用穿心CT方式，不应在分合闸线圈回路中串入取样阻抗。要求电流波形的幅值误差不大于±2%，时间误差不大于±2ms。应用指纹判断准则。
操动机构状态检测项目原则上对新设备和投运设备均适用。 （5）储能电机工作状态
断路器储能电机工作状态是操动机构状态的一个重要方面。对于液压机构，除了检测储能电机工作电流、电压之外，还应统计储能电机的启动次数/日、累计工作时间/日等。日启动次数增加或日累计工作时间增加极可能是液压系统出现泄漏。 6.4 智能开关设备和在线监测现状
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目前，通过对河南平高电气股份有限公司、西安西开高压电气有限公司、西门子高压开关有限公司、法国AREVA输配电有限公司等厂家的了解，智能断路器目前尚无成熟产品，各厂家均在积极研究开发阶段，但目前主要研究的方向在一次设备的状态监测方面，通过在一次设备（主变、GIS）内安装各种传感器，实现对一次设备各种状态参数（油温、局放、微水、老化率等）的在线监测，智能单元通过采集传感器信号获取以上状态信息，并将其装换成GOOSE报文实现向监控系统的上传。
6.4.1 智能开关及在线监测厂家的功能
（1） 河南平高电气股份有限公司与二次设备厂家合作的GIS智能化情况
具体功能如下:
1）可实现与智能单元、状态监测单元整合，就地安装。 2）状态检测单元提供可实现以下功能： 表6.4-1 状态检测单元实现的各项功能
监测项目 使用传感器 电流互感器 断路器动作 特性监视 断路器主断口辅助开关 位移传感器 断路器触头 机械寿命 断路器触头电寿命 断路器主断口辅助开关 主回路电流互感器 压力闭锁 机构储能监视 接点 电流互感器 油泵电机启通过监被压力闭锁接点、储能电机的电流和油泵电机打压次数确定操动机构是否能正常储能 原理 通过电流互感器监测分合闸的起始时间，通过断路器主断口（电阻断口）辅助接点确定分合闸终止时间来确定分合闸时间，通过位移传感器确定断路器的行程，最后给制出断路器的行程—时间曲线。分析行程曲线对比标准的形成曲线分析断路器的键康状态。 通过辅助开关触点，累计机械操作次数 确定主回路电流和燃弧时间，通过烧蚀计算模型，确定触头的累积损耗量，然后跟断路器的额定电寿命折算的损耗量对比，确定断路器的电寿命是否已经达到。 第 34 页
监测项目 使用传感器 动触点 原理 机械传动 故障分析 监视分合闸线圈的电流，通过对电流波形的分析，并结合断电流互感器 气体压力变路器分合闸状态，确定短期操动机构传动部分是否发生机械故障。如拒分，拒合，机构卡死等 送器 温度变送器 湿度变送器 SF6气体 绝缘性能 通过程序监视SF6气体压力、温度和水分含量确定SF6气体的绝缘性能。 分合闸线圈 断线监视 断路器的待机时间 开关量 断路器主断口辅助开关 通过程序对回路的断线进行监视 记录上次断路器动作实际和本次断路器的动作时间确定断路器的待机时间。同时监视断路器的分/合闸状态。 以上功能的实现方式为：断路器在线监测相关传感器及汇控柜内的在线监测装置由平高提供（含通信连接），其所需采样值由合并单元或交换机的光纤接口提供标准接口，监测装置通过光纤接口采集获取，其数据报文的解析出监测装置自行解决。该装置能适应汇控柜内的工作环境。该装置对站控层断路器在线监测系统的站控层应用系统的通信接口基于IEC 61850标准。
（2）西安西开高压电气股价有限公司智能GIS设备情况 基于电力电子技术及潜入式控制技术单元的应用，使得断路器实现就地开关量的数字化，断路器自身集成有关二次部分。
1）执行单元由电力电子技术、数字化控制装置组成，代替常规机械结构的辅助开关和继电器。
2）断路器操作所需的各种信息由数字化控制装置直接处理，使得断路器能独立执行其当地功能。
3）传感器与数字化控制装置配合，独立采集运行数据，可检测设备缺陷和故障，在缺陷变为故障前发出报警信号，具备与在线监测系统主机通讯接口。断路器具有数字化接口，可收发GOOSE消息以实现
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开关控制。
4）断路器在线监测系统完成SF6密度、微水的测量，环境监测（环境的SF6、O2的测量），局放在线监测，断路器在线监测等。如下图所示
图6.4-1 SF6气体密度、微水在线监测装置
西开公司与今人公司合作研制的断路器实时监测装置可实现了对断路器运行状态的在线监测。具体实现以下功能：测量断路器分合闸速度及动作时间、显示断路器开断时各相的开断电流值、记录断路器的相关历史记录和状态参数或波形、统计断路器累计开断次数、计算断路器电寿命并在烧损到电寿命极限时自动报警。
图6.4-2 西开智能汇控柜
（3）西门子开关有限公司
经了解西门子开关有限公司提供的SOLM01装置实现高压断路器状态监视，实现功能介绍：决定开关状态的综合监视，瞬态值的测量，外部参数的测定，开关操作应力的积累或整体监视、操作倾向性估计，进一步评估其可靠性，SOLM01不会影响开关的控制操作，处理前的数据采集，操作可能失效的预诊断，支持符合IEC 61850现场总线通信协议。
图6.4-3 SOLM01装置外形图
SOLM01装置直接测量的变量和监测的信号：SF6密度，温度、控制和辅助回路电压、马达运行时间（弹簧储能时间）、打压起动（内部的油密封性）、数字信号（合闸，总闭锁，辅助开关）、机构动作、动作时间测定、一次电流和加热器的监视、液压开关的油压、环境温度，汇控柜和（或）机构箱的温度、合闸和三个分闸的脱扣电流、电机电流、脱扣线圈监视（现场）、带自检的监督功能。可将不易损坏
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的反射传感器安装与弹操机构中，将光学环型行程转换器安装在FA2弹操机构上。各个装置的SOLM总线设计成环形局域网（符合IEEE 802.3），由一系列SOLM装置通过双向通信互相联结，形成一个单独的闭环。SOLM装置支持两种基于TCP/IP协议的通信协议。一种是西门子专用SOLM的数据总线协议，同时也支持符合IEC 61850现场总线协议。网络结构示意图如下：
图6.4-4 SOLM装置网络结构示意图
（4） 许继电气有限公司生产的OPTI断路器在线状态监测仪 智能监视装置可监视机械装置和绝缘体的状态，通过故障参数可以在故障初期发现开关的异常状态，预测故障周期，为合理制定开关的维修计划提供科学根据。在开关运行状态良好情况下不检修或延长检修周期，保障设备安全稳定的运行。适用于SF6、少油或多油、真空等各类不同电压等级的断路器。可通过网络传输将信息传送至监控主站，便于运行人员实时分析运行状态。优点：安装简便，免维护操作，感应式测量，不会影响断路器本体运行安全。实施监测断路器的开断能力，机械系统和绝缘系统状态。
表6.4-2 各个特性的监测信息量
电寿命 分合闸电流波形 电弧持续时间 分合闸动作次数及时刻 主触头累计电磨损 机械特性 分合闸实际 控制回路 分合闸线圈电流波形 储能机构 储能电机 工作电流波形 辅助触点动作时间 分合闸线圈电流持续时间 储能电机启动次数 动触头行程 分/合状态； 机械振动信号 开关动作性质 许继电气有限公司生产的PW系列SF6气体在线监测系统 可在线监测SF6 气体湿度、密度与温度，整机测量精度高于国家标准一倍以上；大屏幕液晶显示器现场显示实时数据；手持遥控器设置报警与闭锁门限值和显示方式；具备声控显示和屏幕保护功能；可按预设值或
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用户给定值自动启动报警和闭锁装置；自动绘制状态变化趋势图；全密封，抗干扰，适用于室外环境；预留 RS-485/CAN 总线通讯接口等等相应的功能。
图6.4-5 SF6 气体在线监测装置
（5） 宁波理工监测科技股份有限公司生产的GIS局部放电在线监测系统PDMG系统
PDMG系统主要由传感器、现场监测单元、主处理单元组成，数据可远传至用户控制中心，系统组成图如下所示：
图6.4-6 PDMG系统组成图
PDMG系统采用UHF检测技术，通过传感器检测GIS内部局部放电激发的电磁波信号，检测到的信号经过RF滤波、射频前置放大器和检波器后，以1MHz带宽信号输出，由高速ADC+FPGA+DSP组成的高速数据采集模块进行采样、存储、数字信号处理与分析，经过现场监测单元处理后的数据通过光纤上传至主处理器单元；主处理器单元通过在其上运行的故障诊断专家系统根据从现场监测单元（LCU）送来的的数据，组建故障模式数据库，对GIS的绝缘状态进行诊断，并以PRPD/PRPS等多种方式显示放电指纹特征数据；在主处理器单元上存储的局部放电历史测量数据可供工作人员及远程管理系统查询。
图6.4-7 UHF内置型传感器 图6.4-8 UHF外置型传感器
表6.4-3 传感器性能参数表
名称 传感器安装方式 检测灵敏度 检测频率范围 接口阻抗 UHF内置传感器 附着在GIS检查窗口 0.3pC 0.1~1.5GHz 50Ω UHF外置传感器 附着在盆式绝缘子外部 2pC 0.1~1.5GHz 50Ω 第 38 页
连接器 N-Type N-Type 现场监测单元（LCU）通过传感器相连接，通过硬件RF滤波、混频放大、高速采样及小波阈值滤波等抗干扰处理，提取有效的内部局放信号。一个LCU处理单元最多可以连接9个UHF传感器取得数据，并将提取的局放信号进行滤波、分析和特征提取，经过PRPS/PRPD算法进行处理后通过光纤发送到主处理单元。
（6）法国AREVA公司GIS在线监测
经了解法国AREVA输配电有限公司 针对GIS设备配置GIS局放在线监测装置，在GIS的相应位置安装有局放探测器，通过频谱分析系统，在试运行和设备维护期间能够及时检查设备质量，可根据需要安装在线监测系统，能够提供自动告警，并显示局放频谱分析。局放探测器可接收局放产生的高频信号，这些模拟信号经过数字化分析处理，可由专业人员判断局放危险程度。
图6.4-8 局放探测器安装示意
6.5 技术要求和配置原则
6.5.1 智能开关设备智能化和在线监测装置技术要求
根据智能一次设备要求智能一次设备测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化。断路器及其间隔内的开关设备，包括断路器、隔离开关、接地开关、快速接地开关等属于机电一体化的设备，也是事故率较高的设备，据统计，在我国110kV及以上各级电网中，开关设备的年事故率大约为0.007%。开关设备中断路器的事故影响最大。断路器是智能化的重点高压设备之一，断路器型式不同，测量的内容会有所差异，断路器的测量参量参见表6.5-1，GIS设备同SF6断路器类似，参见表6.5-1。
表6.5-1 断路器/GIS设备数字化测量信息
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部件 测量参量 位置信号 气体密度继电器 应用 分、合状态指示 低压力报警及闭锁信号 高压力报警信号 合、分控制回路 断线故障检测 机械寿命 状态感知 分、合状态指示 机械寿命 低压力报警及闭锁信号 高压力报警信号 状态感知 技术要求 0差错 0差错 0差错 0误差 ±2% 0差错 0误差 0差错 ±2% 实现装置 智能终端 智能终端 在线监测智能单元 智能终端 在线监测智能单元 在线监测智能单元 智能终端 在线监测智能单元 智能终端 在线监测智能单元 在线监测智能单元 断路器 合、分控制回路 断线监测信号 分合次数 电机电流过流报警 位置信号 隔离开关 接地开关 快速开关 分合次数 气体密度继电器 电机电流过流报警 状态可视化对 SF6断路器及GIS设备要求。 表6.5-2 SF6断路器/GIS设备自检测参量一览表
检测部位 自检测参量 局部放电 气体压力 所有气室 气体含水量 绝缘漏电流 气体分解物 分合闸时间 分合闸速度 断路器气室 分合闸线圈电流波形 储能电机工作状态 气室温度 声学指纹 隔离开关气室 气室温度 诊断价值 放电性缺陷 密封/受潮缺陷 受潮缺陷 绝缘缺陷 局部放电/电弧（GIS/罐式） 操动机构缺陷 操动机构缺陷 脱扣机构缺陷 储能电机缺陷 电气接触不良（GIS） 断路器机械缺陷 电气接触不良（GIS） 实现装置 在线监测智能单元 在线监测智能单元 在线监测智能单元 在线监测智能单元 在线监测智能单元 在线监测智能单元 在线监测智能单元 在线监测智能单元 在线监测智能单元 在线监测智能单元 在线监测智能单元 在线监测智能单元 控制网络化要求：由于断路器及其同一间隔的其他开关设备，有时序和逻辑上的闭锁要求，所以开关控制单元只负责接收和执行分、合指令。原则上，每一个操动机构要配一个开关控制单元，但分、合闸指令是由智能组件发出。开关控制单元与智能组件之间由通讯连接。开关控制单元除了实现宿主开关设备的网络化操动之外，根据具体情
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况，还可对宿主开关设备的部分或全部参量进行数字化测量，并通过光纤网络报送至所属间隔的智能组件。
智能功能一体化，传感器与一次设备的一体化，传感器将设备的状态信息转化为可测量的信息，是设备状态的感知元件，在自检测功能中具有关键作用。本工程考虑在工程实施初期与高压设备厂家沟通，将监测装置需要的传感器与一次设备安装整合，使传感器能够安装于最有利监视的位置，便于监视。
信息互动化要求：智能一次设备与检修管理系统的信息互动，包括两个方面，一是下载设备的非自检测信息，包括设备指纹信息，作为综合分析的一部分；二是上传智能组件对设备状态的综合评价结果和检修建议，使设备状态对运行和检修人员可视化，以便及时掌握设备运行状态，制定合理的停电检修方案，减少非计划停电次数，最大限度地避免运行事故。这一事实，将对现行的检修管理体系产生重大而积极的影响。 与调度系统的信息互动 高压设备智能化的一个重要功能就是向电网以可辨识的设备状态描述语言广播设备的状态信息，强调“可辨识”是基于智能电网较少人工干预的需要。目前及今后相当一段时间内，智能组件的设备状态评价信息还不能直接操作设备的运行或退出，但通过与调度系统的信息互动，让调度系统依据设备状态信息报文，提前做出相应的预案，一旦设备事故实际发生，调度系统可立即启动预案，以最快、最优的方式隔离故障设备，保障电网的安全运行。
根据以上内容要求，本工程GIS/HGIS综合在线监测系统考虑包括SF6其他微水综合在线监测系统、SF6气体泄漏定量在线监测系统、GIS局部放电在线监测系统、其他可针对储能电机工作状态开关量、灭弧室电寿命等进行监测，在GIS、HGIS、罐式断路器生产前期将需要监
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测项目的无源部分传感器安装于一次设备中，通过间隔智能单元整合，统一将监测智能单元放置在汇控柜或端子箱内，监测智能单元可通过光纤与后台通信，运行人员可在监控主机观察到设备的实时检测信息，实现信息互动化。
6.5.2 智能开关设备智能化和在线监测装置配置
综上所述，平高、西开、西门子、许继电气、宁波理工、法国AREVA公司等厂家针对开关的智能化均有研究，虽未有成熟成品投入使用，但是根据目前智能化变电站要求，可考虑常规一次设备+智能单元+状态监测单元合并使用模式，对于本工程HGIS\\GIS设备可考虑将断路器汇控柜与智能单元、状态监测单元整合，就地安装。
表6.5-3 在线监测装置配置清单：
序号 设备名称 500kVHGIS在线监测装置 含：断1 路器状态监测，SF6气体微水在线监测装置，SF6气体泄露在线监测装置，GIS局放在线监测装置 220kVGIS在线监测装置 含：断2 路器状态监测，SF6气体微水在线监测装置，SF6气体泄露在线监测装置，GIS局放在线监测装置 66kV断路器在线监测装置 含：3 断路器状态监测，SF6气体微水在线监测装置，SF6气体泄露在线监测装置， 套 1 6 套 1 16 套 1 10 单位 每台断路器配置 总计数量 备注 HGIS在线监测单元整合功能后组装在汇控柜中，并通过协议与后台通讯。 HGIS在线监测单元组装在汇控柜中，并通过协议与后台通讯。 断路器在线监测单元组装在端子箱中，并通过协议与后台通讯。 7 其他智能一次设备在线监测 7.1 概述
智能化变电站中要求智能化的设备包括所有的高压设备。对于变压器、电抗器、断路器、高压套管、GIS等这些设备，或故障率相对较高，或故障影响较大，具有实时状态检测的需要。对于变压器、断路
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器、GIS等设备已在前两个章节中介绍，本章节针对其他一次设备如电抗器、高压套管、避雷器等设备智能化作详细论述，设备智能化依靠智能组件，在线监测作为智能组件的重要组成部分，对设备实现测量数字化、状态可视化方面起到非常重要的作用。 7.2 技术要求
7.2.1 高压电抗器在线监测装置
（1）电抗器油色谱在线监测系统
电抗器油色谱在线监测是一种高可靠性的在线监测技术，可连续、实时、在线、自动分析电抗器油中溶解气体的含量和增长率，通过故障诊断专家系统，对变压器故障进行自动诊断，它的应用对及时发现变压器内部故障，避免事故的发生具有十分重要意义，为设备实现定期检修乡状态检修提供技术保证。
电抗器色谱在线监测一般由色谱数据采集器、数据处理服务器、应用软件、载气及通信电缆等组成。
（2）容性设备绝缘在线监测
容性设备绝缘在线监测是一种高可靠的绝缘在线监测设备，可连续、实时、在线监测高压套管、高压互感器等电力设备的介质损耗、末屏电流及电容量，可及时掌握设备的绝缘状况，并据同类设备的横向比较、同一设备的纵向比较，以及绝缘特性的发展趋势，及早发现潜伏故障，提出预警，避免事故的发生。
容性设备绝缘在线监测一般由电压监测单元、容性设备监测单元、环境监测单元、数据处理服务器、应用软件及通信电缆等组成。
许继公司的CBS2000-B绝缘在线监测系统针对110kV及以上电压等级的容性绝缘设备实施在线监测及诊断的完整解决方案，是一种性能价格比较高的分布式测量结构产品，适应于监测运行中电力变压器、
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互感器、耦合电容器、避雷器等高压电气设备的绝缘状况。
（3）电抗器局部放电在线监测
局部放电在线检测方法大体上可分为四类，即声测法、化学法、脉冲电流法及超高频法。超高频法因具有抗干扰能力强、灵明度高、实时性好且能进行故障定位、已成为目前局放检测技术中主要方法。电抗器油及油/绝缘纸中发生的局部放电，其信号的频谱很宽，放电过程可以激发出数百甚至数千兆赫兹的超高频电磁波信号，此电磁波由安装在变压器箱体开窗处的传感器获取，用于实现局部放电检测。电抗器局部放电在线监测一般由超高频（UHF）传感器、背景噪声传感器、现场监测单元（LCU）、网络交换机及局放工作站组成。
（4）电抗器振动在线监测系统
电抗器振动监测系统基于现代数字信号处理技术对电抗器在线振动状态进行监测分析，结合软硬件采取抗干扰措施，有效去除现场干扰，完整、准确地在线监测电抗器的振动状态，并对监测数据进行存储、频谱分析及趋势显示，以便及时发现电抗器的异常振动状态，从而为其故障诊断和检修工作提供依据。目前已有工程使用此类在线监测，用于对电抗器在线运行状态进行实时监测，有利于电抗器的可靠运行。
7.2.2 氧化锌避雷器在线监测
氧化锌避雷器在投入电网运行后，绝大多数运行良好，但在运行中也有损坏或爆炸的事故发生。电科院的统计资料表明，高压氧化铮避雷器的全国平均事故率，国产为0.286 相/百相·年，进口为0.34 相/百相·年。
避雷器在线监测除了具备监测避雷器持续电流及记录避雷器动作次数的功能外，最大特点是能监测三相避雷器持续电流（泄漏电流）
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矢量和的值，即310 值。监测器利用310 值与阻性电流增量紧密相关的关系，能够及时监测到避雷器的早期故障，向变电站监控中心发送避雷器运行异常信息，从而达到故障报警的目的，使检修人员及时获得避雷器的故障信息。 7.2.3 高压套管的绝缘监测
BS是美国Doubletree公司推出的新一代绝缘在线监测装置，它能够在线连续地监测各种容性设备的绝缘状况，通过三相一组套管的泄漏电流进行矢量平衡调制，由矢量和计算出套管介损及电容值，并计入温度补偿。BS同时产生一个与三相电流矢量和直接相关的矢量，即所谓的伽马。它的值反映了套管由于绝缘下降产生的泄漏电流的相对变化，伽马的值同时也能反映出该组电容及介损的变化。
主要特点:应用范围宽广，可广泛的应用在 69kV-500kV 的高压容性设备中；安装使用方便，装置仅需要和传感器、电源、通讯等回路连接；采用硬件抗干扰措施和软件滤波功能，保证了测量数据的精度；使用高精度的套管传感器进行信号采样，并带有 MOV 保护，提供传感器回路的开路变化，确保人身安全；能在线连续地分析容性设备的三相泄漏电流、三相电容值和介损值；大容量存储功能，装置本身可存储 6 年以内的分析数据；串行通讯，一个 RS485 或者选项无光电隔离的RS232；提供中文后台软件，用户可以方便的以表格和曲线的方式在后台浏览数据。 7.3 配置原则
电抗器在线监测基本同主变、断路器、GIS、高压套管等这些设备，或故障率相对较高，或故障影响较大，具有实时状态检测的需要。
但是根据目前智能化变电站要求，可考虑常规一次设备+智能单元+状态监测单元合并使用模式，状态监测单元就地安装，经监测总控单
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元整合功能，总控单元将监测信息上送给监控后台，便于运行人员进行实时分析。本工程电抗器、避雷器等一次设备在线监测配置详见下表配置清单。
表7.3-1 电抗器和避雷器 在线监测配置
序号 1 2 3 4 设备名称 电抗器色谱在线监测系统 套管绝缘在线监测系统 电抗器局放监测系统 避雷器在线监测装置 单位 套 套 套 套 每台电抗器配置 1 1 每个电抗器配置3~6个UHF传感器， 一台本体监控单元 1 0 20 总计 0 0 8 智能单元 8.1 智能单元配置
智能单元（又称智能操作箱）逻辑上是一次设备的一部分，但实体构成上属于二次，因此在系统中仍被视为过程层设备。这一新出现的过程层设备的研发，从技术上讲并不存在什么障碍，它实质上就是原有二次设备中功能插件的分离与重组而己，将测控装置中的DO、DI等插件剥离出和操作箱集成在一起，然后安装在一次设备附近的端子箱内。国内几大继保厂家在此方面均有成熟的经验，并已经推出了一系列智能终端产品。这些产品一般采用可插拔式结构，配有电源模件、CPU 模件（集成通讯口）、DO模件、DI 模件、操作板（箱）模件等等，并可根据需要自由扩展，以适应不同的应用场合。智能终端一方面通过电缆与断路器、隔离开关等一次设备的机构箱相连，完成信号采集和控制驱动;另一方面通过光纤与间隔层设备相连，完成数字信息的交换。
智能单元配置详细情况参见自动化系统设计方案专题内容。本变电站暂考虑将500kV开关设备智能单元、合并单元就地安装于HGIS汇控柜中，500kV每段母线的母线设备均配置1套智能单元箱就地安
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装在GIS设备场地中。220kV间隔智能单元就地安装于GIS汇控柜中，合并单元下放至GIS汇控柜中与智能单元一起组屏。66kV智能单元就地安装于端子箱内。智能单元安装于主变总控箱内。 8.2 智能单元户外汇控柜
智能单元属于电子设备，下放到户外端子箱或汇控柜内，是否能够适应室外的苛刻环境，能否保持长期稳定运行，是最令人担忧的地方。户外环境对电子设备影响的主要因素有温度、湿度、灰尘和电磁干扰，其中温度因素影响最大。因此各厂家的智能单元设备从一开始就是按户外运行环境来设计的，并采取了多项措施来加以防范，比如装置壳体采用全金属防尘式密闭结构，来防止灰尘进入和电磁干扰:装置内部采用低功耗元件降低发热量，同时采用贴片散热技术，利用装置的金属壳体作为散热器来加强对电源模块和CPU的散热。目前，厂家给出的智能终端的运行温度为-40℃~85℃，相对湿度为5%~95%，远高于室内电子设备的运行环境要求。在我国东北地区，夏季最高气温超过38℃，冬季最高气温低于-36.5℃，虽然满足智能终端柜的运行温度要求。但是高温和低温对端子箱的影响很大，端子箱为全金属结构，吸收太阳辐射热后温度一般都能达到六、七十度，对于日照强的地区甚至可达到八十多度。端子箱会通过金属热传导的作用，将此温度传递给安装在其内部的智能终端上。即使智能终端通过了耐温试验，在此状况下仍能正常工作，但是恶劣环境也会加快电子元器件的老化速度，降低其使用寿命，因此还是应采取措施来防止这种状况的发生。终端柜应具备温湿度采集功能，并可通过智能终端GOOSE接口送至监控装置。
通过调研，部分厂家开关所带的汇控柜为双层结构，分为内箱和外箱两层，两层间距在1~2mm 之间。据分析，其散热原理应该如下:
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内箱为尘密结构，内外空气不容易流通，以达到防尘目的。当内箱温度升高后，会加热内、外箱体之间的空气薄层，从而使其膨胀上升，然后通过外箱侧板顶部的散热孔排出，箱体外的冷空气从外箱底部通风孔进入，从而形成自然风对流循环来对内箱进行散热。外箱除了挡雨的功能外，还起到隔离太阳辐射热的作用。夏季时，太阳光无法直接照射到内箱上，其辐射热全部被外箱吸收，因为外箱与内箱之间隔着一个空气层，外箱的高温无法直接传导到内箱上，因而有效降低了智能终端在高温环境下工作的可能性。据现场运行人员反应，内箱的温度夏季一般维持在四十多度。
本工程端子箱推荐采用这种双层结构。其制造工艺简单，成本增加有限，比起加装空调、增设机械排风等措施，要优越很多。由于有着外箱、内箱、装置壳体三层金属屏蔽，可有效防止电磁干扰；防潮问题，也可通过在内箱加装温湿控制器来加以解决。
图8.2-1 智能单元终端箱外形
9 在线监测系统整合
根据国网公司\"智能变电站技术导则\"、\"智能变电站设计规范\"的原则要求，各类设备在线监测系统应统一后台、接口类型和传输规约，全站应配置唯一的设备在线监测后台系统对站内设备的在线监测数据进行汇总、诊断分析，在具备条件时，设备在线监测后台系统可与监控后台实现整合。 9.1 系统方案
1）方案一
本方案全站设置一套独立的综合在线监测系统。在线监测系统后台机采用IEC 61850 协议与计算机监控系统后台通信。
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图9.1-1 在线监测系统框图（方案一）
在线监测系统采用分层分布式结构，由传感器、现场采集单元、智能监测单元和监测中心服务器几大部分组成。现场采集单元按监测功能要求配置，如:油色谱在线监测单元、套管绝缘在线监测单元、有载开关在线监测单元、冷却器装置在线监测单元、局部放电在线监测单元、避雷器在线监测单元、振动在线监测单元，各个现场采集单元根据设备功能汇总至智能监测单元，然后通过过程总线与在线监测中心信息传输。监测中心具有数据采集存储、IEC 61850数据接口、单元配置、故障报警、故障诊断等功能。
系统工作过程为:各类传感器实时采集各电力功能元件状态信息，点对点传输至现场采集单元。现场采集单元安装在变电站监测现场，现场综合智能单元通过现场总线自动、实时地与监测中心的服务器通信，上传状态参数。监测中心控制和管理各监测单元并采集、存储在线监测数据，对各电力功能元件的运行状况进行评价和分析，并时有
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关数据进行融合，建立运行与检修管理数据库，并通过站控层网络采用IEC 61850通信规约与技术及监控系统后台通讯，向变电站运行人员提供各电力功能元件状态信息和对可能的故障进行预警。
通过整合过后的全站在线监测系统不但是一个全局状态信息的数据中心，也是一个设备状态信息的发布平台， 也是故障诊断、运行和检修维护的咨询管理平台，为变电站实施设备状态预警分析的高级应用提供支撑。该套系统的建立和运用，促使传统意义上的在线监测系统从一个孤立的、静止的实验性系统过渡到全局的、网络化的、智能化的结合状态监测、数据分析、服务管理系统。
2）方案二
按照计算机监控系统集成商统一商定，就地智能单元采用MMS 方式上传监测信息。计算机监控系统集成在线监测功能单元和分析软件。
图9.1-2 在线监测系统框图（方案二）
本方案系统体系按照IEC 61850 标准组建，在线监测系统设备分为过程层传感器、间隔层设备和站控层软件部分。其中，间隔层设备按照设备及功能又分为油色谱、套管、局放、断路器、避雷器等几个间隔监测设备。系统工作过程为：过程层传感器将设备的实时监测数据发送至相应功能的问隔层监测单元；在间隔层监测单元内将采集数据按照IEC 61850 规约进行建模，形成MMS 报文，站内变电站层光纤网络进行数据广播；站控层的计算机监控系统后台工作站中包含各类在线监测系统数据处理、故障分析诊断软件系统，该软件系统将收到MMS报文进行解析后完成设备监测数据的计算、分析、存储和报表生成等数据处理任务，对各电力功能元件的运行状况进行评价和分析，并对有关数据进行融合，建立运行与检修管理数据库。该方案是智能变电站在线监测技术发展的方向。
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9.2 推荐意见
通过咨询各个厂家，目前在线监测传感头与在线监测单元之间的通信协议为各个厂家私有，由于目前在线监测厂家与变电站计算机监控系统厂家之间进行整合有很大难度，相对与此由在线监测系统厂家整合各类设备在线监测系统是可行的，本工程在线监测系统设计方案推荐方案一。
10 经济技术分析及全寿命周期管理分析 10.1 本工程综合在线监测系统经济技术分析
本工程考虑配置一套独立的综合在线监测系统。各个设备配置监测装置，统一在500kV配电装置场地、主变场地、220kV配电装置场地、66kV配电装置场地配置四套主控监测单元，主控监测单元通过网络与在线监测系统后台通信，运行人员可在在线监测系统主机上观察全站设备运行情况，在线监测系统后台机采用IEC 61850协议与计算机监控系统后台通信，将监测信息传送给主站监控后台。具体方案如下：
长春南500kV变电站本期为变压器两组（6台）、500kV HGIS设备断路器共10台、220kV GIS设备断路器间隔16台、66kV罐式断路器6台、各级避雷器共20组。全站配置在线监测系统主机及在线监测装置费用约需一千万左右，以国产厂家产品报价来汇总，详见以下各配置表所示。
系统配置清单如下： 1）综合在线监测中心系统
序号 1 2 3 4 设备名称 系统软件 系统处理器 控制屏 交换机 单位 套 套 套 套 系统配置 1 1 1 1 备注 费用情况 1~1.5万 2~2.5万 1万 1万 第 51 页
5 合计 电缆及配件 套 1 1万 6~7 2）智能变压器在线监测单元配置 序号 设备名称 单位 系统 配置 1 1 1 1 1 1 1 1 总计 数量 1 6 2 6 6 6 2 6 备注 费用情况（万/套） 4（可根据需要配备 光纤接口） 25 6 2 12 2 2 264万 1 2 3 4 5 6 7 8 9 现场主控单元 油色谱监测装置 绝缘监测单元 铁心接地电流监测 局部放电在线监测 （含传感器） 有载开关监测装置 冷却器控制箱监测装置 绕组温度、油温监测 （光纤测温） 合计 套 套 套 套 套 套 套 套 使用较少 3）智能 HGIS/GIS设备、罐式断路器在线监测单元配置
序号 1 2 3 4 5 6 设备名称 现场主控单元 断路器在线监测 SF6气体监测装置 局部放电在线监测 （含传感器） 容性绝缘监测单元 合计 单位 套 套 套 套 套 系统配置 1 1 1 1 1 数量 500kV 1 10 10 10 10 数量 数量 备注 费用情况 （万/套） 4 2.5 2 12 6 732 220kV 66kV 1 16 16 16 16 1 6 6 6 6 4）避雷器在线监测单元配置
序号 1 2 合计 设备名称 现场主控单元 在线监测器 单位 套 套 系统配置 1 3 总计数量 20 60 备注 费用情况 0.5 10 第 52 页
10.2 智能一次设备 全寿命周期管理分析
工程项目全寿命周期管理是新兴的现代管理理论，它是工程控制理论和工程信息理论结合的产物，也是国家电网公司目前推行的资产全寿命管理的重要组成部分。本专题对全寿命周期成本控制（简称LCC）及其信息管理系统进行了探索，并就设计在全寿命周期管理的重要作用进行了阐述。
全寿命周期成本可理解为全寿命周期内所发生的全部成本，包括社会成本、建设成本和使用成本，设计阶段对成本控制的作用有着举足轻重的作用。本文立足于设计，着眼全寿命过程，论述了设计单位在工程建设各个阶段发挥的作用。 10.2.1 主变在线监测全寿命分析
我们引进了价值工程的理念，即，“以最低全生命周期成本，可靠地实现变电站所需功能，以获取最佳的综合效益”。在此理念指导下，我们对主变在线监测经济可行性进行分析，变压器寿命按30年计，以一台主变计算。
表10.2-1 主变在线监测全寿命周期成本分析 （万元）
序号 1 3 4 5 6 费用项目 本期投资费用现值 运行费用现值（30年） 中断供电损失费用现值 设备寿命终折旧现值 全寿命周期成本 主变 4603 70 103 -100 5569 主变+在线监测 4730 50 71 -100 5389 虽然实施主变在线监测需要在本期增加投资130万，但在全寿命周期内节省费用每台主变332万元。设计推荐主变采用智能变压器。 10.2.2 智能一次设备全寿命分析
智能化变电站以智能一次设备和统一信息平台为基础，通过采用先进的传感器、电子、信息、通信、控制、人工智能等技术，实现变
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电站设备的远程监控、程序化自动运行控制、设备状态检修、运行状态自适应、智能分析决策、网络故障后的自动重构以及与调度中心信息的灵活交互，实现了一二次设备的智能化，运行管理的自动化。智能设备是附加了智能组件的高压设备，智能组件通过状态感知和指令执行元件，实现状态的可视化、控制的网络化和自动化，为智能电网供最基础的功能支撑。对500kV GIS、220kV HGIS、66kV断路器等主要设备进行全寿命分析如下：
表10.2-2 一次智能设备全寿命分析表 （万元）
序号 1 2 3 4 5 费用项目 本期投资费用 运行维护费用（每年） 寿命终折旧 全寿命周期（50年计）投资绝对值 全寿命周期成本LCC（NPV） 常规 12112 120 0 18112 14003 智能一次设备 12862 20 0 13862 13117 虽然实施一次智能设备在线监测需要在本期增加投资750万，但在全寿命周期内节省费用每台主变886万元。设计推荐本变电站采用智能一次设备。 11 结论
智能一次设备和在线监测系统通过全寿命周期分析，配置一定的智能单元和在线监测系统实现智能设备测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化、信息互动化的要求。
智能一次设备（变压器、断路器、HGIS、GIS设备等）及在线监测系统在本工程的设计应用方案：
（1） 变压器、开关设备根据要求配置相关的智能单元。 （2） 主控室配置一套在线监测中心系统，与变电站监控后台用IEC 61850规约通信。
（3） 以主变、500kVHGIS设备、220kVGIS设备、66kV设备为不
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同主体分别配置在线监测单元。
（4） 每台变压器配置变压器油色谱监测、局部放电监测、绝缘监测、有载开关在线监测、冷却控制箱在线监测各一套装置。
（5） 智能开关配置SF6气体监测装置、断路器在线监测、局部放电监测装置、套管缘绝监测单元各一套。
（6） 避雷器每台配置一套在线监测单元。
（7） 智能一次设备通过配置智能单元和在线监测装置，实现变压器、断路器及相关闸刀的信息采集和控制功能。
（8） 推荐由有实力的国内在线监测厂家提供一套独立的综合在线监测系统，由其整合各子系统。在线监测系统后台机将已经分析后的结论采用IEC 61850协议告知计算机监控系统后台，为实现设备状态检修提供技术支撑。
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