輸變電設備狀態監測裝置低溫環境長期掛網試驗研究

張福忠

(國網黑龍江省電力有限公司電力科學研究院，黑龍江 哈爾濱 150030)

在線監測裝置在黑龍江等低溫地區的應用越來越廣泛，并取得良好效果[1-3]。但輸變電設備狀態監測裝置在低溫環境長期運行時，存在誤報率高、故障頻發、維護工作繁重等缺點，輸變電在線監測裝置在東北等低溫地區長期運行的有效性、可靠性問題亟待解決。

造成上述問題的直接原因是低溫地區的環境應力對電子產品的質量影響較大。據美國對地區產品故障調查分析結果：損壞或故障產品中，52%是由于環境因素引起的(溫度占40%，振動占27%，濕度占19%，砂塵占6%，鹽霧占4%，高度占2%，沖擊占2%)[4]。而在國家電網公司標準Q/GDW 242—2010《輸電線路狀態監測裝置通用技術規范》和Q/GDW 540變電設備在線監測裝置的系列標準中，首先低溫試驗的試驗溫度無法滿足低溫地區運行的要求。輸電線路狀態監測裝置規定最低工作溫度為-40 ℃，變電設備在線監測裝置的試驗最低溫度為+15 ℃。測試溫度遠遠高于設備的實際運行溫度，環境因素的作用強度顯然不足。其次，低溫試驗的試驗方法無法替代現場的實際工況。低溫試驗僅僅是在-40 ℃下持續通電運行，最長時間僅為16 h。對于狀態監測裝置來說，16 h的低溫持續運行無法考核其長時間運行能力[5]，無法暴露出冬季運行時間近6個月的現場運行條件下的可靠性薄弱點，因此遠遠不能滿足低溫地區的設備可靠性檢驗需要。再次，目前實驗室中尚無法模擬現場復雜工況和幾個月以上的低溫運行環境，現有測試條件無法滿足可靠性檢驗的需求。

針對上述情況，國網黑龍江公司依托國網總部項目，提出在我國最北端漠河縣進行低溫型在線監測裝置的長期掛網試驗，驗證該類裝置的低溫運行能力，為在線監測裝置在低溫地區的進一步推廣和應用提供技術依據。

1 低溫可靠性測試方法研究

從理論上進行可靠性分析，建立在線監測裝置可靠性模型。以輸電線路狀態監測為例，該類型設備主要由基站主控板、監測終端、供電系統、通信系統、外接傳感器等構成。

由于MTBF(平均無故障工作時間)是一個基本可靠性參數，任一組成單元的故障都會導致系統故障。因此，輸電線路狀態監測的可靠性模型是串聯結構模型，每個組成單元的部件故障都會導致系統故障。供電電源和通信裝置都是單一部件，在線監測裝置本體可以分為多個部件，故在線監測裝置本體的電路如圖1所示。

圖1 裝置本體的電路

輸電線路狀態監測的可靠性數學模型：

RS=R1×R2×R3×R4×R5

(1)

式中：RS為輸電線路狀態監測系統的可靠性；R1為基站主控板可靠性；R2為監測終端可靠性；R3為供電系統可靠性；R4為通信系統可靠性；R5為外接傳感器可靠性。

MTBF、可靠度函數R(t)、產品的累計失效率λ之間的關系為

(2)

元器件工作失效率(λp)預計公式和數據均依據GJB/Z 299C—2006《電子設備可靠性預計手冊》的附錄A(采用進口電子元器件的電子設備可靠性預計)數據計算。以場效應晶體管為例：

λp=λbπEπQπEπTπS

(3)

式中：λb為基本失效率；πE為環境系數；πQ為質量系數；πT為溫度系數；πS為應力系數。

其中，環境及溫度系數對期間的失效率有較大影響，不能簡單地通過一種外部因素的影響而確定整體的設備可靠性。雖然通過理論計算能夠給出可靠性的計算值，但是缺乏現場的運行數據，往往無法有效獲得設備真正的可靠性情況[4]。

考慮到統一兼顧在線監測裝置可靠性測試的一致性及面向現場應用的可靠性驗證的真實性，本文采用實驗室低溫性能可靠性測試與現場低溫長期掛網運行可靠性考核相結合的方式驗證裝置的可靠性。實驗室測試主要突出測試結果的可比較性，將研究產品在實驗室低溫下的運行性能進行比較，在檢測和運行過程中監督產品的輸出數據，記錄產品出現的故障，并進行故障模式及影響分析。

在實驗室內進行可靠性分析及測試的基礎上，進一步開展現場低溫長期掛網運行可靠性考核試驗。將在線監測裝置置于低溫環境中，按照正常工作狀態運行1年。在試驗期內實時監測在線監測裝置的輸出數據，記錄在線監測裝置出現的故障。通過現場真實環境影響因素的綜合作用，來驗證在多因素合成作用下的可靠性提升效果，并對故障進行定位和分析，從而對在線監測裝置的性能進行進一步改進。

2 現場低溫長期掛網運行可靠性測試方案

2.1 掛網地點的選擇

針對進行低溫現場考核的要求，選擇在大興安嶺漠河縣進行掛網試驗。漠河在我國最北端，具有典型的大陸性寒冷氣候特征，受大陸及海洋季風交替影響，天氣變化多端，低溫、強輻射等環境影響因素突出，局部氣候差異顯著。在此處開展低溫環境掛網試驗能夠較好地考核設備的耐低溫特性，能夠充分暴露被試品的耐低溫能力和設計中不足之處。

針對掛網的需要，選擇漠河當地某變電站進行現場試驗，在保證設備安全的前提下，對現有變電站進行改造，系統結構配置如圖2所示。

圖2 系統結構

2.2 掛網試驗方案的建立

a.變壓器鐵心接地電流監測裝置

變壓器鐵心接地電流監測裝置需要將鐵心接地電纜穿過傳感器?，F場的鐵心接地電纜由于有絕緣層，無法旁路短接。通過現場勘測，提出利用變壓器鐵心接地線安裝的隔離開關，通過旁路隔離開關的接線端子，實現不停電安裝的方法。

b.避雷器在線監測裝置

用于測試的新型避雷器在線監測裝置采用一體化設計，需要將原有避雷器在線監測裝置進行替換。由于在避雷器停電情況下安裝避雷器在線監測裝置時，母線TV失電，導致繼保裝置無法正常工作，因此需要在避雷器不停電情況下進行安裝。本文采用將原有避雷器接線跳接，在線更換避雷器在線監測裝置的方案，如圖3所示。

圖3 裝置本體的電路框圖

c.變壓器油中溶解氣體在線監測裝置

通過在變壓器旁設置專用安裝平臺，直接將油路與變壓器相連接進行現場試驗。

d.斷路器SF6密度微水在線監測裝置

SF6密度微水在線監測裝置安裝簡單，不需停電，裝置安裝在臨近機械式SF6密度繼電器的補氣口處。

e.導線弧垂和微風振動在線監測裝置

由于輸電線路在線監測裝置直接安裝在導線上，因此利用每年春季檢修停電期間，將裝置安裝在試驗線路的防振錘上部，如圖4所示。

圖4 裝置內部結構

3 現場試驗情況及數據分析

3.1 現場掛網情況

根據掛網試驗方案，分別安裝鐵心接地電流、避雷器阻性電流、油中溶解氣體、導線弧垂等裝置，各類裝置的現場安裝情況如圖5—圖8所示。

圖5 鐵心接地電流監測裝置現場

圖6 避雷器阻性電流監測裝置現場

圖7 油中溶解氣體及微水監測裝置現場

圖8 導線監測裝置現場

3.2 試驗數據分析

試驗時間2016年12月—2017年3月，在一個冬季的測試時段內，各裝置的監測數據基本正常，設備運行良好。避雷器阻性電流監測裝置數據趨勢如圖9所示，2016年12月—2017年3月，等間隔抽取13天溫度和鐵心接地電流數據。13天平均氣溫為-28.77 ℃，最低氣溫為-39 ℃，其中9天溫度低于-30 ℃。

圖9 避雷器阻性電流監測裝置數據

導線弧垂監測裝置的運行情況如圖10所示。在漠河低溫時間段內導線弧垂監測裝置數據正常，經過穩定性提升的導線弧垂監測裝置沒有發生數據丟失等現象。

鐵心接地電流的運行情況如圖11所示。

圖10 導線弧垂監測裝置監測數據趨勢

圖11 鐵心接地電流監測裝置數據

4 結論

a.在溫度變化情況下，各項數據基本與設備運行情況相一致，說明設備性能在低溫下未與環境溫度存在明顯關聯性，各監測裝置在低溫環境下運行正常。

b.沒有出現信號消失、誤報、通信故障等問題，說明系統整體上工作較可靠，能夠適應低溫下的設備運行要求。

c.在使用中也發現一些設計上的缺陷，例如油中溶解氣體取油部分在低溫下發生漏油，經過改進及更換元件，再沒有出現相關故障。

通過建立現場低溫長期掛網運行考核方案，以黑龍江省漠河縣國網大興安嶺供電公司在運設備為掛網平臺，采用在線監測裝置不停電安裝在運設備的方式，將在線監測裝置置于低溫環境中，按照正常工作狀態帶電運行1年。通過試驗數據分析，可以佐證在線監測裝置能夠有效適應低溫地區的長期工作，有利于提高監測裝置的可靠性，為低溫地區在線監測裝置的應用提供技術保障。