随着信息技术的不断发展，电网的不断进步，数字技术、智能技术在电力行业的应用也越来越广泛，电网也将实现智能化发展，这对电力系统提出了更高的要求。同时，智能技术的普及应用在一定程度上促进了智能变电站的建设发展，为了保证电力行业的发展，配合智能电网更好地发挥作用，未来智能电站也将得到长足发展。

鼎盛风电场已经投运十年，输变电设备在线监测装置、系统甚少。利用现阶段信息技术发展，对鼎盛风电场升压站输变电设备进行智慧化改造升级，为新建场站奠定智慧化基础。

1.背景

鼎盛风电场升压站主要的电气设备包含变压器、开关柜，户外设备包括断路器、隔离开关、避雷器、场用变、进线线路，升压站一次接线图如下图所示。

图1 升压站一次系统图

鼎盛风电场升压站站内输变电设备运行状态感知手段缺乏，监测装置的覆盖率偏低，不能有效识别设备潜在风险隐患；风电场监测系统缺乏统一管理和维护，数据无法共享，信息数字化水平低；风电场设备运检数据分析能力不足，目前主要依靠简单阈值判断和人工判断的方式诊断缺陷，智能化水平低，缺乏智能诊断及主动预警能力。

2.改造意义

2.1 升级思路

通过在升压站电气设备上装设局放、接触式温度、红外热像、铁心接地电流等多种功能的监测传感器，分析设备可能存在的绝缘劣化、异常发热、机械部件隐患等问题，提高设备状态感知的全面性，有效识别设备潜在隐患并给出故障预警，提升设备数据分析能力，方便及时消除隐患。通过建立传感器与平台之间的数据流管控网络，汇集各监测系统收集的信息，实现各类电气设备局放、温度等状态运行数据的接入及共享。通过建设统一的数据平台，利用深度学习、多维数据融合、大数据挖掘等技术实现变电站设备状态诊断及预警，为设备运维检修提供辅助决策，逐步实现传统人工运维模式向智能运维模式的转变，实现变电设备运检从事后检修到事前诊断及主动预警的转化。

2.2 改造意义

从设备感知、状态监测、主动预警、智能研判、状态评估，建立对重要设备的预警机制，能够进行自我诊断分析，防患于未然。优化常规检修策略、周期性检修、故障检修，最终过渡到状态检修。应用新技术、新装备推动设备智能化升级试点建设，为今后建设智能化变电站树立参照与指导。

3.风电场输变电智慧运维系统改造实施策略

3.1 在线监测项目

变压器局放、温度、油样（微水、色谱）、振动和铁芯接地电流等监测。开关柜局放、温度监测，配电室SF6和氧气浓度监测。高压套管介质损耗监测。避雷器泄漏电流监测。户外电气设备接头温度监测，包括电缆终端局放监测。就地、云端实时监测数据，预警分析、初步状态评估、初步故障诊断。

3.2 平台架构

鼎盛风电场升压站监测系统可分为感知层、网络层和平台层三个部分，系统架构如下图所示。

图2 升压站监测系统架构图

感知层：包括各类型传感器、监测装置、汇聚节点及接入节点，实现电气设备运行状态的智能感知。汇聚节点和接入节点，实现对感知层数据的接入、处理及上传。智能传感器通过LoRa无线通信方式接入汇聚节点，然后通过以太网有线方式接入接入节点；在线监测装置通过以太网有线方式直接接入接入节点。

网络层：采用APN专网、互联网或4G等通信方式，建立感知层和应用层的数据流管控。

平台层：通过接入海量的设备状态监测数据，实现数据集中管理、展示、分析、共享和应用，实现电气设备运行状态的实时感知，形成设备运行状态全景视图。通过远程监控、风险主动预警、异常事件可视化表达等，构造故障研判的完整信息链，帮助运维人员对设备状态形成快速、全面的认知，实现对设备状态检修的有力支撑。

3.3 具体监测

3.3.1 变压器局放监测

变压器长期运行中绝缘材料的老化和受潮、内部金属件和绝缘件的尖端、金属接地部件之间和导电体之间电气连接不良、绝缘件内部存在着气隙和杂质等都会导致局部放电的发生，从而破坏绝缘，同时放电产生的热和活性气体，会进一步加剧绝缘的劣化。

发生局部放电时，内部会激发电磁波信号，利用特高频传感器对局放产生的高频电磁波进行检测；局放还会伴随产生声信号，声信号通过变压器油进行传播并能透过金属外壳，针对局放超声信号可以利用超声传感器在设备外壳处进行检测；局放还会在接地引下线或其它地电位连接线上产生脉冲电流,通过检测铁心、夹件等接地线上的高频电流信号来检测局放信号。综上所述可采用特高频、超声波、高频电流传感器对变压器进行局放监测。

3.3.2 变压器温度监测

在长期运行过程中，变压器本体由于油路管道堵塞、涡流损耗、内部异常、铁芯绝缘不良以及散热器问题等容易造成变压器本体温度异常；变压器套管内部损坏、接头松动氧化、绝缘子漏电等原因导致局部温度异常，如不及时发现并采取处理措施将导致设备损坏和大面积停电事故。

通过布置温度传感器、架设红外热像仪可监测电气设备关键部位红外辐射和热量。通过将热像仪安装在被测设备附近，生成高清红外图像实现拍摄部位整体温度的监测，结合温度传感器监测的温度，可以快速定位温度异常部位，及时消除隐患，避免突发故障造成的紧急停电和人身事故。

3.3.3 电晕放电监测

变电站配电设备在大气环境下随着绝缘性能的降低出现电晕或表面局部放电现象，电晕和放电部位将大量辐射紫外线。可以利用电晕和表面局部放电间接评估运行设备的绝缘状况和及时发现绝缘设备的缺陷。采用高灵敏度的紫外线辐射接受器，记录电晕和表面放电过程中辐射的紫外线，再加以处理、分析达到评价设备状况的目的。

UV（紫外成像仪检测）和IR（红外热像仪检测）是一种互补性而非冲突性技术。电晕是一种发光的表面局部放电，由于空气局部高强度电场而产生电离。该过程引起微小的热量，通常红外检测不能发现。红外检测通常是在高电阻处产生热点。

3.3.4 变压器油中气体和微水监测

变压器内部发生过热和放电故障时，会使变压器油和固体绝缘材料发生分解，形成氢气、烃类气体、CO和CO2，以及在使用过程中可能由外界进入或由油自身氧化产生水。通过油色谱在线监测系统可以监测变压器油中分解气体和微水的组分。

油色谱在线监测装置安装在油浸式变压器本体或附近，对变压器油中溶解气体浓度进行连续或周期性自动检测。可对电故障、热故障、老化及其它原因引起的油中气体含量异常进行判断，反映变压器内部放电及发热等问题。

3.3.5 变压器铁芯接地电流监测

变压器铁芯多点接地会造成铁芯局部过热，严重时会造成铁芯局部烧损或损坏绕组，造成匝间或相间故障。铁芯接地电流监测采用穿芯式零磁通电流互感器，自铁芯、夹件接地线上获取信号，判断接地电流是否存在异常，从而反映变压器内部是否存在多点接地故障。

3.3.6 变压器振动监测

变压器铁芯、绕组、夹件等结构发生松动后，会导致变压器器身的机械结构参数发生改变，最终导致变压器发生机械故障。通过在变压器油箱表面安装振动智能传感器，连续监测变压器内部发出的振动信号，反映变压器的机械问题。

3.3.7 开关柜局放和温度监测

开关柜因内部设备间爬距及空气间隙不够、制造装配质量及工艺不良、环境条件影响等都会导致开关柜绝缘系统的劣化，进而产生局部放电。发生局部放电时，激增电磁波、超声波、暂态地电压和热信号等，可以通过加装传感器，采集特高频、高频电流、超声波信号，监测局放的幅值及脉冲数量，最终反映开关柜内部的绝缘劣化。

开关插头接触不良、负荷突变、绝缘老化、高压柜散热差等原因，会造成开关柜的发热，发热主要集中于断路器触头、穿柜套管、分支母线连接处、电缆头等。通过监测这些重点温度可反映开关柜内部温度温蒂，同时提供故障预警。

3.3.8 SF6泄漏监测报警系统

SF6气体具有优越的绝缘和灭弧性能，在高、中压断路器中得到了大量使用。SF6气体必须保证一定的密度才能达到绝缘要求，同时SF6气体无色无味、比空气重，泄漏不易被发现、易聚集、易造成缺氧，发生泄露后严重威胁人员的安全和健康，甚至造成恶性事故。可使用SF6在线监测系统监测开关室室内的SF6、O2气体含量，实时检测泄漏情况，监测断路器绝缘性能。当环境中SF6气体含量超标或缺氧时，能实时报警、远传报警信息。同时能够实现风机联动控制。既可现场就地监控，又可在上传到云端实时动态监测。开关室入口就地显示与声光告警提示，定义任意时段或强制通风功能。

3.3.9 高压套管监测

高压套管两端存在交流电压时，绝缘体内部介质产生极化，产生介质损耗。如果套管密封不良、进水受潮气、绝缘油变质以及绝缘纸老化都会造成套管绝缘介损升高，随之引起绝缘过热及快速老化以至最终导致绝缘失效。采用高压套管监测装置可实现对套管的实时连续监测，将套管的运行参数如介损、电容量、电压等记录并转发，可以及时发现劣化和失效等事故隐患。

3.3.10 避雷器监测

对避雷器实施在线监测，监测瞬态雷电过电压，将避雷器的运行参数如泄漏电流（全电流）、阻性电流、阻容比等记录并转发，通过监测避雷器内部缺陷，可以及时发现避雷器劣化和失效等事故隐患，避免发生事故。

3.3.11 室外设备接头监测

由于气候变化、过载、材料老化、腐蚀、松动等原因，造成断路器、隔离开关、电缆接头等户外高压设备接头处接触电阻增大，导致接点温升异常。伴随着负荷的增大又加速了接点的氧化腐蚀。通过将温度传感器安装在隔离开关、断路器上下接头、电缆接头等电气接点处，对接头的温度进行监测。通过在出线杆塔的电缆终端头加装局放专用传感器可以对电缆的局部放电进行监测。监测数据经无线的方式传输到户外汇聚节点。

3.4 汇聚节点

汇聚节点与各传感器通过无线LoRa通信方式进行数据传输，可通过硬加密和软加密两种加密手段保证数据的安全性。接入内网时可采用硬加密方式（安装芯片），接入内网或外网时可采用软加密方式通过软件算法对数据加密后再进行数据传输。LoRa采用的无线通信频段应能避免电磁干扰。

3.4.1 主要功能

汇聚节点要具备数据汇集、测点配置、数据上送、接收指令等功能。能够接收汇总设备状态监测数据、采集参数、通信参数、工作状态等并上传信息。能够与站内智能运维监测终端进行数据交互，并能接收智能辅助终端对站内环境监测传感器的控制指令，为智能辅助终端提供基础支撑。

3.5 接入节点

智能运维监测终端是处于网络边缘靠近“端”层的接入节点，就近提供智能决策和服务，实现感知数据的本地化处理。

3.5.1 主要功能

智能辅控终端具备对站内各类传感器、通信设备通信，收集、存储、处理数据，以标准协议向主站上传；同时可以接收主站控制指令并向相应设备进行下发，为主站提供基础支撑。接入节点要具备如下功能：数据接入功能、数据处理功能、数据上传功能、远程控制功能、自检功能、对时功能、远程升级功能等。

3.6 数据管理云平台

新建数据管理云平台，站端接入节点将数据经过设备预警3区设备和数据通道汇集至云平台。通过云平台数据中心处理，实现对电站内各种电气设备的检测数据进行集中管理、展示、分析和应用，保障检测数据管理的安全性和规范性；同时通过多种高级应用评估诊断设备的运行状态，应用有效的状态分析模型提供辅助决策建议，指导电力设备的状态检修。通过对智能检测、数据存储、数据分析与应用进行统一管理，有效提高工作效率，维护设备安全。

3.6.1 数据安全接入

站端1区内的接入节点通过2、3区将感知数据上传到云端的“数据管理云平台”中，云平台数据中心进行统一管理、分析、处理。站端和集控可利用专用电脑通过VPN网络，浏览平台，也可下载手机APP。根据平台展示的数据、报警、趋势等信息与生产者进行交互。

数据接入具备扩展功能，后期可接入现场已布置或将要布置的监测系统收集的监测数据，以便实现全方位数据的接入和共享，进行综合数据分析和设备状态评价。

图3 数据链路传输通道示意图

3.6.2 主要功能

（1）综合统计

能够实现资产统计、监测类型统计、地理信息、报警信息、重点监护、状态异常统计、环境异常统计。

（2）可视化展示

能够展示设备状态信息、地理信息、站点状态、当前状态、趋势分析、最新数据、测点信息、报警信息。

（3）高级应用

大数据分析功能。将设备信息、结构化检测数据、图像、环境信息等多维数据，通过统一数据模型处理，作为大数据分析平台的数据源进行接入。在数据挖掘基础上，利用深度学习人工智能技术，建立动态评价、预测预警、故障研判等分析模型，实现数据驱动设备状态评价，提高设备状态评价诊断的智能化和自动化水平。

（4）云诊断功能。

基于采集到的监测图谱数据，应用深度学习的方法来深化故障识别。通过人工智能经典模型，完成训练样本采集、方法训练、结果判定和方法矫正的训练循环，提炼并不断优化诊断方法，将深入学习实用化。训练和测试完成后，将模型应用到数据平台，封装为诊断接口，生成动态库。数据平台通过调用该接口，为网络中传递过来的各图像文件提供诊断服务。

（5）主动预警。

根据相关标准设置阈值进行阈值预警；通过对检测数据进行趋势分析判断发展趋势实现趋势预警；与同类设备的同类检测项进行对比实现横向预警。

3.6.3 建设规划

将平台建设分为三个阶段，各阶段实现的功能简要如下：

4.结语

今后的电力发展将会随着信息、数字、智能技术发展而不断进步，电力智能化将是未来发展趋势。对于老旧变电站、输电系统等进行智慧化改造升级，新建发电、变电、输电、配电系统必须要考虑长远，及时纳入智能化技术，最终实现电力运维智慧化。

参考文献

[1]电气工程师手册编辑委员会.《电气工程师手册》.北京.中国电力出版社.2008.

[2]华乘电气科技（上海）股份有限公司.《在线监测装置产品》.

作者：中广核新能源投资（深圳）有限公司内蒙古分公司 武军、高瑞林、吕诚、冯志鹏、牛广洲、王建民