基于PDA技術(shù)的水輪發(fā)電機局部放電在線監(jiān)測

付海濤，余維坤，張松濤

（中國長江電力股份有限公司檢修廠，湖北 宜昌 443002）

1 引言

電氣設(shè)備的壽命主要取決于其絕緣性能，而局部放電是出現(xiàn)絕緣故障的先兆之一[1]。對發(fā)電機定子繞組絕緣的局部放電在線監(jiān)測，已成為繼溫度監(jiān)測之后最廣泛最有效的絕緣狀態(tài)監(jiān)測手段[2]。PDA監(jiān)測法在發(fā)電機的每相高壓母線上安裝2只同規(guī)格的云母電容耦合器，根據(jù)內(nèi)部放電和外來干擾到達兩只耦合器的不同時延差來實現(xiàn)干擾鑒別，取得了較好的抗干擾效果，逐漸成為世界上最普遍的水輪發(fā)電機局部放電監(jiān)測方法[3]。

根據(jù)多年局部放電測試經(jīng)驗，從水輪發(fā)電機的結(jié)構(gòu)和現(xiàn)場干擾實際情況出發(fā)，借鑒加拿大Greg Stone等人提出的PDA監(jiān)測法，將甚高頻技術(shù)和改進后的時延鑒別技術(shù)引入到水輪發(fā)電機局部放電在線監(jiān)測中，BYG-Ⅱ型局部放電在線監(jiān)測裝置在葛洲壩水電站 19號發(fā)電機成功應(yīng)用，并取得了較大的經(jīng)濟效益。

2 系統(tǒng)的總體結(jié)構(gòu)

BYG-Ⅱ型局部放電監(jiān)測裝置可測量到幅值為50mV～5V 的信號，脈沖分辨率為 10μs；頻帶10MHz～100MHz，相位分辨率0.18°。其硬件包括傳感器、信號調(diào)理單元、下位機、上位機等四部分，系統(tǒng)總體結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 系統(tǒng)總體結(jié)構(gòu)框圖

（1）傳感器

傳感器為阻容式，高壓陶瓷耦合電容大小為300pF，能夠隔離工頻高壓、保護采樣電阻和后續(xù)電路；采樣電阻為100? ，用于獲取甚高頻局部放電信號。阻容式傳感器每相安裝兩只，近端傳感器安裝在發(fā)電機風洞出線端，遠端傳感器安裝在離近端傳感器相距7m的母線排上。電容器高壓端連接發(fā)電機出口母線，低壓端經(jīng)采樣電阻接地。

（2）信號調(diào)理單元

根據(jù)甚高頻測量的要求，系統(tǒng)采用的調(diào)理電路在A、B、C三相和放大、衰減、直通三種調(diào)理功能中分別選擇一項，又名“雙三選一”?！半p三選一”信號調(diào)理電路包括高頻轉(zhuǎn)換開關(guān)、濾波電路、放大電路、衰減電路等模塊，主要實現(xiàn)對來自傳感器的電壓信號的處理，選擇不同的相序，選擇不同的處理方式及濾波處理。

高頻轉(zhuǎn)換開關(guān)分別由三組（或兩組）二選一高頻繼電器組成。高通濾波器下限截止頻率為8MHz，可以濾除大部分低頻干擾。

（3）采集單元

采用美國國家儀器公司生產(chǎn)的NI 5112高速數(shù)據(jù)采集卡（采樣率100MS/s）和NI 6601數(shù)字I/O卡，插入工控機的PCI插槽組成數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)。主要功能為：傳感器耦合到的六路信號進入信號調(diào)理單元時，由數(shù)字I/O卡控制多路選擇開關(guān)，選通其中一相對應(yīng)的兩路信號進行放大（衰減或直通）處理，然后送入采集卡；由數(shù)據(jù)采集卡采集模擬信號，并且進行A/D轉(zhuǎn)換。

（4）分析處理單元

系統(tǒng)軟件及工控機共同組成分析處理單元。主要實現(xiàn)從采集單元接收數(shù)字信號，并對信號進行抗干擾處理，保留放電數(shù)據(jù)；計算統(tǒng)計參數(shù)并存入數(shù)據(jù)庫，將處理完畢的數(shù)據(jù)傳送至上位機，供操作員實施監(jiān)控和趨勢分析。

3 主要的抗干擾技術(shù)

影響現(xiàn)場局放測量的干擾信號很多，按時域特征可大致分為 4類[4]：1)背景噪聲，其幅值較小且在一定范圍內(nèi)變化，分布密集，可設(shè)閾值去除。2)窄帶干擾（如工頻及其諧波、電力載波和高頻振蕩干擾等），是低頻系統(tǒng)中的主要干擾，甚高頻測試系統(tǒng)中此類干擾不多，主要利用數(shù)字濾波器設(shè)定某些頻率段為阻帶以濾除。3)周期性脈沖型干擾，它出現(xiàn)在固定的相位區(qū)間如可控硅、周期性火花放電干擾等，可用相域開窗技術(shù)剔除。4)隨機性脈沖型干擾，它與局放信號很相似，故最難濾除，可用極性或時延鑒別等法剔除，但需在有效的脈沖識別基礎(chǔ)上才有效。

3.1 甚高頻檢測技術(shù)

與傳統(tǒng)的脈沖電流法相比.該方法抑制在線干擾手段更多：

（1）濾除低頻分量：避開干擾頻段可有效地抗干擾。很多文獻表明[5]，現(xiàn)場主要干擾頻帶＜5 MHz，選取測量頻率下限＞5MHz即可濾除上述干擾。

（2）波反射特性：在較高頻段下測量，可利用脈沖在不同波阻抗介質(zhì)中傳播時的衰減特性提高信噪比。發(fā)電機定子繞組波阻抗約為30?，而母線環(huán)波阻抗約為100?，當高頻脈沖從低阻抗傳輸?shù)礁咦杩箙^(qū)域時，幅度約增加一倍；反之則減為1／2。

（3）衰減特性：因信號中高頻分量衰減很快，而傳感器靠近發(fā)電機高壓端，故對定子高壓端的局放信號的高頻分量衰減小；外部電力系統(tǒng)的干擾經(jīng)很長路徑才到傳感器，衰減很大。

（4）脈沖寬度?。簻y量頻率高，脈沖上下沿陡，寬度小，可區(qū)分時延很短(幾十 ns)的兩個脈沖，為定向耦合時延鑒別抗干擾方法提供了條件。

3.2 脈沖時延鑒別法

脈沖時延鑒別法原理[6]：在發(fā)電機高壓出線每相安裝兩個同樣的傳感器，調(diào)整兩者間距離及傳感器到測量系統(tǒng)間電纜的距離使干擾和放電信號到達數(shù)據(jù)采集卡時具有不同的時延，進而用軟件識別其差別以確定放電信號，排除干擾?，F(xiàn)場安裝線路見圖2。

圖2 時延鑒別法安裝線路示意圖

調(diào)整L、L1和L2，使外部干擾信號經(jīng)兩個傳感器到達數(shù)據(jù)采集卡的時延＜10ns，而電機內(nèi)部放電脈沖經(jīng)兩個傳感器到達數(shù)據(jù)采集卡的時延約為70ns。為此，需滿足：

其中：L1、L2分別為近、遠端傳感器到數(shù)據(jù)采集卡的同軸電纜長度，L為C1、C2間母線長度，ν為脈沖信號在母線上的傳輸速度，ν1=ν2= 0.67c（c為光速）為脈沖信號在同軸電纜中的傳輸速度；時延△t=50ns。實測結(jié)果表明[3]，高頻脈沖信號在母線上的傳播速度與其在同軸屏蔽電纜中的傳播速度相當。取L=7 m，調(diào)整L1和L2使L1=18m，L2=25m。分別從近端和遠端傳感器外側(cè)注入方波，對應(yīng)模擬內(nèi)部放電信號和外部干擾信號，時延鑒別的效果如圖3所示。

測試結(jié)果說明，測量系統(tǒng)對于外部來的電力系統(tǒng)的脈沖型干擾，可以有效剔除；對于模擬發(fā)電機內(nèi)部局部放電脈沖，可以有效捕獲。

3.3 極性鑒別和幅值鑒別

采用單一的時延鑒別法，只能抑制干擾源在遠端傳感器附近的干擾信號，對來自母線排以及較遠處的干擾信號則無法濾除，程序的誤判率很高[7]。為進一步提高抗干擾能力，在實際程序判據(jù)中加入脈沖的極性判據(jù)與幅值判據(jù)，其基本程序流程如圖4所示。

該方法與以北美 EPRI為技術(shù)出處的監(jiān)測系統(tǒng)相比較，最大的不同是不再以差動放大電路來區(qū)分放電與干擾。對于固定的差動放大電路，兩路信號在波形和時間延遲上不可能如理想狀態(tài)一樣，完全一致。利用軟件識別，則可以充分避免波形畸變和有限時間延遲上的兩路信號給干擾判別增加的難度，因此可以避免不同類型的放電或干擾信號在頻域特性上的復雜和多樣性帶來的誤判。

圖3 對于不同類型信號的時延鑒別效果圖

圖4 干擾判別程序流程圖

4 現(xiàn)場實際應(yīng)用情況

系統(tǒng)下位機原設(shè)置在母線室內(nèi)，受環(huán)境溫度影響大，后改裝在母線室外發(fā)電機層，并加裝了現(xiàn)場監(jiān)控屏幕，軟件也做了一定的改進。局部放電在線監(jiān)測系統(tǒng)經(jīng)過整改升級后，于 2006-03-29日投入運行，至2006-04-06日監(jiān)測的最大放電幅值Qm為20mV左右，標稱放電量NQN為50mV左右；2006-04-06日以后監(jiān)測的數(shù)據(jù)明顯增大，放電幅值Qm為30mV，三相NQN的增量均遠大于國際上推薦的“1.5～2.0倍”標準[8]，其中B相放電量NQN最高達2500mV。監(jiān)測到的局部放電趨勢和典型譜圖如圖5所示，圖中黃、綠、紅分別表示A、B、C三相。

2006年4月18日機組停機進行檢修。對定子線棒進行檢查時發(fā)現(xiàn)，670＃、671＃槽兩根下層線棒上端部之間有一段直徑為10mm的鐵質(zhì)軟管，線棒絕緣已有磨損，現(xiàn)場照片如圖6所示。其中，671＃線棒（B相3分支，運行電位5432.4V）上端有直徑10mm的半圓磨痕，670＃線棒（A相 3分支，運行電位6654.69V）上端的棱角處有兩個缺口，二者磨痕深度都在 2～3mm 左右。磨痕周圍呈黑色，表明 670＃和671＃下層線棒絕緣已放電受損。對其進行修復處理后，發(fā)電機的局部放電水平恢復正常。

圖5 2006年4月監(jiān)測到的數(shù)據(jù)

圖6 端部絕緣受損的線棒

分析認為，在發(fā)電機正常運行期間，鐵質(zhì)軟管受振動力作用逐漸將670＃和671＃下層線棒絕緣磨損，最后導致線棒的高阻區(qū)部分形成放電，造成這兩根線棒絕緣及上層第二根端箍絕緣局部損壞。從放電趨勢圖看，BYG-Ⅱ型局部放電監(jiān)測裝置較為及時、準確地捕捉到了這次絕緣缺陷信息，但從典型譜圖及正負放電差異情況看，尚不能確定故障放電的類型。

5 結(jié)論

（1）基于PDA技術(shù)的水輪發(fā)電機局部放電在線監(jiān)測，已成功應(yīng)用于葛洲壩水電站19號發(fā)電機，并有效地發(fā)現(xiàn)了一起定子絕緣隱患，取得了較大的經(jīng)濟效益。

（2）甚高頻檢測技術(shù)、脈沖時延鑒別法、極性鑒別和幅值鑒別等多種抗干擾方法的聯(lián)合應(yīng)用，使得BYG-Ⅱ型局部放電在線監(jiān)測裝置能夠有效抑制干擾和提取到真實的、源于發(fā)電機內(nèi)部的局部放電信號，為評估發(fā)電機絕緣狀況提供可靠的依據(jù)。

（3）標稱放電量NQN指標反應(yīng)絕緣劣化狀況較為全面、準確，對其進行趨勢分析值得推薦；典型譜圖及脈沖相位分析方法尚不能確定故障放電的類型，需進一步積累經(jīng)驗。

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