电力系统的供电可靠性关系到国计民生，如何有效地保障电力系统的安全、可靠运行一直是电力部门的一个重要课题，而高压设备的安全运行是整个系统安全运行的基础。高压电气设备在电网中运行时，如果其内部存在因制造不良、老化以及外力破坏造成的绝缘缺陷，会发生影响设备和电网安全运行的绝缘事故。因此，在设备投运后，传统的做法是定期停电进行预防性试验和检修，以便及时检测出设备内部的绝缘缺陷，防止发生绝缘事故。但是，随着国民经济的发展，社会对电力供应的可靠性要求越来越高，电力系统也逐渐发展壮大，传统的定期停电进行预防性试验的做法已不能满足电网高可靠性的要求。
随着科学技术的发展，提出了高压电气设备绝缘在线监测的概念，并得到业内人士的欢迎，其技术也得到了迅速发展。我公司所辖的多个500kV变电站自1998年开始使用这一技术，取得了一些经验和较好的效果。根据在线监测系统的监测结果，发现了500kV—200kV多台电流互感器介损严重超标、1台500kV避雷器泄露电流严重超标的缺陷。
2、高压电气设备绝缘在线监测技术研究的发展概况
国外许多电力公司从上个世纪70年代就开始研究并推广应用变电设备在线监测技术，主要目的就是减少停电预防性试验的时间和次数，提高供电可靠性。但当时的设备简陋，测试手段简单，水平较低。随着计算机技术的飞速发展，在线监测设备产品不断更新完善，在线监测技术水平不断提高。到目前为止，许多国家已广泛使用线监测技术手段。在近几年来召开的历届国际高电压技术学会（ISH）及亚洲绝缘诊断会（ACEID）上，有关电气设备绝缘在线监测与状态检修方面的论文占有相当大比例。绝缘在线监测技术的发展大体经历了3个阶段。
（1）带电测试阶段。这一阶段起始于70年代左右。当时人们仅仅是为了不停电而对电气设备的某些绝缘参数（如泄露电流）进行直接测量。设备简单，测试项目少，灵敏度较差。
（2）从80年代开始，出现各种专用的带电测试仪器，使在线监测技术从传统的模拟量测试走向数字化测量，摆脱将仪器直接接入测试回路的传统测量模式，取而代之的是使用传感器将被测量的参数直接转换成电器信号。
（3）从90年代开始，随着计算机技术的推广使用，出现以计算机处理技术为核心的微机多功能绝缘在线监测系统。利用计算机技术、传感技术和数字波形采集与处理技术，实现更多的绝缘参数在线监测。这种在线监测信息量大、处理速度快，可以对监测参数实时显示、储存、打印、远传和越线报警，实现了绝缘在线监测的自动化，代表了当今绝缘在线监测的发展方向。到目前为止，大量的在线监测的技术已经在电力系统设备缺陷检测中得到广泛应用，并有了一定的经验。如变压器油在线色谱分析、电气设备的红外测温技术等已经非常成熟，并在检测设备的绝缘性能中发挥了重要的作。
在国内，在线监测技术的开发与应用始于上世纪80年代。由于受当时整体技术水平的限制，如电子元件的可靠性不高，计算机应用刚刚起步，当时的在线监测技术水平较低。80年代末曾在国内掀起了第一个应用高潮，后来由于种种原因又漫漫冷了下来，到90年代中期处于一个低落时期，但是一些厂家和科研院校并没有放松对该项技术的研究，各地的供电部门也陆续引入在线监测技术。到2000年后，随着在线监测技术的不断成熟及客观的需要，在线监测技术又开始重新被大家所重视，目前，在国内很多地区都开展了这项工作。
3、基本原理
3.1 基本原理
高压电气设备绝缘在线监测技术是在电气设备处于运行状态中，利用其工作电压来监测绝缘的各种特征参数。因此，能真实的反映电气设备绝缘的运行工况，从而对绝缘状况作出比较准确的判断。
高压电气设备绝缘在线监测主要检测参数是电气设备的介损值，其测量原理大都使用硬件鉴相既过零比较的方法。目前的绝缘在线监测产品基本都是用快速傅立叶变换（FFT）的方法来求介损。取运行设备PT的标准电压信号与设备泄露电流信号直接经高速A/D采样转换后送入计算机，通过软件的方法对信号进行频普分析，仅抽取50HZ的基本信号进行计算求出介损。这种方法能很好地消除各种高次谐波的干扰，测试数据稳定，能很好地反映出设备的绝缘变化。对于设备物理量（如变压器油温、气体含量等）的在线监测则是通过置放传感器探头的方法采集信号，并转换成数字信号送入计算机分析处理。
3.2 系统的一般功能
近几年研制的高电压设备绝缘在线监测系统既能对带电设备的绝缘特性参数实时测量，又能对获取数据进行分析处理。一般具有以下功能：
（1） 测量避雷器在运行中的容性电流和阻性电流变化情况，掌握其内部绝缘受潮以及阀片老化情况。
（2） 测量CVT、耦合电容器、电流互感器、套管等容性设备的泄漏电流和介质损耗，掌握其内部受潮和绝缘老化及损坏缺陷。
（3） 测量充油设备绝缘油的内部可燃性气体变化情况，掌握设备内部有无过热、放电等缺陷情况。但对整套在线测量系统来说，要保证其测量准确、性能稳定，其必须达到以下性能：
a. 检测阻抗稳定，不受变电站强电磁干扰的影响，在系统操作过电压、雷电过电压作用下具有自保护性，不发生性能变化和软件损坏现象。
b. 检测信号传输好，不发生失真和对其附近的其他信号有影响，同时也不受其他信号的干扰。
c. 具有专家分析功能，智能化判断设备内部绝缘状态。
d. 系统分析数据能够远程传输，实现数据共享。
4、监测设备要点分析
4.1 避雷器
目前变电站使用的氧化锌避雷器绝大部分不再有串联间隙，MOA运行期间总有一定的泄漏电流通过阀片，加速阀片老化；而受潮和老化是MOA阀片劣化的主要原因。检测MOA泄漏全电流和阻性电流能有效地反应MOA的绝缘状况，在电流测量反映整体严重受潮现象，早期老化时阻性电流增加较多，全电流变化则不明显。在正常运行情况下，流过避雷器的主要电流为容性电流，阻性电流只占有很小的一部分，约为10%-20%左右。阻性分量主要包括：瓷套内、外表面的沿面泄漏，阀片沿面泄漏及其本身的非线性电阻分量，绝缘支撑件的泄漏等。当阀片老化、避雷器受潮、内部绝缘部件受损以及表面严重污秽时，容性电流变化不多，而阻性电流却大大增加。避雷器事故主要原因是阻性电流增大后，损耗增加，引起热击穿。所以测量交流泄漏电流及其有功分量是现场检测避雷器的主要方法，预防性试验规程也将氧化锌避雷器（MOA）“运行中泄漏电流”的测量列入预试项目。
4.2 CVT、耦合电容器、电流互感器、套管等容性设备
测量CVT、耦合电容器、电流互感器、套管等容性设备介质损失角正切值是一项灵敏度很高的试验项目，它可以发现电气设备绝缘整体受潮、绝缘劣化以及局部缺陷。绝缘受潮缺陷占用电容型设备缺陷的85.4%，这是由于电容型结构是通过电容分布强制均压的，其绝缘利用系数较高，一旦绝缘受潮往往会引起绝缘介质损耗增加，导致击穿。
绝缘最终击穿的发展速度非常快，然而绝缘劣化一般具有以下一些基本特征：
（1） 绝缘介质损耗值会增加，由此以及其他原因产生的热量最终可能导致绝缘的热击穿。测量绝缘损失角正切值（tgδ）可以检测介质损耗的变化。
（2） 绝缘中可能伴随有局部放电和树枝状电的发生。放电量很大的局放通常只是在有雷电或者操作过电压存在以及绝缘损坏的过程中才出现，通过tgδ测量可以反映由此产生的介质损耗。
（3） 绝缘特性受温度变化的影响增大。绝缘温度系数决定于绝缘本身的型式，大小和绝缘状况，对于特定的电压等级和绝缘设计，由于绝缘劣化导致温度系数的增加，tgδ值的温度非线性和灵敏度都会增加。因而，影响绝缘温度的所有因数（介质损耗、环境温度、负载变化等）对于老化的绝缘tgδ值的影响都更加显著。
对于具有电容式绝缘的设备，通过其介电特性的检测可以发现尚处于比较早期发展阶段的缺陷。研究表明，在缺陷发展的起始阶段，测量电流增加率和测量介质损耗正切值变化所得的结果一致，都具有很高的灵敏度；在缺陷发展的后期阶段，测量电流增加现象和电容变化的情况一致，更容易发现缺陷的发展情况。
5、案例介绍
目前，我公司管辖9座500kV变电站和13条线路。我公司管辖的500kV变电站于上世纪90年代后期开始对部分变电站安装高电压设备绝缘在线监测装置。以500kV潍坊变电站高压设备状态监测系统为例，介绍其安装及运行情况。
500kV潍坊变电站高压设备状态监测系统自1988年投运，投运之初系统不完善，且部分高压设备实际并未接入运行，造成运行不可靠，没有发挥应有的作用。2001年我们投资对系统进行改造，安装了一套CIE—2000型绝缘在线监测系统。
5.1 系统介绍
（1）CIE—2000型绝缘在线监测系统分三大部分。第一部分是就地信号采集单元，第二部分是前台处理系统，第三部分为远程数据分析和传输系统。前台处理系统通过工业总线控制就地信号采集单元，用多种形式显示，直观对比当前与历史数据曲线，并由内部局域网或向远程数据分析和传输系统传送。诊断软件通过WEB远程下载变电站当前、历史数据，并可接入山东电力超高压公司MIS系统，协助有关专业人员作出评估及管理。
电压信号传感器
电流信号传感器
电压信号
绝缘泄漏
电流信号
A/D转换
FFT算法
测试箱
工控机
本站CRT
电话
控制器
MODEM
CIE2000后台系统
（2）根据终端板放置在不同的位置可分为总线式和分线式。总线式是指终端板放置于终端箱内，并安装在现场，信号箱输出电缆都接于终端板内，只须n根总线引到主控室，使主控室中机屏更整齐，节省了电缆。分线式是指终端板装于主控室中的机屏里，电缆都要从现场引入主控室的机屏断子排，再引入终端板。
（3）CIE—2000型绝缘在线监测系统的测试精度
一次泄露电流：1% 设备等值电容：1.5%
系统电压：1% 频率：0.05HZ
介损测试精度：0.1% 避雷器有功电流：10%
避雷器全电流：5%
5.2 全面升级改造主机柜
2001年初，500kV潍坊变电站高压设备状态监测系统升级改造开始施工，安装了CIE—2000型绝缘在线监测系统。主机柜内含计算机（工控机）系统、信号输入/处理、电源等部件，工控机是控制测量核心部件。将主机柜设备全部更新换代，更换工控机为PENTIUM III800SIC级，基本满足全站数据检测、处理和存储要求；更换前台主机为CPU586，内存16M，显示内存1M，硬盘容量1G；工作软件使用新开发CIE2000系统。
5.3 更换所有探头传感器
传感器分为绝缘信号传感器和电压信号传感器，它在系统中起着获取、变换信号的关键作用，因为它的性能优良好坏直接决定检测系统品质。将其全部更换为全环氧浇注且带铁壳屏蔽的ISS-80型，末屏接地线一并更换大截面多股线。注意在安装信号抽取箱时，使信号抽取箱安装后前部比后部略高，以防积水进入；信号抽取箱接地要用10号钢筋焊接接地，保证其接地可靠。
5.4 敷设铠装屏蔽电缆
将原有电缆更换，重新敷设六芯铠装屏蔽电缆，电缆头加装高强度绝缘护套，既防鼠、防机械损伤，又抗干扰、整齐美观。
5.5 连接调试
在整个安装施工阶段，须注意要有良好接地系统，接地线要有足够的流通容量。整个系统设备安装完毕，进入联机调试试运行阶段。对即时出现不正常状态及时进行调机处理，如发现1#主变B相接地电流超标报警，用钳形表实际测量设备正常，后发现是一相探头出问题，马上进行改正。经过反复调试比较，经过一周时间的试运行后，装置趋于稳定。下图是1#主变500KV避雷器的信号传输图，可以看出通过图象、数据都可进行设备运行分析，并且实现了自动检测、人工判断双轨并行。
5.6 系统特点
（1） 信号采集单元设计原理
采集单元就地采集所监测设备的电压、末屏电流等信号并进行数据处理，求得其幅度、相位等参数，进而在上微机可计算介质损耗角等电气参数。
（2） 采集单元设计特点：
采用DSP技术作为硬件平台；传感器采用高导磁率铁心，可准确测量小信号的幅度及角度，屏蔽措施完备，干扰影响减少；前向放大部分采用低温漂、高精度型运算放大器以及高精度电阻使模拟放大通道稳定。
（3） 监测系统的选型要求
选择运行高电压设备绝缘在线监测系统，按照检测设备的安装不影响变电站设备的运行方式（特别是设备部件的接地）的要求，系统采用与高压设备没有直接电气连接的一匝穿芯式传感器；选用分层分布式系统，就地采集电气参数，应避免微安、毫安级小电流模拟信号的远距离传输；施工安装简便，可维护性好；状态数据就地测量要求准确、稳定。
5.7 系统运行情况
该站高压设备状态监测系统选择了变压器套管、铁芯、电容式电压互感器、电流互感器、氧化锌避雷器为主要被测设备，其中避雷器测量泄漏全电流及其容性和阻性分量；变压器套管、电容式电压互感器、电流互感器测量其泄漏电流和介质损耗相对变化量，铁心检测泄漏电流，同时监测和记录现场温度、湿度及瓷裙表面污秽电流等环境参数。整套系统进行后台调试后投入运行至今，系统运行正常，测量数据准确，对比实际带电和停电测量数据，基本相吻合。经过一年运行实际运行，数据分析系统软件功能比较完善，整个系统运行可靠。运行实践表明，利用绝缘在线监测系统可以有效地发现某些早期绝缘故障。
6、在线监测与状态检修
电力系统传统的运行维护工作，传统的做法是实行“计划检修”。“计划检修”就是按照高压电气设备预防性试验规程所规定的试验周期，到期必对电气设备进行停电检修。而状态检修则是基于设备的实际工况，根据其在运行电压下的绝缘特性参数的变化，通过分析比较来确定电气设备是否需要检修，以及需要检修的项目和内容，具有及强的针对性和实时性。因此，可以说“状态检修”就是“应修既修，修必修好”。
6.1 计划检修的特点
（1） 周期性。计划检修是按照预防性试验规程所规定的试验周期，到期必修，具有很强的周期性。优点是便于工作计划的安排。缺点是它不管设备的实际状况，具有很大的盲目性和强制性，易造成设备的“过度检修”，浪费了大量的人力物力，同时各种耐压试验又有可能对设备绝缘造成新的损伤，等等。
（2） 短暂性。定期预防性试验只能检测某一时间设备的绝缘状态，不能适时检测设备的绝缘状态，无法确定设备何时出现绝缘缺陷，无法检测缺陷的发展状况，特别是设备内部发展速度快、易造成重大绝缘事故的缺陷，更是无法检测到。
（3） 试验电压低。定期预防性试验的试验电压一般低于设备运行电压，所以定期预防性试验无法准确地检测出设备运行电压下的缺陷。
（4） 降低了电网的供电可靠性。由于计划检修的定期预防性试验需要在设备停电下进行试验检测，增加了设备停电时间，必然影响电网的供电可靠性，同时供电部门也造成少供电量的损失。
6.2 在线监测指导下的状态检修
（1） 实时性。高压设备在线监测技术对设备绝缘状态实时监测，不受设备运行情况和时间的限制，可以随时检测设备的绝缘状态，一旦设备出现缺陷，能及时发现并跟踪检测、处理，对保证电网安全更具意义。
（2） 真实性。由于在线监测技术在设备运行电压和状态下的绝缘参数进行检测，检测结果符合实际情况，更加真实和全面。
（3） 针对性更强。可根据绝缘缺陷的发展和变化来确定检修项目、内容和时间，检修目的明确，针对性更强。
（4） 提高了设备供电可靠性。由于实行状态检修，减少了设备停电次数和时间，提高了设备供电可靠性，避免少供电损失，同时也提高了电力部门全员劳动生产率。
6.3 状态检修的基础是要实时掌握和了解设备在带电工况下的绝缘参数，在线监测技术则是获得设备在带电工况下的绝缘参数的唯一途径。通过在运行电压下实时监测绝缘的各种状态参量并对这些量的变化量进行分析比较，来确定是否对设备进行检修。近几年来高电压设备的制造质量和水平有了很大提高，也为状态检修提供了更好条件，状态检修的优势也更加明显。
7、问题讨论
电气设备绝缘在线监测技术的推广应用，对电气设备的安全运行起到了积极作用，许多供电部门积极推行状态检修，减轻了设备检修工作量，提高了电网可靠性，深受供电基层单位和供电职工的欢迎。但是，由于技术的复杂性和电气设备的多样性，尚有一些问题值得研究和商鹤。
（1） 传感器的特性和质量是在线监测的关键。目前常用的是罗可夫斯基线圈式传感器，易受温度、压力、冲击等外界环境的影响，是影响测试精度和稳定性的重
要因素。所以研制高精度、高稳定的传感器仍是在线监测的一个研究课题。
（2） 干扰问题。由于高压电气设备处在强电场环境中，使微量信号的采集难度增大。
（3） 对设备制造厂家提出在线监测技术要求。目前的高压电气设备均未考虑在线监测问题，都是在线监测设备厂家针对运行站内设备情况进行设计并按装。运行设备有的安装和抽取信号，有的则不能。如变压器铁心温度及顶部油温、气体的监测则因为无法安装传感器而不能监测。但如果在变压器制造设计时予以考虑，则是一件并不困难的事。
（4） 积累运行经验，完善专家系统，制定监测标准。
高压电气设备绝缘在线监测的绝缘参数往往与停电测试结果有一个“偏差”，但这个“偏差”往往存在一定规律，只要积累数据，加以分析就不难发现，并可以此为依据对照预防性试验标准设定报警值，当设备绝缘参数超越报警值时，系统自动报警。完善专家系统，建立数据库，强化分析功能，制定监测标准仍是目前亟待解决的问题。
（5） 积极推行状态检修。在积累运行经验的基础上，实施状态检修，提高电网可靠性，减少检修工作量，又反过来推动在线监测技术的发展。
（7） 超高压电力线路绝缘子在线检测设备尚处于起步开发阶段。前几年，受通讯条件的限制，线路绝缘子在线检测设备无法实现数据远传，没有得到推广使用。随着通讯技术的快速发展，GSM无线通讯网已经基本覆盖全国城市和乡村，线路绝缘子在线检测数据远传以不成问题。当前研制、推广使用超高压电力线路绝缘子在线检测设备是一个良好的机遇。
8、结论
（1） 高压电气设备绝缘在线检测技术能够及时发现和检测出设备内部绝缘状态的变化，对设备绝缘故障及时处理，保证电网的安全运行。
（2） 高压电气设备绝缘在线监测技术是供电单位实行状态检修的基础和唯一技术手段。应当进一步推广使用绝缘在线监测技术，积累运行经验，积极推行电气设备状态检修。
