CN103513125A - 一种220kv级以上变压器一体化智能诊断***及其方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种220KV级以上变压器一体化智能诊断***及其方法，该***包括：一智能组柜，所述智能组柜中包括一油气分析模块、一铁芯接地电流监测模块、一容性套管监测模块、一局部放电监测模块、一温度监测模块和一风机监测模块，提供变压器相关的监测及分析数据；一体化智能诊断平台，包括一远方后台、一站端平台和一数据库中，接收所述智能组柜的监测和及分析数据，并进行诊断。本发明实现了变压器状态监测，所采用的分层分布式集成***克服了以往的独立***上述缺陷，基于统一的硬件平台、统一的通信协议、统一的后台分析诊断软件***：真正实现统一***平台分析和诊断220KV级以上变压器的运行状态和故障。

Description

一种220KV级以上变压器一体化智能诊断***及其方法

技术领域

本发明涉及一种变压器在线智能诊断***及其方法，尤其是涉及220KV级以上变压器在线诊断的智能一体化***及其方法。

背景技术

变电站变压器，是整个变电站中重要核心的设备，尤其是220KV级以上变压器更是整个供电枢纽核心供电设备。220KV级以上变压器故障模式主要是机械、热和电三种类型，变压器的内部故障主要分为过热性故障、放电性故障及绝缘受潮三种。下面分别分析此三种故障：

1)变压器过热性故障

过热性故障是由于热应力造成的绝缘加速劣化，具有中等水平的能量密度。变电站压器过热故障是最常见的内部故障，它对变压器的安全运行和使用寿命造成了严重威胁，变压器运行时有空载损耗、负载损耗和杂散损耗等，这些损耗转化为热量，当产生的热量和散出的热量平衡时，温度达到稳定状态。当发热量大于预期值，而散热量小于预期值时，就发生了过热现象。变压器过热故障的主要原因可归结为：分接开关接触不良引起的为50%；铁心多点接地和局部短路或漏磁环流占33%；导线过热和接头不良或紧固件松动占14.4%；因局部油道堵塞造成局部散热不良占2.6%。尤其变电站压器经常承受冲击负荷的影响，研究表明与同等级的电力变压器相比寿命损失严重，相对寿命损失率可达1.245。

若热应力只引起热源处绝缘油分解，所产生的特征气体主要是CH4,C2H4，且随故障点温度升高C2H4占总烃的比例平均为62.5%，其次是C2H6和H2，据统计C2H6一般低于总烃的20%。高、中温H2占氢烃(H2+C1+C2)总量的25%以下，只有低温过热时，一般为30%左右。这是由于烃类气体随温度上升增长较快所致。过热性故障一般不产生C2H2，只在严重过热时才会产生微量，其最大含量也不会超过总烃的6%。当涉及固体绝缘材料时还会产生大量的CO,CO2。

2)变压器放电故障

放电故障是在高电场作用下造成的绝缘劣化所引起的变压器内部的主要故障，按能量密度不同分为不同的放电故障类型。

第一，电弧放电：

电弧放电又称为高能量放电。以线圈匝、层间击穿为常见，其次是引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障模式。其特点是产气急剧、量大，尤其是匝、层间绝缘故障，因无先兆现象，一般难以预测，最终以突发性故障暴露出来。故障特征气体主要是C2H2和H2，其次是大量的CH4和C2H4。由于故障速度发展很快，往往气体来不及溶解于油中就释放到气体继电器中，故油中气体含量往往与故障点的位置、油流速度和故障持续时间有很大关系。一般C2H2占总烃量的20-70%。H2占氢烃量的30-90%，绝大多数情况下C2H2的含量高于CH4的含量。

第二，火花放电:

火花放电一般是低能量放电。即一种间隙性放电故障。常发生在以下情况，引线或套管储油柜对电位未固定的套管、导电管放电;引线局部或铁芯接地片接触不良，而引起的放电;分接开关拨叉电位悬浮而引起的放电。故障特征气体以C2H2、H2为主，因故障能量小，一般总烃含量不高，油中溶解的C2H2在总烃中所占比例高达25-90%,C2H4的含量则小于20%,H2占氢烃总量的30%以上。

第三，局部放电:

当变压器油纸绝缘中含有气隙时，由于气体的介电系数小而击穿场强比油和纸的都低，在运行中常因此而发生局部放电。一般刚放电时放电量不超过几百皮库，但气隙放电发展到油中也出现局部放电的时候，放电量可达到几千到几十万皮库，往往引起绝缘纸层损坏而逐渐发展到严重事故。

局部放电给变压器绝缘带来极大的危害。造成破坏作用的因素有：热应力作用、带电微粒的轰击、局部放电时产生化学活性物的作用以及冲击波和辐射线的作用等。变压器发生局部放电时，放电处会产生高温，加速油纸绝缘材料的老化，影响其绝缘寿命；还会发生化学反应，产生臭氧和氧化氮等气体，这些气体对绝缘材料起腐蚀作用，给变电站压器绝缘带来极大的危害。当变压器内部发生局部放电故障时，油中的气体组分含量随放电能量密度的不同而不同，一般总烃量不高，主要成分为H2，其次是C2H4，通常H2占氢烃量的90%以上，CH4占总烃量的90%以上。局部放电的能量密度增高时也会出现C2H2，但在总烃中所占比例一般小于2%，这是与电弧、火花放电现象区别的主要标志。

无论哪种放电，只要涉及固体材料的故障或老化，就会产生CO,CO2。

3)变压器绝缘受潮故障

水是变压器绝缘***的大敌，电力运行部门在历次进行制定的变压器防事故措施中都规定要防止水分及空气进入变压器，以尽量控制绝缘材料中的含水量。这是因为，油一纸绝缘***吸潮会使绝缘材料降解老化、介质损耗增加、绝缘电阻降低、局部放电起始电压也随之降低，最终导致变压器的运行寿命的缩短。为了提高绝缘材料的电气强度，变压器制造厂商也都规定了极为严格的干燥工艺标准，推荐新产品的绝缘纸(板)含水量上限为0.5%，一般都控制在0.1%-0.3%的范围内，变压器油含水量控制在15μL/L以下。

第四，水分对变压器运行安全的影响

由于水是较强极性的液体(介电常数为81，比油、纸的介电常数高的多，变压器中含有的水分，更容易被强电场所吸引。含水量的增加会导致介电强度的下降。使油和介质表面的击穿强度大大降低，对变压器的安全运行造成极大的危害。DL/T596-1996《高压设备预防性试验规程》中规定了油和纸含水量的临界值，如表1中所示。

表1含水量的临界值

第五，绝缘受潮的原因

变压器绝缘受潮主要由以下几种因素引起:

(1)密封不良。变压器密封部位密封不严会导致雨水侵入变压器。如果水分沿一定的路径渗漏到线圈上，导致线圈匝间短路，从而引发事故。(2)水冷却器漏水。水冷却器管道开裂或开焊，大量水分进入变压器油中，引起线圈烧毁。(3)进油管道的内部及陶管均压球内部有积水，安装时未清理干净，水分随油淋到器身上，引起绝缘事故。(4)凝结水流入。变压器油中的水分蒸发至储油柜内，遇冷凝结。(5)带油运输变压器，运输中发生气侧渗漏，安装时未发现，投入后引起线圈烧毁。(6)吊罩检查，器身暴露空气受潮，注油前真空处理不彻底，造成水分在绝缘中集中，引发绝缘事故。

第六，绝缘受潮的判断方法

DL/T596-1996《高压设备预防性试验规程》指出，判断变压器绝缘受潮主要依靠绕组绝缘电阻、介质损耗以及绝缘油的测试等。当变电站压器内部受潮时，油中水分和含湿气的杂质，易形成“小桥”引起局部放电而产生H2；水分在电场作用下的电解作用和水与铁的化学反应，也可产生大量的H2。故障受潮设备中H2在氢烃总量中占比例更高，所以可以通过检测变压器油中的氢气含量来判断绝缘受潮故障。

变电站压器油中溶解气体含量与对应故障的关系基本与电力变压器相同，当由于冲击负荷的作用，油中CO的浓度相对较高，应引起注意。

表2不同故障类型产生的气体组分

在以上分析中可以看到：变压器油在热和电的作用下，分解出氢、一氧化碳以及多种烃类气体，设备内部故障的类型及严重程度与这些气体分子的组成及产气速率有着密切关系，利用这一关系判断设备内部故障和监视设备的运行状况，成为充油电气设备安全运行不可缺少的手段，已在国内外普遍使用，国际电工委员会制定了专门的油中溶解气体分析导则IEC567和IEC599，国内也制定了GB17623和DL722相关标准。变压器铁芯要求一点接地，正常运行时地线中只流过很小的各绕组对铁芯的寄生电容电流，如铁芯有两点或多点接地，则接地点间形成闭合回路，因交链磁通而形成较大环流。该电流会引起局部过热，导致油分解，烧坏铁芯等，威胁变压器正常运行。因此，监视铁芯接地电流防止其多点接地是十分有意义的。由此可见，变压器套管绝缘在线监测、铁芯接地电流监测以及油中溶解气体在线监测技术是实现变电站电器的有效手段。

由此可见，变压器是重要核心的设备，其安全运行至关重要，由于变电站压器设计、制造、材料质量和运行等诸多方面的原因，设备的恶性故障时有发生，严重影响了电网的安全稳定运行。

在电力***中，为确保大型变压器的安全运行，针对变压器的结构特点与故障类型以及重要性发展了很多不同的在线监测方法。目前国内在变压器套管绝缘在线监测、铁芯接地电流监测以及油中溶解气体在线监测技术上已经到了比较成熟的阶段，在电力***变压器运行维护中已经取得较为广泛的应用。这些技术和设备在完成对电气化变电站环境的适应性改造后，可以作为变电站压器在线监测的有效手段。

目前，变压器每个特征量单独监测无法全面判断整个变压器的运行状态和故障特征。

220KV级以上变压器故障类型
	油过热
油和纸过热
	油纸绝缘中局部放电
油中火花放电
	油中电弧
油和纸中电弧
	进水受潮或油中气泡

表3

目前，高压设备在线监测***包含变压器油中气体在线监测、变压器铁芯接地电流在线监测、容性设备在线监测、电压在线监测、避雷器、断路器在线监测、环境监测、局部放电在线监测等多种设备。就220KV级以上变压器而言现有在线技术监测有油中气体、铁芯接地电流、容性套管、***电压变压器工况等多种监测单元。变压器各监测单元独立安装，各自采集对应的被监测设备的某些状态信息，并通过诸如RS-485等不同的通信协议将采集到的数据上传至后台,无法做到统一***平台分析和诊断220KV级以上变压器的运行状态和故障。

目前、只实现了变压器绝缘等状态参数在线监测，但是没有统一的变压器故障诊断一体化平台，好比病人只知道自己检查指标，无法诊断病情一样，只有变压器监测数据而没有诊断一体化智能平台是无法及时诊断变压器内潜伏性故障，无法有效地防止重大恶性故障的发生，无法保障变电站的安全、可靠运行。

变压器是整个变电站中重要核心的设备，其安全运行至关重要，研发变压器状态监测参考量智能一体化诊断平台势在必行。

现有技术条件下，对变压器监测独立安装多种监测单元，会使得安装过程中出现一些不必要的麻烦，如耗费大量线材，设备布局不合理，占地面积过大等。在后续扩展监测单元时，也需要重新布线，导致工程量加大，在监测单元使用过程中，无法对监测单元进行统一分析与管理。另一方面，信息***异构性也导致基于RS-485等私有通信规约的监测***只能实现站内信息共享。这种异构表现为以下几个方面：

应用异构：有几十个应用程序在运行，这些应用常常是多个第三方厂家开发，数据标准不一致；

数据异构：企业的数据以各种不兼容格式存储在各个数据库和文件中；

结构异构：公司各类信息***采集了多种体系结构；

平台异构：由多个厂家提供的不同的硬件和***软件构成计算机***平台；

网络异构：采用多种不同的通信网络技术产品构建不同的网络传输平台；

当需要远程监测和管理变压器时只能通过其他的远程通信协议来传输数据，无法实现站与站之间的数据共享，亦无法实现各站信息综合管理平台的接入。

现有技术条件变压器各类监测单元独立安装，各自采集对应的被监测设备的某些状态信息，各类监测设备自成体系，产品质量、技术水平参差不齐。这些***同时运行于同一变电站时必然带来诸多问题。大致有以下几点：重复性建设，浪费资金；互相之间通过诸如RS-485等不同的通信协议将采集到的数据上传至后台，难以通信，难以集成；日常运行维护工作量增大；设备安装困难。每套***各自都具有独立的后台诊断分析软件，运行单位如果要将其数据统一起来决非易事。上述***还只是停留在局部和孤立的状态而未能真正形成***化和网络化，无法做到统一***平台分析和诊断220KV级以上变压器的运行状态和故障。更没有220级以上变压器智能诊断一体化***。

发明内容

本发明旨在解决监测单元分散安装所导致的光纤线材消耗量大、布局不合理等问题，本***包括智能组柜和一体化智能监测平台，将围绕各变压器的在线监测模块集成到智能组柜中，合理开发各监测模块之间的相对位置，使监测模块、通信转换模块与工控机之间只需以少量线材连接即可，减少工程安装的工作量。同时通过后台的一体化智能监测平台，可以减少外部复杂电磁环境的干扰，提高监测数据的准确度。作为本发明中重要部分的统一后台***，为传统在线监测***差异化的操作、数据结构及分析方法发明了一个深入发掘数据共性和分析与诊断***。

本发明公开了一种220KV级以上变压器一体化智能诊断***，其特征在于，包括：一智能组柜，所述智能组柜中包括一油气分析模块、一铁芯接地电流监测模块、一容性套管监测模块、一局部放电监测模块、一温度监测模块和一风机监测模块，提供变压器相关的监测及分析数据；一体化智能诊断平台，包括一远方后台、一站端平台和一数据库中，接收所述智能组柜的监测和及分析数据，并进行诊断。

比较好的是，所述智能组柜进一步包括：若干智能电子设备IED，分别对应与所述油气分析模块、所述铁芯接地电流监测模块、所述容性套管监测模块、所述局部放电监测模块、所述温度监测模块和所述风机监测模块相连，接收所述模块的监测及分析数据；一主IED，分别与所述若干智能电子设备IED相连，并以符合IEC61850规范通过总线接收各个IED的监测及分析数据。

本发明还公开了一种采用220KV级以上变压器一体化智能诊断***的方法，包括，步骤一，以气体H₂、C₂H₂、∑C含量和总烃产气速率是否超标作为诊断程序的启动条件，若四个条件有一个以上超标则启动诊断；步骤二，进行初分故障类型，确定到底是过热还是放电故障；步骤三，进行细分故障类型判断，确定到底是过热或放电故障的类型。

比较好的是，所述初分故障类型包括：步骤一，提取所述气体的当前实测数据进行三比值判断，三比值返回；步骤二，利用一神经网络进行判断，先对已有数据进行归一化处理，再进行对归一化数据进行校正，然后输出第二层输出量，并进行校正；步骤三，进行援例推理判断，选取已有所述数据库中与当前数据最接近的数据进行推理，得到援例推理的结果；步骤四，综合三种方法结果来判断，以两个或两个以上的结果为准确定到底是过热还是放电故障。

比较好的是，所述细分故障类型判断包括：步骤一，根据初步的结果确定过热故障是导电回路过热还是导磁回路过热；所述放电故障是涉及固体绝缘的放电还是不涉及估计绝缘的放电，二次对当前原始数据进行三比值判断，得到三比值结果；步骤二，二次对当前原始数据进行归一化，并进行校正，然后输出第二层输出量并进行校正，得到神经网络结果；步骤三，再次进行修正参数以后的援例推理判断，得到援例推理的结果；步骤四，综合三种方法结果来判断，以两个或两个以上的结果为准，确定到底是过热或放电故障的类型。

本发明同时还解决各站通信规约不统一的问题，通过内部IEC61850通信转换模块将原有的RS-485私有规约转换为符合智能变电站通信协议的标准规约，使之能够实现远程统一监测管理各站之间的变压器设备，推进智能变电站改造建设。

变压器是整个变电站中重要核心的设备，其安全运行至关重要，研发变压器状态监测参考量智能一体化诊断势在必行，本发明重要技术解决：

A、变压器每个特征量监测一体化；

B、所有变压器状态监测量统一在智能一体化诊断平台进行诊断分析；

C、采用统一的IEC61850智能IED组件来实现。

D、通过站端平台和远方后台对设备即时状态和历史数据库进行统一管理，***的挖掘大量数据中的信息，并将***接入智能电网综合数据平台从多个渠道获取反映变压器状态的特征信息，在此基础上对其运行状态进行综合诊断，能够更及时、准确、灵敏地反映高压设备的健康水平，从而指导变压器的维修，以克服传统方法的不足。

智能变压器是附加了智能组件的变压器，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、功能一体化，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。

附图说明

下面，参照附图，对于熟悉本技术领域的人员而言，从对本发明方法的详细描述中，本发明的上述和其他目的、特征和优点将显而易见。

图1是本发明***组成的结构框图。

具体实施方式

请参见图1，所示为本发明的变压器一体化智能诊断***的组成框图，通过该框图，可以了解到，变压器一体化智能诊断***应用在存在不同职能部门对智能电网在线监测与状态检修需要不同权限的场合，且该***通过采用过程层——间隔层——变电站层——企业层的这种分层结构，能够***中的权限进行合理的分配，保障***安全、稳定的运行。

具体而言，本发明的变压器一体化智能诊断***涉及变电站层和间隔层，间隔层内的部分设置在智能组柜10中，该智能组柜10中包括主IED101，及其通过IEC61850通信转换的下层的若干个智能电子设备IED102-107…及其与各个智能电子设备IED分别通信连接的下层的油气分析模块111、铁芯接地电流监测模块112、容性套管监测模块113、局部放电监测模块114、温度监测模块115和风机监测模块116等的数据，变电层内的远方后台201、站端平台202和数据库203中的数据。

本***的应用场合还包括企业层和过程层，企业层内的智能电网综合数据平台9，以及过程层中变压器8的数据都送到变压器一体化智能诊断平台20中，从而实现了对220KV级以上变压器状态监测智能监测一体化。

需要说明的是，由于变压器结构的特殊性，分布式的在线监测***中，在线监测单元传感器被分散地安装在各处，同时每一个传感器需要配备一整套相应的保护设施。而本发明中，传感器被集成在一个智能组柜10中，一方面可以共用各个传感器保护实施共同的部分，另一方面大大减少了变压器周边在线监测装置的数量，简化了在线监测设备的安装、调试和维护工作，充分体现了集约式管理思路。

每台主变每一相配置智能组柜10一台，落地式户外安装，符合GB/T 4208规定的IP55防护等级要求；智能组柜10通常安装在变压器旁边。在智能组柜10中，针对不同的模块采用对应的智能电子设备IED120-107，并将该些IED收集的数据通过主IED101传送到后端的监测平台20，由此，将变压器状态监测各参考量监测模块统一集成到基于IEC61850智能IED组件一体化智能组柜。

油气分析模块111采用气相色谱技术检测。测量成分包括H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2、H2O。最小监测周期应不大于2小时，监测周期可调。应能根据气体组分和含量、比值和增长率等进行故障诊断，每24小时向主IED报送报文。采用掉电非易失存储技术至少存储一年以上的监测数据，必要时，可通过站控层网路经由主IED调用历史监测数据。油中气体的检测范围及精度如下。

序号	气体	最小检测浓度	检测范围	检测精度
					1	H2	1ppm	1-5000ppm	±10％或2ppm取大者
2	CO	1ppm	1-5000ppm	±10％
					3	CH4	0.5ppm	0.5-4000ppm	±10％或2ppm取大者
4	C2H6	0.5ppm	0.5-3000ppm	±10％或2ppm取大者
					5	C2H4	0.5ppm	0.5-4000ppm	±10％或2ppm取大者
6	C2H2	0.1ppm	0.1-2000ppm	±10％或1ppm取大者
					7	总烃	0.2ppm	0.2-8000ppm	±10％或2ppm取大者
8	微水	1ppm	1-100ppm	±10％或2ppm取大者

表4

铁芯接地电流监测模块112采用一匝穿心式CT监测铁芯接地线上的电流，最小可测量应不大于1mA，最大可测量应不小于5A。最小监测周期应不大于1min，定期向主IED101报送测量结果，周期可调。铁芯及夹件的检测范围及精度如下：

表5

容性套管监测模块113中，电容式电流互感器、耦合电容器、CVT、电容式套管这些电容型高压设备的主绝缘都可以看作是由若干个电容器串联构成的。一次高压导体的对地电压由这些串联电容器共同承担。例如，对于某型号220kV电容式电流互感器（CT）的一次高压电容芯子，有6个“主屏”，（由铝箔或导电纸制作），最外面直接接地的一层叫做“末屏”，每两个“主屏”之间绕制了多层的电容器纸。安装时，在真空状态下把整个电容芯子浸到绝缘油中，形成油纸绝缘，“末屏”经一个小套管引到高压瓷套外接地。这样127kV的相电压由高压导体到末屏的6个串联的电容器共同承担。电容式套管和CT具有相似的结构，它的“末屏”也引出接地。耦合电容器和CVT的高压电容内部是由多个电容串联构成的，它们的首端接高压，尾端直接接地或经通信载波机接地。

电容型设备的主绝缘承受一次高压，将有泄漏电流Ix流过，绝缘电介质在交变电场下会产生电导损耗和极化损耗，它们共同产生电介质损耗，因此泄漏电流中就含有有功分量和无功分量。可以把主绝缘等效为电容和电阻的并联模型。

tanδ＝Ic/Ir＝tan[90°－(ΦIx-ΦUx)]    (2-1)

C＝Ix/ωU                               (2-2)

介质损耗因数tanδ对于发现绝缘整体性缺陷非常灵敏，电容型设备在运行过程中如果受潮、劣化或发生某层电容击穿，则设备的主电容量将会发生变化，所以监测电容型设备的电容量，同样也能很有效地发现绝缘缺陷。

泄漏电流的阻性分量很小，所以介质损耗因数的数值也非常小。一般，110kV及以上的电容型设备的tanδ<1.0％，测量时处理不当就会造成较大的误差，准确测量介损难度很大。

局部放电监测模块114采用内置型特高频天线接收式监测技术方案或超声波技术方案,局放监测模块114对各传感器的局部放电信号进行采样，每次采样长度为50个工频周期，最短监测周期不大于1小时，监测周期可调。局放监测模块114对局部放电特征信息进行分析，包含：放电幅值、放电相位、单位时间放电次数。具备一定的故障模式识别功能。正常情况，每隔6小时向主IED报告一次评估结果；检测到异常信号，主动上传报告，实时监测。局放监测模块114中能保存一年以上的特征信息和24小时的实时数据，采用掉电非易失存储技术。当收到请求时可通过站控层网路向主IED101或后台监测一体化平台20的服务器发送存储的特征信息和实时数据。

下面结合后台监测一体化平台20的介绍本***的工作流程。

后台数据库203服务器发出指令从前端主IED101读取数据，并存入数据库。站端平台202接收数据后，即时显示，并通过诊断***判断当前设备的工作状态及健康程度，对此作出评估和相应的检修建议。远方后台201通过以太网通信协议访问数据库203服务器，可以读取智能组柜10中的最新数据、历史数据、相应的状态信息和检修建议。

诊断基本流程包括：

①诊断启动

以气体H₂、C₂H₂、∑C含量和总烃产气速率是否超标作为诊断程序的启动条件，若四个条件有一个以上超标则启动诊断。

②初分故障类型

A、提取气体H₂、C₂H₂、CH₄、C₂H₆与∑C的当前实测数据进行三比值判断，三比值返回1——过热故障，2——放电故障；

B、利用已有的神经网络进行判断，先对已有数据进行归一化处理，再进行对归一化数据进行校正，然后输出第二层输出量，并进行校正。得到神经网络结果1——过热故障，2——放电故障；

C、进行援例推理判断，经过数学计算选取已有数据库中与当前数据最接近的数据进行推理，得到援例推理的结果1——过热故障，2——放电故障；

D、综合三种方法结果来判断，以两个或两个以上的结果为准确定到底是过热还是放电故障。

③细分故障类型

A、根据初步的结果确定过热故障是导电回路过热还是导磁回路过热；放电故障是涉及固体绝缘的放电还是不涉及估计绝缘的放电。二次对当前原始数据进行三比值判断（判断的比较项和初分处并不一样，而且根据初分为放电还是过热三比值方法并不一样，下同）得到三比值结果1——导电回路过热，2——导磁回路过热或1——涉及固体绝缘的放电，2——不涉及固体绝缘的放电；

B、二次对当前原始数据进行归一化（归一化的权值和初分的并不一样），并进行校正，然后输出第二层输出量并进行校正。得到神经网络结果1——导电回路过热，2——导磁回路过热或1——涉及固体绝缘的放电，2——不涉及固体绝缘的放电；

C、再次进行修正参数以后的援例推理判断，得到援例推理的结果1——导电回路过热，2——导磁回路过热或1——涉及固体绝缘的放电，2——不涉及固体绝缘的放电；

D、综合三种方法结果来判断，以两个或两个以上的结果为准，确定到底是过热或放电故障的类型。

基于粗糙集的变压器综合诊断方法

油浸式变压器的很多特征信息往往能从不同方面反映变压器运行的情况，每种特征信息的表达形式不同，且反映故障均存在一定的局限性，就必须对多种监测方法提取的特征进行综合处理和协同分析。另外，一些试验难以随时进行（例如绕组变形、局放监测等停电试验项目），又造成故障信息的不完备或监测信息缺失。以往我们用专家***、模糊数学、神经网络等对以上问题做过深入的研究，但是有时诊断结果仍不尽人意。本项目将粗糙集引入到变压器故障诊断中，在基于人工神经网络与援例推理两级诊断结果基础上再运用粗糙集方法结合电气试验、巡视、附件等征兆进行细分诊断。

基于粗糙集的故障诊断

1）条件属性集合和决策属性集合的确定

根据粗糙集与故障诊断的基本原理，先以故障征兆为条件属性、而已故障为决策属性，对搜集到的电力变压器故障数据进行统计分析，并参考已往经验中较成功的故障分类集，得到条件属性集合和决策属性集合如表6及表7所示。

表6 条件属性集合

表7 决策属性集

2）决策表的形成

研究过程中先后搜集了一些故障案例，由此初步形成对应关系，还通过以下三种方法来弥补故障案例不多的缺点：第一，通过搜集资料获取前人用其他智能诊断方法等研究后得到的一些较成熟的故障与故障征兆之间的对应关系，按选定的故障和故障征兆对其进行整理；第二，通过技术资料中有关故障和故障征兆的原理而整理得到一些简单的对应关系；第三，对上述二种方法所形成的初步对应关系，结合经验人员的建议后，再进行修改完善。由此得到变压器故障与故障征兆的基本关系。

3）规则集形成与应用

按上述定义编写抽取规则的存储过程。形成了规则集后，即可运用规则集对待诊变压器进行故障诊断，其过程如下：

①首先将待诊变压器的信息进行处理，***中通过两种方法确定待诊属性值：一方面通过对在线数据和单项试验数据的处理，将超过预警值的为1，正常的为0；另一方面通过页面人机交互的方式确定试验项目属性为0或1，在***运行界面上1意义为打钩，即将出现的故障选出即可。

②在约简集中搜索与待诊条件属性相符约简的编号，如没有完全相符的就找出与其最相近的几个（取3个以上）。

③根据得到的约简编号搜索得到相应的约简决策表，将得到的待诊数据与约简决策表匹配，以得到最相符的规则集。

④找到相符的规则集后，即可在规则集中寻找与条件属性值相同的规则，如没有相同的就选取最相近的规则，从而得到诊断结论。

本发明围绕同一220KV级以上变压器的监测模块集成智能一体化，基于统一的硬件和软件平台之下，实现了变压器状态监测，所采用的分层分布式集成***克服了以往的独立***上述缺陷，基于统一的硬件平台、统一的通信协议、统一的后台分析诊断软件***：真正实现统一***平台分析和诊断220KV级以上变压器的运行状态和故障；真正实现可以减少外部电磁干扰对监测数据的影响；真正实现节省光纤线材的同时也减少了安装的工程量；智能组柜体采用抽屉式的结构真正实现插即用的效果；真正实现智能电网不同职能部门对检测***的权限合理分配；真正实现变压器状态监测智能一体化；真正实现变压器智能诊断和分析一体化；采用标准的统一数据建模，将采集的数据按照标准模型的存储，真正意义上实现了设备状态信息的高度共享；对外提供标准接口，使得新开发的应用可以方便的获取到综合平台的数据信息，有利于更好的挖掘综合数据平台信息价值；平台提供了丰富的信息展现手段，可以使用户更为便捷的发现自己关心的信息，更好的支持决策水平；平台具有稳定可靠的运行机制，同时平台可以处理大量数据，非常适合作为变压器状态信息的存储、服务和展现中心。

前面提供了对较佳实施例的描述，以使本领域内的任何技术人员可使用或利用本发明。对这些实施例的各种修改对本领域内的技术人员是显而易见的，可把这里所述的总的原理应用到其他实施例而不使用创造性。因而，本发明将不限于这里所示的实施例，而应依据符合这里所揭示的原理和新特征的最宽范围。

Claims (5)

1.一种220KV级以上变压器一体化智能诊断***，其特征在于，包括：

一智能组柜，所述智能组柜中包括一油气分析模块、一铁芯接地电流监测模块、一容性套管监测模块、一局部放电监测模块、一温度监测模块和一风机监测模块，提供变压器相关的监测及分析数据；

一体化智能诊断平台，包括一远方后台、一站端平台和一数据库中，接收所述智能组柜的监测和及分析数据，并进行诊断。

2.根据权利要求1所述的220KV级以上变压器一体化智能诊断***，其特征在于，所述智能组柜进一步包括：

若干智能电子设备IED，分别对应与所述油气分析模块、所述铁芯接地电流监测模块、所述容性套管监测模块、所述局部放电监测模块、所述温度监测模块和所述风机监测模块相连，接收所述模块的监测及分析数据；

一主IED，分别与所述若干智能电子设备IED相连，并以符合IEC61850规范通过总线接收各个IED的监测及分析数据。

3.一种采用权利要求1所述的220KV级以上变压器一体化智能诊断***的方法，其特征在于，

步骤一，以气体H₂、C₂H₂、∑C含量和总烃产气速率是否超标作为诊断程序的启动条件，若四个条件有一个以上超标则启动诊断；

步骤二，进行初分故障类型，确定到底是过热还是放电故障；

步骤三，进行细分故障类型判断，确定到底是过热或放电故障的类型。

4.根据权利要求3所述的所述的220KV级以上变压器一体化智能诊断***的方法，其特征在于，

所述初分故障类型包括：

步骤一，提取所述气体的当前实测数据进行三比值判断，三比值返回；

步骤二，利用一神经网络进行判断，先对已有数据进行归一化处理，再进行对归一化数据进行校正，然后输出第二层输出量，并进行校正；

步骤三，进行援例推理判断，选取已有所述数据库中与当前数据最接近的数据进行推理，得到援例推理的结果；

步骤四，综合三种方法结果来判断，以两个或两个以上的结果为准确定到底是过热还是放电故障。

5.根据权利要求3或4所述的所述的220KV级以上变压器一体化智能诊断***的方法，其特征在于，

所述细分故障类型判断包括：

步骤一，根据初步的结果确定过热故障是导电回路过热还是导磁回路过热；所述放电故障是涉及固体绝缘的放电还是不涉及估计绝缘的放电，二次对当前原始数据进行三比值判断，得到三比值结果；

步骤二，二次对当前原始数据进行归一化，并进行校正，然后输出第二层输出量并进行校正，得到神经网络结果；

步骤三，再次进行修正参数以后的援例推理判断，得到援例推理的结果；

步骤四，综合三种方法结果来判断，以两个或两个以上的结果为准，确定到底是过热或放电故障的类型。

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