本文介绍了变压器光纤测温的必要性，对比了三种变压器绕组光纤测温技术特点。针对深圳电网110kV油浸变压器绕组测温项目，介绍了光纤传感器的安装和测温数据分析，并与传统的绕组温度计和油温计测量数据进行了比较。实际应用证明，基于光纤光栅技术的光纤温度传感器能够安全、准确、可靠和实时的监测绕组、铁心、母排温度。
1 概述
大型变压器在运行时, 绕组温度分布是不均匀的。通过传统的热模拟法测量的技术，运行绕组的温升过程与模拟不尽相同，误差较大，法国电网已停用该测温装置[1]。在顶层油温处于正常水平的情况下，绕组的热点温度可能已发生局部过热。绕组过热一方面会造成该处油的分解并产生气泡, 另一方面还会造成该处局部绝缘累积性的老化(多次重复过热)，最终将导致绝缘击穿而损坏变压器。因此从设备安全的角度考虑，绕组热点温度的有效监测意义重大。
变压器绝缘运行寿命一般认为应遵循六度法则:年平均温度为98℃时具有正常寿命，当超过或达不到98℃时,每上升或降低6℃,则变压器寿命降低一半或延长一倍，如图1所示[2]。从资产管理的角度考虑，绕组热点温度的有效监测将保证资产在正确的工况条件下使用，而不影响变压器的寿命。
因为绕组热点温度是变压器负载的最主要限定因素，应尽力准确测出[3]。标准[4]中提出“由于热点的位置很难预先准确确定，加之油流的随意变化，各不同位置的温度也会随之变化，因此最好同时用多个传感器”。
2 变压器热点温度直接测量技术
在变压器热点温度直接测量技术上，主要采用光纤测温技术。光纤为SiO2材料，具有非常优异的绝缘特性，敏感组件测量和信号的传输均由光来完成，由于没有电信号的引入，使得光纤传感技术在变压器热点温度监测上成为可能。
目前使用光纤传感技术测量变压器热点温度主要有三种测量技术：荧光式测量，半导体式测量和光纤光栅测量。采用光纤荧光吸收式测温技术[5]和光纤半导体吸收式测量技术[6]的的绕组测温技术，受制于1根光纤只能接1个传感器的技术特点，难以实现多点的监测。光纤光栅式测量技术则可实现多点测温。
2.1 荧光式测温
荧光式测温方法是在光纤末端镀上荧光物质，经过一定波长的光激励后，荧光物质受激辐射出荧光能量。由于受激辐射能量按指数方式衰减，衰减时间常数根据温度的不同而不同，通过测量衰减时间，从而得出测量点的温度。
由于衰减时间常数的计算是通过荧光物质受激辐射后的光强测量而换算得到的，而光强受光纤弯曲所产生的损耗、光纤接头处的插入损耗以及外接光缆的光损耗等因素影响，可能导致衰减时间常数测量误差，从而影响温度测量精度。
2.2 半导体测温
半导体测温原理是在光纤末端加入砷化镓晶体，当光源发出多重波长的光照射到砷化镓晶体时，该晶体在不同的温度会吸收不同波长的光，同时将剩余不能吸收的波长的光反射回去。通过检测反射光的光谱，换算出测量温度。
半导体测温由于测量的是光的频谱，不是光强，因此测量不受光功率影响，但是在实际操作过程中，光路的变化(如光缆的重新布置, 传感器的重新熔接)还会影响测温的准确性，还须重新定标，确保温度测量的准确性[7]。同荧光式测温技术一样，温度敏感组件都是处于光纤的末端，单根光纤只能接一个传感器。
2.3 光纤光栅测温
光纤光栅是在光纤上制作的、只反射特定波长的光传感组件。该器件反射的波长与温度具有优异的线性关系，和温度线性拟合的相关系数可达99.99%。通过测量光纤光栅反射回的光的波长，即可换算出测量点的温度。
在单根光纤上的不同位置可以刻写不同波长的光纤光栅传感器，通过波分复用技术，实现单根光纤多达18个光纤光栅传感器的串联。
2.4 三种光纤测温技术的比较
3 光纤光栅绕组热点测温原理
光纤光栅是通过相位掩模板制造技术，光纤经过激光照射形成光波长反射器件。一定带宽的光与光纤光栅场发生作用，光纤光栅反射回特定中心波长的窄带光，并沿原传输光纤返回;其余宽带光沿光纤继续传输。
反射的中心波长随作用于光纤光栅的温度变化而线性变化，从而使光纤光栅成为性能优异的温度测量元件。通过测量光纤光栅反射的中心波长，即可测量出光纤光栅温度传感器测量点相应的温度值。
沿光纤继续传输的透射光继续传输给其它具有不同中心波长的光纤光栅，并逐一反射各个光纤光栅的中心波长，通过测量各反射光的中心波长，从而实现一根光纤上多个光纤光栅温度传感器的串联。
4 变压器绕组测温系统主要构成
4.1 光纤光栅测温主机
该测温主机是光纤光栅测温主机，除了具备在线测量绕组热点温度的功能之外，还有多路光纤通道和8路继电器及数据传输接口，内置了Modbus和IEC61850传输协议。
4.2 光纤光栅温度传感器
光纤光栅温度传感器不受电磁干扰，与变压器油相容，可耐受诸如煤油气相干燥，热油循环等变压器制造过程。传感器可方便的安装到变压器绕组、铁心、母线排、电气接点等热点区域。
4.3 光纤接口板
光纤接口板由不锈钢材料制成(专利号：ZL201120115532.1)，安装在变压器油箱壁上，在保证变压器不漏油的情况下，实现光纤中传输的光信号的低损耗传输。
5 深圳电网110kV主变温度测量案例
5.1 传感器监测位置和数量
经与变压器厂商议，在A，B，C三相高压绕组上，每相安装2个传感器，位置分别在第二和第三个线饼之间、第四和第五个线饼之间;顶层和底层油温部分，各安装两个传感器;铁芯上安装2个传感器;母线排上安装3个传感器。如图6所示：
5.2 传感器在变压器中的安装
传感器在绕组、铁芯、母线排及顶层油的安装如图7-10所示：
5.3 测量结果及分析
5.3.1 绕组热点温度、顶层油温度及温升分析
表2是温升试验中，绕组、铁芯、母线与油温度稳定后的测量结果。
注：*1，表示传感器安装在第2、3线饼间;*2，表示传感器安装在第4、5线饼间;
所测量的绕组最高温度在C相高压绕组上第二个线饼和第三个线饼之间，为110.6℃，根据标准[4]，该点即作为绕组热点温度。
根据标准[4]中规定的温度分布模型，已知铜油温差为20K，作图如下：
该台变压器的铜油温差为20K，根据热点温度模拟计算法，热点系数选择1.3，则模拟计算的热点温度=顶层油温(油温计测量温度为81.6℃)+热点系数×铜油温差，为107.6℃，计算的热点温升为107.6-27.3=80.3K。
标准[4]中规定了顶层油温升限制为60K，但没有规定热点温升限制，标准[8]则规定了热点温升限制为78K。
5.3.2 绕组温度分析
从测量结果看，第二、三个线饼间的温度高于第四、五线饼间的温度;相同位置不同绕组的测量温度较为接近。
因为绕组热点温度是变压器负载的最主要限定因素, 应尽力准确测出[3]，标准[4]中提出“由于热点的位置很难预先准确确定，加之油流的随意变化，各不同位置的温度也会随之变化，因此最好同时用多个传感器”。由于在2、3饼之间各放置了1个传感器，为了更加准确的评估变压器的绕组热点温度，因此传感器数量有必要增加，以测量出绕组可能存在的更高温度。
5.3.3 顶层油温测量结果比较
采用传统的Pt100油温计与采用光纤光栅技术测量的油温比较如图12所示，可看出当温度稳定之后：
(1)光纤测量的两个顶层油温非常接近，相差0.2℃;
(2)Pt100油温计测量的两个顶层油温相差2.3℃，最大值比光纤测量温度差大约0.5℃。Pt100油温计2在5:00-5:30时间段，温度突变9.4℃，判断可能存在测量故障。在变压器投运不久，该Pt100传感器果然出现故障，并更换。
5.3.4 光纤测温数据稳定性分析
从图13可看出，绕组、铁芯，还是母排在温升试验期间温度数据变化均非常平稳，本项目所采用光纤测温系统测温数据稳定、准确。
5.3.5 变压器运行后的数据比较
图14是变压器投运后连续6天的绕组温度计测量温度(线温)、光纤测量的热点温度和对应的电流负载关系图，图15是油温计和光纤测量的顶层油温和对应的电流负载关系图。
由图14和图15可以看出：
1) 光纤测量的温度能够更准确的跟踪电流负载的变化;
2) 所测量到绕组上的热点温度随负载电流不一样高于线温0-8K。
3) 铁芯温度高于绕组热点温度。
6 共性问题探讨
应该看到，光纤测温技术为变压器绕组热点温度的监测提供了一种有效的技术手段。为了更准确测量到绕组热点温度，有必要增加测点数量，增加发现最高热点温度的几率。
所测量温度数据如何系统的指导变压器使用方对变压器运行、维护和检修等工作，甚至结合油色谱和局放技术，对变压器的潜在问题评估及寿命预测，是非常有意义的、待实施的工作。
7 结束语
基于光纤光栅测温技术的变压器绕组温度监测系统具有较高的实用价值，其直接、准确和实时的测温效果，明显提高了变压器的监测效率，降低了运维费用，同时有效避免了变压器恶性事故的发生，在不降低变压器寿命的情况下，保障变压器更高负载的运行，实践证明该方法行之有效。
参考文献
[1] 陆万烈, 夏业勤, 变压器绕组温度测量的“热模拟”误差, 变压器, 1999, 36(10): 15～17
[2] IEEE STD C57.100-1999
[3] IEC. Loading guide for oil-immersed power transformer, revision of publication 354. 1991
[4] 余崇高，浅谈变压器的全寿命价格，内蒙古水利，2009(1)
[5] 陈军, 光纤测温技术在变压器上的应用. 变压器，2008(01)
[6] 宋伟，彭淑迪，陈仁全，胡启明，变压器光纤测温原理及其安装试验工艺探讨，重庆市电机工程学会2012年学术会议论文
[7] GB 1094.2-1996，电力变压器 第2部分 温升
[8] IEC 60076-2, Power transformers –Part 2: Temperature rise for liquid-immersed transformers, Edition 3.0 2011-02
1 概述
大型变压器在运行时, 绕组温度分布是不均匀的。通过传统的热模拟法测量的技术，运行绕组的温升过程与模拟不尽相同，误差较大，法国电网已停用该测温装置[1]。在顶层油温处于正常水平的情况下，绕组的热点温度可能已发生局部过热。绕组过热一方面会造成该处油的分解并产生气泡, 另一方面还会造成该处局部绝缘累积性的老化(多次重复过热)，最终将导致绝缘击穿而损坏变压器。因此从设备安全的角度考虑，绕组热点温度的有效监测意义重大。
变压器绝缘运行寿命一般认为应遵循六度法则:年平均温度为98℃时具有正常寿命，当超过或达不到98℃时,每上升或降低6℃,则变压器寿命降低一半或延长一倍，如图1所示[2]。从资产管理的角度考虑，绕组热点温度的有效监测将保证资产在正确的工况条件下使用，而不影响变压器的寿命。
因为绕组热点温度是变压器负载的最主要限定因素，应尽力准确测出[3]。标准[4]中提出“由于热点的位置很难预先准确确定，加之油流的随意变化，各不同位置的温度也会随之变化，因此最好同时用多个传感器”。
2 变压器热点温度直接测量技术
在变压器热点温度直接测量技术上，主要采用光纤测温技术。光纤为SiO2材料，具有非常优异的绝缘特性，敏感组件测量和信号的传输均由光来完成，由于没有电信号的引入，使得光纤传感技术在变压器热点温度监测上成为可能。
目前使用光纤传感技术测量变压器热点温度主要有三种测量技术：荧光式测量，半导体式测量和光纤光栅测量。采用光纤荧光吸收式测温技术[5]和光纤半导体吸收式测量技术[6]的的绕组测温技术，受制于1根光纤只能接1个传感器的技术特点，难以实现多点的监测。光纤光栅式测量技术则可实现多点测温。
2.1 荧光式测温
荧光式测温方法是在光纤末端镀上荧光物质，经过一定波长的光激励后，荧光物质受激辐射出荧光能量。由于受激辐射能量按指数方式衰减，衰减时间常数根据温度的不同而不同，通过测量衰减时间，从而得出测量点的温度。
由于衰减时间常数的计算是通过荧光物质受激辐射后的光强测量而换算得到的，而光强受光纤弯曲所产生的损耗、光纤接头处的插入损耗以及外接光缆的光损耗等因素影响，可能导致衰减时间常数测量误差，从而影响温度测量精度。
2.2 半导体测温
半导体测温原理是在光纤末端加入砷化镓晶体，当光源发出多重波长的光照射到砷化镓晶体时，该晶体在不同的温度会吸收不同波长的光，同时将剩余不能吸收的波长的光反射回去。通过检测反射光的光谱，换算出测量温度。
半导体测温由于测量的是光的频谱，不是光强，因此测量不受光功率影响，但是在实际操作过程中，光路的变化(如光缆的重新布置, 传感器的重新熔接)还会影响测温的准确性，还须重新定标，确保温度测量的准确性[7]。同荧光式测温技术一样，温度敏感组件都是处于光纤的末端，单根光纤只能接一个传感器。
2.3 光纤光栅测温
光纤光栅是在光纤上制作的、只反射特定波长的光传感组件。该器件反射的波长与温度具有优异的线性关系，和温度线性拟合的相关系数可达99.99%。通过测量光纤光栅反射回的光的波长，即可换算出测量点的温度。
在单根光纤上的不同位置可以刻写不同波长的光纤光栅传感器，通过波分复用技术，实现单根光纤多达18个光纤光栅传感器的串联。
2.4 三种光纤测温技术的比较
3 光纤光栅绕组热点测温原理
光纤光栅是通过相位掩模板制造技术，光纤经过激光照射形成光波长反射器件。一定带宽的光与光纤光栅场发生作用，光纤光栅反射回特定中心波长的窄带光，并沿原传输光纤返回;其余宽带光沿光纤继续传输。
反射的中心波长随作用于光纤光栅的温度变化而线性变化，从而使光纤光栅成为性能优异的温度测量元件。通过测量光纤光栅反射的中心波长，即可测量出光纤光栅温度传感器测量点相应的温度值。
沿光纤继续传输的透射光继续传输给其它具有不同中心波长的光纤光栅，并逐一反射各个光纤光栅的中心波长，通过测量各反射光的中心波长，从而实现一根光纤上多个光纤光栅温度传感器的串联。
4 变压器绕组测温系统主要构成
4.1 光纤光栅测温主机
该测温主机是光纤光栅测温主机，除了具备在线测量绕组热点温度的功能之外，还有多路光纤通道和8路继电器及数据传输接口，内置了Modbus和IEC61850传输协议。
4.2 光纤光栅温度传感器
光纤光栅温度传感器不受电磁干扰，与变压器油相容，可耐受诸如煤油气相干燥，热油循环等变压器制造过程。传感器可方便的安装到变压器绕组、铁心、母线排、电气接点等热点区域。
4.3 光纤接口板
光纤接口板由不锈钢材料制成(专利号：ZL201120115532.1)，安装在变压器油箱壁上，在保证变压器不漏油的情况下，实现光纤中传输的光信号的低损耗传输。
5 深圳电网110kV主变温度测量案例
5.1 传感器监测位置和数量
经与变压器厂商议，在A，B，C三相高压绕组上，每相安装2个传感器，位置分别在第二和第三个线饼之间、第四和第五个线饼之间;顶层和底层油温部分，各安装两个传感器;铁芯上安装2个传感器;母线排上安装3个传感器。如图6所示：
5.2 传感器在变压器中的安装
传感器在绕组、铁芯、母线排及顶层油的安装如图7-10所示：
5.3 测量结果及分析
5.3.1 绕组热点温度、顶层油温度及温升分析
表2是温升试验中，绕组、铁芯、母线与油温度稳定后的测量结果。
注：*1，表示传感器安装在第2、3线饼间;*2，表示传感器安装在第4、5线饼间;
所测量的绕组最高温度在C相高压绕组上第二个线饼和第三个线饼之间，为110.6℃，根据标准[4]，该点即作为绕组热点温度。
根据标准[4]中规定的温度分布模型，已知铜油温差为20K，作图如下：
该台变压器的铜油温差为20K，根据热点温度模拟计算法，热点系数选择1.3，则模拟计算的热点温度=顶层油温(油温计测量温度为81.6℃)+热点系数×铜油温差，为107.6℃，计算的热点温升为107.6-27.3=80.3K。
标准[4]中规定了顶层油温升限制为60K，但没有规定热点温升限制，标准[8]则规定了热点温升限制为78K。
5.3.2 绕组温度分析
从测量结果看，第二、三个线饼间的温度高于第四、五线饼间的温度;相同位置不同绕组的测量温度较为接近。
因为绕组热点温度是变压器负载的最主要限定因素, 应尽力准确测出[3]，标准[4]中提出“由于热点的位置很难预先准确确定，加之油流的随意变化，各不同位置的温度也会随之变化，因此最好同时用多个传感器”。由于在2、3饼之间各放置了1个传感器，为了更加准确的评估变压器的绕组热点温度，因此传感器数量有必要增加，以测量出绕组可能存在的更高温度。
5.3.3 顶层油温测量结果比较
采用传统的Pt100油温计与采用光纤光栅技术测量的油温比较如图12所示，可看出当温度稳定之后：
(1)光纤测量的两个顶层油温非常接近，相差0.2℃;
(2)Pt100油温计测量的两个顶层油温相差2.3℃，最大值比光纤测量温度差大约0.5℃。Pt100油温计2在5:00-5:30时间段，温度突变9.4℃，判断可能存在测量故障。在变压器投运不久，该Pt100传感器果然出现故障，并更换。
5.3.4 光纤测温数据稳定性分析
从图13可看出，绕组、铁芯，还是母排在温升试验期间温度数据变化均非常平稳，本项目所采用光纤测温系统测温数据稳定、准确。
5.3.5 变压器运行后的数据比较
图14是变压器投运后连续6天的绕组温度计测量温度(线温)、光纤测量的热点温度和对应的电流负载关系图，图15是油温计和光纤测量的顶层油温和对应的电流负载关系图。
由图14和图15可以看出：
1) 光纤测量的温度能够更准确的跟踪电流负载的变化;
2) 所测量到绕组上的热点温度随负载电流不一样高于线温0-8K。
3) 铁芯温度高于绕组热点温度。
6 共性问题探讨
应该看到，光纤测温技术为变压器绕组热点温度的监测提供了一种有效的技术手段。为了更准确测量到绕组热点温度，有必要增加测点数量，增加发现最高热点温度的几率。
所测量温度数据如何系统的指导变压器使用方对变压器运行、维护和检修等工作，甚至结合油色谱和局放技术，对变压器的潜在问题评估及寿命预测，是非常有意义的、待实施的工作。
7 结束语
基于光纤光栅测温技术的变压器绕组温度监测系统具有较高的实用价值，其直接、准确和实时的测温效果，明显提高了变压器的监测效率，降低了运维费用，同时有效避免了变压器恶性事故的发生，在不降低变压器寿命的情况下，保障变压器更高负载的运行，实践证明该方法行之有效。
参考文献
[1] 陆万烈, 夏业勤, 变压器绕组温度测量的“热模拟”误差, 变压器, 1999, 36(10): 15～17
[2] IEEE STD C57.100-1999
[3] IEC. Loading guide for oil-immersed power transformer, revision of publication 354. 1991
[4] 余崇高，浅谈变压器的全寿命价格，内蒙古水利，2009(1)
[5] 陈军, 光纤测温技术在变压器上的应用. 变压器，2008(01)
[6] 宋伟，彭淑迪，陈仁全，胡启明，变压器光纤测温原理及其安装试验工艺探讨，重庆市电机工程学会2012年学术会议论文
[7] GB 1094.2-1996，电力变压器 第2部分 温升
[8] IEC 60076-2, Power transformers –Part 2: Temperature rise for liquid-immersed transformers, Edition 3.0 2011-02
