一、项目背景
沈阳市市110k某变电站共有3台主变变压器，投运时间超过10年，其配套的波纹管式变压器油枕原采用浮子式侵入液位计，运行过程中频繁出现以下问题：
1. 测量失准频发：浮子卡涩、呼吸管堵塞等问题导致假油位现象，年均误告警达8次，运维人员需反复现场核验，占用大量人力，且存在因油位异常未及时发现引发的变压器过热、绝缘击穿风险。
2. 渗漏隐患突出：原有侵入式液位计需在油枕开孔安装，密封件老化后年均出现2-3次油液渗漏，不仅造成绝缘油损耗，还需停运放油检修，单台变压器每次检修直接经济损失超2万元，且影响区域供电可靠性。
3. 改造难度较大：该变电站为区域核心供电节点，变压器无法轻易停运，传统改造方案需吊罩、开孔动火，作业安全风险高，且改造成本超过15万元/台，经济性较差。
为解决上述痛点，变电站于2026年1月启动变压器油枕液位监测系统改造项目，最终选用外贴式超声波油枕液位计作为升级方案。
二、产品选型与参数适配
1. 核心设备选型
结合油枕为7mm厚钢制波纹管结构、无法动火开孔、需带电作业的工况，最终选用M33-1M型外贴式超声波液位计。
需求项设备参数适配情况
安装方式非接触外贴式，无需开孔，支架固定完全满足，可带电无火作业
穿透能力支持最大10mm钢制壁穿透适配7mm油枕壁厚要求
测量精度≤±0.5%FS，分辨率1mm，重复性误差≤±10mm满足油位监测±0.5%误差要求
环境适应性工作温度-20℃~+60℃，EMC抗干扰等级符合电力行业标准适配户外变电站强电磁、温差大的运行环境
信号输出支持RS485输出，可接入变电站SCADA系统满足远程集中监控需求
2. 替代方案对比
方案类型改造成本运维难度安全风险使用寿命
原有浮子式液位计约3万元/台需每年清理浮子、更换密封件渗漏、误告警风险高3-5年
外贴式超声波液位计约8万元/台免维护，仅需每年校准1次无开孔渗漏风险，带电作业无停运风险10年以上
三、安装与调试实施
1. 前期准备
· 工况核验：确认油枕无内部衬层、无气体夹层，探头安装位置无内部盘管、隔板遮挡，罐壁为硬质钢制结构，被测绝缘油动力粘度小于10mPa·S，符合测量要求。
· 工具与防护：配备水平仪、万用表、防爆扳手，高空作业人员落实安全带、绝缘防护装备，作业全程保持与高压带电部位安全距离大于1.5m。
· 设备核验：检查液位计探头无划痕、电缆绝缘层无破损，核对量程、防爆等级与油枕介质温度、压力工况匹配。
2. 安装过程
1. 点位选择：探头安装于油枕底部中心位置，垂直正对液面，角度偏差控制在1°以内，远离油液进出口等扰动区域，确保最低液位在设备20cm测量盲区内。
2. 探头固定：采用支架安装，探头与油枕壁间隙小于1cm，填充耦合剂，安装过程无动火、无开孔，全程带电作业，单台安装耗时仅40分钟。
3. 接线规范：信号电缆与动力电缆分开敷设，间距不小于50cm，屏蔽层可靠接地，接线盒密封达到IP67防水防尘标准，避免受潮短路。
3. 调试校准
1. 基础校准：执行空罐与满量程校准，通过软件屏蔽油枕壁焊缝等固定障碍物的虚假回波，调整滤波参数适配液面正常波动。
2. 误差核验：手动调节油枕油位，对比液位计显示值与人工核验值，误差控制在±1cm以内，符合电力行业监测精度要求。
3. 试运行：连续72小时监测，液位数据稳定无跳变，高/低油位告警功能触发准确，与SCADA系统通信正常，无信号丢失现象。
四、应用效果与效益
1. 运行表现
改造后截至2026年7月，3台液位计已稳定运行6个月，期间未出现假油位、误告警现象，数据准确率达100%，油枕无渗漏情况发生。
· 极端工况适应性：在夏季最高气温41℃、冬季最低气温-18℃环境下，测量误差始终≤±1cm，强电磁环境下无信号干扰问题。
· 远程监控落地：液位数据实时上传至变电站监控平台，可设置油位变化速率告警，提前预判油枕泄漏、呼吸器堵塞等隐性故障，运维效率提升80%。
2. 效益分析
· 经济效益：年均减少停运检修2次，减少直接经济损失超12万元/年，液位计10年全生命周期成本较传统方案降低35%。
· 安全效益：彻底消除开孔渗漏、浮子卡涩导致的设备故障风险，避免变压器绝缘损坏等重大事故，区域供电可靠性提升0.2个百分点。
· 运维效益：无需定期开盖清理、更换密封件，运维工作量减少90%，运维人员无需近距离接触高压设备，作业安全性显著提升。
五、推广价值
本案例验证了外贴式超声波液位计在老旧变电站变压器改造、波纹管式油枕特殊结构场景下的高适配性，无需停运、无需开孔的安装模式特别适用于核心供电节点、高危化工企业等变压器不能轻易停运的场景，可广泛推广至110kV及以上电压等级变电站、新能源并网升压站、工业自备电站等领域的变压器油枕液位监测系统升级。
