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CA-Y101变压器油中溶解气体在线监测单元

发布时间:2017-05-23   浏览:598次   字号:  
  CA-Y101变压器油中溶解气体在线监测单元

1.1装监测装置的意义

 

电力变压器是在电力系统中输、变、配电设备中最重要和最昂贵的设备之一,也是其中容量大、故障率较高的设备,其运行状态的安全与否直接关系到整个电力系统的安全性和经济性。当变压器一旦发生故障时,轻则影响生产,给人们的生活带来不便;重则危及人们的生命和财产安全,妨碍了整个国民经济的发展,因此,随时检测变压器状态,及早发现并排除变压器可能存在的故障,己成为保障供电可靠性的重要手段之一。长期以来,定期实验室色谱常规分析成为变压器的安全运行无可替代的有效试验手段。然而随着电力系统的进一步发展,目前常规实验项目和实验周期还存在着一定的局限性。如:早期的电气绝缘特性试验大都需要设备停运,难测事故前的潜伏期故障,不能实时的监测变压器内部状态,不能及时的捕捉到事故发生的征兆信息,因此,对大型变压器增加及时有效的在线色谱监测手段是有十分必要的。

1.2监测装置的分析原理

油中溶解气体分析包括从充油电气设备中取出油样,再从油中取出溶解气体,用气相色谱法分析该气体的成份和含量,判定设备有无内部故障,诊断其故障类型,推断故障的严重程度及发展趋势,提出意见等。我公司的CA800-11变压器油色谱在线监测系统,采用色谱分析原理,应用动态顶空(吹扫-捕集)脱气技术和高灵敏度微桥式检测器等,实现对变压器油中七种组分(H2 COCO2CH4C2H4C2H6C2H2 )检测。具有检测灵敏度高、分析周期短、和试验室数据可比的特点,是真正意义上的色谱在线。整套系统集色谱分析、专家诊断系统、自动控制、通讯技术于一体,通过对绝缘油中溶解气体的测量和分析,实现了对大型变压器内部运行状态的在线监控,能够及时发现和诊断其内部故障,随时掌握设备的运行状况。弥补了试验室色谱分析监测周期长的不足,为保证变压器安全经济运行和状态检修提供了技术支持。

1.3为什么分析油中溶解气体就可以分析变压器的故障

变压器油是由具有不同键能的化学键键合在一起的碳氢化合物分子组成的。它作为良好的介质材料在变压器中起绝缘、散热、灭弧等作用,并有其特殊的性能。在正常运行条件下,变压器油和固体绝缘材料由于受到电场、热、水分、氧的作用,随时间而发生速度缓慢的老化现象,产生少量的氢、低分子烃类气体和碳的氧化物等。当变压器在故障状态下运行时,故障点周围的变压器油温度升高,其化学键断裂,形成多种特征气体。因不同键能的化学键在高温下有不同的稳定性,根据热力动力学原理,油裂解时生成的任何一种气体,其产气速率都随温度而变化,在一特定温度下达到最大值。随着温度的上升,最大值出现的顺序是:甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)。在温度高于1 000℃时,还有可能形成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。故障下产生的气体通过运动、扩散、溶解和交换,将热解气体分子传递到变压器油的各部分。油中溶解气体分析法就是根据故障下产气的累计性、故障下的产气速率和故障下产气的特性来检测与诊断变压器等充油电气设备内部的潜伏性故障的。

 

 

 

 

 

 

CA-Y102变压器油中微水在线监测单元

 

2.1油中水的产生

     外部浸入。首先是变压器等电气设备的制造过程中绝缘材料虽经干燥处理,但其深层仍含有残余水份,在运输、安装过程中如保护措施不当会使绝缘材料再度受潮,运行中呼吸系统进潮气,通过油面渗入油内。安装在户外的变压器,在保护不良的情况下,很有可能渗入雨水

     内部自生。设备内部产生水分是指固体绝缘材料和变压器在运行过程中,由于氧化热裂解而生成水份,绝缘油在运行温度下并有溶解氧存在时,其氧化作用加快,产生有机酸生成水分。

温度越高,变压器油中溶解水分的能力越强,能溶解的水分就越多,0℃时,水分溶解0.02 g/kg,100℃时为0.8 g/kg[1].由于变压器在运行时的温度为80~100,水的溶解度很高,在实际运行中水分是以溶解形式均匀的存在于变压器绝缘油中.只有在变压器停止运行时,温度下降,处于过饱和状态,变压器油中的水分才主要以游离的形式存在于油箱的底层.

2.2为什么监测油中微水

变压器的绝缘介质使各绕组之间以及绕组与接地铁芯和箱壳之间有良好的绝缘;另一方面它又是散热的媒介,将铁芯和绕组运行中散发出来的热量传递给冷却装置。由于绝缘作用,根据变压器电压等级的不同,绝缘油必须具有一定电气绝缘强度,并要求始终处于允许状态,但由于变压器油在运行中有可能与空气接触;随着变压器的长期运行,由于一些客观或主观因素会使变压器油中混入一些气体和水分,这些气体杂质和微量水分的存在大大降低了变压器油的绝缘性能,加速了绝缘系统的老化进程,还可导致变压器的局部放电击穿及产生气泡,这不仅仅缩短了变压器的正常使用寿命,严重时甚至还会导致一些事故的发生,造成巨大的损失和危害.鉴于变压器油中微水含量超标可能带来的后果,变压器在投入运行以前都需要进行微水检测,否则若微水含量超标,新建的变电站就无法投入运行.一般变压器在运行中微水的质量分数应该小于20×10-6.为了尽量避免由于微水含量超标而导致的事故的发生,对变压器绝缘油中含水量的检测是必要的。

2.3监测原理

油中微水在线监测是一种在线监测变压器油中水分的含量及油温的装置。采用维萨拉公司的电容式高精度、高稳定性的敏感元件传感器探头检测水分含量,将现场单元的检测数据通过现场总线发送到现场的分析控制单元中,通过故障诊断软件对监测变压器油中水分的含量及油温进行分析,并诊断是否产生与此相关的故障或隐患。

高分子电容式湿敏元件基本上是一个电容器,在高分子薄膜上的电极是一层很薄的金属微孔蒸发膜,水分子可通过两端的电极被高分子薄膜吸附或释放,这样就导致高分子薄膜介电常数发生相应的变化。因为介电系数随空气相对湿度变化而变化,所以只要测定电容值C的大小便可测得相对湿度

 

CA-Y103变压器局部放电在线监测单元

 

 

3.1产生局部放电的原因:

对于任何一种绝缘结构,内部存在气泡、油隙和绝缘弱点都是不可避免的。这些气泡、油隙和绝缘弱点通常是在设备制造过程中形成的,如对于油浸式变压器,在其制造过程中,由于油漆、干燥和真空处理不彻底,在产品所用的电木筒内、绝缘纸板内、绝缘纸层间等就不可避免地会形成一些空腔时,空腔内就会存在一些气泡。由于气体的介电系数比油、纸等绝缘材料的介电系数小,所以气隙上承受的电场强度比油纸绝缘上的电场强度高(E=KQ/εR其中K是一常数;ε是介质的介电系数;R是电荷到该点的距离),当外施电压达到某一定值时,这些气隙就会首先发生局部放电。另外,油纸绝缘内的油膜,油隔板绝缘结构中的油隙,特别是锲型油隙,金属部件、导线等处的尖角、毛刺,电场集中、场强过高的局部区域等也都是容易产生局部放电。

3.1.1产生气隙的原因和一般部位

3.1.1.1由于变压器油净化不纯,处理不好,或静电时间不够,从而造成油中含有少量的气泡(气隙)。

3.1.1.2由于绝缘件的制造和产品制造工艺不完善,从而造成层压木板、层压纸板中,角环、静电板弯曲处,线砸之间,以及绝缘搭接缝隙等处存在一些气隙。

3.1.1.3由于油浸变压器在真空处理和真空注油时真空度和真空时间不够,从而造成油中、油纸绝缘中等处残存一些气隙。

3.1.1.4由于树脂绝缘干式变压器在真空烧注时,真空度和真空时间不够,从而造成树脂绝缘中残存一些气泡。

3.1.1.5由于树脂绝缘(绕包绝缘)干式变压器树脂与玻璃纤维等固化后形成的复合绝缘的热膨胀系数与铜导线、铝导线的热膨胀系数存在差异,从而造成应力龟裂处(树脂层间)等存在一些气隙。

3.2监测局部放电的重要性

局部放电对绝缘设备的破坏要经过长期、缓慢的发展过程才能显现。通常情况下局部放电是不会造成绝缘体穿透性击穿的,但是却有可能使机电介质的局部发生损坏。如果局部放电存在的时间过长,放电会使油产生分解,其分解生成物将导致油质劣化,使油中的静电带电现象显著,从而危及油的绝缘性能。油的含气量越大, 油的绝缘强度越低,越容易产生放电局部放电对绝缘的破坏有两种情况:一是放电点对绝缘的直接轰击,造成局部绝缘破坏,逐步扩大,使绝缘击穿;二是放电产生的热、臭氧、氧化氮等活性气体的化学作用,使局部绝缘受到腐蚀,电导增加后导致击穿。这些情况对于高压电气设备来讲是一种隐患。所以监测局部放电是必要及重要的事。

3.3局部放电的表现形式

局部放电的表现形式可分为三类:第一类是火花放电,属于脉冲型放电,主要包括似流注火花放电和汤逊型火花放电;第二类是辉光放电,属于非脉冲型放电;第三类为亚辉光放电,具有离散脉冲,但幅度比较微小,属于前两类的过渡形式。

3.4 局部放电检测方法

变压器局部放电的检测方法主要是以局部放电时所产生的各种现象为依据,产生局部放电的过程中经常会出现电脉冲、超声波、电磁辐射、气体生成物、光和热能等,根据上述的这些现象也相应的出现了多种检测方法,下面介绍几种目前比较常见的局部放电检测方法。

3.4.1脉冲电流检测法

这种方法是目前国内使用较为广泛的变压器局部放电检测方法,其主要是通过电流传感器检测变压器各接地线以及绕组中产生局部放电时引起的脉冲电流,并以此获得视在放电量。电流传感器一般由罗氏线圈制成。主要优点是检测灵敏度较高、抗电磁干扰能力强、脉冲分辨率高等;缺点是测试频率较低、信息量少。

3.4.2超高频检测法

变压器在发生局部放电时都会出现正负电荷中和的现象,并且伴随这一现象都会形成一个陡的电流脉冲向周围辐射电磁波。该方法主要是通过对变压器内部产生局部放电时所发射的超高频电磁波进行接收,从而达到对局部放电的定位和检测。这种检测方法的主要优点是测量频率比较高、检测频率范围可以调节、抗电磁波干扰性能强、灵敏度较高等。

 3.4.3超声波检测法

这种方法主要测量的是变压器局部放电时所产生的超声波信号。通过利用安装在变压器油箱上的超声传感器对变压器局部放电产生的超声波进行接收,并以此来确定变压器局部放电的位置和大小。该方法可以同时适应在线和离线检测,且检测结果相同;其缺点是不能进行定量判断,只能作为辅助测量。

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CA-Y104变压器铁芯接地电流在线监测单元

 4.1运行中的变压器为什么要监测铁芯接地电流

电力变压器正常运行时,绕组周围存在着交变的磁场,因电磁感应的作用,高压绕组与低压绕组之间,低压绕组与铁芯之间,铁芯与外壳之间存在着寄生电容,带电绕组将通过寄生电容的耦合作用,使铁芯对地产生悬浮电位,因铁芯及其它金属构件与绕组的距离不相等,使各构件之间存在着电位差,当两点之间的电位差达到能够击穿其间的绝缘时,便产生火花断续放电,对变压器油和固体绝缘产生不良影响,故需要把铁芯与外壳连接,使它与外壳等电位,若铁芯或其他金属构件有两点或多点接地时,接地点就会形成闭合回路,造成环流,引起局部过热,导致油分解,绝缘性能下降,严重时,会使铁芯硅钢片烧坏,造成主变重大事故,故主变铁芯必须有一点可靠接地。否则铁芯对地会产生悬浮电压或铁芯多点接地而产生发热故障,严重威胁变压器以及电网的安全。

4.2在线监测铁芯接地电流与以往测量方法的比较

在大型高压电气设备电力变压器中,由于铁芯接地故障及其它异常情况,绝缘油中会产生多种气体,电力部门常用的检测手段是对设备的绝缘油采样后进行气体色谱分析和用钳形电流表测量变压器铁芯外引接地套管的接地下引线的电流,来推断并发现潜伏性故障,是保证大型电力变压器安全运行和正常维护的主要手段。然而,在检测铁芯多点接地现象时,区分微弱的接地故障电流与强电磁环境干扰等有一定的难度,因此,同时缺少有效的实时对比数据,导致这种方法骤多、操作复杂,且不能在线分析,检测为精度和时效性都不尽理想。在线监测铁芯接地电流可以实时观察变压器的状态,及时发现内部潜在故障,如内部绝缘受潮或受损、铁心多点接地、箱体内异物、油箱油泥沉积等故障。对事故做到早预防早处理。为此类设备的状态检修提供技术可靠依据。

4.3工作原理

CA800-14铁芯接地电流在线监测系统采用高精度零磁通电流传感器,串联安装在铁芯接地点上。再充分考虑弱电流的放大及传送,以及运用数字信号方法进行计算分析,采用PC机作为硬件平台,信号就地数字化,通过通讯电缆上传到上一级软件监控系统中。在软件中采用现代数字信号处理理论,并具有带电测量铁芯接地电流、接地故障自动录波、分析判断、报警和远传数据等功能。可对铁芯进行连续、实时、在线监测,实现实时监控设备的绝缘状况。同时,通过对铁心接地电流的监测,能及时发现内部绝缘受潮或受损、铁心多点接地、箱体内异物、油箱油泥沉积等故障。对事故做到早预防早处理。为此类设备的状态检修提供技术可靠依据。

 

 

 

CA-Y105变压器油温及油位在线监测

 

 

 5.1监测的作用

大型电力变压器油温过热问题是运行和制造部门都十分关注并期待解决的重要问题之一。变压器运行中执行的一个基本原则是要尽可能地实现对用户连续供电。此时,变压器油的热点温度如超过允许限值,不仅会影响变压器使用寿命,还将对变压器安全运行造成威胁。为了能保证它的连续安全运行,变压器用户非常关心不同情况下它的油温。在线监测变压器油温对早期诊断变压器故障十分重要,但是因变压器结构复杂,影响其安全运行的因素较多,使得在线监测的难度很大。过去一般是采用间接的模拟测量方法,准确性差,而且不及时。因此,准确测量油温,尤其是其热点温度就显得十分重要了。由于基于热点公式确定绕组热点具有很高的准确性,本变压器油温在线监测系统通过传感器采集不同点的油温,经上位机智能系统的分析,实时监测变压器油的热点温度[35]1热点温度的计算在决定变压器运行的众多参数中,变压器油的热点温度是其中比较关键的一个。热点温度是指绕组绝缘系统某部位的最高温度,它对变压器的安全运行和使用寿命起决定性的作用,是变压器带载能力的依据

5.2工作原理

实时同步监测变压器的顶层、底层油温和环境温度及负荷电流,并根据 ICA354方法计算变压器绕组热点温度。 根据变压器传输的有功功率和无功功率等负荷参数,结合绕组热点温度和环境温度,按照 ICA354标准,估算变压器的寿命损失。 利用以上综合参数,智能控制冷却系统的运行。

用于电厂、变电站的变压器温度负荷在线状态监测及变压器冷却系统的自动控制。通过连续监测变压器的电压、电流、油温、油位、有载开关、环境温度以及冷却系统的工作状态等参数,经过高性能的微处理器和数字信号处理技术,对采集到的数据进行动态分析,确定变压器的运行状态,估算变压器的寿命损失,智能控制冷却系统的运行,为变压器设备安全运行提供可靠依据。

5.3影响变压器油位和油温上升的因素:
5.3.1
随负载电流增加而上升;
5.3.2
随环境温度增加,散热条件差,油位、油温上升;
5.3.3
当电源电压升高,铁芯磁通饱和,铁芯过热,也会使油温偏高些;
5.3.4
当冷却装置运行状况不良或异常,也会使油位、油温上升;
5.3.5
变压器内部故障(如线圈部分短路,铁芯局部松动,过热,短路等故障)会使油温上升。

CA-Y106GIS局部放电在线监测单元

 

 

6.1监测局放产生的重要性

局部放电既是GIS绝缘劣化的征兆和表现形式,又是绝缘进一步劣化的原因。由于绝缘击穿的后果经常比较严重,因而受到国内外的关注。显然,对GIS进行局部放电检测能够有效地发现其内部早期的绝缘缺陷,以便采取措施,避免其进一步发展,提高GIS的可靠性。它还可以弥补耐压试验的不足,通过局部放电在线监测能发现GIS制造和安装的清洁度",能发现绝缘制造工艺和安装过程中的缺陷、差错,并能确定故障位置,从而进行有效的处理,确保设备的安全运行。因此,开展GIS局部放电在线监测研究具有十分重要的现实意义。

6.2局放产生的原因

根据GIS中有可能出现的主要绝缘缺陷,可以总结为以下几个方面:

6.2.1固定缺陷。其中包括导体和外壳内表面上的金属突起,以及固体绝缘表 面上的微粒。金属突起通常是在制造不良和安装损坏擦划时造成的,导致毛刺且 较尖。在稳定的工频状态下不引起击穿,但在快速电压如冲击、快速暂态过电压条件下很危险;

6.2.2 GIS腔体内可以移动的自由金属微粒。金属微粒是最普遍的微粒,在制 造、装配和运行中均有可能产生,它有积累电荷的能力。在交流电压场的影响下能够移动,在很大程度上运动与放电的可能性是随机的。当靠近高压导体且并未 接触时,放电最可能发生,且放电可能性比同样微粒但为固定物时高10倍左右;

6.2.3传导部分接触不良。例如静电屏蔽和其它浮动部件。由松动或浮动部件 产生的放电可能性很大,通常易于检测,放电趋向于反复。

6.2.4绝缘子制造时造成的内部空隙和实验闪络引起的表面痕迹,还包括或是 因电极的表面粗糙或是来自制造时嵌入的金属微粒。此外因环氧树脂与金属电极 的收缩系数不同,也会形成气泡或空隙。 这些GIS的绝缘缺陷类型极有可能会在GIS中产生局部放电,在绝缘体中 的局部放电甚至会腐蚀绝缘材料,进一步发展成为树枝,并最后导致绝缘击穿。

一般来说,由于各种缺陷引发的局部放电具有以下特征: 在电场不均匀时,在导体周围易于发生电晕放电,由于气体中的分子是自由 移动的,因此GIS设备中的电晕放电过程与空气中的电晕放电相似,在施加电压 的正负峰值附近发生脉冲,随电压增加,脉冲加大,频度增加。

GIS局部放电在线监测方法

人们随着GIS在电力系统中的重要性的提高,为保证GIS长期可靠运行,对其绝缘诊断也愈来愈得到重视。作为判断GIS绝缘状况的有效手段,GIS中局部放电的检测技术也迅速发展起来。局部放电测量的方法很多,都是根据局部放电 过程中所发生的物理和化学效应,通过测量局部放电所产生的电荷交换、能量的损失、发射的电磁波、发出的声和光以及生成一些新的生成物等信息,来表征局 部放电的状态。这些信息总结起来有电信息和非电信息两大类,由此局部放电测 量方法可以分为电测法和非电测法两大类,其具体主要可分为以下五种方法:

6.3.1耦合电容法:又称为脉冲电流法,它利用贴在GIS外壳上的电容电 极耦合探测局部放电在导体芯上引起的电压变化。该方法结构简单,便于实现。 但是在现场测试时,无法识别与多种噪声混杂在一起的局部放电信号,因此这种 方法的使用推广受到了很大限制。

6.3.2 UHF法:它是一种利用超高频频率信号进行局部放电在线监测的方法。在UHF 法中正常开断时电弧产生的气体生成物,也会产生影响;脉冲放电产生的分解 物会被大量的SF6气体所稀释,因此就局部放电监测而言,化学方法的灵敏度很差: 另外,该方法不能作为长期监测的方法来使用。

6.3.3 超声波检测原理

GIS设备中发生局部放电时,器瞬间释放的能力将放电源周围的介质加热使其体积膨胀,此时的放电源如同一个声源,向外发出声波,由于放电时间很短,所发射的声波频谱很宽,可达到数MHz。通常采用超声波传感器采集GIS设备局放放电时发出的超声波信号;通过检测声信号的幅度、相位、频域图谱、时域图谱,以及与运行电压之间的关系;可以有效反映GIS设备绝缘缺陷的程度和位置,如自由颗粒缺陷、局部放电缺陷、悬浮电位和松动缺陷等。

6.3.4 光学监测法:光电倍增器可以监测到甚至一个光子的发射,但是由于射 线被SE气体和玻璃强烈地吸收,因此有死角出现,该方法对于已知放电源位 置的监测比较有效,但不具备对故障的定位能力。并且由于GIS内壁光滑而引起 的反射带来的影响,造成灵敏度不高。

总结上述方法的特点,表所示为其优缺点及各种性能的比较和说明。通过对上面方法的比较,我们可以得出以下结论:在对GIS中产生的局部放电信 号的监测方法中,UHF法是比较适用可行的方法,具体体现如下的优势: 抗干扰能力强:UHF法的检测频率范围为300MHz3000MHz(目前国内外GIS 局部放电的现场实测中频率不超过1700MHzt321),可避开空气中电晕等低频段 的干扰,所测信号能全面反映绝缘系统GIS放电的本质特征。 灵敏度高:可检测到高达O508pC的放电量,这是其他监测方法所无法比 拟的,且可用于运行中的设备。故障定位精度高:可高达±01m,且适用于各种类型的缺陷。

CA800-21工作原理

CA800-21GIS局放在线监测系统是基于特高频(UHF)法体外检测GIS内部局部放电的原理:特高频探头接收GIS内部由局部放电辐射出的特高频波段的电磁波。当GIS内部局部放电发生时,局部放电过程会产生宽频带的电磁暂态和电磁波。不同类型局部放电的电击穿过程不尽相同,从而产生不同幅值和陡度的脉冲电流,因此产生不同频率成分的电磁暂态和电磁波。例如:空气中电晕放电所产生的脉冲电流具有比较低的陡度,能够产生比较低频率的电磁暂态,主要分布在200MHz以下;相比之下,SF6气体中局部放电所产生的脉冲电流具有比较高的陡度,所产生的电磁暂态的频率能够达到1GHz以上。

局部放电能够产生宽频带的电磁暂态和电磁波,在不同频段均可进行局部放电信号传感,之所以要采用UHF传感(0.3-3GHz),是因为特高频电磁波信号在GIS内部传播衰减较小,有利于局部放电信号的检测,另外在特高频范围内(400~3000 MHz)提取局部放电产生的电磁波信号,大大减少了外界干扰信号(干扰信号的频率多在400Mhz以下),可以极大地提高GIS局部放电检测(特别是在线检测)的可靠性和灵敏度。

6.5 CA800-21局放定位原理

UHF传感的局部放电定位基于以下两个原理:

UHF信号传播过程中衰减比较快,离开放电源的距离不同,放电信号的幅值显著不同,因此,通过比较UHF放电信号的幅值可以进行放电的粗略定位。

局部放电的UHF电磁脉冲具有ns时间量级的起始沿,采用多个UHF传感器同时测量,能够得到ns量级准确度的脉冲时差,基于此时差测量,可实现m量级准确度的放电源定位。

 

CA-Y107 SF6气体中微水及密度在线监测单元

 

 

 

7.1 SF6气体中微水及密度在线监测单元的重要性

SF6气体具有良好的绝缘性能和灭弧性能,现阶段被广泛应用于高压电气设备中,在正常工况下,是较为理想的绝缘及灭弧介质。其工作气压和微水含量的高低对设备的安全可靠工作具有直接的影响,如果SF6气体泄漏导致密度下降或气体中微水含量超标,高压电气设备就会存在安全隐患甚至导致事故发生。因此对SF6高压电气设备气体密度和微水含量的监测一直是相关行业对设备监测的重要组成部分。CA-800-22 SF6气体中微水及密度在线监测系统,主要应用于电力行业的主设备之一GIS组合电气中的SF6气体的在线监测,该系统对SF6气体的含水量、密度和温度进行实时数据采集、数据远传、故障报警、后台数据显示与分析,为电力系统生产管理与设备状态检修提供信息与依据。

7.2产品优点

产品采用先进的传感技术、单片机技术、现代物理分析理论、控制理论和通讯技术成果,并有多项具有自主知识产权的创新技术,如气体在密封压力容器内变化环境温度和变化压力下的微量水分和密度的连续检测技术等,在电力GIS组合电气的SF6气体微水与密度的在线监测与控制领域属国际首创。

该产品不仅可以满足SF6密度继电器安装需求、高压开关的校验补气需求,还能满足气体水分的在线监测需求,产品解决了国内和国际上不能准确、动态的监测SF6气体水分的难题,系统投入运行以来,性能稳定,可靠性高,经受住了强电磁、静电干扰和高低温等恶劣环境条件的考验。用户一致认为,SF6气体微水密度综合监测器集最新遥测、遥感和计算机技术于一体,测量精度高,数据可远传,安装使用方便,性能全面、质量可靠的阀门装置,填补了SF6气体微水在线监测技术及产品的空白,同时以更高精度的密度监控功能替代了原有的机械式气体密度继电器,为实现电力自动化和设备状态检修提供了有力的技术手段。

7.3系统原理

SF6气体中微水及密度监测主要是对GIS的温度、压力、湿度三个特征量进行监测,CA-800-22 SF6气体中微水及密度在线监测单元主要由现场SF6微水及密度综合监测器、监测主机及后台监控软件组成。SF6微水及密度综合监测器内置温度、压力、露点三种传感器用于对断路器SF6气体的微水、密度、温度进行现场数据采集,经过A/D转换成数字量,再经单片机补偿运算及处理,通过RS-485等数据通讯方式接入后台监控软件进行分析处理。

7.4系统结构

CA-800-22 SF6气体中微水及密度在线监测单元主要由现场SF6微水及密度综合监测器、监测主机及后台监控软件组成。SF6微水及密度综合监测器内置温度、压力、露点三种传感器用于对路器SF6气体的微水、密度、温度进行现场数据采集。采集的信号经过A/D转换成数字量,通过RS-485等数据通讯方式接入后台监控软件进行分析处理,同时,可将RS-485网络与局域网互联,采用TCP/IP通讯协议、遵循ICA61850协议接入综合在线监测系统进行整理监控处理。

监测装置采用维萨拉微水传感器和高精度温度及压力传感器,通过特制的取气三通安装于GIS设备的取气口部位,能实现准确、动态监测SF6气体微水、密度、温度及其变化趋势。有关指标达到报警状态时,自动启动报警装置。

CA-Y108断路器机械特性在线监测单元

8.1监测单元的重要性

高压断路器是电力系统中最重要的控制和保护设备。断路器的可靠性在很大程度上取决于其机械操动系统的可靠性。在断路器的故障中,机械故障(包括操动机构和控制回路)占全体故障的80%以上,制造产品出厂检验和用户检修试验,都把机械特性的测试作为重要的试验项目。 设备交接及停电期间定期检修是减少其故障的传统解决办法,但是对于设备运行中机械性能变坏则无法及时顾及,而且频繁的针对性不强的检修试验和部件拆换往往又影响断路器的原有稳定性,甚至会影响其正常运行,增加事故率。因此,断路器机械特性的在线监测显得尤为重要。

8.2本系统测试的项目包括:

8.2.1分合闸线圈电流波形

8.2.2控制回路中辅助触点的分合时间波形

8.2.3储能电机电流波形

8.2.4储能电机储能触点分合时间波形

8.2.5触头分合速度、S-T曲线、行程

8.2.6断路器负荷电流、故障电流

8.3系统原理

8.3.1分合闸线圈电流信号的采集原理

断路器分、合闸线圈的直流模拟信号经过电流传感器(霍尔传感器)变换成电流信号,经过测量电阻R将电流信号转换成输出电压,经过低通滤波器滤波的信号经AD转换器进行模数转换处理,完成对合、分闸线圈电流进行高速数据采集。

8.3.2动触头行程信号的采集原理

行程测量的基本要求是:即不能影响机构原有的机械特性和绝缘特性,又要真实反映断路器的行程特性,同时还要便于安装,即检测传感器系统的适应性要强。行程的测量是通过位移传感器将断路器的触头位移量转换为电信号,通过AD转换器对行程数据进行模数转换处理,完成对动触头行程信号的采集。

8.3.3储能电机工作时间监测原理

通过对储能电机的供电电路经过电流传感器变换成电流信号,经过测量电阻R将电流信号转换成输出电压,经过低通滤波器滤波的信号经AD转换器进行模数转换处理,完成对储能电机工作电流的数据采集。

8.4系统组成

    该产品安装于断路器汇控柜内,主机部分分为三大部分,高精度电流传感器、高速数据采集模块、数据分析处理模块。如图所示:系统将电流传感器接入断路器汇控柜,从传感器传输过来的信号经过信号调理电路处理后,送入高速A/D转换单元进行模数转换,转换完成后通过总线送入系统工控机,对数据进行存储和分析,从而绘出分合闸线圈的电流波形图形,并对电流波形曲线进行综合分析。从而得出关于断路器的一系列工作参数。如果超出事先设定的报警值,数据分析诊断模块会发出报警信号进行报警。

8.5系统安装

8.5.1在断路器汇控柜中的分合闸线圈供电线路中加装高精度电流传感器,监测分合闸线圈的电流波形、电流大小、动作时刻等参数。

8.5.2在储能电机供电线路中加装高精度电流和电压传感器,监测储能时间、储能电流等内容。

8.5.3 加装行程传感器,监测触头行程等内容

CA-Y109 SF6气体泄漏在线监测单元

 

SF6 作为极其优越的绝缘、灭弧介质广泛应用于全世界电力行业中的高压断路器及变电设备中。在今天, SF6 气体几乎成为高压、超高压断路器和 GIS 中唯一的绝缘和灭弧介质。

9.1 SF6气体的物理和化学性质

纯净的 SF6 气体无色、无味、不燃,在常温下化学性能特别稳定,属惰性气体,是空气比重的 5 倍多。但在电力系统中,由于 SF6 气体主要充当绝缘和灭弧介质,在电弧及局部放电、高温等因素影响下, SF6 气体会进行分解。它的分解物遇水分后变成腐蚀性电解质,尤其是某些高毒性分解物,如 SF4 S2 F2 SOF2 HF SO2 等,如大量吸入人体会引起头晕和肺水肿,甚至昏迷及死亡。

 在相对密封的室内,由于空气流通不畅, SF6 及其分解物在室内沉积,加上 SF6 气体无色、无味,从而对巡视、检修人员产生极大的危害。当 GIS 产生泄漏后, SF6 气体积聚在地坪上方低层空间,造成局部缺氧,使人窒息而造成重大事故。

9.2  SF6开关室发生泄漏的危害

  安装SF6高压设备的室内空间一般都较密闭,一旦发生SF6气体泄漏,由于空气流通极其缓慢,毒性分解物在室内沉积,不易排出,从而对进入SF6开关室的工作人员产生极大的危险,而且,由于SF6气体的比重较氧气大。当发生SF6气体泄漏时SF6气体将在低层空间积聚,造成局部缺氧。使人窒息。另一方面,由于SF6气体本身无色无味,发生泄漏后不易让人察觉,这就增加了对进入泄漏现场工作人员的潜在危险性,严重威胁人员的安全和健康.甚至造成恶性事故。

9.3系统原理

监测单元可在GIS室内布置多个监测点,每个点均安装SF6O2和温湿度传感器,监控主机安装在开关室入口处,实时显示现场SF6O2的含量,当环境中气体超标时,迅速报警,并启动相关排风设备。该单元还可与主控室的管理系统连接,实现远程遥信、遥控等功能。

 

CA-Y200容性设备绝缘在线监测单元

 

 

 

10.1 监测容性设备绝缘的重要性

容性设备(套管、CT、高压PT/CT等,以下用套管代表)绝缘十分重要,它决定了套管的技术经济性能和运行可靠性。套管的绝缘在运行中受到电、热和机械应力以及环境应力的作用,其性能会逐渐下降,或者说,绝缘状态会劣化,最终丧失绝缘的功能,这称为绝缘的老化。高达3540%的变压器故障与套管的缺陷相关,绝大多数是套管的绝缘。绝缘的老化是一个渐变的过程,如果不及时发现,就可能导致套管发生故障,甚至引发突发性的电力事故,造成巨大的直接和间接经济损失。为了了解套管的绝缘状态,避免或减少因绝缘故障引起损坏和非计划停电,进行绝缘监测和诊断是十分必要的。

10.2监测原理

CA800-3型容性设备绝缘在线监测单元:可对变压器高压套管、高压互感器、耦合电容、避雷器等容性电力设备的介质损耗、末屏电流及电容量进行连续、实时在线监测,及时掌握设备的绝缘状况,并根据同类设备的横向比较、同一设备的纵向比较以及绝缘特性的发展趋势,及早发现潜伏性故障,提出预警,避免事故的发生。

容性设备是指绝缘结构采用电容屏的电气设备,主要包括耦合电容器、套管、电流互感器(CT)以及电容式电压互感器(CVT)等。国内外经验表明,通过测量介质损耗tgδ及电容量Cx,可较为灵敏地发现电容型设备的绝缘缺陷。CA800-31 电流采样单元可以测出设备末屏电流的幅度和相位以及与交流电源的相位差。CA800-33电压采样单元,可以测得系统电压的幅度和相位以及与交流电源的相位差。通过这两信号的基波分量的幅度可以计算出设备的电容量,通过这两信号相位和交流电压信号的差分量可以计算出容性设备的泄露电流和系统电压的相位差,进而可以求的介质损耗角。

CA-Y221避雷器监测单元

 

 

 

11.1在线监测的意义

避雷器主要用于限制由线路传来的雷电过电压主或由操作引起的内部过电压,是保证电力系统安全运行的重要保护设备之一,它的正常运行对保证系统的安全供电避雷器起着重要作用。

一般而言,避雷器绝缘性能下降的因素主要有绝缘老化和受潮。

当避雷器存在内部受潮和阀片老化等缺陷时,一般通过停电试验可以检查出来,但避雷器为非线性电阻元件,在电网电压及环境等因素长期作用下会产生劣化,以至于有时在停电试验时未能发现任何问题,而在正常工作电压下运行几个月后突然爆炸,导致大面积停电事故,这充分说明对避雷器的判断仅依赖停电试验是不够的。因此,对避雷器进行在线监测与带电测试,并由此来确定是否停电进行试验,能够有效发现避雷器受潮和老化等缺陷;或者,用在线监测所测的数据,通过纵比(与同一设备连续监测的数据相比)可进一步判断属于何种潜伏性故障。

11.2避雷器监测原理

该系统对氧化锌避雷器阻性电流基波分量的监测,采用了与电容型设备类似的方法,由避雷器测量单元和基准电压测量单元共同完成。CA800-32 避雷器监测单元可以测出避雷器接地端的泄露全电流的幅度和相位以及与交流电源的相位差。CA800-33电压采样单元,可以测得系统电压的幅度和相位以及与交流电源的相位差,通过这两信号相位和交流电压信号的差分量可以计算出避雷器的泄露电流和系统电压的相位差,全电流中的容性电流分量和阻性电流分量。在交流作用下,避雷器的总泄漏电流(全电流)包含阻性电流(有功分量)和(容性电流)无功分量,在正常情况下,流过避雷器的电流以主要为容性电流,阻性电流只占很小一部分。但当阀片老化、受潮、内部绝缘部件受损以及表面严重污秽时,容性电流变化不大,而阻性电流却大大增加,所以目前对避雷器主要进行阻性电流的在线监测,而监测阻性电流的关键是要从阻容共生的总电流中分离出微弱的阻性电流。

 

 

 

                           

                      CA-Y222开关柜在监测

 

 

12.1测温的重要性

高压开关柜、母线接头、室外刀闸开关等作为发电厂、变电站的重要的设备。而这些设备在长期使用中出现的内部过热现象已成为制约该些设备可靠性的常见问题。开关柜等设备内部实际温升情况,尤其表现在母排连接等部位的温度过热现象尤为突出,而这个薄弱环节的实质问题就是电力系统高压设备在长期运行过程中会出现表面氧化腐蚀、紧固螺栓松动,触点和母线排连接处老化等问题,从而造成联接点发热。随着负荷的增大,连接点发热后会形成恶性循环:温升、膨胀、收缩、氧化,电阻增大、再度升温。而若这些发热部件的温度无法实时监测,由此将最终酿成火灾等事故。

12.2 测温系统原理

CA800-41无线温度在线监测系统采用先进成熟的传感技术和独特先进的无线通讯技术进行高压隔离和信号传输,利用其固有的绝缘性和抗电磁场干扰性能,从根本上解决了高压开关柜内触点运行温度不易监测的难题。其基于Zigbee技术,符合IEEE802.15.4通信标准。通过无线温度传感器的单片微处理器控制将被测设备温度由温度传感器转换成数字信号,再通过无线发射接收模块传递至无线温度监测仪,通过微处理器将采集到的温度信息,通过存储芯片送LCD显示器显示,通过485通讯模块上传到中心监测计算机作进一步处理,实现开关柜温度的集中监测,对过热点进行分析并报警。中心监测计算机可遵循ICA61850协议接入综合在线监测系统直接通过GPRS模块将数据远传至局中心。

CA800-42型光纤测温系统,采用先进的光纤及光电子技术,在温度测点与测温仪表之间使用光导纤维进行高压隔离和信号传输。光导纤维具有优异的绝缘性能,可直接测量高压设备运行温度,能可靠预测设备的过热故障。

CA800-43型光纤光栅温度监测系统采用全光网络总线结构,是基于光纤布拉格光栅(FBG)的温度敏感原理,采用了世界领先的光谱检测技术,同时结合了工业应用的需要。系统既提供高精度的波长分辨率,又满足了工业环境长期运行稳定性的要求。

 


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