气体在线监测（精选10篇）
气体在线监测 篇1
0 引言
SF6气体具有理想的绝缘和灭弧性能,已广泛应用于高压开关设备中.由于制造、安装等质量差异以及材料老化等因素,SF6高压开关设备发生SF6气体泄漏是一个普遍存在的现象[1]。高压开关设备一旦发生SF6气体泄漏,将给电力设备的安全运行和室内工作人员的安全带来严重的威胁,因此,实现对开关室内环境的在线监测、实时报警和启动通风控制具有十分重要意义[2]。
国家电网公司2005年发布的“国家电网公司电力安全工作规程(变电站和发电厂电气部分)”和国家电网公司2006年发布的“国家电网公司安全技术劳动保护七项重点措施(试行)”中都明确规定了安装SF6气体环境泄露在线监测装置,并规定了具体的指标。
1 几种SF6气体测量的原理方法和特点
当前,SF6的测量方法有紫外线电离型、高频振荡无极电离型、电子捕获型、钢丝热电子发热型、负电晕放电型、气压表测量法、密度继电器测量法、半导体传感器法和激光红外成像法等多种。
目前应用较多的有电子捕获探测(ECD)和局部真空负离子捕获(NIC)探测等技术.前者需内置辐射源,在使用、储存和运输等方面将受到诸多的限制,而且还需要纯度高达99.998%的氩气;后者需要微型真空泵和流量传感器的配合,结构复杂、技术难度大、不适合作为现场在线监测仪器的使用[1][5]。
传统的SF6气体测量方式:气压表测量法和密度继电器测量法。气压表测量法的主要原理是用气压表监测气体压力。但是由于SF6气体压力随温度变化而变化,因此这种方法只有在环境温度变化不大、泄漏明显的情况下起作用,而且还需要工作人员不断监控,不适用于无人值守的变电站中。密度继电器测量法中,密度继电器为机械装置,精度一般,抗震能力差,不能及时反应在安全值以上的气体微量泄漏[4]。
半导体传感器采用镀锡的二氧化锡半导体作为电极,由于二氧化锡半导体具有较强的亲氟化物特性,因此当空气中含有一定量的被测气体时,传感器阻值将随之下降,被测气体的浓度越高,传感器阻位越低。传感器的底部装有电加热丝,目的是增加被检测气体的活性。与传统测量方式相比,半导体测量法检测SF6具有精度高,价格低等优点,但是寿命短,误报率高。
基于负电晕放电原理设计的SF6在线监控系统是当前用于高压变电站开关室内SF6气体泄漏监测的主流设备,其结构简单,安全可靠,成本较低,适合于大范围的在线监测是该系统的特点。但该系统存在传感器的使用寿命较短,容易引起误报警等缺点,严重影响该系统作为监测设备的可信度[5]。
采用超声波测速法进行SF6泄漏的测量,其原理是超声波速度在不同摩尔质量的气体的传输速度是不同的。声波是一种在弹性媒质中传播的机械波,它是纵波。超声波具有波长短、易于定向发射等优点,而且超声波在媒质中的传播速度与媒质的特性和状态有关,通过媒质中声波的测定可了解媒质的特点。当通过差分法消除温度影响后,声波速度就仅和气体摩尔质量有关。对于SF6气体,其气体摩尔质量为空气的5倍,因此当空气中泄漏SF6含量变化时,其气体摩尔质量也会发生变化,对应到声速上也会产生对应的改变。通过超声传感器测量超声波的传播速度,反推出SF6气体的含量,即可实现定量测量空气中SF6泄漏气体的浓度。
该测试方法技术成熟、稳定、不易受环境因素影响,寿命较长,精度可以达到10 μL/L,不足之处是价格昂贵,多为国外公司用户所采用,对浓度较高时适用。
红外激光吸收方法主要利用SF6对特定波段有强吸收的特性来检测SF6气体浓度,采用此种方法测量SF6浓度具有灵敏度高、受环境影响较小、寿命长等特点,并且适合于实时在线监测[6]。光辐射在气体中传播时由于气体分子对辐射的吸收、散射而衰减[7],因此可以利用气体在某一特定波段的吸收来实现对该气体的检测。
2 监测方案
2.1采用激光检测原理测试SF6气体
经综合比较分析,建议采用激光探测器检测SF6的泄漏。激光探测器测量范围为0~2 000 μL/L,其灵敏度为1 μL/L,而目前安全规程规定SF6浓度报警为1 000 μL/L,因此激光探测器可以定量检测空气中SF6的浓度,随着国家环保力度的加大,规定SF6浓度报警值会不断的降低,这样就可以随时更改,也避免了其它检测类型无法定量检测的缺点,目前比较先进的SF6气体泄漏在线监测都采用了激光检测技术。尽管激光检测技术一次性投资成本高,但是由于使用寿命长,维护量小,准确度高,误报率低,尤其是采用现场气管式安装,通过气泵循环抽气到激光检测室的方案,现场安装的费用会降低很多。考虑到激光探测的现场测点多为8路,这样对220 kV及以上电压等级的变电站,空间较大,测点就显得少了,因此建议在维持目前成本或较少增加成本的情况下增加现场测点。目前已经有产品在简单增加分路器的条件下,将测点可以增加到16路和32路,甚至更多。
2.2 采用独立的氧气传感器检测
通常采用的氧气传感器是与SF6传感器组合在一起,统称双气体探头,因为该种SF6传感器检测准确度和稳定性不高,需要氧气配合检测,同时一个测点在检测SF6气体也要检测氧气,所以做成双气体探头。因为建议采用激光检测SF6气体的技术,所以,在此就采用独立的氧气传感器。先进的氧气传感器是独立的一个氧气变送器,因采用激光检测SF6准确度高,所以不需要每个测点安装氧气传感器,这样氧气传感器只需要一台,安装在开关室适当位置,信号传递到控制中心。氧气传感器技术指标建议,其测量范围为1%~25%之间,精度不小于1%,纯氧量报警为不大于20%,并且可以定量检测空气中氧气的含量。
2.3 采用温度和湿度一体的传感器检测
采用温度和湿度于一体的传感器,将检测的温度和湿度变成数字信号,通过电缆传送信号到控制中心即可。温湿度变送器在一个开关室只需要安装一个就可以,一般安装在开关室中间墙壁上,安装位置离地大约1.65 m左右。
2.4 风机的控制
鉴于SF6气体比空气重很多,为达到对SF6气体的排泄,安全规程规定风机必须安装于开关室的下方。当开关室内空气中的SF6气体浓度达到1 000 μL/L或氧气含量低于18%时,风机自动启动进行排风。排风机自启动后能连续排风到整定时间(如30 min),自动关闭。若在整定时间的排风后,SF6气体和氧气仍高于启动值时,风机再次启动排风直至满足要求为止。风机的配置的数量与开关室的空间大小有关,但不宜少于2台。风机不仅能自启动,而且还能手动启动,以满足不同情况的需要。
2.5 红外探测器
建议应该在开关室入门处安装红外探测器,并配置显示和发音的功能,在探测到人员靠近开关室入门处,应该主动以声音提示人员,当前室内的SF6气体和氧气浓度,提示人员注意安全,并在人员确定要进入时,按照安全规程主动启动风机排风。
2.6 集中控制台
对于集中控制操作台部分,分为两种开发方式。一种是采用单片机系统;另一种是工控机系统。采用单片机系统的控制操作部分优点是成本低、可靠性高、环境适应能力强、安装灵活方便、占地小,缺点是控制的能力不高、存储能力差、各种远程通信的能力非常弱、使用方面可提供的功能有限。采用工控机系统的控制操作部分优点是能力强、存储能力大、具备良好的各种远程通信的能力、可提供非常方便的使用方面的功能,缺点是成本高、可靠性比单片机弱、对环境要求高、安装不方便、占地面积大。经综合考虑建议采用先进的嵌入式多任务开发方式的控制部分,结合前两种方式的优点既以有限的成本构建运行可靠性高、安装灵活方便、存储能力大、使用方便功能强,同时又具备良好的远程通信能力的控制系统。
3 国内应用现状
从监测装置的结构方面主要是分布式和集中式。分布式多采用在现场布置多个采集单元,每个采集单元都独立具备SF6气体的测试功能,测量后的信号通过电缆传送到后台的集中控制台,同时,其它的有关测试元件也是独立测试,例如:氧气、温度、湿度及红外等等。集中控制台负责统计、报警、控制风机及人机交互。这种分立的测试方式测量SF6气体多数是非激光红外测试原理的。这种测试方法优点是:价格低、布置灵活、测点量可以任意增加。缺点是:采用测试原理简单、定量测量不准、误报率高、寿命短、维护量大、现场需要多根电缆、测点增加将直接增加费用等。目前国内多数以此种方式安装。
集中式的监测装置主要是以激光红外测试原理为主。现场采用布置多个测点。但是测点又分为多个气管布置加一个激光红外集中测试和多个激光红外现场测试区别。多个气管布置加一个激光红外集中测试是在现场布置多个气管,在集中控制柜进行激光红外检测,由于现场只是简单的气管布置,因此安装简单容易。多个激光红外现场测试是在现场根据需要安装几个相对方向的激光发射器和红外接收测量装置,准确度高。激光红外集中测试优点是:可以准确定量测试、寿命长、准确率高。缺点是:费用高,测点增加难度大。是目前国内比较先进的用于更新换代的产品。
4 结束语
随着更加先进的控制技术的应用,SF6气体泄漏环境在线监测装置更多的和变电站安全系统融合,逐步的变为和消防等结为一体,在集中控制方面更加的模块化。同时,不仅局限于对SF6气体的检测,各种SF6气体泄露后的化学变化产物的检测也逐步的增加,使得检测范围更加广泛。
参考文献
[1]孟忠.SF6开关室环境中SF6及氧气含量在线监测的应用研究[J].华北电力技术,2005,(增刊):1~5.
[2]田勇.利用激光成像技术定位检测设备SF6气体泄漏[J].东北电力技术,2005,(12):35~37.
[3]陆生贵,蔡声镇,苏伟达,等.一种高稳定性的SF6气体在线监测系统的设计与实现[J].福建师范大学学报(自然科学版),2008,(5):53~56.
[4]陆荣.室内SF6、氧气在线监测系统的设计[J].无锡职业技术学院学报,2007,(6):41~43.
[5]蔡声镇,吴允平,郑志远,等.高压变电站室内分布式SF6监测系统的研制[J].仪器仪表学报,2006,(9):1033~1036.
[6]王春宁.SF6气体综合在线监测装置[J].高压电器,2005,(2):152~154.
[7]廖国男.大气辐射导论(第二版)[M].北京:北京气象出版社,2004.
气体在线监测 篇2
【关键词】环氧乙烷；灭菌；监测；分析
doi：10.3969/j.issn.1004-7484（x）.2013.11.670文章编号：1004-7484（2013）-11-6846-02环氧乙烷是一种有机化合物，化学式是C2H4O，环氧乙烷易燃易爆，不易长途运输，因此有强烈的地域性。被广泛地应用于洗涤，制药，印染等行业。在化工相关产业可作为清洁剂的起始剂。环氧乙烷可杀灭细菌（及其内孢子）、霉菌及真菌，因此可用于消毒一些不能耐受高温消毒的物品。环氧乙烷（EO）气体灭菌主要是通过对微生物的蛋白质、DNA和RNA的烷基化作用而将微生物灭活的消毒灭菌剂。环氧乙烷不损害灭菌的物品且穿透力很强，故多数不宜用一般方法灭菌的物品均可用环氧乙烷消毒和灭菌。例如：电子仪器、光学仪器、医疗器械、书籍、文件、皮毛、棉、化纤、塑料制品、木制品、陶瓷及金属制品、内镜、透析器和一次性使用的诊疗用品等。环氧乙烷是目前最主要的低温灭菌方法之一。影响环氧乙烷气体灭菌的因素很多，只有严格控制有关因素，才能达到灭菌效果。消毒物品的摆放及监测方法的正确使用和严格的质量控制是灭菌成功的关键。
我院自从引进环氧乙烷灭菌器后开始对一些不能耐受高温消毒的物品消毒。在灭菌时过程中，对环氧乙烷气体灭菌过程进行全程监测，采用生物监测法，化学检测法，控制灭菌过程，环氧乙烷灭菌效果监测结果为：
监控项目1检验次数1合格次数1合格率生物监测法11531150198%化学检测法115311531100%现将灭菌效果监测及分析介绍如下：1环氧乙烷灭菌灭菌前物品准备与包装
1.1需灭菌的物品必须彻底清洗干净，注意不能用生理盐水清洗，灭菌物品上不能有水滴或水份太多，以免造成环氧乙烷稀释和水解。环氧乙烷几乎可用于所有医疗用品的灭菌，但不适用于食品、液体、油脂类、滑石粉和动物饲料等的灭菌。适合于环氧乙烷灭菌的包装材料有纸、复合透析纸、布、无纺布、通气型硬质容器、聚乙烯等；不能用于环氧乙烷灭菌的包装材料有金属箔、聚氯乙烯、玻璃纸、尼龙、聚酯、聚偏二氯乙烯、不能通透的聚丙烯。改变包装材料应作验证，以保证被灭菌物品灭菌的可靠性。一般情况下用纸塑包装，在纸的内层粘贴环氧乙烷化学指示胶带。以便于观察灭菌是否合格。再用塑封机封口。打印日期。
1.2灭菌物品装载灭菌柜内装载物品上下左右均应有空隙（灭菌物品不能接触柜壁），物品应放于金属网状篮筐内或金属网架上；物品装载量不应超过柜内总体积的80%。将枯草杆菌黑色变种芽孢生物指示剂放于标准测试包中，将测试包放于锅内的中间位置。
1.3灭菌处理应按照环氧乙烷灭菌器生产厂家的操作使用说明书的规定执行；根据灭菌物品种类、包装、装载量与方式不同，选择合适的灭菌参数。2灭菌监测的方法
包括生物监测法，化学检测法。程序监测法
2.1生物指示剂监测采用枯草杆菌黑色变种芽孢进行生物监测，在灭菌周期完成后立即将生物指示剂从被灭菌物品中取出，现在应用快速阅读器（EO用）；采用枯草杆菌黑色变种芽胞，通过专门的荧光探测器，检查其特殊酶的活力，快速判断灭菌结果。自动阅读生物指示剂结果：观察4小时后红灯亮表示灭菌失败；绿灯亮表示灭菌成功。生物监测是确定灭菌效果最安全最可靠的方法。
2.2化学监测法每包里有化学指示卡，外边粘贴化学指示胶带。观看指示卡及胶带的颜色。是判断灭菌效果的主要依据。指示卡由红褐色变成绿色即为合格。指示胶带由红色变蓝色即为合格。
2.3程序监测法每个消毒包在灭菌前均做好登记。需灭菌的物品必须彻底清洗干净，包装不能过松也不能过紧。以免影响灭菌效果。设备工作外部环境温度：5℃-60℃设备内灭菌室温度：20℃-60℃，并做好室内通风。3分析灭菌效果失败的原因
3.1灭菌室内湿度异常灭菌器上水過多过少。造成湿度过大过小。灭菌物品上有水滴或水份太多，造成环氧乙烷稀释和水解。相对湿度大于30%小于60%就会影响灭菌效果。
3.2人为因素操作或运送过程中受到污染，灭菌物品过湿，过干。装载不正确，物品过多或过少，尤其是消毒物品的摆放和消毒物品的材质对灭菌效果很主要。生物指示剂存放的温度不达标，过高或过低均易造成生物指示剂失效。而造成假性的灭菌失败。
3.3设备故障灭菌过程中为达到程序，预定参数，湿度，温度，浓度，灭菌时间的影响，排残的时间等，稍有不慎就会导致灭菌失败所以加强灭菌效果监测很重要。
3.4环氧乙烷气体灭菌操作注意事项密闭操作，局部排风，使用防爆型的通风系统和设备。防止气体泄漏到工作场所空气中。避免与酸类、碱类、醇类接触。在传送过程中，钢瓶和容器必须接地和跨接，防止产生静电。禁止撞击和震荡。配备相应品种和数量的消防器材及泄漏应急处理设备。4讨论
环氧乙烷不损害灭菌的物品且穿透力很强，故多数不宜用一般方法灭菌的物品均可用环氧乙烷消毒和灭菌。例如，电子仪器、光学仪器、医疗器械、书籍、文件、皮毛、棉、化纤、塑料制品、木制品、陶瓷及金属制品、内镜、透析器和一次性使用的诊疗用品等。环氧乙烷是目前最主要的低温灭菌方法之一。影响环氧乙烷气体灭菌的因素有很多，只有在严格控制有关因素，才能达到灭菌效果。消毒物品的摆放及监测方法的正确使用和严格的质量控制是灭菌成功的关键。
优点是：①能杀灭所有微生物，包括细菌芽孢。②灭菌物品可以被包裹、整体封装，可保持使用前呈无菌状态。③相对而言，环氧乙烷不腐蚀塑料、金属和橡胶，不会使物品发生变黄变脆。④能穿透形态不规则物品并灭菌。⑤可用于那些不能用消毒剂浸泡，干热、压力、蒸汽及其他化学气体灭菌之物品的灭菌。
在环氧乙烷气体灭菌过程进行全程监测，生物监测法，化学检测法，控制灭菌过程，及消毒物品的摆放和消毒物品的材质有着密切关系。操作者增强责任心起到主要作用。发现异常应及时查找原因分析并重新灭菌。避免造成感染。①温度和相对湿度对环氧乙烷气体杀菌效果影响较大，故应严格控制试验中的有关条件。②环氧乙烷液体可溶解聚乙烯、聚氯乙烯等，不可将其液体滴落于此类物品上。③环氧乙烷易燃易爆，操作现场应采取防火防爆措施，不得有明火作业及电火花发生。④吸入过多环氧乙烷气体，可引起头痛，呕吐等中毒症状，严重者可致肺水肿等。工作环境中应有良好的通风。在每日8h工作中，环氧乙烷浓度应不超过1.82mg/m（1ppm），15min工作中暴露浓度不超过9.1mg/m（5.0ppm）。如出现中毒症状，需迅速离开现场。轻者呼吸新鲜空气，直到症状消除；重者应及时送医院治疗。参考文献
[1]叶秀菊.环氧乙烷失败的原因的探讨.中国消毒学杂志，2006，06.
气体在线监测 篇3
气体绝缘开关GIS(Gas Insulated Switchgear)设备理论上故障率低,但一旦发生故障其后果较普通电气设备更加严重[1]。2007年7月12日,佛山供电局辖区荷城变电站GIS母线对地击穿;2010年6月11日,220 k V丹桂站GIS母线发生三相短路故障,电弧导致母线烧蚀。造成上述故障的原因在于GIS母线触头因接触电阻增大产生过高的温升导致母线触头表面熔焊,熔焊产生的金属微粒致使电场畸变,进而引发电弧。因此,如果能够对GIS母线温度进行在线监测,实时监控母线温度及其发展趋势,在母线过热时进行超温预警并组织检修,将有利于降低GIS母线过热性故障的发生几率,对电力系统的安全运行具有现实意义。
目前,GIS母线温度在线监测主要难度在于传感器性能不能满足实际需要,表现在传感器灵敏度及测温精度不够,不能快速响应GIS母线温度变化。常用的非在线监测手段如红外测温方法,主要采用手持式红外热像仪对GIS母线温度进行定期检测,其分辨率与测温精度较高,但价格昂贵,测试的有效性易受到环境等因素的影响,而且难以实现在线监测系统的一体化集成[2,3]。分布式光纤测温技术根据光纤中激发的反斯托克斯光与斯托克斯光光强的比值实现温度解调,具有抗电磁干扰、耐化学腐蚀等优点,属于在线监测方法,同时也在电力系统中得到广泛应用,但存在测温精度低、空间定位精度较差等问题[4,5,6,7]。
光纤光栅测温技术根据入射波长与反射波长变化解调温度信号,具有抗干扰能力强、尺寸小巧、可定点测量等优点[7,8],其灵敏度及迟滞特性与传感器的增敏及封装方法密切相关,通过设计不同结构或材料的基底,可显著提高测量精度及灵敏度,从而满足实际需要。本文利用光纤光栅作为温度传感元件,设计并研制了GIS母线温度在线监测系统,对佛山供电局某110 k V变电站室内GIS母线各间隔三相母线及其对应环境温度进行实时监测。与手持式红外热像仪测温结果的对比以及现场试运行情况表明,该GIS母线温度在线监测系统具有较高的测温精度及灵敏度,能够实时、有效监测母线的发热状况,提高了GIS的安全运行水平。
1 光纤光栅温度传感原理
光纤光栅利用光纤材料的光敏性在光纤纤芯通过紫外光曝光的方法形成空间相位光栅制作而成,其传感原理是通过外界参量对光纤光栅中心波长的调制以获取信息。根据光栅理论[9],宽带连续光通过光纤光栅时,与光纤光栅中心波长相匹配的光波将发生反射,其余光波直接透射过去,如图1所示。
光纤光栅中心波长与纤芯有效折射率和光栅调制周期的关系表述为[10,11]:
其中,λB为光纤光栅中心波长,neff为纤芯有效折射率,Λ为光纤光栅调制周期。
由式(1)可知,纤芯有效折射率和光纤光栅调制周期的变化均会改变光纤光栅的中心波长,根据光纤材料的热光效应,纤芯有效折射率和光栅调制周期均随温度变化而变化。忽略波导效应,将式(1)进行泰勒展开,同时保留一阶导数项[8]:
其中,α为裸栅热膨胀系数,ξ为裸栅热光系数。由式(2)得知,温度变化对光纤光栅中心波长的影响是由热膨胀效应及热光效应产生的,通过检测光纤光栅入射波长与反射波长的变化即可实现波长-温度解调。
2 系统整体设计
GIS母线温度在线监测系统主要由光纤光栅传感器阵列、参考光纤光栅、宽带光源、3 d B耦合器、可控锯齿波发生器、F-P腔可调滤波器、光电转换器、信号调理电路、数字信号处理模块以及工控机等组成。图2为系统硬件原理框图。
如图2所示,数字信号处理模块控制锯齿波发生器驱动F-P腔滤波器进行波长扫描,宽带光源发出的光波经F-P腔滤波器扫描后输出一系列离散脉冲光信号,该脉冲光经3 d B耦合器分别进入光纤光栅传感器阵列以及参考光纤光栅阵列,而只有与各光纤光栅中心波长相匹配的脉冲光才能够被反射回来,光电转换器将反射回的光信号转换为电信号,由信号调理电路进行整形、滤波等处理,数字信号处理模块将处理后的信号进行A/D转换,通过一定的峰值查找办法确定各反射光中心波长的位置及其对应的锯齿波扫描电压值,并根据拟合得出的F-P腔扫描电压与透射波长的关系实现波长解调[12,13]。最后工控机根据波长与温度之间的标定关系计算出每个光纤光栅传感器的温度值并存储。
3 系统主要硬件设计
3.1 光纤光栅增敏封装及传感器阵列设计
由于裸栅灵敏度只有10 pm/℃左右,因此通常把光纤光栅预拉伸后封装在具有更高热膨胀系数的基底材料中以达到增敏目的,称为增敏封装。增敏后的波长-温度关系为[8]:
其中,Pe为光纤的有效弹光系数,αs为封装材料的热膨胀系数。对于铝合金增敏光纤光栅,其灵敏度可达到30 pm/℃,提高到未增敏时的3倍。
受封装工艺的影响,光纤光栅传感器内部应力、应变不均,对传感器线性度、迟滞特性以及重复性有很大影响,如何控制封装工艺是传感器制作的关键。为了降低复杂增敏结构对传感器特性的影响,本文采用单一铝合金材料作为增敏基底。将光纤光栅经过不同程度的预拉伸后,利用353ND双组份环氧树脂粘接在基底上。待胶完全干结后,为了消除光纤光栅传感器的残余应力,将光纤光栅传感器置于高低温箱内反复进行升降温老化实验。由于封装工艺的差别,即使同一批光纤制作的光纤光栅温度敏感特性也略有不同。因此,用作传感的光纤光栅温度传感器需要分别经过高低温标定实验才能确定各自的波长-温度关系。具体方法为,将传感器置于高低温箱内,调节箱内温度由5℃升高至60℃,再降至5℃(具体温度范围由安装现场温度决定),每隔5℃记录一次传感器波长数据,并以铂电阻点温计(精度0.05℃)测量箱内实际温度,每次温度稳定时间约为40 min,如此重复3次后对各行程波长取平均值。采用上述标定方法得到的波长-温度曲线如图3所示,传感器灵敏度为30 pm/℃,迟滞小于10 pm,通过该标定曲线配置传感器参数后,传感器测温精度达到0.3℃。
铝合金增敏封装后的光纤光栅温度传感器,主要由增敏基底、盖板、热缩管及光纤光栅构成。光纤光栅传感器位于盖板及基底之间,热缩管与盖板的作用在于保护光纤及光纤光栅,使其免受外力破坏。
结合现场GIS的实际结构,GIS母线温度在线监测系统分为4个通道(包括32个温度监测点,每8只不同中心波长的光纤光栅温度传感器串联构成1个测温通道),其中3个通道分别用于不同间隔A相、B相和C相的温度监测,1个通道悬空用于监测各间隔对应的环境温度。
3.2 波长解调模块
光纤光栅传感器阵列与工控机以外的其他硬件统称波长解调模块,主要分为光路部分和电路部分。
光路部分包括宽带光源、F-P腔滤波器、3 d B耦合器以及参考光纤光栅。其中,光源选用宽带ASE光源,中心波长为1 550 nm,带宽为±40 nm,输出功率为3 m W;由于采用波分复用方式,宽带光源的波长范围必须能够满足传感器阵列复用的要求,本系统中每只传感器占用4 nm的带宽;F-P腔扫描滤波器采用MOI公司产品,型号为FFP-TF,中心波长为1 550 nm,自由光谱范围为60 nm,由于F-P腔滤波器腔长漂移、驱动元件非线性以及压电体的迟滞特性,因此F-P腔滤波器的输入与输出存在着很大的非线性,此处采用参考光纤光栅作为光纤光栅传感器阵列波长解调的基准,利用文献[12-13]提出的曲线拟合方法确定F-P腔扫描电压与透射波长的关系;3 d B光纤耦合器的中心波长为1 550 nm,带宽±40 nm,其作用在于将F-P腔滤波器输出的光分离到光纤光栅传感器阵列中,并将光纤光栅反射光传输至光电转换器。
电路部分包括光电转换器、信号调理电路、锯齿波发生器以及数字信号处理模块4个部分。其中,锯齿波发生器与数字信号处理模块最为关键。
可控锯齿波发生电路的作用是产生频率800 Hz、幅值0~18 V的连续稳定锯齿波电压信号,通过该电压信号驱动F-P腔滤波器进行波长扫描。该电路主要由波形发生器ICL8038、仪表放大器AD620、光耦合器4N33、单稳态触发器CD14538以及模拟开关CD4053组成。如图4所示,数字信号处理模块输出“开关信号”控制波形发生器ICL8038起振。使用ICL8038的2路输出电压信号,一路为锯齿波电压信号,另一路为方波电压信号。由于ICL8038输出的锯齿波电压无法达到驱动F-P腔滤波器的要求,因此该锯齿波电压信号需要通过AD620进行放大。另一路方波电压信号则通过光电耦合器件4N33后产生0~5 V的方波,CD14538将该方波转换为“脉冲信号”,利用该脉冲信号控制数据采集的开始与结束时刻。
需要说明的是,AD620输出的锯齿波电压信号除了驱动F-P腔进行扫描滤波外,还通过P3送至数字信号处理模块进行数据采集。同时,数字信号处理模块接收信号调理模块输出的波长电压值。数字信号处理器芯片正是利用这2组电压的采集结果实现峰值查找,进而根据F-P腔滤波器的电压-波长拟合关系进行波长解调与存储。数字信号处理模块采样频率为50 Hz,采样波形如图5所示。
4 系统软件设计
GIS母线温度在线监测系统的软件部分采用VB语言编制,系统模块主要包括:传感器参数配置、采集控制、波长-温度转换、数据存储、故障诊断以及历史数据查询等,程序流程如图6所示。
由于各传感器参数并不一致,采用Gauss-Newton法对每只传感器的波长-温度标定数据进行最小二乘拟合,将各传感器参数存入SQL Server数据库,在程序初始化时调用;传感器波长信号采用LAN端口由数字信号处理模块通过用户数据包协议(UDP)传输至工控机,由工控机实现波长-温度转换并存储,存储格式包括传感器编号、日期、时间及温度值;系统可自动设置采样周期,正常情况下按照所设置的采样周期存储数据,一旦发现过热故障系统首先连续采集3次以排除干扰因素,之后加快采集频率,每分钟采集一次温度值;将实时温度与环境温度、同相各传感器温度以及历史温度对比分析实现故障判断并在故障情况出现时发出预警信息;故障信息数据库设置用户权限,不得随意更改;软件集成了GIS母线各间隔、各相序当天温度曲线显示功能,同时各项历史数据,如年、季度、月份、日等,可方便查询并直观显示,以便了解GIS母线的历史温度状况。
为了避免系统出现故障误报的情况,系统利用相同间隔不同相母线温度、单一间隔单相母线历史温度与环境温度形成三重故障判据对是否出现故障进行诊断,如果3个判据同时满足则判定该间隔母线发生故障,诊断流程如图7所示。值得一提的是,由于GIS母线温度受环境温度以及通风条件的影响较大,因此各个判据的合理阈值需要根据现场长期运行经验逐步确定。根据目前的试运行结果,正常情况下母线各监测点温度与环境温度具有相同的变化幅度,二者最大差值不超过3℃;三相导体温差稳定,且最大温差不超过2℃;考虑接触电阻增大引起的发热属于缓慢变化的过程,与10 d内平均历史温度的对比阈值暂定为1℃。
5 现场安装及试运行
5.1 传感器的安装布局
根据温度场数值仿真结果[14,15],考虑GIS母线外壳内部SF6气体的流动性,温度较高的气体密度较小,浮力的作用使其主要集中于外壳内部上方位置,下方流体几乎处于静止状态。外壳最高温度位于A、C相导体上方,最低温度位于B相导体下方。对于母线波纹管位置,综合考虑最佳测温灵敏度以及因传感器过于接近而导致各测点温度无明显差异等问题,传感器安装位置如图8(a)所示;对于母线各间隔出线位置,受热气体在母线竖直部分绝缘子下方聚集,冷却后又回流到导体附近,所以最高温度出现在母线竖直部分,考虑温度测量的灵敏度以及母线结构对安装位置的影响,传感器安装位置如图8(b)所示。
根据国标规定,母线导体的最高允许温度为85~90℃,外壳的最高允许温度为65~70℃。目前已有研究成果表明GIS外壳温度能够即时响应导体温度变化,并且均对稳态情况下母线温度场进行了预测与实验验证[16,17]。分析结果表明,对于三相GIS母线,稳态情况下导体温度变化1℃,外壳温度变化达到0.42~0.56℃。而本文设计的光纤光栅温度传感器灵敏度为30 pm/℃,分辨率达到0.03℃,因此完全满足GIS母线测温的要求。
5.2 与红外测温法对比
为了验证GIS母线导体温度在线监测系统测温的准确性,将系统测温结果与Ther CAM P45型手持式红外热像仪测温结果进行对比,对比结果如表1所示。对于母线不同位置处的7个测温点,手持式红外测温仪测量结果与系统测量结果一致,最大偏差为2.21%。另外,通过人为增加GIS母线表面的对流换热效果,在1 min内,基于光纤光栅测温技术的GIS母线温度在线监测系统能够迅速感应温度变化,手持式红外测温仪所测温度几乎不变,表明该系统具有较高的测温灵敏度。
5.3 试运行结果及分析
GIS母线温度在线监测系统于2010年底投入试运行,运行期间各相母线运行温度正常,无突变或持续升温现象。以11月份某间隔三相母线为例,母线温度发展趋势如图9所示。
由图9可见,GIS母线每天温度变化具有规律性,温度曲线呈抛物线状,08:00左右温度最低,17:00至18:00期间温度最高,之后温度逐渐回落;由于该GIS处于室内,通风条件相对较差,母线昼夜温差不超过2℃,该温度变化特性主要是由日照强度、当地居民及工厂负荷特性造成的;三相母线中B相母线温度最高,A相母线稍低,C相母线温度最低,C相与A、B两相最大温差为0.5℃,这一现象表明,GIS负荷电流并不完全对称,相间电流存在差异,该结论与变电站后台负荷监测系统显示结果吻合;母线温度与环境温度具有相同的变化趋势但变化幅度不同,说明母线温度不仅与环境温度相关,而且与负荷电流大小也存在一定关系。
6 结论
本文将光纤光栅测温技术应用于GIS母线温度在线监测,介绍了光纤光栅传感原理与传感器制作的关键因素,设计并研制了GIS母线温度在线监测系统,分析了传感器安装布局及系统现场试运行结果。通过与手持式红外测温仪测温结果的对比证明本文系统具有更高的测温精度及灵敏度。现场运行数据表明,GIS母线运行温度与环境、负荷因素密切相关,该系统能够有效监测母线温度及其变化趋势,对于GIS母线安全运行具有现实意义。但由于母线内外热传递过程较为复杂,影响因素较多,系统尚不能够利用监测结果推断出母线导体的确切温度。在今后的工作中,将采用有限元多物理场耦合计算并配合大量模拟实验的方法,建立导体温度与所监测温度之间的计算关系,进而实现母线导体温度的实时预测。
摘要：提出了一种基于光纤光栅测温技术的气体绝缘开关(GIS)母线温度在线监测方法,设计了高性能的光纤光栅温度传感器以及波长解调系统,由工控机实现波长自动采集、波长温度转换、数据存储以及故障预警,通过实时监测母线温度变化趋势实现对母线的发热状态进行评估。所研制的在线监测系统已在广东电网投入运行,运行结果表明,该系统具有较高的测温精度,能够有效监测GIS母线温度及其变化趋势。
输电线路在线监测系统研究 篇4
关键词：输电线路；在线监测系统
中图分类号：TM72 文献标识码：A 文章编号：1000-8136(2009)35-0015-02
1研究背景概述
随着社会经济的高速发展，各行各业对电力供应的质量和数量提出了更高的要求，由于电网中输电线路所处环境的不确定性，使线路运行是否安全已成为电网可靠性的一项重要指标。
由于输电线路纵横延伸几十甚至几百千米，处在不同的环境中。因此高压输电线路受所处地理环境和气候影响很大，每年电网停电事故主要由线路事故引起。
以前，输电线路检查主要靠运行人员周期性巡视，虽能发现设备隐患，但由于本身的局限性，缺乏对特殊环境和气候的检测，在巡视周期真空期也不能及时掌握线路走廊外力变化，极易在下一个巡视未到之前由于缺乏监测发生线路事故。因此，线路在线监测系统应用而生，其通过无线(GSM／GPRS／CDMA)传输方式，对输电线路环境温度、湿度、风速、风向、盐密度、泄漏电流、覆冰、雷电流、周围施工情况、杆塔倾斜等参数进行实时监测，提供线路异常状况的预警，通过对线路各有效参数的监测，能够提高对输电线路安全经济运行的管理水平，并为输电线路的状态检修工作提供必要的参考。
2系统工作原理
系统由两部分组成，分别是数据采集前段(太阳能接收板、通讯系统、采集系统、抗干扰系统等)和后台收集系统组成。采集前段是一台高性能的嵌入式计算机，其主供电源为太阳能接收板，可以全天候作业。通过预先设定的程序定时对周围的各种数据。比如温度、湿度、风向等进行分析收集，视频探头可以不间断对周围环境进行实时监测，前台系统对所收集数据进行处理后，通过无线(GSM／GPRS／CDMA)传输方式可以及时传输至后台控制中心。后台接受终端可以对所收集的相关数据进行分析，根据分析结果有针对性地对相关杆塔采取防范措施，降低线路事故的发生。
3输电线路在线监测系统的组成
该系统可以采取积木式结构，针对不同地理环境和气候监测不同的线路参数，监测中心服务器采取统一的软件平台，便于综合分析、比较。现对常用的几种监测仪进行分析：
3.1微气象监测系统
输电线路由于其分散性特点，所处环境变化较多，极易由风偏、雷击、污秽等引起线路故障，特别是局部环境的变化及时掌握更需要在线数据的监测。
微气象监测系统主要对输电线路走廊微气象环境数据进行在线监测等，能将所测监测点温度、湿度、风速、风向、气压、等气象参数及严密数据进行分析。通过定期数据传送，使线路技术人员根据数据曲线能及时掌握线路运行环境的气候变化规律，以便采取相应的措施(比如：雷区安装氧化锌避雷器、污秽区采取调爬等)防止线路发生停电事故。
3.2无线视频监控系统
由于经济发展，各种建筑施工改造频繁。另外处在荒郊野外的杆塔线路极易受到外力的破坏，由此引起的线路跳闸事故逐年增加，传统的巡视方式已不能满足现有的安全需求。
因此，在电力行业，急需一种有力的监控、监测手段对输电线路周边状况及环境参数进行全天候监测，使输电线路运行于可视可控之中。架空输电线路危险点远程监控系统采用先进的数字视频压缩技术，通过无线通讯实时将线路周围情况传至后台监控中心，并可设置程序对危及线路安全的行为进行报警。采取红外探测技术对输电线路高危地区杆塔进行全天候监测，将事故隐患及时消除。有效地减少由于线路周围建筑施工等外力破坏引起的电力事故。在巡视人员不易到达地区，大大减少巡视次数，为输电线路的巡视及状态检修开辟了新思路。
系统软件强大的查询、比较、分析功能。可及时了解设备及环境变化信息，为事故预防及事后分析提供事实依据。
3.3输电线路覆冰监测
通过在易覆冰区域的铁塔上安装覆冰自动监测站。通过在线测量绝缘子垂直负荷的变量，建立在一个垂直档距单元内导线自重、风压系数、绝缘子倾斜角、绝缘子垂直负荷和导线等值覆冰厚度的数字模型。适时检测在一个垂直档距单元内等值覆冰厚度的变化，在根据线路设计标准，為用户提供预警值。还能够对现场的覆冰情况进行扪照，通过GPRS／CDMA无线通讯网络将照片、环境参数传往监控中心，在监控中心即可随时掌握线路的覆冰情况。通过对照片的比较分析可判断积冰速度，综合各种气象条件，作出相应的处理措施，防止大范围停电事故的发生。
3.4杆塔倾斜仪
由于一些朴塔处在采空区和易冲刷地段，为防止由于杆塔倾倒而引起倒杆断线事故的发生，就需要及时掌握杆塔倾斜发展情况，以便及时采取相应的措施。
杆塔倾斜仪通过自身设备，程序设计传输时间间隔，定时将朴塔顺线路及垂直线路方向的倾斜角度数据传输至后台控制中心，通过对传输同数据的曲线分析，可以及时判断杆塔倾斜的发展趋势，在达到报警状态时及时处理，是矿由开采及雨水朴刷较多地区进行在线监测的一种有效手段。
3.5输电线路防盗报警系统
输电线路近年来被盗事件逐年上升，据不完全统计，中国由于塔材被盗、导线被割引起的经济损失达上亿元之多。由于输电线路分散在野外，距离长、分散性大，一直以来没有有效的安全防范措施。
在电力线路上安装一种探测器，此探测器主要感应振动和热能，当有人靠近杆塔进行偷盗时，仪器感应发出报警，通过无线网络短信传送至相关人员手机上及信息中心。同时还可根据需要开发图像功能，在启动报警同时。启动图像功能将图像传至监控中心，保留相关视频已做为犯罪证据以供警方确认。
4项目意义
气体在线监测 篇5
国内相关部门相继制定了相关标准对SF6气体质量,特别是微水含量进行严格控制。但由于相关标准中只是单一的无量纲SF6气体体积比(μL/L)的形式,而且没有测量方式、温度及压力对测量影响的限定,因此到目前为止绝大部分仍采用SF6密度继电器表、电解法、冷凝法和阻容法定期现场检测[5,6,7,8],这样势必造成检测结果受表的质量和环境条件影响,检测精度达不到要求。对此,本文研究了高压断路器SF6在线监测系统,根据SF6气体为绝缘的高压设备的压力、温度变化,实时在线监测SF6气体的密度及含水量变化,监测气体的微量泄漏,随时掌握气体含水量、密度[9]的变化并适时报警、闭锁设备操作,便于运行状况下SF6气体电气设备的控制。通过在线监测气体的密度值、含水值可以及时分析在警戒密度值以上气体短期内的微量泄漏率,取代以压力表、密度继电器的监测方式,以达到监测精度和真实可靠的监测效果[10,11,12]。
1 设计方案
高压断路器SF6在线监测系统由现场监测终端、数据管理中继装置、监测系统主机和数据管理分析系统组成,如图1所示。
该系统每组开关的A相、B相、C相开关分别安装1个监测终端。监测终端各种传感器经特殊设计的多通件采集SF6气体参数,每个监测终端通过无线射频组网,与数据采集中继装置进行数据交换。数据采集中继装置将各监测点数据通过无线射频网络传送至远方计算机管理系统。实时在线监测SF6气体的密度及含水量变化,监测气体的微量泄漏,随时掌握气体含水量、密度的变化并适时报警、闭锁设备操作,便于运行状况下SF6气体电气设备的控制。通过在线监测气体的密度值、含水值可以及时分析在警戒密度值以上气体短期内的微量泄漏率。
2 硬件电路设计
2.1 现场监测终端
监测终端主要由微处理器电路、压力、湿度变送器及AD采集电路、温度传感器电路,和RF收发电路组成。温度传感器转换的数字量通过I2C总线送CPU处理,湿度传感器、压力传感器模拟量经过信号处理经AD进行转换后送CPU进行数据处理,并将测得的数据通过无线射频通讯方式传送到数据采集中继装置。总体结构如图2所示。
2.1.1 监测终端工艺设计
监测终端为整体不锈钢壳体,结构如图3所示。
1—连接开关SF6气体的进气口;2—试验用放气口;3—储气室与开关气体相连;4、5、6—湿度传感器、温度传感器、压力传感器;7—3个传感器的采集电路和无线射频电路;8—无线发射天线
2.1.2 电路设计
湿度传感器DMT143、压力传感器us381-000002-010BG输出信号为4~20 m A,电流信号经过采样电阻和射极跟随器变成直流电压信号,连接到AD芯片(ADS1115)的模拟输入端,经AD转换后送CPU芯片MSP430F2131进行运算。在微控制器的控制下,AD芯片将直流电压转换为16位的数字量,微控制器读取压力、湿度数据并进行信号处理。温度传感器TMP112在微控制器的控制下,直接将SF6气体的温度转换为12位的数字量,微控制器读取温度数据并进行信号处理。由温度和压力值通过气体方程计算气体密度,微控制器将采集数据打包后,由RF收发器发送到中继装置。湿度、压力传感器信号处理电路如图4所示,温度传感器电路如图5所示。
温度传感器采用美国TI半导体生产的I2C总线型数字温度传感器TMP112。将气体的温度转换为12位的数字量,微控制器读取温度数据并进行信号处理。TMP112的测量范围为-40~+125℃,精度为0.5℃。
2.1.3 监测终端无线射频通讯电路设计
射频通讯电路是基于高性能的无线射频芯片JTT4432以及高精度外围元件组成,工作于433/470/915 MHz的通用ISM频段,带有调制器和解调器,发送时可以自动打包,接收时可以自动地址匹配、自动CRC校验。发送和接收完毕后,其NIRQ中断引脚会自动设置为高电平,以表示发送或接收完毕。Si4432提供给应用的控制器一个SPI接口,速度由微控制器自己决定,因此编程非常方便。其功耗非常低,以20 d Bm的输出功率发射时电流为85 m A,在接收模式时电流为15 m A,待机状态电流仅为2.5μA。JTT4432共有4种工作模式,分别为掉电和SPI编程模式、待机和SPI编程模式、接收模式、发送模式,其工作模式切换通过配置寄存器07H实现。电路原理如图6所示。
2.2 数据管理中继装置硬件设计
数据管理中继装置由MAGE64单片机、信号变换整理、JTT4432无线收发电路、电源管理电路、键盘显示单元等组成。通过无线射频或总线方式接收各监测点的数据,微处理器对数据进行综合处理后打成数据包,无线或总线方式传送到远方。每个数据管理中继装置可管理32个现场监测终端,是整个监测系统数据管理和交换的关键。数据采集中继器装置的微处理器采用ATMEL公司生产的新一代高性能、低功耗单片机ATmega64。采用先进的RISC结构,全速、非侵入式的在系统调试接口(片内),低功耗,ATmega64单片机的工作电压范围为2.7~5.5 V,同时具有休眠模式及闲置(IDLE)低功耗模式,功耗为1~2.5 m A。结构框图如图7所示。
3 现场运行
监测系统在某变电站500 k V开关进行整体调试并投入运行,多次现场测试,对远方数据进行遥测,经过比较分析,所有监测数据准确无误,数据传输流畅,各项指标达到了要求。监测数据如图8所示。
4 结语
结合压力测量、温度测量、射频通讯技术设计了一套SF6气体密度、湿度及泄漏在线监系统,并应用于现场,解决了长期由于温度、压力测量方式影响而造成误差和无法准确真实测量设备的SF6气体真实情况的技术问题,提高了设备运行安全性。
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气体在线监测 篇6
随着电力行业状态检修的开展和在线监测技术不断发展成熟,许多公司推出了多种在线监测产品,而基于变压器油中溶解气体分析法的在线监测装置目前在电力行业得到了广泛的应用。油中溶解气体在线监测装置的安全性、可靠性、稳定性以及测量结果的准确性直接影响状态检修工作的开展。特别是在蒙东等存在极寒天气、现场维护成本较高的地区,在线监测装置的可靠性问题尤其突出。本文基于国家电网公司的调研材料,统计分析了不同监测原理的油中溶解气体在线监测装置的应用情况和可靠性情况,分析了常见故障类型和原因。结合极寒地区变压器监测要求,给出了油中溶解气体在线监测装置可靠性提升建议。
1 油中溶解气体在线监测装置使用情况
截至2013 年6 月,国家电网公司共装用各类油中溶解气体在线监测装置6 673 套。其中,交流变电站中装设6 434 套,换流站中装设239 套。油中溶解气体在线监测系统结构见图1。油中溶解气体分析技术关键点有两个:油气分离技术和混合气体检测技术[1,2,3]。
根据气体检测组分的不同,可以分为单组分气体在线监测装置和多组分气体在线监测装置两大类。国家电网公司内在运油中溶解气体在线监测设备以多组分为主,占比高达90.9%。
1) 油气分离技术
目前,国内外都没有直接检测油中溶解气体含量的技术,无论是离线还是在线检测,必须将气体从油中脱出后再进行测量,从油中脱出故障特征气体是快速检测、准确计量的关键和必要前提。在线监测装置油气分离的方法常用的主要有薄膜/ 毛细管渗透法、真空脱气法、顶空分离法等。
国家电网公司95.5% 的单组分在线监测装置采用薄膜渗透法进行油气分离,而真空脱气法和顶空分离法( 动态) 分别占2.5% 和0.8%。在运多组分油中溶解气体在线监测装置有53.5% 采用真空脱气法,30.3% 采用动态顶空分离法,13.0% 采用薄膜/ 毛细管渗透法,2.2% 采用静态顶空分离法。
2) 气体检测技术
气体检测技术主要有单组分气体检测和多组分气体的分离和检测[4]。
单组份气体的检测主要是对氢气和可燃总烃(TCG) 进行的检测,利用渗透膜进行油气分离,常用的氢气检测器主要有钯栅极场效应管、催化燃烧型传感器和燃料电池。多组分气体分离和检测技术主要有气相色谱、红外光谱、光声光谱和阵列式气敏传感器技术,都可定量分析气体。
国家电网公司91.3% 的单组分油中溶解气体装置采用燃料电池型传感器作为主要的气体检测手段;5.7% 采用钯栅极场效应管;3.0% 采用催化燃烧型传感器。国家电网公司在运多组分油中溶解气体装置主要采用半导体气敏传感器、热导检测器(TCD)、固态微桥式检测器技术作为气体检出手段,三者所占比率分别为56.5%、19.4% 和17.4%。
国家电网公司在运单组分监测装置,主要以燃料电池型传感器作为检出特征气体的主要手段,多组分监测装置中,半导体气敏传感器技术则占据了主导地位,其主要特点为需要在氧化氛围里工作,否则其恢复时间要达到30 s以上,使各峰出现严重拖尾现象,使用空气做载气可以解决这个问题,但这样对组分分离有一定影响。
国家电网公司有1.9% 的多组分装置使用了光声光谱分析技术。基于光声光谱技术为基础的变压器油中溶解气体在线监测系统有如下优点:(1) 无需载气、标气,没有色谱柱,系统免维护;(2) 系统工作稳定可靠,寿命较长;(3) 系统响应速度快,最快检测速度可达1 次/h ;(4) 除油中溶解气体,也可进行微水检测。利用光声光谱原理进行绝缘油色谱分析是近年才逐渐发展起来的新的检测手段。
2 油中溶解气体在线监测装置运行情况分析
截止2013年6月,从统计结果看,报警8 300次,漏报警573 次,误报警5 793 次,检出主设备缺陷次数2 507 次,误报率为69.8%。缺陷发现率0.25次/( 台·年)。5 252 套装置已开展检定检验工作,占78.7% ;5 237 套装置已接入集中状态监测系统,占78.5%。
1) 缺陷发现率分析
单组分监测装置中,气体检测技术采用催化燃烧型传感器缺陷发现率最高,为0.037 次/( 台·年)。
多组分监测装置中,采用薄膜/ 毛细管渗透法-半导体气敏传感器缺陷发现率最高,为1.420 次/( 台·年),高于平均缺陷发现率。
多组分油色谱在线监测装置,薄膜/ 毛细管渗透法- 热导检测器(TCD) 技术、薄膜/ 毛细管渗透法- 半导体气敏传感器和动态顶空分离法- 固态微桥式检测器技术缺陷发现率分别为0.296 次/( 台·年) 和0.321 次/( 台·年),均高于平均缺陷发现率。
2) 误报率分析
误报率方面,单组分油色谱在线监测装置的误报率较低。多组分油色谱在线监测装置中采用动态顶空分离法- 半导体气敏传感器技术和薄膜/ 毛细管渗透法- 半导体气敏传感器的误报率较高,分别为0.656 次/( 台·年) 和0.532 次/( 台·年)。
3) 装置故障情况分析
在2012 年1 月至2013 年6 月期间,国家电网公司在运油中溶解气体在线监测装置共发生故障1 627 次, 故障率为0.163 次/( 台·年), 详细故障分类见表1,其中通信故障占比最多,占比47.2%。
单组分油色谱在线监测装置功能和结构较为简单,且不涉及载气问题,故障突出表现在传感器问题。
多组分油色谱在线监测装置功能强大,但监测过程复杂,设计和制造技术难度大,故障突出表现在通信故障和装置本体故障两个方面;采用真空脱气法进行油气分离,产气效率高、速度快,同时能有效降低装置本体故障率;采用热导检测器(TCD)和光学光谱技术进行混合气体检测,可以有效避免载气不足的问题,大大降低运维成本和难度。
4) 维护成本分析
按照标准要求,油色谱在线监测设备监测周期应为每2 h一次,则对于大多数多组分装置载气更换周期为10 ~ 20 天;多组分采用“动态顶空分离法- 光声光谱检测器”的技术组合也可无需载气。大多数单组分装置无需载气。单组分在线监测装置的无需色谱柱。多组分监测装置多数需要色谱柱,其更换周期根据技术原理的不同存在较大差异,但在检测周期为每2 h一次情况下,多数装置平均每3 个月将需更换色谱柱。
3 存在的问题
1) 检测实时性较差
依据标准,油色谱在线监测装置检测周期为2 h一次,实际上,限于目前检测系统的检测能力,国家电网公司中的变压器和电抗器检测周期一般为24 h一次,这样既不符合标准,也没有达到在线监测的目的,不能够及时发现突发性的故障。
例如2013 年5 月23 日15 时06 分, 某换流变非电量保护发轻瓦斯报警,16 时离线油色谱检测换流变油中乙炔含量达到141.3μL/L,氢气含量193μL/L,总烃含量275.1μL/L。现场运行人员立即申请将极1 停运。16 时58 分,极1 正常闭锁。18 时再次对油样进行检测,乙炔含量达到1 342.4μL/L,氢气含量1 806μL/L,总烃含量2 133.1μL/L。经核对该换流变历年检修、预试以及油化验记录,结果均正常,说明换流变内部的放电现象是突然发生。
但在故障发生期间油色谱在线监测始终没有报警,主要原因为该在线监测装置检测周期为24 h,在上午9 时检测后24 h内不再进行检测,导致油色谱在线监测没有起到故障预警的应有的作用。究其检测周期长的主要原因是多组分色谱在线装置如果达到检测周期为2 h一次时,载气更换周期将要10 天左右,维护成本和工作量剧增,无法满足。
再例如2010 年6 月6 日9 时30 分,某换流变B相油中气体在线监测装置气体含量( 氢气H2的100%、一氧化碳CO的18%、乙烯C2H4的1.5% 和乙炔C2H2的8% 的组合含量) 超高告警。11 时离线油色谱检测换流变油中乙炔含量达到27.5μL/L,现场运行人员立即申请将极1 停运。14 时,双单元功率由800 MW降至750 MW,16 时,极1 正常闭锁。16 时30 分,再次对油样进行检测,乙炔含量达到47.2μL/L。经返厂解体检查发现本次故障由于网侧套管密封存在缺陷,雨水进入套管中心导杆,并顺流至网侧绕组围屏,水分进入网侧线圈后,网侧线圈绝缘性能大幅度下降,造成线圈撑条及纸筒沿面放电,放电现象也是突然发生。由于该类型油色谱在线监测为实时监测,测试周期可达到2 h以内,且不用载气,维护工作基本没有,只对可燃气体进行测量,简单灵敏,却能很好地预警一起换流变内部绝缘故障,说明这种由简单灵敏、实时检测的油色谱在线监测装置的能够很好地起到故障预警作用,配合以离线多组分油色谱检测来检查确定内部故障类型的方式是及时有效的。由此说明作为在线监测装置,其检测的实时性对于故障的前期预警意义重大。
2) 通信故障问题
通信故障成为在线监测装置无法正常工作的最主要原因,其主要有两方面问题:一是通信链路的问题。通过规范网络运行管理,将油色谱在线检测数据的传输通道列入其管理范围,可有效解决此类问题。二是在线监测设备通信模块不稳定的问题。这种情况通过定期重启可进行缓解,必要时需要远程或到现场进行软件升级。加强现场运行测试,新设备入网前试运行一段时间,进行稳定性测试,对解决此类问题具有重要意义。
3) 监测设备寿命短,维护工作量大
监测设备在投运1 ~ 2 年内,即发生故障,运行寿命短,维护工作量大。目前,油色谱在线监测装置大多需要载气和色谱柱,且随检测周期的规范而导致大幅增加维护工作量,维护成本高,亟需新的免维护产品进行替代。
4) 存在一定安全风险
由于油色谱在线监测装置需要大量载气并需要油气分离,其过程存在气体反灌入变压器的可能而导致瓦斯动作。同时由于部分在线监测设备需要检测油量大,而在检测完成后不将油再返回到变压器中,导致可能引起变压器缺油的情况发生。
4 应用于极寒地区油中溶解气体在线监测装置技术组合
根据上述油中溶解气体在线监测装置运行情况及故障情况的统计分析,考虑蒙东地区存在极寒环境、现场维护成本高等特点,从监测技术成熟度、装置可靠性和维护成本等角度分析各种技术组合的优缺点,给出适用于蒙东极寒地区油中溶解气体在线监测装置技术组合。
1) 单组分气体在线监测装置
其主要特点是测试快,寿命长,不进行气体组分分离而直接测量变压器油中溶解气体体积分数,能够反映产气率的大小,不需要载气和色谱柱,维护工作量小。缺点是可提供的气体组分信息有限,适合故障的及时预警,不适合故障类型的详细分析。适用于蒙东极寒地区低电压等级电力变压器使用。
2) 多组分气体在线监测装置
根据油气分离技术和气体检测技术的不同,国家电网公司内有五种最典型的技术组合类型[5]。
技术组合一:薄膜/ 毛细管渗透法- 半导体气敏传感器,半导体气敏传感器具有成本低、寿命长的特点,经济性较好;但由于技术水平原因,半导体气敏传感器在检测过程中存在漂移和响应特性不稳定等情况,导致其工作稳定性较差,特别是在低浓度特征气体检测重复性方面有待改进。该类型不适用于蒙东极寒地区。
技术组合二:薄膜/ 毛细管渗透法- 热导检测器(TCD),热导检测器(TCD) 通常需要使用高纯度的He或H2作为载气,以便获得较高的灵敏度和稳定性,并且载气的纯度会影响峰形,考虑到安全性,现场采用He较多,因此维护的成本较高;此外载气速率和检测器工作温度均对检测精度有很大的影响,因此对制造商的设计、产品选型和制造工艺要求较高。热导检测器(TCD) 需要定期校准或更换,维护成本较高。该类型不适用于蒙东极寒地区。
技术组合三:真空脱气法- 半导体气敏传感器,真空脱气法在脱气效率方面优势较为突出,在15 min内即可将油中95% 以上的气体分离出来;半导体气敏传感器如前所述,具有成本低的特点,但需要解决稳定性问题,并且该类型检测器在长期使用过程中性能会逐渐发生变化,需要定期校准或更换。该类型不适用于蒙东极寒地区。
技术组合四:顶空分离法( 动态)- 热导检测器(TCD)/ 固态微桥式检测器,固态微桥式检测器可以看作是普通型热导检测器的改进型,通过缩小TCD池腔的体积可以改善峰形提升检测效果。顶空分离法( 动态) 脱气速度较快,但是需要不断通入载气,因此不能使用循环油样,油样代表性差;且脱气完毕后需要把油样放掉,即每次完成检测必然消耗少量的绝缘油。该类型不适用于蒙东极寒地区。
技术组合五:顶空分离法( 动态)- 光声光谱检测器。同传统的基于气相色谱原理的在线监测装置相比,该产品最大的优点是无需色谱柱和载气,从而避免了色谱柱老化、污染、饱和等一系列问题同时节省了载气的成本,维护成本低。该类型适用于蒙东极寒地区。
5 结语
气体在线监测 篇7
关键词：仪器仪表技术,MODBUS RTU协议,在线监测
MODBUS协议是应用于电子控制器上的一种通用语言,定义了一个控制器能认识使用的消息结构,而不管它们是经过何种网络进行通信。它描述了控制器请求访问其他设备的过程,如何回应来自其他设备的请求,以及怎样侦测错误并记录。MODBUS协议已成为我国工业自动化网络协议规范的国家标准之一,在工业控制中得到广泛应用[1]。
MODBUS协议具有ASCII和RTU(远程数据终端)两种报文帧格式,相对于ASCII格式,RTU格式表达相同的信息需要较少的位数,在相同通信速率下具有更大的数据流量[2]。
1 应用背景及系统结构
电力变压器是变电站的主要设备之一,在运行中由于各种故障会产生一定量的气体溶解于油中,不同的故障引起油分解所产生的气体组分不同,从而可通过分析油中气体组分的含量来判断变压器的内部故障或潜伏性故障,对变压器油中气体的检测分析是对变压器运行状态进行判断的重要监测手段。
本系统由多台位于变压器现场的监测仪和放置在中央控制室的主机构成。仪表实时监测变压器气体含量等信息,记录历史数据,当气体参数达到预设值时发出报警信号;主机可实现实时读取仪表采集到的信号,读取仪表中记录的历史数据,修改仪表参数等功能。由于传输距离和仪表数量等因素,主机与现场仪表间采用RS-485总线、基于MOD-BUS RTU协议进行通信[3]。系统网络拓扑图见图1。
2 主机与仪表间通信数据帧格式与功能实现
本系统采用MODBUS协议的RTU传输模式,信息传输为异步方式,并以字节为单位,在主机和监测仪表之间传递的通信信息是10位的字格式(见表1),通信数据的信息帧格式(见表2)。
1)地址码。通信传送的第一个字节,每个仪表都必须有唯一的地址码。这个字节表明由用户设定地址码的仪表将接收由主机发送来的信息,只有符合主机信息帧中地址码的仪表才能响应回送,响应回送均以各自的地址码开始。
2)功能代码。通信传送的第二个字节,作为主机请求发送,通过功能码告诉仪表执行什么动作作为响应,仪表发送的功能码与从主机发送来的功能码一样,并表明仪表已响应主机进行操作,本系统用到的MODBUS支持的部分功能码见第91页表3。
3)数据区。数据区包含主机需要仪表执行什么动作或由从机采集的返送信息。本系统中主要使用了3种功能代码:“03”用于主机查询仪表内数据,包括变压器气体实时数据、仪表内存储的长期短期记录以及事件记录等;“10”用于主机修改仪表数据,包括仪表实时时钟和报警监控参数等;“11”用于主机查询仪表标志。
4)CRC-16校验。错误检测码,主机或从机可用校验码进行判别接收信息是否出错。主机与仪表间通信遵从MODBUS协议规定:多字节传输时,总是高位字节在前,当字节之间的时间间隔超过3.5个字符时间时,则结束该组数据传输。
3 实际通信举例
当仪表通电、断电,或某(几)个报警继电器接通、断开时,仪表会自动记录这些开关量的变化情况。这类记录,称为事件记录。
1)年、月、日、时、分、秒,各1字节,占6字节。
2)各标志位状态记录。变化前状态和变化后状态,各2字节,共占4字节。
3)气体含量、日变化率、月变化率、气体温度、加热温度,各2字节,共占10字节。
事件指针recpt的取值范围为1～500。根据recpt指针值,可以求出其记录字节地址为:
主机读取时,每次读取1个事件的数据。由于MODBUS协议的寄存器地址按双字节计算,因此,寄存器地址要将上述字节地址除以2,第recpt个事件的起始地址16进制表示为:
例如,要读取第8个事件的数据,寄存器起始地址为:70H+10H×8=F0H,读取的寄存器数量为10个,主机查询与仪表应答数据格式见表4。
4结论
基于MODBUS RTU通信协议的变压器油气体在线监测系统,实现了主机对现场仪表的远程监控。与传统RS-485通信中的数据包格式相比,MODBUS RTU通信协议的传输效率明显提高。从实际运用看,监测网络构建简单、经济,实际运行中数据传输稳定可靠,实时性高,可扩展性强,经试验验证,该通信模式是实现主机远程监控的一种很好的方式。
参考文献
[1]习博,方彦军.工业以太网中网络通信技术的研究[J].微计算机信息,2005(2):148-150.
[2]阳宪惠.工业数据通信与控制网络[M].北京:清华大学出版社,2003.
气体在线监测 篇8
关键词：SF6气体,微水含量,在线监测,密度,泄漏
0 引言
SF6电气设备运行时, 不可避免地会发生SF6气体向外泄漏而导致其密度下降的现象。而在SF6气体泄漏的同时, 设备外部潮气也会渗进设备内部, 引起设备内SF6气体中微水含量增加, 当SF6气体中微水含量过高时, 会使高压电气设备出现安全隐患。为此, 有必要对SF6电气设备内SF6气体密度和微水含量进行监测。
传统的SF6气体泄漏监测采用压力表或密度继电器, 它们均不能完全补偿温度对压力的影响, 其准确度和可靠性也不理想。同时, SF6气体微水含量监测过程和设备比较复杂, 测量结果不能客观反映微水含量, 且普遍采用离线检测。基于此, 实现SF6微水含量和密度在线监测对保障电力设备正常运行具有重要意义。
1 系统整体方案设计
SF6气体微水密度在线监测系统的基本原理:将露点、压力、温度传感器以及处理电路组装在密封气腔内, 通过三通连接到SF6气室, 测量气室内SF6气体的露点、压力、温度, 经单片机LM3S9B90采样转换处理后经CAN总线送到监控主机, 由集中监控主机进行判断、处理、显示并做出相应告警, 最后由主机通过以太网将数据传送到局域网或远程访问, 如图1所示。
2 系统硬件功能的实现
2.1 信号采集功能
(1) 露点传感器。本系统采用Vaisala公司的DMT143露点传感器进行露点测量, 该传感器集成了高性能薄膜电容湿度传感器并具有自校准功能, 测量精度较高, 非常适合露点在线监测。
(2) 温度传感器。温度测量采用集成温度传感器AD590MH, 它是美国模拟器件公司生产的单片集成两端感温电流源, M档精度最高, 非线性误差为±0.3℃, 满足本系统设计要求。
(3) 压力传感器。考虑到被监测SF6开关设备的绝对压力一般不超过8个大气压, 压力传感器选择灵敏度高、耐腐蚀性好、体积小巧, 测量范围为0~1MPa的扩散硅压力变送器。
2.2 控制电路部分
系统控制电路采用TI嵌入32位CortexTM-M3控制器的LM3S9B90单片机。该单片机拥有的丰富片内资源有效地简化了设计的复杂性, 集成了ADC模数转换器模块、CAN控制器以及以太网接口等, 减少了外围器件, 其运行速度可达80M, 保证了采样和数据的快速处理。
2.3 通信、显示部分
由于系统单片机集成了以太网接口, 因此本系统采用LWIP协议与PC机通信, 通过设计Web网页显示SF6气体微水密度数据, 绘制微水实时曲线, 记录历史数据, 即时发现、排除故障, 并可通过Internet远程登录访问。
3 SF6气体密度监测
高压设备气室中充有SF6气体后, 判定其是否满足绝缘要求常用SF6气体密度来衡量。在实际工程中, 直接监测SF6气体密度难以实现, 通常会转化为对其压力的监测, 但SF6气体的压力会随温度发生变化。因此, 为了准确反映SF6气体压力变化是由漏气还是温度改变引起的, 需要采用温度补偿的修正方法, 无论外界温度如何变化, 始终可计算对应20℃的标准压力, 并将该值等效为SF6气体密度后与参考值进行比较。SF6气体密度在线监测系统需要采集温度和压力两个特征量, 目前最常见的SF6气态方程如下:
式中, P为SF6气体压力, MPa;t为温度, K;ρ为SF6气体密度, kg/m3。系数A、B分别为:
将式 (2) 、式 (3) 代入式 (1) , 密度单位换算成kg/L, 整理可得到关于ρ的三次方程:
用牛顿迭代算法求解式 (4) 可计算出实时温度的密度值ρ, 把ρ和t=293.2K (20℃) 代入式 (1) , 即可算出20℃时的压力值P20。
4 SF6气体微水含量监测
通过露点传感器DMT143可得到气室内SF6气体的露点温度, 为了使监测结果具有较强可比性, 利用测得的实时温度值和压力值以及20℃时的压力值, 采用修正公式将测量值换算到20℃的值。
根据饱和水汽压的简化公式可得出:
式中, T为SF6气体露点, K;PW为SF6气体在露点T时的饱和水汽压。
则SF6气体实时含水量HW为:
式中, PSF6为实时SF6气体压力, MPa。
修正到20℃的微水含量HW20为:
式中, HW为实时含水量, μL/L;P20为20℃的SF6气体压力, MPa;PW20为20℃的水蒸气饱和压力, MPa。
5 软件设计
SF6气体微水密度在线监测系统软件主要包括SF6气体微水密度变送器和集中监控主机程序两部分。其中, 集中监控主机程序采用模块化结构, 包括数据采样处理模块、变送器与主机通信模块、集中监控主机告警显示模块、集中监控与PC机通信和基于LWIP协议的Web网页模块等。主程序流程如图2所示, 变送器程序流程如图3所示。
6 结束语
SF6气体微水密度在线监测系统可对高压电气设备的SF6气体的实时温度、压力、相对湿度RH进行在线监测;通过20℃时SF6气体的压力值和气体密度值可直接判断其泄漏状态, 结合20℃时SF6气体的水分体积比和相对湿度判断微水含量是否超标;同时, 通过单片机与PC机可对监控量进行现场显示, 并可通过Internet进行远端查询。试验表明, 该系统工作可靠, 精度满足设计要求, 能在SF6气体微水含量和气体泄漏检测中发挥重要作用, 值得推广应用。
参考文献
[1]李明芸, 江秀臣, 赵子玉, 等.组合电器中微水含量在线监测实验研究[J].高电压技术, 2004, 30 (3) :32, 33
[2]陈振生.GIS高压电器SF6气体密度、湿度及泄漏检测技术[J].电器技术, 2007 (04) :16~20
[3]汤义勤.GIS微水在线监测系统的应用与研究[D].浙江:浙江大学, 2011
电能质量在线监测技术浅谈 篇9
但是，随着现代科学技术的迅猛发展，一方面，由于电力电子设备的应用领域越来越广，特别是各类冲击负荷和非线性负荷容量的不断扩展，使得电网中电压波形发生畸变，电压波动、闪变和三相不平衡等问题时有发生，严重地影响了电能质量;另一方面，由于人们越来越多地使用精密和复杂的电子设备，如计算机、通信设备以及各种过程控制系统来处理和管理工作过程和事务。这就要求高质量和高可靠性的配电系统，以提供与之相适应的电能。
而且，随着电力工业的飞速发展以及电网的不断扩大，电力运行对电力调度自动化水平的要求和安全性的要求越来越高，电力调度需要各种功能更为齐全、操作更为简便的各种电力检测仪器仪表。但是，目前为止用于监测电网用户端电能质量的仪器仪表并没有普及使用，而且随着电力工业的发展和电能质量概念的逐步深化，电能质量监测发生了新的变化。
随着电力行业的发展，随着经济的发展，供电公司要提高自身的竞争力，其中一个最重要的部分就是提供高质量的电能。那么，提供高质量电能意味着需要对整个电网进行动态实时的监测，这种监测是分散的，是多点监测的。
并且随着因特网的发展，电力企业更加要求监控具有多点成面的效果，能够构成全网的实时监测与全网监测信息的共享，在这个情况下，引进了分布式的概念，从而使得电能质量的监测也具有分布式的效果，完全符合电力企业的要求。
1.推广应用及市场前景
近年来，国际上非常重视电网的智能化运行和控制，自美国提出2030年智能电网规划后，掀起了智能电网的研究热潮。2006年，美国IBM公司与全球电力研究机构、电力企业合作开发了“智能电网”解决方案。电力公司可以通过使用传感器、计量表、数字控件、分析工具来自动监控电网、优化电网性能、快速恢复供电，同时加强与消费者的互动 ，以便让他们对电能的使用和管理更加了解。意大利埃奈尔能源公司与凯捷咨询合作启动了世界上最大的智能电表安装项目大约2700万用户安装了智能电表，这些电表具有双向通信、高级计量和管理能力，并通过IP实现数据的分层传输控制。
从发展规律来看，智能电网是电力系统发展到一定阶段后必然形成的，体现如下：电力系统信息系统的耦合性增强;复杂大系统的理论框架和理论与电力系统运行控制的结合空间增大;输配电领域与发电、用电侧的互动性增强。
从研究特点上看：在信息捕捉和应用上，要体现信息感知的敏锐性、信息筛选的精细化、信息预测的精确化。在智能理论和方法与电力系统技术的结合上要体现决策模型的高效化，优化决策的全局化，控制决策的过程化和结果展示的可知化。
我国智能电网的中长期发展目标和支持原则：
1）智能电网的自愈技术
包括数据的采集和监控系统，精密的测量单元，故障的诊断技术。
2）智能电网互动技术
配电网的与用户的电能双向互动及交易，用电信息的实时查询和用电实时管理平台。
3）智能电网高质量及其支撑技术
定制电力技术，电能质量技术。
4）制冷电网兼容理论与方法
考虑分布式能源的系统规划，考虑不确定因素的电网灵活规划（如没预料到的严重自然灾害）。
2.国内外相关概况、水平和发展趋势
美国、欧洲等发达国家己进行了多年的研究，获得了大量的数据，并取得了重要的理论和应用成果。我国对电能质量的研究正处于起步阶段，但也取得了较大的进展。早期的电能质量问题主要局限在频率偏移和电压偏移两个方面。但是，二十世纪八十年代以来，随着新兴负荷的出现对电能质量的要求更高，还需要设法解决诸如失去电压、电压跌落和开关暂态等多方面的电能质量问题。
目前，国内在电能质量监测方面的研究大多局限在谐波问题的研究。也提出和开发了一些监测和改善电能质量的电能质量补偿装置，包括各种有源电力滤波器、动态无功补偿装置、电能质量综合补偿装置，以及动态电压恢复器等，与国外的差距是非常明显的。
①电能质量监测的基础理论研究
电能质量监测的基础理论研究，包括统一的畸变波形下电能质量的含义，电能质量的界定方法、评价体系的研究，各功率成份的定义及物理意义研究等。目前为适应不同需要提出了许多功率成份的定义方法，在其数学表达式、物理意义及实施方面各有所长，但距离理论上和实际上的统一的并易于接受的表达式尚有一定的差距。
②测量方法及各种电能质量检测仪器和设备
各种电能质量指标均应有合理的计算分析方法，特别是针对不同干扰源的预测计算方法及其误差估计等，建立电能质量指标计算分析程序和数据库，同时还应建立起电能质量控制装置的系统仿真模型。
③积极采用数字化控制技术
随着高速数字信号处理器为基础的实时数字信号处理技术的迅速发展，并得到广泛应用，采用模拟量控制的电能质量控制置正用数字量控制代替。这有如下优点：可以程序控制，改变控制方法或算法不必改变控制电路;提高了系统稳定性、可靠性和灵活性，系统不受温度影响;可重复性好，易调试和批量生产;易实现并联运行和智能化控制。
3.其它情况
当前小、微电网的电能质量监测系统的设计解决方案层出不穷，以单片机、DSP、ARM、Nios II嵌入式处理器等为开发的系统均是较好的解决方案，之所以看中Nios II 软核处理器作为我们的设计开发核心，关键有以下一些考虑：
首先，SOPC是Altera公司提出的一个灵活、高效的SOC解决方案。它将Nios II处理器、存储器、I/O口等系统设计需要的功能模块集成到一个FPGA上，构件成一个可编程的片上系统。具有灵活的设计方式，提供了许多可用的IP核，可裁减、可扩充、可升级的功能。同时其高速的性能为该系统的复杂参数计算提供了很大的便利。
其次，Nios II属于软核嵌入式开发，具有灵活性、高性能、低成本、生命周期长等特点，并提供了大量的开发技术文档和实例，只要有能力，结合FPGA可以做出来任何想象的到的东西，其创造能力是强大的，这就是Nios II乃至其他所有软核CPU的最大的意义所在。Nios II支持MicroC/OS-II、uClinux等多种实时操作系统，支持轻量级TCP/IP协议栈，支持*.zip的文件系统，Nios II处理器允许用户增加自定义指令和自定义硬件加速单元，无缝移植自定义外设和接口逻辑，在性能提升的同时，方便了用户的设计。
再次，Altera在FPGA上开发嵌入式系统的研究一直走在前列，我们选择Nios II来开发这个系统，正是看中了这点，而且软核嵌入式的开发技术的发展正处于上升阶段，尽早掌握这项技术，可以使我们开发人员尽早占领嵌入式系统开发的前沿阵地。
综合上述的考量，设计面向用户终端设计，可自行操作，具备联网功能的分布式电能质量监测系统是很有必要的。
气体在线监测 篇10
关键词：变压器,在线监测,油气分离,特氟隆膜,非平衡状态,预测算法
0 引言
油中溶解气体分析DGA(Dissolved Gas Analysis)技术是将变压器绝缘油中溶解的气体与变压器运行状态和潜在故障对应起来的分析方法,是目前对油浸变压器进行故障诊断最方便、有效的手段之一,位列变电站32项常规预试验的第一位,其有效率达到了85%以上,并得到了广泛应用[1,2]。
传统的离线式气相色谱对油中溶解气体体积分数测量的环节较多,从取油样到实验室分析的作业程序复杂,花费的时间和费用在技术经济上不能适应电力系统发展的需要。更重要的是离线色谱只能检测到变压器某一时间点的油中溶解气体的体积分数,对于一段时间内变压器油中溶解气体的变化,特别是对变压器油中每天产气率的信息无法获知[3,4,5],这使得在线DGA技术得到了广泛的关注与研究。对变压器油中溶解气体在线监测的最终目的是对变压器进行实时的状态分析与故障诊断,而各种诊断方法(神经网络、决策树、援例分析、模糊数学等)是利用故障气体的体积分数作为故障信息分析的依据。其中气体体积分数测量结果的准确性与测量样本的数量对于诊断结果的正判率有较大影响,当获得数据中缺少关键信息时进行故障诊断结果的正判率不高,而离线色谱测量所能提供的数据样本数量少[6,7,8,9]。因此,变压器在线监测系统的应用是提升电站运行安全性的必然趋势,也是针对变压器运行状况开展状态检修的必然要求。
目前,各国商品化的变压器油中溶解气体在线监测装置不断推向市场,同时国家电网内也有很多变压器安装了各种在线监测设备,但是目前国家电网内安装的变压器油中溶解气体在线监测装置多数仅被当作是比气体继电器更灵敏的保护装置,而不是真正意义上的油中溶解气体在线监测装置[10]。即使是能够对全组分气体进行监测的在线监测装置在实际应用的过程中,大部分的变电站或相应机构也仅将其作为实验室离线色谱的辅助手段,将在线设备与离线设备所获得的数据加以对比后就不再关心设备数据的变化,这对于在线设备的投入是极大的浪费[11]。因此,在充分利用在线设备数据的大量性和实时性的同时,提高在线监测系统的准确性及可靠性的方法研究显得尤为重要。
对于在线监测系统对气体体积分数测量结果的评定可以参考离线色谱的测量结果。M.Duval[12]提出:DGA结果好坏基于气体体积分数数据的准确性、重复性、测量的可再现性。通过对IEC采用气相色谱的实验室分别测量的结果调查显示:最好的实验室结果在低体积分数时的重复性为7%,较高体积分数时为1%,对较高体积分数的实验室测量的平均重复性为7%,低体积分数时为27%,最差的实验室结果对中等气体体积分数的测量重复性为15%,低气体体积分数测量的重复性只有65%;而准确性的测试结果差别也很大,25个实验室低气体体积分数时测量结果的准确度的平均值只有30%,在较高体积分数范围内为15%[13]。该调查同时指出不论采用何种油气分离方式,都可能会得到准确度较高及准确度较低的结果,而CIGRE实验室的结果的准确性远高于非CIGRE实验室的测量结果,而对同一实验室同一操作人员的测量结果都有较好的重复性,这说明对于离线色谱测量方式操作人员与操作过程对测量结果有较大影响。如果在线监测系统测量结果的准确性与重复性好于IEC对离线色谱实验室的调查结果,可以充分利用在线监测系统测量数据的实时性与大量性得到准确反映油中溶解气体的体积分数值。
事实上,DGA数据的准确性与可靠性受多种因素的影响,其中脱气这一环节是DGA结果差异的主要来源,对于在线监测系统而言,亦是如此[14]。目前已有的主要的脱气方法主要有真空脱气法、吹气脱气法、动态顶空脱气法、渗透膜脱气法。前3种方法必须在仪器架构的基础上进行且操作复杂,所以在线监测系统多采用油气分离膜进行分离。近些年国内外对各种高分子膜对变压器的故障气体的渗透性能多有研究。适合于油气分离的膜是致密高聚物膜,要求耐油、耐压、耐高温(80℃)、透气性好。早期的在线监测仪中较多应用聚四氟乙烯膜,如加拿大Syprotec公司的Hydran在线H2监测仪,在国内已安装了近千套。还有一种聚全氟乙丙烯:是一种改性的聚四氟乙烯,又称F46,其渗透性优于聚四氟乙烯,国内有的变压器在线监测仪采用了F46膜,已在数十个变电站现场运行[15]。2004年,Roland Gilbert对Morgan Schaffer公司的集气装置GP100对各种故障气体的渗透性能进行了测试,其中H2在6 h后就达到了平衡,而需要平衡时间最长的C3H8在239.3 h之后达到了平衡,其余气体在96 h之内达到了平衡[16]。国内在这方面也有相关的研究,清华大学的李红雷等人研制出了一种新型的油气分离膜,该油气分离膜在12 h内实现了C2H2、C2H4、C2H6、CH4、CO、CO2、H2共7种故障气体的平衡,但是该种薄膜是需要特殊的加工工艺才能得到的,目前未见大规模的商用[17]。目前对于高分子渗透膜的研究一直集中在如何缩短平衡所需的渗透时间上,即提高高分子膜的渗透因子,但油气分离膜的分离性与透过性不可兼得,在高渗透性的条件下同时保持膜的高分离性及高强度难度较大,因此利用在线数据相关性的分析及气体产生扩散规律,研究提高数据精确度的算法有重要意义[18]。
本文通过分析普遍采用的油中溶解气体计算公式后,提出了一种在非平衡条件下利用已测得气室中的气体体积分数估算渗透平衡后气室中气体体积分数的算法。考察了温度对于渗透过程中渗透率的影响后,从而弱化了温度对气体体积分数测量结果的影响。这使得在油气分离膜的参数标定后,可在渗透未达到平衡时对最终达到平衡状态时的气室中的气体体积分数进行预测,进而获得更接近油中溶解气体的真实体积分数值。
1 渗透过程分析
1.1 自由扩散
设初始条件下,油中溶解气体的质量为mG,在气体经过自然扩散后,扩散到油表面的气体质量为mg,此时油中溶解的气体质量为mo,设分离系数为kex,kex=mg/mG,设变压器油总体积为Vo,油面上方气室体积为Vg,在温度不变的条件下,气体在油面上方的扩散规律符合亨利定律,设亨利系数为K,初始时油中溶解气体体积分数CG,平衡后油气两相气体体积分数分别为Co、Cg,符合以下关系式:
文献[13]中提到在采用离线色谱的测量方式时的一个矛盾之处,当增大气室的体积Vg可以提高kex,即增大气室中气体的渗出量,但同时针对某一气体组分而言,增大气室的体积意味着这种气体组分在气室中体积分数的降低。通过离线色谱测量气体体积分数时,K值与Vg/Vo接近,同时Vg/Vo的大小对kex有较大影响,因此在测量前需仔细标定Vg/Vo的大小。但对于采用膜进行油气分离的变压器在线监测系统来说,通常情况下K垌Vg/Vo,因此公式(3)可简化为
式(4)中Cg与CG呈简单的比例关系,其中K即奥斯特瓦尔德系数,通过实验可以测得。文献[19]中,通过对H2、O2、N2、CH4、CO、CO2、C2H2、C2H4、C2H6、C3H6及C3H8几种物质在绝缘油中溶解特性的测定,证实了使用奥斯特瓦尔德系数建立气相中气体组分体积分数与油相中气体体积分数组分的对应关系是可行的。对于变压器油中溶解气体在线监测系统而言,适当增大Vg虽然不会对气室内气体体积分数产生太大影响,但可以使变压器油中溶解气体渗出的绝对量增加,如果气体检测环节的传感器响应的是气体物质的量的绝对量,即可以提高气体测量环节的灵敏度。
1.2 膜的渗透过程
式(4)表述了通过扩散原理达到的最终结果,通过对膜渗透机理的分析,可以得到膜对油气分离的动态过程表达式,即体积分数随时间变化的关系式,膜分离过程中气室中气体体积分数Ci的变化规律符合下式:
其中,b为扩散系数,t指渗透开始后的时间,Cimax表示气室中可达到的气体体积分数的最大值,通常在实验过程中设定测量得到的气室中气体体积分数可达到最大值的99%或90%对应的时间点t0后即达到平衡。
式(5)可以计算单一渗透过程中某一时间点的体积分数值,但通常认为只有当渗透达到平衡后,即在平衡时间点t0后的测量值才有价值,这意味着在达到平衡时间点之前的测量数据都不能准确反映油中溶解气体的体积分数,因此对于油气分离膜的研究与开发重点集中在缩短平衡时间上,即使目前对几种气体渗透效果最好的GP100,其对于CO的渗透平衡时间也达到了39 h,普遍认为在这之前的测量数据点不能准确给出油中溶解气体的体积分数值。因此通常在线监测系统在安装后,工作人员会在认为气室中气体体积分数达到平衡后开始记录数据。但是渗透从开始之后,即使在达到平衡时一直为一个动态过程。对于在线监测系统,油温、气室温度及变压器油中溶解气体本身发生的变化都会影响这一过程。这使得即时在达到平衡的时间点t0后,气室中依然可能发生渗透或反渗透过程,因此利用多时间点测量的数据的相关性推测最终平衡时气室中气体的体积分数比单一时间点测量结果更接近油中溶解气体的真实值。
对于某一种气体组分,设t1点测得的气体体积分数为Ci1,对应此渗透过程达到平衡时的体积分数为Ci1max,t2点测得的气体体积分数为Ci2,此时对应此渗透过程达到平衡时的体积分数为Ci2max,则有以下关系式:
当时间点t1与t2在一个独立渗透过程之中,则有b1=b2,Ci1max=Ci2max,设测量时间间隔t2-t1=Δt,当温度不变时有
同理:
因此可以利用在同一渗透过程中相同时间间隔的气体体积分数的测量值计算Cimax,可以在并不获知b值的情况下,预测出这一平衡过程气室中该气体组分体积分数的最终值,不必待渗透进入平衡状态之后再测量气室中气体的体积分数。
2 实验
实验中的特氟隆膜采用美国杜邦公司(Dupont)的Teflon FEP含氟聚合物,其耐化学腐蚀特性优良,热适应范围宽,可以热粘合,具有极强的抗冲击和抗撕裂特性。膜的厚度为12.5μm,气室直径为38 mm,体积约为30 m L。首先在实验室用气相色谱仪对膜的气-气相渗透性能进行检测,得到了H2及CO的渗透曲线与GP100的渗透能力进行对比,结果如图1所示。
对于Teflon膜H2体积分数达到Cimax的时间为52.8 h,CO达到Cimax的时间为183 h,同时得到在室温23℃的条件下,b H2值为0.086 91/h,b CO值为0.025 03/h。
为验证上文中提到的预测算法,采用电化学气体传感器作为气体体积分数检测单元进行了现场实验,系统安装于一台ABB 500 k V的变压器油箱下端的法兰盘上。系统的气室直径为38 mm,体积约为30 m L。
气体测量模块选用瑞士产电化学气体传感器,该传感器模块对于H2的最小检测限为2μL/L,CO为1μL/L;对于H2和CO的检测最大值均2μL/L。测量温度为55℃时,传感器模块对H2体积分数测量的相对精度为±3%,对CO体积分数测量的相对精度为±50%。设输出达到测得数据的稳定值的90%所需的时间为响应时间时,对于H2而言响应时间小于10 min,对于CO响应时间小于10 min。该传感器模块对所测量气体的温度范围要求为-20~120℃,工作时的测量间隔为20 min,其温度系数为1%K-1,输出电流范围0~20 m A。电化学传感器对气体的体积分数每隔20 min测量,通过40 d的监测,得到的H2与CO的气体体积分数数据分别如图3~4所示。
3 数据分析与讨论
由实验室实验可知,在气室中气体初始体积分数为0的条件下,Teflon FEP膜对H2的渗透平衡时间不少于53 h,在系统安装后的第4天计算得到油中溶解H2体积分数变化如图5所示。在同一天进行了离线气相色谱分析,得到油中溶解H2的体积分数为26μL/L。从图中可以看出渗透过程达到平衡后,气体传感器测得的气体体积分数数据变化较小,对应离线色谱的采样时间点传感器测得H2体积分数为25μL/L,与离线色谱测量结果非常接近。虽然在线监测系统获得的大量数据与离线色谱的某个时间点的测量值并不具有可比性,但是该测量结果可以间接地验证在油气分离过程达到平衡后,即该电化学传感模块对气体体积分数的测量值,可记为Cimax用以计算油中溶解气体的体积分数。
用公式(9)中提到的算法进行气体体积分数预测前,首先需确定该算法应用的条件,从式(9)中可以看出,平衡过程还受到b与Δt的影响,其中b值可由式(10)计算得到。
其中,Pi为温度相关渗透系数;A为渗透膜面积;V为气体普适常数;d为渗透膜厚度,1指1个标准大气压。
当渗透过程中膜内没有热量传递时,即在某一确定温度下,膜的渗透系数与温度的关系符合阿列纽斯关系式:
其中,P0为与温度无关的渗透参数;Ep为渗透动能;R为气体普适常数;θ为温度。
即Pi与温度相关,在文献[19]中,通过对气体C3H8、C2H6、C2H4、C2H2、CO2、CH4、O2、CO、N2及H2的渗透过程的实验验证了ln Pi和-1/θ之间的线性关系,以Teflon膜对H2及CO这2种气体的渗透动能计算,当气相温度从-20℃变化到60℃时,渗透系数的变化如表1所示。
从表1中看出,油气分离膜温度的变化,即油温及气室温度的变化,对渗透系数都有较大影响,进而会影响渗透过程。采用膜进行油气分离的变压器在线监测系统的气室体积通常小于100 m L,易于将温度精度控制为±0.5℃,但变压器油的温度通常变化较大,这是因为变压器油的温度受变压器负载影响,变压器负载在一天有规律的变化,引起变压器的“呼吸”作用,会使油中气体逸散而减少。开放式变压器油箱中的油温上升时,含有气的油上升,到达储油柜,并于油面上的空气相接触。为使油中气体含量和气相达到平衡,逸散于油面上的气体会“呼出”储油柜外。反之,当油温降低时,储油柜中的含气量已降低的油又流回油箱,同时有相当量的新鲜空气吸入储油柜中,降低了油面上气体的气相含量,从而又加速了储油柜油中溶解气体向气相侧释放。当变压器油的温度发生变化时,H2的逸出率最高[11],因此在非平衡时间内给出H2体积分数的估算值需要考虑到变压器油温度的变化,否则渗透体积分数的变化会被温度的变化所消解,同时还要考虑到气室温度的变化,在气室中采用温控电路对气室中气体温度进行恒温控制,控制精度为0.5℃。在系统运行的初始的53 h内H2体积分数的变化如图6所示。
由上文所述,温度的变化对于渗透过程有较大影响,尽管温度并不是突变量,但对于电化学传感器的测量间隔来说,影响是不可忽略的,这种影响体现在温度发生较大变化后平衡过程被打破,即出现气室中气体体积分数下降的反渗透的过程。对图6中渗透过程中油温的变化进行监测,得到油温的变化如图7所示。算法中涉及3个测量数据点的时间点为1 h。设定在2 h内温度在±3℃的范围内变化才可以应用该算法计算预测值,计算后得到的H2体积分数的预测数据如图8所示。
从图8中可以得出,以预测算法计算得到的H2体积分数值在未达到平衡的条件下,即53 h以内的预测值共60点,其中与离线气相色谱的相对误差在±20%的有52个预测值,最大相对误差为26.8%,最小相对误差为0.931%。IEC的调查显示对低体积分数范围的离线气相色谱的测量结果的平均误差为±30%,而该预测算法计算得到的结果的准确性已经接近实验室离线色谱测量值,这表明对于实验所采用的在线监测系统,在对油温进行跟踪监控的同时,利用测得的H2体积分数值在气室中渗透过程未达到平衡时对油中溶解气体体积分数进行预测是可行的。
4 结论
本文通过分析高分子膜对气体的渗透过程,提出一种在渗透未平衡状态下的气体体积分数预测算法。在实验室条件下测定了特氟隆膜的渗透性能后,采用电化学气体传感器构建了在线监测系统进行现场实验,得到了H2和CO体积分数的实时数据。在气室中的渗透过程达到平衡后,气体传感器得到H2体积分数为25μL/L,与同一天的离线色谱测得H2体积分数结果26μL/L接近,验证了该电化学气体传感器的准确性和可靠性。通过分析温度对渗透扩散参数的影响,在降低温度对预测算法的影响干扰后,对系统初始运行期的H2的体积分数数据通过预测算法进行计算,得到计算结果的相对误差小于与IEC对实验室离线色谱测量结果的相对误差。