带电监测（精选5篇）
带电监测 篇1
1 引言
目前, 随着电力系统向大容量、大机组、高电压等级的方向发展, 对供电可靠性的要求也越来越高。高压电缆接头由于接触不良等原因, 在满负荷负载电流通过时会造成温升过高、局部过热情况。国内外都发生过多起因为高压电缆接头接触不良而导致的短路、停电等事故, 造成了巨大的经济损失与极大影响。据相关统计, 60%左右的电缆事故都由电缆接头过热导致, 故变电站高压电缆接头的温度监测也已成为电力系统安全、可靠运行所面临的现实问题。
近年来, 国内外相关文献在高压电缆接头温度的实时监测上做了一些研究。文献[1]提出一种示温贴片和图像处理技术相结合的高压触点温度在线监测系统, 但示温贴片的颜色与温度对应有一定要求, 容易造成较大误差。文献[2]采用红外测温方式实现高压带电设备的温度远程监测, 并通过现场校正和试验来保证采集温度的准确性, 但红外测温易受环境影响。文献[3, 4]提出了一种以WSN为基础的高压电气设备温度实时监测方案, 解决了文献[1, 2]所存在的弊端, 但温度的精确采集需要考虑错误数据的修正问题。文献[5]介绍了导线接头在线测温系统的软硬件平台架构, 说明了Zig Bee测温节点组网方案和算法, 一定程度上改善了温度数据采集传输的可靠性, 但对数据的修正问题没有涉及。
相关国内外文献还停留在实时监测方面, 而对温度数据进行挖掘, 将预测理论实际应用在高压电缆接头温度方面的研究很少。本文在文献[5]节点组网方案的基础上, 利用Zig Bee技术的低功耗、短延时、低成本和传输稳定的优点, 构建高压电缆接头温度实时监测系统, 用较低成本完成传输多条输电线路跳线接头温度的功能[6]。然后针对采集到的错误数据进行修正, 通过拟合和卡尔曼滤波得到较优估计值。最后将灰色预测理论应用到监测系统中, 有效地预测温度变化, 在温度达到上限值前事先预警, 有助于避免电力事故, 利于工作人员掌握温度变化趋势, 消除安全隐患, 也为高压带电设备的状态检修评价工作提供相关依据。
2 Zig Bee技术与灰色预测
2.1 Zig Bee技术
Zig Bee采用IEEE 802.15.4技术标准[7], 是新兴的短距离、低速率、低功耗的无线通信技术。ZigBee采用直接序列扩频, 工作在全球免费的2.4GHz频段, 利用较高阶的QPSK调制技术达到250KB/s的速率。Zig Bee根据输出功率和信道环境的不同, 其实际传输距离介于10~75m之间, 一般在30m左右[8]。Zig Bee采用碰撞避免机制的CSMA/CA协议, 保证了节点间数据的可靠性传输。Zig Bee可以自动组网, 能够使系统方便灵活地加入或者撤消测温节点[5], 可支持高达65000个节点, 采用AES-128加密算法保证了数据传输的安全性。Zig Bee联盟制定了星形、树形和网形三种网络拓扑结构[9], 如图1所示。
2.2 灰色预测算法
灰色预测理论是用于研究数据量少、信息贫瘠的不确定问题的理论方法[10], 在预测领域具有样本需求较少、预测精度较高、低运算量以及不用考虑样本分布规律的优点, 得到了广泛的关注与应用[11,12,13]。本设计采用灰色系统的基本预测模型—GM (1, 1) 模型[14], 把变电站高压电缆接头的温度看作灰数, 进行关联分析, 对所测历史数据进行累加累减等数据处理来发现其潜在规律, 建立灰色微分方程, 从而对温度的未来发展趋势进行预测。
一周内所对应的同一时间的历史温度数列为:
式中, n为数据个数, 且n=7。对x (0) 进行AGO运算, 使之构成累加温度数列x (1) , 以弱化历史数据的波动性和随机性, 则:
GM (1, 1) 灰微分模型为:
式中, z (1) (k) 为x (1) (k) 的紧邻累加温度均值序列, z (1) (k) =0.5[x (1) (k) +x (1) (k-1) ], k=2, 3, …, n;a, b分别为模型发展系数和灰色输入, 可通过历史温度数列x (0) 和累加数列x (1) 求得。
由方程 (3) 可得累加数列的预测结果:
式中, 表示第k个解析值。由于GM模型得到的是一次累加量, 故必须对所得数据进行累减逆生成, 则可得到还原预测结果:
式中, 表示累减还原所得到的第k个温度预测值。
3 系统工作原理
系统主要由终端采集装置、Zig Bee协调器、GPRS网络和监测中心等构成。监测系统组成如图2所示。
系统将采集装置 (温度传感器与Zig Bee终端通过一段数据线相连接) 挂接在高压电缆上, 温度传感器直接安装在变电站高压电缆接点处, 利用直接接触测温方式采集接头温度, 获得更加准确的发热点情况。
Zig Bee协调器负责接收下层 (采集装置直接或Zig Bee路由转发) 上传的数据, 并对信息进行汇总, 将接收到的数据通过RS232传送给GPRS, 再由GPRS将数据传送至监测中心的计算机并交由其中的后台软件进行处理。
监测中心内的终端数据处理单元完成对接收数据的分析处理, 将处理后的数据根据需要存储到数据库中, 并以图形与报表形式显示以便分析;当温度超过预先设定的阈值后进行声音报警与屏幕提示处理, 提醒值班人员紧急处理。同时, 监测中心不仅提供故障点的定位、历史数据查询功能, 而且可以根据监测到的历史数据, 利用预测算法对未来的温度变化进行预测, 在事故发生前采取必要的措施, 保证电力系统安全运行。
4 高压带电体温度监测系统的实现
4.1 硬件实现
本设计实现了采集装置和监测中心主机。采集装置硬件结构图如图3所示, 采集装置由传感器模块、处理器模块、供电模块和无线通信模块构成。传感器模块采用1-Wire总线技术的DS18B20温度传感器。处理器模块和无线通信模块采用CC2430芯片, 它集成了一个高性能且符合IEEE 802.15.4标准的2.4GHz DSSS (直接序列扩频) 的RF无线电收发机, 拥有一颗高效、低功耗的工业级8051微控制器[15]。供电模块采用3.3V的直流电源, 由于采集装置要求电池寿命长, 而CC2430由休眠模式转换到工作模式的超短时间特性正好符合要求。监测中心主机采用采集装置的处理器模块、供电模块和无线通信模块, 再接入串口模块, 以实现监测中心主机与无线网络的通信。
4.2 软件设计
在监测中心上装有Linux系统, 开发了相应的部分驱动程序, 实现了网状网络的组网, 数据查询协议的设计等。
4.2.1 ZigBee组网设计
ZigBee具有强大的自组网功能, 其网络容量可达到惊人的65535个节点。图4为Zig Bee组网流程图。首先通过串口进行初始化, 并对协议栈指定的信道进行扫描。若是满足组网条件, 则广播查询网络协调器的请求, 如果网络中已存在协调器, 通过一系列的请求认证加入网络成为其子节点;否则, 将自身设置为协调器建立网络, 协调器会为网络选择一个唯一的PANID, 并拥有一个支持其他设备加入网络的连接设备列表。其他节点向协调器发送入网连接请求, 根据入网先后顺序, 会自动为其分配一个16位的短地址, 则子节点入网成功。
4.2.2 数据查询协议设计
监测网络呈现网状分布, 越靠近协调器, 上传的数据量越大, 越容易造成网络阻塞, 不能及时处理紧急事件。因此, 本文设计了数据查询协议。
传感器监测到异常事件时, 即高压带电体温度超出了正常范围, 将产生报警信息。由于高压传输线的温度可能在临界值附近波动, 所以, 本设计采取连续三次的异常才会产生报警信息, 且报警信息的优先级最高, 各路由节点优先处理并转发, 可以保证及时上传报警数据。而其他采集到的温度数据包周期性地上传到监测中心。监测中心采用轮询方式, 自由调整数据采集的周期, 以避免采集到的数据同时大量上传而产生网络阻塞。同时, 在采集周期内的无线传感器节点进入休眠模式以节省能量。
5 系统实现的相关问题
5.1 高压带电体电磁干扰的影响
变电站高压输电线路的电压等级高, 输送电能量大, 在工作过程中会成为一个强大的电磁辐射源, 存在电磁干扰、电晕危害等情况, 对无线电波的传输在一定程度上造成干扰。Zig Bee工作在免费的2.4GHz频段, 而电晕放电形成的电磁波辐射对周围环境的高频干扰在超过20MHz频率后快速衰减, 几乎为0, 因此不用考虑变电站高压带电体电磁干扰的影响。
5.2 节点间通信距离问题
无线传感器网络中节点间的通信距离对数据的传输可靠性和稳定性具有很大的影响, 它决定了监测中心接收到的数据的准确性。因此, 本设计在变电站高压电磁情况下, 连续两天测试了网络节点间通信距离与丢包率的关系以找寻最大通信距离, 结果见表1。通过对实际测试数据的分析, 可以发现当节点间距离≤12m时, 丢包率较低 (≤1.24%) , 可以认为终端节点和路由节点通信稳定可靠。当节点间距离≥15m时, 丢包率急剧增大, 已经不能满足节点之间的通信要求。基于电力系统安全性的考虑, 其对通信可靠性的要求较高, 因此推荐12m作为节点间的最大通信距离。
5.3 供电问题
可靠的供电装置是高压带电体温度监测系统的重要组成部分, 其性能关乎到温度监测的成败。而且出于安全考虑, 供电装置的重量和体积要满足设计的承重等要求, 避免对电缆造成损伤[10]。由于采集装置挂接在室外变电站高压电缆接点处, 电池更换困难, 故本系统采用特制电源CT供能与蓄电池并行的供电方式。电源CT采用特制穿心式电流互感器, 通过能量控制、全波整流、LC滤波、稳压等措施为采集装置提供能量, 能够在小电流和大电流情况下保证电源供应。CT铁心选择坡莫合金1J85以保证电源的启动电流[16]。一般情况下, 由电源CT供电并向蓄电池充电, 温度测量装置就能够正常工作;当电缆断电时, 自动切换到蓄电池供电。
5.4 预测子系统问题
变电站高压带电体温度预测是保证电力系统安全和可靠运行的前提, 可以在一定程度上影响电力运行规划, 为电力的合理调度做参考。而高压带电体温度的变化既有随机性又有周期性, 因此本设计利用灰色预测来描述温度的变化趋势。终端采集节点可能存在故障而造成错误或坏数据, 因此预测子系统需要对采集到的温度数据进行分析与判断, 对错误的信息进行修正, 若不能得到有效的修正, 会将错误的数据提供给温度预测作为参考, 影响预测的精度。
鉴于温度的变化不是突变式的, 选择错误数据所对应的连续若干天同一时间的数据进行拟合处理, 得到拟合表达式并估计出坏点数据的值, 并利用卡尔曼滤波器得到一个较优估计值, 结果见表2。
6 测试结果与预测分析
通过对某220k V变电站高压电缆接头的实时监测, 可以得到每隔5min采集一次的温度数据。
为了验证灰色预测算法的可行性与可靠性, 以预测日前一周的历史温度数据建立灰色GM (1, 1) 模型, 并运用此模型对预测日00:00~24:00的温度进行预测, 可以得到如图5所示的两条曲线, 其中实线为通过实时监测得到的高压电缆接头实际值, 虚线表示运用灰色预测对历史数据挖掘所得到的预测值。
表3为预测日8~9时的温度预测结果。由图5与表3中的结果可知, 灰色预测算法不仅能很好地预测高压带电体温度数据, 并且在总体上的预测精度较高, 相对误差控制在1.5%以内, 证明该预测是有效可行的, 为电力系统的提前预警和状态评估提供了依据。
7 结论
本文讨论了Zig Bee技术应用在变电站高压带电体温度监测系统的具体流程, 提出了相关的软硬件实现方案, 进行了实际环境下测量实验, 实现了监测的无线化与每天24h连续在线监测, 并针对采集错误的数据在监测中心使用拟合与卡尔曼滤波相结合的方式进行了修正, 创新性地结合了灰色预测理论, 提出高压带电体温度故障预测方案。该方案能够预测温度数据的变化趋势, 便于工作人员及时掌握高压带电体温度并进行相应控制, 提高供电可靠性, 保证了电力系统可靠与安全运行。
摘要：阐述了ZigBee监测变电站高压带电体温度的基本原理与监测过程, 完成了相关软件的设计, 进行了变电站高压带电体温度的实际测试工作, 且利用灰色预测理论, 提出了高压带电体温度预测方案, 对温度变化实现了较为精准的预测。结果表明, 监测系统的稳定性与安全性良好, 能够实时监测预测温度, 具有较高的推广价值。
关键词：ZigBee,高压,温度,监测,灰色预测
带电监测 篇2
1) 对电力系统进行预防性测试需要断电, 同时其测试周期是固定的, 对于电力系统中的电气设备的缺陷并不能及时发现。
2) 电力系统的电气设备运行过程中的状态以及运行参数与断电时差异性很大, 其预防性测试的结果并不能准确反映电气设备的运营状态。本文将对输变电设备的带电检测以及其在线监测技术进行详细的论述, 指出其中现存问题, 并提出了相应的解决方案, 为输变电设备检测技术的发展提供参考依据。
1 输变电设备在线检测技术
国内外许多学者就输变电设备的状态检测进行了多年的探索与研究, 但由于电力系统电气设备种类多, 功能各异的特点, 其相应设备的状态检测技术差异性较大。本节将详细介绍其相应设备的状态在线检测技术, 见表1:
1.1 变压器状态监测
在电力系统中, 变压器属于最为核心的设备, 其运行的可靠性是确保电力系统安全、经济运营的基础。目前, 变压器设备的状态在线监测措施主要有5种, 见表2:
1.2 电容型
在变电所中, 电容型的电气设备占总设备的45%~60%, 其设备的绝缘性能直接影响到变电所的安全运营。在电力系统所有的电气设备当中, 其电容型电气设备的在线监测研究、应用得最多。主要包括三部分[2]: (1) 泄漏电流的监测; (2) 电容器容量的监测; (3) 介质损耗的监测。
1.3 避雷器
避雷器状态的监测主要是监测器阻性泄漏电流。常用的技术措施有4种:1) 谐波法;2) 阻性电流谐波法;3) 总泄漏电流法;4) 常规补偿法。现在用得最多的技术是补偿法来测量避雷器的阻性泄漏电流。
1.4 断路器
在电力系统中, 断路器起着控制与保护的作用, 其开断能力的好坏对于电力系统的安全运营起着重要作用。对断路器状态的监测, 可以很好的获得其运营特性, 从而提高电力系统的运营可靠性。目前, 我国断路器状态监测主要在3方面[3]:1) 断路器的机械动作特性;2) 断路器的灭弧室电寿命;3) SF6气体监测。
1.5 电缆的
目前, 我国应用得最为频繁的电缆的在线监测是采用叠加直流电压法, 但仍有一些缺陷:1) 端部表面漏电阻变化、杂散电流变化等因素, 存在一定的测量误差;2) 接地变压器长时间通过直流电, 存在磁路饱和现象, 通常会引起继电保护的错误动作。
1.6 输电线路
输电线路状态的在线监测的工作重心在于电力线路的运营状态与周围环境的适应程度上, 主要在以下几方面, 见表3:
2 带电检测
目前为止, 输变电电气设备的带电检测方法主要有3种[4]:
1) 红外线成像技术;
2) 紫外线成像;
3) 超声波检测技术。
2.1 红外线成像
红外线成像检测技术主要用于输变电电气设备因电阻损耗、介电损耗等因素所引起的局部温升。该技术存在一定的局限性:红外线的穿透能力极差, 所以在一些复杂的电气设备的故障检测中, 如果其故障发生位置离电气设备的表面距离较大, 其红外检测结果并不能真实反映电气设备的真实的故障情况。
2.2 紫外线成像
紫外线成像检测技术主要用于输变电电气设备的表面因局部发电则形成的电蚀损检测。常用于检测电缆的外部损伤、绝缘缺陷等。该技术也存在一定的局限性:由于紫外线检测光子随检测压力、温度、距离等参数变化, 同时没有正规的紫外检测标准可查阅、参考。
2.3 超声波
超声波检测技术是以超声波的折射、反射为基本原理的, 用于绝缘介质内部的缺陷检测。其优势在于[5]:穿透能力强、检测成本较低、效率高。不过该技术也存在一定的缺陷:一是需要通过耦合介质来将声能进入被检设备;二是检测结果并不能直观显示, 对相关的技术人员要求较高。
纵观现代输变电电气设备的带电检测与在线监测技术的发展, 其监测重心向绝缘状态量方面发展, 渐渐向化学量、机械量等方面发展。其电气设备的在线监测还呈现了一种综合发展方向:将电气设备实时采集的状态量以网络为技术手段, 进行集中, 并与电力系统实际情况相结合, 对电气设备进行全面综合分析, 从而为电气设备的实时状态提供参考依据。
3 结束语
经过多年的研究与工程实践, 输变电电气设备的带电监测与在线监测技术获得了巨大的发展, 一些成熟的相关产品已经全面向市场推广, 其面向对象可以覆盖绝大多数电气设备。值得注意的是, 输变电电气设备的带电监测与在线监测仍是一种系统工程, 其中一些技术仍有待改进。因而, 在研发输变电电气设备的带电检测与在线监测设备时, 以实际的工程特征为基础, 综合分析其相关的监测数据, 并作出准确的判断分析。这是提供我国电力系统运营能力、促进电力检修模式的发展, 完成电力系统的状态检修的必经途径。
摘要：文章对输变电电气设备的带电检测、在线监测技术进行了详细的分析, 分别枚举了输变电设备的带电检测技术、在线监测技术。并指出电网未来检修模式的发展方向, 对完善电力系统状态运维具有一定的参考价值。
关键词：带电检测,状态运维,在线监测,检修模式发展
参考文献
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带电监测 篇3
电压参量是中高压电气设备重要的检测对象, 是电能测量、继电保护、趋势预测、系统故障诊断、事故分析等的前提, 对在线监测具有重要意义。
传统电磁式电压互感器存在体积大、铁芯易饱和、不易实现数字化等缺点[1], 已经无法适应配网自动化的发展趋势。电子式互感器由于具有测量范围宽、动态响应快, 且检测数据准确可靠、成本低等优点, 现已逐渐取代电磁式互感器。电场感应式电压互感器是电子式互感器的一种, 它利用高压带电体周围的电场分布, 在地端引入电极和电阻, 通过检测电流大小来检测电压, 而不用在高压侧连接高绝缘的电阻或电容元件, 这种方式安装方便, 具有可靠的电气绝缘[2]。
本文分析了电场感应式电压检测的原理, 借助ANSYS有限元仿真软件分析高压带电母排周围的电场分布, 找到合适的测试点, 并通过实验验证了该测试方法的可行性。
1 电场感应式电压检测原理
1.1 单电极检测法
单电极电场感应式电压互感器的电路模型如图1a) 所示, 母排1带高压电, 母排2良好接地;C1g为母排1和地之间电容, C12为母排1和母排2之间电容, C1s为母排1和电极s之间电容, Csg为电极s和地之间电容, C2s为母排2和电极s之间电容[3]。其简化电路模型如图1 b) 所示, Rs为采样电阻, Us为采样电压, 其中:
因此, 采样电压为:
因为C1s、Cg值很小 (p F级) , 所以上式可简化为:
可见, 采样电压近似与采样电阻成正比, 而不受铜片与母排的电容C1s的影响;同时, 该电路的内阻抗很大, 输出采样电压受Rs影响明显。这种方式利用单电极检测电压, 适用于高压带电体导体裸露的场合, 如导电母排, 其特点是用导电排作为检测电压的一端。
1.2 双电极检测法
在一些对绝缘要求较高的应用中, 可以使用双电极检测电压。其电容耦合模型如图2所示, 在高压带电体1附近, 电压检测传感头用两个平行金属片作为电极s1和s2 (两电极面积相等, 间距很小) , 两电极之间的电压作为采样电压[3]。
其等效电路与单电极相同, 其中:
因此, 采样电压:
可见采样电压与采样电阻近似成正比;采样电压与两电极之间电容基本无关;母排1与电极s1电容C1s1越大, 采样电压越大。因此该检测方法易受到C1s1变化的影响, C1s1的大小由母排1与电极s1之间的距离、填充介质和电极s1面积等因素决定。
2 高压带电体有限元分析
借助ANSYS有限元仿真软件建立有限元模型, 分析高压带电母排电位的分布情况。两平行带电母排横截面尺寸为3 cm×0.3 cm, 相距15 cm, 处于同一水平面上, 分别施加10 k V和0 k V电压。
添加路径如图3 a) 所示, 可得带电母排沿不同方向的电位变化。由图3 b) 、c) 不同路径上的电位分布可知, 在与母排平行的方向上, 距离相同时, 母排正上方的电位几乎不变而在边沿位置电位下降明显;在垂直母排的方向上, 电位随着与母排距离的增加而按照近似指数的规律降低, 越接近母排, 电压下降的速度越快, 在距母排较远的位置, 这种电压降越小。因此, 将电压检测电极放在靠近高压带电体的地方, 电压变化明显, 更有利于电压的检测。
3 高压带电体电压检测实验
3.1 电压检测电路
由感应电极制作的电压传感器输出电压为交流信号, 须经过电压提升和放大才能用于微处理器A/D采样。同时, 可以将电压信号转成方波信号, 用于电网频率的检测, 原理框图如图4所示。
高压实验电路如图5所示, 市电通过调压器, 输出0~250 V可调电压;电压互感器TV变比为10 000/200, 母排2良好接地, 母排1电压通过U1乘变比获得, U2为电极感应电压。两平行带电母排尺寸15 cm×3 cm×0.3 cm, 相距15 cm, 电压检测电极贴在10 k V母排上。
3.2 实验结果与分析
3.2.1 单电极电压检测方式
1) 电极尺寸以及电极与母排的距离保持不变, 改变采样电阻, 在不同电压下, 测量母排与铜片之间的感应电压, 如图6所示。从图中可以看出, 感应电压与采样电阻近似呈线性关系, 与上文推导结果一致。
2) 采样电阻以及电极与母排距离保持不变, 改变电极面积, 在不同母排电压下, 测量母排与铜片之间的感应电压, 结果如图7 a) 所示。从图中可以看出, 在母排电压相同时, 不同截面积的铜板输出感应电压几乎一样。采样电阻以及电极面积保持不变, 改变电极与母排的距离, 在不同母排电压下, 测量母排与铜片之间的感应电压, 结果如图7 b) 所示。从图中可以看出, 在母排电压相同时, 随着铜板与母排距离的增大, 输出感应电压几乎不变。
综上所述, 利用单电极检测高压母排电压场合中, 在电压检测电极传感头的制作时, 对电极的形状和厚度无需严格要求。而在设计电压检测线路时, 应该合理选择采样电阻的大小, 同时应考虑后续放大电路的输入电阻带来的影响。
3.2.2 双电极电压检测方式
由推导可知, 感应电压受到C1s1的影响。电极s1和s2面积分别取2 mm×2 mm, 改变电极s1和母排1的距离, 测得感应电压与母排电压的关系如图8所示;距离d越远, s1、s2感应电压越小。实验中还可以看到, 电极s1和s2面积越大, 感应电压越大。而电极s2相对s1的距离对感应电压的影响不大。
因此, 在利用双电极检测电压的场合中, 电极的尺寸、形状以及电缆绝缘层的厚度等都会影响电压检测的结果。
上述实验验证了从电路模型推导出的电压关系式, 为感应式电压在线监测的实现提供了一些有利的支持。
4 结语
本文分析了高压带电体周围的电场分布情况, 得出在靠近高压带电体的地方, 感应电压变化明显, 更有利于电压的检测。对比了单电极和双电极两种电压测试方法的异同, 前者对电极的尺寸无严格要求, 但是会带来绝缘的问题, 后者对电极尺寸要求较高, 但是对绝缘的损害很小。搭建了高压实验平台, 设计实验电路, 验证了电极尺寸、电极与母排的距离以及采样电阻对感应电压的影响。电场感应式电压检测安装方便, 后续电路设计简单, 具有可靠的电气绝缘, 适用于高压带电体的电压在线监测。
摘要：阐述了电场感应式电压检测原理, 比较了单电极和双电极两种电压检测方式的不同, 指出了感应电压的影响因素, 借助ANSYS仿真软件分析高压带电体周围的电场分布, 寻找合适的测试点, 经高压带电体电压检测实验, 验证了电场感应式电压检测方法适用于高压带电体的电压在线监测。
关键词：高压带电体,在线监测,电场感应
参考文献
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带电监测 篇4
1 异常发生和带电检查处理经过
某日,某变电站内运行中的某110 k V线路避雷器(YH10W-100/248W)的在线监测仪(JCQ3A-100/800)C相指示为0 m A,而其它两相分别是0.50、0.51 m A,C相属异常现象,应检查处理。
1.1 在线监测仪的带电检查
MOA由避雷器本体、绝缘底座及其在线监测仪组成,根据运行经验,氧化锌避雷器在线监测仪指示不正确主要是在线监测仪卡针或损坏引起,现场人员戴上绝缘手套,用手轻轻拍打在线监测仪外壳,但监测仪仍然指示为0 m A。由于该避雷器在运行中,其基座对地仍有较高的电压,人体与基座直接接触会受到伤害,现场人员采用带电方法:用一根截面不少于75 mm2的接地线,把该相避雷器基座与地短接后,工作人员戴上绝缘手套,穿上绝缘靴,与110 k V带电部位保持不少于1.0 m的安全距离,带电拆下在线监测仪,并换上新的试验合格的在线监测仪,但换好的监测仪还是指示为0 m A,这说明故障点并不是在监测仪上。
1.2 避雷器本体的带电测试
于是检修人员在不同时间对三相MOA进行了两次带电测试,数据见表1。从带电测试的结果来看,尽管第二次所测的全电流Ix和阻性电流Ir比第一次所测的数据均有增长,这是由于线路电压偏高所致。但C相的数据与A、B相比起来相差无几,可见C相的避雷器本体没有出现问题。
1.3 避雷器绝缘底座的带电检查
该避雷器绝缘底座由4对上下两层空心小瓷柱组成,靠4个穿心长螺栓穿过空心小瓷柱固定在构架平板上,构架再与接地网相连。同时,为了减少阻性电流受避雷器表面泄漏电流的影响,在避雷器绝缘子底部加装了屏蔽环,通过穿芯长螺杆与构架连接,而接入地网。空心小瓷柱夹层的避雷器基座板处装有绝缘内衬套,保证穿芯长螺栓不会与避雷器基座板触碰到,这样就起到了避雷器基座板与构架间的绝缘,如图1所示。
现场人员对避雷器绝缘底座外观进行检查:空心小瓷柱都完好无破损,表面清洁无污秽。接着,采用带电方法对空心小瓷柱内部逐个进行检查:把避雷器基座与地网用接地线直接短接后,工作人员戴上绝缘手套,穿上绝缘靴,与110 k V带电部位保持不少于1.0 m的安全距离,带电拆下一对空心小瓷柱对它进行检查:其橡胶垫片完好有弹性,小瓷柱内部没有积水受潮,绝缘内衬套清洁完好,测量它们的绝缘都是合格的。同时,把短接的接地线取下时,这相避雷器的在线监测仪的指示仍为0 m A,说明故障点并不在拆下来的这对空心小瓷柱上。于是把拆下的这对空心小瓷柱装复到它原来的位置上,继续对另外三对空心小瓷柱按以上拆卸、装复和检查的方法步骤进行查找故障点,当拆下接有屏蔽环引线的空心小瓷柱并取下短接的接地线时,在线监测仪的指示恢复到正常值,为0.50 m A,说明故障点发生在拆下的这对空心小瓷柱上,但检查小瓷柱内部、绝缘内衬套都正常且绝缘合格,判断为该小瓷柱所连的屏蔽环及其引线引起的这个故障及异常现象。
1.4 故障的带电处理及原因分析
现场人员恢复好短接的接地线后,仍按照上述带电检查的安全防护要求,解开屏蔽环,发现屏蔽环所围的避雷器底部绝缘层上有一小处外层绝缘破皮并可见到其内层的金属部分,另外屏蔽环与金属基座间的绝缘表层涂有一些铝粉漆且沾有了污秽,这是施工人员在构架防腐喷漆时,喷涂工艺不佳引起的,这样,就造成了屏蔽环与避雷器底座金属部位间的绝缘大大降低甚至为零。而屏蔽环是通过穿过小瓷柱的长螺栓接入地网,于是避雷器的内部泄漏电流就会通过基座、屏蔽环及长螺栓流入地网,在线监测仪的指示也就为0 m A。现场人员用酒精把屏蔽环与避雷器底座金属部位间的绝缘表层清洗干净,并用PRTV绝缘涂料修补好上述破损的绝缘外层,最后装复好屏蔽环及空心小瓷柱,取下短接的接地线,恢复到检查处理前的设备状态,避雷器在线监测仪的指示恢复到正常值,为0.50 m A。
2 防范措施
从这起氧化锌避雷器在线监测仪无指示故障的带电查处过程中,不难找到一些防范措施来保证在线监测仪能够及时准确监测避雷器的泄漏电流及其运行状况,提高设备运行的安全可靠性,防范措施具体如下:(1)屏蔽环安装前,应检查确认屏蔽环所围的绝缘外层无破皮无损伤,屏蔽环安装应紧固不松脱,并与避雷器基座间应有不小于50 mm距离的绝缘外层。避雷器绝缘底座的空心小瓷柱应安装正确,安装后作淋水试验,保证小瓷柱内不积水不受潮。(2)检修过程中,应加强对避雷器基座上方屏蔽环所围的绝缘外层的积污检查与清洁。加强对避雷器绝缘底座的绝缘测量,并与交接试验时的绝缘电阻值相比较,查找有差异的原因。
带电监测 篇5
输变电设备的状态监测与检修主要是依靠先进试验技术以及检测手段来对各种电气设备的数据与信息进行采集, 然后根据运行工况与运行经验来综合判断与分析, 以便确定输变电设备检修项目与周期。状态检修可以提高电网设备运行的可靠与安全性, 对设备事故的发生可以提前预防, 延长设备使用与利用的期限。本文主要研究带电检测技术以及输变电设备在线监测在我国电网中的应用现状进行分析与研究, 以便找到带电检测技术与在线监测在实际电网运用中的不足与缺陷, 提出有效的策略与对策, 以便促进我国电网设备运行的稳定、安全与可靠性。
2 带电检测技术与输变电在线监测在电网中的基本应用现状分析
新时期我国对带电检测技术以及输变电在线监测的研究与应用力度比较高, 电网所应用的电气设备大多都结构各异与种类繁多, 因而采用的带电检测与在线监测也有着较大差异, 表1为我国电网常用的带电检测技术, 表2为常见输变电设备在线监测技术。
我国在线监测设备根据统计可知在华东与华北电网中的装置最多, 在线监测装置在西北电网应用较少。在综合监测、GIS设备、开关类设备、氧化物避雷器、电容型设备、变压器本体等六类在线监测装置使用中, 应用最多的在线监测装置就是金属氧化物避雷器, 其次为变压器本体与电容型设备在线监测装置, 这三项在线监测技术发展应用的较为完善与成熟, 而GIS设备、开关类设备的在线监测技术在电网中的应用还不够广泛, 主要是由于大区别结构的断路器会导致在线监测装置安装的技术难度与空间难度比较大。另外我国电网中有关外绝缘污秽、绝缘子泄漏电流等在线监测也有应用, 只是应用的数量与范围比较小, 那些超声波检测仪、超高频局放检测仪、紫外成像仪与红外成像仪等带电检测设备伴随着技术的发展也将会更普遍的应用在我国电网系统中。
3 带电检测技术与输变电在线监测在电网应用中存在的缺陷与问题
3.1 我国在线监测装置还有待规范技术要求
当前我国针对输变电设备在线监测技术有关的行业与国家标准还不够完善与统一, 特别是电气设备在线监测装置还不具备规范的入网检测标准。没有统一的技术标准与设计规范, 必然会导致不同厂家对在线监测装置生产中有关专家诊断软件、数据库、报警阈值、现场总线、通讯规约等存在较大差异, 无法规范并统一的进行数据的分析、远程传输与数据集中。
而电网使用的带电检测技术方面虽然常用的紫外成像仪具有较优异的可见光影像放大度以及敏感度性能, 可对电晕的产生进行关键部位的定位, 但是关键部位确定发生了的电晕放电在继续等待或立即需要维修设备方面还没有统一并规范的导则。
3.2 我国在线监测装置还有待提高运行稳定性
尽管我国电网中越来越多的应用在线监测装置, 但是有些装置并不具备成熟的技术以及可靠的运行稳定性, 有些功能与性能还需要进一步完善。电网实际在线监测装置的应用情况说明, 有些早期在线监测装置存在不准确原理、不合理设计问题, 因而还需要结合新技术与工艺来完善与改进, 以便提高其准确性以及稳定性, 保证重要部件例如传感器等现场测量的准确性与自身质量, 提高输变电设备在线监测的水平与效果。
根据实际电网应用的统计情况可知, 我国不能正常使用集中型在线监测系统的比例达到60%, 具体产生这样问题的原因就是温度与湿度等抗外界因素能力不足、抗干扰性能差、元件性能不稳定、灵敏度不高, 使得在线监测装置存在例如信息上传时断时续、测量数据不稳定等可靠性问题, 无法达到实时动态设备绝缘状况跟踪的效果。
3.3 我国在线监测装置还有待提高维护管理
有些输变电设备在线监测装置出现停运或者不正常运行的关键原因除了自身装置性能问题外, 更重要的是在安装在线监测装置后没有完善并足够的维护技术, 使得信息上传不通畅、监测数据滞后等问题出现。
4 完善应用的相应建议与对策分析
4.1 将在线监测装置的技术要求不断统一与规范
如今我国电网对在线监测技术的应用比较广泛, 在线监测技术也处于快速与持续发展的环节, 在短期内研发参与的厂家虽然比较多, 但还无法形成规范并统一的行业与国家标准, 但是可以通过技术要求的规范来约束入网在线监测系统, 使其统一满足现场总线、数据库、通信规约等要求, 以便提高不同厂家设备的互换性与可扩展性。
另外为了避免入网使用低质量产品, 提高电网设备状态监测数据的科学与准确性还要建立规范并统一的检测装置与方法, 以便对在线监测装置的数据传输准确性、工作状态与测量精度进行检测评价, 并规范在线监测装置的使用与选型。
4.2 完善并提高在线监测装置性能
如今我国还要进一步加强光钎与跟踪传感器等新技术的研发与应用, 以便开发出切合实际需求、抗干扰能力强以及测量精度高的系统。同时生产厂家还要优化产品工艺水平与设计水平, 以便提高在线监测系统的可靠性与稳定性。相关运行单位要将试验数据与在线监测数据及时分析与对比, 并强化厂家与研发机构的交流沟通, 提高系统分析与诊断水平。另外新时期我国开始大力建设智能化电网, 因而在线监测技术与系统在应用过程中还要注重智能化的研发, 以便为智能电网实现智能化检修与电网自愈提供必要的信息与数据。
4.3 强化对在线监测装置的维护与管理
在投入运行在线监测系统之后还要将相关的运行规程进行编写, 并纳入日常生产设备的维护与管理中, 以便规范维护、数据分析、通信、使用与储存管理制度。另外在线监测设备厂家还要对实际设备运行情况进行充分掌握与了解, 以便建立反应快、高水平的维修与管理机制, 不断完善并改进在线监测装置的性能。
4.4 做好在线监测应用的经济与技术对比
对电网运行实施在线监测技术的最终目的就是要对设备真实运行状况及时掌握, 以便提高供电的稳定与可靠性。电网在选择带电检测与在线监测有关的系统与仪器时, 要基于实际情况来考虑, 对那些容易出现故障对供电可靠性产生影响的设备以及影响面大的设备要优先考虑。不同的监测仪器与方法有着自设的缺点与优势, 另外便携式或者分散式、集中式等装置也有着自身运行的优势与缺陷, 所以在选择在线监测设备型号时, 要做好经济与技术的对比分析工作, 结合监测成成功概率、维修成本、监测设备成本、事故损失事故发生概率、设备特点, 确定合适的规模投入, 以便综合提高电网在线监测系统的水平与利用率。
5 结束语