绝缘监测装置

2024-08-12

绝缘监测装置（精选9篇）

绝缘监测装置篇1

0 引言

发电厂、变电站的控制及信号系统、继电保护及自动装置、电气测量仪表、操作电源等统称为二次设备。它负责厂站全部供电设备的控制、保护、测量、事故判断、发出相应信号。直流电源作为二次设备的供电电源, 是一个十分庞大的多分支供电网络, 其常见的故障是一点接地故障。在一般情况下, 一点接地并不影响直流系统的运行, 但如果不能迅速找到接地故障点并予以修复, 又发生另一点接地故障, 就可能引起信号回路、控制回路、继电保护装置等的误动作[1,2,3,4]。

1 系统整体设计

绝缘检测装置采用高性能8位C8051F040单片机作为CPU, 用来在线检测直流系统的接地故障。通过测量三种状态下的采样电阻的电压, 计算直流母线对地电阻阻值, 检测母线是否存在接地故障;通过漏电流传感器测量各支路漏电流的值, 计算出各支路接地电阻, 检测各支路是否存在接地故障。本设计采用模块化设计思想, 主要有母线绝缘检测部分和支路绝缘检测部分组成。母线绝缘检测部分称为绝缘主机, 支路绝缘检测部分称为绝缘从机[5,6,7,8]。系统结构如图1所示。

2 系统硬件设计

2.1 CAN总线通信模块

电厂和变电站的直流系统为所有的二次设备供电, 所以它是一个庞大的多分支供电网。为了能准确检测出接地故障所在的支路, 必须给每个支路都安装电流传感器, 且各支路都带有CPU (形成智能节点) , 用来检测母线各支路的绝缘电阻。本文采用纠错能力强、造价低、实用性强、通信距离超过10km的CAN总线实现数据通讯。

绝缘从机模块的设计中采用了C8051F040单片机, C8051F040内带CAN总线控制器, 节省了独立元件的数量和其它外围电路的开销, 只需外加CAN收发器即可实现CAN通信。通讯接口电路原理图如图2所示。

2.2 传感器模块

传感器电路主要用来检测支路的漏电流[9]。主要有线圈、振荡电路、整形电路组成。传感器电路原理图如图3所示。其工作原理:电线从线圈的中心通过, 当有电流流过电线时, 振荡电路输出的矩形波的占空比就会发生变化, 通过整形电路将波形整定到0V~3V的矩形波, 单片机通过捕捉单元来捕捉高、低电平时间, 就可以计算出漏电流值[10]。

3 系统软件设计

传感器模块的软件主要包括:支路实时检测和与绝缘主机进行通信。

支路实时检测:检测各直流支路漏电流传感器的输出信号, 判定各支路是否出现接地故障或传感器是否自身故障[11]。

与绝缘主机进行通信:采用CAN总线通信, 通过中断接收绝缘主机的命令, 根据动作命令进行相应检测步骤, 并将检测的结果通过CAN总线发送给绝缘主机。传感器模块的主程序流程图如图4所示。初始化包括开全局中断、标志赋初值、端口初始化、看门狗初始化等。

传感器模块负责测量各支路的漏电流传感器的输出信号, 检测传感器是否有故障, 同时计算出各支路回路中的电流值, 以此来判断支路是否出现接地故障。

4 装置测试结果

漏电流传感器是本方案的重要组成部分, 由于本设计是工程项目, 要对老电厂、变电站的直流系统绝缘装置进行改造[12,13], 所以不能采用闭环式的漏电流传感器。考虑到以上因素, 本设计研制出了一种开环式、可拆装、漏电流传感器, 并对其进行了详细的研究和测试。测试原理图如图5所示。

测试结果如表1所示:规定K1闭合、K2打开时, 流过传感器的电流值为正。

根据测试结果, 本设计研制的传感器可以准确的测出0.1mA的小电流, 即能检测出直流系统支路绝缘电阻200千欧以上。且检测误差小于10%, 完全满足设计要求[14]。

5 结论

本课题主要针对发电厂直流系统进行在线绝缘监测。在进行现场调研和消化吸收国内外相关技术的基础上, 在认真论证设计方案的前提下, 研制了一种自动化监测装置:它集检测、显示、记录于一体, 无需在直流系统中注入任何信号, 因此对直流系统无任何影响。

绝缘监测装置篇2

【关键字】高压输电线路绝缘子带电作业

一、研究背景

线路耐张塔外绝缘配合存在差异，即绝缘子型号、数量都不同，造成不同耐张塔绝缘子串更换工作必须采用不同工具才能完成。若线路在同一耐张绝缘子串上发生多片绝缘子零值、损伤或玻璃绝缘子自爆缺陷，往往需要立即申请或等待线路停电后进行消缺。停电作业需要申请等程序，周期较长，致使隐患不能及时排除。停电检修周期长、操作工具繁复，劳动量大。现国内还没有相关通用托瓶架工具的研究和试制。

500kV高压架空输电线路悬垂盘形绝缘子串的中间部分发现有低值、零值绝缘子时，在带电情况下，人工是无法进行单片绝缘子更换等电位作业，只能采取整串带电作业更换或停电作业。

二、研究内容

目前国内所使用的此类卡具由带有剪刀式开闭门的上卡和下卡以及螺杆式收紧器构成，所用卡具的主要缺点是：（1）为将上卡和下卡收紧，需人力进行操作，费时费力。（2）属接触式操作，作业人员需冒高压触电和高空跌落的风险。为解决直线悬垂串地电位更换中间绝缘子的问题，研究开发遥控自动机器装置，经过反复论证和模拟试验，样机通过在模拟线路上多次试验操作，最终实现了在实际线路上通过地电位遥控操作带电更换绝缘子工作。不仅能够实现带电更换绝缘子，而且作业过程安全可靠、操作简单、劳动强度小、效率高。

（一）作业方法

1.通用托瓶架。利用潞辛Ⅰ线、潞辛Ⅱ线、阳北Ⅰ线、廉北Ⅰ线停电检修的机会，对研究500kV带电作业更换耐张整串绝缘子工器具进行了现场应用试验，更换36-44片不同型号绝缘子操作方法、步骤完全相同。为确保操作方式的安全性，试验在完全模拟带电作业的形式进行。更换耐500kV耐张整串绝缘子（36-44片）操作步骤：

⑴塔上电工携带传递绳登塔，将传递绳悬挂在横担适当的位置。将分布电压测试仪传至塔上，对所要更换的绝缘子串进行零值检测。测试完成后通知工作负责人；

⑵在检测绝缘子串满足带电作业的要求后，等电位电工携带传递绳登塔，沿绝缘子串采取跨二短三的方法进入电场；

⑶地面电工分为两组，分别配合塔上电工、等电位电工将后端卡具、直角抱杆，前端卡具、朝天滑车传至高空。等电位电工将前端卡具安装在导线侧的联板处、朝天滑车安装在前端卡具和联板处；塔上电工将后端卡具安装在牽引板处、直角抱杆安装在挂线点的工作孔处；

⑷利用塔端和线端两套传递绳，地面电工将拉杆与丝杠连接好并水平传至高空，塔上电工、等电位电工相互配合将拉杆连接到前后端卡具上；

⑸地面电工分别配合等电位电工、地电位电工将牵引绳传到高空并连接好；

⑹塔上电工收紧两根拉杆的丝杠，使绝缘子串的张力转移到两根拉杆上，同时绝缘子串松弛塌落在托瓶架上，等电位电工退出绝缘子与双联碗头之间的销子，将绝缘子串与双联碗头脱离；

⑺等电位电工配合地面电工将两根绝缘绳索缓慢松动，使托瓶架和绝缘子串下降并与地面成垂直状态；

⑻地面电工收紧牵引绳，塔上电工拆除绝缘子串与球头的销子。使绝缘子串与球头脱离，缓慢松牵引绳落至地面；

⑼地面电工将新绝缘子串组装好，两端绑扎牢固，先收紧塔侧的牵引绳，塔上电工将绝缘子串与球头连接好；

⑽地面电工同时收紧等电位侧牵引绳和与托瓶架连接的传递绳，恢复托瓶架和前端卡具的连接。等电位电工配合恢复绝缘子串与双联碗头的连接；

⑾检查无问题后塔上电工松开收紧丝杠恢复初始状态，检查连接良好后，等电位与塔上电工相互配合拆除托瓶架、拉杆等塔上工具。等电位人员撤出电场，人员下塔，整理工具结束工作。

2.悬垂单片自动装置

利用阳北Ⅰ线停电检修的机会，对研究500kV带电作业更换悬垂单片绝缘子工器具进行了现场应用试验，为确保操作方式的安全性，试验在完全模拟带电作业的形式进行。悬垂自动机械装置在高压输电线路上进行带电更换绝缘子作业的步骤如下（以短四取一作业方式为例）：⑴1#、2#、3#地电位作业人员在杆塔上相互配合用绝缘绳和绝缘操作杆将该遥控卡具固定到绝缘子串上有劣化绝缘子的部位；⑵1#地电位作业人员在杆塔上用遥控器远距离控制该遥控卡具，让收紧装置将上、下卡具同时向中部收紧一个规定的距离，使劣化绝缘子及两侧的绝缘子从拉紧状态变为松弛状态；⑶1#地电位作业人员用特制绝缘工具取出绝缘子间的弹簧销后，再用绝缘叉将劣化绝缘子从绝缘子串中取出；⑷按相反程序换入合格绝缘子；⑸作业人员在杆塔上用遥控器远距离控制该遥控卡具，让收紧装置将上、下卡具反向放松到起始位置，使卡具内的四片绝缘子恢复为受力状态；⑹由作业人员在杆塔上用绝缘绳和绝缘操作杆将该遥控卡具收回。

（二）安全性分析

1.通用托瓶架

作业人员均经中国带电作业中心专门培训，取得相应的带电作业资质，有多年的带电作业实际经验。作业前经专门的500kV带电更换耐张整串绝缘子技术培训，能够顺利完成作业项目。

2.悬垂单片自动装置

自动机械装置带电更换不良绝缘子是一项复杂而危险的工作，在带电作业过程中要能确保两个安全，主要体现在：一方面是作业过程中的人身安全，另一方面是作业时的设备安全。操作人员为低电位，故人身安全可以得到充分的保障；设备安全的重点是要确保在作业过程中不发生导线脱落以及绝缘子串脱落的情况。

三、结论

500kV带电作业更换输电线路瓷（玻璃）绝缘子装置技术应用研究，通过对试制工具方案的反复修改、完善，最终试制成功耐张更换绝缘子整串通用托瓶架、悬垂单片绝缘子自动装置的试制。通过现场试验操作，并编制了更换耐张整串、悬垂单片绝缘子操作规程。作业人员经过现场操作训练和技术培训，已熟练掌握了操作技术，检修工具具备可操作性，现场应用试验成功。证明研究是成功的，可以在500kV耐张、直线塔进行带电更换36-44片整串、悬垂单片绝缘子的作业。

参考文献：

[1]柏克寒；高电压技术；长沙电业局；1989年01期

直流系统绝缘监测装置的改进研究篇3

直流系统作为电力系统和通信系统中自动控制、继电保护和信号装置的供电电源, 其工作状况的好坏直接影响到电力和通信系统的安全稳定运行[1,2]。由于绝缘破损等造成的直流接地是直流系统最为常见的故障, 必须立即查找出故障点予以排除, 否则容易造成负载装置的误动作, 引发重大事故, 造成重大的经济损失[3,4]。因此, 对直流系统的绝缘状态进行在线监测具有重要的意义。

至此直流系统绝缘监测装置便应运而生, 由于直流系统是一个多段多级母线联合供电的多分支网络, 因此装置一般采用母线绝缘监测与支路绝缘监测相结合方式[5,6]。母线绝缘监测有平衡电桥和开关电阻两种方法[7,8], 通过电桥的失衡来反映母线的绝缘状况。但是当两极母线同时等值接地时, 电桥的平衡未被打破, 平衡电桥法失效, 装置漏报接地故障, 由于该方法存在监测死区, 致使其只能应用在一些小型变电站中, 起接地预警的作用。虽然开关电阻法能够完成这一死区的监测, 但是开关电阻法不断的切换电桥, 母线对地电压被人为拉偏, 容易造成继电保护装置的误动作。交流小信号注入法[9,10]和直流漏电流测量法[11,12]是支路绝缘监测最常用的两种方法, 交流小信号注入法通过向直流母线中注入低频小信号, 监测该信号的流向来定位故障支路, 但是该方法无法排除母线对地电容的影响, 同时注入的低频小信号增加了系统纹波, 影响了系统的安全运行。目前虽然提出了变频探测法[13], 电容补偿法[14]和小波分析法[15]等一系列方法进行改进, 但是结果都不甚理想。而直流漏电流测量法通过测量故障支路的漏电流来计算接地电阻, 不需要注入交流信号, 不受对地电容的影响, 因此受到广泛应用。但是其使用的直流漏电流传感器容易受到电磁干扰和温度的影响而发生零点漂移, 在现场应用中常常发生误报接地故障[16]。

针对以上方法出现的问题, 本文对直流系统绝缘监测装置提出了一系列改进措施, 首先对母线绝缘监测采用平衡电桥和不平衡电桥相结合的方式, 兼顾两种方法的优点。支路绝缘监测采用直流漏电流测量法, 利用软件消去法避免了直流漏电流传感器的零点漂移的影响, 有效地消除了接地故障的漏报和误报问题, 完善了直流系统绝缘监测装置的功能。

1 装置的工作原理

直流系统绝缘监测装置主要由母线电压检测电路、主控MCU、LCD显示模块, 声光报警模块、通讯接口、实时时钟、直流漏电流采集模块和直流漏电流传感器组成, 其结构框图如图1所示。首先由母线电压检测电路监测母线的工作状态, LCD显示模块对绝缘信息进行显示, 主控MCU判断当前绝缘状况, 如果母线出现接地故障, 声光报警模块红灯点亮, 并发出报警铃声。与此同时, 主控MCU通过RS485向各漏电流采集模块发出采集命令, 进行支路绝缘状况巡检。漏电流采集模块采集各传感器测量的漏电流信号, 并进行预处理分析, 将故障支路信息上传给主控MCU, 由主控MCU定位接地故障点, 计算接地电阻值, 并将所有故障信息进行显示报警, 通知现场运行人员及时处理。

2 装置的硬件实现

2.1 电压检测电路的设计

母线电压检测电路的原理图如图2所示, R1是平衡桥电阻, R2、R3是切换电阻, R+、R–分别是正、负母线接地电阻, K1~K6是切换控制开关, +KM, –KM是直流系统正负母线, U是正负母线间电压。母线电压检测电路采用独特的三电桥结构, 其中桥臂1是平衡电桥, 桥臂2、3是切换电桥。桥臂的切换判据是当母线未报接地故障, 而支路报接地故障时, 启动切换电桥。检测到接地支路报出后, 保持显示状态, 然后切换回平衡电桥检测状态, 以免直流母线电压由于切换电阻的接入而拉偏, 影响直流系统的安全。

(1) 电桥电路的设计

由于平衡桥臂电阻值越大, 母线对地电压偏移越大, 接地电阻检测灵敏度越高。同时对地电压偏移越大, 越容易造成一点接地保护引起误动。因此并不是桥臂电阻越大越好, 桥臂电阻的合理取值直接影响到系统的检测灵敏度和安全稳定运行。

考虑母线单极接地的情况, 假设母线通过R+接地, R–无穷大, 切换控制开关的状态是K1、K2闭合, K3、K4、K5、K6断开, 此时相当于R1与R+并联, 得到式 (1) 。

其中U+1, U-1分别是正负母线对地电压, U=U+1–U-1。化简得式 (2) 。

定义对地电压偏移率ΔU和电桥灵敏度S如式 (3) 所示。

利用MATLAB对对地电压偏移率ΔU和电桥灵敏度S进行仿真计算, 在实际现场应用中, 常常取25 kΩ作为接地故障的阈值, 即当接地电阻小于25 kΩ时, 认为产生接地故障。所以更关心当接地电阻在25 kΩ附近时, 对地电压偏移率ΔU和电桥灵敏度S的变化情况, 画出此时ΔU和S随R1变化的曲线如图3所示。

从图3中可以看出, 当R1的取值在25 kΩ~60kΩ内时电桥都有较高的灵敏度, 同时其对地电压偏移相对较小, 所以选择R1=50 kΩ, R2=100 kΩ, R3=200 kΩ。其中切换控制开关选用AQW214, 利用N沟道场效应管BSP297进行驱动。

(2) 电压采样电路的设计

根据直流绝缘监测装置的要求, 为了判断母线的绝缘状况和计算接地电阻的大小, 需要对正、负母线对地电压和母线间电压进行采样测量, 每一路电压采样电路由电压处理单元、滤波单元、隔离单元组成。电压处理单元将0~±125 V、0~250 V的电压转换到0~3 V, 电压跟随器实现采样电压的阻抗匹配。用RC滤波器滤除谐波干扰, 隔离单元采用ISO124隔离强电与弱电之间的干扰。

2.2 主控板的设计

2.2.1 主控MCU的选型

主控MCU是整个直流系统绝缘监测装置的核心控制部件, 它负责母线电压的采集与处理, 与直流漏电流采集模块的通讯, 漏电流信号的接收与处理, LCD显示模块的数据传递, 声光报警模块的报警控制, 与上位机的数据通讯, 多机互联, 同时又是系统内部软件的运行平台。主控MCU需要控制处理的任务多, 与外部数据交流的信息量大, 完成的功能种类复杂。为了满足系统对主控MCU的要求, 节约成本, 提高系统的集成度与开发效率, 选择优异实时性能, 易于开发的STM32F103VET6单片机作为主控MCU。

2.2.2 通讯接口

直流系统的母线是分段分屏布置的, 每段每屏分布在变电站的不同地方, 每段每屏都需要一个直流系统绝缘监测装置进行监控, 当直流系统改变运行方式时, 绝缘监测装置需要进行互联通讯, 改变监控策略。同时每一个装置还需要将监测数据上传给中央控制室的上位机, 这些数据的传输都需要通讯接口的互联。考虑绝缘监测装置多种互联方式的需求与各互联设备的距离, 以及用户互联操作的简易性, 系统设置了CAN总线, RS485和RS232三种通讯接口。

2.2.3 LCD显示

装置在监测直流系统绝缘状况时, 需要显示当前绝缘信息以便现场工作人员能够迅速确定故障类型, 定位故障支路。为方便用户使用, 选择4.3寸TFT触摸液晶屏对这些数据进行显示:当前时间、直流母线间电压、正负母线对地电压、母线绝缘状态、支路绝缘状态、各馈线支路的接地电阻、故障支路号以及参数设置情况。

2.2.4 声光报警模块

声光报警模块主要是对直流系统的以下故障进行报警提示:

(1) 超压报警

如果母线间电压超过250 V, 进行超压报警提示。

(2) 欠压报警

如果母线间电压低于190 V, 进行欠压报警提示。

(3) 偏压报警

在装置工作在平衡电桥模式下, 如果母线对地电压偏移110 V达15 V, 即报偏压故障提示。

(4) 绝缘报警

如果直流系统接地电阻阻值小于或等于25 kΩ, 进行绝缘报警提示。

(5) 支路报警

如果直流馈线任一支路的接地电阻小于或等于25 kΩ, 进行支路报警提示。

(6) 瞬时接地报警

如果直流系统接地故障是在瞬间发生的, 短时间内该故障自动消失, 即判瞬时接地故障。

2.3 直流漏电流采集模块

直流系统是一个多分支供电网络, 一个500 k V变电站里的直流系统馈线支路就可能多达上百条, 如果这上百条支路的绝缘状况信息都由主控MCU来进行处理, 那必定会占用主控MCU很多资源, 消耗费时间, 使装置不能及时有效的处理各支路的接地故障, 因此需要建立一种多MCU、分散式、模块化的结构以适应现场直流系统绝缘监测的要求。因此, 设计直流漏电流采集模块监测各支路的绝缘状况, 每一个采集模块可以采集处理16条馈线支路的漏电流信息。一个装置中可以扩展多个采集模块, 每个采集模块将采集的漏电流信号经过预处理之后再上传给主控MCU, 这样大大节约了主控MCU的处理时间与资源, 使得装置可以快速响应支路接地故障。

直流漏电流采集模块由选择输入开关、信号调理电路、采集MCU、光耦隔离、RS485通讯接口构成。当采集MCU接收到主控MCU的采集命令时, 采集MCU发送选通信号给选择输入电路, 对不同的支路漏电流进行A/D采样, 并将采集的信息由采集MCU预处理后上传给主控MCU处理, 该模块示意图如图5所示。

采集模块采用STM32F103RBT6单片机作为主控芯片。选择输入电路是为了实现直流漏电流采集模块对多支路漏电流信号的采集。信号调理电路将直流漏电流传感器输出的-5 V~+5 V电压信号转换到STM32单片机0~3.3 V的A/D量程范围之内。

3 装置的软件设计

3.1 母线绝缘监测

在平衡桥的条件下, 需要利用母线的电压值进行计算母线的接地电阻值, 并判断母线是否发现接地故障。如果得到的接地电阻计算值小于设定的阈值, 则利用通讯程序判断出故障的支路, 并对此次故障进行记录;如果母线电压检测并未发出故障判断, 但支路报告接地故障时, 则切换到不平衡桥对母线电压进行测量。若在电桥不平衡状态下, 接地电阻的计算值小于阈值, 则确认发生了接地故障, 并利用通信程序判断出故障支路, 同时将此次故障记录, 这一部分的程序流程图如图6所示。

3.2 故障支路接地电阻的计算

在直流系统现场, 漏电流传感器易受周围复杂电磁环境和电流冲击的影响而产生零点漂移, 进而增大装置的接地电阻测量误差, 造成装置的误报或漏报接地故障。为了准确测量接地电阻值, 需要消除漏电流传感器零点漂移的影响, 对支路接地电阻的测量值进行校正。

在直流漏电流测量法中, 支路接地电阻的求解方法是:利用母线电压检测电路测得的母线对地电压除以漏电流传感器测得的电流。这种方法把漏电流传感器测量的电流Ic作为流过单一接地电阻的漏电流, 而实际上馈线支路上流过正负接地电阻的漏电流Ic+、Ic–和漏电流传感器的零点漂移ΔIc共同构成电流Ic, 其关系可用式 (4) 表示。

代入正负母线对地电压U+、U–和该馈线支路的正负接地电阻Rc+、Rc–得式 (5)

式 (5) 中有3个未知数:正负接地电阻Rc+、Rc–和漏电流传感器的零点漂移ΔIc, 要解出Rc+、Rc–, 就需要得到三组方程进行联立求解。实际求解过程中, 首先在电桥平衡状态下得到正负母线对地电压U+1、U–1和漏电流传感器测量电流Ic1, 分别切换正负开关电阻, 得到U+2、U–2、U+3、U–3和Ic2、Ic3, 将所得数据代入式 (5) 中联立求解即可得Rc+、Rc–和ΔIc。

4 装置的测试及分析

搭建完装置的软硬件平台后, 模拟直流系统单极接地, 双极差值接地和双极等值接地的状态, 测试装置接地电阻的测量精度和声光报警输出的正确性。其中母线电压由艾默生的HD22020-3充电模块提供, 其值为234.3 V。在不同支路上分别接入接地电阻, 装置检测的绝缘信息如表1所示。

从上面的测试数据可以看出, 装置准确的定位了故障支路, 判断出故障类型。在测量小于50 kΩ的接地电阻时, 测量误差小于1 kΩ, 在变电站内, 直流系统接地电阻的测量阈值为25 kΩ, 现场工作人员更关心直流系统是否接地, 是否需要进行接地处理, 也就是说更注重50 kΩ以内的接地情况, 在这个接地电阻范围内, 要求尽量提高接地电阻测量精度, 以防止接地误报警、漏报警, 而装置对接地电阻的测量精度恰好能够满足现场需求。

5 结语

绝缘监测装置篇4

关键词：接地刀闸；支柱绝缘子；故障

引言

10kV电容器成套装置检修时，为了安全起见，当断路器断开后，要将进线三相短路并接地。将三相短路接地的功能是通过一组刀闸实现的，即接地刀闸。当断路器已断开后，合上接地刀闸以保护检修作业人员的人身安全。接地刀闸的好坏直接影响检修人员的人身安全。

近年来，通过对大量电容器成套装置接地刀闸的检修工作发现，支柱绝缘子故障是引起的接地刀闸故障的主要原因。特别是随着设备运行年限的增加，支柱绝缘子断裂、炸裂故障时有发生，个别甚至造成运行中的电容器接地短路的严重事故。

1.三起接地刀闸支柱绝缘子故障经过

1.1 某220kV变电站10kV电容器成套装置接地刀闸支柱绝缘子绝缘性能下降

2013年，某220kV变电站内电容器成套装置试验工作中，电容器成套装置各设备绝缘电阻合格，进行整组电容器绝缘电阻试验时，绝缘电阻为0MΩ，经过对电容器成套装置支柱绝缘子逐个排查，最后发现接地刀闸上口C相支柱绝缘子绝缘电阻为0MΩ。该绝緣子外观良好，无物理损伤。

1.2 某110kV变电站10kV电容器成套装置接地刀闸支柱绝缘子断裂

2012年8月6日，运行人员上报在某110kV变电站10kV电容器成套装置接地刀闸B相动触头支柱绝缘子断裂，绝缘子自中间部位断开，分为两部分，下部留在底座连杆上，上部同动触头共同掉落，导致B相接地刀闸无法合闸。如图1所示。

2.事故原因分析

2.1接地刀闸支柱绝缘子绝缘性能下降故障原因分析

经试验发现接地刀闸上口C相支柱绝缘子绝缘电阻为0MΩ，检查支柱绝缘子的外观完好，无细小裂纹，但底部法兰与瓷瓶连接处有明显缝隙。

该绝缘子制作工艺为法兰与瓷质绝缘子使用水泥胶装剂粘合，胶装剂外层涂抹防水胶。然而由于制作工艺不良，防水胶涂抹面积不足且薄厚不均匀，当温度发生变化时，由于法兰、瓷质、水泥胶装剂的膨胀系数不同，温度降低时，法兰收缩量大而瓷质收缩量小，导致法兰与瓷质之间出现细小缝隙，由于防水胶涂抹不规范，没有起到完全防水的作用。水分从缝隙进入绝缘子内部，水泥胶装剂具有吸水性，加剧了绝缘子内部受潮，加之瓷质质量不佳，内部存在大量气孔和微观裂纹，内部受潮后绝缘性能急剧下降导致出现零值绝缘子[1]。

2.2接地刀闸支柱绝缘子断裂故障原因分析

经过现场停电检修，发现该组接地刀闸的拐臂、连杆、转动部位锈蚀严重，操作卡涩，导致操作接地刀闸时支柱绝缘子受力加大，超过了支柱绝缘子的强度范围，将动触头支柱绝缘子拉断。

实行状态检修后，电容器一般检修维护周期为4到5年，接地刀闸长期搁置、不操作且维护不到位，风吹日晒雨淋导致传动部分氧化生锈、机械卡涩。加之操作人员使用自制加力杆等辅助工具野蛮操作，导致支柱绝缘子受力大大超过了其强度范围，最终将绝缘子拉断。

2.3接地刀闸支柱绝缘子碎裂故障原因分析

设备检查发现，该相静触头出现位移，合闸时，静触头无法嵌入到动触头中间，而是顶在动触头一侧刀片上的。致使其他三相接地刀闸无法接触，且接地刀闸动触头上的弹簧无法起到缓冲作用。

仔细观察破损绝缘子可以发现很多细小孔洞。说明该绝缘子在制坯、干燥、烧制过程中工艺不佳，形成了先天性缺陷，造成机械强度不足。

操作人员在设备停电工作时，使用加力杆野蛮操作，用力过猛。动触头直接拍在静触头上，缺少缓冲，加之绝缘子强度不足，导致静触头支柱绝缘子被拍碎。

3.防范措施

3.1加强接地刀闸支柱绝缘子质量与验收

支柱绝缘子应采用性能稳定（强度分散性小）的优质高强瓷瓶，确保在满足额定机械负荷下有2.5倍以上的安全系数。法兰与瓷瓶连接处均匀涂抹防水胶，提高了瓷瓶的可靠性。制定了公司内控标准，加强进厂验收管理[2]。

3.2定期对接地刀闸检修维护

接地刀闸应定期检修维护，传动部分的灵活，有效的减小了支柱绝缘子的受力，提高使用寿命。接地刀闸检修维护一般每年不少于一次，在电容器成套装置设备检修后，也应对接地刀闸进行检修和维护。内容包括：

（1）清除各部位尘土，对接地刀闸进行除锈；

（2）检查调整接地刀闸触刀与触头接触情况；

（3）检查各部位是否松动；

（4）检查调整传动情况，将转动部位涂润滑脂，接地刀闸应操作灵活。

3.3规范接地刀闸的操作

操作人员拉合接地刀闸时应小心用力，不可用力过猛，当遇到接地刀闸卡涩严重、动静触头配合不当，导致接地刀闸合不到位时，可挂临时接地线，并及时向上级领导报告，让检修人员对接地刀闸进行检修维护，防止支柱绝缘子受损。

4.结语

通过对三例10kV电容器成套装置接地刀闸支柱绝缘子故障分析，可以看出故障的主要是由支柱绝缘子的质量问题，接地刀闸维护不到位，操作用力不当造成的。所以要对接地刀闸的产品质量进行管控，还要保证设备的安装质量，对接地刀闸要每年至少进行一次检修维护，要规范接地刀闸的操作规程，加强人员培训，才能有效的防止支柱绝缘子出现故障。

参考文献：

[1]闫浩，赵长春，高磊. GW7_220型隔离开关支柱绝缘子断裂原因分析及预防措施[J]. 吉林电力，2006，34（3）：31-41.

[2]李建基.高压开关设备实用技术[M].北京：中国电力出版社，2005.

作者简介：

于建伟（1981- ），男，河北省廊坊市，助理工程师，电缆技师，从事电力电缆及无功设备检修工作。

郗力强（1988- ），男，河北省廊坊市，助理工程师，从事电力电缆及无功设备检修工作。

尚建武（1972- ），男，天津市武清区，助理工程师，变压器技师，从事电力电缆及无功设备检修工作。

刘冰（1983-），男，河北省廊坊市，工程师，从事无功专业管理工作。

绝缘监测装置篇5

变压器用油浸电容套管易受高介电及热应力影响,套管绝缘故障是引起变压器故障的主要因素之一,研究表明套管绝缘故障占到变压器故障的40%,有些故障甚至会引起火灾,导致严重事故。而套管故障的产生都是一个渐进过程,对套管绝缘进行监测可以有效预防和尽早发现套管故障[1]。

利用传统的离线测试来探测套管绝缘变化需要较长的测试周期,而且需要断网停电。变压器套管绝缘在线监测装置能够实时在线监测套管绝缘状况,有效避免或减少套管绝缘故障引起的变压器停运,具有巨大的经济效益。

1 套管绝缘状况的主要参数

电介质在电场作用下,由于电导和极化现象的存在而产生能量损耗,统称为介质损耗。在外加电压、频率一定时,介质损耗与介质的等值电容和介质损失角正切值tanδ成正比,而tanδ值仅与绝缘材料性质有关,与绝缘材料的尺寸大小和形状无关,它是一定状态下电介质的固定值,因此可以通过在线测量电介质的电容量C和介质损耗因数tanδ,来判断其绝缘状况。

2 电容量和介质损耗因数的检测原理与方法

套管绝缘在线监测装置通过电压互感器(PT)提取标准电压信号,通过电流传感器引取套管末屏电流信号,然后用傅里叶变换滤掉干扰成分,分离出信号基波,再对电压检测信号和电流检测信号进行矢量运算,计算出套管绝缘的介损值和电容量[2]。

以PT电压信号U为参考轴,将套管的末屏电流信号I分解成水平分量Ir和垂直分量Ic,如图1、2所示。

式中,P为被测试品的有效功率;Q为被测试品的无功功率。

式中,C为三相电容(F);f=50 Hz;U为PT电压。

3 套管绝缘在线监测装置的特点

(1)实时获取监测数据,并能够剔除虚假数据;

(2)能够根据检测数据有效判断套管的状况,并对潜伏性故障进行预警;

(3)在线监测装置与一次设备的连接安全可靠,并可在不停电的情况下对监测装置进行检修和维护;

(4)应具有较强的抗干扰能力和良好的电磁兼容性能;

(5)装置中配有雷电保护装置。

4 影响套管绝缘监测结果的主要因素以及结论判断

影响套管绝缘在线监测装置检测结果的主要因素包括3个方面:传感器自身的误差、环境因素和偶然因素。

4.1 传感器的影响

传感器是整个在线检测装置的信号输入端,担负着信号提取的任务,信号的质量严重影响在线检测的数据。传感器通常安装在变压器本体上,处于强电磁环境中,容易受到电磁干扰;同时传感器为户外安装,容易受到各种环境因素的影响。为了能够准确获得检测信号,传感器应该满足以下要求:

(1)应具有较强的抗干扰能力和良好的电磁兼容性能。

(2)具有较高的灵敏度和良好的线性度。由表1可以看出,采集到的末屏电流信号比较微弱(毫安级),数值变化也非常小,因此需要传感器能够灵敏检测出末屏电流的微小变化。Q/GDW540.3—2010中明确规定,电容性设备绝缘在线监测装置的电流测量误差应满足±(标准读数×1%+0.1 mA)的要求。

(3)检测信号和输出信号之间的角差变化较小。在传感器线性工作区间和温度变化的极限范围内,其角差的最大变化值应小于±0.5'。

(4)传感器的接入必须保证套管末屏的可靠接地。在套管运行时,要求末屏可靠接地,若套管末屏的接地出现故障,存在烧毁套管的危险。安装在线监测装置后,末屏通过传感器进行接地,因此传感器的接入必须保证末屏的可靠接地。此外,传感器上还应配有雷电冲击保护元件。

(5)传感器应为有源传感器。无源传感器输出的信号通常只有几十毫伏,易受外界的干扰而失真。有源传感器能够对信号进行就地放大,有效增强输出信号,从而降低外界干扰的影响。

4.2 环境因素的影响

变压器套管周围环境温度、湿度每天都有周期性变化。绝缘材料的介质损耗因数与其本身温度有关,环境湿度则会影响套管表面的电场分布,从而影响介质损耗因数的测量值[3]。一般情况下,套管绝缘在线监测装置对同一套管检测的介损值一天内会有规律地变化。

由图3可以看出,三相套管介损值变化较小。由图4可以看出,9月3日的数据比其他几天的介损数据都要大,而9月3日为降雨天气,湿气较大,符合湿度越高介损值越大的规律。由图5可以看出,同一套管测得的介损值在一天内有规律地变化。

由此可见,温度和湿度能够影响在线监测的数据,但影响数据的变化范围不是很大并且有规律可循。当环境因素有显著变化时,不能单凭检测的套管绝缘参数的增大就认定套管存在故障,应正确看待现场因素给在线监测装置检测的数据带来的影响。

套管绝缘在线监测装置可以配有环境温度和环境湿度监测通道,将温度、湿度数据与介损数据一同存储,并根据温度和湿度的变化规律来判定套管绝缘状况,方法如下:

(1)因三相套管同时故障的几率很低,当三相套管的介损值同时变化且变化规律相近时,可以认为介损值的变化由环境因素变化而引起,套管存在故障的概率较小。

(2)由图4和图5可以清楚地看出,每天介损数据的变化是有规律的,且相近2天的变化规律和同一时间点的数据也比较接近,因此可以通过对比前一天的数据来判断套管的绝缘状况。当温度和湿度与前一天都比较接近时,若介损值显著变化,说明套管存在故障。

(3)通常一个地区每年的温度变化规律基本一致,可以比较不同年份相同日期的介损值来发现介损值的变化趋势。若某日温度与前一年的温度相差5℃或湿度相差20%,应该寻找前一年同月份温度和湿度相近的一天的介损数据进行比较。

4.3 偶然因素的影响

在线监测介损值时,在线监测的数据常常会因某些偶然因素的干扰而出现虚假点[4]。这些虚假点对数据的分析有很大影响,所以在绝缘诊断前必须对在线测得的数据进行预处理。

由图6可以看出,图中数据有一个突变的数据点,而该点之后的数据都为正常数据且符合介损数据的变化规律,由此可以判断该数据点为虚假点。

因此,在线监测装置需要根据正常状态下实际测量值来确定数据变化规律,若不符合变化规律就认为是虚假点。

一般情况下,套管绝缘在线监测装置每隔3 min就需要对套管检测1次并进行记录。时间越接近,温度和湿度就越接近,在相应的时间段内环境因素对在线监测数据的影响也就越接近。因此,可以选取前5组数据的平均值作为虚假点的替代值。

5 结语

虽然用电压互感器(PT)提取标准电压信号的检测方法在一定程度上受环境因素影响,但有规律可循,可以通过对比温度和湿度的变化规律来判定套管的绝缘状况。

摘要：介绍了套管绝缘状况的主要参数、电容量和介质损耗因数的检测原理与方法,概述了套管绝缘在线监测装置的特点,最后分析了传感器自身的误差、环境因素、偶然因素对在线监测数据的影响,以便排除干扰,避免发生误报警。

关键词：变压器,套管绝缘,在线监测

参考文献

[1]陈化钢.电气设备预防性实验方法[M].北京:水利电力出版社,1994

[2]钟洪壁.电力变压器检修与实验手册[M].北京:中国电力出版社,2000

[3]龙锋,王富荣,李大进,等.基于DSP的容性设备介质损耗因数在线监测方法[J].电力系统自动化,2004,29(19)

绝缘监测装置在直流系统中的应用篇6

1 WZJD-6A型绝缘监测仪原理解析

WZJD-6A型绝缘监测仪具有实时监测直流系统母线电压、正负母线对地电压、正负母线对地绝缘电阻以及巡检支路接地电阻等功能。

1.1母线监测原理

在直流系统中,直流母线对地的绝缘电阻分为正极母线对地绝缘电阻R+和负极母线对地绝缘电阻R-。按电路基本原理分析可知,要求取R+与R-两个未知数,必须建立两组独立的回路方程式,再将其联立求解,方可求得R+与R-的电阻值。为此,该监测仪设计了两个不平衡电桥电路,如图1所示:

联立以上两个方程式即可求解正极母线对地绝缘电阻R+和负极母线对地绝缘电阻R-。

1.2支路检测原理

该监测仪在主机中装有超低频信号源,该信号源将4Hz的超低频信号由母线对地注入直流系统。如果某支路经电阻接地,则装在该支路上的传感器会产生感应电流,感应电流的大小与接地电阻的大小成反比。感应电流经过一系列处理之后送入CPU进行数据处理,再通过RS485接口送入主机。主机一方面控制信号采集模块有序地采集各支路传感信号,另一方面又接收信号采集模块送来的数据。主机接收到的数据经过处理后,一方面送液晶显示器显示与输出报警,另一方面通过通讯接口电路传送给上位机。

设计时将各支路编号,每个信号采集模块能采集16个支路信号,支路数量较多时可扩展多个信号采集模块,信号采集模块通过地址拨码进行编号。某个支路发生接地故障时,最终会在液晶显示屏上显示出故障支路的编号以及接地电阻阻值,根据支路编号能够很快确定故障支路。

2 WJY-3000A型绝缘监测仪原理解析

WJY-3000A微机型绝缘监测仪的基本配置包括主机、显示器、支路绝缘监测用的电流变送器(CT)组成。主机检测正负直流母线对地电压,通过对地电压计算正负母线对地绝缘电阻,当绝缘电阻值低于报警设定值时,自动启动支路巡检功能。

2.1母线监测原理

WJY-3000型绝缘监测装置的母线对地绝缘电阻测量有平衡电桥法和不平衡电桥法两种方法,可手动选择。

如图2所示,R1、R2为绝缘监测装置内设电阻,U+、U-为正负直流母线对地电压,R+、R-为正负母线的接地电阻,Ur为直流系统电压。

2.1.1平衡电桥法

当开关K1、K2同时闭合时,即为平衡桥法。

R+=R-=∞时,表示母线无接地,此时U+=110V,U-=-110V。

R+=R-≠∞时,发生平衡接地,此时U+=110V,U-=-110V,无法求解接地电阻。

2.1.2不平衡桥法

一个检测周期内,开关K1、K2按照一定的顺序开合即形成不平衡电桥。

根据以上两个方程式联立方程组,即可求得正负直流母线接地电阻R+、R-。

2.1.3平衡电桥和不平衡桥检测方法性能对比

1)平衡电桥法

优点:平衡电桥法属于静态测量,即测量正负直流母线对地的静态直流电压,因此母线对地电容的大小不影响测量精度;由于不受接地电容的影响,因此检测速度快。

缺点:双端接地时,测量误差较大;不能检测平衡接地。

2)不平衡电桥法

优点:任何接地方式均能准确检测。

缺点:在测量过程中,需要通过正负直流母线分别对地投电阻,因此母线对地电压是变化的。为了获得准确的测量结果,每次投入电阻后需要延时,待母线对地电压稳定后再测量,因此检测速度比平衡电桥法慢;受母线对地电容的影响。

2.2支路检测原理

与WZJD-6A型绝缘监测仪相比,WJY-3000A型绝缘监测仪对支路漏电流的检测采用直流有源CT,每个直流有源CT内置了CPU,漏电流信号直接在CT内部转换成数字信号,通过通讯接口传至绝缘监测仪主机。

使用直流有源CT的优点:无需向母线注入交流信号、受接地电容的影响小、能识别接地母线的极性、能测量双端接地。缺点则是成本高于交流CT、环境温度和工作电压的波动影响测量精度。

3绝缘监测装置部件故障及处理事例

3.1网控楼区域直流系统馈线盒通讯缺陷

网控楼区域的直流系统,经常触发“馈线盒故障”的报警,最初以为是馈线盒损坏或是接线存在断线、虚接等情况导致,后来经过反复排除确定是由于馈线盒功率不足导致通讯间断引起的。

网控楼区域的直流配电屏分布较为分散,分别布置在TC楼1楼、TC楼3楼、JX厂房、TD厂房和TB厂房,每个分配电屏与主屏之间的馈线盒通讯是通过跨接并联通讯线的方式连接。由于直流配电屏分布较为分散,导线安装竣工后通讯线较长,电阻过大,信号传输能力下降。最后这个故障是通过更换大功率馈线盒得以解决。

3.2有源直流CT故障

奥特迅的直流配电柜所用传感器型号为CT-2000AH,该有源直流CT接口为MB312-508-5P型,当有源直流CT正常工作时本体的指示灯会常亮,上传数据与主机通讯时指示灯闪烁。

在日常巡检时发现,正常运行回路上的传感器指示灯不亮。经查看,并无系统报警信息。排查后确认是传感器损坏,更换备件后恢复正常。

从上例故障消缺反馈来看,有源直流CT故障后并没有故障信号送出,无法通过系统报警来得知是否存在CT损坏。在回路CT损坏情况下,如果支路存在绝缘故障将无法及时定位。

为了避免该类故障发生,一方面需要加强日常巡检;另一方面,可以用专用的CT校验仪定期对有源直流CT进行校验。

参考文献

[1]廖车,吴胜,戚振彪,蒲道杰,景瑶.直流接地故障分析与查找[J].广东电力,2013,26(1):98-103.

[2]周二保.直流系统微机绝缘监测装置的应用与接地故障点检测探讨[J].继电器,2004,32(5):52-55.

绝缘监测装置篇7

沙沱水电站位于贵州省沿河县城上游约7km, 是乌江干流开发选定方案中的第九级, 属"西电东送"第二批开工项目之一。电站总装机容量为1137MW, 布置有4台单机容量为284.3MW的立轴混流式水轮机, 发电机电压为15.75k V, 发电机与主变压器采用单元接线, 在发电机和变压器之间装设SF6发电机断路器;4台主变压器容量为330MVA, 均为油浸式;220k V侧接线为双母线接线, 其中4回主变进线、5回出线;以220k V一级电压接入系统。电站建成后将成为电网骨干支撑电源, 承担电网调峰、调频和事故负荷备用等, 是铜仁、黔东南州东部地区及周边地区的骨干支撑电源点。电站中每台水轮发电机组除各配置一套发电机保护装置外, 还分别配置了一套转子绝缘在线监测装置, 对其实时监测。

2 转子接地的危害

发电机正常运行时, 发电机转子电压 (直流电压) 有几百伏左右, 励磁回路对地电压约为励磁电压的一半, 乌江沙沱水电站机组正常运行时转子对地电压为Ue/2=353V/2=176.5V, 转子绕组及励磁系统对地是绝缘的。因此, 当转子绕组或励磁回路发生一点接地时, 不会构成对发电机的危害;但转子发生一点接地后更容易发生两点接地。因为发电机转子一点接地后励磁回路对地电压将有所升高。如当励磁回路的一端发生金属性接地故障时, 另一端对地电压将升高为全部励磁电压值, 即比正常电压值高出一倍。发电机在这种工况下运行时, 当切断励磁回路中的开关或发电机出口的主断路器时, 将在励磁回路中产生暂态过电压, 在此电压作用下, 可能将励磁回路中其他绝缘薄弱的地方击穿, 从而导致第二点接地。当发电机转子绕组出现不同位置的两点接地或匝间短路时, 会产生很大的短路电流, 可能会烧伤转子本体;另外, 由于部分转子被短路, 使磁场气隙不均匀或发生畸变, 从而使发电机转动时所受的电磁转距不均匀并造成发电机振动, 损坏发电机, 网上也由此产生畸形波, 对电网的稳定也是一大威胁。发生两点接地导致机组甩负荷停机, 影响电网的稳定和电能的质量, 也给社会造成一定的经济损失。

3 注入式转子接地保护原理

双端注入式转子接地保护的等效电路图如图1所示。

图中U0为方波注入源, Rv为注入耦合电阻, RM为保护采样电阻, Rg为转子绕组对地绝缘电阻, R0为装置除了RM以外的内阻, Ufd K、Ufd (k-1) 为转子绕组等效电路, 假设在K点发生接地。

根据图1在注入方波的正半波时可列出如下方程组:

设UM为采样电阻RM两端电压, UM= (I1+I2) RM, 由上面方程组可得到:

同理:在方波负半波时可列出如下方程组:

式 (2) 、 (3) 得:

假设在方波注入的正、负半波的一个周期内励磁电压保持不变, 则△Ufd=0, 所以式 (4) 可简化为如式 (5) 所示。

由式 (5) 可见, 在接地电阻的计算过程中消除了和接地位置相关的K。因此接地电阻Rs的计算和接地位置无关, 无论在励磁回路的哪一点接地都具有同样的灵敏度。

实际在机组运行过程中, 比如启停机时或机组强励磁时, 在方波注入的一个周期内励磁电压可能会发生改变。△Ufd≠0, 此时用式 (5) 计算出的接地电阻将存在一个误差, 误差为:

由式 (6) 可知, 当励磁电压发生变化时, 若接地点发生在转子绕组中点时误差为0, 随着接地点向两端移动误差逐渐增大, 在励磁绕组两端时误差最大。在一个注入周期中励磁电压变化越大引入的误差也越大。因此在实际工程应用中要引入励磁电压的采集, 防止在励磁电压变化较大时保护装置误动或拒动。

4 转子绝缘监测装置介绍

目前国内发电机转子一点接地保护大多采用电桥式一点接地保护或叠加交流电压式一点接地保护或叠加直流式一点接地保护。这些保护中有的存在动作死区;有的受励磁线圈、励磁回路分布电容的影响较大, 保护选择性较差;有的受接地点位置两端励磁电压的影响, 灵敏度相差较大。

除此之外, 上述保护及其方法不能动态诊断发电机转子的绝缘情况, 现场人员对其绝缘状态心中无数, 只有等到保护装置发出转子一点接地信号后, 方才知道绝缘降低了, 但降低到何种程度, 无法判断, 使生产指挥人员很难决策是否停机处理 (状态检修) 。

在沙陀电站中应业主要求, 设计在厂内增加了一套转子绝缘WL2CA型在线监测和接地定位装置, 用来与发电机保护配合应用。当发现转子绝缘降低后, 运行人员通过监控设备发现情况, 对机组及时切除, 防止机组甩负荷或其他因机组绝缘下降而引起的非正常停机情况的发生。

WL2CA型转子绝缘在线监测和接地定位装置由贵阳新光有限公司生产, 此监测装置功能如下:

1) 励磁绝缘电阻显示:0-1MΩ, 误差:<10% (>10kΩ时) , ±1kΩ (≤10kΩ时) ;

2) 接地定位显示:0%-100%, 误差:±1%。对水轮发电机可显示某号磁极接地或某磁极之间的连线接地;

3) 绝缘电阻测量、保护:励磁电压0-500V。接地定位:励磁电压1-500V;

4) 接地保护输出延时, 能记忆15次接地前后各25组绝缘电阻及定位数据;

5) 机组正常运行时, 不需要外加电压, 当机组停机时, 励磁电压为0V, 装置自动在负极对大轴外加24V, 作为停机时的绝缘测量和接地保护;

6) 具有自检、滤波、抗干扰及独立的通讯功能, 实现远方监测;

7) 能短时承受2500V励磁电压, 以防止励磁强励、灭磁时产生的过电压而损坏设备。

5 装置运行方式与模拟试验

5.1 运行方式

本装置既能对发电机转子绝缘进行动态监测及接地定位, 又能实现转子一点接地保护所有功能 (即能够独立工作, 也可与原有转子接地保护配合工作) 。对于原配有转子一点接地保护的机组, 如果要工作于独立运行方式时, 只断开原有接地保护装置上的大轴线即可。

5.2 模拟试验

本装置已经过多台发电机转子内部实际接地检验, 其显示的电阻值, 接地定位点与实际完全相符。没有条件的机组没有必要在转子内部实际接地。为了检验本装置的正确性, 可以按图2作模拟接地试验。

注:·L01~L10, 对于水轮发电机, 相当于10个磁极。·k1是夹子, 以便试验接地点位置。·k2是选择接地电阻转换开关。

简易试验盒内部提供24V直流电源, 用来模拟励磁电压, L01-L10是由10个40Ω电阻组成, 用来模拟励磁线圈或10个磁极 (本装置原理与励磁线圈内阻无关) , R地用来模拟绝缘电阻或接地电阻, K2转换开关用来选择不同的接地电阻值, K1夹子用来模拟不同接地点位置。为了模拟试验方便, 将装置选择为独立运行方式。

5.2.1 接地模拟试验

分别给上试验盒和WL2C装置电源, 选择不同的电阻接地, 不同的接地点, 装置显示内容与其相符。

5.2.2 模拟断“励磁电压”试验

断开简易试验盒电源, 相当于机组停机, 励磁电压为0V, 稍等一会, WL2C自动在负极与大轴之间施加一个24V的信号, 显示的电阻值与实际相符。由于此时没有励磁电压, 装置不能定位。

5.2.3 模拟投“励磁电压”试验

在上述“5.2”项基础上, 合上试验盒开关, 稍等一会, 装置自动断开24V电源, 利用励磁电压来进行绝缘监测和接地定位。

5.2.4 接地保护动作发信号试验

选择接地电阻, 取整定值的80%阻值接地。经延时后, 两个接地闭合发信号。

5.2.5 接地保护延时试验

从接地瞬间开始, 启动秒表, 到接地保护动作为止停表, 期间为延时时间。采用12MHz晶振的电子时钟, 一日误差不到1秒, 对于几十秒的延时, 几乎没有误差, 但由于接地电阻和转子分布电容带来的过渡过程, 会有1-2秒的误差。

5.2.60-500V电压试验

断开简易试验盒的+、-极线, 以免烧坏试验电阻。将0-500V电压直接接入WL2C的+、-极, 检查装置显示是否正常。此时也可以模拟-极或+极接地以及接地定位。

5.2.7 模拟2500V瞬间耐压试验

直接在-极、+极之间瞬间 (几秒钟) 加上2500V电压, 模拟灭磁高压, 装置不受影响。

5.2.8 装置异常试验

异常试验由两种方式或逻辑组成, 一种是工作电源失电, 一种是内部故障, 当装置失电或关断电源开关, “装置异常”接点闭合。

6 发电机运行中转子一点接地故障处理

当发电机在运行中发生转子一点接地故障时, 按规程, 如故障不能消除, 运行两小时应停机检查处理。发生转子一点接地故障后, 当班的运行人员应申请停下机组检查:

(1) 对机组转子回路的绝缘检查;

(2) 校验转子一点接地保护装置;

(3) 检查转子外部和内部设备;

(4) 检查保护的控制回路接线和端子。转子一点接地故障常见原因如下:

(1) 转子外部接地:转子励磁电缆接地、碳刷架烧损、转子励磁电缆因铁线夹得太紧造成绝缘降低、碳刷粉尘过厚;

(2) 转子内部接地:磁极上游侧螺杆受潮接地、磁极线圈与铁芯间有丝状物插入造成接地、磁极上游侧线圈与铁芯的缝隙有油泥引起接地;

(3) 保护装置回路引起接地:大轴一点接地回路端子松动导致不平衡发转子接地信号、保护装置回路设备老化造成误发转子接地信号。在沙陀水电站中, 4#机组运行期间发生过一次转子绝缘降低, 当时运行人员发现问题申请停机。在查找原因时通过转子绝缘在线监测装置, 监测装置显示靠近磁极正极偏左方位的磁极3因绝缘降低而导致转子接地。机组停机后, 做好安全措施后, 在转子磁极3与磁轭之间的连接环氧绝缘层有破损现象, 经包扎绝缘层后再次做绝缘电阻测试合格。通过转子绝缘监测装置顺利找到接地点, 使接地点得到了有效的处理, 大大提高了工作效率, 也为查找接地点缩短了时间, 体现了转子绝缘监测装置的重要性, 使机组在很短的时间内得以重新投运。

7 结语

在线连续状态监测, 能够提供设备运行和维修两方面的信息, 它所提供的趋势分析信息能进一步改进设备维修计划, 使设备维修更加准确有效、节约费用, 操作者通过它所显示的状态信息及时地改进操作方式, 进一步提高设备运行的效率和可靠性, 操作者的经验和数据积累的有机结合, 也为设备设计和制造者提供了改进设备性能和可靠性的重要信息。

参考文献

[1]禤德钊.转子一点接地故障分析与处理[J].沿海企业与科技, 2012 (4) :52-53.

GIS绝缘在线监测篇8

GIS是电力生产与输变电设施的主要设备之一, 使用六氟化硫 (SF6) 作为绝缘和灭弧介质, 具有占地面积小, 安装简单、功能全面的特点。随着我国电力工业的发展, GIS的使用还会日渐增多。GIS设备一旦发生故障, 引起的停电时间长, 检修费用高, 损失巨大。现场使用经验表明, 大部分故障是可以预先监测的, 因此采用先进的GIS在线故障诊断技术, 可以大幅度减少GIS的故障率。

2 在线监测意义

GIS在线监测可分为两部分, 一为SF6微水密度在线监测, 二为局部放电在线监测。

2.1 SF6密度微水在线监测

SF6气体的湿度、密度两项物理指标是否处于额定范围之内, 决定着SF6气体的绝缘和灭弧性能的有效与否。

SF6气体含有超标的水分后, 在一些金属物的参与下, 在200℃以上温度时可使SF6发生水解反应, 生成活泼的氢氟酸 (HF) 和有毒的SOF2、SO2F2、SF4和SOF4等低价硫氟化物, 在高温拉弧的作用下, 还将分解产生温室气体之一的二氧化硫 (SO2) 和氢氟酸 (HF) 。它们将腐蚀绝缘件和金属部件, 并产生热量从而导致气室内气体压力的危险升高, 断路器耐压强度和开断容量下降, 严重情况下将导致断路器爆炸,

电力相关规程规定:每日巡回监视气体密度, 每1-2年对SF6气体的含水量进行检测。含水量检测通常采用露点仪进行现场停电检测, 检测时按标准取样气体流量, 即30-40升/小时计算, 一次测试需排放SF6气体约35升。

安装SF6微水密度在线监测可时时监测SF6状态, 提前发现状况, 避免发生事故。

2.2 局部放电在线监测

局部放电是反映GIS绝缘性能的主要参数之一, 它是绝缘劣化的征兆和表现形式, 也是绝缘进一步劣化的主要原因。常规检测需要长时间的停电, 放气, 对电力行业的正常运行造成影响, 安装局部放电在线监测能发现其内部的早期缺陷, 以便采取措施, 避免其发展。

3 在线监测装置组成

3.1 SF6微水密度在线监测

SF6微水在线监测主要分为现场变送、信号传输、后台分析三部分。

现场变送:将SF6密度、微水、温度等参数转化为电信号, 经信号传输电缆传送到后台监测主机, 有后台分析软件分析当前设备运行状态。

3.2 局部放电在线监测

GIS内部发生局部放电, 会在外壳产生微弱电流, 在设备接地线上有高频电流通过, 局部放电还会使气室内压力突然增大, 产生超声波, 并且有电磁信号辐射。这些变化特征都可作为局部放电的检测对象, 目前常用的有以下几种方法。

(1) 耦合电容法:GIS内部产生局部放电时通过分布电容耦合, 在设备接地线上产生脉冲电流, 通过HFCT传感器采集到该信号, 能够检测到设备内部的局部放电状况, 检测频带为100KHz~30MHz。

(2) 超声法:GIS产生局部放电时会产生超声波, 超声波会通过外壳传出, 将超声传感器贴到GIS外壳上, 能够检测到设备内部是否发生局部放电。该方法最大的优势是可以通过电声或声声配合的方法实现对设备内部的放电点定位。

(3) 超高频法 (UHF) :局部放电产生时会向空间辐射特高频电磁波, 可利用UHF传感器接收频带为300MHz-1.5GHz的放电信号, 由于检测频率较高, 受环境的干扰小, 由于GIS封闭式金属外壳, 电磁波不容易传出, 可将UHF传感器安装在盆式绝缘子上, 接收GIS内部产生的局部放电信号。

3.3 在线监测方法的综合运用

由于引起GIS设备绝缘老化的原因有多种, 每种在线监测方法的都有它的优势和局限性, 采用多种监测方法综合运用, 能够提高GIS绝缘在线监测的准确性。

4 数据分析

在线监测是一个长期积累的过程, 通过数据的长期积累, 对检测数据的分析, 评估设备的运行状态, 因此数据的处理尤其重要。下面介绍几种常见的数据处理方法。

(1) 趋势图

将监测数据按时间显示, 可观察设备的运行状态走势, 判断当前设备的运行状态。

(2) 专家识别系统

将典型放电类型定义为一种放电模式, 通过对比, 识别当前局部放电类型, 对设备的运行状态进行评估。

(3) 综合评估系统

将在线监测中微水、局部放电信息集中到一起, 综合评估当前设备运行状态。

5 总结

高压线路绝缘安全防护装置的研究篇9

1 高压线路绝缘安全防护装置危险警示控制策略

这种高压线路绝缘安装防护装置主要是用于10-1000k V高压输电线路的防外力破坏, 输电线路下方的施工车辆、塔吊等作业现场, 用来起警示作用。随着现代化城市的不断发展, 一部分高压线路会经过人们活动密集的区域, 比如池塘、河流及高楼等。由于在高压线路附近钓鱼、放风筝甚至攀爬高压线路引起的触电事故时常发生。在野外, 高压线路可能位于候鸟的迁徙路线, 也会因为鸟类在飞行的时候碰撞到高压设施上使高压设施形成短路等状况。因此很有必要研发一种有效的警示手段, 实行高压线路危险警示控制策略, 一方面用来提醒人们注意不要碰撞, 另一方面可以通过防护装置防止危险的发生。

2 高压线路绝缘安全防护装置工作的原理

本研究采用交变电场感应原理, 当磁场改变时, 导体的磁通量也改变, 所以能够产生电场。采用了先进的电力电子取电和储电技术, 在有效获取电能的同时能够高效地存储电能。

高压线路防外力破坏智能警示装置由以下几个单元组成:主线路板、感应取电单元、高亮度灯光源、智能雷达探测单元和语音警示单元。通过绝缘夹具固定在高压输电导线上, 采用感应取电方式, 将设备工作所需要的电源获得, 给LED显示屏供电, 并在有限的电源下, 采用高亮光源驱动技术使其能够在夜间高亮度显示, 以达到警示的作用, 当有行人或物体等经过装置下方时, 雷达探测单元立即启动, 并联动语音警示单元, 启动警笛及爆闪警示灯, 提醒线路下方的行人、车辆、船舶、塔吊注意保持安全距离。

3 高压线路绝缘安全防护装置主要的功能特点

3.1 使用范围广

这种高压线路绝缘安全防护装置适用于10-1000k V电压等级, 对于任何适用的场合都能够安装并投入使用, 使用的范围比较广泛。

3.2 供电稳定可靠

本装置通过导线感应取电获得工作电源, 电源可以持续供电, 无需担心因电能的损失而使设备正常工作受到影响。

3.3 亮度高、穿透力强

这种高压线路绝缘安全防护装置的显示部分由LED点阵创并联组成, LED的发光效率比较高, 其技术经过了几十年的改良, 使得发光的效率有了很大程度的提高, 大部分的耗电变成了热量损耗, 并且其光的单色性好、光谱窄, 穿透力比较强, 无需过滤就可以直接发出有色的可见光。现在, 世界上各个国家都在加快提高LED光效方面的研究速度, 预计在未来LED的发光效率将有更大幅度的提高。

3.4 远距离探测性能强

采用多普勒雷达技术, 能在长距离的情况下依然保持良好的探测性能。多普勒雷达与传统雷达的一个区别在于它的发射机一直处于开启的状态, 这种类型的雷达称为连续波或CW雷达。

3.5 采用联动技术

通过雷达探测器探测外部的危险情况, 进而启动联动装置, 也就是警笛发出警报, 进行现场预警, 这种技术大大避免了因时间的耽搁带来的不必要的麻烦。

3.6 可承受大电流冲击

已经经过了中国电科院、武高所等权威机构的检测, 该装置能够承受比较大的电流冲击, 有效地提高了其功能性, 不会受到大电流的影响。

3.7 安装简单

这种高压线路绝缘安全防护装置在技术施工安装的时候比较方便简单, 操作人员根据产品的安装手册进行施工安装, 安装完成后进行一系列的调试工作, 使其对高压线路的运行无不良影响。

4 结束语

在这种高压线路绝缘安全防护装置安装实施之后, 输电线路方面的安全事故能够有效地减少, 将人民的财产和生命的损失大大减小, 逐渐达到无威胁的目的。

参考文献

[1]汪顺勤, 孙录贵, 张春生.降低煤矿高压输电线路雷击跳闸率的实践探索[A].2009第五届苏皖两省大气探测、环境遥感与电子技术学术研讨会专辑[C].2009.