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1、电力设备在线监测的现状与发展分析,一.在线监测的诞生,测量、监视、控制等多功能二次设备以及现场测试或实时测量对电力设备运行可靠性起了重要作用。 现场测试或实时测量的发展而诞生了在线监测。,主要电力设备,耦合电容器、电容型套管、电容型电流互感器、电容型电压互感器、避雷器、绝缘子、变压器、GIS、电力电缆、发电机和高压断路器,在线检测目前并不能完全取代常规预防性试验： 大多局限于测量工频运行电压下的绝缘参量； 无法测量电力设备在高于运行电压下的参量； 迄今尚未形成统一的判断标准。,电力设备试验和维修策略的发展历程,事故维修（坏了再修，第二次世界大战之前） （盲目、不科学） 定期维修（按固定时间周期
2、维修，当前多数情况） （维修过量、维修不足） 状态维修（以运行状态决定维修周期，正在逐步开展） （以在线监测为基础，科学、可靠、经济、可预见）,在线监测的真实性,电力设备在线监测技术是一种利用运行电压来对高压设备绝缘状况进行试验的方法，它可以大大提高试验的真实性与灵敏度，及时发现绝缘缺陷,在线监测的实时性,采用在线监测的方法可以根据设备绝缘状况的好坏来选择不同的监测周期，使试验的有效程度明显提高。在线监测可以积累大量的数据。将被试设备的当前试验数据（包括停电及带电监测）和以往的监测数据相结合，用各种数值分析方法进行及时、全面地综合分析判断，就可以发现和捕捉早期缺陷、确保安全运行，从而减小由于预
3、防性试验间隔长所带来的误差。,在线监测系统的构成,二.在线监测目前存在的问题,国家电网公司明确提出，要从2010年起开始全面推广实施设备状态检修，全面提升设备智能化水平，推广应用智能设备和技术，实现电网安全在线预警和设备智能化监控。,国家电网公司2013年提出，暂停在线监测产品，直到2015年。现在只能以技术项目改造和创新来继续研究在线监测与故障诊断技术。,2.1在线监测的重要性与困难度,离线的预防性试验结果的分析，已经积累了大量经验，据此可以制订出相应的规程推广施行 在线诊断，现在仍还处于研究、试运行、积累经验的阶段。发展绝缘在线监测和诊断技术，即需对绝缘结构及其老化机理有深入的了解，也需应
4、用传感、微电子等高新技术。它是具有交叉学科性质的一门新兴技术，也是当前智能电网发展的需要。,这几种维修方法并不互相排斥，但在不同阶段、不同要求的情况下，共存的形式有差别。 维修的目的在于获取各种信息，基于此得到设备状况的结论； 迄今为止，尚不能完全建立测量数据与设备状况之间的直接关系： Ub f (R, tan, PD, DGA, ),事故维修、定期维修、状态维修三种策略,2.2 抗干扰问题,例如变压器、GIS的局部放电监测的抗干扰问题，在线监测信号很微弱，受通讯、谐波和电压突变等因素以及高电压设各区的电磁场干扰，测量信号的精度和数据的稳定性会受到影响，有一些测量信号甚至完全淹没在干扰信号中。
5、,提高在线监测系统的抗干扰能力，使测量数据灵敏、稳定、可靠是对在线监测技术和产品的一个基本要求。 应该针对不同的变电站的强干扰信号采取不同的抗干扰措施主要是阻隔干扰传播路径，以及采用软件进行数字滤波等,2.3现场设备受运行条件影响和环境影响问题,例如，电容性设备介损在线监测系统，当电网运行方式改变时介质损耗数据发生较大的突变，还有很多设备的介损值随温度变化呈现较大的波动。这些现象对正确地分析判断设备的状态产生了一定的影响。 因此，现场测量设备的抗环境变化能力也是不容忽视的一个问题。,2.4 在线监测装置的维护问题,有一些在线监测装置（比如色谱监测）在运行前需要进行参数的设置或标定，在长时间运行
6、后，内部元件特性发生变化使得工作状态改变，测量数据就会产生较大的偏差，需要定期地进行重新设置或标定，使得一些在线监测装置常规的维护工作量加大，也使得在线监测数据的可信度降低。,2.5 在线监测数据的分析判断及标准化问题,设备的在线监测数据是在运行条件下取得的，由于设备运行条件、环境条件以及电磁干扰的影响，各种在线监测数据与离线试验数据之间通常都有一定的差别，在线监测数据的变化规律和波动范围各有不同，在线监测项目由于干扰问题测量灵敏度低于离线试验。,离线试验所用的预防性试验规程所定的试验标准不应生搬硬套到在线监测中。 建议国网公司应该对电力设备在线监测采用标准化规程。 尽快使电力设备在线监测系统
7、形成统一的技术规范。,三.油浸电力设备色谱在线监测 的技术分析,油色谱在线监测系统原理,色谱在线监测关键技术,1 油气分离快而全，缩短检测周期,2 用一根柱高效分离H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6六种气体，而且使用方便、易于维护,3 采用新型传感器，以得到更好的灵敏度、精度、稳定性,4 设计抗干扰能力强、自动化程度高的监控系统,5 研究基于ANN的色谱故障诊断技术，使判断正确率有所一定提高。,1.油气分离技术,1 能渗透H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6六种气体，而且渗透饱和时间短的透气膜,2振荡脱气法,3超声波脱气法 4.真空脱气法,几种膜饱和时间比较,油气分离
8、用PTFE膜耐压强度,正常,使用几年后后，膜表面已膨胀破裂。,* 振荡脱气就是在一个容器里，加入一定量的含有气体油样。在一定的温度下，经过充分振荡，油中溶解的各种气体必然会在气油两相间建立动态平衡。分析气相组分的含量，根据道尔顿亨利定律就可计算出油中原来气体的浓度。,*超声脱气法是采用超声波装置，使气液两相迅速达到平衡。利用电声换能器，对压电晶体的逆压电效应，通过施加交变电压，使之发生交替的压缩和拉伸而引起振动，使所加频率在超声的频率范围内（即大于20Hz），超声波在介质中所引起的介质微粒振动，即使振幅极小，也足可使介质微粒间产生很大的相互作用力，使气体分子从油中逸出。,2.混合气体分离技术,
9、1 气相色谱分析原理,2 柱结构基本形式,3 色谱柱设计的关键：复合固定相,HAYESEP D, PorapakT 两种固定相比例,分离度：,3. 传感器技术,1 几种传感器比较,1 半导体传感器适合多种可燃性气体的监测。 2 热线型半导体传感器对H2、CO、CH4、C2H2、C2H4、C2H6六种气体灵敏度、线性度和反应速度俱佳,优于普通半导体传感器。,多组分气体监测系统外形,4.在线色谱监测存在的问题,1. 开始正常，运行几个月后或一年后，数据差别很大。 2.据悉，国网定标准时，国内几家大的色谱企业建议准确度不应小于30%. 3.维护工作量较大，更换载气，定标校核等（有些国产仪器无定标功能
10、）。,5. 分析,1.油气分离不是全脱气，或部分脱气没有计算准确。 2.混合气分离的色谱柱没有定期标定、更换和老化处理。 3.气敏传感器寿命不长，没有定期标定和更换。,6. 建议,1. 国网成立在线色谱仪器定标中心，检测国产仪器。 2. 国网应针对在线色谱另外制定超标注意值，如C2H2应丁为1ppm,在线色谱不可能监测到 1ppm的值。 3.准确度不应10%。 4.CO/CO2这一指标需检测，国外已认为此值涉及固体绝缘的寿命。,四。变压器的另外的监测方法,1.光声光谱法多组分监测仪,2.变压器局部放电的在线监测,B 电超声联合法,图719 电超声法原理图,4 个超声通道, 1 个电测通道 便携
11、式的设备 50 300 kHz 64 MB 内存 路由特性 可进行局放定位 多用途，可用于变压器，发电机，GIS等多种电力主设备,AR 700 声测、电测结合的便携式局放测量仪,3.甚高频法监测变压器的局放 30300MHz,采用内置式超高频传感器放入变压器的放油阀里，监测信号通过光纤传到监测中心。 抗干扰能力大大增强，较好的解决了外置式传感器的弱点。,4.超高频法的基本原理是使用UHF天线（330GHz）,1.5GHz 以上的电磁波主要通过外壳辐射,采用CBM和自动分析软件，可以将新信息提供给若干通用组。 GPS同步携带的控制电路信号波形的精确记录。这将为维护人员提供断路器运行状态的详细动作
12、，可对一个或多个断路器修复或执行日常维护做出更可靠的决策。,5.变压器故障诊断中的气体光纤型光声光谱技术,现有光学检测技术还存在气体池体积大的弊端，增加了样气的需求量，增加了油气分离的难度并延长了气体的平衡时间，导致气体分析时间的延长。开发具有更小气体池，分析时间更短的气体分析技术显然具有重要意义。 优点: 1）光声能量集中在共振音叉处，而不是在光声池，具有更高的Q因子； 2）对环境声波噪声免疫； 3）需要更少的气样，几个毫升的气样体积，大大缩短油气分离的难度；,变压器故障诊断中的气体检测技术,光声光谱技术原理： 采用频率调制或幅度调制的激光在音叉的叉指间聚焦，气体对激光的吸收产生频率为f0的
13、声波，这种主动振动模式所产生的压电信号可利用f0的锁相检测来测量,并通过激光器的波长扫描获得光谱数据。可将一个由石英毛细管构成的微型声波谐振器置于被测气体中。,L,C：气体浓度； A：光谱吸收度； L：光程； P：气体压力； S（T）：谱线吸收强度,光纤传感器无源探头,光纤气体传感技术,光纤传感器,不带电； 不受潮湿影响； 校正周期长：6个月 灵敏度高（+/-0.05%） 测量范围大（0-10%;0-40%;0-100%）,五。GIS在线检测与诊断项目,局部放电在线检测,1. 外部电极法,局部放电在线检测,2. 接地线电磁耦合法,局部放电在线检测,3. 绝缘子中预埋电极法,局部放电在线检测,4
14、. 超高频检测法,4个超声通道，1个电通道输入 便携装置 50 300 kHz 可用于局放定位,AR 700,12 个局放通道 0.5 10 MHz 带宽 48 相位窗口 32 幅值窗口 所有通道同时测量,R 2100 专家级局放分析仪,便携式GIS局放测试,采用相对较低的1-20MHz的测量频段，在这个频段内可以取得更高的信号强度和较低的噪声，某些厂家所采用的40MHz以上的高频段测量方法虽然可以降低噪声，但是相应的局放信号强度也降得很低，对于发生在主设备内部离传感器稍远的地方的局放活动无法进行检测，使灵敏度和监测范围都受到了很大的局限。 在1-20MHz频率范围内进行的测量，可以取得最大限
15、度的信噪比，并且由于相对低频范围内的信号衰减要比高频信号小得多，从而大大提高了灵敏度和监测范围。,测量频段,实践证明：由于灵敏度低和现场抗干扰能力差的原因，脉冲电流检测法主要用于GIS制造厂家的实验室局放试验和现场的验收试验，不适用于GIS 在线局放的监测。,由于超声波在GIS中的传播复杂，故在故障监测上很难做到定量判断，可作为一种辅助的测量方法。超声波监测法主要用于定位监测。,5.超高频法,采用超高频（Ultra High-Frequency，UHF）法检测GIS 中的局部放电是20世纪80年代初期由英国中央电力局（Central Electricity Generating Board，C
16、EGB）提出，并应用于英国Torness 420kV GIS 的检测。Torness 电站的多年运行经验验证了该方法的可行性，使超高频法得到了行业的认可。在2000年修订的IEC60270及IEC50517标准中，均将这一方法作为GIS局放检测的主要方法之一。,超高频法的基本原理是使用UHF天线而不是脉冲电流法的耦合电容来检测GIS 局部放电产生的电磁波。超高频最主要的优点是抗干扰能力强、灵敏度高，并能够通过放电源到不同传感器的时间差对放电源进行定位。它对传感器的设计、阻抗匹配、放大器的带宽和噪声要求很高，同时又要求有多通道宽带数据采集系统；所以，相比于脉冲电流法，它的技术难度较大。,局部放电源故障类型识别与定位,GIS 中有可能出现的主要绝缘缺陷包括：固定缺陷、GIS 腔体内可以移动的自由金属微粒、传导部分的接触不良、绝缘子制造时造成的内部空隙、实验闪络引起的表面痕迹和因电极的表面粗糙或是来自制造时嵌入的金属微粒等局部放电源故障类型识别与定位 。,局部放电模式识别的两个关键环
