高压设备在线绝缘检测(2)

的设备，通过其介电特性的检测可以发现尚处于比较早期发展阶段的缺陷。研究表明，在缺陷发展的起始阶段，测量电流增加率和测量介质损耗正切值变化所得的结果一致，都具有很高的灵敏度；在缺陷发展的后期阶段，测量电流增加现象和电容变化的情况一致，更容易发现缺陷的发展情况。 5 案例介绍 目前，我公司管辖9座500kV变电站和13条线路。我公司管辖的500kV变电站于上世纪90年代后期开始对部分变电站安装高电压设备绝缘在线监测装置。以500kV潍坊变电站高压设备状态监测系统为例，介绍其安装及运行情况。 500kV潍坊变电站高压设备状态监测系统自1988年投运，投运之初系统不完善，且部分高压设备实际并未接入运行，造成运行不可靠，没有发挥应有的作用。2001年我们投资对系统进行改造，安装了一套CIE—2000型绝缘在线监测系统。 5.1系统介绍 5.1.1 CIE—2000型绝缘在线监测系统分三大部分。第一部分是就地信号采集单元，第二部分是前台处理系统，第三部分为远程数据分析和传输系统。前台处理系统通过工业总线控制就地信号采集单元，用多种形式显示，直观对比当前与历史数据曲线，并由内部局域网或向远程数据分析和传输系统传送。诊断软件通过WEB远程下载变电站当前、历史数据，并可接入山东电力超高压公司MIS系统，协助有关专业人员作出评估及管理。 电压信号传感器 电流信号传感器 电压信号 绝缘泄漏 电流信号 A/D转换 FFT算法 测试箱 工控机 本站CRT 电话 控制器 MODEM CIE2000后台系统

5.1.2根据终端板放置在不同的位置可分为总线式和分线式。总线式是指终端板放置于终端箱内，并安装在现场，信号箱输出电缆都接于终端板内，只须n根总线引到主控室，使主控室中机屏更整齐，节省了电缆。分线式是指终端板装于主控室中的机屏里，电缆都要从现场引入主控室的机屏断子排，再引入终端板。 5.1.3 CIE—2000型绝缘在线监测系统的测试精度 一次泄露电流： 1% 设备等值电容： 1.5% 系统电压： 1% 频率： 0.05HZ 介损测试精度： 0.1% 避雷器有功电流： 10% 避雷器全电流： 5% 5.2 全面升级改造主机柜 2001年初，500kV潍坊变电站高压设备状态监测系统升级改造开始施工，安装了CIE—2000型绝缘在线监测系统。主机柜内含计算机（工控机）系统、信号输入/处理、电源等部件，工控机是控制测量核心部件。将主机柜设备全部更新换代，更换工控机为PENTIUM III800SIC级，基本满足全站数据检测、处理和存储要求；更换前台主机为CPU586，内存16M，显示内存1M，硬盘容量1G；工作软件使用新开发CIE2000系统。 5.3更换所有探头传感器 传感器分为绝缘信号传感器和电压信号传感器，它在系统中起着获取、变换信号的关键作用，因为它的性能优良好坏直接决定检测系统品质。将其全部更换为全环氧浇注且带铁壳屏蔽的ISS-80型，末屏接地线一并更换大截面多股线。注意在安装信号抽取箱时，使信号抽取箱安装后前部比后部略高，以防积水进入；信号抽取箱接地要用10号钢筋焊接接地，保证其接地可靠。 5.4敷设铠装屏蔽电缆 将原有电缆

更换，重新敷设六芯铠装屏蔽电缆，电缆头加装高强度绝缘护套，既防鼠、防机械损伤，又抗干扰、整齐美观。 5.5 连接调试 在整个安装施工阶段，须注意要有良好接地系统，接地线要有足够的流通容量。整个系统设备安装完毕，进入联机调试试运行阶段。对即时出现不正常状态及时进行调机处理，如发现1#主变B相接地电流超标报警，用钳形表实际测量设备正常，后发现是一相探头出问题，马上进行改正。经过反复调试比较，经过一周时间的试运行后，装置趋于稳定。下图是1#主变500KV避雷器的信号传输图，可以看出通过图象、数据都可进行设备运行分析，并且实现了自动检测、人工判断双轨并行。5.6系统特点 5.6.1信号采集单元设计原理 采集单元就地采集所监测设备的电压、末屏电流等信号并进行数据处理，求得其幅度、相位等参数，进而在上微机可计算介质损耗角等电气参数。 5.6.2采集单元设计特点： 采用DSP技术作为硬件平台；传感器采用高导磁率铁心，可准确测量小信号的幅度及角度，屏蔽措施完备，干扰影响减少；前向放大部分采用低温漂、高精度型运算放大器以及高精度电阻使模拟放大通道稳定。 5.6.3监测系统的选型要求 选择运行高电压设备绝缘在线监测系统，按照检测设备的安装不影响变电站设备的运行方式（特别是设备部件的接地）的要求，系统采用与高压设备没有直接电气连接的一匝穿芯式传感器；选用分层分布式系统，就地采集电气参数，应避免微安、毫安级小电流模拟信号的远距离传输；施工安装简便，可维护性好；状态数据就地测

量要求准确、稳定。 5.7 系统运行情况 该站高压设备状态监测系统选择了变压器套管、铁芯、电容式电压互感器、电流互感器、氧化锌避雷器为主要被测设备，其中避雷器测量泄漏全电流及其容性和阻性分量；变压器套管、电容式电压互感器、电流互感器测量其泄漏电流和介质损耗相对变化量，铁心检测泄漏电流，同时监测和记录现场温度、湿度及瓷裙表面污秽电流等环境参数。整套系统进行后台调试后投入运行至今，系统运行正常，测量数据准确，对比实际带电和停电测量数据，基本相吻合。经过一年运行实际运行，数据分析系统软件功能比较完善，整个系统运行可靠。运行实践表明，利用绝缘在线监测系统可以有效地发现某些早期绝缘故障。 6在线监测与状态检修 电力系统传统的运行维护工作，传统的做法是实行“计划检修”。“计划检修”就是按照高压电气设备预防性试验规程所规定的试验周期，到期必对电气设备进行停电检修。而状态检修则是基于设备的实际工况，根据其在运行电压下的绝缘特性参数的变化，通过分析比较来确定电气设备是否需要检修，以及需要检修的项目和内容，具有及强的针对性和实时性。因此，可以说“状态检修”就是“应修既修，修必修好”。 6.1计划检修的特点： （1）周期性。计划检修是按照预防性试验规程所规定的试验周期，到期必修，具有很强的周期性。优点是便于工作计划的安排。缺点是它不管设备的实际状况，具有很大的盲目性和强制性，易造成设备的“过度检修”，浪费了大量的人力物力，同时各种耐压试验又有可能对设备绝缘

造成新的损伤，等等。 （2）短暂性。定期预防性试验只能检测某一时间设备的绝缘状态，不能适时检测设备的绝缘状态，无法确定设备何时出现绝缘缺陷，无法检测缺陷的发展状况，特别是设备内部发展速度快、易造成重大绝缘事故的缺陷，更是无法检测到。 （3）试验电压低。定期预防性试验的试验电压一般低于设备运行电压，所以定期预防性试验无法准确地检测出设备运行电压下的缺陷。 （4）降低了电网的供电可靠性。由于计划检修的定期预防性试验需要在设备停电下进行试验检测，增加了设备停电时间，必然影响电网的供电可靠性，同时供电部门也造成少供电量的损失。 6.2在线监测指导下的状态检修 （1）实时性。高压设备在线监测技术对设备绝缘状态实时监测，不受设备运行情况和时间的限制，可以随时检测设备的绝缘状态，一旦设备出现缺陷，能及时发现并跟踪检测、处理，对保证电网安全更具意义。 （2）真实性。由于在线监测技术在设备运行电压和状态下的绝缘参数进行检测，检测结果符合实际情况，更加真实和全面。 （3）针对性更强。可根据绝缘缺陷的发展和变化来确定检修项目、内容和时间，检修目的明确，针对性更强。 （4）提高了设备供电可靠性。由于实行状态检修，减少了设备停电次数和时间，提高了设备供电可靠性，避免少供电损失，同时也提高了电力部门全员劳动生产率。 6.3状态检修的基础是要实时掌握和了解设备在带电工况下的绝缘参数，在线监测技术则是获得设备在带电工况下的绝缘参数的唯一途径。通过在运行电压下实时监测绝缘

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