在线监测容性设备损耗的方法研究

在线监测容性设备损耗的方法研究

0电介质及内压电液在线监测系统的工作原理电子表格器主要指电流传感器、电压传感器、套筒、耦合容量等。电气设备的安全可靠运行是实现整个电力系统稳定运行的基础,而电气设备(尤其是高压设备)事故大部分是绝缘损坏引起的,因此及时有效地发现绝缘存在缺陷,对于保障电网安全运行具有重要意义。为确保电力系统电气设备的安全运行,人们根据过去长期的运行经验及试验研究逐步确立了一些预防性试验项目,这些预防性试验项目发挥了一定的积极作用。但现场运行规程要求定期对电气设备停电进行绝缘预防性试验和检修,具有一定的盲目性,会造成人力、物力的浪费,而且还不能及时发现电气设备的绝缘潜伏性故障。而在线监测能对高压设备绝缘状况进行在线试验,可大大提高试验的真实性与灵敏度,弥补仅靠定期离线检测的不足,有利于实现从定期检修向状态检修转变。近年来,国内外都在研制各种带电测试仪,进而发展在线监测系统,因此在线取代离线是一种必然的发展趋势。电介质在电场的作用下由于电导和极化发生的能量损耗统称为介质损耗。绝缘介质损耗在外加电压、频率一定时仅与介质的等值电容和介质损耗角正切值tanδ成正比,而tanδ值仅与绝缘材料的性质有关,与绝缘材料的尺寸大小和形状无关,是电介质的固定值,因此可通过在线测量套管的电容量C以及介质损耗因数tanδ来判断套管的绝缘状况。本文针对介质损耗角的特点,提出了绝对测量和过零比较法相结合的测量方法,同时在信号提取方面采用电容分压器的新方法。1传感器的选择和相量绝缘介质等效电路及相量图如图1所示,图中C为等效电容,δ为介质损耗角,θ为电压与电流的相位差。介质损耗角为过零比较法是比较施加于介质上的电压和电流过零时刻t1、t2,求得2者过零时刻的相位差,从而求得介质损耗角。传统的过零比较法是用传感器分别测出电压、电流信号,然后分析信号。目前国内多采用穿心式结构的电流传感器监测高压容性设备的介质损耗,分为无源和有源2种类型。无源传感器结构简单、使用寿命长,但易受温度、输入电流和负载特性变化的影响;有源传感器采用零磁通技术提高了被测信号的信噪比。但由于现场环境差、干扰复杂,长时间运行后传感器角差、比差的稳定性会下降,因此采用传感器提取微弱信号仍存在较突出的问题。本文采用基于电容分压的绝对测量方法,其原理是提取高压母线的电压和套管末屏分压电容的电压信号,进一步计算这2个电压相量夹角的正切值tanϕ,其测量原理及相量如图2所示。在工频电压下,设备末屏传感器等值为电容C1,当C1≫C时,tanϕ≈tanδ,即因此,可通过测量tanϕ的方法间接测量tanδ。2系统设计与测量精度的相关问题2.1介质损耗角和介质损耗因数系统设计原理框图如图3所示。母线PT末屏电压和经分压器分压的电压通过运算放大器进行幅值调整后,采用低通滤波器消除谐波干扰。然后用过零比较器对滤波之后的小信号进行整形将其变成方波,通过逻辑与非门变换输出2个信号的相位差脉宽,用单片机的定时器计算时间,就可以计算出介质损耗角δ和介质损耗因数tanδ。该系统设计采用基于电容分压的绝对测量方法,系统设计既简化了硬件电路,消除了直流和零点漂移的影响,又避免了传感器角差、比差的干扰,提高了测量精度。2.2电容保护单元高压容性设备对地的主电容C通常为800∼1200pF,而从其外层引出的末屏电容的容抗是C的几十分之一。这里主要研究在套管末屏上串入合理可靠的分压电容,提取出反映套管介质损耗的工频电压信号,工频分压电容C1与套管电容C构成电容分压器,满足C1≫C,其正常输出工频电压峰值接近40V,可以保证电压信号的准确度和测量的安全性,对于110kV及以上的高压容性设备,该电容通常选为0.4∼0.5µf。为防止末屏开路和抑制高压系统多种类型的过电压信号,笔者设计了保护单元。采用压敏电阻(金属氧化物阀片MOV)和气体放电管的混合保护,并通过长时间连续放电试验,可靠地将端口电压限制在100V(峰值)以内。2.3滤波电路及环路干扰问题一直是影响在线监测系统安全可靠运行的重要因素。高压变电站复杂的电磁干扰环境增加了监测微弱信号的难度,通常的做法是设计模拟滤波电路或采用滤波算法进行数字滤波。本文采用的是截止频率f0为1kHz、品质因数Q为1的二阶低通滤波器,如图4所示,运算放大器选择OP27。图5为测得的滤波器增益对比图,可见,实际测得的数据曲线与理想曲线有差距,分析试验时的具体情况可知,差距很大一部分是由外部试验条件限制造成的,例如测量用电压表在小电压时的精度限制、所用的滤波电阻精度误差等。即使如此,此滤波器已经能够满足实际工程需要。2.4系统测量的精度相关问题2.4.1数在线监测影响电力系统内谐波含量丰富且随时变化,谐波频率、谐波波形畸变率、谐波初相角等因素对介质损耗因数在线监测影响很大。电压谐波给介质损失角测量带来了较大的误差,可通过低通滤波滤除高次谐波,将电力系统中常有的3次谐波含量限制在1.0%以内,再加上电源中高次谐波的含量低,因此很容易将5次、7次谐波限制在0.3%和0.1%以内,此时谐波对介质损耗因数测量的影响可忽略不计。2.4.2次电压波动时角差pt本系统采用母线PT二次测量端子抽取电压作为标准比较信号,该信号随PT二次负载的变化会引起相应的角差变化,从而引起介质损耗角的测量偏差,甚至出现负值。在实际运行中,运行电压、频率以及负载的变化均会引起PT相角差有较大的改变,其中测量角差的误差主要由激磁支路引起的空载误差和负荷支路引起的负载误差组成,相角差每变化1′就会引起介质损耗因数0.029%的误差。电网频率一般在49.5∼50.5Hz内变化,在这一范围内角差的变化小于1′,对在线监测数据的影响不大。随着一次电压的增加,铁心的工作磁通密度相应增加,由于铁心的磁特性非线性,空载角差呈非线性变化,在0.8∼1.2倍额定工作电压范围内由空载阻抗引起的空载角差变化也小于1′(见图6),而现场母线一次电压波动不会超过±10%,因此一次电压的变化对角差的影响也不大,可以忽略。图6中λ为角差,UN为额定电压。2.4.3高频脉冲测量系统本系统中这一环节可以达到相当高的准确度,系统采用12MHz的高频脉冲进行测量,系统的分辨率可高达0.0025%,可以说这一环节在tanδ的测量中几乎不会产生额外的误差。2.4.4拉格尔内拉格尔内最大的时延在过零点比较法中需要许多门电路完成逻辑转换,它们会产生一定的时延,但一般来说门电路的时延都在纳秒级,各级门的总时延也不会超过lµs,因此它们在tanδ的测量中产生的误差不会超过0.03%。2.4.5试验过程中测试误差较大时造成的错误,若过零比较器的失调电压较高,则比较器的翻转时刻与实际过零时刻将有差别,并且这种差别与信号的大小有密切关系,信号较小时误差较大,信号较大时误差较小,因此在不同的电压下进行试验时所得到的结果差别较大,这也是实际中经常遇到的问题。为消除这种误差,必须尽可能减小比较器的失调电压,同时还应对输入信号作适当的放大。2.4.6信号零误造成的测量误差本介损测量系统从原理上讲应在标准的工频正弦波下进行tanδ的测量,通过捕捉基波过零点实现相位和时间的转换。但在实际的tanδ测量中常会由于零点漂移和波形畸变而导致信号过零点的偏移,以致产生测量误差。当系统接地不当时会发生信号零点漂移以致出现交流信号正半周和负半周不相等的情况。如果两路信号的零点偏移程度不同,就会产生极大的测量误差,这可通过采用正确的接地方式(如接地线不宜过长、接地线不成回路等)来解决。2.4.7油纸粘连中带风压法由于被测设备周围环境每天都有周期性的变化,而绝缘介质的损耗因数会受到环境的影响,周围环境温度对介质损耗因数在线监测的测量结果有较大影响。在一天之内测量值随温度呈周期性变化,白天随温度上升而增大,夜晚随温度下降而减小;在一年之内一般夏季测量结果最大,冬季最小。研究表明,一般在-40∼60℃的温度范围内油纸绝缘的tanδ没有明显变化,而超过60℃时tanδ便随温度的上升而增加。大量停电试验和专门针对介质损耗因数和温度关系的试验数据统计表明,绝缘状态良好时电容型设备的介质损耗因数与温度没有明显的关系。长期湿度过高容易引起绝缘受潮,从而使tanδ变大。这是因为如果空气相对湿度较大,会使绝缘表面有低电阻导电支路,从而对tanδ的测量形成空间干扰。综上所述,为尽量减小温度和湿度变化对介质损耗因数监测值的影响,在通过介质损耗因数对设备绝缘状况进行绝缘诊断时应采用相对比较法,通过对处于同一环境中、同一母线下的其它同类型设备之间的介质损耗因数进行比较来判断被测设备是否发生故障。此外还应采用趋势分析法,绘出被监测设备的监测数据随时间变化的曲线,并对其变化趋势进行分析,同时应监测温度、湿度随时间的变化。若监测数据在整体上呈现出缓慢而持续性增长的趋势,则设备可能存在潜伏性故障;若监测数据在一定范围内的变化趋势与温度、湿度的变化趋势一致,则说明监测结果的变化是由外界温度、湿度变化引起的。3政府机构设计西林电桥法是离线测量介质损耗的有效方法,通过与其对比试验可以检验本文方法的准确性,其原理如图7所示。利用电桥平衡原理,当通过检流计的电流为零时电桥平衡,从而测得试品介质损耗因数为笔者在实验室搭建了介质损耗测试电路,通过改变与被测电容串联的电阻值得到不同电容值的试品,用本文方法与西林电桥法进行对比试验,试验结果如表1所示。4基