绝缘在线监测与诊断on-linemonitoringanddiagnosticsforinsulation
为提高电工设备运行可靠性，判断设备寿命和及时发现早期故障，对电力系统中运行的各种电工设备的绝缘状况进行的实时检测与诊断。监测与诊断的主要内容包括：自动连续检测流过绝缘的电流、介质损耗角正切(tgδ)、局部放电、绝缘油中含有的气体、发电机过热点、高压断路器和SF6全封闭组合电器，以及电力系统的全工况等。这是20世纪70年代以来逐渐发展起来的，是电子计算机和光电子学在电力工程中应用的结果。由于电工设备的事故大多是绝缘事故，所以绝缘在线监测与诊断不仅在发电厂、变电所的全工况监控中占有重要地位，而且在整个电力系统的综合自动化调控系统中也占有重要地位。
在线监测与诊断技术是以设备及其群体为对象，建立在检测技术、信号处理、识别理论、预报决策以及计算机技术等多种现代科学成就基础上的一门新技术。其主要步骤如下：
信号检测→特征提取→状态识别→诊断决策①信号检测：按不同诊断目的选择最能表征工作状态的信号。一般将这种工作状态信号称为初始模式。②特征提取：又称信号处理。将初始模式矢量进行维数压缩和形式变换，去掉冗余信息，提取故障特征，形成待检模式。③状态识别：将待检模式与样板模式（故障档案）相比较，进行状态分类。为此要建立判别函数，规定判别准则，并力求使误判率最小、故障漏判率为零。④诊断决策：根据判别结果采取相应对策。电工设备绝缘的在线监测与诊断同一般非电机械的诊断不同之处在于信号检测常是位于高电位下，且有强电磁场的干扰，所以需采用光电技术隔离高电位，并设法解决电磁干扰问题，包括用光导纤维传送信号或采用电磁屏蔽技术。
绝缘电流监测与诊断高压电工设备的电容式套管和电容式电压互感器（见互感器）等设备具有电容式绝缘，其正常状态下的等值电路由电容-电阻链组成。当有绝缘缺陷时，则绝缘电阻已不能忽视。无论绝缘缺陷是处于早期或是已充分发展，均可由电流作为监测对象灵敏地反映出来。测量三相系统中3个同类设备的电流总和，可将流过正常绝缘的电流补偿掉，从而提高测量的灵敏度。此外，还需设法补偿掉邻近设备的感应电流。测得的信号送入计算机，以实现在线监测与诊断。
介质损耗角正切的监测与诊断利用电桥法可实现对介质损耗角正切的在线监测。用低压电容作为比较用的标准电容，通过电压互感器与电力系统相连。采用微处理机可实现电桥调节平衡的自动化和数据定时采集等功能。由于经常调节电桥触点，长期监测需保证其运行的可靠性，是其缺点。数字化测量法采用tgδ数字化测量仪，避免了调节平衡的复杂过程。基本原理是通过相位比较器，利用脉冲计数直接求得两个正弦电信号之间的相位差。被测设备的电压信号由高压标准电容取得。利用特殊的自动平衡电路以减少相位比较器的飘移。通过相位比较器测得数据后采用脉宽调制转换为光脉冲，再经过光导纤维传送到接收部分，然后又还原为电信号，最后实现数字显示。利用光纤技术，接收部分可以直接处于高电位，而且避免了电磁干扰。当电压信号从电压互感器取得时，需利用软件修正互感器的角差。通过对监测到的tgδ值与过去测得值、一般经验值以及标准规定值的对比和判定，可对绝缘作出诊断。
局部放电的监测与诊断较大的局部放电是电工设备绝缘开始老化的征兆。70年代以来，对它的监测和控制越来越重视。检测局部放电有两种方法：脉冲电流法和超声法。前者用于测量放电电流脉冲；后者用于测量放电造成的超声压力波。脉冲电流法灵敏度高，但难于与设备外部电晕等放电现象造成的电磁干扰相区别。超声法抗电磁干扰性能好，采用几个超声传感器还能对放电定位。但由于声波在设备内部绝缘中的吸收和散射，灵敏度不如脉冲电流法高，而且易受机械振动（如风砂敲击设备外壳、铁心电磁振动等）的干扰。在线监测系统综合采用脉冲电流法和超声法，并采用光纤传输信号以克服干扰影响，从而提高监测的灵敏度和可靠性。以某500千伏变压器的监测装置为例，其原理是，从电容套管末屏和中性点接地引线测得局部放电产生的脉冲电流信号。紧贴油箱外壁装设5个压电超声传感器，检测局部放电造成的超声信号。而单独出现的脉冲电流信号或超声信号都是外部干扰。根据各超声传感器测得信号的时间差，还可确定放电的部位。自动监测仪还定期发出模拟局部放电的信号，送回传感器，以检查传感器和传输系统工作是否正常。每天放电次数的增加，特别是放电超过1000皮库的数目的迅速增加，就说明绝缘在快速老化。许多国家规定，正常变压器的局部放电量标准是不超过100～300皮库。
绝缘油中气体的监测与诊断油浸电工设备如变压器中发生局部放电或过热故障时，油和纸都会析出气体。例如，局部放电时会分解产生H2、C2H2、CH4、C2H4等；发生过热故障时绝缘油会热分解出H2、CH4、C2H4等；绝缘油和绝缘纸、纸板等植物纤维制品会分解产生CO、CO2、H2、CH4、C2H4等。多年经验证明，这些气体量的变化相当可靠地反映出绝缘的状况，以及是否能再继续运行。所以采用气相色谱仪分析油中溶解的气体含量不仅能判断早期故障，还能判断故障的类型和程度。由于上述各类故障都会产生H2，所以连续监测油中的H2含量就能判断早期故障。利用高分子膜(聚酰亚胺膜或聚四氟乙烯膜)的透气性，从油中抽取所溶解的H2，然后用气敏元件检测、记录，并于超过某一限值时报警。为判断故障类型，还需发展能监测更多种气体的连续监测仪，例如能监测H2、CO、C2H2、C2H4等4种气体的仪器。用聚四氟乙烯膜抽取油中的气体，再用高分子膜分离出H2，H2可用气敏元件监测，其余气体用空气作载体送入简易气相色谱仪分析。利用诊断单元进行的在线诊断如图1所示。
data/attachment/portal/201111/06/150603947eeev8eze7veuw.jpg绝缘在线监测与诊断
发电机过热点的监测与诊断发电机定子或转子发生故障之前，通常是先出现由于电应力或机械应力引起的某种形式的发热。对现代气体冷却发电机，高电压和氢气的潜在爆炸危险是对发电机进行过热点在线监测与诊断的主要原因。早期报警可对设备进行检修，这种短暂停机的小修可以防止需要几周时间的长期停机的大修，或者防止机组发生重要大事故。
美国环境公司在一些发电厂安装了他们开发的发电机状态监视系统(GCM)。其工作原理是，通过监视器的氢气流含有低电平的离子源，在发电机正常运行状态下监视保持着稳定的检测电流。若过热点发展，在氢气中含有发热的材料产生的微粒时，粒子就收集在离子室内，并且检测电流将按粒子集中的比例而发生变化。这就提供了故障趋势或根据记录进行报警。80年代后期，这种检测形式又有发展，用各种“标记”化合物涂在发电机的内部和各元件上，既可以检测过热，又能鉴别实际发热点的位置，为检修工作寻找潜在的故障点提供方便。
高压断路器和SF6全封闭组合电器(GIS)的监测与诊断高压断路器和GIS是变电所的两大基本设备，它们的安全运行是整个变电所和全电力系统安全运行的基础。对于高压断路器的电容式套管的监测与前述电容式套管和电容式互感器的监测相同。对于开关油的监测则与变压器油的监测相似。至于现在广泛应用的六氟化硫断路器，其套管的监测同前，而SF6气体的监测与GIS的气体监测相似。由于GIS结构上的特点，发生故障后难于寻找故障点，而且检修停电时间又长，所以各国都很重视它的在线监测与诊断。监测的项目也比其他设备要求齐全，一般包括:①盘形绝缘子等有机部件的局部放电；②SF6气体的成分及所含水分；③SF6气体的压力；④开关动作；⑤故障定位。对后者的监测采用电信号法和声传播法等。
全工况监控系统电力设备和电力系统向大容量、高电压、大系统的发展，给自动在线监测与诊断提出了更高的要求。80年代以来，变压器、开关设备等的少维修、免维修，以及发电厂、变电所的综合自动化和无人值守，更要求在线监测向多参量、全工况发展，而且不仅是对绝缘进行监测，还要求对与绝缘有关的温度（如最热点），以及其他参数和状态进行监测，并逐步实现智能化。绝缘在线监测与诊断已经与其他项目的监测与诊断有机地结合在一起，形成智能化的全工况监控系统。
随着电子计算机的广泛应用，传统的模拟式信号测量与传输将要发展为数字式遥测。信号传输通过硬线联结的集中式继电器保护系统将要转变为以软件编程为主的计算机分级监控保护系统，在电网调度中心的统一监控下，组成多级的智能化的远方终端方式，而各电工设备本身则附有各自的微机在线监测与控制装置。这样，系统的各级都有不同程度的智能化的功能完善的控制和保护系统。这种系统不仅起到传统的控制保护作用，而且还可进行系统的负荷、潮流的最佳分配，可对各种电工设备的工作状态进行监测，预测可能发生的故障，预测设备的寿命等等。这样的系统被称为电力系统的第三代监控保护系统（SupervisoryControlandDataAcquisition，SCADA）。这些新技术的开发和应用，在以安全第一为宗旨的电力系统中虽然还是谨慎、缓慢地进行着，但其发展的趋势是清楚的。所以随着电力系统自动化的发展，绝缘在线监测与诊断技术及其装置，虽然有些仍然独立存在，但有些则日益与电力系统的综合自动化和智能化监控相结合，形成电力系统的智能化的在线监控系统。在上述变电所的全工况监控系统中，还设置了工业电视及传感器，以监视设备现场的外观状态。基层监控箱经过光导纤维通道与变电所主控室的主计算机联接。主控室实现人机对话，有各种输入输出设备，定期从各设备监控箱读取数据，并向上一级控制中心发送数据和各种处理后的信息。主控室的计算机系统有更强的智能化功能，除处理本变电所的信息外，还与电力系统的上一级调度中心进行联系，以实现全系统的综合自动化调控。