[发明专利]电流互感器气压温度在线监测诊断方法、装置及存储介质

说明书

本发明提供一种电流互感器气压温度在线监测诊断方法、装置及存储介质，该方法包括：采集电流互感器内气体压强值和壳体温度值；计算电流互感器内的气体分子摩尔密度值；将所述气体分子摩尔密度值转换为预设温度值的等效气压值；对所述等效气压值进行持续监测，并根据设定的诊断阈值，对设备状态做出诊断；另提供了基于移动极差、相间气体分子摩尔密度不均衡度对电流互感器设备状态诊断。通过本发明提供的技术方案，实现在线对电流互感器进行24小时不间断监测，能够评估电流互感器设备的运行和故障状态，预防事故发生，对设备运行和故障状态的实时监控提供了一种切实可行的手段。

技术领域

本发明涉及电流互感器在线监测诊断技术领域，尤其涉及一种电流互感器气压温度在线监测诊断方法、装置及存储介质。

背景技术

现有电力系统中运行着大量的充油电器设备，包括变压器高压套管、电流互感器、断路器等少油设备，在变电站的运行过程中，电力少油设备的绝缘状态、内部机构的运行状态对电力系统的安全、稳定运行具有至关重要的意义。然而这些设备会因制造、检修、维护不当及油质劣化等原因引起故障，爆炸及火灾等恶性事故时有发生，影响了电网的安全稳定运行和供电可靠性。

目前，变电站对这类设备的维护一般采用人工巡测，少部分会结合绝缘在线监测。所述人工巡检即利用运行人员巡检和试验人员定期抽检。传统的检测分析方法包括采用超声局放、红外测温、油色谱分析等。但近年来随着电压等级的不断提高，设备容量的增大，传统的离线预防性试验的方法已经无法满足现代大型电力设备安全运行的实际需要，很难真实的反映各类套管、电流互感器等设备在运行条件下的绝缘状况。由于预防性试验是按固定的周期进行的，不能及时发现、及时跟踪、及时检修，具有极大的局限性。

传统的维护方法主要包括日常检测和停电检测。其中日常检测包括部件检查与发热检测；停电检测包括绝缘电阻测量、极化系数测量、电容和介质损耗因数测量、局部放电测量、变压器油的检查(电流互感器可带电取油)。

日常维护中的部件检查一般检测是否漏油、金属件防腐检查、瓷套外观检测、接地状况检查，对于电流互感器，还需检查膨胀器的伸缩量，以确定油位情况。发热检测对于发现少油设备的热缺陷及过热点非常有效，可以发现接触点接触不良问题造成的过热或者局部缺陷造成的温度过高。

少油设备在投运前及运行后每隔几年都会定期停电进行绝缘性能测试，来判断少油设备的绝缘状况；与此同时，在停电检修周期同样会对油中气体含量、水分含量进行测量，目前油中溶解气体的分析与检测仍是充油电气设备故障诊断的方法之一。

目前采用的常规方法虽然能检测出部分故障，但对于故障的早期诊断效果较差，现场进行局部放电试验效果也不理想，电流互感器也无法进行带电取油分析，当色谱分析数据异常需取样跟踪时显得更加困难。与此同时，周期性的检测也无法预防突发性事故。

变压器高压套管、电流互感器等少油设备中，处于密封状态的绝缘油在运行过程中因为绝缘损坏等其它原因影响会产生分解，而释放出一定量的气体，电流互感器的绝缘油是由天然石油经过蒸馏、精炼而获得的一种矿物油，是由许多不同分子量的碳氢化合物所组成的混合物，包括烷烃、烯烃、环烷烃、芳香烃等；当设备内部存在放电性或过热性故障时，会产生H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2等特征气体，所产生的气体既有溶解于油中的，也有释放到油面上的，由于电流互感器为密封结构，油面上的气体逐渐累积，气体压力增大作用在液体绝缘油上，造成油压逐渐增加，长时间积累，在腔体内形成了一定的气压，严重时会引起喷油甚至爆炸。目前对于特征气体的检测主要包括两种方式：油气谱分析、压力监测。而油色谱分析一般采用人工取样的方式，定期监测少油设备油中溶解的乙炔、氢气、总烃的含量，但此方法周期比较长，无法发现两次检测间隔之间的出现的异常，存在安全隐患。

发明内容

本发明主要目的是提供一种电流互感器气压温度在线监测诊断方法、装置及存储介质，旨在解决现有电流互感器气体压强温度监测以及故障诊断的问题。