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该台变压器的铜油温差为20K,根据热点温度模拟计算法,热点系数选择1.3,则模拟计算的热点温度=顶层油温(油温计测量温度为81.6℃)+热点系数×铜油温差,为107.6℃,计算的热点温升为107.6-27.3=80.3K。
标准[4]中规定了顶层油温升限制为60K,但没有规定热点温升限制,标准[8]则规定了热点温升限制为78K。
5.3.2 绕组温度分析
从测量结果看,第二、三个线饼间的温度高于第四、五线饼间的温度;相同位置不同绕组的测量温度较为接近。
因为绕组热点温度是变压器负载的最主要限定因素, 应尽力准确测出[3],标准[4]中提出“由于热点的位置很难预先准确确定,加之油流的随意变化,各不同位置的温度也会随之变化,因此最好同时用多个传感器”。由于在2、3饼之间各放置了1个传感器,为了更加准确的评估变压器的绕组热点温度,因此传感器数量有必要增加,以测量出绕组可能存在的更高温度。
5.3.3 顶层油温测量结果比较
采用传统的Pt100油温计与采用光纤光栅技术测量的油温比较如图12所示,可看出当温度稳定之后:
(1)光纤测量的两个顶层油温非常接近,相差0.2℃;
(2)Pt100油温计测量的两个顶层油温相差2.3℃,最大值比光纤测量温度差大约0.5℃。Pt100油温计2在5:00-5:30时间段,温度突变9.4℃,判断可能存在测量故障。在变压器投运不久,该Pt100传感器果然出现故障,并更换。
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一、引言随着我国经济的发展,电力系统正在朝着超高压、大电网、大容量、自动化的方向发展,一旦发生事故便会对国民经济造成巨大损失。如何对正在运行的电力设备进行在线监测并进行安全预测和温度变化趋势分析?如何通过实时数据对设备质量、运行环境、运行方式、设备老化、负荷不平衡等进行科学分析?这些都是电力系统中迫切需要解决的问题。传统的红外测温仪、红外成像仪、感温电缆、热电阻式测温系统等只能对电力系统的局部位置进行测温,无法为安全、经济运行、高效检修提供科学依据。而分布式光纤测温系统能够实现多点、在线的分布式测量,实现了运行设备的实时在线监测,有效地解决了长期以来现
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