Лучший производитель средств измерения температуры для подстанций

Зачем подстанциям необходимо измерение температуры
В различных звеньях энергосистемы имеется большое количество точек подключения., включая поколение, трансформация, трансмиссия, распределение, и использовать. Эти точки подключения имеют высокое или низкое контактное сопротивление по разным причинам., что приводит к повышению температуры в точках контакта.. Во время работы, эти точки подключения еще больше увеличивают контактное сопротивление из-за механической вибрации., перегрев окисление, расширение и расслабление, поверхностная коррозия, и другие причины, что приводит к локальному нагреву и даже дуговому разряду в местах соединения., в конечном итоге приводит к повреждению электрооборудования, отключение электроэнергии, несчастные случаи при пожаре или взрыве, серьезно угрожает экономической и безопасной эксплуатации энергосистемы.

На станции много точек вывода электрооборудования., от десятков до тысяч. Temperature detection of indoor and outdoor lead points is the most time-consuming and laborious task for the operation management department. When using color changing temperature measuring patches or infrared thermometers for detection, the effectiveness is greatly affected by the surface shape and degree of contamination of the tested object. This reliance on a large amount of manpower for detection has certain limitations, low automation level, and more importantly, the heating situation of electrical equipment inside the cabinet and unmanned substations cannot be detected in a timely manner, which poses great accident hazards.

В производстве, Аварии, вызванные перегревом точек подключения электрооборудования, составляют большую долю от общего числа несчастных случаев, связанных с электрооборудованием. При несвоевременном обнаружении, Такие скрытые опасности будут представлять большую угрозу для безопасного энергоснабжения. Для своевременного обнаружения скрытых опасностей и предотвращения несчастных случаев, Необходимо реализовать онлайн-мониторинг температуры в режиме реального времени и интеллектуальную сигнализацию для каждой точки подключения электрооборудования.

Во время работы подстанции, the temperature of electrical equipment fluctuates accordingly with changes in its load, и с другой стороны, it may exhibit abnormal changes due to equipment aging or defects. Сейчас, методы управления работой подстанций в энергосистеме в основном основаны на контроле температуры электрооборудования, например соединений, Трансформаторы, и реакторы для управления работой подстанций. Когда температура электрооборудования достигает установленного верхнего предела управления., следует уменьшить нагрузку или прекратить работу. После того, как температура электрооборудования медленно падает, операцию следует возобновить, что приведет к масштабной и длительной остановке передачи и снабжения электроэнергией.. За состоянием самого электрооборудования, часто проводятся регулярные проверки и техническое обслуживание, чтобы гарантировать его адаптируемость к работе подстанции.. Недостатком данного режима работы и управления является невозможность анализа причин повышения температуры электрооборудования., что приводит к неправильной оценке коэффициентов повышения температуры без нагрузки., несвоевременное устранение факторов старения или дефектов электрооборудования, что приводит к длительной работе оборудования на низком уровне и увеличению частоты отказов в работе подстанций.. Это не только серьезно влияет на операционную эффективность, но также приводит к расширению ареала неисправности и экономическим потерям., и склонен к серьезным авариям; Во-вторых, электрооборудование находится в состоянии пассивного управления, часто обнаруживаются и устраняются только после серьезных сбоев оборудования., и техническое обслуживание необходимо проводить в состоянии полного или частичного останова подстанции., что также приведет к потерям энергоподразделения и потребителей; В-третьих, мониторинг изменений температуры в электрооборудовании часто достигается путем ручных проверок., что затрудняет своевременное обнаружение и устранение повышения температуры оборудования., а также ставит под угрозу надежную работу подстанций.

Недостатки инфракрасного измерения температуры на подстанциях

Инфракрасный тепловизионный детектор для подстанций обычно состоит из оптической системы., фотоприемники, системы усиления и обработки сигналов, блоки отображения и вывода, и так далее. Обычно он портативный для обнаружения. Во время использования, инфракрасный термометр должен быть портативным. Для наружного открытого оборудования, на пути обнаружения нет препятствий, и эффект хороший. Однако, для внутреннего оборудования (например, трансформаторы для абонентских станций, заземляющие трансформаторы, конденсаторные батареи), из-за наличия ограждений и оборудования, расположенного у стен на пути обнаружения, невозможно эффективно обнаружить различные части оборудования, и некоторые дефекты не могут быть обнаружены своевременно, часто приводит к “серый” область.

Преимущества флуоресцентные датчики температуры на подстанциях

Тем волоконно-оптическая система измерения температуры на подстанции можно контролировать легко нагревающиеся части внутри распределительного устройства в режиме реального времени, и при использовании совместно с системой охлаждения и вентиляции распределительного устройства., он может всегда поддерживать температуру внутри шкафа в допустимом диапазоне; Установка оптоволоконного зонда на кабельном соединении внутри шкафа, дуговой экран первичной вилки кабины выключателя, или термоусадочная втулка статического контакта может контролировать его температуру в режиме реального времени, and detect and take measures early before it evolves into an accident.

Волоконно-оптический датчик температуры, Интеллектуальная система мониторинга, Производитель распределенного оптоволокна в Китае