2.2 国内外技术与产业发展现状

传感器作为电网运行状态信息采集的前端器件，是智能电网实现自动检测和自动控制的首要环节，用于实时监控电网电量运行状态，及时发现故障，自动处理故障，保障电网安全可靠运行。

目前国内外电网系统中已经采用了大量的传感器技术，在保障电网系统正常运行中起到非常重要的作用。随着以特高压电网为骨干网络和以各级电网为分区的电力网络的形成，风力发电、太阳能发电、燃料电池发电等分布式可再生能源发电资源数量的不断增加，电力网络跟电力市场、用户之间的协调和交换越加紧密，电力系统运行环境日趋复杂，对整个电网运行的安全性、可靠性、智能化提出了越来越高的要求。而传感器技术作为实现智能电网的关键技术之一，其技术水平也在不断地发展。电网中传感器主要用于电量监测、电网中设备状态信息监测、电网运行环境监测等。随着智能电网的发展，世界各国逐渐将更先进的传感器技术及传感网技术运用到智能电网中来。

2.2.1 电网中电量监测传感技术

电网中对电量监测是必须的，主要检测电压、电流、相位、功率因数、频率、有功功率及无功功率等重要高压交直流电学量。下面重点介绍电网中应用最为广泛的电压互感器和电流互感器技术。

1.电压监测传感技术

（1）电磁式电压互感器 电磁式电压互感器是电网中应用较早、使用量较大的一类传感器。电磁式电压互感器是一个带铁心的变压器，它主要由一次绕组、二次绕组、铁心和绝缘部件组成。当在一次绕组上施加电压时，在铁心中就产生磁通，根据电磁感应定律，则在二次绕组中就产生二次电压。改变一次或二次绕组的匝数，可以产生不同的一次电压与二次电压比，这就可组成不同比例系数的电压互感器。

这种电磁式电压互感器的优点是应用广泛，在线性范围内测量准确度高、制造工艺成熟和试验校验规范，在很长时间内满足了电力系统测量要求。其缺点是不适于高压大电流测量。主要问题包括：

1）磁路饱和问题。电磁式电压互感器采用的铁心线圈结构在大电流情况时存在磁路饱和现象，测量精度大幅度地下降。此外，铁心线圈还会导致铁磁谐振和磁滞效应等问题的出现。

2）测量频带问题。测量原理决定了对低频率分量测量的不准确，不能测量非周期分量和直流电流。而非周期分量是故障情况下重要的电压分量。

3）动态响应问题。电磁式电压互感器的铁心对高频信号的响应特性较差，对高压线路上的暂态过程不能正确反应。

4）绝缘安全问题。电磁式电压互感器的绝缘结构复杂，随着电压等级的提高，为了保证绝缘安全性，绝缘部件成本将大幅度提高。

5）体积和重量问题。随着电压等级的提高和绝缘问题的解决，设备的体积增大、重量加大、成本增加。

（2）阻容分压型电压互感器 随着电网中运行电压的不断提高，在传统电磁式电压互感器的基础上发展出了阻容分压型电压互感器。

1）电阻分压型电压互感器。电阻分压型电压互感器由电阻分压器、传输系统和信号处理单元组成。电阻分压器由高压臂电阻、低压臂电阻和过电压保护的气体放电管构成，其作为传感器将一次电压按比例转换为小电压信号输出。其关键器件是电阻，电阻的选择主要考虑阻值稳定性、耐压和阻值大小等因素。电阻分压型电压互感器的相位误差主要受到杂散电容的影响，幅值误差主要受到温度变化和电阻阻值变化的影响。

电阻分压型电压互感器多用于35kV以下的测量，在更高电压等级下，电阻元件的热稳定性难以满足要求。

2）电容分压型电压互感器。电容分压型电压互感器由电容分压器、传输系统和信号处理单元组成。目前主要采用多个电容器叠置串联而成的电容分压器，其等值电容受到对高压部分的寄生电容和对地寄生电容的影响。电容分压器作为传感元件存在着暂态过程中瞬变响应不佳的问题。

3）基于电光效应的光学电压互感器。

①基于Pockels效应的光学电压互感器。基于Pockels效应的光学电压互感器是目前研究最广泛的光学电压互感器。Pockels效应是指某些晶体在外加电场作用下其折射率发生变化，使通过其中的某一方向偏振光产生电光相位延迟，且延迟量与外加电场成正比。利用检偏器等光学元件将相位的变化变换为光强的变化即可实现对外加电场（或电压）的测量。具有Pockels效应的晶体称为Pockels晶体或线性电光晶体。常用的有硅酸铋（BSO）、锗酸铋（BGO）等。

根据电光晶体中通光方向与外加电场（或电压）方向的不同，基于Pockels效应的光学电压传感器可分为横向调制光学电压传感器和纵向调制光学电压传感器。所谓横向调制光学电压传感器，是指晶体中通光方向与外加电场方向相互垂直的传感器，如图2-8所示。图2-8a所示为透射式横向调制光学电压传感器，图2-8b所示为反射式横向调制光学电压传感器。纵向调制光学电压传感器是指晶体中通光方向与外加电压方向一致，如图2-9所示。图2-9a所示为透射式纵向调制光学电压传感器，图2-9b所示为反射式纵向调制光学电压传感器。

横向调制式的半波电压（半波电压是指由Pockels效应引起的双折射两光束产生π相位差所需的外加电压）与晶体的尺寸有关，改变尺寸可以调整半波电压的大小，所加电场方向与通光方向垂直，使用方便。其缺点是存在自然双折射引起的附加相位延迟，并且后者随晶体温度的变化而变化，影响传感器工作的稳定性，易受外电场干扰，需采取措施克服外电场影响。

纵向调制式是传光方向与电场方向一致的一种调制方式，半波电压只与晶体的电光性能有关，而与尺寸无关。增加晶体的长度虽可以增加相互作用的长度，但晶体长度的增加削弱了电场，导致电光效应减少，彼此抵消。根据两点间电位差就是电场强度沿任意路径的线积分的定义，两电极之间的电压与电场的分布无关，因此，这种调制方式可排除极间外电场的干扰及杂散电容的影响。缺点是：由于纵向调制的通光方向与外施电压方向一致，需要透明电极，因此其制造工艺较为复杂。

对基于Pockels效应的光学电压互感器来说，影响其稳定性的主要问题是：Pockels晶体在生长、加工和退火过程中，其内部会产生残余应力，使用中环境条件会使晶体受到外界应力的作用，这些都能在晶体内部引起应力双折射，且在晶体内部随机分布，随温度变化而改变，使光学电压互感器受温度影响较大，稳定性较差；电光晶体的电光系数是温度及波长的函数，且LED的发光波长亦随温度而变，电光系数随温度和波长的变化直接影响电压传感器的稳定性；光学电压传感器是利用光学胶将传感材料和其他光学元件（如四分之一波长延迟器、起偏器、检偏器等）粘接在一起构成的，温度的变化会影响光学元件的工作特性及相互间的定位，进而影响电压传感器的稳定性；电工绝缘材料、光电转换器件及相应的信号处理电路的工作性能也会因环境温度变化而老化等原因产生漂移，从而影响电压传感器的稳定性。

②基于逆压电效应的光学电压互感器。该电压互感器采用石英晶体等压电材料做传感头。当压电晶体受到外加电场作用时，晶体除产生极化现象以外，形状也发生微小变化，即产生应变，且电场强度与应变在一定范围内存在线性关系，这种现象称为逆压电效应。若将逆压电效应引起的晶体形变转化为光信号的调制并检测光信号，则可实现电场（或电压）的光学传感。

如图2-10所示，压电形变由缠绕在石英晶体上的椭圆芯双模光纤感应，光纤产生了长度及折射率等参数的变化，调制出一个光学相位差。通常采用干涉法，将相位差转化为光强的变化进行间接测量。

优点：基于逆压电效应的全光纤OVT信号的传输和检测都用光纤，不需要自聚焦透镜、起（检）偏器、波片、电光晶体等光学元件，因而加工工艺大大简化。石英晶体良好的性能（高绝缘强度、低介电常数，压电常数和介电常数受温度的影响很小），使系统的抗干扰能力大大增强。这种传感器的结构更简单，体积更小，重量更轻，能集成在GIS等高压设备中，便于智能化。

缺点：需要特种光纤，且信号解调较为复杂。

2.电流监测传感技术

电流互感器是电力系统电能计量和保护控制的重要设备，是电力系统电能计量、继电保护、系统诊断与监测分析的重要组成部分，其测量精度、运行可靠性是实现电力系统安全、经济运行的前提。电流互感器分为电磁式、阻容分压型和光学型三类，其分类方法与电压互感器类似。

随着电力系统中电网电压等级的不断提高、容量不断增加，传统电磁式电流互（传）感器暴露出了严重缺陷和安全隐患：绝缘结构复杂，不能用于测量直流输电系统磁饱和（将产生大的测量误差），铁磁谐振，有油，易燃易爆，体积大，重量重。而电子式电流互感器没有磁饱和、铁磁谐振等问题，无二次开路高压，无易燃易爆危险，具有绝缘结构简单，测量频带宽，动态范围大，结构紧凑，体积小，重量轻，适应电力系统自动化、数字化要求等优点。近年来，随着电力系统容量的增加，电网运行电压的等级也越来越高，一方面传统的互感器在造价、性能上已很难满足电网发展的要求；另一方面，超高压、特高压电网的发展对研发新型的电子式互感器提出了迫切的要求。同时，随着变电站自动化和网络通信技术的飞速发展，IEC 61850标准体系的颁布和推行，传统的变电站已逐渐向数字化变电站过渡。电子式电流互感器作为数字化变电站的基础和重要的组成部分，其发展和应用受到了广泛的关注。

和传统的电磁式电流互感器相比, 光学电流互感器具有明显的优点：绝缘性能好，重量轻，便于运输和安装，结构简单，易于维护，代表着电流互感器发展的最新动向。国外对于光学电流互感器的研究已有40多年的历史，投入了较多的资金和人力，不断推进光学电流互感器的发展，相关行业的一些大公司已迈向产品化、市场化的道路。

ABB公司研制的监测、保护超高压串联电容器组电流的电子式电流互感器已经集成到了一次高压开关设备中，大大减少了变电站设备的占地面积，增强了设备的可维护性，降低了变电站的运行成本。这种集成了新型光学式电压、电流互感器的智能化开关设备已在德国、瑞典和法国等国家的110kV变电站投入运行。美国的Photonic Power System公司已经初步将A-D采集式电流互感器产品化。光学电流传感器在美国、芬兰等国变电站中得到较为广泛的应用。法国阿尔斯通（Alstom），日本东京电力公司、东芝公司也有研究。

国外的电流互感器见图2-11。

在光学电流互感器研究方面，我国较国外起步晚，仅有为数不多的变电站使用了一些光学电流互感器。国内的电流互感器，尤其是大电流互感器技术，落后于国际水平。由于国内的大电流互感器技术相对不够成熟，国内风电整机厂商在采购大电流互感器时，大多数会选择进口产品。由于进口产品的价格往往高于国内产品的价格，这在一定程度上增大了生产成本压力。而在小电流互感器技术方面，国内的技术水平与国际水平已没有多少差距。另外，我国特高压电网的发展也对研发新型的光学电流互感器提出了迫切的需求。在2009特高压输电技术国际会议上，国家电网公司提出中国要全面建设统一的“坚强智能电网”的目标。这对智能电网的“眼睛”——电流互感器提出了信息化、数字化的要求。国内清华大学、燕山大学、大连理工大学研究有源电子式电流互感器（ECT），华中科技大学、哈尔滨工业大学、上海大学、重庆大学进行磁光式ECT的研究，中国航天科工集团公司（简称航天科工）三院三十三所进行全光纤电流互感器的研究。中国科学院西安光学精密机械研究所研究出了智能电网用全光纤式电流互感器，500kV电压等级下精度达0.2等级。

国内电子式电流互感器如图2-12所示，国内外研制及生产电子式电流互感器的部分单位目前所达到的水平见表2-2。

2.2.2 电网状态量监测传感技术

电网中电气设备由绝缘材料、导电材料、导磁材料及结构材料构成。绝缘材料大多为有机材料，在运行中，由于受到电、热、机械及环境等各种因素的作用，容易逐渐劣化，造成设备故障，引起供电中断。为了及时发现和排除故障，减少和避免事故的发生，长期以来，一般采取定期预防性试验和检修方式来排除故障。但应对设备运行中的突发性事故常常措手不及，造成惨重损失。而且定期计划维修也存在一定程度的盲目性和强制性，缺少针对性和科学性，常对设备的稳定造成干扰。因此，目前正在发展以状态监测和故障诊断为基础的状态维修。状态监测与故障诊断技术采取对潜伏性故障进行早期、连续监测，与离线检测相结合，采用各种传感器技术，及时提取各种即使微弱的信息，通过应用现代分析、电子和计算机等技术，进行信息处理和综合分析，预测设备可能发生的故障，以做到预知维修和有效维修，对电力设备在运行状态下进行连续或随时在线监测与判断，保证电力设备的安全运行。

智能电网系统中，为了实时了解电网运行的各种状态信息，需要建立一个由各种先进传感器构成的传感网络，实现电网设备间的互动，提高电网控制系统的智能程度，通过设备在线监测和故障诊断技术，使设备可以根据电网状态自主决定是否动作、如何动作。在电网主网安全运营的基础上，分析配网运行状态，利用转供电等手段，提高供电可靠性。

在线监测技术运用相关的设备、仪器，常年安装在被检测的设备上，对被监测设备进行实时检测。目前，容性设备介质损耗及泄漏电流的在线监测技术，充油设备油中溶解气体的在线监测技术，变压器、发电机、GIS（Gas Insulated Switchgear）等局部放电的在线监测技术、交联电缆泄漏电流及温度的在线监测技术、红外/紫外温度及电晕的在线监测技术、输电线路（覆冰、舞动、视频、绝缘子等）监测技术等，已经逐渐达到实用化的技术水平，并得到了一定的应用。下面介绍几种典型的智能电网状态监测传感器的国内外技术及产业发展现状。

1.容性设备介质损耗及泄漏电流监测传感技术

不少电气设备的绝缘结构都可看成是由多个电容元件相串联而成的，因而其绝缘性能、试验方法都具有不少共性，人们常将其统称为电容型设备。变电站里电容型设备主要包括高压电容式套管、电容式电流互感器、高压耦合电容器等几种。电容式套管是高压及超高压变压器、电抗器、断路器等电力设备的主要部件之一，而由套管引发的设备故障带来的经济损失将远大于套管自身价值。对于诸如套管、电流互感器（TA）及其他容性设备绝缘劣化的早期监测，容性设备的电容量及介质损耗角正切（tanδ）是十分重要的监测参数。

容性设备绝缘在线监测技术早已引起国内外研究人员的关注。前苏联的科研工作者斯维（1984年）等分析了电力设备绝缘的结构特点，提出在设备工作电压下测试流经设备绝缘的电流I、电容C、tanδ，能够比较有效地提高设备的运行可靠性。tanδ能灵敏有效地反映设备早期缺陷，对变压器套管、耦合电容器等小体积电容型电力设备尤为重要。套管带电后，泄漏电流较电压相位提前90°。因此，如绝缘性能下降，泄漏电流中则出现与电压相位相同的阻性分量。因此，容性设备电容量及介质损耗的改变也导致泄漏电流的变化，通过电流传感器监测泄漏电流，然后对其相量分析表征电容量及介质损耗的变化，并通过与系统初始值的比较而得到泄漏电流的在线趋势。

电力设备绝缘在线监测技术在我国已有二十多年的发展历史，国内许多高校、研究所都开展了对此项技术的研究和开发，对电力设备电流量、电容量及其变化率等绝缘特征参数的测量已基本达到实用要求。电容性试品C及tanδ的带电检测仪或在线监测系统，国内投入运行的已有数千套，有些已成功地发现了一些套管或电流互感器（TA）的缺陷。但仍然存在一定的问题。由于在现场强电磁场干扰和电网运行条件不断变化下，tanδ的在线监测值不稳定、不准确。同一试品在停电预测试时的tanδ监测值与在运行电压下的tanδ在线监测值是不宜简单地等同比较的：因为在线监测时，设备上所施加的运行电压不是单相电压，而是三相电压，且电压值也与停电试验时很不相同，还有杂散干扰、污秽等的影响；另外，所引入的电压及电流传感器的一、二次绕组之间相位差，及相位差随环境温度变化的不稳定性，均影响tanδ的测量精度。tanδ测量技术和传感器研制上存在的困难阻碍了绝缘在线测量技术的发展、应用。

国内中国科学院与电力公司联合进行相关重点技术攻关，在信号检测和数据处理方面，采用了正交对消相量技术、盲元分离技术、亥姆霍兹自由能最小的去噪声算法，实现了实时绝缘在线测量时传感器及系统误差在线校验技术，能消除温度、湿度、现场强电磁干扰、冲击电流、运行时间漂移等对tanδ测量的影响，大大提高了电力设备绝缘在线监测系统测量的稳定性和实用性。在传感器技术研究方面，采用新型软磁材料研制了相位差和电流比高度线性的微电流传感器，经实验室和现场实际应用检验，tanδ测量的精确性、稳定性达到了同类研究中的高水平。介质损耗因数分辨率：±0.05%；等值电容测量误差：±0.05%；泄漏电流测量误差：±0.5%；泄漏电流灵敏度：5μA。

2.电力设备油中溶解气体的在线监测传感技术

电力变压器是变电站最主要的设备，是变电站的心脏，其运行可靠性直接影响电力工业的正常生产。但是变压器在运行中不可避免地受到电、热、机械和环境等各种因素的影响，其性能不断劣化，使运行状态不佳，甚至发生各种故障，引起局部乃至大面积停电。

变压器通常采用矿物油（变压器油）作为绝缘和散热的媒质，采用绝缘纸来绝缘。变压器油为甲烷烃类化合物的混合物，绝缘纸及绝缘纸板为植物纤维素，它们均为碳氢化合物。在长时间运行中，这些化合物由于受电场、水分、温度、机械力的作用，绝缘性能会逐渐劣化，出现局部缺陷，导致局部放电，从而使绝缘介质逐渐受到侵蚀和损伤，并最终导致变压器损坏。

在局部放电和过热作用下，变压器绝缘结构中的油、绝缘纸会发生分解，产生CO、CO2和CH4、C2H6、C2H4、C2H2等各种烃类气体，检测油中溶解气体的种类和浓度是诊断绝缘介质性能劣化的有效手段。由于不同的故障性质、不同的故障部位所形成的气体成分有差异，有人提出用分析特征气体的方法判断故障。采用特征气体在线监测手段可以克服传统离线试验周期长、测量环节多、操作繁琐的缺点，能在线持续监测气体组分，储存长期的检测结果，提供完整的趋势信息，对及时发现潜在故障、确定变压器的维护周期、进行寿命预测、实现状态检修具有决定性的作用。

国外最早在20世纪80年代初由日本关西电力和三菱电机公司采用色谱分离技术研制出变压器油中气体自动分析装置，并投入现场使用。我国从90年代初开始研制在线色谱监测装置，经过多年的探索与实践，已逐步走向应用化阶段。

根据不同的测试对象，选择不同的传感器，并配合使用不同的取气方法和诊断装置，可以组合成多种多样的在线或便携式的油中溶解气体监测装置。对于变压器油中溶解气体的分析，国内外均向在线化、智能化和简单化的方向发展。无论检测哪些气体，采用哪种检测方式，油气分离和气体检测单元是在线监测装置本体的主要部分，它决定着检测数据的准确率和灵敏度；诊断装置的智能化程度是衡量实现诊断故障性质、种类、程度及预测发展趋势的关键。

自从用高分子塑料分离膜渗透出油中气体的气相色谱仪装于变压器上进行自动分析后，人们对渗透膜进行了大量研究。相继研制成功了聚酰亚胺、聚六氟乙烯、聚四氟乙烯等各种高分子聚合物分离膜，并研制出了各种在线监测装置。日本日立株式会社试制了一种四氟乙烯—全氟烷氧基乙烯基醚共聚物（又称过氟烷基化物，可溶性聚四氟乙烯，PFA）膜，利用PFA膜透气，三根色谱柱对各组分进行分离，电磁阀控制载气流量，并用催化燃烧型传感器制成了能测六个组分的在线色谱监测装置。由于早先采用的聚酰亚胺等透气性能和耐老化性差，而聚四氟乙烯的透气性能好，又有良好的力学性能和耐油等诸多优点，因此国内外普遍选用它作为油中溶解气体监测仪上的透气膜。例如，加拿大的Hydran型油中溶解氢气检测仪和北京电子管厂生产的BGY型变压器在线监测仪。

利用常规色谱分析中的抽真空脱气原理，即用真空泵抽空气来抽取油中溶解气体的方法，废油仍回到变压器油箱，也可以实现变压器油中溶解气体的在线监测。例如，我国东北电力科学研究院检测CH4、C2H6、C2H4、C2H2四种烃类气体的在线装置——氢焰离子化检测器（hydrogen Flame Ionization Detector，FID），既可自动打印出各气体组分的含量及谱图，又可直接对变压器的运行状态、故障类型和严重程度进行判断及声光报警；日本东芝公司利用红外检测器在线检测变压器油中溶解的H2、CO和CH4三个组分气体。由于真空泵脱气原理源于常规的色谱分析，因此检测的灵敏度高。但由于受到现场条件的限制，目前只能做到检测四种特征气体；同时，随着使用时间的增长，真空泵的磨损，抽气效率降低，从而造成测试结果偏低。此外，根据东芝公司对真空脱气法与高分子聚合物分离膜透气法的对比实验结果可知，两者的脱气效果基本一致。而高分子聚合物分离膜透气法可以实现多种特征气体的在线监测，价格也比真空脱气法的装置低很多。

纵观现有典型的在线色谱监测系统，它们一般由油气分离、组分分离、气体检测、数据处理和故障诊断五大部分组成。其中，油气分离是很关键的一步。目前普遍使用的高分子膜的平衡时间较长，使测量结果失去了及时性，且由于不同组分的平衡时间相差较大，难以给出油中气体体积分数的真实值，使得测量结果失去了准确性。因此，当监测仪出现报警时，还必须取油样进行实验室色谱分析。以色谱为基础的在线监测系统，其消耗性载气通常可用一年，其色谱柱、传感器的寿命为2年左右，这与变压器的30年设计寿命相比，监测系统本身所需要的维护周期还太短。

另外，目前在线监测油中气体使用的气敏传感器或者热导池，其综合监测指标与实验室气相色谱还有一定的差距。以傅里叶红外测量方式为代表的红外光学传感器寿命长、稳定性好、从原理上讲不需要现场标定、不需要消耗性载气及不消耗所测气体，有望成为在线油中溶解气体检测仪理想的替代产品。

3.变压器、发电机、GIS等局部放电监测传感技术

（1）变压器局部放电监测传感技术 局部放电是电力变压器发生绝缘故障的重要征兆和表现形式，是电力变压器绝缘劣化的重要原因。局部放电的检测方法有脉冲电流法、超声波法、超高频法等多种检测方法，其中，应用较为广泛的有脉冲电流法、超声波法和超高频法。

脉冲电流法是研究最早、应用最广泛的一种局部放电检测方法。其测量原理是：当局部放电发生时会造成电荷的移动，该移动电荷可在外围测量电路中产生脉冲电流，通过检测该脉冲电流便可实现对局部放电的测量。通过检测阻抗来检测变压器套管末屏接地线、外壳接地线、铁心接地线以及绕组中局部放电引起的脉冲电流，获得一些局部放电的基本量，常规局部放电通常在电路中串入检测阻抗来对信号取样。目前，脉冲电流法广泛用于变压器型式试验、预防和交接试验、变压器局部放电实验研究等，其特点是测量灵敏度高、放电量可以标定等。脉冲电流法的缺点主要是由于现场干扰严重，导致脉冲电流法无法有效应用于在线监测；对于变压器复杂的绕组结构，局部放电在绕组内的传播导致脉冲电流法在标定时产生误差；当试样的电容量较大时，易受耦合电容的影响。

超声波检测法是根据局部放电产生的超声波信号进行局部放电判断分析的方法。典型的超声波传感器的频带大多为50～200kHz，其优点是一方面不影响电气主设备的安全运行，另一方面受电磁干扰影响较小。缺点是放电源和超声探头之间的波阻抗异常复杂，超声波信号常常因为传播途径复杂、衰减比较严重，信号到达变压器箱壁时变得比较弱，现场检测灵敏度难以满足需要，目前主要作为一种辅助测量方法与其他方法配合使用。

超高频法是现在局部放电检测中的一种流行的方法，此方法通过超高频天线接收局部放电过程中所辐射的UHF频段内的电磁波信号来进行局部放电故障检测。超高频法抗干扰能力强的特点及变压器箱体的屏蔽效果，使其抗干扰能力优于目前传统局部放电检测法，有利于变压器局部放电的在线监测。但这种方法需设计专用的超高频传感器，且传感器一般需要预埋或伸进变压器油中，而且超高频法难以进行放电量标定，目前仍处于起步阶段。

目前超声波检测局部放电的研究工作主要集中在局部放电的定位方面，这主要是由于超声波的传播速度较慢，对检测系统的精度要求较低的缘故。利用超声波进行局部放电放电量大小的确定和模式识别方面的工作开展得相对较少。近几年，出现了一种把超声波法与射频电磁波法联合起来进行局部放电定位的检测技术，它能更好地保证局部放电检测的可靠性，只要超声波或射频检测得到的局部放电表征量超过设定的阈值，就足以引起警戒。同时两者之间，在时域与频域特性、放电指纹上都具有较好的可比性。

（2）气体绝缘组合电器设备（Gas Insulated Switchgear,GIS）局部放电监测传感技术 SF6全封闭式组合电器是20世纪70年代初期出现的一种先进的高压电器配电装置。GIS因其占地面积小、运行可靠性高、维护工作量小、检修周期长等优点，现已广泛应用于66～550kV各电压等级的电网中。

GIS局部放电是GIS设备长期运行中绝缘劣化的一个重要征兆。局部放电是绝缘介质中由于局部缺陷而造成的非贯穿性放电现象，GIS设备在制造和运行过程中产生的局部缺陷（如气泡、裂纹、悬浮金属颗粒和电极飞边等），会导致电气设备在一定运行状态下发生局部放电故障。GIS设备的绝缘结构如果长时间发生持续的局部放电，绝缘介电性能可能会严重受损，如果局部放电故障一直未被发现和处理，最终可能发生灾难性的故障，因而对GIS局部放电状态实时监测（在线监测）日益受到国内外的关注。目前，国内外检测GIS局部放电的主要方法有以下几种。

1）光检测法。GIS局部放电是在电场较为集中的局部使SF6原子发生游离，游离后的离子又会复合，复合后以光子的形式释放能量。根据气体放电理论，在此过程中离子的复合会激发出不同频率的光谱成分，因此，可用安装在GIS内部的光传感器（如光敏二极管或光电倍增管等）进行光测量来检测局部放电信号。由于SF6气体的光吸收能力随着气体密度的增大而提高，GIS光滑内壁而引起的反射会带来影响，以及会出现检测“死角”，所以采用这种方法的准确性较低。另外，实际GIS内有许多气室，需要大量传感器，检测的成本高，因此这种方法不适合对已投运的GIS进行局部放电的在线监测。

2）化学检测法。在GIS内部放电的作用下，部分SF6气体会发生分解，SOF2和F2为两个重要的中间分解物。检测装置从高压电气设备中提取一定体积的SF6气体，并使其分别通过SO2、HF检测管，这些分解物会在检测管中起化学反应，并改变颜色。可根据变色柱的长短，测量出SF6气体中SO2和HF的浓度，据此可判断GIS内部放电状况的严重程度。化学检测法存在的问题是：①灵敏度比固定微粒测量差得多；②吸附剂和干燥剂可能会严重影响化学方法测量的准确性；③短脉冲放电不一定产生足够的分解物；④一次试验需要做多种分解物的气相色谱试验和红外谱图分析；⑤断路器动作时产生的电弧也会影响测量。

3）振动检测法。采用压电式传感器或超声波传感器接收局部放电产生的振动信号，也能达到检测GIS内部局部放电的目的。GIS局部放电会产生声波，其类型包括纵波、横波和表面波。气体和液体中只传播纵波，固体中传播的声波除纵波外还有横波，故在GIS中沿SF6气体传播的声波和在变压器油中一样只有纵波，但其传播速度很慢，只有在油中的1/10，同时，传播衰减也较快。在运行现场由于机械噪声严重，振动法的灵敏度显著降低，甚至无法进行检测。因此，总的来说利用振动法检测局部放电有一定的局限性。

4）电气检测法。20世纪80年代日本研制出外壳电极法，其结构是在GIS外壳上敷设绝缘薄膜和金属电极，外壳与金属电极间构成一个电容，可将高频放电信号耦合至检测阻抗上，该阻抗上的信号可经放大最终得到GIS局部放电水平。这种方法的原理与传统的局部放电检测方法类似，优点是检测灵敏度高，结构简单，较为实用，但其致命缺点是易受外界干扰，特别是电网中自然存在的各种脉冲型信号（如电网中的电晕干扰等）的干扰。

1988年英国研制出来内部电极法，该方法是在法兰内部加装金属电极，该电极与外壳构成耦合电容，以此电容传感器提取局部放电的脉冲信号。GIS采用多个电容传感器，由GIS局部放电信号到达不同位置传感器的时间差确定放电点，从而实现对局部放电的定位。另一种内部电极法，是在盆式绝缘子内靠近接地端预先埋设一个电极。此法其实就是内部天线法，其信号也是超高频信号。优点是抗干扰性能好，灵敏度高，可检测出GIS内部的局部放电。

还有一种方法是外接电流传感器检测法。当GIS内部产生局部放电时，接地线上有高频电流通过，因此可利用带有铁淦氧等磁心材料的罗可夫斯基线圈作为传感器，来测量此高频信号。优点是精心制作的传感器可以在很宽的频率范围内保持很好的传输特性，但接地线需穿过线圈，给现场使用带来了不便。

5）超声波法。采用超声波传感器接收局部放电产生的振动信号，也能达到检测GIS设备内部局部放电的目的。超声法的优点是：①传感器与GIS设备的电路无任何联系，不用考虑电气方面的干扰；②可对局部放电进行定位。由于超声波在气体内传播的衰减速度很快，超声波在传播到GIS设备腔体连接处的绝缘子时，信号几乎衰减为零，因此，采用一个超声传感器，即可对局部放电进行定位。

超声法的缺点是：①难以依据超声信号的幅值表征局部放电的严重程度。超声信号与视在放电量或实际放电量之间的关系难以确定，难以依据超声信号幅值来表征设备绝缘状况；②由于超声信号衰减快，所以超声法检测范围小，检测点多，检测效率低；③对于高压导体附近的局部放电故障灵敏度低，一般只能检测5OpC以上的放电；④抗机械振动干扰能力差，尤其是现场自然风对超声检测干扰很大。超声法的适用范围：GIS设备中放电量较大的局部放电信号的检测与定位。

4.电力设备温度监测传感技术

在电力系统中，发电机的转子和定子、变电站的高压开关柜、母线接头、室外开关、电容器、电抗器、高压电缆及变压器等重要设备的异常、故障，最初都伴随着局部或整体的过热或温度分布相对异常。我国绝大多数的高压电器设备采用封闭式的结构，内部无散热装置，而且长期工作于高电压、大电流、强磁场的环境中，使得热量集中，发热温升已经严重危害电器设备的正常运行，甚至会造成电器设备被烧坏的恶性事故。

温度是电力设备的重要运行参数，通过监测电力设备温度信息获取电力设备的运行状况，是电力系统故障预报与诊断的重要方法。例如，高电压、大容量的发电机和电动机组需要对定子铁心的温度进行监测；高压开关电器也需要实时检测位于高压开关柜内触头的工作温度。

目前，现有针对电力设备温度监测的方法主要有：热敏电阻型测温、红外测温、光纤光栅测温、分布式光纤测温、声表面波（Surface Acoustic Wave，SAW）测温等。

热敏电阻型测温方法原理最为直观。它由热敏电阻作为测温元件构成温度传感器（简称测温器）。利用热敏电阻的温度特性，将测得的随温度而变的电阻值转换成变化的电压值，然后将变化的电压值由模拟量转换成数字量后进行各种显示报警、趋势分析等处理，适用于户内外各电压等级的高压配电装置和配电柜内的测温。在用于电缆测温方面，因为需另加电源线（交流36V），所以仅适用于允许外加电源线存在的场合。并且在待测电缆长度上，受信号传输用的RS485总线传输距离的限制，待测温的电缆长度只能限制在1200m以内。

红外测温设备测温范围极宽，但测温精度较差，最好的情况下，测温精度为1%～2%。稳定性方面则更差，不能用作配电柜及电缆沟内电缆的测温，也不能用于户外配电装置的在线测温。红外测温器在变电站内的应用主要应是对户外配电装置未装在线测温器的测点进行人工观察，以及用热成像方式早期监测电流互感器（TA）等磁套管的缺陷。红外热像仪用于诊断电力设备的热故障隐患，具有效率高、判断准确、图像直观、安全可靠、不接触测温、不受电磁干扰、探测距离远和检测速度快等特点，还可用于对那些悬空的、运动中的和带电设备的热相诊断，并具有突出的使用优点。

光纤光栅测温器的精度，不同产品其测温范围的指标差别较大，低温从-55～-40℃，高温从125～200℃，测温误差则为±0.2℃到±0.5℃。稳定度方面，上述光纤光栅系统的精度是在假定光栅材料为纯弹性材料，温度变化光栅探头内部不存在应力变化时计算出的。实际上随着温度的变化，光栅与其固定件及所测温部件之间因膨胀系数不同，内部应力必然会产生变化，因而稳定度会受到影响。当只需测部分点（例如只测电缆连接头）的温度时，光纤光栅方式有其优势，因为它的安装较为方便。

分布式光纤温度传感器集传感与传输于一体，可实现远距离测量与监控，一次测定就可以获取整个光纤区域的一维分布图，能在一条长达数千米的传感器光纤环路上获得几十、几百甚至几千条信息，因此单位信息成本大大降低，测量范围宽，具有高空间分辨率和高精度的优点。在具有强电磁干扰或易燃易爆以及其他传感器无法接近的环境下，分布式光纤温度传感器具有无可比拟的优点。它利用光时域反射技术和拉曼散射光强随温度变化的特点，可以方便地实现温度的测量和定位。分布式光纤温度传感器不适用于配电柜内及户外高压配电装置测温，可用于电缆沟内电缆的测温。国内已发表的此类系统应用的报道，基本上是用于电缆的测温。英国斯诺克尔石油（Sensor Highway）公司于1996年推出分布式测温产品，其10km系统性能已达到温度分辨率1℃、空间分辨率1m的指标；英国约克（YORK）传感器公司研制的DTS-800型分布式光纤温度传感器采用调Q掺铒光纤激光器作为光源，传感距离达20km，空间分辨率小于8m。国内已经报道分布式光纤传感机理的研究，采用普通多模通信光纤代替特种光纤，系统的空间分辨率达到6m，温度分辨率优于±3℃的实验结果。中国计量学院研制的FGC-W2型分布式光纤温度传感器采用半导体激光二极管作为光源，传输距离为2km，测温范围为0～120℃，空间分辨率优于8m。整体而言，国内的分布式光纤测温系统尚停留在实验室阶段，整体指标还落后于国外机构，如国内的测试距离普遍是2km，远小于国外的水平以及实用需求。

分布式光纤测温在电网状态监控中有一定的应用，但在高电压、大电流、高湿度等恶劣的条件下存在严重的安全隐患，如粉尘、水雾在光纤线表面的积聚会使光纤的绝缘性能降低，容易引发事故。同时分布式光纤测温系统价格昂贵，设备复杂。

声表面波（SAW）技术起始于20世纪60年代末期，是声学、电子学、光学、半导体材料和工艺相结合的一门学科。SAW温度传感器在电力设备的状态监控中优势明显。随着SAW传感器的开发应用，针对发电机的转子和定子、变电站的高压开关柜、母线接头、室外刀开关、电容器、电抗器、高压电缆、变压器等电力设备的温度监控需求，SAW传感器在电力系统中的应用已逐渐展开。

大型火力、水力、核能发电设备发电机组的长期、稳定、安全运行，离不开现场对系统的温度实时在线监测。发电设备中大部分设备处于高温、高湿、强电磁干扰等恶劣工作环境下，电机转子处于高速旋转的状态，在这种环境和状态下监控这些电力设备，对传感器性能要求较高。而声表面波传感器传感头无需供电，具有纯无源特性，高温、高湿、强电磁对于无电子线路结构的SAW传感器无任何影响。同时SAW芯片体积非常小，即使在高速旋转的电机转子上安装也方便。所以SAW传感器非常适合在大型火力、水力、核能发电设备中应用。新型的SAW温度传感器在电容器、电抗器状态监控的应用中，优点突出。无源的特点使探头几乎不受外界环境的影响，无线式温度信息读取方式使得工程应用摆脱了走线的苦恼。多个测温无源探头可以安装在任何需要监控的测温点，多点组合监控设备的温度变化，使得用户能实时迅速监测电容器和电抗器的状态变化，尽快地发现问题，排除故障，保证电网的可靠运作。

5.输电线路（舞动、覆冰等）监测传感技术

近年来，随着电力系统状态检修工作的开展和智能电网的建设，输电线路在线监测技术得到迅速发展。2008年年初的罕见冰雪灾害发生后，国家电网公司、南方电网公司均加大了对输电线路覆冰、舞动的研究投入,加大对输电线路状态监测装置及其系统的研制开发，对特高压线路、跨区电网、大跨越、灾害多发区运行状态参数（舞动、覆冰等）进行集中实时监测，开展状态评估，实现灾害的预警。

架空输电线路的舞动是一种由于空气动力学不稳定而产生的现象，是输电线路导线在不均匀覆冰以及风力作用下的一种低频率振动现象。导线发生舞动时，除了垂直方向运动外，往往伴随有扭转方向的运动。导线舞动是威胁输电线路安全运行的重要因素。架空线微风振动是一种气体的旋涡（卡门旋涡）在架空线背风侧交替脱落所产生的架空线振动现象，其特征是频率高（3～120Hz）、振幅小。微风振动引起的导线疲劳、断股严重威胁着输电线路的安全运行，尤其在大跨越线路上，档距大、悬挂点高和水域开阔等特点使风输给导线的振动能量大大增加，导线振动强度较普通档距严重，一旦发生某些线路部件的疲劳损坏，将严重威胁输电线路的安全运行。俄罗斯、加拿大、美国、日本、英国、芬兰和冰岛都曾因输电线路舞动、振动引发安全事故，经济损失巨大，因此舞动、振动成为全世界许多国家的电网面临的共同问题。采用导线舞动监测，能获得有关舞动的基本数据，为舞动理论研究、防止舞动方案的制订等提供科学依据。

输电线路冰雪覆盖，导致线路的重量和应力急剧增大，输电铁塔载荷巨大增加，导致导线疲劳增加，断股、断线，输电铁塔也会出现疲劳、倾斜，甚至倒塌的危险。当线路的重量和应力增大时，输电导线的弧线倾角变大，通过监测输电导线的弧线倾角，可以有效地监测线路的覆冰、应力，特别是应力的监测更能准确地反映线路的危险程度。线路倾角可以综合反映覆冰、应力、断线等情况，当线路断线时，导线弧线的倾角将出现显著的变化，因此倾角监测是监测线路覆冰、应力、断线的有效方法。

从1998年开始，国内高等院校及厂家陆续开展了输电线路在线监测产品的研发，2002—2004年，国内相继研发成功了输电线路覆冰监测系统，其基本手段可以分两种：一种是对倾角—弧垂进行实时测量，然后反推线路覆冰程度；另一种是通过视频监控来实现。

目前国内覆冰监测装置总体应用量1500余套，图像监测装置在3000套以上，以上两种产品在线路覆冰监测及线路巡视维护中起了很大的作用。尽管目前在线监测产品的安装数量达到了上万套的规模，但各厂家产品质量参差不齐，总体来说有以下问题：

1）产品可靠性差。据南方电网2011年5月对2008—2010年年底安装的产品进行统计，产品在线运行率不足40%。

2）产品功能实用化程度不高。如应用量较大的覆冰在线监测，通过测量导线及金具在覆冰状况下的拉力来分析导线的覆冰状况，从原理上来说是完全可行的，但由于各厂家覆冰计算模型不统一，造成计算误差过大，易产生误报警。

3）设备体积、重量过大，造成现场安装、维护困难。

6.绝缘子缺陷检测技术

绝缘子在输电线路、变电站中的应用非常广泛、尤其是在近年来大力发展的超高压、特高压、直流输电系统中，绝缘子的安全运行问题更是直接决定了整个电力系统的安全运行水平。绝缘子长期工作于强电场、机械应力、污秽及温湿度等共同构成的错综复杂的恶劣环境中，出现故障的概率很大。绝缘子内部出现裂纹、绝缘子表面破损、绝缘阻抗降低及污闪等绝缘子劣化现象，可能引发闪络、绝缘子炸裂、掉绝缘子串、导线落地等事故，严重威胁电力系统的安全运行。

目前国内外在绝缘子缺陷检测中采用的方法主要有以下几种：超声波检测法、紫外成像法、泄漏电流法、红外测温法和电场测量法等。

超声波检测法属于非接触式测量。当污秽或劣化绝缘子的绝缘劣化引起绝缘子表面局部放电增加时，电能量的释放对周围的介质产生压力，从而引起空气振动，形成声波发射现象。通过检测绝缘子放电时声波的幅值，可判定放电强弱，从而了解绝缘子运行状态。由于是检测绝缘子局部放电发出的声波，灵敏度低于红外成像法，在现场强大的高压磁场下，区分局部劣化放电信号具有一定难度。该方法更适合判断由污秽等原因造成的较为明显的局部放电，实现绝缘子劣化、绝缘阻值下降的早期预报有一定困难。

紫外成像法比起其他检测手段，具有观察直观、预见性好、观测距离远等优点。在绝缘子表面发生放电时，根据电场强度（或高压差）的不同，会产生电晕、闪络或电弧，其中含有部分紫外光。紫外成像仪能直接检测出设备异常温升之前的放电过程，是国际上放电检测的主要方法。主要适用于局部放电的观测，难以做到劣化绝缘子的早期预报，且价格昂贵。紫外脉冲法是我国提出的一种劣化绝缘子检测技术，当放电次数改变，放电紫外脉冲也相应改变，实质是检测劣化绝缘子引起的绝缘子串电压分布的变化。

绝缘子表面泄漏电流是电压、气候、污秽三要素的综合反映，因此可将绝缘子表面泄漏电流作为监测绝缘子污秽程度的特征量。利用泄漏电流沿面形成的原理，在绝缘子接地侧通过引流卡或电流传感器在线实时测量泄漏电流，对绝缘子的积污状况作出评估和预测。目前，泄漏电流在线监测技术的研究已开展多年，但在实际应用中仍存在大量问题。主要问题有：

1）现场运行经验和人工污闪试验表明，泄漏电流和现场污秽度没有明确的一一对应关系，泄漏电流的大小还与所用绝缘子的类型、污秽成分、等值盐密、灰密、气象条件等多种因素有关。

2）根据泄漏电流判定绝缘子运行状况及预警区间，目前还没有权威的标准可循，也没有积累足够多的运行数据，还要依靠操作人员的经验来确定清洗或维修临界值，其准确度不高，这也是影响泄漏电流在线监测技术应用的主要因素。

3）装置的运行环境较恶劣，可靠性不高。

4）泄漏电流在线监测装置实际应用成本过高。

红外测温法利用绝缘子发生绝缘劣化或者表面污秽严重后绝缘子串的分布电压改变、泄漏电流异常、出现发热或局部发凉现象进行检测。利用红外检测技术，对绝缘子进行红外热成像处理，可得到绝缘子串的热场分布，对应于绝缘子串的电压分布。由于劣化绝缘子会造成裂纹处温度升高，内部穿透性泄漏电流和表面爬电泄漏电流增大，发热增加等现象，导致表面温度较高。根据绝缘子表面温度与相应位置正常绝缘子表面温度的对照，可判定绝缘子的运行状态。该方法可在地面检测绝缘子的局部放电和绝缘性能降低情况，更主要的是检测局部放电。该方法受环境影响较大，太阳和背景辐射的干扰、光谱发生率e的选定、对焦情况、气象条件等均会对检测结果造成影响。

电场法通过测量绝缘子的电场分布来检测零值绝缘子或复合绝缘子的内绝缘缺陷。运行中的绝缘子，在正常状态下电场强度和电势沿绝缘子轴向的变化曲线是光滑的，绝缘子中存在导通性缺陷时，该处电位变为一常数，相应位置的电场将发生畸变。因此，测量绝缘子串的轴向电场分布便可找出绝缘子的绝缘导通性故障。目前，国外已有相关产品，国内华北电力大学开发了相关的绝缘子带电检测装置。该类设备能在一定程度上检出部分缺陷绝缘子，但需要蹬塔操作，不方便现场使用，只有少量单位有应用。

目前所采用的电场测量法虽然得到了一定的认可，但该方法需要人工操作，测量频带窄，不能实时在线监测，不能同时测量直流电场和交流电场，随着电压等级的升高和绝缘子长度的增加，以及特高压直流输电线的迅速发展，难以满足电网使用需求。因此，必须研究智能的、实时在线绝缘子监测传感器网络系统，才能更有效地保障智能电网的电能质量安全。中国科学院研制的微小型电场传感器，可对绝缘子进行非接触式、实时、在线智能检测，并通过无线网络将监测信息发送到管理中心进行分析处理，可以大大减少电力部门绝缘子的检修工作量，可早期发现绝缘子异常，有效保障电力系统的安全、可靠运行。

2.2.3 电网环境量监测传感技术

气象参数监测对于电量监控系统中负荷预测、合理安排电力企业进行电力生产具有重要作用。温度升高则意味着负荷增大了，需要的电量急剧增长，而温度降低则应减少相应电量的生产。气象参数监测尤其对风电、太阳能等可再生能源发电场具有更为重要的作用。风速、风向直接影响风力发电量，太阳辐照、温度等直接影响太阳能发电。以前我国这些可再生能源发电站一般直接采用当地气象部门提供的资料，很难满足建设智能电网中发电站尤其是可再生能源发电站对气象数据的特殊要求。另外，风电场建成后，为了保证风电机组的正常运行，也需要对风电场的气象参数进行监测。随着我国可再生能源发电站的逐渐增多，对气象参数监测的需求越来越明显。

气象参数的监测对输电线路也具有重要的意义。在电力输送系统中，空气强对流天气会导致电力输送线路断路器跳闸，潮湿的空气会导致输电线路产生放电现象，潮湿低温天气会使输电线路结冰，雷击会造成电力设备绝缘故障、输电线路绝缘闪络和损坏。气象参数监测对于电网日常调度作业具有重要的作用，电网的正常维护需要以气象参数为指导，大风低温天气不利于电网设备的维护与更新。通过建立专门的环境监测站跟踪监测输电线路所处地区气象要素的变化，实时向环境监测总站传送气候监测资料以及气候特征分析、气候灾害评价等综合分析报告，有助于决策部门及时了解气候状况的变化，为及时采取防灾减灾措施，保障输电线路的运行安全提供科学依据。电网环境量参数监测项目包括气压、气温、湿度、风向、风速情况以及雷电等气候信息。监测结果对于电网设备预警防护、日常调度作业等具有重要的作用。

1. 温湿压与风速风向等环境参数监测传感器技术

一般建立自动气象站用于电网环节环境量监测。气象站采用常规温湿压、风速风向等分立元件进行气象信息测量。温度传感器一般采用常规的Pt-100铂电阻，湿度传感器采用高分子薄膜型湿敏电容。风向风速传感器主要有以下几种：风标风杯式风向风速传感器、超声式风向风速传感器和热分布式风向风速传感器。国外产品中，温湿度传感器以维萨拉HMP450D传感器为代表。风标风杯式风向风速传感器以维萨拉MAWS201型自动气象站用QWM101型风向风速传感器为代表；超声式风向风速传感器以维萨拉MAWS410型自动气象站用WMT52型风向风速传感器为代表；热分布式风向风速传感器以美国贝纳斯公司5156型军用NBC自动气象站用热分布风向风速传感器为代表。

国内许多机构也进行了气象传感器的研究，并逐步取代国外产品应用到气象站中。

另外，目前国内外一些科研机构或者公司先后开展了基于MEMS技术的气温、气压和湿度等参数的单芯片复合传感器和风速风向微型传感器的研究。密歇根（Michigan）州立大学的Andrew Dehennis和Kensall D. Wise制作了一个全电容式集成传感器，如图2-13所示，可以同时测量温度、绝对压力和相对湿度。2002年Sensiron公司在世界上率先研制成功SHT11、SHT15型智能化温度/湿度传感器，其外形尺寸仅为7.6mm×5mm×2.5mm；测量相对湿度的范围是0～100%，分辨力达0.03%RH，最高精度为±2%RH；测量温度的范围是-40～123.8℃，分辨力为0.01℃；测量露点的精度为±1℃。

对于风速风向微型传感器的研究主要集中在基于热原理的方向。荷兰Kofi A.A Makinwa等人制作了一种基于CMOS工艺的四热源四热堆流速流向传感器。其采用陶瓷倒封装技术，使芯片间接地接触流体，测量电路使用了差分形式的ΣΔ调制电路。通过封装和检测手段的提高，此传感器在流速和流向性能上比前面提到的传感器有了很大的提高。

目前气象用微型气压传感器主要有以下几种：硅膜盒电容式微型气压传感器、硅压阻式微型气压传感器和谐振式微型气压传感器。硅膜盒电容式微型气压传感器以维萨拉MAWS201型自动气象站用PTB16A/PTB220/PTB330压力传感器为代表，采用电容测量原理，单晶硅作为膜盒；硅压阻式微型气压传感器以霍尼韦尔、摩托罗拉等大公司为代表，采用硅压阻拾取有效的压力信号；谐振式微型气压传感器以德鲁克公司为代表，采用常规谐振原理采集气压信号。

国内的研究主要集中在气温、气压和湿度单项参数测试以及单传感器与CMOS电路集成上。东南大学进行了微型风速风向传感器的研究,其采用与CMOS兼容的表面硅工艺制作热式风速风向传感器，其基本原理与荷兰Kofi A.A Makinwa等人制作风速风向传感器相同。目前国内各大院校及科研单位均有人从事电容式湿度传感器研究，但是普遍存在线性较差、高湿度漂移等问题。

从国内外研究的对比看，国内的研究仍然集中在单项参数的测试上，由于无法有效进行多参数的融合与补偿，测试精度与国外器件相比有较大差距。

目前微型化、集成化已经成为传感器发展的一个趋势。微型化、集成化、低功率损耗气象集成传感器是无线传感器网络监测系统的关键器件；采用单片集成技术，实现MEMS气象传感器的多芯片集成，可以很好地实现气象环境监测；微型化、集成化、低功率损耗气象集成传感器具有低成本、低功率损耗的优点，并且适合无线组网和长时间工作，可以满足智能电网的要求。

2. 雷电参数监测传感器技术

雷电是自然界频繁发生的一种强电磁现象，影响区域广泛。电网是一个具有广域分布特征的超大规模系统，其最大几何尺度达数千公里，极易遭受雷电的冲击。电网的雷电监测与防护备受关注。20世纪80年代起，我国开始研究电网雷电监测技术，开发和建设雷电监测网。我国高度重视电网的防雷保护，在不同电压等级的输电线路和变电站采取了大量的防雷保护措施，以减少电网雷害事故。尽管如此，每年由于雷击造成的输电线路绝缘闪络和损坏等影响电网正常运行的故障仍频繁发生。雷害已成为与自然灾害、外力破坏并列的严重影响电网运行安全的三大因素之一。目前，超高压电网中暴露出的弱抗雷击风险能力已对电网的安全运行构成威胁。因此，加强电网的雷电监测与防护，减少雷害事故，保证电网安全供电，为建设坚强电网提供有力保障，具有极其重要的意义。

2O世纪70年代末，美国科学家Martin Auman和E.Philip Krider提出并实现了现代雷电遥测定位技术，随后美国建立了覆盖全国的国家雷电监测网（NLDN）。8O年代末，我国成功研制出雷电定位系统，使我国成为继美国之后第二个拥有雷电定位技术自主知识产权的国家。同时，日本等电网发达国家也进行了雷电定位系统的研发和建立工作。近年来，国内外还相继研究出利用卫星装载光瞬变信号探测器（Optical Transient Detector，OTD）和闪电图像传感器（Lightning Image Sensor，LIS）以及利用雷达等对雷电进行监测的新技术。

经过近30年的不断发展，目前我国已经在30个省（自治区、直辖市）建立了雷电定位系统，并实施了联网，形成了覆盖全国电网的雷电监测网络。雷电监测网已有雷电探测站350个，是一个全自动、大面积、高精度的实时雷电监测网络，能实时遥测并显示云对地放电（地闪）的时间、位置、雷电流幅值和极性、回击次数以及每次回击的参数。雷电监测网能在全国范围内实时监测雷电活动，并记录雷电活动特征。

雷电探测定位的原理是对雷电发生时伴有的电磁辐射信号等雷电波信息特征量进行测定，再通过算法分析得到雷电发生的时间、地点、雷电流幅值、极性与回击次数等相关雷电信息。目前采用的雷电探测定位技术有定向雷电定位技术和时差雷电定位技术。定向雷电定位技术根据两个及两个以上探测站接收到的雷电电磁信号测定雷电方位角，再根据三角定位原理计算出雷击点的位置。时差定位技术根据电磁信号到达各探测站的时间差来计算雷击位置，根据电磁波的强度来确定雷电流的大小。雷电定位系统对雷电的定位非常有效，便于检修人员及时找到雷击点，在输电线路运行中已广泛应用。雷电定位系统在应用中也存在一些问题：

1）雷电定位系统给出的雷电流幅值无法确定其准确性，存在较大的误差，这在很大程度上影响了线路雷击方式的判定。

2）可靠性是我国特高压交流输电线路首要考虑的因素。按雷电定位系统给出的地区雷暴日数较高，与常规方法得出的雷暴日有较大出入。

3）雷电流幅值和波形存在一定误差。

雷电产生的电磁波在广域空间范围内传播时，将受到地球曲率、大地电导率以及地理环境等随机因素的影响，从而造成幅值的衰减和波形的畸变。