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GIS试验
GIS试验
系指气体绝缘金属封闭开关设备(组合电器),它是由断路器、隔离开关、接地开关、避雷器、电流互感器、电压互感器、套管和母线等元件直接联结在一起,并全部封闭在接地的金属外壳内,壳内充以一定压力的SF6气体作为绝缘和灭弧介质。
通常110KV及以下电压等级采用全三相封闭式;330KV及以上等级一般采用单相封闭式结构。
有时对母线采用三相封闭式结构。
GIS试验包括元件试验、主回路电阻测量、SF6气体微水含量和捡漏试验以及交流耐压试验等。
SF6气体微水含量和捡漏试验基本原理与敞开式SF6断路器一致。
主回路电阻测量
一般在抽真空充SF6气体之前进行主回路电阻测量。
测量主回路电阻可以检查主回路中的联结和触头接触情况,应采用直流压降法测量,测试电流不小于100A,若GIS有进出线套管,可利用进出线套管注入测量电流进行测量。
若GIS接地开关导电杆与外壳绝缘,引到金属外壳以后再接,测量时可将活动接地片打开,利用回路上的两组接地开关导电杆关合到测量回路上进行测量;若接地开关导电杆与外壳不能绝缘分隔时,可先测量导体与外壳的并联电阻R1,然后按下式换算回路电阻R
R=
基于直流压降法时,可采用直流电源、分流器和毫伏表测量回路电阻,也可采用回路电阻测试仪来进行测量。
两者基本原理一致,测量时应注意接线方式带来的误差,电压测量线应在电流输出线的内侧,且电压测量线应接在被测回路正确位置,否则将产生较大的测量误差。
接线方式如图;
在GIS母线较长间隔较多,并且有多路进出线的情况下,应尽可能分段测量,以便有效地找到缺陷的部位。
现场测量的数据应与出厂试验数据比较,当被测回路各相长度相同时,测得的各相数据应相同或接近。
QIS元件试验
GIS各元件试验应按GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》或DL/T596-1996
《电力设备预防性试验规程》进行。
在条件具备的情况下,应尽可能对GIS各元件包括断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器和避雷器多做一些项目的试验,以便更好地发现缺陷。
实验前,应了解试品的出厂试验情况、运输条件及安装过程中是否出现过异常情况,以便确定试验的重点,决定是否需要增加某些试验项目。
由于GIS各元件直接联结在一起,并全部封闭在接地的金属外壳内,测试信号可通过进出线套管加入;或通过打开接地开关导电杆与金属外壳之间的活动接地片,从接地开关导电杆加入测试信号,各元件实验项目与敞开式设备一致。
一般在现场应做的试验项目:
1断路器
(1)测量断路器的分、合闸时间及合分时间,必要时测量断路器的分合闸速度;
(2)测量断路器分、合闸同期性及配合时间;
(3)测量断路器合闸电阻的投入时间;
(4)测量断路器分合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻;
(5)进行断路器操作机构的试验;
(6)检查断路器操作机构的闭锁性能;
(7)检查断路器操作机构的防跳及防止非全相合闸辅助控制装置的动作性能;
(8)断路器辅助和控制回路绝缘电阻及工频耐压试验
2隔离开关和接地开关
(1)检查操作机构分、合闸线圈的最低动作电压;
(2)操作机构的试验;
(3)测量分、合闸时间;
(4)测量辅助回路和控制回路绝缘电阻及工频耐压试验;
3电压互感器和电流互感器
(1)极性检查;
(2)变比测试;
(3)二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻及工频耐压试验;
4金属氧化物避雷器
(1)测量绝缘电阻;
(2)测量工频参考电压或直流参考电压;
(3)测量运行电压下的阻性电流和全电流;
(4)检查放电计数器动作情况。
连锁试验
GIS的元件试验完成后,还应检查所有管路接头的密封、螺丝、端部的连接、以及接线和装配是否符合制造厂的图纸和说明书。
应全面验证电气的、气动的、液压的和其他连锁的功能特性。
并验证控制、测量和调整设备(包括热的、光的)动作性能。
GIS的不同元件之间设置的各种连锁应进行不少于3次的试验。
现场应验证以下连锁功能特性:
(1)接地开关与有关的相互连锁;
(2)接地开关与有关电压互感器的相互连锁;
(3)隔离开关与有关断路器的相互连锁;
(4)隔离开关与有关隔离开关相互连锁;
(5)双母线接线中的隔离开关的隔离开关倒母线操作连锁。
GIS现场交流耐压试验
一、现场耐压试验的必要性和有效性
GIS在工厂整体组装完成以后进行调整试验,在使用合格后,以运输单元的方式运往现场安装工地。
运输过程中的机械振动、撞击等可能导致GIS元件或组件内部紧固件松动或相对位移。
安装过程中,在联结、密封等工艺处理方面可能失误,导致电极表面刮伤或安装错位引起电极表面缺陷;空气中悬浮的尘埃、导电微粒杂质和毛刺等在安装现场又难以彻底清理;国内外还曾出现将安装工具遗忘在GIS内的情况。
这些缺陷如未在投运前检查出来,将引发绝缘事故。
由于使试验设备和条件所限,早期的GIS产品多数未进行严格的现场耐压试验,事故统计表明,虽然不能保证经过现场耐压试验的GIS不会在运行中发生绝缘事故,但是没有进行现场耐压试验的GIS却大都发了事故,因此国内外近年来已取得共识,GIS必须进行现场耐压试验。
GIS的现场耐压可采用交流电压、振荡操作冲击电压和振荡雷电冲击电压等事宜装置进行。
交流耐压试验是GIS现场耐压试验最常见的方法,它能够有效地检查内部导电微粒的存在、绝缘子表面污染、电场严重畸变等故障;雷电冲击耐压试验对检查异常的电场结构(如电极损坏非常有效,由于GIS导电部分对外壳的等值电容较大,现场一般采用振荡雷电冲击电压试验装置进行;操作冲击电压试验能够有效地检查GIS内部存在的绝缘污染、异常电场结构等故障,现场一般也采用振荡型试验装置。
目前,由于试验设备和条件所限,现场一般只做交流耐压试验。
现场交流耐压试验设备
目前,GIS的现场交流耐压试验一般采用三种试验设备,即工频试验变压器、调感式串联谐振耐压实验装置和调频式串联谐振耐压试验装置。
工频试验变压器由于其设备庞大笨重,现场运输困难,一般仅适宜于在现场进行110kv电压等级的GIS,且试验~过程中若被试品发生闪络或击穿,短路电流极易烧伤被试品。
自从有了串联谐振耐压试验装置以后,现场已很少试验工频试验变压器作耐压设备。
调感式串联谐振耐压试验装置采用铁芯气隙可调节的高压电抗器,其缺点是噪音大、机械结构复杂、设备笨重、运输困难,但试验电压频率一般为工频。
调频式串联谐振耐压试验装置采用固定的高压电抗器,试验回路由可控硅变频电源装置供电,频率在一定范围内调节,其特点是尺寸小、质量轻、品质因数高,可带电磁式电压互感器同时试验,“无试验死区”,但试验电压频率非工频,且由于变频电源装置内电子元器件很多,其可靠性稍差。
随着电子技术的进步,其可靠性已大大提高。
IEC517和GB7674均认为试验电压频率在10~300Hz范围内与工频电压试验基本等效。
目前国内外大多数调频式串联谐振耐压试验装置进行GIS现场交流耐压试验。
串联谐振耐压试验装置的原理
下图为串联谐振试验回路的原理图,试品上电压ǘc和电源ǘe的关系为
ǘc=-
当调节电源频率或电抗器电感使回路达到谐振条件,即XL=XC时
ǘc=1j
ǚe=-jQǚQ
Q=
式中Q——谐振回路的品质因数。
装置的质量轻,品质因数Q较高,可达50以上,所需电源容量仅为工频试验变压器的1/Q。
被试品闪络击穿时,回路的电流仅为被试品击穿前回路电流的1/Q,对被试品的破坏小,同时输出电压波形好。
TR—调压器;T—输出变压器
L—可调电抗;C1、C2—分压器
CX—被试品
串联谐振耐压试验装置的结构原理
(1)调感式串联谐振耐压装置
原理图如下
(2)。
图中CX是被试品GIS的等值电容C’X和分压器的等值电容C之和,L是电抗器的电感量。
当调节电抗器使
ωL=
(1)
时,电抗上的压降在数值上等于电容上的压降,即
UL=UCX=U
(2)
试验回路电流为
IX=UωCX=
(3)
输出变压器T供给的电压大小由回路品质因数Q确定,其值为
UT=
(4)
(2)调频式串联谐振耐压试验装置。
调频式串联谐振耐压试验装置结构原理如下图所示,当调节变频柜输出电压频率达到谐振条件,即
ƒ=
时,各参数同时满足式
(1)~式(4)。
FC——变频电源柜;L—固定高压电抗器;C1、C2—分压器;C’X—被试品。
现场交流耐压试验程序
1、被试品要求
GIS应完全安装好,SF6气体充气到额定程度,已完成主回路电阻测量、各元件试验以及SF6气体微水含量和捡漏试验。
所有电流互感器二次绕组短路接地,电压互感器二次绕组开路并接地。
交流耐压试验前,应将下列设备与GIS隔离开来:
(1)高压电缆和架空线;
(2)电力变压器和大多数电磁式电压互感器(若采用调频式串联谐振耐压试验装置;试验回路经频率计算不会引起磁饱和,且耐压标准一样,也可以与主回路一起做耐压);
(3)避雷器和保护火花间隙;
GIS的每一新安装部分都应进行耐压试验,同时,对扩建部分进行耐压时,相邻设备原有部分应断电并接地。
否则,对于突然击穿给原有部分设备带来的不良影响应采取特殊措施。
2、试验电压的加压方法
试验电压应施加到每相导体和外壳之间,每次一相,其他非试相的导体应与接地的外壳相连,试验电压一般由进出线套管加进去,试验过程中应使GIS每个部件都至少施加一次试验电压。
同时,为避免在同一部位多次承受电压而导致绝缘老化,试验电压应尽可能分别由几个部位施加。
现场一般仅做相对地交流耐压,如果断路器和隔离开关的断口在运输、安装过程中受到损坏,或已经过解体,应做断口交流耐压,耐压值与相对地交流耐压值可取同一数值。
若GIS整体电容量较大,耐压试验可分段进行。
3、交流耐压试验程序
GIS现场交流耐压试验的第一阶段是“老练净化”,其目的是清除GIS内部可能存在的导电微粒或非导电微粒,这些微粒可能是由于安装时带入而清理不净,或是多次操作后产生的金属碎屑,或是紧固件的切削碎屑和电极表面的毛刺而形成的。
“老练净化”可使可能存在的导电微粒移动到低电场区域或微粒陷阱中和烧蚀电极表面的毛刺,使其不再对绝缘起危害作用。
“老练净化”电压值应低于耐压值,时间可取数分钟到数十分钟。
第二阶段是耐压试验,即在老练净化过程结束后进行耐压试验,为1min。
试验程序可选用图所示三种,现场的具体实施方案应与制造厂和用户商议。
4、现场耐压试验的依据
(1)如果GIS的每一部件均已按选定的完整试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电,则认为整个GIS通过试验。
(2)在试验过程中如果发生击穿放电,则应根据放电能量和放电引起的各种声、光、电、化学等各种效应以及耐压试验过程中进行的其他故障诊断技术所提供的资料进行综合判断。
遇有放电情况,可采取下述步骤:
1)施加规定的电压,进行重复试验,若设备或气隔还能经受,则该放电是自恢复放电。
如果重复试验电压达到规定值和规定时间时,则认为耐压试验通过,如果重复试验再次失败按2)项进行。
2)设备解体、打开放电气隔,仔细检查绝缘情况。
在采取必要的恢复措施后,再一次进行规定的耐压试验。
5、GIS耐压试验击穿故障的定位方法
若GIS分段后进行耐压试验的进出线和间隔较多,而试验过程中发生非子恢复放电或击穿,仅靠人耳的监听以判断故障发生的确切部位将比较困难,且容易发生误判而浪费人力、物力和对设备造成不必要的损害。
目前国内外一般采用基于监测耐压试验过程中放电产生的冲击波而引起外壳振动的振动波的原理研制的故障定位器,一确定放电间隔。
每次耐压试验前,将探头分别安装在被试部分,特别是断路器、隔离开关、母线与各间隔的连接部位绝缘子附近的外壳上,若有的间隔由于探头数量有限未安装,但有放电或击穿发生而监测装置未预报,则应根据监听放电的情况,降压断电后移动探头,重新升压直到找到放电或击穿部位。
气体检测
作为优良的绝缘和灭弧介质,六氟化硫(SF6)气体在GIS设备和分离式设备的断路器中得到了广泛的应用。
为保证设备的安全运行以及工作人员的人身安全,按规定必须对SF6气体的质量以及设备的密封情况作相应的检测。
对于现场设备来说,通常必须进行两项与气体有关的测试,即气体湿度测试和设备泄漏测试。
一、气体湿度测试
通常设备内的SF6气体中都会含有微量水分,它的多少直接影响SF6气体的使用性能。
设备中的水分由下列原因产生:
(1)设备内本身含有或吸附的水分,这些水分在充气前的抽真空干燥过程中不能完全排除,在运行中缓慢向气相中释放;
(2)SF6新气中含有微量水分,这些水分随新气充入到设备中去;
(3)充气过程中由于管道、接头等密封不严或干燥不彻底而带进的水分;
(4)由于设备密封不严,存在微小漏点,大气中的水蒸汽向设备内渗透而进入的水分;
SF6气体中含有过量的水分会引起严重不良后果,其危害主要体现在两方面:
(1)大量水分可能在设备内绝缘件表面产生凝结水,附在绝缘件表面,从而造成沿面闪络,大大降低设备的绝缘水平。
(2)水分存在会加速SF6在电弧作用下的分解反应,并生成多种具有强烈腐蚀性和毒性的杂质,引起设备的化学腐蚀,并危及工作人员的人身安全。
因此,对SF6气体中的水分含量(亦即气体湿度)必须做严格控制。
我国电力行业标准DL/T596-1996中对气体湿度规定如下:
(1)断路器灭弧室气室:
新装及大修后不大于150μL/L;
(2)其它气室:
新装及大修后不大于250μL/L,运行中不大于500μL/L。
(一)气体湿度的计量单位及其换算
气体的湿度通常可用几种单位表示:
露点、体积比单位、质量比单位、相对湿度和绝对湿度,以及对这些单位及相互之间的换算关系作一简单介绍。
需要说明的是,在以下的计算公式中用到了理想气体状态方程,严格说来,SF6气体和水蒸气都不是理想气体,但仅仅对于SF6气体的湿度测试来说,这样近似处理所引起的误差是完全可以接受的。
1、露点
气体的露点温度是指在给定的压力下,该湿气(即干气和水蒸气组成的混合物)为水面所饱和的温度。
从直观上来看,亦即湿气结露时的温度。
与此相似的一个概念是湿气结霜的温度——霜点温度,它是指湿气为冰面所饱和时的温度。
但在SF6气体湿度测试时,通常不严格区分露点和霜点,而统称为露点。
事实上,由于SF6气体湿度通常很低,其中所含的水蒸气达到饱和时的温度一般在-20℃以下,此时测得的露点,实际上是霜点。
露点温度通常用℃作单位。
2、体积比单位
湿度的体积比单位就是被测气体(湿气)中水蒸气的分体积与干气分体积之比。
用百万分之一计算,计算用μL/L或10-6(V/V)。
由道尔顿分压定律和理想气体状态方程可知,在同一温度下,相同体积的不同气体的分压力之比就是这些气体在相同压力下的分体积之比。
因此,气体的体积比湿度可按下式计算(被测气体的总压力减去水蒸气分压即为干气的分压)
KV=
×10-6
式中KV——被测气体的体积比强度(μL/L)
——被测气体中水蒸气的分压力(pa)
pt——被测气体的总压力,即测量系统的压力(pa)。
在SF6气体湿度测试中,由于气体湿度通常很小,水蒸气分压对被测气体总压力的影响可以忽略不计,上式可简化为
KV=
×106
如果已知气体的露点,则可由相应的饱和水蒸气压表查出气体中水蒸气的分压,因为露点温度下气(或冰)的饱和蒸汽压就是该气体中水蒸气的分压。
例如露点为-36℃,查冰的饱和蒸汽压表,得到-36℃下冰的饱和蒸气压为20.0494pa,也就是说该气体中的水蒸气分压压力pw为20.0494pa。
再除以气体的总压力,即可算出用体积比单位表示的气体湿度。
3、质量比单位
湿度的质量比单位就是被测气体中水蒸气的质量与干气质量之比,用百分单位μg/g或×10-6(m/m)表示。
由理想气体状态方程可得
Km=KV×
KV
式中Km——被测气体的质量比湿度(μg/g);
MH2O——水的摩尔质量,一般为18g/mol;
MSF6——SF6的摩尔质量,一般为146g/mol。
反之,则有
KV=8.11×Km
用这两个关系式就可以进行SF6气体体积比湿度和质量比湿度的相互换算。
4、相对湿度
气体相对湿度是指被测气体中水蒸气的分压力与被测气体温度下水的饱和蒸汽压之比
HR=
×100
式中HK——被测气体的相对湿度(%);Ρs——被测气体温度下水的饱和蒸气压(pa).
相对湿度一般用大气湿度的单位。
5、绝对湿度
绝对湿度是指水蒸气的密度,即单位体积中的水蒸气质量,单位可用kg/m3、g/L等.
由理想气体状态方程可得
HA=
=0.002165×
式中H——被测气体的绝对湿度(kg/m3);R——气体常数,取8.314J.mo︳-1.K-1
T——被测气体湿度(K)
式中T采用热力学温度,热力学湿度(单位为K)等于摄氏温度(℃)加上273.15。
6、气体压力与湿度的关系
由于气体的可压缩性,气体湿度与其压力有密切的关系。
GIS或断路器气室内充装的SF6的压力都比较高,而通常的湿度测试是将气体减压后进行的,因此,要考虑气室内部的湿度,就必须进行不同压力系统下气体湿度的折算。
若果已知减压至pT后气体中水蒸气的分压力,则气室内气体中水蒸气的分压力可由下式计算
P’w=pw×
式中p’w——气室内气体中水蒸气的分压力(pa)
P’T——气室内被测气体的总压力(指绝对压力,即表压加0.1Mpa,Mpaa)。
用求出的p’w代替式中的pw,p’T代替pT进行计算,就可以得到气室内SF6气体的湿度。
实际上,通过简单的计算可知,对于体积比和质量比这两种用比例关系表示的湿度来说,其数值是与气压无关的。
因为水蒸气的分压力和干气的分压力总是按同样比例变化的,其数值是与始终保持恒定。
但对于露点来说,情况就不同了,露点湿度会随气体压力的增加而升高。
例如,在标准大气压(0.1mpa)下测试,气体露点为-36℃,水蒸气分压pw为20.1494pa;如果设备充气表压为0.6Mpa(即设备内的绝对压力为0.7Mpa),则设备内水蒸气分压p’w为140.3458pa。
相应的露点为-16.8℃可见,设备内气体的露点比减压后高很多。
相对湿度和绝对湿度同样也会随着气体压力的增加而增加。
在考察气体中的水分对绝缘的影响的时候,必须充分考虑到气压的作用。
(二)湿度测试方法
常用的现场气体湿度测试方法,依据所使用的仪器不同,目前主要有电解法、露点法和阻容法三种。
1、电解法
(1)原理。
完全吸收式电解湿度仪(或称微量水分分析仪)采用库仑法测量气体中微量水分(0~1000μL/L)。
其原理为:
在一定温度和压力下,被测气体以一定流量流经一个特殊结构的电解池,其水分被池内作为稀释剂的p2o5膜层吸收,并被电解为氢和氧排除,p2o5得以再生。
反应过程可表示如下
P205+H20→2HP02
合并上两反应式,得
H20
H2↑+1/202↑
被测气体中所含的水分将全部被P205膜层吸收,并全部被电解。
当吸收和电解过程达到平衡时,电解电流正比于气体中的水分含量。
从而可通过测量电解电流,得知气样中的含水量,此即为该仪器的定量基础。
根据法拉第电解定律和理想气体状态方程,可导出电解电流I与被测气体湿度之间的关系
I=
也可简化为I=1.4358×10-1KvQv
式中I——电解电流(μA);
Kv——被测气体的体积比湿度(μL/L);
Qv——被测气体流量(Ml/min);
P——大气压力(pa);
P0——标准大气压,为101325pa
T——环境温度(K)
T0——临界绝对温度,为273.15K;
F——法拉第常数,为96484.56C/mol;
V0——气体摩尔体积,为22.4L/mol。
通常,电解式湿度仪已经依据上述公式作了标定,其示值直接表示被测气体的体积比湿度。
(2)电解式湿度仪的操作步骤
1)连接管路。
连接好取样接头和测量管路,将辅助气源的取样管和被测气体的取样管分别与四通阀的两个接口连接,四通阀的一个接口与仪器入口连接。
检查仪器旋钮和阀件的位置,旁路流量阀和测量流量阀均应关闭。
测试系统所有接头处应无泄漏。
辅助气源用来干燥电解池,通常采用瓶装氨气并经内装5A分子筛的干燥管去除水分后再通入仪器。
有些湿度仪机内装有一小型干燥管,但因容量小,干燥剂容量失效,建议采用较大的外置干燥管。
5A分子筛失效后,可将其取出盛入瓷皿中,在高温炉内于500℃下活化4h,也可以在通干气或抽真空条件下于360℃下活化4h使其再生。
2)流量计的标定。
在测量时,流量准确与否将直接影响测量结果。
仪器说明书所附的附子高度——流量曲线,是在一定条件下标定的。
由于不同的季节和地区,其气温和气压有差异,所以用户应该用皂膜流量计标定出样品气的测试流量。
对旁通流量要求不严格,可用湿式流量计标定。
需要注意的是,对不同的气体,在相同流量下其浮子高度并不同,所以必须用待测气体或与待测气体相同的气体以标定流量计。
3)电解池的干燥。
长期停用或重新涂敷电解池的仪器,由于电解池非常潮湿,测试前需要进行干燥处理。
具体方法是将四通阀切换至辅助气源。
缓慢开启旁通流量阀,使干燥的辅助气体以1L/min的流量进入仪器。
接通电源,再缓慢开启测试流量阀,以20Ml/min左右的气流干燥电解池。
为了节约气体,旁通流量可减小或关闭。
至仪器示值下降到5μL/L以下时(越低越好)电解池干燥过程即告完成。
干燥所需时间,依仪器型号及使用保养情况而定,少则几小时到十几小时,多则几十小时。
4)定期进行电解灵敏度的检查的方法是:
将被测气体流量从100ml/min降为50mL/min,所测得的湿度应该是原来数值的一半(分别扣除相应流量下的本值后),最大相对偏差为10%,假如测得的数值比一半明显偏离,说明被测气体带入了杂质,与P205发生反应或吸附在其表面,电解池的效率降低,这时得到的分析结果偏低。
这种情况下应对电解池进行重新涂膜处理,涂膜的具体方法可参看相应仪器的说明书。
5)仪器长期停用,应切断气源、电源,关闭测试流量阀和旁通流量阀,封闭仪器进气口和排气口,使电解池密封保存。
2、露点法
(1)原理。
使被测气体在恒定电压下,以一定流量经露点仪测量室中的抛光金属镜面,该镜面温度可人为地降低并可精确地测量。
当气体中的水蒸气随着镜面温度的逐渐降低而达到饱和时,镜面上开始出现露(或霜)。
此时所测得的镜面温度即为露点。
用相应的换算式或查表即可得到用体积比表示的湿度。
露点仪可以用不同的方法设计,主要的不同在于金属镜面的性质、冷却镜面的方法、控制镜面温度的方法、测定温度的方法以及检测出露点的方法。
常见的露点仪可以分为两大类,即目视露点仪和光电露点仪,
目视露点仪通常以金属镜作为冷镜,通过溶剂蒸发手动制冷,利用与冷镜背面相接触的溶剂中的水银温度计或热电偶以测量镜面温度。
当温度逐渐下降时,镜面出露,温度时升时又消露,目视观察上述现象,以出露和完全消露时镜面温度的平均值作为露点。
该法凭经验操作,人为误差大,且需要使用制冷剂,不便于现场测量,目前已基本不采用。
光电露点仪通常采用热电效应制冷(也就是半导体制冷,采用多级Peltier)元件串联以获得不同的低温,由光电传感器检测露的生成与消失,并控制热电泵的制冷功率,用紧贴在冷镜下方的铂电阻温度传感器测量温度。
在测量室内,由光源照射到冷镜表面的光经反射后,被光电传感器接受并输出电信号到控制回路,驱动热电泵对冷镜制冷。
当镜面出露时,由于漫反射而使光电传感器接受的光强减弱,输出的电信号也相应减弱,此变化经控制回路比较、放大后调节热电泵激励,使其制冷功率减小,镜面温度将上升而消露。
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