范文一：变压器在线监测

变压器在线监测的应用及其前景

方琼，朱晓辉

天津市电力科学研究院（天津300040）

摘 要：本文主要阐述了日趋成熟的变压器在线监测技术，包括其系统结构、监测参数、故障判断等最新发展状况。

文中还分析了它与离线检测、状态维修等的关系，探讨了现有问题及其发展前景。

关键词：变压器 在线监测 状态检修

1 概述

以可靠性为中心的状态检修是电力设备检修的发展趋势，在西欧、北美等已得到了实际应用，国内不少电网公司也已安装了相关设备和软件系统。

现有的预防性试验由于离线试验条件和设备运行条件有差别，从而存在事故的漏报、早报或误报等问题。同时，预防性试验费用高，停电损失大。

变压器在线检测即利用传感技术和微电子技术，对运行中的变压器进行监测，获取反映运行状态的各种物理量，并进行分析处理，对变压器的运行状况作出预测，必要时提供报警和故障诊断。从而尽量避免故障的进一步扩大而导致严重事故，指导变压器的最佳维修时机，为状态检修提供实时数据和重要的参考依据。因此，在线监测是从预防性检修向状态检修过渡的纽带和必备的技术手段。

[1]

2 变压器在线监测技术现状【2，3，4】

通过故障模式分析，变压器的在线监测项目主要有油中溶解气体测量与分析（DGA）、局部放电测量（PD）、有载开关的触头磨损等。

2.1 油中溶解气体分析

通过监测确定特征气体，油中溶解气体分析已被证明对于发现油浸变压器内部潜伏性故障相当有效和可靠。安装油中特征气体传感器连续监测，可能监测到早期的潜伏性故障征兆，从而有助于用户尽可能采取正确的检修措施。但该方法对于突发性故障反映并不灵敏。已有的DGA技术能够确定气体的类型、浓度、趋势及气体的产生速率。油中溶解气体的变化速率在决定故障发展严重性方面很有价值。

目前国内安装较多的油中气体在线监测装置是加拿大Syprntec的HYDRAN20li智能型变压器早期故障在线监测系统，其监测组分及其响应为100％H2十15％CO十8％C2H2十1％CH4，故是一种以H2为主的可燃气检测仪，对乙炔不敏感。由于变压器色谱分析IEC标推将H2排除在考核内容之外，部颁标准正在考虑逐步谈化H2超标的概念和标准。另外，HYDRAN 201i检测的是混合气体，故无法用三比值等判据进行分析，最终将会被全组分DGOA所取代。美国MM公司的TRUEGASTM全组分DGA在世界各地已有多年的运行经验，但目前在国内尚无运行实例，而且价格较高。它能检测H2，CH4，CO，C02等9种气体。所采集的数据经处理后使用三比值法、四比值法、气体诺谩图法和CIGRE推荐的方法对各次采样的数据进行分析及故障诊断。国内的MGA系统及DZJ系统使用复合式传感器，可以分

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别测出H2，CO，C2H2，CH4，C2H6,C2H4等六种气体，灵敏度从1ppm到10ppm，标称的寿命在1年到10年之间，基本上可以满足在线监测的使用要求。

2.2 局部放电

局部放电（PD）不仅是绝缘老化的现象和表征，而且又是促使绝缘老化的一个重要因素，故值得进行PD在线监测。研究表明，超高压变压器在工作电压下的长期运行寿命与其绝缘中有无PD密切联系，即PD越弱，则正常运行的寿命越长。同时，在线监测PD可以及时预防或发现突发性故障，这也是它是优于DGA的重要一点。

现有的局部放电在线测量方法主要分为电脉冲测量和超声波测量，最近国内外又出现了甚高频（VHF）、超高频（UHF）等方法，但应用最广泛、技术最成熟的则是依据离线测量标准IEC270（或IEC60270）的电脉冲测量方法。应用该方法的系统主要在罗高夫斯基传感器的安放位置、系统的检测频带、抗脉冲型干扰的方法等方面存在差异，而在数据采集、信号处理及显示上并无太大区别。图1为PD在线监测的常用模式。

图1 电力变压器局放在线监测系统图

目前国内PD在线监测系统的水平和国外比较接近，基本使用嵌式传感器，不改变变压器的接线，这一点受到了欢迎。武汉高压研究所研制的PD系统，采用带宽为10－1000kHz的电流传感器从套管末屏、中性点及铁心等接地线处耦合脉冲信号，组成平衡对以消除外来脉冲干扰，同时获得局放脉冲幅值及次数。西安交通大学研究的BYT型PD系统，测量频带为40kHz－2MHz，在每相高压套管底座及套管末屏处分别安装一大一小两路传感器，系统通过鉴别这两路脉冲信号的极性来定向耦合变压器内部的PD信号，从而有效的抑制外来干扰。

变压器局部放电在线监测的灵敏度一般为1000pC以上，高于离线下的变压器出厂试验规定值。所以现有系统主要依据PD的长期发展趋势来对变压器绝缘状况进行分析，而不完全是某次的单一测量值。此外，还可以利用局部放电椭圆图、二维、三维等谱图对局部放电的类型进行分析。

2.3 其他

另外，可以通过对变压器铁心接地电流的在线监测，来判断变压器铁心是否有多点接地故障；GE公司生产的LTC-MAP系统，可以在线监测变压器有载调压开关的状况；已及在线测量套管的介质损耗等。但诸如变压器油中微水、绕组温度分布(以决定绕组最热点温度)及其纸绝缘的老化参量(例如糠醛)等的在线监测，目前尚无好的解决方法，国内外都在积极探索中。

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[5]3 变压器在线监测策略

3.1 在线监测方案的选择

任何方案的改变、经济上的投入，都必须考虑效益能增加多少，或可靠性能提高多少。所以现在各电力部门已经从20世纪后期不计成本的上在线监测项目转变为慎重的考虑在线监测项目在不同情况下的投入产出比、可靠性等综合效益情况。

所以，究竟是否采用在线监测方案，进行哪些参量的在线监测，采用哪种类型的在线监测系统，这都需要遵循实事求是的原则：即根据每台变压器以及变压器上不同部件故障率等实际情况出发，认真研究采用什么样的检测方案既能确保运行可靠性，又能提高经济性。

首先应该对变压器是否需要进行在线监测进行等级划分。划分的等级需要考虑如下因素：

(1) 变压器在电网中的重要性，涉及供电用户的断电经济损失及社会影响；

(2) 变压器的老化程度，以及发生危险的几率，即危险性水平。

变压器等级的划分也反映在2001年10月IEEE提出的变压器在线检测的导则第10稿中：“对于已老化的变压器，特别是当它在系统中的地位又很重要时，对其关键参数进行连续监测是合适而且很有价值的。”

其次在确定需对变压器进行在线监测后，应分析在线监测变压器的哪些部件、哪些参量。

例如加拿大电气协会（CEA）对他们那里90年至94年间发生的变压器事故进行分类统计如表1示，认为有载调压装置及套管的事故率最高，需多加关照。

表1 加拿大90-94年变压器事故率按主要部件分类

100-149kV200-299kV300-399kV500-599kV110-799kV 主要部件

0.0062 0.0056 0.0007 0.0055 0.0055 套管 0.0022 0.0019 0.0022 0.0027 0.0024 绕组

0.0086 0.0092 0.0136 0.0064 0.0087 有载调压装置

0.0015 0.0009 0 0 0.0010 铁心

0.0013 0.0005 0.0007 0 0.0010 引线

由于故障的多样性，检测参数与缺陷或故障还不可能一一对应，因此需要着重寻找对最常见故障的有效检测参数及检测方法；需综合多种有效检测方法所得的数据，通过横比（同类、相间等比较）、纵比（历史比较与已有案例比较）等作出判断。检测变压器每种参量的作用、优缺点及现有技术水平可参考本文2.2节。

最后，需要考虑采用哪种类型的在线检测系统。它需要考虑如下要素：

(1) 项目具备的资金量；

(2) 项目实施的现有技术平台；是否为无人值班变电站？

(3) 在线检测项目实施后的管理模式。

例如在一个无人值班变电站实施变压器色谱、局放等在线监测项目时，可以对色谱实行分层分布结构，而对局放实行便携式结构，这可以根据实际情况灵活掌握。

3.2 在线监测与离线检测的关系

在线检修比定期检修“先进”，但不应该不分重要性、可能性，都去搞在线检测；其分类方案参看图2。如对于影响很小的次要设备，仍以事故维修最经济。而被测设备即使很重要，但其故障的发生如果很突然，至今仍无法预测的，目前也无法实施在线监测及状态维修。因此一切都需从实际出发。

261

图2 电力设备状态维修的分类原则

4 在线监测技术存在的一些问题

尽管变压器在线监测技术已经发展了几十年，但从成熟产品的角度来考查，国内外的在线监测系统都存在一些共同的问题：

首先缺少统一的技术标准，这是它最大的缺陷。绝大多数在线监测系统测量原理基本上都是依据离线试验时的IEC、IEEE标准或者国家标准，但其产品制造、检验、校正、数据分析判断等都没有在线监测技术标准，这使用户很难识别其产品性能是否达到实际监测要求，也给设备的推广及技术革新等带来了难题。

其次是抗干扰等技术问题。这是20世纪困扰在线监测技术推广应用的一大难题。但是随着为数众多科研人员数十年的实验研究，特别是计算机、传感器、光纤、数据采集等技术的飞速发展，很多参量的在线测量可以将干扰抑制在可以接受的水平上，从而大大提高了测量数据的可信度。

然后是设备在现场的可靠运行、维护问题。现在国内很多变压器安装了在线监测装置，但据调查实际正常运行的只占30%左右。这里有两方面的原因：一个是监测装置本身稳定性较差；另一方面操作人员水平的高低直接决定了设备的使用情况，需加强对运行人员的在线监测技术培训。

最后是应用在线监测技术的经济效益问题。在线监测能否大面积推广应用，还需进行投资和效益的综合比较。一般在线监测设备价格不应超过变压器的2%，目前很多监测设备特别是国外设备往往价格很贵，超过5%，寿命较低（比如一些油中气体检测装置），而且运行后还需要加上维护的成本。所以应在分析被监测设备故障的统计概率基础上有选择的安装在线监测设备。

5 在线监测技术的前景

根据目前在线监测技术及用户使用的情况，今后它将在以下几个方面有所突破：

(1) 技术层面

硬件设备将向智能化、网络化、总线化方向发展，软件故障分析系统将与离线试验信息、设备本身信息及运行信息等进行综合化、专家化、智能化诊断，不同系统的在线测量数据将能够共享；具体表现为具有数据接口的智能型传感器、干扰将得到有效抑制、色谱分析用的透气膜寿命将会延长等。

(2) 政策层面

将会出现统一的技术标准，同时相应的变压器检修规程、检修管理等也会改变，从而会建立相对262

完善的状态检修管理系统；现在IEEE的在线检测标准已经讨论到第十稿，国内的在线检测行业标准也在起草之中，而国电公司、科研院所、在线监测公司等都在积极推动在线监测产品的研究及应用，这反过来也会促使状态维修体制的早日实现。

(3) 经济层面

产品的硬件成本将会大幅下降，软件故障分析系统愈显重要。随着越来越多国内在线监测设备生产公司、状态检修软件开发公司的参与，加上同国外公司产品的竞争，同时国内电力用户的需求量大大增加，从而产生规模效应，这些竞争和规模经济等市场因素必将促使在线监测产品的性价比得到提高。

6 结束语

随着传感器、数据采集、信号处理、网络传输等相关技术的飞速发展，变压器在线监测技术逐步解决了20世纪后期抗干扰效果不理想、设备可靠性差、不能故障判断等技术难题；同时在总结以往数十年经验教训后，新近开发或更新的监测系统自身可靠性、数据可信度等都有显著提高，软件界面及数据处理等都相对简化，适合了电力运行人员的现场操作及判断；同时，变压器在线检测参量也由原来色谱、局放等单一参数测量向多种参数测量，识别故障的方法由原来的单次数据向多次测量数据所形成的发展趋势、由原来的单一参数判断向多种参数综合判断等转变，很大程度上提高了故障识别的准确度；而且在线监测的硬件成本也在逐步下降，性价比有了显著提高。这都为在线监测的应用及推广在技术层面、经济层面等奠定了较好的基础。

参考文献

[1] 董其国，电力设备状态检修策略的认识与实践，2003年供电设备状态检修技术研讨会，北京，2003

[2] 方琼，电力变压器在线检测中基于脉冲定向耦合法的抗干扰技术， 西安交通大学硕士论文，2003

[3] 朱晓辉，推广在线监测技术中所应注意的问题，供用电， 1998.15： p14-16

[4] 黄建华，变电站高压电气设备状态检修的现状及其发展，电力系统自动化，2001，25(16): p56-61

[5] 严璋，认真吸取国内外经验,经济有效的开展状态维修，2003年供电设备状态检修技术研讨会，北 京

263

范文二：变压器在线监测

变压器在线监测主要是根据变压器的各种机械和电气特性，主要包括以下内容:油中溶解气体色谱分析、局部放电、铁心接地电流在线分析、绕组变形在线分析和振动分析 。

如果是指后台监控机监测的话那就是通过继电保护装置及测控装置对变压器电量和非电量参数进行测控，电量信号包括变压器高、低压侧的电压、电流、功率因数、有功、无功，断路器、隔离开关、地刀分合闸位置信号等;非电量信号包括:重瓦斯、轻瓦斯、变压器压力闸、上层油温、绕组温度、冷却风机运行情况等。

不管哪种一般都是大型主变才会有，具体情况根据主变实际情况进行信号采集，小型电力变压器一般不配置监测系统。

高压电缆局部放电在线监测系统。运用状态检修理念对电力电缆实施在线监测,对电缆绝缘状况进行评估,是一种较好的诊断方法。国内外大量的文献研究表明,电缆接头发热、电缆绝缘品质劣化,特别是水树枝状老化,是导致电缆绝缘发生击穿的主要原因.。

对于电力电缆的局放在线监测，主要引进国外最新的科技，采用特高频，电磁波，以及高频CT三种测量方法综合监测，通过放电指纹专家识别系统，对电力电缆的绝缘状况进行实时准确判断。

局放分辨率:12bit

50/60赫兹精准度:0.1度

局放量测范围:2V, 40dB自动调整放大器

局放灵敏度:1mV

局放量测频宽:30MHz~900MHz

滤波器:多段滤波器自动选择

脉冲重复频率:50kHz

FPGA数位处理器

通道数:4个独立通道, 可选购多任务器扩充至48通道

输入阻抗:50欧姆

工作电源:100V~240V

通讯界面:光纤x1

据了解我国自1986年第七个五年计划期间开展高压开关设备在线监测和故障诊断的研究开发以来，十几年来工作的深度和广度不断增加，虽然仍有不少困难，但已开始较快发展及应用，并呈现出百花齐放的局面。

总的看来，与一些机械设备甚至与发电机、变压器和各种绝缘设备的在线监测和故障诊断相比较，高压开关设备的在线监测和故障诊断开展明显要晚。问题更多。这可能是由于高压开关设备与其他设备相比，有以下特点。

(1)高压开关设备的结构更复杂，更多样化。事故种类也多样化。

(2)高压开关绝大多数经常不动作，而其动作(包括机构、灭弧等)可靠性又极为重要。

(3)高压开关设备的价格和重要性较其他电站设备如锅炉、汽轮机、发电机和变压器等要差。

2 用电单位应用的目的。

高压开关设备在线监测和故障诊断技术是集传感、微电子、光电、计算机、通讯、网络和信息等高新技术与传统的高压开关技术结合的综合性、跨多学科的—项新技术，但这决不是应用它的理由。根据国内、外的一些情况，不同单位应用该项技术的理由有以下几种:

2(1作为高压开关设备的状态维修的一项技术根据

状态维修是电力系统一项旨在代替实行多年的定时维修，有重大经济意义的措施，它具有以下优点。

(1)保障高的供电率。由于我国输电供电线路单薄，定时维修制度下，设备需较经常地进行小修及大修，势必造成用户不必要的停电。

(2)增加设备使用年限。我国著名高压开关专家有一句名言:高压开关不是用坏的而是试坏的。在定时维修下，每次高压开关试验都需多次合分，而绝大多数高压开关在试验中均正常。

(3)减少开关设备故障和事故。当前，高压开关的检修均系人工进行。有关人员的素质及现时状态均会直接影响检修的质量甚至会将合格的开关检修成不合格的产品。

(4)减少检修费用。

(5)减少检修人力。

2(2作为变电站自动化、无人化的一项技术保证

变电站的自动化、无人化也是电力系统一项具有重大经济意义的措施，有关理由兹不赘述。高压开关设备在线监测和故障诊断技术可代替巡视人员的视、听、触、嗅、味五种感官，在各种气候条件下包括黑夜、大雨、沙尘等十分严酷的条件下，自动地、不间断地监测。监测量的种类、灵敏度，判断能力等则会较一般巡视人员更有优势。

2(3提高开关设备运行可靠性

定期检修并不一定能在检修后的较长的运行期间开关不出故障和事故，这已为众多事例证明。

显然，不同单位应用该项技术的目地有很大差异，从而决定技术与经济方面会有相当的不同。这里，当然也不排斥不少本位是抱着试验和实际考察的目的而在小规模地进行。

3 经济上的思考

国外一些单位重视应用这项技术能否为用户带来直接和间接经济效益，并作了一些经济分析。当然常常由于实际数据的缺乏，并不同国度经济情况又会大相

径庭。以下是一些考虑方法。

(1)对一般电工产品包括高压开关设备，只考虑减少维修所带来的直接经济效益，据此，在线监测和故障诊断装置及维修费用不应超过开关设备价格(包括安装费用的)l,。

(2)对频繁操作的高压断路器，如水电站的调峰高压断路器，费用可以高不少。在此情况下，上述费用不应超过2(75,。

(3)同上，还考虑事故造成的损失，此时应考虑事故率及每次事故造成的直接损失(包括损坏的零部件、维修费，少供电的损失等)。但未见提供的数据。

(4)实际上还应当考虑间接经济损失。

(5)社会损失等也应估计，但更难量化。

4 适用场合的推荐

在近、中期，高压开关在线监测和故障诊断装置看来只宜在少数有限场合应用，这些场合可以是:

(1)220kV及以上的开关设备。

(2)封闭式组合电器。

(3)频繁操作的重要高压开关。

(4)故障率较高的设备，如美国电力科学院与加拿大魁北克电力公司共同开发的监测系统的对象都是旧型的双压式六氟化硫断路器和压缩空气断路器，几年来监测出5项重要故障，节的资金百万美元。

(5)事故率较高项目的监测:

(a)封闭式组合电器和罐式断路器的绝缘监测;

(b)操动机构及控制电路监测。

(6)低价的一些项目的监测诊断装置可更广泛应用。如ABB公司的12kV断路器的应用。

(7)应用便携式仪器进行检测，如UHF、VHF局部放电检测、定位和红外温度检测仪等已在国内外应用。

(8)临时性监测(或称为不拆卸不打盖测试)装置，如六氟化硫的动态回路电阻检测弧触头磨损，振动检测机械故障等。

(9)具有重大社会意义如政治影响和牵涉人民生命安全等场合。

5 对一些看法的分析

5(1关键问题在于提高设备的可靠性

这是完全正确的。但设备的改进会引出新问题。如封闭式组合电器和罐式断路器的引入，由于介质场强的提高，又引出新的绝缘问题，而且设备发生事故的直接间接损失将更大。另外，设备的改进常导致寿命的延长，而临近寿命期故障总会增加(即浴盆曲线的后沿)。此外，还要决定设备延长寿命的可能。因此，一切决定于经济分析，仍会有不少设备需要此项技术，当然永远只是其中必需的一部份。

5(2监测和诊断总有漏判

这是完全正确的。现代医学检测诊断已有几百年仍不可避免这一现象，但仍在应用。根据国外数据，用局部放电法监测组合式电器绝缘故障的检出率约为60,，一般认为这是一个不错的数据，可以藉此获得相当效益了。当然还要努力以不断改进。

5(3监测和诊断总有误判

这是完全正确的。现代医学检测诊断已有几百年仍不可避免这一现象，但仍

在应用。实际上，监测诊断装置只是提供信息、发出警报。最后操作处理通常由人来完成，这需要慎重、需要时间。如龙羊峡变电站监测出某间隔有明显局部放电信号，只是提前安排检修计划，并不影响供电。

5(4监测诊断装置的寿命比开关设备的寿命要短

这是正确的。据继电保护专家意见，微机继电保护装置的寿命约为十五年，主要由A,D装置的寿命决定，其他元件还要长。购置安装新的设备将增加成本。另一方面，应用自我检测手段可以避免装置的故障导致监测诊断的错误，这不难做到。

6 关键技术

6(1传感技术

这是信号获取技术。当前需要发展举例:

(1)六氟化硫的低湿传感技术;

(2)廉价简易的真空度传感技术;

(3)低价、小尺寸的温度传感技术;

(4)开断能力如燃弧时间等的监测技术;

(5)具有综合监测能力的传感技术，如:

(a)机械振动传感技术，可检测机械故障，机械零件脱落，出现局部放电的绝缘不良、小电流电弧和接触不良等。

(b)电磁波传感技术，可检测出现局部放电的绝缘不良、小电流电弧和接触不良等。

6(2故障诊断技术

除了少数项目诊断比较简单容易外，这方面的研究开发不足是当前高压开关监测诊断技术的严重缺陷。有些项目监测很容易，但诊断不容易，如线圈电流波形诊断和由行程信号求速度等。机械振动信号有很好的检测能力，但诊断技术碰到很多麻烦，大大地限制了它的应用。这方面的研发需要投入相当规模的人力物力。

有关故障诊断技术有以下几个方面的方法。

(1)特征参数法

根据制造厂家提供或专门试验所得参数进行对比。比较时须注意条件的差异如环境温度，负载电流或开断电流，已操作次数等，并需注意分散度的合理选择。当然，特征参数也是以下各种方法的基础。正确选择或推出恰当的特征参数是一项十分重要的工作。

(2)比较法

可以有纵向法(历史的)，横向法(同型产品)。比较时须注意条件的差异，如环境温度，负载电流或开断电流，已操作次数等，并需注意分散度的合理选择。

(3)信号的微观特性的发现

在注意监测信号的宏观特性的同时必须注意信号某些微小异常的诊断，当检测信号特征值虽属基本正常但出现某些细微差别时(如机械方面)，这有时会显示事故的前兆，诊断技术须发展这方面的能力。

(4)典型故障特征法

根据模型试验、现场试验信号特征可以作出诊断结论。此种方法工作量相当大，但这是很有意义的基础性工作。应用计算机仿真可以很好地解决一些方面的问题，效率较高，如西交大杨武博士的工作即是。

(5)专家系统法

可将专家经验移植，并可进行综合判断。

6(3电磁兼容技术

高压开关在线监测和故障诊断装置须下放到开关设备上，这就造成电磁干扰特别严重的不利情况。众所周知，真空开关开合电路出现复燃时和封闭式组合电器隔离开关开合无载短母线时都会产生陡度很大的过电压，这将造成强烈的电磁波辐射及外壳等处电位上浮。此外，工频电场和磁场(特别在短路时)的影响也将相当强烈。因此必须研究可靠的防护(抑制)技术及不同应用场合下应有的防护水平也即抗扰性标准，这方面还有不少工作要做。

6(4与其他系统的兼容及扩展

(1)在线监测故障诊断技术与电网计量、继电保护、电网故障录波及操作顺序分析、高压开关操纵控制诸系统综合。

(2)发展高压开关在线监测和故障诊断系统的通信技术并与电力系统中的MIS系统，SCADA系统等兼容。

(3)电力变压器有载分接开关(频繁操作和重要的设备)的过热和机械故障的监测和诊断和电力设备出线端过热的监测诊断等。

7 研究、开关、制造和运行单位的配合

在我国，较合理的研究开发单位应是电力系统或用户、高压开关设备制造厂以及研究院所或高校联合进行。产品制造则更适于制造厂完成，这样不但易保证质量而且在设备出厂时就可积累数据并便于工厂跟踪及大范围的统计，使这一工作系统化并可通过反馈信息提高产品质量。为此，一些高压开关厂宜向一些国外综合型公司学习，大力提高微电子及计算机类产品的研究、开发能力，以尽快适应当前工业、科技发展的趋势。为此，引进及培养这些领域的技术人才特别是有经验的研发人员是极为重要的。在此，有关政策宜有所倾斜。

高压断路器在线监测系统

2011-8-10 9:36:00 来源:北京九为安泰科技有限公司

1.1 系统简介

高压断路器(或称高压开关)它不仅可以切断或闭合高压电路中的空载电流和负荷电流，而且当系统发生故障时通过继电器保护装置的作用，切断过负荷电流和短路电流，它具有相当完善的灭弧结构和足够的断流能力，可分为:油断路器(多油断路器、少油断路器)、六氟化硫断路器(SF6断路器)、真空断路器、压缩空气断路器等。

高压断路器在线监测系统采用先进的传感器技术、数据通信技术与在线监测技术，可实现对高压断路器运行状态、动作过程的实时在线监测;实现对操动机构和储能机构的故障诊断;实现对触头电寿命的综合分析，进而对高压断路器存在的拒动、误动等隐患进行预警，为高压断路器的状态检修提供充分的依据。

高压断路器在线监测系统能对断路器的开断电流与开断次数、分闸线圈电流、合闸线圈电流、分合闸控制电源电压、储能电机电流、储能电机电源电压、断路器辅助接点、储能系统辅助接点、触头行程以及机械振动等重要状态信息进行在线监测，适用于不同10kV?500kV电压等级的SF6及真空高压断路器，能同时对一个变电站内

多台断路器进行实时监测与诊断，监测数据可远程上传。

系统采用传感器体外安装方式，无需更改运行中高压断路器的机械部件及控制系统接线，对高压断路器运行无影响，安全可靠，能够有效地提高对高压断路器的监测和管理水平。

1.2 系统结构

系统结构图

高压断路器在线监测系统采用分层、分布式系统结构。其结构如图所示，系统包括主站系统、通信系统、分布式监测装置三部分。

分布式监测装置又称下位机，由单片微机系统组成，安装在各监测断路器处，主要完成断路器各电气参数、机械参数的数据采集，并通过通讯系统总线，按照特定的通信规约将数据上传给主站系统。通信系统基于485总线和以太网，用于下位机与主站系统的通讯联络。主站系统主要完成与下位机的通讯、数据的分析处理、运行参数波形曲线的显示、报表的显示打印、综合诊断分析、下位机的监视等功能。

主站系统软件层次结构如下图所示。串口通信驱动负责硬件层收发串口数据，101协议驱动负责链路层通信过程控制及数据帧收发，用户数据驱动负责各子站用户数据的交换，并同数据库及显示操作界面交互，参数计算驱动负责进行各参数计算并同数据库及显示操作界面交互。

软件层次结构

1., 系统功能

1、对断路器操动机构进行监测和诊断。 1)、监测量:

(1)断路器合、分闸线圈电流; (2)分合闸控制电源电压;

(3)断路器动作过程机械振动; (4)断路器动作行程;

(5)断路器辅助接点动作。

2)、诊断分析与预警、报警

(1)断路器动作过程特征参数计算 (合闸时间、分闸时间、同期性、分合闸行程、超行程、分合闸速度、振动局部能量

最大值等);

(2)断路器动作过程特征参数趋势分析; (3)断路器动作记录及统计;

(4)断路器动作过程特征参数越限预警; (5)断路器动作故障报警。

2、对断路器触头电寿命进行监测和诊断。

1)、监测量:

(1)断路器开断电流、开断次数;

2)、诊断分析与预警、报警

2(1)断路器电寿命计算(电磨损、??idt);

(2)断路器电寿命(触头磨损)趋势分析;

(3)断路器电寿命参数越限报警。

3、对断路器储能机构进行监测和诊断。

1)、监测量:

(1)储能机构工作电流、动作时间;

(2)储能电机电源电压。

2)、诊断分析与预警、报警

(1)储能动作过程特征参数计算(储能时间、动作次数等); (2)储能动作过程特征参数趋势分析;

(3)储能机构动作过程特征参数越限预警;

(4)储能机构故障报警。

1.4 对高压断路器常见故障的诊断方法

1、操动机构部分

1)、常见故障:

分合闸控制电源故障，分闸线圈、合闸线圈损坏，机械部件损坏，机构卡滞等，

造成高压断路器拒动、误动、动作性能下降等。

2)、诊断方法:

通过分合闸控制电源电压，分析分合闸控制电源是否存在故障。 通过分闸线圈电流、合闸线圈电流、分合闸控制电源电压，分析分闸线圈、合闸

线圈是否存在损坏。

通过断路器辅助接点、触头行程、机械振动，分析分合闸时间、同期性、分合闸

速度等，判断机械部件是否有损坏，机构是否有卡滞等。

2、断路器触头部分

1)、常见故障:

触头机械磨损、电磨损，造成高压断路器开断性能下降、甚至无法开断等。

2)、诊断方法:

通过断路器开断电流和开断次数，判断断路器触头电寿命。

3、储能机构部分

1)、常见故障:

储能电机损坏，储能电机电源故障，机械部件损坏，机构卡滞等，造成高压储能电机拒动、无法储能等。

2)、诊断方法:

通过储能电机电源电压，分析储能电机电源是否存在故障。

通过储能电机电流，分析储能电机线圈是否存在损坏。

通过储能机构辅助接点，分析储能机构的机械部件是否有损坏，机构是否有卡滞等。

断路器操动机构部分、储能系统部分、断路器触头部分的故障，都可能造成高压断路器拒动、误动、动作性能下降等整体故障。

范文三：变压器在线监测

变压器在线监测系统

1 概述

电力变压器是电力系统最主要和最昂贵的设备之一，其安全运行对保证供电可靠性有重要意义。电力变压器的故障率较高，不仅会极大地影响电力系统的安全运行，同时也会给电力企业及电力用户造成很大的经济损失。为了提高电力系统运行的可靠性，减少故障及事故引起的经济损失，要定期对变压器进行绝缘预防性试验。但是，如果变压器停电进行预防性试验，将影响正常供电。因此对变压器运行状况在线监测越来越受到供电部门的重视。在线监测技术的发展与广泛应用是电力系统状态检修的基础，必将在电力生产中起到重要作用。

目前，国内外对变压器的监测主要有以下几方面的内容:

(1) 对变压器局部放电的监测

(2) 对变压器有载分接开关的监测

(3) 对变压器的套管的监测

(4) 对变压器油的气相色谱监测

(5) 对变压器上层油温的监测

中国电力科学研究院研制的在线监测系统只对变压器套管、油中氢气浓度、铁心接地电流、上层油温及环境温湿度进行监测。

2系统结构

变压器在线监测系统的结构如图1所示，对变压器的套管、油中氢气、铁心接地电流、上层油温及气象条件进行在线监测。系统设计了“看门狗”。由于在线监测系统是在无人看管的条件下运行的，变电站又常常出现一些偶发干扰，这些干扰在某些条件下会导致计算机程序运行混乱、硬件故障或死机等问题。为了解决这个问题，设计了硬件复位电路——即“看门狗”。在正常情况下，程序不断地将硬件复位电路的计数器清零，硬件复位电路不会动作，计算机正常工作。一旦计算机在异常情况下发生死机，程序无法清除“看门狗”，在大约15分钟时间里，

“看门狗”不被清零，硬件复位电路就将动作，触发计算机的硬复位端口使系统

重新启动。采用这种措施可大大提高监测系统运行的可靠性。

图1 变压器在线监测系统框图

氢气

探头 电话机

温度

探头

变调制解调器 压

铁心 器 信号 电流 调理 探头

多

末屏 信 信 路 工 看 A/D 取样 号 号 控 门 探头 选 调 机 狗 线 理

气象条件

(温度、湿度)

3监测内容及测量原理

3.1变压器套管

3.1.1 监测内容

变压器套管为电容型设备，监测内容如下:

介质损耗因数() tan,

I泄漏电流 0

电容量变化率 ,CC/

3.1.2 测量原理

(1)介质损耗因数()的测量原理 tan,

介质损耗测量系统对设备绝缘劣化的故障有较高的灵敏度，在绝缘预防性试

验中介质损耗测量是必不可少的测量项目。同时高压设备的介质损耗一般都很小，所以对测量的精度要求很高，而且在现场测量时易受各种形式的干扰，因此要精确而稳定地在线监测设备的介质损耗难度较大。

系统使用穿芯电流传感器(CT)，结合软、硬件方法对套管进行介损测量。即使用一个穿芯CT取流过被测设备的电流I ，参考电压信号U取自该设备所在母c

线上的PT，通过PT二次侧回路接一组电容C将参考电压信号转为参考电流信PT

号，用另一穿芯CT测该电流I，其中I和I的角度差为，如图2所示。 ,ptcpt

U

PTCCxPT保险管Rx

Ur(I)rUIUptptr

IrCT1

信号调,理电路CT2

,

U(I)ptptU计算机系统

图2 介损测量原理图

通过滤波、锁相等硬件信号调理电路，结合傅里叶变换(FFT)算法，计算

tantan(90),,,,出，则介损。 ,

图2中CT1和CT2为特制的有源CT。

(2)泄漏电流

通过测量图2中CT2的输出电压U，可得泄漏电流:c

IIU,, 0cc

(3)母线电压

通过测量图2中CT1的输出电压U，计算可得母线电压: pt

ptUptU,，,，220/57110/57或 ptpt

3.1.3 运行结果

从运行的数据结果可以总结出以下两点经验:

(1)介损的监测受PT参考信号的影响，同相各设备受影响的程度相同，可以运用数据处理的方法消除该影响;

(2)在线监测介损的判断方法应从其变化趋势来分析。该经验同样适用于对变压器套管。

3.2油中氢气的监测

分析变压器类等充油设备油中溶解氢气等可燃性气体，可以预报设备内部存在的故障隐患，以便及早采取必要的措施，防事故于未然。

高压电气设备的潜伏性故障可分为过热性故障和放电性故障两大类。过热性故障是指铁心多点接地和局部短路、接点焊接不良等故障形式;放电性故障是指电弧放电、火花放电和局部放电等故障形式。无论是过热性故障还是放电性故障，最终都将导致电气设备绝缘介质裂解，产生各种特征气体。由于碳氢键之间的键能低，生成热小，在绝缘材料的分解过程中，总是先生成氢气，因此氢气是各种故障特征气体的主要组成成分之一。目前，电力系统中采用气相色谱法分析油中溶解气体含量，这对正确判断设备早期故障起了很大的作用。但气相色谱法由于受到实施周期的限制，有可能错过检测到迅速发展的故障的短期预兆;另外气相色谱法在实施过程中气体难免从油中逸出，尤其是对极易扩散的氢气更为严重。因此在气相色谱法的分析结果中，氢气的含量往往出现较大的分散性，也就不容易引起人们的重视。

本系统的测氢探头采用高分子膜渗透油中氢气，直接从油中分离出氢气进行在线监测，弥补了气相色谱法周期性限制和误差大的缺陷，并根据氢气含量的变化情况，预知设备的早期故障，是目前较为理想的手段。

油中氢气含量的测量采用活化的铂丝作为氢敏元件。当氢气在加热到恒定高温的铂丝上燃烧时，引起铂丝电阻值的变化，这种变化在一定范围内与氢气浓度成函数关系。对氢敏元件获得的信号进行采集处理，即可得到氢气浓度。有稳定可靠及寿命长的优点，是国外采用燃料电池作为氢敏元件所不能匹及的。 3.2.1 测量原理

测氢探头采用高分子膜渗透油中氢气，直接从油中分离出氢气，采用活化的

铂丝作为氢敏元件，通过氢气在铂丝上燃烧，引起铂丝电阻值的变化，来测量氢气含量的。其原理框图如图3。

变压器 排空

空 气 气体缓冲 油 气 气体检测

压缩泵 过 滤 器 分离室 室传感器

通气切 检测控检测控监测控换开关 制器1 制器3 制器2

加热器 加热器 工控机 信 号 耦合

1 2 I/O 及 放 大

温度控温度控A/D转换 制器1 制器2

图3 氢气含量检测原理框图

3.2.2 油气分离

油气分离由透氢率高的高分子膜完成。高分子膜固定在特殊设计的气室里，气室的底座通过法兰与变压器连接。

3.2.3 试验及运行结果

本系统已在变电站和电厂投运6台，运行情况良好，最小检测浓度可达1L/L,。运行稳定，测量准确，抗干扰性强，安装方便，基本不用维护。 3.3上层油温的监测

3.3.1 监测原理

变压器上层油温的异常变化，可以反映出变压器的过热性故障。本系统用Pt100温度传感器对变压器上层油温进行监测。测量的原理框图如图4。

变压器 温度传感 信 号 A/D 工控机

器Pt100 调 理 转 换

图4 变压器上层油温测量的原理框图

3.3.2 监测结果

正常运行中的变压器，上层油温与负荷、环境温度等因素有关。目前正在运行中的监测系统，由于未接变压器负荷监测，对结果的分析还不能非常细致，但是一般情况下，环境温度高时，上层油温也高。

4 测量方式

测量方式采用整点检测方式。对变压器套管和变压器油中氢气含量的检测则每天检测一次，铁心接地电流、油温及气象条件每小时检测一次。 5 总结

(1)电力变压器是变电站中的重要设备，开展电力变压器的内部绝缘在线监测对保证电力系统的安全可靠运行具有重要意义。

(2)电科院开发的电力变压器绝缘在线监测系统已经投入实际应用，取得的运行经验证明，该系统运行稳定，可靠。

(3)变压器的局部放电是引起绝缘故障的主要原因之一，开发其在线监测技术具有重要意义。但如何提高局部放电在线监测的灵敏度和抗干扰能力还没有得到很好解决。因此，国内外已经开发出了相关的监测系统或监测仪器，到目前为止，还没有见到明显的使用效果。

范文四：变压器气体在线监测

(

二 〇一一 年 七 月

电气设备在线监测与故障诊断

题 目 :浅 析 变 压 器 油 中 气 体 在 线 监 测

学 生 姓 名 :王 瑞 学 院 :电 力 学 院

专 业 :电 力 系 统 及 其 自 动 化 班 级 :20

1

0级 研 究 生 学 号 :20101394 指 导 老 师 :石 开 明

浅析变压器油中气体在线监测

王瑞

(内蒙古工业大学电力学院,内蒙古呼和浩特金川开发区 010080 )

摘要:文章结合电力变压器故障时产生气体的原因及特征,简要介绍了变压器油中溶解气体在线监测 方法及装置,将有利于我们正确判断变压器故障产生的原因或故障性质。

关键词:电力变压器;溶解气体;在线监测

0 引言

变压器作为电力系统主要的供电设备, 其可靠运行程度直接关系到电力系统电网 的安全运行。 随时检测变压器状态,及早发 现并排除其可能发生的故障, 已成为保障供 电可靠性的重要手段之一。 变压器油中溶解 气体的在线监测是气相色谱技术的补充和 发展,在线监测技术的实践、 推广及应用是 变压器管理工作的一项重要课题。 它弥补离 线色谱监测受到检测周期的影响, 实现对大 型变压器内部运行状态的在线监控, 及时发 现变压器内部故障, 随时掌握设备的运行状 况, 为状态检修提供技术支持,在很大程度 上提高了变压器的运行可靠性和安全性。 近年来, 随着传感器、计算机、光纤 等技术的发展与应用, 在线监测技术将更 进一步的实用化。

1 故障气体的产生原因

变压器产生故障气体的主要原因是热、 电和机械应力,这些应力在以下情况下产 生。

1.1 电晕和火花放电

电晕是由电游离产生的, 首先发生在带 电物体的尖端处, 火花放电则是一种间歇的 放电,放电持续时间很短,一般为微秒级。 1.2 过热

过热一般包括局部过热和大面积过热。 局部过热一般发生在故障早期, 热点温度可 达 500 ℃左右,但不足以使纤维素碳化,大 面积过热则无局部过热点。

1.3 电弧

电弧是一种持续性的放电现象, 产生比 电晕更明亮的电弧光,且具有更高的温度。 1.4 变压器油

油过热:变压器油受热 温度低于 500 ℃ 时, 释放二氧化碳和水, 温度超过 500 ℃时, 释放乙烯、乙烷、甲烷。

油热解:当变压器油承受极大的应力 (如电弧 ) ,则释放氢、乙炔、甲烷、乙烯。 1.5 纤维素

纤维素过热:变压器内使用有大量的匝 绝缘、隔板、撑条、垫块等固体有机绝缘材 料, 这些绝缘材料的纤维素在密封的条件下 过热时, 主要分解一氧化碳, 二氧化碳和水。 纤维素热解:纤维素热解的主要产物除 焦碳和水以外,还有二氧化碳,一氧化碳。 当温度高 于 250 ℃时, 产生的一氧化碳高于 二氧化碳。

2 故障特征气体

由于变压器的潜伏性故障分为热性故 障和电性故障两大类。 热性故障指铁芯多点 接地、局部短路、接点焊接不良等形成的局 部过热电性故障指电弧放电、 局部放电等故 障形式。 无论是热性故障还是电性故障,以 及绝缘介质老化, 最终都将导致绝缘介质劣 解并产生各种特征气体。 油气相色谱分析方 法可用来对这些劣解出来的低分子气体进 行分类定量检测, 因而可在一定程度上反映 出变压器绝缘介质的故障或老化程度。 变压器油和固体绝缘材料在电或热的 作用下, 所分解产生的各种气体中,对判断 故 障 最 有 价 值 的 是 甲 烷 (CH4 ) 、 乙 烷 (C2H6 ) 、乙烯 (C2H4 ) 、乙炔 (C2H2 ) 、 氢 (H2) 、 一氧化碳 (CO) 、 二氧化碳 (CO2) 。 变压器油过热时产生的主要气体是: C2H4 、 CH4 、 C2H6 、 H2 。

变压器油中电晕放电产生的气体主要

有:H2 、 CH4 、 C2H6 。变压器油中电弧 放电产生的气体主要有:H2 、 C2H2 、 CH4 、 C2H6 。

变压器油中气体组分与故障类型如表 1,其目的见表 2所示。

变压器绝缘油在故障时的产气规律如 图 1 所示。

图 1 绝缘油发生故障时产气规律

纤维素过热产生的气体主要是:CO 及 CO2 ,而且, CO/ CO2 比值越大,则热点 的温度越高。

纤维绝缘材料在故障时的产气规律如 图 2 所示。

通过上述可知, H2 和 CO 是重要的特 征气体。 这两种气体基本上可以做为变压器 故障的早期信号。 从图 1 、 图 2 还可以发现, H2 和 CO 随温度变化最为明显,因此, 在 线测量油中 H2 和 CO 对判断变压器早期故 障是行之有效的方法。

图 2 纤维绝缘材料发生故障时产气规律

3 油中气体的在线监测的方法及装置

变压器油的在线监测实质为油中溶解 气体的在线监测。 也是利用了油中劣解出来 的低分子气体进行分类定量检测的原理, 来 监测变压器绝缘介质的故障或老化程度。 原 理与常规的气相色谱分析方法基本一致, 其不同之处常规方法为定期取油样, 在油化 室进行脱气及分析。 其缺点为不易及时发现 故障或缺陷,而且在取样、运输、脱气、试 验过程中主要靠人工传递及操作, 也容易 引起误差。 在线监测方法是在现场将变压器 本体油经循环管路循环或经传感器进人脱 气装置, 经脱气装置进人分析仪, 在经数 据处理打印出显示可燃气体的色谱图及含 量值,以供分析判断。其特点为可以连续监 测动态的变化过程, 可在不受外部干扰如取 样不规范、 脱气率不高及其他操作误差等的 情况下了解真实的产气速率, 有助于正确判 断。

3.1 脱气方法

3.1.1 直接注入法

传统的色谱仪需对油样进行脱气, 不仅 分析时间长(每个油样的分析时间需一小

时),而且在高真空工作时要使用水银,会 污染环境。此外,由于脱气系统存在死区, 对含气量低的油样无法进行分析。 另外, 气 体样品操作处理过程中可能丧失较多的挥 发性气体, 真空系统的泄漏会使空气进人而 污染样品。为此,美国提出了油样的直接注 人法,它不需真空脱气, 而是采用通用电气 公司 的专利技术开 发的分离 柱(stripper column ) 直接脱气 (美国专利号:4587834) 。 分离柱运用氩气作为载气,在色谱分离前, 将溶于油中的气体从油中喷射出来。 分离柱 装在色谱仪的干燥箱内, 油样容量由采样环 所限定,只要用气密性强的玻璃采样注射 器, 将油样直接注人气相色谱仪内即可。根 据每种气体组分的相对脱气率来调整气体 的响应因数,据此对气体作定量分析。 用该法分析油中气体只需 20分钟。 与传 统的脱气法相比, 直接注人法的优点在于有 较高的效率, 且安全和简单, 有利于实 现现场的检测。

用两种方法对 100个抽样进行了对比试 验,对 9种气体组分的分析结果表明,二者 结果较为一致,差异在士(10%~20%)以 内。

直接注人法还可对含气量低的油进行 分析,例如新油或刚处理过的油。

3.1.2 鼓泡脱气法

对传统的气相色谱仪的某些环节进行 简化, 或采用新技术使之便于在现场进行测 试分析, 以达到现场在线监测的目的。 为此, 人们研制出不少便携式油中气体分析器。 脱 气方式多采用类似直接注人法的原理脱气, 称为空气鼓泡脱气法,如图 3所示。

鼓泡脱气法的脱气原理类似于机械振 荡法(也属不完全脱气法)。当将空气吹人 油中即形成许多空气泡, 大大增加了气相和 液相的接触面, 油中溶解的组分气体被拉人 空气泡并随空气泡排出油面。 用定量的空气 循环、重复吹入油中,直到溶解于油中的组 分气体在油中和空气中的浓度即液相和气 相)达到平衡。油温在 0℃以上时,脱气时 间只需 2min 。

图 3 鼓泡脱气法的循环脱气装置

3.1.3 渗透膜脱气法

上述两种脱气方法一般用于变压器油 中溶解气体的现场检测, 在连续不断的在线 监测中, 普遍采用渗透膜脱气法。 利用高分 子膜的透气性, 可以直接从油中将气体分离 出来,免去取样、注油和脱气等工序,不仅 节省监测时间,而且简化了装置, 易于实现 在线连续监测的要求。

渗透膜是无孔的致密膜, 它能阻挡油的 渗透,但可透过油中的溶解气体。 当气体流 向膜和膜面接触时,气体溶入膜表面, 气体 在浓度差的推动下,在膜内扩散, 到达膜的 另一表面后释出。 不同村料的膜对不同气体 的透过率是不同的, 这就是膜对气体的选择 性。对膜还要求其有良好的耐油性和耐热 性。

3. 2在线监测的原理和装置

在利用常规的离线气相色谱法检测变 压器油中溶解气体时, 首先要在现场从被检 测的变压器提取试验油样并送到分析室, 然 后由分析人员在气相色谱仪上进行油样的 色谱分析,并由专家对分析的结果进行评 定。 在取油样—油气分离—色谱分析的全过 程中存在着环节多、操作手续繁琐、试验周 期长等弊病, 不可避免地会引起较大的试验 误差, 而且实践证明难以发现类似匝间绝缘 缺陷等故障和不能及时检测出相对发展较 快的故障。

为了实现变压器油中溶解气体的实时 或定时监测, 判断其是否正常运行,及时发 现并诊断电气设备内部已存在的故障性质、 类型、部位、严重程度并预测故障的发展趋 势需要研制一种有实用价值的油中溶解气 体在线监测及诊断装置。

变压器色谱在线监测装置的原理框图 和油中六种溶解气体在线监测装置图分别 如图 4、图 5所示。

图 4 在线监测原理框图

图 5 变压器油中六种气体在线监测装置图 由以上两图可见, 微机在线监测装置分 为气体分离、 气体检测和控制部分这三大单 元。 气体分离单元主要包括不渗透油只渗透 油中溶解气体的透气膜, 集存渗透气体的气 室, 装在变压器油箱阀门上变换气流的多通 阀及电动控制设备; 气体检测单元包括载气 通路,分离渗透混和气体的复合色谱柱,检 测气体的气敏传感器及辅助电路, 恒温箱等 辅助设备; 控制部分包括数据的处理和控制 最后显示及声光报警。 气体分离单元的功能 是将油、 气分离;气体检测单元的功能是将 分离出来的待测气体按预定的顺序分开, 依 次接触气敏传感器,输出 6种电压信号;控 制部分主要由 MCS-51单片微机系统实现信 号传输、处理和故障诊断等的多种功能。 当按预定的周期进行定时监测时, 在主 控室操作键盘上启动微机真空泵, 将气室抽 至真空状态,随后打开变压器本体上的油 阀,开始油、气分离;经过由实验规定的透 气时间(7~10天)后,变压器油中溶解气 体的浓度与经透气膜渗透到气室的气体浓 度达到动态平衡, 启动检测系统, 将复合色 谱柱加温至预定值, 气敏传感器加热一定时 间, 启动电磁六通阀使测量管与检测系统相 连, 则测量管中的待测气体随载气 (空气或 N2) 流入复合色谱柱; 复合色谱柱在一定的 温度和载气流速下将待测气体以 H2、 CO 、 CH4、 C2H4、 C2H2和 C2H6次序分开,并 依次接触气敏传感器, 输出 6种相应的电压 信号; 经前置放大的检测信号由传输线送入 微机诊断系统,完成一次测量,并由专家系 统自动判断。 单片微机系统对各种装置进行 自动控制是本系统的重要功能。 为了提高微 机工作的可靠性,单片 CPU 与强电控制信 号间全部采用了光电隔离。 装置的温度由计 算机自动控制在恒定状态。测量结束, CPU 将自动依次关闭阀门, 关闭温控, 使整个机 器处于待机状态,这样关键部件不再带电, 使机器的工作寿命延长。

图 6为用于检测六种气体的色谱柱

图 6 用于检测六种气体的色谱柱

图中,柱 1用于分离 H2、 CO 、 CH4, 而柱 2用于分离 C2H2、 C2H4、 C2H6柱 3用于控制气流。以空气作载气,用空气流控 制阀(稳流阀)保持气流的速度不变,从高 分子透气膜透入的气体积聚在气室内, 监测 时通过电磁六通阀气体随载气进入分离柱。 首先通过柱 2、柱 1,按 H2、 CO 、 CH4顺 序分离并为气体传感器所检测,当 CH4被 检测后, 电磁阀自动切换位置使气体通过柱 2、柱 3,并以 C2H4、 C2H6、 C2H2的顺序 分离和为气体传感器所检测。

在六组分监测装置中, 应选用对氢、碳 类气体有较高灵敏度的气体传感器。平时, 气体传感器不接触被测气体, 待装置工作时 有空气或氮气作为载气将被测气体带出, 通 过气体分离柱依次接触气体传感器, 气体分 离柱分离气体的根据是:同时进入色谱柱中

的各组分,由于在流动相和固定相间溶解、 吸附、渗透或离子交换等作用的不同 (即流 动相和固定相的分配系数不同) ,随流动相 在色谱柱中运动时, 在两相间进行反复多次 的分配过程, 使得原来分配系数具有较小差 别的各组分产生了保留能力的明显差异的 效果,进而各组分在色谱柱中的速度不同。 经过一定长度的色谱柱后,彼此分离开来, 最后按一定顺序流出色谱柱。

图中六种气体复合分布式传感器将多 个具有不同工艺和不同材料组成的金属氧 化物传感器构成一个传感器阵列, 当给出混 合气体后, 不同传感器单元分别响应各自的 特征气体, 这种检测方法是充分利用了不同 气体传感器分辨气体的能力。

这类装置监测原理简单, 但对气体传感 器的要求极高,维护工作量小,检测灵敏度 高, 是变压器油中六种气体在线监测技术的 发展方向。

4 结束语

变压器油中溶解气体的在线监测是气 相色谱技术的补充和发展, 在线监测不可能 替代试验室进行的色谱分析。 但可作为缩短 或延长对变压器油取样周期或试验周期的 一个科学依据利用在线监测装置连续观察 动态变化过程的特点, 当在线监测的测量数 据发生异常变化时, 能及时提示运行人员记 录当时变压器的运行工况, 并结合色谱分析 结果和高压试验手段, 有利于我们正确判断 变压器故障产生的原因或故障性质。

参考文献

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范文五：变压器在线监测装置

变压器在线监测装置

我厂2×1000MW 机组2组主变（2x3台单相变）及2台三相一体式起备变变压器配置美国Serveron 公司生产的变压器在线监测装置的描述。在该系统装置中，对变压器油中故障气体（TM8）、微水（TMM ）、高压套管（TMB ）进行在线监测及后台控制，并通过接口与DCS 连接。

1、 TM8/TMM变压器在线监测装置工作原理

TM8/TMM变压器在线监测装置是通过油中溶解气体分析（Dissolved Gases Analysis,简称DGA ）来对油浸电力设备进行监测。因能够及时发现变压器内部存在的早期故障，在以往的运行维护中消除了不少事故隐患。

其工作原理是：TM8/TMM通过一台泵来实现变压器油以大约250ml/m的流量在变压器和在线监测仪的萃取系统间循环。萃取过程不消耗变压器油。油气分离装置气体侧有一个气密的空间，与油侧的油中气体达到自然平衡。经过一个典型的4小时采样间隔，大约有60升油穿过了萃取系统，萃取系统中显示的气压反映了变压器中溶解气体的全部气压。在获得气样后用载气通过色谱柱后，通过TCD 获得气体的具体含量。在色谱柱热区，通过加热的方式使其温度一直保持在73 C。这样能够使测量准确稳定。 TM8/TMM带有自校验系统，能够自动或人为进行校验。

TM8/TMM共测量8种故障气体及微水，包括氢气， 甲烷， 乙炔， 乙烯， 乙烷， 一氧化碳， 二氧化碳和氧气。 TM8也能对氮气及总烃报数，是唯一全面符合中国标准的DGA 。

2、 TMB 容性设备绝缘在线监测系统工作原理

TMB 容性设备绝缘在线监测系统，对电流互感器（CT ）、套管（Bushing ）、耦合电容器（OY ）以及电压互感器（PY ）、CVT 等进行在线监测，能够发现套管存在的绝缘问题。 本系统利用高灵敏度电流传感器，不失真的采集电力设备末屏对地的电流信号，同时从相应的PT 取得电压信号，通过对数字信号的运算和处理，得出介质损耗和电容量等信息。最终利用专家系统，全方位的分析、判定、预测电气设备绝缘系统的运行状况。

其主要功能是

1. 实时或者周期性监测高压套管的介质损耗和等小电容；

2. 环境温度、湿度变化趋势以及相应的监测结果的修正；

3. 自动跟踪电容及介质损耗变化并分析其趋势；

4. 报警功能

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